燃煤发电节能技术

燃煤发电节能技术（精选8篇）

燃煤发电节能技术 篇1

1 给水加氧技术介绍

给水加氨、加氧联合处理 (简称为CWT) 是由原来给水加氧处理 (OT) 的基础上发展起来的一种新的给水处理技术。在七十年代初, 西德在中性的给水中加入过氧化氢, 后又改为加入氧气, 使给水中的溶氧含量保持在100~300g/L之间, 在金属表面形成一种特定的氧化膜, 从而起到防腐的作用。当时称此为中性处理。后来发现此方法有缺点, 主要是水的缓冲性很弱, 水中微量二氧化碳及其它的酸性物质会引起金属侵蚀, 于是便逐渐发展成为加入少量氨和氧的联合处理。以下简称“联合处理”。

此方法后来除了在德国得到广泛应用外, 在其它国家也得到了广泛采用。如在77年, 前苏联已在超临界直流炉中加入过氧化氢, 进行中性处理。到83年又开始研究在加入氧化剂的同时, 加入氨的试验。据报导, 前苏联到92年, 大约已有80%的超临界机组采用联合处理或中性处理。日本在80年代末就开始进行加氧的试验。直至1989年才开始在电厂中应用。美国对此方法功效的认识是较晚的, 直至1991年才开始试用但后来便发展得较快。EPRI在90年代初便制定了加氧处理的导则, 指导此方法的采用。除上述国家外, 此方法还在意大利、丹麦、荷兰、韩国等国家得到采用。我国从1988年首次在望亭亚临界燃油直流锅炉机组上成功地进行了CWT的工业试验, 取得了令人满意的结果。后来又分别在黄埔亚临界燃煤直流锅炉机组和石洞口二厂、南京电厂和营口电厂超临界燃煤直流锅炉机组取得了应用CWT成功运行的结果。据报导, 到2000年为止, 世界已有83%以上的直流炉和5%以上的汽包炉改为加氧处理。我国2001年北仑电厂和扬州二电厂600M亚临界汽包炉完成了给水处理由AVT向CWT的转换, 取得了良好的结果。国华盘山电厂、国华绥中电厂、河北张家口发电厂等直流机组及汽包锅炉上进行了加氧处理试验, 取得了很好效果。

2 给水加氧处理的原理

给水联合水处理 (CWT) 工况, 在加氧方式下, 由于不断向金属表面均匀地供氧, 金属的表面仍保持一层稳定、完整的Fe3O4内伸层, 而由Fe3O4微孔通道中扩散出来进入水相的二价铁离子则被氧化, 生成三氧化二铁的水合物 (Fe OOH) 或三氧化二铁 (Fe2O3) , 沉积在外延生成的Fe3O4层的微孔或颗粒的空隙中, 使金属表面形成致密的“双层保护膜”, 若干孔内和Fe3O4层上的Fe2O3, 可以说明加氧处理法和AVT处理法所形成的Fe3O4保护层在结构上的区别。在Fe3O4区有裂纹 (例如, 由压应力造成的) 的地方, 就可实现裂纹自发愈合, 愈合速度取决于加氧量的多少。

反应过程如下:

在钢的表面上, 瞬时直接进行的内伸反应为:

在保持晶粒形式和晶粒定位情况下, 铁素体内伸转变为Fe3O4。这意味着在全部转变为Fe3O4前, 同时约有50%的铁从铁素体颗粒中析出。因此, 除了铁和Fe3O4分界面上的内伸反应 (1) 外, 一定会有溶解反应式 (2) 所示:

从阳极上各反应式的总和, 可得出阳极总反应 (1+2) 为:

阴极反应为:

因此, 在钢的瞬时表面上得到的整体反应为:

决定分界面反应 (4) 速度的是阴极去极化 (3) 以及在氧分压不变时与pH值有关的Fe2+离子浓度。该浓度在通过流管内, 由孔道 (浓度梯度, 孔形状、层厚) 内的Fe2+的扩散梯度来确定。

在铁和Fe3O4分界面上, 由于缺乏阴极反应所需的氧, 因而未能出现生成Fe2O3所必需的氧化电位。Fe3O4在分界面上保持稳定的整体相。从孔道进入流动介质的铁离子被氧化成Fe2O3沉积在外延Fe3O4层的里面和上面:

靠近钢原始表面的Fe3O4, 按反应式 (5) ~ (7) 可以生成Fe2O3, 封闭了孔口, 从而降低了扩散和氧化速度。所反应的结果是在钢表面生成了致密稳定的保护层。

从电化学的角度看, 在流动的高纯水中添加适量氧, 可以提高钢的自然腐蚀电位数百毫伏, 使金属表面发生极化或使金属的自然腐蚀电位超过钝化电位, 金属表面因而生成致密而稳定的氧化性保护膜, 从而起到了抑制钢铁腐蚀的作用。

3 给水联合水处理 (CWT) 工况实施技术方案

3.1 实施原则

3.1.1 AVT转换CWT前可不进行酸洗

根据美国EPRI有关资料, 锅炉进行加氧处理转换前最好应进行锅炉酸洗, 如各种水汽品质均满足要求可不做酸洗, 以广东红海湾发电有限公司#2机组为例, 该机组于2008年2月正式投产至联合水处理 (CWT) 前已经运行半年有余, 投产时间比较短, 再加上#2炉运行水质十分良好, 给水、凝结水、蒸汽等各种水汽品质均满足联合水处理工况的要求, 并且#2炉水冷壁割管分析结果垢量在28g/m2, 表明#2炉水冷壁管壁表面比较干净, 按有关规定可以不进行化学清洗。

3.1.2 在实施CWT工况时确定以气态纯氧作为加氧剂

加氧剂主要有气态O2和H2O2两种。一般认为加H2O2的水冷壁沉积率比加O2的低1.74倍, 热阻低35倍, 而且H2O2生成的膜有较高的导电率;从氧化反应时间看, H2O2在几秒钟内就可发生而O2需几分钟, 但是H2O2被认为有毒, 有爆炸特性, 还发现使用H2O2时阀件所有的碳化铬-钒之类的一些合金材料引起腐蚀, H2O2引入点的腐蚀率也较高, 添加空气的不足之处为空气中O2只占21%, 其余为无用的N2, 而且还有许多有害杂质, 如CO2等。会污染给水, 因此目前普遍采用的加氧剂均为气态纯氧。在实施CWT工况时确定以气态纯氧作为加氧剂。

3.1.3 加氧点设置

采用二点加氧法, 主要加氧点设在给水泵入口处, 即在除氧器下降管上, 辅助加氧点设在精处理出口母管处。原有的联氨、氨加入点不变, 以使在启停时能迅速将AVT与CWT互相转换。

3.1.4 除氧器排汽阀、高加排汽阀的控制要求

在AVT替换为CWT阶段, 排汽阀保持微开。在CWT运行以及最优运行工况确定后, 再决定除氧器、高加排汽阀的开度。

3.1.5 给水水质控制

机组启停时, 给水只加氨, 不加联氨, 控制pH值在一定范围 (8.8~9.2) 内, 机组启动后, 当给水电导率DDH<0.1μs/cm, 加入氧气, 控制给水pH=8.0~9.0, 溶解氧O2在30~150μg/L。

3.2 实施前的准备工作

在方案实施前需按要求对如下几个方面进行了检查, 确保机组给水加氧的顺利进行。

1) 加氧系统设备已调试好, 处于良好的备用状态;

2) 确保凝结水凝汽器严密可靠。

3) 检查给水系统调节阀、喷水减温阀热力中使用钴基合金阀门的情况, 符合要求。

4) 检查给水泵密封垫的材质符合要求。

5) 统计自投运以来, 机组运行的压差变化情况, 给水Fe、Cu、DDH的变化情况, 历次启动时冷热态冲洗的水质及耗时情况。

6) 彻底冲洗了热力系统上所有的取样系统, 确保取样系统中没有杂质污堵, 给水DDH<0.1μs/cm。汽水取样系统所有在线化学仪表均远传至上位机, 并有溶解氧及氢电导的历史趋势。加氧运行以给水加氧为主, 凝结水加氧为辅。

7) 确保凝结水精处理系统正常稳定投运, 进一步提高凝结水精处理装置运行再生水平, 使其出水确保锅炉给水水质, 满足CWT工况要求。

8) 锅炉割管检查炉管的腐蚀结垢情况, 根据垢量判断是否满足CWT工况要求。

9) 取了两次水样做离子色谱, 包括凝结水、精处理后出水、给水、过热蒸汽。

10) 专人每天进行系统查定工作。

3.3 实施过程及水质控制

3.3.1 机组的运行

机组按AVT运行方式启动, 待机组正常运行后, 先进行一次全面系统查定, 并确认精处理运行正常停止加联氨一星期, 再一次确认精处理运行正常, 给水水质DDH<0.1 us/cm, 调整pH在一定范围内 (8.2~8.5) , 在给水泵加氧点处按150 ug/L理论计算值加入气态纯氧, 转换为CWT运行工况, 加强监视汽水系统各测点水质变化, 根据给水水质变化情况, 适当调整给水泵入口的加氧量, 最终调整给水溶氧浓度为200~300ug/L, 直至主蒸汽中有溶氧出现。当主蒸汽溶氧达到一定范围内, 调整给水溶氧并使主蒸汽溶氧平衡并稳定。在主蒸汽溶氧平衡并稳定运行一段时间后, 于精处理出口加氧点开始加氧, 控制溶氧为50~100 ug/L;在AVT转换为CWT的过渡阶段, 除氧器排汽阀微开或根据实际情况调整开度, 控制除氧器出口溶氧在50~100ug/L。

3.3.2 在CWT过渡阶段的水质控制标准

精处理出水指标控制:

给水pH、溶解氧的控制必须稳定, 避免大幅度波动, 机组负荷应稳定在75%~100%之内。在CWT过渡阶段, 由于水的氧化性对水汽回路有清洗作用以及原有有机物氧化逸出, 给水电导率、主蒸汽电导率有上升现象, 同时水汽系统铁也随着DDH上升而增加, 但随着转换过程趋于平衡, 电导率将逐渐恢复正常, 所以在转换过程中以DDH<0.2us/cm为控制标准 (短期可放宽至DDH<0.3 us/cm) , 当DDH接近0.2us/cm时, 适当调低给水溶氧, 以便保证给水DDH<0.2 us/cm。

3.3.3 过渡阶段的监测项目

在CWT过渡阶段, 每天进行系统查定, 监测项目有:

给水:pH, O2, DDH, Na, Fe, Cu, SiO2。

凝水:pH, O2, DDH, Na, Fe, Cu, SiO2。

精处理:DD, Na, Fe, SiO2。

主汽:O2, DDH, Na, Fe, Cu, SiO2。

3.3.4 CWT最优工况的调整试验

在完成CWT转换后, 分三阶段进行CWT最优工况的调整, 最终确定CWT工况运行控制标准。试验期间, 维持给水DDH<0.1 us/cm, 除氧器排汽阀处于微开状态。

第一阶段:给水pH=8.5~9.0, O2=100~300 ug/L, 每两小时化验一次凝泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽的全铁, 每天记录一次锅炉、过热器的压差 (此阶段要求机组负荷在450MW以上) 。

第二阶段:给水pH=8.0~8.5, O2=100~150 ug/L, 每四小时化验一次凝泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽的全铁, 每天记录一次锅炉、过热器的压差 (此阶段要求机组负荷在450MW以上) 。

第三阶段;给水pH=8.0~8.5, O2=50~100 ug/L, 每八小时化验一次凝泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽的全铁, 每天记录一次锅炉、过热器的压差。

每个阶段试验7天, 监测项目如下:

给水:pH、O2、DDH、Na、Fe、Cu、SiO2。

凝结水:pH、O2、DDH、Na、Fe、Cu、SiO2。

精处理:DD、Na、Fe、SiO2。

主蒸汽:O2、DDH、Na、Fe、Cu、SiO2。

最后根据最优工况试验结果, 选择出系统中铁含量最小以及其它综合评价最优的给水溶氧和pH控制范围。

4 综合评述及对比情况

给水联合处理 (CWT) 是目前国际上推行的一项先进技术, 它不同于通常的全挥发性处理 (AVT) , 它是在保证给水水质的前提下, 在碱性水中加入一定的氧量, 使热力系统金属内表面处于氧化性气氛中, 形成致密的双层Fe2O3/Fe3O4保护膜, 达到减缓热力系统金属腐蚀的目的。

参考文献

[1]天华化工机械及自动化设计院.金属腐蚀手册.化学工业出版社, 2007.

[2]魏宝明.金属腐蚀理论及应用.化学工业出版社, 1984.

[3]曹楚南.腐蚀电化学原理.化学工业出版社, 1985.

[4]科特等著, 沈祖灿译.火力发电厂大容量机组水化学工况.电力工业出版社, 1982.

[5]伊文恩著, 华保定译.金属腐蚀与氧化.机械工业出版社, 1976.

燃煤发电节能技术 篇2

关键词：低低温电除尘 技术 节能减排 效果

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（a）-0123-01

随着我国社会不断的进步发展，环境形势变得十分严峻，尤其燃煤电厂的污染物排放量十分严重。其中燃煤电厂的污染物排放量十分巨大。国家新颁布的火电厂污染物排放标准（GB13223-2011）已经正式实施，标准要求火电厂粉尘排放浓度低于30mg/Nm3，重点地区低于20mg/Nm3，同时将PM2.5纳入环境空气质量标准，作为重点大气污染物进行监控。因此燃煤电厂污染物排放问题一直是人们关注的焦点。为防治大气污染，我国火电厂烟气排放标准不断提高，相应的使除尘技术也在持续的发展。通过学习国外的先进技术，我国研究出适合燃煤电厂情况的低低温电除尘技术。现今，主要是利用低温省煤器使得烟气的温度可以降低到酸露点温度以下，有机结合了余热利用技术和电除尘技术，集节水、节能和高效除尘于一体。

2 低低温除尘技术原理简介

低低温除尘技术包含了两种设备，即低低温电除尘器和无泄漏管式水媒体加热器。低低温除尘技术指的是把热回收装置设置在电除尘器上，降低电除尘器入口处的烟气温度，提高除尘器的性能，把热量回收起来对脱硫塔出口处的烟气进行再一次加热，使其得到酸露点以上，避免腐蚀下游的设备，水是换热时的媒介。

由于进入电除尘器的烟气温度下降，于是又对普通电除尘器进行相关改造，即低低温电除尘器。低低温电除尘器与普通干式电除尘原理相同，只是由于低低温电除尘器入口烟气温度较低，灰流动性差，为了防堵防腐，在电除尘器的灰斗和绝缘子上装辅助加热设备，保证在整个电除尘器中烟局部温度不下降，同时在容易引起漏风又无法做保温的地方采用不锈钢材料进行防腐。

3 低低温除尘技术的技术特点和优势分析

3.1 除尘效率高

通过研究电除尘中粉尘比电阻的最佳除尘效率区间为104-1011（Ω·cm）。当130℃烟气降低到90℃时，相应的比电阻也会降低，而电厂烟气中的粉尘比电阻一般都超过1011（Ω·cm），因此温度降低可以使粉尘比电阻降低至最佳除尘效率区间内，继而提高电除尘器的除尘效率。另外降低烟气在进入除尘器前的温度也会减少其流速，增加在电除尘器内的停留时间，可以让电除尘装置更加有效的捕获烟尘，从而让除尘效率得到提高。

3.2 减小电除尘器的规格

由于除尘效率的提高达到相同的除尘效率所需的除尘器即低低温电除尘器规格也会变小，根据研究只需要采用三电场除尘器就能够达到五电场除尘器的效率。因此采用小规格的电除尘器可以使供电区减少，电源数量减少，电耗降低，设备占地面积减少。

3.3 降低运行费用和电耗

采用低低温除尘技术可以使130℃的烟气降低至90℃，明显减少了烟气流量，从而使增压风机和引风机的负担降低。温度降低后，通过引风机克服换热器增加的阻力，虽然增加了引风机的压头，但是却减少了需要处理的烟气流量，两者相互抵消，并没有改变电耗。另外，减少了脱硫风机需要处理的烟气流量，使电耗得到下降，因此总体来说降低了电耗。湿法脱硫主要的耗水量是需要喷淋水分给进入吸收塔的热烟气而消耗的，因此降低烟气温度还可以降低耗水量，初步计算可知烟气温度减少30℃之后，耗水量大约节约了70t/h（1000MW）。

3.4 可以实现最优化的系统布置

对低低温除尘工艺系统采取防腐处理，使得脱硫风机具有了放入吸收塔后的资格，使系统的可用率得到提高，可以在负压状态下运行升温换热器和吸收塔，使其结构和密封的要求降低，能耗大约下降了5%，是脱硫系统的最优化布置。

3.5 无泄漏

低低温除尘技术存在的问题主要是防腐方面，燃煤中含有越多的硫，烟气中就含有越多的SO3，腐蚀就越容易发生。在实际的应用中，能否采用低低温烟气技术处理燃用含硫量过高的煤种，需要通过严格、谨慎的计算和考虑。由研究可知，低低温电除尘器入口处的粉尘浓度是16400 mg/Nm3，出口处则是30 mg/Nm3，除尘效率是99.8%。脱硫塔入口粉尘浓度为30 mg/Nm3，脱硫塔出口粉尘浓度为5 mg/Nm3，完全满足国家对粉尘排放的浓度标准，无泄漏。

4 节能减排效果分析

通过余热和低低温电除尘器，烟气进入电除尘器时的温度从120℃～160℃降低至90℃～100℃。烟气温度在酸露点以下有4个好处。（1）降低烟气温度可以相应的使烟尘比电阻降低，从而使电收尘率提高；（2）降低烟气温度可以减少烟气量，降低电场风速，提高对PM2.5的捕集；（3）回收利用烟气余热，减少电煤耗；（4）有利于在电除尘器中一起脱除S03和烟尘，减少腐蚀烟囱和烟道。

5 结语

现今我国的大气环境污染越来越严重，国务院已经针对大气污染防治出台了10条措施。由新的排放标准可知，要高度重视PM2.5的治理和排放限制。由于低低温电除尘技术的优势，可以将其作为环保型燃烧电厂的首要选择，还可以和其他的技术相结合在我国燃煤电厂中大力的进行推广。低低温电除尘技术作为一种国际上高效、先进的治理烟气的技术，具有使用简单、无二次污染、维护费用低、低能耗、高效率的特点，可以适用于我国大部分的煤种。电除尘在国内外的烟尘治理中，特别是电力业一直处于主导地位，是一种公认的、高效的除尘设备，具有十分可观的发展前景。

参考文献

[1]张海，吕俊复，徐秀清，等.我国燃煤电站锅炉NOx排放的现状分析和应对措施[J].动力工程，2005（1）：125-130.

[2]黄斌，姚强，李水清.静电增强脱除PM2.5研究进展[J].电站系统工程，2003（6）：44-46.

[3]苏华莺.燃煤电厂可吸入颗粒物PM10排放的试验研究[D].太原：太原理工大学，2006.

[4]郦建国，郦祝海，何毓忠，等.低低温电除尘技术的研究及应用[J].中国环保产业，2014（3）：28-34.

[5]张鹏，杨雷.低低温高效电除尘技术的组合应用[C]//第十五届中国电除尘学术会议论文集.2013.

燃煤汽轮发电机组启动节能分析 篇3

广东某电厂汽轮发电机组为超高压、中间再热、双缸双排汽、单轴、冲动凝汽式机组,与WX21Z—073LLT型空冷发电机及SG—440/13.7—M566循环流化床锅炉配套,锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。汽轮机组配备低速盘车装置(变频)和中速盘车装置(工频),配有两台顶轴油泵。该循环流化床锅炉采用平衡通风单汽包自然循环、集中下降管、全膜式水冷壁炉膛,属中温燃烧,采用床上点火方式,床上布置有4支3t/h的点火油枪,A、B侧各2支,炉膛前墙布置有4个给煤口,设有石灰石脱硫装置,SNCR脱硝系统,烟气经过FE270/2-1Q型电袋复合式除尘器从烟窗排向大气。

随着电力供需矛盾缓解,该电厂机组利用小时下降,调峰次数增多,增加了开、停机的费用,提高了发电成本,面对这种不利的局面,该电厂组织各专业技术人员积极分析做好内部挖潜,不断降低生产费用,提高公司的市场竞争力,其中,特别是对2015年机组冷态启动费用进行了估算,并对开机过程中影响较大的费用进行了深入的比较和分析。

1 机组启动费用和消耗情况分析

2015年该汽轮发电机组冷态启动4次,经过对整个启动过程各个阶段的油煤水电的消耗量和费用进行统计分析,统计时间为锅炉点火前启动第一台6KV高压电机至锅炉四支油枪全部退出,给煤量按统计时间内给粉机转速进行估算,三次风按统计时间内磨煤机运行时间T乘以额定出力的15%估算,统计分析情况详见表1中。

按2015年12月份的上网电价、燃煤、燃油、商业用水价格计算,冷态启动平均启动费用为302180元,其中燃油耗量212.4t,占总费用的70.18%,耗煤64.65t,占总费用的21.4%,消耗厂用电23862kwh,占总费用的8.0%,消耗除盐水1222t,占总费用0.42%,燃油占总费用的比重最大[1],从各个阶段的费用情况分析:点火至冲转消耗费用57233元,占20.83%,冲转至并网消耗费用27241元,占10.01%,并网至全退油枪217705元,占69.16%,并网至全退油枪的费用最大,启动油耗方面,与集团内同类型机组相比有一定差距,广东云浮某电厂冷态启动用油130t左右,我公司去年平均每次205t,在降低油耗方面有较大的潜力,同时也是降低启动费用的关键。

2 降低油耗分析

2.1 充分利用科技进步成果,采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术,对喷燃器进行改造,对降低启动费用是最有效的措施[2]。

2.2 充分利用邻炉加热装置,如果投入邻炉加热将炉水从60℃加热到100℃,可节约启动用油4t以上。邻炉加热的投入不仅可以节油,而且减小汽包上、下壁温差,缩短启动时间,建议在机组启动前尽早投入,以往在这方面由于工期、时间投用效果不明显[3]。

2.3 采用低风量启动方式,启动时风量的调整各不相同,运行人员按自己的经验调整,启动风量偏大。其中存在二方面的原因:一是设备问题,由于引、送风机风门严密性差,漏风大,在启动初期只能增加风量来平衡炉膛负压,这方面需要通过设备改造[4],提高风门严密性来解决;二是运行人员调整方面的问题。启动风量大在启动过程的影响主要体现在以下几方面:

2.3.1 汽包起压慢,风量大,烟气带走的热量多,炉膛温度上升慢,水冷壁吸热量少,所以汽包起压慢。

2.3.2 主蒸汽温度和主汽压力不匹配,风量过大时热量带到烟道[5],过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数,开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济,减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动,另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。

2.3.3 延长启动时间,冷态启动时汽缸温度低,主汽温度上升过快[6],导致汽机胀差上升过快,只有通过控制主汽温度、延长暖机时间、投入法螺加热的措施来缩小胀差,延长机组启动时间,另一方面由于炉温低,延长投煤时间。

采用低风量启动,能满足燃油完全燃烧的风量即可,在这方面有过成功的经验,正常情况下冷态启动用油控制在30t以下。

2.4 及时调整旁路系统,缩小冲转前主、再温差。在启动过程中常出现主、再汽温不匹配问题[7],温差过大,延长机组启动时间,当主汽参数达到冲转要求时,汽机侧再热蒸汽温度仍达不到冲转要求,主要原因在于旁路系统调整滞后,当主汽压力达到1 MPa时应适当关小二级旁路,对中压缸进汽管道进行充分的暖管,减少冲转前主、再汽温偏差,缩短启动时间。

3 节约用煤分析

节煤方面的主要措施是利用邻炉送粉启动,锅炉点火后通过输粉机进行邻炉送粉,提高粉位,并网后可及时投粉提高炉温,以往是并网后烟温达到要求时启动制粉系统运行[8]。在启动初期由于炉温低,启动制粉系统后,带有大量的煤粉三次风未经燃烧直接进入尾部烟道,试验组提供的资料三次风占制粉出力的15%以上,每小时大约有6吨左右的煤粉,造成大量的煤粉损失,从启动制粉至煤粉着火需要2h左右的时间,从中可以节约12t左右的原煤。

制粉系统在煤粉着火燃烧稳定后启动,充分利用三次风[9],减少原煤损失。过早启动制粉还存在着火初期燃烧波动大,炉温上升快,主汽压力和温度上升快的情况,对过热器的安全运行存在不利的影响。

4 节约用电分析

现阶段开机辅机的启动方式是启动两台引风机、送风机的方式,但从节能角度考虑电耗较大,不经济。启动初期用风量较小,风门开度很小,单台引、送风机能满足50~60MW负荷的风量,从点火到机组带50MW负荷需要7h左右时间,采用单台风机启动方式可节省引风机、送风机的电耗[10],启动初期每台引风机每小时电耗为270KWh、每台送风机每小时电耗为420KWh,按7h计算可节省厂用电4830KWh。

5 意见与建议

5.1 做好启动前的凝结水系统、除氧给水系统的冲洗工作,使机组启动用水能及早回收,并网后可以让机组尽快带上负荷,缩短启动时间,减少补水量。

5.2 建议将原来开机的节油奖励改为启动成本竞赛奖,通过竞赛来充分调动公司运行人员的积极性,不断探索节能降耗经验,提高开机水平,降低启动成本。

5.3 在技术角度的节能分析,机组启动是一个复杂的操作过程,需要各个岗位的通力合作,相互配合才能做到安全、经济启动。

6 结论

经过汽机、锅炉、电气、热控等专业技术人员的协同合作和深入分析,对该电厂135MW汽轮发电机组启动过程进行了优化,分别对启动过程中的油耗、煤耗、电耗进行了多角度的分析,通过采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术、喷燃器升级改造、邻炉加热炉水等措施,使机组启动过程的费用大幅下降,节能成效显著,具体指标参数及费用见表2中所示。

由表2可以看出,机组采用多种具有针对性的节能措施后,启动费用为199268元,比前四次启动所耗费的启动总成本降低了约34%,油耗、煤耗、电耗、水耗均得到了有效的控制,使整个机组的启动过程得到了明显的优化,节能降耗的效果很显著。

摘要：主蒸汽温度和主汽压力不匹配。风量过大时热量带到烟道,过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数。开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济。减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动。另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。

关键词：燃煤机组,冷态启动,低油耗,节煤,节电,节水

参考文献

[1]黄新,王健,陈海峰.火电机组能耗及排放综合考核管理方法研究[J].华东电力,2011(10).

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燃煤发电节能技术 篇4

热力发电是现代电力生产方式之一,其利用燃烧产出热能后转变为电能,保持地区供电运输作业的稳定性。发电机组是热力发电的核心设备,其能耗系数不仅关系着电厂运营收 益,也影响着地区实际供配电效率。为了避免能耗过高带来的 不利影响,可根据实际情况对发电机组实施节能改造,创建更加优越的燃煤发电生产环境。节能改造不是盲目地调 整机组运行结构,而是要根据发电厂现有的生产条件,建设符合厂内 发电要求的节能控制平台。

1燃煤发电机组原理及发展趋势

1.1机组原理

燃煤发电改造带动着工业生产活动,使发电设备相关制造行业获得了显著发展,这与发电行业配套设施的进步有着密切关联。燃煤发电机组(图1)是电力生产的核心设备,其工作原理如下:将煤燃烧产生的热能通过发电动力装置(电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置等)转换成电能。

1.2发展趋势

燃煤发电在国内已发展较长时间,也是电力生产最基本的模式。作为电力行业生产的主要方式,燃煤发电长期以来为国内用户提供了大量电能,保证了区域用电资源的可持续分 配。发电机组是电厂建设与改造的重点对象,坚持机组结构与控制方式先进化改造,将成为燃 煤发电机 组发展的 必然趋势。未来,从“节能、绿色、高效”等方面考虑,应综合提升燃煤发电 机组的可操控性,降低燃煤机组运行阶段的能耗。因此,电厂要增加节能技术项目投资,将先进工艺设备用于机组能耗控制与调整,实现燃煤发电产业的绿色化、节能化。

2燃煤发电机组能耗过高的原因

发电机组是发电厂的核心设备,既影响着 电能生产 效率,同时也对发电厂运营收益水平产生决定性作用。燃煤发电 机是电力生产常用设备,以燃烧原理为基础产出能量作为发电来源,维持了区域用电 生产一体 化建设进 程。受主客观 因素影响,发电机组运行期间出现的能耗过高现象,导致了机组 发电效能达不到预定水平,进而阻碍了发电厂日常发电作业 状态,不利于区域用电的最优化运行。下面结合实践分析燃煤 发电机组能耗过高的原因。

2.1客观原因

燃煤发电机组是利用热能发电的生产设备,其内外结构性能对机组能耗有着直接影响,也是阻碍电力生产流程的一大因素。当前,国内燃煤发电机组主要由燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统等组成,若其中某个部分出现故障则会影 响发电生产效率。例如,燃烧系统、汽水系统负责产生 高温高压 蒸汽;电气系统实现由热能、机械能到电能的转变;控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。燃煤发电示意图如图2所示,燃烧不足会减少蒸汽 量,锅炉燃烧 不充分会 影响发电 机运转效率,电气系统故障会影响热能与机械能的转换效率,这些都会提高机组的能耗系数。

2.2主观原因

除了发电机组设备外,发电厂日常生产与管理方式也会影响机组能耗,这是不可忽略的主观原因。首先,值班人员 对发电机组的操控技能不足,实际操控缺乏专业知识为指导,导致机组运行阶段故障率偏高,阻碍了燃煤热能的产出量;其次,电站对机组设备缺少严格的管理措施,不注重机组维修维 护、组件磨损、零件老化等问题,同样对机组能耗有直接影响。此外,设备更新、在线监控、故障防护等对机组能耗系数均有明 显的影响。

3新时期燃煤发电机组节能改造的措施

现代电力行业已步入新的发展阶段,节能降耗成为行业运营的先进思想,用其指导电力生产模式改革具有多方面 意义,可全面提升电力行业的市场竞争力。为了解决燃煤发电 机组能耗超标问题,企业要注重发电机组节能改造控制,以先进科技为支撑优化设备性能,共同创建现代化燃煤发电生产平 台。笔者认为,发电机组节能改造措施包括优化管理、技术改造、设备升级、在线监测等多项内容,需技术人员按照电厂实际运 行情况提出改造措施。

具体如下:

3.1优化管理

新时代节能思想广泛应用于发电行业,燃煤机组改造需坚持集约化原则,合理应用节能技术,控制厂内的能 耗量。发电厂拟定机组运行管理方案,可最大限度抑制各种能耗问题,维持机组处于相对高效的运行状态。一般来说,燃煤发电机组管理包括:开展专项监督工作,如合理安排发电机组开机组合、选择高质原煤作为燃料(表1)等,同时优化燃煤机组发电运行方式,科学提高燃煤机组发电负荷率;合理确定系统旋转备用 容量,促进可再生能源消纳,促进节能减排和优化调度,实现资源优化利用。应用节能技术对发电厂燃煤发电机组运行进行 优化管理,可明显降低电能消耗,构建节能化发电生产模式。

3.2技术改造

燃煤发电作为一种传统的发电方式也有其弊端 和不足之处,如煤炭直接燃烧排放的SO2、NOx等酸性气体不断增长,使得我国的酸雨量增加,粉尘污染给人们的生活及植物的生长造成不良影响。因此,要不断改进燃煤发电生产方案,利用各种技术提高发电效率,减轻各种因素产生的能耗问 题。例如,对烟尘采用脱硫除尘处理或改烧天然气,汽轮机改用空气冷 却。燃煤发电是现代电力生产的主要形式,燃煤发电机组结构设计关系着作业效率。节能改造是发电工程规划改造的第一步,融入节能降耗思想对燃煤发电机组结构进行改良,可大大降低机组生产能耗,实现节能发电。

3.3设备升级

重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排 放环保改造,燃煤发电机组必须安装高效脱硫脱硝和除尘设施,未达标排放的要加快实施环保设施改造升级,确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。发电厂可定期检查设备运行状态是否符合标准,及时调整燃煤机组内外结构状 态,对机组做好充分的结构改造计划,适应热力发电控制要求。节能理念贯穿于燃煤发电机组升级的全过程,可从工艺上改良发电机的配套设备,提高固有能源的综合利用率,如采用无功 补偿装置、节能型配电变压器等。

3.4在线监控

在线监控系统是发电厂主要监测装置,它能对燃煤发电机组的运行情况进行实时监控,从而及时发现机组存在的异 常。工业计算机是监控系统的主控设备,计算机程序可定向收集机组数据,然后借助数字模型分析机组运行动态,从而提前做 好节能降耗控制工作。随着生产规模的扩大化,煤电公司应增加技术项目投资,既考虑到燃煤发电生产需要,同时遵循电 厂运行监测操作标准,安装高精度监测设备,以便及时掌控燃 煤机组工作状态。例如,远程遥控 是发电厂 内区域监 控的常用 技术,由远程网络、摄像头等构成定向监控平台,24h传递机组工作数据,为值班人员监控分析提供真实依据。

4结语

燃煤发电节能技术 篇5

关键词：节能减排,火电厂,对策

节能减排是我国的一项重要国策,也是火电企业降本增效,提升企业竞争能力的一项重要举措。目前燃煤电厂已通过细化节能管理、优化设备运行、推进节能改造,取得明显的节能减排效益;但随着节能减排工作深入推进,企业继续深化节能降耗工作,已是摆在各燃煤电厂面前的现实问题。

1 燃煤电厂面临的困难

1.1 火电机组利用小时数大幅下降

首先各大集团大规模扩容,火电机组的超前发展,电网装机的富裕量也越来越大,造成机组利用小时数大幅下降;其次国家调整能源发展战略,优化能源结构,把天然气、水电、风电、太阳能、核电等优质绿色电力作为能源开发的重点,影响到火电机组利用小时数的下降。

1.2 电煤价格不断攀升和煤质严重劣化

由于煤碳市场出现了供不应求的局面,使电煤价格不断攀升,更为严重的是电煤质量严重劣化,且煤质变化幅度大,严重影响火力发电厂的安全运行、环保排放和生产经营成本。

1.3 节能减排的环保要求越来越高

目前燃煤机组均投用脱硫系统,随着环保的要求的提高,排放指标2015年长三角、珠三角、京津冀(环渤海)地区的部分重点省市的SO2排放要求不大于200 mg/(N·M3),并且提出燃煤机组要增加脱硝系统,因此环保压力越来越大,环保投入的增加势必增加发电生产成本。

2 持续提升节能降耗工作的指导思想

目前燃煤电厂面临的现实困难是前所未有的,发电燃煤质量的下降,价格上涨;发电设备利用小时数下降,上网发电量减少,使发电企业的进出两头受挤压。在发电生产利润空间几近为零,甚至为负的今天,如何降低生产成本,扭转被动局面,保持和提升企业效益,节能挖潜显得更重要。因此在响应国家节能减排国策的同时,企业节能增效也势在必行。

为此燃煤电厂在今后持续提升节能降耗水平的工作中可遵循以下指导思想:

(1)最大限度降低机组各系统的阻力;

(2)充分降低系统中各设备的裕量;

(3)确定各设备不同工况下的高效运行区域;

(4)持续优化低负荷的机组运行方式;

(5)持续将设计值作为最基本的对标手段;

(6)最大限度提高设备可靠性。

3 提升燃煤电厂节能降耗水平的措施

火力发电企业要从思想上彻底改变传统的机组运行额定负荷及燃用设计煤种的观念,开展运行方式和发电设备的优化调整,进行相应设备的必要改造,以适应可持续的发电环境,并做好防止进一步恶化的应对措施,做到适者生存。

3.1 创新节能管理这一最基本的抓手

(1)建立以指标为中心、以标准为依据、以计量为手段的节能监督体系,监测、分析影响发电设备经济运行的重要参数、性能和指标,在全厂耗能设备及系统的设计、安装、调试、运行、检修、技术改造等各个环节开展设备优化、系统优化、运行优化、指标优化,使全厂的煤、电、油、汽、水等消耗指标都达到最佳水平。

(2)落实生产指标责任制,实行以“定量为主,定性为辅”的考核手段,按部门职责将指标分类、分解,厂部分解到部门,部门分解到班组,班组分解到个人;年分解到月,月分解到天;做到人人有指标,个个担责任。

(3)对主要生产指标采取日跟踪、周分析、月总结、专题分析相结合,通过分析、评价和总结,及时发现生产指标、设备、系统及运行方式等方面存在的能耗问题,并针对问题研究制订行之有效的整改措施,并督促完成整改,形成闭环管理。

(4)持续开展对标管理,通过与设计值、厂内机组间、本机组历史最优值、同区域机组、行业内机组比对,正确认识与先进水平的差距,明确节能工作的重点方向和存在的潜力。

(5)充分发挥“节能合理化建议”活动的作用,激发员工的潜能,多为企业节能降耗献计献策,从而使企业和员工双赢。

(6)适时开展优化试验、诊断试验、能量平衡试验,及时指导生产,为节能降耗提供科学依据。

3.2 持续以新技术优化设备和系统

在创新节能监督管理和优化运行方式的同时,大力应用新技术、新方法、新工艺、新材料来优化设备和系统是节能降耗技术支撑的关键所在。

3.2.1 汽机设备及系统

为提高汽机在低负荷运行的经济性,汽轮机制造厂均推荐采用定—滑—定运行方式,并提供了相应的滑压曲线,但对于各机组其喷嘴组的结构、配汽机构阀门重叠度、控制系统及蒸汽参数等均有差异,因此必须根据本机组特性对制造厂推荐的滑压曲线进行优化,尽量减少调门的节流损失,寻找机组低负荷滑压合理的阀位点,以指导运行人员进一步提高机组的运行经济性指标。

同时根据试验结果分析研究喷嘴组是否存在优化的潜力,进行更换新型喷嘴或调整喷嘴组的数目,以保证机组在低负荷运行时合理的阀位和阀门重叠度,减少喷嘴组的节流损失。

对于大型汽轮机,在机组的效率总损失中,40%是由于汽封间隙过大所引起的,主要表现在隔板汽封、动叶顶汽封、轴端汽封、中间过桥汽封等,因此漏汽损失已成为影响汽轮机效率的主要因素,为此在机组检修中各厂都将调整汽封间隙和更换新型汽封作为提高机组经济性的必要手段。新型汽封技术又以自调整汽封、刷式汽封、蜂窝式汽封、接触式汽封以及铁素体汽封等为主,各厂应根据本厂机组的特性及实际状况,选择合适的汽封进行提效改造;而改造后提效结果的关键在于汽封是否调整到最小间隙,而汽封能否调整到最小间隙关键在于机组的振动状况,因此,一些厂在进行新型汽封改造时往往忽略了机组的实际振动水平,致使机组改造后由于振动原因不能正常启动,再揭缸调大汽封间隙才能正常启动,改造后效果不明显。对于振动大的机组一定要先处理振动再进行汽封改造;对于尚不能彻底处理的振动,汽封改造时一定要充分考虑振动大轴承的轴封、汽封间隙。

对于汽轮机尚存在较大的节能潜力是来自冷端,目前湿冷机组都开展了冷端优化工作,制定了最经济真空的运行方式;并在寻求新技术以增加凝汽器的换热效果,用于传热管内污垢自清洁的凝汽器螺旋纽带除垢装置和螺旋桨式涡流发生器等正在应用于生产现场;对于闭式循环水的冷却塔,一些厂已采用发电厂冷却水塔空气动力涡流调节装置的新技术,在塔入风口加装导向板,使空气在冷却塔内部形成稳定的旋转上升气流,较深和均匀地穿透集水池至填料的水滴空间、淋水填料区、喷溅装置和除水器,增加空气与循环水接触的面积和时间,减少塔内的涡流区间,提高冷却塔效率,从而降低循环水温度,提高机组的效率。而对于湿冷机组,其夏季高温大风环境下稳定并提高真空的有效措施是采用尖峰除盐水喷淋技术,但要要取得较好效果必须具备2个条件,其一是喷淋的除盐水量要达到机组凝结水量的12%以上,其二是喷淋的除盐水压力要保证除盐水的雾化效果,雾化后除盐水颗粒径要达到200μm以下,雾化头可在实验室测量其雾化效果。

3.2.2 锅炉设备及系统

目前,燃煤电厂存在较多和较大问题的大多来自锅炉,由于锅炉设计煤种和实际燃用煤质偏差较大,给锅炉的安全稳定、经济运行、环保排放带来了一系列问题,主要表现在:制粉系统出力不足,锅炉出力受限;锅炉燃烧稳定性差,助燃油量增加;蒸汽参数达不到设计值,减温水量增加;锅炉结渣加剧,严重时掉渣灭火;积灰加剧,受热面磨损、腐蚀、超温和爆管等加剧;灰分增加,输灰不畅;硫分增加,污染物排放量增加,脱硫耗电率居高不下等。要缓解以上问题,首先进行的就是开展掺配煤工作。

大部分厂在掺配煤工作上偏面追求成本最小化,使劣质煤掺配量过大,影响到锅炉安全运行,锅炉存在的问题几乎得不到缓解;掺配煤工作的原则是在保证锅炉安全稳定运行的基础上最大限度地降低燃煤生产成本,应做到统筹兼顾,即全面考虑燃煤生产成本、锅炉的安全运行、燃煤采购货源和煤场储存掺配的条件;同时做到分区堆放、分炉配煤、分仓上煤、分时段上煤,即按煤矿及煤质分开堆放,根据锅炉的自身特性分别配煤,根据锅炉的燃烧器方式分层燃烧分仓上煤,根据机组的运行负荷分时段上煤;再者,在掺配过程中要做到高硫煤配低硫煤、火车煤配汽车煤、低挥发份煤配高挥发份煤、低热值煤配高热值煤、干煤配湿煤等。掺配煤的宗旨是稳定入炉煤煤质,提高锅炉运行可靠性。

针对煤质劣化后,锅炉首要解决的问题是增加制粉系统出力,满足锅炉带负荷能力,对于钢球磨制粉系统,提高制粉出力的手段很有限,提高热风温度增加干燥出力受磨出口温度限制,增大热风量提高通风出力受煤粉细度限制;而对于中速磨制粉系统,则可以通过改造提高磨煤机转速10%左右,从而可提高制粉出力10%~20%。

当制粉系统出力增加后燃烧器也应相匹配,否则也应进行相应改造,若进行改造则要兼顾考虑采用低NOx技术的新型燃烧器。

对于燃煤热值降低后引起炉膛热负荷降低,燃烧不稳,蒸汽参数达不到设计值,可采用增加卫燃带或刷红外隔热涂料来提高炉膛温度。

对于煤质劣化后减温水量严重超出设计值,则可对受热面作相应改造,减少低过、低再受热面积,增加省煤器受热面积,国内已有多台600 MW亚临界机组成功改造。

锅炉空预器漏风是各厂都倍受关心的问题,屡治屡漏,目前较好的密封技术有双道密封、自动跟踪装置、柔性接触式密封等,但最关键的是对于密封装置要每停必维护,才能保证空预器有较低的漏风率。

3.2.3 机组辅机系统

电站辅机选型过大是常见的问题,尤其是现在低负荷运行几率增加,辅机富裕量大问题就更为突出,因此辅机的降速降容新技术就运用而生,但采用何种节电改造方式要通过辅机摸底性能试验后才能确定。

对于富裕量严重偏大的则需重新选型;对于富裕量大于30%,则可进行电机变频改造;而富裕量小于30%,是离心式则可切割叶轮,静叶片轴流式则可以减少叶片数,同时电机可以降速降容改造;对于出力低的辅机同样可以电机增速增容改造,离心式则叶轮高效化改造,静叶片轴流式则可以增加叶片数来提高出力。

目前,电机变频技术已被电站辅机广泛应用,大多数锅炉吸风机、增压风机、一次风机、汽机凝结水泵等电机均已改变频,而变频器存在最大问题是夏季高温易产生故障,因此夏季高温时要考虑变频小室的清洁和采用变频小室空气内循环冷却方式,最好采用水冷方式的变频器。

对于变频改造存在一定误区,轴流动叶调节的送风机一般不适合改变频,因其轴流动叶调节本身效率相对较高,同时送风机耗电率相对较低,其耗电率的绝对可降低量较小,改变频回收期太长以致于投资难于回收。

辅机经改造后一定要通过试验确定其高效运行区,对于风机其档板开度不是在最大开度时其运行效率最高,要通过试验确定其不同负荷下最高运行效率的档板开度值。

在对辅机降电耗改造过程中,要结合改造辅机不合理的管道系统布置方式,最大限度降低管道系统阻力,提高辅机运行经济性。

3.2.4 机组运行监测和优化系统的应用

火力发电是一个高度自动化的大型复杂系统,为优化机组的安全、经济和环保等性能,国内外开发了纷呈多样的优化系统,主要有侧重监测、指导与运行管理的开环方式系统和侧重对机组控制策略调整的闭环方式系统。电厂应积极应用一些成熟的优化运行系统,通过它们对机组性能监测、耗差分析、诊断与操作指导等应用,来持续提升机组的安全、经济和环保等水平,起到事半功倍的效果。

目前已应用于生产现场的较成熟的优化运行系统有:

应用于运行现场实时优化工况、历史工况最优追忆、能耗诊断及经济性评价的全息诊断系统;

应用于运行小指标的考核科学管理的绩效考核系统;

应用于煤质劣化多变情况为提高制粉出力降低制粉电耗的磨煤机料位控制系统和锅炉制粉系统智能优化系统;

应用于煤质劣化多变情况为稳定炉膛燃烧的锅炉风粉在线和锅炉燃烧智能优化系统;

应用于超临界和超超临界机组锅炉受热面安全的炉内壁温在线监测技术;

应用于煤质多变工况各受热面科学合理吹灰的锅炉智能吹灰优化控制系统;

应用于煤质劣化后结焦加剧的锅炉在线结焦预警系统;

应用于煤质劣化煤价攀升为加强煤质检斤检质综合管理的燃料数字煤场系统;

应用于煤质多变后稳定和优化锅炉燃煤结构的配煤掺烧优化控制系统;

应用于机组滑压运行时提高机组经济性的阀门优化管理系统;

应用于机组变工况运行时的提高机组真空的凝汽器真空优化系统。

运行优化系统使用后一定要加强管理,要充分发挥其优化的优势,同时要结合机组实际情况对其进行跟踪、完善、再创新,使它们为提升机组的安全、经济和环保性能起到实效。

4 结束语

目前全球在倡导低碳经济、低碳生活的新形势下,世界各国都加强了节能减排、能源结构优化的力度,但在今后的几十年中能源结构仍将以燃煤火力发电为主导地位,燃煤火电厂节能减排是一项任重道远并且刻不容缓的工作,要以科技进步作为节能工作的关键技术支撑,同时全面、全员、全过程的节能管理和节能监督是节能工作的最重要保障。

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燃煤发电节能技术 篇6

关键词：发电技术,太阳能辅助燃煤机组,减排成本模型,政策

前言

目前,我国发电方式仍以火力发电为主,电力结构仍以燃煤机组为主,但火力发电不仅能源消耗量巨大,而且污染物排放量极大,给能源短缺和环境造成了严重的威胁。为了减少能源消耗,降低污染物排放,大力发展太阳能辅助燃煤发电技术成为重要课题。

1.太阳能辅助燃煤机组发电技术分析

1.1太阳能辅助燃煤发电机组集成方案

在太阳能辅助燃煤发电机组中,太阳能主要是作为辅助热源来代替原燃煤机组的回热抽汽加热锅炉给水,对于代替的抽汽量是越多越好,而实现全部代替是人们发展太阳能燃煤辅助机组的最终目标[1]。被太阳能取代的抽汽留在汽轮机中继续做功,这样有利于燃煤消耗量的减少和机组发电功率的增加。太阳能集热系统采用定出口温度模式,随着太阳辐照强度的变化流量进行自动调整。

1.2系统建模与经济分析

根据太阳能辅助燃煤机组的运行特征与功能用途对这种发电技术进行分析,采用建模的方法最为直观和常见。太阳能辅助燃煤机组模型建立包括多种模型,如减排成本分析模型、集成系统减排量模型、能源电力CGE模型、太阳能与燃煤供电分摊模型、系统评价模型、技术经济评价模型等等[2]。太阳能辅助燃煤机组发电系统的减排成本为发电系统的单位发电成本减去纯燃煤机组单位发电成本,然后再比上纯燃煤机组排放因子与太阳能辅助燃煤机组排放因子之差。将等效焓降引入减排成本计算公式当中,同时为简化运算,假设每年燃煤量、发电量都是相同的,年利率也是固定不变的,这样太阳能辅助燃煤机组发电系统的减排成本计算公式变为

式中,β为投资收益率,M为年运行维护费,F年燃料费,I为总投资,P为煤炭价格,G为年发电量,r为利率,b为供电煤耗率。当太阳能集成系统位置确定后,有效太阳能供电率的值是确定的,且工况下的变化幅度不大,因而计算过程中往往将其取固定值[3]。这样经进一步转化之后,减排成本计算公式可以反映出太阳能辅助燃煤机组发电减排成本的主要影响因素,包括单位面积的运行维护费用,投资收益率、集成参数、设计辐射强度、煤炭价格、太阳能辐射资源等。因而在对太阳能辅助燃煤机组发电系统进行设计和运行过程中,应对上述各种影响因素予以全面充分的考虑,以实现太阳能互补燃煤机组发电的经济高效运行。

2.太阳能辅助燃煤机组发电政策改进

结合上文分析,太阳能辅助燃煤机组发电在政策的改进上,应引入规划总量机制,优化机组集成方案设计,并加强碳税等相关税对太阳能辅助燃煤机组发电的影响分析和各种模型的构建,以不断改进太阳能辅助燃煤机组设计方案,提升互补发电系统工作性能与能源利用率。将规划总量引入到太阳能辅助燃煤机组发电的CGE模型之中,主要是将规划总量作为模型的外生变量,这需要从经济角度和技术角度出发,对不同规划总量对社会能源需求、经济发展和居民生活等的影响进行分析,对二氧化碳减排影响进行分析[4]。同时,还要对二氧化碳排放量和机组发电、供电量进行计算。通过上述内容的分析与相关量的计算发现,太阳能辅助燃煤机组发电系统的改造新建会增加企业生产成本与产品价格,会改变用户需求,且随着太阳能辅助燃煤机组发电规划总量的增大,二氧化碳排放量减少,而机组发电系统的发电供电量上升。此外,当太阳能辅助燃煤机组发电规划总量处于某一固定水平条件下,碳税的征收会增加企业生产成本,改变能源及部门需求,导致煤炭需求量和火电需求量大幅下将,主要是因为能源投入要素之间存在相互替代关系,人们可以采用其他要素来代替成本增加的原有能源。因此在发电政策上要对碳税影响予以充分考虑。

3.总结

太阳能辅助燃煤机组发电技术是发电行业一个新的发展方向,其在减少燃煤消耗量和污染物排放中所具有的作用不可小觑。因此,电力技术人员应综合考虑各方面因素对太阳能辅助燃煤机组汽轮机、集热器等装置进行合理选择,对发电系统各模块进行合理设计,以实现太阳能在发电领域的高效利用。

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浅析燃煤锅炉节能改造技术 篇7

1 分层给煤装置改造技术

目前, 我国的燃煤锅炉原料大多使用原煤, 块煤、末煤混合入炉居多。原有的斗式给煤装置, 使混合煤阻碍空气进入锅炉量, 减少燃烧煤与空气的接触面积, 影响煤充分燃烧。可以将斗式给煤装置改造为分层给煤装置, 将原煤中的末煤层层筛选、过滤, 上层煤块缝隙多, 空气进入量大, 可以使煤块充分燃烧, 下层煤末也可松散地分布在炉排上, 煤炭的燃烧率随之提高。使用分层式给煤装置, 可以改善锅炉内原煤的通风状况, 提高煤炭的燃烧率, 这种方法既节约成本, 效率又高, 可大量使用。

2 节能涂料喷涂技术

燃烧锅炉的炉膛内壁, 由于长时间燃烧煤中烟气粉尘的堆积, 铁管在高温氧化作用下, 铁管壁磨损严重, 降低了锅炉使用寿命。铁管壁的磨损, 铁管的远红外辐射系数低, 使铁管传递热量到水中的时间延长, 炉膛内的热传递效果差。可以通过对锅炉铁管壁和省煤器管表面喷涂远红外辐射节能涂料的方式, 提高铁管表面的热辐射系数, 增加铁管传递热量到水中的速度, 可以有效保护炉膛内壁和省煤气使用寿命, 节约原煤消耗量, 成本不高且效果极好。

3 锅炉烟气余热回收和富氧燃烧

燃煤锅炉烟气排放温度普遍高达180℃以上, 这种高温燃烧既污染了环境, 又会浪费了宝贵的烟气余热资源。要改善这种情况可思考利用热管换热技术, 这种方法可有效回收这部分受污染的烟气余热资源, 用来预热锅炉助燃空气充当空预器的作用, 预热锅炉给水达到省煤器的效果, 可以生产热水充当水加热器功能。该项技术的应用可以变废为宝, 其经济效益和社会效益非常显著。

另外, 当锅炉火焰温度不够、需要扩容、煤渣含碳量偏高、锅炉燃烧效率不高、烟气林格曼黑度无法达标、锅炉出力不足的时候, 可以考虑采用富氧燃烧技术, 来增加助燃空气中氧气的含量, 使得燃料燃烧的更加充分。该项技术不仅可以降低空气过剩系数, 减少燃烧后的烟气排放量, 还能大大提高火焰温度和降低排烟黑度, 实现节能的目的。

4 燃烧系统改造与炉拱改造

对于正转链条炉排锅炉, 该项技术改造是从炉前适当位置喷入适量煤粉到炉膛的适当位置, 使之在炉排层燃基础上, 增加适量的悬浮燃烧, 这种改造可以获得10%左右的节能率。但是, 对于喷入的煤粉量、喷射速度与位置要控制适当, 否则将增大排烟黑度, 影响节能效果。对于燃油、燃气和煤粉锅炉, 是用新型节能燃烧器取代陈旧、落后的燃烧器, 改造效果也与原设备状况相关, 原状越差, 效果越好, 一般达不到10%的良好效果。

一般情况下, 正转链条炉排锅炉的炉拱都是按设计煤种配置的, 有不少锅炉不能燃用设计煤种, 导致燃烧不够充分, 不同程度上影响锅炉的热效率, 甚至会影响锅炉出力。要改变这种状况, 就要按照实际使用的煤种, 适当改变炉拱的形状与位置。这样的改进可以改善燃烧状况, 提高燃烧效率, 减少燃煤消耗。这项改造可获得10%左右的节能效果, 并且技改投资半年左右可收回。

5 锅炉辅机节能改造与锅炉本体保温

在具体的时间中, 燃煤锅炉的主要辅机主要包括鼓风机和引风机两部分, 其运行参数与锅炉的热效率和耗能量紧密相关。要实现燃煤锅炉的技能, 就要应用适当的调速技术。要依据锅炉的负荷需要调节鼓与引风量, 来维持锅炉运行的最佳状况, 这样一方面可以节约锅炉燃煤, 另一方面又可以节约风机的耗电, 节能效果十分突出。

一般状况下, 锅炉本体在20℃的环境温度下, 散热损失在2%左右。在具体的应用中, 如果锅炉本体保温不好, 会加速锅炉的散热损失, 恶化周围的环境。要改善这种不利的状况, 可以思考使用新型专用保温膏。专用保温膏材料粘度大, 而且保温效果好, 干后抗冲击、抗震动效果极佳, 整体密封性能会有显著加强, 与特殊配套的防水涂料相配合使用效果会更佳, 可有效减少散热损失0.5%~1%, 该种技术的应用会起到改善劳动条件, 美化劳动环境的预期效果。

6 旧锅炉更新与控制系统改造

该项改造是用新锅炉替换旧锅炉, 即用大型锅炉替来替换小型锅炉, 用新型节能型锅炉替换旧型锅炉, 用高参数锅炉来替换低参数锅炉, 以实现热电联产等效果。如用适当台数大容量循环流化床锅炉替换多台小容量层燃锅炉, 就能实现热电联产。这样的替换可以较大幅度提高锅炉的能源效率, 因此节能效益可观, 且投资回收期较短, 长则4~5年, 短则2~3年。

小型燃煤蒸汽锅炉节能技术分析 篇8

我国工业锅炉拥有量为五六十万台,其中70%是蒸汽锅炉, 其余是热水锅炉。2006年全国煤炭产量为23.3亿吨,锅炉用煤达到19亿吨,其中火力发电锅炉用煤13亿吨,工业锅炉用煤6亿吨,锅炉用煤占煤炭总产量的81%。电站锅炉热效率普遍较高,目前我国超临界机组锅炉热效率一般为90%以上,已达到世界同类型机组先进水平;工业锅炉热效率普遍较低,据抽样调查,我国燃煤工业锅炉的平均实际热效率仅为68.7%,而工业国家平均水平为80%以上,仅此一项,每年浪费原煤近1亿吨。

在用的工业锅炉以燃煤居多,由于种种原因, 如结构设计不合理, 制造质量不良, 辅机配套不协调, 可用的煤种与设计的煤种不符, 运行操作不当等, 都会造成锅炉出力不足、热效率低下和输出参数不合格等问题, 结果是能源消耗量过大, 甚至不能满足生产要求。以上问题比较普遍,所以节能潜力很大。故针对小型燃煤蒸汽工业锅炉的节能检测,节能分析及节能技术改造势在必行。

1 节能背景

近期国家在节能方面出台或修订了很多法规,如新修订《节能法 》第十六条明确指出对高耗能的特种设备,按照国务院的规定实行节能审查和监管。《国务院关于修改〈特种设备安全监察条例〉的决定》(简称《新条例》)已经2009年1月14日国务院第46次常务会议通过,自2009年5月1日起施行。 《新条例》第十二条:锅炉、压力容器中的气瓶(以下简称气瓶)、氧舱和客运索道、大型游乐设施以及高耗能特种设备的设计文件,应当经国务院特种设备安全监督管理部门核准的检验检测机构鉴定,方可用于制造。 《新条例》第十三条:按照安全技术规范的要求,应当进行型式试验的特种设备产品、部件或者试制特种设备新产品、新部件、新材料,必须进行型式试验和能效测试。 国家质监总局116号令《高耗能特种设备节能监督管理办法》 于2009年9月1日起施行。

2 锅炉选型与燃烧方式[5,6]

2.1 从节能角度分析锅炉的选型及旧锅炉的淘汰和替换

从节能角度出发,锅炉选型时应注意以下问题:

(1)通过合理的计算确定锅炉容量,还可绘制负荷曲线图进行分析。

(2)确定锅炉型号及台数,尽量使锅炉在高效经济条件下运行。

旧锅炉更新改造是用新锅炉替换旧锅炉,包括用新型节能型锅炉替换旧型锅炉;用大型锅炉替换小型锅炉;用高参数锅炉替换低参数锅炉;用适当台数大容量循环流化床锅炉替换多台小容量层燃锅炉等。

2.2 集中供热节能和热电联产节能

从节约能源消耗、提高能源转换利用效率的角度看,工业锅炉用户区应实行集中供热的方式,从而提高锅炉的容量和参数,提高锅炉运行的自动化程度,节约能源消耗。在用户比较集中的区域,把分散的、旧式小型工业锅炉替换下来,改用效率高、机械化程度较好的中等容量锅炉,可以有效地减少城市环境污染、能源消耗,使能源利用效率大大提高。

2.3 燃烧煤种与燃烧方式的匹配和炉拱改造节能分析

锅炉不是通用产品,它的效率和燃用什么样的燃料和采用什么燃烧方式有关,若锅炉炉型与燃用煤种不符, 就会出现燃烧不完全、燃料结焦严重等问题, 造成锅炉出力严重不足、热效率低、能源浪费大。例如手烧炉,由于存在热力(通风)的周期性,它不宜燃用高挥发分烟煤,否则,它的燃烧效率是很低的。对链条炉,其燃料着火性能较差,应充分利用炉拱和高温烟气的热辐射来助燃点火,应该做好分段送风。在链条炉中使用二次风有利于强化燃烧、降低化学不完全燃烧损失和消烟除尘,是节能行之有效的措施。

炉拱改造也可以产生节能效果。链条炉排锅炉的炉拱是按设计煤种配置的, 有不少锅炉不能燃用设计煤种, 导致燃烧状况不佳, 直接影响锅炉的热效率, 甚至影响锅炉出力。按照实际使用的煤种, 适当改变炉拱的形状与位置, 可以改善燃烧状况, 提高燃烧效率, 减少燃煤消耗。现在已有适用多种煤种的炉拱配置技术,这项改造可获得10%左右的节能效果。

3 锅炉硬件设备[7]

3.1 锅炉保温堵漏

由于锅炉炉墙、汽水热力管道系统的温度总是比周围的温度高,所以炉墙和汽水管道系统的部分热量要通过辐射和对流方式散发到周围空气中,造成锅炉的散热损失,造成锅炉热效率下降。因此, 应采用先进的保温材料,加强保温,减少热损失,提高锅炉热效率。

小型燃煤蒸汽锅炉炉膛和尾部漏风现象很普遍。漏风即使烟气量增加,还使炉膛温度降低,对燃烧影响很大。因此,一旦发现漏风,要尽快设法堵漏。另外锅炉房内热力管道及法兰、阀门填料处蒸汽和热水的“跑、冒、滴、漏”现象普遍存在,这使锅炉有效利用热量减少,补充水量增加,降低锅炉的热效率。因此,要及时维修,减少热损失。

3.2 水处理节能

使用离子交换器,降低水的硬度,减少或者阻止结垢,可提高锅炉热效率。一般锅炉给水中含有大量的溶解气体和盐类,如果给水未经处理或处理不当,会造成锅炉受热面腐蚀和结垢现象。锅炉受热面结水垢时,受热面热阻增大,传热性能变差,燃料燃烧所放出的热量不能迅速地传递到炉水中。在这种情况,为了保持锅炉的额定参数,就必须更多地投加燃料,提高炉膛和烟气温度,因此,造成能源的浪费。水垢的导热系数很小,约为钢板导热系数的1/30~1/50。经测定,锅炉受热面结1 mm水垢,燃料消耗要增加8%~10%。

3.3 选用合适的给水泵及鼓、引风机

给水泵是锅炉房的主要耗能设备,选用合适的给水泵可以提高锅炉净效率。现有的小型蒸汽锅炉多为卧式快装锅炉,多数锅炉出力很难达到额定出力,而且用户在选用给水泵时已经考虑了安全系数,导致大马拉小车的状况,因此应按实际运行压力选型。锅炉给水泵选用原则:

(1)小型蒸汽锅炉给水泵应以“效率”为选择原则。用CR型多级离心泵替代原有的GC、DG型,可以节能50%以上。

(2)小型蒸汽锅炉给水泵选用时可不考虑安全系数,按照锅炉吨位直接选择相应的水泵。

(3)小型蒸汽锅炉给水泵扬程应按实际运行压力选取,其扬程为:最高使用压力+ ( 0.2~0.3)MPa 。

(4)锅炉给水泵变频节电效果不明显,在考虑给水泵节电时应优先考虑高效水泵。除非水泵扬程富裕过大,可考虑变频调速节电。

锅炉的鼓、引风机也是锅炉房的主要耗能设备,约占锅炉房耗电量的60%~80%。因此,研究鼓、引风机的节能方法是提高锅炉净效率的关键。近10年来,国内电泵制造业已陆续生产出一些高效节能型锅炉鼓、引风机。耗能大的鼓、引风机应通过各种途径予以改造,以提高其效率。

3.4 锅炉供热系统采用蓄热器

蒸汽蓄热器是一种蒸汽热能储存装置, 具有均衡供汽、调节尖峰负荷的作用。用于负荷波动的供气系统, 可使得锅炉负荷稳定; 用于余热利用系统, 能有效地回收热能。常用的蒸汽蓄热器是一种变压式蓄热器, 可借助工作压力变化进行蓄热和放热。使用变压式蒸汽蓄热器的必要条件是: 工艺设备的用汽负荷是波动的,日负荷曲线变化频繁和剧烈; 部分用户的用汽压力必须小于汽源(锅炉) 的工作压力, 低压蒸汽消耗量必须大于或等于最大用汽负荷与锅炉房额定蒸发量之差。蒸汽蓄热器是一种行之有效的节能设备, 合理使用蒸汽蓄热器后, 一般能节约燃料3%~20%。1台6蒸吨带蓄热器锅炉,年可节煤200 t,年减排CO2345 t, 寿命期内可减排CO2约5 000 t。

4 锅炉运行管理

4.1 锅炉按额定负荷运行

锅炉超负荷运行时,燃煤量增大,锅炉煤层加厚,炉排速度加快,才能满足负荷增大的需要。煤层加厚和炉排速度加快使机械不完全燃烧损失加大,燃煤量增加使炉内温度升高、排烟温度增加、排烟损失加大。锅炉负荷降低运行时,燃煤量减少,炉内温度降低,使燃烧工况变差、化学不完全燃烧损失加大。因此,应使锅炉按额定负荷运行以获得最经济工况。

4.2 强化受热面,减少结垢,清除积灰

在正常情况下,锅炉受热面不结水垢,不积灰,其传热情况较好。结水垢或积灰后,传热量显著下降,如需保持同样的传热量,则必须增加燃料量,就要浪费能源,且此时热阻增加,壁温将升高。因此,为了节约能源和保证锅炉安全运行,必须保证受热面不结垢不积灰,这就要求锅炉给水应按标准处理,大型锅炉必须安装吹灰器,锅炉运行时必须吹灰。锅炉结垢不但浪费燃料(水垢1.5 mm时,燃料量增加6%;5 mm时燃料量增加15%;8 mm时则增加34%) ,使金属过热,还会引起水循环破坏,腐蚀,化学清洗浪费人力物力,缩短锅炉寿命等一系列恶果,应尽量做到无垢或薄垢运行,才能实现节省能源。

同样积灰对锅炉热效率的影响是很明显的。灰垢导热系数为水垢导热系数的1/15,为钢板的1/450~1/750,因此及时而有效地清除锅炉受热面的积灰,可有效提高锅炉热效率。

4.3 排除堵灰

小型燃煤蒸汽锅炉中最容易发生堵灰的地方是锅炉管束的下部和空气预热器。锅炉管束因为在运行中沉积大量的飞灰,如果不及时将积灰排放掉, 积灰就会将一部分管子堵塞,烟道流通截面就减小, 使烟气局部阻力增大, 受热面积减少。堵灰使锅炉烟气侧的阻力和引风机的电耗增大, 减少了锅炉管束的受热面积, 使排烟温度升高, 锅炉热效率降低,严重时会限制锅炉的出力。

4.4 降低排污热损失

降低锅炉排污热损失的途径有两条:一是锅炉给水处理,对给水进行脱碱去盐处理,使锅炉排污量减少。二是对排污水进行回收和利用,如设置定期排污膨胀器或连续排污膨胀器,二次蒸汽用来加热除氧器给水,高温排污水通过换热器预热给水。

4.5 排烟温度控制

排烟热损失是锅炉的主要热损失之一,可以达到10%~20%。排烟热损失主要取决于排烟温度和过量空气系数的大小。在锅炉运行中为了减少排烟热损失,应在满足燃烧反应需要的前提下尽量保持较低的空气系数,应尽可能避免燃料室及各部分烟道的漏风,以降低排烟热损失。排烟温度也不是越低越好,因为太低的排烟温度势必要增加锅炉尾部受热面,这是不经济的;同时还会增加通风阻力,增加引风机的电耗;此外过低的排烟温度若低于烟气露点以下,将会引起受热面的腐蚀,危及锅炉的安全运行。合理的排烟温度应根据排烟热损失和尾部受热面的金属耗量与烟气露点等进行技术经济核算来确定。

造成锅炉排烟温度升高除没有装设尾部受热面以外,还受烟气短路、受热面积灰与结垢、运行负荷等因素的影响。定期检查锅炉炉膛及水冷壁以及空气预热器和省煤器的运行状况,及时对锅炉吹灰、清除烟垢,以及采取其它一些有效的措施,保持受热面清洁,最大限度地提高传热效率,充分吸收利用炉膛中燃煤的热量,从而降低了排烟温度,提高锅炉的使用寿命和运行效率。

4.6 过量空气系数控制

过量空气系数是一项重要指标,国家工业锅炉节能监测标准严格规定了锅炉运行中过量空气系数的合格指标,并作为锅炉经济运行的关键指标之一进行监控。从杭州地区近400台中小型工业锅炉的热平衡测试资料统计表明,有近三分之一的锅炉过量空气系数大都在2~4范围内。当过量空气系数过大时,会造成燃煤与空气混合不均匀,有的区域出现空气不足,另外区域又严重过剩,致使炉膛温度降低,排烟量增大,带出热量增加,也就是排烟热损失增加。最好的做法是在尽可能保证燃料得到充足的氧气而保证完全燃烧的前提下,过量空气系数越低则燃烧越经济。

过量空气系数的控制主要是平常锅炉运行和保养时对漏风和串风进行防范,例如防止炉排下部的风室隔断不严,各风室互相串风,防止锅炉烟气系统的漏风、锅炉本体的漏风及炉墙漏风,重视锅炉燃烧调整操作技术,使风量配置适当等。

5 结束语

挖掘节能潜力有两个方面:一是直接节能。如提高能源利用率、降低产品单耗、加强能源科学管理,从而直接减少能源消耗量。二是间接节能。如降低原材料消耗、提高产品质量、延长设备使用寿命及调整经济结构,间接引起能源消耗量减少。从以上分析可以看出,除了设计制造节能的新型锅炉外,操作和管理也是重要的节能步骤。因此只要真正重视能源的节约和合理利用,采取各种有效措施,就可不断地提高工业锅炉的能源利用率,使有限的能源发挥更大的作用。

参考文献

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