电厂锅炉的经济运行的分析

v1.0可编辑可修改v1.0可编辑可修改#每年的二氧化碳排放量按下式计算:MSO2YBVSO2SO2t106100每年的二氧化碳排放量按下式计算:MSO2YBVSO2SO2t106100q4100(4-11)式中：MSQ.Y 每年的二氧化碳排放量，Mt/y；氧化碳排放浓度按下式计算:CCO2B109V3600CO2CO2 TpyP 100q4273101325 100(4-12)氧化硫排放浓度按下式计算:Csc2詈齐Vso2沦 TpyP 100qqV 273101325 100(4-13)将各方案锅炉数据代入以上各式中,得各改造方案烟尘、废气排放指标，列于表。从表中数据可见，当排烟温度从192.6C降低到108C后，电除尘器除尘效率有了明显的改善，从％1高到%各烟尘和废气排放指标有了明显的降低， 其中除尘器出口烟尘浓度下降了3个数量级，每年减少烟尘、二氧化碳和二氧化硫的排放量分别为、、。二氧化碳和二氧化硫浓度下降了 %每发1MWh电可减排二氧化碳369kg，减排效果相当于减少了欧洲一家电厂的二氧化碳排放量（欧洲10家最大的电力公司排放的二氧化碳排放量平均为 353kg/MWh。以2000年为例，全国燃煤火电厂装机容量为，若每个电厂二氧化碳都减排 369kg/MWh，全国每年可减排二氧化碳量为。排烟温度深度冷却，对缓解我国面临减少污染废气和烟尘排放量的压力意义由此可见一般。表 各改造方案烟尘、废气排放指标参数改造前万案I万案U万案川

排烟温度「C)149131108锅炉排烟量(m3/s)烟尘量MA(mg/m3)5637868547659354217105331362排烟出口初始烟尘浓度C(mg/m3)72802659856317059574除尘效率n除尘器出口烟尘浓度Cyc(mg/m3)2728379813613633除尘器出口烟尘量MAY(Mt/y)二氧化碳排放浓度CCO(mg/m3)411971373393353042338265每MWh电量二氧化碳排放量Mco2(kg/MWh)1567138012911216年二氧化碳排放量Mco2Y(Mt/y)二氧化硫排放浓度Cso2(mg/m3)669606573549每MWh电量二氧化硫排放量MSO2(kg/MWh)年二氧化硫排放量Mco2Y(kt/y)第五章结论从以上的比较与分析，锅炉排烟温度的深度冷却，对节能降耗及环境保护都有极大的改善，总结如下：•改造方案川可使锅炉排烟温度从改造前的 192.6°C大幅度下降到108°C,锅炉效率可提高到%每年可节约标煤9605t、燃料费用336万元；在蒸汽耗量不变的条件下，机组可获得附加电功率1678kWh年附加功率为9229MW年附加赢利为180万元，总经济效益应为516万元，汽耗率下降0.0383kg/(kWh)，热耗率减少(kWh)，标准煤耗率降低4.19g/(kWh)；在机组发电功率不变的条件下，汽耗率降低0.0409kg/(kW-h)，汽耗量减少h,热耗率减少(kWh)，标准煤耗率降低4.48g/(kWh)，下降了%年节约标准煤耗量，年节约燃料费用为80万元，总经济效益为416万元。•排烟温度深度冷却至108C后，随之带来各项污染气体、烟尘排放量的大幅度下降，电除尘器除尘效率提高到98%^上,烟尘排放量降低了3个数量级，与锅炉改造前相比每年可减排，二氧化碳、二氧化硫年减排和，比原锅炉运行工况下二氧化碳、二氧化硫的排放量减少%•高效机组系统对于排烟温度的深度冷却是适用的，具有经济效益显著，系统简单等特点。对于降低排烟温度、提高整机经济性、提高除尘器除尘效率、减少污染物的排放量十分有效。但该系统将导致热风温度的下降，虽可降低 NOx的排放量，却影响了炉内燃烧工况，需通过其他提高热风温度的方法如增加预热器受热面，调整省煤器受热面加以解决4.燃煤电厂排烟温度深度冷却的意义，不仅在于提高锅炉机组的热经济性，对于保护环境同样非常有效，能缓解我国在环境保护方面所面临的巨大国际、 国内压力，是未来电力系统在节能降耗、保护环境的工作中可供选择的方法之一。5•改造方案U能较好地解决某电厂现存的问题，其中排烟温度降低到131C，排烟热损失减少%热风温度比改造前运行值可提高21C;锅炉效率比改造前提高%电除尘器除尘效率可达到%因此，实际改造工作建议按改造方案U进行。在保证减温水压力、负荷需要的前提下尽量减少阀门的节流损失； 通过液力联轴器，用调节给水泵转速来调节给水流量和给水压力， 以提高效率。另外将送风机的节流调节通过加装液力耦合器变为变速调节，堵塞风道设备漏风以降低送风机电耗， 在运行中采用保持正常的过量空气系数及最小负压、及时堵塞各处漏风、通过吹灰减少烟道阻力、合理使用再循环风及加强对除尘器的维护以防止堵灰等方法降低引风机电耗。针对制粉系统电耗，通过调整试验找出最佳通风量、钢球装载量、合理的干燥出力、不同煤种下的经济细度等参数，制定运行卡片对照实施，并通过及时调整风量、补加钢球等方法，保证制粉系统最大出力，降低电耗。负荷的分配目前该机组采用的控制方式有3种：锅炉跟踪控制方式、汽轮机跟踪控制方式和协调控制方式。随着科技发展，电网对单元机组的负荷适应能力和稳定性有了更高的要求。 在正常运行状态下，机组参加调峰、接带尖峰负荷、 参加电网调频、接带自动负荷指令及值班员手动负荷指令都是正常现象。负荷变化时，锅炉效率也随之变化。该机组在 75%-85颊荷范围内效率最高。为满足电网负荷要求，并保证单元机组相关参数在规定值范围内， 保证机组安全经济运行，该机组正常情况下采用协调控制方式。 由于接受自动负荷指令使锅炉不能一直在经济负荷区域内工作，现场可通过限定负荷上下限的办法， 在电网允许的情况下，尽量在经济负荷范围内运行，以保持较高的锅炉效率。接受值班员手动负荷指令时， 一般采用高效率机组带基本负荷，低效率机组带变动负荷，以保证高的总效率。电厂经济运行计算是一个非线性规划问题， 大量试验结果表明，平均分配负荷并不是最经济的运行方式。对于多台机组的负荷分配， 目前主要的最优组合经济运行实用算法是优先次序法与动态规划法， 且需进一步考虑机组的启、 停机燃料损耗，需针对具体设备特性进行进一步研究并进行大量试验，以得到最优运行方案。减少点火及助燃用油减少点火及助燃用油可采用以下措施： （1）点火前提前投入邻炉底部加热系统加热水冷壁下联箱，并适当延长加热时间，尽量提高汽包压力，不但可节省大量用油，还可减少汽包壁温差。（2）采用煤粉直接点火燃烧器（一次风口内布置小油枪），点火时的燃油火炬与煤、油混合物直接接触，在喷口处形成以煤粉燃烧为主的主