毕业论文 1000MW超临界锅炉经济性分析.doc

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1、第一章 绪论 随着全社会经济总量的持续发展，我国中长期环境保护面临巨大压力。面对我国目前以煤电为主、高能耗、低效率的电源特点，如何提供充足、可靠、环保和价格合理的电能，尽快提高燃煤电厂的技术水平，提高机组效率，节约有限的资源，减少排放，减少用水，已成为当前国内电力工业发展面临的紧迫任务。超超临界发电技术，是降低发电能耗、减少燃煤污染物排放量技术的发展方向。第一节 问题的提出超超临界机组由于采用更高的蒸汽参数，能够明显提高电厂的热效率，降低污染排放。但又由于压力提高将增加钢材用量，温度提高将需要采用价格较高的高温热强度好的材料，采用二次再热增加了由锅炉、汽轮机和管道等组成的汽水系统复杂性，机组造

2、价将比常规亚I临界机组提高。影响机组造价的因素较多，但无疑与采用的温度、压力参数的高低有直接关系。表1为国外技术资料的一个分析举例，虽然不代表普遍情况只能作为参考，但从表1中可以分析，随着机组参数的提高和增加再热次数，电厂机组的比投资增加，超临界机组比亚临界机组提高 5%，超超临界机组又比常规超临界机组提高5%。但是整个电厂的比投资超临界和超超临界机组都只比亚临界提高1%，说明在同样的机组出力情况下，由于机组的热效率提高，功率密度增加，电厂其它系统的投资可以减少，因而电厂总的比投资增加幅度不大。我国电力生产各类火电机组经济性的比较，是在各类典型火电厂工程经济性测算的基础上列出的。从表中可以看出

3、，600MW 超超临界机组与相同功率的超临界机组相比，虽然电厂比投资高出1%左右，但由于热效率的提高，供电标准煤耗低出3.8%，含税电价低出0.7%。与大型燃气轮机联合循环机组和IGCC联合循环机组相比，除环保性能方面存在差距以外，其上网电价具有明显的竞争优势。表1 超临界机组与亚临界机组电厂比投资比较 比投资部套（$/kW）亚临界l6.6MPa538538比投资(%)超临界24.OMPa538566比投资(%)超超临界31.1MPa593593593比投资(%)锅炉(含钢结构)l42.94(1O0%)153.O9(107.1)163.52(114.4)锅炉岛管道27.81(1O0%)31.0

4、3(111.6)31.81(114.4)给水系统28.06(1O0%)28.62(102.0)29.18(104.0)汽轮机一发电机79.20(1O0%)82.37(104.0)83.95(106.0)汽轮机岛管道l6.25(1O0%)15.44(95.0)15.43(95.0)小计294.26(1O0%)3l0.38(1O5.5)323.91(110.1)电厂其它投资509.17(1O0%)5O0.69(98.3)487.17(95.7)总计803.43(1O0%)811.07(101.0)811.08(1O1.0)表2 各类火电机组经济性比较项目名称容量（MW）比投资（元/kW）年均供电煤

5、耗（g/kW h）环保性能厂用电率（）含税电价（元/kW h）PMSO2NOx亚临界300MWCFB230054133412001542507.0335.2超临界600MWFGD260054933241001545006.0337.5超临界600MWFGD+SNCR260055423251001543006.2339.7超超临界600MWFGD260055483121001545006.0334.9超超临界256053131001543006.2337.5600MWFGD+SNCR600GTCC350MW23503879215（折算）1010503.0430.5IGCC485MW1485732

6、533010105015.0402.6与亚临界机组相比，在同样的机组出力情况下，由于超超I临界机组的热效率提高，功率密度增加，电厂其它系统的投资可以减少，因而电厂总的比投资增加幅度不大。但在节能、环保和运行经济性方面具有竞争优势。 第一节 国内外1000MW超超临界的发展状况超超临界压力(USC)机组通常是指汽轮机进口蒸汽压力高于27MPa或温度高于580的机组。通过提高蒸汽工质的温度和压力，USC机组的发电效率可达43以上，甚至高达47，与增压流化床联合循环发电技术(PFBC)和整体煤气化联合循环发电技术IGCC相当，机组负荷调节特性良好，并且在扩大容量、降低基建投资和发电成本方面要比PFB

7、C和IGCC优越，在技术和商业应用L也比它们成熟。USC机组大幅度提高了热效率，相应降低了供电煤耗，同时也有效降低了NO，排放，是一项成熟、先进、高效的发电技术，是我国目前发展洁净煤发电技术的优先选择，具有广阔的发展前景。迄今为止，在世界范围内投产的USC机组约60余台，其中1000MW级的约15台。最大容量的汽轮机为1300MW，单机双轴，1972年在美国投运。国际上，600MW超超临界机组已是成熟技术，目前国内超超临界机组多选用1000MW锅炉。火电机组的发展已历经百年，发达国家超临界机组运用已有40多年的历史，1949年苏联建造了第一台超超临界试验机组才使该项技术应用有所突破，由于能源紧

8、缺的局面日益凸显，为提高发电效率和降低煤耗必须不断提高蒸汽初参数。50年代，美国、西德、日本相继仿造，但因缺少高性能耐热钢，被迫将机组降到超临界参数运行，直到1978年美国研制成功铁素体耐热钢T/P91，为超临界机组提供了条件。90年代，T/P92钢的出现，为超超临界机组的发展奠定了基础。随着国际上发达国家对新型钢研究开发的成果和耐热钢批量化生产的步伐不断加快，我国冶金制造行业对火电机组用耐热钢技术引进、消化、吸收、国产化步伐也明显加快，因此超超临界机组已经形成规模化发展，并不断取代低参数机组成为火力发电的主流机组。目前，我国装机总容量约6亿kW，居世界第2位，煤电装机量约占装机总量的75，煤

9、电占我国发电总量的81。据国际能源署(1EA)2002年世界能源展望中的“中国能源展望”预测，中国GDP到2020年翻两番后，发电量为48130亿kWh，其中煤电35030亿kWh，需要总装机容量l087亿kW。与GDP翻两番的目标相适应，2020年前，我国每年平均要有超过40GW的装机容量增长。由于火力发电将在未来电力资源中占主导地位，引进和建设低煤耗、大容量的超超临界火电机组势在必行，且已全面展开。 第三节 本次课题的主要任务（1）了解1000MW超超临界锅炉技术的现状和发展趋势 （2）深入学习超超临界锅炉运行经济性(3) 分析降低排烟损失与锅炉运行经济性第二章 提高锅炉热效率的途径在发电

10、厂锅炉设备运行中，努力设法提高锅炉的热效率，降低燃料消耗量，提高锅炉的经济性，是十分重要的，从热平衡计算热效率公式中看，减小锅炉各项热损失，努力提高可利用的有效热量，是提高锅炉热效率的唯一途径，现从锅炉各项热损失分析着手，浅析提高锅炉热效率的方法。 对于1000MW超超临界电站锅炉，可燃性气体未完全燃烧热损失已相当小，只要锅炉不出现严重缺风运行的异常工况，降低这项损失的可能性不大，在锅炉运行中，其本体的散热面积和保温条件已经定型，从运行角度去降低锅炉散热损失也不大可能，灰渣物理热损失所占比例相对很小，其值不大，通过运行降低这项损失的手段不多，由此可见，排烟热损失，固体未完全燃烧热损失在锅炉各项

11、热损失中所占比例较大，实际运行中其变化也较大，因此尽力降低这两项损失是提高锅炉热经济性的关键。第一节 蒸汽参数蒸汽参数的高低直接决定电厂热力循环的效率。运行中能否维持蒸汽参数的稳定主要取决于运行人员的责任心及热工自动装置的投入率。本机组经数字电液控制系统（DEH)和DCS改造后,设备自动化水平有了大幅度提高,能针对，煤质，负荷，运行方式的变化及时调整，正常工况下能维持蒸汽参数在规定范围内。经试验表明，主蒸汽温度可平均提高1014，平均可使全厂煤耗下降1.44g/KWh，再热汽温平均提高12，煤耗下降0.81克每千瓦时一、部分大中型热电机组的实际供热情况 热电厂名称机组容量（MW）供热量（GJ）

12、全年供电量104KMH热电比（%）全年平均热效率（%）供电标煤耗g/kwh供热煤耗kg/GJ太原一热2300360894034797210444.6734438.45北京石景山热电厂4200443373441215910143.52640.49北京第一热电厂4252501100143750341667043111996年数据北京第二热电厂450550583610109615165.06158沈海热电厂2200375871626474910345.4132738秦皇岛热电厂2200200793438.57注：1、按国家计委计基础20001268号关于发展热电联产的规定，200MW及以上供热机组的

13、热电比采用了采暖期的热电比50%。 2、石景山热电厂中4台200MW机组，在采暖期实际是三台机供热，一台机作备用，热电比按三台机计算。 3、北京第二热电厂是烧油的热电厂，采暖期4台机全开，非采暖期只有一台机运行，全年设备利用小时数2043小时，热电比较高，煤耗低。目前已将抽汽机改造为背压机，非采暖期停运。并准备搬迁改造。二、大型两用机组的供热能力与节能大中型供热机组的供热能力与节能数据 参 数 机 组 名 称 最大抽汽量（t/h)发电功率（kw）供热能力（GJ/h/104m2）热效率（%）热电比（%）供电煤耗（g/kwh）供电节标煤量 （万吨）NC330-17.75/540/540(最大抽汽）

14、5802516861415/78060.916325018NC330-17.75/540/540(纯凝汽）033126240.9305NC300-16.67/537/537(最大抽汽） 5252214661315/73059173.6262.614.66NC300-16.67/537/537(纯凝汽）030000139.6315NC200-16.18/537/537(最大抽汽）400179660807.5/448581352599.07NC200-16.18/537/537(纯凝汽）020136037.7331NC200-12.75/535/535（最大抽汽）4001513061121/623

15、60222.52699.15NC200-12.75/535/535（纯凝汽）020040936.7340NC135-12.75/535/535（最大抽汽）280102589703/39057.851062855.21NC135-12.75/535/535（纯凝汽）013500034.8358.2NC100-8.83/535（最大抽汽）24080190540/30049.7106.853271.39NC100-8.83/535（纯凝汽）011028631.6395.5C60-8.83/535（最大抽汽）20060323466.5/260551553311.24C60-8.83/535（纯凝汽）0

16、5097429.2427.8注：表中的数据，由北京汽轮发电股分公司、东方和上海汽轮机提供。表中列出了汽轮机的最大抽汽供热量和最大供热面积及相关的技术数据；也列出了非采暖期凝汽发电的相关数据以便进行比较。全年发电量按满负荷5000小时计算的发电量；供热指标和供热小时数按北京地区标准考虑；供电节标煤量是供热机组年平均供电煤耗与全国平均供电煤耗（370g/Kwh）相比计算的数据，没有计算供热节煤量，是为了比较不同参数机组的供电节能效果。热电比按计基20001268号文件的要求，200MW以下机组计算全年平均热电比。以上机组只有C60机型是按供热机组设计的，凝汽状态时，进汽量受到后汽缸流量的限制，只能

17、发电50MW；抽汽供热发电时，汽轮机高压压力级进汽量增加，发电功率可达60MW。从上述计算表格中的数据分析，若作为两用机组，高压（8.82Mpa）100MW及以下抽汽机组在非采暖期凝汽发电的供电煤耗高于全国平均供电煤耗（370g/kg）。也就是说，该类机组在采暖期抽汽供热时，供电煤耗低，在非采暖期没有工业抽汽供热的情况下纯凝汽发电时，供电煤耗高于全国平均值，发电上网竞争力较差。超高压（12.75 Mpa）135MW及以上抽汽供热机组，在非采暖期凝汽发电时的供电煤耗低于全国平均的供电煤耗，发电上网有竞争力。因此建议：选择在采暖期抽汽供热，在非采暖期凝汽发电的两用机组时，选择超高压135MW及以上

18、抽汽供热机组有较好的节能和经济效益。高压（8.83 Mpa）100MW及以下供热机组，应有常年的工业热负荷，在非采暖期抽汽供热时的供电煤耗应低于全国平均供电煤耗，发电上网才能有竞争力。因此建议：高压参数供热机组，适应于有常年工业热负荷兼顾城市采暖供热。从推荐的超高压135MW两用机组的供热能力分析，采用北京地区的现有供热指标计算，最大供热面积在390万平方米，采用东北地区供热指标计算，最大供热能力在300万平方米左右。从城市的现有建筑面积与城市居住人口的关系分析，30万人口以上的城市，建筑面积（住宅、学校、办公、厂房、医院、商场、文化、科研及其它）在900-1000万平方米以上，采用超高压13

19、5MW机组3-4台可以满足采暖供热的需要。随着人民生活水平的提高，人均建筑面积还会有较大的增加，城市人口在近十年也会有较快的增长。因此建议：人吕30万及以上的大中城市选择两用机组时，选择超高压135MW机组比较合适。大中型城市的工业基础较好的，从统计分析，一般该类城市的用电量较大，可以消化热电厂的供电量，电力平衡一般问题不大。大型城市选用两用机组时，应考虑亚临界（16.7 Mpa）参数的200MW、300MW机组或超临界（24 Mpa）参数600MW机组。为了提高200MW机组的热效率，建议设计亚临界参数的200MW机组，替代超高压参数的200MW机组（在凝汽发电时可提高效率1.5-2%）。第

20、二节 降低排烟热损失锅炉的各项热损失中排烟损失q2最大，约占512。影响排烟损失q2的主要因素是排烟温度和排烟容积。排烟温度越高，则排烟热损失越大、一般每增加1015，会使损失增加1。排烟温度偏高的原因有：受热面设计过小；实际煤种偏离设计煤种；运行不当，火焰中心偏高；受热面污染；制粉系统漏风；为保证合适的过量空气系数而减少空气预热器的送风量，其吸热减少及空气预热器漏风，堵灰严重。排烟容积过大的主要原因为：炉膛及烟道漏风；煤粉过湿，燃烧后产生大量水蒸汽及运行中送风量过大等。 实际运行中，造成排烟温度高及排烟容积大的主要原因是漏风；过量空气系数及配风方式和燃料特性。本机组采取以下减少q2的措施：设

21、备方面：2001年大修中将低温段空气预热器改为热管式空气预热器，可有效减少空气预热器漏风，保证其吸热量，大幅度降低了排烟温度，并加强了各处的漏风堵漏。运行调整方面：（1）时刻注意氧量表的变化，控制合理的过量空气系数。正确监视和分析炉膛出口氧量表和排烟氧量表及风量表的变化在满足燃烧条件下尽量减少送风量。（2）合理投入煤粉燃烧器。正常运行时，一般应投下层燃烧器，以控制火焰中心位置，维持炉膛出口正常的烟温。（3）根据煤种变化合理调整风，粉配合，及时调整风速和风量配比，避免煤粉气流冲墙，防止局部高温区域的出现，减少结渣的发生，定期吹灰，以保持受热面清洁。（4）及时关闭各检查门，观察孔，以减少漏风。制粉

22、系统在条件允许的情况下应维持较小的负压，少开冷风门。（5）合理调整制粉系统，根据煤种采用不同的煤粉细度，提高各分离器的效率，尽量减少三次风的含粉量和三次风量，三次风布置在最上层风，粉量大会延长整个燃烧过程，使火焰中心位置上移 炉膛出口烟温偏高。 （6）针对不同煤种选择适当的一次风温，在不烧坏喷口的前提下尽量提高一次风温，对降低排烟温度和稳定燃烧均有好处。一 、防止受热面结渣和积灰 由于溶渣和灰的传热系数很小，锅炉受热面结渣积灰会增加受热面的热阻，同样大的锅炉受热面积，如果结渣积灰，传给工质的热量将大幅度减小，会提高炉内和各段烟温，从而使排烟温度升高，运行中，合理调整风，粉配合，调整风速风率，避

23、免煤粉刷墙，防止炉膛局部温度过高，均可有效的防止飞灰粘结到受热面上形成结渣，运行中应定期进行受热面吹灰和及时除渣，可减轻和防止积灰，结焦，保持排烟温度正常。 二 、合理运行煤粉燃烧器 大容量锅炉的燃烧器一次风喷口沿炉膛高度布置有数层，当锅炉减负荷或变工况运行时，合理的投停不同层次的燃烧器，会对排烟温度有所影响，在锅炉各运行参数正常的情况下，一般应投用下层燃烧器，以降低炉膛出口温度和排烟温度。 三 、注意给水温度的影响 锅炉给水温度降低会使省煤器传热温差增大，省煤器吸热量将增加，在燃料量不变时排烟温度会降低，但在保持锅炉蒸发量不变时，蒸发受热面所需热量增大，就需增加燃料量，使锅炉各部烟温回升，这

24、样排烟温度受给水温度下降和燃料量增加两方面影响，一般情况下保持锅炉负荷不变，排烟温度会降低，但利用降低给水温度来降低排烟温度不可取，会因汽机抽汽量减小使电厂热经济性降低。 四 、避免进入锅炉风量过大 锅炉生成烟气量的大小，主要取决于炉内过量空气系数及锅炉的漏风量，锅炉安装和检修质量高，可以减少漏风量，但是送入炉膛有组织的总风量却和锅炉燃料燃烧有直接关系，在满足燃烧正常的条件下，应尽量减少送入锅炉的过剩空气量，过大的过量空气系数，既不利于锅炉燃烧，也会增加排烟量使锅炉效率降低，正确监视分析锅炉氧量表和风压表，是合理配风的基础。 五 、注意制粉系统运行的影响 1)对中间储仓式制粉系统, 运行中应注

25、意减小三次风量.三次风一般设计布置在燃烧器的最上层,由于三次风的风温不高, 并含有一定煤粉,三次风的喷入会推迟燃烧,使火焰中心提高,从而提高排烟温度。 2)运行中,合理调整制粉系统,保证合格的煤粉细度,提高各分离元件的分离效率,尽量减小三次风的含粉量,有利于保持炉内正常的火焰中心不使其抬高。 第三节 减少固体未完全燃烧热损失固体未完全燃烧损失q4约占15。固体未完全燃烧损失q4是指部分固体燃料颗粒在炉内未能燃尽就被排出炉外而造成的热损失。这些未燃尽的颗粒可能随灰渣从炉膛中被排掉，或以飞灰形式随烟气逸出。固体未完全燃烧损失是燃煤锅炉的主要热损失之一，仅次于徘烟热损失。煤粉炉中由灰渣中可燃物造成的

26、固体未完全燃烧损失通常仅占该损失的510，绝大部分固体未完全燃烧热损失是由飞灰中可燃物造成的，影响这项损失的主要因素有燃烧方式，燃料性质，过量空气系数，炉膛结构及运行工况等。 实际运行中，影响该损失的主要因素有燃料特性，煤粉细度，过量空气系数和运行方式。采取措施：（1）合理配煤以保证燃煤质量。将各煤种精心混配，减少燃煤的大幅度变化，维持运行参数基本稳定。（2）合理调整煤粉细度。煤粉细度是影响飞灰可燃物含量的主要因素。经济煤粉细度要根据热力试验进行选取。（3）控制适量的过量空气系数。煤粉燃烧需要足够的氧气，但过多的冷空气会降低炉内温度水平，且使排烟容积增大。合理的过量空气系数应根据燃烧调整试验及

27、煤种确定。(4)重视燃烧调整.炉内燃烧状况的好坏,温度水平及煤粉着火的难易程度直接影响灰渣可燃物的含量.燃烧状况又直接影响温度水平和着火过程.运行中应根据煤种变化掌握燃烧器特性,风量配比.一次风煤粉浓度及风量调整的规律,重视燃烧工况的科学调整,使炉内燃烧处于最佳状态。一 、合理调整煤粉细度 煤粉细度是影响灰渣可燃物的主要因素之一,理论上,煤粉越细,燃烧后的可燃物越少,有利于提高燃烧经济性,但煤粉越细, 受热面越易粘灰,影响传热效率,增大制粉电耗,但是煤粉过粗 ，炭颗粒大，很难完全燃烧，飞灰可燃物含量将会大大升高，所以应选择合理的煤粉细度值来降低固体未完全燃烧热损失。 二 、控制适量的过量空气系

28、数 炭颗粒的完全燃烧需要与足够的氧气进行混合，送入炉内的空气量不足，不但会产生不完全燃烧气体，还会使炭颗粒燃烧不完全，但空气量过大，又会使炉膛温度下降，影响完全燃烧 ，因而过量空气系数过大或过小均对炭颗粒的完全燃烧不利，应通过燃烧调整试验确定合适的过量空气系数。 三 、加强燃烧调整 炉膛内燃料燃烧的好坏，炉膛温度的高低，煤粉进入炉膛时着火的难易，对飞灰及灰渣可燃物的含量有直接影响，炉膛内燃烧工况不好，就不会有较高的炉膛温度，煤粉进入炉膛后，就没有足够的热量预热和点燃，必将推迟燃烧，增加飞灰含炭量，要使炉膛内燃烧工况正常，需对燃烧器的风率配比，一次风粉浓度及风量进行调整，掌握燃烧器特性，使锅炉处

29、于最佳燃烧工况下，重视燃烧工况的调整是减少固体未完全燃烧热损失的重要方面。第四节 保证锅炉的燃煤质量 燃煤的组成成分对提高燃烧速度和燃烧完全程度的影响很大，挥发份多的煤易着火燃烧，挥发份少的煤着火困难且不易燃烧完全，煤中的灰份多会阻碍可燃质与氧气的接触，使炭粒不易燃烧完全，影响锅炉热效率，煤中灰的组成成分不同还直接影响灰熔点的高低，对受热面的结渣，积灰和磨损都有影响，而煤中水分过多也不利于燃烧，使着火困难，并降低燃烧温度，还会使烟气体积增大而降低锅炉效率。而在设计中，燃用不同煤种的锅炉，其炉膛的结构形状和大小，受热面的布置方式及受热面积大小不同，采用的燃烧设备，制粉系统的形式和布置方式也不一样

30、，配备的辅机容量，台数与设计煤种紧密相关，因此保证燃用设计煤种是锅炉安全经济运行的关键。第五节 减少汽水损失 锅炉的汽水损失，除了检修质量不高造成的跑，冒，滴，漏外，主要是锅炉运行中排污和疏水造成的。 因此应从以下方面减小汽水损失 1）保证锅炉的给水品质，锅炉的给水品质高，在锅炉设计的锅水浓缩倍率下，排污率减小。 2）提高汽水分离装置的安装和检修质量，提高汽水分离效果。3）运行中保持锅炉负荷，水位，汽压等参数稳定，使锅炉汽水分离装置在正常情况下运行。 4）在锅炉启停和异常情况下，及时合理的开启和关闭疏水，运行中认真检查疏水门，排污门有无泄漏，及时处理，减少不必要的热量损失。 第六节 减少点火及

31、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火炬来进行启动点火，减少点火用油。（3）单元机组采用滑参数启动 ，可缩短启动时间，提前并网停油。而且锅炉不需向空大量排汽，减少热量及汽水损失。（4）减少助燃油。由于油枪布置于一次风喷口内，易于助燃煤粉。将油枪雾化片由原800kg/h改为500kg/h，助燃效果变化不明显，从而节省大量用油。第三章 降低排

32、烟损失与锅炉运行经济性分析排烟热损失是锅炉各项损失中最大的一项，一般达 512。影响排烟热损失的主要因素有：烟气容积和排烟温度。烟气容积取决于燃料的水分、炉膛过量空气系数及各处的漏风量。排烟温度的高低直接决定着锅炉效率的高低，排烟温度的提高，会直接导致排烟热损失的增加。一般排烟温度每升高1520C，就会使排烟热损失增加1。可见，适当降低排烟温度，有利于提高机组经济性。但是，从设计方面，如果排烟温度选的过低又将引起空气预热器的金属耗量增加、烟气的流动阻力增大，如果低于露点，将引起尾部受热面的低温腐蚀。 第一节 排烟损失的影响因素一 、烟气容积因素 烟气容积取决于燃料的水分、炉膛过量空气系数及各处

33、的漏风量。 1.漏风 漏风指炉膛漏风、制粉系统漏风、烟道漏风，是锅炉排烟温度高的重要原因。炉膛漏风系数是指炉顶密封、看火口、人孔门及炉底密封水槽处漏风；制粉系统漏风指备用磨煤机冷风门档板处漏风；烟道漏风指烟道负压运行外界空气沿炉墙 及烟道不严密处漏风。在所有漏风中，尤以炉底漏风影响最大，漏风使排烟容积增大，导致排烟损失 q2增加。 2.过剩空气系数 衡量锅炉燃烧过程的经济性指标为过剩空气系数，空气系数对锅炉燃烧工况及热效率有着重要的影响，空气系数过大，会使锅炉排出的烟气量增多，将使锅炉排烟热损失增大，引风机 、鼓风机电能耗量增加，也会降低锅炉的热效率。空气系数选择合理，会使能量损失减少，获取较

34、高的锅炉热效率，并使锅炉安全运行。 3.燃料性质 燃料中的水分对燃烧的影响主要是使燃烧着火困难，并降低燃烧区的温度，使煤粉燃尽变得困难。水分对排烟温度的影响：煤中的水份变成水蒸汽，增加了烟气量；水分高，提高了烟气的酸露点，易产生低温腐蚀。 二 、排烟温度因素 排烟温度的提高，排烟热焓值增加，会直接导致排烟热损失的增加。一般排烟温度每升高 1 520，就会使排烟热损失增加 1,由此可见适当降低排烟温度，有利于提高机组经济性。 1.积灰与结焦 受热面的积灰与结焦，会影响受热面与高温烟气的传热效果，使烟气不能被及时冷却，导致排烟温度升高。另外尾部受热面的积灰堵塞，使尾部烟道形成烟气走廊，产生高温度区

35、和低温度区，在低温度区内空气预热器处烟气结露腐蚀管壁，管子腐蚀穿透后又造成空气预热器漏风。送风走短路进入烟道，影响锅炉送风，造成高负荷情况下炉膛缺氧燃烧，引起排烟温度升高。 2.燃烧及与运行工况 实际煤种与设计煤种相比，往往有一定偏差，应根据煤质，随时调整锅炉燃烧，确定最佳空气系数和煤粉细度，尽量提高制粉系统温度，同时适当提高顶部二次风的比例，使煤粉充分燃烧。如果二次风送入不合理，可能导致火焰中心上移 ，或火焰中心偏移和过量空气系数不合理 ，造成烟气在炉膛内部停留时间过短，烟气与受热面的换热不够充分，从而使排烟温度升高。 由此可见，切实有效地燃烧调整对于降低排烟温度，提高机组经济型是有利的。总

36、结实践，燃烧调整降低排烟温度的方法主要包括：(1)火焰中心位置的调整。正常运行时，可适当增加下层燃烧器的出力，减少上层燃烧器的出力，降低火焰中心，改变辐射吸热量和对流吸热量的比例，从而达到调整排烟温度的目的。(2)通过改变炉膛负压；调整一、二次风比，改变固体燃料的着火时间。(3)通过改变氧量及过量空气系数。(4)通过改变一、二次风刚性，改变炉膛内火焰长度及烟气在炉膛内的滞留时间，进行排烟温度的调整。 3.受热面布置 锅炉设计时，对炉膛沾污系数很难估计，使得受热面布置不合理，或结构不佳，造成受热面吸热不足，导致锅炉排烟温度高。可增加省煤器管排，或将省煤器光管改成鳍片式、肋化式省煤器，增加省煤器的

37、吸热量，降低排烟温度。 第二节 降低排烟损失与锅炉经济性分析一、炉膛漏风不仅与设备结构有关，而且与锅炉运行方式检修管理有关。为减少排烟损失q2，必须尽力设法减少烟道各处的漏风，而减小过剩空气系数，q3、q4会增加，所以合理的过剩空气系数a值应使 q2、q3、q4三项热损失的总和最小。过量空气系数 ot取值范围应该在 105123之间，目前有些电厂过量空气系数的取值高于此理论取值，属于富氧燃烧，其目的是为了改善结焦现象，但这极大地牺牲了机组的经济性。对于机组运行的经济性很不利，过量空气系数取值应尽量在理论值下限运行，以提高机组的经济性。 二、为减少燃煤中的水分，通过调整磨煤机运行和冷热风配比，确

38、定合适的煤粉细度和干度，使各项热损失减少 ，提高锅炉热效率。一般，煤中的水份每增加5，由于损失而使锅炉效率下降 O5。 三、如果排烟温度选的过低 ，从设计方面，又将引起空气预热器的金属耗量增加、烟气的流动阻力增大，如果低于露点 ，将引起尾部受热面的低温腐蚀。为防止或减轻对低温受热面的腐蚀 ，最有效的方法就是提高空预器受热面的壁温，实际中提高壁温最常用的方法是提高空气入口温度，一般使用暖风器或热风再循环。入口烟温一般应取稍高于露点温度。 四、根据运行实际情况，确定合理的吹灰周期。某电厂420th燃煤锅炉投用吹灰器后排烟温度可下降 510，采用吹灰器能使锅炉排烟热损失下降约 12左右 ，可提高锅炉

39、热效率 1左右。 五、燃烧调整对机组运行的经济性不言而喻，但这需要运行人员多年的经验积累。运行过程中，运行人员要准确掌握煤质变化，及时调整制粉系统的运行方式；调整一、二次风配比，保证机组安全、经济运行。 结论（1）超超临界机组由于采用更高的蒸汽参数，能够明显提高电厂的热效率，降低污染排放。（2）固体未完全燃烧热损失在锅炉各项热损失中所占比重较大，实际运行中变化也较大。因此，尽量降低这两项损失是提高锅炉经济性的关键。（3）适当降低排烟温度，有利于提高机组经济性。但是，从设计方面，如果排烟温度选的过低又将引起空气预热器的金属耗量增加、烟气的流动阻力增大，如果低于露点，将引起尾部受热面的低温腐蚀。结

40、束语为期八周的毕业设计，我学到了很多知识，受益匪浅。其中有电脑技能方面、也有专业理论方面。在屈老师的指导下，我们开始了毕业设计，收集资料、整理资料，我们就这样度过了两周的设计生活。由于设计的是1000MW机组，目前我国投运的还很少，体会到了收集资料的艰难。不过，功夫不负有心人，我们还是收集到了资料。我们参考玉环的说明书，进行研究思考，从中学习消化。还有我们还学习了许多电脑操作的知识，如排版、编辑等技能。更重要的是通过这次的毕业设计，使我们更加巩固了课本所学知识,对以后的工作奠定了坚实的基础。两个多月的毕业设计就这样匆匆结束了，这是我们大学生活中最后一个学习任务，我投入了自己大量心血，学到了许多

41、知识，锻炼自己的动手能力，发挥了创造性，培养了自己的团队精神和协作能力，对自己以后的工作和学习有很大的帮助。在毕业设计的过程中，屈老师虽然日理万机，但还是抽空给我们指导和答疑，对我们的设计进度非常关心，在此，向屈老师的关怀和指导表示由衷地感谢!参考文献1 范从振锅炉原理水利电力出版社，1986，5 2 王春昌锅炉漏风对排烟温度及排烟损失的影响热力发电，2007(8)19-223 张磊,李广华锅炉设备及运行。中国电力出版社。2007，64 朱全利等超超临界超超临界机组锅炉及系统中国电力出版社。2008.55 沈邱农超超临界火电机组技术开发的分析与研究R200426 樊泉桂我国超临界机组现状及技术

42、评价中国电业，2005，（1）：78-797 樊泉桂新一代超临界锅炉技术分析锅炉技术，2005，36（4）：13-158 何阿平，彭泽瑛提高1000MW超超临界锅炉经济性与安全可靠性的先进技术上海电力，2005，18（4）：342-347附录SUPERCRITICAL BOILER OPTIONS TO MATCH FUEL COMBUSTIONCHARACTERISTICSByS.J.GoidichFoster Wheeler North America CorpPerryville Corporate ParkClinton, NJABSTRACTThe selection of the

43、proper steam generator technology is a critical step in the basic design of a new power project. The fuel to be fired and the steam cycle to be adopted dictates the type of steam generator needed to satisfy the requirements of the project. For easy to burn fuels, such as bituminous coals, suspension

44、 firing of the pulverized fuel in horizontal, wall-mounted burners is the configuration of choice. For low volatile, low reactivity fuels, such as anthracite and petroleum cokes, the down-fired arch furnace has been applied to provide the proper combustion environment. Another option for difficult f

45、uels, as well as for waste fuels which cannot be properly burned with suspension firing, is the circulating fluidized bed (CFB) boiler. The flywheel of circulating solids in the CFB boiler allows a wide range of fuels to be fired in the same unit. Fuel variability is more limited with suspension firing.The supercritical cycle is currently being selected for many projects due to its improved plant heat rate compared to the subcritical cycle. Tra