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目录第一章评估依据 (3)第一节评估范围和内容 (3)第二节评估依据 (3)第二章项目概况 (7)第一节项目建设单位基本情况 (7)第二节建设项目基本概况 (8)第三节项目用能情况 (15)第三章能源供应情况分析评估 (23)第一节项目所在地能源供应条件及消费情况 (23)第二节项目能源消费对所在地能源消费的影响 (28)第三节本章评估小结 (30)第四章项目建设方案节能评估 (32)第一节项目选址、总平面布置节能评估 (32)第二节项目工艺流程、技术方案节能评估 (35)第三节主要用能工艺和工序节能评估 (40)第四节主要耗能设备节能评估 (40)第五节本章评估小节 (46)第五章项目能源消耗及能效水平评估 (47)第一节项目能源消费种类、来源及消费量评估 (47)第二节能源加工、转换、利用情况分析评估 (51)第三节能效水平分析评估 (52)第四节本章评估小结 (52)第六章节能措施评估 (53)第一节项目节能措施概述 (53)第二节单项节能工程 (58)第三节节能措施效果评估 (58)第四节节能措施经济性评估 (59)第五节本章评估小结 (61)第七章存在的问题及建议 (63)第八章结论 (65)第九章附图、附表 (67)第一章评估依据第一节评估范围和内容1.1 评估范围垃圾焚烧余热发电厂的能源消费情况。
1.2 评估内容依据国家发改委第6号令《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》文件要求，评估主要包括下列六个方面的内容：1、项目用能总量及能源结构是否合理；2、项目是否符合国家、地方和行业节能设计规范及标准；3、项目能效指标是否达到国家或地方能耗定额或限额，是否达到同行业国内先进水平或者国际先进水平；4、项目有无采用明令禁止或淘汰的落后工艺、设备的现象；5、项目是否已经采用国家和省明文规定必须采用的节能新工艺、新技术、新产品；6、评估论证结论以及改进节能措施的建议和要求。
第二节评估依据2.1国家和省有关法律、法规(1)《中华人民共和国节约能源法》(中华人民共和国主席令【2007】第77号）；(2)《中华人民共和国可再生能源法》(中华人民共和国主席令【2005】第33号)；(3)《中华人民共和国清洁生产促进法》(中华人民共和国主席令【2002】第72号)；(4)《中华人民共和国循环经济促进法》(中华人民共和国主席令【2002】第72号)；(5)《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》(中华人民共和国国家发展和改革委员会2010年令第6号)；(6)《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2006]28号）；(7)《国务院关于发布促进产业结构调整暂行规定的通知》（国发[2005]40号）；(8)《能源发展“十二五”规划》（国家发改委2011年3月）；(9)国家节能中心《固定资产投资项目节能评估工作指南》（2010年本）；(10)《中国节能技术政策大纲》（2006年）；(11)《山东省发展和改革委员会〈固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法〉委内实施细则(试行)的通知》；(12)《山东省节约能源条例》(鲁政发[2009]94号)；(13)《山东省资源综合利用条例》；(14)《山东省节能监察办法》；(15)《重点用能单位节能管理办法》(原国家经贸委令【1999】第7号)；(16)《节约用电管理办法》(国经贸资源【2000】1256号)。
输灰系统出力不足、曲线异常原因分析及采取措施在输灰系统运行中常会出现输灰曲线异常波动、频繁堵灰、输灰压力高但无任何波动频繁致使输灰时间超时或输灰压力过低、不出力等现象。
下面针对以上提出的几种异常现象，结合自输灰系统投运以来所发现的各种原因进行综合性的分析，并将应采取的相应措施进行一下概述。
首先说一下输灰压力过高的原因及处理方法，输灰压力过高，输灰曲线异常频繁波动、频繁堵灰的原因主要有以下几点：1.煤质差，导致灰量过大，灰分的粒径过粗，远远大于设计煤种所限定的各种设计值，使得系统出力超负荷，出现曲线异常波动、频繁堵灰的现象；2.电除尘的电场因烟气中灰量过大、灰斗下灰不畅或输灰系统停运时间较长、输灰不及时等各种原因导致灰斗发高料位报警，而按照规定停运电场且停运时间较长、停运电场较多或电场因内部原因无法正常投运，灰斗内均为经自然沉降下来的烟气中大颗粒的灰粒；3.输灰管的内套管大面积脱落、压力罐内喷嘴脱落较多、输灰管内有异物堵塞管道或电动分路阀阀芯脱落，造成输灰不畅；4.输灰压缩空气管路上的手动阀开度调整不当、阀门内漏严重、供气管路泄露或气动阀门失灵、指示错误、门芯脱落，导致空压机供气系统出力不足；5.飞灰较湿、黏度大不易输送；6.压力罐料位计不准或失灵，造成压力罐内装灰过多。
针对以上分析的几点原因，作以下处理：1.运行中应注意观察系统煤量的变化，当发现煤量过大，输灰曲线异常波动，且压力罐料位计失灵的情况下应及时汇报值长，并调整各单元压力罐的装灰时间，根据输灰曲线的变化将其控制在一个合理的范围之内，调整原则是优先保证粗灰单元的输灰次数，每小时必须大于三次输灰，其次是细灰单元，必要时可汇报值长停运空预器、省煤器单元，待煤量降低输灰曲线正常后再投运输灰；2.输灰系统的输灰原则是粗灰单元为相对较细的飞灰带动相对较粗的飞灰，细灰单元则刚刚相反，即相对较粗的飞灰带动相对较细的飞灰，其目的是粗细混合后的飞灰容易流动，便于输送。
关于电厂机组除灰系统改造质量控制浅析摘要：随着电厂机组容量增加，环保措施实施的规范化，对防止除灰系统堵管、增强除灰系统的可靠投运提出了更高的要求。
论文首先阐述了电厂机组除灰系统现状，并结合某电厂除灰系统运行现状，并对堵管问题的原因进行了深入分析，并提出了电厂除灰系统改造方案及应该注意的问题。
关键词：除灰堵管；改造；质量控制中图分类号：tm6文献标识码：a 文章编号：1009-0118（2011）-01-00-01随着火电厂煤粉灰综合利用的开发和推广，对干灰的需求量也越来越大。
论文重点探讨了如何对现有的电厂机组的除灰系统进行改造，并提出了相关对策。
一、电厂除灰系统运行现状某电厂为“西电东送”的第二批火电项目，设计装机容量为4x300mw，#1机组在2005年1月投产后，由于燃用煤种灰份含量为设计煤种的150%以上，因此除灰系统长期处于超负荷运行状态，容易发生仓泵堵塞、冷灰斗积灰等导致输灰管道频繁堵塞。
二、除灰系统堵管原因的深入分析（一）设计富裕度不够对除灰的影响本工程按照实际输灰出力150%容量设计，而由煤质的工业分析可知，我厂实际燃用煤种的灰分含量远远高于提供的设计灰分含量，已达到甚至超过按150%容量设计的最大出力临界值，且长期处于临界负荷运行，给设备的正常输灰带来严重负担，导致输灰系统长期处于超负荷运行状态，增加输灰系统堵管频率。
（二）控制系统对除灰的影响压缩空气压力不够。
气源压力必须克服仓泵的阻力、提升高度、管道阻力以及灰库压力，如果压头不够，则容易使输灰管道发生堵管。
气力输灰所需的最低输送压缩空气压力为0.55mpa。
仓泵输灰过程中，若压力低于0.55mpa，输灰管道容易堵塞，仓泵送不出灰，或者出现输灰时间变长。
严重时使输灰管道堵塞而除灰系统停止运行可能导致人工除灰。
（三）设备问题对除灰的影响1、沉降灰。
沉降灰是指烟气经过未投运的电除尘时，一部分重力大于烟气浮力而降落于灰斗的灰。
包括锅炉点火阶段煤油混烧沉降的灰和电除尘故障停运后沉降的灰；2、仓泵对除灰系统的影响。
节能减排效果评估报告一、引言随着全球环境问题的日益严峻和能源资源的日益紧张，节能减排已成为各国政府和企业关注的重点。
为了评估某地区或企业在节能减排方面所取得的成效，特进行本次节能减排效果评估。
二、评估对象与范围本次评估的对象为具体地区/企业名称，评估范围涵盖了能源消耗、污染物排放、生产工艺改进、节能设备应用等多个方面。
三、评估方法与数据来源（一）评估方法采用了定量分析与定性分析相结合的方法。
定量分析主要通过对能源消耗数据、污染物排放数据的统计和计算，来评估节能减排的效果。
定性分析则侧重于对节能减排措施的合理性、有效性进行评估。
（二）数据来源数据主要来源于具体部门/机构提供的统计报表、监测数据，以及企业内部的能源管理记录、生产运行数据等。
四、能源消耗情况评估（一）能源消耗总量在评估期间，具体地区/企业名称的能源消耗总量为具体数值。
与上一评估周期相比，能源消耗总量呈现上升/下降趋势，变化幅度为具体百分比。
（二）能源结构能源消耗结构中，煤炭、石油、天然气、电力等所占比例分别为具体百分比。
通过与之前的能源结构对比，发现具体能源类型的使用比例有所增加/减少，这反映了能源利用的优化情况。
（三）单位产品能耗以具体产品名称为例，单位产品的能耗为具体数值。
与行业先进水平相比，存在高于/低于的情况，差距为具体数值。
五、污染物排放情况评估（一）主要污染物排放总量评估期间，主要污染物如二氧化硫、氮氧化物、化学需氧量、氨氮等的排放总量分别为具体数值。
与上一周期相比，污染物排放总量的变化情况为上升/下降，下降幅度为具体百分比。
（二）污染物排放浓度对废气、废水等排放中的污染物浓度进行监测，结果显示，各项污染物的排放浓度均符合国家和地方的排放标准，且部分污染物的排放浓度低于标准限值。
六、节能减排措施及实施情况（一）节能技术改造企业投入资金对具体生产设备/工艺进行了节能技术改造，如采用高效节能电机、余热回收利用系统等。
这些改造措施的实施，有效降低了能源消耗，提高了能源利用效率。
#1除灰系统异常分析及防范措施1．＃1炉输灰系统异常经过4月14日19：25，＃1炉满负荷运行，（煤量210t/h左右，灰份41.95%）输灰系统正常运行中三单元输灰阀卡涩关不到位，检修解体阀门发现由于211、251压力罐间内套管脱落造成阀门卡涩，于是将管路解开共取出两根内套管，至15日3：10系统恢复正常；由于系统故障时＃1炉负荷较高，14日22：20四个一电场出现高料位（111、151、251高料位报警发，211高料位故障未发），运行将四个一电场均停运。
15日3：10系统恢复后将二、三单元投运开始输灰，为防止灰粗7：00(251高料位消失)将211、251电场投运，8：00投运111电场，但由于负荷较高，灰斗持续高料位，11：10为防止电场短路故障停运211、251、111电场，其间输灰曲线较正常，但由于细灰单元输灰频次增多，（19：00，161灰斗高料位）为保证细灰单元正常运行，二三单元的输灰次数减少。
16日后夜负荷较低时将三单元退出，通过控制手动插板阀开度和时间设定结合，以二单元输灰为主与细灰同时进行输灰，并投运111电场（111电场高料位3：00消失），因灰粗系统出力降低，6：00负荷增加到350MW，111电场7：00又出现高料位，因白天一直带满负荷，二电场221灰斗出现高料位，输灰主要以细灰为主，二三单元灰斗高料位有增无减。
17日后夜利用负荷低谷和白天限负荷时机，以三单元为主进行输灰，（二单元输灰阀密封垫3：00检查破损，二单元退出），同时保证各细灰单元正常输灰，两个二电场161、221灰斗高料位消除，18日后夜211、251灰斗高料位消除，8：00投运211、251电场，以三单元和细灰六七单元为主进行输灰。
18日11：00，由于三单元输灰曲线正常，运行人员将装灰时间增加到80S （之前30S），15：00输灰曲线又恶化，再次将装灰时间降到30S监视运行。
同时由于灰量大，灰斗下灰不均匀，20：00 251又出现高料位，生技部与发电部已共同商定采取部分开启灰斗插板阀控制灰量的办法来逐步解决该问题。
火力发电厂干除灰系统输灰性能优化策略摘要：当前运行的干除灰系统有负压、正压、低正压气力除灰系统和空气斜槽、埋刮板机机械除灰系统。
随着电力市场竞争加剧，燃煤电厂的成本管控压力不断增大，为有效降低电力生产成本，电厂一般会根据不同负荷阶段来掺烧劣质煤。
劣质煤的掺烧带来了飞灰量增加、灰质变粗等问题，易使除灰系统不能正常工作，严重影响机组的安全运行。
关键词：火力发电厂；干除灰系统；输灰性能；优化；策略一、火力发电厂干除灰系统输灰性能中存在的问题（一）灰质、灰量问题受煤电供求关系影响，当前火电厂实际使用的煤种很多时候都与设计的煤种存在很大差异，这种差异会导致磨煤机、除灰机等辅助设备的出力受到限制，而这些辅助设备之间的关系又非常紧密。
如果磨煤机没有正常运转，会导致后续除灰设备无法工作。
现阶段我国已有多家火电厂因煤种原因在投运后的短时间内做了改造，针对上述情况，我国火力发电厂气力除灰系统的再设计需要注意以下两个方面：首先，出力的确定。
当前情况下，出力的确定要按照最大灰量的原则进行选取，也就是说在燃用煤使用最恶劣的煤种情况下，煤炉的最大燃煤量乘以锅炉的实际燃用煤种的最大灰分，然后再乘以50% 余量，这样设计出来的出力要比传统的设计出力大一些，必然会增大系统的整体投资。
此外，还要重点考虑现阶段我国劣质煤的普遍性特征，对燃用煤的最大灰量进行适当调整。
其次，灰质的确定。
当前我国火力发电厂气力除灰系统基本都忽略了对灰质的设计，同时也忽略了对飞灰粒径的影响。
通过以往经验，飞灰堆积密度和平均粒径的上升会导致气力输送系统的出力明显降低，并且磨损现象也非常严重。
当飞灰堆积密度和平均粒径达到一定数值时，飞灰就无法进行正压浓相输送，此时系统的气耗将急剧增加，出力也会明显降低。
要解决上述问题，可以在系统设计阶段尽量收集相同的煤质进行试验，从而得出准确的飞灰堆积密度和平均粒径，运用这一试验来保证系统设计的真实性和可靠性。
（二）气力除灰系统设备问题空压设备的出力一般是特定情况下的理论值，实际出力受气压、温度等环境因素的影响会偏低，如果空冷式空压机通风不畅，夏季时出力会明显下降，有时还会因排气区域高温而出现电路跳闸的现象。
电厂运行除灰工作总结8篇（经典版）编制人：__________________审核人：__________________审批人：__________________编制单位：__________________编制时间：____年____月____日序言下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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火力发电厂干除灰系统输灰性能优化策略摘要:火电厂干除灰系统是将锅炉燃烧过程中产生的飞灰进行收集并将其输送到灰库进行处理的系统，是火电厂生产重要组成部分。
受发电成本、煤炭质ffi、除灰工艺等方面的影响，干除灰系统运行不稳定，在工作中容易出现堵塞现象,影响火电厂机组的正常运行。
本文通过分析火电厂机组干除灰系统存在的问题，并根据火电厂干除灰系统输灰性能的要求，提出在原有干除灰系统的基础上，安装飞灰输送系统和PLC控制器，以期实现对飞灰系统的智能控制，提高飞灰系统运行的工作效率。
关键词:火电厂；干除灰系统；输灰性能火力发电是通过煤炭燃烧加热水生成水蒸气，产生的水蒸气推动汽轮机运行，直接将热能转化成为机械能，再通过汽轮机带动发电机旋转，机械能转变为电能。
随着社会经济的发展,对电能需求不断增长，国家大力建设电力工程。
与水利发电相比，火力发电厂具有装机能可按照要求设计、建设周期短、投资成本少等优点，因此火电厂快速发展，我国超过60%以上的电能由火力发电厂提供。
火电厂在发电过程中,产生大量粉尘，这些粉尘对设备、环境造成一定腐蚀，需要通过干除灰系统进行处理，降低生产中的粉尘。
原煤质量问题也増加了干除灰系统的处理难度，需要进一步优化火力发电厂干除灰系统输灰性能，减轻粉尘危害。
―、火力发电厂干除灰系统输灰方面存在的问题火电厂在生产过程中，输煤系统作业过程、锅炉运行、锅炉检修过程中产生的锅炉粉尘比较多，这些粉尘分散程度较高，控制稳定性能比较好，人体吸入过多粉尘容易产生尘肺痨，被国家列为法定职业病。
锅炉生产过程中产生大量的粉煤渣，这些粉煤渣中含有一定的细微颗粒，就是粉煤灰，这些粉煤灰直接排放到大气环境中，可能造成二次污染，给环境造成严重破坏。
干除灰系统可以将锅炉生成的粉尘和粉煤灰进行收集，提取里面的微!I元素加以综合利用。
受到居民电力需求的影响，居民对电能需求在不同阶段呈现不同特点，部分火电厂为降低发电成本，根据火电厂不同负荷阶段的运行情况,在燃煤中添加一定比例的劣质煤炭，导致锅炉运行时产生粉煤灰越来越多，灰尘质地比较粗糙，影响到干除灰系统的输灰性能。
发电厂正压气力除灰实现安全节能环保探讨文章对正压气力除灰系统的特点和除灰过程中存在的一些问题进行了详细的介绍，并针对存在的常见问题提出了一些有效的措施。
标签：气力除灰系统；常见故障；故障分析整体来看，正压气力除灰系统的工作流程和常规正压气力除灰系统的差不多，但二者之间依然存在一个明显的区别，那就是正压气力除灰系统的输送机理相对来说更加的特别，正压气力除灰系统是一种先进的输灰技术，采用了一种大管套小管输送管道的特殊结构，相对于其他的除灰系统，正压气力除灰系统更加安全可靠，更加地简单易懂，便于掌握，是我国发电厂普遍采用的一种除灰方式。
1 正压气力除灰系统的特点正压气力除灰系统具有许多优点，而在众多优点中，首先要提的是它的可靠性。
为了确保管道不易堵塞，为了调节音量的变化和气比的变化，正压气力除灰系统可以准确地对搅拌机主要进气口的开闭进行控制，以达到控制管道的输送压力的目的。
除此之外，即使是在短时间内关机重启后，除尘系统也可以在任何时间进行暂停，也能迅速地继续进行清除工作，丝毫不受外界的任何影响。
而且，由于仓泵的体积偏小，安装维护方便，质量又轻，所以可以直接将仓泵挂在灰斗下面，节省空间的同时又实现了简单方便的目的，利于系统的实际运行，是个相当不错的设计。
紧接着要提的就是自动化程度高的特点，正压气力除灰系统的整个工作过程大多情况下都是由电脑控制、进行自动调节的，所以这些设备的反应都相当灵敏，而且设备操作起来比较简单，运行功能还十分齐全，可以说，正压气力除灰系统是个不错的除灰系统，很适合运用到发电厂除灰的工作上。
除了这些特点之外，正压气力除灰系统还有一个优点，那就是正压气力除灰系统的设备投资费用和运行费用都比较低。
如果相关企业不打算采用高成本的质地好的钢管作为钢管材料，哪怕管道材料采用的是普通的无缝钢管，也同样可以使得管道达到较长的使用寿命，同时，该有的作用和效果还不会因为管道材料的低劣而有任何丝毫的减损，这一特点，为相关企业节省了不少成本，减少了很多开支。
锅炉除灰系统的节能与综合治理目前，国内老电厂的水力除灰系统普遍存在用水量和耗电量大等问题，造成大量的能源浪费。
锅炉除灰系统的多个环节进行技术改造和综合治理，节约大量的生产用水，降低了厂用电率，取得了一定的经济效益。
标签：锅炉除灰系统节能;治理因为煤的结渣特性使得辐射受热面和对流受热面易出现结渣和积灰现象，造成主汽温偏低和排烟温度偏高，直接影响机组经济性。
为此最终采取优化燃烧调整，加强蒸汽吹灰等方法控制住了结焦和积灰的问题。
一、锅炉除灰系统的节能问题1.对流受热面存在局部积灰问题。
由于煤灰分中碱金属和铁氧化物含量比较高，氧化钙含量最高达到39.62%，所以燃用煤锅炉的对流受热面非常容易发生积灰板结问题。
发现在末级过热器和低温过热器部位存在局部积灰板结问题，末级过热器部位出现烧结度比较高、相对比较硬的赭红色灰块，低温过热器局部存在灰色酥松的纵向管间搭桥。
这些积灰都会影响到受热面的换热效率。
2.主汽温度偏低。
由于屏式过热器的结焦和对流受热面的积灰，造成过热汽温不足。
而为了提高过热汽温，需向上调整燃烧器角度，又会造成再热蒸汽的超温。
3.再热器减温水喷水量大。
向上调整燃烧器角度，再热器吸热量较设计增加，造成再热蒸汽的超温。
而再热器超温后大量投入减温水会影响机组的热效率和经济性。
各厂锅炉正常运行中再热器减温水量较大，且根据燃烧调整的不同减温水量偏差较大，一般在20～40 t /h，严重时达到60 t /h 以上，而且受烟气残余旋转的影响还出现左右偏差问题。
4.空气预热器入口烟温偏高。
在机组额定负荷下，空气预热器入口烟温设计为360℃，而受结焦积灰的影响，造成锅炉吸热能力下降，实际运行中空气预热器入口平均烟温偏高40～80℃，最高达到440℃以上。
这必然会影响锅炉的整体热效率。
5.锅炉排烟温度偏高。
锅炉排烟温度高于设计值主要出现在高负荷时，在机组额定负荷下，锅炉排烟温度比设计值偏高最多可达30℃，影响了机组运行的经济性。
