毕业设计电站锅炉.docx
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1、电站锅炉行业现状与进展趋势分析行业进呈现状1、行业规模与产能快速提升。近几年,在发电设备需求的强劲拉动下,电站锅炉行业 迎来了前所未有的进展机遇,取得了长足的进步。据分会统计,目前行业资产总额已达641 亿元,是 2023 年 137 亿元的 4.7 倍。在行业规模快速扩大的同时,产能也大幅提升。与产值产量的历史最高点相比,完成工业总产值(现行价)450 亿元,是2023 年 53 亿元的 8.5 倍。电站锅炉产品产量 9754.3 万千瓦,是 2023 年 1173 万千瓦的 8.3 倍。中国发电设备年产量已占世界总产量 50%左右,对全球发电设备净增量的奉献率在 50%以上,已经成为世界上
2、最大的电站锅炉制造国。2、产品升级换代目标全面实现。10 多年前,30 万千瓦火电机组尚需进口。而到 2023 年底,30 万千瓦、60 万千瓦及以上等级机组已分别占总装机容量的 50.15%和 21.53%。据分会统计,2023 年前三季度,共完成电站锅炉7078.3 万千瓦,30 万、60 万千瓦及以上等级锅炉分别占 24.6%和 51.7%,超临界、超超临界机组已经被提升为火电主力机型。截止 2023 年 9 月底,已累计制造完成60 万、百万千瓦超临界、超超临界锅炉186 台,其中:60 万千瓦等级超临界锅炉 150 台,60 万千瓦等级超超临界锅炉 15 台,百万千瓦超超临界锅炉 2
3、1 台已有10 台投运。在消化引进技术的根底上,自主创开发了超临界、超超临界和大型循环流化床锅炉。目前,中国超临界、超超临界锅炉技术应用已到达国际先进水平,并成为世界上大型循环流化床锅炉应用最多的国家。3、参与国际竞争的力量明显增加。随着行业规模与实力的“跨越式、超常规”进展,参 与国际竞争规模和速度也急速攀升。据分会统计,2023 年行业完成出口交货总值 30 亿元, 首次打破 9 亿元的历史记录。2023 年前三季度行业完成出口交货总值 40 亿元,同比增长168%。特别是自主创的60 万千瓦超临界锅炉,已实现向印度、俄罗斯、土耳其等国家的出口,标志着中国电站锅炉设计制造水平已经进入世界先
4、进展列。另据中国机电产品进出口 商会统计,2023 年签订 30 万千瓦燃煤电站合同 31 台套,60 万千瓦燃煤电站 15 台套,累计签合同装机达 2023 万千瓦,合同总额达150 亿美元。2023 年上半年,境外电力投资工程为 87 个,协调金额高达229 亿美元,其中,上亿美元工程44 个,金额约206 亿美元。上半年签约合同总额达 92 亿美元,印度第一,为73.8 亿美元,巴基斯坦其次,为11.2 亿美元,越南、马来西亚、土耳其紧随其后。签约的电力装备出口合同将超过去年,大容量燃煤电站已成为“走出去”的火车头。4、行业预期效益与高速进展未实现同步增长。受电力市场需求拉动,行业企业虽
5、然一 直保持高位运行,规模和力量快速提升,但受原材料、配套件资源紧急、价格上涨,企业内生产力量缺乏、分包外协量增加等因素影响,电站锅炉生产制造本钱大幅上涨,行业高速发 展的同时,并未实现预期效益的同步增长,特别是近两年行业利润明显下滑。据分会统计, 2023 年行业全面扭亏以来,2023 年随着产量的急剧增加,行业获利水平实现了跨越式增长。行业利润总额历史最好水平是 2023 年的 26 亿元,2023 年同比下降了 38%。本钱费用利润率历史最高值为 2023 年的 12%,之后每年以 2 个百分点递减,2023 年降到 4.18%,比 2023 年只高出 1 个百分点。2023 年前三季度
6、,行业利润总额 16.2 亿元,同比下降了 21%,本钱费用利润率 5.7%,同比下降了 2.2 个百分点。三季度以来,钢材等原材料虽然价从高点回落,但均价仍旧处于高位,而且钢价对毛利率的影响至少有半年的时滞,因此发电设备毛利 率的明显上升要等待 2023 年下半年。同时,原材料价格下跌过快过猛的趋势,也使我们对行业将来的进展感到忧虑,宏观经济的下滑和经济衰退的大背景使我们对需求的快速增长不 能抱过于乐观的估量,而快速下跌的原材料本钱可能导致产品售价的下跌,一旦需求增长量 无法弥补售价下跌带来的损失,行业可能面临营业收入、获利水平双重降低的窘境。行业进展趋势分析1、宏观经济简单多变、不确定的趋
7、势。中国经济从 1990 年以来,持续保持 10%以上增长时期消灭两次:一次是 1992 年至 1996 年中国经济高增长,1997 年金融危机后,持续了 6 年的通货紧缩,对于当时市场下滑、订单很少的状态,行业企业的记忆应当格外深刻; 另一次是 2023 年到 2023 年这五年的持续增长。但去年次贷危机引发的全球金融动乱已开头传导到实体经济,美国、日本、欧洲经济体 30 年来同时收缩,国际需求直线下降,而人民币升值、生产本钱攀升等多种因素的叠加导致我国出口面临空前巨大的压力。全球金融危机 引发经济衰退的可能性正在增大,全部这些对中国经济的影响有多大,确实值得我们关注。2、发电设备市场增速明
8、显放缓。全国发电装机容量继 1987 年突破 1 亿千瓦后,近 5 年的时间,连续实现 4 亿千瓦、5 亿千瓦、6 亿千瓦、7 亿千瓦四次大的标志性跨越,估量2023 年末 2023 年初将突破 8 亿千瓦。据国家统计局数据显示,发电设备产量虽然逐年增长, 但增长速度的拐点早已消灭,已从 2023 年 92.9%的增速下降到 2023 年的 11.1%,2023 年前三季度发电设备产量 9782.48 万千瓦,同比下降了 4.3%而且 8 月份增速还首次消灭负增长。电监会公布的2023 年全国电力工业 1-9 月份统计月报说明,2023 年 9 月份 GDP 增速为 9.9%,发电量增幅仅9.
9、7%,这是近10 年来第一次消灭发电量增幅低于GDP 增幅的状况。中国能耗弹性系数能源消费增长速度与经济增长速度之比已经小于 1 了1997 年东南亚爆发金融危机时,这一数字也是小于1 的。从目前状况看,随着国家宏观调控政策不断加强,2023-2023 年,我国 GDP 增长率消灭减速不行避开,假设依据GDP 年增长 9%和发电设备与 GDP 弹性系数为 1.15 计算,考虑“上大压小”淘汰落后产能因素,估量 2023 年发电装机容量将到达 9.47 亿千瓦,超过美国,成为全球第一年均增加装机容量约 7800 万千瓦。那么到 2023 年,我国装机总容量的目标是多少?发改委的数据是 12.5
10、亿千瓦,电力系统的推测是 15 亿千瓦,假设按 15 亿千瓦装机容量计算,也就是说2023 年到 2023 年 10 年间增装机容量大约 5.53 亿千瓦,依据国家优化进展煤电,大力进展水电,乐观推动核电建设,适度进展自然气发电,鼓舞可再生能源和能源发电的构造调整主线,估量平均每年市场增火电装机在4300 万千瓦左右。将来几年增装机容量环比可能消灭负增长,发电设备将步入周期下行阶段。而目前电站锅炉行业总体产能在 9000 万千瓦左右,后继市场竞争将更加剧烈。3、海外市场开拓不易过分乐观。从国际电力市场形势来看,近几年的进展速度明显加 快。印度、印尼、越南、马来西亚等东南亚国家电力需求成倍增加,
11、但自身电力设备生产力量缺乏,主要依靠进口;非洲电力市场的日益宽阔和南美电力市场的复苏也为中国电力设备 出口带来了机遇。开拓国际电力市场是我们的一个进展趋势,但海外工程的诸多不确定性因 素,使我们尚缺乏以对开拓海外市场做出过分乐观的推断。据分析,当前国际市场虽然消灭 卖方市场,但加强占有国际市场的有利时机仅在3-5 年间。海外订单比例的上升可能会增加执行风险并降低利润率。以印度尼西亚为例,2023 年中期到 2023 年上半年,合同签约价格每千瓦只提升 30%。这反映出企业群体议价意识和力量还有待于提高。这就要求我们在把国际市场做大、做好的同时,还要乐观探讨从企业群体的角度争取削减损失,提高电站
12、锅炉 整体出口价格水平。4、行业潜在风险不容无视。目前,行业企业虽然在手订单可以保障3-4 年的稳定收入, 但下游发电企业现金流大幅改善的可能性较小,订单质量令人担忧,甚至可能会消灭交货延 迟的不利局面。而且行业企业应收帐款明显上涨截止2023 年 9 月末,行业应收帐款总额高达 158 亿元,任何一个工程消灭问题,对企业都是灾难性。从电力企业联合会颂的2023年 1-10 月份发电设备累计平均利用小时来看,发电小时为 3981 小时,已破历史最低点 4800 小时,电力供给过剩的黄灯已经亮起,而电力行业是个回报周期比较长的行业,由此带来的 金融风险积存不容小视。另据财政部公布数据显示,发电企
13、业亏损持续扩大。2023 年 1-9月,五大发电企业合计亏损 214 亿元,比 1-8 月增亏 46.4 亿元;与 2023 年同期盈利 244.7 亿元相比,利润削减458.7 亿元,从以上数据可以看出,行业潜在风险不容无视,对此一些行业企业已深有感受。电站锅炉行业面临的形势,是我们必需面对的现实问题。在这一形势下,我们必需正视 行业竞争问题,开展有效有序的竞争,探究合作共赢之路。各企业要共同遵守电站锅炉行业自律公约,建立和维护公正、公正、依法有序的市场竞争环境。特别是在应对行业风险 防范方面,要建立协调机制,加强沟通与沟通,共同争辩应对措施,统一行动,形成合力,发挥行业协同效应,促进展业持
14、续、安康进展。1 大型电厂锅炉的进展我国电厂锅炉已进人大容量、高参数、多样化、高度自动化的进展时期。到目前为止已投运的 500-800MW 机组已有近 40 台;300MW 以上的超临界压力机组已有 12 台投入正常运行;900MW 的超临界压力机组也在建设中。对于炉型,既有通常承受的“”型布置锅炉,也有大型塔式布置锅炉;既有四角切圆燃烧、墙式燃烧方式,也有“U”和“W”型下射火焰燃烧方式;既有固态除渣、液态除渣锅炉,也有倍受关注的循环流化床锅炉。燃用煤种从褐煤、烟煤、劣质烟煤、贫煤直到无烟煤一应俱全。作为煤粉燃烧锅炉机组不行缺少的磨煤机,特别是中速磨煤机,RP、HP、MPS、MBF 等,均已
15、普遍运行在锅炉辅机上,双进双出钢球磨煤机也打破了一般钢球磨煤机一统天下的局面。全部这些设备中,既有国产的、从国外直接引进的,也有承受引进国外技术国内制造的。它们的运行牢靠性、经济性及低污染排放等性能都较以前有了较大幅度提高。2023 年 765 台 100MW 及以上火电机组的等效可用系数为 90.64,比 2023 年高 0.34 个百分点,比 1996 年高 4.26 个百分点;300MW 及以上容量火电机组近 5 年的等效可用系数逐年增加,2023 年到达了 91.43,比 1996 年高出 8.92 个百分点;600MW 火电机组近5 年的等效可用系数增长更显著。特别是从 1996 年
16、以来投产 300MW 火电机组投运后第 1 年的等效可用系数在逐年提高,2023 年投产后第 1 年的等效可用系数到达 94.63,而 1995 年投产的 14 台平均为 74.67。大型锅炉的运行经济性普遍较高,除一些难燃的无烟煤锅炉外,锅炉效率根本上都在 90以上,某些烟煤锅炉的效率到达 94。在 NOx 排放把握方面也取得了进展,国产 600MW 机组锅炉的 NOx 排放质量浓度最低的在 300mzm3O2 含量 m(O2)=6以下,远低于现行国家标准的规定值。但也有一些大型锅炉机组仍不同程度地存在问题,如锅炉承压部件的“四 管”爆漏时有发生,仍是构成强迫停运率高的祸首,占机组强迫停运总
17、小时数的41.34;燃烧稳定性欠佳,机组调峰力量差;锅炉炉膛及对流受热而结渣;回转式空气预热器漏风大,堵灰严峻;磨煤机出力缺乏或煤粉达不到要求的细度; 某些 600MW 燃煤机组锅炉存在严峻的过热汽温问题等。这些问题影响了机组运行的牢靠性,导致锅炉出力缺乏或经济性下降。这既有设计、制造与安装质量方面的缘由,也有运行治理方面的问题,甚至有些是因燃用煤质和设计煤质相差太大(有个别锅炉的设计煤质和校核煤质选择欠妥)。2 典型构造特点与运行性能2.1 褐煤锅炉我国褐煤煤矿主要分布在东北和西南地区。东北主要是水分较低的老年褐煤,西南地区主要是高水分的褐煤。在东北的褐煤锅炉主要有 3 种,分别是以元宝山电
18、厂的 1、2 号机组为代表的塔式布置、承受风扇磨切圆燃烧锅炉;以该厂3 号炉为代表的“”型布置、承受中速磨煤机的四角切圆燃烧锅炉以伊敏电厂为代表的“T”型布置、承受风扇磨煤机八角切圆燃烧锅炉。其中元宝山电厂的2 号炉由于斯坦缪勒公司设计的失误,炉内严峻结渣,导致长期不能带满负荷, 只得改铭牌出力为 520MW 运行,经长期努力改进才于 2023 年 1 月恢复为 600MW 的铭牌出力。元宝山电厂 3 号炉是一个格外成功的范例,通过对元宝山褐煤特性的深入争辩,吸取了斯坦缪勒公司失败的阅历和教训,合理地选取厂较低的炉膛容积热负荷(qv=60.8kWm3)等重要参数,获得了很好的运行牢靠性和经济性
19、, 唯有该炉排放的 NOx 质量浓度仍较高(622mgm3)。2 号炉通过燃烧器的改造, 承受分级燃烧器后 NOx 的排放质量浓度有较大削减,到达 400mgm3 以下。在云南地区燃烧高水分褐煤锅炉的最大容量为 670th,即阳宗海电厂的 1、2 号锅炉。2 台锅炉的构造特性与燃烧器有肯定差异。1 号炉炉膛容积热负荷略低,承受风扇磨、热炉烟与热风枯燥直吹制粉系统、乏气分别燃烧器六角布置切圆燃烧;2 号炉未承受乏气分别燃烧器,同样承受风扇磨、热烟与热风枯燥直吹系统,唯运行中略显得枯燥出力缺乏,煤粉较粗。2 台炉均能正常运行,炉膛受热面无严峻结渣,锅炉效率为 87-89。2.2 烟煤锅炉我国东部沿
20、海地区电厂大多燃用烟煤(不包括贫、瘦煤,尤其是低挥发分的贫、瘦煤),烟煤锅炉的炉型及燃烧方式相比照较单一,除少数因特别的灰渣处理要求承受液态排渣锅炉外,一般只是由于制造厂的传统习惯不同而分别承受常规的切圆燃烧和墙式燃烧锅炉,且各制造厂都力求到达最好的在切圆燃烧锅炉中,大多承受“”型布置,只有姚孟电厂 3、4 号锅炉为 塔式布置,盘山电厂的 1、2 号炉承受“T”型布置“”型布置锅炉炉膛出门烟气能量偏差大的问题曾相当突出,经过数年努力,从改进炉内空气动力场特性, 削减炉膛出口烟气剩余旋转;合理设计过热器及其减温系统和选取较高等级钢材等 3 方面着手,无论 300MW 还是 600MW 机组锅炉,
21、由此引起的高温受热面的超温爆管现象大大削减。即便是 600MW、700MW 机组锅炉,只要认真从上述 3 方面实行有效的措施,这一问题是可以解决好的。如吴泾二电厂的 600MW 机组锅炉,无论炉膛出口烟气温度,还是过热器再热器出口的温度偏差都很小。锅炉效率到达 93.7,最低不投油稳燃负荷率为 35锅炉最大连续负荷(BMCR)。 J*大量调查测试数据说明,在一样状况下,切圆燃烧锅炉的 NOx 排放的质量浓度比墙式燃烧锅炉的低,且当燃用相近煤种时,承受空气分级燃烧技术的直流燃烧器切圆燃烧方式的低 NOx 排放效果,较空气分级旋流燃烧器墙式燃烧方式好。吴泾电厂 11 号 300MW 机组锅炉排放
22、NOx 的质量浓度也是较低的,可到达 400mgm3。吴泾二厂锅炉排放的 NOx 质量浓度仅为 252mgm3。现代的墙式燃烧锅炉在我国电厂中的应用相对于切圆燃烧锅炉较晚,近年来有渐渐增加的趋势。绝大多数承受旋流燃烧器前后墙对冲布置方式,个别承受前墙布置的燃烧方式。它们根本上都是国外引进或中外合作生产制造的,特别是600MW 级机组锅炉尚无国产的。其中最引人注目的是北仑电厂的 35 号锅炉, 由于炉膛及锅筒内汽水分别装置设计失误,以及燃煤结渣性(较轻)与设计煤质 (严峻结渣性)的差异,导致过热蒸汽温度太低,达不到额定值。试运行期间不得不对燃烧器的布置进展改造,沿炉膛高度全部上移 3.5m,并对
23、过热器和省煤器的受热面作了适当调整;同时对锅筒内的旋风子做了技术改进,使机组能正常运行。扬州二电厂的 600MW 机组锅炉存在过热器减温水量过大的问题,在额定负荷下过热器减温水量的设计值为 75th,实际运行中达 300th,这与炉膛及过热器受热面的设计布置不当有关。其炉膛构造特性与北仑电厂 2 号炉完全一样,但后者的设计煤种为晋北烟煤,扬州二电厂的设计煤种和实际燃煤为神府煤,它的结渣性更强。因此,扬州二电厂在运行中锅炉炉膛及屏式过热器结渣导致炉膛出口烟温高,以致过热器大量喷水。对于神府煤,该锅炉的炉膛容积热负荷和断面热负荷都是偏高的。绥中电厂 2 台 800MW 机组锅炉是我国目前已投运的最
24、大容量的“T”型布置墙式燃烧锅炉。制造厂对煤质特性作了认真争辩,并在设计中实行了相应的技术措施,选用了较低的炉膛容积热负荷(qv=84.33kWm3)和较高的火焰高度28.0m,并在炉膛内布置了足够多而又格外有效的水力吹灰装置,运行正常,锅炉效率到达 91.9(此时,空气预热器漏风率大于 12,最大为 23.7),NOx 排放为 628mgm3,且煤种适应性较好,当燃用结渣性比设计煤种强的神府煤时, 也能正常运行而不会发生炉膛水冷壁及屏式过热器严峻结渣。2023 年机组的等效可用系数达 88.19。利港电厂一期的 2 台 350MW 机组承受旋流燃烧器前墙布置的燃烧方式,运行虽属正常,但与燃用
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