100t/d气化飞灰预热燃烧锅炉设计与运行

煤气化技术是煤炭梯级利用的主要方式之一,近年来发展迅速、使用广泛。但煤气化过程无法将煤中的碳全部转化利用,煤经过气化后仍有部分可燃物残留在气化飞灰中。其中循环流化床煤气化产生的气化飞灰碳含量相对较高,低位发热量达12~25 MJ/kg,若能加以利用会显著提高碳的利用率。气化飞灰的挥发分极低,传统燃烧技术很难处理。为了实现气化飞灰的高效燃烧,并同时控制燃烧的NO_x排放水平,提出并发展了预热燃烧技术。该技术将气化飞灰在流化床预热燃烧器中进行预热,在缺氧条件下通过化学反应产生热量将燃料自身预热至850~950℃并脱除部分燃料氮,再将预热后的燃料通入煤粉炉炉膛,在炉内通过分级配风实现高效低NO_x燃烧。针对一台采用预热燃烧技术的气化飞灰预热燃烧锅炉,开展调试和工程试验,通过考察预热燃烧器和炉膛内的温度分布和变化规律、气化飞灰的燃烧效率以及NO_x原始排放,研究气化飞灰的预热特性、预热后的高温气固混合燃料的燃烧特性和NO_x排放特性。结果表明,预热燃烧锅炉可以燃用挥发分3%的气化飞灰,锅炉运行稳定,气化飞灰燃烧效率可达98%以上,NO_x原始排放浓度最低可达261.94 mg/m~3,经脱硝处理能达到超低排放。预热燃烧锅炉实现了气化飞灰的高效低氮燃烧,证明了预热燃烧技术在超低挥发分燃料处理方面的可行性和技术先进性。     

我国治理大气污染不应盲目禁止使用煤炭

分析了我国能源的禀赋,常规天然气及页岩气、致密气、煤层气等非常规天然气的增产潜力,进口天然气面临的经济性挑战。通过列举采用煤炭清洁利用技术,实现燃煤排放达到使用天然气为燃料排放标准的实例,说明燃煤加剧大气污染的根本原因是煤炭利用方式和技术落后,而不是使用煤炭本身。提出我国治理大气污染的一项十分重要的对策是科学合理利用煤炭,对小规模分散使用的燃煤应该实施"以气代煤";对达到一定规模的集中使用煤炭,应该大力推广应用煤炭清洁利用技术。决不能不看资源条件,盲目禁止使用煤炭。面向未来要不断改进与提升现有的煤炭气化技术,寻求催化气化、地下气化、低温等离子气化、化学环气化等新型煤气化技术的突破;研究开发煤气化与合成气高效转化集成的IGFC技术,煤气化、二氧化碳循环富氧燃烧、燃气轮机集成的合成气发电技术等新的煤炭清洁高效利用技术。     

燃煤电站低NO_x燃烧技术

低NO_x燃烧技术已广泛应用于燃煤电站氮氧化物减排措施中。作者详细阐述了空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、烟气再循环燃烧技术、浓淡燃烧技术及低NO_x燃烧器,介绍了不同低NO_x燃烧技术的运用原理及应用实例。     

煤的水蒸气等离子体气化研究现状和前景

煤炭气化是实现煤炭洁净利用的一条有效途径 .在简要介绍常规煤炭气化技术之优缺点和等离子体技术之特征的基础上 ,评述了国内外煤炭等离子体气化技术的现状和进展 ,指出煤的水蒸气等离子体气化技术可望成为由煤制取优质合成气的一个新途径     

低氮燃烧+SCR技术在燃煤电厂改造工程实践

当前,我国氮氧化物污染问题十分突出。氮氧化物排放总量居高不下,成为导致我国大气酸沉降、臭氧、灰霾等一系列环境问题的重要根源。本文详细阐述了低氮燃烧+SCR技术在江苏华电扬州发电有限公司(以下简称扬电公司)330MW燃煤电厂上的工程改造应用以及燃烧技术要点,分析了应用低氮燃烧+SCR技术来减少NOx排放的工艺流程和技术特点,为同类锅炉提供了借鉴。     

330 MW发电机组贫煤燃烧NO_x排放特性及控制

针对330 MW贫煤锅炉开展了低氮燃烧系统的现场试验,研究了炉膛出口以及SCR前后的NO_x排放情况,还考查了NO_x浓度随烟道深度和锅炉负荷的变化情况。结果表明:炉膛出口的NO_x浓度基本维持在600 mg/m~3左右。NO_x排放浓度与取样位置有关,现场检测NO_x时要在断面合理布点。在炉内低氮燃烧+SCR共同控制下,贫煤锅炉在不同负荷下都可实现烟气出口NO_x浓度≤50 mg/m~3。SCR系统正常运行情况下脱硝效果较好,但存在氨耗量较大,催化剂堵塞、磨损、低负荷情况脱硝效率较低等问题,建议对于贫煤机组可以采用SNCR+SCR的联合脱硝方法,增加氨气在系统内停留时间,提高脱硝效率,避免氨逃逸。     

两种煤气化技术用于合成氨的能耗分析

使用流程模拟的方法计算了两种煤气化技术用于合成氨的能耗并分析了能耗产生差异的原因,提出比较和选择煤气化技术要基于具体的应用场合并确定合理的比较范围,从能耗角度为选择煤气化技术提供依据.计算结果表明,在水蒸气含量高的反应气氛下,氧煤比由灰熔点控制,反之,由碳转化率控制;GEGP气化技术单位H2煤耗和氧耗均较高,多消耗的煤和氧转化成了煤气中的水蒸气,GEGP气化炉内发生了部分变换反应,降低了变换装置的负荷;GEGP气化技术单位H2的能耗低于SCGP气化技术.     

科技部三大专项的重点研究任务

<正>1煤化工1)在煤炭清洁转化方向,将重点开展低变质煤直接转化反应和催化基础研究,开发煤热解气化分质转化制清洁燃气关键技术,以及煤转化废水处理、回用和资源化关键技术;2)在燃煤污染控制方向,将重点开发燃煤PM2.5及Hg控制技术,开展燃煤污染物(SO_2,NO_x,PM)一体化控制技术工程示范,在深度脱除SO_2的同时,提高PM2.5的捕集效率;3)在CO_2捕集利用与封存方向,重点探索CO_2高效转化制备液体燃料与化学品的新工艺、新方法,开展CO_2烟气微藻减排技术研究,建立微藻年固碳能力万吨级的工程示范。     

富氧低NOx稳燃技术在300 MW煤粉锅炉机组灵活性调峰中的应用

为了对富氧低NO_x稳燃技术的实际应用效果进行工程示范,针对富氧低NO_x稳燃技术在300 MW亚临界煤粉锅炉上的低负荷稳燃特性进行了实炉试验研究。通过将锅炉A、D层原12台一次风燃烧器改造为富氧低NO_x燃烧器以及对锅炉主要运行参数的测量分析,研究富氧低NO_x稳燃技术对SCR入口的NO_x原始排放浓度、烟气温度,以及对锅炉总体运行特性的影响。实炉试验、日常运行以及第三方完成的性能测试结果表明,原锅炉改造应用富氧低NO_x稳燃技术后,NO_x原始生成量明显降低。改造后的运行实践证明,锅炉最低可在23.5%负荷(70.4 MW)下稳定运行,且同时能保证锅炉出口过热蒸汽参数和再热蒸汽参数达到运行要求、SCR入口烟温维持在280℃以上及NO_x原始生成浓度低于300 mg/Nm3,实现NO_x超低排放。锅炉运行经济性统计分析表明,采用富燃低NO_x稳燃技术后,调峰能力大幅提高,可长期低负荷运行,且可有效投入SCR脱硝系统,锅炉的年平均点火和低负荷稳燃用油量减少了65%。因此富氧低NO_x稳燃技术可实现锅炉的低负荷稳燃及超低排放,且大幅降低锅炉点火及稳燃用油,提高锅炉的经济性。     

煤气化技术创新发展

<正>我国煤化工龙头技术,即煤气化技术取得了重大突破,国内自主开发的煤气化技术已开始在示范装置和其他装置上大面积推广应用。基于中国煤炭资源禀赋特点和能源利用现状,新奥集团公司自主开发了催化气化、加氢气化、地下气化、超临界气化四种适用于不同煤质特点的煤制天然气技术,实现煤炭清洁转化、全价开发。新奥煤气化技术指标相对于煤制天然气现行标     

SNCR/烟气再循环协同脱硝技术研究

短期内煤炭作为我国主要能源的现状不会改变。由于煤燃烧会释放大量NO_x,造成严重的环境污染,因此煤炭燃烧过程中的NO_x控制至关重要。链条锅炉作为我国工业应用最为广泛的燃煤锅炉之一,是降低NO_x排放的重点对象,尤其在新实施的GB 13271—2014《锅炉大气污染物排放标准》中规定重点地区锅炉NO_x排放值不得高于200 mg/m~3后,链条炉低氮燃烧和NO_x脱除技术受到广泛关注。为降低链条锅炉NO_x排放,满足国家环保要求的同时,降低企业运行维护成本,提高企业经济效益,以西安高新区某供热站4×75 t/h链条锅炉为研究对象,进行烟气再循环与SNCR耦合低氮燃烧NO_x脱除技术改造研究。研究了SNCR与烟气再循环耦合低氮燃烧系统参数,如烟气再循环率,再循环烟气一、二次风室送入比例,氨氮摩尔比,锅炉负荷变化等脱硝系统参数对NO_x脱除效率及链条炉燃烧特性的影响,确定了烟气再循环与SNCR技术耦合脱硝的最佳运行参数,结果表明:SNCR耦合烟气再循环低氮燃烧技术能有效降低链条锅炉NO_x排放。烟气再循环率为16%～18%,再循环烟气一次风室送入比例为82%,氨氮摩尔比为0.78时,SNCR耦合烟气在循环脱硝系统可达最佳脱硝效率。此时SNCR耦合烟气再循环联合脱硝效率可达到56%,SNCR单独运行脱硝效率可达40%,NO_x实际排放可从250 mg/m~3降至110 mg/m~3,远高于国家NO_x排放标准。     

不同煤种在煤粉工业锅炉上的适应性研究

为研究不同煤种在的煤粉工业锅炉上的适应性,笔者分别选取神木煤、山东本地煤、兰炭三种燃料在济南某热源厂70 MW燃煤锅炉上开展试验研究,考察了不同煤种的燃烧性能对工业锅炉运行状况的影响,分析锅炉长时间持续运行时点火稳定性、炉膛温度、SCR入口烟温、排烟温度以NOx初始排放变化趋势,结果表明,不同煤种的点火稳定性差异不大,均具有较好的点火性能。当锅炉满负荷运行时,本地煤种排烟温度比神木煤高20℃左右,NOx初始排放比神木煤低10%,兰炭燃烧炉膛温度比神府煤高10%左右,NOx初始排放在250～350 mg·Nm-3,比神木煤低30%。     

燃煤屯站锅炉控制NOx技木的探讨

分析了大容量燃煤电站锅炉NOx生成的机理和规律,阐述了锅炉低NOx燃烧、排放的技术特点,总结归纳了在煤燃烧过程中抑制NOx产生的手段。     

燃煤电站锅炉控制Nox技术的探讨

分析了大容量燃煤电站锅炉NOx生成的机理和规律,阐述了锅炉低NOx燃烧、排放的技术特点,总结归纳了在煤燃烧过程中抑制NOx产生的手段。     

CO_2旋转弧等离子体炬煤气化制取合成气

为开发CO_2旋转弧等离子体煤气化来制取合成气技术,实验考察了国内四种煤粉的煤粉挥发分含量、CO_2气量以及不同进料比下对于气化过程的影响。实验结果表明,气化结果与煤粉的挥发分含量有着明显的正相关关系,挥发分含量越高,越有利于煤粉气化,产品气中CO与H_2的体积含量可超过93.5%。随着CO_2气量的增加,CO含量增大,而H_2含量则随之减少,碳转化率最高可以达到86.1%。在不同的CO_2与煤粉进料比情况下,H_2含量随着反应器输入功率的增大会出现峰值。当进料比为18.7时,能量转化效率可以达到最高的71.6%。与普通煤气化过程相比,等离子体煤气化过程具有更高合成气含量以及碳转化率,是一种具有工业应用前景的煤炭清洁高效利用手段。     

试述火电厂等离子点火控制系统

燃煤电站锅炉等离子点火系统可以在锅炉冷态启动、低负荷运行时投入使用,起到节约燃油、稳定燃烧的作用。文章阐述了锅炉等离子点火控制系统的发展、构成,重点分析了等离子点火控制系统（PLC）与单元机组DCS控制系统的接口问题。     

阳煤着手推进煤气化技术R-GAS示范项目

<正>据悉,作为该省七大煤企之一,该集团与美国燃气技术研究院(GTI)签署《R-GAS气化技术联合开发协议》。以此为标志,具有国际先进水平的煤气化技术R-GAS示范项目在山西正式落地,高灰熔点煤气化难题将迎破解转机。气化是煤炭清洁转化利用的重要过程之一。目前,国内外已工业化的粉煤气化技术对山西高灰熔点煤适应性差,实现高灰熔点煤的低成本气化是制约山西煤化工产业发展的     

燃煤锅炉的低氮燃烧改造

为解决燃煤锅炉实际生产中排放的氮氧化物、一氧化碳以及粉尘对环境造成污染的问题，在对燃煤锅炉基本运行参数和结构分析的基础上，根据燃煤锅炉的实际工况对其进行低氮燃烧改造，并通过对改造后燃煤锅炉的热力性能校核和氮氧化物、一氧化碳等有害物质的排放量与改造前进行对比，得出低氮燃烧技术可在今后燃煤锅炉中广泛推广应用。     

300 MW贫煤锅炉低氮燃烧系统改造及性能优化

针对300 MW贫煤锅炉,进行了低NOx燃烧系统改造和性能优化实验,研究了低氮燃烧器组合深度空气分级低氮燃烧技术对贫煤燃烧锅炉NOx排放的影响规律和控制效果.结果表明,锅炉采用新型低氮燃烧器、全炉膛深度分级燃烧改造后,锅炉SCR脱硝系统入口NOx浓度可由改造前约1 100mg/m3(干态,6%氧量)下降至改造后的460mg/m3(干态,6%氧量)左右,氮氧化物排放浓度平均降幅达到50%以上.改造方案及实验结果可为贫煤燃烧锅炉低NOx燃烧改造和运行优化提供借鉴.     

燃煤sCO2布雷顿循环及其工质传热特性研究进展

超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,sCO2)布雷顿循环作为动力循环的主要优势是效率高、结构简单、系统紧凑、热源适应性广,有望在下一代核反应堆、燃煤电站、余热回收及可再生能源(太阳能、地热能等)领域得到大规模应用。作为新型动力循环工质的sCO2具有温和的临界点条件(31.1℃/7.38 MPa),同时在临界点附近物性变化剧烈。鉴于我国以煤为主的能源结构及严峻气候挑战,sCO2动力循环与富氧燃烧、流化床锅炉、煤气化等技术结合为实现煤炭的清洁高效低碳利用提供了新的思路。笔者分析了sCO2工质的性质,介绍了间接加热式和直接加热式两类sCO2布雷顿循环的基本原理,总结了sCO2动力循环应用于燃煤电站的研究进展。sCO2循环燃煤电站的发展可分为以下2条路径:①间接加热式sCO2循环取代蒸汽朗肯循环应用于燃煤电站,可与煤粉锅炉、循环流化床锅炉、富氧燃烧等技术相结合;②发展更加高效且固有碳捕捉能力的直接加热式sCO2循环燃煤电站技术,与带有碳捕捉(carbon capture and storage,CCS)的整体煤气化联合循环(IGCC)电站竞争。分析了sCO2动力循环与燃煤电站结合的多种技术方案,讨论不同方案的优势、技术挑战与发展方向。在此基础上,重点阐述了sCO2作为工质在常规管径圆管、细管道圆管、微细管道圆管及印刷电路板式换热器(printed circuit heat exchanger,PCHE)中的传热试验研究和传热特性,总结了sCO2工质在圆管内和PCHE内流动传热经验关联式并进行分析比较,同时介绍了sCO2工质流动传热的数值模拟研究。最后,从基础理论、系统设计、设备研发层面指出了现有研究的不足和对未来研究的展望。CO2减排在未来几十年将是燃煤发电的主要研究方向,具有更大效率优势和固有碳捕捉能力的直接加热式sCO2循环燃煤发电技术将引起更多关注。在我国将sCO2布雷顿循环应用于燃煤电站更具现实意义,目前我国关于sCO2循环发电技术的研究与国外仍存在相当差距,应依托超超临界燃煤发电机组和IGCC电站的技术积累,快速推动燃煤sCO2循环发电技术的研发进展。