联合旁通烟道与暖风器的锅炉烟气余热利用系统

联合应用空气预热器旁通烟道与暖风器回收电站锅炉排烟余热,可使锅炉尾部烟气热能与汽轮机回热系统间的交叉梯级利用更优,获得更高的电厂效率。以某600 MW超超临界燃烟煤机组为例,对旁通烟道与暖风器联合系统进行了热经济性与技术经济性分析,作为比较对常规旁通烟道系统也进行了计算。结果表明,由联合系统回收锅炉排烟从122℃降温至90℃的余热,使机组供电标准煤耗减小4.26g/(k W?h),需投资1500万元,动态投资回收期1.73年;而应用常规系统时上述结果分别为:2.63g/(k W?h)、1685万元和3.56年。可见联合系统具有明显的热经济性和技术经济性优势,建议对其进行工程化应用研究。提高暖风器出口温风温度可提高联合系统热经济性,但技术经济性结果变化很小,故温风温度不宜过高。     

600MW机组烟气余热利用技术综合分析

以某600 MW机组为对象,采用等效热降法,研究了该机组分别经低压省煤器、暖风器-低压省煤器联合运行(联合运行)和分烟道3种烟气余热利用技术改造后的热经济性和节能潜力,分析了各技术的适用范围及优缺点。结果表明:分烟道技术使烟气的热量由二次风带入炉膛,相当于烟气的热量全部被锅炉吸收,热经济性最高。该研究结果为国内火电机组的节能升级改造提供了参考。     

600 MW超临界机组尾部烟道流场优化

针对某发电厂锅炉尾部烟道阻力偏高、机组限负荷运行的现状,通过对尾部烟道流场诊断分析及优化设计,在烟道合适位置加装导流板,制定最佳的改造方案。改造后,机组出力恢复至600 MW,空预器出口至吸收塔入口段烟道阻力共降低73.7%,达到了节能降耗的目的。     

锅炉省煤器烟气旁路改造引发问题分析及对策

阐述了某公司为保证2台300 MW机组脱硝系统能够在机组安全情况下全负荷投运,对锅炉省煤器进行加装旁路烟道来提高SCR反应器入口烟温的改造;改造后的机组出现了空预器差压增大的问题。针对此问题,从系统运行调整、设备运行状况等方面入手进行分析,提出调整建议和改造措施,有效控制了空预器差压,保证了机组的安全运行。     

低低温省煤器联合暖风器系统运行优化

为了探索不同负荷下低低温省煤器联合暖风器系统运行优化的最佳运行方式,依托某300 MW机组进行了运行优化研究。结果表明:环境空气温度基本一致,锅炉排烟温度随空气在暖风器温升呈线性增加趋势;随暖风器温升,中高负荷下暖风器热交换量占比呈近似线性增加,低负荷下呈先增高后趋于平缓的趋势;以低低温省煤器联合暖风器系统停运状态为基准,试验范围内汽轮机热耗率降低值随回收热量呈近似线性正比关系,锅炉热效率提高值随暖风器出口风温升高值呈正相关关系;试验范围内供电煤耗下降值随暖风器出口风温升高呈正相关关系,与暖风器侧吸收热量占比升高呈总体正相关关系;实际运行中控制暖风器出口风温在70℃时机组整体经济性最佳。该结果可为提高火电机组运行经济性提供一定的技术参考。     

电站锅炉空预器分级换热系统设计

电站锅炉普遍采用回转式空预器和SCR脱硝系统,运行过程中空预器冷端储热元件表面ABS沉积造成空预器堵塞。以新型热管换热器为基础设计了空预器分级换热系统,原空预器换热温差分为高温段回转式空预器和低温段动力热管换热两部分,热管换热器承受ABS沉积,结构设计上综合考虑磨损、腐蚀、方便清除,并结合某660 MW机组回转式空预器实际参数利用平均传热系数法对热管换热器进行了设计计算。结果表明:换热温差分级为回转式空预器350～200℃,新型热管换热200～130℃,可以有效解决回转式空预器ABS沉积堵塞,为进一步研究及工程应用提供了研究基础。     

350MW燃煤机组空气预热器压差大原因分析及对策

针对某350 MW燃煤机组空气预热器(简称空预器)烟气侧压差大的问题,对煤质、空预器冷端低温腐蚀、空预器吹灰及冲洗相关情况进行了分析,确认其原因为二次风暖风器出力不足导致冷端低温腐蚀.通过对二次风暖风器及疏水系统进行改造,提高了空预器冷端温度,并对机组经济性的影响进行了分析.结果表明:暖风器改造后空预器烟气侧压差恢复正...     

利用电站锅炉耦合秸秆直燃炉提高再热汽温和SCR烟温经济性分析

针对电站锅炉普遍存在的再热蒸汽温度偏低和选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统低负荷下无法正常投运的问题,提出通过一种电站锅炉耦合秸秆绝热直燃炉,利用秸秆直燃的高温烟气显热直接提高锅炉尾部烟道烟气温度的技术方案。以某超临界350 MW机组锅炉为例,对不同负荷下将耦合秸秆绝热直燃炉高温烟气分别引入低温再热器进口烟道和SCR烟气脱硝系统前烟道的情况进行热力计算和经济性分析。结果表明:将1 000℃高温烟气引入低温再热器进口烟道时,100%负荷工况下,消耗秸秆3 749 kg/h,可将再热蒸汽温度升高13.5℃,节省供电标准煤耗1.86 g/(kW·h);50%负荷工况下,消耗秸秆3 749 kg/h,再热蒸汽温度升高33.3℃,节省供电标准煤耗7.39g/(kW·h);将1000℃高温烟气引入SCR烟气脱硝系统前烟道时,50%负荷工况下,消耗秸秆580 kg/h,SCR烟气脱硝系统入口烟温升高8.7℃,满足SCR烟气脱硝系统投运要求,供电标准煤耗增加0.84 g/(kW·h)。     

燃煤机组低负荷运行SCR烟气脱硝系统应对措施

针对燃煤电站机组低负荷运行过程中,省煤器出口烟气温度过低,无法满足选择性催化还原(SCR)催化剂投运温度要求的问题,本文以某超临界600 MW燃煤机组为研究对象,分别进行省煤器给水旁路、省煤器烟气旁路以及省煤器分级布置3种改造。锅炉热力计算结果显示:机组在50%额定负荷工况下,采用省煤器分级布置改造方案,当SCR反应器前省煤器受热面积份额为83%,SCR反应器后省煤器受热面积份额为17%时,SCR反应器入口烟气温度可达320℃,满足催化剂投运要求,且锅炉热效率维持在94.69%,该方案改造效果最佳。     

SCR系统急转烟道均流装置的数值模拟

通过数值模拟的方法,对某电厂锅炉烟气脱硝改造工程SCR系统流场进行优化时发现,由于该机组空气预热器(空预器)的烟气侧和空气侧为左右布置,且锅炉后部受热面前后竖井烟温偏差达60℃,导致催化剂来流烟气在宽度方向上存在40℃温差。对此,通过采用急转烟道均流装置,将SCR反应器入口扁平烟道宽度方向的温度偏差,转变为烟道高度方向的温度偏差,增加了冷、热烟气的接触面积,强化了冷、热烟气的混合效果。数值模拟和模型试验研究表明:应用急转烟道均流装置的SCR系统,催化剂来流温度偏差仅为7℃,其他各项技术指标也均满足要求。     

锅炉暖风器泄漏原因分析及解决措施

包头第三热电厂300 MW机组锅炉一、二次风暖风器经常发生泄漏,疏水回收不畅。对其进行改造：将暖风器改为套管结构,更换了换热器,提高了暖风器标高。改造后,空预器入口风温能维持在20℃以上,再未发生暖风器泄漏事故,疏水回收顺畅,且降低了一次风机、送风机的电耗。     

1000MW机组抽热风加热脱硫出口净烟气的经济性研究

抽取热风加热净烟气可以有效地防止湿法脱硫火电机组石膏雨的发生,但热风焓值损失会造成经济性下降。为计算热风焓损失,定义了抽热风系数并通过空预器热平衡方法进行计算。运用试验研究方法分析了3个负荷下净烟气温度对锅炉效率和供电煤耗的影响,结果表明:抽热风提高净烟气温度对锅炉效率影响显著,且在800 MW负荷时影响最大,净烟气提高19.6℃,锅炉效率下降0.47%,供电煤耗平均升高1.63 g/k Wh,采用该技术与采用GGH技术相比年费用增加近200万元。     

某600 MW机组锅炉换热面分级及烟气流场优化

燃煤机组锅炉低负荷运行时,易出现脱硝系统入口烟温偏低导致选择性催化还原反应(SCR)烟气脱硝系统无法正常投运,以及一次风温低、制粉系统干燥出力不足等问题。本文以某600 MW燃煤机组为例,提出了综合改造方案即割除部分水平低温过热器及高温省煤器换热面积,增加SCR脱硝系统后换热面,优化管式空气预热器(空预器)入口烟气流场。实施改造后,300 MW负荷下,管式空预器中出口一次风温提高26℃,SCR脱硝系统入口烟温提高28℃,制粉系统干燥出力提高,脱硝装置适应低负荷调峰能力增强。该技术的成功应用为同类型机组实施技术改造提供了思路。     

三菱350 MW机组锅炉暖风器改造

三河发电有限责任公司1号350MW机组锅炉为亚临界、中间再热汽包炉。在送风机出口、空气预热器入口间安装有日本三菱公司固定式蒸汽暖风器,在机组起动或低负荷运行期间锅炉排烟温度较低时,蒸汽暖风器将空气温度升高,以防止空气预热器低温腐蚀。但机组投产以后,暖风器出现堵塞,阻     

燃煤机组尿素热解制氨脱硝系统运行分析及优化

针对某660 MW机组尿素热解制氨脱硝系统发生的经常性故障,通过运行分析,认为热解炉设计裕度小、喷枪雾化能力不足和调节特性差是导致热解炉结晶的主要原因,喷NH_3不均匀、NH_3逃逸率大、烟道积灰过多是造成空预器堵塞、引风机叶片结垢的主要原因。为避免故障再次发生,对尿素热解制氨脱硝系统喷枪雾化、调门特性、尾部烟道输灰、排烟温度等进行了控制优化。利用机组的峰谷期,采取风烟系统单列运行方式,提升空预器出口烟温,以消除NH_4HSO_4对空预器差压的影响。定期分析机组运行灰量,对锅炉烟道出口水平段输灰控制进行顺控优化,及时输灰、降低烟气灰质量浓度,以减少过量喷NH_3对空预器、引风机等设备的影响。在工程基建期或项目技改要充分考虑将空预器的冷段和中温段合并且采用易清洗的搪瓷涂层元件,以提高机组运行可靠性并减少检修维护量。优化后机组每年增加收益约175万元。     

300MW锅炉尾部低温再热器和烟道磨损原因分析及措施

湖南益阳发电有限责任公司300MW机组运行不到3年,锅炉水平低温再热器和尾部烟道发生大面积磨损减薄。通过简要分析磨损机理,指出造成其磨损的主要原因是锅炉实际燃煤灰分远大于设计值、锅炉侧水冷壁中心到中隔墙距离相对较小、尾部烟道存在明显烟气走廊、省煤器、空预器灰斗长期不能正常放灰等,提出并采取在低温再热器处加装多孔气流均流板,在转向室和空气预热器出口拐弯处加装导流板,将尾部水平烟道与垂直烟道连接处采用圆弧形钢板连接,完善运行方式等,效果明显。     

提高催化剂反应效率的烟温协调优化控制

为了降低氨逃逸率和缓解空预器堵灰问题,选取某300 MW机组为研究对象,设计研究了4种不同的烟温控制方案和选择性催化还原(SCR)省煤器。锅炉热力计算结果表明,高温烟气旁路与SCR省煤器联合布置,旁路烟气份额最大20%,SCR省煤器的面积为原省煤器面积的40%,在最低烟温工况下,SCR入口烟温可调节达到接近340℃;在最高烟温工况下,SCR入口烟温不需调节,排烟温度可降低6.1℃。基本能够完全实现全运行工况下SCR入口烟温在340℃以上的催化剂高效运行需求,排烟温度在更小更优化的范围内变化。假设全年平均负荷为75%,则近似平均排烟温度下降5.2℃,发电煤耗降低接近1 g/(kW?h)。     

某超临界350 M W机组增压风机（带旁路）的RB控制

国家环保要求火电项目必须取消脱硫大旁路烟道,某电厂350 MW超临界机组的烟气脱硫系统（简称FGD）在配置单台增压风机的情况下若发生增压风机跳闸,则会造成锅炉主燃料跳闸（MFT）而被迫停炉。为保证机组长周期安全运行和减少机组非计划停运次数,该火电厂取消原设计脱硫烟气大旁路后增设增压风机旁路烟道,在增压风机故障跳闸后增压风机旁路快开并同时触发增压风机快速自动减负荷（RB）。通过对增压风机跳闸后的热工控制策略进行设计改进及不同负荷点的增压风机RB成功试验,消除了锅炉运行存在的不安全隐患,效果较好。     

大型CFB锅炉并联布置分离器烟气流动特性的数值模拟

针对大型CFB锅炉并联布置分离器的气固流动均匀性问题,采用1:1的实炉结构尺寸建立计算模型,完成了5种分离器出口烟道布置条件下的并联分离器烟气流动均匀性数值模拟计算。计算结果表明,分离器出口烟道的布置形式,对并联三分离器的烟气流动均匀性有重大影响。进一步的分析表明,采用单独的分离器出口烟道布置方式,可以显著改善各分离器的烟气流动均匀性。     

超超临界660 MW机组烟道蒸发结晶脱硫废水零排放技术

介绍了华能某发电公司新建超超临界660 MW机组烟道(主烟道和旁路烟道)蒸发结晶脱硫废水零排放技术的工艺流程、控制策略,调试期间现场试验研究了投运该零排放技术前后,空气预热器(空预器)参数、一级省煤器后给水温度、低温省煤器参数和机组主参数的变化,分析了该脱硫废水零排放系统对电除尘、脱硫水耗、输灰流动性和灰品质的影响。结果表明:该烟道蒸发结晶脱硫废水零排放技术对一级省煤器后给水温度、热一、二次风温、空预器出口排烟温度和灰品质均有一定影响,但影响较小;有利于提高电除尘效率,烟道蒸发结晶脱硫废水零排放技术安全、节能、高效,具有推广应用价值。