300MW机组CFB锅炉低温再热器改造方案研究

针对某300MW电厂循环流化床（CFB）锅炉高负荷下排烟温度过高,低负荷再热蒸汽温度不足的问题,提出了增加低温再热器面积的改造方案,并基于运行数据,对该锅炉改造前后的3个典型运行工况进行了详细热力计算与分析。结果表明：增加低温再热器面积可以有效地提高再热汽温,但受限于省煤器的烟一水换热特性,单纯降低省煤器之前的烟温难以降低最终的排烟温度。     

300 MW机组CFB锅炉低温再热器改造方案研究

针对某300 MW电厂循环流化床(CFB)锅炉高负荷下排烟温度过高,低负荷再热蒸汽温度不足的问题,提出了增加低温再热器面积的改造方案,并基于运行数据,对该锅炉改造前后的3个典型运行工况进行了详细热力计算与分析。结果表明:增加低温再热器面积可以有效地提高再热汽温,但受限于省煤器的烟-水换热特性,单纯降低省煤器之前的烟温难以降低最终的排烟温度。     

350MW超临界循环流化床锅炉轴流引风机失速分析

某350 MW超临界循化流化床锅炉进行低温省煤器节能改造后,双级动叶可调轴流引风机在夏季高温时多次发生高负荷工况失速,造成机组带负荷能力受限,影响机组安全稳定运行。通过引风机性能试验,结合引风机失速前后运行参数,分析引风机失速主要原因为烟气系统中空气预热器、布袋除尘器、低温省煤器、脱硫系统阻力过大,夏季排烟温度高,烟气流速大、密度小,造成引风机比压能高,与烟气流量不匹配,工作点接近不稳定区发生失速。同时采取措施,避免了引风机失速事件再次发生,提高了机组运行经济性和安全性。     

降低SCR脱硝装置最低投运负荷的策略研究

发电机组低负荷下,锅炉省煤器出口烟温往往达不到SCR脱硝装置运行要求.为解决这一问题,对现有省煤器旁路式解决方法进行分析,找出不足,进而提出了省煤器烟气旁路式和限流式加低温换热器的解决方案.在机组低负荷运行时利用这2种新方法,能够在不影响锅炉效率的前提下,实现脱硝装置稳定、高效运行;对于排烟温度较高的锅炉,采用省煤器限流式加低温换热器的方法,能够有效降低锅炉排烟温度,提高锅炉效率.     

基于等效焓降法的烟气余热利用热经济性分析

随着电厂节能降耗工作的不断推进,在热力系统中增设低低温省煤器是节能环保、提质增效的有效措施之一。对低低温省煤器烟气余热深度利用改造进行了详细介绍,利用等效焓降法基本原理,建立了相关能耗分析计算模型。对某330MW电厂的系统热经济性进行了定性分析、定量计算,得出了机组额定工况下的各项节能指标。分析表明:采用低低温省煤器深度回收烟气余热可减少锅炉排烟热损失、降低排烟温度、减小汽轮机热耗率,节约机组发电煤耗2.18g/(kW·h),年节约燃料费用约158万元,节能效果显著。     

不同清洁因子C_F下省煤器烟气旁路对SCR和锅炉效率的影响

以国内某600 MW亚临界机组为研究对象,针对锅炉在中低负荷时SCR脱硝效率低以及氨逃逸率高等问题,进行省煤器烟气旁路改造,同时通过设计得到了50%THA、60%THA和70%THA三种负荷下不同的省煤器表面清洁因子C_F,并对不同C_F工况进行了热力计算。结果表明:增设省煤器烟气旁路方案,具有较好的烟温调节能力,而排烟温度的升高,需要耦合使用低温省煤器改造等手段消除排烟温度升高带来锅炉效率下降的影响;省煤器表面清洁因子C_F在一定的范围内,SCR脱硝效率随着C_F降低而升高,但对应的锅炉效率却下降,且旁路份额越多趋势越明显。实际运行中,应根据烟温变化及时判断省煤器污染程度,进行适时、适当地清除省煤器表面的积灰,保证SCR系统安全高效经济运行。     

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)。     

锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率提高的改造技术

对通过分级省煤器改造来提高超临界锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率的改造案例进行了研究。通过持续2个月的运行监控表明,运用分级省煤器改造来保证低负荷工况下NOx的持续超低排放、脱硝系统的安全稳定投运方案切实可行,且锅炉排烟温度进一步降低,为目前国内众多采用SCR工艺进行烟气脱硝的电厂升级改造提供了可靠的参考依据。     

利用省煤器给水旁路提高SCR进口烟温的应用及分析

介绍了某发电厂1号机组脱硝系统的运行优化思路,通过加装省煤器给水旁路提高低负荷下进入脱硝系统的烟气温度,在燃用设计煤种时,35%BMCR负荷工况下脱硝系统入口烟温不低于293℃,保证低负荷阶段脱硝系统稳定运行。     

一种电站锅炉全负荷脱硝综合优化技术

根据电站锅炉设备固有特点,通过采取优化磨煤机启动,优化尾部烟道烟气挡板调整,优化汽温控制、提高给水温度,优化炉水循环泵运行,优化电站锅炉湿态转干态前后的操作等综合优化技术,提高脱硝入口烟温,不需进行设备改造,即可实现电站锅炉全负荷脱硝。此综合优化技术的实施,可节约技改费用,避免出现加装省煤器烟道旁路时因挡板不严将造成排烟温度升高、锅炉效率降低的问题,同时避免出现设置省煤器给水旁路时容易出现省煤器内工质沸腾工况而影响机组安全运行的问题。此综合优化技术可为同类型机组实现全负荷脱硝提供借鉴。     

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。     

分段式低温省煤器在锅炉排烟余热回收中的应用

针对常规一段式低温省煤器排挤的抽汽品质受到排烟温度、排烟温降值及锅炉凝结水温度限制的问题,提出应用分段式低温省煤器烟气余热回收系统,实现分段回收烟气余热以提高低温省煤器排挤的抽汽品质。并通过对常规低温省煤器和分段式低温省煤器的计算分析,得出结论:分段式低温省煤器热力性能优于常规低温省煤器;通过系统参数的优化,分段式低温省煤器经济性能可高于常规低温省煤器。     

电站锅炉余热深度利用及尾部受热面综合优化

电站锅炉一般设计排烟温度在120-140℃,其损失的热量可达电站全部输入燃料热量的3%-8%,因此进行锅炉尾部烟气余热回收与利用,可以显著提高锅炉效率、降低电厂煤耗,经济效益显著。运用最广泛的电站锅炉烟气余热利用方式是在空气预热器出口的尾部烟道内加装换热器(通常称为"低温省煤器"),利用电站锅炉的低温烟气加热汽轮机凝结水,节省部分汽轮机抽汽,增加机组出力。该文在常规锅炉余热利用系统的基础上,提出一种新型电站锅炉余热利用综合优化系统:在常规回转式空气预热器后加装一个前置式的低温空气预热器,实现烟气分两级加热空气,从而大幅度降低空气预热过程的换热温差;而在两级空气预热器之间布置低温省煤器,可以实现较高温度的烟气加热凝结水,节省较高级的汽轮机抽汽,从而实现更高的节能效果。论文结合某典型1000MW机组的电站锅炉,分析了新型余热利用优化系统的传热特性和节能效果。结果表明案例电厂在常规余热利用系统下,供电煤耗降低约1.6g/(kW h),而新型余热利用优化系统供电煤耗降低约达3.6g/(kW h),按机组年运行5500h计算,新系统每年可减少燃料消耗约2.1万吨标煤、节约燃料费约2100余万元(按标煤1 000元/吨),经济效益显著。     

300MW机组SCR系统低负荷运行能力提升策略

热电厂脱硝SCR烟气系统运行过程中,经常出现中、低负荷下SCR反应器入口烟温低于催化剂的最佳反应温度,导致SCR反应器运行效率偏低,严重影响锅炉的脱硝效率、排放浓度和氨逃逸率,还会引起空预器的堵灰问题。通过对锅炉烟风系统进行省煤器外烟气旁路改造,实现了在锅炉低负荷工况下,SCR系统正常稳定工作。     

320MW机组锅炉加装低温省煤器的经济性研究

对某台320MW机组锅炉在尾部烟道加装低温省煤器,利用烟气余热加热机组凝结水,以降低电袋复合除尘器入口烟温。试验结果表明:加装低温省煤器后,汽轮机热耗率下降40.3kJ/(kW.h),机组供电煤耗降低1.425g/(kW.h);进入电袋复合除尘器的烟气温度降至130℃左右,满足进入脱硫装置排烟温度≤150℃的要求,同时消除了锅炉两侧烟道的烟温偏差,使机组可在任何负荷下安全运行。     

考虑多种因素的低温省煤器投运性能分析

以某330 MW机组增加了低温省煤器系统为例,对电厂低温省煤器的运行效果进行评价,分析结果表明,投运低温省煤器后,发电煤耗率平均下降2.232 g/k W·h,降低了锅炉的排烟温度,但增大了烟气排放阻力。低温省煤器投运后,提高了电除尘器的效率。运行中,还需控制排烟温度,否则将造成电除尘器的积灰板结。     

燃煤电厂低低温省煤器技术节能分析

排烟热损失是燃煤电厂锅炉各项损失中最大的一项,排烟余热有效利用是节约能源的有效措施。通过低低温省煤器技术可回收锅炉尾部烟气热量,达到节能目的。在电除尘前加装低低温省煤器后,排烟温度和机组煤耗降低,节能效果明显。     

燃煤机组烟气余热及水回收系统变工况特性和调控策略

针对燃煤机组烟气余热及水回收系统展开研究,基于物质、能量平衡以及等效热降法分析了系统的节水节煤能力,进而建立了系统变工况分析模型,研究了环境温度和调控策略对系统性能及状态参数的影响规律。结果表明,设计工况下系统节水潜力为15.34 kg/s,节能潜力为2.75 g/(kW·h)。环境温度变化时,系统的部分状态点温度会随着环境温度降低而降低,环境温度为−20℃时,低温省煤器节煤量降至1.44 g/(kW·h)。为避免系统发生低温腐蚀,提出了运行调控策略,使进入电除尘器烟气温度提升至90℃以上,以保证系统的安全运行,但低温省煤器的节煤量相比于未调整时降低了0.2 g/(kW·h)。     

低压省煤器系统及其节能效益

国内火电厂锅炉的排烟温度较高,在锅炉上加装低压省煤器并与热力系统联接组成低压省煤器系统,能利用锅炉的排烟余热对热力系统中的凝结水加热,使锅炉的排烟温度有较大幅度的降低,具有节能效益显著和投资回收年限短的特点。低压省烟器系统的节能效益和技术经济指标与低压省煤器的受热面面积及其耐烟气侧低温腐蚀寿命的选择以及与热力系统的联接方式有关。     

一种锅炉烟气余热回收系统分析

目前我国以燃煤锅炉为主,燃煤锅炉产生的烟气带走了大量热量。电站燃煤锅炉可以较好地回收烟气余热,但是分布更广、效率更低的工业锅炉产生的烟气利用率很低。针对工业锅炉排烟温度高、难以利用等特点,提出一种回收锅炉排烟余热的蒸汽发生系统。通过计算验证该系统可行性好、能效比高。变参数分析不同工况下系统性能参数的变化趋势,发现湿蒸汽温度改变时系统性能变化明显,系统对于热水温度和压力的变化不敏感。