燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术

燃煤电厂湿法脱硫后湿饱和烟气的直接排放一般会造成湿烟羽现象。对烟气加热法、烟气冷凝法、冷凝再热法和膜回收烟气水分法4种湿烟羽消除技术机理进行理论分析，利用湿烟羽预测模型定量计算了4种湿烟羽消除技术的参数选择。结果表明：烟气加热法，当环境温度低于5℃，相对湿度大于40%时，烟气需要加热至100℃以上；烟气冷凝法，当环境温度低于0℃，环境相对湿度大于40%时，需要将烟气冷凝低于15.5℃；烟气冷凝再热法的冷凝温度越低，再热温度就越低，当环境温度高于5℃，烟气冷凝至40℃，再热温度不高于80℃；膜回收法，当环境温度大于15℃、水回收率达到40%时，基本无白烟产生，而环境温度低于5℃时，水回收率要达到60%以上。     

某330 MW燃煤机组冷凝-再热烟羽治理系统运行测评

针对某330 MW机组的冷凝-再热烟羽治理系统进行测试和核算,评价该烟羽治理系统的运行水平和对非常规污染物的减排效果。测试结果表明,该系统投运后烟气系统各项参数均达到了设计目标值。烟气冷凝器回收烟气凝结水23.93 t/h,凝结水含溶解性固体93 mg/L,烟气凝结水水质优良,可以直接引入化学水车间超滤工艺前进行后续处理,降低了水处理成本。根据冷凝器后烟气液态水中溶解性固体总排放量为4.47 kg/h和烟气凝结水中溶解性固体总含量为2.00 kg/h计算,烟气冷凝器对烟气溶解性固体的去除率为30.97%。研究结果表明,对燃煤硫分较低且已实现超低排放的机组,烟气中溶解性固体的含量较低,烟气冷凝器对溶解性固体的减排潜力有限。根据成分分析,溶解性固体的去除率与其溶解度有很大关系,水溶性越强,去除率越高。     

阶梯式再热减温水调节阀在燃煤机组中的应用

针对沙角C电厂660 MW机组再热减温水调节阀前后压差过大及汽蚀等原因造成阀芯、阀座使用寿命减少的问题,重点改进阀门结构以对不同的流量进行精确匹配,利用流线型阶梯结构逐级减压,以降低减温水通过阀门密封面时的压差,减轻阀门密封面的冲蚀,并对密封面进行表面处理,从而提高密封面的抗冲刷能力。电厂3号机组经改造后,再热减温水调节阀平稳运行超过30个月,关闭严密,调节迅速准确。     

碱性吸附剂脱除SO3技术在大型燃煤机组中的应用

为解决燃煤机组空气预热器（简称空预器）堵塞、烟道腐蚀、硫酸氢铵粘结除尘设备、烟囱蓝羽等问题,应对未来严格的SO₃排放标准,研究了碱性吸附剂脱除SO₃技术。对比了碱性吸附剂干粉注射系统与浆液注射系统的技术特征;研究了不同碱性吸附剂的适用范围及其在中国的资源储量和价格;以燃煤硫分1%的600 MW机组为例,分析了吸附剂注射系统的技术经济性。结果表明：碱性吸附剂注射技术是解决SO₃污染及相关问题的有效方法;不同吸附剂在适合的位置注射均能满足SO₃脱除率的要求,注射位置和经济性是影响技术路线确定的关键;浆液注射系统年运行费用约为干粉注射系统的2.9倍;在中国应用的干粉注射系统推荐采用Ca（OH）₂或MgO等吸附剂,Ca（OH）₂注射位置可选择空预器进出口,MgO注射位置以SCR装置进出口为主。     

湿烟羽消除中过热度的影响因素分析

消除湿烟羽已成为当前重大环保需求。对消除湿烟羽技术中的关键参数,如烟气加热温度（过热度）与环境温度、环境相对湿度、气压以及烟气温度之间的耦合关系,进行定量、全面分析。研究结果表明：过热度随环境温度升高、气压降低呈指数降低,而随环境相对湿度升高、烟气温度升高呈指数增加;环境温度10 ℃以上时,过热度受环境相对湿度影响的敏感性略强于受环境温度影响的敏感性;气压变化可引起过热度的显著波动,因此对于不同项目,设计时应充分考虑地域性的气压差异;烟气温度变化同样可导致过热度的显著波动,证明消除湿烟羽时应严格控制烟气温度,以便充分利用冷凝再热法的技术优势。     

凝结水节流技术在燃煤机组灵活性改造中的应用

介绍了基于先进控制技术的协调控制调频、凝结水节流调频、供热机组短期抽汽调频、凝汽器冷却工质背压调频等4种提高燃煤机组灵活性的策略,结合实际工作,将凝结水节流技术与某电厂原协调控制相结合并在现场应用。运行结果表明,系统整体运行稳定,机组负荷能够快速响应AGC指令变化,仅凝结水节流对负荷调节速率可增加1.6%Pe/min,25 s内快速跨出AGC调节死区,调节性能良好。经测算,机组平均调节性能综合指标提高约10%,降低煤耗约0.93 g/(kW·h),机组经济性提高,调峰能力增强。     

大型燃煤机组再热汽温模型预测控制研究

针对某300MW燃煤机组,提出了一种再热汽温模型预测控制策略,分析了其算法过程,编制了MATLAB仿真程序并进行了仿真研究和分析。仿真结果表明,该再热汽温模型控制系统具有良好的给定值跟随性、抗干扰性和鲁棒性,具有一定的理论和实用价值。     

大型超超临界燃煤机组全负荷脱硝技术应用研究

分析了燃煤电厂不能全负荷脱硝对电厂经济性的影响,以及机组低负荷运行时SCR脱硝系统不能正常投运的原因,进而提出进行全负荷脱硝技术改造。对5种全负荷脱硝技术改造方法技术特点进行阐述和论证。     

现场总线技术在大型火力发电机组中的应用

介绍了现场总线技术的优点及其在国内外电厂的应用,并以华电莱州电厂（2×1050 MW）机组水网控制系统为例,阐述了现场总线的实际应用,探讨了应用过程中需考虑的问题。随着现场总线技术的不断成熟,支持现场总线技术协议的产品越来越多,现场总线技术的应用也越来越广泛。与传统的DCS相比,现场总线技术具有如下特点。1）互操性和互用性。互操性是指相互连接的设备之间、系统之间信息的传送和沟通;互用性是指不同厂家性能类似的产品可互相替换。2）控制系统功能增强。     

等离子燃烧技术在燃煤机组甩负荷试验中的应用

常规燃煤机组在进行甩负荷试验期间,一般需要投油稳燃;广东国华粤电台山电厂3号机组采用等离子燃烧技术,在100％甩负荷后,保留1台装有等离子燃烧器的磨煤机运行,不需要投油即可维持锅炉稳定运行,锅炉不超温、不超压。这个试验扩展了等离子燃烧技术的适用空间,同时也为同类机组使用等离子燃烧器提供了一定的参考依据。     

大型机组提高再热蒸汽温度经济性分析

基于大型火电机组原则性热力系统的简捷计算方法,结合机组变工况时汽轮机内汽态参数变化过程,以亚临界N600-16.67/537/537型机组为例,进行了再热温度提高至新蒸汽温度(570℃)时机组热经济性与管材可靠性的分析计算。结果表明,该机组再热器选用12Cr1MoV钢,再热温度提高至570℃是安全可行的;再热温度与机组各热经济性指标基本呈线性关系,再热温度从537℃提高至567℃,全厂热效率将提高0.66%,煤耗率降低4.6g/(kW·h),节能效果显著。     

燃煤机组再热主汽门门轴漏气原因分析

正华能武汉发电有限责任公司有2台600MW、4台300MW燃煤机组。新安装的机组和运行一段时间后的机组,其再热主汽门门轴部位很容易漏汽,会严重影响机组的经济运行。正常情况下,在机组挂闸后,高压油进入油动滑阀,关闭油动滑阀,在门轴的端面形成一个密闭的腔室,同时高压油进入     

机组远程监测诊断技术在新型百万燃煤机组的应用

随着火力发电机组容量不断增大,系统不断庞大和复杂,对电厂的生产管理和运维水平提出了新的挑战。为了进一步提高机组运行的可靠性和电厂安全生产管理水平,神东电力在一些新型百万燃煤机组投运了一套发电机组远程监测诊断系统,本文分别介绍该系统的网络架构、主要功能及部分应用实例等。     

燃煤发热量软测量技术及其在超临界机组控制系统中的应用

采用非线性观测器的方法,通过对"广义热值"观测器的数学分析,探索燃煤发热量的软测量技术。在一台660MW超临界机组以12MW/min的变动速率、分5次将负荷从525MW降至245MW、机前压力从24.2MPa滑变到12MPa的工况下,取得了将有功功率偏差控制在5MW以内的效果,实践证明该超临界机组在协调控制系统中融入热值观测器有很好的鲁棒性,表明其能够快速响应自动发电控制(automatic generation control,AGC)大幅度变负荷的要求。     

燃煤电厂有色烟羽治理政策和技术现状

燃煤电厂有色烟羽不仅污染视觉,还影响周边环境和气候,已引起广泛关注。实现超低排放的电厂,有色烟羽主要表现形态为由雾状水蒸汽形成的白色烟羽和以由SO3形成的硫酸气溶胶颗粒为主的蓝色烟羽。针对我国采取烟温控制措施的地方白色烟羽治理政策和鼓励SO3协同脱除的蓝色烟羽治理政策,介绍基于烟气加热、降温冷凝和冷凝再热措施的白色烟羽治理技术以及利用污染物控制设备协同脱除作用和喷射碱性吸收剂的蓝色烟羽治理技术。     

天然气系统点火在超临界燃煤机组中的应用

由于能源结构原因,天然气点火在火力发电厂鲜有应用,导致天然气在火力发电中的应用经验缺乏。以土耳其阿特拉斯2×600 MW超临界锅炉机组为研究对象,结合火力发电企业特点,提出可以安全、可靠投入天然气系统的操作规程和规范;调试天然气系统,以满足锅炉点火、助燃、稳燃的要求。为同类型火电机组天然气管道设计、调试、运行提供借鉴。     

布袋除尘器及在燃煤机组除尘器改造中的应用

随着我国对火电厂燃煤锅炉烟尘排放要求的进一步严格以及电力用煤的低硫化,一些电除尘器难以保持设计效率,而布袋除尘器成为一个新选择。文章介绍了布袋除尘器的特征,以及选用布袋除尘器时应考虑的因素,并介绍了上海某电厂布袋除尘器项目的可行性研究,包括布袋除尘器的选择、初步设计和投资、效率分析。     

可调节回热抽汽技术在大型火电机组上的应用

针对现役机组省煤器出口烟温高,不能满足脱硝改造、锅炉效率偏低的问题,打破机炉系统各自调节的思路,按照热力系统优化的设想,通过调节抽汽来调节给水温度,然后传递到烟温调节。该改造思路实施后,解决了省煤器出口烟温高、无法实施脱硝改造问题,降低了锅炉排烟温度、提高了锅炉效率,同时兼顾了高压省煤器增容后出现的高负荷下炉水入口欠焓不足的问题。     

1000MW超超临界燃煤机组二次再热技术现状及其市场前景分析

介绍了超超临界燃煤机组二次再热技术发展状况和关键技术问题,以1000MW容量火电机组为例对二次再热机组经济性进行了分析。二次再热技术能有效地提高火力发电机组的热效率并降低污染物排放,且目前的设备材料能够满足二次再热超超临界机组的安全运行要求。虽然二次再热技术相比一次再热机组存在结构复杂、运行操作难度大及初投资成本增加等问题,但是在国内环保标准提高和发电设备成本下降背景下,二次再热技术的节能减排和经济性优势将逐步体现,大容量超超临界二次再热机组将成为火电机组首选标的。