1000 MW超超临界锅炉脱硝尿素热解气气换热器变形的原因探讨及处理措施

东方锅炉厂1 000 MW超超临界锅炉SCR烟气脱硝系统在进行由液氨改造为尿素热解系统后，针对增设的气气换热器换热管出现受热变形的弊端，通过数据、试验分析了烟气温度对气气换热器的影响，找出问题所在，提出高温气气换热器的控制策略，防止高温下受热变形。     

气气换热器在尿素热解系统中的应用研究

电站SCR脱硝系统还原剂为氨气,氨气可由液氨、氨水或尿素制成。液氨、氨水的使用受到安全、地域等因素的制约,制备氨气采用尿素热解或水解工艺,热解工艺系统应用较多。尿素热解需要一定的热能,结合某1 000 MW机组SCR脱硝装置热解系统气气换热器的设计方案,与传统电加热方式进行比较,给出尿素热解系统加热更节能的推荐方案。     

燃煤电厂SCR脱硝系统尿素热解制氨技术节能改造

针对选择性催化还原脱硝系统尿素热解制氨工艺能耗大、运行费高问题,总结提出以烟气换热器技术或尿素溶液直喷技术取代天然气/柴油燃烧器或电加热器技术,在不降低系统可靠性前提下,极大降低了脱硝还原剂制备系统运行费用。理论分析及实际改造工程性能测试数据表明,此改造项目节能效益巨大,具有可观的经济价值、环保价值。但是尿素溶液直喷技术目前无法解决氨气与烟气混合难度大、混合气体烟尘浓度高等难点,而烟气换热器技术在可靠性、成熟度方面更具优势,前者有待进一步发展。若相关电厂计划进行尿素热解脱硝技术的节能改造,须根据机组设备、场地、煤质等具体因素进行分析、计算,选择最佳的节能改造技术路线。     

锅炉烟气脱硝尿素热解炉催化水解节能改造

针对国内锅炉烟气脱硝尿素热解炉运行过程中存在的问题,从能耗、尿素分解率、副产物等方面进行了分析,比较了当前成熟的尿素烟气热解技术和尿素水解技术路线,提出了最佳尿素热解炉催化水解节能改造技术路线。现场运行实践表明,采用尿素催化水解技术对尿素热解炉进行改造后,脱硝系统制氨可靠性得到大幅度提高,能耗、尿素利用率以及对尾部受热面的影响等指标得到大幅度优化,节能改造投资回收期仅为1～2.1年。     

基于SCR烟气脱硝的尿素热解系统节能改造

针对SCR烟气脱硝尿素热解系统电加热器能耗高、运行成本大的弊端,提出1种采用高温烟气换热器代替电加热器的方法。以国内某台1000 MW超超临界机组为例,通过试验分析了烟气温度、烟气流量、尿素消耗量对高温烟气换热器的影响,提出了高温烟气换热器的控制策略。试验表明,采用烟气换热器可大幅降低电厂用电量,节约运行费用,经济效益明显。     

1000 MW机组锅炉SCR脱硝尿素热解技术研究

某1 000 MW机组锅炉拟采用尿素热解制氨法获取SCR脱硝所需还原剂,常用的尿素热解热源技术来自于电加热锅炉热风技术,但该技术耗电量大,运行成本高,且热风含尘,易造成堵灰和磨损。经分析比较,采用炉内烟气—空气换热器作为尿素热解热源,该技术使用低品级能源代替高品级能源,大大降低运行维护成本,克服系统堵灰和磨损问题。计算结果表明,炉内烟气—空气换热器技术对锅炉性能影响极小,基本可以忽略不计。     

1000 MW机组锅炉SCR脱硝尿素热解技术研究

某1 000 MW机组锅炉拟采用尿素热解制氨法获取SCR脱硝所需还原剂,常用的尿素热解热源技术来自于电加热锅炉热风技术,但该技术耗电量大,运行成本高,且热风含尘,易造成堵灰和磨损。经分析比较,采用炉内烟气—空气换热器作为尿素热解热源,该技术使用低品级能源代替高品级能源,大大降低运行维护成本,克服系统堵灰和磨损问题。计算结果表明,炉内烟气—空气换热器技术对锅炉性能影响极小,基本可以忽略不计。     

SCR烟气脱硝尿素热解和水解技术经济性分析

尿素由于运输储存安全方便和对环境无害的特点,成为燃煤电厂SCR烟气脱硝还原剂液氨的可靠替代品。选择合适的尿素制氨技术是SCR烟气脱硝液氨改尿素工程的关键环节。通过工程建模对比分析采用尿素热解和尿素水解工艺的投资费用和运行成本,采用热力学方法分析尿素制氨系统能耗水平。结果表明：尿素水解投资略高于尿素热解,但其运行成本较低,技术经济性更优;尿素热解运行成本高的原因主要在于尿素转化率偏低,且采用高品质电能作为热源。     

尿素热解系统结晶原因分析

通过对火力发电厂中尿素热解脱硝系统的运行实例分析，对常见的尿素热解系统发生尿素结晶的原因进行探讨，为尿素热解系统的实际应用提供建议，以寻求最佳控制条件。     

气气换热器进出口集箱与锅炉耦合布置结构

为进一步降低电厂运行成本,形成了脱硝与锅炉一体化新兴技术,主要介绍炉内气气换热器在与锅炉耦合布置时的重点与难点.重点对比分析气气换热器进出口的两种集箱结构特点,结果显示:换热器进出口采用固定在包墙的风室结构与带长弯管的圆形集箱结构相比,具有膨胀偏差小、结构布置安装简单、经济性好的优点.     

SCR烟气脱硝尿素热解炉前烟气加热器技术研究

在以尿素为还原剂的选择性催化还原（SCR）脱硝系统中,热解炉前电加热器耗电量大。为降低电耗,某电厂在640 MW机组脱硝改造中将电加热器系统改造为旁路做备用,增加高温烟气加热器,利用高温烟气对热一次风进行加热,所用高温烟气（约650 ℃、6 000 m³/h（标准状态））从高温再热器后、低温再热器前的水平烟道引出。分析研究了这一技术路线,并对改造效果进行变负荷性能试验。数据分析结果表明,此项改造技术可行,且实施方便、运行良好,高温烟气加热器完全可取代电加热器,因而可降低机组厂用电率,节省电厂供电成本。     

定洲电厂脱硫烟气系统的设计和运行分析

介绍了河北省定洲电厂石灰石-石膏湿法FGD装置烟气系统的设计情况,重点对FGD系统气气换热器(GGH)差压大对系统阻力的影响从设计和运行方面进行了剖析,并提出了解决方案。系统分析了脱硫系统各部分阻力,针对GGH差压问题,分析了其对脱硫系统的电耗影响。停机后检查发现GGH冷端已发生石膏板结现象,无法通过压缩空气吹灰清除。利用停机检修时间,通过高压水冲洗试验,验证了在GGH冷端加装吹灰器的有效性,并在实际工程中实施,起到了很好的效果。并制定了运行控制措施:在GGH低温端加装高压清洗吹灰器,根据系统阻力增加情况,定期或不定期进行清洗,保证GGH差压维持在总阻力1.3kPa以下;调整除雾器清洗周期,保持其低阻力运行;加强锅炉运行调整,使排烟温度在设计范围内。     

脱硫系统烟气换热器改造经济性分析

分析了脱硫系统烟气换热器(GGH)结垢造成的危害及其结垢原因,提出了将传热元件改造为大通道直波形板。实践结果表明:改造后降低了GGH运行阻力和增压风机的运行电流,提高了脱硫系统的安全可靠性,且节能效果显著。     

对湿法脱硫装置烟气换热器堵塞的分析及建议

从近年来湿法脱硫装置的运行实践来看,GGH(烟气换热器)的设置存在着很大的问题。GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗,最大的问题是普遍堵塞严重,大大降低了系统的可靠性和可用率。通过GGH压差变化曲线图和GGH垢样分析以及工程实践,分析得出GGH堵塞的主要原因,并给出了设计和运行上的建议。     

石灰石-石膏法脱硫系统GGH堵塞解决措施

GGH是烟气脱硫系统的重要设备,可以在一定程度上缓解烟囱腐蚀。GGH堵塞是运行中常见的问题,不但增大脱硫系统阻力,增加电耗,而且还威胁机组的安全运行。通过对不同改造方案的分析可以看出,取消GGH虽然能够彻底解决GGH堵塞,并产生一定的经济效益,但改造后系统水耗增加,排烟温度降低,烟囱腐蚀加剧,对于地处缺水、冬季寒冷地区的电厂,必须经过详细的论证,并获得环保部门的批复才可执行。而将GGH换热元件更换为L型大波纹换热元件,GGH堵塞得到了有效控制,同时经济效益可观。     

脱硫系统GGH垢样的清洗剂研制及工业应用

烟气换热器(gas-gas heater,GGH)在大型火力发电机组的脱硫系统中应用普遍,GGH运行时存在积垢堵塞、换热效率差、运行压差远高于设计值等问题,严重影响锅炉的安全运行。针对结垢情况,研制出了HB-I型GGH专用清洗剂,并制定了具体的清洗工艺。该清洗剂在安徽某电厂的使用效果良好,具有较高的经济效益,且安全可靠。     

石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行分析

为了使脱硫系统能以更经济、节能的方式运行,对烟气脱硫系统中吸收塔、浆液循环泵、气-气加热器(gas-gas heater,GGH)、增压风机、除雾器等重要设施的运行状况进行了分析,同时从脱硫剂耗量、电耗、水耗等方面对系统运行状况进行了详细的评价。认为:脱硫系统阻力主要源于吸收塔、GGH和烟道;系统电耗主要源于烟气系统、SO2吸收系统。提出了应提高液气比、控制装置入口SO2的质量浓度、吸收塔浆液pH值取5.4~5.6、增加GGH净烟气出口温度等优化运行建议。     

采用混合式烟气再热技术治理火电厂“石膏雨”

在我国大型火电机组中,采用湿法烟气脱硫系统但未设置烟气再热器（GGH）的电厂经常在烟囱周围飘落大量的细小液滴（石膏雨）,严重影响电厂周围的环境与居民生活。石膏雨生成的主要原因是湿法脱硫系统排出的烟气温度低、湿度大,为此,确定采用锅炉系统热二次风加热脱硫净烟气的混合式烟气再热技术,对石膏雨问题进行治理。结合抚顺某热电厂的实际,介绍混合式烟气再热技术的原理、实施要点、系统主要设计参数;通过锅炉热效率、锅炉辅机功耗、机组供电煤耗等试验分析数据对混合式烟气再热系统进行技术经济分析;同时以300 MW机组为例,将混合式烟气再热技术与热媒式、回转式GGH进行经济性和安全性比较。实践结果表明,采用混合式烟气再热技术可完全消除石膏雨现象,与传统GGH相比,一次性投资少,年运行费用相对较低,且无腐蚀与堵塞问题,经济效益和社会效益显著。     

降低电厂循环流化床锅炉电耗的措施及效果

分析电厂循环流化床锅炉电耗较高的原因．结合石狮热电公司2台DG75,3名2-11型循环流化床锅炉的运行情况,阐述在加强运行管理和技术改造等方面降低厂用电耗的措施及效果。提出在循环流化床锅炉设计初期可采取的风机容量合理选择、系统优化配置、运用变频装置等建议。循环流化床锅炉发电机组的厂用电耗,可降到接近同类型煤粉炉发电机组的水平。