给水置换式省煤器系统在电站锅炉中的应用

将给水置换式省煤器系统运用到电站锅炉低负荷下SCR安全投运的改造中,将部分温度较低的工质水直接引流到下降管中,同时将部分省煤器出口温度相对较高的热水置换到省煤器入口。结果表明:通过给水置换的方式可提高省煤器实际入口工质水的温度,减小省煤器的传热温压,减少省煤器的换热量,提高省煤器出口的烟气温度,即提高了脱硝设备入口的烟气温度,达到了在低负荷下安全投运脱硝设备的目的;改造后锅炉可在低负荷下安全稳定运行,因脱硝设备不能投运而产生的NOx排放量也减少。     

应用热水再循环技术实现宽负荷脱硝

燃煤电站锅炉在较低负荷运行时,脱硝设备(SCR)入口烟气温度可能低于脱硝催化剂正常工作温度窗口(通常为300℃~420℃),需要进行相关改造来满足电站锅炉低负荷投运脱硝设备的要求。通过对分级省煤器、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、热水再循环等几种目前常见的提高低负荷脱硝入口烟气温度改造方法的原理及特点进行了介绍,并详细介绍了热水再循环改造的技术路线,旨在为需要进行相关改造电厂的方案选择提供参考。     

国内首台火电机组省煤器分级改造提高SCR入口烟温实践

北仑电厂2号锅炉低负荷时省煤器出口烟温过低,不能保证机组的脱硝投运率,通过省煤器的分级改造,提高了SCR入口烟气温度,既满足了脱硝设备的烟温要求,又不影响锅炉热效率,为国内同类机组脱硝改造提供了借鉴.     

600MW墙式对冲燃煤锅炉燃烧数值模拟

为了得到精确的SCR脱硝系统烟气参数(如速度、温度和NO_x浓度),建立了从锅炉炉膛到省煤器出口的全系统研究模型,对某600 MW亚临界对冲燃煤锅炉进行了数值模拟,将旋流燃烧器与炉膛作为一个计算域来模拟,过热器、再热器和省煤器等区域的受热面换热采用用户自定义函数(UDF)进行处理,得到了整个锅炉的速度场、温度场、NO_x体积分数以及省煤器出口的烟气参数。结果表明:省煤器出口的烟气参数分布不均匀,采用省煤器出口参数作为SCR脱硝系统设计或优化的条件,有利于提高脱硝效率、降低氨逃逸率。     

大容量锅炉省煤器两级布置及其应用

为了降低火力发电厂氮氧化物排放,在省煤器与空气预热器之间装设SCR脱硝系统,可实现80%的脱硝效率。而脱硝催化剂入口必须保证烟气温度在310~420℃之间如何实现锅炉在全负荷范围内满足SCR系统的运行要求是今年部分电厂遇到的难题,将省煤器分级布置是解决该问题的有效途径之一,本文详细阐述了省煤器分级的技术方案。     

锅炉低负荷下SCR入口烟温提升方案对比研究

为了解决燃煤电站锅炉在中低负荷时,由于SCR入口烟温低于SCR催化剂最佳反应温度范围而导致SCR效率低以及氨逃逸率增加而引起空气预热器的堵灰等问题,以广东某电厂600MW机组锅炉为研究对象,在50%THA、60%THA和70%THA工况下通过热力计算对比分析了4种不同的烟温提升方案,结果表明:给水旁路和省煤器出口水旁路再循环方案调节能力不足,不具备可行性;当所需SCR入口烟温调节幅度在0℃～40℃范围内,省煤器烟气旁路方案有较好的调节能力,但排烟温度会升高,需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;而省煤器分级改造虽受预留空间及改造费用的影响,但具有明显的烟温调节能力,当移除面积小于原省煤器的50%时,SCR脱硝系统其进口烟温调节幅度在0℃～40℃范围内,又能满足在高负荷下正常运行,且不至于使排烟温度升高,对锅炉运行的经济性不会产生影响。     

应用分级省煤器技术实现宽负荷脱硝

电站锅炉在低负荷工况下SCR入口烟温偏低,无法满足SCR投运要求。介绍了某电厂600 MW锅炉通过分级省煤器技术改造,将锅炉250 MW负荷下脱硝入口烟温提高20℃以上,且不降低锅炉效率,保证了SCR投运率和脱硝效率,在同类型锅炉上具有广泛的应用前景。     

超低排放燃煤电厂低低温电除尘器协同脱汞研究

通过调整某660 MW超低排放燃煤电厂低低温省煤器烟气温度,测试了煤中汞质量分数和电除尘器出入口烟气中各形态汞的质量浓度,分析了不同烟气温度下汞形态的变化特征。结果表明:低低温省煤器烟气温度会影响汞的形态分布,烟气温度降低时Hg~0向Hg~(2+)或Hg_p转变;低低温电除尘对Hg~0和Hg~(2+)具有协同脱除作用;低低温省煤器出口烟气温度为90℃时,低低温电除尘器入口Hg~(2+)和Hg_p的质量分数最高,低低温电除尘器总汞脱除率为84.4%,出口烟气中Hg~0和Hg~(2+)的质量浓度最低,此工况下低低温电除尘器对汞的协同脱除效果最佳;低低温省煤器停运时,低低温电除尘器出口烟气Hg~0和Hg~(2+)的质量浓度高于其他工况。     

600 MW级燃煤机组宽负荷脱硝改造方案论证及评价

对3台600 MW级燃煤机组宽负荷脱硝改造工程进行方案论证及性能评价。通过方案论证可知,省煤器分级技术方案负荷适应范围广、设备运行稳定且对锅炉效率无影响,无需对锅炉尾部水冷壁进行改造及校核。通过改造后的性能评价可知,省煤器分级方案能够保证机组在35%～100%负荷范围内脱硝装置入口烟气温度满足设计要求,实现脱硝装置宽负荷段的连续稳定运行,进而为机组实现烟气超低排放(脱硝部分)提供有力保障。     

电站锅炉烟气余热利用与空气预热器综合优化

针对常规电站锅炉余热利用系统中低温省煤器入口烟气温度的限制,对锅炉尾部受热面进行综合优化,将空气预热器分两级布置,在两级空气预热器之间布置低温省煤器;并通过改变Ⅱ级空气预热器出口空气温度,优化低温省煤器所处的烟气温度范围,从而得到热力学最优工况;最后结合技术经济性分析,得出符合工程实际的综合优化结果.结果表明:通过空气预热器分级设计和合理设定关键运行参数,在热力学最佳方案下机组供电煤耗降低约6.7g/(kW·h),结合技术经济性分析,在年平均运行5 500h工况下,每年净收益可达2 100余万元,经济效益显著.     

燃煤电站锅炉烟气脱硝改造及运行分析

以国内某电厂7台煤粉锅炉实现超低排放为指标进行燃煤电站烟气脱硝改造,采用低NO_x燃烧技术和炉后选择性催化还原技术相结合的工艺,对煤粉锅炉燃烧方式、SCR脱硝系统、引风机等进行设计改造,研究了空气过量系数、反应器温度、氨氮摩尔比等对脱硝效率的影响,并对改造后系统进行调试。结果表明,温度控制在360℃附近,过量空气系数在0.9～1.0之间,氨氮摩尔比为1.2时,SCR脱硝效率达到90%以上,烟气出口NO_x质量浓度在45 mg/Nm~3以下,烟气出口温度为250～280℃之间,符合环保部门的排放指标。     

600MW机组锅炉低负荷脱硝投运改造工程实践

某电厂锅炉300MW负荷以下运行时无法满足SCR脱硝系统正常连续运行烟温要求(300℃～420℃),脱硝系统被迫退出,NOx排放超标,为保证机组低负荷时脱硝系统正常投运,需提高SCR入口烟温。分析与论述了几种提高SCR入口烟温方法,确定采用省煤器分级方案。改造后,210 MW负荷工况下SCR入口烟温提高30℃左右,脱硝系统正常投运,锅炉效率未受影响。采用省煤器分级改造取得了较好的工程效果,为同类型机组脱硝改造提供参考。     

循环流化床锅炉的低氮排放技术

循环流化床锅炉具有低NO_X排放和炉内脱除SO_2的优点,但随着新环保标准的颁布,流化床锅炉出口污染物排放值不能满足超低排放的要求,本文主要介绍通过改善流化床锅炉燃烧条件和采取SNCR烟气脱硝、SCR烟气脱硝或SNCR和SCR相结合的烟气脱硝等脱硝技术,确保流化床锅炉出口烟气中NO_X排放值达到环保指标要求。     

燃煤机组低低温省煤器系统研究及应用效果分析

为解决燃煤锅炉排烟温度偏高的问题,设计了低低温省煤器热力系统,将锅炉排烟温度降低至合理范围,并对烟气热量进行回收利用。给出了低低温省煤器热力系统技术方案,对系统投运效果进行了测试。结果表明:所提方法有效解决了锅炉排烟温度偏高问题;在120 MW负荷下,排烟温度从156℃降低至99℃左右,机组热经济性相对提高2.16%,经济效益显著。降低低低温省煤器入口水温以及提高低低温省煤器凝结水流量,均可强化传热效果,提高烟气余热回收效益。     

优化尾部受热面降低600MW亚临界锅炉排烟温度的热力计算研究

某电厂1台600 MW亚临界机组锅炉经增容和低氮燃烧改造后存在排烟温度偏高的问题,为有效降低排烟温度同时不影响锅炉安全运行和SCR脱硝装置投运,提出了在SCR脱硝装置出口和空气预热器入口之间的烟道处,合理增加低温省煤器受热面的改造方案。为优化此低温省煤器受热面的布置,借助通用锅炉热力计算BESS软件对两个增设低温省煤器受热面的方案进行热力计算研究,即方案A和方案B(分别在原有省煤器受热面积的基础上增加66.7%和100%)。结果表明:不同负荷下两个方案均可有效降低排烟温度,且方案B各项指标更佳,降低排烟温度约14℃,提高锅炉效率约0.6%,节约运行成本约557万元/年。此外,针对方案B对锅炉运行可能造成的各种影响进行了详尽的预判性评估。     

低温省煤器系统控制要点综述

近年来由于环保指标的不断提高,低温省煤器系统得到广泛的应用。本文简要说明了电站锅炉低温省煤器各个系统的功能及控制策略,使低温省煤器出口的烟气温度维持在设定值,以达到燃煤锅炉节能减排的目的。     

基于尾部烟道CO在线监测的锅炉燃烧优化

以某电厂低氮改造后的600 MW亚临界、前后墙对冲燃烧锅炉为研究对象,基于CO在线测量以及燃烧调整试验,通过调节不同的燃尽风开度,改变省煤器出口的CO体积分数、NOx质量浓度,计算出各工况下锅炉效率,并建立了锅炉燃烧优化模型.研究结果表明,CO体积分数与锅炉效率、烟气NOx质量浓度以及综合成本相关性显著,燃料成本对锅炉运行经济性的影响远高于脱硝成本,CO体积分数最低的工况即为综合成本最低的工况.考虑到综合成本最低工况下的烟气NOx质量浓度偏高,以及由此造成的空预器检修周期、催化剂更换周期与机组停炉检修周期的不一致,因此应综合考虑锅炉效率与烟气NOx质量浓度,通过调节合适的CO体积分数,使得在保证锅炉高效率运行的同时满足NOx质量浓度的改造运行要求.     

大型燃煤电站锅炉宽负荷脱硝技术路径选型及应用分析

针对燃煤机组在启动并网和调峰阶段,由于脱硝装置SCR入口处烟气温度较低而无法正常投入使用,导致氮氧化物排放浓度出现超标的问题,文中从运行方式和技术改造两个方面分析了燃煤机组实现宽负荷脱硝的可行性。机组的运行方式调整无法满足频繁的机组深度调峰需求,但技术改造可以实现燃煤机组的宽负荷脱硝目标。文中还介绍了几种燃煤机组宽负荷脱硝改造技术,包括"0"号高加、省煤器水旁路、省煤器中间集箱流量调节、省煤器水旁路加热水再循环、省煤器烟气分隔挡板、省煤器分级改造、省煤器烟气调温旁路等,并分析了相关技术的特点。最后对某660 MW燃煤机组,提出了采用省煤器烟气调温旁路技术作为该机组全负荷脱硝的优选方案。     

L形燃化工废气锅炉的设计

介绍了一种满足化工工艺工况要求的L形废气焚烧锅炉。通过采用低氮旋流燃烧器和绝热炉膛焚烧的方式，保证废气中的有机物燃烧完全；通过设置内部装有可调节挡板的锅壳式余热锅炉及辅助燃烧器，实现在不同负荷下的SCR脱硝温度均能在320℃以上，低氮燃烧器协同烟气再循环、SNCR和SCR,实现烟气的低氮排放。     

330 MW机组加装低压省煤器效果分析

排烟热损失是锅炉最大的热损失,降低锅炉烟气温度是锅炉节能的一个重要途径。通过对1台330 MW机组增加低压省煤器的设计方案进行介绍,并对测试参数进行分析比较发现,在300 MW负荷时,低压省煤器的的运行参数基本达到设计要求,投入低压省煤器比退出低压省煤器可降低热耗率34.82 kJ/kWh,折合降低煤耗约1.32g/kWh,投低压省煤器相对未投低压省煤器,脱硫塔入口平均粉尘浓度降低约50%。燃煤机组通过增加低压省煤器不仅降低烟气温度,降低锅炉煤耗及降低脱硫喷水量,还可以提高除尘器的除尘效率,以适应越来越严格的粉尘浓度要求。