燃煤锅炉脱硫装置新型烟气换热器设计及性能分析

对重庆九龙电力公司九龙发电分公司(九龙发电公司)1台200 MW机组燃煤锅炉的脱硫装置进行改造,设计了新型的管式烟气-烟气换热器(GGH),换热器管侧首次采用了三维内肋强化换热技术,大幅提高了换热效率.改造后的管式GGH对系统增压无特殊要求,净烟气排烟温度基本满足污染物扩散要求,可有效提高脱硫效率,无需蒸汽加热可降低发电煤耗6.7 g/(kW·h),经济效益显著;节约除盐水费用130元/h;进入脱硫吸收塔烟气温度降低,蒸发水量减少,可节水20 t/h.     

石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气换热器

我国燃煤电厂烟气脱硫（FGD）将石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺作为首选，而该工艺是否需要进行烟气升温，即FGD是否需加装烟气换热器（GGH）的问题，一直困惑着脱硫产业界。国内初期建设，目前已投运的电厂FGD，大多安装GGH，但也有不装GGH的，如600MW机组的常熟电厂、利港电厂、黄骅电厂、台山电厂、王滩电厂、托克托电厂、潮州电厂、乌沙山电厂、后石电厂等，在烟气湿法脱硫后均不装GGH。     

气-气换热器在湿法烟气脱硫中的新应用

介绍一种可以解决湿法烟气脱硫腐蚀问题的新方法,即将管式气气换热器(MGGH)的降温换热器放在电除尘器之前,使烟气温度降到露点以下,烟气中的SO3与水蒸气凝结成雾状并附着在飞灰颗粒上,然后在除尘器中随飞灰一同被去除。该方法不但能提高排烟温度,而且解决了脱硫塔下游腐蚀的难题,同时还能提高除尘器效率,经济效益和环境效益非常显著。     

火电厂湿法烟气脱硫省却气-气换热器(GGH)的可行性研究

分析脱硫后烟气的腐蚀性,并结合技术、经济等因素论证燃煤电厂湿法脱硫(FGD)装置加装GGH的利与弊。分析认为,燃煤电厂湿法脱硫装置不设GGH是可行性的,建议新建脱硫项目不装设GGH;已安装GGH的脱硫装置,需对其尾部设备采取防腐措施。     

玉环电厂烟气脱硫再生式烟气换热器施工探讨

华能玉环电厂工程所配的再生式烟气换热器GGH 由德国巴克杜尔有限公司设计制造, 型号为VOP172/075E。该类型的换热器首次在国内运用于百万千瓦机组脱硫系统上, 无施工方案可供参考。文章介绍了玉环电厂工程GGH 的特点、施工前准备、施工工序、各部件施工方案等内容, 并针对GGH 施工过程中所遇到的困难提出了解决措施, 实现了主机和脱硫系统同时完成168 h 试运行的目标。     

烟气脱硫系统烟气换热器运行管理探讨

针对燃煤电厂烟气脱硫系统烟气换热器在运行中经常出现的堵灰问题,分析了漳泽电力股份有限公司河津发电分公司2×300Mw机组烟气脱硫系统烟气换热器不同类型的吹扫方式及其效果,对烟气换热器换热元件积灰堵塞的原因进行了探讨,根据漳泽电力股份有限公司河津发电分公司2×300MW机组烟气脱硫系统从未因烟气换热器堵灰原因造成脱硫系统的停运跳闸的运行经验,从运行管理方面提出了防止烟气换热器积灰和提高吹扫效果的建议。     

锅炉脱硫系统烟气换热器堵塞故障分析及处理

针对华能大坝发电有限公司2号锅炉脱硫系统烟气换热器(Gas Gas Heater,GGH)堵塞问题,采用排除法进行分析,提出防止GGH堵塞的措施,保证了烟气脱硫系统的安全稳定运行。结果表明:除雾器失效,导致除雾效果恶化,是造成GGH堵塞故障的主要原因。     

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气换热器

当前火电厂烟气脱硫（FGD）设施建设不断加快，大型火电机组烟气脱硫均以石灰石-石膏烟气脱硫湿法工艺为主，并已成为我国燃煤电厂烟气脱硫的首选工艺.针对烟气脱硫湿法工艺是否需要进行烟气升温（即烟气脱硫是否需加装烟气换热器）的问题，对烟气换热器（GGH）的作用及安装与否的有关问题进行了阐述，认为石灰石-石膏湿法脱硫工艺安装GGH弊多利少，不但不能有效改善我国总体环境质量，而且大大增加了企业负担，并影响脱硫系统的安全、稳定、高效运行.建议今后建设的FGD不宜再安装GGH。     

浅析烟气脱硫系统中的回转式烟气换热器

简要说明了锅炉烟气脱硫系统应用烟气换热器（GGH）的必要性。着重介绍了回转式烟气换热器的布置、工作原理以及结构特点,包括轴承、受热面、密封结构、传热元件及中心传动装置等,以达到换热器性能优化的目的。     

脱硫系统烟气换热器换热元件损坏原因分析

针对国电电力甘肃酒泉发电厂1号炉脱硫系统烟气换热器换热元件严重损坏的问题,从波纹板箱结构、搪瓷喷涂工艺、蒸汽吹灰压力、烟气换热器的设计等方面进行分析,提出了相应的解决办法。分析结果表明：故障的主要原因是换热元件波纹板箱压紧力不够和搪瓷喷涂工艺存在问题。     

火力发电厂烟气脱硫过程控制系统

对传统的DCS与新型的FCS进行了比较,阐述了FCS与DCS相结合的控制系统,称之为FDCS,并将其应用在火电厂烟气脱硫过程控制系统中。还阐述了该控制系统的特点和优越性。探讨了S7-300和PROF IBU S-DP在烟气脱硫工程中的具体应用。解决了液位控制易失灵、pH值难控制等问题,提高了系统的稳定性,保证了脱硫效率,降低了综合投资成本。     

火力发电厂烟气脱硫控制系统介绍

分析了湿法和干法烟气脱硫技术的特点,针对目前国内火力发电厂常用的石灰石洗涤法烟气脱硫系统、海水洗涤法烟气脱硫系统和回流式循环流化床法烟气脱硫系统,介绍了它们的工艺及其控制系统的配置、应用功能,并对控制系统设计与应用中的若干技术问题提出了自己的见解.     

火力发电厂烟气脱硫添加剂应用的技术经济分析

在综述石灰石—石膏法湿法烟气脱硫添加剂研究现状的基础上,结合某火力发电厂600 MW机组烟气脱硫系统脱硫添加剂的实践,分析脱硫添加剂应用的技术经济性。实践应用表明,在现有的脱硫系统不改变的情况下,加入脱硫添加剂可以使得脱硫效率明显上升,脱硫系统对煤种硫份变化的适应范围变大,高硫煤得以利用;在保证脱硫效率不变的情况下,通过加入添加剂并调整浆液循环泵运行方式,可节省循环泵的运行电量,具有明显的环境保护及经济效益。     

火电厂FGD系统GGH在线免拆卸化学清洗

针对GGH结垢问题,提出了新的解决思路和办法。通过专用药剂扭曲硫酸盐晶体结构,使GGH上的垢物膨胀疏松,从而更容易清除。通过实验分析探讨了该方法的作用机理,实例证明对GGH进行在线免拆卸化学清洗是切实可行的。     

城市再生水回用于发电厂烟气脱硫系统的可行性分析

城市再生水用于烟气脱硫系统将有效缓解发电厂淡水资源不足的局面,比较分析再生水水质和脱硫工艺用水水质要求,再生水回用于烟气脱硫系统是可行的。脱硫工艺水的水源改变后,工艺水含盐量和COD上升使脱硫废水排放量增加,非防腐设备面临的腐蚀风险增加。为保证再生水利用经济性和安全性,需对再生水含盐量、COD进行限制,对再生水利用方式进行合理调整,还应加强再生水的消毒灭菌处理。     

发电厂烟气海水脱硫系统设计与应用

介绍了舟山发电厂烟气海水脱硫工艺原理、脱硫分散控制系统（DCS）的总体设计方案、控制范围和控制功能,分析了运行情况及存在的问题。实践表明,海水脱硫具有脱硫效率高、无添加物、无固态废弃物、成本低等优点,DCS控制方案简单,运行、维护方便,在沿海电厂具有广阔的应用前景。     

浙江火电厂烟气脱硫方案探讨

文章介绍了浙江省火电厂二氧化硫排放的现状,综合分析了当前各种脱硫工艺,并进行工艺方案比较,提出了适合浙江省火电厂的脱硫方法和建议.     

火电机组烟气脱硫系统的节能优化运行

该文分析了火电机组脱硫系统主要能耗设备的能耗特性,建立脱硫设备能耗与机组负荷、燃煤硫分和脱硫率的数学关系,在此基础上提出电站脱硫系统的节能优化运行方法,并结合典型1 000 MW火电机组脱硫系统开展案例分析与定量计算。结果表明:新型优化运行方法不增加新设备、不影响机组安全稳定运行,在40%~100%锅炉最大连续蒸发量(boiler maximum continue rate,BMCR)负荷工况下,仅通过运行方式的调整即可在确保脱硫效果的前提下使烟气脱硫(flue gas desulfurization,FGD)系统电耗下降约2%~22%,其中大部分负荷下电耗下降均可达10%以上;而按典型负荷工况估算,年可节约电能5052MW h,相比于原方案总电耗下降10.6%,节约电费176.8万元,节能效果显著。     

APROL DCS系统在华能岳阳电厂烟气脱硫工程中的应用

对应用在华能岳阳电厂二期扩建2×300 MW机组(3号、4号机组)烟气脱硫工程中的APROL DCS系统进行了详细阐述,并介绍了脱硫装置的运行情况.     

海水脱硫工艺及在我省沿海电厂的应用前景

介绍了利用海水进行烟气脱硫工艺的原理及工艺特点,并探讨了这项工艺在我省沿海电厂的应用前景。