基于燃煤电厂现行低低温省煤器的优化改造技术

在烟道内加装低低温省煤器,可以通过低低温省煤器回收烟气余热的方法达到降低排烟温度的目的,可以提高机组热效率,节约煤耗。由于电厂实际燃用煤质变化较大,低低温省煤器在热交换中存在磨损、积灰、堵灰等问题,导致换热效率低,增加了换热管的腐蚀几率,本文采用耐腐蚀的材料ND钢制作省煤器主体、翅片设计为H型、烟道内进行全部直管布置等手段进行材料、结构、布置方式等方面的优化,可大幅降低机组煤耗、延长省煤器使用寿命、提高空气预热器的换热效率。     

低低温省煤器在超超临界660MW机组中的应用分析

排烟温度的高低直接决定燃煤机组的锅炉效率,可靠地降低排烟温度能够有效提升机组经济性。在锅炉尾部烟道加装低低温省煤器利用烟气余热加热凝结水,可以有效地降低排烟温度。以某超超临界机组为例,通过现场测量实验数据进行热力计算,深入分析低低温省煤器在超超临界机组节能运行效果。结果表明:投入低低温省煤器,机组热耗平均降低39.90k J/kWh,厂用电率平均降低0.12%,供电煤耗平均降低1.92g/kWh,节能效果显著,为同类机组烟气余热利用提供了参考。     

考虑多因素两级低温省煤器经济性能分析

针对目前低低温省煤器性能以发电煤耗率考核指标,本文认为投运、切除低低温省煤器后,系统阻力变化对其相关设备经济性都有所影响。应考虑更多因素对火电厂低低温省煤器投运、切除情况进行经济性能评价,如送风机、引风机运行耗功,除尘、脱硫电耗,凝泵及强制循环泵耗功等。并以某320MW两级低低温省煤器+暖风器的广义回热系统为例,结合热力试验,对目前性能考核指标以发电煤耗率进行完善,分析结果表明:考核指标应以机组供电煤耗率更为科学。     

烟尘排放综合治理技术在某循环流化床机组的应用研究

文章以某循环流化床机组为例,分析了机组存在的烟尘排放浓度偏高问题,提出了高效电源技术与低低温省煤器相结合的烟尘排放综合治理技术。改造完成后,对经济性进行了分析,得出以下结论:高效电源及低低温省煤器改造后,可有效提高电除尘器的除尘效率,烟尘排放浓度由49. 5 mg/Nm~3降低至25 mg/Nm~3。此外,高效电源改造后,除尘器电源的节电效果显著,每年可节约用电61. 6万kW·h;低低温省煤器改造后,除尘器入口烟气温度大幅降低,非供热季可降低除尘器入口烟气温度64℃,降低机组发电标煤耗2. 8 g/(k W·h);供热季可回收热量47 GJ/h。     

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。     

低低温省煤器技术及其节能量计算

低低温省煤器又称烟气换热器,安装在空预器与电除尘器之间,用于降低排烟损失提高锅炉运行效率的节能装置。装载低低温省煤器,使烟气进入电除尘器的运行温度由常温状态(120～160℃)下降到低温状态(90～110℃),由于排烟温度的降低,加热部分凝结水,从而节省低压加热器抽汽,增加汽轮机做功,节省煤耗。文中针对低低温省煤器技术原理、节能效果及应用进行探讨,并通过理论计算、性能试验和实际运行数据对比分析增设低低温省煤器产生的节能量。     

基于重力热管的烟气余热利用低低温电除尘系统

燃煤电厂通常采用传统低低温电除尘系统进行节能减排,但存在因低温省煤器换热管磨损导致的严重泄漏问题,危害整个低低温电除尘系统的安全运行.某660MW燃煤电厂因上述问题,停运了低温省煤器,造成锅炉热损失、排烟体积流量增大,加大了除尘器的负担,同时除尘效率大大降低.基于此,本文对烟气余热利用重力热管低低温电除尘系统开展研究,对传统低低温电除尘系统进行升级,有效解决了原有低温省煤器泄漏问题,性能满足要求,提高了电除尘器除尘效率、稳定性及安全性,为燃煤发电机组低低温电除尘系统改进和大规模推广应用提供了借鉴.     

燃煤锅炉双效低低温省煤器技术的应用研究

为解决低低温省煤器出现的积灰、换热面磨损及泄露问题,对热力系统参数、结构参数以及系统运行控制3个方面的关键因素进行研究分析,提出一种双效低低温省煤器系统。将该系统应用在某循环流化床机组,并对换热器的结构参数进行了优化,对其经济性进行了全面分析。结果表明:该系统可实时控制换热器运行参数,有效实现烟气余热回收。系统投运后,机组年节约标准煤量919. 5 t,回收热量6. 83×10~4GJ,系统投运后可降低烟尘、CO_2、SO_2和NO_x等污染物的排放,节能效益和环保效益显著。     

烟气余热回收技术分析

采用烟气余热回收技术能够有效的减小排烟热损失,提高机组经济性。系统分析了单独低低温省煤器系统和低省联合暖风器系统的设计特点及在工程中的应用实例,针对低温省煤器解列后暖风器将无法运行,造成空气预热器冷端硫酸氢铵沉积堵灰的问题提出采用分离式低温省煤器与暖风器系统,其节能效果更好,提高了机组的安全性和经济性。     

低温省煤器运行效果和节能环保分析

为分析低温省煤器改造前后运行情况和节能环保效果,并解决运行中存在的退出运行等问题,对已投运低温省煤器的14台机组的省煤器进出口烟气温度、运行率、经济性以及对除尘效果的影响进行了分析。结果表明:低温省煤器进口烟温较低、各烟道烟温偏差和变负荷导致的烟温波动易导致低温腐蚀和硫酸氢铵析出,是导致退出运行的主要原因;投运低温省煤器可节煤0.34～1.71 g/(kW·h),降低电除尘出口粉尘浓度19%～48%,节能和环保效果显著。     

低低温电除尘器运行优化策略研究及应用

为解决现有低低温电除尘技术煤种适应性弱、低温腐蚀风险高的问题,研究了一种利用燃煤机组低低温电除尘器低温腐蚀因子来判断除尘设备发生低温腐蚀概率的方法,结合对烟气酸露点和亚微米颗粒物控制的研究,提出了基于最佳运行烟温范围的低低温电除尘器运行优化控制策略,提升了低低温电除尘器对全粒径颗粒物的脱除效果.将该策略应用在浙能嘉兴电...     

高硫煤机组低低温电除尘技术研究及工程应用

低低温电除尘器得到了广泛应用，但国内外鲜有高硫煤机组应用低低温电除尘器的案例。搭建了高硫煤机组低低温电除尘器试验台，测试了五种不同烟气温度下飞灰样本的比电阻、成分和粒径，提出了飞灰平均粒径与烟气温度的拟合公式；完成了国内首台高硫煤机组低低温电除尘器工程应用，并对低低温电除尘器进行了性能测试和运行优化。试验结果表明：烟气温度越低，飞灰比电阻越低，飞灰粒径越大；飞灰成分随着烟气温度变化较小；除尘效率随着烟气温度的降低明显提高；采用运行模式三和模式四相对日常运行模式可分别降低电除尘器电耗28%和35%。     

浅析锅炉加装SCR脱硝装置尾部受热面的改造方案

为满足脱硝改造要求,解决锅炉存在的省煤器泄露造成机组非停、排烟温度高、再热汽温偏低等问题,保证机组运行的安全性和经济性。本文针对该电厂现有煤质和运行数据进行拟合热力计算,并对结果进行全面分析,在此基础上进行管屏计算,提出2种受热面改造方案,进行方案可行性论证,确定最佳、最有效的改造方案。     

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。     

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。     

燃煤锅炉烟气超低排放问题分析与优化探索

针对某电厂燃煤锅炉烟气超低排放设施投运后,出现的低低温省煤器模块泄漏和积灰、脱硫水平衡失衡、脱硝SCR氨逃逸高和喷氨不均等问题进行分析研究,实施针对性的改进措施并辅以优化调整,实现了烟气参数的达标排放和环保设施的稳定运行。     

电站锅炉中温省煤器系统的节能特性分析

为研究电站锅炉增设中温省煤器系统的节能效益,依据该系统的布置方式,基于热力学基本原理进行分析推导;结合典型1 000 MW燃煤机组的实际设计及运行数据,建立全厂热力系统仿真模型进行计算分析。分析推导及计算结果表明:中温省煤器的烟气分流比并非越大越好,而是存在某一最优值使节能效益最大;机组燃用不同煤种,中温省煤器的节能效益有较大变化,相对而言,燃用水分高的煤种,其节能效益较大;已有低温省煤器系统的机组中,中温省煤器将不同程度侵占原低温省煤器的煤耗收益,最终导致整个烟气余热利用系统的节能效益减少。     

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。     

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。     

660MW超超临界机组启动调试研究

某660 MW超超临界机组再热汽温设计值为623℃,调整试验后,再热汽温可达623℃。机组设置有低温省煤器,提高凝结水温度,降低进入低温除尘器烟温,试运中发现低温省煤器问题,调整后系统运行正常,机组满负荷试运稳定。