600MW机组脱硫除雾器技术改造与应用

为彻底解决脱硫系统除雾器烟气流量、流速分布存在的严重不均衡现象,有效地消除机组烟囱产生的＂石膏雨＂现象,国华太仓发电有限公司根据自身设备的实际情况,在机组大修期间实施了脱硫系统除雾器的技术改造方案。详细介绍了除雾器除雾能力劣化的原因与过程、除雾器流场分析、技术改造方案以及采取的相关措施。     

国华台山电厂600 MW机组加热脱硫后净烟气技术研究

国华台山发电有限公司(台山电厂)在满足锅炉正常运行的前提下,通过抽取部分热二次风注入脱硫后净烟气,提升排烟温度,以减少或消除"石膏雨".通过热力学计算,对比二次风温度、空气预热器出口烟气温度、屏式过热器入口烟气温度等参数在不同工况时的变化.比较实施本方案与加装烟气热交换器(GGH)方案的差异.结果表明,采用热二次风加热脱硫后净烟气具有投资小、维护费用低、运行可靠性高等优点,但锅炉热效率略有降低.     

国华合山电厂600MW机组加热脱硫后净烟气技术研究

国华台山发电有限公司（台山电厂）在满足锅炉正常运行的前提下，通过抽取部分热二次风注入脱硫后净烟气，提升排烟温度，以减少或消除“石膏雨”。通过热力学计算，对比二次风温度、空气预热器出礴烟气温度、屏式过热器入口烟气温度等参数在不同工况时的变化。比较实施本方案与加装烟气热交换器（GGH）方案的差异。结果表明，采用热二次风加热脱硫后净烟气具有投资小、维护费用低、运行可靠性高等优点，但锅炉热效率略有降低。     

国华锦界电厂4×600 MW机组烟气脱硫控制系统的设计及改进

国华锦界电厂4×600 MW机组湿法烟气脱硫控制系统采用北京和利时公司的MACSV-DCS,控制范围包括整套脱硫设备和辅助系统.对该控制系统的配置和热工测点设计原则及试运行后的改进进行了介绍.     

600MW机组烟气脱硫系统供电方式的研究

针对脱硫高压电源的两种引接方式,以600MW超临界机组设计为例,阐述了脱硫系统电气的接线形式、保安电源设置及电气设备布置,指出了脱硫系统供电方式中应注意的问题。通过分析及技术经济比较,推荐采用专用脱硫变压器的供电方式。     

600MW机组湿法脱硫废水处理系统的优化改造

对某600MW机组石灰石-石膏湿法脱硫废水的形成以及各种污染物来源做了详细分析。介绍湿法脱硫废水处理系统工艺流程,总结归纳了脱硫废水处理系统在实际运行中出现的问题,通过分析提出相应的改进措施:采用高效废水旋流器,增设初沉池,提高中和池、沉降池、絮凝池搅拌器转速,增设废水调节曝气池机械搅拌器,改造澄清池结构,调整加药量,改善压滤机功能,增加在线检测仪器仪表等。优化改造后,脱硫废水处理系统目前已正常投入并能稳定运行,各项排放指标均符合标准要求。     

600MW机组湿法烟气脱硫吸收塔系统设计

结合国电集团大同二电厂二期600 MW机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺工程实例,介绍了该工艺吸收塔系统的反应原理,分析了该吸收塔的设计要点,总结了该吸收塔设计的特点,对国内同类大型火电机组选用湿法烟气脱硫工艺提供一定的借鉴意义。     

600MW机组湿法烟气脱硫吸收塔系统设计

结合国电集团大同二电厂二期600 MW机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺工程实例,介绍了该工艺吸收塔系统的反应原理,分析了该吸收塔的设计要点,总结了该吸收塔设计的特点,对国内同类大型火电机组选用湿法烟气脱硫工艺提供一定的借鉴意义。     

影响600 MW机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析

针对影响600MW机组湿式石灰石-石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的影响进行了详细分析。国内现设计的600 MW机组采用湿法烟气脱硫工艺时,设计煤种为高热值、低硫分(硫分低于0.7%),并且脱硫烟气系统不设GGH或设GGH时,脱硫厂用电率为1.0%～1.1%;当采用低热值、高水分设计煤种,脱硫厂用电率在1.7%以上;当采用高硫分(硫分高于4%)、中等热值的煤种时,脱硫厂用电率最高可达1.98%。应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)的轴功率,在初步设计阶段核算脱硫部分厂用电率后,完成湿式石灰石-石膏法脱硫岛脱硫部分厂用变压器容量的选择。     

国华锦界电厂4×600MW机组烟气脱硫控制系统的设计及改进

国华锦界电厂4×600 MW机组湿法烟气脱硫控制系统采用北京和利时公司的MACSV-DCS,控制范围包括整套脱硫设备和辅助系统。对该控制系统的配置和热工测点设计原则及试运行后的改进进行了介绍。     

国产DCS在国华锦界电厂600 MW机组上的应用

国华锦界电厂新建600 MW机组首次采用国产DCS,其覆盖了机组主要的控制。实际应用证明,国产DCS硬件安全、可靠,且控制策略先进,可满足600 MW机组安全、稳定、经济运行的要求。     

神华国华准格尔电厂330MW机组锅炉燃烧控制系统优化

针对神华国华准格尔电厂2×330 MW机组锅炉二次风量和烟气含氧量校正难以投入自动控制方式的问题,对锅炉燃烧控制系统进行了优化。将空气预热器出口二次风压力由定值控制改为随机组负荷变化的滑压控制;将氧量校正回路中校正二次风挡板开度改为校正二次风压力;根据相应给煤机的给煤量指令开环控制各层二次风挡板。优化后,提高了锅炉运行经济性,锅炉排烟温度降低了4.03℃,机组煤耗降低了0.19 g/(kW.h),一次风机电耗率降低了0.30%,送风机电耗率降低了0.03%,引风机电耗率降低了0.10%,全厂厂用电率降低了0.43%。     

国华宁海电厂烟气脱硫系统备件国产化的实施

国华浙能发电有限公司,浙江宁渡 315040国华宁海电厂4×600 MW机组烟气脱硫采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺,一炉一塔脱硫装置,脱硫效率不小于95%.脱硫系统的脱硫泵选用澳大利亚WARMAN产品,搅拌器选用美国SHARP、LIGHT-NIN产品,石膏、废水漩流站选用南非MULTOTEC产品等.     

扬州电厂超临界600 MW机组锅炉燃烧调整的试验研究

扬州电厂超临界600 MW机组锅炉自投运以来一直存在频繁掉焦的问题,严重影响了机组的正常运行.在探讨影响锅炉结渣的几个主要因素的基础上,通过变氧量、变一次风量、变燃烧器内外二次风门及旋流强度、变OFA内外二次风门及旋流强度、变OFA风量、变配风方式、变中心风量、变磨煤机组合方式等锅炉燃烧调整试验,研究锅炉运行工况和参数改变对NOx排放浓度以及结渣程度的影响.根据试验结果,提出了在现有设备及煤种条件下的锅炉最佳运行方式.     

烟气脱硫装置对烟囱内烟气流动性能影响的数值研究

针对某电厂在锅炉尾部加装湿法烟气脱硫装置前、后烟道和烟囱内的烟气流场进行了流体力学数值计算分析。计算中采用有限体积法离散N-S方程、k-ε湍流方程计算烟气流场。对由于烟气进入方式的改变烟囱内烟气流场的变化以及烟道冲刷程度进行了分析,指出了安装烟气脱硫装置需要对烟囱防腐蚀性能和寿命预先进行评估和分析。     

华能铜川电厂600MW直接空冷机组空冷岛控制系统的改进

针对在调试中发现的华能铜川电厂600 MW直接空冷机组空冷岛控制系统存在的汽轮机背压在设定值附近摆动引起程序步序频繁切换、汽轮机背压对程序步序切换响应滞后、无误操作闭锁、控制繁多等问题进行了设置延时时间和时间间隔、增加工况选择闭锁、简化控制逻辑等改进.改进后,经1号机组整套起动及168 h试运行表明,控制系统结构简单可靠,汽轮机背压调节灵活,满足机组运行要求.     

华能沁北电厂600 MW超临界机组热控系统调试与改进

介绍了华能沁北电厂国产超临界600MW机组热控系统设计与调试情况,对存在的问题进行了改进,改进后系统工作正常,效果较好。     

火电机组烟风道的热补偿

结合烟风道热补偿的特点和补偿量的计算方法,对补偿器的选型、安装等进行了分析.结果表明,烟风道中补偿器在安装时应根据具体情况采取预拉、预压以及横向偏装等方法,以增强补偿器的补偿能力.在满足安装条件时,补偿器应尽可能靠近烟风道上位移较大的接口,靠近支吊架,防止相邻固定点间布置过多补偿器而产生补偿器失稳;烟风道中使用金属补偿器时,应着重考虑补偿器对管道及接口的弹性反力和力矩,使接口承受的力和力矩较小.     

沁北电厂600MW超临界机组旁路系统的设置与选型

在对国内超临界机组旁路设置的3种形式(三用阀旁路系统、整体旁路系统、三级旁路系统)分析的基础上，探讨沁北电厂国产超临界机组汽轮机旁路设置与选型的设想。认为沁北电厂600MW超临界机组设置旁路系统十分必要，且高压旁路的容量应达到50％BMCR左右。