烟气脱硫系统对锅炉燃煤变化的适应性分析

我国大多数电厂锅炉实际燃烧煤质与烟气脱硫系统(FGD)设计煤种存在很大的差异,本文从FGD设计过程中燃煤含硫量的选择、燃煤热值对烟气中二氧化硫排放浓度的影响、低燃煤负荷条件下FGD的优化运行3方面探讨脱硫系统对煤质变化的适应性。     

我国火电厂烟气脱硫技术的应用与展望

介绍了燃煤电厂烟气脱硫的主要工艺;分析了国内外烟气脱硫技术的研究与应用情况;对目前国内电厂应用的几种主要烟气脱硫(FGD)技术进行比较并对该技术的发展提出展望。     

电厂烟气低温喷射脱硫技术综述

传统烟气脱硫技术（ＦＧＤ）投资大，制约了我国对烟气脱硫的研究开发。本文综述了美国的六种低投资烟气低温喷射工艺及其脱硫性能，工艺特点和技术关键。这对我国中小型电厂锅炉的烟气脱硫具有很好的借鉴作用。     

脱硫技术在燃煤电厂的应用

电厂燃烧含硫煤后排放的烟气是大气污染的主要来源之一,减少SO_2和SO_3的排放量是燃煤电厂正在攻克的难题。徐州坨城电力有限责任公司采用简易干法脱硫技术工艺,利用AG-2型炉内喷射固硫剂脱硫技术对老机组进行脱硫改造,在保持原有锅炉系统不变的情况下,增加了一套脱硫装置。该装置经调试运行,脱硫效果很好,达到了国家排放标准。     

燃煤电厂锅炉简易湿法烟气脱硫系统设计

随着我国经济实力的逐步增加和环境标准的渐趋严格，我国火电厂治理二氧化硫污染的力度不断加大。本文详细介绍了一种适合燃煤电厂锅炉简易湿法烟气脱硫技术的系统设计及达到的主要技术性能指标。     

锅炉氧化镁湿法烟气脱硫工艺研究

燃煤锅炉烟气中的SO2是我国大气污染的主要来源之一,削减SO2排放量,控制大气污染,是环境保护的重要课题。氧化镁湿法烟气脱硫技术是一种比较经济实用的脱硫方式,具有脱硫效率高、投资费用少、占地面积小、运行费用低、无二次污染等特点。采用氧化镁湿法烟气脱硫技术对某企业260 t/h循环流化床锅炉进行了烟气脱硫处理,脱硫效率可达到95%以上,处理后烟气中SO2浓度50 mg/m3,脱硫效果可以达到现行环保排放标准。     

ECS-6型脱硫净化器在燃煤锅炉上的应用

燃煤锅炉的烟气中含有大量的SO2,会对大气环境造成污染。本文简述了燃煤锅炉的几种脱硫方法,并结合ECS-6型脱硫净化器的使用论述了烟气湿法脱硫的原理。     

燃煤锅炉烟气除尘脱硫技术及实践

针对燃煤锅炉烟气污染环境的问题,在吸取多种除尘器优点的基础上,研究了一种新型除尘脱硫技术与装置。工业应用表明:该技术除尘效率大于99%,脱硫效率达到90%,设备阻力小于1000Pa,取得了较好的除尘脱硫效果。     

超导热管在锅炉烟气余热回收中的应用

当前工业锅炉使用中普遍存在热量利用率低下、排放烟气余热温度过高以及烟气内污染环境气体含量过高等问题,采用超导热管技术可有效解决上述问题。介绍了超导热管装置的原理、回收方式及性能特点,结合工程实例,对燃煤锅炉中利用超导热管技术回收锅炉烟气余热产生的节能效益进行了测算及分析。     

鹤壁矿区工业余热综合利用研究与应用

鹤煤公司各矿井因淘汰燃煤锅炉,通过利用空压机余热回收技术、瓦斯发电机组烟气余热回收技术和矿井水余热回收技术的综合实施,实现了矿井供热结构性变革,并进行节能和经济运行分析,对于同类企业供热改造的实施起到借鉴作用。     

数字化分析技术在环保监测中的应用

火力发电厂发电过程中,烟气流量在线监测的准确性一直是困扰环保部门的一大问题。采用基于计算流体力学的数字化分析技术和工况标定的方法,对某电厂烟气在线监测装置实施了技术升级,提高了环保部门对烟气监测的准确度。结果表明,采用数字化分析技术,能够显著减小烟气的在线监测误差,真实反映工业企业的烟气排放情况,有助于更好地处理和控制烟气内有害物质,使排除烟气达到国家规定的环保排放要求。     

燃煤电厂二氧化碳排放浓度在线监测技术

燃煤电厂中排放的二氧化碳是影响城市实现节能减排的关键,为有效完成碳中和目标,提出燃煤电厂二氧化碳排放浓度在线监测技术。在明确燃煤电厂中燃煤锅炉基本情况以及煤质的基础上,确定电厂内二氧化碳排放特征;依据获取的特征确定燃煤电厂的二氧化碳监测位置,选定相关监测仪器完成燃煤电厂内二氧化碳采样、分析、监测等任务,实现燃煤电厂二氧化碳排放浓度的在线监测。实验结果表明,使用该技术开展燃煤电厂二氧化碳排放浓度监测时,具有较好的监测效果,二氧化碳排放浓度监测精度较高。     

燃煤烟气微藻固碳减排技术现状与展望

燃煤电厂排放的烟气中含有CO2、SOx、NOx、重金属等污染物,显著影响了大气环境。传统的电厂烟气处理技术包括烟尘控制、烟气脱硫和脱硝等,存在工艺设备复杂、能耗高、处理成本高及二次污染重等问题,制约其应用。相比于传统燃煤电厂烟气减排技术,微藻固碳减排技术具有工艺设备简单、操作方便和绿色环保等优势。通过微藻固碳减排技术处理烟气时,微藻细胞可以通过光合作用固定烟气中的CO2,同时吸收NOx和SOx作为生长所需的氮源及硫源,并能够吸收烟气中的汞、硒、砷、镉、铅等重金属离子,获得的微藻生物质可进一步转化制取生物柴油、乙醇、甲烷等生物燃料及高附加值产品,具有广阔的发展前景。笔者深入分析CO2、NOx、SOx等典型燃煤烟气污染物在微藻培养体系中的溶解、传输与转化机理及路径,系统探讨烟气污染物的微藻减排机理及其对微藻生长的影响规律。并根据烟气成分、光生物反应器结构形式、气液传质特性等对微藻生长、固碳减排的影响规律,综述了藻种筛选、光生物反应器、曝气方式等方面的研究进展及存在的问题,探讨了强化微藻生长及烟气污染物脱除的原理和方法,提出了基于燃煤电厂余热、余压综合利用的微藻烟气固碳减排及生物质采收集成系统,为燃煤电厂烟气的绿色减排技术的研究及应用提供指导。     

并网前投入SCR脱硝系统在1050MW燃煤机组上的技术实践

本文介绍了选择性催化还原(SCR)脱硝技术的原理,分析某1050MW燃煤机组在不进行脱硝烟温提升设备改造的前提下,采用提高锅炉上水温度、尽早投入2号高加、回收高加和锅炉热工质等操作优化方案,在机组并网前满足脱硝催化剂最低入口烟温要求,正常投运脱硝系统,达到NOx超低排放目的,并针对该优化方案提出控制要点和相应的风险及预...     

燃煤发电机组运行过程中能耗及节能研究

超临界二氧化碳燃煤发电是一种高效、清洁利用的煤炭发电技术,具有广泛的应用前景。从能源和能量平衡2方面对超临界二氧化碳燃煤电厂与蒸汽朗肯循环电厂进行了比较研究,揭示了电厂内能量和(火用)的转换以及转移方式。当主要气体参数为32 MPa/620℃并采用二次再热工艺时,超临界二氧化碳燃煤电厂和蒸汽朗肯循环电厂的发电效率分别为49.06%和48.12%,相应的激发效率分别为48.02%和47.10%。研究揭示了超临界二氧化碳燃煤电厂的节能机理,超临界二氧化碳燃煤电厂锅炉系统的燃烧效率较低,使输送到超临界二氧化碳循环的能量水平高于输送到朗肯循环的能量水平,二氧化碳通过吸收高水平的能量,通过超临界二氧化碳循环产生更多的机械功率,以获得更高的功率效率。     

大型煤电机组机炉深度耦合系统对锅炉效率影响研究

燃煤发电机组机炉深度耦合系统已被广泛应用。为明确其对锅炉效率的影响,提出应用综合排烟焓的计算方法。分析了某1 000 MW超超临界燃煤机组THA工况下,多个烟气旁路份额对锅炉效率的影响。结果表明:空预器出口风温可作为锅炉效率变化的表征数据;对于同一空预器烟气旁路份额,锅炉效率与入口风温呈正响应特性;对于同一入口风温,锅炉效率与旁路份额呈负响应特性。     

锅炉烟气再循环调节再热汽温特性方法研究

为了提高电站发电效率,在炉烟气再循环条件下实现再热汽温特性方法的创新,从而为发电能源的节约提供现实依据。根据锅炉烟气再循环技术的现状,分析当下普遍运用的再热汽温的控制方式,提出使用再热汽温过程中的烟气挡板控制技术,结合再热汽温特性控制的理论基础,提出再热汽温的数学模型,并结合粒子群优化算法,以X电厂一期工程建设2台发电机组的相应数据为基础,进行仿真实验。结果表明,在50%、60%和80%三个稳定工况下,再热汽温烟气挡板控制的模型输出与实际输出数据的差距很小。系统在稳定工况条件下,模型可以进行快速跟踪,3条响应曲线的波动较小,在可控制范围内。而在变工条件下模型具有较强的鲁棒性,控制效果较好,验证了再热汽温控制系统有效性较高。     

燃煤电站中锅炉燃烧烟气余热节能分析

根据我国现有1 000 MW典型发电机组数据,从热力学角度定量分析了4种典型的烟气余热回收方案。对4种方案的烟气余热回收净输出功和标准煤耗率、热回收换热器的传递面积和烟气压降引起的引风机功增量进行了分析。对热回收方案进行了技术经济分析,充分考虑了因节能而降低的燃料成本、热能设备投资成本等多种因素,提出了优化设计参数的建议。结果表明,由于高段蒸汽替代方案换热面积较大,烟气压降因温差较低而减弱,采用高段蒸汽替代方案比低段蒸汽替代方案可以获得更高的节能效果以及烟气余热回收的节能效益。从技术经济的角度出发,烟气余热回收系统的高级蒸汽替代方案的性能并不总是随着回收热的增加而提高,而是存在一个最佳性能点。     

综合余热节能改造项目在矿井中的研究与应用

目前矿井所使用的洗澡用水等热水大多是由工业燃煤锅炉提供的，但是随着国家对环境治理工作的进一步深化，淘汰燃煤工业锅炉是政策导向。锅炉取消后，如何解决矿井热水的供应问题，成为制约矿井正常生活生产的关键问题。龙门煤矿结合自身实际条件，通过综合余热节能改造项目的研究和应用，结合矿井所处地理位置的气象环境条件、建筑条件、矿井压风机的运行状况、井下排水的水温情况，综合设计安装了太阳能取热、压风机余热回收、矿井水水温回收相结合的水加热系统，不但成功取消了燃煤工业锅炉，满足了环保的要求，同时还解决了职工洗澡的用水问题，更重要的是减少了污染物的排放和对环境的污染。     

基于多变量前馈的再热汽温自动控制应用研

In the thermal system of the super (super) critical thermal power unit,the reheat cycle is generally used to improve the power generation efficiency.If the reheat steam temperature is too high,the creep speed of the boiler metal materials will be accelerated,which will affect the service life;if the steam temperature is too low,the thermal efficiency of the unit will be reduced,and the erosion of the final stage blades of the steam turbine will be aggravated.For the control of the reheated steam temperature,the reheater flue gas baffle or the swing burner is generally used for adjustment,and the reheater accidental water spray is used as an auxiliary temperature reduction adjustment.In addition to traditional control methods,control strategies have developed many control methods including advanced algorithms and intelligent prediction.These control strategies are either difficult to set parameters,or focus on theoretical research,or require external controllers,so many power plants still choose DCS internal control methods.It was applied to a 600 MW supercritical unit in a plant,using methods such as big data processing and visualization to analyze the thermal characteristics of the factors affecting the reheated steam temperature,found out the relevant laws,and carried out logical optimization to more accurately and efficiently treat the reheated steam.The temperature was controlled to stabilize parameters,reduced the amount of water spray,and achieved energy saving,efficiency enhancement and safe and stable operation.