某燃煤电厂新型脱硫废水处理系统的调试与分析

以山东某燃煤电厂脱硫废水改造项目为背景,采用一体式高效澄清工艺替换原有三联箱工艺,处理SS高达13650 mg/L、CODCr为350 mg/L、重金属离子浓度超标的脱硫废水。处理前,先通过实验室小试确定基础加药量,缩小调试期间加药量范围;然后通过现场设备调试,优化运行参数,降低设备损坏率。经168 h的调试运行,新型脱硫废水处理系统运行稳定,污染物去除效果良好,出水SS在1.5 mg/L,CODCr在132.2 mg/L,总铅、总镉、总汞、总铬、总锌分别在0.14、0.01、0.01、1.04、1.24 mg/L,出水水质满足《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997—2020)要求。与电厂原三联箱工艺相比,一体式高效澄清工艺不仅对水质有明显提升,而且年运行费用由100多万元降低至50多万元,经济效益显著。

燃煤电厂增设太阳能发电系统的可行性分析及对策研究

基于“双碳”目标,结合现有燃煤电厂发展面临的挑战,对现有燃煤电厂增设太阳能辅助发电系统的可行性及优势进行了分析,并针对增设太阳能发电系统类型、安装、材料和传热介质等角度提出了对策和建议,在现有燃煤电厂增设太阳能辅助发电系统且具备安装和适应条件,同时可以集合两种能源的优势,互补劣势,助力“双碳”目标的达成。

600 MW四角切圆燃煤锅炉灵活性改造后燃烧优化的数值模拟及验证

某600 MW四角切圆燃煤锅炉在完成灵活性改造后,于高负荷运行时出现炉膛出口烟气温度偏差大以及NO_(x)排放浓度控制难等问题。为此,运用流体计算仿真软件构建炉内燃烧、流动和传热全耦合的三维模型进行数值模拟计算,旨在确定锅炉的最佳运行参数。其中,采用Standard k-ɛ模型描述流体流动,运用双步竞争模型模拟煤中挥发分的析出过程,借助动力/扩散控制模型阐释焦炭燃烧反应,通过拉格朗日随机轨道模型考量煤粉颗粒与烟气的两相流过程,利用P1辐射模型计算炉内辐射传热,采用有限速率/涡耗散模型模拟气相燃烧,并通过后处理方式计算烟气中NO_(x)的质量浓度。重点分析了在100%锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况下,过量空气系数α、一次风率β和二次风角度θ等参数对炉膛切圆燃烧和出口处NO_(x)排放的影响。数值模拟结果表明:在锅炉实现良好切圆燃烧和低NO_(x)排放的条件下,最优运行参数为α=1.1,β=30%和θ=0°。通过锅炉燃烧调整试验对模拟结果的准确性予以了验证,试验结果表明:在最优运行参数下,锅炉省煤器出口的NO_(x)质量浓度降低了9.96%,排烟温度降低了2.66%,烟气温度偏差降低了2.26%,锅炉效率提高了0.28%。

火电厂锅炉燃煤机组耦合氨燃料燃烧特性分析

为探究火电厂锅炉燃煤机组耦合氨燃料燃烧特性,本文设计了燃煤机组耦合氨燃料燃烧试验装置,使用一维炉观察燃煤机组耦合氨燃料的燃烧稳定性,使用烟气分析系统分析燃煤机组耦合氨燃料NOx的排放特性,使用平焰燃烧器对燃煤机组耦合氨燃料燃烧的火焰特性进行研究。分别用氨和煤粉进行单独燃烧和混烧,燃烧温度为1400℃。结果显示,燃煤机组耦合氨燃料燃烧时,NOx排放高于单烧时的排放量且燃料总质量增加时,排放量进一步增加,耦合氨燃料的火焰形状也会从原本形状变成细长,氨含量为20%时的燃烧状态最稳定。

计及电力中长期及现货市场收益的燃煤机组容量补偿机制

燃煤机组在现货电能量市场通常基于短期边际成本进行报价,这导致部分边际机组难以回收投资成本,进而无法保证燃煤机组的合理收益和投资积极性。建立中长期电能量市场出清模型以及中长期差价合同电量分解方式,并建立包括新能源电站、储能等新型电力系统主体参与的现货电能量市场出清模型;基于电能量市场长周期模拟结果,考虑各等级机组在电能量市场投资成本的回收情况和边际机组出清概率,设计一种容量补偿机制。改进的IEEE 10机39节点系统算例仿真结果验证了所提机制的有效性。

基于660 MW超临界燃煤发电机组深度调峰中的控制技术分析

在全球能源结构转型的大背景下,如何在保障电力系统稳定运行的前提下,提高燃煤发电机组的灵活性和调峰能力,成为电力行业亟待解决的重要课题。本文以660 MW超临界燃煤发电机组为研究对象,深入分析其在深度调峰过程中的控制技术,通过建立燃煤发电机组的变工况模型,分析了锅炉、汽轮机及辅助系统在不同负荷下的动态特性。本文提出了一种基于PID控制器的优化控制方法,并与现有方法进行了比较,实验结果表明,所提方法在深度调峰中的响应速度和精度优于文献[5]和文献[6]的方法,验证了其在深度调峰中的有效性和优越性。

某1000MW燃煤锅炉掺烧污泥安全经济分析

某1000MW燃煤锅炉长期掺烧污泥和褐煤,锅炉效率有所降低,停炉检修时发现燃烧器附近的水冷壁和一级过热器管屏存在结渣情况.为了提高锅炉效率和解决结渣问题,开展了常用煤种与常用污泥的燃烧特性试验,并且结合制粉系统和燃烧调整试验,优化炉内燃烧工况.结果表明:优化后的燃烧工况能有效实现炉膛燃烧“风包粉”,成功消除了水冷壁区域和一级过热器管屏的结渣问题.此外,针对锅炉不同负荷工况,提出了基于二次风配比和过量空气系数控制的污泥掺烧策略,以进一步提高锅炉效率.

燃煤电厂取水设施物理模型试验研究

某燃煤电厂调试阶段出现了循环冷却水量不足而导致机组停机现象,排查供水系统源头,发现取水泵运行时发生喘振,造成供水量不足,进一步引发机组停机。为保障燃煤电厂机组安全稳定运行,其取水水源需要稳定可靠,取水设施各部位尺寸应合理设计。以巴基斯坦某660 MW燃煤电站海水取水工程为例,对海水取水泵房及配套设施进行物理模型试验研究,并对设计方案进行了验证,试验结果表明,推荐设计方案布置可满足HIS(hydraulic institute standards)建议值,能保证取水设备安全稳定运行。

探索600MW燃煤机组脱硫浆液循环泵变频改造及节能优化

为响应超低排放政策,燃煤机组脱硫机组进入到变频改造期,以解决脱硫系统高能耗、人工辅助操作任务量大等问题。本文以研究600MW燃煤机组脱硫浆液循环泵变频节能改造为目的,综合考虑研究变频调速原理、变频节能改造路径,提出脱硫废水、烟气节能处理新技术路线,以推动600MW燃煤机组脱硫浆液循环泵节能运行。采用数量模型、控制策略等方式研究600MW燃煤机组脱硫浆液循环泵的变频节能改造,既能够为理论研究提供参考,同时也有效地提升系统运行的节能效果,减低人工辅助操作量,对辅助同类改造项目具有参考价值。

燃煤电厂新型SCR反应器结构设计

燃煤电厂目前普遍采用选择性催化还原(SCR)法进行烟气脱硝,SCR反应器是烟气脱硝处理的主要设备,其设计方案直接影响烟气脱硝性能.SCR反应器在运行时承受多种荷载和作用,常规设计通常采用保守的框架形式,其材料利用率和受力性能存在局限性.为实现SCR反应器结构的高性能设计,对其受力特点和结构方案进行了研究,形成了结构空间布置和截面优化、提高结构刚度、温度应力和膨胀变形控制、内部压力控制、防积灰措施等关键技术解决方案,设计了一种新型SCR反应器结构.结果表明:该新型SCR反应器结构布置合理,催化剂层大梁的高度可以降低约50%,总用钢量可以节省约20%,同时有限元仿真分析表明结构具有良好的受力性能和安全性能.该新型SCR反应器在多个项目中得到了应用,使电厂氮氧化物(NO_(x))排放得到了有效控制,产生了显著的效益.

大规模CCUS在新型燃煤发电机组中的应用

本文对燃煤电厂度电碳排放强度进行测算,提出新型燃煤发电机组二氧化碳捕集装置规模的建议,介绍醇胺吸收法在大规模二氧化碳捕集和封存利用(CCUS/CCS)中的应用及主要技术经济指标,针对实现燃煤电厂碳排放强度低于600 g CO_(2)/kWh要求的CCUS/CCS技术路线,详细分析了对原有系统的影响并提出了蒸汽和冷却水等系统优化方案,估算降低碳排放强度600 gCO_(2)/kWh条件下的CCUS/CCS运行费用及其对机组度电成本的影响。

燃煤机组氢气助燃技术革新与应用

燃煤机组作为当前电力生产的重要组成部分,其能源利用现状既承载着巨大的能源供应责任,也面临着诸多挑战。随着全球能源需求的持续增长和环保压力的日益加大,燃煤机组在提高能源利用效率、减少污染物排放方面面临着前所未有的压力。

“双碳”目标下我国燃煤发电转型升级发展路径

统筹推进我国燃煤发电(简称“煤电”)转型升级,推动煤电功能定位转变,是实现“双碳”目标和加快构建新型电力系统的重要任务。针对我国燃煤发电转型升级的迫切需求,该文分析当前我国煤电的装机规模及其特点,评估了煤电的能耗、灵活性和碳排放3方面的发展水平,解析我国煤电未来发展方向,重点探讨了煤电热力系统重构、煤电与储能融合、煤电与其他能源及碳捕集、利用与封存(carbon capture,utilization and storage,CCUS)的互补集成、“安全、高效、清洁、低碳、灵活”多目标协同4个方面的发展路径,提出新一代煤电高质量发展的基本思路。面向新形势下“安全、高效、清洁、低碳、灵活”的发展目标,未来我国煤电机组需要开展热力系统深度重构,通过热力系统的大范围重新设计、优化或改造,提高机组效率和灵活性、降低能耗和碳排放;可以将储热、飞轮、压缩空气等储能与煤电系统有机融合,突破煤电机组自身调节潜力约束,拓宽煤电机组的调节区间,提升机组变负荷能力和效率;充分利用煤电机组内丰富的物质流和能量流,可将煤电与其他能源或系统在多个环节匹配耦合,实现整体的多能互补能量梯级利用,提升总体能效与低碳水平;应重点从设计和运行两个维度实现多目标协同,在设计阶段注重高效清洁技术的集成与智能化、自动化,在运行过程中采用智能化、精细化控制策略。该文旨在增强煤电战略价值认知,为我国煤电转型升级提供理论参考和路径建议,助力新一代煤电在推进“双碳”进程和构建新型电力系统中发挥更广泛、更积极作用。

大型燃煤发电机组低碳技术进展

当前我国碳排放总量约110亿t,其中约40%的CO_(2)由燃煤机组产生,如何降低燃煤发电机组的碳排放是实现双碳目标的关键。针对燃煤发电机组大规模减碳技术,重点介绍低碳/零碳燃料替代技术(生物质、污泥、氢/氨等)和CCUS技术的研究进展:燃煤电厂耦合生物质包括直接耦合和间接耦合,但均受制于生物质原料供应和价格,生物质“种植—收割—转运—储存—预处理—燃烧”全链条控制掺烧模式可有效解决上述问题。660 MW机组掺烧试验表明,CO_(2)排放可减少77.25万t/a;市政污泥含水率高达80%,进入锅炉前需干化处理,目前蒸汽或烟气干化均存在投资运行成本高、干化后的污泥水分较大且有臭气等问题,导致掺烧比例一般低于8%。基于生物质热源的污泥炭化技术可直接在污水厂生产无臭污泥炭,热值达10.26 MJ/kg左右,电厂掺烧比例可提高至20%~30%;掺烧氢/氨燃料需解决大比例掺烧下氨逃逸和NOx排放问题,国内已开展皖能集团300 MW和国家能源集团600 MW氨煤掺烧实验,通过燃烧调控可在NOx排放略微增加的情况下实现较高的NH3燃烬率,但商业化推广还受制于氢/氨成本;燃烧前脱碳技术(IGCC电站)的商业化运行案例极为有限,由于高居不下的成本,国外多个示范项目均已停运,推动该技术商业化需解决建设成本、发电成本和设备可靠性等问题。燃烧中碳捕集包括富氧燃烧和化学链燃烧,由于空分、再循环等过程能耗,常压富氧发电效率比空气燃烧低8%~12%,从常压富氧到加压富氧可进一步提高净发电效率;我国已建成全球最大的4 MW化学链燃烧示范装置,该技术也有望应用于气化领域;燃烧后碳捕集目前以溶液吸收技术为主,固体吸附技术的再生能耗更低,但大规模商业化需要继续降低能耗和成本。

宽负荷下切圆燃煤锅炉H_(2)S分布特性的数值模拟

锅炉采用空气分级燃烧降低NO_(x)排放的同时也提高了主燃区H_(2)S体积分数。炉墙壁面过高的H_(2)S体积分数是加剧水冷壁高温腐蚀的重要因素。为保障新能源并网发电,大型燃煤机组灵活调峰的需求增加,不同负荷下的水冷壁近壁面H_(2)S分布特性值得关注。通过正交试验分析了切圆燃煤锅炉运行参数对水冷壁近壁面H_(2)S体积分数分布的影响。选取一台超临界600 MW切圆燃煤锅炉建立数值模型,设计L_(16)(4^(5))正交工况,覆盖100%BMCR、75%THA,50%THA以及35%BMCR四种负荷。建立了自定义SO_(x)生成模型以确定燃料硫的析出和转化路径,模型包含多表面反应子模型以描述焦炭与O_(2)/CO_(2)/H_(2)O等3种气体的异相反应,并确定焦炭气化反应消耗量占总消耗量的比例,进而对炉膛H_(2)S空间分布进行了模拟计算。研究表明,近壁面高体积分数H_(2)S区域主要位于投运燃烧器层中最下层燃烧器以下以及最上层燃烧器以上至SOFA层之间,烟气切圆沿炉膛高度增加逐渐增大是造成后一区域H_(2)S体积分数较高的重要原因。35%BMCR负荷下水冷壁重点区域的H_(2)S平均体积分数为364μL/L,明显低于其他负荷。锅炉运行参数对重点区域H_(2)S体积分数影响程度的排序为:锅炉负荷>一次风率>主燃区空气过量系数>假想切圆直径>燃烧器竖直摆角。

燃煤锅炉温度场与高温腐蚀气氛场同步在线检测装置开发及应用

燃煤锅炉主燃区燃烧场的经济性、安全性和环保性对于智慧电厂建设具有重要意义。其中,水冷壁近壁面高温腐蚀H_(2)S和CO气体浓度的实时在线监测尤为重要。为实现燃煤锅炉主燃区温度场和高温腐蚀气氛场的同步测量,基于红外热成像原理,采用Optris-PI1M小型红外热成像仪,基于LabVIEW温度实时采集应用软件,在炉膛的观察口对主燃区温度场进行连续监测。以低成本1.5μm附近的通信波段激光器作为测量高温腐蚀气体H_(2)S和CO的激光光源,并结合波长调制光谱技术和频分复用技术,以实现H_(2)S和CO气体浓度的同步检测。线性度实验表明,其线性拟合相关系数为0.9995。将研制的同步检测仪器对某300 MW四角切圆燃煤锅炉的主燃区的温度场和气氛场进行了现场应用试验。现场测试结果表明,锅炉主燃区温度主要分布范围在1300~1400℃,最高温度达到了1500℃;同时得到了锅炉主燃区的H_(2)S和CO浓度分布,H_(2)S浓度在12~125 mg/m^(3)的范围内波动,而CO浓度主要分布在10%~20%之间,最高可达22%;炉内H_(2)S和CO的浓度呈正相关,氧气浓度保持在1%以下,由于厌氧燃烧会导致两种气体的含量增加,从而造成对水冷壁近壁面的高温腐蚀。

火电厂燃煤产物中关键微量元素富集特征研究

煤系共伴生战略性关键元素可在燃煤产物中富集,研究燃煤产物中关键元素的富集特点可为元素的预富集和提取利用提供依据。以我国东西部不同火电厂燃煤产物为例,采用波长色散荧光光谱仪(AxiosmAX)、电感耦合等离子体质谱仪(iCAP-Qc)测试了燃煤产物中常量元素和关键微量元素的含量,分析了燃煤产物中关键微量元素分布富集的一般性规律。结果表明:①粉煤灰中主要常量元素为Si、Al、Fe,三者氧化物占比达87.79%;微量元素中稀土元素、锂、镓、铀、锗的含量分别为456.95μg/g、163.58μg/g、49.07μg/g、8.67μg/g、4.59μg/g,除铀、锗外均高于世界煤灰平均值。②常量元素中P趋向富集于细灰中,Fe、Ca更易富集于粗灰中;稀土元素分布模式保持一致,且在细灰中的含量高于粗灰,锂、镓、铀、锗均在细粒燃煤产物中更为富集,分异系数分别为1.17、2.45、1.53、2.14。③数理统计分析表明,煤中稀土元素与无机矿物相关,且富集于燃煤产物的非磁性组分中;锂主要与黏土矿物有关,燃烧后主要以LiAlO2的形式存在;镓、铀赋存形式不单一,与黏土矿物有一定的关系;锗与无机相相关性弱,表明其主要与有机质结合。

中国燃煤发电水足迹时空特征研究

中国燃煤发电行业需要消耗大量水资源。基于生命周期方法,建立了中国燃煤发电水足迹评估模型。该模型包括煤炭开采、煤炭加工、煤炭运输、燃煤发电和电力输送五个阶段,水足迹不仅考虑了直接水足迹,还有间接水足迹。基于该模型,定量分析了2000—2020年中国燃煤发电整个生命周期的用水量和废水排放对环境的影响,中国各省份燃煤发电的水足迹以及跨省煤电运输所产生的虚拟水的时空变化特征。结果显示:从时间上看,2000—2020年,中国燃煤发电总水足迹逐年上升,从160亿立方米增加到661亿立方米。单位水足迹处于先上升后下降的趋势,2015年达到最大值15.6 m3/MW·h。期间,灰水足迹占比较大,为76%~83%。整个生命周期中,间接水足迹占总水足迹的36%~45%。从空间上看,2020年,内蒙古、安徽、宁夏、陕西和新疆是主要虚拟水输出省份,而内蒙古、山西、山东和新疆是2000—2020年水足迹增长最多的省份。研究结果以期为我国煤炭和水资源高效利用以及水环境管理提供重要借鉴。

未燃煤粉对高炉炉渣流动性的影响

高炉喷吹煤粉技术是降低炼铁生产成本、优化高炉操作的主要技术手段,在高喷煤比条件下未能在风口回旋区燃尽的残炭颗粒以未燃煤粉形式进入料柱,过多的未燃煤粉会对炉渣性能产生不利影响。为了研究未燃煤粉对高炉炉渣流动性的影响,通过X射线衍射分析、扫描电子显微镜和能谱分析仪等分析手段研究了未燃煤粉在炉渣中的存在状态及对炉渣性能的影响。结果表明,未燃煤粉颗粒呈均匀状分布于炉渣中,添加未燃煤粉前后炉渣黏度与温度的关系均满足阿伦尼乌斯方程,并且黏度值随着温度降低均呈现出增大趋势。随着未燃煤粉固体颗粒质量分数增加,炉渣黏度呈线性增大趋势,并且炉渣中未燃煤粉含量越多,转速对非均相熔体黏度的影响越明显。

大型燃煤锅炉中含Na/Cl/S组分的演变与受热面结渣倾向的数值模拟

提出了一种考虑煤中含Na/S/Cl组分多步释放、气相组分相互作用、气-固反应以及盐蒸气冷凝耦合灰颗粒黏附的结焦模型,以预测炉内受热面气态碱金属组分冷凝行为、受热面结焦风险以及炉膛出口Na/S/Cl组分分布特性。结果表明:炉膛出口气态含Na组分主要以NaO_(2)、NaCl、Na_(2)SO_(4)和NaOH形式存在;最上层燃烧器至分离燃尽风(SOFA)喷口区域、最下层燃烧器至冷灰斗转角区域的水冷壁结焦风险高;炉膛出口区域后屏过热器底部颗粒黏附位置相对集中,炉内辐射式过热器结焦速率远高于气态钠盐冷凝速率,对流受热面颗粒沉积速率约是钠盐蒸气冷凝速率的3~4倍。