亚临界锅炉热水再循环系统提升SCR入口烟温的技术实践

宁海电厂4^(#)机组深度调峰期间,脱硝装置入口烟温偏低,无法满足脱硝装置投运要求。为响应国家提出的火电机组深度调峰的号召与要求,浙江宁海发电厂4^(#)机组进行基于热水再循环系统应用的全负荷脱硝改造,提高脱硝入口烟气温度,保证SCR系统在并网及以上负荷的正常投运。

高压锅炉供水除氧防腐蚀剂XC-1

所报道的除氧防腐蚀剂XC 1,可用于压力 6 .5MPa以上 ,不能使用亚硫酸钠的蒸汽锅炉除氧。它以亚硫酸铵为主剂 ,复配以挥发性胺、成膜性胺、乳化剂等助剂 ,可迅速除氧并调节供水和蒸汽的pH值 ,防止高温腐蚀。探讨了亚硫酸铵的除氧机理及两种胺的作用。在室内考察了不同加量的XC 1对胜利现河 3号锅炉注汽转化水的除氧率 (煮沸 10分钟 ) ,加量 2 7mg/L时除氧率 98% ,加量 30mg/L时除氧率 10 0 %。在现河 3号锅炉上进行了连续 96h的现场试验 ,XC 1在热力除氧器换热器前加入 ,除氧温度 10 4℃ ,每 8h加药一次 ,加药量由 2 5mg/L增加到 30mg/L。当加量为 2 7mg/L时锅炉供水含氧量在 0 .1mg/L以下 ,考虑到除氧温度、压力可能波动 ,加量确定为 2 8mg/L ,这时供水含氧量 0 .0 0 3～ 0 .0 0 4mg/L ,过剩SO2 -3 含量在 1.6～ 3.6mg/L范围 ,锅炉进口供水pH值平均为 8.4,出口湿蒸汽 pH值平均为 10 .0 3。

“双碳”目标下燃煤机组深度调峰问题研究

在“双碳”目标下,燃煤机组必须配合非化石能源机组进行深度调峰,在此过程中存在热电解耦难、汽轮机末级叶片水蚀、锅炉稳燃性差、选择性还原脱硝入口烟温低、直流炉水动力特性差、锅炉积灰、协调控制品质差等问题。综合当前既有研究与运行实践经验,认为:切除低压缸运行与电热锅炉技术可实现不同程度的解耦,燃烧器改造可从本质上提升锅炉稳定性,零号高压加热器技术可有效提高脱硝入口烟温,提高末级叶片材质可防止水蚀,零号高压加热器、高位燃烧器、烟气再循环等措施有助于改善水动力特性差问题,增加声波吹灰器可有效消除烟道积灰,系统逻辑优化可提高协调控制品质。此外,深度调峰期间仍需对其他问题进行研究,例如锅炉氧化皮脱落、锅炉6大风机安全裕量小、高低压加热器疏水逐级自流等,以提升燃煤机组深度调峰的灵活性,保证机组的安全、经济运行。