脱硫废水膜浓缩-旁路烟气蒸发零排放处理系统设计及应用

为解决现有脱硫废水零排放工艺投资运行费用高、结晶固体盐难以处置等问题,本文提出了“预处理-膜浓缩-旁路烟气蒸发”零排放处理系统,在山东某火力发电厂完成了系统的工程设计和建设,并进行了调试运行和试验。结果表明:“一体式软化澄清-机械过滤-超滤”预处理工艺保证了高压反渗透的正常运行,澄清器出水ρ(Ca^2+)<50 mg/L,ρ(Mg^2+)<100 mg/L,过滤器产水浊度为0.2~0.4 NTU,超滤产水浊度平均为0.05 NTU;高压反渗透在回收率为40%工况条件下,脱盐率约为99%,运行压力、压差无明显上升,产水电导率为0.40~0.55 mS/cm;旋转和两相流雾化蒸发器合计平均喷水量约为4.0 m^3/h,烟气流通正常,脱硫废水雾滴完全蒸干,自动化程度高;该零排放处理系统可实现单台350 MW机组脱硫废水零排放,应用前景良好。

燃煤电厂旁路烟气干燥塔控制技术开发

以浙江两电厂为研究对象,分析了旁路烟气干燥脱硫废水零排放技术的控制难点,以不影响粉煤灰质量为目标,建立了多参数控制模型,在考虑烟气酸露点情况下确定最低烟气温度、最大脱硫废水处理量;同时基于能量平衡的精确控制技术和基于关键参数的软测量模型的互为备用,实现了脱硫废水的高效、低能耗干燥。台州第二发电厂脱硫水质控制限制的计算表明,粉煤灰可用作普通混凝土添加剂;长兴电厂脱硫废水干燥塔在旁路烟气挡板门全开的情况下,烟气入口温度357℃,脱硫废水质量流量达到4200 kg/h时,出口温度仍有117℃;而在深度调峰工况,烟气入口温度下降到280℃时,出口温度高于110℃的下线预警值时,系统出力为1750 kg/h,实验结果与基于能量平衡算法的理论预期基本一致。

空气预热器旁路烟气余热利用系统热力特性数值模拟

燃煤电站锅炉普遍存在排烟温度高、排烟热损失大的问题。本文根据能量梯级利用的原则,以某超临界600 MW机组为例,采用商业软件EBSILON建立了包含锅炉、汽轮机和发电机的完整系统模型,并在此模型基础上对常规低压省煤器系统和空气预热器旁路烟气余热利用系统进行了热力特性数值模拟。结果表明:空气预热器旁路烟气余热利用系统可提高烟气余热的利用能级,实现能量的梯级利用,其节能效果约为常规低压省煤器系统的2倍;空气预热器旁路烟气余热利用系统更适用于热一次风干燥能力较大的机组。

300MW火力发电厂脱硫（FGD）旁路烟气档板改造

阐述300MW火力发电厂脱硫（FGD）旁路烟气档板取消的改造方案，研究改造后对机组安全可靠运行的影响及采取的技术对策。

旁路烟气蒸发技术在火电厂脱硫废水的应用

针对脱硫废水水质特点和传统处理工艺的不足,可通过废水预处理、浓缩减量和固化处理实现脱硫废水零排放。论述对比了各种末端固化处理工艺,指出旁路烟气蒸发技术无需预处理、抽取热烟气量5%以内无需设置浓缩减量装置,为实现脱硫废水零排放的首选工艺。并以广东某电厂为工程案例,对该工艺的系统设计、核心设备、运行控制等关键点进行了阐述。

SCR脱硝高温烟气旁路改造探析

本文以某电厂600MW机组SCR脱硝系统为研究对象,应用数值模拟的方法,计算分析了加装烟气旁路前、后,SCR脱硝系统内流场、温度场、浓度场,研究了旁路烟气对脱硝特性的影响,可为SCR运行优化和旁路改造方案制定提供指导。

基于多管多点混合的烟气旁路升温技术优化研究

为改善火电机组低负荷下温度降低导致脱硝效率下降的情况,以某350 MW超临界机组锅炉主烟道为研究对象,提出多管多点的混合方案,通过数值模拟验证其热混合效果,并将其应用于工业生产中。结果表明:所提方案有效改善了原本单股射流热混合后烟道内纵向温度分布不均的问题,增设主烟道挡板门后,进一步消除因流量分布不均引起的水平温度偏差;3种方案的温度分布不均匀系数从0.502降至0.138,降幅达到72.51%;所提方案可实现高低温烟气混合温度均匀分布;在40%负荷下,优化后的方案可使SCR入口烟气升温26.3 K,有效解决了低负荷下SCR入口烟气温度过低而导致的污染物排放超标问题。

采用烟气旁路的燃煤机组脱硝系统变负荷过程的经济性分析

设置省煤器烟气旁路系统是提高燃煤机组脱硝系统入口烟气温度、实现全工况脱硝的有效途径。为分析燃煤机组频繁变负荷过程的脱硝经济性,本研究建立了某660 MW超超临界燃煤发电机组动态模型及SCR脱硝系统动态模型,研究了燃煤机组在50%~100%THA升负荷过程的尿素成本、NO_(x)排放环境成本和燃煤成本。结果表明:在变负荷过程中开启省煤器烟气旁路挡板时,燃煤成本的变化最大,总成本有一定的增加;在50%~75%THA升负荷过程中,烟气旁路挡板开度分别为5%和10%时,燃煤成本分别增加了600元和1200元,尿素成本分别减少了442.48元和554.89元,而NO_(x)排放环境成本变化较小,仅为62.22元和63.19元;在75%~100%THA升负荷过程中,燃煤成本分别增加了1800元和2300元,而尿素成本和NO_(x)排放环境成本的变化量较小,因此不建议开启烟气旁路挡板。

700MW机组全负荷脱硝烟气旁路系统数值模拟研究

随着国家环保部门对燃煤电厂的新环保政策出台,要求机组在任何工况下都必须达标排放。以目前火电市场现状,常态化的低负荷运行对脱硝达标排放的影响最大。这主要由于脱硝系统受烟气温度条件的限制与SCR催化剂技术工艺特点的影响,在烟气温度较低时无法正常投运。因此针对燃煤机组全负荷脱硝的改造迫在眉睫。文中以660 MW机组全负荷脱硝的烟气旁路系统为例进行数值模拟研究,分析研究工程改造的可行性及对设备运行性能的影响,为全负荷脱硝的烟气旁路方案设计提供技术指导。

1036MW超超临界机组海水脱硫系统取消旁路烟气挡板的实施经验

随着国家节能减排政策的全面落实,要求火电企业逐步拆除已建脱硫设施的旁路烟道。介绍了海水脱硫技术在华能海门电厂超超临界燃煤机组中的成功应用经验,并针对该系统取消旁路烟气挡板存在的实际问题进行分析,认为此项改造的核心问题是控制吸收塔进口烟气温度和防止烟气换热/加热器(gas-gas heater,GGH)、吸收塔发生堵塞,只有实现了这些目标才能确保脱硫系统各项排放指标合格和系统安全运行。在此基础上提出了一系列预控措施和优化技术。

省煤器烟气旁路在SCR烟气脱硝系统中的应用

由于机组低负荷运行时,选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统的入口烟气温度低于最低喷氨温度,会导致SCR系统无法喷氨运行。为此,需设置省煤器烟气旁路。以某火电厂600MW机组SCR系统为例,通过数值模拟的方法得到最佳省煤器烟气旁路方案,即将省煤器旁路入口设于喷氨格栅前,将部分接口伸入进口烟道内,加深高温烟气进入SCR系统水平烟道的射入距离,有利于高温烟气和低温烟气迅速混合。该方案实施后,第1层催化剂入口截面上烟气平均温度为319℃,烟气温度分布的最大偏差为2.4%,满足最低喷氨温度要求。

国华三河电厂脱硫装置取消烟气旁路技术

三河发电厂二期工程是国内第1个脱硫装置取消烟气旁路、采用"烟塔合一"新技术的电厂,为自主开发的脱硫核心技术。分析了脱硫装置取消烟气旁路后,对脱硫系统设计和设备运行影响的各种因素,提出了解决对策。在机组启停、事故工况时,锅炉烟气仍将进入吸收塔,经脱硫处理后通过烟塔(冷却塔)排入大气,减少了对大气的污染,同时也杜绝了机组运行中擅自停运脱硫装置的可能,为环保实时监控提供技术保障。

火电厂湿法烟气脱硫取消旁路烟道可行性分析与探讨

为进一步控制火力发电厂SO2的排放,研究湿法烟气脱硫取消旁路烟道的可行性非常必要,但取消旁路烟道会产生相应一系列问题。从湿法烟气脱硫系统的设计、施工、调试、运行以及检修等方面重点就取消旁路烟道的可行性进行了分析,包括取消旁路烟道对脱硫系统的设计、设备选型、材料选择、运行控制、污染物排放的影响,对基建投资和运行费用的影响以及需要采取的改进措施等,提出个人看法供参考。

SCR脱硝低负荷投运烟气调温旁路改造设计

燃煤电厂低负荷运行时SCR脱硝装置入口烟温常达不到要求,某些电厂采用旁路提温方法予以解决,却出现调温旁路提温效果欠佳和烟温偏差较大的问题。以A电厂某330 MW机组为例,在现场勘察基础上采用数值模拟方法,找出问题所在:(1)旁路烟道结构不合理,未考虑原烟道结构缺陷;(2)旁路烟道未设置导流元件;(3)旁路接入位置不合理;(4)旁路接入烟道深度不足。在总结脱硝调温旁路烟道设计和运行要点基础上,采用数值模拟手段对B电厂某330 MW机组类似改造进行了优化设计,并开展现场试验,对烟气提温效果进行评估。结果表明:B电厂烟气旁路提温改造效果显著且烟温偏差较小。

脱硫烟气旁路取消后的相关研究

为进一步控制火力发电厂SO2的排放,进行湿法烟气脱硫(FGD)取消旁路后的研究非常必要。从脱硫系统的设备改造、运行技术以及逻辑变更等方面进行研究分析,提出个人看法供参考。

贾汪PFBC中试电站烟气旁路减温减压装置研究设计及应用

贾汪 PFBC- CC燃煤联合循环发电中试电站的烟气旁路系统是机组启动或烟气轮机甩负荷和发生故障时高温高压烟气的安全通道 ,旁路中的减温减压装置是其关键设备。文章对旁路烟道的减温减压装置进行了专门设计 ,采用新颖的高速文丘里雾化冷却器和小孔节流降压消音器相结合的方法 ,实现了不同工况下高温高压含尘烟气的减温减压排放。中试电站调试运行结果证明该减温减压装置系统结构紧凑 ,运行可靠 ,经济合理。

1000MW机组锅炉烟气余热利用空气预热器烟气旁路方案关键技术问题研究

针对百万机组锅炉的烟气余热利用,采用空气预热器烟气旁路方案,并对烟气旁路分流量、分段烟气温度、冷风加热温度、给水和凝结水介质温度、低温省煤器布置等5项关键技术进行了分析,提出了应对措施。结合某1 000 MW燃煤机组,采用空气预热器烟气旁路方案,对锅炉的烟气余热利用系统进行了优化,使得机组供电煤耗降低2.9g/(kW·h),节能效果显著。

无旁路湿法烟气脱硫系统的调试技术

总结了无旁路湿法石灰石-石膏烟气脱硫(fluegas desulfurization,FGD)系统调试技术。根据锅炉调试的不同阶段,相应地采用浆液置换法、加碱法、低pH值法、加石膏晶种以及低石膏旋流器入口压力、吸收塔液位等运行技术;采取调整和优化锅炉燃烧技术及低硫煤、尽早断油投入电除尘器等措施来保证机组和FGD系统安全、可靠投入正常运行。

1000 MW机组锅炉空气预热器旁路余热利用系统节能效果分析

目前,国内电站燃煤锅炉常用烟气余热利用技术中,主要典型系统有烟气冷却器系统、水媒式烟气-烟气冷却器(MGGH)系统、冷风加热器+烟气冷却器系统、冷风加热器+空气预热器旁路系统4种。本文重点分析了冷风加热器+空气预热器旁路系统及冷风加热器+烟气冷却器系统对锅炉入炉热量及锅炉热效率的影响,并分别从烟气侧与空气侧计算了其影响程度,在此基础上,对上述2种烟气余热利用系统的综合节能效果进行了对比计算。结果表明:冷风加热器+空气预热器旁路系统并非节能效果最优,在各种工况下,其节能效果均小于冷风加热器+烟气冷却器系统;在额定负荷设计工况下,冷风加热器+空气预热器旁路系统节能效果比冷风加热器+烟气冷却器系统低0.797 g/(kW·h)。其原因是该系统将可用于锅炉的能量品位最高的热量用于烟气余热利用系统,违反了能量梯级利用原则。

烟气旁路实现百万等级超超临界锅炉宽负荷脱硝的应用

根据国家最新的环保要求,在投运锅炉面临着更宽负荷下的脱硝设备投运的需求。以国投天津北疆电厂为案例,介绍了烟气旁路作为一种实现更宽负荷下脱硝设备投运解决方案的应用及实际效果,为今后在役电厂实施宽负荷脱硝改造提供了可供选择的方案和参考依据。