氨法烟气脱硫蒸发结晶系统的改进及应用

从硫酸铵结晶原理和结晶生长环境等方面分析了结晶粒度的影响因素,结合蒸发结晶系统装置现状,根据硫酸铵的溶解特性,优化增加辅助加水系统,采取了按照1∶1比例加水置换硫铵液、溶解消除细晶4 h的方法,消除粒度<0.5 mm的粉状结晶体55%~60%,粒度≥1 mm的结晶产品由20%提高至50%以上,同时解决了加热器管程在运行过程中堵塞的问题。

基于混合模型的脱硫废水旁路蒸发系统能耗特性

脱硫废水旁路蒸发系统抽取部分空预器入口热烟气会使锅炉效率降低、煤耗增加。为了实现对抽取热烟气造成能耗增加的精准预测,提出了一种机理模型与人工神经网络有机结合的混合模型预测方法。采集广东某660MW电厂的运行数据作为样本,以空气预热器进口的风温、空气的流量、抽取烟气量、抽取烟气温度、锅炉负荷以及给煤量6个参数作为输入,建立了用于预测经过空气预热器空气换热量的BP神经网络模型,对不同隐含层结构进行模拟计算,分析比较确定了网络的最优结构是6-9-1,最终模型的决定系数R^(2)是0.99478,预测模型的相对误差在1%附近波动,整体预测效果较好。在此基础上结合机理模型,针对机组负荷波动及抽取烟气量波动的典型工况进行了能耗预测,获得了旁路蒸发系统能耗的定性规律。

吸收烟气余热的非共沸混合工质蒸发换热特性

为探讨低温有机朗肯循环系统冷热流体之间的传热特性,以新型二元非共沸混合工质R13I1+R601a为例,建立基于电站锅炉烟气余热吸收的蒸发器换热模型。考虑非共沸工质相变温度的滑移与烟气温度变化的匹配特性,并借助物性计算软件Refprop 8.0考虑温度对非共沸工质物性的影响,分析了不同烟气流量、工质配比条件下蒸发器内的温度及温差分布,以及对过程火用损失的影响。结果显示:通过控制烟气流量可有效避免蒸发器内部温差极值点的出现;同时,研究还发现混合工质R13I1+R601a在0.8/0.2和0.7/0.3两种配比下换热曲线线性度较高,与烟气热源拟合较好,更有利于换热。R601a含量比例在0.2～0.3之间变化时,会出现温差由极大值向极小值转变。通过对混合工质组分更为细化的研究,有望得出更佳配比,进而提高整个有机朗肯循环系统的效率。

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。

1000 MW二次再热机组烟气余热深度利用技术

烟气余热利用是提高燃煤机组发电效率的重要手段。传统的余热利用方案是将受热面布置于空预器后,仅能回收低品位的烟气热量,余热利用效率较低。针对某1000 MW二次再热机组的工程实际,提出3种可行的余热深度利用方案,即两级烟气冷却器+冷风加热器(方案1)、空预器旁路+两级烟气冷却器+冷风加热器(方案2)和空预器旁路+热一次风调温+两级烟气冷却器+冷风加热器(方案3)。为客观评价不同方案的实际效果,采用有限差分法建立四分仓回转式空预器的热力特性计算模型,研究了空预器进口风温、旁路烟气份额变化对锅炉热效率的影响;采用等效焓降法建立汽机热力特性模型,研究了不同热量分配方式对汽轮机热耗率的影响。基于此,建立统一的烟气余热利用经济性评价策略,通过对3种余热利用方案系统特性的研究,结果表明:方案1可在提高锅炉热效率的同时有效降低汽机热耗率,较适合空气预热器热端端差较大锅炉,考虑工程实际,该方案可降低供电煤耗的最大值为1.70 g/kWh;方案2可进一步降低机组煤耗,当空预器旁路烟气份额高于6%时,锅炉效率略有降低,但总体而言,机组供电煤耗随旁路烟气份额的增加而降低,该方案降低供电煤耗的最大值为3.03 g/kWh;方案3可进一步降低机组煤耗,热一次风调温装置较适合制粉系统干燥出力有一定裕度的锅炉,考虑技术经济性,方案3最佳的旁路烟气份额为12%,对应影响机组供电煤耗降低约3.23 g/kWh。综合对比,推荐机组采用方案3。

两级循环蒸发ORC系统深度回收燃煤锅炉烟气余热的研究

针对燃煤锅炉排烟温度低且含有会产生低温腐蚀成分的特点,提出了一种更适合于回收燃煤锅炉排烟余热的两级循环蒸发有机朗肯循环(ORC)系统.以R123为工质,结合国内某燃煤锅炉尾部排烟参数,建立了该两级循环蒸发ORC系统的热力模型和经济模型,并进行计算分析,与传统一级蒸发ORC系统进行比较.结果表明:就热力性能而言,两级循环蒸发ORC系统的净做功量、净回收效率高于一级蒸发ORC系统,相应的换热面积也更大;就经济性而言,两级循环蒸发ORC系统的发电成本高,但设计使用年限内,年均净收益更丰厚,性价比更高.

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。

低温烟气余热蒸发脱硫废水工艺研究及工程应用

低温烟气余热蒸发脱硫废水以其低成本优势引起业内关注。通过工艺研究,确定了该工艺的主要设计参数,浓缩塔内烟气流速为3.5 m/s,浓缩塔蒸发区高度为5.8 m,浓缩塔内设置2层喷淋层,每层喷淋层采用空心锥大流量碳化硅喷嘴。采用CFD软件对浓缩塔进行了流场模拟,采用欧拉法和拉格朗日法分别处理气相和液滴,并且考虑了相间的双向耦合作用。模拟结果显示:浓缩塔的烟气流速、浓缩塔的有效高度、2层喷淋层及喷嘴布置均设计合理;塔内气液相流场分布均匀,具有很高的换热效率。以上述模拟结果和设计为依据,在鄂州电厂三期项目建造了低温烟气余热蒸发脱硫废水示范工程。在运行过程中浓缩液的盐浓度达到了饱和并结晶析出,以Cl^(-)计浓缩倍率达到了15倍;该项目运行已超过5000 h,验证了该脱硫废水零排放技术的工程可行性。

燃煤电厂脱硫废水烟气余热蒸发零排放工程的设计与应用

结合河南焦作某电厂2×350 MW机组脱硫废水烟气余热蒸发零排放工程的设计实例,详细阐述了高效多维极相电絮凝反应器耦合双碱法脱硫废水预处理模块、双膜法高盐水浓缩减量模块,以及浓缩液烟气余热蒸发模块的工艺流程,分析了该工艺运行状况,并核算了该工艺运行成本。结果表明,基于烟气余热蒸发的脱硫废水零排放技术不仅投资与运营成本低,而且可减少脱硫工艺用水,具有广泛的推广应用价值。

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。

基于锅炉烟气余热蒸发脱硫废水零排放技术的应用及探讨

基于锅炉烟气余热蒸发脱硫废水零排放技术利用空气预热器后的锅炉烟气余热对雾化后的脱硫废水进行蒸发处理,水分完全蒸发,废水中污染物结晶固化,固体颗粒随烟气中的飞灰一起被电除尘器收集,从而实现脱硫废水的零排放。结合某电厂脱硫废水零排放工程的理论计算分析、实际应用和运行状况,对该技术路线进行探讨,并提出优化和改进措施。

燃煤机组空气预热器烟气旁路烟水复合余热利用系统节能分析

针对采用锅炉空气预热器进口烟气旁路深度余热利用技术的烟水复合回热系统,以某660 MW超超临界燃煤机组空气预热器进口烟气旁路中布置中低温省煤器为例,采用热平衡方法进行了投中低温省煤器与不投中低温省煤器2种工况对锅炉热效率及汽机热耗影响的试验研究。研究结果表明:投运空气预热器进口烟气旁路系统虽然造成锅炉排烟热损失增大,锅炉热效率降低约0.42%;但利用高品位烟气余热在空气预热器进口烟气旁路系统中加热高压凝结水排挤最后一级高压抽汽,汽轮机热耗降低,机组循环效率提升。工程应用表明,采用空气预热器烟气旁路烟水复合余热利用系统能使机组整体煤耗降低约1.98 g/(kW·h)。

烟气蒸发结晶技术在脱硫废水零排中的应用

为降低石灰石-石膏湿法脱硫废水零排放运行成本、减少蒸汽消耗,根据高温未饱和原烟气的特性,从石灰石-石膏湿法脱硫的原烟气中引出一部分烟气,进入废水蒸发结晶塔,浓缩脱硫废水,使废水中可溶性盐浓缩、结晶,再经中和、沉降、分离出盐,滤液返回蒸发结晶系统,继续循环蒸发。盐主要成分为氯化钙、硫酸钙。经核算该工艺与现有"混凝沉淀预处理+蒸发结晶处理"工艺相比,无需预处理药剂、工艺水、蒸汽,没有特殊的设备,废水可在脱硫内部的循环利用,还具有投资省及运行成本低的特点。

集成旁路烟道技术的高效烟气余热利用系统

通过增设烟气余热利用系统回收电站锅炉尾部的烟气余热,用以替代抽汽加热凝结水,能够增加汽轮机总出功,提高机组效率。应用德国Niederaussem电厂高效烟气余热利用系统旁路烟道的设计思路,针对国内典型百万kW机组提出基于旁路烟道的新型电站锅炉余热利用系统。通过系统集成大幅提高了烟气余热的温度,从而实现了更好的节能效果。案例分析结果显示相对于常规锅炉尾部余热利用系统,基于旁路烟道新型余热利用系统可使机组供电煤耗下降5～6g/(kW.h),梯级利用效率,节能经济优势明显。

烟气余热蒸发浓缩干燥技术在电厂脱硫废水零排放中的应用

针对常规脱硫废水处理方法存在的问题,分析了目前脱硫废水处理技术路线的优缺点,在此基础上提出了烟气余热蒸发浓缩干燥脱硫废水零排放处理技术,并对该技术进行了性能分析,为电厂的脱硫废水零排放提供了参考。

燃煤电厂末端废水低温烟气余热浓缩-主烟道蒸发干燥系统运行特性研究

某燃煤电厂335MW机组采用低温烟气余热浓缩-主烟道蒸发干燥工艺处理末端废水。对该工艺系统开展运行特性研究,研究结果表明在80%及以上负荷下低温烟气浓缩塔废水处理量在10 m^(3)/h以上(浓水水量不超过1 m^(3)/h),主烟道蒸发装置处理废水量达到1.5 m^(3)/h。系统各项运行指标满足设计要求,能实现末端废水浓缩减量及零排放目标。但系统存在末端废水含盐量未在线检测、低温烟气浓缩塔的浓缩倍率未实现优化控制、低负荷下废水处理量受限制、粉煤灰中氯含量不易控制等问题,值得进一步研究改进。

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。

燃煤发电机组烟气余热回收系统优化与经济性分析

燃煤发电机组普遍存在着排烟温度过高的问题,为了降低排烟温度,回收烟气余热,烟气余热回收系统得到了广泛应用。以某国产典型660 MW机组为案例,设计了采用旁路烟道的烟气余热回收系统,建立了系统的热经济性与技术经济性分析模型,并针对系统的主要参数进行了优化。分析了不同参数下系统的热经济性指标,并对系统的技术经济性进行了计算。计算结果表明:采用旁路烟道的烟气余热回收系统的标准煤耗率降低了2.98 g/(kW·h),当机组在50%热耗率验收(THA)工况下运行时,系统的标准煤耗率降低了2.06 g/(kW·h)。系统总投资为981.8万元,年节煤净收益为812.7万元,系统投资回收期为1.21 a,在工程上具有可行性。

脱硫废水高温烟气蒸发过程中氯盐和铵盐的分解

为实现脱硫废水零排放,脱硫废水高温烟气蒸发结晶技术逐渐发展起来,脱硫废水蒸发过程中结晶盐的高温分解可能是制约蒸发技术进一步推广应用的关键问题。介绍了火力发电厂脱硫废水的特点及蒸发结晶过程中盐分的稳定性,重点介绍了水合氯化镁的几种热分解机理。综合分析表明,在旁路高温烟气蒸发处理过程中,氯化镁和铵盐可热分解,分别产生氯化氢气体和氨气,将会引起后续脱硫废水排放量增加、烟囱出口氨浓度升高。最后讨论了旁路高温烟气蒸发系统引起电厂粉煤灰的质量降低等问题。

两种不同烟气余热利用方式对机组效率的影响浅析

电站燃煤锅炉排烟损失较大,热量利用潜力巨大。针对某350MW超临界机组,为充分利用烟气余热,利用非金属换热元件将烟气温度降至烟气酸露点以下。本文分析了新型余热利用系统的特点,即通过低温省煤器和暖风器,利用热媒水为中间介质,实现空气预热器出口烟气加热冷一、二次风,旁通一部分进入预热器的烟气加热电站回热系统中的给水及凝结水。对比传统烟气直接加热凝结水的烟气余热利用系统,可以看出新型余热利用系统节省了高能级汽轮机抽汽,机组做功能力提高,机组节能效益更加明显。