燃煤电站锅炉掺氨燃烧系统安全风险识别及防控机制

燃煤电站锅炉掺氨清洁高效燃烧技术选择绿氨替代部分燃煤,可协同解决新能源消纳储能与保留存量煤电的双重难题,是一条能够统筹协调诸多目标、达到稳步有序推进能源绿色低碳转型与发展的可行性路线。但鉴于零碳氨燃料的燃烧特性及危险化学品属性,如何确保大容量燃煤电站锅炉掺氨燃烧系统与设备的安全可靠是关系其未来能否推广应用的核心议题。依托大容量燃煤锅炉掺氨燃烧验证实际工程,通过归纳分析,梳理出锅炉掺氨后燃烧存在的安全风险点,分别从锅炉掺氨状态切换调节、燃烧稳定性、污染物超标、与锅炉原设备兼容匹配、氨腐蚀及泄漏等方面进行全要素分类辨识;并基于理论研究及中试验证结果,对风险发生概率进行安全评估。提出一套完整的燃煤电站锅炉掺氨燃烧系统安全风险防控机制,指出通过研制适配性氨煤混燃低氮燃烧关键掺氨设备、设计合理掺氨燃烧系统及构建逻辑保护等预警控制,能有效规避大容量燃煤电站锅炉掺氨燃烧存在的风险,为燃煤电站锅炉掺氨清洁高效燃烧未来推广提供了安全保障。

燃煤电厂锅炉机组掺烧污泥的数值模拟与工程应用研究进展与展望

随着我国经济快速发展及城镇化进度不断加快,污泥产量也在与日俱增,燃煤电厂锅炉机组掺烧污泥能够快速减量的同时做到无害化处理,是目前具有广泛应用前景的污泥处理方法.综述了基于燃煤锅炉机组掺烧污泥的数值模拟研究现状,发现目前已开展的数值模拟研究中,针对含水率较高的污泥应采用涡耗散模型进行气相湍流燃烧模拟以进一步提升模拟精度;现有数值模拟中普遍采用未考虑灰层阻力的焦炭燃烧模型,造成飞灰含碳量的模拟结果与工程实际中存在一定的误差,基于改进的焦炭燃烧模型对燃煤锅炉掺烧污泥进行掺混比进一步精确研究是未来的重要研究方向;针对污泥掺烧给燃煤锅炉带来的问题,开展燃烧调整数值模拟以优化掺混污泥后的炉内燃烧工况也是未来的热点研究方向.

垃圾与煤、秸秆混燃锅炉污染物排放优化

依据山西省某垃圾混燃电厂现场运行数据,建立了垃圾与煤、秸秆混燃锅炉污染物排放过程模型,验证表明模型能够较好地模拟混燃锅炉污染物排放过程。拟合了混燃过程烟气污染物排放多目标优化函数,优化计算得到Pareto最优解集。依据混燃温度在850～900℃时二噁英可被有效分解的工程条件,进一步从Pareto最优解集中选取了污染物排放值能够满足工程要求的锅炉混燃运行工况有效解子集,该子集表明当温度大于850℃时,随煤掺混量适当增加及温度升高,锅炉侧出口二噁英排放值已显著降低,最小值达0.012 8 ngTEQ/m3,远优于烟气最终允许排放国家标准值1.0 ngTEQ/m3及现场烟气经净化处理后测试值0.026 ngTEQ/m3,且其他污染物排放值也远低于现场锅炉侧出口实际测试值。

掺混方式下混煤粒径分布对燃烧特性影响

火电厂不同煤种掺混方式分为先掺混后磨制(磨前掺混)和先磨制后掺混(磨后掺混)2种。为研究不同掺混方式下混煤的粒径分布及其对燃烧特性的影响,在相同磨制条件下,对4种煤样(龙坪无烟煤、万柳烟煤以及二者在不同掺混方式下掺混的混煤)进行制备,利用激光粒径分析仪及热重分析仪,对各煤样进行粒度测定及燃烧特性分析。结果表明,磨前掺混制得的煤粉粒度分布和燃烧特性均与万柳烟煤相似,小颗粒煤粉含量较多;磨后掺混制得的煤粉粒度分布和燃烧特性均与龙坪无烟煤相似,大颗粒煤粉含量较多;磨前掺混制得的煤粉着火特性、稳燃特性、燃尽特性和综合燃烧特性均优于磨后掺混制得的煤粉。

低热值煤资源现状与循环流化床发电应用分析

通过对我国低热值煤资源的现状分析认为,燃烧发电是实现煤矸石、煤泥等低热值煤燃料大规模资源化利用的主要途径,而循环流化床燃烧发电技术则是其中的最佳方案。探讨了循环流化床锅炉在燃烧低热值煤燃料时的关键设计以及污染物控制等问题,为实现在更大范围内对低热值煤资源的清洁高效利用提供方向。分析了发展低热值煤循环流化床燃烧发电的重要意义和发展前景,并提出了相关意见和建议。

循环流化床锅炉大比例掺烧煤泥试验研究

以内蒙古京泰发电有限责任公司1089 t/h循环流化床锅炉机组为研究对象,进行了大比例掺烧高热值煤泥运行试验。在相同负荷工况下,通过改变煤泥掺烧比例,分析各工况掺烧煤泥对循环流化床锅炉运行参数及经济性的影响。试验发现:掺烧煤泥比例由0升至60%时,锅炉排烟温度升高了8℃,虽然厂用电率增加了0.65%、效率降低8%(由91.68%降至90.88%,仍高于设计值90%),但由于燃料成本的大幅降低,电厂的综合经济效益显著提高。

W火焰锅炉低负荷条件下掺烧煤泥的数值模拟

随着煤炭洗选工业的快速发展,其工艺产生的废弃物——煤泥的产量明显上升,而将煤泥掺混到燃煤锅炉中进行燃烧是实现煤泥资源化处置的有效手段之一。通过现场试验与数值模拟相结合的方法,对一台W火焰锅炉在低负荷条件下无烟煤掺烧煤泥的燃烧特性进行了研究,分析了掺烧不同比例(0%、5%、10%、15%、20%、25%)煤泥炉内燃烧及排放特性。结果显示,当煤泥掺烧比例小于20%时,炉内温度水平降低,飞灰含碳量上升,NO_x排放下降;当煤泥掺混比例大于20%时,高挥发分的煤泥提前燃烧对无烟煤后期燃烧产生较大的负面影响,使得无烟煤的燃烧和燃尽过程有所推迟,且混煤燃烧不充分,NO_x排放上升。

1025t/h锅炉燃用混煤的改造及燃烧调试

对某1 025 t/h锅炉进行了下部一次风喷口燃用无烟煤,并加设卫燃带,上部一次风喷口燃用劣质烟煤或贫煤的改造,解决了锅炉燃烧效率较低,燃烧稳定性差等问题。并通过全面的燃烧调整试验,确定了最佳运行方式,运行状况得到了明显的改善。

1000MW机组神华煤掺烧霍林河褐煤的试验研究

在某电厂1 000MW机组上进行了神华煤与霍林河褐煤掺烧试验,研究了褐煤掺烧比例对磨煤机最大出力、机组最大出力和机组性能的影响,在最佳褐煤掺烧比例下进行了燃烧优化试验并提出了掺烧褐煤后产生的问题及解决措施.结果表明:随着褐煤掺烧比例的增大,磨煤机最大出力逐渐降低;当褐煤掺烧比例大于40%时,机组最大出力将受到明显影响;在目前设备条件下,褐煤最佳掺烧比例为30%.在最佳褐煤掺烧比例下,额定负荷时省煤器最佳出口氧量偏置为+0.4,最佳燃尽风挡板开度偏置为-10%.通过燃烧调整,基本上解决了掺烧褐煤后炉膛结焦问题,锅炉效率提高了0.07%,NOx排放质量浓度为293.2mg/m3.

煤泥干燥与泵送技术对煤泥燃烧发电的影响

阐述了煤泥干燥脱水与煤泥管道泵送2种煤泥处理技术的优缺点,对比分析2种工艺对煤泥燃烧发电的影响,得出煤泥干燥后与原煤掺混入炉燃烧的处理方式不适用于煤泥综合利用电厂,而煤泥管道泵送技术是发展煤泥燃烧发电的必要环节,且日趋向大容量循环流化床锅炉大比例掺烧煤泥方向发展。

新型电力系统规划下燃煤电厂锅炉机组的发展

我国新型电力系统规划下,新型清洁发电机组装机容量不断增加,其随机性、间歇性和不稳定性的发电特点使得燃煤发电需要承担电网的调峰重任。在未来相当长的一段时间里,燃煤发电仍将是我国的主要发电方式,为进一步减少煤炭消耗且实现城市污泥的快速减容,燃煤电厂污泥掺烧得到了快速发展和重点关注。基于以上两点,对新型电力系统规划下燃煤电厂深度调峰与污泥掺烧的发展进行综述,研究发现:深度调峰是新型电力系统规划下燃煤电厂的重要发展方向,我国已投产燃煤锅炉机组的原设计均未考虑长期处于深度调峰工况下运行,因此燃煤锅炉深度调峰改造困难较大,应通过数值模拟与工程试验相结合的方法对锅炉机组开展灵活性改造;燃煤电厂污泥掺烧可以实现污泥减容及提升发电经济性,也是新型电力系统规划下燃煤电厂的重要发展方向,燃煤锅炉掺烧质量分数不大于10%的污泥不会干扰锅炉机组的正常运行,且对锅炉机组整体NO排放具有抑制作用。

生物质燃煤耦合发电技术应用现状及未来趋势

国务院"十三五"提出控制温室气体排放目标后,如何较大幅度地降低CO2排放成为燃煤电厂面临的巨大挑战之一。按照现有的煤电技术,仅通过提高煤电效率降低煤耗和CO2排放强度是非常困难的。燃煤电厂采用生物质与煤电耦合发电技术,是当前最可行的降低碳排放的措施。文章针对生物质替代煤炭发电应用的现状,介绍了现阶段燃煤耦合生物质发电的几种方式,及其在现有电厂中的应用情况,并简要分析其优缺点。结合耦合技术自身特性、经济成本及中国国情,提出生物质气化耦合发电是未来的发展趋势。

集成煤泥干燥的掺烧发电系统热力学-技术经济性分析

为了提高煤泥的综合利用效率,在煤泥掺烧发电系统的基础上耦合煤泥干燥技术,分别构建了集成煤泥蒸汽/空气干燥的掺烧发电系统,基于热力学基本定律和技术经济基本理论,建立了系统热经济性和技术经济性分析模型,以某660 MW燃煤机组为例开展了系统能量分析、㶲分析及技术经济性分析。结果表明:集成煤泥蒸汽/空气干燥的掺烧发电系统在煤泥掺混比为25%~90%时的节煤量分别为2.07~9.44 g/(kW·h)和1.19~5.43 g/(kW·h),其节能本质为煤泥炉前脱水过程中低品位能量代替高品位能量作为热源,降低了燃烧过程㶲耗散和排烟㶲损失;系统投资回收期分别为5.0 a和3.1 a, 20 a内净现值最大分别为694.1万元和540.5万元;从热力学/技术经济性角度(电站剩余寿命小于8.9 a)来看,集成煤泥蒸汽/空气干燥的掺烧发电系统性能更优。

煤种掺烧对燃煤机组脱硫系统运行经济性分析

为满足烟气超低排放改造要求,对660 MW燃煤机组脱硫系统进行增容提效改造。在经济煤种掺烧条件下,通过改变负荷、入炉煤硫分的脱硫耦合试验分析了机组脱硫系统运行的经济性,建立了基于脱硫绩效、脱硫费率、时均脱硫费用的计算模型,分析了脱硫系统运行费用和潜能。结果表明:在机组100%负荷运行并满足超低排放要求的条件下,脱硫系统所能承受的最大原烟气SO_(2)含量为2320 mg/Nm^(3),折算入炉煤含硫量为1.1%;当入炉煤硫分大于0.85%后,时均运行费率急剧增大;当入炉煤硫分增大到1.1%以上时,系统各设备全出力运行,缺少冗余,可靠性变差;当入炉煤硫分为0.66%~0.85%时,脱硫系统具有较好的经济性和可靠性。

基于改进TOPSIS法的火电厂混煤掺烧方案选择

为了使发电成本降低,当今火电厂大多都采用混煤掺烧的技术,如何确定合理的掺烧比例是发电行业亟待解决的问题之一。提出一种改进TOPSIS法的混煤掺烧方案选择方法,分析灰分、挥发分、着火温度、灰熔点、发热量和成本6个性能指标,采用粒子群优化算法来确定各个指标的权重,综合考量了8种预选方案的经济收益和社会效益,从中选择出最合适的配比方案。

红柳洗煤厂煤泥特性与产品结构研究

全粒级入选的重介分选工艺适合红柳洗煤厂的原煤性质和产品质量要求,但产生了大量难以销售和利用的高灰、低发热量煤泥,导致煤炭资源浪费,且污染厂区环境。通过煤泥浮选试验发现,该洗煤厂Ad为39.30%、Qnet,ar为10.88 MJ/kg的高灰煤泥浮选后,可获得Ad为15.58%、γ为57.61%、Qnet,ar为18.31 MJ/kg的浮选精煤,Ec可达80.12%,商品煤产率提高10.63个百分点。浮选精煤掺入末煤产品后,综合末煤产品的发热量达到20.55 MJ/kg,满足"神宁一号"动力煤的质量要求。该洗煤厂煤泥浮选后,不但可以使煤炭资源得到充分利用,而且能够改善产品结构,对于经济效益、社会效益及环境效益的提升具有重要作用。

NH_(3)对煤物理吸氧影响规律的量子化学研究

为探究矿井中NH_(3)对煤吸附氧气的影响,通过建立吸附性能显著的含氮活性基团煤分子片段模型,运用量子化学包含色散矫正的密度泛函理论方法(DFT-D3)研究了煤分子分别与NH_(3)和O_(2)之间单独吸附的微观机理以及NH_(3)和O_(2)在煤表面共存条件下的相互依存关系。结果表明:煤对O_(2)的物理吸附性小于NH_(3),煤与O_(2)分子的吸附位置主要集中在—NH2侧链,煤的自燃氧化过程主要发生在—NH2侧链;煤与NH_(3)和O_(2)发生混合吸附时,NH_(3)和O_(2)分子在煤表面的吸附存在相互促进的作用,且NH_(3)对煤分子吸附O_(2)的促进作用要强于O_(2)对煤分子吸附NH_(3)的促进作用;当煤表面吸附NH_(3)与O_(2)的分子数之比为1~3时,NH_(3)对煤吸附O_(2)的促进作用随着O_(2)分子数目的增加而不断增强;矿井中NH_(3)的存在会促进煤对O_(2)的吸附,加速煤的自燃氧化进程,进而影响电厂烟气抑制煤自燃的效果,因此,对于通入采空区的电厂烟气需有效控制烟气中氨气的含量。

优化煤泥掺配 强化稳定燃烧

目前煤炭价格不断上涨,火电行业经营压力巨大,现阶段火电厂掺烧煤泥等劣质煤是降低燃料成本、缓解经营压力的好方法。本文主要探讨了煤泥掺烧对锅炉制粉系统运行及燃烧稳定的影响,针对煤泥的特点所采取的输配管理原则和配烧方案,对锅炉燃烧方式进行完善并采取强化燃烧的一些具体措施进行详细探讨,在实际运行中取得了良好效果。

吸收式热泵耦合带式干化在热电厂煤泥掺烧上的应用分析

热电厂煤泥掺烧机组利用吸收式热泵耦合带式干化技术,不仅可对污泥进行无害化处置,同时回收利用污泥干化及电厂焚烧余热废热,减少环境热污染,提高能源利用率。

大屯热电厂原料煤掺配工程方案设想

循环流化床锅炉掺烧煤泥是处理煤泥等低质煤的有效手段之一,为了解决大屯热电厂燃煤供应中存在的环保风险及运输成本增高等问题,大屯热电厂急需建设与生产能力配套、高效环保、安全可靠的原料煤掺配工程。结合大屯热电厂的煤源、煤质、机组耗煤量、燃料运输等介绍其现有输煤系统,从厂区总平面布置、工艺选择、主设备技术条件、工艺布置、经济效益预测等构建大屯热电厂原料煤掺配工程方案设想,并从煤泥的掺烧方式、煤泥掺烧对循环流化床锅炉的影响、煤的干燥方法、工艺流程等方面重点阐述工艺选择。由分析表明,大屯热电厂原料煤掺配工程拟选用煤泥干燥后进行掺烧的方式并以自有蒸汽作为热源,煤泥和洗混煤采用旋翼式强制流态化干燥,干燥后与混煤进行配煤,接入大屯热电厂现有筛碎系统。大屯热电厂原料煤掺配工程的建设基于“五型”新大屯的发展愿景和目标,是上海能源公司转型发展期重点建设项目,可体现电力整合带来的新效应。原料煤掺配工程的建设有利于提高资源利用效率,减轻矿区生态环境污染,提高燃煤供应的可靠性,降低燃料成本及增加热电厂经济效益。