管式GGH蒸汽吹灰器改造数值模拟及工程验证

蒸汽吹灰器在燃煤电站锅炉的应用非常广泛,但由于蒸汽温度高、动量大,加上有时因过热度不足或疏水不充分使吹灰射流带水,因此对受热面热冲击较大,常发生吹损管壁等事故。对此,本文以浙江某电厂660 MW机组锅炉管式GGH烟气冷却器吹灰系统为研究对象,提出了将吹灰工质改为1.2 MPa压缩空气,并将喷嘴改为内径为14 mm的文丘里缩放喷嘴的改造方案。数值模拟结果表明,采用喉口直径为14 mm的文丘里喷嘴时,压缩空气射流刚性很强,最高速度为2.1马赫,有效吹灰距离可以达到改造前的80%。从实际运行数据看,采用压缩空气吹灰的换热器模块阻力小于蒸汽吹灰的模块阻力,吹灰系统运行良好,未再发生管壁吹损问题。

燃煤发电厂烟气超低排放管式GGH控制模式研究

为解决回转式GGH漏风率较高的问题,诸多燃煤发电厂在烟气超低排放改造中增设了管式GGH系统,由于管式GGH系统应用较少,缺少运行控制经验。介绍了管式GGH系统组成,在机组启动、运行和停运阶段的控制模式和主要控制回路。管式GGH系统投运结果表明,烟气冷却器出口温度均能控制在92℃左右,系统运行良好。

超低排放燃煤机组管式GGH吹灰系统改造技术研究

本文以浙江温州某电厂660MW超低排放机组管式GGH烟气冷却器的吹灰系统为研究对象,将部分模块的吹灰工质改为压缩空气,进行对比试验。改造后通过实测,发现蒸汽吹灰会导致烟气中的湿度明显升高,而压缩空气吹灰不存在该问题,烟气湿度反而略降低。在吹灰频次相同的情况下运行一年后,采用压缩空气吹灰的模块比采用蒸汽吹灰的模块,烟气阻力降低20~70 Pa,换热器温降提高1~2℃,换热管积灰也相对较少,说明压缩空气吹灰效果较好。

管式GGH烟气冷却器的系统辨识及仿真研究

利用MATLAB中系统辨识工具箱对超低排放系统下的管式GGH中烟气冷却器及相关进水调节阀系统进行系统辨识,通过比较不同结构模型的拟合度得到最优模型。使用得到的模型进行系统仿真,通过比较系统在常规PID控制与使用了Smith预估的PID控制下的表现,讨论在该系统中使用Smith预估补偿控制的可行性。

管式GGH振动原因分析及对策

随着管式GGH在超低排放改造中的大量应用,设计时容易忽视管束的共振,对某厂600 MW机组的管式GGH振动进行分析计算,判别为卡曼涡街与声波引起的共振,通过对腔室加装隔板,有效地消除了换热器的振动。

燃煤电厂超低排放系统能耗关键因素分析

以东南沿海某660 MW超临界燃煤机组为研究对象,分析其超低排放系统改造前后各环保设备的厂用电率变化、烟道阻力变化、管式GGH(气-气再热器)辅助蒸汽消耗情况,得出:管式GGH的辅助蒸汽消耗使供电煤耗增加1.38 g/kWh,是影响超低排放系统能耗的关键因素。根据管式GGH的运行数据分析了辅助蒸汽消耗的原因是烟气冷却器和再热器的热量不平衡,提出了管式GGH热媒水旁路节能方案,可降低供电煤耗约0.16 g/kWh。

660MW机组超低排放技术选择及应用

分析了某电厂3×660 MW机组改造前环保设备的运行状况和污染物排放情况,比较超低改造的技术路线:脱硫吸收塔喷淋优化,加装气流均布托盘,并在塔壁加装性能增强环;原2级除雾器改造为三级屋脊式高效除雾器;拆除了漏风率较大的回转式烟气加热器(Gas Gas Heater,GGH),采用了无泄漏的管式GGH;SCR系统增加一层新催化剂(备用层)并更换了2层旧催化剂;烟尘超低排放改造采用了电袋复合技术、湿法脱硫协同除尘。实际运行结果表明,综合改造后SO2、NOx及烟尘排放均满足超低排放要求,为同类型火电厂超低排放改造提供参考借鉴。