600 MW CFB锅炉大气污染物超低排放改造技术研究

为改造环流化床(CFB)电厂在实施锅炉大气污染物超低排放能科学选择方案,选取某厂600 MW CFB锅炉为研究对象,从技术分析、投资、运行费用等方面,对不同脱硝、脱硫、除尘工艺的改造方案进行研究比较。选取最优方案:新增SNCR脱硝工艺,按入口NO_x质量浓度160 mg/m~3、脱硝效率大于68. 75%设计;保留炉内喷钙脱硫系统,新增炉外半干法脱硫工艺,按FGD入口质量浓度3000 mg/m~3、脱硫效率98. 84%设计,按炉内脱硫效率80%运行;拆除现有电袋复合除尘器袋区,保留电除尘器,新增高效布袋除尘器,按烟尘原始质量浓度56. 60 g/m~3、总体除尘效率大于99. 991%设计,为相关的600 MW CFB锅炉改造提供一定参考。     

2×300MW机组两炉一塔湿法烟气脱硫系统分析及建议

介绍了某电厂2×300 MW机组2炉1塔石灰石/石膏湿法烟气脱硫(FGD)系统FGD主保护、增压风机并联运行、增压风机出口汇合烟道及烟气泄漏等问题,分析了影响FGD系统投运率的因素。从FGD系统运行、维护和投运率等角度考虑,建议2×300 MW机组在场地布置允许的条件下采取1炉1塔的布置模式。     

保德神东2×480t/h CFB锅炉炉内脱硫系统改造

分析了保德神东发电有限责任公司2×480t/h CFB锅炉SO2排放不达标的原因,研究了该锅炉入炉煤质和石灰石特性,制定并完成了炉内脱硫系统改造.系统改造后经山西省环境监测中心站监测表明:两台锅炉炉内脱硫效率均达到90%以上,SO2排放浓度均在100 mg/Nm3(O2=6.0%)以下,满足国家环保要求.     

脱硫鼓泡塔pH值及液位对脱硫效率提升的试验研究

为了研究pH值、鼓泡塔液位对脱硫效率提升的贡献趋势,在台山电厂4号机组（600 MW）开展了脱硫鼓泡塔液位和pH值提升脱硫效率试验。根据pH值提升试验结果,总结出在600 MW负荷下,鼓泡塔液位稳定在220 mm左右,当pH值不断提高（从4.6到5.6）时,脱硫效率从93.78%提高到96.78%,SO2排放质量浓度从119 mg/m3（干态,6%O2）,降低到31 mg/m3（干态,6%O2）,脱硫效率提升效果明显;另外,根据鼓泡塔液位提升试验结果,负荷保持在600 MW以上,pH值稳定在4.6左右,当鼓泡塔液位不断提升（从210 mm到330 mm）时,脱硫效率从94.41%提高到96.81%,SO2排放质量浓度从107 mg/m3降低到44 mg/m3,脱硫效率提升效果弱于pH值的影响。从而得出,pH值变化对脱硫效率提升的贡献比液位变化的影响大。     

330MW机组脱硫系统串联塔改造

为解决合山公司2×330MW机组原脱硫系统设计燃煤硫含量偏低,难以采购到符合要求的燃煤的问题,有必要对脱硫系统进行改造。根据合山公司的具体情况,选择并实施了国内第一个采用串联吸收塔运行的脱硫系统增容改造方式,该改造工程于2011年完成并投入运行。运行结果表明,脱硫系统FGD入口SO2浓度由改造前的6800mg／m^3提高到14000mg／m^3以上,而出121S02浓度由1200mg／m^3降低到400mg／m^3以下,SO2年排放量减少2000t左右,取得较好的经济效益及环境效益。     

火电厂烟气脱硫增压风机降速消裕节能改造分析与实践

针对火力发电厂烟气脱硫增压风机裕量过大,运行效率偏低,造成电能严重浪费的现象,以华电卓资热电厂4×200 MW机组1号FGD增压风机为例,提出了保留原电动机的转速作为高速档,再增加一个低速档,即改造为双速电动机的降速消裕改造方案,并对改造后风机的经济效益进行了分析,改造后风机全压效率由37.8％提高到83％,节能效果显著.     

三炉一塔湿法脱硫烟气系统改造应用

结合山东某热电厂3×75 t/h循环流化床锅炉三炉一塔石灰—石膏湿法烟气脱硫工程实例,针对系统初步运行阶段,2台锅炉或3台锅炉同时进烟气至脱硫系统时,出现炉膛正压,锅炉需降负荷运行的问题,通过对烟气系统阻力及脱硫系统进烟方式的分析,查出问题产生的根源为脱硫塔进口烟道设计不合理,导致2股或3股烟气碰撞,形成烟气对流,降低了气体分子的运动速度和动压,造成系统总阻力增大,以致现有引风机全压不能克服系统总阻力。在脱硫塔进口烟道中增加隔板,改造为3台锅炉分别通过各自独立烟道进脱硫塔的进烟方式,避免了烟气碰撞形成对流,系统总阻力增大的现象,改造后系统达到了正常运行状态,问题得到解决,可为今后同类三炉一塔烟气脱硫工程脱硫塔进口烟道设计提供参考。     

1000MW机组脱硫吸收塔劣质浆液的处理

正1脱硫系统简介河南平顶山发电公司2×1000MW超超临界火力发电机组,采用石灰石—石膏法、一炉一塔脱硫装置,无烟气换热器(GGH)。吸收塔为喷淋塔,设4层浆液喷淋层及4台浆液循环泵,设计脱硫效率大于95%。石灰石—石膏法烟气脱硫系统(FGD)设计入口烟气量为938.6Nm3/s。吸收塔总高度为37.62m,浆池容积为2410m3,吸收塔pH计采     

广东省首台超洁净排放燃煤机组现场测试分析

对广州华润热电有限公司1号机组超洁净排放改造后的烟气脱硫(flue gas desulfurization,FGD)系统、湿式静电除尘器(wet electrostatic precipitator,WESP)和选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)系统进行了性能考核试验,介绍了各系统的试验方法,对试验数据进行了分析。得出结论:FGD系统的脱硫效率达99%以上,烟囱SO2排放量在35 mg/m~3以下;WESP的除尘效率为89.09%,烟囱粉尘排放量在5 mg/m~3以下;SCR系统的脱硝率达到90%以上,NOx排放量在50 mg/m~3以下。各系统均满足超洁净排放的要求。     

高浓度SO_2石灰石-石膏湿法脱硫系统升级改造及应用

结合攀枝花某企业回转窑烟气石灰石-石膏湿法脱硫系统升级改造工程实例,针对原系统脱硫效率低、除雾器结垢、堵塞频繁、出口烟气"石膏雨"现象严重及循环氧化池沉积物多等问题,提出相应改造方案。改造后的脱硫系统脱硫效率可达98.5%~99%,出口烟气雾滴含量仅为58 mg/Nm3,低于75mg/Nm3的排放限值,"石膏雨"现象消除;系统连续运行3个月,除雾器没有出现结垢、堵塞,循环氧化池沉积物大大减少。改造系统取得较好的使用效果,为今后同类脱硫系统升级改造提供参考。     

一起锅炉熄火事故的原因分析及处理

大唐淮北发电厂8号炉是由东方锅炉厂设计制造的DG670/13.7-20型燃煤锅炉,属于超高压、中间再热、自然循环汽包炉。与8号炉相对应的670 t/h锅炉烟气脱硫工程,为一炉配一塔设置,采用奥地利AE&E公司石灰石-石膏湿法脱硫技术,设计范围内,全烟气脱硫效率不低于95%。8号炉的     

600MW超临界锅炉FGD系统取消烟气旁路的改造

某发电公司根据国家环保政策新变化,果断决策取消1号600 MW超临界机组烟气脱硫装置FGD系统烟气旁路,对FGD系统烟气旁路实施了封堵。从机务系统、电气和热控逻辑3方面做了修改和完善优化。实践证明该项改造是成功的,取得了满意的效果。     

湿法脱硫系统取消旁路烟道的技术经济性分析

叙述了国内外取消湿法烟气脱硫(FGD)旁路烟道现状,分析了影响取消FGD旁路烟道的因素,并提出了取消FGD旁路烟道的技术方案.对2×300 MW、2×600 MW、2×1 000 MW机组的脱硫装置进行的经济性分析表明:单塔技术和双塔技术取消旁路烟道脱硫装置将增加投资3%～10 9/5和10%～15%,双塔技术方案比单塔技术方案投资约增加5%;3个电厂取消旁路烟道后的运行电耗分别可以降低150万kw·h、250万kW·h和325万kW·h,节约脱硫运行成本45万元、75万元和98万元,而且维护费用也可大幅度降低.     

江苏省电力科学研究院化环室协助电厂进行电除尘器故障诊断

由于近年来电厂燃煤灰分较大且煤质下降,导致电除尘器的效率下降,因此新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)已经实施,即到2005年1月1日Ⅰ时段电除尘器烟尘排放浓度允许值为300mg/Nm3,到2010年1月1日Ⅰ时段电除尘器烟尘排放浓度允许值为200mg/Nm3。根据以上情况,江苏省电力科学研究院化环室积极主动协助电厂利用机组大修机会对电除尘器进行故障诊断,并提出可行性改造建议。目前,已完成谏壁发电厂9、10号机组和徐州发电厂5号炉除尘器大修故障诊断及改造可行性情况工作;正在进行扬州电厂4、5号炉和谏壁发电厂8号炉除尘器大修故障…     

二炉一塔配置脱硫系统运行控制特点

二炉一塔配置脱硫工艺烟气系统设备多、系统复杂、阻力大、能耗高。单台炉引风机与增压风机串联运行,两炉的增压风机并联运行,这种联合运行方式使得脱硫烟气系统启、停操作复杂,旁路挡板的开、关相互影响,对炉膛负压干扰大,运行调节控制要求高。介绍了运行操作控制要点、注意事项。分析了常见故障如增压风机振动、GGH堵塞、除雾器结垢、吸收塔浆液品质恶化、脱硫效率下降、石膏品质差等,有脱硫内部原因、外部原因,也有运行、维护、管理不善等问题。     

小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造试验

小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造已经成为当前进一步推动工业源超低排放改造的重要对象。本文针对某台75 t/h循环流化床锅炉展开脱硝系统运行情况诊断、升级改造,并对脱硝系统实现超低排放的性能进行测试。结果表明:该锅炉测试过程中NOx原始生成质量浓度约210~270 mg/m3,脱硝系统升级改造后,无炉内脱硫工况下,尿素喷射量增大至89 L/h（质量分数40%,下同）时,NOx排放质量浓度下降至28.7 mg/m3,炉内脱硫工况下,尿素喷射量增大至95.2 L/h时,NOx排放质量浓度下降至48.10 mg/m3;原选择性非催化还原（SNCR）脱硝系统效率较低,仅为22.29%~64.46%,改造后的SNCR脱硝系统在无炉内脱硫工况下脱硝效率达到了约90%,炉内脱硫工况下脱硝效率最高近77.5%;SNCR脱硝系统提效改造技术路线对小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造效果较好,但应尽量减少炉内脱硫工艺的影响。本研究对全国小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造具有重要的借鉴意义。     

石灰石-石膏法串联脱硫塔系统

燃用高硫煤的机组,采用单塔脱硫系统时的脱硫效率仅为90%~95%。为满足烟气排放的新标准,石灰石-石膏法串联脱硫塔系统逐渐被采用。本文介绍了石灰石-石膏法脱硫技术的发展历程以及串联脱硫塔系统与单脱硫塔的不同,分析了pH值、一级塔效率、烟气流速、液气比和浆池容积等因素对串联脱硫塔系统设计与运行的影响。同时提出以下建议:对于燃用高硫煤锅炉的脱硫系统一级塔的脱硫效率宜取70%~80%,对于燃用中高硫煤锅炉的脱硫系统一级塔的脱硫效率宜取80%~90%;一级塔烟气流速取4.0~4.5m/s,二级塔烟气流速应低于3.6m/s;一、二级脱硫塔液气比的选择要考虑到低pH值的影响,其中二级塔的液气比取5~10L/m3较经济合理。     

四塔合一式脱硫除尘设施在600 MW机组中的应用

某600MW机组烟气污染物超低排放改造工程采用“烟塔合一”技术,将脱硫塔、湿式电除尘器、烟囱一并布置在间接空气冷却塔内（简称四塔合一）。介绍该超低排放改造方案;采用有限元分析方法并结合工程改造经验,在结构计算及分析基础上对四塔合一布置方案进行优选;比较三塔合一与四塔合一方案的技术经济性,比较四塔合一方案中不同布置方案和不同支撑方式的技术经济性。选取将脱硫塔、湿式电除尘器、烟囱三者竖向一体布置方案,对原有脱硫塔进行加固,特别介绍超限高温电梯设计原则与方法。改造工程实施后的运行结果表明,环保设施运行稳定,机组在高中低3种负荷及3种煤质情况下,SO₂排放质量浓度平均值约9 mg/m³,烟尘排放质量浓度平均值约3.38 mg/m³,节能及环保效益显著。     

2×700 MW燃煤电厂湿法脱硫系统水氯平衡测试与优化

以某2×700 MW燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫系统(FGD)为研究对象,对周期内FGD系统的用水、排水量进行了测试,并对水中Cl^-含量进行检测,分析Cl^-在FGD系统内部的流转情况,结果表明：在2台机组稳定运行条件下,FGD系统总取水量与总用水、耗水量基本平衡,FGD系统Cl^-输入输出量基本平衡,不平衡率均小于5%。后续通过对石膏脱水系统进行改造,有效降低了吸收塔浆液中Cl^-浓度,提升石膏品质,提高脱硫废水处理效率。该研究可以为燃煤电厂进行节水优化和脱硫系统降氯改造提供参考。     

超临界循环流化床锅炉提高炉内脱硫效率的试验研究

某电厂装机两台350MW循环流化床锅炉机组,机组脱硫工艺为炉内干法脱硫搭配炉外烟气半干法脱硫。由于燃用高挥发分煤质,兼顾防磨防爆要求,机组习惯性运行方式导致锅炉效率偏低于设计值,且炉内外脱硫石灰石和消石灰用量偏大,炉内脱硫效率偏低等问题。本文通过优化实验调整方法,对该厂#1锅炉炉内脱硫效率影响因素进行试验分析和研究,结果证明在炉内钙硫比值低于2.96时,提高钙硫比,能够有效提升炉内脱硫效率,钙硫比优化值临界值为2.96。验证了提高床压至5.0~5.5kPa,增加一次风量至300~350KNm^3/h,使得脱硫效率由71.49%提高91.3%,且锅炉石灰石投用量由17.8t/h降低至10.6t/h,达到了机组设计条件的要求。文章进一步分析了锅炉炉内脱硫运行调整的制约性因素,为今后类似锅炉脱硫形式的设备运行优化及改造提供可供借鉴的依据。