典型土耳其煤质对锅炉设计及选型的影响分析

本文从土耳其的电力市场入手,结合土耳其煤质的特点,分析了硬煤和褐煤两种典型的煤质,针对这两种典型的煤质结合实际案例,分别采用煤粉锅炉和循环流化床锅炉技术,并就锅炉设计及选型给出了建议,对国内电力装备企业开拓"一带一路"市场,支持中国产品走出去,具有一定的借鉴意义。     

热媒油炉燃烧器适应性改造

本文从储气库运行过程中表现出乙二醇浓度较低,不能满足正常生产的情况,围绕热媒油炉供热系统供热不足的问题开展分析,通过论证进行燃烧器适应性改造,解决系统供热问题,进而保证脱水装置平稳运行。     

SNCR脱硝技术在液态排渣煤粉工业锅炉中的应用

为了检验选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术在高效低NO_x液态排渣煤粉工业锅炉中的应用效果，本文在一台8.4MW有机热载体锅炉炉膛内开展了SNCR脱硝技术工业化试验研究。选用尿素作为还原剂，搭建了工业化SNCR脱硝试验平台。在10%、15%、20%三种浓度尿素溶液下进行了不同尿素溶液喷射量、不同氧含量、不同锅炉负荷下的SNCR脱硝试验研究。试验结果表明，提出的“低NO_x燃烧+SNCR脱硝”耦合技术方案是可行的，SNCR脱硝效率在80%以上，完全能够达到烟气中NO_x低于50mg/m³的超低排放要求。     

660 MW塔式燃煤锅炉高温再热器管壁超温诊断及运行优化

针对某电厂660 MW塔式燃煤锅炉投产后出现再热蒸汽两侧偏差大、再热器管壁易超温导致额定负荷下的再热蒸汽无法达到设计值的问题,以该电厂1号锅炉为研究对象,通过比较燃烧器摆角整体摆动、单个角摆动和磨煤机组合方式对高温再热器管壁温度的影响特性,摸索出了影响再热器管壁温度的规律,通过对每个角燃烧器摆角区别化设置,基本消除了再热蒸汽两侧偏差和管壁超温的现象,再热蒸汽温度也达到了设计值:660 MW负荷下,在再热器管壁温度不超温的前提下,再热蒸汽两侧的偏差由调整前的8.5℃降低至1.6℃;再热蒸汽温度平均值由608.9℃提升至619.3℃。     

58 MW煤粉工业锅炉空气分级燃烧试验研究

加快推进燃煤工业锅炉环保改造,有效降低煤粉工业锅炉大气污染物排放量,特别是降低NOx排放迫在眉睫。空气分级燃烧技术是一种减排效果显著,改造成本较低的低氮燃烧技术,已在电站锅炉得到成功应用。为考察空气分级燃烧技术在煤粉工业锅炉上应用效果,以煤科院某58 MW煤粉工业锅炉空气分级改造项目为研究对象,通过在侧墙上布置6个火上风喷口,实现空气分级燃烧。通过工程试验,采用特制水冷取样枪以及耐高温烟气分析仪,测量了该锅炉原工况(不采用火上风)与分级燃烧(采用火上风)工况下,炉内3个不同截面(每个截面10个取样点)以及双锥燃烧器内6个测点处烟气温度及烟气组分。结果表明,分级燃烧工况下,双锥燃烧器内在x=0.3 m测点后形成了高温、强还原性气氛,有效抑制了燃烧初始阶段NOx的生成。这是因为分级工况下双锥燃烧器内氧气被迅速消耗,焦炭燃烧反应速率显著下降,焦炭气化反应明显增强,故形成了较强的还原性,有效遏制了NOx的生成。炉内不同截面烟气温度及组成变化规律表明,原工况烟气温度分布整体呈现燃烧器射流中心高、外侧低的趋势,氧含量分布与温度分布趋势相反,而分级工况受双锥燃烧强还原性高速火焰以及火上风喷射的影响,截面温度波动较大,中间截面呈现燃烧器射流中心偏低的现象。分级工况在炉内形成明显的还原区,且表现为燃烧器射流中心CO浓度高、外侧低的现象,有效降低了炉内NOx生成。58 MW煤粉工业锅炉火上风空气分级低氮改造,在双锥燃烧器及炉内创造了合理的贫氧还原区,具有良好的低氮效果。     

煤粉锅炉脱硫系统中除尘器压差过高原因及解决方案

高倍率灰钙循环烟气脱硫技术在神东矿区的煤粉锅炉环保改造项目中已投入建设并成功运行,脱硫率可达95%以上。在NGD系统的运行调试期,布袋除尘器压差的数值及其上升速度均较改造前有大幅提高,影响了锅炉系统的正常运行并降低了布袋除尘器的运行效率。为了解决此问题,先分析滤料透气性降低而导致布袋除尘器压差上升的根本原因,再结合现场调研情况对NGD系统工况下的烟气含湿量、烟气温度、烟气灰浓度、除尘器本体的问题以及上游锅炉系统问题逐一进行对比和分析,并找出问题产生的各主要因素。NGD系统中布袋除尘器差压升高的原因包括多方面,为了使NGD系统的运行更加稳定,需要使除尘器适应NGD系统的工况并对系统中部分设备进行改造。在未来NGD系统的设计中,布袋除尘器需按高浓度烟气设计,且针对煤粉工业锅炉的运行、维护特性应加入对烟气中含水量的监测及对布袋除尘器的相应保护措施。     

煤粉锅炉污染物限值排放综合控制系统研究

燃煤锅炉产生的SO2、NOx是大气污染物的重要组成部分,随着环境形势的日益严峻,国家环保政策对电站锅炉和中小型工业锅炉的污染物排放标准提出了更高要求。煤粉工业锅炉烟气净化系统采用手动调节方式控制,系统惯性大,已不能满足最新环保排放标准。针对这些问题,基于可编程控制器(PLC)和以太网通讯架构,结合神东矿区某煤粉锅炉站限值排放改造工程,设计了集成化的污染物排放控制系统。在分析各系统工艺流程的基础上,分别提出了脱硫、脱硝系统的优化控制策略。脱硫系统基于站内原有NGD系统进行改造,增加了脱硫剂储运设备,在灰钙循环和增湿活化控制的基础上设计了自动脱硫剂补充和调节逻辑。脱硝系统增设了臭氧制备和输送装置,采用SNCR-臭氧协同方式,并设计了串级启动和自动投送控制逻辑。控制系统采取分布式硬件架构部署,采用西门子SIMATIC系列PLC作为主控制器,基于优化的控制逻辑,分别组态脱硫子系统、SNCR子系统及臭氧子系统。通过以太网络构建通讯子网,共享各子系统内部数据,以保证设备之间的安全联锁,以及脱硫、脱硝系统对锅炉负荷情况的跟踪响应,试验结果表明,控制系统能够在起炉后10 min内将SO2浓度控制在100 mg/m^3以内,在锅炉变负荷工况条件下可维持SO2浓度低于设定限值。多台锅炉连续运行时,各炉脱硫剂缓冲仓平均用料周期约为80 min,平均补充周期约为4.5 min,平均等待时间约为7 min,控制逻辑能够保证脱硫剂连续不间断供给。起炉后控制系统依次投入SNCR及臭氧系统,自动调节尿素溶液和臭氧的投加量,能够在20 min内将NOx浓度控制在100 mg/m^3以内。与改造前相比,锅炉站长周期运行时SO2、NOx排放浓度均显著下降,由100~200 mg/m^3降低至50~100 mg/m^3;根据运行期间80 h数据,SO2排放浓度平均值由163.55 mg/m^3降低至72.54 mg/m^3,NOx排放浓度平均值由160.85 mg/m^3降至71.06 mg/m^3,均满足国家与地方的环保排放标准。污染物排放波动性较改造前亦有所降低,SO2浓度标准差由21.04降至18.14,NOx浓度标准差由25.09降至15.84。