1000MW机组深度调峰锅炉全负荷脱硝优化改造技术研究

以某1000 MW机组SCR脱硝系统为研究对象,为了适应机组深度调峰,机组并网运行后即投脱硝的要求,SCR系统需进行优化改造提升脱硝系统进口烟气温度。机组并网负荷约150 MW,结合机组并网后运行特性,烟气温度最低点出现在锅炉干湿态转换时,即250 MW负荷点附近。结合煤中的硫分和水分,机组负荷降低至25%THA工况左右时,为了满足脱硝系统能够正常运行,脱硝入口烟气温度需提高约27℃,从技术安全性、可靠性和经济性等方面分析比较省煤器烟气旁路、省煤器分级、省煤器给水旁路、省煤器热水再循环和省煤器复合热水再循环等提升脱硝系统进口烟气温度技术,确定省煤器复合热水再循环为最佳改造方案。     

600 MW亚临界机组省煤器热水再循环宽负荷脱硝改造分析

为解决火电机组深度调峰时选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂入口烟温低,不能满足脱硝催化剂要求的问题,内蒙古京隆发电有限责任公司1号机组采用省煤器热水再循环方法提高SCR脱硝入口烟温。结果表明,采用该方法可以提高省煤器入口水温60～70℃、SCR入口烟温30～50℃,实现20%额定负荷时SCR催化剂入口烟温的需求,同时也对改造存在的汽包水位控制和再热汽温等问题进行梳理,为同类型机组改造提供参考。     

600MW超临界锅炉最低稳燃负荷探讨

对华夏阳西电厂1号机组低负荷断油稳燃能力进行分析.通过低负荷断油稳燃试验,探讨满足安全要求情况下机组的断油稳燃最低负荷.试验表明当机组最低断油稳燃负荷达到250 MW时,在此工况下可以安全稳定的运行.这对机组安全参与电网调峰有重要参考意义.     

电站锅炉低负荷SCR脱硝技术研究

针对燃煤电站锅炉低负荷运行过程中省煤器出口烟温过低、无法满足SCR(选择性催化还原)反应器投运温度要求的问题,对各项低负荷SCR脱硝技术进行了研究,分析了各技术的可行性及优缺点,从而为工程设计提供参考和借鉴。     

宽负荷SCR脱硝系统的全负荷拓展技术探索

为了实现选择性催化还原(SCR)脱硝系统全负荷运行,减少环境污染,机组启动过程中使用宽负荷SCR脱硝系统进行全负荷脱硝系统试验:通过锅水循环泵(简称锅水泵)流量调节阀和锅水泵出水调节阀控制省煤器再循环流量,同时通过省煤器水旁路调节阀控制省煤器旁路流量,在保证设备、系统安全的前提下,减少了启动过程中省煤器的吸热量,提高了SCR脱硝反应器入口烟温,使得并网前SCR脱硝反应器入口烟温达到脱硝催化剂最低温度要求,从而投入SCR脱硝系统运行。     

某2×210 MW机组锅炉脱硝系统改造

对某电厂2×210 MW机组锅炉采用LNB+ SCR联合脱硝技术进行了脱硝系统改造,其中SCR工艺采用高灰型布置,反应器入、出口不增设灰斗,选择蜂窝式催化剂,按“2+1”模式布置,增设蒸汽吹灰器和声波吹灰器,以液氨作为还原剂.由于燃用的煤种含硫量较低,原空气预热器换热管管径较大,因此空气预热器不做改造;但必须对引风机进行改造,以满足新系统要求.     

燃煤发电机组实现全工况脱硝运行的改造策略

针对日趋突出的环境污染问题及越来越严格的大气排放标准,控制燃煤发电厂氮氧化物的排放总量成为锅炉环保技术发展的方向。通过对现有脱硝技术现状及存在问题的分析,对燃煤发电机组脱硝系统实现全工况运行的5种改造策略,即:两段式省煤器设计、九级加热器、加装省煤器烟气侧旁路及给水侧旁和V-Temp省煤器的技术要点进行了对比分析,为新建和已投运机组采用何种改造策略提供参考。     

一种电站锅炉全负荷脱硝综合优化技术

根据电站锅炉设备固有特点,通过采取优化磨煤机启动,优化尾部烟道烟气挡板调整,优化汽温控制、提高给水温度,优化炉水循环泵运行,优化电站锅炉湿态转干态前后的操作等综合优化技术,提高脱硝入口烟温,不需进行设备改造,即可实现电站锅炉全负荷脱硝。此综合优化技术的实施,可节约技改费用,避免出现加装省煤器烟道旁路时因挡板不严将造成排烟温度升高、锅炉效率降低的问题,同时避免出现设置省煤器给水旁路时容易出现省煤器内工质沸腾工况而影响机组安全运行的问题。此综合优化技术可为同类型机组实现全负荷脱硝提供借鉴。     

1000MW塔式锅炉全负荷脱硝技术研究与应用

国内尚无超超临界机组实现在网运行期间选择性催化还原（SCR）系统全程不间断运行的改造案例。本文以某超超临界1 000 MW机组塔式锅炉为研究对象,结合塔式锅炉省煤器布置特点,利用大容量高、低压串联旁路系统设计的有利条件,提出了采用省煤器水旁路和热水再循环的组合方案,满足了全负荷段实现NOx超低排放的要求。在此基础上,提出了该方案在深度调峰、机组启动和滑参数停机3个典型工况下控制策略,为同类型机组全负荷脱硝的设计改造和控制优化提供借鉴。     

600MW超临界锅炉调试要点分析

针对600MW超临界锅炉的特点,对锅炉冷态通风及动力场、冷热态冲洗、吹管、干态/湿态转变、启动系统、给水和蒸汽温度、主保护等调试工作中应重点注意的问题进行分析,为同类型机组的设计、设备选型、调试提供参考。     

600MW机组超临界锅炉的效率分析

对600 MW机组超临界锅炉系统进行了能量平衡分析,分别采用了热平衡和平衡的分析方法,全面地反映电站锅炉的各种损失以及产生部位。电站锅炉的热效率大约93.2%,而效率仅为56.1%,锅炉效率大大低于热效率,其原因在于存在大量的不可逆内部损失,其中燃烧损失和传热损失占很大部分。文章对减少损失提出了一些想法,对燃烧损失希望通过直接改进燃烧过程来改善。对传热损失提出采用非共沸混合工质。而对排烟所带走的大量热量,希望通过结合吸收式热泵系统,充分利用烟气余热。     

超临界600 MW机组不能带满负荷的原因分析

贵港电厂2号机组（超临界600MW）在调试过程中．出现机组无法带满负荷的现象。为查找原因．从数字式电液（DEH）调节系统的控制逻辑、汽轮机调门的流量特性和阀门活动过程等方面进行了分析．并通过阀门在线活动试验．最终确定了机组故障原因是左侧主蒸汽门堵塞或开度很少致使其通流量很小。解体检查发现左侧主蒸汽门阀蝶螺纹衬套脱开,无法带动主阀。重新装配主蒸汽门后．机组试运行正常。     

600MW超临界机组锅炉燃烧调整试验研究

介绍了某电厂600MW超临界机组锅炉燃烧调整试验.分析了该厂燃料特性与锅炉燃烧恶化的关系.找出了制粉系统投运方式对锅炉飞灰、大渣含碳量的影响.对锅炉烟气温度偏差进行了调整,并做出了氧量及二次风箱压力对锅炉效率影响曲线,给出了以600MW负荷下最佳氧量及二次风箱压力.     

微油点火在600MW超临界压力锅炉上的应用

阐述了微油点火系统的工作原理、改造方法及运行情况,并重点介绍了微油点火技术在600 MW超临界压力锅炉上的应用,并进行了经济性分析。     

南热600MW超临界机组回转式空气预热器改造

南热2×600 MW超临界机组自投运以来排烟温度一直居高不下。分析了1号机组空气预热器进、出口运行参数,指出空气预热器的传热效果较低是其主要原因,综合比较了3种改造方案,最终采取方案一,即更换热端传热元件板型对空气预热器进行了改造。运行结果表明,锅炉排烟温度降低约10℃,提高了传热效果和锅炉效率。     

国产300MW和600MW电站锅炉可靠性研究

简要介绍了国产３００ ＭＷ 和６００ ＭＷ 电站锅炉可靠性研究技术及其对于电站锅炉安全、经济运行的影响,介绍了国内开展此项研究的情况。     

FAU-800型火焰检测器在600 MW超临界直流炉上的应用

介绍了锅炉炉膛安全监控系统中FAU-800型火焰检测器的构成及原理,分析了装置在运行中运行特性及存在的问题,为改进和完善装置性能,提出几点建议。     

600MW超临界单元机组负荷管理控制策略及试验研究

为了提高600 MW超临界机组带变负荷能力和协调机组内外矛盾,在超临界机组中采用单元机组负荷管理控制策略。该负荷控制中心根据实际运行情况,将机组的外部负荷需求处理成幅值大小和变化率都能为机组接受的机组实际负荷指令。同时进行了AGC、RB和负荷变动三组试验。通过试验曲线和数据表明该策略可以提高超临界单元机组带变动负荷的能力,迅速满足电网的负荷要求,提高了机组的热效率。