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第五届发电厂锅炉优化改造与配煤掺烧技术经验交流研讨会

第五届发电厂锅炉优化改造与配煤掺烧技术经验交流研讨会

  • 召开年：2015
  • 召开地：济南
  • 出版时间： 2015-04-14

主办单位：中国电机工程学会热电专业委员会

会议文集：第五届发电厂锅炉优化改造与配煤掺烧技术经验交流研讨会论文集

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  • 摘要：华润电力(兴宁)有限公司装机容量为2台135MW机组,制粉系统为中储式制粉系统.2012年掺烧褐煤以通过运行控制、提升检修管理,制粉系统保持安全运行,通过电厂技术人员的努力,目前褐煤掺烧幅度达35％以上,取得了较好的经济效益.掺烧的褐煤，其特点是易燃、灰熔点温度偏低、水分大，为了预防事故的发生，通过几年的摸索对褐煤掺配做了一些详细的规定。本文介绍了燃料上煤及混配煤的要求，重点对制粉系统防爆措施详细介绍。包括运行措施，检修措施，异常处理原则，粉仓防爆措施。 入炉已大量掺烧高挥发份褐煤，在广大技术人员的努力下，摸索了一套防止制粉系统爆破的技术措施，并在实践中不断改进提高，自掺烧高挥发份褐煤以来，由于组织得当，制粉系统至今未发生爆破事故，锅炉经济性大大提高，达到了预期的效果。
  • 摘要：为了适应环保要求降低锅炉烟气NOx排放量,对两台670T锅炉进行了低氮燃烧器改造,通过低氮燃烧脱硝并结合烟气脱硝,实现了烟气NOx排放达标要求.但改造后也暴露出飞灰含碳量大,主、再热汽温偏高,减温水投入大、锅炉燃烧效率下降、烟气脱硝氨气消耗量大等一系列问题,本文就脱硝改造后发生的影响锅炉燃烧效率、氨气消耗量偏大等问题进行分析,结合机组运行状况,从运行调整方面提出改进措施,保证锅炉安全经济运行.rn 加强锅炉燃烧调整，合理配风达到既降低NOx生成又保证煤粉炉内完全燃烧。同层燃烧器配风合理，保证煤粉完全燃烧，根据旋流喷燃器对冲布置的特点。提高燃尽风压，增加燃尽风气流刚度，确保燃尽风能有效射人炉膛烟气与烟气很好混合。由于二次风箱压力低，燃尽风压低，燃尽风射流穿透力不足，降低了燃尽风混合燃烧能力，其燃尽作用大幅下降，氧量、排烟量相应增大。所以在保证燃烧稳定情况下尽可能提高二次风压，增加燃尽风穿透力，提高炉内煤粉完全燃烧程度，降低飞灰含碳量。rn 根据设备改造后运行状况的变化，为降低排烟温度，减少主、再热蒸汽减温水使用量，建议进行局部受力面改造置换，适当减少低温过热器受热面，合理增大省煤器受热面。一方面降低过热汽温度，减少减温水量投人，另一方面提高给水温度。由于省煤器受热面的增加，给水吸热增大，排烟温度下降。给水温度的提高使炉膛吸热减小，燃料消耗减少，提高机组运行经济性。rn 通过锅炉运行中的合理配风，使炉膛燃烧过程中的NOx生成明显降低，相同运行工况下，脱硝反应器入口NOx含量下降，脱硝氨气消耗量减少。结合机组负荷变化情况合理调节风粉配比和锅炉送风，在保证燃烧的前提下，满足了低氮缺氧燃烧要求，既抑制了燃烧过程中NOx的生成，也保证了煤粉完全燃烧，使锅炉不完全燃烧热损失明显下降，提高了锅炉燃烧效率。
  • 摘要：某发电厂五期2x300MW二台燃煤机组锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的型号为HG-1025/17.55-YM15的亚临界参数汽包炉，采用控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式。二台锅炉NOX排放浓度较高，平均为540mg/m3左右。锅炉燃煤燃烧过程中排放的NOx气体是危害大，且较难处理的大气污染物，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一。为满足国家环保规定的电站锅炉氮氧化物排放≤100mg/Nm3的标准，该发电厂对二台燃煤机组同时进行了低氮燃烧器与烟气脱硝改造工程设计与应用。介绍低氮燃烧器及尿素热解制氨SCR烟气脱硝脱技术在某发电厂的联合改造与应用情况,经过二台300MW机组的改造运行实践表明,低氮燃烧器与SCR脱硝系统运行基本稳定、安全、投运率较高,各项指标能满足环保要求.低氮燃烧器运行工况良好;尿素热解制氨系统运行稳定、安全，投用率高，各项指标基本能满足SCR脱硝技术的要求。
  • 摘要：常规设计大功率的机械动设备配备的高压电动机额定功率有较大的裕度,甚至出现“大马拉小车”的现象.因电动机转速恒定,系统在不同工况只能靠机械设备阀门或风门调节出力,必会产生较大的能耗;工频直接启动运行容易发生电动机、机械设备损坏、损失电能;势必降低企业的安全经济效益.采用高压变频器供电可精准对机械设备变频调速、实现节能降耗的目的.rn 我国在电力方面重点推广的节能技术之一的高压大功率变频调速系统(以下简称INVERT)技术，对于节能方面有着明显的效果。我国高压电动机总容量在1.5亿千瓦以上，大部分为风机泵类负载，这些电动机大都由6kV/l0kV电源驱动，它们大多工作在高能耗、低效率状态。覆盖电力、石油、化工、冶金等大中型企业，其耗电量占全国总用电量的25%左右。而水泵和风机的一个特点是负载转矩与转速的平方成正比，轴功率与转速的立方成正比。如可根据所需的出力智能自动调节转速，就可获得很好的节电效果。以下是南海发电一厂300MW机组凝结水泵高压变频器供电的节能改造分析。rn 高压变频技术成熟，变频器的变频调速与机组系统配套的智能自动调节控制性能好、并较容易实现。特别是变频器在大型火力发电厂汽机、锅炉给水泵、凝结水泵、送风机、引风机等大容量高压设备上节能改造应用已起到低降厂用电率、节能降耗的显著效果，提高了电厂的经济效益。变频器节能应用得到了国家节能新政策的支持、鼓励、推广。
  • 摘要：随着火电厂节能减排、降本增效工作的深人开展，通过技术优化将锅炉引风机拖动方式由电动改为汽动已成为当前各大电厂的改造热点。引风机改为小汽轮机驱动后，将面临引风机并列是采用变转速并列还是变静叶并列的问题。rn 本文通过对引风机结构及其性能曲线的分析，分别讨论了调节静叶并列和调节转速并列这两种不同操作策略的各自特点及其优缺点。总结了两种并列方式的优缺点及注意事项.调整转速并列风机时，风机性能曲线只是发生平移而未发生形态上的改变，即使风机处于低负荷区段，也不易进人失速区。而调整静叶并列风机时，在风机低负荷区段，风机性能曲线在形态上会发生很大的变化，比较容易进入不稳定区域，引起失速抢风。调整转速并列风机时，系统阻力特性曲线基本不会发生变化，且不同转速下的风机特性相似，系统变化量小，影响因素较少。而调整静叶并列风机时，系统阻力特性曲线随之发生变化，且风机性能曲线也随之改变，系统变化量多，风机并列操作较为复杂。
  • 摘要：随着国家对火力发电厂大气污染物排放控制的标准越来越高，紧邻北京的三河电厂，硫氮等污染物排放控制要求更为严格，要求NOx排放浓度必须低于100mg/Nm3。炉内低氮燃烧技术基本运行成本低，改造起来对机组影响小，但此方法脱硝效率低，对煤种的适应性也较差，无法达到本工程80%脱硝效率的要求，故需配合其他脱硝技术使用。SCR技术脱硝效率高，对煤种适应性好。目前比较主流和经济的降低NOx排放的方法是炉内低氮燃烧配合SCR脱硝技术。rn　　本文介绍了燃料燃烧过程中NOx的生成原理及控制技术,并以三河发电厂一期2#炉为例，详细阐述了低氮燃烧+SCR技术在燃煤锅炉上的工程应用以及双尺度燃烧技术要点.分析了应用低氮燃烧+SCR脱硝技术来减少NOx排放的工艺流程和技术特点,为同类锅炉提供了借鉴，该方法适合对NOx排放标准严格的地区锅炉的改造工程。rn　　低氮燃烧加SCR烟气脱硝联合技术中，运用低氮燃烧技术后，SCR的初投资可减少，运行年费用减少，使得锅炉整体运行年费用降低.低氮燃烧技术加SCR烟气脱硝联合技术符合国家对氮氧化物减排先控制再消除的技术路线要求。也适合三河发电有限公司一期两台350MW锅炉排放控制要求。
  • 摘要：某电厂2x600MW机组电除尘输灰系统配备6台输灰空压机，正常5用1备，分别向#1机组、#2机组电除尘和两台机组省煤器输灰提供输送气源。在正常负荷(450MW左右)情况，5台输灰空压机运行加卸载比较频繁，主要原因是:电除尘和省煤器输灰运行没有规律，同时多个电场运行或多个电场停止会导致输灰气源不足或气源过量，从而导致输灰空压机启动台数过多和频繁加卸载，造成了资源的极大浪费。在保证不影响机组安全和性能的前提下，通过优化顺控逻辑，让电除尘各电场和省煤器输灰按逻辑顺控运行，控制一半运行一半停止，使输灰空压机出力能达到平稳、均衡的水平，从而降低输灰空压机加卸载频率，减少输灰空压机运行台数，达到节能降耗的效果。修改输灰PLC程控程序，使得#1机组、#2机组电除尘和两台机组省煤器输灰得到合理的优化，输灰系统仓泵运行方式,在PLC顺控逻辑上有针对性的改进仓泵的投运顺序,从而减少输灰空压机运行台数,降低空压机加卸载频率,达到节能降耗的目的.
  • 摘要：邢台国泰发电有限责任公司#11机组容量300MW ,配套北京巴布科克·威尔科克斯(B&W)有限公司生产的B&WB-1025/17.5-M型亚临界参数、一次中间再热、单汽包、平衡通风、固态排渣煤粉炉，于2006年投产发电。锅炉配套双室四电场电除尘器，共16个电场，每个电场对应一个灰斗，每个灰斗下接一台仓泵。rn 改造总承包方为福建龙净环保股份有限公司，监理方为淮南天泽电力技术服务有限责任公司。停机改造于8月23日开始，11月8日完工。改造主要内容:在吸收塔上新建一台湿式电除尘器，极板、极线采用板框式结构，材质为耐腐高级合金钢，极板、极线采用间断冲洗方式除去已收集烟尘，冲洗水向下进人吸收塔。建设3台变压器及其整流装置为3个电场供电;配套设立烟气均布系统、冲洗水系统、绝缘子热风加热系统、控制系统。rn 对原有的静电除尘器进行检修，保证其除尘效率。原有的静电除尘器运行时间较长，部分部件磨损老化，需要进行检修。原有静电除尘器设计出口烟尘浓度50mg/Nm3。脱硫装置后烟尘排放浓度为30-50mg/m3，不满足现有和今后烟气排放标准。rn 烟气可以达标排放，环保效益明显。塔上布置湿法电除尘器，投资较低，占地面积小。湿法电除尘器烟气阻力小，能耗低。功耗较电袋复合除尘器、三项电源、高频电源改造明显小，约为以上改造功耗的10%或更低。改造后，净烟气烟尘浓度明显下降，初步看达到改造合同要求。湿法电除尘器功耗低。原有除尘器经过提效检修，运行的安全性、可靠性得到提升。
  • 摘要：北京京能电力股份有限公司石景山热电厂1-4号锅炉为哈尔滨锅炉制造HG670/140-13型，燃用烟煤的超高压、中间再热、单汽包自然循环、全钢架悬吊式结构、平衡通风、固态排渣煤粉炉。对北京京能电力股份有限公司石景山热电厂在掺烧低灰熔点煤期间,配烧低灰熔点煤期间炉膛出口烟温升高，再热减温水量增加，炉膛出口受热面结焦增加，配烧低灰熔点煤期间锅炉汽温参数异常等状况。结合现场实际参数变化及暴漏问题,重点分析了煤质变化对锅炉结焦特性、燃烧特性、汽温特性等的影响,采取了一系列的措施进行安全预控,确保了机组的安全稳定运行。rn 咨询华北电科院和实际配烧经验，不同煤种的灰熔点进行加权计算，配烧比例保证软化温度大于13500即可满足安全生产需要。由于常用煤种较多，因此采用逐个化验与试烧的方法研究掺配性费时费力，找出灰熔点低的煤种，再根据其灰成分，进行混煤的结焦性分析。rn 燃煤质量的好坏直接影响到火电厂的安全稳定生产和经济效益。每个火电厂都有自己的设计燃用煤种，一旦偏离设计值将对机组安全构成威胁。随着煤炭市场变化，造成人厂煤质严重偏离设计值，在这种情况下，要重视燃煤各项指标偏离设计值给电厂造成的危害，应明确思路，细化燃煤的各项管理工作。煤种变化时及时准确地提供人炉煤的工业分析和灰熔点，供运行人员参考，以利锅炉燃烧调整。
  • 摘要：作为电力行业的重要组成部分，火电厂在我国当代以及未来的现代化进程中发挥着重要的作用。基于我国的能源结构，绝大部分火电厂都以燃煤锅炉为主，在我国当前节能减排的大趋势和大背景下，火电厂机组优化燃烧，降低能耗，减少污染物排放成为电厂机组升级改造的一个重要方向。电厂机组一次风粉管内的煤粉浓度、煤粉流速是电厂锅炉稳定和经济运行的重要参数。合理而均衡的煤粉浓度、煤粉流速对于电厂机组的正常运行具有重要意义。rn 根据研究表明，煤粉浓度、风速配比不均时会导致电厂机组锅炉燃烧不稳、火焰偏斜、中心切圆偏移、烟气流动不均匀、飞灰含碳量高等问题，进而导致锅炉效率下降，严重的甚至会引起爆管事故，导致锅炉无法正常运行。其中锅炉煤粉浓度/速度在线测量系统是电站锅炉风粉在线均衡系统的基础和核心组成部分之一，其作为监测系统单独使用也能对锅炉的安全、稳定和经济运行起到积极的辅助作用。rn 本文介绍了量煤粉浓度/速度在线测量系统原理及架构，重点介绍了一种基于先进的超声波声速法测量技术的电站锅炉煤粉浓度/速度在线测量系统，描述了系统的基本功能、构成及相应的测量机理,介绍了其系统的算法组成以及系统逻辑顺序,并对其在电厂现场所测量的数据的准确性进行了详细论证,与同类系统相比，该系统具有测量原理先进、测量精度高、适用工况范围广等多项突出优点。在项目实际应用和电科院测试数据的对比中，显示出了良好的数据准确性，测量误差低。同时该系统已经在国内多家电厂投人运行，使用稳定可靠。该系统是电站锅炉风粉在线均衡系统的基础和核心组成部分之一，同时其作为监测系统单独使用也能对电站锅炉的安全、稳定和经济运行起到积极的辅助作用，系统具有良好的应用效益和广阔的市场前景。
  • 摘要：在各种低氮技术中,低氮燃烧技术依靠能有效的降低热力型NOx,并且不像选择性氨法脱硝(SCR)等后期技术需要持续的成本投入,已经成为很多电厂的首选.而低氮燃烧器改造后将影响和改变锅炉的燃烧特性及配风方案,对锅炉的压力控制系统、温度控制系统、燃料控制系统都产生了影响.只有进一步的控制优化和调试改在才能使其与原有的系统重新匹配、并使其作用得到更好的发挥.rn 本文以天津国电津能热电厂低氮燃烧器改造后的锅炉为研究对象，通过燃烧优化闭环控制系统，逐渐探索适合的最优控制规则。将最优控制规则指令引人到DCS控制系统，结合DCS系统优化，形成了最终的优化逻辑。本文所提出的控制系统优化方案一定程度的减少了低氮燃烧器改造对再热温度、负荷变化速率等重要参数的影响，增加了机组的稳定性和经济性。燃烧优化系统的精准测量装置有些还处于调试阶段，不能提供最终的数据和趋势。等全部调试完毕后，就可有更全面的数据挖掘，生成更全面的规则。燃烧优化和DCS逻辑的数据切换虽然可靠速率限制、质量判断等辅助逻辑起到了缓冲作用，但还做不到无扰切换。对DCS逻辑的修改还有很大的空间需要继续研究。
  • 摘要：介绍了漳泽发电分公司采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺。本文介绍了脱销系统运行概况、停机检查重点部位和故障处理.通过对脱硝装置运行中出现的一些典型故障和现象进行深入分析、采取相应的措施等方面进行了探讨,为其他电厂脱销系统安全稳定运行提供了参考.通过对氨气调节阀准确选型，加大对氨空混合器前后压差的监视，及时清理混合器，及时对容易积灰部位进行检查清理，对阀门气源管走向进行优化布置，缩短空预器吹灰频率，停炉后对空预器进行高压水冲洗，这些措施的实施，使漳泽发电分公司脱销改造从2013年7月开始至2015年11月三台锅炉脱销改造全部完成。发电企业对脱销装置的维护,保证催化剂长久稳定运行,提高脱销装置运行可靠性,减少环保考核是每个电厂面临的问题.也是必须要认真做好的大事.
  • 摘要：随着大型超临界直流锅炉的大量投人运行，锅炉设计中的一些问题也随之暴露出来，造成锅炉受热面管子频繁泄漏，严重影响电厂的安全性和经济性。针对北京巴布科克·威尔科克斯(B&WB)有限公司生产的B&WB-1950/25.41-M型超临界直流锅炉，后水冷壁水平烟道下集箱设计中存在的膨胀受阻引起应力集中问题，进行了原因分析并制定了有效的治理方案。rn #5，#6锅炉自2006年投运至2013年底受热面共发生21次泄漏其中仅水冷壁泄漏高达11次，占总泄漏率52.38%，其泄漏均为膨胀受阻引起的应力集中所致。尤其是水平烟道炉底管出口集箱管座焊趾出现大量的开裂现象，在检修中发现后水冷壁出口联箱管座裂纹:检查左数第1-80根、右数第1-80根联箱管座焊口，发现裂纹并补焊134根。设计结构决定了鳍片管从中心沿宽度方向，向左右两侧膨胀。集箱从中心沿长度方向向左右两侧膨胀。通过宏观现象以及设计的设备结构和受力分析，制定了将锅炉水平烟道炉底管出口集箱改造为两节集箱。将原设计21.898m长的整根集箱分为10.968m长的两节,并集箱下移且 延长水冷壁管300mm,减少集箱的膨胀量和增加水冷壁柔性.消除了膨胀受阻和应力集中问题,经2年实际运行未发生过开裂泄漏,值得在火力发电行业同类机组中大力推广.
  • 摘要：为有效适应煤炭市场，提升竞争力，贺州电厂自投产之初就开始尝试掺烧烟煤，2012年10月开始尝试掺烧印尼煤，由于掺烧煤种参数与设计煤种偏差较大，为了在保证锅炉设备安全的前提下，最大限度的掺烧烟煤及印尼煤，经过多方论证、计算最终决定对锅炉进行相关改造，并进行配煤掺烧试验。文中从设备改造及运行调整方面探讨了贫煤锅炉改烧烟煤及掺烧印尼煤的技术方案,重点讲述改烧烟煤及掺烧印尼煤带来的问题，如制粉系统爆炸、空预器堵塞、燃烧器烧损等问题，并针对上出问题提出了具体的可行的措施。贫煤锅炉改烧燃煤及掺烧印尼煤虽然存在很多风险，但是通过设备改造及运行调整，该公司两台锅炉已实现全部燃用烟煤，印尼煤掺烧比例可达50%，取得了良好的经济效益。
  • 摘要：漳泽发电分公司5机组(210MW)机组烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法-炉-塔脱硫装置，脱硫效率不小于95%。该脱硫装置于2004年开工建设，2006年底竣工投运。投运以来为改善长治地区大气污染做出了积极贡献。随着国民经济的发展和国家环保部对火电厂污染物排放更加严格要求，于2014年火电机组FGD旁路全部拆除。本次#5机组烟气脱硫装置旁路挡板拆除，结合锅炉侧脱销装置安装、两台引风机进行更换改造，脱硫系统增压风机拆除等工作一并进行。rn 本次热工设备和系统改造主要从以下几方面考虑。确保脱硫DCS系统安全可靠；相关的联锁保护逻辑修改；增加一台吸收塔液位变送器；逻辑优化改进。已投产机组取消烟气旁路是火电厂烟气脱硫行业发展的必然趋势，脱硫装置取消旁路烟道后的关键点是如何保证锅炉排放烟气参数的稳定性、脱硫装置运行的可靠性和脱硫系统运行的可控性。笔者主要从旁路拆除后热控设备及控制系统等方面进行设备和逻辑控制优化，确保技改方案的安全可靠。因此，取消烟气旁路只要针对现有系统或设备运行控制的可靠性和设备安全性分析，采取必要的技术措施，可以使脱硫装置完全达到机组长期、安全、稳定、经济运行要求。漳泽发电分公司5号机组取消脱硫旁路挡板后，设备运行状况良好，截止目前为止已连续安全运行达350天，为国内同类型机组取消脱硫旁路提供了宝贵经验。
  • 摘要：目前火力发电厂因原煤仓的堵煤，影响运行的现象十分普遍，主要原因本质上可以归纳为两方面:原煤仓设计原因和煤质成分原因。重点对原煤仓堵煤处理方法及优缺点进行比较和分析。rn 空气炮、输松机、空气锤，设备价格相对比较低，结构相对简单，无须对煤斗进行大幅度改造。空气炮和空气锤对于流动性好的沙粒煤效果较好;输松机由于其占用煤斗内部空间，对煤流形成阻力，结构上存在一定负面效应，不运行时反而成为结堵原因。从以往工程调研情况看，空气炮是众多电厂公认比较成熟可靠的一种防堵设备，空气锤也是近几年推出的防堵设备，原理与早期的振打电机相似，效果明显优于早期的振打电机。rn 中心给料机、旋转煤斗、随动活化料斗，设备价格比较高，结构相对复杂，对下部煤斗外型设计有一定要求，煤斗外形及荷载需要在防堵设备招标后与厂家进行配合，对设计工期有一定的影响。中心给料机和旋转煤斗设备，煤质粘性大、含水量高时需要经常运行，电耗较高，其内部锥体也占用煤斗内部空间。随动活化料斗，可根据情况运行部分设备或不运行，电耗比中心给料机合旋转煤斗低。
  • 摘要：氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一.烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法，应用较多的有选择性催化还原法(Selective catalytic reduction ,以下简称SCR)和选择性非催化还原法(Selective non-catalytic reduction，以下简称SNCR )。其中，SCR的脱硝率较高。该论文以SCR法脱硝为例,论述了火力发电厂烟气脱硝的一般原理,然后重点就脱硝系统建设、运行中容易出现的问题进行了详细的阐述,对运行控制的关键点进行了一一阐述.这些关键点主要包括:催化剂活性的控制、催化剂运行温度的控制、喷氨量的控制、NH3与烟气的混合、运行中的防爆等,并同时给出了预防和处理措施.随着全国各火力发电厂脱硝系统的投运，必然有越来越多的问题会暴露出来，笔者就目前脱硝运行存在的一些问题进行了总结，期望对脱硝的安全、经济运行有所帮助。
  • 摘要：璜电厂2x600MW机组锅炉为东锅引进美国福斯特·惠勒公司的技术，设计制造的燃用无烟煤的“W”型火焰锅炉。本炉燃烧器采用独具特色的分级配风方式，最大限度地满足无烟煤着火、稳燃和燃烬的要求。拱卜仅送人少量的二次风，大量二次风在拱下前后墙分三层送入，三层二次风风量逐渐增加。针对珞璜电厂机组锅炉存在的SCR进口NOx浓度高、翼墙结焦严重的问题,提出配风改造方案,在翼墙增加配风口,改造后SCR进口NOx浓度下降明显,翼墙结焦得到缓解.
  • 摘要：某600MW亚临界火力发电机组,W火焰锅炉,直吹式制粉系统,设计燃用高硫无烟煤.因脱硫设计能力,满足不了煤种的变化,机组高负荷时必须掺烧低硫煤才能满足环保排放要求.电厂曾进行简单的炉内掺烧烟煤试验,因掺烧很不均匀,锅炉结焦明显增加,中止了试验.为此,电厂在对锅炉进行防焦风优化改造,锅炉结焦情况明显好转.电厂在煤场用汽车进行混煤,使无烟煤、烟煤充分混合后,再次在W锅炉进行掺烧宁夏烟煤试验,试验结果表明W锅炉长时间掺烧烟煤,未发生结大焦现象,机组低负荷稳燃能力增加,其它机组相关参数也得到了改善.
  • 摘要：煤粉分离器是影响磨煤机性能、锅炉燃烧效率及污染物排放的重要部件之一.介绍国际上中速磨煤机煤粉分离器的发展及应用,对静态挡板式煤粉分离器的运行原理进行分析,说明其优缺点.论述当前国际上最先进的煤粉分离器的代表-美国B&W公司第二代动态旋转式煤粉分离器的工作原理.针对华能沁北发电有限责任公司一期工程ZGM113N型磨煤机采用的静态挡板煤粉分离器存在煤粉细度调节不便,均匀性差等缺点,分析进行动态旋转分离器改造的可行性,并介绍改造方案、运行情况、相关性能试验情况及运行5年来的维护经验.证明改造动态旋转分离器后,煤粉的质量得到了大幅的提高,且国内生产的动态旋转分离器已成功运行多年.应在此类ZGM型磨煤机上推广使用动态旋转分离器.
  • 摘要：目前锅炉吹灰汽源都引自主蒸汽系统,由于压力高,阀门泄漏、管道超压现象时有发生,吹灰调门节流幅度大,节流前后蒸汽温差大,影响机组安全性、经济性.本文主要讨论将本厂#1、#2炉吹灰汽源从后屏进联箱改至壁再出口联箱的优越性.本厂一期锅炉为东方锅炉厂制造的1000t/h亚临界自然循环锅炉.锅炉本体采用Π型布置,一次中间再热.吹灰汽源取自后屏进口联箱,后屏进口联箱汽源额定参数:18.4MPa/451℃,吹灰母管额定蒸汽参数:2.2MPa,300～450℃,安全门动作压力:2.8MPa.rn 吹灰汽源由主蒸汽系统供应改由壁式再热蒸汽出口供应后:吹灰蒸汽压力能满足吹灰要求。吹灰蒸汽温度较改前高且稳定，提高了吹灰蒸汽的过热度，避免蒸汽带水;吹灰蒸汽与高温受热面(如大屏等)温差降低不易产生较大热应力而发生爆管。吹灰汽源压力降低了，可以减少吹灰系统阀门泄漏可能性，降低维护检修成本，减少锅炉受热面吹损，减少工质浪费。吹灰汽源改为低再出口供应，吹灰蒸汽已经在高压缸做了功，提高循环效率，单此项发电煤耗下降0.0288/kwh。
  • 摘要：降低锅炉NOx排放的两类主要技术为低氮燃烧技术和烟气脱硝技术，当前通行的做法是两类技术结合使用，即先通过低氮燃烧技术降低炉膛内NOx生成浓度，再通过烟气脱硝装置将NOx降低到环保要求限制以下。近年来，新建机组已全部采用低氮燃烧技术，大大降低了锅炉NOx排放浓度。华能上安电厂3号和4号两台330MW燃煤机组,配套“W火焰”燃烧器,设计燃用无烟煤与贫煤的混煤,NOx排放浓度在600～1300mg/m3.rn 该锅炉投运后在燃烧方面表现出了燃烧稳定性好、煤种适应性较强、调节性能好等优点。但实际运行中锅炉主要存在NOx排放高、侧墙结焦严重、减温水量大、排烟温度略高等问题。通过对锅炉实际运行情况的搜集分析，初步对锅炉存在的各种问题的原因进行分析，找出下一步解决问题的改造方向和技术措施。为满足《火电厂大气污染物排放标准》(G13223-2011)NOx排放浓度控制到100mg/m3以下(环京津区域特别限制)的要求,两台机组在2014年均增设了SCR脱硝装置.为了降低SCR脱硝投资及运行成本,同期进行了锅炉低氮燃烧改造,本文即对低氮燃烧改造可行性及改造方案、改造后效果进行研讨.
  • 摘要：为了推进节能工作的开展，从#3锅炉磨煤机煤粉管道未加保温的实际情况出发，对3号炉磨煤机煤粉管进行实际测温，计算出煤粉管沿程管壁的散热量，以得出加装保温后所减少的散热损失，进而得出影响机组运行时的发电标准煤耗。通过对华能汕头电厂600MW锅炉煤粉管保温前后散热损失进行计算,得出保温后散热损失减少量.加装保温后,减少了散热损失,强化了锅炉燃烧,降低了磨煤机着火风险,提高了机组运行的经济性和安全性.
  • 摘要：混煤掺烧在一定程度是能使混煤在发热量等参数上接近或达到设计值，但却无法保证其稳定性和热效率，掺烧不合理还会加大设备损耗、严重时还会危及机组运行安全，因此在燃用混煤之前一定要对燃用混煤进行试验研究，以确保燃烧的混煤能够满足锅炉负荷及各种安全、环保指标。按照优势互补的原则，不同煤种按照一定的比例进行混合燃烧，是能够弥补燃用单一煤种带来的各种问题，保证锅炉设备安全和效率。rn 为了适应多煤种混烧,保证锅炉的安全经济运行,近年来,华能汕头电厂首次提出并采用复式双区配煤方法进行燃煤掺烧,在保证锅炉燃烧安全、经济运行方面取得较好效果.复式双区配煤技术是一种科学有效、切合实际的配煤方法,这种配煤方法的应用拓宽了锅炉对各类不同煤种的适应性,在大比例掺烧劣质煤种时最大程度保证了锅炉燃烧安全,使锅炉在各种异常工况下燃烧系统的抗风险能力大为提高,通过该配煤技术的应用,将普通的燃烧系统变成更能抵抗各种内外扰动的坚强型燃烧系统.同时,锅炉效率也相对其它配煤方式有1％以上的提高.降低了机组供电煤耗指标,减少了污染物(SO2、NOX等)的排放.
  • 摘要：为满足新的火电厂大气污染物排放标准，电厂采取烟气脱硝改造措施将NOx排放浓度控制到100mg/Nm3以下。在脱硝系统催化剂的作用下，烟气中的SO2向S03的转化率增加，即烟气中的S03含量增加，烟气酸露点温度随之升高，空气预热器的酸腐蚀和堵灰状况因此加剧。华能淮阴电厂锅炉空预器,是哈尔滨锅炉厂生产的28-VI(T)-SMR型回转式空预器.在经济飞速发展的今天,随着环保形势的严峻,国家对燃煤电厂氮氧化物的排放要求越来越严格.燃煤电厂需要采取一系列措施来控制氮氧化物的排放.华能淮阴电厂锅炉增加烟气脱硝装置后,为了防止空预器堵塞,通过对空预器换热元件以及结构的改造,增强空预器抗堵塞、抗腐蚀能力,削弱SCR脱硝改造对下游空预器的影响.
  • 摘要：华能淮阴电厂共有4台330MW燃煤发电机组,锅炉是哈尔滨锅炉厂根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的HG-1018/18.6-PM19型亚临界压力、一次中间再热、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉.设计燃用贫煤,采用碗式中速磨煤机正压直吹式制粉系统.随着环保形势的严峻,国家对燃煤电厂氮氧化物的排放要求越来越严格.燃煤电厂需要采取一系列措施来控制氮氧化物的排放.华能淮阴电厂对#5、6机组燃烧器进行改造,降低SCR入口氮氧化物浓度,从而降低SCR投资和运行成本.rn 电厂通过对燃烧系统改造后，经过近2年的运行，系统稳定性强、与原有设备匹配性好，改造后的氮氧化物排放量远低于改造前的排放量，达到了系统节能降耗的目标。值得注意的是通过低氮燃烧系统降低氮氧化物应该掌握好度，过分地通过低氮燃烧系统降低氮氧化物浓度势必带来燃烧器区域水冷壁高温腐蚀问题。
  • 摘要：在目前电力系统的形势下，要提高电厂效益，经济煤掺烧将在一定程度上要长期实施。因此，需要对不同煤种混煤的燃烧特性(如着火、燃烬、结焦特性等)作更深人的研究(包括实验室研究和现场试验等)，以便更好地为锅炉燃烧调整服务，保证锅炉的安全经济运行。在掺烧煤种可确保生产安全性的前提下，如何确定合理的燃烧比例，以达到在最经济的条件下运行是人们关注的问题。这涉及2个方面的问题，一是要考虑掺烧比例对锅炉效率及环保的影响，二是要考虑机组设计的要求。在能达到机组出力要求的基础上，掺烧部分经济煤种，利用发电负荷的变化，通过运行成本、燃料成本的最优组合，确定合理、科学的掺烧比例。
  • 摘要：近年来燃煤市场千变万化，燃煤质量不断降低。锅炉受热面泄漏事故也在不断增加，泄漏类型也由单一性出现了重复性、复杂性。随着近几年大容量、高参数的超零界、超超临界火电机组的增多，而一旦发生非计划停运事故，将会给发电厂带来巨大的经济损失，严重时会影响到电网的安全。根据国内外火力发电厂事故、故障统计数据中显示，约有60%的非计划性停机都是由于锅炉爆管引起，这就需要在设备管理，尤其是锅炉“四管”防磨防爆管理上下功夫，使锅炉受热面真正实现可控、再控。rn 通过分析全国锅炉四管泄漏故障停机的原因，原始设计、制造及施工缺陷是造成锅炉泄漏的设备基础原因，是隐蔽性和反复性最强、治理最困难、影响最广的一个因素。所以在预防锅炉“四管”泄漏中必须从设计标准、设计选型、制造安装、设备运行、设备检修全过程努力，才能有效地防止事故的发生。rn 通过多年的检修经验及一些电厂的了解到的情况，总结出“四管”失效的原因，有过热爆管、应力集中、管内结垢等，并针对出现的原因给出了具体了性的解决措施。在日常工作中，要注意总结开展防磨防爆工作的方法分析。严格执行防止火电厂锅炉四管泄漏管理办法。扎实推进防磨培训工作，稳定防磨防爆检查队伍。以数据为基础，细化、量化锅炉受热面状态基准分析。加强防磨防爆所涉及到的各个专业管理工作。加强对外技术交流和管理创新工作。rn 建立防磨防爆信息化管理系统，提供科学分析工具随着以可靠性为中心的预防性检修工作深人开展，以及对火力发电厂燃煤机组锅炉受热面的防磨防爆工作的高度重视，在今后的防磨防爆管理工作中必须要培养一批精业务、懂管理的锅炉点检人员，从设计、制造、安装、检修、运行各个环节严格管控，将锅炉“四管”泄漏时间的几率压缩到最低，才能提高发电机组的安全、经济、可靠性。
  • 摘要：随着国家对环保工作的日益重视及对燃煤电厂NOx排放控制标准的相应提高，烟气脱硝技术已进入大规模工业实施阶段。其中，选择性催化剂还原(SCR)烟气脱硝技术由于其具有结构简单、脱硝效率高、运行可靠、便于维护等优点，在国内外烟气脱硝领域中广泛应用。邢台国泰发电有限责任公司#11机组于2014年安装了脱硝装置，并采用SCR烟气脱硝技术，将还原剂氨喷入烟气中，利用催化剂将烟气中的NOx转化为N2和水。但是，在烟气脱硝的同时，催化剂可以使部分烟气中SO2氧化生SO3，并与SCR脱硝过程中未反应的氨反应生成具有粘性、且会对催化床层和空预器造成危害的硫酸氢氨。因此，出口NOx浓度、脱硝效率、催化剂寿命、氨逃逸以及脱硝运行的经济性等方面在脱硝过程中均要平衡控制，鲁棒性较强的控制策略在脱硝控制中显得尤为重要。rn 针对SCR出口NOx控制的重要性,及邢台国泰发电有限责任公司#11机组脱硝喷氨控制现场存在的问题,分析了SCR喷氨控制系统控制对象的特性及入口NOx的主要影响因素.选取合适的前馈信号对入口NOx进行预测并进行提前控制,解决了出入口NOx等测量信号存在大迟延难于控制的问题.通过带前馈的PID串级控制策略,实现了出口NOx浓度的稳定控制,并合理的控制喷氨量、减小氨逃逸,提高了脱硝喷氨控制系统闭环稳定性和抗扰动能力。
  • 摘要：本文简单介绍了引风机和脱硫增压风机的设计参数及运行状况,通过分析环保综合改造系统阻力增加后引风机的运行工况,原引风机出力无法满足机组环保综合改造后的正常出力需求,需进行改造.结合原干法脱硫改造为湿法脱硫,脱硫增压风机需拆除,直接进行引增合一改造.针对引增合一改造进行了风机选型分析,提出改造方案.改造后满足机组环保综合改造后系统的出力需求,风机整体运行效率高,节能性好.邯峰电厂进行引增合一风机改造，保证了环保综合改造后机组安全运行，同时降低厂用电率，取得了极大地节能效益。
  • 摘要：发电企业为了适应新形势下安全、经济、环保运行的要求,都在积极探寻节能降耗的好办法,降低磨煤机运行台数是其中重要的课题.本文介绍了影响百万机组磨煤机运行台数的主要因素以及应对办法,并分析了降低磨煤机运行台数后经济和环保运行情况,为大机组节能减排工作提供了经验.rn 机组在正常运行中，锅炉实际需要的燃料量主要由机组负荷、燃料热值、机组效率等决定，负荷越高、热值越低、机组效率越低则需要的燃料量越大。目前百万机组负荷调整的区段主要集中在5OOMW到1000MW。要在1000MW满负荷和5OOMW低负荷等各种工况下减少一台磨煤机运行，需要考虑诸多因素。一是要确定不同煤种下，单台磨煤机的最大出力;二是考虑低负荷运行期间，如5OOMW左右负荷磨煤机运行台数较少时，锅炉燃烧的稳定性以及磨煤机故障后机组的安全性;三是每台磨煤机接近最大出力运行的情况下，调度ACC指令大幅度增加以后，如何适应电网调峰的要求;四是要对煤质情况把控到位，若燃料热值太低或煤的可磨性系数太差，则无法达到机组高负荷情况下减少磨煤机运行台数的要求;五是努力提高机组效率，做好节能降耗各项工作，减少同等负荷下需要的燃料量。由于燃料采购受到市场、区域等因素制约，本文主要讨论前三种影响因素。确定磨煤机的最大出力；检验低负荷运行条件下锅炉稳定性；适应电网负荷变化的要求。并对经济环保运行分析。rn 目前某厂低负荷保持3台磨煤机运行，满负荷5台磨煤机运行，控制磨煤机运行台数取得了良好的效果，机组煤耗、电耗等指标显著下降。通过摸清机组的运行特点，增强运行人员的节能意识，再配合凝水调频等辅助手段，完全可以满足安全、经济、环保、调峰等运行要求，在新形势下发挥出大机组在节能减排方面的重要作用。
  • 摘要：本文主要介绍了此次空预器及密封同期改造工程实施及后期效果验证. 每台锅炉配置两台回转式空气预热器,原空气预热器型号为:31-VI(T)-1750(1870)-SMR.利用2012年9月30日到2012年11月23日,共计55天的#2机组A级检修及2013年04月03日到2013年05月02日的#1机组C级检修,完成了脱硝空预器及空预器密封改造.其中脱硝空预器改造由原空预器制造厂哈尔滨锅炉厂预热器有限责任公司EPC总承包,空预器密封改造由四川东方能源科技股份有限公司EPC总承包.试运前检查时，按照冷态试运标准进行验收，支撑轴承的油位偏低，处理完成后点动辅助电机确认转向正确，低速启动辅电机至正常转速试转正常。2013年5月2日(星期四)10:48 ,阜阳华润电力有限公司#1机组顺利并网。
  • 摘要：按照张家口地区申奥工作需要下发了新的环保要求:2015年11月1日前,张家口地区燃煤电厂烟气SO2排放浓度必须达到35mg/m3以下排放要求.由于环保排放标准提高,宣化热电原有脱硫系统已不能满足国家新的环保规范要求.本着对企业、社会负责的态度,公司根据自身具体情况,采用了串联吸收塔运行的脱硫系统增容改造方式.脱硫增容改造后,两台机组SO2年排放量减少2000t左右,能够取得较好的经济效益及环境效益.
  • 摘要：本文阐述了循环流化床锅炉氮氧化物由NOX和N2O组成和产生机理,并讨论了炉内控制氮氧化物最佳方式为空气分级燃烧技术.同时提出,目前SNCR脱硝技术为循环流化床炉外脱硝的最佳方式.本文对炉内炉外两种控制氮氧化物排放方式的组合做理论分析和实例论证,得出CO/NH3的控制为影响SNCR脱硝方式效率和反应温度的一个重要因素.由于国家对污染物排放要求的日益严格，即使低氮、低硫排放的循环流化床锅炉，也难以满足最新的环保标准，那么就有必要在炉后增设脱硝装置以控制氮氧化物的排放。根据分析论证，循环流化床锅炉内部分级燃烧和炉外SNCR脱硝方式的组合受到CO含量的影响。首先根据理论研究的曲线，可知，在同一温度下，随着CO/NH3的浓度增大，无论是NOX还是N20的排放量都会增大;不同反应温度下，随着CO/N H3的浓度增大，最佳脱硝效率的反应温度区域会向低温区域延伸，有可能低于旋风分离器的人口烟气温度。然后，根据某电厂220t/h循环流化床锅炉的实际燃烧过程的化学动力模型分析，在100ppm，300ppm和5OOppm下脱硝反应有效区域的变化情况，得出与理论分析曲线基本一致的结论，即需要控制炉膛出口CO值，否则脱硝效率将受到很大程度的影响。综上所述，在循环流化床锅炉设计时应考虑是否采取炉后脱硝和何种脱硝方式等因素，从而对锅炉结构改进，降低CO出口含量，满足脱硝效率的要求。根据本文结论，建议考虑在新建和改造的实际工程中，应限制循环流化床锅炉的CO含量，以保证SNCR能始终保持较高的脱硝效率。
  • 摘要：通过建立大燃料煤源、煤种、煤质动态数据库,应用模糊算法、遗传算法、线性规划等多学科理论和手段,通过从燃料采购到卸、堆、取、配、输、制、送、烧、排的闭环管理,建立最优采购库存策略模型、最佳堆取配煤策略模型、锅炉匹配燃烧适应型谱推荐及能耗管理模型,确保大燃料全过程控制最优。通过大数据库指导最优燃料采购策略，大数据库指导燃料源头价值，自适应掺配煤实现价值最优，动态锅炉燃烧综合型谱指导以上四模块价值评估，年度至少节约千万元以卜经济效益并具备较高的安全效益。大燃料全程管理具有较好的推广、示范效益。
  • 摘要：本文简单介绍了华能邯峰电厂#2机组低低温省煤器改造方案及节能分析,该系统从A1低压加热器及A2低压加热器分别取凝结水并经调温处理后供给低低温省煤器,加热后回水至A3低压加热器入口.整个低低温省煤器系统自凝结水系统取水经锅炉尾部烟气加热后返回，可回收较多热量。同时，因凝结水通过该系统时会增加0.3-0.4MPa的阻力，导致凝结水泵电耗增加;且烟气通过翅片管排时，需克服阻力，可能导致引风机电耗增加，因此需对三个因素进行综合分析，包括引风机增加的能耗分析，凝结水泵增加能耗，凝结水系统增加的能耗分析，低低温省煤器对供电煤耗的影响分析在设计工况下,烟温降低约50℃,凝结水回水水温提高约30.8℃,发电煤耗降低2.232g/kwh,节能效果显著.rn 低低温省煤器余热回收系统具有良好的经济性，特别对排烟温度较高的机组，可有效降低供电煤耗。同时由于环保排放标准的提高，通过该工程可将现有静电除尘器改造为低温静电除尘器，起到提高除尘效果的作用。该系统对运行要求很低，控制简单，维护工作主要为及时更换局部磨损严重的部件。由于低温省煤器布置在电除尘器前方，需要吹灰器定期吹灰就能保证受热面清洁，防止堵灰。由此可见，此类改造不但可长期获益，且符合国家“节能减排”的政策，具有很好的发展前景和应用推广价值。
  • 摘要：通过对沁北电厂四台600MW超临界机组投产十年间,锅炉高温过热器爆管事件及过热器管壁金属温度超限事件的整理总结,分析了过热器爆管的原因,认为造成过热器爆管的主要原因为过热器入口联箱内有安装遗留物,而并非氧化皮造成的.对此,提出了防止锅炉过热器超温爆管的管理措施及设计优化建议,可进一步降低锅炉过热器超温爆管.高温过热器入口联箱遗留异物堵塞高温过热器管口，导致通流量减小造成的管壁金属超温爆管，是沁北电厂锅炉高温过热器爆管的主要原因，因此，应加强重点部位管屏壁温的监视，每次机组检修时列人重点检查项目。对于新建机组，建议设计时优化高温过热器人口管子连接方式，新投产的机组第一次检修时，要用内窥镜检查高温过热器人口联箱内是否有安装遗留物。
  • 摘要：众所周知，煤碳作为火力发电企业的持久性投资成本，其燃烧经济性已成为火力发电企业能否良好发展的关键所在。对于煤泥掺烧技术来说，低成本是其最大的优点，然而对于机组运行来说，其带来的负面效应也是不少，包括对锅炉稳定燃烧，燃料产物的高灰，高水分性以及对运输管理，环保排放等多方面的影响。rn 本文旨在权衡煤泥掺烧所来的问题，将理论与实际相结合比较，科学合理的作出调整和管理，使配烧煤泥技术达到应有的综合效益。从煤泥掺烧对锅炉的影响、对安全性的影响、对经济性的影响三个角度，论述了煤泥掺烧的可行性。文章重点对配煤掺烧的相关管理详细讲述。煤泥加处理、掺配运输上炉管理；锅炉运行管理；经济指标管理。根据财务部的统计分析结果，2014年累计掺烧煤泥和低挥发分劣煤共计30万吨，降低发电成本1328万元。2014年完成供电煤耗3498/KWh，比2013年下降4g/KWh。从集团公司指标对标系统可以看出:在集团公司200MW级机组供电煤耗排序中，在减少煤耗方面一直处于领先位置。
  • 摘要：从目前各大集团公司非停统计来看，锅炉“四管”爆漏占非停的60%-70%，因此火力发电厂锅炉运行的可靠性直接影响电厂的经济性和安全性，锅炉“四管”(水冷壁、省煤器、过热器、再热器)等承压部件的防爆工作，也是防止非计划停运工作的重中之重，开展好此项必须了解“四管”爆漏的机理，对爆漏的原因及特征进行分析,包括磨损、质量缺陷、应力断裂，提出对策，做好综合防治措施。rn 正确地分析和判断锅炉“四管”爆漏的原因，采取针对性的措施是减少和降低锅炉“四管”泄漏的关键，分析和判断“四管”爆漏的机理和原因是项复杂的工作，它涉及到金属材料、锅炉的设计、制造、安装，锅炉运行中的燃烧调整和参数调整，汽水品质和热工控制和保护等各专业领域知识，因此要将“四管”防爆工作做实，必须聚集各专业人才，成立锅炉“四管”防磨防爆工作小组，深人开展爆漏原因和对策研究，才能将“四管”爆漏降低最低限度。
  • 摘要：某电厂一期工程装机容量2*600MW，锅炉为上海锅炉厂生产的超临界直流炉，水冷壁标高8300mm到49670mm采用螺旋管圈，上方为垂直管圈，高度约为23m，过渡采用中间混合集箱，后墙水冷壁通过56根直径为57.2的光管作为悬吊管，支撑后墙的全部重量。本文阐述了某电厂600MW机组锅炉水冷壁典型故障、发生部位,并进行了详细的分析,提出相应防范措施,为防止锅炉水冷壁管爆漏事件的发生,消除引起爆管的不良因素提供了行之有效的工作方法.rn 造成超临界机组锅炉水冷壁泄漏的原因很多，上述缺陷和泄漏只是某电厂锅炉运行初期出现的主要情况，随着水冷壁管的长期运行，必将有新的损伤或隐患发生，在损伤或隐患发展到爆管泄漏以前及时发现，以及如何有效消除隐患和引起损伤的因素，这是关键，也是一项长期、细致的工作，只在通过不断的摸索，齐心协力做好各个环节工作，才能保证水冷壁管长期安全运行。
  • 摘要：河源电厂1号机组锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计的超超临界参数变压运行直流锅炉，改造前机组功率在600MW时平均排烟温度154°C，机组功率450MW的平均排烟温度147°C，锅炉的排烟温度高造成供电煤耗过高，同时浪费了大量可供回收利用的烟气余热。为此，在空预器出口至电除尘的入口水平烟道上加装四个低温省煤器，利用烟气余热加热凝结水，降低锅炉排烟温度。综上所述，在锅炉排烟温度高的机组加装低温省煤器可提高机组的热效率，节约供电煤耗，通过降低锅炉的排烟温度可以降低粉尘的比电阻，提高除尘效率，减少脱硫系统耗水量，符合国家“十二五”节能减排政策要求。该电厂采用低温省煤器在额定负荷是可以降低机组热耗39.66 KJ/ ( KW·h)，机组供电煤耗下降了2.348/(KW·h)，以该厂目前的负荷率估算，可以在3-4年收回投资，若机组的负荷率较高，则经济效益更为明显。
  • 摘要：沁北电厂#3斗轮机改造后,虽然可以实现双堆双取,但是一期的来煤不能通过#303皮带直供至＃5、＃6机组,降低了卸车效率.通过改造,能将翻车机来煤通过#303皮带直供至#5、#6机组,在满足上煤的条件下,还可以卸车,缓解卸车压力,节省了一期翻车机来煤后,先堆入煤场后再取的重复过程,为我厂卸车和上煤提供了新的流程,大大的提高了工作效率.而此项目#3斗轮机改造为双堆双取斗轮机时,厂家没有设计,从原有设计上无法实现,且兄弟电厂也没有类似改造,通过实际改造及查阅大量资料,完成了此项工作.rn #3斗轮机增加了“直通”流程，完善了程序启动、停止、故障连跳试验，设备运行稳定。翻车机来煤可以通过#303皮带，借助#3斗轮机直供至三期机组。缓解了卸车和上煤压力，提高了生产效率，节省了翻车机来煤先卸人煤场后再取煤的重复过程，节省了劳动强度，节约了斗轮机运行时间，无论从节能还是提高卸车能力上，都得到了改善，降低了卸车延时费用。
  • 摘要：华能营口热电厂2×330MW机组于2009年投入商业运行后干式排渣设备基本正常运行.2013年以来因国内燃料市场供应品种复杂,采购煤种与设计煤种特性差别较大,燃煤发热量低,灰分高,对干式排渣设备的正常运行产生了一定的影响.主要表现为:清扫链过渡段至头部灰量大,清扫链卡堵、刮板弯曲等故障时有发生,故电厂对清扫链设备进行了改造,解决了大比例掺烧高灰份煤种时的堵灰问题.rn 干渣机系统主要由底渣冷却系统、输渣钢带及清扫链、冷却系统包括:一台渣井、一套液压关断门、一台钢带机、贮渣系统、卸渣系统组成。经分析，造成这种问题的原因是干渣机斜坡段斜度大，与水平夹角29.5，细灰的流动性强，同时受炉膛负压的吸力影响，使细灰反流严重，导致的清扫链输送能力降低，大量的积灰堵塞在干渣机清扫链爬坡过渡段，导致清扫链卡堵、刮板弯曲等故障频发。为了解决这一问题，提高锅炉掺烧其他高灰份煤种的比例，需对干渣机清扫链设备进行改造。营口热电经过详细调研，综合掺烧比例和改造经济性采用了缩小清扫链刮板的输灰爬坡角度的技术方案，将清扫链输送角度由29.5°减小至15°，减轻细灰的反流现象，提高清扫链的输送能力。rn 改造后通过实际运行检验，显著解决了清扫链堵灰、卡涩等问题，清扫链细灰反灰现象大大改善，突破了掺烧高灰份煤种的制约。另外由于清扫链角度大幅降低，物料的提升高度相应减小，链条最大张力减小，驱动功率降低，减少了链条刮板组件受力，使清扫链稳定运行性提高。
  • 摘要：超临界机组指的是锅炉内工质的压力，锅炉内的工质是水，水的临界压力是22.115MPA 347.150°C;在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉。锅炉在超临界压力下水变成蒸汽不再存在汽水两相区，由此可知，在超临界压力下，水变成过热蒸汽经历了两个阶段即加热和过热，而工质状态由水逐渐变成过热蒸汽。因超临界锅炉没有汽包，启停速度快。rn 锅炉过热蒸汽参数调整的任务，包括压力调节、温度调节。本文通过分析，可以清楚的认识到影响锅炉参数的因素，并根据此影响因素来对煤水比、汽温、汽压的调节进行分析研究，从而找到最佳的调整手段，保证锅炉参数处于正常的范围内。
  • 摘要：锅炉燃烧产生的氮氧化物(主要为NO及NO2)严重地污染了环境。随着工业的发展，NOx排放量逐年的增多，面对日益提高的环保要求，采用了低NOX燃烧是必然的要求。本文研究了NOx的生成机理，以及影响NOx生成量的因素，重点对控制NOx生成的技术措施详细分析。措施可分为两大类，包括一次措施和二次措施。一次措施其特征是通过各种技术手段，控制燃烧过程中NOx的生成反应。在NOx生成的机理中可知从燃烧侧减少NOx生成量的基本条件有:降低燃烧区温度和氧的浓度、缩短烟气在高温燃烧区中停滞时间，防止产生局部高温区、采用低NOx燃烧器、使用含氮量少的燃料等方法。属于这类措施的有所有的运行改进措施和除燃料分级技术外的燃烧技术措施。二次措施其特征是把已经生成的NOx通过某种手段还原氮气，从而降低NOx的排放量。属于这类措施的有选择性催化还原法、非催化还原法，以及80年代后期才出现的燃料分级燃烧技术。rn 燃煤锅炉采用低氮燃烧技术，与燃用的煤种、锅炉的结构布置、业主要求的经济指标及限定的投资金额等有关系，在目前应尽量结合工程实践来实施各种低氮燃烧技术，并积极借鉴国外先进的经验。如今由于煤质的变动频繁，采用低氮燃烧技术必须要加强对煤质的分析，对这点要充分的认识，随着环保的要求日益严格，在不远的将来，环保指标将与电厂的经济效益直接挂钩，在实施低氮燃烧技术时，必须加强锅炉经济性与环保指标相互关系的实验数据积累，以便今后的科学决策。
  • 摘要：当前环保形势下,对燃煤电厂配煤提出新的要求,在此就河北建投任丘热电在单台斗轮机,汽运煤,煤种多,煤场小的特点下,本文总结了煤场配煤一些方法.传统的配煤方法比如:利用多种设备配煤，煤场分垛存放，分仓上煤等方法在任丘热电不可能实现。只能通过推煤机分层和斗轮机取料方式调整以及特殊煤种在特殊时段分仓上煤来实现。首先，根据全年发电量计划，参照以往全年、月、日负荷分布，环保设备的情况，锅炉及附属设备的情况，制定全年燃煤总体计划，并分解到月计划。其次，由于煤种较多，又都是汽运煤，无法实现日来煤计划，使得煤场掺配难度增加，所以制定煤场掺配流程并制定掺配煤总的基本原则，已达到环保及锅炉经济指标的要求。第三，划定煤场区域，将煤场大致分为5个区域，两个主区域，在煤场中部，东西煤场南侧为由2个小区域，西煤场北侧为待配区域。两个主区为正常配煤、取煤区域。南侧2个区域为极劣质煤和优质煤存放区域。待配区域存放大量劣质煤和大量未知煤种。第四，斗轮机取料程序，取料前必须掌握煤场燃煤参数。和各煤种分布，确定取煤深度。及时通知低负荷时间段及具体负荷。简单说就是两种方法，一种是用推煤机分层堆放，然后斗轮机根据堆放情况分层取料。一种是对于极劣质煤(任丘热电现阶段一般指硫分超过1.7%，或热量低于4000 )，由于分层堆放不易控制准确的量，一旦偏差较大，很容易造成环保指标超标，或锅炉稳定性、安全性出现较大问题。所以采用低负荷时分仓上煤，煤粉皮带给煤机定量给煤，锅炉掺烧的方法。
  • 摘要：随着国家对环保要求愈来愈高,国内火力发电机组新上项目必须脱硝项目同步建设、投产,脱硝系统投入后,为了满足脱硝指标要求,经SCR反应器后势必存在一定量的未反应完毕的氨气,该部分氨气在烟道内遇烟气中的硫分在烟温低于其露点时会生成硫酸氢氨,经过空预器较密的换热面时,粘附在换热器之间,增大空预器前后阻力,降低换热效果,单一通过正常的蒸汽吹灰很难达到清理效果,严重影响机组效率直至被迫降低机组出力甚至停机进行空预器清理,鉴于这一具体情况,越来越多的火力发电厂对空预器在线高压水冲洗提出了迫切的要求.本文论述了空预器在线高压水冲洗必要性与可行性，明确了空预器在线高压水冲洗工作职责与分工，重点对空预器在线高压水冲洗工作步序详细讲述。rn 通过本次空预器在线高压水冲洗，2号炉在锅炉总风量相同的情况下空预器前后烟气侧差压下降3.OKPa，烟道阻力大幅降低，炉膛负压及一次风压周期性波动问题明显好转，引风机动叶开度由原来的73%关小为55%，引风机电流同步由190A大幅降低至150A，节能效果明显，机组能够满负荷350MW稳定运行。
  • 摘要：燃煤混配掺烧可为电厂创造较大的安全及经济效益.对不同品质燃煤混配掺烧的具体做法进行了介绍,阐述了做好燃煤掺配目前存在的问题及的几点建议.对煤混配及掺烧运行管理上的一些实际经验做了总结,以期对燃煤混配掺烧的管理制度建设有所借鉴.rn 面对上述现状，在公司及部门领导指导下，通过调研同类型在役机组运行经验，查阅资料对比学习，认识到配煤、掺烧与锅炉制粉系统配置关系密切:从锅炉配置中储式制粉系统，锅炉制粉系统为直吹式制粉系统，确定分仓上煤炉内掺烧方式三个角度，详细分析并给出了具体的做法。将优质煤配给#3，#6煤仓则对锅炉低负荷稳燃奠定坚实基础;在满足稳定燃烧的同时为综合利用燃煤，可根据机组负荷确定上煤综合发热量，确保负荷压的下、升的起;热值高的上到下、中仓尽量延长燃烧时间保证燃尽，提高经济性;可根据各煤仓煤种硫份调整各磨出力保证烟气排放达标。
  • 摘要：2013年根据国家环保部颁布的《火电厂大气污染物排放标准》( GB 13223-2011 )及“十二五”规划火电厂节能减排要求，漳泽发电分公司公司对#5机组进行了燃烧器改造，增加了脱硝装置。为保证设备长期的稳定运行,该公司结合脱硝装置运行中出现的低负荷脱硝装置入口烟气温度低于催化剂设计反应温度问题、氨区参数波动问题、氨逃逸略高问题、脱硝装置入口烟气中SO2变化大的等问题,通过优化调整燃烧、稳定氨区参数、加强运行管理及合理燃煤掺配烧等措施,提前预控脱硝装置潜在的危急设备安全运行的问题,有效地促进脱硝装置长期稳定运行,并保证了锅炉烟气NOx环保排放.
  • 摘要：随着国家环保形式的日益严峻,氮氧化物出口排放要求越加严格,SCR、SNCR技术的应用使得烟气出口排放浓度大大降低,各电厂大多采用3层脱硝催化剂布置来降低出口浓度排放需要,然而如果再一次提高脱硝效率,根据锅炉控制位置显然难度加大了,这就需要在低氮燃烧方面加强改进,逐步减少脱硝催化剂的负担,以此实现出口排放浓度的降低,给社会做出积极贡献.国内在低氮燃烧技术方面通常都取得了比较好的效果,而且国内的很多锅炉生产设备厂家在低氮燃烧系统设计领域也渐渐的从过去的完全模仿向着独立自主的研发方向发展,目前在低氮燃烧领域,国内存在的主要的问题就是在独立知识产权方面缺乏与之相关的产品,因此如何完善相关的技术,形成成熟的技术,并将该技术运用到实际的生产中是将来需要解决的问题.rn 目前电厂采用的低氮燃烧技术都存在着一定的问题，因为在使用该技术的时候锅炉燃烧器区域水冷炉壁会在高温下会产生腐蚀，对锅炉的炉膛会产生炉膛结成焦块，燃烧过后灰渣的含碳量居高不下都是目前低碳燃烧技术存在较大的问题。本文讲述了锅炉氮燃烧产生原理，以及低氮燃烧技术的改进，重点对解决氮排放量高的办法详细讲述，包括采用空气分级燃烧技术，采用高效平浓淡煤粉燃烧技术对主燃烧器进行改造。rn 为改善大气污染降低烟气中NOX排放量，对NOX的控制迫在眉睫。低NOX燃烧技术投资低，且有较好的效果与运行经验，特别是低氮氧化物燃烧器与空气分级燃烧的联合使用，效果更佳;烟气脱硝技术中SCR和SNCR具有较多的商业化运行业绩，且脱硝效率较高。我国NOX控制起步较晚，低NOX燃烧系统是在进口燃烧器的基础上进行开发研制的，烟气脱硝技术也是刚刚起步。我国应在广泛采用低NOX燃烧器与空气分级燃烧联合使用等低NOX燃烧的基础上，加快烟气脱硝示范工程的建设，广泛开展国际合作，在引进消化国外烟气脱硝技术的基础上，尽快实现烟气脱硝国产化，降低烟气脱硝的投资与运行费用，从而有效控制NOX的排放，推动国民经济和环境保护的协调发展。
  • 摘要：文章对某电厂连续3年锅炉泄漏的情况进行统计,对其中较为典型的泄漏类型进行了分析和总结,对其泄漏原因进行了技术探讨,以查找出泄漏率高的原因,为今后锅炉防磨防爆工作提供技术依据,并对“四管”泄漏情况总结、讨论的结果,制订防止“四管”泄漏的具体措施,以利于专业对防止锅炉泄漏方面工作进行整体规划,减少不必要的“四管”泄漏次数. 为了减少泄漏，其他诸多因素同样需要及时加以分析控制，如检修工艺、锅炉的运行时间、设备改选等等，只有各种因素同时分析并制定、落实可行的改进措施，才可能从根本上减少泄漏，达到真正意义卜的锅炉防治，保证锅炉机组的安全、稳定运行。
  • 摘要：沁北电厂为了创建节约环保型企业，充分发掘生产工艺系统优化调整的可行性，通过使用脱硫添加剂来提高脱硫效率和降低脱硫系统厂用电率。石灰石-石膏湿法脱硫的反应速率取决于四个速率控制步骤,即SO2吸收、HSO3-的氧化、石灰石的溶解和石膏的结晶.其中HSO3-氧化和石膏结晶已为人们所认识,强制氧化也广泛应用于脱硫工艺.因此,强化SO2吸收速率和石灰石溶解速率就成为了研究重点.根据厂家的数据首次在#6吸收塔添加2吨脱硫添加剂，本文通过讲述使用脱硫添加剂控制反应过程提高反应速率最终实现提高脱硫效率和降低脱硫系统的厂用电率的可行性和应用情况.rn 使用脱硫添加剂后主要从两个方面得到经济性回报，一方面为节约了厂用电用于上网获得了电费，另一方面提高了脱硫系统对煤种的适应能力提高了合格率减少了脱硫电价扣款。其中后一项将在回收电费中得以体现，前一项可以通过现有进行数据估算。从表面看使用脱硫添加剂增加了一部分生产成本，直接的数字为每月增加成本15万/台机组左右，但考虑脱硫电价回收率的提高，设备磨损费用的减少特别是吸收塔浆液循环泵的维护费用减少，成本是否增加在今后的使用过程中将随着数据的完善将逐渐明朗。
  • 摘要：本文通过某电厂330MW机组锅炉低氮燃烧器改造后的各系统参数进行分析,并根据运行过程中的实际情况进行合理的优化调整,取得了一定的成果和经济效益.为同类机组在控制运行成本、更好的满足国家环保要求提供了借鉴,具有一定的参考价值.在环保压力日益增加的情况下，电厂进行了低氮燃烧器的改造，对锅炉运行人员来讲也是一个新事物，必定有它的规律可循。低氮燃烧器改造后出现了一些新问题，飞灰升高、再热蒸汽温度降低，在燃烧方式控制、SOFA风门控制、NOX排放、燃烧器摆角的控制等方面采取了一些措施，取得了一定的成果，取得了很大的经济效益。但是飞灰可燃物比改造前的数据还升高了0.55%，还需要进一步研究对策。该机组在运行调整优化方面积累了大量经验，为同类机组提供了借鉴，具有一定的参考价值。
  • 摘要：火电厂配煤掺烧，就是电厂燃料供应部门根据锅炉燃烧特性及环保等其它要求，将若干种不同种类、不同性质的煤按照一定比例掺配加工而成的混合煤送入锅炉进行燃烧。这些配好的煤，它虽然具有掺配单煤的某些特征，但其综合性能已有所改变，实际卜是人为加工而成的一个新的“煤种”。火电厂动力配煤的基本原理就是利用各种煤在性质上的差异，相互“取长补短”，发挥各掺配煤种的优点，在燃煤电厂输煤系统中，利用某些手段，最终使配出的混合煤在综合性能上达到“最佳性能状态”，以满足锅炉的设计燃料要求，达到最大的安全、环保及经济效益。rn 本文分析了火电厂配煤掺烧的意义,对目前一些常用的配煤掺烧方法进行了简述,提出了煤炭在配煤掺烧时需要考虑的一些因素,如掌握好煤的燃烧特性、做好煤场管理、确定配比原则等.并对本单位配煤掺烧的一些做法进行了介绍.rn 燃煤火电厂的配煤主要包括两种途径。一种是煤炭生产销售企业生产混煤;另一种是在电厂内部混煤。由于发电企业众多，锅炉设计煤种差异很大，很难由少数煤炭生产销售企业提供各种品质的发电混煤，因此发电厂针对自身锅炉特点进行配煤更为切合实际，这种需求在煤炭市场短缺时更为突出。国内有许多发电厂针对自身锅炉燃用煤种与设计煤种不符的矛盾而采用了混煤方案。电厂配煤不同于动力配煤场，不必要添置大量的专门设备，建设全新的配煤生产线。同时电厂配煤的指标要求也与动力配煤场有很大差别，火电厂配煤煤种相对较少，配比控制范围相对宽松，混煤的均匀度要求也相对较低一些，这都与电厂用煤的特点、现场条件和投入等多方面因素有关。目前电厂配煤主要有以下几种常用方法。堆混，抓斗混，皮带混等。rn 以最佳配比，配出合格的入炉煤，是配煤工作的最终目的。但要掺配出与设计煤种相比煤质变化不大的煤，以保证锅炉安全经济运行，同时还要达到降本目的，并不是一件容易事。在确定配比时，还要兼顾其他一些因素。比如目前环保要求很高，就要求低硫煤入炉;还有些锅炉需要特殊用煤，就要给此炉定制配煤等。
  • 摘要：公司通过积极探索燃煤掺烧比例,优化掺烧模式,有效控制煤价,降低生产煤耗.本文通过对漳泽发电分公司配煤掺烧工作的经济性分析,在保证机组安全运行的前提下,拓宽煤种需求范围,研究探讨利益最大化途径,提升火电厂的安全性和经济性,实现企业双赢.rn 该公司严格执行燃煤掺配烧制度，在保证设备安全稳定运行的前提下，科学运用燃煤综合经济性评价的成果，加强煤场分区管理，合理对不同煤种进行科学掺配。落实专人管理配煤掺烧工作，要求当班值长根据不同运行工况综合考虑入炉煤发热量、挥发份、灰份、含硫量等指标，合理确定掺烧比例，确保锅炉燃烧的安全性、经济性和稳定性。同时做到配烧“旧统计汇报、周总结分析”，及时进行掺烧调整，持续总结改进。配煤掺烧工作组每月定期下达经济煤种掺烧工作计划，按月按日按值分解落实，通过对入炉煤混配、上煤方式进行跟踪分析，确定低谷、高峰、消缺等阶段的上煤方式，每日为值长下达上煤指导意见书，并将掺烧完成情况在公司网站及时公布，使“值值有指标、人人有责任”。目前，机组煤泥掺烧比例从最初的15%，达到了现在的全炉40%;机组掺烧褐煤从原来的一台磨25%，达到了全炉45%。现在一台机组每天的褐煤掺烧量最高可达到2400多吨。据统计，2015年1-2月共实现掺配利润300余万元。
  • 摘要：随着中国火力发电业的飞速发展，超超临界火电机组已经基本成为了电网主力，其高参数、高效益在带来巨大的经济效益的同时也提出了挑战。较高的运行参数对材料的要求也越来越高。加之，近年燃煤硫份居高不下，锅炉运行环境更为恶劣，而锅炉水冷壁水冷壁失效、开裂引起爆漏问题逐渐显现并越来越突出，某些电厂甚至因此而频繁非计划停运，成为影响超超临界机组安全稳定运行的重要因素。rn 本文结合试验室分析和现场检查,对裂纹产生的深层原因进行了全面的分析,认为裂纹的产生是应力和硫化物型高温腐蚀共同作用的结果;并提出了治理建议,以期为同类型锅炉水冷壁安全运行提供借鉴.百万超超临界锅炉水冷壁局部区域横向裂纹产生的原因是疲劳应力和硫化物型高温腐蚀共同作用的结果;水冷壁前后墙区域结构受力复杂，易出现周期性膨胀不畅，疲劳应力更为突出，应重点关注，同时应进行针对性的检查消除膨胀不畅问题;通过炉膛贴壁气氛测量可以较好的指导燃烧调整，并最大限度的降低水冷壁高温腐蚀J清况，降低横向裂纹产生的几率。疲劳裂纹产生区域多为管子应力结构复杂区域，裂纹一旦形成，在应力的作用下极易发生裂纹扩展并裂透水冷壁管子，因此应加强横向疲劳裂纹的检查、治理，加强结构复杂区域、热应力较大区域水冷壁监督检查。
  • 摘要：脱硝系统投运后,由于硫酸氢氨堵塞空预器,造成空预器压差偏大,引起风机耗电增加、喘振失速等问题,必须对空预器进行在线水冲洗.经过多次冲洗,积累了经验.本文阐述了冲洗过程,分析了危险点及采取的措施.两台空预器的高压水冲洗不能同时进行，应逐台冲洗。以下流程以A侧冲洗为例，B侧与此相同。可以采取措施：疏通烟道排污口；切换管路阀门至合适位置；启动高压水泵等。为确保高压水在线冲洗不对机组产生有害影响，可先短时间地进行试验性冲洗，在检查机组运行情况正常后，再逐步延长试验时间。在冲洗中及冲洗后，观察空预器驱动电机电流、空预器阻力、排烟温度、烟道排污情况及除尘器运行是否正常。观察和记录高压水冲洗时间、压力、空预器在冲洗前后机组负荷、烟气和空气侧差压、送风机和引风机电流、炉膛压力、热风和排烟温度等参数。排烟温度低于1200°C，应该及时调整冲洗侧烟气流量，提高烟温，若持续下降至110°C，则应停止在线水冲洗。实践经验表明，为了避免空预器堵塞，频繁停机冲洗这一难题，空预器在线水冲洗技术是可行的。上述措施都有一定的通用性，但必须尽心策划，认真组织，加强对过程中的参数的监控，就能保证机组的运行安全。
  • 摘要：原煤斗是电站锅炉制粉系统的重要设备，在生产中起着储煤、卜煤、传输煤的作用，对生产的持续、稳定等方面至关重要。近年来，随着发电机组发电燃料成本的不断变化，导致煤种煤质的改变，原煤斗的堵煤棚煤日益突出，原煤斗的合理布置和设计也日益受到重视，但无论哪种形式的原煤斗，其收口型式的设计都存在一些问题，煤质稍有偏差就产生堵煤。rn 通过对原煤颗粒及其煤泥混合物在原煤斗中的流动特性、受力情况的研究,并结合目前火电厂普遍采用的圆锥型和双曲线煤斗的结构特点,分析了原煤在原煤斗内部形成拱棚、堵塞的产生原因,解决这一难题的关键因素.打破常规设计理念,研发了具有多项专利技术的虾米零堵型原煤斗,并在近十家火电厂,上百台原煤斗上推广应用,完全解决了困扰火电厂堵煤棚煤的技术难题,不仅保证了锅炉燃烧的安全稳定,而且经济效益巨大,本厂自改造后仅多烧煤泥节约成本达一千多万元.
  • 摘要：目前喷氨优化调整主要通过便携式分析仪或人工化学分析的方法，对SCR出人口的NOX和NH3的浓度分布进行采样分析，然后通过手动调节喷氨支管的调节阀来调整不同区域喷氨量，从而达到优化喷氨。这种方式由于均为手动方式，工作量大，而且浓度监测和实际调整无法达到实时同步，因此更多地依靠工作人员的现场经验，具有较大的不确定性，也不可能经常实施。对已经发现问题隐患的机组，无法及时进行调整工作，使得问题隐患进一步加大，最终导致问题发生时对机组的损坏已无法挽回。因此如果能够实时进行喷氨分区优化控制，将大幅度提高SCR运行管理的水平、装置的运行效率以及整体运行的经济性。烟气脱硝SCR装置在设计阶段通常会进行CFD流场模拟和物理模型试验对烟道内的流场进行优化,以保证SCR入口截面的烟气流速和NOx分布较为均匀.但往往由于现场空间限制、安装以及负荷调整等因素影响,在实际运行过程中出现SCR入口和出口截面的NOx以及逃逸氨浓度分布偏差大,部分区域氨逃逸超过设计保证值的现象.本文详细讲述喷氨分区实时优化控制实现的技术路线，实现喷氨分区实时优化控制有三大关键的技术。气氛浓度分布在线监测技术、喷氨调节阀分区远程电控调节技术和人工智能控制软件技术。rn 该系统是整个系统的大脑，负责运行喷氨分区实时优化控制软件。该软件通过实时在线监测到的气氛浓度分布数据，结合SCR和锅炉实时运行数据，通过人工智能控制算法以及自学习的专家系统，给出最佳的喷氨分区控制策略，并通过系统执行机构实现喷氨量的分区实时调节。该系统运行的人工智能控制软件通过对控制结果的自我评估，进行自我学习和修正，以不断提高系统控制精度。同时通过该软件强大的数据处理能力，对大量相关运行数据进行长期采集记录，并进行统计分析。对包括催化剂使用状态分析和预测、SCR运行优化等提供帮助。为用户进一步提高设备运行管理水平，降低设备运行成本。
  • 摘要：变压器的有功损耗(简称变损)，包含空载损耗和负载损耗。变压器对应于实际负载和功率因数的工作效率称为变压器的运行效率，与变压器运行负载率直接相关。本文将变压器的运行损耗与变压器的输入功率比值称为变压器损耗率(简称变损率)，是类似于变压器运行效率的一个重要指标。发电企业的发电量每日都有变化，因此每日的平均负载率均有不同。正常运行的机组，在相邻时间段内，可能会出现负荷的大幅度波动，但是日平均负载率变化幅度有限，此外，由于负载率对变损率的影响较小，因此变损率的变化趋势相对稳定。变损率统计值的分析，实际是主变的进出电能平衡计算。由于当前大型变压器的效率较高，在主变负载率有限范围内变化时，变损率理论上也是一个趋近于零的正百分数。rn 发电企业主变变损率的变化趋势稳定、趋近于零的特点，是以各项电量统计正确为前提条件变损率是变压器运行一项重要参数,具有和变压器负载率呈现弱正性相关的特点.在发电企业的负载率无大幅度波动的条件下,各主变压器(简称主变)的变损率具有趋近于某个固有常数的特性.在主变变损率的计算中,需以众多电气设备和回路的正常和稳定运行为基础,例如电能表、电压互感器、电流互感器、熔断器和二次回路等,如果其中任一设备或回路出现异常或故障,必然导致主变变损率大幅度波动,因此发电企业可统计和分析主变变损率,在线监测各电气设备和回路状态,预判其异常和故障.rn 发电企业可根据主变变损率数据相对稳定、计算变损率需要众多电气设备运行稳定可靠的两个特点，设置各主变变损率的统计并进行分析，预判电气设备故障。变损率的故障预判性还具有延展性。在故障计量元素相同的环境中，还有其他的设备同时运行，通过故障设备的发现，也可由点拓展到面发现其他异常，例如在电流、电压互感器中与计量绕组并列的保护、测量绕组状态，电压互感器一次回路的熔断器状态等。
  • 摘要：广州项目于2014年7月完成#1机组湿式电除尘器(WESP)改造,改造后烟尘排放长期稳定在5mg Nm3以下,本文结合广州项目湿式电除尘器改造数据,对湿式电除尘器减排效果进行数据计算,从湿式电除尘器在火电厂应用的社会效益、投资成本、节能效果三个方面对湿式电除尘器在火电厂应用进行理论研究,并结合全球火电厂烟尘排放标准、中科院北京雾霾成分解析等数据对湿式除尘器在火电厂的应用与燃煤烟尘排放的关系进行介绍.湿式电除尘器(WESP)在火电厂的应用，可以将烟尘指标降到较低水平，为新建火电厂的环保指标加分不少，其社会效益较为明显，但其整体排放量较少，对空气污染改善效果一般，投资经济性偏低，目前烟尘20 mg/Nm3的排放标准已经是世界最高标准，未来如果将“趋零排放”或“超洁净排放”在全国推广，湿式电除尘必然要成为火电厂的标准配置并广泛应用，但全国燃煤的烟尘排放量并不会因为WESP在火电厂的广泛使用出现明显降幅。
  • 摘要：随着锅炉高温过热器和高温再热器出口温度的提升，原高温受热面采用的低合金耐热钢材料已不再能满足锅炉超高温运行工况要求。因此，高合金奥式体材料在超临界和超超临界锅炉上开始广泛应用。然而，高温下奥式体钢管内壁不可避免的被水蒸气氧化，锅炉长时间运行氧化膜生长形成一定厚度的氧化皮，因氧化皮和钢管基材存在较大的膨胀系数差，在启停炉过程中氧化皮受应力作用脱落、堆积堵塞受热面管，这会减少管道的流通截面，造成堵管进而发生由于管壁超温导致金属失效的管道爆管事件。为此，有必要专门针对高温受热面氧化皮发生、脱落、堆积的成因进行讨论，有针对性的采取应对措施，使由于高温受热面氧化皮脱落而发生堵管的现象大大减少，有效保证机组的运行安全性。高温受热面蒸汽管道内氧化膜的形成分为制造中和运行中两个部分。对于制造过程中，如果在锅炉投运之前，酸洗和吹管两个环节不过关，未将金属管道内壁易脱落氧化层彻底清除干净，则投运后很难形成致密的、不易脱落的氧化膜。这种易脱落的氧化膜在机组投运后产生恶性循环:脱落、氧化、再脱落、再氧化，最终形成大量的氧化皮。rn 本文对氧化皮在制造及运行过程中的形成机理进行了简要的阐述,重点介绍防止运行中氧化皮产生及脱落的技术措施,对氧化皮的检测手段进行了简要的说明,并根据实际工作经验对生成后的氧化皮治理提出了一定的解决措施,对实际生产具有一定的指导意义.rn 本文通过对高温氧化层脱落、堆积成因及应对措施的研究，取得了较好效果，锅炉机组运行以来，其氧化皮厚度目前处于正常水平，无明显脱落，这充分说明了应对策略是可行有效的，为减少和避免氧化皮脱落堵塞爆管提供了很好的借鉴。
  • 摘要：神华国华寿光一期项目锅炉出口蒸汽参数为29.4MPa(a)/605/623 °C，对应汽机入口参数为28MPa(a)/600/620 °C。相对与常规参数，本项目锅炉设计参数的变化主要体现在过热器出口压力的提升和再热蒸汽温度的提升。过热蒸汽压力提升至29.4MPa。压力提升对材料本身没有特殊需求，可以沿用常规方案的成熟材料。可如通过增大锅炉受压件的材料壁厚和规格来适应。可以认为，过热蒸汽压力的提升对锅炉的影响较小。相对而言，再热蒸汽温度由600℃提升至620 °C，需要更加重视材料的安全性和运行的可靠性问题。本文重点对Super304H、HR3C、A335P92等材质从材料特性、焊接性能、焊后易出现问题,以及上述材质在寿电620℃高温下长期工作,运行所采取的防止受热面超温的措施进行了详细的说明.rn 为解决再热器壁温过高，P92/T92材料无法适应的问题，寿光电厂要求东方锅炉厂从炉膛设计、燃烧器布置、燃烧组织、受热面设计等方面，设计一系列减少烟温偏差、蒸汽侧热力偏差的措施，降低再热器管的壁温，从而实现材料不升档也能有一定裕量(T92的温度裕量为10℃左右)，以保证再热器的安全性。以下为东方锅炉厂按照寿光电厂要求设计并实施的减少烟温偏差、蒸汽侧热力偏差的措施。通过以上各个材料的分析比较，Super304H，HR3C这两种材质本身的最高许用温度都远高于实际运行温度，可以满足620℃的运行要求。SA335P92的国标许用温度为630℃，已经接近于再热器蒸汽出口温度，通过一系列的减少温度偏差的措施，将集箱和管道的设计温度控制在630℃以内，均可达到使用要求。
  • 摘要：油泄露试验是机组启动前的必做试验，用来检验燃油系统是否有泄露，对锅炉安全意义较为重要，经过对大量火电运营项目调查，大多运营项目燃油泄露试验成功率都较低，点火前跳过燃油泄漏试验者较多，其根本原因是泄漏试验设计不合理，使用效果较差，无法准确检验燃油泄漏情况，本文抛弃了传统设计思想，完全重新设计一套燃油泄露试验，试验效果较好。rn 燃油泄漏试验是为了确保燃油系统燃油跳闸阀、油枪跳闸阀严密不漏，防止在锅炉启动前或熄火后因泄漏使燃油进入炉膛，造成可燃物积累，一旦炉膛点火就可能发生可燃物爆燃，炉膛压力剧升，破坏炉膛结构。如果将燃油泄漏试验强制跳过就有可能因油枪跳闸阀泄漏使炉膛内充满油雾或在MFT后仍有燃油进入高温炉膛，影响锅炉安全。本文着重介绍了传统燃油泄漏试验的基本设计及方法,指出该试验在实际使用中存在的各种问题,并采用新的思路重新设计燃油泄露试验,提高了该试验的可行性和准确性,解决了该试验在实际运行中经常错报、误报并被跳过的问题.原设计对泄漏的逻辑判断由母管的压力开关做为判据，当压力降低到某个固定值，压力开关动作发出信号，油泄漏试验失败;优化后选用压力变送器做为试验判断依据，每次系统稳定后先记录当前压力，然后在计时时间内看压力在原记录压力基础上的变化量，如果超过0.1MPa(可调)则认为系统泄漏。优化后压力变化多少设定为燃油泄漏的定值可以根据经验更改，并不影响系统运行;每一步操作延时也可以在试验中实时调整;每一步的计时时间也可以随时调整，系统试验的灵活性较高。在机组启动前的试验表明，该优化可以准确的反映燃油泄漏情况，解决了以往油泄露试验存在的诸多问题，有效的提高了锅炉的安全性、经济性。
  • 摘要：中间储仓式钢球磨煤机制粉系统在我国电厂制粉系统的历史上占有绝对的地位，其过程包含非线性、强藕合、大延迟、动态特性复杂等特点，系统的自动控制与优化运行一直以来是困扰我国电厂生产的历史性问题。随着当前对操作人员的要求不断提高，制粉系统的自动运行显得尤为必要，一方面能够保证制粉系统的安全、稳定、经济运行，同时能够实现整个制粉系统的自动控制，大大减轻操作人员的劳动强度，尤其是在当前机组负荷及煤质变动较大的情况下，实施中间仓储式制粉优化节能控制技术改造显得更为必要。本文以中石化仪征化纤热电生产中心5号炉为实例,针对中间储仓式制粉系统的运行特点,以安全经济运行为目标,采用自寻优、自适应等先进控制算法与常规控制算法相结合的控制策略,对制粉系统进行三回路控制,实现了磨煤机料位、磨煤机出口温度、磨煤机入口负压、报警处理、自寻优自适应等优化控制,确保制粉系统连续稳定运行在最佳工况附近,通过对热电生产中心5号炉运行结果进行分析,年经济效益可达22万元,年减少二氧化碳排放量712.23吨,具有良好的经济效益与社会效益.
  • 摘要：循环流化床锅炉燃烧调节的重要任务之一是保证锅炉蒸发量随时适应外界负荷的需要;保证蒸汽压力、温度在正常范围内。rn 随着电力系统自动化水平的发展和社会对于供电质量要求的提高，电网管理部门对各个发电机组的ACC品质提出更高的要求。华北电网公司于2009年初公布了《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》和《华北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》(以下简称“两个细则”)，从2009年5月1日开始进行正式运行和考核、补偿。rn 2010年秦皇岛发电有限公司利润总额完成8099万元，但其中“两个细则”考核奖励净收人4831万元，掺烧褐煤节约煤炭成本近1979万元。寻求秦热1025t/h循环流化床锅炉汽压优化调节方案，满足两个细则对机组提出了更严格的要求，提高机组的两个细则净考核收人，同时优化汽压运行调节特性，提高机组的经济性和安全性。具有巨大的经济意义。rn 本文分析了影响循环流化床锅炉汽压的主要因素,即负荷调度模式和炉内燃烧.循环流化床锅炉燃烧动态特性受到多种因素的影响.其本质为锅炉燃烧所需能量由床内所有残碳与新加入的新煤燃烧共同来保证.而残碳的积累是一个动态蓄积.本文由循环流化床锅炉物质与能量平衡入手得出了锅炉水冷壁吸量的动态方程.进而对锅炉汽压动态特性进行分析.为优化循环流化床锅炉汽压特性提供了方向.
  • 摘要：循环流化床锅炉是一种高效、低污染的新型清洁燃烧设备。它与其他类型锅炉的主要区别在于燃烧方式不同，低温、低氧燃烧使其环保性能得到大大提高。在我国环保要求日益严格，电厂负荷调节范围较大、煤种多变、原煤直接燃烧比例高、燃煤与环保的矛盾日益突出的情况下，循环流化床锅炉已成首选的高效低污染燃烧设备。循环流化床锅炉风机用电量大,压缩空气用户多,机组启动用油量较大.降低风机单耗是降低循环流化床锅炉机组厂用电率的最有效办法,降低启动用油也有利于减少营运成本,本文介绍了公司降低风机单耗、减少启动用油的试验和运行中实施的成效.包括一次风机节能降耗方面、流化风机节能降耗方面、空压机节能降耗方面、启动节油降耗方面。rn 通过试验论证，制定降低外置床固定风用量措施，大幅度降低了流化风机单耗;同时通过优化一次风量挡板开度，降低一次风机单耗方面，也取得了显著的效果;另外通过优化压缩空气运行方式，使空压机由三运两备改为两运三备。
  • 摘要：秦皇岛秦热发电有限责任公司#6炉为燃煤机组，锅炉形式为亚临界参数、一次中间再热、1025t/h自然循环流化床锅炉，自2007年投产以来，排烟温度一直较高，额定工况时，左侧烟道排烟温度在170°C，右侧烟道排烟温度在145°C，为减少锅炉排烟损失，回收余热，节约能源，公司于2014年9月加装低压省煤器，11月投人正常运行。本文对1025t/h自然循环流化床锅炉低压省煤器系统的布置与安装进行了介绍,详细说明了低压省煤器在运行中各参数的调整方法,采集了在各种工况下的运行数据,并进行了经济性分析.rn 从文中分析可以看出低压省煤器可以有效的降低锅炉排烟温度，回收的锅炉余热可以带来很大的经济效益和社会效益，目前，公司正在分流外供热水取代冬季的化学生水蒸汽加热，减少机组高辅用汽，这将又是一个新的效益增长点，总之低压省煤器的回热利用是多方面、多层次的，只要回收的余热能够可靠、高效的利用，就将带来可观的经济效益。
  • 摘要：随着蒸汽参数的提高，现代电厂锅炉对汽水品质要求日益严格，为保证汽水品质合格，对汽包炉均设置了连续排污装置和定期排污装置，分别将盐浓度比较高的部分炉水和水中的渣垢排出。其中连续排污装置排污水取自汽包，经连续排污扩容器闪蒸出部分蒸汽回送至除氧器再利用，其余废水与来自水冷壁下联箱的定期排污水一并送入定期排污扩容器进行扩容降温降压后排向环境，排污水的压力温度都比较高，在现行情况下不仅未能回收其热量，造成热能的浪费，且还将热量释放到环境中，造成了对环境的热污染。螺杆膨胀发电机组因具有可适用于适用于过热蒸汽、饱和蒸汽、汽液两相混合物、烟气、含污热水、热液体等多种工质;当余热热源不稳定，参数变化时，机组效率稳定;对工质品质要求不高;运行维护费用很低，操作简单，维修容易等优点逐渐在玻璃、水泥等得到越来越广的应用。rn 文章介绍了一种锅炉排污水余热利用装置,其特征在于:汽包的连排水排出管道连通于连排扩容器的排污水进口,连排扩容器的排汽口连通于除氧器、且排污水出口与水冷壁下联箱的定排水排出管道并行连通与混合器的进口;设置螺杆式膨胀机,螺杆式膨胀机的进口通过管道连通与混合器的出口,出口连通于除灰渣水管线;设置定排扩容器作为螺杆式膨胀机的旁路系统,定排扩容器的进口连通与混合器出口,出口连通于除灰渣水管线.该装置采用螺杆式膨胀机实现排污水余热的回收、并以此驱动发电机或其他机械设备,在减少对环境的热排放的同时,降低了厂用电率,提高了电厂经济效益.
  • 摘要：循环流化床作为洁净煤技术,具备广阔的应用前景.但受循环流化床锅炉特性影响,其实际汽压调节性还远不能满足电网两个细则的要求,使企业受到严厉的考核.如何对锅炉进行合理调整控制，满足两个细则对机组提出了更严格的要求。并同时使汽温、汽压、床温、床压、炉膛负压等参数尽可能平稳，保证机组的安全性和经济性。这对运行人员来说是一个重要的挑战。rn 本文从影响循环流化床锅炉汽压调节优化入手,深入分析了提高循环流化床锅炉汽压响应特性.提出了以煤量、风量合理超调、回调为主的优化解决方案,在保证安全性的基础下提高锅炉的汽压响应性能.总结运行中各种变工况过程，分析了煤量，风量阶跃性变化，后氧量，汽压的响应特性。通过逐次逼近最优的原则，从各自超调方案中探索最佳干预方案。确定回调时机根据氧量、床温变化与汽压变化来决定。根据负荷变化深度确认回调时机无基点调度模式下不宜频繁采用煤量超调。采用以风追负荷，以煤追氧量原则。结合回料器锥形阀，减温水提前调节，可有效改善参数稳定性。
  • 摘要：秦皇岛秦热发电有限责任公司的5,6号锅炉是由东方锅炉厂和法国ALSTOM公司共同设计的DG-1025t/17.4-ⅡⅠ型循环流化床锅炉，空气预热器采用四分仓回转式空气预热器。rn 引风机失速后电流、风量发生了大幅的下降，表明该风机的工作能力下降，而与之并列的风机出力上升，调整不当两台风机会交替失速，从而导致整个风烟系统处于一个振荡状态，极其不利于锅炉的燃烧。本文就秦热公司机组检修后引风机频繁发生失速的情况进行了分析,对引风机失速的机理、成因、现象、危害进行了阐述,并根据实际情况找出了引风机失速的具体原因,提出了调整方法和预防措施.在机组检修之前，引风机失速的现象鲜有发生，那么经过检修后，是那些原因导致引风机所处的运行工况偏离了原来的区域处在不稳定区内了呢。经过分析认为有以下几个因素，低省系统改造、除尘器改造、引风机变频器拆除、低省系统对排烟温度的改变。rn 通过一段时间的运行实践与摸索，已经了解掌握了引风机发生失速、抢风的原因，并制定了相应的预防措施并严格按其执行，引风机失速现象明显得到有效控制。消除了引风机损坏事故的安全隐患，从而提高了引风机运行的可靠性、安全性和经济性。
  • 摘要：某电厂一期工程装机容量2*600MW，锅炉为上海锅炉厂生产的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，锅炉设有蒸汽吹灰系统，96只炉膛吹灰器布置在炉膛区域，42只长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部和对流烟道区域，24只半伸缩式吹灰器布置在后烟井下部对流烟道区域，空预器布置4只伸缩式吹灰器，吹灰蒸汽均由后屏出口集箱接出，经减压后进人各吹灰器，管路中设有自动疏水点，锅炉整套吹灰实现程序控制。在两台锅炉第一次A级检修中，都发现大量受热面管被吹灰蒸汽吹损问题，部位主要集中在水冷壁、低温再热器、低温省煤器、包墙管及各悬吊管。本文阐述了某电厂600MW机组锅炉受热面受蒸汽吹灰器吹损状况,并进行了详细的分析,提出防治措施,保障受热面的安全运行.rn 蒸汽吹灰器吹损锅炉受热面是个普遍问题，加强停炉检修期间的防磨防爆检查和吹灰器工作的日常管理十分重要，经过#1,2炉对吹灰器设备、运行等方面的调整和优化，减少了因吹灰器吹损受热面管而造成的锅炉“四管”泄漏故障，但一些实施效果，仍需时间验证，如超音速电弧防磨喷涂丝材选用是否合理等，另进一步的优化和调整措施，也需去不断地摸索和总结，以得出更加合理的方案。
  • 摘要：锅炉设计煤种为山西晋中贫煤，校核煤种为山西晋北烟煤，采用钢球磨中间储仓式制粉系统，每台锅炉配四台DTM350/600-Ⅲ型磨煤机。#1 , #2炉制粉系统磨煤机采用料位自动监控系统。锅炉燃烧系统采用冷一次风机热风送粉、对冲燃烧方式，24只美国B&W公司标准的EI-DRB双调风旋流燃烧器，分三层对称布置在矩形燃烧室的前、后墙上。配有高能自动点火装置的24只点火油枪，分置于各燃烧器中。由于电力市场的因素，机组启停已不可避免，尤其是机组冷态启动需要消耗大量燃油，大大地增加发电厂的运行成本。寻找合适的的措施，减少冷态启动过程中的油耗是发电企业必须要研究解决的课题，建设节约型企业，提高企业经济效益。以某电厂300MW机组“W”火焰锅炉为例，提出冷态启动过程的节油具体措施。rn 本文以西柏坡电力330MW锅炉为例,进行了系统分析,根据运行实践,提出了机组冷态启动降低锅炉油耗量的措施。采用底部加热，预热锅炉；启动时单独上好煤；优化机组启动时的运行调整。实践经验表明，330MW机组启动过程节约燃油是完全做得到的，而且效益非常可观，尤其是油耗相对较高的机组，节油的空间将更大。上述措施都有一定的通用性，但必须尽心策划，认真组织，做好机组启动过程中的参数的监控，保证机组启动的安全。
  • 摘要：为了减少排烟热损失,提高机组热效率,运用最广泛的电站锅炉烟气余热利用方式是在空气预热器出口的烟道上加装低温省煤器,利用烟气余热加热汽轮机凝结水,节省部分汽轮机抽汽.该文提出电站烟气余热梯级利用系统:在空气预热器前加装高、低压旁路省煤器及在除尘器前后各设置一级低温省煤器,使高压旁路省煤器加热高压给水,低压旁路省煤器和低温省煤器加热凝结水,节省高级的汽轮机抽汽,实现更高的节能效果.rn 利用锅炉尾部烟气放热量加热凝结水，节省汽轮机抽汽，是烟气余热利用的主要方式。在常规余热利用系统中烟气来源为空气预热器出口，烟气温度低、品位差，受烟温和凝结水温度差约速，导致节能效果不佳。一般采用常规余热利用方案的发电煤耗下降在2.4g/(KWh)以内。提出电站锅炉烟气余热梯级利用系统，在空气预热器前加装高、低压旁路省煤器及在除尘器前后各设置一级低温省煤器，使高压旁路省煤器加热高压给水，低压旁路省煤器和低温省煤器加热凝结水，节省高级汽轮机抽汽，汽轮机组效率提高明显，提高电厂效率，其节煤量可达5.98g/(KWh)。
  • 摘要：近年来我国城市大气环境出现了较为严重的“雾霆”现象，对广大人民群众的工作、生活带来了较大的危害和干扰。为了解决这一问题，我国政府出台了一系列环保法规及政策，对于各类烟气污染物排放进行控制，鉴于燃煤火力发电厂烟气排放总量规模极大，最新的法规及政策对于燃煤火力发电厂的烟气污染物排放指标也提出了更高的要求，从而使得目前大量的现役燃煤火力发电机组需要对烟气污染物处理系统进行升级改造。为了使改造方案达到最优的技术经济效益，有必要对于相关改造方案进行深人的研究和探讨。rn 本文对燃煤电厂烟气处理系统协同治理技术路线进行了研究,分析了各种协同效应的机理及相互作用的关系,并主要针对粉尘排放不采用湿式静电除尘器达到＜5mg/m3及＜10mg/m3的技术方案的机理和实践进行了分析和探讨,相关结论可为现阶段燃煤电厂烟气污染物治理系统的升级改造提供参考.rn 改善大气环境指标是我国目前重要的环保目标，在这一背景下国家标准及政策也对电力行业燃煤电厂的粉尘排放提出了更高的要求，新建及现役大型燃煤电厂普遍需要达到
  • 摘要：煤碳价格居高不下,火电厂利润空间被不断挤压,掺烧低价劣质煤种成为火电厂降本增效的有效途径,本文通过对漳泽发电分公司配煤掺烧煤种严重偏离设计值后为保证锅炉燃烧稳定采取调整对策进行探讨,以期提高分公司安全和经济效益.2013, 2014年#3, #4,#5锅炉分别进行了脱硝改造，配合脱硝改造锅炉进行了低氮燃烧器改造，喷燃器由原来双蜗壳旋流燃烧器改造为烟台龙源公司的LYSC-3型(非偏置型)低NOx燃烧器，对燃烧器进行改造。rn 在入炉煤质无法彻底改变的情况下只有通过优化燃烧调整来适应煤质的变化达到锅炉机组的安全、经济运行。第一，燃煤掺配要求:要求燃料管理部对煤场来煤分堆存放，保证掺配均匀。煤质检验中心对入厂煤和人炉煤煤质情况提前通知发电运行部，发电运行部及时了解入炉煤情况，根据入炉煤热值、挥发分、灰分情况合理制定燃烧调整方案，合理调整燃烧配风，保证燃烧稳定。第二，制粉系统煤粉细度调整:煤粉变细后总表面积增大，接触空气的机会越多，挥发分析出快，容易着火，燃烧完全。第三，二次风调整。rn 通过上述方法调整后锅炉基本能适应分公司所掺烧煤种，保证锅炉燃烧稳定，同时锅炉的飞灰含碳量、排烟温度都有所降低，脱硝SCR反应器人口NOx值在可控范围，虽然煤粉细度提高后制粉电耗升高0.2%左右，影响机组供电煤耗升高0.728/kwh.但是飞灰含碳量下降约3%，影响机组供电煤耗降低2.7g/kwh左右，总的经济效益是升高的，且锅炉燃烧稳定、锅炉各参数控制在正常值，机组的安全性大幅提高，燃煤掺配后标煤单价下降较多，分公司整体经营效益提高。
  • 摘要：本文综述了河北任丘热电350MW超临界锅炉在使用初期(整套启动、168试运阶段以及投产运行半年内)发生多次泄露故障,其中主要涉及到的问题是多次由于膨胀受阻造成拉裂最终发生泄漏.如:包墙过热器膨胀受阻造成拉裂泄漏、水冷壁水平烟道与水冷壁包墙膨胀受阻造成拉裂形成泄漏、水冷壁管件和刚性梁插板由于膨胀受阻造成拉裂等.并分析了泄漏机理,提出了有效的处理措施,具有一定的代表性,对解决超临界机组受热面膨胀受阻造成的拉裂有一定参考意义.
  • 摘要：煤泥是煤炭生产过程中的副产品，其特点是:水分和灰分大，挥发分较劣质贫煤高，发热量低，粘性大，粉的颗粒度较小。煤泥由于在运输、锅炉上煤、煤粉制备等带来较大的困难，对锅炉燃烧的稳定性和运行的经济性产生不利影响，一般在流化床锅炉和链条炉上应用较多，大型煤粉炉应用较少。正是由于煤泥利用的困难性，使煤泥相对于普通原煤单位热价格低。淮北矿区选煤厂多，产生的煤泥量大，临焕电厂二台300MW流化床机组消耗煤泥量有限，所以价格较低，煤副产品的充分综合利用符合国家的产业政策。rn 本厂一台200MW机组为中间储仓式煤粉炉，设计煤质为淮北贫煤，四套制粉系统，正常运行时三台运行一台备用。该厂具备煤泥掺配系列工作得天独厚的条件:距离选煤厂较近，运输成本低;8台机组已关停7台，煤场大，有煤泥晾晒的场地;多套上煤系统，有利于掺配的实施;钢球磨煤机适应煤种广;中储式制粉系统掺配燃烧的机动性高。通过燃烧调整试验，总结出不同煤种下的科学的掺配比例，研究出具有针对性和实用性的燃烧调整方法，使掺配煤泥后燃烧损失不增加或增加较小，炉效基本不变或降低较小，从而使燃料成本大幅度降低。rn 本文对大型煤粉锅炉掺烧煤泥节约成本的可行性进行了论证,用等效性原理对煤与煤泥的掺配比例确定方法提出了见解,对入炉煤性质改变后降低各项燃烧损失的燃烧调整方法进行了总结,以期为同类型锅炉提供经验.
  • 摘要：采用分级燃烧技术的低氮燃烧器与SCR脱硝技术相结合,对仪化热电中心220 t/h锅炉进行脱硝改造,同时对锅炉尾部受热面进行改造.通过优化,锅炉NOx排放达到了最新国家指标,热效率及稳定运行也得到了保证.rn 仪化热电中心6台锅炉全部为自然循环、四角切圆燃烧、门型露天布置的固态排渣的高温高压煤粉炉.从工程应用的角度，燃煤锅炉脱硝措施可以分为两大类，即低氮燃烧技术及烟气脱硝技术。低氮燃烧技术，因其最佳的脱硝性价比，成为脱硝首先。是通过适当配置炉内流场、温度场及物料分布来改变NOx的生成环境，降低NOx生成量的一种技术。rn 烟气脱硝技术可分为选择性非催化还原反应(SNCR)法、选择性催化还原反应(SCR)法及SNCR-SCR综合法。SCR是指在催化剂的作用下，利用NH3作为还原剂，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H20，达到脱硝目的。SNCR技术是一种不用催化剂，在850-1150℃范围内还原NOx的方法。采用分级燃烧技术的低氮燃烧器与SCR脱硝技术相结合,对仪化热电中心220t/h锅炉进行脱硝改造,同时对锅炉尾部受热面进行改造.通过优化,锅炉NOx排放达到了最新国家指标,热效率及稳定运行也得到了保证.rn LNB+SCR脱硝技术是目前国内外烟气脱硝技术中相对成熟、可靠的工艺，该工艺易于控制、脱硝效率高、运行安全可靠，且产物可直接排放大气，不会造成二次污染，但是在进行老电厂烟气脱硝改造过程中一定会遇到一些实际问题，而这些问题将直接影响到脱硝改造项目的成败，因此，如何有效解决这些问题是保障烟气脱硝改造顺利进行的关键，仪化热电中心进行烟气脱硝改造经验值得同类型锅炉烟气脱硝改造借鉴。
  • 摘要：循环流化床锅炉运行中要通过燃烧温度的调节，保证在不同负荷运行条件下燃料的稳定着火及燃尽，避免由于燃烧温度过高发生炉内高温结焦，以及过低带来的熄火问题。保证炉内床层温度的均匀性，避免发生由于局部流化不均引起的结焦。保证合理的燃烧温度，既保证碳粒子的有效燃尽，又使锅炉的排放尽可能的低，满足环保标准的要求。本文针对两个细则实施后循环流化床锅炉床温波动较大,超温频繁的现状进行了分析.尝试通过建立床温的动态方程来分析循环流化床锅炉床温的影响主要因素,负荷变化,炉内全部碳的燃烧速率,冷热灰的分配.确定稳定床温的根本在于维持密相区能量平衡.进而提出了床温控制的优化措施.
  • 摘要：对于燃煤电厂来说,燃用设计煤种是最经济、最安全的.但由于煤炭市场的供求关系转向卖方市场,以及煤炭的运输成本,煤价等综合因素,从不同煤种的性价比上考虑,发电厂不得不掺烧部分非设计煤种.浙能兰溪发电有限责任公司从2009年开始逐渐加大了非设计煤种的掺烧力度,为确保机组在掺烧非设计煤种时的安全经济性,对机组煤炭的适应性及如何优化配煤掺烧进行试验及研究,寻求一种最佳的煤种掺烧管理模式,实现锅炉的安全、经济运行.电厂燃煤掺配的主要形式，包括动力配煤、厂内混合掺烧方式、燃煤实现分磨掺烧。rn 兰电公司设计煤种为淮南煤，目前主要燃用的煤种以淮南煤、优混煤、蒙混煤这三种煤种为主，并不定期地燃用一些进口烟煤，如澳煤、印尼煤等。燃用的煤基本为高挥发分烟煤，但煤的特性有较大的差异。rn 通过各煤种的不同掺配方式的试验可以看出，在燃用二优混三蒙混煤种时，锅炉效率最高，并且各级减温水量的分配也比较合理，利用主汽温的控制，但大屏出口温度1295℃已接近蒙混煤的灰熔点，在试烧过程中发现屏过受热面有轻度结焦现象，所以不易长时间高负荷运行。从燃煤结构看，要降低冬季工况燃煤的含硫率，必须对燃煤进行全年统筹调配，把含硫率低的淮南煤、蒙混煤安排到冬季来掺烧，以降低环境温度低时的烟气中的S03浓度，才能防止空预器堵灰。rn 通过全年低硫煤的调配及高、低硫煤的合理掺配，有效地降低了冬季工况时锅炉原烟气含硫量，从而减少了S03在空预器冷端面的结露，减缓了空预器积灰的速率，使兰电公司空预器达到了一年连续运行不冲洗的目标。
  • 摘要：针对当前煤炭市场价格形势紧张,燃煤煤源不稳定的实际情况,为了降低发电成本,稳定煤源供应,确保冬季供热安全,燃煤发电企业多尝试选择性价比合理的褐煤,来代替设计煤种进行掺烧,从而提高经济效益.褐煤特点是煤化程度低、水分高、比重小、挥发分高、化学反应性强、热稳定性差、发热量低。目前烟煤锅炉掺烧褐煤的掺烧方式是“皮带混配、全磨磨制”。在燃烧的稳定性、经济性方面较为突出，是一种较好的混煤掺烧方式。在掺烧过程中可能出现许多不确定因素。主要包括锅炉结焦和锅炉出力受限、制粉系统爆炸等一系列影响锅炉运行安全和机组出力的不利因素。通过进六年褐煤掺烧实践经验积累，认真分析在其原因，制定详实周密的安全技术措施，来保证褐煤掺烧工作的顺利开展。包括制粉系统自燃爆炸的控制，褐煤掺烧过程中对炉膛结焦的控制，褐煤掺烧过程中的配风调整。#1s炉低再通过在垂直段增加受热面，成功地解决了锅炉投产以来再热汽温严重偏低问题，经济效益显著，值得存在相似问题的电厂借鉴。
  • 摘要：江苏新海发电有限公司#1s锅炉是武汉锅炉股份有限公司设计制造的WGZ1100/17.4s-4型亚临界自然循环汽包炉，为燃烧贫煤设计的330MW等级锅炉.2005年投运以来再热汽温长期在525℃左右,严重影响机组经济性,由于受到锅炉设计特点、燃用煤种变化、中压供热低于设计值三个因素的影响，造成锅炉特性和再热汽温偏低的问题。针对上述现象，人为增大低温再热器侧烟气份额，提高再热汽温。调整磨煤机运行方式，调整各层燃烧器倾角，高过出口末段管束喷涂KR系列隔热涂料，在采取上述措施后，再热汽温虽有一定改善，但一直在525℃左右徘徊，严重低于设计值。进而对以往采取措施的效果进行评价，并提出增加低再垂直段受热面积的改造方案,成功地解决了锅炉投产以来再热汽温严重偏低问题，经济效益显著，值得存在相似问题的电厂借鉴。
  • 摘要：燃煤机组普遍采用空气分级低NOx燃烧技术和尾部加装SCR的组合进行NOx排放浓度的控制。对于既定的燃烧设备，燃烧控制参数的设定(包括燃尽风率、燃尽风投运方式、氧量等)对燃烧NOx浓度、飞灰含碳量、结渣倾向性等具有不同方向和程度的影响，因此燃烧NOx浓度与飞灰含碳量、结渣倾向性存在一个协调控制的关系。另外，不同的煤种具有不同的燃烧特性，从而对燃烧NOx浓度和飞灰含碳量都有不同的影响。本文将通过试验，研究不同煤种、不同燃尽风率及其配置方式对燃烧NOx浓度和飞灰含碳量的影响，探索协调优化的控制策略。低氮燃烧是燃煤机组脱硝的有效方式之一,在一台330MW机组上,通过试验,研究了不同煤种、不同燃尽风投运方式对锅炉燃烧NOx浓度和运行经济性的影响.结果表明,富动24较优混有显著的低NOx特性和运行经济性;可能受设备特性影响,开两层到四层燃尽风对燃烧NOx浓度影响不大,但对飞灰含碳量的影响较大,开两层燃尽风时飞灰含碳量下降可影响炉效0.42个百分点;在试验煤种下燃尽风投运高度的变化对燃烧NOx浓度和飞灰含碳量的影响幅度都不大.
  • 摘要：某发电厂装有2x330MW及2x300MW共四台燃煤机组。7-8号锅炉为北京巴布科克&威尔科克斯有限公司设计制造的B&WB-1025/18.44-M型单汽包自然循环锅炉，采用单炉膛Ⅱ形布置，对冲旋流燃烧。9-10号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的型号为HG-1025/17.55-YM15的亚临界参数汽包炉，采用控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式。为减少烟气排放对当地环境的影响，提供清洁能源，建设绿色环保电厂，该发电厂对四台燃煤机组同时进行了烟气脱硝改造工程设计，于2014年6月四台锅炉SCR烟气脱硝工程改造完毕，投人正常运行。介绍SCR烟气脱硝脱技术在某发电厂的应用情况,以及尿素热解制氨工艺流程与原理，对SCR烟气脱硝技术的化学反应原理、工艺流程、主要设备及SCR实际运行进行了分析.经过四台机组的改造运行实践表明,SCR烟气脱硝系统与尿素热解制氨系统运行稳定、安全、投运率较高,各项指标能满足环保要求.
  • 摘要：由于国内外百万机组掺烧澳洲煤的研究没有成功经验可借鉴，如何掺烧及掺烧后锅炉对该煤种的适用性成为一大难题，为了配合国华电力公司煤炭供应统一部署，必须探讨澳洲煤在百万机组掺烧问题。澳洲煤指标严重偏离设计煤种,如果直接入炉将威胁锅炉安全运行,通过合理的炉前掺配,大量掺烧澳洲煤前进行摸底试验,探讨掺烧澳洲煤对锅炉运行影响,掌握存在的问题并采取有效预控措施,解决了澳洲煤在百万机组掺烧的问题,为后续的煤种掺烧提供思路和依据.rn 澳洲煤的品种较多，指标参数变化也很大，2013年1-9月采购的澳洲煤有8种，各种煤指标相差大，如低位发热量Qnet.ar相差400 kcal/kg，根据多年来工作经验，卖方提供的煤质化验报告与实际煤质经常存在偏差，因此，每次掺配前进行澳洲煤与掺配煤分别取样化验分析，化验分析数据主要包括Qnet.ar,Vad,Star,ST等，根据化验数据，按照澳洲煤掺烧摸底试验掺配煤原则组织掺配工作，如天富海、丹麦、浙远、塔莉娅、香佘尔、新视野等灰熔点、热值都高的澳洲煤与谢桥、芦岭、樱山2-3、张集、石家庄、枣庄前和镇、安口南、官桥等灰熔点和热值低的煤进行掺配;灰熔点低的大中华与大屯、段园、谢桥、芦岭、济宁2,望峰岗、赵城、枣庄等高熔点煤掺配。rn 澳洲煤指标虽然大大偏离设计煤种，只要按照掺配原则执行，掺配后的煤种可以满足公司百万机组锅炉安全运行需求，同时拓宽了掺配煤种思路，今后，可以进一步扩大掺配煤种类，为公司营造良好的燃料采购环境，提高公司经济效益。
  • 摘要：节能减排是我国的基本国策，作为发电企业，发电厂一直将节能降耗，清洁排放工作放在首位。锅炉余热损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，占锅炉整体热损失的60%-70%影响余热热损失的主要因素是排烟温度，排烟温度每增加10°C，排烟热损失增加0.6%-1%，相应多耗煤1.2%-2.4%。低温省煤器系统是通过再次利用锅炉余热加热凝结水，达到降低锅炉排烟温度，将部分锅炉余热重新带人热力循环中，提高整个机组的效率。所采用的是低低温省煤器，能够将空预器出口烟温降低至95°C，使机组效率大大提高。rn　　本文主要阐述低低温省煤器在某680MW机组中的应用,运行参数的选择,以及低低温省煤器投产前后机组效率的对比.通过运行参数的对比和在THA工况下的热平衡计算,分析出对于680MW机组采用低低温省煤器,有效利用了锅炉余热,可使发电标准煤耗降低2.11g/kwh,年节约成本505万元.总体而言,低低温省煤器的投运能够起到节能减排的效果,但由于烟气温度的降低,对机组运行和设备安全有一定的隐患.
  • 摘要：氮氧化物排放指标作为电厂污染物排放的三大控制指标之一，各个电厂对其越来越重视，国内大部分的电厂都安装了SCR脱硝装置，有些电厂还对锅炉进行低氮燃烧器的改造并取得了较好的效果。但随着近几年煤电机组的大力建设，用电出现过剩，广东、河北等地的燃煤机组都出现了长时间的低负荷运行情况，在低负荷工况下脱硝入口烟气温度低于脱硝连续投运温度无法满足脱硝投运要求，造成了NOx排放超标。rn　　为研究解决低负荷下投运脱硝，各厂都在寻找解决宽负荷(40%-100%)脱硝改造的途径，根据4号机组实际情况对600MW机组低负荷脱硝运行和改造方案进行了详细的研究。根据机组实际运行情况,通过对比几种低负荷脱硝改造方案,对SCR脱硝催化剂最低连续运行温度的影响因素进行分析,以及低负荷下SCR脱硝装置投运策略的分析研究,提出改造意见,为即将开展低负荷脱硝改造可行性研究的电厂提供参考。rn　　低负荷脱硝改造方案很多，在进行低负荷脱硝改造前应先根据机组目前现状进行充分的技术分析研究，通过检测S03浓度、入口NOx浓度来核算SCR最低连续运行温度、可喷氨温度等重要参数，再合理选择改造方案。新建机组在锅炉设计时必须同时兼顾SCR在低负荷、高负荷时的运行条件，使SCR运行在最佳的温度段之间，这样既能避免改造引起的投资浪费，又能确保脱硝设备在各负荷下连续安全运行，达到环保要求。
  • 摘要：神华河北国华沧东发电有限责任公司(简称“沧东电厂”)3号、4号机组为660MW超临界火电机组，锅炉设计与实际燃用煤种为神华烟煤，中、高负荷区间的NOx生成浓度较低，而在约65%ECR以下负荷区间，NOx生成浓度急剧升高，且负荷越低，NOx生成浓度升高幅度越明显。本文对沧东电厂两台660MW切向燃烧锅炉上存在的上述现象进行了理论分析和试验研究，并根据研究结果对燃烧器周界风的控制方式进行了改进，改进后在锅炉效率不受影响的前提下，中、低负荷区间的NOx生成浓度显著降低。本项研究的成果对于降低同类型锅炉的NOx排放，减少SCR装置运行费用有着重要意义。rn 国华沧东电厂660MW切圆燃烧锅炉低负荷SCR入口的NOx浓度较高负荷高约40％,导致低负荷SCR出口NOx浓度偏高,液氨耗量大.对该锅炉运行数据的理论分析与试验研究表明:在中、低负荷区间,燃烧初期空气/燃料比的增加是NOx生成浓度升高的重要原因,并对周界风控制方式进行了改进,通过控制不同负荷下周界风的挡板开度,在锅炉效率不变、汽温参数不受影响的前提下,显著降低了中、低负荷区间的NOx生成浓度.rn 理论分析与试验结果表明:在低负荷区间，一次风浓度随负荷降低而降低，在一定程度上破坏了燃烧初期的缺氧燃烧状态，是造成低负荷NOx生成浓度升高的重要原因。对3, 4号锅炉的周界风控制方式进行了创新性改进，将锅炉周界风挡板开度作为负荷下的函数来控制，通过控制不同负荷下周界风的挡板开度，降低燃烧初期的氧浓度，在锅炉效率不变的前提下，显著降低了低负荷区间NOx生成浓度，降低了机组的NOx排放，减少了液氨消耗。
  • 摘要：本文主要通过对华电福建可门发电公司600MW机组的省煤器改造阐述了分级省煤器的设计原理、性能参数以及计算分析,通过提高锅炉在低负荷运行时SCR脱硝系统的烟温,进一步提高SCR脱硝系统的投运率,提高锅炉运行的经济性、安全性和环保性.rn 实际运行中，由于煤质变化及其它因素影响，省煤器出口烟气温度与设计状态相比存在一定偏差，锅炉在低负荷运行时无法满足SCR脱硝系统的烟温要求，导致SCR系统停运。随着国家对环境保护的日趋重视，火电厂污染物排放要求越来越高。为使电厂排放物符合越来越严格的环境标准，可门公司结合#1机组小修对锅炉省煤器进行全负荷脱硝改造。rn 通过省煤器受热面的分级改造，既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升从而引起锅炉效率降低的问题。改造后对过热汽温、再热汽温、喷水量等锅炉总体性能没有明显的影响，基本维持原状，锅炉各方面性能基本不变。
  • 摘要：随着电力体制改革的不断深入、电力市场竞争机制的逐渐形成,电力系统各企业,特别是发电企业将面对更加激烈的市场竞争局面,如何降低成本,提高企业的核心竞争能力是每个发电企业所面临的最大挑战.受煤炭市场价格不断提高等因素的影响,发电成本也将随之增高.目前,燃煤占发电总成本的70％以上,做好燃料管理工作,对降低企业的成本,提高核心竞争力有着极其重要的意义.而发供电煤耗的高低、大小是生产成本能否降低的关键.火电厂掺烧低质煤、煤泥是降低煤价的主要手段.rn 自2012年10月份以来，深河公司开始煤泥掺配掺烧工作，并取得了较好成绩。通过细化管理，加大煤泥掺烧力度；过程管理，实现煤种科学掺烧；设备改造，为掺烧提供设备保障。通过上述措施，2012年下半年在煤价相对高位运行、上半年亏损5000万元的不利条件下实现年度扭亏增盈目标，煤泥掺配掺烧发挥了关键的杠杆调节作用;2013年掺配掺烧煤泥约22万吨，确保了公司盈利一亿元目标的顺利实现。创造了公司#1机组至2013年5月24日停机检修连续运行435天、#2机组至2013年9月30日停机检修连续运行503天的优异成绩。公司#1机组荣获全国300MW等级供热机组一等奖。rn 经过一年多的实际工作，科学组织入炉煤掺配掺烧，特别是燃用低质煤、煤泥给机组发供成本的降低、给企业带来的经济效益是卓有成效的，此项目针对燃煤火力发电企业可是说有很大的共通性、实用性，具备推广的价值，可操作性较强，因燃用一定比例的低质煤、煤泥对于提高资源的利用率、节约不可再生的优质煤、降低污染物排放、保证机组安全经济运行有着关键的实用价值。
  • 摘要：本文提出的非蒸发式K-燃料技术在褐煤燃烧前对其进行处理，可大幅降低褐煤的水分含量，提升其热值。K-燃料产品煤不回吸水分，产品各项指标稳定;生产过程中的工艺水循环使用，可节省大量的水资源，无废蒸汽的排放，节能性好，环保性强;K-燃料技术处理成本低，其应用方式灵活，不仅适合坑口电站，还可进行长距离运输，运至电厂燃煤发电，能大幅降低运输成本。rn 非蒸发式的K-燃料技术是一种在煤炭燃烧前对其进行处理的新一代洁净煤技术，其原理是在高压釜式处理器中，利用热应力破坏煤中的毛细孔结构和亲水性官能团，“挤”出煤中的水分，使煤收缩变得更加致密，煤由亲水性变为疏水性，大大减少提质后产品煤再吸附水分的能力。生产过程中从煤中“挤”出的液态水和生产过程中的蒸汽冷凝水经过处理作为工艺水循环使用，用来产生工艺所需的蒸汽，节省了大量的水资源。生产过程中无废蒸汽的排放，节能性好，环保性强。本文介绍了K-燃料技术工艺流程，整个系统为在线在压封闭式运行，运行安全可靠。rn 根据我国的能源结构及发展现状，褐煤经提质后用于燃煤发电的技术具有广阔的前景。目前，成熟的K-燃料技术应用于褐煤提质，可大幅降低褐煤的水分含量、提升其热值，减少煤中有害物质的含量，生产过程节能环保。实验表明K-燃料产品煤用于电厂燃烧，可有效提高锅炉效率，降低污染物排放，其燃烧效果与优质煤一样，燃烧效果显著。褐煤直接用于燃烧发电，锅炉效率较低，燃烧干燥后的褐煤可提高电厂整体经济性。本文在介绍非蒸发式褐煤干燥技术-K-燃料技术的基础上，主要论述了K-燃料技术的特点以及K-燃料产品煤的燃烧效果。
  • 摘要：华润电力(兴宁)有限公司装机容量为2台135MW机组,锅炉按无烟煤设计,2012年实施无烟煤改燃烟煤后锅炉排烟温度大大高于原设计值.吹灰器布置数量较少,无法满足吹灰需要.rn 锅炉自2012年以来排烟温度始终居高不下，造成锅炉排烟热损失较大。如果加装吹灰器可减少水平、尾部烟道受热面积灰，从而增强受热面换热效率，降低排烟温度，提高再热汽温，提高运行经济性。在保留原有炉膛蒸汽吹灰系统的基础上，将水平及尾部烟道蒸汽吹灰系统改为单元式燃气脉冲吹灰系统。并进行了吹灰点布置，吹灰器试验后排烟温度和再热汽温改善均达到预期效果，节约煤耗约lg/KWh。rn 2013年2月#5炉后墙水平烟道炉底管出口集箱实施了改造，机组启动后运行至今运行状况良好。消除水平烟道炉底管出口集箱与水平烟道炉底管之间的应力，避免裂纹发生，保证水平烟道炉底管出口集箱与两侧墙不发生膨胀受阻;同时确保水循环平衡，未发生因受热不均产生过热现象，未发生因此造成的爆管停运事故，消除了膨胀受阻和应力集中问题，经2年实际运行未发生过开裂泄漏。值得在火力发电行业同类机组中大力推广。
  • 摘要：西电一公司300WM亚临界锅炉为北京巴威公司早期亚临界锅炉产品，由于高温再热器设计和选材不当，在投产初期造成高温再热器管频繁泄漏，从1999年起对4台300MW亚临界锅高温再热器进行全部更换，同时对高过外2管圈进行了更换，材料使用高温性能优越的T91材料，有效控制高温再热器、过热器管泄漏事故。2009年起对低过省煤器进行优化改进，主要是为降低排烟温度，提高锅炉效率。分析锅炉防磨防爆工作现状;分析锅炉四管频繁泄漏原因;制定决绝方案;通过检验、维修、技改、监督、运行综合治理;基本遏制锅炉四管泄漏.防磨防爆工作管理现状，管理组织分散，人员精力分散，缺乏有效监督。针对上述现象，为推进防磨防爆工作，成立精益管理SDA锅炉四管泄漏综合治理管理小组，利用科学管理手段从检验、修理、改造、运行、监督五方面人手，对锅炉频繁泄漏进行综合治理。rn 建立公司防磨防爆领导小组，领导锅炉防磨防爆工作。主要职能为锅炉防磨防爆制度修订、重大改造方案审批、重大消缺方案批准，负责奖励与考核，参加防磨防爆会议。组建公司防磨防爆工作机构。将锅炉车间本体班的负责防磨防爆检查的人员整合到生产技术部锅炉压力容器检验站(以下称锅检站)，按照“机组不启，防爆不停”的原则，承担公司防磨防爆管理工作。外聘专业防磨防爆人员，独立进行检查，作为对公司防爆检查的补充。rn 通过一年的防磨防爆工作开展，对设备现状进行分析，检验、修理、改造、运行、监督五个专业制定了各项治理工作措施，检验、修理、改造、监督方案在2014年度检修季中得以实施，将很多缺陷消除于萌芽状态，2014年6台机组因四管泄漏造成的非停次数为2次，与2013年相比取得了巨大的进步。但是我们还要继续努力，向着公司制定的“零非停”目标稳步前进。
  • 摘要：2015年1月1日起，新环保法开始实施，该法被称为史上最严厉的一部一部环保法律。如何在确保烟气达标排放的前提下，保证锅炉合理的经济性，这是本文要研讨的话题。rn 随着环保法的实施，低氮燃烧的推广应用，缺氧燃烧带来的飞灰高问题逐渐在各个电厂锅炉中显现，并成为突出的棘手的问题。这就要求飞灰必须实现实时测量，以适应燃烧调整的需要，克服燃烧调整滞后带来飞灰高的问题。同样的，由于炉温也无法实现实时测量，目前有的只是在炉膛出口对流受热面后的烟温实时测量，虽然对燃烧调整具有一定的指导意义，但就低氮燃烧重飞回的控制意义不大。由于炉膛温度较高，最高达1600℃左右，传统的热工温度测量难度较大，无法实现炉膛沿水平特别是沿高度方向上的梯度实时显示，这对锅炉炉温控制从而控制高温型氮氧化物的生成带来困难。要知道，炉温控制不合适，燃尽风的配置位置和配置量调配就不好搞，这会对飞灰影响很大。所以，实现飞灰和炉温的实时测量，对锅炉燃烧调整的指导意义很大，不可小嘘。还有就是，由于深度的缺氧燃烧会带来锅炉排烟中一氧化碳含量的增大，而排烟中一氧化碳浓度测量很少在电厂中应用与监控。以卜这些关于热工测量的实时性无法实现，都会带来锅炉低氮燃烧调整的盲目性和滞后性。所以，尽快的建立起锅炉燃烧调整的神经网络，对锅炉低氮燃烧调整意义重大。rn 面对现状，要实现锅炉排放达标并兼顾锅炉经济性不下降，实现的途径是要尽快试验确定出不同锅炉固定工况、固定煤种的最佳燃烧方式，并加以固化成模，在实际运行管理中要尽可能的保证锅炉在接近固定成模工况下运行。
  • 摘要：一个火力发电企业,须将燃料管理工作放在全企业的视野着眼,通盘考虑,作为一个综合性的系统化工程来对待,使生产流程和经营管理各环节真正融合,让电煤从计划、采购、运输、接卸、存储及管理、上煤、配煤、机组烧煤,再到发电、调度、供电等的整个流程中的所有环节,严肃、严格落实各项制度和技术要求,形成联动,步调一致,才能形成良性循环,才能减少摩擦、内耗,才能实现挖潜增效目标.rn 从整个公司层面来讲，燃料的系统化管理是一个大循环，要保证这个大系统的良好运转，需要微循环有效保障。燃料运检部是公司燃料的系统化管理大循环中的一部分，是实现机组燃煤科学、经济掺配其中一个十分重要的具体执行部门，是大厦的基础，只有该部门内部的管理精细、到位，运转顺畅，才能保证整个公司燃料管理的精细和科学，提升创造效益的能力。rn 从业务分工上讲，燃料运检部的工作有三个方面:一是来煤煤质的验收(采样、计量、制样)、接卸、分区存储及管理;二是取煤、配煤、上煤;三是所有设备的检修和维护。这三个方面中任何一个方面出现问题，均会影响到燃料的精细管理和机组上煤的科学掺配。燃料运检部是公司整个燃料管理大系统中的一个小系统，同样需要各个环节的微循环来有效保障。
  • 摘要：平顶山姚孟发电有限责任公司#3, 4锅炉为1987年投产的300MW半塔式中间再热直流锅炉，改造前NOx排放浓度在800-900mg/m3(标态6%氧量)，远不能环境保护部发布的《火电厂大气污染物排放标准》中的规定。2014年4月该公司对#3,4锅炉进行低氮燃烧改造，燃烧器整体更换为分级低NOx直流燃烧器，尾部增加脱硝装置，改造后烟囱入口NOx排放浓度控制在100mg/m3以内(标态6%氧量，以下类同)，满足国家环保对排放的要求。姚孟电厂#3，4锅炉是由比利时考克利尔钢铁公司制造的半塔式中间再热直流锅炉，原设计为锅炉炉膛四角布置了四个13米高、由七组喷嘴组成的直流式喷燃器，每组包括五个煤粉喷嘴、两个燃油喷嘴，燃烧器的运行方式为直吹式四角切圆燃烧。rn 本次改造将对#3, 4锅炉的燃烧器进行整体更换为分级低NOx直流燃烧器，尾部增加催化还原法脱硝工程。利用上海锅炉厂最新低NOx燃烧技术-复合空气分级低NOx燃烧系统,通过低氮燃烧改造,降低锅炉的NOx排放,控制环保参数的达标;通过燃烧配风调整降低了锅炉飞灰可燃物;燃烧器的整体更换增加了锅炉抗扰能力,并且将NOx排放降低50％,节约了脱硝装置的资金的投入,达到了节能的目的.
  • 摘要：碎煤机室下层是输煤系统中粉尘污染最为严重的区域之一,广州华润热电有限公司的碎煤机室转运站0米层粉尘超标的状况也不例外.碎煤机室0米层粉尘浓度高，煤粉颗粒小、煤流量大时仍旧出现喷粉现象，造成环境污染严重，这是输煤系统粉尘治理的老大难问题。直至2012年，通过多方调研，立项改造了无动力除尘装置，取得了前所未有的效果，现场安全、健康、环保均得到彻底的改善。本文介绍了碎煤机室粉尘治理过程，以及无动力除尘装置工作原理，重点对无动力除尘装置在碎煤机室下层导料槽的应用效果详细介绍。实践证明，无动力除尘装置在带式输送机转运站尤其是碎煤机室应用效果较好，配合除尘器和水雾除尘装置可将碎煤机室扬尘大的顽症彻底根除。无动力除尘装置在碎煤机室的有效应用，可作为厂矿输煤系统粉尘治理的新技术推而广之。
  • 摘要：刮板捞渣机是大型火电厂的重要辅助设备,担负着锅炉锅炉出渣的重要任务,同时也是锅炉热源损失的主要部位,目前这些热能大都通过电力或石油、天然气和煤炭等燃料的燃烧来获得，这是降低“燃料”非再生能源的高品位能为低品位能的使用，属于不合理的能源分配，因此，如何利用这些废热，变废为宝，减少对生态环境的破坏具有重大现实意义。rn 本文介绍了大容量电站锅炉炉渣处理现状，并针对具体给出了余热利用方案。大型火电厂由于电厂系统复杂以及安全生产和电厂对系统运行可靠性要求、电站锅炉会随机性掉焦，并且焦块较大，经常会砸坏捞渣机，所以，改造以后的系统也会有被焦块砸坏的可能，因此用炉渣加热凝结水或者给水的方案难以保证安全、可靠运行，认为以热水回收炉渣热量的方式比较可行，方案如下:保留现有的设备和系统，对捞渣机进行改造，在捞渣机的内、外侧、底部布置换热器，最大限度吸收炉渣和上槽体内冷却水的热量，换热器内通人自来水，换热器设进出口门和旁路门，在出口门后设置感应流量的控制器，当发生换热器被锅炉焦块砸坏等情况后，控制器迅速打开换热器旁路门，同时关闭进出口门，捞渣机恢复改造前运行方式，保证电厂安全运行。通过这种布置，达到对外销售生活热水的目的。这样，在正常运行情况下，只要向捞渣机上槽体注满水(锅炉炉底水封的需要)并保持水位，每天炉渣带走的巨大热量，就能够充分利用，不仅能提高电厂的经济效益、保证安全生产，还能减少环境污染。rn 根据热平衡和效益的计算，在不改变现有系统和设备情况下，进行改造，投资有限，产生的效益却十分惊人，一个电厂至少有两台以上机组，规模效益不可小觑。
  • 摘要：华能南京电厂#1炉改烧烟煤技术改造工程创新性强，在一台锅炉上通过改造，既能按照原燃烧方式单烧较低挥发份的贫煤，经过简单切换也能单烧高挥发份烟煤，这在国内外尚属首例。改造后的调试工作分三次于2009年8-9月间完成，采取先大比例掺烧再单烧烟煤的方式，整个调试期间，累计单烧烟煤超过一个月，消耗烟煤6万余吨，锅炉整体表现正常，新增系统得到了一定的考验。华能南京电厂＃1、2锅炉系引进前苏联1000t/h中储式制粉燃烧系统贫煤锅炉,2009年大修中进行贫煤改烧烟煤技术改造并通过相关性能考核试验.通过对华能南京电厂2010年＃1贫煤锅炉改烧烟煤前后实际运行参数的正反平衡煤耗计算及相关因素影响分析,得出贫煤锅炉改烧烟煤经济性和可靠性结论.

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