燃煤机组（共11篇）
燃煤机组 篇1
0 引言
随着国内经济不断发展, 对能源的需求, 尤其是电力需求日益增加。在中国能源结构中, 煤炭的使用占绝大部分, 火力发电装机容量占总装机容量的70%以上。“十二五”期间环保部门对电站烟气NOx排放浓度的要求越来越高, NOx的生成控制越来越被重视, 国内外学者对此进行了大量研究。
福州电厂5#和6#锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱技术制造生产, 型号为HG-2042/26.15-YM3, 采用π型单炉膛布置、改进型低NOx分级送风技术、墙式切圆燃烧方式。燃烧系统采用浓淡分离、分级送风、墙式切圆燃烧技术。
1 燃烧系统
1.1 燃烧器
5#、6#锅炉均采用三菱公司的PM (Pllution-Minimum, 低污染物排放) 浓淡燃烧器, 在燃烧器入口采用鸭嘴型布置, 在离心力作用下实现浓淡煤粉的分离。如图1所示。
PM燃烧器浓相煤粉约占总煤粉的90%, 淡相约占总煤粉的10%。PM燃烧器是集分级燃烧、浓淡燃烧于一身的低NOx燃烧器。
1.2 燃烧技术
5#、6#锅炉均采用浓淡分离、分级送风技术, 共布置6层制粉系统, 从下往上依次命名为A、B、C、D、E、F制粉系统, 每层燃烧器分为浓相和淡相。燃烧区还分别布置了AB层油枪、CD层油枪、EF层油枪等共3层油枪, 用于燃烧工况较差时稳定燃烧, A层布置等离子点火器, 锅炉启停时采用等离子点火技术, 以节约用油, 如图2所示。燃烧器、U附加风 (上层分离燃尽风) 、L附加风 (上层分离燃尽风) 辅助风均可上下摆动, 以改变火焰中心高度。
远离主燃烧区布置了2层附加风 (分离燃尽风) , 主要用于消除炉膛出口烟气余旋。燃烧方式为墙式切圆, L附加风、U附加风为角式切圆, 且采用反切的方式送风, 如图3所示。
2 NOx生成机理
2.1 热力型
化学反应方程式:
热力NOx的生成量主要与燃烧区温度有关, 在温度足够高时, 热力型NOx的生成量可占到NOx总量的30%, 随着反应温度T的升高, 其反应速率迅速增加。当T<1 300℃时, NOx的生成量不大, 而当T>1 300℃时, T每增加100℃, 反应速率增大6倍~7倍[1]。
2.2 燃料型
燃料中的N通常以原子形态与C或H结合, 形成环状或链状化合物, 与空气中的N分子相比, 煤中N的有机化合物键能要小得多, 在燃烧过程中产生大量NOx, 称之为燃料型NOx。
燃料中N的热分解温度低于煤粉燃烧温度, 在600℃~800℃时就会生成燃料型NOx, 燃料型NOx约占总量的65%~85%。影响燃料型NOx生成的因素有燃料的含N量、燃料的挥发分含量、燃烧过程温度、着火阶段氧浓度等。燃料的挥发分增加NOx转换量就越大;火焰温度越高NOx转换量就越大;挥发分NOx转化率随氧浓度增加而增大[2]。
2.3 快速型
快速型NOx是在碳氢化合物型燃料在燃料过浓时燃烧, 燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基和空气中N2反应生成HCN和N, 再进一步与O2作用以极快的速度生成。快速NOx在燃烧过程中的生成量很小。影响快速NOx生成的主要因素有空气过量条件和燃烧温度。
3 NOx控制方法
3.1 一二次风率
控制一、二次风率主要是控制燃料型NOx的生成, 通常一次风率控制在21%~26%, 二次风率控制在78%~73% (总风量100%, 一、二次风量之和约占总风量的99%, 约1%为炉膛漏风量) 。随着二次风率减小, 一次风率增大, NOx浓度显著增大, 如图4所示。
在保证燃烧的情况下, 适当降低一次风率可显著降低NOx的生成量。
3.2 二次风分配
U附加风、L附加风主要用于消除炉膛出口烟气余旋, 辅助控制二次风箱压力, 过燃风主要用于补充燃烧所需的空气。当总二次风量一定的情况下, 过燃风、附加风门开大则燃烧区氧量较低, 燃料型NOx降低明显, 但过燃风的影响更加显著, 如图5。
附加风、过燃风的开度不能过大, 当炉膛主燃烧区还原性气氛严重时, 会造成炉膛结焦, 影响锅炉安全运行。另外, 附加风开度过大会降低炉膛出口烟温, 进而影响到蒸汽温度。一般过燃风约占总二次风量的20%~30%。
3.3 煤种
挥发分的高低显著影响NOx的产生量, 但随着挥发分与固定碳的比值变化而变化, 当挥发分含量与固定碳含量的比值大于0.48以后, NOx产生量趋于稳定[3]。
挥发分的燃烧需消耗大量O2, 煤种加仓时, 将最下层加入挥发分高的煤种, 如褐煤, 可使主燃烧区提前进入还原性气氛, 使部分快速型、燃料型NOx还原。最上层加入挥发分高的煤种, 可将还原性燃烧区拉长, 使主燃烧区产生的NOx进一步还原, 有利于降低NOx。
3.4 火焰中心
燃烧器摆角上摆, 火焰中心提高, 主燃烧区还原性气氛缩短;附加风下摆, 炉膛还原性气氛缩短。当燃烧器上摆、附加风下摆时, 附加风可能进入火焰中心高温区, 使NOx浓度急剧增加。图6为燃烧器水平时, 附加风摆动的实验结果, 其中0%~100%为向上摆动 (对应角度为-15°~15°) 。图7为附加风水平, 燃烧器摆动的结果, 其中20%~80% (对应角度为15°~15°) 为向下摆动。图8为附加风与燃烧器摆角同时摆动的结果。
4 结语
a) 控制NOx的生成主要是通过控制氧量与火焰中心温度及加入合适的煤种来实现。在主燃烧区形成还原性气氛, 使NOx代替O2作为氧化剂;b) 在合理范围内降低一次风率, NOx生成量显著降低;c) 最上层、最下层加入挥发分高的煤种时, NOx浓度生成量明显减少;d) 摆动燃烧器时, 应防止过燃风、附加风进入高温区。
参考文献
[1]吴碧君.燃烧过程NOx的生成机理[J].电力环境保护, 2003, 19 (4) :9-12.
[2]李芳, 毕明树.燃煤过程中NOx的生成机理与控制技术[J].工业锅炉, 2005, 94 (6) :32-35.
[3]赵虹, 张清福, 杨建国.不同煤种及其燃烧特性对NOx排放浓度的影响[J].热力发电, 2013, 42 (12) :59-63.
燃煤机组 篇2
燃煤电厂综合升级改造机组性能测试管理细则
为规范燃煤电厂开展综合升级改造的机组性能测试和效果审核管理工作，制定本细则。
一、确定机组测试机构。国家能源局、财政部按照机组测试机构回避该公司系统和所在省（区、市）的原则，从机组测试机构名单中委托有关机构对燃煤电厂综合升级改造项目进行性能测试。中央财政按照相关规定支付性能测试费用。
二、制定改前测试方案。省级能源主管部门负责本地区机组性能测试的全过程协调服务，组织省级电网公司、项目单位和测试机构等制定机组改造前性能测试方案，明确测试方法、测点、条件、时限和相关责任，并报送国家能源局电力司（方案扫描版发指定邮箱）。
三、开展改前现场测试。按照测试方案，项目单位应落实测试条件；电网调度机构做好机组性能测试配合工作，妥善安排电力系统运行；测试机构在省级电网公司、项目单位配合下，独立、公正开展改造前现场测试工作。
四、编制改前测试报告。测试完成后，测试机构应按照《燃煤电厂综合升级改造实施前机组性能测试报告（提纲）》要求，编制测试报告，在5个工作日内报送国家能源局电力司、财政部经建司，抄送省级能源主管部门、财政部门和项目单位（报告扫描版发指定邮箱）。项目单位确认相关单位收到测试报告后，5个工作日内未接到抽查通知的，即可实施停机改造。
五、制定改后测试方案。机组改造完成后，省级能源主管部门组织省级电网公司、项目单位和测试机构等制定机组改造后性能测试方案，并报送国家能源局电力司（方案扫描版发指定邮箱）。除供热项目外，改造后性能测试应在改造后2个月内完成。
六、开展改后现场测试。按照测试方案，项目单位应落实测试条件，使其与改造前测试基本一致；电网调度机构做好测试配合工作，妥善安排电力系统运行；测试机构原则上应安排改造前试验人员、使用相同仪器和设备，在省级电网公司、项目单位配合下，独立、公正开展改造后现场测试工作。
七、编制改后测试报告。测试完成后，测试机构应按照《燃煤电厂综合升级改造实施后机组性能测试暨实施效果报告（提纲）》要求，编制测试报告，比对改造前、后的测试结果，进行能量平衡和能效校核，对机组改造后的能效、实际年节能量等做出结论，并在5个工作日内将测试报告报送国家能源局电力司、财政部经建司，抄送省级能源主管部门、财政部门和项目单位（报告扫描版发指定邮箱）。
八、供热项目测试报告。纯凝机组改供热和热电机组扩大供热能力的改造项目，项目单位应做好关停替代分散小锅炉的调查、记录。供热满一年（工业负荷）或一个采暖季（居民采暖负荷）后，通知测试机构校核供热量。测试机构应在补充完成供热量校核后，5个工作日内提交机组改造后性能测试报告。
九、加强监督检查。测试机构、项目单位应按档案管理相关规定，留存机组性能测试、校核、改造实施的详细资料以备检查。国家能源局将视情况委托有关机构抽查审核项目改前、改后测试报告，必要时复测机组能效。
任何单位和个人不得妨碍测试机构独立、公正开展工作。对弄虚作假、骗取政策支持的项目单位，一经查实，将收回奖励资金，取消奖励规模，并建议有关部门依法追究相关人员的责任。
燃煤机组 篇3
【关键词】低压省煤器；燃煤机组；应用
燃煤电厂锅炉各项热损失中最大的是排烟热损失，锅炉排烟温度一般在120～135℃左右，燃用高硫份燃料的锅炉则高达150℃以上，如此高的排烟温度不但浪费能源，而且造成了严重的环境热污染。一般来说，排烟温度每升高15℃，锅炉热效率大约降低0.9%，降低排烟温度是提高锅炉效率最有效的手段之一。
1.概述
江阴苏龙热电有限公司#1炉系上海锅炉厂制造的超高压、单汽包、一次中间再热、自然循环煤粉炉，额定蒸发量420t/h，露天∏型布置，单炉膛，燃烧器四角布置，双切圆燃烧方式，固态排渣，采用容克式二分仓回转式预热器，制粉系统采用2套钢球磨煤机中间仓储式热风送粉系统。
锅炉设计排烟温度156℃，而实际运行过程中由于煤种的变化排烟温度最高可达160℃以上，导致了锅炉效率低、机组度电煤耗高，同时也对炉后电除尘、脱硫系统的安全运行带来严重威胁。
2.技改方案论证
2.1降低锅炉排烟温度的方法
降低锅炉排烟温度的方法多种多样，普遍都是从优化燃烧、增加锅炉受热面、安装吹灰系统等方面着手，这些方法虽有一定效果，但降低锅炉排烟温度的幅度有限，不能有效解决锅炉排烟温度高的问题，因为这些方法的原理都是在锅炉高温部位采取加强传热，往往导致后部对流受热面的传热温差降低、传热量减小，因而锅炉实际排烟温度降低幅度有限。
2.2低压省煤器原理
由上海发电设备成套设计研究院设计开发的低压省煤器，其原理是从汽机低压加热器引出部分凝结水，与位于锅炉尾部烟道的低压省煤器进行热交换。凝结水吸收锅炉尾部烟气的热量后降低排烟温度，而自身被升温后返回低压加热器系统。低压省煤器串联汽机加热器系统中，充当了低压加热器的作用，成为汽轮机热系统的一部分，这是它不同于一般省煤器和排烟热量余热回收技术之处。此外，低压省煤器将排挤汽轮机部分回热抽汽，这部分蒸汽得以在汽轮机内继续膨胀做功。
2.3低压省煤器的技术特点：
2.3.1低压省煤器安装在锅炉尾部烟道，热量传递直接导致排烟温度的降低，且降温幅度大；
2.3.2可以根据电厂的要求设计受热面积，达到调整锅炉排烟温度的目的；
2.3.3由于排烟温度的降低，烟气电除尘的运行安全得以保证，且降低了烟气比电阻和烟气体积流量，除尘效率得到提升；
2.3.4由于排烟温度的降低，进入脱硫系统烟气温度降低，脱硫装置工艺水消耗降低；
2.3.5较之其他方法而言，低压省煤器位于锅炉的尾部，对锅炉过热器、再热器、省煤器、空预器等设备没有影响，对锅炉的整体热力特性没有影响；
2.3.6安装方便，根据现场烟道布置，低压省煤器可安装在空预器与电除尘之间的竖直烟道上。
3.主要设计方案
我公司#1锅炉冬季平均排烟温度为150℃左右，夏季平均排烟温度为160℃左右，改造预期将锅炉排烟温度降至110℃，主要设计方案如下：
3.1低压省煤器布置在空预器出口至电除尘器入口之间竖直烟道内；
3.2低压省煤器采用双烟道逆流换热布置方式；
3.3低压省煤器给水点来自#2低加出口，回水接至#3低加进口， 系统利用#2、#3低加之间的压差，不需要外加额外的动力设备来维持流动；
4.设计、施工技术要求
4.1为防止运行中烟气对低压省煤器的磨损， 受热面采用防腐蚀防磨损的鳍片管，此外还采取以下措施：
4.1.1所有弯头放在烟道外面的弯头箱内，所有焊缝在弯头箱内，此种安装方式也便于后期检修；4.1.2迎风面加装2排防磨假管，前2排传热管壁厚增加到5mm；4.1.3结构设计在不影响传热效率的前提下尽量做到均匀布置，以避免形成烟气走廊，防止局部严重磨损；4.1.4合理布置蒸汽吹灰器，有效覆盖不留吹灰死角；4.1.5合理设计烟气流速，既要考虑减轻磨损，又要合理利用自清灰功能；4.2防止低温腐蚀措施：根据煤种资料烟气露点温度计算，设计烟气温度不能低于97℃，低压省煤器最低金属壁温不能低于73℃，设计温度为110℃，且受热面积灰呈现干松状，一方面不会造成严重低温腐蚀，另一方面容易由吹灰器吹除；4.3防冻措施：在低压省煤器本体最低点和系统管道的最低点都设有放水口，保证能将水疏放干净，以便在冬季锅炉停用时将受热面积水放尽，防止冻坏受热面；4.4认真校核烟道支撑梁、柱等支撑强度，不发生振动、下沉等，合理设计管道走向、管道支吊架以保证低省投入运行不发生振动；4.5设计足够、合理的可供运行在线监测的温度、压力、流量等开关量和模拟量测点，如低压省煤器本体前后安装烟气差压测量装置、烟气侧每个烟道进出口各安装两个烟温及水温测点并引入DCS，回水管道上加装专用化水取样接口；4.6基管材质为无缝钢管20G（GB3087）/ND；4.7鳍片與基管的焊着率不低于98%；4.8蛇形管屏和联箱出厂前分别按定值1.05MPa（除氧器额定工作压力的1.5倍）进行水压试验；4.9对所有管子接焊缝进行100%X射线探伤；4.10蛇形管束组装前进行通球试验。4.11低压省煤器进出口门、旁路门采用电动门调整门以达快捷操作的目的，各阀门必须设计检修平台，放空气管引至地面；4.12烟道设计放灰口、检查人孔；4.13低省出口烟温实现DCS自动控制，通过低省出口烟温反馈，自动调整给水量，最终控制低省后烟温。
5.结论
5.1江阴苏龙热电有限公司#1炉加装的低压省煤器投入运行后，通过调整凝结水进水量对排烟温度进行控制，在机组额定工况（设计煤种）下夏季最低可至110℃～115℃左右，冬季最低则可达105℃～110℃，基本达到设计预期；
5.2由机组性能试验测得，加装低压省煤器后#1机组整机效率上升0.648%，供电煤耗下降1.97g/Kwh，按照年发电可利用6000小时、标煤单价950元/吨计算，每年可获得150万元的收益，由此估计在两年内即可收回投资；
5.3进入电除尘的烟气容积流量因排烟温度的下降而变小，除尘效率升高，机组额定工况下电除尘出口烟尘浓度较之加装低压省煤器前降低了2mg/Nm3左右；
小型供热机组热电燃煤成本计算 篇4
供热式汽轮机按热力特性分有背压式汽轮机、调节抽汽式汽轮机、抽汽背压式汽轮机等。背压式机组的循环式纯供热循环,热经济性最高,但受热负荷影响较大,设备利用率低,因此供热机组多为调节抽汽式汽轮机。
随着近年来煤炭价格的不断攀升,热电厂的燃煤成本比例更加突出,最高可达85%。本文将以调节抽汽式汽轮机为例,分别以热量法(效益归电法)、实际焓降法(效益归热法)及净效益法分摊法计算供电、供热成本,为热电厂热电成本计算提供参考性意见。
1 机组情况简介
某电厂为中温中压系统发电机组,130 t/h循环流化床锅炉是上海锅炉厂2002生产的产品,为单锅筒、自然循环、集中下降管、П型结构、高温分离、床下点火半露天布置、炉膛为全膜式水冷壁悬吊的密闭结构;75 t/h循环流化床锅炉是东方锅炉厂2000年生产的产品,为自然循环、半塔式布置、中温旋风分离、全钢结构,炉膛为全悬吊结构。汽轮机是武汉汽轮发电机厂2005年生产的产品,型号为CC25-3.43/0.98/0.2 9 4、型式为单缸、单轴、冲动、抽凝式汽轮机,额定功率为25 MW,抽热参数P=0.9 8 M P a,t=3 1 2℃,额定抽汽量为40 t/h,最大抽汽量为80 t/h;静子部分由前轴承座、前汽缸、中汽缸和后汽缸四部分组成,通流部分为一个复速级和10个压力级组成,共11级,其中第1级、第3级、第6级分别为高、中、低压段的调节级,高压段配汽采用提板式调节阀控制,中、低压段配汽采用带平衡室式旋转隔板控制;控制中、低压段旋转隔板的油动机布置在中压缸同一侧;装于前汽缸上端的蒸汽室内的调节汽阀为提板式,通过调节汽阀及连杆与油动机相连。本文重点以以下工况(即一抽单抽额定工况)进行计算,具体工艺流程见下图(图1)。
按照以上工况图,耗煤量25.22 t/h;机组负荷25.08 MW,抽汽流量40 t/h;其中原煤价600元/t,低位发热值为18840 k J/kg自用电率为10%;产出产品为电和热,供热冷凝水无回收,灰、渣收入忽略不计。ηb'=ηηp=0.8 2,ηmg=ηmηg=0.97。
2 热平衡校核
由工艺流程可知,本系统存在一个热平衡关系式,现可通过正、反热平衡法进行相互校验。
2.1 正平衡法计算耗热量
式中Qtp为热耗量,k J/h:
B煤为原煤消耗量,t/h:
QyDW为燃煤低位发热值,k J/kg。
2.2 反平衡法计算耗热量
式中:0D为进汽量,t/h;
h0为初始热焓,k J/k g;
hfw为给水热焓,k J/k g;
ηb,ηp为锅炉热效率,蒸汽管道热效率,%。
校核:Qtp反/Qtp正
因此,忽略蒸汽动能、泄漏和各种误差,说明我们的热平衡分析是正确的。
3 汽、电燃煤成本计算
3.1 热量法(效益归电法)计算汽、电燃煤成本
热量法分配其实等同于从热电厂锅炉直接引出的集中供热,另因供热冷凝水无回收,因此分配供热的热耗量:
供热的分摊比例:
单位供热燃煤成本=(煤B×原煤价格)×βtp)1(/供热量=1 2 1.9 1元/t
单位供电燃煤成本=(煤B×原煤价格)×(1-βtp)1()/供电量=0.4 5 4元/k Wh
3.2 实际焓降法(效益归热法)计算汽、电燃煤成本
实际焓降法是按联产供热汽流在汽轮机中的实际焓降不足,与新蒸汽实际焓降之比来分配热耗量的,即
供热的分摊比例
式中:ch为排汽热焓,k J/kg;其余同上。
单位供热燃煤成本=(煤B×原煤价格)×βtp(2)/供热量=7 7.3 1元/t
单位供电燃煤成本=(煤B×原煤价格)×(1-βtp(2))/供电量=0.5 3 3元/k Wh
3.3 净效益法计算汽、电燃煤成本
因联产气流在汽轮机中的实际焓降不足,少做内功为Dh(h-hc);另一方面,为维持功率不变,需额外增加凝汽气流∆DC,具体可由功率平衡式求得:
式中:hc'为凝汽热焓,k J/k g;其余同上。
因此而造成的额外的冷源损失
故其净效益为∆Q=hQ-∆QC=63,159,6 4 8 k J/h。
参考热量法计算时供热分摊比βtp)1(,供热可分摊净效益为∆Q×βtp)1(,修正后
单位供热燃煤成本=(煤B×原煤价格)×βtp)1('/供热量=1 0 1.7 5元/t
单位供电燃煤成本=(煤B×原煤价格)×(1-βtp)1(')/供电量=0.4 9 0元/k Wh
3.4 小结
通过以上三种经典的总热量分配计算结果表1所示。
4 结论
通过以上计算可知,热量法将热电联产的热经济效益全归发电方面,βtp)1(值是其上限,分摊汽、电成本简单,但因分摊比例过高,将造成供热成本过高的假象,从而限制热电联产的发展趋势。实际焓降法将热电联产的热经济效益全归供热,βtp(2)是其下限,但供热不等于做功。通过净效益法对热量法予以修正,从而得到βtp(2)<βtp)1('<βtp)1(,尽可能将“人为规定性”降至最低限度,从而为热电厂在涉及热价的确定、供热成本和利润的计算等方面提供更加合理的分配原则。
摘要：本文以调节抽汽式汽轮机为例,仅从燃煤成本考虑热电成本分摊,用热量法、实际焓降法、净效益法进行热耗量分摊计算热、电成本计算方法,为供热机组的热电成本计算提供参考性意见。
关键词：供热机组,耗能量,燃煤,成本计算
参考文献
[1]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社,2000.
[2]沈士一.汽轮机原理M].北京:中国电力出版社,1992,6(1998重印).
燃煤机组 篇5
摘要：烟气和NH3在反应器内速度场和浓度场分布是否均匀直接影响SCR技术的脱硝效率.采用FLUENT软件、结合多孔介质模型和组分输运方程对某1000 MW燃煤机组SCR脱硝系统进行数值模拟,获得了4种方案的速度场和浓度场.结果表明:加装导流叶栅和整流格栅,反应器内第一层催化剂入口断面烟气速度不均匀性小于15%.在获得最佳流场的`前提下,涡流混合器保证了氨与烟气在反应器中的充分掺混.通过冷态模型试验验证了数值模拟的可靠性,数值计算有效地指导了SCR脱硝系统的设计.作 者：郭婷婷 刘汉强 杨勇平 路光杰 GUO Ting-ting LIU Han-qiang YANG Yong-ping LU Guang-jie 作者单位：郭婷婷,刘汉强,路光杰,GUO Ting-ting,LIU Han-qiang,LU Guang-jie(北京国电龙源环保工程有限公司)
杨勇平,YANG Yong-ping(华北电力大学)
燃煤机组 篇6
摘要： 催化剂是燃煤电厂选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术的核心，催化剂的活性和寿命决定了脱硝效率和脱硝成本.针对目前国内燃煤机组脱硝催化剂易失活、更换频率高等问题，通过查阅相关文献对催化剂磨蚀、堵塞、烧结、中毒等四种主要失活现象进行了研究.从四种主要失活现象的微观机理入手进行分析，并结合实际运行经验，总结了不同失活现象产生的原因，提出了在燃煤电厂实际运行中可有效抑制催化剂失活的方法.研究对提高脱硝效率、降低脱硝成本具有一定的指导意义.
关键词：
氮氧化物； 选择性催化还原； 失活
中图分类号： X 701 文献标志码： A
燃煤电厂是用煤大户，伴随煤炭的燃烧排放出大量的氮氧化物（NOx）.据统计[1]，2009—2010年，全国燃煤电厂NOx排放总量从860万t增加到1 000万t.随着燃煤机组装机总量不断增加，NOx的排放量也逐年增多，因此，控制燃煤机组NOx排放是有效控制大气污染物的重要途径.现行的NOx排放标准对火电机组的要求极为严格，甚至比日本、欧美等国家和地区的排放标准还要严格.燃煤电厂单纯采用低NOx燃烧系统已不能满足如此严格的排放标准的要求.采用选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）烟气脱硝技术可以实现烟气的深度净化，其脱硝效率可达90%.而在整个选择性催化还原过程中催化剂处于核心地位.实际运行过程中，催化剂维持较高的活性是保证高效脱硝的前提.目前，在燃煤电厂应用最广泛的是V2O5/TiO2 基催化剂，它以具有高比表面积的锐钛矿（TiO2）为载体，以V2O5为活性成分，添加适量WO3 或MoO3 作为“化学”助劑和“结构”助剂，可以提高催化剂的酸性[2]，从而扩大SCR脱硝反应的温度区间[3]，同时还可抑制锐钛矿转化为金红石[4]、SO2 转化为SO3[5]，增强了催化剂抵抗中毒的能力[6-7].通过查阅相关文献，结合SCR脱硝实际运行经验，本文对其中出现的催化剂磨蚀、堵塞、烧结、中毒等问题进行分析，提出了实际运行中可有效抑制催化剂失活、延长催化剂寿命的方法.
1SCR脱硝反应机理
SCR脱硝是一种低温反应的脱硝方式[8-9]，反应温度在320～420 ℃.由于受反应温度的限制，SCR催化反应过程通常设置在省煤器后，即烟气从省煤器出来后，进入SCR反应器内进行反应.在催化剂作用下，喷入反应器内的NH3将烟气中的NOx还原成无毒无污染的N2和H2O.SCR脱硝机理如图1所示.主要化学反应式为
4NH3+4NO+O2→6H2O+4N2（1）
4NH3+6NO→6H2O+5N2（2）
催化剂的活性通常采用NO的脱除率XNO表示，其定义为
XNO=Ci-CoCi·100%（3）
式中：Ci为SCR反应器进口NO的质量浓度，mg·m-3；Co为SCR反应器出口NO的质量浓度，mg·m-3.
SCR催化剂活性随运行时间增加逐渐降低.催化剂活性降低的快慢常常采用失活速率r表示.运行t时间后，r可以表示为t时刻NO的脱除率X′NO相对于刚投入运行时NO的脱除率X0NO的降低值与时间的比，即
r=X′NO-X0NOt
（4）
2催化剂物理性失活
通常催化剂失活分两种情况，一种是物理性失活，另一种化学性失活.一般认为物理过程是可逆过程，所以物理性失活的催化剂通常可以通过浸泡、洗涤、机械处理等方法进行再生[10].最为常见的物理性失活有磨蚀、表面微孔堵塞、通道堵塞等.
2.1催化剂磨蚀
燃煤电厂SCR脱硝过程通常发生在除尘之前，流经SCR反应器的烟气中携带有大量飞灰，具有一定动能的飞灰颗粒撞击催化剂表面从而对催化剂造成磨蚀[11].催化剂磨蚀如图2所示.
尤其是流场分布不均或负荷变动时，飞灰颗粒会以不同浓度和不同倾斜角度流经催化剂层，
对催化剂侧壁面进行撞击和冲刷，因此，即使采用顶部硬化的方式进行防磨处理，侧面依然会受到磨蚀，且磨蚀程度更为严重.催化剂的磨蚀除了与流场分布有关外还与飞灰自身特性有关，其中飞灰的硬度、颗粒大小、颗粒形状、灰熔点等特性尤为显著[12].灰熔点越高，灰颗粒的尖角越锋利，撞击在催化剂表面对催化剂的削切磨损作用越强，对催化剂的磨蚀越严重.
通常要在大颗粒飞灰进入SCR反应器前对其进行捕集，这可以有效降低催化剂的磨损程度.为了防止磨蚀，可以选用高硬度的耐磨材料将催化剂顶部边缘进行覆盖包裹，从而达到硬化的目的.同时，通过计算流体力学（CFD）软件对SCR反应器内流场分布进行模拟，通过合理加装导流、整流结构对流场进行优化，使烟气刚好竖直通过催化剂床层，可大大降低催化剂的磨损程度.
2.2催化剂表面微孔堵塞
燃煤电厂SCR实际运行中常常发生催化剂表面微孔堵塞的现象.堵塞在催化剂微孔内的物质主要是铵盐（硫酸铵、硫酸氢铵）和细小的灰颗粒.实验研究[13]表明，当温度低于320 ℃时，烟气中的SO3与未参与反应的NH3发生反应生成硫酸铵和硫酸氢铵.由于这两种铵盐具有较强的黏性，可附着在催化剂表面同时又会使烟气中的细小飞灰粘在其表面，阻止了 NOx和NH3向活性表面运动，导致催化效率降低.因此，控制进入SCR反应器内的烟气温度在320 ℃以上，同时控制氨逃逸量在5 μL·L-1以下可有效抑制催化剂表面微孔堵塞[14].
2.3催化剂通道堵塞
为了保证催化反应充分进行，烟气在流经反应器时速度较低，通常在4～6 m·s-1[15].由于流速较低，飞灰颗粒很容易在催化剂上游积聚.当浮升力小于飞灰自身重力时，飞灰便会降落在催化剂孔道间的肋隔上.随着飞灰量的增多最终在肋隔与肋隔之间形成 “飞灰桥”，彻底堵塞催化剂通道.催化剂通道堵塞如图3所示.同时，烟气中的大颗粒飞灰直接以“爆米花”[16]的形式堵塞催化剂通道，导致催化剂通道损坏，造成SCR脱硝系统压降增加.
为了避免催化剂通道堵塞，通常在烟气进入
SCR反应器之前对烟气中的飞灰进行捕集.
在省
煤器出口和SCR烟道拐角处设置捕灰斗，可有效捕集烟气中的大飞灰颗粒.巴威公司自行研制生产的蝙蝠翼折流式省煤器灰斗，对大颗粒飞灰具有较高的捕集效率，其最高捕集效率可达98.9%[17].
3催化剂化学性失活
与物理性失活不同，化学性失活指通常因发生化学反应使催化剂的化学性质改变而导致的催化剂失活.化学性失活是一种不可逆过程.烧结、重金属中毒、碱金属中毒是催化剂化学性失活的最常见形式.
3.1催化剂烧结
催化剂烧结是由于催化剂长时间置于高温环境（高于450 ℃）引起的.Navo 等[18]研究发现，烧结导致TiO2的晶粒尺寸变大，比表面积减小.催化剂烧结如图4所示.同时，催化剂中单体钒氧物质发生聚合，形成类似O=V—O—V=O的磁性聚合钒物质.发生烧结的催化剂活性急剧下降，当溫度接近690 ℃时直接导致催化剂失活，并且不能通过再生手段恢复其活性.
机组实际运行过程中，SCR反应器没有旁路，反应器入口温度普遍偏高，吹灰系统出现故障时会导致催化剂床层积灰，催化剂表面热阻变大，温度升高，进而导致催化剂高温烧结，尤其是在高负荷运行时，更应严格监控SCR进口烟气温度.实验[19]表明，在催化剂中适当添加WO3可有效提高催化剂的热稳定性，从而提高催化剂的抗烧结性能.
3.2催化剂碱金属中毒
存在于燃煤中的碱金属（Na+、K+）通常有两种形式：一种是以氯化物、硫酸盐、碳酸盐等形式存在的活性碱[20]；另一种是以云母石、长石等形式存在的非活性碱.煤粉燃烧后产生的Na+、K+等混合物会随烟气流入SCR反应器内，使催化剂的吸氨能力下降，从而使催化剂失活.碱金属中毒原理如图5所示.
3.3催化剂重金属中毒
烟气中常含有As、Pt、Pb等重金属.这些重金属的存在同样会导致催化剂活性降低，其中造成影响最为严重的是As2O3.烟气中的As2O3在通过催化剂床层时会附着在催化剂表面的毛细孔上，发生“毛细凝结”现象[21]，同时与催化剂中的活性物质发生化学反应，从而降低催化剂活性.研究[22]表明，MoO3与As2O3可以发生化学反应，在催化剂中适量添加MoO3可有效抑制砷中毒.
4结论
在选择性催化还原（SCR）烟气脱硝过程中，催化剂失活是一个同时伴有物理作用和化学作用的极其复杂的过程.催化剂失活是导致催化剂寿命降低的最主要原因，采取有效措施抑制催化剂失活可降低更换催化剂的频率，大大降低脱硝成本.同时，研发具有自主知识产权且抗失活性强的催化剂对我国脱硝工业具有重要意义.
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燃煤汽轮发电机组启动节能分析 篇7
广东某电厂汽轮发电机组为超高压、中间再热、双缸双排汽、单轴、冲动凝汽式机组,与WX21Z—073LLT型空冷发电机及SG—440/13.7—M566循环流化床锅炉配套,锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。汽轮机组配备低速盘车装置(变频)和中速盘车装置(工频),配有两台顶轴油泵。该循环流化床锅炉采用平衡通风单汽包自然循环、集中下降管、全膜式水冷壁炉膛,属中温燃烧,采用床上点火方式,床上布置有4支3t/h的点火油枪,A、B侧各2支,炉膛前墙布置有4个给煤口,设有石灰石脱硫装置,SNCR脱硝系统,烟气经过FE270/2-1Q型电袋复合式除尘器从烟窗排向大气。
随着电力供需矛盾缓解,该电厂机组利用小时下降,调峰次数增多,增加了开、停机的费用,提高了发电成本,面对这种不利的局面,该电厂组织各专业技术人员积极分析做好内部挖潜,不断降低生产费用,提高公司的市场竞争力,其中,特别是对2015年机组冷态启动费用进行了估算,并对开机过程中影响较大的费用进行了深入的比较和分析。
1 机组启动费用和消耗情况分析
2015年该汽轮发电机组冷态启动4次,经过对整个启动过程各个阶段的油煤水电的消耗量和费用进行统计分析,统计时间为锅炉点火前启动第一台6KV高压电机至锅炉四支油枪全部退出,给煤量按统计时间内给粉机转速进行估算,三次风按统计时间内磨煤机运行时间T乘以额定出力的15%估算,统计分析情况详见表1中。
按2015年12月份的上网电价、燃煤、燃油、商业用水价格计算,冷态启动平均启动费用为302180元,其中燃油耗量212.4t,占总费用的70.18%,耗煤64.65t,占总费用的21.4%,消耗厂用电23862kwh,占总费用的8.0%,消耗除盐水1222t,占总费用0.42%,燃油占总费用的比重最大[1],从各个阶段的费用情况分析:点火至冲转消耗费用57233元,占20.83%,冲转至并网消耗费用27241元,占10.01%,并网至全退油枪217705元,占69.16%,并网至全退油枪的费用最大,启动油耗方面,与集团内同类型机组相比有一定差距,广东云浮某电厂冷态启动用油130t左右,我公司去年平均每次205t,在降低油耗方面有较大的潜力,同时也是降低启动费用的关键。
2 降低油耗分析
2.1 充分利用科技进步成果,采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术,对喷燃器进行改造,对降低启动费用是最有效的措施[2]。
2.2 充分利用邻炉加热装置,如果投入邻炉加热将炉水从60℃加热到100℃,可节约启动用油4t以上。邻炉加热的投入不仅可以节油,而且减小汽包上、下壁温差,缩短启动时间,建议在机组启动前尽早投入,以往在这方面由于工期、时间投用效果不明显[3]。
2.3 采用低风量启动方式,启动时风量的调整各不相同,运行人员按自己的经验调整,启动风量偏大。其中存在二方面的原因:一是设备问题,由于引、送风机风门严密性差,漏风大,在启动初期只能增加风量来平衡炉膛负压,这方面需要通过设备改造[4],提高风门严密性来解决;二是运行人员调整方面的问题。启动风量大在启动过程的影响主要体现在以下几方面:
2.3.1 汽包起压慢,风量大,烟气带走的热量多,炉膛温度上升慢,水冷壁吸热量少,所以汽包起压慢。
2.3.2 主蒸汽温度和主汽压力不匹配,风量过大时热量带到烟道[5],过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数,开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济,减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动,另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。
2.3.3 延长启动时间,冷态启动时汽缸温度低,主汽温度上升过快[6],导致汽机胀差上升过快,只有通过控制主汽温度、延长暖机时间、投入法螺加热的措施来缩小胀差,延长机组启动时间,另一方面由于炉温低,延长投煤时间。
采用低风量启动,能满足燃油完全燃烧的风量即可,在这方面有过成功的经验,正常情况下冷态启动用油控制在30t以下。
2.4 及时调整旁路系统,缩小冲转前主、再温差。在启动过程中常出现主、再汽温不匹配问题[7],温差过大,延长机组启动时间,当主汽参数达到冲转要求时,汽机侧再热蒸汽温度仍达不到冲转要求,主要原因在于旁路系统调整滞后,当主汽压力达到1 MPa时应适当关小二级旁路,对中压缸进汽管道进行充分的暖管,减少冲转前主、再汽温偏差,缩短启动时间。
3 节约用煤分析
节煤方面的主要措施是利用邻炉送粉启动,锅炉点火后通过输粉机进行邻炉送粉,提高粉位,并网后可及时投粉提高炉温,以往是并网后烟温达到要求时启动制粉系统运行[8]。在启动初期由于炉温低,启动制粉系统后,带有大量的煤粉三次风未经燃烧直接进入尾部烟道,试验组提供的资料三次风占制粉出力的15%以上,每小时大约有6吨左右的煤粉,造成大量的煤粉损失,从启动制粉至煤粉着火需要2h左右的时间,从中可以节约12t左右的原煤。
制粉系统在煤粉着火燃烧稳定后启动,充分利用三次风[9],减少原煤损失。过早启动制粉还存在着火初期燃烧波动大,炉温上升快,主汽压力和温度上升快的情况,对过热器的安全运行存在不利的影响。
4 节约用电分析
现阶段开机辅机的启动方式是启动两台引风机、送风机的方式,但从节能角度考虑电耗较大,不经济。启动初期用风量较小,风门开度很小,单台引、送风机能满足50~60MW负荷的风量,从点火到机组带50MW负荷需要7h左右时间,采用单台风机启动方式可节省引风机、送风机的电耗[10],启动初期每台引风机每小时电耗为270KWh、每台送风机每小时电耗为420KWh,按7h计算可节省厂用电4830KWh。
5 意见与建议
5.1 做好启动前的凝结水系统、除氧给水系统的冲洗工作,使机组启动用水能及早回收,并网后可以让机组尽快带上负荷,缩短启动时间,减少补水量。
5.2 建议将原来开机的节油奖励改为启动成本竞赛奖,通过竞赛来充分调动公司运行人员的积极性,不断探索节能降耗经验,提高开机水平,降低启动成本。
5.3 在技术角度的节能分析,机组启动是一个复杂的操作过程,需要各个岗位的通力合作,相互配合才能做到安全、经济启动。
6 结论
经过汽机、锅炉、电气、热控等专业技术人员的协同合作和深入分析,对该电厂135MW汽轮发电机组启动过程进行了优化,分别对启动过程中的油耗、煤耗、电耗进行了多角度的分析,通过采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术、喷燃器升级改造、邻炉加热炉水等措施,使机组启动过程的费用大幅下降,节能成效显著,具体指标参数及费用见表2中所示。
由表2可以看出,机组采用多种具有针对性的节能措施后,启动费用为199268元,比前四次启动所耗费的启动总成本降低了约34%,油耗、煤耗、电耗、水耗均得到了有效的控制,使整个机组的启动过程得到了明显的优化,节能降耗的效果很显著。
摘要：主蒸汽温度和主汽压力不匹配。风量过大时热量带到烟道,过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数。开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济。减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动。另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。
关键词：燃煤机组,冷态启动,低油耗,节煤,节电,节水
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浅谈燃煤小机组的锅炉改造 篇8
宁国电厂经济效益差, 属于国家政策必须关停的小火电。武汉某公司于2007年底收购了该电厂, 将锅炉的混煤燃料改为生物质燃料。利用农作物秸秆发电, 化废为宝, 符合国家的产业发展政策。该电厂年燃用农作物秸秆约10万t, 年节约标煤约3.5万t, 节省了一次能源;由于生物质是一种清洁燃料, 含硫量低且灰渣量很少, 则相应减少约3.5万t标煤排放的SO2量和灰渣量, 改善了生态环境;同时, 每吨秸秆按200元计, 给当地农民带来约2000万元的收入, 有利于改善农民生活。具有较好的社会效益、经济效益、节能效益和环保效益。
1 改造思路
循环流化床燃烧方式具有燃料适应性广、SO2和NOx排放低等特点, 尤其在燃烧劣质燃料方面具有明显的优势。农林废弃物等生物质燃料具有热值低、挥发灰份较高易着火燃烧、堆积密度小 (约为煤的1/10) 、灰熔点较低、灰中碱金属含量高易在换热器表面形成积灰和腐蚀等特点, 通过西安热工研究院的试烧实验证明, 利用循环流化床锅炉燃烧生物质燃料发电在技术上是完全可行的。
1) 生物质的热值低、密度小, 试烧实验表明, 纯烧生物质难以建立稳定的物料外循环和稳定的密相燃烧区, 处于鼓泡流化床或悬浮燃烧状态。因此, 本次改造方案采用鼓泡流化床锅炉。
2) 由于生物质密度较小、流动性差, 给料口处于炉膛正压区, 如果只靠重力进行给料, 容易在下料管中发生卡塞。为了保证给料顺畅, 给料口口径选取较大, 位于炉膛密相区之上以使背压较低, 并且采用了远大于给煤所需风量的高压一次风作为播料风。
3) 生物质密度较小, 即使在较小的流化速度下, 进入炉膛后也会迅速地向上扬析, 导致炉膛密相区的燃烧份额很小, 温度较低;生物质极易着火, 进入炉膛后在高温的作用下迅速燃烧, 同时较多的播料风随燃料给入, 在给料口上方区域发生剧烈燃烧而出现高温区。因此, 选取了较低的流化风速、较高的二次风口位置和数量以及合理的炉内受热面布置, 保持炉膛内温度的均匀性。
4) 金属壁温在600～650℃时, 灰中碱金属较易对金属表面形成腐蚀, 控制腐蚀的最佳方法是控制受热面中的工质温度。因此, 改造后的锅炉出口过热蒸汽参数仍然是中温、中压。
5) 采用燃煤电厂的灰渣作为床料或在床料中添加高岭土等可有效降低床料中的积团现象和生物质燃料灰在锅炉尾部受热面的积灰及腐蚀。
6) 由于生物质燃料的堆放密度仅为煤的1/10, 通过试烧实验表明, 在保证充分流化的情况下, 流化速度最好不要超过4m/s。既保证了床料的充分流化, 又使燃料在炉膛内有较长的停留时间以确保燃烧充分。
7) 为了布风均匀和保证床料的充分流化, 锅炉采用了水冷布风板和钟罩式风帽
8) 为了加快启动和节省点火启动用油, 锅炉采用了经济和效率高的床下风道点火燃烧器。
9) 原水冷壁下部为钢板式的绝热设计, 燃用生物质易造成密相区结焦。故锅炉下部改为膜式水冷壁设计。
10) 由于锅炉炉膛内的物料浓度较常规的燃煤循环流化床小, 燃料灰易对受热面造成沾污, 对受热面的传热效果产生影响。在保证汽轮发电机能够满发的情况下, 改造后锅炉的额定负荷为60t/h, 以使得锅炉尾部受热面有足够的余量。
2 主要改造内容
本次改造的思路是采用鼓泡床燃烧的方式, 改造内容包括炉膛, 下降管, 顶部连接管, 省煤器, 点火燃烧器及点火系统, 给料装置, 一、二次风装置以及与这些改动有关的部件, 拆除原低温分离装置。
2.1 炉膛
将原水冷壁前墙及两侧墙从标高9.7m向下开始更换, 后墙从原后墙下集箱向下开始更换。将水冷壁四面墙往下拉伸形成密相区。其中后墙的67根管子分成两部分, 34根管子前伸形成水冷布风板和炉底, 33根管子下伸形成水冷风室的后墙, 与侧墙一起组成水冷风室。布风板上设有两个水冷排渣口, 风室底部设有一个清灰口。
在炉膛内增加两片水冷屏, 从原水冷壁前墙中部进入, 炉顶引出。穿墙管处重新设计让管, 并采取可靠的防磨措施。
2.2 下降管及顶部连接管
因为水冷壁下集箱的下移, 下降管相应向下延伸。中间两根集中下降管从标高9.1m处割开分配集箱, 插入一段新制作的弯管后, 将分配集箱重新接上。左侧集中下降管从标高13.7m处割断, 接上新设计的分配集箱, 通过分散管为两片水冷屏供水。右侧集中下降管在炉前垂直段的合适位置处割去1.2m长的直段后重新接上;割去原炉后的分配集箱, 用新设计的大直径管子从炉右侧连至水冷风室下集箱。
将原水冷壁前墙及两侧墙的上集箱至锅筒间的连接管各去除一根, 设计为水冷屏的引出管, 残留的管接头用管帽封住。
2.3 点火燃烧器及给料装置
本次改造采用床下点火的方式点火燃烧器置于炉膛的两侧墙, 油枪枪前油压为1.96MPa, 单支油枪出力480kg/h。
炉前布置了3台给料槽, 给料槽固定于水冷壁上, 随水冷壁一起向下膨胀, 每台给料槽上留有3个送料风接口。
2.4 一二次风装置
一次风接口位于水冷风室的后墙, 由两侧墙水冷壁和水冷风室的上下集箱围绕而成。
二次风单层布置于炉膛的两侧墙, 风口标高为7m, 二次风总管的标高为9m, 规格为Υ600×3。
3 锅炉改造成果
改造后的锅炉于2008年4月开始调试并投入试运行, 同年6月2日电厂成功实现了并网发电。锅炉运行一年期间, 电厂其他系统、主机和辅助设备不断完善, 锅炉经过了少量地适应性改造, 目前性能特点表现如下:
1) 锅炉燃料适应性广。锅炉可燃用当地收集的各种生物质燃料, 包括稻壳、锯末、木材、竹材加工废弃物及核桃壳等。由于电厂的料场面积小, 燃料库存时间短, 入炉燃料含水量高, 但锅炉仍然可以正常燃烧。
2) 锅炉蒸汽品质达到了设计要求。
3) 锅炉负荷足, 满足电厂汽轮机满发要求, 可达到设计能力。
4) 锅炉效率高, 经济性好。锅炉飞灰含碳量少, 在燃烧40%～50%含水量的燃料下, 锅炉效率可达到80%, 当燃料干燥后, 锅炉效率可以大幅度提高。
5) 当燃料类别及水分变化大时, 炉膛压力波动大, 改善燃料后, 炉膛压力波动小。
6) 炉膛及灰料系统灰的软结团现象比燃煤锅炉强, 控制好风量和风压可减轻这一现象, 保证锅炉长期运行。
7) 由于本锅炉蒸汽额定温度低, 未发现明显的高温腐蚀现象。改造后的锅炉满足了用户单位要求, 赢得了用户单位的高度评价。
本锅炉改造工程通过了湖北省科技厅组织的专家评审, 获得了与会专家的肯定。
燃煤机组 篇9
1 主要耗能设备介绍
1.1 增压风机
增风压机的主要任务是对进入FGD系统中的烟气压力进行提升, 从而能够保证烟气顺利通过FGD系统, 并完成脱硫排入大气。增风压机的在脱硫系统中虽然只是辅助设备, 但是增风压机的运行稳定以及结构特征对于FGD系统的顺利进行都有着决定性的意义, 其能耗所占的比例也是FGD系统设备中较大的。因此在进行增风压机选择以及布置时, 一定要重视。
1.2 循环浆液泵
循环浆液泵的主要作用是对抽取石灰石浆液并将其输送到吸收塔的顶部, 并把吸收剂浆液喷洒下去。被浆液泵输送的浆液一般由两个部分组成, 一部分是自制浆系统所提供的新鲜浆液;另一部分则是已经经过脱硫反应之后重新被淋喷的浆液, 以此来提高浆液的利用效率。
1.3 氧化风机
氧化风机的主要是强制氧化系统中的配置。由于传统的氧化工作是通过暴露于空气并进行自然氧化的方法, 但是这种方法无法满足脱硫产品再次利用的目标, 造成了资源的浪费。因此, 在吸收塔内配置氧化风机已经成为脱硫产品中一项不可或缺的方式。
2 大型燃煤机组影响脱硫效率的因素
2.1 烟气流量
一个完成的系统有锅炉燃烧与FGD共同组成。而对于燃烧系统来说, 其运行的参数时直接影响烟气参数的变化的重要因素, 燃烧系统为了使煤粉能够燃烧起来, 就要为其提供一定量的空气, 且能保证充分的燃烧。燃烧之后的烟气中也会含有一部分过量空气, 而大这些大量的烟气最终会进入到FGD系统中去。
烟气进入FGD系统中后, 烟气流量的大小会对增压风机的运行造成影响, 使增压风机的出力产生阻碍。由此可见, 找出一个合适的送风量, 才能达到系统的脱硫效果与燃烧效果的目的。
2.2 烟气中SO2浓度
烟气中SO2的含量主要取决于机组燃烧的煤种。如果煤种中硫的含量较高, 则燃烧后烟气中硫的含量也会将对较高, 反之, 硫的含量较少。而FGD系统的主要作用是净化烟气, 脱除烟气中的含有SO2的物质, 由此可知, SO2的含量也直接影响着脱硫效果以及设备的能耗。
因此, 为了能够保证机组燃烧中煤种的稳定, 能够对煤种变化时对FGD系统设备的运行参数以及状况进行及时的调节, 从而来确保脱硫系统与燃烧系统的顺利运行以及同步运行, 也是提高脱硫效率的重要对策。
2.3 烟气流速
适当的烟气流速对脱硫的效果所有增强, 在此基础上还能够节省增压风机、氧化风机的电耗以及循环浆液泵。从脱硫设备的能耗方面出发考虑, 适当的烟气流速可以降低设备的电耗。且烟气流速与增压风机的能耗情况是成正比的, 吸收塔中的烟气流速越高, 气液之间的的阻力也会相对较大, 从而增加了增压风机提升烟气压力的压力, 同时也增加了能耗。
由此可见, 在实际的工程运行中, 对于设备的能耗、烟气的流速以及风机的能耗量好充分考虑, 能够从中选择出合适的、经济的吸收塔烟气流速。
2.4 锅炉投油助燃
锅炉的顺利安全运行, 主要是靠粉机来决定, 在工作的过程中难免会出现故障, 这时就需要投油来助燃, 从而保证锅炉的正常运行。在投油的过程中, 往往或因为氧量较小或者是炉膛燃烧区域的温度偏小而造成燃油无法燃尽。而这些没有燃尽的油污会随着烟气进入到脱硫系统的吸收塔中, 甚至还会造成电除尘器停运的情况, 最终导致油污以及粉尘被吸入到吸收塔浆液中, 大大影响了吸收剂以及SO2的反应过程, 降低了脱硫的效率。
因此, 在锅炉投油助燃的过程中, 应该讲烟道系统旁的路挡板打开, 并降低增压风机的风量运行负荷, 从而降低了吸收塔内脱硫环境的污染, 确保FGD系统的正常运行以及脱硫效率。
3 脱硫系统运行节能总结与展望
3.1能够根据石灰石湿磨能耗以及石灰石量的对脱硫的效率以及石灰石的消耗量进行综合考虑, 对其运行时间进行优化, 并保证浆液量充足的情况下降低对石灰石湿磨的能耗。
3.2氧化风机优化。主要是通过氧化空气的理论流量以及机组的负荷、燃煤硫分变化、脱硫塔中氧量需要进行氧化机变频改造。从而避免吸收塔内脱硫环境的恶化, 并降低氧化风机的运行能耗。
3.3循环浆液泵的运行优化。在确保出口排放浓度的基础上, 能够关闭一台或多台泵来进行能耗的节省。还可以根据实际的运行经验, 来对循环泵的运行卡片进行控制, 以此来降低循环浆液泵的开启数量, 达到节能的效果。
4 结语
总之, 为了在保证脱硫效果的前提下降低能耗是目前最为重要的一个话题, 能够根据设备的自身特点以及找出调节设备的关键参数是非常重要的工作, 从而为大型燃煤机组脱硫设备的顺利运行提供有力的帮助。
参考文献
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[2]杨勇平, 袁星, 黄圣伟, 徐钢.火电机组湿法脱硫系统能耗的回归分析[J].工程热物理学报, 2012, 11:1854-1859.
[3]王红.燃煤电厂烟气脱硫工艺生命周期评估[D].浙江大学, 2012.
对燃煤发电机组能耗节能优化研究 篇10
火力发电是我国现阶段主要的发电形式。对燃煤发电机组进行节能优化研究可以有效地降低我国电力行业整体的能耗水平。在十一五期间,我国火力发电耗煤量从2005年的343g/(k Wh)降低到312g/(k Wh),降幅达到31g/(k Wh),能耗指标有了明显改善。尤其是在现代技术的推动下,神经网络、支持向量机和遗传算法等现代化的人工智能技术,在燃煤发电机组的能耗优化问题上有着更深层次的应用,为燃煤发电机组能耗优化研究提供新的思路。本文主要研究的是基于遗传算法的燃煤发电机组运行参数优化。
1 影响燃煤发电机组能耗的主要因素
燃煤发电机组主要是将燃料的热能转换成机械输出的一种动力装置。在燃煤发电机组中对于能耗影响的因素,主要包括燃料特性、排烟温度、冷端系统以及加热器组四个方面,以下就对这些影响因素进行深入分析 :
1.1 燃料特性对能耗的影响
燃煤是火力发电的主要供能物质,因此,燃煤的特性对供电系统的能耗有着直接的影响。燃煤主要是由碳、水以及挥发分组成。其中挥发分是燃煤在燃烧过程中产生的气体物质,通常情况下,挥发分含量越高,燃煤的燃烧率越好 ;灰分和水分则属于不可燃物质,其含量越高,燃煤的热效率越差。
1.2 排烟温度对能耗的影响
排烟温度是燃煤发电机组能耗研究的重要参数之一。没在燃烧过程中会产生大量的烟尘,这些烟尘会造成一定程度的热损失,因此降低排烟温度,有助于提高燃煤发电机组的工作效率。但在实际应用过程中,降低排烟温度会造成空气预热器严重腐蚀,影响燃煤发电机组的安全运行。所以,选择合适的排烟温度是现阶段燃煤发电机组能耗优化研究的重点问题。
1.3 冷端系统对能耗的影响
燃煤发电机组的冷端系统主要分为凝结水系统和循环水系统。冷端系统对能耗的影响主要是凝汽器压力反映了冷端系统内各个设备的性能指标和经济指标,循环水入口温度不仅会影响燃煤发电机组内部的真空度,还会影响凝汽器端差,循环水的入口温度与环境有直接关系,基本属于不可控因素。
1.4 加热器组对能耗的影响
在燃煤发电机组运行过程中,加热器组水位是影响加热器端差的关键因素。如果加热器水位过高,疏水温度和端差会降低 ;如果加热器水位过低,疏水温度和端差会升高。在燃煤发电机组运行过程中,需要保证加热器水位在正常的范围内,确保端差不变。
2 基于遗传算法的能耗优化分析
基于遗传算法的能耗优化分析主要分为两个阶段,即建立燃煤发电机组的能耗预测模型,根据历史运行数据和当前运行状况,推断出煤耗量和各个运行参数之间的关系 ;第二阶段就是通过优化技术获得最小化的煤耗数据。本文以600MW、500MW亚临界燃煤发电机组为研究对象,汽轮机为反动凝汽式汽轮机,机组锅炉为亚临界第一次中间再热控制循环汽包炉,具体分析结果如下 :
2.1 优化设计
选取600MW、500MW亚临界燃煤发电机组的主蒸汽压力、再热蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、凝汽器真空度、排烟温度、排烟氧量、凝汽器端差等为主要研究参数,这些可控参数的边界约束条件可用以下公式表示 :
通过不同负荷条件下经过遗传算法得到最优模型参数(σ,C,ε),,获得能够反映燃煤发电机组能耗特性的最优支持模型,基于MATLAB7.1平台对机组600MW、500MW不同负荷下进行优化,寻优曲线如图1、图2所示。
2.2 优化分析
从曲线图可以看出,计算结果越接近最优值时,遗传算法的进化速度越慢。我们可以将燃煤发电机组优化目标和实际运行的数据进行对比,具体情况如下表1所示。
从表中数 据可以看 出,600MW、500MW负荷下,主蒸汽的压力值有所升高,并且在低负荷阶段的升高量最大,但是再热蒸汽压力的变化幅度较小 ;主蒸汽温度和再热蒸汽温度呈现上升趋势,凝汽器端差则有所降低,而凝汽器真空度的变化幅度较小,排烟温度和排烟氧量均出现不同程度的降低。因此,600MW、500MW负荷下燃煤发电机组在安全条件允许的情况下,适当提高机组参数和再热参数值,可以有效的提升燃煤的使用效率,同时降低排烟温度和排烟氧量,可以有效缓解排烟的热损失,进一步降低供电煤耗量。
3 结束语
燃煤发电机组职业病危害控制评价 篇11
评价概述
评价依据
2×350 MW燃煤发电机组工程评价的主要法律法规、规章规范、标准和基础依据有:《职业病防治法》《建设项目职业病危害风险分类管理目录》 (安监总安健〔2012〕73 号) 、AQ/T 8010—2013《建设项目职业病危害控制效果评价导则》、GBZ 2—2007《工作场所有害因素职业接触限值》、 GBZ159—2004《工作场所空气中有害物质监测的采样规范》、GBZ 1—2010《工业企业设计卫生标准》和该工程初步设计等。
评价内容及单元划分
评价内容包括:总体布局、生产工艺及生产设备布局、建筑卫生学要求、职业病危害因素及分布、对劳动者健康的影响程度、职业病危害防护设施及效果、辅助用室基本卫生学要求、个人使用的职业病防护用品、职业健康监护、应急救援措施、职业卫生管理措施及落实情况、职业病防治经费等方面。
2×350 MW燃煤发电机组工程项目按照工程内容进行单元划分, 单元划分及工程内容见表1。
评价方法
针对2×350 MW燃煤发电机组工程项目中不同的评价内容, 分别采用职业卫生现场调查、职业卫生检测、职业健康检查等方法收集数据和资料, 结合职业病防护设施、个人职业病防护用品配备情况, 对试运行期间作业人员的职业病危害因素接触水平及职业健康影响进行评价;采用检查表分析法对总体布局和设备布局、辅助卫生用室基本要求以及职业卫生管理措施等的符合程度进行检查。
职业病危害评价
职业病危害因素及其存在环节
2×350 MW燃煤发电机组工程项目在生产过程中产生的职业危害因素有:粉尘、化学物质、物理因素, 其中粉尘包括煤尘、矽尘、石灰石粉尘、电焊烟尘和砂轮磨尘;化学物质包括一氧化碳、二氧化氮、二氧化硫、氟化物、氢氧化钠、盐酸、氨、联氨、氯、硫化氢、锰及其化合物和臭氧;物理因素包括噪声、高温、工频电场、电焊弧光和手传振动。该项目生产工艺流程及职业危害因素主要存在环节见图1。
职业病危害因素检测结果及评价
粉尘检测结果及评价2×350 MW燃煤发电机组工程项目主要粉尘源为燃煤储存及输送系统和锅炉汽机制粉系统的煤尘、脱硫系统的石灰石粉尘、除灰渣系统的矽尘和辅助生产系统的砂轮磨尘以及电焊烟尘。在正常生产情况下, 粉尘危害浓度的检测结果见表2。
从检测结果可以看出, 工作场所的煤尘存在超标现象, 超标作业点分别为带式运送机3 段巡检位、带式运送机4 段巡检位和筛煤机巡检位。
通过现场调查发现, 以上超标是由下列原因造成的:一是生产工艺原因。输煤过程本身存在较大量粉尘逸散。二是生产设备原因。带式运送机3 段、4 段在检测过程中暂停后重新启动, 短时间内粉尘浓度较高, 导料槽中挡尘软帘封闭不严、没有完全发挥防尘降尘作用。三是防护设施问题。无动力除尘器配有的自动喷雾系统在瞬间粉尘浓度增高时没有及时启动。四是监督管理问题。防护措施检维修不够及时 (如皮带部分导料槽中挡尘软帘封闭不严等) 。
为解决以上问题, 评价组提出如下建议:一是加强对防护设施的日常检查和维护工作, 保证防护设施的正常运行, 并及时维护除尘器和更换导料槽中安装的挡尘软帘, 确保除尘效果稳定。加强各带式输送机、转运站等处的通风。二是指导和监督作业人员在进行操作时正确配戴防尘口罩、防尘面具。
化学物质检测结果及评价2×350 MW燃煤发电机组工程项目的化学物质职业卫生危害主要存在于辅助生产系统、水处理系统、锅炉汽机制粉系统和电气系统。在正常生产情况下, 该项目化学物质危害浓度的检测结果见表3。
该项目工作人员接触化学物质的浓度均符合GBZ 2.1—2007《工作场所有害因素职业接触限值第1部分:化学有害因素》中相关职业接触限值的要求。
物理因素检测结果及评价2×350 MW燃煤发电机组工程项目的物理因素职业卫生危害主要存在于燃煤储存及输送系统、锅炉汽机制粉系统、除灰渣系统、辅助生产系统和电气系统。在正常生产情况下, 该项目工作人员接触物理因素危害强度的检测结果见表4。
该项目推煤机司机和皮带3 段巡检工的噪声暴露强度不符合GBZ2.2—2007《工作场所有害因素职业接触限值第2 部分:物理因素》的要求。其余岗位的物理因素危害强度的检测结果均符合职业接触限值的要求。
通过现场调查发现, 噪声岗位超标原因如下:推煤机司机的噪声暴露强度超标是因为推煤机产生的噪声较高, 而且操作时间较长;皮带3 段巡检工的噪声暴露强度超标是因为碎煤机和筛煤机产生的噪声较高。
针对以上问题, 评价组提出以下建议:推煤机司机操作时, 要密闭驾驶室门窗, 起到隔声作用;皮带巡检工噪声超标, 建议缩短个人工作时间或增加中间休息时间, 并为工人配戴防噪耳塞。
职业病防护设施评价
本次现场检测结果显示, 在2×350 MW燃煤发电机组工程项目防护设施正常运行的情况下, 作业时大部分工人接触的职业病危害因素的浓度或强度符合职业接触限值。
该项目的防尘技术措施、防毒技术措施、减振降噪技术措施、防工频电场技术措施以及防电焊弧光措施和防手传振动措施均基本符合GBZ 1—2010《工业企业设计卫生标准》的要求。对部分接触职业病危害因素的浓度或强度不符合职业接触限值要求的工人, 应监督其在作业时正确使用有效的个体防护用品。
个人使用的职业病防护用品评价
2×350 MW燃煤发电机组工程项目在个人使用的职业病防护用品方面制定了使用管理制度, 并明确了种类配置和数量。在复测时, 煤尘、噪声超标岗位配戴防护用品后预期接触水平评价结果见表5。
该项目中, 接触粉尘、噪声超过国家职业卫生限值的岗位和工种在配带了防尘口罩、防噪耳塞等个体防护用品后, 其实际接触的职业病危害因素浓度和强度均能够符合职业接触限值要求。综上所述, 工人在正确配戴个体防护用品后能够起到较好的防护效果。配置的个体防护用品符合法律法规的要求。
总体布局和设备布局评价
总体布局评价2×350 MW燃煤发电机组工程项目的生产区、非生产区分区明确, 辅助生产区位于厂区外;各职业病危害相似的设备集中布置, 生产区与非生产区之间有100 m以上的距离, 距离较远;该项目的生产区位于非生产区的西侧, 未布置在非生产区的全年最小频率风向的上风侧。辅助生产区位于厂区外, 汽机房的纵轴与当地夏季主导风向夹角为90°。该项目总体布局基本符合GBZ 1—2010《工业企业设计卫生标准》等标准的要求。
设备布局评价2×350 MW燃煤发电机组工程项目放散有害气体的设备均布置在单层建筑内;噪声较大的设备布置在单层厂房内或多层厂房的底层;产生噪声的车间与非噪声作业车间、高噪声与低噪声车间均分开布置。该项目设备布局符合GBZ 1—2010《工业企业设计卫生标准》等标准的相关要求。
建筑卫生学评价
2×350 MW燃煤发电机组工程项目按照GBZ 1—2010《工业企业设计卫生标准》的规定, 对各建筑设置了符合采暖、通风、空调和照明等卫生学要求的设施, 配套设施设置内容基本符合GBZ 1—2010《工业企业设计卫生标准》中建筑卫生学的要求。该项目照明测量结果显示, 燃煤储存及输送系统集控室操作位和煤质化验室水操作位、除灰渣集控室操作位、化水处理集控室操作位和锅炉汽机制粉集控室操作位的照明度符合GB 50034—2013《建筑照明设计标准》的要求。
辅助用室评价
2×350 MW燃煤发电机组工程的锅炉汽机间、输煤车间 (输煤综合楼) 的卫生用室按卫生特征等级二级设计, 其他各车间的卫生用室均按卫生特征等级三级设计。该项目设置的车间卫生用室 (浴室、更衣室和盥洗室) 、生活室 (休息室和厕所) 等辅助用室等配套设施设置数量均符合GBZ 1—2010《工业企业设计卫生标准》中辅助用室卫生要求的规定。
应急救援措施评价
电厂针对易引起急性中毒的化学品 (如氨、联氨、二氧化氮、一氧化碳) 和易造成化学灼伤事故的化学品 (如酸、碱) 及高温压力管道、承压部件等可能由于蒸汽泄漏而造成工作人员烫伤以及易引发工人夏季中暑的高温车间等成立了应急机构, 配备了应急救援人员, 制定了相应的应急救援预案, 并定期进行培训和演练。电厂在可能发生急性事故或损伤的地点设置了应急救援设施, 并且在集控室等放置了应急防护用品;在各车间的主要通道处装设有事故照明及疏散指示灯;在主厂房配备有可燃气体报警器;在污水处理间及酸碱喷射间均设有喷淋及洗眼设施;在加药间的氨、联氨的储药间设有事故排风风机;在酸罐、碱罐、次氯酸钠罐和喷射间均设有围堰和泄险沟;在有可能产生氨、肼、盐酸、氢氧化钠、硫化氢等有毒作业场所均设有事故排风口;在燃烧及热力系统集中控制室、化学水处理集中控制室均配置有正压式空气呼吸器;在输煤控制室、除灰控制室、化水集中控制室、燃烧及热力系统集中控制室均配置有急救箱, 存放在集控室事故应急柜。以上应急救援措施符合国家有关法律法规、标准的要求。电厂应设置医务所作为应急救援站, 站内配备有应急救援车辆 (公用车辆兼作救护用) 、救援人员、救援设备和救援药品等。
职业卫生管理评价
职业病防治管理组织机构及人员电厂设立了职业卫生管理机构, 职业卫生工作办公室设在安监部, 下设组长1 人、副组长1 人和组员6 人, 配备1 名专职职业卫生专业人员。组长由总经理担任, 是全厂职业卫生工作第一责任者, 对全厂职业卫生负全面管理责任。
职业病防治规划、实施方案及执行情况电厂已制定了年度职业病防治规划和实施方案。其中, 规划包括目的、目标、措施、考核指标、保障条件等内容;实施方案包括时间、进度、实施步骤、技术要求、考核内容、验收方法等内容。企业在实际中严格按照年度职业病防治规划和实施方案开展职业卫生管理工作。
职业卫生管理制度电厂按照《职业病防治法》的规定制定了12项职业卫生管理制度, 分别是《职业病防治责任制》《职业病危害警示与告知制度》《职业病危害项目申报制度》《职业健康宣传教育培训制度》《职业病危害防护设施维护管理制度》《职业病防护用品管理制度》《职业病危害因素监测评价制度》《建设项目职业卫生三同时管理制度》《职业健康监护管理制度》《职业危害事故的处理及报告制度》《职业病危害应急救援与管理制度》和《职业卫生岗位操作规程》。
事故应急救援预案电厂建有职业病危害事故应急救援预案, 预案中设有应急救援指挥部, 由总经理担任总指挥、分管副总经理任副指挥、成员包括其他分公司领导、工会、人力资源部、生技部、安监部人员, 负责组织突发事故的紧急救援工作。预案中对发生急性职业病危害事故后的紧急调动、各部门的职责、联系方式, 以及急救时的电话、人员、车辆等均作了详细规定。企业按照职业病危害事故应急救援预案进行了演练。
职业病危害防治经费2×350 MW燃煤发电机组工程项目总投资为28.181 亿元, 其中, 职业卫生投资约4 596 万元。
综上所述, 电厂建有职业卫生管理机构、配备了专职职业卫生管理人员、建立了职业卫生管理制度和操作规程、职业卫生档案和劳动者监护档案等。符合《职业病防治法》等相关法律法规要求。
职业健康监护评价
电厂建立了职业健康监护制度, 规定组织职工进行上岗前、在岗期间的职业健康检查等。对接触职业病危害因素的73 名职工进行了2015 年度职业健康检查, 实际体检人数为73 人, 体检率100%。其中体检结果中有6 人肺功能异常, 已于2015 年5 月组织复查, 复查结果无异常。电厂职业健康监护符合GBZ 188—2014《职业健康监护技术规范》的规定。
措施与建议
控制粉尘危害措施及建议
电厂应加强对防护设施的日常检查和维护工作, 保证防护设施的正常运行, 并及时维护除尘器和更换导料槽中安装的挡尘软帘, 确保除尘效果稳定。还要加强各带式输送机、转运站等处的通风;磅房、贮灰场要定期清扫、洒水, 防止粉尘积存。指导和监督作业人员在操作时要正确配戴防尘口罩、防尘面具。
职业健康监护
建议建设单位加强对外委单位的监督, 要求外协单位每年组织员工进行职业健康体检, 并将体检报告交予建设单位保管。
大修、检维修控制职业危害的措施及建议
一是, 全厂大修时, 使用的X射线探伤机会产生电离辐射, 电厂应委托专业机构对锅炉等设备进行工业探伤。在与委托机构签订合同时, 电厂应对外委单位的相应资质、职业卫生管理、防护用品的配备情况进行考察, 不得将产生职业病危害的作业转移给不具备职业病防护条件的单位和个人。二是, 检维修时应注意采取相应的防护措施与个体防护措施, 穿戴好相应的个体防护用品。如在输煤设备、除灰渣设备检修应戴好防尘口罩;化学水处理设施维修前应先排净酸碱, 用水冲洗干净后再进行操作;检维修人员进行氨区设备维修前应穿戴防毒面具、防化学品手套、防化学品服等;检维修人员进入锅炉等大型设备时, 可能存在密闭空间作业问题, 建议先进行氧气浓度测定, 在氧气浓度合格和有监督人员的情况下, 配戴相应的个体防护用品和便携式报警设备, 再行进入检修。
其他控制职业危害的措施及建议
对应急救援设施, 应进行经常性的维护、检修, 定期检测其性能和效果, 确保其处于正常状态, 不得擅自拆除或者停止使用。电厂要加强应急演练, 确保现场操作工作人员, 尤其要让加药间、化学水处理间、锅炉巡检等可能发生急性损伤的岗位人员能够熟练掌握应急救援方法及应急救援设施的使用。还要加强对外委人员的管理。应对外委单位的相应资质、职业卫生管理、防护用品的配备情况进行考察。在签订委托合同时, 要对其职业卫生职责进行详细规定, 并在实际工作中进行监督检查, 以减小外委操作人员发生职业病危害的风险。电厂应该按照相关法规的要求, 每年进行职业病危害因素现场检测, 每3年进行职业病危害现状评价。
结论