发电厂锅炉房照明改造（精选7篇）
发电厂锅炉房照明改造 篇1
摘要：对贵州安顺发电厂二期锅炉原捞渣机在运行过程中发生的问题进行论述, 并对捞渣机改造方案进行了描述, 对改造效果进行了分析。
关键词：捞渣机,系统,改造,效果
1 现状
贵州安顺电厂二期 (#3、#4机组) 为东方锅炉厂“W”型火焰炉 (2×300MW机组) , 炉底捞渣机水平段较长 (约35m) , 双驱动, 驱动电机功率2×7.5KW (YVP132M-4) , 圆环链规格为30×120mm, 箱内宽1.6m, 阴 (凹) 齿驱动, 链条间距1342mm, 刮板速度0.5~2.5m/min, 连续变频调速, 出力10~30吨/时, 连续调节, 横移自驱电机 (Y100L1-4) 功率4×2.2KW。
改造前除渣系统采用水力除渣, 运行方式为:捞渣机——渣沟——渣浆泵——脱水仓——高效浓缩机, 采用闭式循环。两台机组投入运行以来, 由于锅炉实际燃烧的煤种偏离设计和校核煤种, 致使渣系统运行磨损较严重 (管道、泵、阀等) , 渣泵堵塞现象较为频繁, 时常需人工处理除渣, 已严重影响机组的安全运行。系统投运以来发生的主要故障是排渣泵叶轮和泵壳被灰渣磨穿、排渣管道磨损泄漏, 被迫走捞渣机的临时侧卸口排渣, 从侧卸口出来的渣要用人力运走, 在满负荷时, 渣量太大, 要24小时轮班作业, 造成劳动强度大。同时除渣系统需要大量的冲洗水, 造成水源浪费。因此对该系统的改造已势在必行。
2 改造方案
2.1 根据多方调查讨论,
决定取消水力除渣方式, 采用活动渣斗的干除渣方案。捞渣机排出来的渣直接送到捞渣机头部可移动渣斗, 然后由汽车直接运走。活动渣斗方案的优点如下:a.占地面积小, 改造工期短, 工程量小。b.捞渣机抬头不需太高, 而且无须中转至皮带机等辅助设备而直接装车。c.用多个渣斗交替接渣, 渣斗交替时可避免捞渣机出渣落地, 保持零米环境卫生。d.汽车运输可短时间暂停, 由渣斗临时缓冲接渣。
2.2 改后捞渣机抬头高度约6米,
活动渣斗排渣口高度约2.2米 (配2.5吨卡车) 。新机电机功率15KW, 仍用原变频器。PLC利用, 即原电气系统基本不变。
安装3个活动渣斗。每个渣斗体积约为10立方米。每个渣斗可供机组运行1个小时, 而无需移动渣斗 (活动渣斗移动靠电动移动机构) 。该活动渣斗设在立于地面不动的门架上, 在门架上有两条轨道, 三个活动渣斗在其上同时移动。活动渣斗的移动不影响地面工作, 因门架不动, 切实保证了地面的安全作业。
改造后捞渣机依然采用原阴 (凹) 齿驱动, 链条规格、链条间距等均不变。
2.3 改造效果分析
改造前, 由于捞渣机——渣沟——渣浆泵——脱水仓——汽车 (——高效浓缩机) 等一系列设备需同时运行, 加之渣泵、管道、阀门磨损, 系统运行和检修成本很高, 每年需投入200万元左右。
改造后系统简化成捞渣机——活动渣斗——汽车, 显然环节大大减少, 又没有了排渣泵、管道、阀门磨损。无论电能消耗、设备维护成本、运行人员数量等都会大大减少, 中间环节的减少又增加了除渣系统设备的可靠性。由于活动渣斗高度, 捞渣机抬头比现在有所提高, 这将有利于湿渣的脱水, 减少活动渣斗下的淋水状况及改善汽车装渣后在厂内及出厂后一路淋水状况。当然, 在活动渣斗下要加设淋水的积水、排水设施。
改造后原除渣系统仍保留, 作为锅炉冷灰斗与捞渣机水封用水的水泵, 这样原系统的所有设备照常发挥作用, 并可降低设备的维护和运行成本。
排渣系统改造后两年多来, 系统运行状况良好, 每年减少运行、检修费用约150万元。大大减少了系统用水量, 同时减少了对环境造成的污染, 取得了良好的经济和社会效益。
电厂锅炉风机节能改造探讨 篇2
1 风机节能改造原理
1.1 一般运行经济性
在电厂锅炉中, 若风机处于高出力区域, 各种类型风机效率差距较小, 风机节流损失较小, 接近额定出力, 风机均无节流损失。在低出力区域, 离心式风机和轴流风机前导叶调节存在较大的节流损失, 而轴流式动叶调节几乎无节流损失, 效率相对较高。
1.2 典型风机调节特性
1.2.1 进气预旋 (静叶) 原理。
某电厂锅炉风机采用进气预旋调节, 即将导流器安装在介质进口处进行调节。导流器有可转动的导向叶片, 气流经导向叶片进入风机。改变导向叶片角度, 可以改变气流进入风机时的速度大小和方向, 导流器使风进入风机前的气流产生预旋, 从而使气流圆周分速度加大, 压力降低。导向叶片转动角度越大, 风量越小, 气流产生的预旋越强烈, 压力降低越大, 所以风机特性曲线越陡直。此种调节方式虽有较高的调节范围和一定的经济性, 但其结构复杂, 且存在冲击损失, 维修费用较高。
1.2.2 变速调节原理。
变速调节即改变电动机的转速, 以改变风机的风量的一种调节方式, 从空气动力学理论来讲, 改变转速调节是最合理的。变速调节一般通过变频调节来实现, 即改变电动机输入电流频率。采用这种调节方式风机无附加功耗, 风机所耗功率是根据实际需要而改变, 所以更为经济。
由流体力学可知, 风量与转速的一次方成正比, 风压与转速的平方成正比, 轴功率与转速的三次方成正比, 当风量减少, 转速下降时, 其功率降低很多。
1.2.3 双速电机调节。
双速调节是指利用双速电机控制风机在高速和低速两个转速下切换, 可以靠改变电流或电压来改变转速, 常有交流和直流两种。在负载较大时启用高速控制, 在负载较小时启用低速控制, 是变频调节的一种特殊形式。不同之处在于, 通过变频器调节能够实现风机的连续变转速控制, 在各负荷段均具有节能效果, 而双速电机调节使得风机转速存在明显的阶跃现象, 仅在较低负荷段具有节能效果。
2 改造方案的经济型比较
对于某电厂300MW机组, 吸风机和增压风机均采用动叶可调轴流式风机, 系统布置为两台吸风机和一台增压风机, 为进一步提高三台风机的总效率, 可采取下列三种方案。
方案一:三台风机全部采用变频调节。每台风机采用变频调节后, 在低负荷时均具有一定的节能效果, 但初始投资较大, 变频装置维护和更换的费用也较大。
方案二:两台吸风机变频调节, 增压风机不变。考虑到脱硫系统阻力变化幅度较小, 增压风机变频经济性有限, 不采用变频调节, 仅对吸风机采用变频调节。
方案三:一台吸风机变频调节, 另一台吸风机和增压风机不变。一台吸风机长期处于高效区运行, 承担“基本出力”, 另一台吸风机按照变频调节方式运行, 根据机组负荷调节电机转速进而改变吸风机工作点, 共同满足锅炉的安全运行要求。
相对于离心式风机和静叶可调式风机来说, 轴流动叶可调式风机在调节过程中动叶与气流入口的切角相对较小, 因此其气流的流动图图11轴轴流流式式风风机机变变频频前前后后性性能能曲曲线线阻力较小, 叶片做功损失较小, 而变频调节过程中气流与叶片之间几乎无冲击损失, 因此在运行过程中, 变频调节风机相对于轴流式风机仍有一定的效率优势。轴流式动叶可调风机与采用变频装置后轴流式风机性能曲线如图1所示, 由图可知, 根据变频后性能曲线, 在机组相同的负荷下, 风机工作点将略有上移, 从70%~80%效率区进入>80%效率区, 风机效率有所提高。
根据轴流式风机的性能曲线和变频前后性能的模拟分析, 对该吸风机进行推测计算, 得到变频前后轴流式风机效率变化曲线, 如图2所示。
根据上述分析计算, 对三种方案的经济性进行计算对比。以该机组为例, 假设条件有:全年运行小时数7200小时, 负荷率70%, 厂用电费用0.4元/千瓦时, 变频改造费用200万元/台, 计算期为5年, 锅炉及脱硫系统正常运转, 相对于现有运行方式, 各改造方案的经济性比较见表1。
从表1中的分析结果可看到, 相对于两台吸风机一台增压风机 (轴流式动叶可调) 的典型配置, 方案一和方案二都存在初始投资过大、效益不明显、投资回收时间长等缺点, 方案三节约电量较大, 经济效益较高, 可以作为现有风机系统改造的可行性方案。
需要注意的是, 方案三中一台吸风机承担基本出力, 接近风机的BMCR工况点, 另一台吸风机承担出力较小, 必然导致锅炉尾部烟道两侧存在流量不均的现象, 可能引起两侧空预器一次风温差异较大, 除尘器两侧除尘负载相差较大, 尾部受热面局部存在热偏差等问题, 因此在实践中仍需要结合一次风系统、除尘系统和受热面的实际布置和设备特性来克服上述困难。
摘要：文章对某电厂锅炉轴流式风机变频调节改造方案进行了对比分析, 获得了最佳改造方案, 有较好经济效益, 可作为燃煤机组节能减排的实施方案之一。
关键词：轴流式风机,变频调节,节能减排
参考文献
[1]徐志强.火电厂300MW机组引风机变频改造[J].能源研究与利用, 2008, 1:47-48.
火电厂锅炉水位保护改造研究 篇3
火电厂生产运行过程实际上是能量转换过程, 锅炉作为火力机组的主设备, 也是火电厂能量转换意义上的第一站, 因此没有锅炉的安全运行, 后续能量转换过程将无法实现。许多案例表明, 锅炉汽包水位满水和缺水事故严重威胁机组的安全运行, 轻者造成机组非计划停运, 严重时可造成汽轮机和锅炉设备的严重损坏。锅炉水位控制本质上是给水量与产出蒸汽量间的动态平衡, 如果水位过高, 会破坏汽水分离装置的正常工作, 严重时会导致蒸汽带水增多, 从而增加在过热器管壁上和汽轮机叶片上的结垢, 甚至会使汽轮机发生水冲击而损坏叶片;相反, 则会破坏水循环, 导致水冷壁管道破裂、锅炉干锅等事故, 从而汽包过高或过低都会影响机组的安全运行。
2 设备状况
自1995年建厂以来, 某公司GAZ-IAD型FSSS锅炉炉膛保护装置中锅炉汽包水位保护因利用电极式水位计高、低Ⅰ值 (±75mm) 热工光字牌报警, 高、低Ⅱ值 (±200mm) 进行单点越限时, 开关量信号直接启动来实现汽包水位保护, 运行过程中经常突然出现水位保护动作引起紧急停炉。分析原因由于电极绝缘材料长期处于饱和水、汽中, 在绝缘材料表面腐蚀和结垢, 造成电极挂水或缺水等误发虚假信号, 引发锅炉汽包水位保护误动。主要存在以下问题:
(1) GAZ-IAD型FSSS锅炉炉膛保护装置中灭火保护、汽包水位保护和炉膛压力保护等集成, 不能单独实现任一保护投退, 只要其中任一保护出现问题时, 都必须将FSSS锅炉炉膛保护装置退出, 此时当其它保护事实达到动作条件时, 反而不能动作, 对锅炉起不到相应的保护作用。
(2) 汽包水位保护选用电极式水位计一组提供的高低I值为±75mm开关信号作为报警, 高低II值为±200mm开关信号用于停炉保护, 切断进炉的燃料 (煤粉或燃油) , 设计本身存在缺陷;当电极绝缘材料腐蚀、结垢和氧化铝纯度达不到要求时, 都可能引起高II值误发信号, 启动保护回路动作和打开事故放水阀, 此时反而可能导致锅炉缺水事故发生或者低II值电极结垢引起缺水信号误发引起锅炉保护动作。
(3) FSSS锅炉炉膛保护装置配置与《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》条文相悖。锅炉汽包水位高、低保护应釆用独立测量的三取二的逻辑判断方式, 而不是仅一取一的方式。
3 改造方案及实施
3.1 设计原则和依据
(1) 锅炉汽包水位高、低保护应釆用独立测量的三取二的逻辑判断方式。
当有一点因某种原因须退出运行时, 应自动转为二取一的逻辑判断方式, 并办理审批手续, 限期 (不宜超过8h) 恢复;当有二点因某种原因须退出运行时, 应自动转为一取一的逻辑判断方式, 应制定相应的安全运行措施, 经总工程师批准, 限期 (8h以内) 恢复, 如逾期不能恢复, 应立即停止锅炉运行。
(2) 锅炉汽包水位保护在锅炉起动前和停炉前应进行实际传动校检。
用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验, 严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
(3) 汽包水位测量应进行温度压力补偿。
在确认水位保护定值时, 应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计 (变送器) 中水位差值的影响。
(4) 汽包锅炉水位保护是锅炉起动的必备条件之一, 水位保护不完整严禁起动。
3.2 现场条件
3.2.1 现场水位计配置
每台锅炉已配套6套独立测量的水位计, 其中有两套石英管双色水位计, 一套电接点水位计, 三套差压式水位计。所谓电接点水位是测量筒上安装19只电极、电接点液位仪及所相应连续电源、信号电缆组成;所谓差压式水位计, 将汽包液位与参照水位通过引压管引至差压变送器, 转换成相对应的4~20m ADC模拟量信号, 再经过相配套指示仪反映出来, 达到显示汽包实际水位的目的。
3.2.2 信号配置
石英管双色水位计是就地显示水位计, 没有相应电信号和开关量输出;电接点水位计可以提供一组高低越限停炉信号;另有三套差压式水位计可以通过转换限值报警, 输出三组独立的开关量信号。
3.3 方案设计
高保护设置3个定值分别为高I值 (+75mm) 、高II值 (+180mm) 、高III值 (+200mm) , 高I值由电接点水位计发出水位高预告信号, 目的引起运行人员的注意;当采取措施后还不能使水位恢复正常, 水位升至高II值时由水位保护装置发出报警信号的同时打开事故放水电动门;当水位继续升至高III值时, 水位保护装置动作输出动闭触点, 停排粉机、关燃油电磁场阀, 同时伴有热工光字牌指示“水位保护动作”;实现汽包水位低保护也设置3个定值分别为:低I值 (-75mm) 、低II值 (-180mm) 、低III值 (-200mm) , 低I值、II值报警同上;当水位降至低III值时, 水位保护装置动作输出动闭触点, 停排粉机、关燃油电磁场阀, 同时有热工光字牌指示。
3.4 方案实施
3.4.1 设备完整性检查
(1) 差压变送器检查
对三台量程为-300~+300mm的差压变送器组织进行校验、迁移调整, 判断全量程是否4~20m A对应成同比例线型关系, 基本误差是否合格。
(2) 单室平衡容器及管路检查
检查单室平衡容器汽阀、水阀是否阻塞及管路是畅通及管道安装是否符合规定, 尽可能减少目前各种测量方式间的测量误差。
4 改造后效果
该保护装置使用多年来, 均未发生误动和拒动情况, 从而实现对锅炉汽包水位的准确测量和可靠保护, 消除了原设计中汽包水位保护经常误动和拒动缺陷, 提高机组的安全稳定运行, 同时也符合了《防止电力生产重大事故的二十五项反措重点要求》中相关条文的要求。
结语
三套独立的锅炉汽包水位信号经过设定限值比较后, 实现三取二逻辑, 有效杜绝运行过程中水位保护的误动和拒动, 避免了不必要的启停炉, 从而提高了工作效率和经济效益。
摘要：本文介绍了火电厂锅炉的设计原则, 分析了火电厂锅炉水位保护的改造方法, 对改造后的效果进行了分析。
关键词：电厂锅炉,汽包水位,三取二逻辑,水位保护
参考文献
发电厂锅炉房照明改造 篇4
关键词：燃煤锅炉,烟气污染,超净排放
我国经济的可持续发展, 迫切需求清洁高效、安全可靠的能源供应。而如何发展超低排放、高效节能的燃煤发电技术, 对于现时代的经济与环境的可持续发展具有重要的意义。
1 电厂大气污染物排放现状
近年来, 全国范围频繁出现雾霾天气, 特别是可吸入颗粒物 (PM10) 、细微颗粒物 (PM2.5) 排放, 引起政府部门、媒体和公众的高度关注。对于固定源排放源的火电厂, 虽然普遍采用了脱销、除尘、脱硫等环保设备, 但全国发电装机总容量以及燃煤总量较大, 火电厂大气污染物排放的总量也相对较大。为了进一步大幅度消减燃煤电厂污染物总量, 基于目前环保最新的技术发展水平之上, 发电行业主动提出将燃煤电厂污染物排放标准向“燃气轮机排放标准”看齐, 即:烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项排放限制分别为:5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3, 在业内将此限制定义为燃煤锅炉“超净排放”标准。为满足国家环保政策新规定和新标准, 目前燃煤电厂正在实施新一轮的环保改造, 涉及锅炉低氮燃烧系统改造、烟气脱销、脱硫、除尘器技术改造, 以及关联的风机改造、烟气余热利用、烟囱改造等。
2 烟气超净排放的技术路线
2.1 二氧化硫治理
对现有脱硫装置实际运行性能进行全面评估分析, 根据脱硫装置入口SO2浓度超出实际处理能力的不同程度, 进行整体优化设计改造方案:
(1) 可采用脱硫添加剂、塔内积液板+管网式氧化风管、塔外氧化浆池、串/并联塔改造方案等。
(2) 在脱硫装置入口增设烟气冷却器, 有效回收利用烟气余热, 同时降低脱硫装置入口烟气温度, 从而降低塔内烟气流速并减少工艺水耗量以及运行能耗。
(3) 优化塔内烟气流速, 采用管式除雾器或二级烟道除雾器造等提高除雾器性能, 优化喷淋层设计, 减少除雾器出口雾滴含量, 同时提高脱硫塔的除尘效率 (70%) 以上, 有效减轻“烟囱雨”现象。
2.2 氮氧化物治理
2.2.1 锅炉低氮燃烧。
锅炉燃烧过程中生成的氮氧化物主要由NO和NO2, 通常把这两种氮氧化物称为NOx, 其中NO占90%以上。根据燃煤电厂所在地区NOx排放限值规定, 实际燃用的不同燃煤特性 (烟煤、贫煤和褐煤等) 以及不同的燃烧方式进行综合技术经济分析比较, 优化低氮燃烧系统, 在保证锅炉安全运行以及锅炉效率不明显降低 (主要是飞灰可燃物含量与锅炉排烟中的CO含量不明显升高) 的前提下, 最大限度地通过低氮燃烧技术改造控制NOx生成, 从而降低SNCR、SCR的改造投资及运行费用。
2.2.2 烟气脱销技术。
脱硝的方法较多, 主要有:电子照射法、脉冲电晕法、湿式吸收法、活性炭吸附法等, 目前大量使用的是选择性非催化剂还原法和选择性催化剂还原法, 尤以后者脱硝率高, 技术成熟的优点被广泛使用, 所以选择性催化剂还原法是当前主要的脱硝法。
由于炉内低氮燃烧技术的局限性, 使得NOx的排放不能达到令人满意的程度, 为了进一步降低NOx的排放, 必须进行烟气脱硝处理。目前通行的烟气脱硝技术工艺大致可分为干法、半干法和湿法3类。其中干法包括选择性非催化还原法 (SNCR) 、选择性催化还原法 (SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。
脱硝随着环保的要求已是势在必行。目前存在的困难是烟气体积大, 浓度低, NOX总量相对较大, 吸收吸附脱硝后废物最终处置难, 费用高。
结束语
火电厂是我国主要的电能产生方式之一, 它不仅为我们的社会主义现代化建设提供了足够的能量, 也给我们的日常生活带来了方便。由于火电厂是以煤为主的各种燃料燃烧来发电的, 而燃烧也会给坏境带来极大的污染问题, 也是重大的经济能源问题。通过脱销、除尘、脱硫等环保措施, 降低火电厂能量消耗, 实现“环保、节能、降耗”的生产模式是当前亟需研究的问题。
参考文献
[1]翟德双.燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探讨[J].华东电力, 2014, 10.
发电厂锅炉房照明改造 篇5
关键词：环保,CFB锅炉,烟气脱硝,SNCR,尿素
内江发电厂高坝电厂CFB示范电站于1996年投产运行, 锅炉为芬兰奥斯龙公司生产的Pyroflow型410T/h常压循环流化床锅炉, 设计工况下SO2测量保证值700mg/m3、NOx保证测量值200mg/m3、设计引风机风量2×67.26 m3/s。由于高坝电厂目前燃煤煤质完全偏离设计煤种, 目前高负荷情况下锅炉实际NOx排放浓度已最高达482mg/Nm3, 已经不能够满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 提出的200mg/Nm3的氮氧化物排放限值, 严重制约机组带负荷能力, 发电负荷75MW以上即容易出现NOx超标排放。
为探索高坝电厂脱硝系统的改造可行性, 我厂组织实施了多次脱硝试验。本文结合高坝电厂现有设备设施、脱硝试验情况、借鉴部分电厂脱硝改造经验, 探讨了高坝电厂循环流化床锅炉短工期小投资进行脱硝改造的技术可行性。
一、CFB锅炉烟气中NOx的形成及SNCR脱硝机理
火力发电厂大气排放主要污染物是SO2、NOx、粉尘。环境保护部《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 对火电厂的烟气排放提出了更严格的要求, 各发电企业相继开展了烟气脱硝的研究和试验。
(一) CFB锅炉NOx的生成
燃煤在锅炉燃烧过程中生产NOx主要有三种途径, 即热力型、快速型、及燃料型。NOx中NO约占90%, N02约占5%~10%, N20约占l%。
热力型NOx的形成对温度有很强的依赖关系, 只有在高温下化学反应才足够快, 在温度超过1200℃时随温度的增加NOx按指数规律增加:
快速型NOx是通过空气中的氮和碳氢原子团如CH和HCN的反应产生的, 快速型NOx产生的量比起通过其他机理产生的NOx一般情况下要小得多。
燃料型NOx是煤燃烧时产生的NOx的主要来源。煤燃烧时约75%~90%的NOx是燃料型NOx。
循环流化床锅炉的NOx排放比起传统的煤粉炉要低很多。一是循环流化床锅炉一般控制床温在870℃左右, 其它炉型 (特别是煤粉炉) 的燃烧温度要达到1200℃及以上。二是循环流化床锅炉设计采用一二次风分级燃烧技术也有效地抑制了NOx的生成。因此, 在循环流化床锅炉中产生的热力型和快速型NOx非常少, 主要是燃料型NOx, 约占90%以上。
(二) SNCR脱硝机理
1尿素溶液脱硝的化学反应
SNCR脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂 (如氨气、氨水或者尿素等) 喷入锅炉温度为800℃~1100℃的区域, 该还原剂迅速热分解成NHx和其它副产物, 随后NHx与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。
采用尿素作为还原剂还原NOx的主要化学反应为:
NO2性能稳定, 还原反应缓慢, 在SNCR脱硝系统中很难除去, 因此, 一般仅考虑NO的还原反应。
2脱硝温度
大量的试验研究和工程实践证明, SNCR脱硝技术对反应温度非常敏感。随着反应温度降低, 脱硝反应速度降低, 使大量反应剂来不及参与反应, 既降低脱硝效率, 又增加反应剂逃逸量。反应温度过高, 当温度高于1100℃时, NH3的氧化反应速度超过还原反应, 造成NOx排放浓度超标。试验研究结果表明, NHx基的还原剂 (尿素等) 喷入锅炉温度为800℃~1100℃的区域, 该还原剂迅速热分解成NHx和其它副产物, 随后NHx与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。800℃~1100℃的温度区域为最佳尿素喷入点。
3脱硝反应时间
烟气和脱硝反应剂在极短时间内得到充分混合是保证SNCR达到理想脱硝效率、减少还原剂逃逸的关键因素之一。对于CFB锅炉, 高温旋风分离器入口速度一般为20m/s~30m/s, 分离器筒体直径约6m~7m, 中心筒直径约3m, 烟气在旋风分离器内停留时间约2.5s~3.5s。根据试验和工程实际可知, 烟气停留时间大于1s即可得到较好的脱硝效率。
循环流化床锅炉的旋风分离器远离密相区, 而且温度在脱硝反应的最佳温度范围内, 不会出现NH3氧化问题, 反应剂和烟气混合迅速而充分, 并且有效停留时间较长, 使得CFB锅炉SNCR脱硝系统的脱硝效率可以达到70%以上, 是一个理想的SNCR反应剂喷入点。
4系统安全及氨逃逸的影响
尿素不存在爆炸危险, 又是无毒无害的化学制剂, 所以尿素溶液系统的安全性最高, 常温下浓度15%及以下的尿素溶液不必采取额外的安全设施。
运行中喷射过量的尿素溶液, 会导致氨逃逸, 未反应的氨与烟气中水蒸汽结合会导致空气预热器的腐蚀, 同时氨气与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵, 在180℃~200℃下呈“鼻涕”状悬挂在空预器上, 阻塞烟气通道。但是CFB锅炉采用炉内脱硫, 烟气中难以生成SO3, 理论上是不会出现此种情况。
二、内江发电厂410T/h CFB锅炉脱硝试验
为探索该电厂410t/h循环流化床锅炉CFB烟气脱硝的可行性, 2015年5月~8月先后在锅炉给煤线加入尿素颗粒、脱硝添加剂, 在旋风分离器进口加入尿素颗粒、喷入尿素液等试验。
试验证明, 在旋风分离器进口喷入尿素液, 能有效降低烟气中NOx含量。本次试验分两阶段进行:第一阶段探索负荷 (发电65MW) 下尿素溶液的脱硝效率及最佳尿素浓度;第二阶探索NOx达标排放情况下机组最大发电负荷。
1第一阶段 (2 0 1 5年8月5日, 15∶45~19∶30)
试验开始前一段时间 (9∶0 0~11∶00) 机组发电负荷61MW、NOx排放浓度173mg/Nm3, 机组各运行参数如图1所示。
15∶45实验开始, 尿素溶液初始浓度30%, 喷入后烟气中NOx浓度由158mg/Nm3骤降至79mg/Nm3, 并一直维持在90mg/Nm3以内运行;16∶40~18∶25处理烟气分析仪故障;18∶35尿素溶液浓度配至15%, 喷入后NOx浓度由115mg/Nm3骤降至55mg/Nm3 (如图2所示) , 其余各参数保持不变。19∶30试验结束。
第一阶段试验表明机组发电负荷65MW以内时, 喷入15%的尿素溶液脱硝效率可达50%。
2第二阶段 (2015年8月6日10∶23-14∶35)
10∶23试验开始, (发电负荷70MW) 尿素溶液浓度为15%, 逐渐升高机组负荷。11∶33负荷升至发电75MW、NOx浓度184mg/Nm3, 之后NOx出现超标现象;随即开始逐渐降低负荷, 13∶45负荷降至发电69MW、NOx降至158mg/Nm3, 维持负荷稳定, 观察NOx排放情况;14∶00暂停喷入尿素溶液, 此时NOX浓度骤升至266mg/Nm3;14∶05恢复喷入尿素溶液后NOx浓度又骤降至189mg/Nm3, 通过调整后一直维持在170mg/Nm3内。试验结束时 (停止喷尿素液) NOx出现超标排放, 继续降负荷至发电65MW并加强锅炉调整后机组逐渐恢复正常运行。
(三) 试验结论
1通过向锅炉旋风分离器进口烟道喷入适当浓度的尿素溶液能迅速降低NOx排放浓度, 有利于提高机组带负荷能力。
2机组发电负荷65MW时, 喷入15%的尿素溶液脱硝效率可达50%。
3现有试验设备及现有煤质情况下, #机组负荷最高能达到发电负荷75MW, 脱硝效率30%。
4由于本次试验是采用临时设施且旋风分离器进口烟道喷枪单侧各只1支, 因此喷入尿素溶液覆盖烟道的面积较小 (约20%) 。若增加尿素溶液覆盖烟道的面积, 有望进一步提高机组脱硝效率和机组带负荷能力。
三、高坝电厂CFB锅炉脱硝系统改造方案设想
该电厂脱硝试验表明, 在锅炉旋风分离器进口喷入适当浓度的尿素溶液可以降低NOx的排放。本着投资省、系统安全、工期短、见效快的原则, 进行技术改造论证和方案设计, 可以实施脱硝系统的改造。
(一) 计算依据
1烟气量
高坝电厂#11机组设计工况最大烟气量380160Nm3/h, 运行近20年来, 空预器堵管率增加, 烟道等漏风增大, 方案设计取烟气量400000Nm3/h。
2 NOx原始浓度
锅炉设计工况N O浓度实测保证值2 0 0 m g/m3, 折算为N O x浓度为200×1.533=306.6mg/m3, 按照目前锅炉漏风情况 (烟囱入口氧量8.5%) , 折算到标态、干基、6%O2折算到标准值为306.6× (21-6) / (21-8.5) =344mg/Nm3。方案设计按照NOx原始浓度400mg/Nm3作为设计依据。
3系统容量
由于高坝电厂#11机组一般带调峰负荷, 在枯水期及酷暑阶段, 用电早高峰 (07∶00) 至晚高峰 (23∶00) 带较高负荷运行, 其余时段一般带60%~70%负荷运行。方案设计按照设计工况, 合理利用现有场地, 本着节约投资的原则, 尿素溶液储存罐的容量按照早高峰至晚高峰的16个小时计算。
(二) 系统工艺流程设想
1脱硝系统工艺流程
本方案设计采用制备15%的尿素溶液储存于2台尿素溶液罐 (一台制备、一台运行) , 通过喷射泵经Φ38×3的304不锈钢管进入锅炉28m层, 经计量、均流后, 分别通过Φ27×3的304不锈钢管进入锅炉甲乙侧旋风分离器进口平台, 均流后进入布置于旋风分离器进口的10只喷枪, 后经压缩空气雾化后喷入锅炉。
2系统控制方案
脱硝系统热工控制方案是在DCS系统CRT画面中加入整个脱硝生产过程的全程监视及控制。运行人员可实时根据CEMS系统中NOx的排放情况, 适时调整尿素溶液加入量, 以及脱硝喷枪的运行方式, 以控制烟气中NOx的排放。
(三) 环保及经济效益分析
1环保效益
本方案实施后, 能满足机组高负荷下NOx的达标排放, 提高发电机组的负荷率, 并可以根据排放情况实时合理投停SNCR脱硝系统。
2经济效益
(1) 系统运行成本:年运行成本约130万元。
脱硝系统运行时, 小时成本860元/h (脱硝系统投运时每小时消耗尿素、除盐水、电费等成本) 。机组年运行小时数按照3000h计算, 脱硝系统投运时间按1500小时计算 (按照低负荷时不投脱硝系统, 75%负荷以上投入脱硝系统计算运行成本) 。
(2) 人工成本约20万。
(3) 投资成本:本方案投资约204万元。
合计成本354万元。
(4) 收益估算。发电边际贡献约0.15元/k Wh, 改造后可提高机组负荷, 按照年增加负荷小时数1500h、增加负荷15MW计算, 可增加收入337万元。
一年左右即可收回投资。
(四) 风险分析
1由于电厂燃煤煤种复杂, 运行调整有较大困难, 对NOx的达标排放存在一定的不确定因素。
2方案设想采用的烟气量为设计煤种烟气量, 并做适当调整, 没有实测各种煤质情况下100%负荷时的烟气量, 计算上可能存在偏差。
3方案设想采用的NOx原始浓度为锅炉设计控制浓度的折算值, 并做适当调整, 没有实测各种煤质情况下100%负荷时的NOx原始浓度, 计算上可能存在偏差。
4由于煤种变化, SO2的排放也将制约机组带负荷能力, 经济分析中没有考虑, 机组负荷可能受到SO2排放的制约。
5尿素溶液浓度10%、20%的结晶温度为0℃。为减少投资费用, 方案设计未考虑伴热装置, 在极端气候条件下, 可能会出现尿素溶液的结晶, 对运行产生影响。
结论
目前, 循环流化床锅炉虽然采用低温燃烧、分级燃烧技术等, 有效的降低了烟气中NOx的排放, 但是仍然不能满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 提出的要求。烟气中NOx的排放已经严重制约机组带负荷能力, 国内部分循环流化床锅炉已经实施了脱硝系统的改造, 但是投资大, 工期长, 投资回报周期长。
内江发电厂高坝电厂CFB锅炉, 通过简易的脱硝试验验证了脱硝改造的技术可能性。本文借鉴部分电厂成功改造经验, 结合电厂实施的简易脱硝试验, 利用目前现有设施, 综合分析诸方面因素, 论证了以小投资, 短工期、高收益实现循环流化床锅炉脱硝系统改造的可行性。
参考文献
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[5]内江发电厂.100MW机组锅炉运行规程[S].
余热发电锅炉给水加药系统的改造 篇6
1 存在的问题
这种加药方式当给水量大时, 药剂浓度达不到要求, 影响汽水品质;给水量小时又造成药液的浪费。同时联氨和吗啉都具有较强的毒性、腐蚀性和强刺激性气味, 岗位工作人员在给这两个加药装置加药时, 需将一大桶 (200kg) 药液倒入小桶中, 计量称重后, 再将药液加入到加药装置中去, 这样不但加大了劳动强度, 而且在倾倒药剂时容易飞溅, 伤害岗位操作人员。
2 改造方法
利用压缩空气将药液从大桶直接打入加药装置中。如图1所示, 从汽轮机厂房原压缩空气管路接一根DN20的管道分别连接到联氨桶和吗啉桶上, 并对这两个药桶进行改造, 在药桶的开口处安装专用接头, 一头连接压缩空气管道, 一头连接加药装置上。
在压缩空气管道上安装安全阀和电磁阀, 在药液输出管道上安装电磁阀, 根据加药箱液位由PLC控制电磁阀的开关, 实现化学药品向加药箱的自动灌装, 同时在给水管道上安装在线溶解氧检测仪和在线pH值测定仪, 通过PLC控制变频加药泵的转速, 实现锅炉给水加药的精确控制和全程自动化。
经过测试, 正常情况下用压缩空气2min之内能够将加药装置加满药液。为避免原料药液缺液, 巡检人员不能及时发现的问题, 在进药液电磁阀和加药装置高液位之间设置延时报警, 加药装置液位延时3min未出现高信号时, 显示系统出现加药故障或药液桶空报警信号, 巡检人员能及时发现故障或更换原料药桶, 避免出现水质波动后再检查调整引起的调节滞后现象。同时更换加药桶时, 人工清理加药桶内的残液并收集倒入加药装置内。
3 技改的效果
发电厂锅炉房照明改造 篇7
1 系统工作机理
火力发电厂采用锅炉等离子点火装置进行煤粉引燃的机理是:等离子点火装置在一定介质气压的条件下通过直流电流接触引弧, 并在很强磁场的控制下得到稳定的功率定向流动空气等离子体。在点火燃烧器中该等离子体形成了4000K以上的温度梯度极大的局部高温火核, 当煤粉颗粒通过这个等离子体火核时, 在极短的时间内快速释放出挥发物, 并使煤粉颗粒破裂粉碎, 再造挥发分, 从而使煤粉迅速燃烧。这个过程是在气固两相流中进行的, 高温等离子体使混合物发生了一系列物理和化学变化, 使煤粉的燃烧速度进一步加快, 起到了煤粉点火并加快燃烧的作用, 最终实现了无油点火和达到稳燃的目的。
2 统组成
2.1 等离子发生器
这部分主要包括电磁线圈和阴和阳极板, 用于产生电功率为50kW～150kW的空气等离子体。
2.2 供电系统
这系统将三相380V交流动力电源经过可控全波整流变为可调电弧电压为250V～400V的直流电源, 负载工作电流可在200A～375A范围内调节。在系统改造中分别从本厂4个400V工作段中取一路电源变送至相应的整流柜, 达到合格的直流电送给等离子发生器产出等离子电弧。
2.3 点火燃烧器
点火燃烧器分一级燃烧室及二级燃烧室。等离子引弧装置的阴阳极板装在一级燃烧室内产生高温电弧, 通过内置浓淡相将煤粉分离, 使浓相煤粉与高温电弧发生强烈的电化学反应, 致煤粉裂解, 产生大量的挥发分并在高温电弧中被点燃。二级燃烧室放在一级燃烧室之后用于燃烧煤与粉挥发分, 并通以二次风, 使二级燃烧室冷却, 补充炉膛内燃烧所需要的空气。
2.4 控制系统
系统由CRT、PLC、角图像火检、通讯接口及数据总线构成, 远程协调控制主机DCS控制系统。西门子S7-300可编程控制器是该系统的主机核心, 与各电源柜之间为数据通讯。集控室的操作系统控制界面采用独立的工业液晶显示屏, 配有触摸式面板实时显示操作功能, 为操作人员提供了简捷的操作方式。
2.5 辅助系统
辅助系统由包括冷却水和压缩空气系统。冷却水系统提供合格的冷却水, 用于冷却等离子装置的阴极、阳极及励磁线圈。为保证冷却水质的需要, 采用了扩容机组闭式冷却水系统来提供冷却用水。压缩空气系统提供了合格的空气。采用压缩空气和专用油水过滤装置来提供等离子体的载体空气, 保证了等离子载体 (空气) 的稳压、洁净及干燥。
3 静态调试
3.1 等离子点火器与整流柜控制接口的调试
整流柜控制采用西门子S7-200系列可编程控制器, 等离子上位机采用了西门子S7-300系列可编程控制器, 两者为同一系列并通过接口模块实现网络连接。设计满足了生产过程控制的需求, 调试比较顺利。在网络中进行地址码赋值对调检测, 数据交换都正常。
3.2 等离子点火系统与主机热控系统接口的调试
等离子上位机和锅炉BMS系统之间原设计的接口信号有6对, 其中BMS系统送给上位机的只有MFT信号。在具体调试中扩充了逻辑功能和通讯接口, 进一步确保了锅炉安全稳定运行和方式灵活切换。在机组DCS控制系统中, 制粉系统“正常运行模式”和“等离子运行模式”进行逻辑切换, 实现了等离子点火稳燃的快捷切换, 达到了安全稳燃与高效节能的目的。
4 动态调试
4.1 等离子体的空载动态调试
使用冷却水和压缩空气等辅助系统, 参数调节到引弧条件, 上电发启弧指令, 就地观察等离子体阴阳极板间拉弧情况。首次空载试验成功, 得到空载引弧参数值为:电流300A, 直流电压300V。
4.2 离子体带制粉系统的空载调试
放入等离子体, 调试制粉系统一次配风, 发现即使最大限度投入暖风器系统, 入口最高风温也只能达到104℃, 达不到设计要求180℃。且暖风器阻力过大, 差压达到5.8kPa, 设计要求要小于1.73kPa。为了解决通风阻力问题, 决定拆除暖风器。
4.3 第一次投粉引弧试验调试
投入等离子体引弧, 锅炉投油点火提高风温至150℃, 启动B层制粉系统, 磨入口风量定为45t/h, 给煤量由14t/h逐渐加到20t/h。磨出口温度由63℃降到53℃, 煤热值为5000K, 挥发分为20%, 调试25min后煤粉仍没有点着。停运系统并检查, 发现磨石子煤满, 干燥出力不够。
4.4 第二次投粉引弧试验调试
维持一次风温150℃, 投入等离子体引弧, 启动B层制粉系统, 风量先控制在50t/h, 煤量为20t/h。几分钟后炉膛出口烟温上升, 调整风量到55t/h, 再升至65t/h, 炉膛出口烟温从328℃升到520℃。由于炉膛出口烟温过高, 汽轮机暖机蒸汽参数适应不了, 试投了20min后退出等离子装置和制粉系统运行。
4.5 第三次投粉引弧试验调试
投入等离子体引弧后启动B层制粉系统, 控制煤量26t/h, 风量55t/h, 一次风温200℃以上, 磨出口温度达70℃。检查等离子装置点着煤粉, 控制输出电流为320A, 运行较稳定。后因汽机解列做试验而退出该系统。第二天机组启动, 重投该系统, 调试煤粉着火正常, 测四角一次风速为:24.8/23.220.4/23.1m/s, 基本均衡。随着加负荷投入相邻制粉系统后, 锅炉燃烧也稳定。在机组220MW高负荷状态下, 试投了该系统, 引弧着火也正常, 退出该系统后发现炉膛燃烧稳定无扰动。
5 结语
通过对火力发电厂锅炉等离子点火现场试验及调试发现, 等离子点火体在现场安装时, 要选择在喷燃器煤粉浓相侧安装为煤粉引燃创造条件。在调试过程中, 火焰检测保护, 炉膛差压保护等相应保护系统一定要投入工作状态, 以起到异常自动保护作用。在调试期间要分析确定每次试投的连续时间, 严格分阶段进行并保持炉膛正常吹扫通风, 以确保设备安全稳定的运行。总之要实现原设计中的无油点火启动功能, 还需进一步模拟试验和完善系统。
参考文献
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