630MW火力发电机组省煤器输灰系统改造探索

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火力发电厂低温省煤器加装紊流双套管输灰系统的设计应用

火力发电厂低温省煤器加装紊流双套管输灰系统的设计应用

火力发电厂低温省煤器加装紊流双套管输灰系统的设计应用发布时间:2021-05-28T07:43:12.292Z 来源:《电力设备》2021年第2期作者:王雪东1 李峰2 杨洋2[导读] 四台机组气力输灰系统采用的是德国M?ller双套管紊流正压输送系统。

二期两台2×315MW机组于2007年投入商业运行。

(1.国华三河发电有限责任河北廊坊;2.陕西诚冠电力环保发展有限公司陕西西安)摘要:以国华三河发电有限责任公司二期2X315MW机组4号炉低温省煤器加装紊流双套管输灰系统改造工程为实例.提出了燃煤电厂低温省煤器灰斗区域在小空间内利用耐压空气斜槽及紊流双套管输灰系统进行飞灰输送的设计应用及其方案及构想,总结了改造成功的经验及尚需更加优化完善的方案.为类似机组的低温省煤器系统提供了一种新型可借鉴的输灰的模式。

关键词:低温省煤器;紊流双套管;耐压空气斜槽;改造及设计应用三河发电有限责任公司共计有四台机组(一期:2×350MW;二期:2×315MW)。

四台机组气力输灰系统采用的是德国M?ller双套管紊流正压输送系统。

二期两台2×315MW机组于2007年投入商业运行。

#4机组于2016年进行了除尘器前风道加装低温省煤器的改造,新增一组热交换器低温省煤器,用于提高功率热效率。

并考虑到热交换器会提高烟道风阻,增加交换器前的粉煤灰沉降问题,在低温省煤器的锅炉风道进出口各加装了4个灰斗。

但因厂房内部空间受限,8个灰斗均未接入输灰系统。

低温省煤器在后续运行过程中集存有大量飞灰,以往是采取定期检修或者临时检修时人工卸灰的方式。

这种情况存在着很多风险和危害。

人工卸灰,在放灰卸灰过程中,扬尘较为严重,不满足环保要求;工作环境恶劣,严重影响工作人员的身心健康;并且每次人工卸灰的费用很高,外委招标手续繁杂;并且灰斗容积较小,短时间内堆积的飞灰填充满灰斗后再次进入烟道堆积,降低了烟道通流面积和影响热交换器的正常工作。

630 MW机组电除尘事故放灰原因分析及处理

630 MW机组电除尘事故放灰原因分析及处理

2013年第39卷第3期M ar ch2013工业安全与环保I ndl l s试al S如t y a ndEn、ri瑚merltal№石on41630M W机组电除尘事故放灰原因分析及处理张天静(大唐略阳发电有限责任公司陕西略阳724300)摘要当前大容量、高参数的火力发电厂所采购的锅炉燃烧煤质煤种,大多数与设计煤种相比偏差大,电除尘系统易发生高料位堵灰现象,火力发电厂迫不得已启动事故放灰预案;而且近年来国内也曾报道因电除尘灰斗积灰严重,而导致电除尘垮塌的数次事故,为此开展600M w等级机组的电除尘事故放灰原因分析及处理具有现实意义。

关键词电除尘事故放灰高料位搬iden伍Ash蛐R黜n A na呐and’№咖t f or630M wPbw盯U I l i ts圈优臼懈t a雠PI喇pit at盯珊A N G7ri anj iI lg(峨血形哪胁舸凸.,删.乜叩愕,晌724300)A l bs t瑚ct A t p瞄em,t hem e菇st l a学devi撕。

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6.付文龙--田集发电厂节能管理汇报

6.付文龙--田集发电厂节能管理汇报
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2 节能降耗管理提升主要做法
加强高耗能设备技术改造工作管理,积极深化挖潜增效
一期机组通流部分改造
2015年和2016年田集电厂一期2*630MW机组分别于进行了通流部分改造,主要解决目前汽轮机热耗达不 到设计值经济性差的问题,机组改造后机组铭牌出力由630MW提高至660MW。改造后THA工况下机组热耗率达 到7584.2kJ/kWh,比设计值7620.5kJ/kWh低36.3kJ/kWh;机组在75%THA工况下修正后的热耗率为 7661.0kJ/kWh,比设计值7708.4kJ/kWh低47.4kJ/kWh。
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2 节能降耗管理提升主要做法
强化科技创新管理,积极引入先进理念
600MW超临界燃煤机组整体性能优化
一期机组投产后田集电厂与明华公司合作进行了“机组整体性能优化”项目。
项目在超临界锅炉性能优化策略设计、运行及控制特性研究、试验实施的程序及
方法等各个环节进行了有益的尝试和创新,证实了机组整体性能优化工作对于国
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2 节能降耗管理提升主要做法
加强高耗能设备技术改造工作管理,积极深化挖潜增效
高效真空泵改造

碟阀


2014年田集电厂1、2号机组安装采用罗茨-水环泵
串联高效节能抽真空设备。该设备首先是采用罗茨泵抽
吸凝汽器气体,所抽吸的气体包括不凝气体(空气)及
可凝气体(水蒸汽) 而且大部分气体是水蒸汽;其次 是罗茨泵抽出的气体经过冷却器冷却后再进入水环真空 泵,改善水环泵真空泵的抗汽蚀性能,凝结水蒸气,提 升水环泵真空的抽吸性能。以及通过以小代大的方式,
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2 节能降耗管理提升主要做法
加强高耗能设备技术改造工作管理,积极深化挖潜增效

浅谈630MW超临界机组烟气脱硝技术及系统投入运行后空预器堵灰问题

浅谈630MW超临界机组烟气脱硝技术及系统投入运行后空预器堵灰问题

浅谈630MW超临界机组烟气脱硝技术及系统投入运行后空预器堵灰问题摘要:我国大型电站绝大部分是常规的燃煤电站,而NOx是燃煤电厂排放的主要污染物之一。

在众多的脱硝技术中,选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝技术是目前应用最为成熟、脱硝效率最高的脱硝技术,在国际、国内均得到了大量的推广。

大唐彬长发电有限责任公司1期#1、2机组安装的脱硝装置采用选择性催化还原法(SCR)技术,脱硝装置运行稳定,脱硝效率达到设计要求。

关键词:烟气脱硝技术;选择性催化还原(SCR)脱硝技术前言氮氧化物是大气主要污染物之一,在NOx控制方面与发达国家相比我国燃煤电厂起步较晚,但随着国家一系列环保法律法规的陆续出台,NOx控制要求越来越高,脱硝控制技术近几年也得到了快速的推广和应用。

在众多的烟气脱硝技术中,选择性催化还原法是脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术。

国内脱硝技术少数几家电厂外主要也以选择性催化还原法为主。

1.SCR脱硝系统概述大唐彬长发电有限责任公司(2×630MW)机组烟气脱硝装置配两台蒸发量为2084T/H的燃煤锅炉,脱硝装置采用选择性催化还原法(Selective Cataletic Reduction,简称:SCR)全烟气脱硝;脱硝装置反应器布置于锅炉省煤器出口与空预器之间,为高粉尘布置,不设反应器旁路,增设省煤器旁路,在低负荷运行时满足脱硝运行要求。

脱硝装置采用氨作为还原剂,其供应采用液氨供应系统。

在现阶段设计煤种及校核煤种锅炉最大工况(BMCR)处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于80%实施,脱硝装置结构及相关系统按脱硝率不小于82%规划设计,每台锅炉配有两个反应器,烟气在省煤器出口处被平均分成两路,每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里,在反应器里烟气向下流过均流器、催化剂层,随后进入回转式空气预热器、静电除尘器、引风机和FGD,最后通过烟囱排入大气。

脱硝反应的基本方程式如下:NO+NO2+2NH3 →2N2+3H2O4NO+4NH3+O2 →4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2 →3N2+6H2O2.脱硝系统工艺流程大唐彬长发电有限责任公司1、2号机组共用一套液氨储存与供应系统,外购液氨通过液氨槽车运至液氨储存区,通过卸氨压缩机将液氨储罐中的气氨压缩后送入液氨槽车,利用压差将液氨槽车中的液氨输送到液氨储罐中;液氨经氨蒸发槽蒸发成氨气后进入氨气缓冲槽,通过减压阀减至一定压力后通过氨气输送管线注入稀释风机出口稀释后,分别经过两台机组的喷氨格栅送入SCR反应器。

火力发电锅炉空预器差压大的原因及处理

火力发电锅炉空预器差压大的原因及处理

火力发电锅炉空预器差压大的原因及处理摘要:燃煤电厂超低排放后,氨逃逸量增加,造成空预器冷端硫酸氢氨腐蚀结晶,进一步造成积灰,导致空预器差压增大.。

随着新能源的大力发展,火电轮为调峰电源,长期低负荷和深度调峰操作,进一步导致空预器冷端低温腐蚀结晶的加剧.。

空预器差压的增大,不仅影响锅炉运行经济性,增加风机电耗,降低锅炉出力,更是给锅炉运行安全带来重大隐患.。

基于此,文章分析了某电厂630MW燃煤机组空气预热器烟气侧进出口压差大的原因,提出了运行优化调整的措施,对比了在线高压水冲洗、拆包冲洗和升温处理3种方法治理空预器局部堵塞的效果,为解决空预器压差大问题提供参考.。

关键词:空预器;压差大引起空预器差压增高的原因有很多,从锅炉的设计、省煤器的输灰、空预器的选型方面一开始就要着重考虑.。

在正常运行时,如何提高空预器冷端综合温度、防止氨逃逸及加强吹灰是重点考虑方向.。

目前我厂采用每天全炉膛吹灰后增加一次空预器冷端吹灰的方式,效果良好;在机组检修时,应将空预器换热元件进行充分冲洗.。

1设备简介某公司2×630MW机组锅炉为超临界、变压燃煤直流炉、П型布置、低NOx轴向旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式,风烟系统配有2台32-VI(T)-2500-QMR型三分仓回转式空预器.。

脱硝系统采取选择性催化还原法(SCR)来达到去除烟气中NOx.。

SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间,采用氨作为还原剂,烟气中的NOx与氨在催化剂的表面发生反应,生成氮气和水蒸气随烟气排入大气.。

2空预器压差增大机理、原因及危害2.1机理2.1.1低温腐蚀某电厂两台锅炉在脱硝改造之前就曾发生㗻空预器堵灰的问题,主要原因是低温腐蚀.。

煤中的硫经㗻燃烧、氧化等化学反应形成SO3,SO3与烟气中的水蒸汽结合生成硫酸蒸汽,噹空预器换热元件壁温低于烟气露点时,硫酸蒸汽就会凝结在空预器换热元件上,一面腐蚀换热元件,一面吸附飞灰,形成硫酸盐并逐渐增厚,这种低温粘结性积灰在锅炉运行时很难清除.。

600MW火电机组干排渣系统渣仓扬尘原因分析及对策

600MW火电机组干排渣系统渣仓扬尘原因分析及对策

600MW火电机组干排渣系统渣仓扬尘原因分析及对策摘要:本文通过对QB厂600MW超临界机组干排渣系统渣仓放渣过程中造成的扬尘原因进行分析,针对机组运行现状采取控制放渣过程中扬尘的措施,并对进一步控制扬尘进行专题探讨,为其他同类型机组提供借鉴。

关键词:干排渣系统、渣仓、灰尘、控制1、引言火电机组煤炭燃烧后的炉渣处理是电厂无组织排放中重要的一环,干排渣系统渣仓放渣过程中很容易造成扬尘,不仅对设备安全和员工身体健康带来隐患,也不利于火电企业环保排放达标,因此要针对该问题进行深入分析,采取有效控制措施,保证设备安全运行可靠性和现场文明生产水平。

2、设备概况及现状QB厂一期锅炉采用东方锅炉厂生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型600MW超临界机组,最初采用水力除渣方式,2017年改造为干排渣系统。

干排渣系统包括渣井、液压破碎机、钢带机、清扫链、碎渣机、斗提机、渣仓、干灰散装机、湿式搅拌机等设备。

渣仓目前主要预装炉底干渣,也接受清扫链、省煤器、脱硝等输灰系统的细灰,灰渣从渣仓进入加湿搅拌机经过加水搅拌后通过汽车运输的方式将灰渣运出厂区进行处理。

渣仓在在设计上存在缺陷,没有设计对扬尘进行有效控制措施,在汽车进行灰渣装载的过程中,会造成灰渣泄露及扬尘,对厂区的文明生产、设备运行安全及员工身体健康造成了较大的威胁与隐患。

图1:渣仓系统图3、渣仓放渣过程中扬尘原因分析渣仓内的炉渣和细灰混合在一起,在加湿搅拌机内经过加水搅拌后排出通过汽车装载。

灰渣在下落过程中,在排放空间增大以及灰渣混合体在下落和转动设备运动过程中生成的气流作用下,小颗粒度的灰尘从灰渣混合体中分离出来,在渣库中空气对流的作用下快速扩散,造成大量扬尘问题。

渣仓扬尘无法有效控制的原因;3.1加湿搅拌机混合不均渣仓加湿搅拌机长度不足,灰渣与水在内部不能充分混合,未能变湿的干灰在从加湿搅拌机外排过程中扩散。

3.2加湿搅拌机喷头堵塞渣仓加湿搅拌机喷头水源正常采用脱硫废水,备用水源为工业水。

燃煤电厂低低温省煤器MGGH改造工程关键技术问题

燃煤电厂低低温省煤器MGGH改造工程关键技术问题

燃煤电厂低低温省煤器MGGH改造工程关键技术问题关键词:燃煤电厂省煤器 GGH综述:由于烟气余热回收系统的传热温差小,为使受热面结构紧凑从而减小体积,并减少材料耗量,传热管必须采用扩展受热面强化传热。

螺旋肋片管和H翅片管作为换热元件,由于制造工艺简单,能增大管外换热面积,强化传热,因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用。

1低温腐蚀为了追求最大的换热效率,通常受热面采用逆流布置,烟气的低温段和工质的低温段重合。

管壁温度有可能低于硫酸结露的露点温度,烟气中的硫酸蒸汽将冷凝沉积在烟气冷却器的冷端受热面上引起硫酸露点腐蚀,因此,解决传热管低温腐蚀是首要难题,是必须解决的关键技术之一。

(1)烟气中SO2与SO3的含量煤中的硫成分按其在燃烧过程中的可燃情况可分为可燃硫和不可燃硫。

煤中的黄铁矿硫、有机硫及元素硫均属于可燃硫,而硫酸盐硫在煤燃烧后沉积在灰渣中,是不可燃硫。

但煤中硫酸盐硫含量很少,一般不超过0.2%,可燃硫在还原性气氛下还会生成少量的H2S,所以煤中硫燃烧后绝大部分转化为硫氧化物。

煤中S的析出速率与煤的种类和实验工况有关,S的含量、煤中S的存在形式(高温S与低温S的比例)、燃烧气氛(过量空气系数)以及试验工况的温度等都对S的析出速率有很大的影响。

在实际锅炉燃烧中,一般都假定煤中的S全部反应生成SO2,但是引起低温腐蚀的却是SO3,SO3主要是通过以下几种途径形成的:燃烧反应,SO2与烟气中的O原子反应生成SO3;催化反应,SO2在催化剂的作用下转化成SO3;锅炉烟气通道内的催化剂主要是灰中的V2O5和Fe2O3;硫酸盐分解,一些碱金属硫酸盐在高温下会分解,从而产生SO3,但鉴于煤中此种硫酸盐的含量少,其生成的SO3也很少。

锅炉尾部烟气中只有0.5%~3%,最大不超过5%的SO2转化成SO3,在进行烟气酸露点计算时,常常假定2%的SO2转化成SO3。

通常SO2与SO3含量的计算步骤为:根据给定的燃料组成成分和过量空气系数,计算出烟气组成,SO2按2%的转化率计算SO3的含量。

630MW超临界锅炉多煤种掺配掺烧试验分析

630MW超临界锅炉多煤种掺配掺烧试验分析
在掺配掺烧 过程 中 , 出现 了锅 炉 严重 结 焦 、 灰 煤
设计煤 质见表 1 和表 2 。从 表 1和表 2中可 以看 出 , 煤质和校核 煤质属烟煤 , 设计 挥发分 较高 , 粉易 煤
中碳 的质量 分数高 、 带不满 负荷等 多种 问题 。经 过反 复试验 、 断总结和优化 , 过掺配 方式 、 配 比例 的 不 通 掺
% 校 核煤质 4. 86 2
2. 63 4 85 . 2
煤总量 的 3 . % , 5 4 印尼 煤 占总 量 的 2 .% , 非 煤 43 南 占总量 的 5 3 , .% 哥伦 比亚 煤 占总量 的 4 O , 大 .% 澳 利亚煤 占总 量 的 3 9 , 华 煤 占总量 的 2 3 ; .% 神 .% 采
表 7 高 、 热 值 印 尼 煤 结 焦 性 判 断对 比 低
电量 达 5 W ・ 。 0G h
50 5 MW 以上负荷 结 焦严 重 , 图 1所 示 , 高 负 荷 如 较
时结焦 呈熔融 状 态 , 难通 过蒸 汽吹灰 、 除焦剂 等 很 喷
( ) 一 l , 西 进 入枯 水 期 , 电 出力 持 续 4 9 0月 广 水
下 降 , 电 出力 升 高 , 网下 达发 电计 划 日益 升 高 , 火 电
表 1 煤 质 分析
1 锅 炉 设 备 概 况
某 电 厂锅 炉 为超 临 界 变压 螺 旋 管 圈直 流 锅 炉 , 型号 为 S 一1 1/ 5 4一M 6 , 炉 膛 , 角 切 圆 G 9 32 . 95单 四
燃烧 , 次 中间 再 热 , 衡 通 风 , 天 布 置 , 一 平 露 固态 排
用炉前 预混 掺配 方式 燃 用 印 尼 、 州混 煤 占总量 的 贵 1.% , 5 9 哥伦 比亚 、 贵州 混 煤 占总 量 的 4 0 , 州 .% 贵

电除尘输灰系统堵管的原因分析与解决方案

电除尘输灰系统堵管的原因分析与解决方案

电除尘输灰系统堵管的原因分析与解决方案【摘要】针对某燃煤电厂干灰输送系统频繁发生堵管现象,进行了深度剖析,适时提出了临时应对措施和长期解决方案,在机组的大修过程中,通过方案的实施,彻底解决了干灰输送系统堵管频发这一长期困扰环保的问题,有力的保障了机组安全环保运行。

【关键词】干灰;堵管;解决方案1 引言某燃煤电厂,2台600MW机组,后经增容改造后,容量核定为630MW。

锅炉采用上海锅炉厂有限公司提供的600MW超临界压力直流锅炉,采用单炉膛四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、露天布置、Π型燃煤锅炉。

电除尘输灰系统采用克莱德贝尔格曼华通物料输送公司的正压浓相气力输送系统,连续运行方式。

自2007年机组投产开始,输灰系统一直运行不畅,堵管现象经常发生,尤其在夏季,高负荷时段长、火车来煤供不应求,需要掺烧大量汽车自筹煤时,必须安排专人,就地不间断地排堵,才能勉强维持输灰系统运行,而排堵只是解决堵管的临时救急措施,不是解决问题的根本方法,因为大量的干灰在排堵过程中,再次回到灰斗,降低了干灰的有效输送量,同时,也会引起二次扬尘的增大,造成烟尘排放偶有超标现象。

问题的根源得不到解决,隐患一直存在,当某些不利因素叠加时,随时都有可能爆发大面积的环保事故,该厂曾经在2014年夏天,因为多种因素的累计,引发了灰斗高料位,造成高压电场短路跳闸事故。

2 事件经过2014年7月30日,华东地区气温蹿升到最高温度37-38℃,最低温度30℃左右,电网用电量猛增。

根据调度的安排,该厂核定容量630MW机组由之前的日最高负荷520MW,最高负荷时段8小时,改变为日最高负荷600MW,最高负荷时段长16小时。

机组燃煤量、锅炉产灰量随负荷同步增加,又因同一地区所有机组耗煤量同时增加,计划火车供煤难以完全满足,必须掺烧灰分大、发热量较低的汽车供煤,使得锅炉产灰量增加的比例大于负荷增加的比例。

电除尘输灰系统开始发生频繁堵管问题,尤其是一电场B侧最为严重,每个班次排堵次数均在10次以上,过重的输灰压力,使得输灰系统缺陷又开始频繁发生,此消彼生,导致了一电场B侧输灰中断时间长达11个小时,最终造成四个灰斗高料位报警、高压电场短路跳闸,干灰输送管道被堵实,干灰输送无法进行。

#3省煤器输灰系统检修专项方案 最终

#3省煤器输灰系统检修专项方案    最终

#3炉省煤器输灰系统检修施工方案编制:审核:批准:***年月日省煤器输灰系统检修施工方案第一条编制目的为避免***#3炉省煤器输灰系统检修过程中出现物体打击、高处坠落等伤害事件,提高作业过程中安全性和可靠性,确保作业过程人身及设备安全,现对省煤器系统检修、维护制定本措施。

第二条编制依据1、《DL-5009.1-2014-电力建设安全工作规程》第1部分:火力发电。

2、《01-GB26164-2010电业安全工作规程》第1部分:热力和机械。

3、《五票联动管理办法》。

第三条适用范围本方案适用于铝电分公司#3炉省煤器输灰系统检修。

第四条组织机构及职责1.指挥及应急处置组组长:组员:组长职责:负责本次#3炉省煤器输灰系统检修的总体组织和协调工作;在发生各种突发状况下,组织、协调人员参加应急处置和救援工作;组员职责:负责本方案的编制、审核工作;对本次#3炉省煤器输灰系统检修的安全、技术措施进行监督、落实和指导;全面协调各作业面的工作。

2.技术监督组组长:组员:组长职责:全面负责本次#3炉省煤器输灰系统检修的各项技术指导工作;组织本组成员对本次#3炉省煤器输灰系统检修相关数据进行记录。

组员职责:负责本次#3炉省煤器输灰系统检修的技术工作;对重要技术数据进行记录。

3.现场施工组组长:组员:工作票负责人及成员组长职责:全面协调现场#3炉省煤器输灰系统检修工作。

组员职责:负责本次#3炉省煤器输灰系统检修的具体执行。

4.安全监督组组长:组员:组长职责:负责监督检查本次#3炉省煤器输灰系统检修各项安全技术措施的执行和落实。

组员职责:负责监督指导本次#3炉省煤器输灰系统检修人员劳动保护用品和工器具的正确使用和规范使用;负责本次#3炉省煤器输灰系统检修作业前的安全交底和现场安全措施的落实。

第五条风险源辨识与分级(一)安全风险分析#3炉省煤器输灰系统检修过程中存在危险和有害因素可能导致的生产安全事故主要包括:物体打击、高处坠落等。

630MW燃煤机组超低排放改造效果与管理分析

630MW燃煤机组超低排放改造效果与管理分析

630MW燃煤机组超低排放改造效果与管理分析摘要:在中国,煤炭资源十分重要,直接关系着社会的发展与稳定。

但因煤炭燃烧很容易产生污染物,尤其是燃煤机组运行环节,污染物极大程度污染了生态环境,还不利于人们的生活与发展,在此背景下,国家及地方政府应重视这一问题。

随着时代的发展,“超低排放”成为燃煤机组减排新技术,不仅能降低二氧化硫、烟尘等污染物排放,还能确保机组运行满足国家环保要求。

针对此,本文以630MW燃煤机组为例,简要剖析了超低排放改造效果及其管理。

关键词:630MW燃煤机组;超低排放;管理引言:国家规定,2020年开始对600MW及以上燃煤发电机组改造的大气污染物排放浓度必须达到超低排放限值,尤其是烟尘、二氧化硫的排放质量浓度必须控制在10mg/m3、35mg/m3之内。

但因我国某电厂的630MW燃煤机组环保设施还未达到上述标准,为更好实施国家环保政策并改善环保设施,电厂应全面改造燃煤机组环保设施,以便其能满足大气污染物超低排放要求。

一、630MW燃煤机组超低排放改造形式及其效果(一)脱硝系统改造为降低氮氧化合物的排放量、改善地区大气环境,燃煤电厂应做好燃煤机组脱硝系统改造工作。

本文采用的是“2+1”层方案,对电厂脱硝系统进行了催化剂层数设计,同时以蒸汽、声波相结合的形式进行了吹灰处理[1]。

为确保脱硝系统的设施可以达到电厂运行要求,电厂需要保证脱硝效率超过80%,出口氮氧化合物的排放浓度也应处于87mg/Nm3范围内。

开展脱硝系统超低排放改造工作前,630MW燃煤机组脱硝入口的氮氧化合物浓度均值是390mg/Nm3,经过改造,脱硝入口的氮氧化合物浓度控制在500mg/Nm3左右,出口氮氧化合物浓度不超过40mg/Nm3。

实际改造时电厂使用了蜂窝式催化剂模式,搭配多台蒸汽、声波吹灰器,改造完成后该系统的脱硝效率不断上升,已由83%升到了93%。

由此可见,经过超低排放改造的630MW燃煤机组脱硝系统的脱硝效率大幅提升。

火力发电厂超低排放改造低低温省煤器

火力发电厂超低排放改造低低温省煤器

火力发电厂超低排放改造低低温省煤器(MGGH)1、概述:我国火电厂大气污染物排放要求的提高,必将促进环保治理技术不断创新和进步。

低低温省煤器(MGGH)系统是在借鉴国外先进技术的基础上,结合我国燃煤电厂实际情况进行创新开发的一种适合我国国情的环保治理新技术和新工艺。

应用低低温省煤器(MGGH)系统与电除尘技术结合形成的低低温电除尘技术,将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下,在大幅提高除尘效率的同时可以高效捕集SO3 ,保证燃煤电厂满足低排放要求,并有效减少PM2.5 排放。

而且低低温省煤系统还可以将回收的热量加以利用,具有较好的节能效果。

且通过将低低温省煤器(MGGH)系统降温段回收烟气余热,将热量利用于脱硫岛出口的烟气加热器,将脱硫出口净烟气温度抬升至安全温度以上,以减轻“石膏雨”现场,并降低烟囱防腐维护费用。

山西中源科扬节能服务有限公司是国家备案的节能服务公司,长期致力于烟气余热回收利用领域的技术研发及推广,拥有最先进的烟气余热回收利用技术,可以为客户提供最佳的余热回收利用方案,是集软件、硬件与服务为一体的综合服务商。

国内多个燃煤电厂低低温省煤器(MGGH)系统的成功投运证明,这一技术可以很好地满足最严格的排放标准要求,具有显著的经济效益和广阔的市场前景。

低低温省煤器系统与电除尘器系统的结合,不但扩大了省煤器及电除尘器的适用范围,而且为实现节能减排开辟了一条新路径。

2、低低温省煤器(MGGH)系统介绍低低温省煤器(MGGH)系统是一个闭式循环系统,主要由布置于电除尘器前的冷却器和布置于脱硫塔后的烟气加热器,配套热媒水辅助加热器、循环水泵、补水系统、热媒体膨胀罐、清灰装置、加药装置以及其它辅助系统组成。

冷却器和烟气加热器间的中间传热媒介为除盐水,该系统设置一个补水箱和补水泵,除盐水水源自带压力进入补水箱,通过补水泵进入MGGH闭式循环管路系统,直至充满整个系统,待热媒水膨胀罐达到一定液位时,启动热媒水循环泵,热媒水经循环泵升压后进入烟气冷却器回收烟气余热,加热后的除盐水进入烟气烟气加热器加热脱硫后的低温烟气,经烟气烟气加热器冷却后的除盐水回水到介质热媒水循环泵入口。

灰斗下料监测技术在除灰系统中的开发及应用

灰斗下料监测技术在除灰系统中的开发及应用

灰斗下料监测技术在除灰系统中的开发及应用摘要:正压浓相气力输灰系统在燃煤火电厂普遍使用,气力除灰不畅严重影响电厂安全运行,其中尤其以灰斗落料不畅为严重,通过数据统计,灰斗落料不畅导致电除尘系统及布袋除尘系统设备故障占除尘器自身的故障15%,文章针对灰斗落料不畅导致电除尘系统出口尘超标问题,进行研究分析,提出相应解决对策,对如何有效避免因灰斗落料不畅导致电除尘高压柜跳闸提出了建议。

关键词:落料不畅;落灰管卡塞;堵塞原因;温度元件;无源核子料位计;中图分类号:文献标识码:文章编号:Development and application of ash hopper discharge monitoring technology in ash removal systemWangLiBing, Assistant Engineer(Inner MongliaDatang International Tuoketuo Power GenerationCo.Ltd.,Tuoketuo010206)Abstract: Positive pressure dense phase pneumatic ash conveying system is widely used in coal-fired thermal power plants, and the poor pneumatic ash removal seriously affects the safe operation of power plants. The failure of electric dust removal system and bag dust removal system is 15% of the fault of dust collector.Key words: The blanking is not smooth; Ash pipe plug; Cause of blockage; Temperature element; Passive nuclear level meter;0现状介绍目前燃煤火电厂除尘方式多采用,电除尘系统或者布袋除尘系统将锅炉燃烧后烟气中产生的粉尘收集集中处理,两种除尘系统都采用气力输灰装置,气力输灰系统主要由仓泵、灰斗、输灰管道、灰库等设备组成。

2018年660MW火电机组集控专业试题

2018年660MW火电机组集控专业试题

1. MFT动作后的联锁有哪些?1)锅炉MFT动作,联跳所有的制粉系统(磨煤机、给煤机、密封风机,联关制粉系统出口门)。

2)锅炉MFT动作,联跳所有的等离子点火器。

3)锅炉MFT动作,联锁关闭汽轮机主汽门。

4)锅炉MFT动作,联锁关闭燃油跳闸阀和所有的油角电磁阀。

5)锅炉MFT动作,联跳两台一次风机。

6)锅炉MFT动作,联锁吹灰器退出。

7)锅炉MFT动作,联动关闭过热、再热减温水总门。

8)锅炉MFT动作,联动关闭主给水电动门和给水旁路门。

9)锅炉MFT动作,联跳两台汽动给水泵,联跳电动给水泵(动作前机组负荷>132MW)2. MFT动作条件有哪些?动作条件:1)按手动停炉按钮;2)送风机全停;3)引风机全停;4)所有给水泵全停;5)主给水流量低W316t/h延时30s;6)锅炉出口主汽压力高高三29.04Mpa,延时3s;7)炉膛压力高高三+3.0kPa,延时3s;8)炉膛压力低低W-3.0kPa,延时3s;9)后烟道后墙入口集箱温度高;10)一级过热器出口集箱出口温度高;11)再热器保护;12)所有火焰丧失(所有煤层四分之三无火,所有油层四分之三无火);13)失去全部燃料;14)火检冷却风机出口母管压力低W4kPa,延时10s;15)火检冷却风机全部跳闸,延时10s;16)锅炉风量低<30%(630t/h),延时5s;17)延时点火;18)汽轮机跳闸且锅炉燃料量>75t/h;19)全燃油时,燃油进油压力低低W2.0MPa (OFT),延时3s;20)脱硫请求MFT。

3.机组冷态冲转条件有哪些?1)主汽压力:8.0MPa (a),再热汽压力:0.8MPa (a);温度符合汽轮机启动升负荷曲线要求。

2)凝汽器真空:三84.7kPa。

3)润滑油温27〜52℃。

4)汽轮机各内外壁金属温差小于极限值,蒸汽品质合格。

5)检查汽轮机各疏水阀开启。

6)检查DEH在“复合配汽”方式。

4.协调投入有哪些注意事项?1)投协调操作顺序:引风机一送风机一汽轮机主控一给水自动一给煤机自动一煤主控自动f CCS。

浅析火电厂锅炉燃烧器检修质量控制

浅析火电厂锅炉燃烧器检修质量控制

浅析火电厂锅炉燃烧器检修质量控制发表时间:2019-04-11T16:39:01.843Z 来源:《电力设备》2018年第30期作者:隋海存[导读] 摘要:锅炉燃烧器是任何一个火电厂都不会缺少的重要存在,设施的运行情况与整个锅炉运行效率挂钩,间接影响到火电厂发电的效率。

(国电常州发电有限公司江苏常州 213033)摘要:锅炉燃烧器是任何一个火电厂都不会缺少的重要存在,设施的运行情况与整个锅炉运行效率挂钩,间接影响到火电厂发电的效率。

国电常州发电有限公司为2*630MW机组,#1锅炉的燃烧器投运时间已达4年之久,在检修过程中发现,燃烧器系统设备存在部分一次风喷管烧损变形严重,锥型分离板变形、脱落,一次风喷管入口锥型扩散器磨损、支撑断裂等缺陷,以上缺陷的存在严重影响了锅炉设备的燃烧工况,威胁机组的安全、经济及稳定运行。

针对以上#1炉燃烧设备存在的缺陷,需要对锅炉燃烧系统设备进行检修工作,以解决所存在的问题。

关键词:火电厂;锅炉燃烧器;检修质量控制引言针对我公司630MW机组锅炉的燃烧器在长时间运行后产生的缺陷,对机组而言存在着安全隐患。

本文结合实际施工,对该锅炉的燃烧器进行检查更换和修复,通过做好过程质量控制,得到良好效果。

1技术措施(1)首先由技术人员根据该工程特点和业主的要求编写施工技术措施、施工作业指导书,并在开工前经过技术总工审核后出版。

将与本工程有关的规程、规范、图纸等资料文件配齐,供施工时查阅。

(2)正式开工前,由现场技术人员组织所有施工人员学习施工技术方案,并进行安全技术交底,交底详细并记录。

为确保施工过程能够高效、安全、优质的完成,技术员、质检员全过程监督施工情况,严格按照工艺要求执行,落实现场考核制度,并实行签证。

(3)检修施工中,技术人员及时整理相关验收资料;所有工作完成后,经自检符合验标要求后,申请业主进行验收。

2燃烧设备改造基础上的燃烧优化2.1 对锅炉静态燃烧的优化在推进电厂锅炉改造期间,要锅炉推进静态燃烧的优化。

火电厂先导式输灰系统的引进与应用

火电厂先导式输灰系统的引进与应用

火电厂先导式输灰系统的引进与应用摘要:近年来,随着环保理念不断深入,愈发重视节能环保技术在各个行业中的广泛应用,也是当前经济快速发展时代需要重视的一项重要内容,本文通过笔者多年对火电厂输灰系统的实践研究,进行了分析探讨,确保锅炉重要辅机设备安全稳定,避免环保事故发生,以供参阅。

关键词:火电厂先导式输灰引进及应用一、前言纳雍一厂#4炉浓相气力输灰系统自投运以来,用气量大,磨损严重,每年损耗大量的输送用气,耗电量居高不下,目前输送管道磨损严重,需投入大量人力资源。

同时,现有系统在掺烧煤泥、低热煤及氨逃逸不能有效控制时,系统出力受限,灰斗频繁高料位报警,堵管现象时有发生,现系统使用的是仓泵底部流化,存在系统设计繁琐、故障率高、故障原因排查困难等特点,给检修人员造成极大困扰,给机组节能环保运行带来很大压力,省煤器输灰系统受粗颗粒及杂物影响,长时间无法投运。

1.浓相输灰存在的问题及原因分析实现高浓度、节能输送与防止输灰管堵管、磨损是一对相互关联又相互制约的矛盾。

常规输送系统:传统除灰系统通常是将输送用气全部加到仓泵内,使物料在仓泵内形成流态化的灰气混合物,并形成足够的动压克服管道阻力来实现输送。

这类系统是目前本行业中应用最广的一种输送方式,系统存在投资小,运行稳定及磨损和易损件等都在一个较合理的范围之内。

但本系统所存在的缺点是不能进行远距离输送,输送距离超过300m以后,往往引起管道中的物料分层沉降,造成堵管,特别是受地理环境限制,输灰管道布置复杂,弯头较多,再加上燃煤发生变化时,输灰系统故障频发,造成主体设备被迫停运,发生严重后果。

如果设计不合理会造气灰气比严重失调,造成大量气体损耗。

助推器式输送系统(柱塞式输送):本系统是国内众多气力输送厂家对远距离输送采用的一种输送方法,助推式高浓度气力除灰系统,是在输灰管道上按一定间隔距离分布安装若干只助推器。

输送用气并不全部加入仓泵,加入仓泵的空气只是起到将物料推进管道的作用,另外的空气通过助推器直接加入管道。

600MW机组干除灰系统增容改造

600MW机组干除灰系统增容改造

600MW机组⼲除灰系统增容改造2019-10-12发电⼚的⼲除灰系统是将锅炉燃烧后的飞灰通过电除尘器吸附,送⾄灰库储存综合利⽤。

受市场煤炭价格的不断上涨,造成燃煤电⼚的燃料成本急剧增加,为了有效降低燃料成本,电⼚根据不同负荷阶段进⾏掺烧劣质煤,劣质煤的灰份⾼带来除灰压⼒的增⼤,⼲除灰系统的输送能⼒将直接影响机组的稳定运⾏。

⼲除灰;灰管;增容1.⼲除灰系统简介某公司锅炉设计煤种灰份为11.19%(校核煤种灰份为22.35%),⼲除灰系统设计出⼒为单台炉120t/h。

因煤质变化灰份⼤于30%,在燃⽤劣质煤后,造成电除尘器灰⽃出现⼤⾯积积灰的现象,最严重时机组被迫降负荷运⾏。

所以⼲除灰系统的增容改造迫在眉睫,经多次论证后,建议在现有设备基础上将⼲除灰系统的输送能⼒提⾼到235t/h。

2.⼲除灰系统改造前设备状况仓泵配置:⼀电场仓泵容积2.5m3、⼆电场仓泵容积2.5m3,三电场仓泵容积1.0m3,四电场仓泵容积1.0m3,五电场仓泵容积为1.0m3。

输送单元配置:⼀电场有2根DN175/DN225输灰管道和⼆电场1根DN175/DN225输灰管道。

三、四、五电场共⽤1根DN125/DN150输送管道,但本单元与⼆电场输送单元互锁,同⼀时间内只有⼀根输灰管道可以运⾏。

其具体设计如下所述:⼀电场的1号、2号、3号、4号仓泵串联使⽤⼀根输灰管道,⼀电场的5号、6号、7号、8号仓泵串联使⽤⼀根输灰管道,⼆电场1号、2号、3号、4号、5号、6号、7号、8号仓泵串联后使⽤⼀根输灰管道,三、四、五、电场各8台仓泵串联后并联使⽤⼀根输灰管道。

⼀电场2根输灰管道输送出⼒96t/h,⼆电场1根输灰管道输送出⼒19.2t/h,三、四、五电场1根输灰管道输送出⼒4.8t/h,总输灰出⼒为120t/h。

3.⼲除灰系统改造的必要性为了彻底解决由于⼊炉煤煤质变化造成的灰量增⼤及电除尘器严重偏流导致的对⽓⼒输送系统的影响,在原设计基础上提⾼系统出⼒及系统运⾏的安全和稳定性,加⼤⼲除灰系统的输送能⼒并尽量降低输送压缩空⽓的使⽤量,降低除灰系统单耗。

600MW燃煤机组输灰系统改造

600MW燃煤机组输灰系统改造

600MW燃煤机组输灰系统改造吴治刚;郑刚;曾红芳【摘要】内蒙古京隆发电有限责任公司因煤种复杂,使得灰量大,不能及时将灰输送到灰库,造成灰斗存灰.为防止电除尘器灰斗坍塌,必须就地放灰,造成环境污染.保留原输灰系统三、四、五电场的设备管道及系统运行方式,对一、二电场干灰输灰系统进行改造.改造后输灰出力由原来的95 t/h提高至172 t/h,完全能满足锅炉燃烧高灰分煤且满负荷时的输灰要求.【期刊名称】《内蒙古电力技术》【年(卷),期】2011(029)004【总页数】3页(P56-58)【关键词】输灰系统;输灰仓泵;输灰出力;管路;灰分;空压机;布袋除尘器【作者】吴治刚;郑刚;曾红芳【作者单位】内蒙古京隆发电有限责任公司,内蒙古丰镇012100;内蒙古京隆发电有限责任公司,内蒙古丰镇012100;内蒙古京隆发电有限责任公司,内蒙古丰镇012100【正文语种】中文1 除灰系统概况1.1 系统设计内蒙古京隆发电有限责任公司(以下简称京隆公司)为2×600 MW燃煤机组。

2台机组配有6台风冷空压机、6台冷干机。

每台机组配3台空压机,正常情况下2用1备。

在初步设计阶段,基于发电厂灰量大、灰密度大的特点,京隆公司选择了法特设备制造(北京)有限公司提供的双套管(第1个仓泵至出料阀之间)浓相气力除灰系统,送灰采用密相输送方式,输送物料的介质为压缩空气,送灰压力一般在0.2~0.3 MPa。

每台炉的收灰系统各自为1个单元,并连续运行。

每台炉设有6个省煤器灰斗(容积0.3 m3),各灰斗下设置1个输灰仓泵(AAM650-80型)。

6个输灰仓泵布置成1组连接到1根管道上输送至1号或2号粗灰库。

电除尘器每个电场共有8个灰斗。

一电场8个输灰仓泵(AA3000-125型)布置成2组,用2根直径219 mm、壁厚7 mm的管道分别输送至粗灰库。

二电场的8个输灰仓泵(AA3000-125型)布置成1组,连接到1根直径219 mm、壁厚7 mm的管道上输送至细灰库或粗灰库。

660MW燃煤机组脱硝系统优化改造

660MW燃煤机组脱硝系统优化改造

660MW燃煤机组脱硝系统优化改造摘要:燃煤发电机组脱硝系统烟气流场均匀性对脱硝效能和催化剂寿命有重要影响,烟气流场由烟气中颗粒浓度场和速度场组成,因此,脱硝系统烟气流场优化时,应将二者作为一个整体。

文章主要对660W超超临界燃煤电厂SCR烟气脱氮流程处理优化流程进行说明,以燃煤煤种为基础,催化剂容量为依据、在燃烧方式和其他影响机组正常平稳运行工况因素未发生大范围变化的情况下,在不考虑反应器内催化剂发生大范围区域性堵塞和磨损的基础上,提出了如何处理催化剂问题、烟道规律性积灰导致脱硝效率降低,喷氨量升高,氨逃逸加剧等问题;及流程优化之后,如何解决脱硝喷氨不均匀,催化剂积灰等问题所采取措施。

关键词:660MW燃煤机组;脱硝系统;优化改造前言:随着我国环保法律越来越严,对于火电厂脱氮系统的可靠性和连续性要求越来越高。

火电厂SCR反应器出口NOx质量浓度分布不均,容易导致仪表显示反应器出口NOx质量浓度偏离烟囱排放NOx质量浓度。

此时,通常通过增加喷氨量来满足NOx排放标准,然而这必然带来氨逃逸量较大等问题。

为了在保证脱硝效率前提下减少氨气逃逸量需满足如下3点,第一,脱硝系统烟气流场均匀;第二,氨气在脱氮系统中喷射均匀且与烟气充分混合;第三,根据催化剂的效率对喷氨的各个支管阀门的开度进行有理有据的调节。

一、机组概况锅炉由哈尔滨锅炉制造有限公司设计制造的超超临界参数变压运行直流炉,采用Π型布置,单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、联合侧煤仓、全钢构架、全悬吊结构、低NOx主燃烧器、四角切圆燃烧方式。

型号为HG-2000/28.25-HM15。

脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)技术,还原剂采用尿素,催化剂层数按2+1设置,设计脱硝效率≥83%,出口NOx浓度≤35mg/Nm³。

SCR反应器布置在省煤器之后空预器之前的烟道上。

催化剂最低连续运行烟温300℃、最高连续运行烟温420℃,脱硝投入条件:300-420℃。

SCR烟气脱硝装置脱硝效率低问题分析

SCR烟气脱硝装置脱硝效率低问题分析

SCR烟气脱硝装置脱硝效率低问题分析摘要:某电厂机组烟气脱硝采用选择性催化还原法(SCR)工艺,投运一年半左右,机组出现脱硝效率低、氨逃逸大、高负荷时候氮氧化物超标排放,机组被迫限负荷。

经检查分析,主要原因为催化剂碱金属中毒导致催化剂活性、比表面积降低,影响催化剂对NH3的吸附与活化,引起脱硝效率降低;其次为催化剂积灰、磨损较为严重,造成烟气流速增大,脱硝反应时间降低,进一步引起脱硝效率降低。

针对原因提出了意见和防范措施。

关键词:脱硝效率低;氨逃逸大;催化剂中毒;原因分析0 前言火力发电厂占目前电力生产的主力。

火力发电厂烟气脱硝工艺目前大部分采用选择性催化还原法(SCR)工艺,即将NH3等还原剂喷入烟道中,与含有NO X的烟气混合,在高温及催化剂的作用下将其还原为N2的过程。

其脱硝的主要机理[1]如下:4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O工程应用中,一般以脱硝效率来表征SCR脱硝装置的脱硝能力的大小。

脱硝效率受许多因素影响,包括反应温度、催化剂性能、喷氨均匀性、NH3/NO X摩尔比、入口NO浓度、空速(SV)值等[2]。

1 系统概况某电厂660MW机组锅炉为超超临界全悬吊结构Π型变压运行直流锅炉,同步建设SCR脱硝装置。

脱硝装置采用选择性催化还原法(SCR),使用尿素作为还原剂;在NO X进口浓度为250mg/m3(标态,干基,6%O2)时,脱硝效率不小于85%,每台炉设置1台反应器,催化剂数按“2+1”布置,初装两层板式催化剂。

该机组于2019年10月投运,运行1年半时间左右,出现脱硝效率下降、氨逃逸增大、空预器及低温省煤器阻力增大,高负荷时氮氧化物超标排放,机组被迫限负荷的现象。

停机检查发现,脱硝装置部分催化剂及空预器堵塞严重,低温省煤器换热翅片上出现白色结晶堵塞通道。

2 原因分析2.1 催化剂性能分析机组630MW负荷开展喷氨跟随性试验。

脱硝装置入口NO X浓度为95~110mg/m3,喷氨阀门开度由10.60%至18.06%,总排口NO X浓度为41~48mg/m3,喷氨量变化时总排口NO X浓度未出现较为明显的变化。

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染, 使 省煤 器输灰 系统 无 法正 常运 行 , 必 须进 行 改 造 。 关 键词 : 省煤器 ; 干 除灰 ; 改造 ; 优化; 探 索
引 言 台双 轴 加湿 搅 拌机 和库 顶安 装 1台布袋 除 尘器 。 新 型 栓塞 式 输送 系统 的工 作 原 理 : 根 据 输 灰管 管 径 、 输送介质、 ( 1 ) # 3 、 4 炉 省煤 器 除 灰输 送 系统 运 行可 靠 性差 。 由于省 煤 器灰 输送距离及输灰管现场弯头布置等不同 , 设计每隔一定距离加装气 斗 的沉 降 灰较 粗 , 除 灰 系统 投 运后 , 经常 发 生 输灰 管 道 堵 塞 , 输 灰 困
力输送器 , 仓泵进气采用底部静压进气 , 仓 泵进气 口采用减压阀 , 输 难 , 管道振动严重 , 引起 # 3 电除尘南侧 及东侧多处支架变形 、 管卡 送时仓泵 内保持一定的低 于气源压力 的恒压 , 压力的高低设计取决 脱开 、 管道移位 。 于总气源压力和要求的输送量 , 压力高则 出灰速度快 , 输送 效率 就 ( 2 )输灰管线的多处补气点浓度稳定器与逆止阀胶管老化 、 脱 高。栓塞式输送最大的优点就是运行稳定 、 用气量少 、 管道磨损低 、 开, 止 回阀 芯积 灰 , 漏 灰造 成 严重 污 染 。 输送效率高。 ( 3 ) # 3 、 4省煤器仓泵发生不同程度的泵体倾斜 ,主要原因是灰 1系统 概 述 斗落料管膨胀节的补偿量设计不足 。 省煤器灰斗热态时会产生较大 新型栓塞式输送 系统类似柱塞式输送 系统 ,实现了点进气 , 哪 的热位移 , 径向 、 轴 向可达 1 5 0 a r m和 2 8 0 m m, 因此下料管上 的伸缩 目前 采 用 普 通 形 式 的膨 胀 节 , 不能 有 效 补 充 省 煤 器灰 斗 的 膨 胀 里堵管哪里进 气 , 且堵管消除后 自动停止进气 , 进气时堵管压力根 节 , 据 实 际输 送 距离 和 输送 介 质 现场 调 节 。 量。 栓 塞 输送 设 备规 范 其 中部分落灰管道金属膨胀节 已经变形和磨穿 ,失去补偿作 用, 影 响 省煤 器 输灰 系 统 正 常输 灰 。 气 力输送 器 专 利 号 :Z L 2 0 1 3 2 0 0 1 3 7 4 1 . 4 ( 4 ) 输灰压缩空气用 量大 , 飞灰 流速高造成管 道磨 损 , 管壁 由 型号 Z P C X 一 2 0 通 气流量 3 . 8 m 3 / m i n 8 a r m磨损至 2 — 3 a r m, 耐磨弯头 已大部分损坏 。 阀 门入 口 1 5 n n n 阀 门出 口 2 0 m m 3具体实施措施及方案 试 验压 力 1 . O M P a 材 质 铝合 金 ( 1 0 1 ) ( 1 )原 省 煤 器 输 灰 压 缩 空 气 进 气 总 管 废 除 , q  ̄ 5 7 " 3 . 5更 换 为 q  ̄ 1 0 8 " 4 . 5管 道 ,并 在 省 煤 器 输 灰 压 缩 空 气 罐 出 口 母 管 处 各 设 置 开 阀压 力 0 . 2 一 O . 2 P a 关 阀压 力 <0 . 2 M P a D N 1 0 0 手 动 门 ,分 别 为 : # 3 、 4炉 省 煤器 输 灰 压 缩 空 气 罐 至 # 3炉 省 进 气 快拧 4 — 1 2 进气 P u管 ( 透明) 1 2 m m 煤器输灰压缩空气总门 , # 3 、 4炉省煤器输灰压缩空气罐至 # 4 炉省 制 造 厂 商 邹 平创 星 环保 设备 有 限公 司 煤 器输 灰 压 缩空 气 总 门 。 优点 : ( 2 )原 省煤 器输 灰 系统压 缩空 气 补气 管道 q o 4 5 " 2 . 5更 换为 ( 1 ) 保 证 系统 长 期 稳定 运 行 , 绝 无堵 管 现象 。 t p 8 9 " 4 . 5 管道 , 输灰系统的原进气 、 补气 系统升级改造为栓塞阀输送 ( 2 ) 系统用气量大大小 于常规输送 , 包括紊 流双套管系统。 系统 , 原主进气 阀及补气进气 阀利旧 , 原主进气 阀后节流孔板拆除 , ( 3 ) 系统输送浓度高 , 为满管输送 , 输送流速低 , 管道 及弯头磨 原补气阀全部更换为新栓塞气动补气器 , 并在小灰库处补气压缩空 损极 小 。 气 管道 尾 部设 置 排污 门 D N 4 0 。 ( 4 ) 系统对物料适应性广 , 可 以对大 比重 , 大颗粒的物料进行输 ( 3 ) 更换小灰库处部分输灰管道及耐 磨弯头( 各5 0米 , 弯头 3 送。 个) , 并 修 复输 灰 管线 沿 途管 排 架 支架 。 ( 5 ) 系 统 无需 吹 扫 过程 , 大 大 提 高 了系统 的输 灰效 率 。 ( 4 ) 省 煤 器 输 灰 出 料 阀后 安 装 一 台压 力 变 送 器 , 压 力 信 号 传 送 ( 6 ) 系 统 关 出料 阀 的压 力 可设 置 为 0 . 0 8 — 0 . 1 2 M p a 。 节省 气 源 。 至控制室, 监测输灰管道压力 。 栓塞输送 的节能特点均源 自栓塞输送不会产生堵管的前提 , 基 4 结 束语 于栓塞输送的特点 实现 的管道不 间断工作 , 仓泵满泵工作 , 可 以实 大 唐 三 门峡 发 电有 限 责任 公 司 2 x 6 3 0 M W 机组 # 3 、 4炉 省 煤 器 现 最 大输 送 效 率 。 输灰系统 自从 2 0 1 6 年初改造使用邹平创星环保设备有 限公司的第 ( 1 ) 成栓前 : 成栓前管道 内的灰近似满管 , 管道输送状态近似堵 三代 新 型栓 塞 式输 送 系 统 以后 , 不 仅最 大程 度 上 节 省 了不 必 要 的压 塞或 完全 堵 塞 ( 可 通 过调 节 成 栓设 备 的开 启压 力 进 行 调节 ) , 管 道 压 缩空气消耗 ,节气效果比普通单管输送或双套管输送方式越 明显 , 力增加 , 本 系统 设 计 为 0 . 2 0 — 0 . 2 5 Mp a 开启。 而且运行稳定 , 输送效率高 , 维护方便。 尤其是最大程度上解决了输 堵管, 磨损 , 用 气 量 大及 阀 门的磨 损 等 一 系 列 的难 题 。减 ( 2 ) 栓塞的形成 : 当输送管道 内的压力达到成栓设备 的开启压 送效 率 低 , 力时, 成栓 设 备 开始 工 作 , 把 管道 内的 灰 进行 成 栓 , 分 成 若 干个 成 栓 少 了环 境 污染 , 确 保 了 机组 安 全稳 定运 行 。 单元。此时每个成栓 阀门的作用就是 把本单元 的灰 向灰库方 向推 参 考 文 献 进。 [ 1 1 邹平创星环保设备有限公 司. 新型栓 塞式输送 系统安装 、 调试 、 维 ( 3 ) 栓塞的退化 : 随着成栓设备的进气和栓柱在管道中的运动 , 护 使 用说 明书 f Z ] . 栓塞会逐渐退化 , 同时管道内的压力也会 随之下降。当压力下降到 【 2 1 大唐三 门峡发电有限责任公 司. 2 x 6 3 0 MW 除灰 系统运行规程『 z ] . 定值 时 ( 本 系 统设 计 为 0 . 2 1 Mp a ) , 气 力输 送 器 会 自动 关 闭 , 管 道 内 【 3 】 北 京 克 菜德 贝 尔格 曼物 料 输送 有 限 公 司. 双套 管气 力 输 灰 系统 安 的灰 自由流 动 。 当管道 内 的灰 在 失去 成 栓 设 备 的作 用 后 , 又 会 恢 复 装 、 调试 、 维护使 用说 明 书f Z 1 . 到堵管或近似堵管的状态 , 又达 到成栓前 的条件 。 ( 4 ) 成栓 前 —— 栓 塞 形 成— — 栓 塞退 化— — 成 栓 前 , 循环进行。 2运 行 中存在 的问 题及 原 因 分析 大 唐 三 门 峡 发 电有 限责 任 公 司 2 x 6 3 0 MW 机 组 # 3 、 4炉 省 煤 器 输灰系统于 2 0 0 8 年建成投产 ,由北京克莱德贝尔格曼物料输送有 限公司设计 、 生产 、 安装。} } 3 、 4炉省煤器灰斗分别设置 1 套 除灰 系 统, 设计 出力为 5 . 0 t / h , 灰温 4 0 0  ̄ C , 省煤器至灰库水平距离 : # 3炉约 2 7 0 m, 槲 炉约 3 5 0 m。一期 干灰库卸灰系统包 括 1台汽车散装机 、 1
科技 创新 与应 用 I 2 0 1 7 年第1 2 期
工 业 技 术
6 3 0 MW 火力发电机组省煤器输灰系统改造探索
王 磊
( 大唐三 门峡发 电有限公 司, 河南 三门峡 4 7 2 1 9 9 )
摘 要: 省煤 器 输灰 系统 是锅 炉 的重 要 组 成部 分 , 如 果 不 能 正 常运 行 , 将 造 成 空预 器磨 损 与堵 塞 , 影 响 换 热元 件 的 换 热效 果 。 大 唐三 门峡发 电有限责任公司 2 x 6 3 0 MW机 组 # 3 、 4炉省煤器使 用压缩空气浓相输送形式, 由落料 圆顶阀、 仓 泵、 输送管路、 补气阀 等 组成输灰 程 控 系统 的控 制 下 , 各 仓 泵一起 落灰 后 , 统一 输 送 至省 煤 器 小灰 库 。由 于 目前 系统 运 行 可靠 性 差 , 输 灰 管 线 的 多处 补 气 点浓 度 稳 定 器 与 逆 止 阀胶 管 老化 、 脱开 , 止 回 阀 芯积 灰 、 漏 灰 造 成 严 重 环 境 污
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