CN112303604A - 一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统 - Google Patents

一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统 Download PDF

Info

Publication number
CN112303604A
CN112303604A CN202011187440.4A CN202011187440A CN112303604A CN 112303604 A CN112303604 A CN 112303604A CN 202011187440 A CN202011187440 A CN 202011187440A CN 112303604 A CN112303604 A CN 112303604A
Authority
CN
China
Prior art keywords
pressure
valve
steam
inlet
steam extraction
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN202011187440.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112303604B (zh
Inventor
常经纬
薛志恒
张美俊
徐征
徐远纲
赵永坚
孟勇
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Xian Thermal Power Research Institute Co Ltd
Original Assignee
Xian Thermal Power Research Institute Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Xian Thermal Power Research Institute Co Ltd filed Critical Xian Thermal Power Research Institute Co Ltd
Priority to CN202011187440.4A priority Critical patent/CN112303604B/zh
Publication of CN112303604A publication Critical patent/CN112303604A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112303604B publication Critical patent/CN112303604B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/22—Methods of steam generation characterised by form of heating method using combustion under pressure substantially exceeding atmospheric pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B35/00—Control systems for steam boilers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/003—Feed-water heater systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/50—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters incorporating thermal de-aeration of feed-water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22G—SUPERHEATING OF STEAM
    • F22G1/00—Steam superheating characterised by heating method
    • F22G1/02—Steam superheating characterised by heating method with heat supply by hot flue gases from the furnace of the steam boiler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/06—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of coolers

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

本发明公开了一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统，包括屏式过热器、高压主汽阀、高压调节阀、高压缸、高压旁路、低温再热器、调整阀、第二电动阀、1号高压加热器、高压缸排汽逆止阀、低温再热器、二段抽汽逆止阀、第一电动阀、2号高压加热器、一段抽汽逆止阀、一段抽汽电动阀、高温再热器、高压调节阀、中压主汽阀、中压缸、低压旁路、凝汽器、三段抽汽逆止阀、三段抽汽电动阀、3号高压加热器、四段抽汽逆止阀、四段抽汽电动阀、辅汽联箱、二级省煤器及脱硝反应器，该系统能够降低启动阶段的氮氧化物排放。

Description

一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统
技术领域
本发明涉及一种省煤器水温调节系统，具体涉及一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统。
背景技术
目前，国内火力发电厂广泛采用SCR(选择性催化还原法)控制NOx的排放。不同的催化剂适宜的反应温度不同，而且的进口烟气温度随锅炉负荷变化而变化。当锅炉负荷降到机组负荷40％～50％时，反应器进口温度较低，一方面催化剂活性较低，另外一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆的活性降低。目前，国内外SCR系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为320℃～420℃，因此有必要对现有的部分SCR入口烟温不满足条件的进行改进，使其能够对进入脱硝反应器的烟气进行温度控制，使烟气进入温度保持在催化剂的反应温度区间内，保证锅炉在宽负荷区间内实现氮氧化物的达标排放，同时提高脱硝催化剂的使用寿命。
目前提升宽负荷脱硝改造目前主要有以下5种方案，即：省煤器分级、加热省煤器给水、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔烟道。以上五种分案各有优缺点，且都有较多的工程应用实践，改造后基本上都能实现锅炉最低稳燃负荷(约35％BMCR)左右开始投入。
然而，即便是在宽负荷脱硝改造后，机组从开始投煤至正常投运，期间还有相当长的一段时间不能正常投运，锅炉氮氧化物排放超标，如果启动阶段设备存在故障，其超标排放的时间将会更长。尤其近两年，新能源如光伏、水电、风电的装机容量增多，火电机组参与深度调峰，甚至启停调峰的次数也相应增多，因此如何在更低负荷下甚至在并网前投入从而降低启动阶段的氮氧化物排放日益收到关注。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供了一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统，该系统能够降低启动阶段的氮氧化物排放。
为达到上述目的，本发明所述的机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统包括屏式过热器、高压主汽阀、高压调节阀、高压缸、高压旁路、低温再热器、调整阀、第二电动阀、1号高压加热器、高压缸排汽逆止阀、低温再热器、二段抽汽逆止阀、第一电动阀、2号高压加热器、一段抽汽逆止阀、一段抽汽电动阀、高温再热器、高压调节阀、中压主汽阀、中压缸、低压旁路、凝汽器、三段抽汽逆止阀、三段抽汽电动阀、3号高压加热器、四段抽汽逆止阀、四段抽汽电动阀、辅汽联箱、二级省煤器及脱硝反应器；
屏式过热器的出口分为两路，其中一路经高压主汽阀及高压调节阀与高压缸的入口相连通，另一路与高压旁路的入口相连通，高压旁路的出口分为两路，其中，一路与低温再热器的入口相连通，另一路经调整阀及第二电动阀与1号高压加热器的蒸汽入口相连通；
高压缸的出汽口经高压缸排汽逆止阀后分为两路，其中一路与低温再热器的入口相连通，另一路经二段抽汽逆止阀及第一电动阀与2号高压加热器的蒸汽入口相连通，高压缸的抽汽口经一段抽汽逆止阀及一段抽汽电动阀与1号高压加热器的蒸汽入口相连通；
低温再热器的出口经高温再热器后分为两路，其中一路经高压调节阀及中压主汽阀与中压缸的入口相连通，另一路经低压旁路与凝汽器的入口相连通；
中压缸的三段抽汽口经三段抽汽逆止阀及三段抽汽电动阀与3号高压加热器的蒸汽入口相连通，中压缸的四段抽汽口经四段抽汽逆止阀3及四段抽汽电动阀与除氧器的蒸汽入口相连通；
辅汽联箱的出口与除氧器的入口相连通，除氧器的出口依次经给水泵、3号高压加热器的吸热侧、2号高压加热器的吸热侧及1号高压加热器的吸热侧与一级省煤器的入口相连通，1号高压加热器的放热侧出口依次经2号高压加热器及3号高压加热器与除氧器的入口相连通；
二级省煤器、脱硝反应器及一级省煤器沿烟气流通方向依次分布。
低压缸的出口依次经凝汽器、凝结水泵及低压加热器与除氧器的入口相连通。
一级省煤器的出水口依次经二级省煤器、低温过热器及高温过热器与屏式过热器的入口相连通。
高压旁路上设置有高压旁路阀。
低压旁路上设置有低压旁路阀。
本发明具有以下有益效果：
本发明所述的机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统字啊具体操作时，将省煤器分为一级省煤器及二级省煤器，其中，脱硝反应器位于一级省煤器与二级省煤器之间，给水在二级省煤器中吸收的热量较小，以提高脱硝反应器入口的烟温。另外，通过汽轮机的高压旁路与1号高压加热器耦合以提高给水温度，从而能够在机组启动过程中实现对给水温度的有效调节，有助于脱硝反应器尽早投入，继而缩短机组的启动时间。
附图说明
图1为本发明的结构示意图；
图2为利用本发明在机组启动直至满负荷运行的不同阶段划分及脱硝投入运行区间示意图。
其中，1为高压旁路阀、2为四段抽汽电动阀、3为四段抽汽逆止阀、4为高压缸排汽逆止阀、5为一段抽汽逆止阀、6为一段抽汽电动阀、7为二段抽汽逆止阀、8为第一电动阀、9为调整阀、10为第二电动阀、11为三段抽汽电动阀、12为三段抽汽逆止阀、13为高压主汽阀、14为高压调节阀、15为中压主汽阀、16为中压调节阀、17为低压旁路阀。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步详细描述：
参考图1，本发明所述的机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统包括屏式过热器、高压主汽阀13、高压调节阀14、高压缸、高压旁路、低温再热器、调整阀9、第二电动阀10、1号高压加热器、高压缸排汽逆止阀4、低温再热器、二段抽汽逆止阀7、第一电动阀8、2号高压加热器、一段抽汽逆止阀5、一段抽汽电动阀6、高温再热器、高压调节阀14、中压主汽阀15、中压缸、低压旁路、凝汽器、三段抽汽逆止阀12、三段抽汽电动阀11、3号高压加热器、四段抽汽逆止阀3、四段抽汽电动阀2、辅汽联箱、二级省煤器及脱硝反应器；屏式过热器的出口分为两路，其中一路经高压主汽阀13及高压调节阀14与高压缸的入口相连通，另一路与高压旁路的入口相连通，高压旁路的出口分为两路，其中，一路与低温再热器的入口相连通，另一路经调整阀9及第二电动阀10与1号高压加热器的蒸汽入口相连通；高压缸的出汽口经高压缸排汽逆止阀4后分为两路，其中一路与低温再热器的入口相连通，另一路经二段抽汽逆止阀7及第一电动阀8与2号高压加热器的蒸汽入口相连通，高压缸的抽汽口经一段抽汽逆止阀5及一段抽汽电动阀6与1号高压加热器的蒸汽入口相连通；低温再热器的出口经高温再热器后分为两路，其中一路经高压调节阀14及中压主汽阀15与中压缸的入口相连通，另一路经低压旁路与凝汽器的入口相连通；中压缸的三段抽汽口经三段抽汽逆止阀12及三段抽汽电动阀11与3号高压加热器的蒸汽入口相连通，中压缸的四段抽汽口经四段抽汽逆止阀3及四段抽汽电动阀2与除氧器的蒸汽入口相连通；辅汽联箱的出口与除氧器的入口相连通，除氧器的出口依次经给水泵、3号高压加热器的吸热侧、2号高压加热器的吸热侧及1号高压加热器的吸热侧与一级省煤器的入口相连通，1号高压加热器的放热侧出口依次经2号高压加热器及3号高压加热器与除氧器的入口相连通；二级省煤器、脱硝反应器及一级省煤器沿烟气流通方向依次分布。
低压缸的出口依次经凝汽器、凝结水泵及低压加热器与除氧器的入口相连通；一级省煤器的出水口依次经二级省煤器、低温过热器及高温过热器与屏式过热器的入口相连通；高压旁路上设置有高压旁路阀1；低压旁路上设置有低压旁路阀17。
本发明的具体工作过程为：
参考图2，在机组启动过程中，包括阶段A、阶段B、阶段C、阶段D及E阶段，具体为：阶段A为锅炉点火至主蒸汽压力达到8.0MPa，阶段B为主蒸汽压力达到8.0MPa至汽轮机进汽前，阶段C为汽轮机进汽至机组并网前，阶段D为机组并网至机组负荷达到35％额定负荷前，阶段E为负荷达到35％额定负荷后。
在阶段A，锅炉点火至主蒸汽压力达到8.0MPa前，高压主汽阀13、高压调节阀14、中压主汽阀15、中压调节阀16、高压缸排汽逆止阀4、一段抽汽逆止阀5、一段抽汽电动阀6、三段抽汽逆止阀12及三段抽汽电动阀11均处于关闭状态，高压旁路阀1及低压旁路阀17处于开启状态，主蒸汽未进入汽轮机中，经过高压旁路进入冷再热蒸汽管道后再进入低温再热器及高温再热器中，经过低温再热器及高温再热器加热后，经过低压旁路进入凝汽器。
在阶段A，锅炉点火至主蒸汽压力达到8.0MPa，辅汽联箱输出的邻机辅汽给除氧器进行供汽，将除氧器的出水进行加热；二段抽汽逆止阀7及第一电动阀8打开，对除氧器来的给水进一步加热；当主蒸汽压力小于8.0MPa时，第二电动阀10及调整阀9处于关闭状态；当主蒸汽压力大于等于8.0MPa时，第二电动阀10及调整阀9逐步打开，利用调整阀9控制1号高压加热器进汽压力，实现间接控制一级省煤器进出口的给水温度，当一级省煤器出口给水温度达到285℃以上，脱硝装置正常投入。
在阶段B，主蒸汽压力达到8.0MPa至汽轮机进汽前，高压主汽阀13、高压调节阀14、中压主汽阀15、中压调节阀16、高压缸排汽逆止阀4、一段抽汽逆止阀5、一段抽汽电动阀6、三段抽汽逆止阀12及三段抽汽电动阀11均处于关闭状态，高压旁路阀1及低压旁路阀17处于开启状态，主蒸汽未进入汽轮机，经过高压旁路进入冷再热蒸汽管道后再进入低温再热器中，经过低温再热器及高温再热器加热后，经低压旁路进入凝汽器中。
在阶段B主蒸汽压力达到8.0MPa至汽轮机进汽前，邻机辅汽给除氧器进行供汽，将除氧器出水进行加热；二段抽汽逆止阀7及第一电动阀8打开，对除氧器来的给水进一步加热；当主蒸汽压力小于8.0MPa时，第二电动阀10及调整阀9处于关闭状态；当主蒸汽压力大于等于8.0MPa时，第二电动阀10逐步打开，利用调整阀9控制1号高压加热器进汽压力，实现间接控制一级省煤器进出口的给水温度，当一级省煤器的出口给水温度达到285℃以上，脱硝装置可正常投入。
在阶段C汽轮机进汽至机组并网前，高压主汽阀13、高压调节阀14、中压主汽阀15、中压调节阀16、高压缸排汽逆止阀4、高压旁路阀1、低压旁路阀17、高压缸排汽逆止阀4、一段抽汽逆止阀5、一段抽汽电动阀6、三段抽汽逆止阀12及三段抽汽电动阀11均处于开启状态。一分部主蒸汽部分进入汽轮机，另一部分主蒸汽经过高压旁路进入冷再热蒸汽管道与高压缸的排汽汇合后进入低温再热器，再经过低温再热器及高温再热器加热后，部分再热蒸汽进入中压缸，其余再热蒸汽经过低压旁路进入凝汽器。
在阶段C，汽轮机进汽至机组并网前，邻机辅汽给除氧器进行供汽，将除氧器内的凝结水进行加热；三段抽汽逆止阀12及三段抽汽电动阀11打开，通过3号高压加热器对除氧器来的给水进一步加热；二段抽汽逆止阀7及第一电动阀8打开，对3号高压加热器的给水进一步加热；第二电动阀10逐步打开，利用调整阀9控制1号高加进汽压力，实现间接控制一级省煤器进出口的给水温度，当一级省煤器出口给水温度达到285℃以上，脱硝装置可正常投入。
在阶段D，机组并网至机组负荷达到35％额定负荷前，高压主汽阀13、高压调节阀14、中压主汽阀15、中压调节阀16、高压缸排汽逆止阀4、二段抽汽逆止阀7、第一电动阀8、三段抽汽逆止阀12及三段抽汽电动阀11均处于开启状态，在保证汽轮机进汽压力稳定的条件下，逐步关闭高压旁路阀1及低压旁路阀17。主蒸汽部分进入汽轮机中，经过高压旁路进入冷再热蒸汽管道的主蒸汽流量逐渐减小至0，主蒸汽逐渐全部进行高压缸，高压缸的排汽经过低温再热器及高温再热器中加热后，经过低压旁路进入凝汽器的蒸汽流量逐渐减小至0，再热蒸汽逐渐全部进入中压缸。
在阶段D，机组并网至机组负荷达到35％额定负荷前，邻机辅汽给除氧器进行供汽，将除氧器内凝结水进行加热；三段抽汽逆止阀12及三段抽汽电动阀11打开，通过3号高压加热器对除氧器来的给水进一步加热；二段抽汽逆止阀7及第一电动阀8打开，对3号高压加热器来的给水进一步加热；第二电动阀10处于全部打开状态，利用调整阀99控制1号高压加热器进汽压力，实现间接控制一级省煤器进出口的给水温度，当一级省煤器出口给水温度达到285℃以上，脱硝装置正常投入。
在阶段E，机组负荷达到35％额定负荷后，高压主汽阀13、高压调节阀14、中压主汽阀15、中压调节阀16、高压缸排汽逆止阀4、二段抽汽逆止阀7、第一电动阀8、三段抽汽逆止阀12、三段抽汽电动阀11、高压旁路阀1及低压旁路阀17均处于开启状态。在机组负荷达到35％额定负荷后，将1号高压加热器进汽汽源逐渐切换至一段抽汽，逐渐开启一段抽汽逆止阀5及一段抽汽电动阀6，逐渐关闭调整阀9，等待调整阀9关闭后关闭第二电动阀10。主蒸汽经过高压旁路进入冷再热蒸汽管道的主蒸汽流量为0，主蒸汽逐渐全部进入高压缸，高压缸的排汽经过低温再热器及高温再热器加热后，全部进入中压缸。
在阶段E机组负荷达到35％额定负荷后，停止邻机辅汽给除氧器供汽，由本机四段抽汽给除氧器进行供汽，将除氧器内凝结水进行加热；1号高压加热器、2号高压加热器及3号高压加热器正常运行对除氧器来的给水进行逐级加热，此时，脱硝装置可正常投入。
利用本发明，以某1000MW超超临界机组为例，可使机组在启动过程中，当主蒸汽压力达到8.0MPa至满负荷过程中均能实现的正常投运，大大减少了机组启动阶段的NOx排放。同时，由于该系统可在维持省煤器欠焓处于安全裕量范围内，提高机组启动阶段的给水温度，因此也能大大缩短机组的启动时间，如图2所示，利用本发明可将机组脱硝装置投入提前至汽轮机进汽前，当锅炉点火后、主蒸汽压力达到8.0MPa时，机组即可投入运行，极大的减小了火电机组在启动过程中的NOx排放量。
表1为本发明方法在机组启动过程直至满负荷运行不同阶段系统主要阀门、设备的运行状态。
表1
Figure BDA0002751798890000101

Claims (5)

1.一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统，其特征在于，包括屏式过热器、高压主汽阀(13)、高压调节阀(14)、高压缸、高压旁路、低温再热器、调整阀(9)、第二电动阀(10)、1号高压加热器、高压缸排汽逆止阀(4)、低温再热器、二段抽汽逆止阀(7)、第一电动阀(8)、2号高压加热器、一段抽汽逆止阀(5)、一段抽汽电动阀(6)、高温再热器、高压调节阀(14)、中压主汽阀(15)、中压缸、低压旁路、凝汽器、三段抽汽逆止阀(12)、三段抽汽电动阀(11)、3号高压加热器、四段抽汽逆止阀(3)、四段抽汽电动阀(2)、辅汽联箱、二级省煤器及脱硝反应器；
屏式过热器的出口分为两路，其中一路经高压主汽阀(13)及高压调节阀(14)与高压缸的入口相连通，另一路与高压旁路的入口相连通，高压旁路的出口分为两路，其中，一路与低温再热器的入口相连通，另一路经调整阀(9)及第二电动阀(10)与1号高压加热器的蒸汽入口相连通；
高压缸的出汽口经高压缸排汽逆止阀(4)后分为两路，其中一路与低温再热器的入口相连通，另一路经二段抽汽逆止阀(7)及第一电动阀(8)与2号高压加热器的蒸汽入口相连通，高压缸的抽汽口经一段抽汽逆止阀(5)及一段抽汽电动阀(6)与1号高压加热器的蒸汽入口相连通；
低温再热器的出口经高温再热器后分为两路，其中一路经高压调节阀(14)及中压主汽阀(15)与中压缸的入口相连通，另一路经低压旁路与凝汽器的入口相连通；
中压缸的三段抽汽口经三段抽汽逆止阀(12)及三段抽汽电动阀(11)与3号高压加热器的蒸汽入口相连通，中压缸的四段抽汽口经四段抽汽逆止阀(3)及四段抽汽电动阀(2)与除氧器的蒸汽入口相连通；
辅汽联箱的出口与除氧器的入口相连通，除氧器的出口依次经给水泵、3号高压加热器的吸热侧、2号高压加热器的吸热侧及1号高压加热器的吸热侧与一级省煤器的入口相连通，1号高压加热器的放热侧出口依次经2号高压加热器及3号高压加热器与除氧器的入口相连通；
二级省煤器、脱硝反应器及一级省煤器沿烟气流通方向依次分布。
2.根据权利要求1所述的机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统，其特征在于，低压缸的出口依次经凝汽器、凝结水泵及低压加热器与除氧器的入口相连通。
3.根据权利要求1所述的机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统，其特征在于，一级省煤器的出水口依次经二级省煤器、低温过热器及高温过热器与屏式过热器的入口相连通。
4.根据权利要求1所述的机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统，其特征在于，高压旁路上设置有高压旁路阀(1)。
5.根据权利要求1所述的机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统，其特征在于，低压旁路上设置有低压旁路阀(17)。
CN202011187440.4A 2020-10-29 2020-10-29 一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统 Active CN112303604B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011187440.4A CN112303604B (zh) 2020-10-29 2020-10-29 一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011187440.4A CN112303604B (zh) 2020-10-29 2020-10-29 一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112303604A true CN112303604A (zh) 2021-02-02
CN112303604B CN112303604B (zh) 2022-09-13

Family

ID=74332554

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202011187440.4A Active CN112303604B (zh) 2020-10-29 2020-10-29 一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112303604B (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113175367A (zh) * 2021-04-25 2021-07-27 西安热工研究院有限公司 一种提升机组调峰能力和灵活性的母管制系统及运行方法
CN114321874A (zh) * 2022-01-05 2022-04-12 国家能源集团国源电力有限公司 一种锅炉启动系统

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS59180011A (ja) * 1983-03-30 1984-10-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 蒸気タ−ビンプラントの熱回収装置
CN101650022A (zh) * 2009-08-21 2010-02-17 上海电力学院 一种汽轮机级间回热加热器跨级连接系统
CN202188482U (zh) * 2011-06-02 2012-04-11 章礼道 可全面回收工质和热量的无泵直流炉启动系统
CN103573308A (zh) * 2013-11-12 2014-02-12 中国电力工程顾问集团西南电力设计院 一种1000mw火电机组汽轮机9级回热抽汽系统
CN104832902A (zh) * 2015-03-09 2015-08-12 章礼道 一种720℃高效超超临界二次再热机组的优化方案
CN105605551A (zh) * 2016-03-14 2016-05-25 西安热工研究院有限公司 一种利用汽轮机旁路蒸汽加热锅炉给水的系统和方法
CN106765044A (zh) * 2017-01-03 2017-05-31 华电电力科学研究院 电站锅炉烟气多通道旁路余热分级利用的系统
CN107036115A (zh) * 2017-05-26 2017-08-11 山西大学 一种深度利用锅炉烟气余热以及污染物脱除的系统
CN209129696U (zh) * 2018-11-14 2019-07-19 普瑞森能源科技（北京）股份有限公司 用于火电机组灵活性调峰的蒸汽提质系统

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS59180011A (ja) * 1983-03-30 1984-10-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 蒸気タ−ビンプラントの熱回収装置
CN101650022A (zh) * 2009-08-21 2010-02-17 上海电力学院 一种汽轮机级间回热加热器跨级连接系统
CN202188482U (zh) * 2011-06-02 2012-04-11 章礼道 可全面回收工质和热量的无泵直流炉启动系统
CN103573308A (zh) * 2013-11-12 2014-02-12 中国电力工程顾问集团西南电力设计院 一种1000mw火电机组汽轮机9级回热抽汽系统
CN104832902A (zh) * 2015-03-09 2015-08-12 章礼道 一种720℃高效超超临界二次再热机组的优化方案
CN105605551A (zh) * 2016-03-14 2016-05-25 西安热工研究院有限公司 一种利用汽轮机旁路蒸汽加热锅炉给水的系统和方法
CN106765044A (zh) * 2017-01-03 2017-05-31 华电电力科学研究院 电站锅炉烟气多通道旁路余热分级利用的系统
CN107036115A (zh) * 2017-05-26 2017-08-11 山西大学 一种深度利用锅炉烟气余热以及污染物脱除的系统
CN209129696U (zh) * 2018-11-14 2019-07-19 普瑞森能源科技（北京）股份有限公司 用于火电机组灵活性调峰的蒸汽提质系统

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113175367A (zh) * 2021-04-25 2021-07-27 西安热工研究院有限公司 一种提升机组调峰能力和灵活性的母管制系统及运行方法
CN114321874A (zh) * 2022-01-05 2022-04-12 国家能源集团国源电力有限公司 一种锅炉启动系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN112303604B (zh) 2022-09-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109184812B (zh) 基于两回路锅炉的核能耦合化学能发电的系统和方法
CN112197258A (zh) 煤电停机不停炉应急运行的脱硝装置稳定投运系统及方法
CN112303604B (zh) 一种机组启动过程脱硝投入的省煤器水温调节系统
CN113586185B (zh) 一种燃煤锅炉烟气与蒸汽联合储热深度调峰系统及运行方法
CN107178398B (zh) 一种提高热电厂能量利用品质的热电解耦系统
CN108458357A (zh) 一种实现启机脱硝投运系统及方法
CN112856363B (zh) 一种深度调峰供热机组供热蒸汽参数提升系统及方法
CN110793011A (zh) 一种两级抽汽型的中温中压垃圾焚烧发电系统及其使用方法
CN111649349A (zh) 一种用于锅炉深度调峰的全负荷脱硝系统及其操作方法
CN108843414B (zh) 核能与常规能源耦合和解耦带再热发电系统的工作方法
CN113623634A (zh) 一种大幅提高电站锅炉低负荷给水温度的系统
CN106765039B (zh) 一种scr入口烟气水侧提温系统及方法
CN213577455U (zh) 煤电机组停机不停炉应急运行的脱硝装置稳定投运系统
CN107883369B (zh) 适应机组宽负荷脱硝的锅炉给水梯级加热系统及调节方法
CN109339881B (zh) 一种燃气轮机联合循环机组启动过程no2排放控制系统和方法
CN217082504U (zh) 一种兼顾锅炉稳燃性能的宽负荷脱硝系统
CN114263924B (zh) 一种火电厂烟气余热回收储能系统
JPH05248604A (ja) 排熱回収ボイラ
CN210153765U (zh) 锅炉热力系统
JP5355358B2 (ja) 二酸化炭素分離回収装置を備えた化石燃料焚き火力発電システム
CN212202149U (zh) 带抽汽回热的燃气-蒸汽联合循环热力系统
CN212132387U (zh) 一种两级抽汽型的中温中压垃圾焚烧发电系统
CN206681807U (zh) 一种基于中温中压余热、余能发电系统改造的发电装置
CN219412687U (zh) 蒸汽利用装置、焦炉余热发电机组和干熄焦余热发电机组
CN217999676U (zh) 燃煤机组回热系统

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant