李德波,曾庭華,廖永進(jìn),余岳溪,李方勇
(廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力科學(xué)研究院,廣東 廣州 510080)
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600 MW電站鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)全負(fù)荷投運(yùn)改造方案研究與工程實(shí)踐
李德波,曾庭華,廖永進(jìn),余岳溪,李方勇
(廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力科學(xué)研究院,廣東 廣州 510080)
摘要:針對(duì)某600 MW燃煤電廠低負(fù)荷時(shí)催化還原法(selective catalytic reduction,SCR)脫硝系統(tǒng)無法投運(yùn)的現(xiàn)狀,提供了3種脫硝系統(tǒng)全負(fù)荷投運(yùn)改造方案,同時(shí)進(jìn)行相應(yīng)的鍋爐熱力計(jì)算及方案對(duì)比,表明采用省煤器分級(jí)為最佳的改造方案并完成了現(xiàn)場(chǎng)改造實(shí)施。從SCR入口煙溫和鍋爐效率兩方面,對(duì)改造后效果進(jìn)行分析,表明采用省煤器分級(jí)改造取得了較好的工程效果。
關(guān)鍵詞:SCR脫硝系統(tǒng);全負(fù)荷投運(yùn);省煤器分級(jí)改造
隨著環(huán)境治理的嚴(yán)峻形勢(shì),我國對(duì)NOx的排放限制將日益嚴(yán)格,國家環(huán)境保護(hù)部已經(jīng)頒布了《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》,明確在“十二五”期間將全力推進(jìn)我國NOx的防治工作,將燃煤電站鍋爐NOx排放質(zhì)量濃度(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下,干基,氧體積分?jǐn)?shù)φ(O2)=6%,下同)限定為100 mg/m3。目前國內(nèi)外電站鍋爐控制NOx技術(shù)主要有2種[1-4]:一種是控制生成,主要是在燃燒過程中通過各種技術(shù)手段改變煤的燃燒條件,從而減少NOx的生成量,即各種低NOx技術(shù);二是生成后的轉(zhuǎn)化,主要是將已經(jīng)生成的NOx通過技術(shù)手段從煙氣中脫除掉,如選擇性催化還原法(selective catalytic reduction,SCR)、選擇性非催化還原法[1-8]。
某電廠3號(hào)、4號(hào)鍋爐為上海鍋爐廠有限公司引進(jìn)法國ALSTOM技術(shù)自行設(shè)計(jì)制造的1 913 t/h超臨界直流鍋爐,在低負(fù)荷下,SCR入口煙氣溫度不能滿足SCR反應(yīng)器中催化劑的溫度要求。隨著NOx排放要求的進(jìn)一步嚴(yán)格執(zhí)行,低負(fù)荷時(shí)無法投運(yùn)SCR將不能適應(yīng)國家及地方環(huán)保標(biāo)準(zhǔn),導(dǎo)致高額罰款甚至停止發(fā)電進(jìn)行整改的嚴(yán)重后果。為此,必須尋求SCR入口煙氣溫度不滿足SCR反應(yīng)器中催化劑溫度要求的解決方案。本文研究了3種改造方案,分析了3種改造方案的優(yōu)缺點(diǎn),并通過現(xiàn)場(chǎng)改造實(shí)踐證明,改造方案三能夠滿足SCR脫硝系統(tǒng)全負(fù)荷投運(yùn)要求,工程改造取得了較好的效果。
本文針對(duì)目前燃煤機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)全負(fù)荷投運(yùn)改造方案選取和工程實(shí)踐效果分析,對(duì)我國其他火電廠SCR脫硝系統(tǒng)改造,具有較好的借鑒價(jià)值。
1鍋爐設(shè)備情況
3號(hào)、4號(hào)鍋爐為超臨界參數(shù)、變壓運(yùn)行、螺旋管圈直流燃煤鍋爐,本體型式為單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)Π型、露天布置。燃燒方式采用低NOx同軸燃燒系統(tǒng)。表1為鍋爐設(shè)計(jì)參數(shù),表2為鍋爐運(yùn)行煤質(zhì)的情況。
表1鍋爐設(shè)計(jì)參數(shù)
名稱最大連續(xù)蒸發(fā)量額定工況蒸發(fā)量過熱蒸汽流量/(t·h-1)19131785過熱蒸汽出口壓力/MPa25.425.24過熱蒸汽出口溫度/℃571571再熱蒸汽流量/(t·h-1)1583.91484再熱蒸汽進(jìn)口壓力/MPa4.394.11再熱蒸汽進(jìn)口溫度/℃312306再熱蒸汽出口壓力/MPa4.203.93再熱蒸汽出口溫度/℃569569給水溫度/℃282278
注:表中壓力均為絕對(duì)壓力。
表2運(yùn)行煤質(zhì)
項(xiàng)目設(shè)計(jì)煤種(神府東勝煤)校核煤種(晉北煙煤)實(shí)際煤種全水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%14.5010.058.60空氣干燥基水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%8.002.851.14收到基灰分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%8.0025.0924.87干燥無灰基揮發(fā)分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%35.0028.0037.75收到基碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%62.8353.4154.97收到基氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%3.623.063.60收到基氧質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%9.946.646.64收到基氮質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%0.700.720.85收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%0.410.630.48收到基低位發(fā)熱量/(MJ·kg-1)22.76020.34820.650
2脫硝全負(fù)荷投運(yùn)存在的技術(shù)問題
通過現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試,鍋爐省煤器的出口煙溫曲線如圖1所示。
圖1 摻燒石炭煤時(shí)各負(fù)荷段下省煤器出口煙溫
由圖1可以看出,該電廠3號(hào)鍋爐在400 MW運(yùn)行時(shí)省煤器出口煙溫為298 ℃,已經(jīng)低于SCR裝置的最佳反應(yīng)溫度范圍。隨著負(fù)荷的降低,省煤器出口的煙氣溫度進(jìn)一步降低,將不得不退出SCR裝置運(yùn)行。
結(jié)合設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)和運(yùn)行數(shù)據(jù),并考慮實(shí)際運(yùn)行工況可能存在的偏差,大約負(fù)荷低于450 MW時(shí),SCR入口處的煙氣溫度達(dá)不到SCR裝置允許運(yùn)行最低溫度(314 ℃)的要求。在210~250 MW負(fù)荷區(qū)間,SCR入口處的煙氣溫度甚至只有260~270 ℃,脫硝系統(tǒng)根本不可能投運(yùn)。此原因直接導(dǎo)致2013年度該機(jī)組SCR投運(yùn)率只有45%。
查看鍋爐不同負(fù)荷時(shí)的運(yùn)行狀況,以2012年8月8日部分時(shí)段3號(hào)爐的運(yùn)行數(shù)據(jù)為例,如圖2所示。
圖2 3號(hào)爐省煤器出口煙氣溫度隨負(fù)荷變化曲線
由圖2可以看出,600 MW負(fù)荷下,省煤器出口煙氣溫度在346 ℃左右,300 MW負(fù)荷下,省煤器出口煙氣溫度在297 ℃左右。另根據(jù)4號(hào)爐2013年7月運(yùn)行畫面,在600 MW負(fù)荷下,省煤器出口煙氣溫度為357 ℃。
從3號(hào)爐和4號(hào)爐運(yùn)行數(shù)據(jù)可以看出,在2014年1月之前,省煤器出口煙氣溫度是較高的。2011—2013年,機(jī)組燃煤以低熔點(diǎn)高水分的神華煤、印尼煤為主,鍋爐受熱面存在結(jié)焦現(xiàn)象,且其氧量運(yùn)行值較目前的數(shù)值大,故排煙溫度也偏高。燃用當(dāng)前煤種,3號(hào)、4號(hào)爐均不存在結(jié)焦現(xiàn)象,且考慮到低氮燃燒問題,目前運(yùn)行氧量一般也較低。因此,按照目前的燃煤及氧量控制,即使在夏季,省煤器出口煙氣溫度也不會(huì)高于2013以前的水平。
GB 13223—2011《火電廠大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)》要求,2014年7月1日后所有燃煤鍋爐氮氧化物排放須不超過100 mg/m3。為達(dá)到這一排放指標(biāo),電廠不僅使用了爐內(nèi)低氮燃燒器,還完成了SCR脫硝改造。
通常SCR裝置的最佳反應(yīng)溫度范圍為320~400 ℃,對(duì)于特定的裝置,催化劑的設(shè)計(jì)溫度范圍稍有變化(該電廠催化劑溫度范圍為314~400 ℃)。通常按照鍋爐的正常負(fù)荷設(shè)計(jì)省煤器出口煙溫,當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí),省煤器出口煙氣溫度會(huì)低于下限值,無法滿足SCR裝置投運(yùn)的溫度要求。雖然可通過燃燒調(diào)整、燃煤摻燒以及降低催化劑的噴氨溫度等措施,來降低各個(gè)負(fù)荷段的NOx的排放,但是仍然不能滿足要求。隨著NOx排放要求的進(jìn)一步嚴(yán)格執(zhí)行,低負(fù)荷時(shí)無法投運(yùn)SCR將不能適應(yīng)國家及地方污染排放標(biāo)準(zhǔn)的要求。對(duì)此,必須對(duì)鍋爐進(jìn)行相應(yīng)改造,以解決這一問題。
3脫硝全負(fù)荷投運(yùn)改造方案
當(dāng)前全工況脫硝技術(shù)主要有:省煤器分級(jí)布置、省煤器煙氣旁路、省煤器再循環(huán)等幾種。綜合各脫硝技術(shù)的特點(diǎn),結(jié)合電廠的實(shí)際情況,主要有如下幾種適合該電廠進(jìn)行全工況脫硝改造的方案。
3.1方案一:省煤器簡(jiǎn)單水旁路
該方案通過在省煤器進(jìn)口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道,將部分給水旁路直接引至下降管中,減少流經(jīng)省煤器的給水量,從而減少省煤器從煙氣中的吸熱量,以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的,如圖3所示。
圖3 省煤器簡(jiǎn)單水旁路的原理圖
針對(duì)本項(xiàng)目的鍋爐受熱面的布置情況,通過熱力計(jì)算得到方案一的改造效果,見表3。
表3省煤器簡(jiǎn)單水旁路方案計(jì)算結(jié)果
項(xiàng)目改造前400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)0000旁路比例/%0000省煤器出口煙溫/℃298.6282.6272.5263.0排煙溫度/℃105.4105.9103.2100.2項(xiàng)目改造后400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)652.2494.5373.4254.6旁路比例/%60605238省煤器出口煙溫/℃315.0290.0280.0272.0排煙溫度/℃110.2108.3105.2102.2
從表3可以看出,相比改造前,在220 MW負(fù)荷時(shí),省煤器出口煙溫增加了9 ℃,排煙溫度增加了2 ℃,改造后省煤器出口煙溫有一定程度的增加,但是對(duì)于排煙溫度影響比較小。
方案一的改造范圍:需要設(shè)置管道旁路,包括冷熱水混合器、調(diào)節(jié)閥、截止閥、止回閥、新增原給水管道至下降管之間的給水管道、管道支吊架、其他疏水設(shè)置等。
3.2方案二:省煤器再循環(huán)
該方案是在方案一省煤器簡(jiǎn)單水旁路的基礎(chǔ)上進(jìn)一步發(fā)展的方案。第一部分同樣通過在省煤器進(jìn)口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道,將部分給水直接引至省煤器出口集箱,減少流經(jīng)省煤器的給水量,從而減小省煤器從煙氣中吸熱量。第二部分采用熱水再循環(huán)系統(tǒng)將省煤器出口的熱水再循環(huán)引至省煤器進(jìn)口,提高省煤器進(jìn)口的水溫,進(jìn)一步降低省煤器的吸熱量,提高省煤器出口的煙氣溫度,如圖4所示。改造后熱力計(jì)算結(jié)果見表4。
圖4 省煤器再循環(huán)原理圖
表4省煤器再循環(huán)方案計(jì)算結(jié)果
項(xiàng)目改造前400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)0000循環(huán)泵流量/(t·h-1)0000省煤器出口煙溫/℃298.6282.6272.5263.0排煙溫度/℃105.4105.9103.2100.2項(xiàng)目改造后400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)1087824718670旁路流量/(t·h-1)300350380340循環(huán)泵流量/(t·h-1)300400400445省煤器出口煙溫/℃316.0315.0315.0315.0排煙溫度/℃110.5116.5113.8116.3
相比改造前,在220 MW負(fù)荷時(shí)省煤器出口煙溫增加了52 ℃,排煙溫度增加了16.1 ℃,改造后省煤器出口煙溫和排煙溫度有較大程度的增加。
方案二需要改造的范圍:在方案一的基礎(chǔ)上,增加了一套省煤器再循環(huán)系統(tǒng),包括再循環(huán)泵、壓力容器罐、冷熱水混合器、調(diào)節(jié)閥、截止閥、止回閥,以及相應(yīng)的疏水系統(tǒng)。
低負(fù)荷下,該類鍋爐水冷壁存在的問題為下爐膛螺旋管圈易超溫。超溫的主要原因?yàn)榈拓?fù)荷下給水量少,螺旋管圈流量分配困難,從而導(dǎo)致螺旋管流量偏差較大。
采用熱水再循環(huán)方案,穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)下,安全性是提高的??紤]到直流爐的特性,需要關(guān)注的核心問題為變負(fù)荷動(dòng)態(tài)運(yùn)行下,熱水循環(huán)泵流量和給水至下降管旁路流量的控制匹配問題。該問題需要從水循環(huán)系統(tǒng)設(shè)計(jì)及邏輯控制方面來解決,結(jié)合鍋爐本身特性進(jìn)行有針對(duì)性的控制函數(shù)修改,可以保證機(jī)組安全穩(wěn)定的運(yùn)行。
3.3方案三:省煤器分級(jí)設(shè)置
方案三是部分拆除原有的靠近煙氣下游的省煤器受熱面,在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后的省煤器,然后通過連接管道再引至位于SCR反應(yīng)器前的省煤器。此方案減少了SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量,達(dá)到提高SCR入口煙氣溫度的目的,如圖5所示。
圖5 省煤器分級(jí)設(shè)置原理圖
若要實(shí)現(xiàn)220~600 MW全負(fù)荷能投入脫硝,根據(jù)鍋爐熱力計(jì)算得到,需分級(jí)設(shè)置6 659 m2省煤器受熱面積。熱力計(jì)算結(jié)果見表5至表7。
表5摻燒石炭煤時(shí)省煤器分級(jí)設(shè)置熱力計(jì)算結(jié)果
項(xiàng)目改造前600MW400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)17351087824718670SCR入口煙溫/℃335.0298.6282.6272.5263.0排煙溫度/℃120.7105.4105.9103.2100.2項(xiàng)目改造后600MW400MW300MW250MW220MW給水流量/(t·h-1)17351087824718670SCR入口煙溫/℃381.6340.0322.6309.6304.0排煙溫度/℃120.7105.4105.9103.2100.2
注:改造后,SCR前省煤器減少受熱面積和SCR后省煤器增加受熱面積均為6 659 m2,下同。
表6負(fù)荷600 MW時(shí)燃用校核煤種時(shí)省煤器分級(jí)設(shè)置熱力計(jì)算表
項(xiàng)目改造前改造后給水流量/(t·h-1)17351735SCR入口煙溫/℃350.0398.3排煙溫度/℃138.4138.4
表7 負(fù)荷600 MW時(shí)燃用神府東勝煤混煤時(shí)省煤器
方案三的改造范圍:包括鍋爐后煙井的拆裝、原省煤器的部分受熱面的拆除、剩余省煤器與集箱的重新連接與恢復(fù)、SCR反應(yīng)器下方的煙道打開與恢復(fù)、新增部分省煤器的安裝與支吊、SCR基礎(chǔ)鋼架的校核與加固、給水管道的安裝與支吊、SCR反應(yīng)器的儀控和測(cè)點(diǎn)的移位、吹灰器的增加、平臺(tái)扶梯的增加等。
3.4三種方案投資成本及鍋爐經(jīng)濟(jì)性對(duì)比
表8為上述3種方案投資成本及鍋爐經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析。針對(duì)該電廠的煤種范圍,從方案的煙氣調(diào)節(jié)效果、方案的實(shí)施難度以及方案的穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性上看,可采用方案三,即省煤器分級(jí)設(shè)置的改造方案。
表8三種方案的投資成本及鍋爐經(jīng)濟(jì)性對(duì)比
方案投資成本/萬元對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性影響簡(jiǎn)單水旁路約300高負(fù)荷對(duì)經(jīng)濟(jì)性不影響,220MW負(fù)荷下排煙溫度升高3℃左右省煤器再循環(huán)約2097高負(fù)荷對(duì)經(jīng)濟(jì)性不影響,低負(fù)荷下排煙溫度升高,一年由于排煙溫度升高引起的損失最大為118萬元;每年泵運(yùn)行電費(fèi)為60.8萬元,維護(hù)費(fèi)用為75萬元省煤器分級(jí)設(shè)置約2388對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性不影響。對(duì)煤種適應(yīng)性有一定要求
4改造效果分析
4.1省煤器分級(jí)改造后對(duì)SCR入口煙溫影響
為了驗(yàn)證該電廠省煤器分級(jí)改造效果,對(duì)3號(hào)鍋爐進(jìn)行了改造后試驗(yàn)。表9為改造后SCR脫硝系統(tǒng)入口溫度變化。從表9可以得出,在進(jìn)行省煤器分級(jí)改造后,在機(jī)組600 MW負(fù)荷下,脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為378 ℃和380 ℃,滿足“脫硝入口煙溫不高于400 ℃”的性能保證值的要求。在機(jī)組250 MW負(fù)荷下,脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為311 ℃和313 ℃,滿足“脫硝入口煙溫不低于309 ℃”的性能保證值的要求(改造后對(duì)SCR入口NOx質(zhì)量濃度進(jìn)行了調(diào)節(jié),適當(dāng)降低了最低溫度)。通過省煤器分級(jí)改造后,脫硝系統(tǒng)達(dá)到了全負(fù)荷投運(yùn)的要求。
表9改造后3號(hào)鍋爐主要參數(shù)
負(fù)荷/MW位置SCR入口煙溫/℃空氣預(yù)熱器入口煙溫/℃SCR出口NOx質(zhì)量濃度/(mg.m-3)600A37834328B38034730450A35832138B35632332300A32229238B32329436250A31128438B31328438
注:SCR入口煙溫的保證值為大于310 ℃但不大于400 ℃;空氣預(yù)熱器入口煙溫的保證值為不大于改造前試驗(yàn)值;SCR出口NOx質(zhì)量濃度的保證值為50 mg/m3。
4.2省煤器分級(jí)改造后對(duì)鍋爐效率影響
表10為各試驗(yàn)工況下鍋爐效率。在600 MW負(fù)荷工況和250 MW負(fù)荷工況下,修正后的鍋爐效率分別為94.31%和94.00%,滿足“鍋爐效率不小于93.9%”的性能保證值。
表10各試驗(yàn)工況的鍋爐效率
項(xiàng)目600MW250MW入口氧的體積分?jǐn)?shù)/%3.666.83飛灰中碳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%0.711.35排煙溫度/℃115.698.5修正后排煙溫度/℃117.8101.1鍋爐效率/%94.5294.23修正后鍋爐效率/%94.3194.00
5結(jié)論
針對(duì)某600 MW燃煤火電廠SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷無法投運(yùn)的現(xiàn)狀,進(jìn)行了省煤器分級(jí)改造,并取得了較好的結(jié)果。主要結(jié)論如下:
a)在進(jìn)行省煤器分級(jí)改造后,在機(jī)組600 MW負(fù)荷下,脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為378 ℃和380 ℃,滿足“脫硝入口煙溫不高于400 ℃”的性能保證值的要求;
b)在機(jī)組250 MW負(fù)荷下,脫硝入口A側(cè)和B側(cè)煙氣溫度分別為311 ℃和313 ℃,滿足“脫硝入口煙溫不低于309 ℃”的性能保證值的要求;
c)在600 MW負(fù)荷工況和250 MW負(fù)荷工況下,修正后的鍋爐效率分別為94.31%和94.00%,滿足“鍋爐效率不小于93.9%”的性能保證值;
d)通過省煤器分級(jí)改造后,實(shí)現(xiàn)了脫硝系統(tǒng)全負(fù)荷投運(yùn),滿足了環(huán)保排放的要求。
本文的600 MW燃煤電廠SCR脫硝系統(tǒng)全負(fù)荷投運(yùn)改造技術(shù)研究成果,為國內(nèi)同類型機(jī)組開展SCR脫硝系統(tǒng)全負(fù)荷投運(yùn)改造,提供了一定的參考借鑒,具有較好的學(xué)術(shù)價(jià)值和工程應(yīng)用價(jià)值。
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LI Debo,SONG Jinghui,XU Qisheng,et al. Numerical Simulation on NOxDistribution in A 660 MW Ultra Supercritical Opposed Firing Boiler[J].Journal of Chinese Society of Power Engineering,2013,33(12):913-919.
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LI Debo,LIAO Yongjin,LU Jidong,et al. Study on Mathematical Models for Optimization of SCR Catalyst Replacement Cycle and Strategy[J].Electric Power,2013,46(12):118-121.
Research on Transformation Scheme for Full-load Operation of SCR Denitration System of 600 MW Substation Boiler and Engineering Practice
LI Debo, ZENG Tinghua, LIAO Yongjin, YU Yuexi, LI Fangyong
(Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Co., Ltd., Guangzhou, Guangdong 510080, China)
Abstract:In allusion to the status quo of selective catalytic reduction (SCR) denitration system being unable to be in operation with low load in one 600 MW coal-fired power plant, this paper introduces three transformation schemes for full-load operation of the SCR system. Thermodynamic calculation for the boiler and comparison of schemes indicates that the optimal scheme is to use economizer classification and then field transformation is finished. In two aspects of entrance fuel gas temperature of SCR and boiler efficiency, it analyzes effects after transformation which indicates preferable engineering effects of classification transformation of the economizer.
Key words:SCR denitration system; full-load operation; classification transformation of economizer
收稿日期:2015-09-26修回日期:2016-05-30
基金項(xiàng)目:國家自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目(51376161)
doi:10.3969/j.issn.1007-290X.2016.06.003
中圖分類號(hào):X773
文獻(xiàn)標(biāo)志碼:B
文章編號(hào):1007-290X(2016)06-0012-06
作者簡(jiǎn)介:
李德波(1984),男,土家族,湖北宜昌人。高級(jí)工程師,工學(xué)博士,主要從事煤粉燃燒污染物控制,百萬超超臨界燃煤機(jī)組調(diào)試、試驗(yàn),煤粉燃燒高級(jí)數(shù)值模擬,大規(guī)模并行計(jì)算方法和程序開發(fā)等方面的研究。
曾庭華(1969),男,浙江建德人。教授級(jí)高級(jí)工程師,工學(xué)博士,主要從事鍋爐調(diào)試、燃燒優(yōu)化、FGD系統(tǒng)調(diào)試及潔凈煤燃燒技術(shù)研究。
廖永進(jìn)(1971),男,陜西西安人。教授級(jí)高級(jí)工程師,工學(xué)碩士,主要從事火力發(fā)電廠基建調(diào)試、鍋爐燃燒優(yōu)化、節(jié)能減排等方面的技術(shù)研究和服務(wù)工作。
(編輯霍鵬)