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某600 MW机组W火焰锅炉75%以下负荷时存在再热汽温较设计值(541 ℃)偏低问题,严重影响机组运行经济性。本文通过锅炉热力计算并结合炉内温度CFD分析,对再热汽温偏低原因进行了研究。结果表明:300 MW负荷下通过常规的运行调整方式无法提升再热汽温;锅炉低负荷下再热汽温偏低是高温对流受热面积分配相对不合理所致。对此,提出了增加低温再热器和高温再热器面积,减少高温过热器面积等方案,其中增加低温再热器和高温再热器受热面虽能够提高再热汽温达到设计值,但烟道布置空间受限,工程上无法实施,而减少高温过热器受热面积2 792 m2,能够在50%负荷下提升再热汽温到设计值,且可以控制再热器减温水量在0 t/h。虽然锅炉效率下降影响发电煤耗升高,但整体对煤耗的改善明显。 相似文献
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针对某600 MW亚临界对冲旋流燃烧贫煤锅炉NOx排放浓度偏高的问题,对锅炉燃烧系统进行改造,取消低位燃尽风OFA系统,采用新型低氮燃烧器及加装分离式燃尽风SOFA系统,显著降低了锅炉NOx排放量。燃烧系统改造后,根据燃烧器结构特点,通过燃烧优化调整试验,优化燃烧器运行参数,将锅炉满负荷时CO排放体积分数由1 800μL/L降低至50μL/L以内,飞灰可燃物由6.0%~7.0%降低至2.0%~3.0%,排烟温度由144℃降低至137~139℃,锅炉效率提高1.6~1.7个百分点;同时再热器管超温问题得到了有效控制,NO_x排放质量浓度由改造前的1 200~1 400 mg/m3降低至400~500 mg/m~3。 相似文献
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针对某超临界塔式直流锅炉中、低负荷再热汽温偏低的问题,通过低负荷再热汽温调整试验,以及当前中、低负荷再热汽温低的原因分析,提出了低负荷稳燃燃烧器改造、受热面改造以及锅炉运行优化等联合治理整体方案。整体方案实施后,锅炉中、低负荷下的再热汽温明显提高,40%BRL下锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至563.9 ℃,50%BRL下,锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至559.4 ℃,这两种负荷下机组供电煤耗分别降低1.64、1.36 g/(kW·h),合计每年节约锅炉燃料成本约125万元。在锅炉深度调峰负荷(30%BRL)下,再热蒸汽出口温度可由541.6 ℃提升至560.9 ℃,提升幅度为19.3 ℃;过热蒸汽出口温度可由560.8 ℃提升至571.9 ℃,提升幅度为11.1 ℃。 相似文献
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文中介绍了某电厂350 MW机组锅炉燃烧优化调整试验方法及结果。针对目前所烧煤种,270 MW以上负荷时推荐氧量为3.2%左右,200 MW负荷推荐氧量为3.7%左右,165~180 MW负荷推荐氧量为4.0%左右;燃烬风采用倒宝塔配风有利于降低NOx浓度,降低幅度可达30 mg/Nm3;为了降低炉渣可燃物含量,可将下层油二次风门开至40%左右;通过燃烧优化,210 MW负荷时飞灰、炉渣中的可燃物含量降至1.36%、0.91%,锅炉热效率由90.31%升至92.29%,280 MW负荷时,锅炉热效率由90.61%升至91.51%,锅炉经济性明显提高。 相似文献
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600 MW机组锅炉低氮燃烧器改造试验研究 总被引:1,自引:0,他引:1
针对台山发电公司600 MW机组锅炉氮氧化物排放高的问题,提出了双分段高效复合低氮燃烧器的改造方案,并在3 MW热态试验台上进行了试验研究.结果表明,采用两段SOFA运行方式比一段SOFA运行方式NOx排放值更低,与不采用空气分级的燃烧工况相比,NOx排放可以降低60%左右,而CO和飞灰含碳量的数值变化不大.目前,该公司600 MW机组锅炉在燃用80%神华煤+20%石炭煤时,NOx排放值约为450 mg/m3,锅炉低NOx改造后,预计NOx排放值将小于180 mg/m3. 相似文献
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广义预测控制在6 0 0 MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号 600 MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1%/min、主蒸汽压力和温度的波动分别达0.7 MPa和15 ℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协调及再热汽温控制策略。实际应用表明:新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1.5%/min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0.4 MPa和6 ℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制,再热汽温的最大动态偏差控制在6 ℃以内,且减少了再热喷水量20 t/h以上,提高了机组的运行经济效率。 相似文献
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《热力发电》2017,(2)
针对杭联热电有限公司5号循环流化床(CFB)锅炉NO_x排放未达到超低排放要求、主蒸汽温度偏低、床温和排烟温度偏高等问题,采取调节二次风系统、增加锅炉受热面、增加烟气再循环系统、改进选择性非催化还原(SNCR)脱硝系统等改造措施,在额定负荷下,使NO_x最终排放质量浓度从100mg/m~3降低到50mg/m~3以内;主蒸汽温度升高了20℃,达到设计温度;床温和炉膛出口温度下降了50℃;氨逃逸量略有增加,但可以控制在8mg/m~3以内;锅炉效率基本不变。同时,针对改造后空气预热器出口CO质量浓度偏高的问题,通过燃烧优化试验得出,在不同负荷下应该合理选择再循环烟气量,且上层二次风门开度均设置为100%,下层二次风门开度设置为中间大,两边小,有利于锅炉合理运行。 相似文献
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煤电机组深度调峰是现阶段实现可再生能源消纳的重要措施。某680 MW超临界机组为实现30%负荷深度调峰常态化可靠运行,开展了诸多实践并取得较理想效果。在设备改造方面,增设一层等离子点火燃烧器,实施了全负荷脱硝改造和静叶调节引风机加装烟气再循环管路改造。在低负荷优化方面,开展了精细化燃烧调整、主汽温和再热汽温优化调整,大幅提升机组运行的经济性,提高了机组30%负荷的运行可靠性。在自动控制方面,开发出机组低负荷协调优化控制策略,实现了机组30%~50%升降负荷过程各项参数的稳定控制,有效降低人工操作风险。该机组上一系列技术的应用可为同类型机组开展深度调峰工作提供借鉴。 相似文献
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为满足新的火电厂大气污染物排放标准要求,对某电厂1号机组600 MW亚临界四角切圆锅炉进行了低氮燃烧器改造。通过燃烧调整优化试验,掌握改造后锅炉的燃烧特性,确定不同负荷段下锅炉的最佳运行工况。试验结果表明:高负荷时,贴近上层燃烧器的CCOFA风量对锅炉NOx的排放浓度、烟气中CO浓度,以及飞灰含碳量影响大;而在低负荷时,投运偏上层磨煤机组合更有利于提高再热汽温和SOFA风调节锅炉NOx排放浓度的裕度。 相似文献
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针对大唐长山热电厂2台200MW机组在进行50%负荷调峰时锅炉燃烧不稳的问题,采取了煤粉燃烧器改造、合理的运行操作方法和加强对锅炉调峰的维护管理等措施,增强了锅炉燃烧的稳定性,解决了机组50%负荷调峰时锅炉燃烧不稳定的问题,满足了电网电负荷调峰的需要。 相似文献
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《中国电机工程学报》2017,(15)
氧量和配风方式是影响燃煤机组锅炉效率及NO_x排放的重要因素,针对某600MW机组燃烧优化调整,建立了基于聚类分区的关联规则挖掘模型,并引用密度参数,选择大密度区域内的点作为初始聚类中心,提高了聚类的稳定性;同时建立了基于交叉验证法(cross validation,CV)的支持向量机(support vector machine,SVM)氧量软测量模型,减小了氧量测量不准对数据挖掘结果的影响。对历史运行数据进行挖掘,得到了不同工况下兼顾锅炉效率和NO_x排放质量浓度的最优运行氧量值与二次风门配风方式,结果表明:寻优后的烟气含氧量低于实际运行值,周界风门和辅助风门呈束腰型分布,主要负荷段的选择性催化还原脱销装置(selective catalytic reduction,SCR)进口NO_x质量浓度由220~420mg/m~3降为220~320mg/m~3,且保证锅炉效率不低于92.7%。 相似文献
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