660MW等级二次再热锅炉控制技术

本文对二次再热锅炉的汽温调节方式进行了介绍,并以660MW等级二次再热锅炉为例,重点分析了尾部三烟道平行烟气挡板调节系统的二次再热锅炉,各种调温方式对汽温的影响程度,并提出了相应的建议。     

太阳能耦合1000 MW二次再热超超临界机组节能优化设计

为降低600℃二次再热超超临界燃煤发电机组的发电煤耗和碳排放量,针对某1 000 MW典型二次再热超超临界燃煤发电机组(方案1),提出耦合太阳能加热除氧器出口回热系统给水的设计方案(方案2),并进行对比研究。采用基于■分析的单耗分析法对比了1 000 MW等级600℃二次再热机组不同方案的热力性能,并分析各方案在变工况下的能耗分布情况。结果表明：二次再热燃煤机组集成太阳能后,显著降低发电煤耗和碳排放量;耦合太阳能的二次再热燃煤机组方案2在各工况下发电煤耗均低于方案1,100%THA工况下,方案2抽取除氧器出口10%、30%、50%、70%、100%的给水用太阳能加热时,发电煤耗分别降低4.59、15.70、24.96、32.56、41.32 g/kWh,碳排放量分别降低12.70、43.50、69.10、90.28、114.50 g/kWh,节煤降碳效果明显;采用单耗分析法研究机组各设备单元的附加单耗,方案2锅炉、回热加热器和冷凝器的附加单耗相比方案1均下降;随除氧器出口给水采用塔式太阳能加热比例的提高,方案2锅炉的附加单耗明显降低,方案2增加了太阳能设备,太阳能的附加单耗高于方案1。...     

基于Aspen Plus的超超临界循环流化床锅炉的性能计算及分析

循环流化床发电技术以其特有的优势,得到了迅速发展和广泛应用。近年来,为了实现超低排放和超低能耗,大型化与高参数化的超超临界循环流化床锅炉(CFB)的设计研究成为我国洁净煤发电技术的主要发展方向。目前超超临界发电机组的基础理论与设计计算还不完善,因此对于其运行模拟以及在运行条件变化时锅炉主要参数的预测尤为重要。Aspen Plus能够对复杂的化工过程进行精细的稳态模拟和流程设计,基于Aspen Plus软件提供的内置模块和FORTRAN编译器的外部子程序,建立了660 MW超超临界CFB锅炉燃烧室煤解耦燃烧过程模拟模型,主要包括煤的等效热解模型、简约解耦燃烧模型、分离器、外置床及尾部烟道低温过热器、低温再热器模型。依据所建立的稳态模型,可模拟计算660 MW超超临界循环流化床锅炉在满负荷工况(B-MCR)下锅炉性能,得到其各处主要温度的计算结果,分析燃烧室中密相区和疏相区的气体组分浓度,并且预测了循环流化床燃烧室运行参数一次风配比对密相区组分CO2、CO和SO2浓度的影响以及过量空气系数对排烟气体组分SO2、SO3、NO和N2O浓度的影响。同时,利用该模型计算了过量空气系数和改变一次返料比例对中温过热器、低温过热器出口汽温和低温再热器、省煤器出口烟温的影响。在660 MW超超临界循环流化床锅炉的设计研究上,为降低污染物排放、减少锅炉热损失和提高锅炉效率提供了参考依据。     

700℃超超临界发电技术进展

超超临界机组在高效和环保方面有很大的优势,已成为国内外现代发电技术应用与深入研究的主流。介绍了700℃超超临界技术及其发展情况,从多方面对超超临界机组进行评价,对存在的问题进行分析,指出700℃超超临界发电技术是我国燃煤发电机组的主导方向。     

单元机组再热汽温控制系统

介绍单元发电机组锅炉的特点及再热蒸汽温度常规控制方案,并结合实际工程给出了超临界大型火电机组通常采用的摆动燃烧器控制再热汽温的系统设计方案及控制策略。     

1GW超超临界机组主汽温控制策略的仿真

对谏壁电厂1GW超超临界机组主汽温控制的过热汽温控制系统运用改进的Smith预估控制实现,有效地解决了超超临界机组的大延迟和大惯性问题.AnySimu仿真结果表明,改进的Smith预估补偿控制策略消除了主汽温控制过程中的惰性区,控制回路的调节速度加快,具有较好的控制性能.     

带废热锅炉的IGCC系统流程模拟研究

在煤气化联合循环发电(IGCC)整体系统中,利用废热锅炉可以回收气化炉出口煤气的显热,从而提高整体机组的发电效率,本文提出一种通过水激冷高温合成气并利用废热锅炉回收剩余热量的方法,通过流程模拟分析,得出废热锅炉出口蒸汽温度和压力参数的选择依据及对系统发电量的影响规律。     

330 MW亚临界CFB锅炉烟气再循环深度调峰运行性能研究

为了消纳新能源上网,循环流化床(CFB)锅炉机组利用自有调峰能力强特点,参与深度调峰灵活性运行。但超低负荷运行时,受密相区流化安全约束,一次风总量无法持续下降,从而破坏了固有的一、二次风分级还原特性,导致更多的NOx生成。同时,炉膛出口温度远低于选择性非催化还原(SNCR)温度窗口,导致设置在分离器内的脱硝系统效率下降。烟气再循环技术是一种适合CFB锅炉低负荷运行的NOx控制技术,介绍了330 MW亚临界CFB锅炉机组烟气再循环改造前后的运行性能对比,结果表明,在超低负荷条件下,采用烟气再循环技术能在维持密相区流化安全的同时,显著降低一次风量,强化密相区还原氛围,同时降低密相区温度,延迟炉膛内燃烧,显著提高炉膛出口烟温,有效避免了分离器内SNCR脱硝效率的降低。并针对烟气再循环系统内的腐蚀提出了合理的运行控制策略。     

电站锅炉高温再热器超温问题的处理

我国大容量火电机组的运行水平还比较低,有的再热器长期超温,引起爆管。由此造成机组的可用率下降,发电成本提高和运行经济性降低,严重影响了机组的安全、经济运行。本文以电站锅炉高温再热器为研究对象,主要围绕高温再热器超温的原因,并针对这些原因提出了相应的解决措施,提高再热器的使用寿命。在此基础上对锅炉高温再热器超温问题进行分析,并有针对性的提出解决方案。     

电站锅炉高温再热器超温问题的诊断

我国大容量火电机组的运行水平还比较低,有的再热器长期超温,引起爆管。为此,有关设计制造和科研部门已做了大量的试验研究和改进工作,但是大容量电站锅炉再热器超温爆管现象仍时有出现。由此造成机组的可用率下降,发电成本提高和运行经济性降低,严重影响了机组的安全、经济运行。本文以电站锅炉高温再热器为研究对象,主要围绕高温再热器可能出现的超温问题展开研究。     

燃煤发电与垃圾发电耦合供热系统性能分析

为积极响应双碳目标,推动可再生能源-燃煤互补发电技术的发展,提出了一种燃煤发电与垃圾发电耦合供热系统。通过抽引器利用燃煤机组部分供热抽汽抽引垃圾发电机组的全部排汽,混合后对热网水进行一次加热;随后通过尖峰加热器,再次利用燃煤机组供热抽汽对热网水进行二次加热,使其达到规定热网供水温度。通过系统集成,可有效减少燃煤机组供热抽汽和垃圾发电机组的冷端损失,从而提高系统整体效率。选择某660 MW燃煤机组与某垃圾处理量20.8 t/h的垃圾发电机组为研究对象,通过EBSILON软件进行模拟计算,进行了详细的热力学分析和经济性分析。结果表明,燃煤机组与垃圾发电机组电功率分别为495.00 MW(75%THA)和9.52.00 MW(100%THA)时,耦合系统垃圾发电机组的排汽损失降低,供热效率提高0.16%,发电效率提高0.52%,系统煤耗量降低1.65 t/h(以标煤计),节能效果显著。热网尖峰加热器■损失减少6.06 MW,垃圾发电机组■损失减少2.04 MW,耦合供热系统效率提高主要是由于热网加热器■损失降低。供热改造后新增设备投资495.70万元,年运行维护费用达19.83万元,同时系统...     

一种热回收焦炉高温烟气系统温度、压力冷端调节装置

本实用新型涉及一种热回收焦炉高温烟气系统温度、压力冷端调节装置,特征是在负压操作的热回收焦炉高温烟气管路上设置多个与大气相通的空气吸入口,在每个空气吸入口处均设置有开度调节装置。空气吸人口设置于焦炉本体烟气出口与锅炉之间及焦炉本体烟气出口与事故烟囱之间的烟气管路上。优点是：调节方便,快捷;设备结构简单,由于采用冷端调节,调节装置不在高温环境下工作,可大大延长调节装置的使用寿命,     

直吹式制粉系统风粉偏差对机组灵活性的影响

近年来,风能发电和太阳能发电装机容量迅速增长,为提高新能源的消纳能力,燃煤机组灵活性运行是大势所趋。目前,大容量电站锅炉普遍配置直吹式制粉系统,磨煤机出口一次风管风粉分配偏差大的问题普遍存在,风粉分配偏差大直接限制机组灵活性运行。从制粉系统设备角度分析了磨煤机出口并联一次风管风粉分配偏差大的原因。对由于风粉分配偏差大导致锅炉运行过程中产生的各种问题如火焰偏斜、结焦、高温腐蚀、NO_x排放量高、飞灰可燃物高、锅炉效率低等进行阐述。该问题在机组灵活性改造过程中表现尤为突出,锅炉低负荷运行时,一次风管风粉分配偏差大会造成锅炉着火距离增大,燃烧不稳定甚至灭火的可能。炉内热负荷不均会导致锅炉汽水侧偏差加剧,恶化传热,受热面超温,直接影响机组运行安全。为改善一次风管风粉分配偏差,对比分析各种煤粉分配器的性能和优缺点,并阐述煤粉分配器在电站锅炉的应用情况和效果。随着灵活性运行工作的深入,需要对灵活性运行机组制粉系统进行改造,加装相匹配的煤粉分配器,改善风粉分配特性,提高机组运行稳定性和安全性。     

炭素煅烧炉高温废烟气的综合利用与开发

目前在炭素行业中,大部分煅烧炉高温废烟气的热能不能被有效利用,存在严重的能源浪费现象。我公司根据实际情况,开发了“煅烧炉与余热锅炉的一体化设计”技术和“外引挥发分辅助燃烧”技术,将煅烧炉的高温烟气和外引挥发分燃烧的高温烟气融入余热锅炉形成中温中压过热蒸汽,配套应用于公司原有的抽凝式汽轮发电机组,形成热电联产新技术。减少了煤炭资源的用量和污染物的排放总量,为资源的绿色消费做出了巨大贡献。     

350MW循环流化床锅炉屏式受热面汽温偏差研究

随着循环流化床(CFB)锅炉容量及蒸汽参数的大幅提升,锅炉高温受热面材料已达到现有最高水平,实际运行中高温受热面管屏汽温偏差特性直接关乎机组的安全可靠性。为准确获得超(超)临界CFB锅炉屏式高温受热面管屏的汽温偏差特性,在一台350 MW超临界CFB锅炉上开展了实炉测量试验,通过在锅炉2种类型的屏式高温受热面管屏上加装全屏壁温监测点,获得了满负荷工况下屏式高温受热面同屏管间汽温偏差及其分布均匀性,在实炉试验的基础上针对性地进行设备改造。结果表明:炉内屏式高温受热面客观上存在同屏管间汽温偏差,汽温偏差最大值可达60℃以上;屏式高温受热面近壁侧和向火侧敷设耐磨耐火材料的管屏管壁温度明显低于中央区域,相比于屏式高温过热器,屏式高温再热器汽温偏差最大值增加了约40℃;传统的屏式高温受热面间隔布置的壁温监测点已无法准确获得同屏管间最高壁温值,屏式高温再热器布置的壁温监测点代表性不足的问题更突出,需根据屏宽、屏高进行布置位置优化,尤其是在屏式高温受热面向火侧的管屏(向火侧最外侧管子向内第4～17根管)上布置更多壁温监测点;通过分屏设计、耐磨耐火材料敷设高度优化等措施,可有效控制屏式高温受热面汽温偏差及分布均匀性,优化后屏式高温过热器全屏汽温偏差最大值为24℃(其中近壁侧分屏汽温偏差最大值为16℃),汽温偏差的标准差为6.2℃,而屏式高温再热器全屏汽温偏差最大值为50℃(其中近壁侧分屏汽温偏差最大值为21℃),汽温偏差标准差为14.5℃。     

铜冶炼余热高效利用技术研究

通过对铜冶炼厂余热资源状况进行综合分析,遵循能源梯级利用原则,使高品质的余热资源得到充分利用。利用硫酸转化器一段出口温度为580℃的高温烟气余热将底吹炉余热锅炉所产4.2 MPa饱和蒸汽过热为3.82 MPa、450℃过热蒸汽,高温烟气出口温度达503℃,满足硫酸后续工艺生产要求,过热蒸汽进入汽轮发电机组发电。工程实践证明:过热蒸汽发电在铜冶炼生产中应用是成功的,值得进一步推广。     

1000 MW超超临界二次再热机组的化学清洗

新建1000MW超超临界二次再热机组的化学清洗是机组投产启动前重要节点之一。针对超超临界二次再热机组的特点及火力发电厂清洗导则的要求,本文介绍了南方某电厂1000MW超超临界二次再热机组化学清洗范围、清洗工艺过程、控制参数和钝化效果,分析和讨论了在1000MW超超临界二次再热机组化学清洗过程中应注意的事项,为同类型机组的化学清洗提供参考。     

燃煤机组炉膛出口烟气温度分析

我国的火电机组中绝大部分为燃煤机组,这种趋势将持续相当长时间.为解决燃煤机组效率低、供电煤耗高、随着发电用煤质量降低而煤燃烧造成的环境污染等问题,采用高效低污染、大容量高参数的大型机组提高机组效率是最重要的措施.炉膛是蒸汽锅炉的一个重要组成部分,锅炉内部燃烧换热过程的好坏,直接关系到锅炉的生产能力和生产过程的可靠性.因此,对炉膛出口烟气温度进行推算,才能控制好锅炉燃烧,提高锅炉的技术经济性.     

超超临界发电技术在中国的发展现状

简要介绍了超超临界发电技术的定义以及国外该技术的发展现状;我国超超临界发电技术近年来发展迅速,机组台数及装机容量均居世界前列,至2018年底,我国已投运机组160台以上,超超临界机组在我国火电机组装机容量中占比约45%,供电煤耗等指标处于世界领先水平,尘、硫、氮等常规污染物已达到超低排放水平,部分已达到近零排放要求,并正在对有色烟羽治理、深度脱汞、深度脱碳等领域进行研究,未来将通过主机参数优化、余热高效利用等方法进一步提高机组效率。     

AQC公共过热器设计对水泥窑余热发电 系统的影响

水泥窑余热发电遵循以热定电的原则,根据余热条件采取定制化热力系统。为尽可能提高主蒸汽过热度。AQC锅炉内通常设置公共过热器以尽可能的提高汽机进汽过热度。本文以某海外3500t/d水泥余热发电工程为例,定量分析了主蒸汽过热度对余热发电机组性能的影响。结果表明,主汽过热度越大,主汽流量有所降低,低压补汽流量略有上升.汽机热耗汽耗显著降低,AQC锅炉排烟焓略有上升。总体说来,过热度越大机组经济性越好。