基于SOEC-OEC双工艺耦合的火电机组全容量长寿命调峰技术研究

现有火电灵活性改造方案难以消除频繁快速变负荷所带来的热力系统寿命折损与机组安全运行风险,为保障火电机组参与电网调峰的安全性、经济性与健康性,提出并构建了基于固体氧化物电解槽(SOEC)制氢技术与燃烧器局部富氧燃烧(OEC)技术相耦合的火电机组全容量长寿命调峰技术方案。以某超超临界1 000 MW二次再热机组为计算示例,对SOEC-OEC系统参与70%~100%的电网深度调峰进行了能效计算,并与常规碱性水电解制氢(ALK)系统进行了比较。计算结果表明,SOEC-OEC技术方案中抽汽电解制氢系统的能效高达49.86%,相比ALK系统提高约26.40%;富氧助燃系统最大可减少锅炉排烟量达23.7%,降低机组供电煤耗2.83 g/(kW·h),减少碳排放约2.82 t/h。此外,SOEC-OEC系统还可为机组带来超额的调峰补贴收益、氢气售卖收益、富氧节煤降碳收益以及设备延寿延保收益等,充分保障了火电调峰过程的经济高效、安全环保。

BEST小汽轮机带小发电机运行控制策略研究与应用

为了满足火电机组启动运行的灵活性、高效性及经济性,将抽汽背压式汽轮机(BEST)小汽轮机带小发电机系统(简称BEST系统)应用于双机回热系统机组,根据BEST系统及机组启动方式,结合调试调整试验的启动运行历史过程及数据,进行BEST系统在多方式启动及运行的特性分析试验,优化现有控制逻辑,提出BEST小汽轮机带小发电机运行控制策略。避免了在BEST系统启动顺控、变流器启停顺控、BEST小汽轮机与变流器的无扰切换、燃煤机组辅机故障减负荷(RB)及甩负荷工况中BEST系统缺乏相应控制策略的问题,实现了BEST系统全过程无断点的运行控制。优化后BEST系统运行过程中重要参数保持安全稳定,该控制方法对具备BEST系统的同类型机组具有重要参考意义。

融合多层感知机和多项式拟合的大数据平台风机故障诊断

为了提高火电厂送引风机运行的全程安全化、故障诊断准确化、生产收益长期化,将风险问题前置是提升机组运行安全性的关键。基于此,提出了融合多层感知机和多项式拟合的大数据平台风机故障诊断模型。采用多层感知机和多项式拟合建模技术建立风机预警模型,并将模型部署在大数据平台中,能及时发现风机运行期间人工难以发现的异常。采用数据挖掘、机理分析和特征值知识库相结合的方法,挖掘风机失速的参数边界信息,精准化配置各种工况的风机失速边界条件并绘制失速边界工况图,然后结合正常运行工况得出预警失速区间,最终建立覆盖风机全工况的故障诊断模型。利用大数据平台对风机运行数据全覆盖、全流通、全维护的优势,构建了基于大数据平台的风机智能巡盘模型体系,实现以智能巡盘模型代替运行人员对风机运行状态进行定期巡盘监视和诊断,达到风机故障的准确安全诊断、故障发生率最低化及人员复用率最大化的效果。

国内首台二次再热机组锅炉混合吹管实践及优化

为探索适用于超超临界二次再热机组的锅炉吹管工艺,以我国首台投产的二次再热机组锅炉为研究对象,提出并实践了一种降压法混合式管道吹洗方案。该方案综合了"一段吹管"的系统形式和"两段吹管"的操作特点,即将过热器、一次再热器、二次再热器及其附属管道一次性串联,吹扫时则分3部分进行,各部分独立打靶验收。针对新工艺实践过程中出现的吹管系数不达标问题,进行了现场测试和理论分析,提出了提高汽水分离器出口压力、增加临吹门开启个数等措施,基本消除了阀门的阻塞流效应,保证了管道的吹洗效果。最终靶板检验结果表明,降压法混合吹管实现了对二次再热机组锅炉各受热面的高质量吹扫,该吹管工艺对同类机组具有实际参考意义。

微机型船用核动力工程仿真器系统初步设计

基于船用核动力装置安全管理、开发研究的需求及核电站仿真技术的发展,分析了研制微机型船用核动力工程仿真器系统的重要意义。按软件工程的思想,从仿真器系统的功能设计、总体设计、模块设计三方面论述了该系统的设计思路及实现方法,并对日本核动力舰船"陆奥"号的回路系统进行了初步的模拟设计。该系统的实现将进一步提高船用核动力装置的优化设计、安全运行和科学管理水平。

无铅压电陶瓷的研究进展

压电陶瓷已被广泛应用于航空航天、舰艇声纳、高速列车、汽车、精密仪器控制、移动通讯、办公及家用电子产品等领域,在全球已经形成了每年近百亿美元的巨大市场。然而,目前压电产业主力产品为对人体及环境有害的锆钛酸铅(PZT)陶瓷。随着国际上对电子产品中使用含铅等有害材料的限制愈来愈严格,拥有巨大市场的压电陶瓷的无铅化已成为摆在全球面前的紧迫任务。准同相界(MPB)是获得高压电性能的关键所在,现已开展了大量的研究工作,旨在揭示MPB的物理本质并基于MPB原理获得具有大压电效应及电致应变的环境友好型压电陶瓷。综述了3类性能最优的无铅压电材料体系:钛酸钡基(BT)、铌酸钾钠基(KNN)和钛酸铋钠基(BNT)陶瓷,包括近年来在压电理论及实验方面的代表性研究进展。

超临界热电联产锅炉结焦机理分析与工程调整措施

为解决350 MW超临界锅炉严重结焦问题,现场采集典型焦块样品,发现其断面有明显分层现象;利用SEM-EDS(扫描电镜及能谱分析)对高温侧与低温侧进行了微观形貌与元素组成测试,确认两层焦块成分存在差异;结合煤灰成分分析与结渣性判别指标计算,得出实际燃用煤种灰熔点较低、结焦性强烈.综合分析认为,煤质恶劣、炉温过高是锅炉燃烧器区域水冷壁严重结焦的主要原因.通过采取增加吹灰频率、优化二次风配风、降低一次风量、调整煤粉细度及控制氧量等措施,大幅削弱炉内燃烧强度,降低炉膛温度,调整燃烧气氛,抑制焦块生成,使得冷灰斗处掉焦量显著减少,熔融状大焦基本消除,锅炉运行安全平稳.燃烧调整取得了较好的效果,相关经验可供同类机组参考.

汽动引风机在超超临界1000MW机组中的应用

针对某电厂超超临界1 000 MW机组锅炉引风机与脱硫增压风机合并后采用小汽轮机驱动引风机,分析汽动引风机对电厂主要运行指标的影响。分析结果表明,大容量风机采用小汽轮机驱动后,避免了风机起动过程中对厂用电系统的冲击,显著降低了厂用电率。

660 MW二次再热机组锅炉再热汽温调整

为解决我国首台二次再热机组锅炉2级再热汽温大幅低于设计值的问题,对入炉煤质及锅炉各级受热面的吸热量情况进行了分析,改进了烟气再循环调温方案。在此基础上制定了包括优化磨煤机组合形式、改变燃烧器仰角、增大燃尽风量、改善吹灰器投用方式和调整烟气再循环量等措施的综合提温方案,并开展了燃烧器摆角、烟气再循环风机转速对一二次再热汽温影响的工况试验。经调整优化后,锅炉再热汽温在高负荷时可以达到610~620℃,中低负荷时则为590~610℃,与设计值相差不大,2级再热汽温偏低的问题基本得到解决,相关调试经验对后续同类机组具有工程参考价值。

慢性阻塞性肺病患者氧化应激状态及其与糖皮质激素受体水平的相关性

目的观察不同时期慢性阻塞性肺疾病(COPD)患者全身及气道局部氧化应激水平的变化及其与糖皮质激素受体的相关性。方法检测33例COPD急性加重期患者(A组)、27例COPD稳定期患者(B组)、14例健康吸烟者(C组)、14例健康不吸烟者(D组)诱导痰及血浆中MDA、GSH水平和SOD、GSH-PX活性,及外周血有核细胞糖皮质激素受体(GR)水平、血皮质醇、ACTH水平。结果A、B、C、D组诱导痰和血浆MDA含量呈下降趋势,GSH、SOD、GSH-PX水平呈上升趋势,各组间差别有统计学意义(P<0.05);C组血浆和诱导痰的SOD水平低于D组(P<0.05),其他指标C、D组间差异统计学无意义(P>0.05)。A、B、C、D4组间血皮质醇及ACTH水平差别无意义(P>0.05),而GR水平依次呈上升趋势,分别为(1565±719)、(2069±488)、(2739±926)、(4793±1415)结合单位,各组间差别有统计学意义(P<0.05)。控制吸烟指数后,COPD患者外周血有核细胞GR水平与血浆及诱导痰SOD的相关系数分别为0.512、0.564,P<0.001,有统计学意义。结论COPD患者全身和气道局部均存在氧化/抗氧化失衡,尤以急性加重期患者更为明显;SOD活力下降可能是COPD患者糖皮质激素受体水平下降的原因之一。

1000 MW二次再热机组塔式锅炉过热器与再热器优化改造

针对1 000 MW二次再热机组塔式锅炉一级、三级过热器以及两级高温再热器金属壁温大范围超限问题,结合现场运行数据与模拟热力计算结果,提出了多项过热器与再热器的优化改造措施。具体改造措施为:通过将二级过热器外圈2根管子切除,减少了过热器受热面积;将低压高温再热器和高压高温再热器两侧管屏加装节流短管,增加了中部管屏冷却介质流量;针对部分超温严重的管子,通过截短高压高温再热器部分管段,以及在低压高温再热器中实施隔热喷涂,大大减少了两者的吸热量,降低了管子壁温。综合改造调整后,锅炉升降负荷过程基本消除了过热器超温现象,满负荷下各级过热汽温与两级再热汽温接近设计值,金属壁温无报警,大大提高了锅炉运行的安全性和经济性。

电厂燃用准东煤结焦原因分析与解决措施

为解决电厂燃用准东煤后各级受热面出现的大面积沾污结焦问题,对五彩湾电厂煤样、灰样及焦块样品进行了化学成分与内部结构分析。与神府煤及大同煤对比后发现,准东煤中Na、K等碱金属元素含量较高;焦块内部为多层结构,最底层的碱金属细颗粒强化了煤种的积灰结渣倾向;计算了各煤样的污染指数与结渣指数,佐证了准东煤高含量的Na_2O与其强结焦性密切相关。根据分析计算结果,提出控制炉膛温度、调整炉内流场分布、合理选择煤粉细度、提高一次风速、加强炉膛吹灰及掺烧低碱金属含量煤等措施。经调试调整后,锅炉运行平稳,结焦问题得到较好控制,相关经验可为同类机组提供参考。

1000 MW机组蒸汽管道氧化皮吹扫工艺研究

为分析超超临界1 000 MW机组锅炉高温过热器管泄漏原因,对现场采集的管样进行了宏观形貌检查、理化性能试验、显微组织分析及材料硬度测试。结果表明,锅炉高温过热器管泄漏原因为管道内氧化皮剥落,堵塞管道,引起局部过热所致。对此,提出利用高低压旁路,进行常态化蒸汽吹扫,以实现锅炉蒸汽管道内氧化皮受控剥落、有序排出,保证机组后期的运行安全。氧化皮常态化吹扫方案实际应用效果良好,可为同类机组提供参考。

1000MW超超临界二次再热塔式锅炉过热器超温分析与对策

二次再热技术以其较高的热效率受到越来越多的关注,我国目前投产的二次再热机组数量较少,启动运行经验较为缺乏。以华能集团莱芜电厂1 000MW超超临界二次再热塔式锅炉为研究对象,介绍了锅炉在启动、燃烧、受热面布置及汽温调节方面的技术特点,针对过热器大面积超温问题,分析原因并提出了解决办法。经过调试,锅炉主要技术指标达到或接近于设计值,机组运行稳定,性能可靠。

船用核动力装置^(16)N在线检测系统研究

在线监测主蒸汽系统的放射水平是提高船用核动力和气轮机系统的可用率和运行重要措施之一。核电厂已装备了NaI探头16N辐射在线监测系统,但不适用于船用。讨论了以BGO为探头的紧凑型船用16N辐射在线检测仪研发的关键问题,检测系统设计方案及其关键技术。

汽轮机驱动引风机在1000MW超超临界机组上的应用

为节能减排,提高能源利用效率,华能海门电厂1 036 MW超超临界机组对全厂功率最大设备引风机进行技术创新,在国内首次将引风机由常规的电机驱动改为汽轮机驱动,并将引风机和增压风机合并设置,不再单独设置增压风机,采用此方案后明显降低了厂用电率,减少了6 kV大电机启动对厂用电系统的冲击,引风机可实现变速调节,减少节流损失,节能效果显著。汽轮机驱动引风机运行稳定,调节炉膛负压功能良好,能满足满负荷运行时对引风机性能指标的要求。

抽汽背压式给水泵汽轮机系统电功率超限原因分析与对策

为降低机组汽轮机(简称大机)抽汽的过热度,减少换热过程的不可逆损失,提出并应用一种由变流器主控带小发电机的抽汽背压式给水泵汽轮机(BEST)系统,该汽轮机(简称小机)在驱动锅炉给水泵的同时,其多余功率由配套的小发电机消纳转换,产生的电能供厂内设备使用,从而有效降低厂用电率。实际应用中发现,BEST小机剩余功率过大,触发“电负荷超限”保护动作,小机进汽调节阀关小,带来锅炉给水流量的大幅波动,机组因“给水流量低”保护动作而跳闸。分析运行曲线,认为小机背压异常偏低,蒸汽焓降过大,导致BEST小机剩余功率超过设计值,引起小发电机“负荷超限”。通过优化调整抽汽回热系统投运方案,逐步建立起小机的合理背压,使得小机在各转速下的剩余功率均处于正常范围,BEST给水泵系统电负荷超限问题获得妥善解决,有力保证了机组后续试运工作。相关调试调整经验可供同类型机组参考。

1000 MW二次再热塔式炉省煤器汽化问题分析

为解决二次再热塔式炉启动初期省煤器出口水汽化问题,对前后墙省煤器的结构布置与热力环境进行了综合分析。结果表明,省煤器采用分体式设计、炉膛上部设置分隔墙、较高的给水温度、较大的给水压头损失以及启动初期较高的炉膛烟温等,是二次再热塔式锅炉省煤器发生汽化的主要原因。通过合理组织燃烧、降低火焰中心,增大给水流量、优化给水方式,开启汽机各级旁路及省煤器排汽阀,缓投高低压加热器等措施,保证了省煤器出口水处于欠饱和状态,较好地解决了启动初期前墙省煤器汽化问题。相关经验对后续二次再热机组的启动运行具有实际借鉴意义。

1000MW二次再热塔式炉三段吹管新工艺

二次再热技术因其较高的热效率和较低的污染物排放,正获得越来越广泛的应用。国内目前投运的二次再热机组数量较少,针对新机组的蒸汽吹管工艺尚无成熟经验。以华能莱芜电厂二次再热超超临界1 000 MW塔式锅炉为研究对象,在传统"一段吹管、二段吹管"方法的基础上,结合大容量超超临界塔式炉受热面布置实际,提出了"三阶段降压法"蒸汽吹管工艺。实际靶板检验结果表明,斑痕数分别为5点、3点,斑痕粒径均小于0.8 mm,完全符合国家规范要求,吹洗质量优良。

蒸汽-烟气余热协同回收联合利用系统应用研究

为提高能源利用效率,降低火电机组供电煤耗,提出一种可同步回收锅炉烟气和引风机小汽轮机(小机)蒸汽余热的集成式一体化节能装置。该系统以热媒水作为能量传递转换的载体,通过设置独立的小机凝汽器与低温省煤器,协同回收汽轮机排汽及锅炉排烟2种不同形式的余热,升温后的热媒水进入暖风器,将热量统一利用,加热入炉一次风、二次风。最终,借助热媒水的强制循环流动,实现了蒸汽-烟气余热的协同回收联合利用,机组运行经济性得到进一步提升。实际运行结果表明,该余热联合利用系统具有投用灵活、季节适应性强、节能效果显著等优势,应用后机组发电标煤耗降低3.948 g/(kW·h),脱硫系统减少耗水量20 t/h,单台机组年收益增加约360万元。本文相关经验可供后续同类机组参考。