某600 MW机组驱动给水泵汽轮机出力不足分析

在某600 MW机组整套试运行过程中发现,当主汽轮机负荷升至520 MW左右时,给水泵汽轮机出力不足,机组无法继续升负荷。通过观察机组实际的运行数据,结合给水泵汽轮机和电厂相关系统的设计进行了详细分析,认为给水泵汽轮机出力不足的原因是给水泵汽轮机进口压力温度小于设计值,以及锅炉给水泵流量大于设计值。研究成果可为给水泵汽轮机和电厂相关系统的设计以及类似问题的分析提供参考。

600 MW锅炉旋流燃烧器结构优化及超低负荷稳燃数值模拟

为了能达到锅炉在高负荷情况下整体燃烧工况变化不大,对某600 MW锅炉旋流燃烧器提出了优化方案。优化后锅炉整体运行较优化前变化不大,并且能够在20%额定负荷情况下,燃烧器可保证煤粉稳定燃烧的目标,同时开展了数值模拟优化研究。结果对比表明,适当缩小浓缩器内径为最优方案。

600 MW亚临界机组锅炉节能降耗存在的问题分析

随着能源需求的不断增加,火力发电作为我国主要的电力供应方式之一,对能源资源的高效利用和环境保护提出了更高要求。以600 MW亚临界机组锅炉为研究对象,分析了其节能降耗存在的问题,并提出了相应的对策。通过对锅炉燃烧优化、余热回收、运行调整等方面的研究,旨在为提升火力发电厂能效、减少能源浪费,实现可持续发展提供理论和实践指导。

600MW超临界直流锅炉的燃烧调整试验

试验研究了600MW锅炉超临界压力螺旋管圈直流炉在省煤器出口氧量、炉膛风箱压差、SOFA风投运组合、CCOFA风投运组合、磨煤机投运组合、煤粉细度、偏置风开度等不同情况下对锅炉效率、NOx排放的影响。超临界600MW锅炉在燃烧神华煤时，试验得到较为合理的运行控制方案：锅炉省煤器出口氧量维持3．2％；炉膛、风箱压差维持在850～900Pa左右；SOFA风投3～4层；CCOFA风投2层；一次风压在8．5kPa左右；建议投运ABCEF磨煤机的分组运行模式；各二次风门开度均布，并根据汽温偏差设定各风门开度。

600MW机组锅炉不同煤质燃烧的数值研究

由煤质变化造成的炉内燃烧不稳定一直是影响某电厂600 MW机组锅炉安全运行的关键原因。以该锅炉为研究对象,通过Gambit软件建立炉膛的三维结构并生成网格,在FLUENT软件中选择合理的数学模型,进行了不同煤质下炉内燃烧的数值模拟。研究发现:随着煤质的改善,炉内温度和CO浓度升高,气粉分离现象减轻,煤粉着火提前,炉膛火焰充满度逐渐提高,但燃烧器分组效果降低。模拟结果与锅炉实际运行情况吻合较好。

600MW超临界循环流化床锅炉关键问题研究

四川白马600 MW超临界循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉研发在设计过程中,面临不少亟需解决的关键性问题。这些问题主要包括双布风板大炉膛密相区颗粒混合问题、床料平衡与控制问题,高炉膛中气固浓度分布,二次风穿透问题,悬吊受热面表面颗粒流动问题,六分离器循环回路物料平衡问题,炉膛水冷壁、中隔墙和悬吊受热面的热流分布规律,超临界水动力特性,回料系统受阻对炉膛运行的影响和水冷壁的防磨等。这些问题均是600 MW超临界CFB锅炉设计和运行中至关重要和必须解决的问题。该文主要介绍为解决这些问题而开展的大量实验研究和数值模拟研究工作及其主要结果。实炉的运行结果验证了研究结果的预测。

600MW煤粉锅炉汞排放的试验研究

为了评估大型燃煤锅炉汞排放水平，在对某600MW燃煤电站锅炉用煤以及燃烧产物烟气、飞灰、底渣在满负荷及70％左右负荷调峰运行时完成取样后，测定样品中的汞含量，通过研究不同工况下燃烧产物中汞的含量分布以及ESP（Electro tatic Precipitators）前后汞形态的变化等，获得了600MW煤粉锅炉汞的排放特性。试验发现600MW燃煤锅炉中汞主要以气态形式排出，烟气中气态汞的总量在4．99～14．79μg／m^3之间，且零价汞百分比含量较高，ESP前后气态汞形态变化不大．颗粒汞的脱除率达90％以上。

600MW超临界CFB锅炉的水动力计算

在较低的质量流速条件下,对600 MW超临界循环流化床(CFB)锅炉采用一次垂直上升的奥氏体钢光管、碳钢光管、四头内螺纹管、单头内螺纹管的水冷壁管进行了水动力计算。结果表明:(1)降低水冷壁管的摩擦阻力系数可以减缓热偏差,并降低总压降;(2)随着偏离中心管距离的增加,4种水冷壁管的热偏差均降低,摩擦压降、加速压降也逐渐降低,而重位压降逐渐增加;(3)随着偏离中心管距离增加,4种水冷壁管的流量偏差变化趋势不同,奥氏体钢光管的流量偏差逐渐降低,碳钢光管的流量偏差先增加后降低,而四头内螺纹管和单头内螺纹管的流量偏差都逐渐增大。

600MW超临界循环流化床锅炉炉膛气固流场的数值模拟

利用Fluent软件对某600 MW超临界裤衩腿六分离器循环流化床锅炉炉膛的气固流场进行数值模拟研究。模拟采用双流体模型,分析炉膛颗粒浓度轴向分布,颗粒浓度与轴向速度的径向分布以及六分离器气固流率的不均匀性。结果表明:颗粒浓度的轴向分布呈稀密两相区分布;裤衩腿区内墙有较浓颗粒回流;稀相区颗粒呈双环核分布,中隔墙及前后墙回流明显;中隔墙边壁及间隙区颗粒浓度高于侧墙边壁浓度;悬吊屏屏间隔区域颗粒浓度比悬吊屏外侧区域颗粒浓度低;六分离器中中间位置固相颗粒质量流率高于两边位置,两边位置差别不大。

超临界600MW机组直流炉协调控制系统及AGC策略的改进与应用

自动发电控制(AGC)是电网自动控制的一项基本要求,但采用AGC控制的火电机组均存在响应速度慢等问题。为此,对机组协调控制系统进行分析,提出了优化负荷指令对燃料控制前馈环节的作用、取消风/煤间的交叉限制、预给煤、利用锅炉蓄热及压力拉回等改进方案,并将其用于江阴电厂1号和2号超临界600 MW机组协调控制系统的改进。实际应用表明,改进后的协调控制系统能够快速响应AGC负荷指令。

超超临界600MW机组锅炉燃尽风调整对NO_x排放及锅炉经济性的影响

某电厂超超临界600MW机组锅炉飞灰可燃物含量较高,实测空气预热器进口CO含量高达3276μL/L,锅炉效率实测值90.96%,低于锅炉设计效率(93.3%)。对此,进行了关小U附加风门,L附加风门和燃尽风门以及开大周界风门的燃烧调整。调整后,飞灰可燃物含量降低了约50%,烟气中CO含量大幅降低,锅炉效率提高超过2个百分点。

哈锅600MW亚临界电站锅炉新技术研究

哈锅20世纪80年代初引进了美国CE(现ALSTOM)公司的600MW亚临界控制循环锅炉的设计制造技术,成功地设计制造了我国首台平圩电厂600MW亚临界控制循环锅炉,其技术性能指标均达到设计值。投运后期发现过热器、再热器两侧烟气、蒸汽温度存在较大偏差,导致个别管屏超温爆管及减温水超限。经试验研究,找出了汽温偏差的原因,提出了相应的优化措施,重新设计了哈锅第二代产品———盘山电厂3、4号锅炉,锅炉性能更加先进,锅炉效率为93.8%(低位热值),NOx排放量为384mg/m3。

配置双进双出磨煤机的超临界600MW机组主蒸汽温度控制

针对华能沁北发电有限公司(沁北电厂)3号、4号超临界600 MW机组投产后一直存在主蒸汽温度超温且在机组变负荷过程中主蒸汽温度无法自动控制等问题,对主蒸汽温度及分离器入口温度控制、水煤比控制等进行了调整优化。优化后,使得在机组动态/稳态工况下的主蒸汽温度及压力、机组负荷等主要运行参数均能够控制在合理的范围内,提高了机组自动控制水平。

600MW机组超临界锅炉燃烧调整试验

介绍了北京巴威公司首台600 MW机组超临界锅炉的燃烧调整试验。根据整个燃烧调整试验结果,推荐在机组600 MW负荷下的锅炉氧量设定值为3.2%左右。锅炉满负荷运行时,省煤器出口氧量不宜超过3.6%。OFA风箱挡板最好全开,同时应尽可能选择投运下层燃烧器,以减少NOx的排放。

600MW亚临界“W”火焰锅炉机组劣质煤燃烧特性

介绍了贵州黔东电力有限公司600MW亚临界"W"火焰锅炉机组燃烧系统的特点。鉴于600MW机组"W"火焰锅炉在以往调试和生产中存在燃烧不稳、管壁超温、燃尽差等难题,有针对性开展劣质高硫煤燃烧实践,确定了适宜的一次风速与乏气风速、各负荷阶段风门开度、不同煤质下高负荷时各风门开度,以及最佳氧质量分数和煤粉细度等,分析了双旋风煤粉燃烧器前后墙"W"燃烧方式的运行特性,包括风粉均匀性、烟气、蒸汽温度偏差、炉膛结焦等。调试期间,1号机组累计消耗燃油2488.9t,锅炉燃烧稳定,未发生管壁超温现象,左右侧主、再热汽温偏差控制在5℃以内,飞灰含碳质量分数小于5%,燃烧效率保持较高水平,锅炉无明显结焦。

600MW超临界锅炉SNCR烟气脱硝系统的启动调试

介绍了600MW超临界锅炉SNCR烟气脱硝原理及脱硝工艺,分析了锅炉燃烧褐煤时尿素溶液流量、喷射枪的位置和机组负荷等参数对NOx排放浓度的影响,给出一般运行工况下的操作指导,初步得出不同负荷下的优化运行经验,总结了SNCR烟气脱硝工程的调试经验,并指出调试过程需要注意的问题。

600MW亚临界汽包炉炉水平衡磷酸盐处理工艺试验研究

为了降低某电厂600MW亚临界汽包炉饱和蒸汽钠含量，以预防汽轮机积盐，将该锅炉炉水处理方式由常规磷酸盐处理方式（Pr）转换为平衡磷酸盐处理方式（Err）。试验结果表明：该锅炉炉水Err工况磷酸盐平衡点为0．45-0．55mg/L，控制炉水电导率小于10μS/cm、用NaOH调整炉水pH9．30-9．50、炉水钠小于1000μg/L、饱和蒸汽携带系数（以钠计）小于0．1％，可保证该机组额定工况运行时饱和蒸汽钠小于3．0x1O^-6g／ks，达到水汽质量标准要求的期望控制值．

600MW机组燃烧调整与优化运行研究

在目前火电机组装机容量增加的趋势下,为保证机组的安全运行,对锅炉的稳定燃烧提出了更高要求。针对一台600 MW机组进行了氧量、一次风率和煤粉细度等单因素的燃烧优化调整试验,得出了各个因素对锅炉热效率的影响,并提出了优化运行方式。调整后的机组在节能与降耗方面效果显著,提高了运行的经济性。

国内首台600MW对冲燃烧锅炉低NO_x燃烧技术改造

为将锅炉低NOx燃烧技术改造可能产生的负面影响减至最低程度,在燃烧器改造设计中,注重对主燃烧器分级燃烧的设计优化,采用较大的主燃烧区化学当量比,降低对主燃烧区低化学当量比的依赖度和敏感度,同时采取受热面调整和磨煤机增装动态分离器等配套措施。改造后锅炉总体性能良好,NOx减排幅度达到50%。

优化尾部受热面降低600MW亚临界锅炉排烟温度的热力计算研究

某电厂1台600 MW亚临界机组锅炉经增容和低氮燃烧改造后存在排烟温度偏高的问题,为有效降低排烟温度同时不影响锅炉安全运行和SCR脱硝装置投运,提出了在SCR脱硝装置出口和空气预热器入口之间的烟道处,合理增加低温省煤器受热面的改造方案。为优化此低温省煤器受热面的布置,借助通用锅炉热力计算BESS软件对两个增设低温省煤器受热面的方案进行热力计算研究,即方案A和方案B(分别在原有省煤器受热面积的基础上增加66.7%和100%)。结果表明:不同负荷下两个方案均可有效降低排烟温度,且方案B各项指标更佳,降低排烟温度约14℃,提高锅炉效率约0.6%,节约运行成本约557万元/年。此外,针对方案B对锅炉运行可能造成的各种影响进行了详尽的预判性评估。