660MW高水分褐煤锅炉超低负荷运行特性研究

为揭示大容量高水分褐煤机组的超低负荷运行特性及性能优化方式,基于建立并验证的燃煤锅炉燃烧模型,研究了33%最大连续额定负荷下燃烧器运行方式对660 MW高水分褐煤锅炉炉内燃烧、传热及NO_(x)转化特性的影响。结果表明:超低负荷下炉内仍可形成良好组织的流动及燃烧场,但锅炉综合性能显著下降,如燃烧温度及受热面吸热量显著降低、炉膛出口NO_(x)排放增加等;运行4层燃烧器时投运连续的下、中间组或中间、上组燃烧器,可有效防止燃烧、传热过程的显著恶化及NO_(x)排放的明显增加;燃烧器投运层数影响锅炉综合性能,运行2层燃烧器时炉内剧烈燃烧区域过于集中,不利于维持较高的燃烧温度及传热强度,炉膛出口NO_(x)排放升高。研究结果揭示了超低负荷下燃烧器投运位置及层数对660 MW高水分褐煤锅炉综合性能的影响,可为大规模可再生能源电力并网背景下高水分褐煤机组参与深度调峰的运行调整及优化提供指导。

自动化引导的亚临界锅炉超低负荷调峰运行稳燃优化与节能效益研究

在日益严峻的能源挑战和环境问题下,优化亚临界锅炉超低负荷调峰运行稳燃尤为关键。旨在揭示该领域的前沿研究,探索燃烧过程的动态特性,提升调峰响应性能,同时深入评估经济和环保效益。通过对燃烧机制、控制算法以及经济投入的深入分析,不仅致力于实现锅炉高效能源利用,还将为未来可持续发展提供前瞻性思考。

超低负荷下运行氧量对切圆锅炉燃烧稳定性和NO_(x)排放特性的影响

采用数值模拟方法,研究了超低负荷、不同运行氧量工况下某300 MW切圆燃烧锅炉炉膛温度、氧量、CO和NO_(x)的分布规律,分析其对燃烧稳定性和NO_(x)排放特性的影响。结果表明:与中、高负荷相比,90 MW和60 MW超低负荷工况下,高运行氧量时假想切圆难以形成,稳燃能力降低,深度空气分级燃烧系统的脱硝效果变差;当辅助风全关后,炉膛整体温度升高,着火距离缩短,假想切圆更易形成,燃尽距离增加,燃烧稳定性提升,截面平均NO_(x)质量浓度分别降低29%和24%;继续减少燃尽风风量使得运行氧量达到3.5%时,燃尽风区温度略有升高,NO_(x)排放量分别继续降低9%和10%;超低负荷下绝大部分NO_(x)为燃料型NO_(x),初期运行氧量的降低对修正后NO_(x)排放量的降低效果显著。因此,超低负荷下建议减少主燃区的辅助风,保持燃尽风不变,90 MW和60 MW负荷工况下运行氧量推荐值分别为6.5%和8.5%。

超低负荷电站锅炉燃烧特性CFD模拟

为了研究超低负荷下电站锅炉不同燃烧器布置方式对炉内煤粉燃烧等特性的影响,采用CFD方法对一台600 MW前后墙对冲电站锅炉进行了数值模拟研究。结果表明,超低负荷下,与投运1层燃烧器相比,投运2层燃烧器的炉内温度分布更均匀,火焰充满度更好,燃烧更加稳定,炉内气氛还原性更强。将燃烧器布置于下层,NO排放量减少,燃尽率提升,炉膛出口烟温降低。综合考虑炉内温度、气氛分布和炉膛尾部参数,在25%BMCR超低负荷下,投运2层燃烧器并布置于下层为最佳工况。

1000MW超超临界塔式锅炉超低负荷运行特性研究

提升大型燃煤发电机组深度调峰灵活性,助力新能源消纳,是我国能源实现“双碳”战略的重要措施,而我国在大型塔式锅炉的调试、运行理论方面的经验不够丰富,有必要对塔式锅炉超低负荷运行特性进行研究。本文采用国华徐州1000MW超超临界塔式锅炉进行190~286MW超低负荷运行实验,研究了蒸汽温度、NOx生成特性和脱硝特性等。结果表明,塔式锅炉在超低负荷下能稳定燃烧,随着负荷降低,受辐射蒸汽和对流蒸汽特性的影响,过/再热气温欠焓加大,可通过增加辐射受热面强化低负荷下吸热量,同时在保证水动力安全的前提下进一步优化水煤比,从而提高蒸汽温度;低负荷运行时,风煤比的提高导致NOx生成量急剧增加,而炉膛出口烟温降低,导致脱硝效率下降,250和190MW时,宽负荷脱硝系统投运行,提升了SCR脱硝效率,降低了尿素使用量和NH3逃逸率。

电站锅炉汽水系统超低负荷灵活性调峰改造

随着可再生能源装机容量的增加,传统的火力发电企业承担着越来越多的调峰、迎峰的任务,特别是当机组处于低负荷阶段,锅炉面临的问题非常严峻,包括水动力不足、脱硝烟温不足、水冷壁等受热面承受频繁的交变应力等问题。通过增加锅炉循环泵系统、省煤器分级布置、增加烟气旁路、增加省煤水旁路、水冷壁分段布置等一系列优化改造措施,电站锅炉在长期低负荷、变负荷运行过程中,各项参数均达到设计值,锅炉运行安全稳定。

煤粉锅炉超低负荷运行的技术问题和应对措施

本文对煤粉锅炉低负荷运行模式进行深入研究与探讨,旨在适应电网调峰和机组自身需求,提高机组在低负荷下的安全性和经济性。文中重点讨论低负荷运行下的技术问题,并从精细燃烧、助燃方案、锅炉改造等方面,分析了我国火力发电厂煤粉锅炉在超低负荷运行时存在的技术问题及相应的解决措施。

硫磺回收装置超低负荷氢气伴烧技术探讨

介绍了中海油惠州石化有限公司240 kt/a硫磺回收装置超低负荷运行工况下氢气伴烧技术的应用情况。在装置超低负荷运行工况下,采用氢气伴烧操作,能较好地控制制硫炉炉膛温度、制硫余热锅炉产汽量、一转二转转化器入口温度和加氢反应器入口温度,同时能保证酸性气中的烃类和氨完全燃烧,实现装置超低负荷长周期运行。

船用柴油机超低负荷运行分析及策略

针对柴油机超低负荷运行过程中存在的风险,提出技术改造和运行管理方案,针对电子控制技术的特点,对电控柴油机低负荷运行给出应对策略。实践证明,方案可操作性强,可明显提高船用柴油机在超低负荷运行时燃烧效率,节省成本。

超低负荷循环流化床机组NO_(x)超低排放的GA-BP算法优化模型

针对可再生能源并网后,大型循环流化床(CFB)机组在超低负荷下实现NO_(x)超低排放的需求,利用BP神经网络算法构建了NO_(x)排放质量浓度预测模型,并采用遗传算法优化了BP神经网络的权值和阈值。综合考虑机组负荷、给煤量、一次风量、二次风量、床层温度、旋风分离器入口温度、锅炉省煤器出口氧体积分数、尿素溶液母管流量和炉膛床层平均压力9个运行参数对350 MW机组CFB锅炉NO_(x)排放质量浓度的影响行为,获得了机组100 MW超低负荷下的主要优化参数,即质量百分浓度为20%的尿素溶液流量为0.5 m^(3)/h,总一次风量和总二次风量优化比值为2.8,CFB锅炉床层操作温度为855℃,旋风分离器入口运行温度为778℃。

延迟焦化装置超低负荷生产运行分析

由于国际原油价格变化,使延迟焦化装置原料大幅减少,目前洛阳石化延迟焦化装置加工负荷降低到设计负荷的50%,装置在超低负荷下运行,此种生产模式在国内尚属首次。根据焦化装置低负荷生产实践,确定了加热炉分支流量控制下限为39t/h;实现单炉室生产后,装置最低处理量为85t/h,循环比为0.2,备用炉室通入3.5MPa蒸汽,维持炉出口温度(500±5)℃,保证足够的线速和温度,防止炉出口交叉处管线结焦,对备用炉采用闷炉措施可降低燃料气消耗1.5kg/t原料。为进一步优化低负荷运行工况,焦化装置通过流程改造,用净化干气代替备用炉室3.5MPa蒸汽,可降低3.5MPa蒸汽消耗6t/h,炉管通入的干气和炼厂轻烃的回炼弥补了气压机入口富气流量,有效改善了气压机运行工况。下一步,焦化装置期望通过技术改造,实现低负荷下用加热炉备用炉室代替常压炉,用分馏塔底作为闪蒸塔,进一步降低原油闪蒸过程的操作费用。

超低负荷工况下大功率汽轮机低压缸内温度场分布特性研究

超低负荷下,汽轮机低压缸内的温度分布情况直接影响汽轮机的安全运行。为了更加清晰地分析蒸汽在低压缸内的温度分布特性,采用非平衡凝结流动模型、SST k-ω湍流模型对某300MW汽轮机极低负荷工况下的低压缸流场进行数值模拟,分析了整个低压缸内蒸汽流动特性、做功能力、温度分布以及近零功率时冷却蒸汽参数变化对温度场的影响。结果表明:汽轮机在30%机组热耗验收工况(turbine heat acceptance,THA)时,末级动叶根部出现了回流。在20%THA左右时,末级已经出现了鼓风现象,动静叶顶部出现漩涡,温度明显上升,且此时末级做功为负功率输出。在近零工况下时,低压缸排汽温度与冷却蒸汽流量和冷却蒸汽温度呈线性变化趋势,与冷却蒸汽流量负相关,与冷却蒸汽温度正相关,因此需设置合理的冷却蒸汽流量和温度来控制末两级叶片的出口温度。研究成果可为超低负荷工况下汽轮机的运行提供参考。

600MW机组超低负荷调峰中三大风机运行稳定性分析

为了满足机组超低负荷调峰的新要求,以某600 MW机组为基础,对三大风机在15%THA和20%THA负荷下的稳定性进行分析。结果表明:送风机和引风机在各种运行组合条件下,均在稳定区域;当运行2台磨煤机时,一次风机可以稳定运行;当仅投运单台磨煤机时,一次风机运行在失速点附近,存在不稳定性。

尿素装置超低负荷运行总结

中原大化集团有限责任公司尿素装置是从意大利斯那姆公司成套引进的，采用氨汽提工艺技术具有技术可靠，自动化程度高，耐腐蚀性能好，操作弹性大等特点。1990年5月投产以来，因受天然气的影响，系统负荷波动很大，一般在70％～110％之间。但在2003年1月9日至11日，系统却出现了10％～20％的低负荷。

实现TEC大颗粒尿素装置超低负荷运行及措施

为实现大颗粒装置超低负荷平稳运行,分析产品皮带称重器实时曲线中异常高峰的原因,在系统操作中:通过晶种分料器的功能及时调整造粒机内晶种量,可以提前产出合格的产品和避免晶种的流失。

660 MW锅炉超低负荷段燃烧优化试验研究

针对某发电厂参与深度调峰、机组负荷段拓宽并且40%~50%负荷段燃烧优化为空白的情况,通过试验找出机组在该负荷段运行状态,分析机组存在的问题,并针对问题进行燃烧优化调整,结果表明:在40%~50%负荷段,再热汽温低于设计值下限10~30℃,280 MW和260 MW的SCR入口NO_X浓度分别高达476.3 mg/m^3和432.6 mg/m^3,高于设计值(350 mg/m^3),优化后再热汽温及锅炉效率平均提高7.2℃和0.25%,折算后煤耗降低0.941 g/k Wh,NO_X降低62.1 mg/m^3。最终确定锅炉在该负荷段的运行方案,可为今后机组实现该负荷段的自动控制提供依据。

煤粉锅炉超低负荷运行的技术问题和应对措施

对我国现阶段电站煤粉锅炉在低负荷(40%额定负荷以下)及超低负荷(20%~30%额定负荷)下出现的燃烧稳定性变差、水动力安全性降低、污染物排放升高和机组经济性下降等运行技术问题和相应措施进行了分析。结果表明:采取精细化燃烧调整等相应措施后锅炉可实现超低负荷稳燃;直流锅炉在30%额定负荷以上运行时水动力较安全,随着负荷的降低,汽包锅炉水动力安全性升高,运行经济性指标大幅度降低;污染物排放应着重关注NOx质量浓度。

适应超低负荷运行的汽包水位滤波器

针对火电机组汽包水位在超低负荷运行时扰动变大及变负荷运行控制品质差的问题,提出了一种线性多尺度滤波和非线性死区滤波相结合的滤波器设计方案。该滤波器能够依据原始信号中包含的高频扰动分量幅值的大小进行选择性滤波,并且惯性滤波时间在超低负荷下及稳定负荷工况下增加而在高负荷及变负荷工况下减少。在某600 MW机组上进行汽包水位滤波试验,结果表明该滤波器能够有效滤除超低负荷运行时原始汽包水位信号中扰动分量,可将汽包水位由PI控制改变为PID控制,适合机组深度、快速调峰运行的需要。

硫磺回收装置超低负荷开工运行及应用研究

介绍了广西石化6×104 t/a硫磺回收装置2014年的超低负荷首次开工过程,在酸气量少、只达到设计负荷13%的条件下,通过采用氢气伴烧、控制夹套伴热温度、优化硫冷器操作等多项超低负荷开工措施,实现装置的低负荷顺利开工,解决一期1×104 t/a向二期6×104 t/a硫磺回收装置切换过程的生产难题。