超超临界循环流化床锅炉技术研发进展

随着技术进步和对节能减排需求的提升,更先进的超超临界循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉技术成为行业发展趋势。该文探讨了超超临界CFB锅炉技术的设计理念,包括流态化燃烧、水动力系统、污染物控制及系统集成等关键技术。分析大尺寸炉膛内流态化燃烧的均匀性和燃尽性问题,探讨了不同炉型燃烧系统设计;研究超超临界压力下低质量流速垂直管圈水动力系统的设计方案;提出在大截面和高炉膛条件下污染物控制的设计思路;通过对锅炉燃烧技术、热力系统及辅助系统的耦合特性分析,指出燃烧侧与蒸汽侧系统设计的优化方向。基于对关键技术的深入研究和超临界CFB锅炉的实践经验,形成了多种超超临界CFB技术方案,多个采用不同技术方案的项目已进入到工程应用阶段,其中可靠、灵活、清洁和高效是设计中的关键考量。期望这些多样化的超超临界CFB技术路线能够在未来发展中展现出灵活性和低碳优势。

240t/h循环流化床锅炉深度灵活调峰工程示范

煤电深度灵活调峰是促进可再生能源电力消纳、减少CO_(2)排放的重要举措。但燃煤锅炉深度灵活调峰存在负荷下调深度受限和NO_(x)排放高的技术难题。本文首次采用循环流化床耦合煤粉预热的技术路线,改建了现役240 t/h高温高压循环流化床锅炉,试验结果表明,锅炉负荷调节深度降低18%,且实现了零喷氨超低NO_(x)排放。240 t/h循环流化床锅炉深度灵活调峰工程示范的成功运行,为燃煤电站深度灵活调峰技术的发展提供了支撑。

超(超)临界电站锅炉外部检验分析

超(超)临界电站锅炉的使用和运行管理水平决定了机组的安全性,及时通过外部检验发现问题并进行处理是行之有效的方法。本文归纳了外部检验具体项目,在收集汇总了大量超(超)临界电站锅炉检验结果的基础上,分类统计了各检验项目发生问题的概率,并对主要问题可能引起的安全风险进行了分析。检验人员在确定检验方案时,可参考该统计结果,能够提高外部检验工作的质量及时效性,为保障锅炉的安全稳定运行发挥作用。

浅析1000MW二次再热塔式锅炉蒸汽吹灰系统设计

以1000MW超超临界二次再热塔式锅炉为例,对锅炉蒸汽吹灰系统进行了介绍,对吹灰器布置特点、汽源选择和管路系统的特点进行了介绍。

330 MW循环流化床锅炉深度调峰技术

为推进“双碳”政策的实施,消纳波动性较强的新能源并网发电,当前对火电机组的深度调峰要求越来越高。循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉机组在深度调峰低负荷运行工况有着先天优势,但实现20%以下的超低负荷运行依然面临众多的困难,如炉内流化的稳定性、氮氧化物的排放及炉内局部超温带来的安全性等问题。以某330 MW CFB锅炉的深度调峰技术应用为例,介绍了输煤筛分破碎系统、风帽节流圈、下二次风管等机组部件的改造,并配合烟气再循环等技术应用,成功实现了18%的超低负荷深度调峰运行,同时也很好地控制了NOx的排放。最后总结了CFB机组超低负荷深度调峰技术的关键点和难点,对深度调峰运行带来的潜在问题进行了分析,并提出了相应的解决措施。研究结果具有重要的工程借鉴作用。

超超临界锅炉启停过程中汽水分离器温度场与应力场数值模拟计算

随着可再生能源行业的发展,更多火电机组需要参与调峰运行,这对锅炉的启停速度、运行的灵活性和安全稳定性提出了更高要求。汽水分离器是超超临界机组的核心厚壁承压部件,在启停过程中由于温度场的变化会产生热应力,从而引起应力损伤和疲劳损伤。通过有限元数值模拟对汽水分离器在不同启停过程中温度场与应力场进行了研究,获得了温度、热应力和总应力随时间变化的规律。研究结果表明,启停过程危险点位置始终处于筒身与引入管连接区域,不同启停过程中冷态启动应力幅值最大,为362 MPa。对冷态启动下3种加速方案进行仿真分析表明,不同方案启动结束阶段瞬态总应力无明显差异(365 MPa)。

不带外置床的700 MW超超临界循环流化床锅炉失电后水冷壁安全计算分析

通过对某660 MW电厂失电事故过程中烟气温度、蒸汽温度及工质流量的变化规律进行分析,得到了炉膛密相区、过渡区及稀相区热负荷随时间的变化规律。在此基础上,以某700MW超超临界循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉为对象,建立了失电事故发生后水冷壁内的流动传热计算模型,开发了以Fortran语言为基础的水冷壁内瞬态特性计算程序。分别对密相区、过渡区及稀相区进行分析,通过计算得到了失电后的水冷壁壁温及出口工质温度等热力参数的变化规律。计算结果表明:失电后水冷壁密相区出口的最高壁温为558.6℃,稀相区出口的最高壁温为579.6℃,不需要配备紧急补水泵来保证失电后水冷壁的安全。研究结果可为电厂处理超超临界CFB锅炉失电事故提供指导。

60 t/h煤粉预热燃烧锅炉宽负荷运行特性研究

为满足国家“双碳”目标下煤炭清洁高效利用领域的迫切需求,在工业锅炉、电站锅炉等领域开发了煤粉预热燃烧技术。煤粉先进入流态化预热燃烧器中高温改性,再进入锅炉炉膛分级配风燃烧,从而实现了煤高效、低氮燃烧,并在1台60 t/h煤粉锅炉上进行了技术验证。锅炉侧墙对冲布置了2只预热燃烧器,单只预热燃烧器设计热功率为26 MW,以烟煤为原料,在10%~100%负荷范围开展了6个不同负荷的锅炉运行特性和NOx排放特性试验研究,结果表明:该锅炉在各负荷下运行状态稳定、良好,无助燃条件下实现了10%超低负荷稳定运行;预热燃烧器各参数合理、循环状态稳定,满足锅炉宽负荷的运行要求;负荷下锅炉燃烧效率均在97%以上,10%、20%负荷下锅炉热效率大于85%,30%及以上负荷锅炉热效率均在90%以上;通过调整配风,锅炉各负荷下NO_(x)原始排放均低于50mg/m^(3)(φ(O2)=9%)。60 t/h煤粉预热燃烧锅炉的成功示范,为煤粉高效清洁灵活燃烧技术的发展和应用提供了重要支撑。

钢球堵塞引起S30432屏式过热器爆管的失效特征分析

以试运行阶段就发生因钢球堵塞造成过热蠕变爆管的某600MW超超临界锅炉屏式过热器为例,通过宏观检查、尺寸测量、化学成分分析、力学性能分析、金相分析、维氏硬度试验和扫描电镜观察等方法,并与相邻管子进行对比,得出了钢球堵塞引起S30432爆管失效的特征。结果表明:爆口部位的管径、壁厚、蠕变孔洞、蠕变裂纹及老化程度等方面存在明显特征,除爆口部位及弯管部位外的各项试验结果均符合标准对新管的要求,但其材质状态已明显差于相邻管子。

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。

超低负荷下660MW塔式锅炉低氧工况下燃烧过程数值模拟研究

针对锅炉在超低负荷下运行时通常过量空气系数较高,导致NO_(x)浓度较高的问题,采用数值模拟的方法研究锅炉在低氧工况下不同给煤位置的燃烧特性和NO_(x)排放特性.结果表明:50%与30%汽轮机热耗率验收(THA)工况下采用相同磨煤机组合运行时,速度、烟气组分、温度分布规律类似,进粉位置上移导致主燃区上部温度升高且分布更均匀,切圆半径逐渐减小,燃尽风消旋作用使混合增强,因此有利于燃烧的稳定.2台磨煤机运行相比3台局部煤粉浓度更大,主燃区的燃烧温度更高,导致更多NO_(x)生成;30%THA工况下,当下层磨煤机运行时冷灰斗附近温度较高;低氧工况下,NO_(x)质量浓度最高值低于360mg/m^(3),当负荷从50%THA降低至30%THA,炉膛出口NO_(x)浓度降低20.8%.

核准制下超超临界火电机组NO_(x)排放特性的数值模拟

围绕新建火电项目核准制度,以某新建超超临界火电机组1000 MW四墙切圆燃煤锅炉为研究对象,运用FLUENT数值计算软件对其进行1:1实体建模,选择对应的数学模型,采用数值模拟的方法对燃煤锅炉在不同过量空气系数、磨煤机组合方式以及锅炉负荷率下的NO_(x)生成特性规律进行了研究。结果表明:炉内过量空气系数在1.1~1.15时可取得较低的NO_(x)排放及较高的燃烧效率。6层燃烧器全部投运工况下,锅炉燃烧NO_(x)生成量较多,投运5层燃烧器时,磨煤机组合方式为ABCDE可取得最低的NO_(x)排放,组合方式为BCDEF时NO_(x)排放浓度最高。随负荷减小炉内温度下降,NO_(x)生成量减少,而气流组织和燃尽度较差。

基于烟气再循环的燃煤锅炉超低负荷NO_(x)控制

针对某600 MW四角切圆燃煤锅炉在超低负荷下出现的NO_(x)生成过高等现象,提出了将烟气分别掺入一次风、二次风、一/二次风等四套烟气再循环方案,采用数值模拟方法对比分析了过量空气系数变化和掺入烟气位置变化对炉内温度场、组分场、煤粉燃尽率和NO_(x)减排率的影响,以确定超低负荷下基于烟气再循环降低NO_(x)减排的最佳方案。结果表明:烟气再循环技术可以有效减少NO_(x)排放,且随烟气再循环率的增大,炉膛出口NO_(x)浓度显著降低;在二次风烟气再循环中,过量空气系数减小更有助于提高炉膛出口烟温和降低NO_(x)生成;通过对一次风、二次风烟气再循环率的对比,发现一次风烟气再循环对控制NO_(x)排放效果较好,而二次风烟气再循环更有助于提高炉膛出口烟温;超低负荷下,当一次风、二次风中烟气再循环率为5%+15%时,炉膛出口NO_(x)浓度最低为212.5 mg/Nm^(3),NO_(x)减排率高达32.7%;为保证20%额定负荷下的燃烧稳定性和煤粉燃尽率,推荐一次风、二次风烟气再循环率采用5%+10%。

烟气再循环对350 MW CFB锅炉深调运行特性影响

为解决超临界CFB锅炉超低负荷时流化安全性及NO_(x)超低排放,引入烟气再循环技术,以某电厂超临界350 MW CFB锅炉为研究对象,搭建了循环半干法脱硫后烟气的再循环辅助调峰系统,基于运行实测数据,研究该锅炉在30%~60%负荷率下烟气再循环对平均床温、分离器入口温度、排烟温度、炉膛出口烟气NO_(x)、CO质量浓度、飞灰及底渣可燃物含量、汽水参数等运行参数的影响,试验结果表明:烟气再循环协同下,30%~60%负荷SNCR脱硝后NO_(x)最终排放小于50 mg/m^(3),30%负荷实现锅炉原始NO_(x)超低排放;床温降低15~22℃,炉膛出口烟温提高10~13℃,主再热汽温在558℃以上;随锅炉负荷降低,飞灰及底渣含碳量升高,CO质量浓度未见大幅增加;40%负荷炉膛二次风SNCR脱硝NO_(x)降幅约15 mg/m^(3);负荷上升/下降变化最小速率1.23%Pe;30%负荷及以上保持干态运行,水冷壁壁温最大偏差55℃,屏过及屏再最大壁温差分别55、47℃,均未出现壁温超温。

某电厂660MW超超临界锅炉再热器调整改造分析

某电厂660MW超超临界锅炉通过168小时试运后,出现了机组在低负荷运行时再热汽温偏低的问题,对锅炉低负荷下的运行经济性带来较大的影响。本文主要分析造成机组低负荷运行再热汽温偏低的原因,并给出再热器调整改造的方案。

某电厂660MW超超临界锅炉过热器和再热器欠温原因分析

火力发电锅炉实际运行中,常常存在一次汽和二次汽欠温的问题,这两个问题都会对锅炉安全和经济运行带来较大影响。本文以某电厂660MW超超临界锅炉为例,重点分析造成锅炉一次汽和二次汽欠温的原因,为同类型机组改造提供参考和借鉴。

1000 MW超超临界锅炉燃烧与脱硝过程优化

为解决锅炉燃烧过程受负荷指令、入炉煤种等因素影响会偏离设计工况,NO_(x)生成浓度偏高,进而导致锅炉效率降低,脱硝系统喷氨量过大等问题,以某发电有限公司1000 MW超超临界锅炉为研究对象,将自寻优控制技术、仿人智能控制技术、智能前馈技术替代原DCS系统中相关控制模块功能,实现锅炉燃烧优化和脱硝过程调整。结果表明:调整后的控制系统可以有效降低机组的发电能耗,一次风机能耗与飞灰含碳量降低所对应发电标准煤耗降低总量为1.04 g/(kW·h);脱硝系统入口NO_(x)浓度与脱硝系统喷氨量大幅降低,SCR入口两侧NO_(x)浓度均值由301 mg/m^(3)下降至219 mg/m^(3),降幅达到27%,脱硝系统两侧平均喷氨流量由327 kg/h降至197 kg/h,降幅为39%。所述方法可供同类锅炉改造参考。

燃用高碱煤1000MW超超临界一次再热锅炉炉膛特征参数的选取研究

研究了高碱煤锅炉炉膛特征参数的选取,对1000MW超超临界一次再热锅炉炉膛尺寸的选择进行了探究。

130t/h型高温高压循环流化床锅炉优化方案

针对锅炉本身存在的一些问题,阐述锅炉优化的方案及相关考虑,对锅炉局部结构进行改造,从而达到初始排放符合环保政策要求,同时更加优化燃烧,使锅炉达到预期的效果.

燃煤锅炉超低排放改造技术实践

介绍了某公司目前*号燃煤锅炉脱硝、除尘、脱硫装置的现状及存在问题,探讨了常用的几种燃煤锅炉超低排放改造路线,比较了各自的优缺点,并结合实际选择超低排放改造的工艺路线,详细阐述了本次超低排放改造的主要内容,收集了改造后的运行情况并进行了分析。由运行数据可知,某公司*号锅炉通过超低排放改造技术实践,达到了燃煤电厂污染物排放最新指标要求。