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。

350 MW热电联产循环流化床机组负荷响应特性

近年来热电联产机组在燃煤机组中的比重增加,而火力发电渐渐承担调峰重任,灵活性需求增强,提高热电联产机组的变负荷能力对于深度调峰具有重大意义。热电联产循环流化床(CFB)机组可利用锅炉汽水侧和热网蓄热提高机组快速变负荷能力,因此提出一种超临界热电联产CFB机组汽水侧蓄热和热网蓄热的定量计算方法。以某350 MW热电联产CFB机组为例,分析该机组汽水侧工质流程和热网抽汽及循环水分析,结合机组设计参数与历史运行数据,计算不同负荷(35%~90%)工况下锅炉汽水侧蓄热系数C_(sw)和热网蓄热系数C_(h),进一步分析机组负荷响应特性及蓄热利用可持续时间。结果表明:随着机组负荷增大,汽水侧蓄热系数C_(sw)增大,且在机组高负荷阶段汽水工质蓄热C_(sw)变化较大,而热网蓄热系数C_(h)几乎不变;机组蓄热利用可持续时间与机组负荷成正比,与机组变负荷速率成反比;热网蓄热利用可持续时间大于汽水侧蓄热,且热网蓄热能力几乎不随机组负荷变化而变化;在4%/min变负荷速率下,热网蓄热利用可持续时间约285 s,而汽水侧蓄热利用可持续时间161.5~249.7 s。表明在机组参与深度调峰期间,热网蓄热可提供更稳定的变负荷能力。以上计算结果为超临界热电联产CFB机组深度调峰及快速变负荷运行提供理论指导。

超临界循环流化床锅炉掺烧RDF/SRF的可行性分析

为实现当地生活垃圾“减量化、资源化、无害化”处理,需利用某电厂已有超临界循环流化床锅炉及环保设施,采用直接掺烧方式处理垃圾衍生燃料/固体替代燃料(Refuse Derived Fuel/Solid Recovered Fuels,RDF/SRF)。研究超临界循环流化床锅炉的燃烧特点、RDF/SRF的制备和特性以及掺烧技术,设计适合该电厂的掺烧工艺,并分析该方案的技术和经济性可行性。结果表明,该方案技术上可行,可以达到生活垃圾处置无害化和资源化的目的;掺烧系统(厂内)的总投资为624.90万元,当RDF到厂价为70元/t(含税)时,本项目厂内投资各项财务评价指标合理,经济性高。

300 MW循环流化床热电联产机组深度调峰分析

在保证供热需求和机组安全稳定运行的前提下,通过锅炉燃烧调整、供热抽汽阀门开度调节、环保参数控制等手段,将某机组供暖期间的最低技术出力由50%额定负荷降低至45%额定负荷,利用现货交易规则电厂在45%额定负荷时段获得了比50%额定负荷时段高的售电收益,同时降低了燃料和环保支出。但因为机组出力过低带来了一些问题,例如供热抽汽量受限、不完全燃烧热损失增大等,针对这些问题,提出了相应的应对措施,以保证机组安全运行。

660MW超超临界循环流化床机组主厂房布置研究

作为一种先进的低碳发电技术,超超临界循环流化床机组具有广阔的市场前景。本文结合某660 MW超超临界循环流化床机组工程实际对主厂房布置进行研究。通过对方案1(三列式前煤仓)和方案2(四列式前煤仓)进行技术比较,推荐采用方案1作为主厂房布置方案。推荐的主厂房布置方案采取了除氧间、煤仓间合并布置的方式,降低了主厂房的占地面积和容积,减少了4大管道的投资,在工程设计上是经济可行的,为大容量超超临界循环流化床机组主厂房布置提供了参考。

循环流化床燃煤机组SNCR脱硝过程气液传质和反应特性

采用CFD模拟方法预测了300 MW循环流化床机组SNCR脱硝过程中的还原剂液滴蒸发、烟气混合和反应特性。结果表明烟气在旋风分离器内贴壁旋转流动并形成外旋流为准自由涡和内旋流为刚性涡的双涡结构,使液滴与烟气接触约0.01 s后开始恒温蒸发,并强化了烟气与气态还原剂的混合效果。氨水为还原剂时,NH_3主要分布于旋风分离器锥体上方;尿素为还原剂时,蒸发后快速分解的HNCO消耗速率高于NH_3,其中NH_3浓度分布与氨水为还原剂相似,相同烟气温度和氨氮摩尔比时氨水和尿素溶液对应脱硝效率分别约为79.5%和76.5%。温度对脱硝效率的影响表现为先上升后下降趋势,当温度由1023 K提高至1173 K时NH_3与NO反应速率提高,脱硝效率由19.7%提高至81.0%;而当温度由1173 K进一步提高至1323 K时,NH_3由于自身氧化速率显著提高而导致脱硝效率降低至17.4%。脱硝效率随氨氮摩尔比(NSR)增大而升高,但还原剂利用率的降低致使氨逃逸率增大,综合考虑本台CFB锅炉SNCR脱硝效率和氨逃逸率,NSR选取1.25~1.50可以满足NO_(x)排放低于50 mg/m^(3)的超低排放标准。

300MW深度调峰循环流化床机组负荷响应特性研究

当下循环流化床(CFB)机组需参与深度调峰、快速变负荷运行,机组变负荷初期的负荷响应速率主要由其汽水侧蓄热特性决定,因此提出了一种亚临界CFB机组汽水侧蓄热定量计算方法。以某电厂300 MW深度调峰CFB机组为例,根据工质特性对该锅炉汽水流程进行分段,结合锅炉设计数据与实际运行参数,分别计算了不同负荷(30%~100%)工况下各段的工质蓄热系数和金属蓄热系数,并考虑汽轮机热效率变化的影响,分析了CFB锅炉汽水侧蓄热利用可持续时间与机组负荷响应特性。结果表明:该机组汽水侧蓄热系数随着负荷的降低而增大,在50%负荷以下的变化较大;考虑机组运行稳定裕度差异后,汽水侧蓄热利用可持续时间随着负荷的降低而减小,机组负荷响应能力显著降低。

黏滞性阻尼器在浆态床渣油加氢装置应用总结

为解决某石化企业浆态床渣油加氢装置减压塔底(减底)浆液循环线管线振动过大的问题,保障设备安全稳定运行,结合装置特点及该工艺系统实际操作工况,建立了该段管线的三维模型,应用有限元分析软件对管道整体进行了数字模拟,分析了管线振动的主要影响因素,并应用黏滞性阻尼器对该段管线进行减振。通过仿真系统模拟、优化安装方案,确定了阻尼器的安装位置及加固方式。经过模拟测算可知,采用最终方案该管线振动最大降幅70.6%,方案实施后现场实际振动值最大降幅在89.14%,实际应用效果达到预期,大大降低了该管线的运行风险。

CFBB燃烧系统耦合分析与DMC控制器设计

循环流化床锅炉(CFBB)燃烧系统耦合关系复杂且难以控制,该文将CFBB燃烧过程简化为一个二入二出对象,并针对其中最难控制工况下的标称参数模型进行控制。采用逆奈氏阵列法(INA方法)对CFBB系统的耦合性进行分析,得出利用单位矩阵静态解耦法对系统进行初步解耦的结论。考虑最小化CFBB系统的ITSE指标,提出一种基于遗传算法的CFBB系统DMC控制器参数寻优方法。仿真表明,提出的DMC参数寻优方法能快速响应主汽压和床层温度的变化,具有不错的鲁棒性和跟踪性能。

350MW循环流化床锅炉机组负荷动态优化控制方法

为进一步提升燃煤电厂锅炉的工况效率及机组运行的环保性和经济性,本文研究设计了一种350MW循环流化床锅炉机组负荷动态的优化控制方法。通过收集统计350MW循环流化床锅炉机组燃烧系统的烟气含氧量、煤量、送风量、燃料量、主汽压、炉膛负压以及引风量等数据,实施数据滤波提取处理,再利用系统辨识原理构建锅炉机组燃烧系统工况模型。最后基于遗传算法与人工神经网络构建锅炉机组燃烧系统模型的负荷优化控制模型,实现了对锅炉机组负荷动态的优化控制。测试结果表明,运用此优化控制方法,锅炉效率的提升率高于91%,具有较高的实际应用价值。

基于数据驱动的循环流化床机组PI控制

为提高循环流化床机组应对强非线性和大惯性特性的能力,并提高机组在大范围变工况时的运行品质,提出了一种基于数据驱动的循环流化床机组比例-积分(proportionintegral,PI)控制策略。首先,分析机组负荷和床温回路的耦合程度、非线性特性和变工况特性;然后,设计了基于数据驱动的分散PI控制策略,并给出了参数选择的方法;最后,将所提控制策略应用于循环流化床机组,仿真结果表明该策略相比于常规PI和自抗扰控制策略在负荷和床温设定值跟踪方面优势明显,能够显著提高上述2个回路的跟踪性能。同时,该控制策略在抗输入扰动和煤质波动方面也具有一定的优势。

循环流化床机组AGC方式下污染物超标控制策略

循环流化床(CFB)机组采用炉内一体化脱硫脱硝技术,实现污染物原始达标排放比较容易,但随着2个细则对AGC(自动发电控制)性能指标及新能源发展对火电机组调峰要求的提升,AGC指令变动频繁。由于受到机组自动控制和运行人员操作精细化水平的影响,SO_(2)、NO_(x)排放极易超标。针对某厂4×200 MW循环流化床机组在AGC指令频繁变动或大幅变动时SO_(2)、NO_(x)超标现象进行了综合协同优化控制,增加了AGC指令变动大的自动识别功能,自动干预AGC负荷变化率,减弱AGC指令变动大对燃烧工况的影响,精准调节氧量和二次风量,提前进行石灰石自动预调节等一系列优化策略,明显改善了AGC方式下SO_(2)、NO_(x)环保参数超标现象,提高了机组安全稳定性与运行经济性。

加氢装置停工过程反应器床层降温解决措施

针对中国石油庆阳石化公司120万t/a柴油加氢装置,采取热氢带油、恒温氢解、热氮脱氢,延长循环降温时间等措施,解决了装置停工过程中加氢反应器床层降温难点问题。结果表明:加氢反应器床层温度平均降至44.6℃,其中第1~第4床层平均温度依次为42.7,43.4,45.8,46.6℃;反应系统持续补入少量氮气进行置换,同时通过降低循环氢压缩机进、出口温度,在反应器床层温度降至85℃以下时,可保持0.75℃/h的降温速度持续降温,使反应器降温后期保持较高降温效率;延长循环氢压缩机运行时间的能耗与停机后采用氮气置换降温相比,在实现节省大量氮气的同时可有效降低床层温度;通过改进停工方法,停工时间较常规停工缩短32 h,低压氮气、中压氮气消耗量分别减少29150,119993 m^(3),低压蒸汽、中压蒸汽消耗量分别增加190.9,582.7 t,待再生催化剂含硫量、含碳量均有所下降,同时高压换热器管壳程均无油。

鸡粪和农林生物质混燃发电的探索

为克服鸡粪燃料的限制问题,从燃料收储与加工、锅炉技术改造及运行管理优化等方面,对鸡粪与农作物秸秆、稻壳及林木废弃物混合燃料在高温超高压30MW生物质直燃发电机组中的应用进行探索研究。针对混合燃料入炉质量与给料量不稳定的问题,改进混合燃料制备方案,优化燃料给料机结构和输送系统运行频率。通过热力学计算分析,增大锅炉水冷壁蒸发受热面积,从而提高锅炉出力。根据积灰形成机理,重点改造锅炉吹灰方式、重新布置吹灰器,以消除高、中温过热器处的严重积灰和结渣现象。把锅炉部分烟冷器更换为光管式管束,使烟冷器积灰堵塞现象得到解决。由此,基本消除了设备长周期运行的制约因素。同时根据不同的燃料结构,形成多套有针对性的入炉燃料掺配与运行参数调整方案,锅炉运行调整及各参数控制达到优化组合状态。经过一系列技术改造与运行优化调整,在机组负荷率99%以上的工况下,单炉膛120t/h高温超高压循环流化床锅炉实现了持续96天的稳定运行。

循环流化床机组负荷智能控制方法

传统的降低循环流化床机组负荷的方法一般以自抗扰技术为主,但该方法缺少对机组各方面的协调,只以单一的机组自我调节来完成,导致负荷降低不到位。因此,本文提出循环流化床机组负荷智能控制方法,首先从机组中的床压回路入手,通过冷渣器排渣来减少床压负载;其次在总风量固定的基础上,调节一次风和二次风的配比,使燃烧炉效率最大化;然后设定机组的调节容量,在各控温环节控制床温;最后运用直接能量平衡的方法,实现循环流化床机组的智能控制。经试验证明,机组负荷智能控制方法能有效控制负荷。

300MW循环流化床空冷机组协调控制及其优化

介绍了华能蒙西发电厂首台国产化300 MW循环流化床机组的协调控制策略。针对需克服流化床机组热惯性问题,对负荷变化时风量/燃料量变化前馈、适应煤质变化对燃料量前馈比例控制等进行了优化。调试及实际运行表明,机组负荷在小范围变化,负荷变化率可达到2%,可实现大范围4 MW/min的负荷变化,优化提高了循环流化床机组控制的稳定性和快速性。

中国煤炭清洁燃烧技术路线图的初步探讨

在防治污染的迫切要求下,中国必须加快发展煤炭清洁燃烧技术,但当前针对中国煤炭清洁燃烧技术路线图的研究还相对缺乏。本文对我国煤炭利用的结构特点、发展煤炭清洁燃烧技术的重要意义进行了概述,并重点围绕六类煤炭清洁燃烧技术发展的战略思路和目标、国内外技术现状、未来技术方向、重点领域和关键技术等问题进行了初步探讨。在此基础上,描绘了2050年前中国的煤炭清洁燃烧技术路线图,并给出了相关战略建议。结果表明,近期必须加快在中小型燃煤工业锅炉中应用一批新型循环流化床技术,在民用散烧煤领域推广一批优质型煤和先进炉具,切实减少分散式燃煤污染。从长远来看,政府应加强规划引领,切实提高煤炭用于清洁高效集中发电的比重,并持续研发一批面向未来的绿色煤电技术和系统。

大容量流化床式冷渣器的开发与运行性能研究

底渣的排放控制和冷却是目前困扰循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)电厂的突出问题,直接影响到整个机组的安全稳定运行。开发了出力分别为30和37t/h的大容量流化床式冷渣器,介绍了所开发冷渣器的主要结构特点,并重点对其运行性能进行了研究。该文研究成果为600 MW超临界CFB锅炉配套冷渣器的研制和依托工程示范应用奠定了基础。

我国大型循环流化床锅炉机组运行现状

循环流化床锅炉因其燃料适应性广、负荷调节性强及环保性能优良等特性在我国得到了快速发展。经过短短的十几年,我国已是世界上装机数量最多、装机容量最大的国家。目前我国循环流化床锅炉机组的总装机容量已经超过了90 000MW,其中仅300MW级循环流化床锅炉机组已经投运40多台,在建与拟在建的300MW循环流化床锅炉机组超过了70台。通过对我国300 MW级循环流化床锅炉机组2008～2010年来的运行数据的调查,对机组的可靠性、经济性以及环保性作了全面的总结与分析,并与同等级的煤粉锅炉机组进行了比较。能够对今后更大型机组的设计以及运行提供较好的参考,甚至对我国循环流化床行业今后的发展起到一定的指导作用。

基于CFB-FGD技术的烟气超低排放工程性能测试评估

以基于烟气循环流化床脱硫除尘技术的中国中部地区某新建350 MW循环流化床机组超低排放工程为研究对象,对100%和75%负荷工况下SO_2、颗粒物等常规污染物和PM_(2.5)、SO_3、汞等非常规污染物的浓度进行现场检测,评估CFB锅炉炉内脱硫+炉外CFB-FGD脱硫除尘技术实现SO_2和颗粒物超低排放的达标能力。现场监测及评估结果表明,该技术组合能实现SO_2小于35 mg/m^3和颗粒物小于10 mg/m^3的超低排放要求,对SO_3、汞等非常规污染物具有一定的协同脱除作用。