燃煤电站范文

燃煤电站范文（精选9篇）

燃煤电站 第1篇

排烟热损失占锅炉整体热损失的60% ~ 70%, 是各项热损失中最大的一项。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度。因此, 降低锅炉排烟温度对于节能减排具有重要的实际意义[1~2]。

1 工程概况

本文依托工程为某超临界2×350MW燃煤间接空冷供热机组。

锅炉为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、全悬吊结构 Π 型直流炉。BMCR工况主要参数:最大连续蒸发量1200t/h, 过热蒸汽参数为25.4MPa/571℃, 空气预热器出口烟温为120℃, 引风机进口烟温约为110.7℃。

汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、抽汽凝汽式间接空冷汽轮机。TMCR工况主要参数:额定功率为383MW, 主汽阀前参数为24.2MPa/566℃, 设计背压为12k Pa (a) , 给水加热级数为7 级。

2 烟气余热利用

2.1 系统拟定

针对本工程, 烟气余热利用的方式如下:在冬季供热期间, 回收烟气余热用于加热热网循环水;非采暖期, 回收烟气余热用于加热凝结水, 系统流程图如图1。

2.2 烟气余热利用装置的设计及布置

烟气余热利用装置采用表面换热, 其受热面需考虑防磨和防腐;换热组件和密封件等易于拆卸;换热管材质采用耐腐蚀的ND钢, 使用寿命≥ 50000 小时。

烟气余热利用换热器视其设置位置不同, 大致可分为以下两种情况:

(a) 烟气余热利用装置布置于除尘器与空预器之间的烟道上。对应此种布置方案, 回收烟气余热、降低排烟温度的同时, 除尘器效率提高, 烟气体积流量大为减小, 引风机负荷降低;但同时也将带来了较为严重的负面影响, 如增加了除尘器低温防腐的难度和堵灰的几率。因国内除尘器低温防腐技术尚未成熟, 若因腐蚀或堵灰问题检修停运除尘器, 则会严重影响整体机组的安全运行。因此本工程不采用此布置方案。

(b) 烟气余热利用装置布置于引风机与脱硫塔之间的烟道上。凝结水或热网循环水吸收了烟气中的热量而温度升高, 同时降低了进入脱硫塔的烟气温度, 既减少烟气蒸发水耗量, 又保护了脱硫塔的防腐内衬;余热利用装置安装于除尘器之后, 烟气中绝大部分颗粒物已被去除, 大大减小了换热装置的磨损程度, 同时堵灰几率大为降低。综上, 对于整个机组安全运行和检修维护, 此布置方案均优于a方案。因此, 本工程采用b方案。

2.3 烟气可利用的热量

当换热装置换热面的金属壁温低于烟气酸露点温度时, 换热管束将不可避免的产生低温腐蚀, 严重时可导致设备损坏;但出口烟温太高时, 将无法充分利用烟气余热, 节能效益无法最大化。本工程引风机出口烟气温度为110.7℃, 拟定换热器烟气出口温度为87℃ (酸露点+5℃裕量) 。经热平衡计算得出, 最终可以利用的烟气热量为41.6GJ/h ( 烟气比热取1.068 k J/ (kg.K) , 换热效率取95% ) 。

3 经济收益和投资回收

3.1 经济收益

本文按照以下两种方式计算烟气余热利用的收益:

(1) 保证燃煤量不变。

(2) 保证供电量不变。

下文将按照上述两种方式分别进行经济和收益计算。两种方式的边界条件如下:

(a) 机组铭牌功率350MW;

(b) 所有系统和设备年利用小时:5700小时;

(c) 采暖期:150天 (3600小时) ;

(d) 夏季纯凝发电时间按照工况出力折算为2643 小时;

(e) 烟气阻力增加约650Pa ( 因烟气余热利用换热器) , 引风机能耗的增加

(f) 低压缸排汽量增加导致循环水泵的能耗增加

(g) 烟气换热循环水泵的能耗等

设置烟气余热换热器后, 单台机组年供电增加收益见表1, 单台机组年供热和节煤收益见表2, 单台机组年脱硫节水收益见表3。

方案一:未设置烟气余热利用换热器, 方案二:设置烟气余热利用换热器。

3.2 投资回收

单台机组初始投资比较见表4。

对于整体系统和设备投资回收年限, 本文按如下公式进行核算:

A—年费用, P—初投资, R—年运行费

I—基准收益率取7.05%n—计算年限

当采用烟气余热利用的年费用与年收益持平时, 设备的投资收回。经计算得出:

(1) 保证燃煤量不变, 机组出力增加, 按可增加上网电量的方式计算, 需6.6 年即可收回所有系统和设备的初投资。

(2) 保证供电量不变, 按采暖期多供热的供热收益和非采暖期纯凝工况节煤收益方式计算, 需5.8 年即可收回所有系统和设备的初投资。

上述计算均未考虑设备的年检费用和使用寿命 (因国内烟气余热利用起步较晚, 尚无长期安全运行经验) 。

4 结论

本文分析研究了利用锅炉排烟余热加热热网循环水和凝结水的余热利用方式, 经多方面比选, 最终确定将烟气余热利用装置布置于引风机和脱硫塔之间的烟道上的布置方案, 经进一步计算得出, 设置烟气余热利用系统后, 单台机组年节约约11.5 万吨水, 节水效果较为明显, 尤其对于空冷机组;单台机组增加年供电收益约156 万元 (保证燃煤量不变) ;单台机组增加年供热和节煤综合收益172.8万元 (保证供电量不变) , 约6~7 年可收回所有系统和设备的初始投资。

经研究表明, 设置烟气余热利用系统后, 整个电厂热效率得以提高, 煤耗降低, 供电量增加, 但回收锅炉排烟余热并非越多越好, 热量利用程度存在一定限制, 即排烟温度不能降的太低, 当排烟温度低于烟气露点温度时, 换热管束将不可避免地发生酸腐蚀, 严重时可导致机组停机, 影响机组的安全运行, 这一点应引起足够重视, 亦是日后研究重点之一。

摘要：在燃煤电站系统设计优化中, 合理利用锅炉排烟余热是节能的主要措施之一。烟气余热利用方式纵多, 本文着重分析研究了加热热网循环水和凝结水的余热利用方式。研究结果表明, 加设烟气余热利用装置后, 煤耗降低, 发电量增加, 全厂热效率有所提高, 颇具一定社会效益和经济效益。

关键词：烟气余热利用,热效率,煤耗,凝结水,热网循环水,节能

参考文献

[1]张方炜.锅炉烟气余热利用研究[J].电力勘测设计, 2010, 08 (04) :48-52.

燃煤电站 第2篇

燃煤电站袋式除尘器的运行及维护管理

摘要：为了保证袋式除尘器的安全、稳定、经济、环保运行,确保袋式除尘器优异的除尘性能,需要加强对袋式除尘器的运行、维护管理.本文分别说明了袋式除尘器初期运行、正常运行两个阶段的`除尘机理.阐述了袋式除尘器维护管理方面需要注意的问题以及必须做好的工作内容,并细化了维护管理内容及维护方案.作 者：杨传遍    徐忠    刘轶    YANG Chuan-bian    XU Zhong    LIU Yi  作者单位：南京龙源环保有限公司,南京,210012 期 刊：中国环保产业   Journal：CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY 年，卷(期)：2010, (7) 分类号：X701.2 关键词：燃煤电站    袋式除尘器    运行    维护管理   

燃煤电站 第3篇

关键词：燃煤电站,办公自动化,精准管理,网络平台

一、引言

“十一五’以来随着国家经济发展和人民生活水平的提高, 工业用电和居民用电量双双快速攀升, “经济发展, 电力先行”, 为了满足社会用电量的需求, 我国相继建成并投产了一大批发电机组, 国家电力行业尤其是火电事业得到迅速的发展;一大批大容量、高参数、环保型火电机组投入商业运行。火电机组容量的增加伴随着烟气污染物总量的增加。大气污染状况愈加严重。

随着全民环保意识的提高, 国家和社会对大气污染的防治日益重视, 2011 年7 月国家环境保护部、国家质量监督验验检疫总局联合发布了《火电厂烟气污染物排放标准》 (GB13223-2011) ;2014 年9 月国家相关部委联合发布了发改能源 (2014) 2093 号文, 制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014-2020 年) 》, 这些文件的出台对燃煤火电机组的绿色经济运行提出了更高的标准和要求。

随着机组煤电节能减排升级改造, 节能环保工作重要性的日益凸显, 建设燃煤电站节能环保的信息化网络平台已经迫在眉睫, 节能环保信息网络平台的建设将全面提升节能环保监督管理的效率及水平, 同时也为企业领导层的决策制订提供信息依据。

二、节能环保监督网络平台简介

节能环保监督网络平台利用因特网技术构建企业通信结构, 建立一个集环保数据传输、环保数据整合、环保数据统一接入的网络平台;节能环保监督网络平台将通过PI系统将发电公司机组生产数据、生产状况进行实时传递、收集和整理, 充分实现数据及时、准确的共享, 建立起电力企业级数据存储和统一的综合应用平台, 实现跨信息平台的系统集成与数据集成, 消除电力企业上级与下级公司信息不对称的问题, 提高数据的实时性、唯一性和准确性。

2.1 内容简介

搭建节能环保信息网络平台整体架构;平台包括节能管理子系统和环保管理子系统。内容包括:

1、法律法规:包括国家的政策法规、电力和能源行业条例、企业编制的规定和规范。

2、文件纪要:包括节能环保方面的上级文件、下发文件和传真文件。

3、应急管理:应急组织、应急处置、应急演练、应急物资、应急预案;应急预案又包括综合应急预案、专项应急预案和应急处置方案。

4、环保监督:环保监督日报、环保监督周报、环保监督月报。数据的分析处理包括环保参数实时值、环保参数小时均值、环保参数日均值、环保参数查询、环保参数超标报警等。

5、环保设施台账:脱硝设备台账、脱硫设备台账、电除尘设备台账、烟气仪表台账、烟气仪表校准等。

6、环保知识:脱硝技术、脱硫技术、干式电除尘技术、湿式电除尘技术、节能环保技术路线、烟气仪表知识等。

7、异常管理:异常事件管理制度、环保设施异常、烟气仪表异常、污染物排放异常等。

8、环保试验:包括省市电科院和环保主管部门。电科院实施的的机组性能试验方案、报告;环保主管部门出具的对比试验和环保验收报告。

9、环保指标:包括环保指标统计;节能、环保指标绩效排名。

10、热力试验:制度、计划、报告。

11、节能环保月报:各燃煤企业节能环保月度。

10、报表功能、搜索功能、地图功能。

节能网络平台的运行可以实现节能环保专业重要信息的共享、监督监测功能的增强、日常统计报表的批量上传等, 使燃煤电站节能环保的管理工作更加系统化、规范化、标准化、透明化, 改变节能环保管理分散、不对称的现状, 进一步提升工作效率。

三、节能环保监督网络平台实施方案

编制节能环保监督网络平台实施方案, 方案具备适用性、实用性和可操作性;环保信息网络平台将整合节能环保方面信息的所有资源;节能环保信息网络平台构建于互联网IT信息技术之上, 利用目前通用的HTML技术、图文报表技术与数据库java技术相结合。节能环保监督网络平台将采用多层网络架构设计, 目的是实现程序与数据的分离, 前台人机界面与后台程序和数据计算的分离;节能环保信息网络平台根据用户设置不同的访问权限, 使用单位加个人身份认证实现网络平台访问和操作管理。燃煤电站环保信息网络平台包括环保政策法规、环保监督、环保预警、环保异常管理、环保新技术、应急管理、环保台账。通过授予的相关权限等级提供对环保信息网络平台所有信息进行记录、删除、添加、搜索、归档、签收、审核、互动等丰富的信息管理功能, 实现各种记录报表的自动排序功能。 (图1)

四、监督网络平台预期目标

建成后的环保监督网络平台将作为燃煤电站节能环保信息门户网站, 除了满足企业内部管理以及信息发布的需求, 同时实现电站集团节能环保信息的办公自动化, 从而提高企业内部办公效率, 降低办公成本, 并为有效利用发电厂机组效率提供依据。从而全面提升公司节能环保监督管理的效率及水平, 为公司经营管理决策提供数据支持。

五、结论

(1) 国家对燃煤电厂烟气污染物排放愈加重视, 企业需加强环保信息的监督管理工作。 (2) 燃煤电站节能环保信息网络平台建设是实现企业节能环保信息监督的有效手段。 (3) 燃煤电站节能环保信息网络平台建设将实现办公自动化, 极大提高生产劳动效率。 (4) 节能环保信息网络平台实现环保数据的客观性、实时性、准确性、唯一性。

参考文献

[1]固定污染源烟气排放连续监测技术规范 (试行) HJ-T75-2007

燃煤电站 第4篇

CFB-FGD在660MW燃煤电站锅炉烟气净化中的应用

摘要：通过循环流化床干法烟气mcat(cn3-FGD)除尘一体化装置在邯峰电厂2×660MW机组脱硫技改工程中的成功投运,详细介绍了CFB-FGD技术的工艺特点和运行情况,为大型燃煤电站锅炉烟气净化和节能环保开拓了一条全新的工艺路线.作 者：赖毅强 LAI Yi-qiang 作者单位：福建龙净环保股份有限公司,福建龙岩,364000期 刊：龙岩学院学报 Journal：JOURNAL OF LONGYAN UNIVERSITY年，卷(期)：,28(2)分类号：X701关键词：循环流化床干法烟气脱硫 脱硫除尘一体化 节能环保 660MW燃煤电站

氟塑料低温省煤器在燃煤电站的应用 第5篇

燃煤电站排烟热损失约占锅炉热损失的60%~70%,设置低温省煤器可有效利用烟气余热,降低排烟温度,减少湿法脱硫耗水量,提高全厂热效率。但是,若将排烟温度降得过低,则会导致低温省煤器受热面的腐蚀,影响电站的安全稳定运行。目前国内低温省煤器制造材料大多选用抗酸露点腐蚀钢ND钢(09Cr Cu Sb),虽可以有效减缓低温腐蚀,但不能根本解决低温腐蚀问题。

1 氟塑料低温省煤器的技术可行性

氟塑料低温省煤器是以小直径氟塑料软管作为换热管束的换热器。常用的氟塑料有聚四氟乙烯(PTFE,F4),聚四氟代乙丙烯(PEP,F46)和可熔性聚四氟乙烯(PFA)。

1.1 氟塑料的物理化学特性

聚四氟乙烯的分子结构特点决定了其良好的耐热性和耐寒性,其长期使用温度范围较宽,可达-192℃~250℃,在250℃高温条件下经240 h老化后,其力学性能基本不变。聚四氟乙烯属化学惰性材料,除高温下的元素F、熔融态碱金属、Cl F3、UF6、全氟煤油外,几乎可以在所有的介质中工作。此外,聚四氟乙烯是已知固体材料中表面自由能最低的材料之一,几乎所有材料不能粘附在其表面,因此氟塑料用作换热器时管壁表面基本不结垢。同时,由于其表面分子对其它分子吸引力小,因而摩擦系数非常小(静、动摩擦系数与钢的比值均为0.04),对流体产生的流动摩擦阻力也较小[1]。

1.2 换热性能

氟塑料的导热系数比金属小几十倍,氟塑料换热器所需的换热面积大约是金属换热器的3倍,导热热阻大是氟塑料的主要缺陷。氟塑料低温省煤器在设计上采用薄壁小直径管,在制作工艺上采用了大量小直径管密集排列技术,克服了氟塑料导热系数低的缺点,使得氟塑料换热器在高腐蚀环境下取代金属换热器成为现实[2]。同时由于其不粘附的特点,管壁内外均不易结垢,而金属换热器容易结垢,在运行一段时间后,二者传热系数差值缩小,从长期来看,氟塑料换热器具有较强的竞争力。

1.3 结构型式

氟塑料低温省煤器的主要部分由许多小直径薄壁的氟塑料传热软管组成的管束(见图1)。常用的管子规格有多种,壁厚约为1 mm。每个管束包含有上千根管子,管子采用悬吊结构,中间设多个隔板隔开。根据换热面积不同,可以设置1个或多个管束。管束支撑构件采用不锈钢喷涂聚四氟乙烯防腐,紧固件采用不锈钢防腐螺栓,换热器壳体内壁采用氟塑料板内衬防腐。

1.4 系统配置

壁厚小于1 mm的小直径氟塑料软管可在1.0MPa的压力下长期安全工作。氟塑料低温省煤器用于燃煤电站加热凝结水时,由于凝结水压力大于氟塑料软管的安全工作压力,故系统设置上需要考虑间接换热形式,即烟气在低温省煤器内和闭式循环水进行热交换,吸收烟气余热的闭式循环水在水-水换热器内和凝结水进行二次热交换,将热量再传给凝结水,进入主凝结水系统。系统流程如图2所示。

该系统配置较烟气和凝结水直接换热,降低了换热效率,但避免了低温省煤器换热管泄露,污染凝结水的可能性。

2 氟塑料低温省煤器的经济性分析

以哈密660 MW燃煤电厂为例,在引风机后,脱硫吸收塔前设置低温省煤器,对比金属低温省煤器,分析设置氟塑料低温省煤器的经济性[3]。

2.1 烟气参数

引风机出口烟气参数见表1。

2.2 换热介质温度选取

金属低温省煤器需要考虑低温腐蚀影响,省煤器出口烟气温度应高于酸露点温度,水介质温度应高于水蒸汽露点温度以上20℃左右并与烟气温度考虑20℃左右温差有利于换热。氟塑料低温省煤器则不需要考虑烟气酸露点及水蒸汽露点温度[4]。换热介质温度选取见表2。

2.3 经济性对比

由表2可知,采用氟塑料低温省煤器可利用热量是金属低温省煤器的1.71倍,氟塑料低温省煤器的造价大约是金属低温省煤器的1.5倍~2倍。考虑到氟塑料低温省煤器的使用寿命长达15 a,是金属换热器的2倍左右,长期看,使用氟塑料低温省煤器经济上是合适的。

3 结语

新型氟塑料低温省煤器,换热管采用氟塑料小直径薄壁软管,表面光滑不易结垢,具有极强的耐腐蚀性,可有效防止低温酸腐蚀,能最大限度地利用烟气余热,提高机组经济性[5]。虽然造价较金属低温省煤器高,但可利用烟气余热较多,寿命长,长期来看,使用氟塑料低温省煤器是合适的。

摘要：为了进一步降低排烟温度,提出了一种新型氟塑料低温省煤器。该低温省煤器换热管采用氟塑料制造以防止酸腐蚀。分析表明,新型低温省煤器应用于燃煤电站,经济上是合适的。

关键词：氟塑料,低温省煤器,燃煤电站

参考文献

[1]余建祖.换热器原理与设计[M].北京:北京航空航天大学出版社,2005.

[2]史美中,王中铮.热交换器原理与设计[M].第4版.南京:东南大学出版社,2009.

[3]欧阳录春,谢雪梅,俞卫刚,等.塑料换热器在溴化锂吸收式制冷机中的应用[J].暖通空调,2005(3):65-68.

[4]潘凤红.用于锅炉余热回收的新型低温省煤器设计[J].能源与节能,2011(4):75-76.

燃煤电站锅炉受热面防磨防爆探讨 第6篇

一、树立危机意识

锅炉的安全成为我们愈加关注的问题, 如何规范做好锅炉防磨防爆工作, 对每个发电企业来说都是一个挑战。一旦发生泄漏, 对企业将造成很大的损失, 要进一步提高认识, 居安思危, 警钟长鸣, 切实增强危机感和紧迫感。锅炉“四管”爆漏的机理复杂, 要想解决好这些问题, 就必须从研究分析其失效原因、掌握各个重点部位失效规律, 从化学监督、金属监督、防磨防爆检查等多方位全面监控, 从而制订有效防止或减轻锅炉管失效的对策。

二、受热面的防磨防爆检查

(一) 水冷壁管的检修。

水冷壁管的损坏形式主要表现为磨损、拉裂、高温腐蚀和机械磨损。燃烧器两侧易被煤粉磨损;水冷壁管与侧包覆交界处、炉膛四角易被拉裂;卫燃带上方易发生高温腐蚀;冷灰斗斜坡易被焦块砸坏;这些地方应重点检查。除仔细检查其外观状况外, 还要视情况测量水冷壁管壁厚。水冷壁汽水侧腐蚀包括:垢下腐蚀、酸性磷酸盐腐蚀、碱腐蚀、酸腐蚀、氢损伤、应力腐蚀等。对于水冷壁管内壁腐蚀, 特别是在锅炉水冷壁已经发生内壁垢下腐蚀的情况下, 可直接影响水冷壁管外壁高温腐蚀的速度。

对高参数大容量锅炉水冷壁管外壁高温腐蚀中硫化物型腐蚀往往伴随硫酸盐型腐蚀同时发生。如果该区域水冷壁内壁再发生垢下腐蚀, 势必要发生水冷壁管在短期内就有可能发生泄漏或爆管, 特别是在喷燃器标高上下各2米左右的热负荷高温区, 尤其是焊口部位。因此在锅炉定检中, 应对监视段割管检查, 进行化学与金属技术鉴定工作。

(二) 过、再热器管的检查。

过、再热器受热面管内流动的是高温蒸汽, 其传热性能较差, 而过热器管外是高温烟气, 所以过热器金属壁温比较高, 常接近于管材的极限允许温度, 其工作条件十分恶劣。主要失效形式有过热、磨损、蠕变、疲劳、腐蚀、重皮、开裂等问题。主要检查是否过热烧坏及磨损。对热负荷最高的管段和屏过下部, 应重点检查蠕胀。立式布置的过热器蛇形管下部如处在水平烟道或斜坡处, 常存在烟气走廊, 重点检查该处管子的磨损。顶棚过热器应重点检查向烟道内侧突出的管子, 包覆过热器应重点检查其他受热面与其靠近处, 因为这些地方易出现磨损。

过、再热器, 特别是以对流式传热为主的蛇形管排冲蚀, 主要是飞灰颗粒磨损。实践证明, 飞灰磨损又带有局部磨损的特征, 特别是容易发生在烟气走廊和烟气流速突变的局部位置附近, 最容易发生严重局部磨损。这些部位在停炉后的宏观检查阶段, 一定要注意飞灰磨损检查重点部位。

蛇形管排弯头部位, 主要检查管排变形和端部间隙是否大于管排横向间距, 避免端部出现烟气走廊;穿墙管部位, 主要检查炉墙耐火保温是否脱落;对装有防磨护板的弯头及迎火面直管段, 要重点检查护板是否烧损、变形、脱落、错位, 必要时做修复调整更换。

对布置在水平烟道中垂直布置的过、再热器蛇形管排, 尤其是低温对流过热器、再热器蛇形管排, 在靠近尾部烟道竖井的部位, 在烟气向下转弯处的蛇形管排弯头和两侧墙的蛇形管排的冲刷磨损。在检修中, 应作为重点检查部位。由于过热烧损变形或焊接不牢固, 造成前后屏定位夹持管与屏间交叉处、冷段再热器管排与吊挂管之间定位卡块位移、脱开等造成管壁相互间机械磨损。

后烟道低温过热器、再热器每组管排的弯头处 (从上向下数2、3、4根弯头最严重) 。低温段过热器、再热器管子与省煤器吊挂管交叉处。由于烟气在此处产生涡流扰动而造成磨损。

在检修过程中, 要细致检查上述部位的磨损, 如管束脱排除列, 要及时复位。在后烟道的炉墙附近的通道空间, 为减小其烟气流速, 应安装阻流板, 这样就大大地降低了此空间的烟气流速, 使附近的过热器、再热器磨损得到一定的控制。

无论是蒸汽带水、飞灰带入吹灰工质中、吹灰器卡涩、吹灰压力过高, 还是吹灰喷嘴尺寸过大, 都将损害受热面管。吹灰磨损的位置, 主要是对流传热管排的第一排和最后排管束, 还有吊挂管。

大修中要对高温过热器和再热器蛇形管排出口部位, 进行必要的割管检查, 要对管外壁的沉积物进行必要的成分分析。如出现高温腐蚀产物, 应及时全面彻底地清扫该部位的受热面。而且运行人员应进行必要的燃烧调整, 严格防止该部位的管壁金属超温。可以在彻底清扫受热面的基础上, 尝试在管外壁抹高温防腐涂料, 也是防止继续高温腐蚀的重要措施之一。

(三) 省煤器管的检查。

省煤器在烟气温度较低的区域中工作, 因而一般不会出现过热烧坏问题。但烟气温度低, 烟气中的硫氧化物容易凝结成为酸液, 加上烟气中的灰粒比较硬, 所以省煤器存在飞灰磨损、积灰、腐蚀等问题;根据实践经验, 对省煤器磨损检查的重点部位主要有以下几个方面:主要检查磨损, 其次是检查管内腐蚀。靠墙、弯头及节距不均处, 易形成烟气走廊, 管卡和防磨罩易变形松动, 有异物处及出列管, 都是磨损最剧烈之处, 需重点检查。检查可用手摸、眼看、测厚, 对不能摸、看、测到的地方可割出几排管, 人钻进去检查。为了掌握管内结垢情况, 应在大修时割1~2根省煤器管, 检查管内结垢情况。

省煤器靠后边墙的几排蛇形管, 烟气向下转弯处, 靠近后边墙附近, 由于蛇形管排变形严重, 往往会造成烟气速度场不均匀和局部烟气流速远远大于设计的平均值, 从而加速该部位蛇形管的磨损速度。对穿墙管直管段部位要作为重点检查项目, 主要检查有烟气走廊的局部, 有可能出现烟速突然增加冲刷磨损几率增加, 使磨损速度加快, 所以该部位也是重点检查部位。

省煤器蛇形管排的两侧墙弯头和穿墙管部位特别是对运行多年的锅炉尤其重要。这是因为该部位尽管在安装时管排比较整齐, 但运行一段时间后, 由于蛇形管排受热释放变形应力不一致, 再加上安装检修换管时局部错位, 就有可能在该部位产生局部烟气走廊, 造成局部烟气流速过大, 从而冲刷蛇形管排弯头背弧处和弯头沿烟气流向的下部内弧处。

检查省煤器管子的防磨装置, 应完整无缺, 如有变形、歪斜、烧损的, 应予以更换。加装的防磨瓦应留有一定的膨胀间隙, 以保证防磨瓦受热膨胀不致受阻;确保所加防磨瓦位置正确不偏斜。

检查防磨板和阻流板, 应无明显变形、缺损, 若有应补全省煤器管卡子附近和安装有防磨护板的接口处, 都是可能造成局部冲刷磨损的重点部位。当然对蛇形管排中间的异物, 如检修中遗留的工具、金属物、铁丝等, 这些异物附近也有可能是造成烟气冲刷磨损的重点部位。

(四) 水压试验。

在做好防磨防爆的同时, 也要做好修后水压试验检查。水压试验检查应注意检查焊口、胀口各承压部件有无渗漏。可用肉眼观察, 也可以用手触摸, 在一些特别难检查的地点, 还可用镜子反射或其他工具仪器辅以配合检查, 检查必须全面到位避免疏漏。检查时如发现焊缝处有渗漏或浸润现象, 可在渗漏处表面, 用破布或棉纱擦拭干净, 以查明缺陷的性质。

水压试验时检查人员一定做好防护工作, 统一调度, 配备足够的照明设施及通讯设施。待水压稳定在某一数值后方进入受热面区域进行检查, 一旦发现情况立刻汇报, 检查完毕后, 检查人员全部撤出受热面, 点名确认人员全部返回后才能继续升压。做超压试验时, 要等水压将至工作压力后才能进入受热面区域进行检查。

三、受热面防磨措施实施

受热面防磨防爆过后, 就要根据受热面的具体情况对其进行治理。根据受热面的失效特性, 实施有效的防磨方案, 做到防治结合, 举一反三, 提前预防, 消除安全隐患。同时也要重视诸多因素对受热面的影响, 调整运行方式, 采用合理的风粉配比, 采用最佳煤种, 根据现有状况制定紧急预案。

(一) 受热面的防磨。

为了防止受热面管磨损, 应正确装设防磨瓦;在受热面管子易被烟气、吹灰蒸汽冲刷部位加装180度半圆护瓦。护瓦必须紧贴管子外壁, 防止在护瓦部位形成涡流, 且护瓦应足够长, 完成保护起受热面管子。对易磨损, 冲刷的受热面管, 采用防磨涂料。

大多数爆管是由于局部形成烟气走廊所致, 烟气集中对某几根管子的不均匀冲刷, 造成管子减薄泄漏。检修时要对所有变形或管卡脱落的管排重新上管卡, 调整管子与管子间的距离, 杜绝个别管子突出的存在, 严格按照相关标准执行, 严禁形成烟气走廊或堵塞。

检修过后要做好检修记录, 通过实际磨损情况及金相组织, 核实管子的剩余寿命。特别是运行超过10万小时以上的机组受热面, 一定设好监视段, 密切关注监视段石墨化情况, 做到未雨绸缪, 减少运行机组非停造成的损失。

(二) 燃烧对磨损的影响。

燃料燃烧, 特别是固体燃料燃烧时, 由于燃料中灰分、水分和硫分的存在, 使得锅炉各受热面的工作条件变得恶劣起来。在新煤种使用前要充分了解煤种的挥发分、硫分、灰熔点等重要指标, 论证其经济性。

燃烧要相对稳定, 应接近设计煤种, 特别是改烧灰分多、水分大、热值低、挥发分少的劣质煤时, 往往燃烧不良, 烟速和灰分增加较多, 造成受热面更大磨损。控制煤粉细度 (R90) 在经济范围内, 煤粉太粗, 燃烧不完全, 使飞灰中未燃烬颗粒增加而加重磨损。

四、影响受热面的其它因素

金属监督和化学监督对锅炉的安全运行起着不可或缺的作用, 每一个环节的疏忽大意都可能引起锅炉爆管, 造成经济损失。更换每一根受热面管子前一定打光谱, 确认管子材质正确无误, 新焊口100%无损探伤, 确保更换后的管子不出问题。同时对割管进行金相分析, 预测管子剩余寿命, 杜绝管子因材质变化引起的爆管。

锅炉化学监督根据在线、离线化学监测设备的数据对水、汽进行分析, 采用各种手段调整炉水、蒸汽品质, 防止水、汽系统中金属材料的腐蚀、结垢和积盐, 从而保证锅炉安全、经济运行。保证进入锅炉的水、汽品质能够满足其安全的需要, 避免因介质因素对各设备造成危害。

五、结语

受热面管子的使用寿命不仅与自身材质有关, 而且与使用环境息息相关, 做好各项监督检查工作, 做好检修期间的防磨防爆检查, 掌握受热面磨损的规律, 分阶段、分区域重点检查, 统筹治理, 确保机组安全稳定运行, 这需要我们长时间不懈的坚持, 锅炉检修与监督做好配合, 引起有关管理及技术人员的重视。对影响“四管”破坏的各种原因进行分析, 从严把关, 发现一处治理一处, 把缺陷消除在萌芽状态。

摘要：燃煤电站锅炉受热面磨损是火力发电厂普遍存在的问题。研究分析其磨损机理, 掌握锅炉各部位的磨损规律, 制定防止或减轻磨损的对策, 并在锅炉大、小修中予以实施, 对避免因磨损泄漏造成机组停运, 有着重要意义。

关键词：受热面,防磨防爆,检查监督

参考文献

[1] .岑可法, 樊建人, 池作和等.锅炉和换热器的积灰、结渣、磨损和腐蚀的防止原理与计算[M].北京:科学出版社, 2004

[2] .周强泰.锅炉原理[M].北京:中国电力出版社, 2009

燃煤电站 第7篇

国内已有很多学者开展关于烟气含氧量最优值的研究。苍国超等建立运行氧量、机组供电煤耗率与机组运行参数的网络模型,并以机组的供电煤耗率为优化目标,借助遗传算法对模型的输入参数进行全局寻优,最终得到了不同运行工况下的最佳氧量预测值［1］。刘福国等分析了多个运行经济指标在炉膛出口烟气含氧量变化下的影响,建立了以净供电煤耗为因变量,运行经济指标为自变量的方程,从而求出机组的经济运行氧量［2］。谷俊杰等分析了热经济性参数在烟气含氧量影响下的变化特性,并建立以最小供电煤耗率为目标的最佳烟气含氧量偏微分方程,从而得出电站锅炉不同工况下的最佳烟气含氧量设定值［3］。

笔者以锅炉热平衡原理为基础,分析过量空气系数、飞灰含碳量和排烟温度在烟气含氧量影响下的变化特性并建立以锅炉效率为目标的在线最佳烟气含氧量计算模型,通过在线计算可以确定电站锅炉在不同负荷下的最佳烟气含氧量设定值。

1 最佳烟气含氧量模型1

1. 1 反平衡法锅炉效率表示

根据反平衡法计算锅炉的各项热损失,求取锅炉热效率:

式中Q2———单位质量燃料的排烟热损失,k J/kg;

Q3———单位质量燃料的化学未完全燃烧热损失,k J/kg;

Q4———单位质量燃料的机械未完全燃烧热损失,k J/kg;

Q5———单位质量燃料的锅炉散热热损失,k J/kg;

Q6———单位质量燃料的灰渣物理热损失,k J/kg;

Qr———燃料的收到基发热量,k J/kg;

q2~q6———相应各部分的热损失百分比,%;

ηb———锅炉效率,%。

在我国现行的电站锅炉性能试验规程GB10184-1988 中,一般用燃料的收到基低位发热量Qdw来代替Qr。

1. 2 锅炉效率关键参数计算

建立笔者提出的最佳烟气含氧量在线计算模型需要利用煤的元素分析和低位发热量。采用GB 10184-1988 进行锅炉效率试验,主要测量如下参数。

入炉的燃煤化学元素分析成分。主要包括燃煤的收到基低位发热量Qdw( k J) 、燃煤的碳含量Car( % ) 、灰分Aar( % ) 、氢含量Har( % ) 、氧含量Oar( % ) 、氮含量Nar( % ) 、硫含量Sar( % ) 和水分Mar( % ) 。

笔者所选的研究对象为贵州某燃煤火力电站2 号300MW机组锅炉,其入炉燃煤的化学成分如下:

Aar27.67%

Car58.02%

Har1.90%

Mar10.00%

Nar0.83%

Oar0.89%

Sar0.69%

Qdw20 992k J / kg

锅炉的生产测量参数主要包括锅炉烟气含氧量O2( % ) 、排烟温度tpy( ℃) 、烟气的飞灰含碳量Cfh( % ) 及空气绝对湿度dk( kg /kg) 等。

1kg燃料燃烧后烟气中氮气份额主要由3 部分组成: 燃料中的氮、理论空气中的氮和过量空气中的氮,即,其中V0为1kg燃煤完全燃烧需要的理论空气体积,V0= 0. 0889 ( Car+ 0. 375Sar) + 0. 265Har-0. 0333 × Oar。1kg燃料中的氢完全燃烧产生11. 1m3的水蒸气,同时空气中含有一定量的水蒸气,因而烟气中的水蒸气份额。其中 α 为烟气的空气过量系数。

求得1kg煤粉燃烧所需的理论空气量为V0,则进入炉膛的煤粉完全燃烧所产生的理论干烟气量。实际干烟气量Vgy=V0gy+(α-1)V0,干烟气平均比热cgy=PCO2·cCO2+PO2·cO2+PN2·cN2,其中,cCO2、cO2和cN2为CO2、O2和N2的定压体积比热,通过国家标准可以查询各个温度下的cCO2、cO2和cN2;烟气CO2体积占,烟气N2体积占比PN2=1-PCO2-PO2。

空气绝对湿度,其中,为空气相对湿度,Φ;pa为就地大气压,Pa;(pb)0为t0温度下的水蒸气饱和压力,Pa。

1. 3 基于烟气含氧量的锅炉效率分析计算模型

排烟温度是电站燃煤锅炉运行中非常重要的一个参数。排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项,排烟热损失占所有热损失的60% ~80%［4］。如果排烟温度过高,则会影响电站锅炉的安全性和经济性。灰渣含碳量也是锅炉运行中一个重要的参数。电站锅炉中灰渣含碳量包括飞灰含碳量和炉渣含碳量。与灰渣平均含碳量有关的损失为机械不完全燃烧热损失。过量空气系数定义为燃料燃烧时实际空气量和理论燃烧空气量的比值。过量空气系数的变化对电站锅炉的燃烧影响比较大。另外,过量空气系数与其他运行参数的耦合性比较强。当过量空气系数变化时,主汽温、主汽压、再热汽温、再热汽压、排烟温度及灰渣含碳量等都会发生变化［5］。

因此,笔者建立以锅炉效率 ηb为因变量,过量空气系数 α、排烟温度tpy和飞灰含碳量Cfh为自变量的函数,即:

将式( 2) 对烟气含氧量O2求导,可以得到锅炉效率 ηb对电站锅炉运行过程中烟气含氧量O2的偏导数关系:

其中,分别为过量空气系数、排烟温度和飞灰含碳量引起的锅炉热效率ηb的变化率;分别为运行过程中过量空气系数、排烟温度和飞灰含碳量在改变烟气含氧量下的变化率。

建立了电站锅炉运行过程中基于烟气含氧量变化的锅炉效率定量分析计算模型,从数学角度反映了电站锅炉运行过程中烟气含氧量变化引起热经济性参数变化,进而通过热经济性参数影响锅炉热效率的本质过程。

2 热经济性参数的微增量方程计算

2. 1 基于烟气含氧量的过量空气系数变化对锅炉效率的影响

根据GB 10184-1988 可以得到过量空气系数变化对锅炉效率的影响为:

另外,根据得出:

2. 2 基于烟气含氧量的排烟温度变化对锅炉效率的影响

与排烟温度有关的热损失为排烟热损失,其占比q2定义为:

当过量空气系数一定,基准温度一定时,只考虑排烟温度影响的排烟热损失。当排烟温度变化时,引起锅炉效率的变化量为:

其中,,烟气温度变化量Δtpy=t'py-tpy。

因此有:

式中cgy———干烟气平均比热,k J/( kg·℃) ;

cH2O———水蒸气平均比热,k J/(kg·℃);

Qgy2———干烟气带走的热量,k J/kg;

QH2O2———烟气所含水蒸气的显热,k J/kg;

t0———基准温度,℃;

tpy———排烟温度,℃;

Vgy———单位燃料燃烧生成的干烟气体积,m3/kg;

VH2O———烟气中所含水蒸气容积,m3/ m3。

排烟温度对烟气含氧量的偏导数tpy/ O2可以表示为:

其中,f=ad/(ad+af),表示烟气对流传热系数在总传热系数中所占的份额,ad为烟气对流传热系数,af为烟气辐射传热系数;k为烟道漏风系数。可以采用空气预热器出入口的氧含量来间接计算其漏风系数,漏风系数可以由空预器出口过量空气系数减去入口过量空气系数求得,即k=αout-αin。

2. 3 基于烟气含氧量的飞灰含碳量变化对锅炉效率的影响

灰渣含碳量表明燃煤在炉内未燃尽的程度,灰渣含碳量越高,未燃尽的碳越多,未完全燃烧热损失就越大。与灰渣平均含碳量有关的损失为机械未完全燃烧热损失,其占比q4定义为:

式中afh———飞灰份额,%,对于研究对象的W型火焰煤粉炉其通常取85%;

———灰渣平均含碳量,%;

Cfh———飞灰含碳量,%;

Clz———炉渣含碳量,% 。

由于炉渣含碳造成的机械不完全损失为0. 5% ~ 1. 0% ,对锅炉效率影响较小,所以将Clz认定为定值。飞灰含碳量变化,其他参数都不变,则对锅炉效率的影响为:

因此有:

利用2012 年4 ~ 5 月的锅炉运行数据,建立不同负荷下飞灰含碳量与烟气含氧量之间的数学关系。结果见表1。

锅炉二次风主要为煤粉燃烧提供氧气,如果氧气不足,会导致煤粉缺氧燃烧,化学不完全燃烧损失会增加,从而导致飞灰含量增大,但是氧量过大也会导致飞灰增多,原因是过多的二次风进入炉膛使锅炉的温度水平降低,使煤粉燃尽难度变大。另一方面过高的氧量会增加烟气量,使烟气流速增加。烟气流速的增加导致煤粉在炉膛里燃烧时间缩短,可能会带走部分没有燃尽的煤粉,从而也会导致飞灰增多［6］。

锅炉运行负荷增加时,煤粉消耗量增多,水冷壁的吸热量也会随之增加,使得炉膛平均温度升高,煤粉在高负荷时,容易燃尽,使飞灰含碳量降低。但锅炉负荷并非越高越好,过高的锅炉负荷容易引起炉膛结焦［7］。

根据以上氧量和负荷对飞灰含碳量影响的分析,飞灰含碳量与氧量的关系用抛物线方程拟合,负荷与氧量的关系用线性方程拟合,即f( Cfh) =a( 1) x2+ a( 2) xy + a( 3) x + a( 4) y + a( 5) ,其中x为烟气含氧量,% ; y为锅炉负荷,MW; a ( 1) 、a( 2) 、a( 3) 、a( 4) 、a( 5) 为方程的系数。

表1 中数据的最小二乘拟合结果为:

残差平方和RSS为1. 189 2,拟合结果在可接受范围内。从而可以求出在特定负荷下烟气含氧量的变化对飞灰含碳量的影响,即。

3 实例验证和分析

笔者选取的实验仿真对象为贵州某燃煤火力电站2 号300MW机组锅炉。将式( 4) 、( 5) 、( 8) 、( 9) 、( 13) 、( 15) 和不同负荷下( 180、200、220、240、260、280、300MW) 的运行参数代入式( 3) ,即可得到不同负荷下的最佳烟气含氧量( 图1) 。

由于模型所用参数都能通过锅炉安装的DCS系统在线获得,因而模型可以在线计算最佳烟气含氧量。相比之前许多学者的研究结果基本都是离线下的分析结果,这是该模型的优势之一。在线计算结果如图2所示,数据采集为锅炉某天约10h的数据,采样间隔时间为5s,共有7 000个点。

4 结束语

建立了过量空气系数、排烟温度和飞灰含碳量的变化对锅炉效率影响的计算模型和各经济参数与烟气含氧量的变化关系,这些研究对运行人员在工作中调节控制电站锅炉有一定的指导意义。在此基础上,得到了不同负荷下最佳烟气含氧量设定值曲线并实现了在线计算最佳烟气含氧量的目标,据此可以调节锅炉不同负荷下的二次风量,使实际烟气含氧量等于最佳烟气含氧量设定值,实现电站锅炉的高效经济运行。

摘要：基于锅炉热平衡原理,分析过量空气系数、飞灰含碳量和排烟温度对锅炉效率的影响,建立了热经济性参数在烟气含氧量影响下的计算模型和以锅炉效率为目标的最佳烟气含氧量数学模型。以一台300MW机组为例,实现了电站锅炉不同负荷下最佳烟气含氧量的在线计算。

燃煤电站锅炉二次风控制系统优化 第8篇

《电力行业“十二五”规划》指出,到2015年,火电供电煤耗需降至325克标准煤/千瓦时。大型火力发电机组的锅炉效率每提高1%,整套机组的效率能提高0.3%-0.4%[1]。

风煤比是影响燃烧效率的关键因素。目前电站燃煤锅炉的二次风控制系统投运状况不太理想,原因包括:一是氧量设定值不准确。由于最佳烟气含氧量和最佳风煤比具有等价的关系,因此对最佳风煤比的研究往往转化对最佳烟气含氧量的研究[2];在这方面的研究成果中,张斌等[3]研究了锅炉运行参数的变化对供电煤耗率的影响并建立了锅炉主要运行参数变化对供电煤耗率的影响模型。谷俊杰等人[4]研究了基于烟气含氧量变化的电站锅炉变工况运行经济分析方法。二是二次风量控制系统不能及时地使送风调节回路跟踪负荷的变化,从而使燃烧系统具有合适的风煤比。由于二次风量控制系统伴随着物理化学反应,无法精确地建立模型,同时由于被控对象具有滞后、时变等非线性,传统的PID无法满足要求,使得系统稳定性变差,调节时间变长[5]。王慧丽[6]对风量控制系统采用模糊控制的方法来控制二次风机的指令,用模糊控制器替换传统的PID控制,验证了模糊控制在辨识精度和稳定性方面具有更好的效果。

针对氧量设定值和二次风优化控制问题,本文建立了各热经济性参数在烟气含氧量影响下的变化特性计算模型和以锅炉热效率为目标的最佳烟气含氧量偏微分方程;其次,针对二次风量控制系统,研究了Smith模糊PID复合控制方法,在模型匹配和失配情况下进行了仿真研究。

1 最佳烟气含氧量模型

1.1 反平衡法锅炉效率表示

根据反平衡法则计算锅炉的各项热损失求取锅炉热效率:

式中ηb:锅炉效率;Q2:单位质量燃料的排烟热损失;Q3:单位质量燃料的化学未完全燃烧热损失;Q4:单位质量燃料的机械未完全燃烧热损失,;Q5:单位质量燃料的锅炉散热热损失;Q6:单位质量燃料的灰渣物理热损失;q2,q3,q4,q5,q6分别为相应的各部分热损失的百分比,%。Qr:燃料的收到基低位发热量。

1.2 基于烟气含氧量的锅炉效率分析计算模型

烟气含氧量的变化直接会导致过量空气系数的变化,也直接影响Q2,Q3和Q4。烟气含氧量如果过高,则排烟热损失过大;烟气含氧量过低,则不完全燃烧热损失升高。当氧量逐渐增加,Q2+Q3+Q4会先减小后增加,因此存在一个最小值,与最小值对应的氧量为最佳烟气含氧量。

排烟温度是电站燃煤锅炉运行参数中非常重要的参数。排烟热损失占所有热损失中的60%~80%。

电站锅炉中灰渣含碳量包括飞灰含碳量和炉渣含碳量。与灰渣平均含碳量有关的损失为机械不完全燃烧热损失。

过量空气系数定义为燃料燃烧时实际空气量和理论燃烧空气量的比值。过量空气系数的变化对电站锅炉的燃烧影响比较大。另外,过量空气系数与其他运行参数的耦合性比较强。

由于热效率主要受以上变量影响,本文忽略其他因素(例如散热损失)。建立以锅炉热效率ηb为因变量,过量空气系数α、排烟温度tpy和飞灰含碳量Cfh为自变量的函数,即:

将上式对烟气含氧量O2求导,可以得到锅炉效率ηb对电站锅炉运行过程中烟气含氧量O2的偏导数关系:

式中分别为过量空气系数,排烟温度和飞灰含碳量引起的锅炉热效率ηb的变化率;分别为运行过程中过量空气系数,排烟温度和飞灰含碳量在改变烟气含氧量下的变化率。

令式(3)右边为0时,所对应的氧量即为锅炉热效率最高的最佳烟气含氧量。

2 热经济性参数的微增量方程计算

2.1 烟气含氧量变化时排烟温度对热效率影响

当排烟温度变化时,锅炉效率的变化量为:

其中烟气温度变化量

因此:

式中Q2gy:干烟气带走的热量;:烟气所含水蒸汽的显热;Vgy:每千克燃料燃烧生成的干烟气体积;:烟气中所含水蒸汽容积;cgy:干烟气平均比热;:水蒸汽平均比热;tpy:排烟温度;t0:基准温度。

排烟温度对烟气含氧量偏导数可以表示为

式中f=ad/(ad+af),表示烟气对流传热系数在总传热系数中所占的份额。ad:烟气对流传热系数,af:烟气辐射传热系数,k:烟道漏风系数。漏风系数可以由空预器出口过量空气系数减去入口过量空气系数求得:k=αout-αin

2.2 烟气含氧量变化时过量空气系数对热效率影响

根据电站锅炉运行规程可以得到过量空气系数变化对锅炉效率的影响为:

根据得出:

式中V0:理论空气体积;dk:空气绝对湿度。

2.3 烟气含氧量变化时飞灰含碳量对热效率的影响

式中为灰渣平均碳含量,Aar为收到基灰份。

其中afh为飞灰份额,对于研究对象的“W”型火焰煤粉炉这一数值通常取85%;Cfh为飞灰含碳量;Clz为炉渣碳含量;由于炉渣含碳造成的机械不完全损失为0.5%-1%,对锅炉效率影响较小,所以将Clz认定为定值。

飞灰含碳量变化对锅炉效率的影响为:

因此:

利用2012年4月至5月的锅炉运行数据,建立不同负荷下飞灰含碳量与烟气含氧量之间的数学关系。结果如表1所示。

根据氧量和负荷分别对飞灰含碳量影响的分析,飞灰含碳量与氧量的关系用抛物线方程拟合,负荷与氧量的关系用线性方程拟合,即:

其中x:烟气含氧量,%;y:锅炉负荷,MW;a(1)、a(2)、a(3)、a(4)、a(5)是方程系数。

根据表2数据做最小二乘拟合,得:

残差平方和:RSS=1.189 2,拟合结果在可接受范围内。

从而可以求出在特定负荷下烟气含氧量的变化对飞灰含碳量的影响,即

将式(4)、(5)、(8)、(9)、(13)和(15)代入式(3),并将不同负荷下(180MW、200 MW、220MW、240 MW、260MW、280 MW和300MW)的运行参数代入式(3),即可得到不同负荷下的最佳烟气含氧量,如图1所示。

3 基于Smith模糊PID控制算法的二次风量控制系统

3.1 二次风量控制系统简介

二次风量控制系统是以给煤量作为前馈的PID控制系统,对供给锅炉二次风量进行调节,如图2所示。

送风量控制系统首先将给煤B0通过燃料量—二次风量关系函数f2(x)得到二次风量粗调量VB,乘以来自烟气含氧量的校正系数K得到初始二次风给风量V1,实测二次风量V2与初始二次风给风量V1的偏差信号e经过PID控制器,控制二次风的开度,用以保证空燃比。而校正回路利用电站锅炉安装的烟气含氧量检测装置反馈实际烟气含氧量O2,根据烟道中的烟气含氧量测量值O2与根据负荷D而变化的最佳烟气含氧量Ob之间的偏差,利用PI调节器,并乘以风/煤比校正函数f3(x)得到最佳风煤比例校正系数K对粗调量进行调节,通过对二次风指令V1的校正调节进入炉膛的二次风量。另外,f1(x)为负荷—最佳含氧量关系函数,给出了随负荷改变烟气中最佳含氧量的设定值。转换函数f4(x)反馈烟气含氧量。

3.2 Smith模糊PID控制算法

为比较二次风量控制系统控制器的控制性能,设计图3的单回路纯时滞控制系统,被控对象二次风量的传递函数利用一阶加纯滞后进行模型辨识:

式中K、T和τ分别表示增益、时间常数和纯滞后时间。

由于二次风量控制系统为滞后系统,且建立精确的数学模型比较困难。传统的PID控制方法无法很好的解决问题。Smith预估控制对于时滞系统具有良好的控制作用,它在估计对象动态特性的基础上,用一个预估模型进行补偿,从而得到一个没有时滞的被调节量反馈到控制器。Smith预估控制的优点是将时滞环节移到了闭环之外,缺点是过分依赖精确的数学模型。考虑到模糊控制器对参数变化不敏感的特点,将模糊控制器引入到Smith预估控制系统中,将Smith和模糊PID控制方法相结合,构成一种Smith模糊PID控制系统,如图4所示。

3.3 二次风量控制系统Smith模糊PID控制器设计

模糊PID以误差值E和误差变化率EC作为控制器的输入,利用模糊控制器规则对PID参数修正,将PID参数的修正量ΔKp,ΔKi和ΔKd作为输出量。输入量,输出量的模糊论域:{-6,-5,-4,-3,-2,-1,0,1,2,3,4,5,6}。把以上在[-6,+6]之间的变量分成七个等级,每个等级作为一个模糊变量,并对应一个模糊子集或隶属度函数,分别如下:{PB,PM,PS,ZM,NS,NM,NB},依次代表“正大,正中,正小,零,负小,负中,负大”。输入输出的隶属度函数取三角函数。

在PID控制器中,三个参数Kp,Ki和Kd的作用不同,根据三个参数的不同作用得到不同误差E和误差变化率EC是的参数整定规则,根据参考文献[5],得出ΔKp,ΔKi和ΔKd的模糊控制规则表,如表2所示。

根据模糊规则表,采用加权平均法作为去模糊方法,则计算出在不同的误差和误差变化时PID参数的调整量的输出值。PID参数的整定算式为:

式中Kp0、Ki0、Kd0是Kp、Ki、Kd的初始值,它们通过常规的方法得到。ΔKp、ΔKi、ΔKd是模糊控制器的输出,即PID参数的校正量。

3.4 仿真验证与分析

本文选取某300 MW燃煤电站锅炉二次风量为被控对象,其近似一阶纯滞后模型为:模型的输入为二次风量,t/h;输出为烟气氧含量。

为了说明本文所提出的Smith模糊PID控制方法在处理模型失配和时滞方面的有效性,选取了常规PID控制方法和Smith模糊PID方法进行对比。输入为阶跃信号。PID参数采用Ziegler-Nichols整定法,分别为Kp=2,Ki=0.04,Kd=4。仿真结果如图5所示。

图5为模型匹配的情况下三种控制方法的阶跃响应曲线。可以看出,相比PID控制超调较大,Smith模糊控制和Smith预估控制均没有超调;在没有超调的前提下,Smith模糊控制比Smith预估控制的调节时间更少。综合来讲,在模型匹配的情况下,Smith模糊控制的控制性能要好于Smith预估控制和传统的PID。

图6为模型失配情况下三种方法的阶跃响应对比曲线,选择模型时间常数为T=50,τ=20(统计意义下最长的时间延迟)。在这种情况下,PID控制器的调节时间比较长而且超调量也明显增加到50%;Smith预估控制也出现了超调且调节时间比较长;相比而言,虽然Smith模糊控制也出现一点超调但能较快回归到阶跃值。通过比较,可以得出结论,Smith模糊控制能够取得较好的控制效果,具有更好地鲁棒性。

4 结束语

针对二次风控制系统风煤比优化问题,本文建立最佳烟气含氧量模型,得到电站锅炉运行中不同负荷下的最佳烟气含氧量设定值。研究结果对系统二次风量的调节具有借鉴意义。对于二次风控制系统,通过仿真表明:Smith模糊PID控制器充分发挥了模糊控制器和Smith预估器的优点,对纯滞后特性有较好的补偿作用,提高系统的动、静态性能。

摘要：针对二次风控制系统中的风煤比优化问题进行研究。首先,以锅炉热平衡原理为基础,分析了过量空气系数、飞灰含碳量及排烟温度对锅炉效率的影响,建立了热经济性参数在烟气含氧量影响下的计算模型和以锅炉效率为目标的最佳烟气含氧量数学模型。其次,对于二次风控制系统,提出了用Smith模糊PID控制器替换传统的PID控制器的控制方法。最后,通过实验仿真比较两种控制器在被控对象模型匹配和不匹配情况下的控制性能。

关键词：二次风控制系统,最佳烟气含氧量,飞灰含碳量,Smith预估器,模糊PID控制

参考文献

[1]应剑,徐旭,王兴龙.电站锅炉燃烧优化技术的发展与应用[J].能源工程,2006,26(2):55-58.

[2]黄超,徐向东.基于NNARMAX辨识的最佳含氧量自主寻优[J].清华大学学报:自然科学版,2007,93(2):215-218.

[3]张斌.电站锅炉运行参数对供电煤耗率的影响[D].河北:华北电力大学,2010.

[4]谷俊杰,孔德奇,高大明,等.电站锅炉燃烧优化中最佳烟气含氧量设定值的计算[J].华北电力大学学报:自然科学版,2007,34(6):61-65.

[5]刘统.火电厂燃烧系统风煤比多参量协调控制研究[D].重庆:重庆大学,2012.

燃煤电站 第9篇

1 经验模型和燃烧调整试验方法

经验模型实际上是建立在实验研究的基础上,通过大量的实验室和电站锅炉上的系统实验,总结出锅炉NOx排放量与各种参数变化之间的经验关系式,用于运行中锅炉NOx排放量的预测。目前国内外提出的经验模型很多[1,2]。如Pohl等人提出的经验模型[1]考虑了煤质特性、运行氧量、锅炉燃烧器区域热负荷、燃烧方式(分级或不分级)等对NOx排放量的影响,该模型被包括在美国EPRI煤质评价专家系统中用于锅炉NOx排放量的预测。

由于现有经验模型往往采用简单的函数形式,难以描述各因素之间的相互影响和相互作用,因此,现有经验模型预测的准确性和通用性一般是极有限的。另一方面,许多经验关系式提出的年代较早,而对于采用先进低NOx燃烧系统的锅炉,其适用性则需要实际情况的检验或者重建。

在中国,电站锅炉运行中NOx的排放控制一般依赖于锅炉的燃烧调整试验的结果。在燃烧调整试验时,试验人员一般通过改变单一的主要运行参数,如通过改变过量空气系数(或氧量)、配风方式、磨煤机磨组运行方式等,获得单一参数变化时NOx排放量的变化,并绘制出相应的单一因素和NOx排放量的关系曲线,以提供给电厂运行人员。

燃烧调整试验在单因素影响的预测方面具有实用性,但单因素试验都是在基准工况条件下的变量试验,而锅炉运行的条件和因素很多,这些在运行过程中一般是变化的,为了适应其他因素变化的影响,经验关系式的系数一般必须随运行的条件而改变[3]。尽管如此,燃烧调整试验方法是目前我国大型电厂广泛使用的方法,它也是其他预测模型建立和评价的基础。根据单因素试验的结果,确定各因素对NOx排放影响程度,以此为基础根据主要因素的影响,对锅炉运行时NOx排放进行预测则可提高预测方法的可靠性和实用性。

2 数学模型和优化方法

除燃烧调整试验方法外,考虑到锅炉NOx排放量的影响因素众多和复杂性,目前国外有相当多的电厂采用基于人工神经网络的方法对锅炉NOx排放量进行预测,并应用于控制系统中进行运行的优化控制[4],我国在这方面也开展了相当多的卓有成效的研究工作[5]。

用人工神经网络来预测NOx排放的模型是一种较好的非线性黑箱模型[5],它不需要详细了解NOx排放与各操作参数之间的关系,就可以预测NOx的排放量,已有的研究表明其具有相当的准确性。但是普通的人工神经网络模型难以给出输入各参数与输出的关系,或者说很难给出各运行工况参数对输出参数(即NOx排放量)贡献的大小,因此对于运行的需要而言并不直观。虽然可以在建模方面进行一定的改进,如在模型中考虑NOx生成机理和电厂运行实际条件,但其作用在于提高模型的准确性,上述问题仍然难以解决。

理论上看,采用基于人工神经网络方法预测锅炉NOx排放量能应用于机组控制系统,但从锅炉运行人员的角度看,必要时仍然需要根据锅炉运行参数对NOx排放量影响特性用于运行优化调整。虽然目前有采用参数识别和神经网络的结合来得到主要运行参数与NOx排放量之间的关系[6],但其结果仍有待于试验结果的检验,而模型和上述关系的建立也依赖于大量试验结果数据及其可靠性。此外,人工神经网络方法建模本身还存在许多问题有待于进一步的研究解决[7],特别是网络建模所必需的样本数量多,而目前的研究中采用实炉测试工况数据数量很有限,且实际测量数据在统计意义上的准确性和可靠性也可能存在不确定性。由于试验条件限制而不可能进行大量工况的试验,又不可能进行经常性的现场试验,这也是基于试验工况所建立的模型难以适应实际工况的重要原因。因此,人工神经网络方法的研究、开发和应用也有待于锅炉燃烧NOx试验方法的研究和改进。应用锅炉现有在线测量数据,则可以对上述缺陷进行改进,目前这方面也有较好的尝试。

除人工神经网络方法之外,支持向量机模型方法也被应用到NOx排放的预测和运行优化,国内近年来在这方面开展了大量的研究[7]。支持向量机(SVM)算法作为一种新的统计学习方法在建模方面显示了良好的优势,成为了模式识别和回归分析领域的重要工具。该方法可应用于NOx排放预测的建模,以实现在线运行的优化,采用在线运行数据,可获得运行参数和NOx排放之间的关系,这无疑可为运行人员提供良好的参考依据,因而具有良好的应用前景。

3 计算流体力学(CFD)模拟方法

计算CFD模拟是预测电站锅炉燃烧过程和NOx排放量常用方法[8]。因CFD模型可详细考虑炉内的流动、传热、燃烧反应和NOx生成过程,在已知锅炉结构燃烧系统结构和运行输入条件的前提下,理论上可以准确预测不同运行条件下锅炉的NOx排放量及煤质等条件变化的影响。因此,目前该方法在国内外被广泛用于锅炉特别是燃烧器及燃烧系统设计和燃烧改造时预测NOx排放量,以预测设计、改造方案的效果,也更多地应用于锅炉运行性能和NOx排放特性的研究和分析[8]。虽然CFD技术因受各基础模型在理论上的准确性和输入运行数据准确性的限制,其预测结果的准确性因而受影响,但随着燃烧等基础模型研究的进步,其可靠性正日益提高,这也是该技术日益广泛应用的原因。在国外,CFD技术甚至被开发作为重要的辅助手段结合到锅炉运行控制中[8],应用其对炉内流动和燃烧过程模拟得到的丰富分布数据为运行人员提供更全面的运行信息,这方面在提高运行水平上无疑具有良好的应用前景。

数值模拟的对象是某厂超超临界1 000 MW机组锅炉的炉膛。该炉膛横截面为长方形,由膜式水冷壁构成。炉膛宽度为32 084 mm、深度15 670 mm、高度65 900 mm。炉膛上方布置高度为14 500 mm的分隔屏和屏式过热器。

3.1 计算区域和网格

计算区域包括整个炉膛及屏区,从冷灰斗到屏式过热器后的炉膛出口烟窗。计算根据锅炉和燃烧器的实际结构尺寸在以上区域划分计算网格。在网格划分时,各角燃烧器各喷口和AA风喷口采用了实际的尺寸和结构布置。为适应燃烧器喷口的尺寸和实际的结构布置,并考虑燃烧器喷口附近区域流动、反应过程参数的显著变化,在燃烧器区域炉膛和AA风区域炉膛特别是燃烧器喷口附近采用了局部加细的网格。而对燃烧器区域与AA风区域之间、燃烧器区域以下和AA风以上区域炉膛,网格尺寸逐渐放大,以实现网格尺寸的平稳过渡。对于屏区空间特别是炉膛宽度方向也采用了加细的网格,以合理模拟屏区的流动和传热过程。计算区域的网格及其分布如图1所示。

3.2 CFD模型选择

数值模拟计算时采用的模型简述如下:

(1)炉内气体流动模型。炉内气体流动为三维湍流流动,其平均流可视为稳态流,模拟时采用常规的守恒方程(连续性方程、动量守恒方程和能量守恒方程等)进行描述。其中气相湍流的描述采用标准k-ε双方程模型。

(2)煤粉颗粒的运动采用拉格郎日方法描述,即采用随机轨道模型来模拟炉内颗粒的运动过程。

(3)煤粉颗粒燃烧模型的主体为颗粒的能量平衡方程,其中考虑颗粒加热、热解和挥发分释放、煤焦燃烧过程以体现颗粒燃烧过程的热质变化,这些热质变化作为源项作用到连续相(气相)的守恒方程之中去。对于煤粉的燃烧过程,热解采用传统的双方程模型来描述,而焦颗粒的燃烧则采用动力学/扩散模型。

(4)气相湍流燃烧的过程采用非预混燃烧模型模拟,采用混合分数-概率密度函数模型来描述气相燃烧。

(5)炉内辐射过程的描述则采用P1模型,该模型对于锅炉这种大尺寸结构内辐射传热计算既可节省计算时间又不失计算的精度。

(6)热力NOx生成模型采用经典的扩展Zeldovich机理。对于燃料NOx的生成,模型考虑煤的挥发分和焦中燃料N的转化,因模拟涉及的煤种均为典型的烟煤,所以假定挥发分和焦炭N转化为中间产物HCN,HCN再氧化成NO或转化成N2。除燃料N转化外,模型还包括了NO在焦表面的还原过程及其对NOx生成的影响。

3.3 数值模拟的边界条件

数值模拟的入口边界条件主要是燃烧器各喷口的入口条件,包括气相的速度、温度、湍流特性以及煤粉颗粒流量、温度、粒径分布等。出口边界即炉膛出口烟窗,采用普通的出口条件描述。固体壁面上采用无速度滑移和无质量渗透条件,还考虑温度和辐射率等特性。

燃烧器喷口的入口条件根据锅炉的设计和运行条件确定,其中气相即空气采用各次风速、风温等来确定,而对煤粉颗粒,除考虑速度和温度外,还包括颗粒特性。颗粒尺寸采用Rosin-Rammler分布,煤粉细度R90=18%~20%(设计值)。因模拟锅炉额定(BRL)负荷下的炉内燃烧过程,实际过程采用5台磨运行,所以模拟时采用5层浓淡煤粉燃烧器运行方式。模拟采用随机轨道模型跟踪煤粉的运动和燃烧过程,计算中共跟踪7 200颗粒。而对于壁面,主要采用辐射率和表面温度来模拟其辐射特性,而表面温度根据热力计算结果估算。

3.4 模拟计算结果

采用CFD数值计算得到的1 000 MW超超临界锅炉炉膛内NOx浓度场分布的结果模拟计算得到CO的浓度场、O2的浓度场和NOx的浓度场分布结果[8],如图24所示。

模拟计算结果表明,该锅炉采用PM燃烧器和MACT燃烧系统,燃烧区域形成了巨大的还原性区域,体现出炉内深度空气分级燃烧的作用,因而显著地抑制了主燃烧区域NOx的生成和有利于以生成的NOx的还原,其结果是炉膛双切圆的中部大部分区域NOx浓度极低,因此炉内整体NOx浓度水平也不高。

相对于燃烧调整试验,CFD技术可获得丰富的炉内流动、燃烧和NOx生成特性等方面的信息,利用该技术对先进燃烧系统锅炉的运行进行模拟研究和性能分析,更适应于深入了解低NOx燃烧系统的燃烧和NOx生成排放特性,以作为锅炉低NOx燃烧运行的参考依据,这无疑对充分发挥先进系统的作用,实现锅炉安全、稳定、经济运行和低NOx排放具有重要的意义。

4 结束语

燃煤电厂运行过程中对锅炉NOx排放量的预测和控制的常用方法,主要包括基于燃烧调整试验的经验方法、基于优化控制的数学模型方法和CFD性能模拟和分析方法。在国内外研究和应用现状评述的基础上,采用CFD技术对先进燃烧系统锅炉的运行进行模拟研究和性能分析,以实现锅炉安全稳定、高效和低NOx排放运行的目标。锅炉运行人员可以通过对NOx排放量的可靠预测,来提高锅炉优化运行的水平。

参考文献

[1]POHL J H,CHEN S L,HEAP M P,et al.Correlation of NOxEmissions with Basic Physical and Chemical Characteristics ofCoals[R],In Proceedings of the 1982 Joint Symposium on St-ationary NOx Control,EPRI Report No.CS-3182,1983.

[2]DAVISON R M.How Coal Properties Influence Emissions[M].IEA Report CCC/28,London:IEA Coal Research,2000.

[3]刘志超.燃煤锅炉NOx排放浓度影响因素的试验和分析[J].电站系统工程,2005,21(5):30-34.

[4]SMOUSE S.M.,WILDMAN D J,MACLLVRIED T S,et al.Estimation of NOx Emissions from Pulverized Coal-fired Uti-lity Boilers[C].In Joint EPA/EPRI Symposium on StationaryCombustionNOx control,1994.

[5]周昊,朱洪波,曾庭华,等.大型四角切圆燃烧锅炉NOx排放特性的神经网络模型[J].中国电机工程学报,2002,22(1):33-37.

[6]梁森,李凌.电站锅炉低NOx排放的参数辨识[J].动力工程,2006,26(5):671-675.

[7]王春林,周昊,李国能,等.大型电厂锅炉NOx排放特性的支持向量机模型[J].浙江大学学报(工学版),2006,40(10):1787-1791.