亚临界氧化

亚临界氧化（精选7篇）

亚临界氧化 篇1

摘要：结合亚临界机组锅炉运行、检修的总结, 对末级过热器管排的取样进行了金相分析、硬度测定、氧化皮检查, 分析了氧化皮的生成及剥落原因式, 并提出了控制氧化皮形成和剥落在运行及检修中的预防措施。

关键词：亚临界锅炉,氧化皮,防范措施

0 引言

随着亚临界300MW燃煤机组的大量投产及长期的运行, 锅炉高温受热面蒸汽通道氧化皮问题成为锅炉爆管的主要原因之一, 同时也带来了传热恶化、汽轮机固体颗粒侵蚀、汽门卡涩、叶片损坏等诸多问题, 成为大容量发电机组长期安全、稳定、经济运行的极大困扰和障碍[1,2]。为了了解电站锅炉氧化皮形成与剥离的原理和规律, 提出有效的预防和解决措施, 提高机组的可用率和安全经济性。对于发电厂的管理和工程技术人员而言, 充分认识氧化皮的生成机制和剥落特性, 并从运行、检测和维护、检修等方面采取有效措施, 降低氧化皮造成的损害, 已经成为提升机组管理水平的当务之急。

1 设备概况

安庆皖江发电有限责任公司一期工程2×300MW机组, 锅炉是由上海锅炉厂引进先进技术制造的亚临界变压运行直流锅炉, 一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风, 摆动燃烧四角切圆燃烧方式。水冷壁采用内螺纹垂直上升膜式水冷壁、炉水循环泵启动。炉膛采用封闭布置, 全悬吊结构, 固态排渣, 全钢构架。末级过热器壁管子规格为Ф51×7.5, 材质为钢102 (12Cr2Mo WVTi B) , 抗氧化温度600℃, 最高允许温度584℃, 运行控制温度为577℃。截止2013年1月, #1机组累计运行62046小时。

2 氧化皮脱落经过及检测分析

2.1 氧化皮脱落经过

2012年11月12日#1机调停消缺, 11月15日21:00分, #1机启动后带负荷至200MW后, 发现末级过热器壁温测点6 (固27排) 与相邻测点5 (固22排) 、测点7 (固32排) 壁温显示异常, 与相邻点差30-40℃, 随负荷的变化该点壁温显示值高达600-610℃。经分析认为:壁温显示异常的影响因素主要有以下两个方面:①热控测量异常;②该测点对应的管子内部有异物堵塞, 流通的蒸汽减少使该测点温度异常升高。根据上述情况, 初步判断为管子内部最大可能是在弯头部位存在异物 (氧化皮脱落沉积) , 从而造成管子内部通流面积减少, 汽流量减少, 造成壁温较高, 综合考虑:目前此路环管中汽流量相比其它环管, 汽流量偏小, 可以控制温度监督运行。

运行三个月后, 利用调停期间对过热器弯头部位的氧化皮沉积情况利用射线进行了全面的检查, 管排共检验81排566个弯头 (共566个弯头, 27排进口外1圈因超温直接换管) , 发现126个弯头有堆积物, 均在进口段。堆积物5%的弯头有35个、8%的弯头14个、10%的弯头39个、15%的弯头20个、20%的弯头15个、30%的弯头1个、40%的弯头1个、100%的弯头1个, 其中氧化皮最多的有26和27排, 26排进口测下部弯头氧化皮沉积达100% (如图1) , 27排进口测下部弯头氧化皮沉积达40%, 上述出口侧的氧化皮很少。对氧化皮沉积达8%的弯头均割管清理处理, 达5%及以下的弯头对通流面积影响不大, 未进行割管处理。

2.2 检测分析

由末过第26、27排泄漏弯头及出口直管段上部取样进行金相分析、硬度检测及氧化皮检查。分析结果为弯头和直段管段组织中贝氏体形态消失, 碳化物聚集在铁素体晶界位置, 贝氏体为4-5级球化;泄漏位置硬度偏低, 其它部位硬度正常;内壁氧化皮最厚处达0.37mm, 内壁氧化严重。

3 氧化皮生成及原因分析

3.1 氧化皮的生成机理

参照热力学中的Fe C相图, 根据有关试验分析判断R102在570℃ (临界点) 以下, 生成的氧化膜由Fe2O3和Fe3O4组成, 这两种氧化物都比较致密, 反过来可以保护金属基体内部避免更进一步的氧化。当温度超过570℃时, 600-620℃氧化速度加快, 在Fe2O3和Fe3O4的内层会生成Fe O, Fe O处于最内层, Fe O点阵结构简单, 是铁原子的缺位固溶体。铁离子易由里向外扩散, 氧原子易向内扩散与铁离子结合, 因此加剧铁的氧化, 又由于Fe O致密性差, 结构疏松, 破坏了整个氧化膜的稳定性, 在热应力等因素的作用下, R102的抗氧化能力大大降低。

3.2 氧化皮生成的原因分析

①1号炉累计运行约6万多小时, 2011年大修后曾连续长周期运行一年多, 加上高负荷运行等因素, 加快了氧化皮生成, 经检查测量主要氧化皮厚度在0.19~0.31mm之间。②管子设计选材因素, R102本身高温性能尚可, 但抗氧化性能较差, 氧化皮比较容易生成和脱落, 在当时的设计制造中并没有过多的考虑氧化皮的问题。③过热器受热面设计可能存在偏大, 加上煤种掺烧变化较大, 存在入炉煤煤质特性不均, 致使燃烧温度波动、热负荷变化等问题, 在运行时会出现局部受热面高温, 受热面温度场不均的问题, 局部超温导致氧化皮更容易生成。④炉水中含氧量等因素也能导致氧化皮生成加快。

3.3 氧化皮脱落的原因

氧化皮氧化层剥离有两个主要条件:一是多层氧化层达到一定厚度, 一般超过0.1mm, 二是温度变化频繁、幅度大、变化率高, 不同材质在高温下的线性膨胀系数不同, 氧化铁较小, R102较大, 由于热胀系数的差异, 当管内壁氧化皮达到一定厚度后, 在温度发生变化, 尤其是温度发生反复或剧烈变化时 (如快速冷却) , 氧化皮很容易从金属基体中剥落。

累计运行6万多小时, 大修后曾连续长周期运行一年多, 生成的氧化皮较多, 在计划检修中为缩短检修工期, 机组在停机过程中基本上是快速冷却、壁温波动较大, 导致氧化皮从管道内壁剥落, 堆积在管道“U”形弯的下弯头处, 2012年调停后, 末级过热器局部超温, 主要是快停检修启动后温度变化产生的热应力导致氧化皮进一步脱落形成, 从本次收集的氧化皮看, 大部分都是停炉后新脱落的氧化皮, 原运行过程中脱落的并不多。

4 预防措施

4.1 运行中采取的措施

①锅炉滑停中温降速度控制合理, 因设备和检修原因, 可以通过自然通风冷却, 应避免停炉后强制通风冷却。②启动中加强冷、热态蒸汽系统的清洗, 并严格控制冷态冲洗和热态冲洗水质指标;使部分氧化皮等杂质被冲洗掉, 合理设置汽机旁路有利于锅炉管氧化皮问题的预防和脱落后的处置。③严格控制锅炉升温、升压速度, 汽轮机冲转、并网运行前后温度升降率应控制。为防止炉膛热负荷工况扰动造成受热面超温, 运行中应以燃烧调整 (如燃烧器角度、风量匹配等) 作为汽温主要调节手段, 避免用一、二级减温水大开大关来调节汽温, 尤其是二级减温水的使用。④机组并网后, 控制主、再热汽温在530℃, 运行不低于5h。⑤加强炉水给水水质监测, 严格控制给水含氧量。⑥加强超温监督管理, 尤其加强对锅炉管易超温管段的监视, 防止超温爆管, 发现异常及时分析并采取相应措施。⑦应注意对测温装置的校验及壁温测点安装工艺控制, 确保测量数据准确、可靠。

4.2 检修方面采取的措施

①加强检查:拍片检查、氧化皮测厚、内窥镜检查、割管检查等。做到逢停七天以上必查, 发现管道有变色等异常时应及时进行检查, 发现问题及时处理。②减小停运频率, 加强设备的正常维护, 延长检修周期。

5 结论

目前, 国产亚临界300MW锅炉在国内相继发生氧化皮爆管的事件, 锅炉一旦发生氧化皮脱落问题将会给后续的处理工作造成很大的难度, 因此提前预防氧化皮的生成和脱落是问题关键。对机组的启停方式的控制、减温水投入的控制、炉水含氧量、超温控制等因素需要特别关注, 并需要持续的研究和掌控。

参考文献

[1]陈媛, 王旭.超 (超) 临界锅炉氧化皮脱落原因分析及防治措施[J].华电技术, 2013, 35 (3) :1-4.

[2]曾壁群, 陈裕忠, 冯庭有.1036MW机组锅炉受热面氧化皮的预控措施研究[J].发电设备, 2012, 26 (4) :292-295.

[3]富君, 张宏杰, 张承钢, 薛贺成.亚临界锅炉水冷壁腐蚀泄漏原因分析及处理[J].内蒙古电力技术, 2002 (03) .

亚临界氧化 篇2

关键词：亚临界湿式氧化,含油污泥,重金属,络合剂

含油污泥是石化企业亟须处理的主要污染物之一, 主要来源于原油开采及石油加工污水处理过程。污泥中含有以铜、锌、汞等重金属盐类为主的无机污染物, 以及大量的有机污染物, 如苯系物、烃类化合物、酚类化合物、多氯联苯等[1,2,3]。污泥中的重金属污染具有难迁移、易富集、长期性和潜伏性等特点, 是制约污泥资源化利用的主要因素[4]。目前常用的填埋、焚烧等处置方法易对土壤造成不可逆的破坏, 长期施用会使重金属在土壤中积累, 再经植物吸收后通过食物链进行富集, 会对生态环境及人体健康构成极大威胁[5,6]。因此, 从根本上脱除污泥中的重金属才是长久之计。

亚临界湿式氧化法是将待处理的物料置于密闭的容器中, 在高温条件下将水加热至沸点以上、临界点以下, 并控制系统压力使水保持为液态。该状态下的水被称为亚临界水, 具有超溶解、超电离等特性, 能在数分钟内完成污泥中有机物的氧化分解, 并提高难溶重金属离子的溶解度。该方法可使重金属从固相转移至液相中, 从而降低污泥中的重金属含量, 以达到永久性去除重金属的目的。作为一种效率高、氧化速度快、装置简单、无二次污染、运行费用低的技术, 亚临界湿式氧化法受到了广泛关注, 在法国、日本、美国等国家已开始应用于污泥的处理[7,8]。我国目前的研究重点在于优化工艺条件, 摸索不同对象的适宜反应参数, 如温度、压力、反应时间和液固比等。

本工作采用亚临界湿式氧化法及金属络合剂协同亚临界湿式氧化法去除含油污泥中的重金属, 考察了去除效果, 优化了反应条件, 并探讨了脱除重金属的含量上限。

1 实验部分

1.1 试剂、材料和仪器

硫酸铜、硫酸镉、硫酸镍、乙酸铅:分析纯。铁铜催化剂:自制;金属沉淀剂:自制, 无机盐复配;金属络合剂:自制, 主要成分为乙二胺四乙酸。

含油污泥:辽宁省大连市某石化企业污水处理厂机械脱水后的活性污泥。含油污泥的部分理化性质及重金属含量见表1。

模拟污泥:以CJ/T 309—2009《城镇污水处理厂污泥处置农用泥质》[9]B级标准 (以下简称B级标准) 中重金属含量限值的1.0倍、1.5倍、2.0倍、2.5倍、3.0倍为目标含量值, 向含油污泥中加入一定量的硫酸铜、硫酸镉、硫酸镍、乙酸铅溶液, 配制模拟污泥。搅拌均匀, 静置24 h。因原含油污泥中Zn含量过高, 故不再加入Zn。

WFX100型原子吸收分光光度计:北京瑞利分析仪器公司;CJK型磁力驱动反应釜:威海新元化工机械有限公司, 有效容积1 L。

1.2 实验方法

向反应釜内加入一定量的含油污泥和一定比例的去离子水及铁铜催化剂。密闭反应釜, 设定反应温度, 开始升温, 搅拌转速为120 r/min。达到设定温度时开始计时, 反应至预设反应时间后停止搅拌, 关闭电源。打开减压排气阀, 釜内的水及溶解于水中的金属离子以水蒸气形式经冷凝后外排, 在金属沉淀剂的作用下, 在沉淀罐内沉淀。上清液溢出, 返回污水处理厂进行生化处理。沉淀物压滤后按固体危险废弃物收集处理。反应釜冷却后开釜, 取污泥进行测定。

1.3 分析方法

采用火焰原子吸收分光光度法[10]测定污泥及液相中的重金属含量。

2 结果与讨论

2.1 反应条件的优化

2.1.1 反应温度

在反应时间为60 min、液固比 (去离子水与含油污泥的质量比) 为0.30、含油污泥质量为200 g的条件下, 反应温度对Cu和Zn去除率的影响见图1。

由图1可见:随反应温度的升高, 去除率整体呈先增大后减小的趋势;反应温度为200℃时, Cu去除率为67.3%, Zn去除率为22.0%, 均为最大值。随温度及压力的升高, 水由极性向非极性转化, 温度越高极性相对越弱, Cu和Zn等金属盐类的溶解性增强[11]。当反应温度达200℃以上时, 反应釜内的污泥因高温而导致结构破坏, 呈蜂窝孔状, 金属去除率也略有下降。因此, 选择反应温度为200℃。

2.1.2 反应时间

在反应温度为200℃、液固比为0.30、含油污泥质量为200 g的条件下, 反应时间对Cu和Zn去除率的影响见图2。由图2可见, 反应时间由30 min延长至60 min时Cu和Zn的去除率均有提高, 之后, 去除率不再增加。反应时间的延长可使氧化进行得更加充分, 从而破坏了污泥内部吸附水与固体污泥间的分子间作用力, 使该部分水释放出来, 增加了反应体系中的自由水分子数量[12,13]。实验发现污泥的p H随反应时间的延长而升高, 而较高的p H使污泥中的金属形态保持稳定, 这导致去除率在反应一段时间后不再增加。因此, 选择反应时间为60 min。

2.1.3 液固比

在反应温度为200℃、反应时间为60 min、含油污泥质量为200 g的条件下, 液固比对Cu和Zn去除率的影响见图3。由图3可见:随液固比的升高, 可溶性重金属离子的液相比例增大, 重金属去除率显著提高;当液固比大于0.30后, 去除率的上升趋势减缓。考虑到处理效果和能耗的平衡, 选择液固比为0.30。

2.1.4 含油污泥加入量

在反应温度为200℃、反应时间为60 min、液固比为0.30的条件下, 含油污泥质量对Cu和Zn去除率的影响见图4。由图4可见, 随含油污泥质量的增大, Cu和Zn的去除率均呈下降趋势。这是因为, 在1 L的反应釜内, 随污泥质量的增加, 反应物料混合搅拌越发不均匀, 导致反应不充分。因此, 选择含油污泥质量为200 g。

以下实验均在上述优化反应条件下进行。

2.2 重金属含量上限

为了探寻应用亚临界湿式氧化法脱除污泥中重金属的含量上限, 以模拟污泥代替含油污泥进行实验。反应前后模拟污泥中的重金属含量见表2。由表2可见:1.5倍模拟污泥反应后的各重金属含量均可满足B级标准;而2.0倍模拟污泥反应后的各金属含量未能达标。即应用亚临界湿式氧化法脱除污泥中重金属的含量上限为B级标准的1.5倍 (即Cu, Cd, Ni, Pb的含量分别为2 250, 23, 300, 2 000 mg/kg) 。

2.3 重金属回收率

以3.0倍模拟污泥为研究对象, 对重金属回收率 (反应后的重金属总量与反应前的重金属总量之比) 进行考察。模拟污泥的重金属回收率见表3。由表3可见, Cu和Zn的回收率分别为60.9%和74.5%。损失部分为转移过程中液相部分损耗以及部分无法消解的残渣。

mg/kg

注:因原含油污泥中Zn含量过高, 故不作为考核指标。

2.4 金属络合剂对脱除重金属的影响

为了更进一步提高污泥中重金属的去除率, 在亚临界湿式氧化法的基础上, 于反应前的污泥中加入了金属络合剂, 使其与重金属离子之间进行配位作用, 以达到溶解重金属以致脱除的目的。

2.4.1 金属络合剂加入量的确定

以Cu, Cd, Ni, Pb的含量均为1 000 mg/kg的模拟污泥为研究对象, 金属络合剂加入量 (以反应总体积计, 下同) 对重金属去除率的影响见图5。由图5可见:在金属络合剂存在下, 污泥中各金属去除率均有不同程度的提高, 且各重金属的去除率随金属络合剂加入量的增加均呈上升趋势;当加入量达0.05 mol/L后, Cu, Zn, Pb的去除率变化较小, 而Cd和Ni的去除率仍有所上升。综合考虑重金属的去除效果及药剂成本, 并结合参考文献的研究结果[14,15], 选择金属络合剂加入量为0.05 mol/L。

2.4.2 金属络合剂的加入效果

以1.5倍模拟污泥为研究对象, 在金属络合剂加入量为0.05 mol/L的条件下, 金属络合剂的加入效果见表4。由表4可见, 加入重金属络合剂后, 各重金属的去除率均有明显提高, Cu, Zn, Cd, Ni, Pb的去除率由未加金属络合剂时的61.4%, 32.8%, 65.2%, 57.7%, 61.6%增至89.6%, 60.7%, 86.7%, 68.7%, 77.2%。

在金属络合剂加入量为0.05 mol/L的条件下, 模拟污泥中金属含量倍数对重金属去除率的影响见图6。图中数据表明, 除3.0倍模拟污泥反应后的各重金属含量未能满足B级标准外, 其余的模拟污泥反应后均可达标, 即应用亚临界湿式氧化法脱除污泥中重金属的含量上限由未加入金属络合剂时的B级标准的1.5倍提升至2.5倍, 这明显优于未加金属络合剂时的处理效果。

3 结论

a) 采用亚临界湿式氧化法处理含油污泥, 在1 L反应釜内加入200 g含油污泥, 在反应温度200℃、反应时间60 min、液固比0.30的优化条件下, Cu和Zn的去除率分别可达67.3%和22.0%。

b) 加入金属络合剂后, 各重金属的去除率均有明显提高。在金属络合剂加入量为0.05 mol/L的优化条件下, 1.5倍模拟污泥中Cu, Zn, Cd, Ni, Pb的去除率由未加金属络合剂时的61.4%, 32.8%, 65.2%, 57.7%, 61.6%增至89.6%, 60.7%, 86.7%, 68.7%, 77.2%。

亚临界氧化 篇3

1.1 亚临界供热机组的发展状况

自20世纪80年代以来,我国相继引进了300MW、600MW亚临界机组的设计制造技术,通过近几十年的建设发展,我国亚临界机组的设计、制造、调试及运行水平已日趋成熟完善。随着我国城镇建设的快速发展,特别是在北方寒冷地区,与城市基础设施相配套的城市供热采暖设施也步入了向大容量、高参数、高效供热机组的快速发展阶段,单机规模也发展到200～300MW大型的火电机组,其制造水平进入了一个成熟、稳定阶段,但在机组形式上几乎无一例外均采用了亚临界机型。

1.2 超临界供热机组的发展状况

超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力(22.12MPa)的机组。习惯上又将超临界机组分为2个层次:常规超临界参数机组,其主蒸汽压力一般为24MPa,主蒸汽和再热蒸汽温度为540～570℃;高效超临界机组,通常也称为超超临界机组,其主蒸汽压力为25～35MPa及以上,主蒸汽和再热蒸汽温度为580℃及以上。理论和实践证明常规超临界机组的效率通常可比亚临界机组高2%左右,汽机热耗约降低2%～3%。

1.2.1 超临界锅炉的发展现状

目前国内1000MW、600MW超临界锅炉,技术上成熟有较成功的运行经验。锅炉在超临界压力时水和蒸汽比容相同,状态相似,单相的流动特性稳定,不需要像亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合,回路比较简单。超临界压力直流锅炉金属重量和储水量较小,锅炉的储热能力也较小,所以其增减负荷允许的速度快,启动、停炉时间可大大缩短。一般在较高负荷(80%～100%)时,其负荷变动率每分钟可达10%,因此具有良好的变压、调峰和再启动性能。当采用不带再循环泵的内置式启动系统时,其容量需根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、质量流速的选取以及工质的合理利用等因素确定。

大型超临界锅炉的整体布置主要采用∏型布置和塔式布置,也有T型布置方式。美国800MW～1300MW超临界锅炉采用∏型布置。阿尔斯通公司生产的超临界锅炉有采用塔式布置,也有(阿尔斯通-CE)采用∏型布置。西门子公司大型超临界锅炉既有∏型布置,也有塔式布置。从锅炉布置型式来看,塔式炉比∏型炉适应煤种的范围更广;从锅炉效率来看,塔式炉与∏型炉基本相同;塔式炉要比∏型炉的重量高出30%。从目前国内燃用褐煤的锅炉布置型式来看,∏型炉占主导地位[1]。

1.2.2 超临界汽轮机的发展现状

超(超超)临界机组的汽轮机由于机组流量大,高压缸叶片高度高,通流效率高;轴封漏汽相对比例减小,随流量和功率的增加,机组的经济性越好。但由于超临界机组的蒸汽参数对应很高的蒸汽密度,当机组容量偏小时,汽轮机高压部分通流部分的尺寸很小,二次流损失和汽封漏汽损失增加,可能抵消由于蒸汽参数提高带来的效益。因此,超临界机组的效率比同容量亚临界机组提高是有条件的,理论上超临界机组具有最小单机容量限制。为了保证超临界机组相对高的效率和相对好的技术经济性,主机厂和相关论证资料均认为最小单机容量应为350MW等级左右。

1.2.3 超临界供热机组的现状

2010年9月通过对哈汽和东汽两大主机厂的调研可知:哈汽的350MW超临界抽汽机组,是以350MW亚临界的轴系和通流技术、600MW超临界的高温技术以及300MW等级的亚临界低压缸技术为基础,进行修改设计组合而成。东汽的350MW超临界抽汽机组,是以全面借鉴引进日立公司600MW机组先进通流技术和330MW机组成熟的低压模块技术为基础,优化设计而成。

2 350MW供热机组参数确定和选型

在国外350MW机组是区域电网的主力机组,与较小机组相比,其发电煤耗、运行经济性、可靠性和NOX排放等均提高了一个档次。与原国内燃用类似燃料的300MW等级锅炉相比,以年运行7000h计算,每台锅炉年节约标准煤15800t,按每吨标准煤300元计算,每台锅炉年节约474万元,社会效益十分显著。与600MW以上大容量机组相比,该机组具有运行灵活、调峰能力强的优点[2]。

鉴于国内制造行业已能够设计制造参数为24.2MPa/538℃/566℃及24.2MPa/566℃/566℃的600MW超临界机组,二者选材基本相同,造价基本持平;而参数为24.2MPa/566℃/566℃的600MW超临界机组的效率比参数24.2MPa/538℃/566℃的同容量超临界机组的要高0.8%。因此,从设计、选材、造价及电厂热效率各方面考虑,对300MW等级超临界机组选择24.2MPa/566℃/566℃参数是合适的。当蒸汽初参数继续提高,若单机容量较小,势必导致汽机高压部分的通流尺寸很小,二次流和轴封漏汽损失加大,将会部分抵消由于蒸汽初参数提高带来的效益;同时一些辅助设备和主蒸汽管道、高压给水管道的初投资将增加不少。因此,将单机容量确定为350MW,蒸汽初参数确定为24.2MPa/566℃/566℃是合适的。

2.1 主机参数的确定

350MW供热机组选定的锅炉型式为超临界、变压运行、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架悬吊结构、Π型布置、燃煤直流炉。350MW超临界锅炉与亚临界锅炉的技术参数的对比如表1所示。350MW供热机组选定的汽轮机型式为一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。根据国内某主机厂提供的参考资料,350MW超临界汽轮机与亚临界汽轮机在各主要工况下的热力特性对比如表2所示。

注:测试时间为2010年9月。

由表2可知,在热耗验收工况(THA)时,超临界机组的热耗值比亚临界机组减少154.8kJ/kWh。

2.2 350MW供热机组主要技术经济指标对比

对于350MW供热机组,有350MW亚临界及350MW超临界机组两种机型可供选择。当两种机组对外供热量相同时,其技术经济指标对比如表3所示。

从两种装机方案的主要技术经济指标比较中可以看出,在对外供热量相等的条件下,分析两种方案的汽轮机保证热耗、机组发电标准煤耗、年平均发电标准煤耗率、年平均供热标准煤耗率等指标可知:2×350MW超临界方案优于2×350MW亚临界方案,尤其是350MW超临界机组保证热耗比350MW亚临界机组低 163.5kJ/kWh,2×350MW超临界机组供电标煤耗比2×350MW亚临界机组低10g/kWh。从电厂实际运行情况来看,运行和管理水平较高的电厂,供电煤耗率要比设计值还低,节能效果显著。

注:测试时间为2010年9月。

注:测试时间为2010年9月。

3 电厂初投资比较

3.1 汽轮机和锅炉设备初投资比较

主蒸汽参数的提高将使汽轮机和锅炉二大主机的初投资有所增加。对于汽轮机而言,由于主蒸汽和高温再热蒸汽的参数提高了,汽轮机高中压缸的通流部分和高中压内外缸等选用材质需要提高等级,例如350MW亚临界机组高中压内缸材质采用ZG15Cr1MoA,超临界机组高中压内缸材质需采用12Cr%。主汽门﹑中压联合汽门﹑汽机本体高压蒸汽管道等主要部件材料也需要提高等级。汽轮机本体其他部分和配供设备基本相同。通过初步了解,汽轮机及其配供辅机需增加初投资约5%,总计增加约900万元。

主蒸汽压力、温度提高后,锅炉的主蒸汽系统、再热蒸汽系统、给水系统等需要提高等级,锅炉及其配供辅机需增加初投资约4000万元。

3.2 各辅助设备初投资比较

汽机主要辅助设备如汽动给水泵、电动调速给水泵、高压加热器、除氧器、汽轮机旁路装置等设备初投资将会增加,如表4所示。

由于主蒸汽和再热蒸汽压力、温度的提高,超临界参数机组与亚临界参数机组在主蒸汽、再热蒸汽、主给水、高压抽汽等管道上的初投资将有所增加。比照同容量亚临界参数机组,超临界机组系统及管道初投资比较如表5所示。电厂初投资增加的总费用如表6所示。

通过对电厂初投资的分析比较,可知建设2台350MW超临界机组,比建设2台同容量机组要增加初投资约7564.9万元,单位千瓦造价增加约108.1元。超临界机组年节省标煤耗25818t,年节省燃料费用1534.9万元。超临界机组与亚临界机组的技术经济指标比较如表7所示。

4 350MW供热机组技术经济分析

4.1 机组经济性分析

按照机组运行年限20a,贷款年利率为7.02%,根据费用现值比较法进行综合经济比较,可得:

M=超临界机组增加初投资-

undefined

按年值法进行比较,则超临界机组比亚临界机组每年可节省费用为:

C=-8670.3undefined万元。

从以上计算结果比较可以看出,超临界机组的投资高于亚临界机组,但热经济性优于亚临界机组,经综合比较分析,超临界机组的经济性优于亚临界机组。

4.2 敏感性指标分析

由于以上经济分析结果受煤价、年利用小时数以及贷款等条件影响较大,以下就采用费用现值比较法针对以上3种因素作一敏感性指标分析(见表8)。标煤价上下浮动、年利用小时数上下浮动、贷款利率在现有基础上上下浮动时,超临界机组比亚临界机组每年可节省费用值。

从表8的结果中可以看出,机组的经济性对标煤价和年运行小时数的影响比较敏感。当标煤价跌至277.0元/t时,超临界机组的经济性与亚临界机组持平;当机组的年利用小时数减少至2563h,超临界机组的经济性与亚临界机组持平;当贷款利率涨至19.7%时,超临界机组的经济性与亚临界机组才会持平。

4.3 环保效益分析

超临界机组在提高效率、节约煤炭的同时,也减少了污染物的排放。350MW超临界机组的发电标煤耗比350MW亚临界机组下降了6.7g/kWh,按年利用小时数5500h计算,2×350MW超临界供热机组比同容量亚临界供热机组,每年可节约标煤25818t,每年减少SO2、NOX排放量分别为610t、260t。

5 结论

1)350MW超临界机组主机已经国产化,虽然投运业绩不多,但技术上是切实可行的。

2)超临界机组提高了热效率,降低了燃料成本和烟尘排放物的含量,为实现可持续发展提供了保证。

3)由于蒸汽初参数提高,相应地增加了电厂初投资。但通过综合比较分析可知,350MW超临界供热机组的经济效益还是显著的。

摘要：随着我国工业热负荷和生活采暖热负荷的迅速增加,为大型供热机组的发展提供了广泛的应用前景。通过对国产350MW超临界、亚临界供热机组热经济性和初投资的分析比较,表明大型供热机组的供热能力和经济性均有大幅度地提高。目前采用超临界供热机组不仅在热经济性和初投资成本上是占优的,也符合节能减排和建设节约型社会的方针,代表了当今集中供热的发展方向。

关键词：超临界,亚临界,供热机组,投资比较,敏感性分析

参考文献

[1]李强,张建宏.300MW供热机组启动上水方式的优化应用[J].华中电力,2010,(1):70-72.

论600MW亚临界机组RB 篇4

RB的基本功能是当机组在高负荷运行状态下由于某种原因造成部分重要辅机跳闸，导致锅炉及相关设备不能维持高负荷运行时，根据跳闸辅机的类型和锅炉的运行状况，计算出当前机组所能保证安全稳定运行的最大负荷，将此作为目标负荷协调各控制系统快速降低机组负荷，并保证机组运行参数在安全范围内变化，避免造成设备损坏或不必要的停机、停炉，保证机组的安全经济稳定运行，减少对电网的负荷冲击。RB功能是一种机组工况剧烈变化的控制功能。因此，对其逻辑确定、参数设置以及MCS各控制系统的要求都很高。

2 RB类型

RB的种类有给水泵RB、空预器RB、送风机RB、引风机RB、一次风机RB、炉水泵RB及磨煤机RB。可以看出，所有的辅机RB都是炉侧辅机RB，所以当RB动作后，不论是控制回路自动调整还是值班员手动干预，核心都是如何快速有效稳定炉侧的工况，而炉侧的工况稳定取决于燃烧工况的稳定，燃烧工况的稳定取决于燃料的稳定，风量的大小及变化取决于燃料的大小及变化。

3 RB过程分析

机组控制在协调方式，机组负荷大于RUNBACK触发负荷，磨煤机、给水泵、送风机、引风机、炉水泵、一次风机和空气预热器这7种辅机出现跳闸，但备用设备无法联锁启动而使机组出力低于负荷请求时，将产生RUNBACK工况，RB动作内容如下：

(1)锅炉主控输出按一定的速率减少，直到锅炉主控输出等于相应设备RUNBACK目标负的对应值。

(2) RB触发后根据相应的目标负荷切除燃料。具体燃料切除逻辑如下：

RUNBACK信号存在时，根据不同情况跳闸磨煤机：送风机、引风机、炉水泵发生RB时，如磨煤机运行台数大于或等于5台，RB触发后立即联跳A磨煤机，A磨煤机跳闸后仍有5台磨运行，即A磨跳闸10 s后联跳B磨，直至剩下4台磨煤机运行;给水泵跳闸RB时，如磨煤机运行台数大于或等于4, RUNBACK触发后立即联跳A磨煤机，A磨跳闸10 s后联跳F磨，F磨跳闸10 s后联跳B磨，直至只剩下3台磨煤机运行;一次风机/空气预热器跳闸RB时，燃料切除逻辑分2种情况：1) E磨煤机运行时的燃料切除逻辑：一次风机RUNBACK时，如磨煤机运行台数大于或等于3, RUNBACK触发后立即联跳A磨煤机，A磨跳闸2 s后联跳B磨，B磨跳闸2 s后跳闸C磨，C磨跳闸2 s后联联跳F磨，直至剩下2台磨煤机运行。2) E磨煤机不运行时的燃料切除逻辑：一次风机RUNBACK时，如磨煤机运行台数大于或等于3, RUNBACK触发后立即联跳A磨煤机，A磨跳闸2 s后联跳B磨，B磨跳闸2 s后跳闸F磨，直至剩下2台磨煤机运行。一次风母管压力低跳磨煤机保护动作值为A磨和B磨3 s, C磨10 s, D磨和E磨15 s, F磨13 s。

(3)当前允许最大负荷的计算：1)本机组有6台磨煤机，其中5台磨煤机运行就可带动100%的锅炉负荷，1台磨煤机最大出力为23%，在此回路中把各台磨煤机的上限值求和，转化为百分数。没有磨煤机运行时，烧油的最大出力为机组负荷的30%。2)机组有2台引风机或2台送风机，每台运行时最大可带400 MW的负荷。3)机组有2台一次风机，机组正常负荷时，每台一次风机最大可带360 MW负荷。RB发生10 min内，一次风机的总出力被设定为280 MW, 10 min后总出力恢复为360 MW。4)机组有2台空预器，机组正常负荷时，每台空预器最大可带动360 MW负荷。空预器RB发生10 min内，空预器的总出力被设定为280 MW, 10 min后总出力恢复为360 MW。5)机组有3台炉水循环泵，每台带动60%的负荷。

(4) RUNBACK速率：

各辅机RUNBACK目标及RUNBACK速率如表1所示。

(5) RB后动作一些联锁动作情况：1)小机速关阀开信号加上1 s滤波，防止小机速关阀开信号消失导致误发给水泵RB;2)机组RB发生后减温水调门闭锁开启时间为30 s，防止闭锁开启时间过长造成超温;3)一次风机RB时，跳磨时间间隔为2 s，给水泵RB时跳磨时间间隔为10 s;4)汽泵RB联启电泵;5) RB动作后发30 s脉冲关减温水门，30 s后由运行人员手动操作;6)一次风机发生RB时，对于不运行的磨煤机，如果出口门仍然处于开状态，则马上关闭，通过再发一次跳磨信号来实现;7)发生RB后，燃烧器摆角如果>15°则保持，如果<15°则上抬高到15°;8)汽泵给水泵RB跳磨顺序A-F-B，留3台磨。

4 RB总结

综上所述，RB发生时最重要的控制目标是燃料量，而燃料量的控制最重要的就是控制剩余磨煤机运行的台数并保持燃烧稳定。RB发生时，首先就是保持燃烧系统的稳定，然后就是控制锅炉汽包水位的稳定。而控制汽机调门的开度，保持机组压力的稳定是保证燃烧和汽包水位稳定的前提条件，必要时需及时解除汽机调门自动，以维持上述条件稳定。

亚临界氧化 篇5

关键词：通流改造,全三元流,性能试验

1 改造预期

天津大唐国际盘山发电有限责任公司 (盘电) 3#汽轮机组由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 (哈汽) 设计制造, 属于哈汽首批完全国产化设计制造的600MW机组。汽轮机通流部分采用的是准三元流的设计技术, 叶片型线工艺加工水平落后, 加之制造精度所限, 通流部分尺寸制造后与设计偏差较大, 高中压叶顶汽封采用直通式结构导致级间漏汽量也较大, 使得通流部分效率偏低。3#机组07年大修后试验结果为:高压缸相对内效率81.84%, 中压缸相对内效率90.32%, 低压缸相对内效率85.42%, 总的循环效率为44.03%。本次通流改造后设计达到高压缸相对内效率87%, 中压缸相对内效率92.96%, 低压缸相对内效率89.72%, 预计发电煤耗降低10 g/ (k W·h) 以上。

2 机组通流改造

2.1 改造的总体方向

对汽轮机本体改造, 提高其经济性的主要手段是通过以下两个方面来实现的。首先是优化机组的通流部分, 降低机组通流部分的损失。如:动叶型线损失、静叶的型线损失以及二次流损失。其次是改进汽封的结构, 对参数较高的高中压模块来说, 动叶顶部的漏汽损失约占22%左右, 如图1所示。可见, 完善和优化汽封结构, 降低漏汽损失, 是提高机组经济性的另一主要途径。本次改造的, 对于通流部分主要从以上两条途径入手, 通过先进的通流设计软件, 优化和设计机组的通流部分;同时, 优化机组的汽封结构, 并解决机组运行中存在的安全隐患。

2.2 通流部分改造应用的先进技术

2.2.1 采用的先进流场设计理念

采用具有当代先进水平的多级汽轮机全三元流汽动热力设计体系, 主要特征是:

a) 对每一排静、动叶片不同截面叶型的流动性能进行详细的一维/准三维计算分析与设计优化;

b) 对每一排静、动叶栅内部的流动进行全三元流计算分析与设计优化;

c) 对低压缸多级透平各级静、动叶片排的相互匹配进行准三维与全三元流流场计算与设计优化;

d) 对低压缸多级透平各级进行包含汽封的整体优化型全三元流流场计算与设计优化。

2.2.2 采用新一代后加载叶型技术

采用了新叶型, 叶片的成型采用了CATIA软件对叶片进行三阶样条的平面光滑及三维造型。使用软件CFX-TASCflow对通流的全三元流流场进行详细的有粘分析。并进行多级连算, 考虑级间的匹配和级与级之间的影响, 使设计能够接近真实的流场情况。各级动、静叶片的几何进汽角能够满足汽动设计的要求, 动、静叶片沿径向攻角很小, 端壁处二次流损失降低。其突出特点是:

a) 叶片表面最大汽动负荷在叶栅流道的后部, 减少二次流损失;b) 吸力面、压力面均由高阶连续光滑样条曲线构成, 减少叶型损失;c) 叶片前缘小圆半径较小且具有更好的流线形状, 在来流方向 (攻角) 大范围变化时, 仍保持叶栅低损失特性;d) 叶片尾缘小圆半径较小, 减少尾缘损失;e) 叶型最大厚度较大增强了叶片刚性。

理论分析和实验验证均表明这一新叶型的效率大大提高。特别应指出的是, “后加载”叶型在来流方向由-30°~+30°的变化范围都可保持低损失, 而老叶型的这一范围约为±20°, 这就使得新设计的通流部分在负荷 (即流量) 变化范围很大时仍有较高的效率, 这对机组参加调峰运行非常有利。“后加载”叶型可提高效率2%。

以低压第二级为典型级, 对全三元流计算结果进行分析。由于叶型损失的主要部分产生在吸力面, 而且是在出口部分的逆压梯度段。在低压第二级叶片吸力面上的边界层在大部分轴向弦长的漫长距离内都是在较大顺压梯度的作用下流动, 边界层厚度增长很慢, 直至顺压梯度段末端, 亦即加速段末端, 才开始转捩, 直到边界层转变成湍流已从尾缘流出。因此, 低压第二级叶片叶型损失必然相当小。

叶片的表面最大汽动负荷在叶栅流道的后部, 前部内、背弧横向压力梯度相对较小, 由于端部二次流的产生与叶型内、背弧压差息息相关, 采用这种具有后部加载特性叶型, 使低压第二级叶片的上下端壁表面存在的端壁二次流较弱。

2.2.3 采用弯扭联合全三元流成型静叶栅

弯扭联合全三元流成型静叶栅 (俗称马刀型叶栅) , 是第三代汽轮机先进技术的集中体现, 世界各国的大量理论与实践都证明采用这一技术可使汽轮机级的效率提高1.5%~2%。哈汽公司已开发出不同长度的弯扭叶片系列, 这些叶片已在哈汽公司生产汽轮机中广泛采用。实验证明弯扭叶栅总损失比传统直 (扭) 叶栅下降1/4甚至更多。

2.2.4 采用末级导叶采用前掠结构

末级导叶采用前掠结构, 经过全三元流计算, 这种结构可以使末级效率提高0.5%~1%。采用这种设计方法与常规结构相比较, 从技术上讲有以下几点优点[1]:

a) 由于末级静叶顶部扩张角很大, 静叶顶部汽流有可能产生很严重的分离, 顶部轴向前倾可以提高末级静叶顶部流动的正交性, 减小末级静叶顶部扩张角的影响, 从而可有效的抑制顶部汽流分离;

b) 由于末级工作在湿蒸汽区, 顶部轴向前倾使顶部动、静叶间隙加大, 从而可减少水滴对动叶的冲击和腐蚀, 提高动叶运行的安全可靠性。同时在大子午扩张的低压末几级静叶栅顶部, 采用前掠结构能在外端壁附近形成低压区, 有利于水滴在离心力作用下进入除湿水槽, 可较大的降低湿汽损失。

2.2.5 采用包含汽封的整体优化型全三元流设计

汽封装置是一种传统的非接触式密封结构, 其性能的优劣对叶轮机械的性能有相当大的影响, 汽轮机通流全三元流优化设计如果不考虑汽封漏汽的影响, 其结果将是片面的, 无法真实的反映出流场中实际的流动情况。因此我们进行了包含汽封的数值模拟。可以得到泄漏流对主流产生强烈的作用, 泄漏流在进入动叶片流道后发展成强烈的泄漏涡, 其强度明显超过通道涡的尺寸与强度, 产生了较大的损失;另外由于汽流在隔板汽封间隙的流动过程中, 汽流基本不发生切向偏转, 致使动叶根部受泄漏流影响区域存在很大的负攻角, 甚至可能造成动叶根部叶型的压力面流动发生分离。针对汽封数值分析的结论, 在进行通流改造时, 采取了相应的措施。采用迷宫式间隙并尽可能减小间隙, 从而减少漏汽量;同时各级的动叶根部叶型的几何进汽角的设计值均适当大于该处的相对进汽角。

3 通流改造效果

3.1 改造前性能试验

3#汽轮机组改造前热力试验标准为美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》 (ASME PTC6-2004) 标准的相关条款进行。并根据标准对试验结果进行二类参数修正。水和水蒸汽性质表采用国际公式化委员会1985年工业用IFC方程。

3#汽轮机组修前试验由内蒙古电力科学研究院和华北电力科学研究院共同完成。现场试验于2012年7月6日进行, 机组按顺阀方式运行, 分别测试了600 MW、450 MW、300 MW三个工况, 对试验结果进行二类修正。

a) 600 MW顺序阀工况机组试验热耗为8 551.98k J/ (k W·h) , 修正后热耗为8 245.82 k J/ (k W·h) ;

b) 450 MW顺序阀工况机组试验热耗为8 667.92k J/ (k W·h) , 修正后热耗为8390.63 k J/ (k W·h) ;

c) 300 MW顺序阀工况机组试验热耗为9 052.34k J/ (k W·h) , 修正后热耗为8 759.95 k J/ (k W·h) 。

3.2 改造后性能试验

3#汽轮机组改造后热力试验标准为美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》 (ASME PTC6-2004) 标准的相关条款进行。并根据标准对试验结果进行一类系统修正和二类参数修正。水和水蒸汽性质表采用国际公式化委员会1985年工业用IFC方程。

3#汽轮机组修前试验由内蒙古电力科学研究院完成。现场试验于2013年1月14日进行。

3#汽轮机组改造后热力试验采用阀点工况, 3阀为机组的额定工况, 因此进行两次3阀工况, 然后机组按顺序阀方式测试了600 MW、450 MW、300 MW三个工况, 最后进行了4阀全开的功率测试。

a) 额定工况机组两次试验热耗平均值为7 921.373k J/ (k W·h) , 经一类、二类修正后热耗平均值为7 821.354 k J/ (k W·h) ;

b) 600 MW顺序阀工况机组试验热耗为7 925.211k J/ (k W·h) , 修正后热耗为7 840.205 k J/ (k W·h) ;

c) 450 MW顺序阀工况机组试验热耗为8 024.283k J/ (k W·h) , 修正后热耗为7 938.479 k J/ (k W·h) ;

d) 300 MW顺序阀试验热耗为8 598.205 k J/ (k W·h) , 修正后热耗为8 458.842 k J/ (k W·h) ;

e) 四阀全开工况时发电机输出功率为653.616MW, 达到发电机的设计最大连续有功输出654 MW, 且能连续稳定运行。四阀全开工况运行时汽轮机组的运行参数未达到设计参数, 还具备一定的负荷余量, 经过功率修正其输出功率可达到688.3 MW。

3.3 修后性能试验主要结论

通流改造后, 额定工况汽轮机热耗采用的是3阀点工况机组热耗, 在600 MW额定负荷试验工况下, 实测机组的供电煤耗平均值为315.50 g/ (k W·h) , 修正后的机组供电煤耗平均值309.34 g/ (k W·h) , 比国内同类型机组先进水平供电煤耗低5.66 g/ (k W·h) , 比平均水平低10.66 g/ (k W·h) 。

本次项目年节能量, 额定发电负荷取600 MW, 厂用电率为纯凝额定工况发电厂用电率, 为便于对比, 改造后机组热耗采用额定负荷工况顺序阀方式且只进行二类修正后的热耗, 即7 865.69 k J/ (k W·h) 。机组年发电设备利用小时统一取5 500 h。项目年节能量以额定工况测试计算的供电煤耗为依据。供电降耗计算方法如下:供电煤耗形成的年节能量=5 500×600× (改造前纯凝额定工况供电煤耗-改造后纯凝额定工况供电煤耗) 。经计算汽轮机通流改造后, 在额定负荷下供电煤耗可降低12.79 g/ (k W·h) , 年节能量为42 207 t标准煤。取得了很好的节能效果, 机组效率达到了同类型机组的领先水平。

4 结语

盘电3#机组通流改造后, 汽轮机效率得到了提升, 机组热耗率大幅降低, 达到了预期的改造目标。证明本型号的汽轮机组确实可以通过通流改造大幅提升机组的经济性。

参考文献

亚临界萃取迷迭香精油的工艺分析 篇6

材料与方法

材料与试剂

迷迭香, 购于新疆伊犁华纯芳香生物科技有限公司;甲醇、乙酸乙酯、丙酮、丁烷, 均为分析纯。

仪器

DJ-04粉碎机, 上海淀久中药机械制造公司;亚临界萃取设备, 河南安阳晶华油脂有限公司。

方法

(1) 亚临界萃取迷迭香精油。选取迷迭香花在在恒温干燥箱中干燥72 h, 温度40℃, 然后用粉碎机粉碎, 过40目筛, 备用。称取1.5 kg迷迭香粉加入萃取釜中, 抽真空使系统压力降为0。将萃取剂由溶剂罐导入萃取釜中, 淹没样品为止。开启加热装置, 保证迷迭香花中的油脂成分能充分溶解。萃取一定时间后, 用加压泵将萃取液导入分离罐, 通过减压蒸发将萃取剂与精油分离。萃取的油脂经过高速离心机离心、过滤, 即得成品迷迭香精油。

(2) 单因素试验。分别称取1.5 kg样品, 以迷迭香精油的得率为考察指标, 分别对萃取剂、萃取温度、萃取时间、萃取压力等参数进行单因素试验。

结果与分析

最佳萃取剂的确定

称取1.5 kg迷迭香样品, 选择甲醇、乙酸乙酯、丙酮、丁烷4种有机溶剂为萃取剂, 选择1∶15 (g/m L) 的料液比, 在0.5 MPa的萃取压力、40℃萃取温度条件下萃取60 min, 计算迷迭香精油的得率。结果显示, 以甲醇作为萃取剂萃取的精油, 不仅精油得率最低, 且色泽深绿;丙酮作为萃取剂萃取的精油, 虽然精油得率最高, 但色泽较深, 不够理想;而丁烷作为萃取剂得到的精油得率虽略低于丙酮, 但颜色呈淡黄色、油光透亮, 品质最好, 因此以丁烷作为最佳萃取剂。

最佳料液比的确定

称取1.5 kg迷迭香样品, 以丁烷为萃取剂, 分别选择1∶5、1∶10、1∶15、1∶20 (g/m L) 、和1∶25 (g/m L) 的料液比, 在0.5 MPa的萃取压力、40℃萃取温度条件下萃取60 min, 计算迷迭香精油的得率。结果显示, 当液料比从1∶5 (g/m L) 变化为1∶15 (g/m L) 时, 随着液料比的减小, 精油得率呈增加趋势, 液料比为1∶15 (g/m L) 时, 精油得率最高, 为4.120%;当液料比继续减小到1∶20、1∶25 (g/m L) 时, 精油得率呈下降趋势。因此以1∶15 (g/m L) 作为最佳液料比。

最佳萃取温度的确定

称取1.5 kg迷迭香样品, 以丁烷为萃取剂, 按1∶15 (g/m L) 的料液比, 分别选择30、35、40、45℃和50℃的萃取温度, 在0.5 MPa的萃取压力下萃取60 min, 计算迷迭香精油的得率。结果显示, 当萃取温度从在30℃升高到40℃时, 迷迭香精油得率增加速度较快, 在40℃时, 精油得率达到最高值4.115%;当萃取温度从40℃升到50℃时, 迷迭香精油得率呈小幅下降趋势。综上, 以40℃作为最佳萃取温度。

最佳萃取时间的确定

称取1.5 kg迷迭香样品, 以丁烷为萃取剂, 按1∶15 (g/m L) 的料液比, 在40℃的萃取温度、0.5 MPa分别萃取30、60、90、120 min和150 min, 计算迷迭香精油得率。结果显示, 当萃取时间为30 min时, 精油得率最低, 仅有3.000%;而当萃取时间增加至60 min时, 精油得率明显增加, 达到4.116%;但当进一步增加萃取时间时, 精油得率基本保持不变, 因此最佳萃取时间为60 min。

最佳萃取压力的确定

称取1.5 kg迷迭香样品, 以丁烷为萃取剂, 按1∶15 (g/m L) 的料液比, 在40℃的萃取温度下, 分别选择0.2、0.3、0.4、0.5 MPa和0.6 MPa的萃取压力萃取60 min, 计算迷迭香精油的得率。结果显示, 当萃取压力从0.2 MPa增加到0.5 MPa时, 精油得率依次增加;当萃取压力超过0.5 MPa时, 精油得率呈下降趋势, 并且精油色泽变暗, 因此以0.5 MPa作为最佳萃取压力。

结语

亚临界氧化 篇7

某机组是亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽反动式300MW汽轮机, 原型机组是根据中国机械对外经济技术合作总公司中国电工设备总公司和美国西屋电气公司于1980年在北京签署的《大型汽轮机发电机组制造技术转让合同》引进技术制造的, 在考核机组的基础上对通流部分作了二次优化设计。目前, 在市场上运行的此类机组有数百台, 但是随着新技术和新工艺的出现, 与目前先进的超临界、超超临界机组相比, 此类机组存在效率相对低下、汽轮机热耗高等问题。投运十多年来, 该型汽轮机在经济性能和安全可靠性方面出现了不少问题, 汽轮机各监视段抽汽参数相对较高, 高、中压缸效率相对较低, 各项指标偏离机组设计值一定幅度, 致使机组的效率越来越低, 煤耗越来越高。

2 原因分析

根据对电厂运行状况及反馈的热力数据进行分析, 并结合当代国际先进汽轮机设计理念和先进设计手段, 机组的内漏、系统漏汽是导致上述问题的主要原因。从对已投运的机组完善改进的效果看, 该类型机组仍有完善改进的余地。本次优化改造将针对内漏和不合理的原始结构设计等两个方面进行优化改进, 以期提高该机组的经济性。

3 优化改进原则

(1) 在保持现有锅炉额定出力及各额定参数不变的前提下, 通过对汽轮机本体通流部分进行改造, 达到提高汽轮机热效率的目的。

(2) 各管道接口位置不变, 转子跨度、轴系、汽轮机高压转子与主油泵短轴接口和位置、现有的汽轮机基础等不变。改造后对基础负荷无影响。

(3) 借鉴国际先进的600MW超临界、超超临界机组技术, 优化机组通流部分、汽封结构、中低压连通管等结构, 排除机组运行中的安全隐患, 达到节能降耗、提高经济性的目的。

4 改进措施

4.1 高中压缸部分改进

(1) 高中压进汽插管改造

将原进汽结构中的进汽插管密封形式由活塞环式结构改为叠片式结构。安装时叠片内外环与进汽插管和高中压内缸之间留有间隙, 机组正常运行时, 由于高中压内、外缸温度不同受热膨胀产生径向力和轴向力, 在热膨胀和力的作用下叠片与进汽插管、高中压内缸内孔和外环槽端面密封, 以减少原结构的蒸汽泄漏。具体方案如图1所示。

(2) 汽封改进

对动叶叶顶汽封进行改进 (见图2) , 改为密封效果好的宫式汽封, 采用镶片式、异型钢带结构。并对汽封间隙进行调整。

将高压隔板汽封改造为5齿高低齿式、镶片式、异型钢带结构。转子返厂补充加工。并对汽封间隙进行调整。

4.2 低压内缸改进

引入超临界低压内缸模, 采用超临界内缸模块, 将原来1、2号内缸合为1个缸, 从而在根本上解决了低压进汽未经通流部分直接漏入5、6段抽汽腔室的问题。

内缸改进点为: (1) 低压缸由原来的三层缸改为两层缸结构, 即低压1、2号内缸合为1个低压内缸; (2) 改善汽缸螺栓尺寸和布局; (3) 重新设计低压电、调端隔板套, 将隔板套外缘往外扩300mm左右, 减少汽缸支撑。改善隔板套螺栓尺寸和布局; (4) 板套中分面加密封键, 减少中分面的漏汽量; (5) 隔板套轴向定位面处增加环形挡汽片 (见图6) 。

改造后效果如下: (1) 由整体大面积漏气到局部小面积漏汽。 (2) 整体水平中分面的接触距离减少。 (3) 隔板套水平中分面已经基本不漏气。 (4) 隔板套密封键处密封效果提高近400%, 此处漏气量大大减少。 (5) 漏入5、6段抽腔室的汽量大大减少。

4.3 中低压连通管改进

为了吸收管道产生的轴向热膨胀, 在连通管上装有两组压力平衡式波纹鼓膨胀节, 按必须吸收的热膨胀量来确定膨胀节的波纹数量。当采用连杆装置将滑动波纹节同一个反方向的波纹节连接在一起限制压力推力时, 压力平衡式膨胀节吸收轴向位移, 同时也承受管道的压力。为了达到较高的可靠性, 波纹节由内、外两层组成的。外层吸收管道系统的膨胀, 并且在较低应力水平的情况下承受蒸汽压力负荷。内层具有较高的压力承载能力, 并作为衬套保护外层不受腐蚀。90°直管采用热压弯头结构代替, 去除导流叶栅。由于改造前采用的是挠性辐板结构, 水平管端与垂直管端是直角连接, 增加了在管道内的流动阻力。改进后的新型连通管使机组在运行时的滑销系统运行更加畅通, 解决了因抽汽产生是振动导致的导流叶栅易脱落等问题。消除了机组运行的安全隐患, 为机组长期安全运行提供了保障。

5 结语

通过改进, 不仅优化了机组的通流设计、完善了机组的结构, 而且提高了机组的经济性能。目前已有14台机组进行了优化改进, 从用户反馈的信息来看, 改进后的机组提高了机组的安全可靠性, 降低了运行成本, 延长了使用寿命, 达到了节能减排的目标。

参考文献

[1]刘爱忠, 等.汽轮机设备及运行[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]陶鼎文, 等.火力发电设备技术手册 (第二卷) 汽轮机[M].北京:机械工业出版社, 1998.