摘要：由于生物质循环流化床(cfb)燃烧不稳定,为实现负荷波动过程中机组NO_(x)的动态预测,从锅炉燃烧机理切入,建立了氧量模型与即燃碳模型;对炉内NO_(x)自生成与自还原机理进行分析,并结合数学建模的方法,建立了NO_(x)动态排放模型。进行给料量、二次风量开环阶跃试验;分析NO_(x)排放与氧量耦合情况,采用简化对角解耦与前馈补偿解耦法解除耦合。结合某130 t/h生物质cfb实际运行数据进行仿真试验。结果表明:模型拥有较好的预测效果,能反映氧量及NO_(x)排放过程的动态特性,可实现给料量控制NO_(x)排放质量浓度、二次风控制氧体积分数的单回路控制,所设计的NO_(x)排放质量浓度模型及解耦控制方法可以为今后生物质cfb机组适应动态运行以及智能控制策略设计提供参考。

摘要：以某350 MW超临界循环流化床(cfb)锅炉燃用高钙烟煤为例,根据燃料特性以及NO_(x)生成机理,在cfb锅炉方案设计时采取有效的NO_(x)排放控制措施。锅炉实际投运后,在煤中氮元素数倍于设计值情况下,仍能通过燃烧控制结合脱硝装置满足宽负荷超低排放要求,符合设计预期,具有高效、清洁、灵活和经济运行特点,符合国家煤电高质量发展方向。

摘要：控制系统的执行器经常发生各种未知的间歇性故障.如何有效地处理这些故障对系统的影响是一个难题.针对一类不确定严格反馈非线性系统,提出一种自适应cfb(Command filtered backstepping)控制方案解决了间歇性执行器故障的补偿问题.利用神经网络逼近控制器中的未知函数,并采用投影算子实时在线更新控制器中的估计参数使得参数估计值随着故障次数的累积而不断增加的问题被消除.提出改进的Lyapunov函数证明了所提出的方案能够保证所有闭环信号的有界性,同时建立了跟踪误差与Lyapunov函数跳变幅度,最小故障时间间隔,设计参数之间的关系.如果Lyapunov函数的跳变幅度越小以及两个连续故障之间的时间间隔越长,系统的稳态跟踪指标越好.通过迭代计算建立了暂态跟踪误差指标的均方根型界.该界表明了通过选择恰当的设计参数,可改善系统的暂态指标.仿真结果表明了所提方案的有效性.

摘要：某锂盐回转窑炉厂采用cfb半干法脱硫技术,由于不同矿料入口SO_(2)浓度波动较大(500~4000 mg/Nm^(3)),初期运行床层不稳定,SO_(2)排放小时均值在20~500 mg/Nm^(3)之间波动。在优化设计中,调整了塔内的导流板、文丘里、返料口、喷枪等,从而提高了系统运行的稳定性。运行结果表明:在中高硫烟气条件下,出口SO_(2)排放小时均值在(20±5)mg/Nm^(3),达到该地区SO_(2)超低排放(浓度小时均值≤35 mg/Nm^(3))要求。

摘要：对半干法脱硫技术cfb和SDA进行对比。

摘要：介绍某项目循环流化床锅炉完成的燃煤改烧石油焦改造设计和运行特性。运行结果表明,锅炉通过实施纯烧石油焦针对性改造后,纯烧石油焦情况下,锅炉运行状态非常稳定,运行参数满足设计要求,NO;原始排放达到超低排放要求。

摘要：循环流化床锅炉(cfb)因具有效率高、负荷调节灵活、燃料适应性广、环保性能好等优点而被火力发电厂广泛应用。某电厂脱硫采用的是炉内喷钙脱硫技术,以炉内喷钙的方式作为脱硫吸收剂来降低烟气二氧化硫的排放浓度。炉内石灰石量的控制直接影响锅炉烟气二氧化硫的环保排放浓度,石灰石自动控制功能的完善直接关系到机组环保指标的控制和机组的经济运行。为了提高系统的整体输送出力,避免发生石灰石断料情况,结合系统的实际控制流程对原设计的石灰石注料控制步序进行优化改进,有效缩短了石灰石输送系统注料控制步序的循环运行时间。

摘要：分析了660MW高效超超临界cfb锅炉的设计原则,并预测了锅炉的主要性能参数。该锅炉采用2个并列炉膛,每个炉膛设有独立的供风系统;采用外置式换热器,同时炉内布置屏式过热器和屏式再热器;为避免由于2个回路中烟气和物料温度以及流量的不完全对称导致的蒸汽温度差异,除通过风量、给煤和排渣的控制来匹配两侧的烟气、物料温度外,还通过采用混合集箱和改变尾部烟道入口烟气流向等方法减小温度偏差。结果表明:双炉膛很好地解决了热偏差问题,且在较低的质量流速下保证水冷壁管内正流量响应特性,同时还降低了给水泵压头,减少厂用电率。

摘要：为响应《全国煤电机组改造升级实施方案》的要求,作为各地区主力供电机组的300MW亚临界cfb锅炉迫切需要进行高效低碳改造。基于对电厂锅炉节能降碳的思考,根据300MW亚临界cfb锅炉的参数特点及cfb锅炉燃料适应性广的优势,从提升机组经济性和降低燃煤消耗两方面提出改造思路,可为今后300MW亚临界cfb锅炉的高效低碳改造提供参考。

摘要：以内蒙古某300 MW cfb机组为例,介绍为实现新能源配套建设而进行的火电机组柔性改造项目,进行最低稳燃负荷试验,针对现存问题提出灵活性改造方案,设计配套新能源方案并进行财务评价。结果显示:机组最低稳燃负荷为75 MW (25% 额定负荷),机组存在低负荷SNCR入口烟温低、NOx排放超标、一次风流化风量低、运行氧量大、空冷岛冷冻、AGC 自动无法投入等问题。灵活性改造过程中,对锅炉部分、汽轮机部分、热控部分等进行优化。灵活性改造完成后,机组运行状况良好,最低稳燃负荷由50% 额定负荷降至25% 额定负荷,新增75 MW 深度调峰调节能力,配套的新能源规模为风电75MW。灵活性改造项目和配套新能源项目的资本金内部收益率为9.32%。新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法以大力推进火电灵活性改造工作。