燃烧器摆角同步性对切圆锅炉再热汽温和壁温偏差的影响研究

为解决某电厂660 MW超超临界机组切圆锅炉日常运行中再热汽温和壁温偏差大、管壁易超温和再热汽温不足等问题,本文研究了燃烧器摆角同步性对汽温和壁温偏差的影响特性。热态运行时,只有将炉外四个角的燃烧器摆角设置在不同位置时,才能在保证管壁不超温的前提下将再热汽温提升至设计值,初步判断造成这一现象的根本原因是炉内四个角燃烧器摆角不同步造成。机组冷态停炉检查时发现,有近一半的燃烧器摆角炉内外定位不一致导致四角不同步,对炉内外燃烧器摆角进行了重新定位。消缺处理后,再将炉外四个角的燃烧器摆角设置在同一位置,再热器两侧的汽温和壁温偏差均有所降低,机组状态显著改善。额定负荷下,在最高点再热器管壁温度降低了8.1℃的前提下,两侧再热汽温偏差降低至1.0℃的同时,再热汽温提升至619.8℃。     

1 000 MW超超临界机组锅炉再热蒸汽温度优化调整试验

针对某电厂1 000 MW超超临界机组3号、4号锅炉再热蒸汽温度偏低的问题(额定负荷下,两台机组再热蒸汽温度统计平均值分别为599. 8和603. 4℃,额定值为623℃),研究了燃烧器拉杆、燃尽风挡板开度、整体配风方式和运行氧量等因素的调整对锅炉再热蒸汽温度的影响。研究表明:锅炉再热器管壁温度与燃烧器配风方式存在相关性,通过燃烧器(燃尽风)拉杆和燃尽风门挡板区别化配风方式的优化调整,降低了再热器管壁温度,再热蒸汽温度均能达到616. 9℃,调整效果显著。     

东方百万机组锅炉管壁温度分布规律研究与应用

为解决东方百万千瓦机组锅炉管壁超温的问题,以东方超超临界百万机组锅炉为研究对象,分别进行了1 000 MW和500 MW负荷的运行试验,研究了管壁温度分布规律及燃烧器拉杆位置和燃尽风配风方式对管壁温度分布的影响特性。结果表明,燃烧器(燃尽风)拉杆采取U型配风方式时,将会导致中间区域受热面管壁温度高,管壁温度呈现出"倒U型"的分布规律;开大中间区域燃烧器(燃尽风)拉杆位置,有助于缓解管壁超温。根据该研究成果,解决了某机组高温再热器管壁超温导致再热蒸汽不足的问题,额定负荷下,再热蒸汽温度由优化前的603.4℃提高至优化后的616.9℃;同时,解决了另一机组低负荷下屏式过热器管壁超温的问题,500 MW负荷、AEF磨煤机组合运行方式下,屏式过热器管壁最高点温度值由616.3℃降低至600.5℃,大大提高了管材的安全裕量。     

660 MW超超临界机组不同炉型高温再热器管壁温度分布规律研究

为了解塔式锅炉高温再热器分布规律,并与型锅炉做比较,以国内已投运的几大锅炉厂生产的设计再热蒸汽温度为623 ℃的Π型锅炉和ALSTOM公司生产的塔式锅炉为研究对象,比较了两种炉型下的高温再热器管壁温度的分布规律。研究表明：Π型锅炉高温再热器管壁温度呈现“M”型分布,塔式锅炉的管壁温度呈现出“Π”型分布;同等蒸汽温度水平下,塔式锅炉高温再热器最高点温度比Π型锅炉要低,660 MW负荷下塔式锅炉A、B侧的再热蒸汽温度分别为620.3和619.3 ℃,同时再热器管壁温度最高点温度值为626.3 ℃,比Π型锅炉低12.7~18.1 ℃,提高了再热器管材的安全裕量。     

660MW超超临界锅炉再热汽温偏低问题分析及技术改造

针对某电厂660MW超超临界锅炉投产后汽温偏低,尤其是中低负荷再热蒸汽温度明显偏低的问题,对该锅炉进行燃烧优化调整试验及燃烧器浓相偏转改造,并进行受热面面积的技术改造.结果表明:再热器受热面面积不足是产生问题的主要原因,可适当增加再热器受热面面积;增加受热面面积的技术改造解决了再热汽温偏低问题,为同类锅炉问题技术改造提供了参考.     

超临界锅炉高温受热面屏间热偏差在线优化研究

以锅炉过热器、再热器热偏差计算方法为基础,采用全局寻优方法,根据当前的负荷、磨煤机组合、燃烧器摆角、各层配风方式、末级过热器和再热器热偏差状况,对运行状况进行优化评判,从而降低管壁温度峰值,控制管壁超温幅度和超温时间,进而减缓氧化皮的生成速度,使锅炉运行的安全性和经济性得到双重保证.通过在某600 MW超临界锅炉上的在线优化运行,表明锅炉末级过热器屏间热偏差系数最大约为1.2,比以往的最大热偏差系数下降了10%.     

1000 MW超超临界二次再热锅炉汽温运行特性试验研究

根据1 000 MW超超临界二次再热锅炉设计特点,通过现场试验,分析了运行方式对锅炉主、再热蒸汽温度的影响。研究表明:提高运行O_2体积分数是抬升主、再热蒸汽温度的有效方式;配动态分离器的磨煤机,动态分离器转速升高后,煤粉变细且更加均匀,对提高主、再热蒸汽温度有利,控制煤粉细度R_(90)在20%是最优选择;减小一次风量对提高主、再热蒸汽温度无益处;适度的燃尽风(Air-Grade Part,AGP)水平摆角对消除汽温偏差有利,可提高主、再热蒸汽温度;增加各层AGP风量有利于提高主、再热蒸汽温度,但锅炉热效率将下降,需对二者进行平衡,1 000 MW负荷时各层AGP风门开度设置在80%效果较佳;增大偏置辅助风(Concentric Firing System,CFS)风量将增加汽温偏差,不利于主、再热蒸汽温度的提升,但对减弱水冷壁高温腐蚀风险有利,二者也需进行平衡;燃烧器垂直摆角度数增加对提升主、再热蒸汽温度有利,但对汽温偏差有影响,因此需对燃烧器最高垂直摆角度数进行限制,1 000 MW负荷时燃烧器最高垂直摆角宜在70%左右。     

再热蒸汽温度623℃超超临界锅炉燃烧偏差控制

田集发电厂二期工程是国内再热蒸汽温度623℃参数等级超超临界燃煤锅炉的首次应用,由于锅炉的高温再热器设计充分利用现有受热面材料的安全余量,导致运行过程中高温再热器受热面的安全裕度较小,限制了锅炉在初始运行阶段达到汽温设计值。通过大量的燃烧侧偏差控制调整实践,最终可以保证再热蒸汽温度达到设计值623℃,此时高温再热器壁温静态最大值小于638℃,与再热蒸汽温度的正偏差控制在15℃以内,保留了10℃以上的动态安全裕度,保证了锅炉在全负荷范围内的动、静态安全性。     

不同燃烧布置型式的660MW超临界锅炉燃烧偏差分析

利用炉膛热力计算,探究660MW超临界机组的锅炉屏底温度及烟气流速等因素变化对机组各受热面吸热量的影响。结合机组运行数据分析造成燃烧偏差的主要原因。对于四角切圆锅炉,通过调整燃烧器摆角,降低炉膛上部受热面两侧屏底温度偏差,使屏式受热面两侧汽温偏差显著降低。通过调整燃尽风(SOFA风),减小了炉膛出口烟气残余旋转的影响,降低汽温偏差。对于对冲燃烧锅炉,通过调整旋流燃烧器外二次风,降低了炉膛宽度方向上的屏底温度偏差使末级过热器和再热器沿炉膛宽度方向中间位置的壁温有所下降,主蒸汽和再热蒸汽欠温现象得到改善。     

660MW超超临界锅炉再热抽汽安全性分析

某电厂660 MW超超临界锅炉为单炉膛П型布置,尾部烟气挡板调节再热汽温。机组运行后拟抽取再热蒸汽满足外部供热。锅炉受热面布置按照不抽汽设计,假如抽汽运行,随着再热流量降低,再热器受热面冷却能力不足易超温影响机组安全运行。通过对660MW额定工况、75%负荷和50%负荷工况下不同抽汽量的计算对比,分析了机组负荷和抽汽量变化关系、比较了再热器受热面最高管壁温度和管子材料许用温度,对不同工况下锅炉的最大可能抽汽量进行预估。通过计算对比结果表明对机组再热系统的抽汽改造方案选择具有一定指导意义。     

350 MW超临界机组燃烧调整试验及优化分析

为解决某国产350 MW超临界机组建成投运后出现的低负荷工况下主蒸汽及再热蒸汽温度过低、汽温偏差大、屏式过热器管壁超温等严重影响到机组安全稳定运行的问题,采用现场燃烧调整试验,改变主燃烧器投运方式、调节分离燃尽风(separated over fire air,SOFA)风门开度及角度、增大过热烟气挡板开度和运行氧量。结果表明:该机组在175 MW负荷下使用中间3层燃烧器组成的投运方式效果更佳;经燃烧调整试验后主、再热汽温提高20℃以上,两侧汽温偏差降低至1.5℃以内,受热面超温问题得到解决,找到了适合锅炉低负荷安全稳定运行的最佳方式。     

1 000 MW机组锅炉低负荷下管壁超温诊断及运行优化调整

现阶段1 000 MW机组锅炉,低负荷下的管壁超温问题越来越突出,在深度调峰背景下,为解决其低负荷稳燃时的管壁超温问题进行了试验研究,比较燃烧器拉杆和磨煤机组合方式对屏式过热器、高温过热器和高温再热器管壁温度的影响,摸索出了低负荷运行时屏式过热器控制超温的思路,即低负荷运行时,采取关小两侧燃烧器区域风门开度、开大中间燃烧器区域风门开度的调整方法对燃烧器区域拉杆进行调整。优化调整后,500 MW负荷、AEF磨煤机组合运行方式下,屏式过热器管壁最高点温度由616.3℃降低至600.5℃,大大提高了管材的安全裕量,保证了低负荷下机组的安全稳定运行。     

1000MW超超临界塔式锅炉过热器、再热器管壁壁温超温分析与试验研究

某厂1号锅炉1 000 MW超超临界塔式锅炉,在投产后一直存在高温过热器和高温再热器局部管壁超温的问题,严重限制了主再热蒸汽温度的提高,使主蒸汽温度较设计值偏低约10℃,再热蒸汽温度偏低约25℃。针对该问题,通过优化运行氧量和SOFA风的配风方式,使主蒸汽温度提高了10℃,达到设计值要求,再热蒸汽温度提高了约15℃,同时高温过热器和高温再热器局部超温问题得到有效控制;受高温再热器受热面的布置和积灰等因素的影响,再热蒸汽温度较设计值仍偏低约10℃,这需要进一步分析研究。     

超超临界锅炉低氮燃烧器改造后汽温特性优化调整

针对某电厂1 000 MW机组锅炉在低氮燃烧器改造后主再热汽温波动较大的问题,通过优化中间点过热度、燃烧器摆角,调整主再热汽温差值幅角Δθ,改变风量前馈量等措施,较大地缓解了机组在升降负荷的过程中汽温波动大问题。在降负荷过程中,主蒸汽温度由原来最低值567℃变为590℃。再热蒸汽温度由原来最低值558℃变为582℃。升负荷过程中,调节再热蒸汽温度的减温水量大幅下降,优化效果较为明显。     

660 MW超超临界锅炉火焰偏斜调整方法浅析

某公司超超临界660 MW机组四角切圆锅炉由于设计、安装等原因,运行中出现燃烧火焰偏斜问题,水冷壁壁温左右侧偏差达到80℃,后屏出口蒸汽温度左右侧偏差达到60℃,主、再汽温左右侧偏差达到15℃,严重影响机组运行的安全性、经济性。基于对660 MW四角切圆锅炉燃烧调整方法的分析与总结,纠正了火焰中心偏斜,消除了水冷壁壁温偏差和汽温偏差,优于设计值,确保了锅炉安全运行。     

660MW超超临界锅炉再热蒸汽欠温分析与处理方案

国内火电机组引进的660MW超超临界锅炉技术,锅炉整体运行效果良好。但近几年,部分660MW超超临界电厂反馈存在再热蒸汽欠温问题,再热蒸汽汽温达不到额定值,低负荷工况下该问题更为明显,造成锅炉及机组效率偏低,对电厂的经济效益造成极大影响。     

1025t/h锅炉再热器局部超温原因分析及改进措施

上海锅炉厂按引进技术设计制造的1025t/h亚临界压控制循环锅炉,第一台安装在石横发电厂(5号锅炉),1987年6月30日并网发电。运行2年后,末级再热器发生局部超温爆破。经过分析研究和现场试验测定,查明其主要原因是烟气温度偏差和蒸汽流量偏差。采用燃烧器上部的6层喷嘴反切25°的措施明显改善锅炉左右两侧的烟气温度偏差,末级再热器出口的最高炉外壁温比改进前降低20.6℃,保证末级再热器出口的炉外壁温低于580℃报警值。采取在屏式再热器和末级再热器的联接管内加装节流管段的措施,使蒸汽流量分配比较均匀,末级再热器出口炉外壁温的最大值,比改进前阶低9℃。采取这两项措施后5、6号锅炉已经运行两年以上,没有发生末级再热器局部超温爆破事故。     

1025t/h控制循环锅炉燃烧器摆动调温研究

1025t／b控制循环锅炉采用燃烧器喷嘴摆动调节过热蒸汽和再热蒸汽温度。锅炉投运后曾经发生燃烧器喷嘴摆动装置故障，不起调温作用，汽轮机高压缸排汽温度比设计值高10～20℃，被迫采取各用事故喷水调节再热蒸汽温度。锅炉再热器受热面偏大；使再热器减温水量比设计值多20-30tt/h，明显影响机组运行经济性。通过调查研究和实炉试验，对摆动机构采取改进措施。现在燃烧器喷嘴已能正常摆动，找到了减少再热器减温水量的途径。     

壁式再热器对1 000 MW超超临界二次再热锅炉蒸汽参数影响的研究

为解决超超临界二次再热锅炉再热汽温偏低的问题,以1 000 MW超超临界二次再热锅炉为研究对象,提出采取增设壁式再热器的方法提高再热汽温,计算了壁式再热器面积对主再热蒸汽温度的影响。计算结果表明:增设壁式再热器可提高再热汽温,当一、二次再热器各增加350 m~2受热面时,可使一、二次再热汽温满足设计要求,但也会导致主蒸汽严重欠温,无过热减温水时主蒸汽温度也低于设计值;采用增加壁式再热器同时提高煤水比,可使主再热蒸汽温度满足要求。     

基于响应面分析的660MW灵活二次再热锅炉汽温特性研究

以某660 MW超超临界二次再热锅炉为研究对象，建立了热力计算分区模型，研究了烟气挡板调节、烟气再循环以及摆动燃烧器对再热汽温的影响，并通过响应面回归法得出不同工况下的再热汽温回归模型。研究结果表明：锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况下，一次再热侧挡板每增加1%，一次再热汽温升高1.1 ℃，二次再热汽温降低1.8 ℃；回归模型能准确预测在不同调温方式作用下的再热蒸汽温度，最大误差仅4.9 ℃；该模型给出了蒸汽温度的影响因素显著性排序，其中，烟气挡板开度的变化对再热汽温的影响最大。