1025t/h控制循环锅炉再热器系统的改进

本文介绍上海锅炉厂采用引进技术设计制造的1025t/h锅炉投入商业运行2～3年后发生再热器局部超温爆管,影响机组运行的安全性和可靠性。经过试验室模化试验和实炉调试,与有关单位共同协作对已经投运的锅炉采取改进措施:部分燃烧器二次风喷嘴反切25°,减少炉膛出口烟温偏差;屏式再热器至末级再热器的连接管中加装节流管段,减少再热蒸汽流量偏差,锅炉已安全运行5年以上。研究分析和模化试验发现再热器系统中的大直径三通附近产生的涡流使静压降低,造成再热蒸汽流量不均匀,因此在屏式再热器和末级再热器之间增加混合集箱,并用大直径连接管左右交叉,减少再热蒸汽流量偏差和温度偏差,取得良好的效果。末级再热器热偏差系数由1.23减少到1.14,再热蒸汽温度最高与最低的差值由67℃减少到26℃,提高了锅炉运行的安全性和可靠性。     

减小再热器热偏差的措施和效果

引进型亚临界压力控制循环锅炉,普遍存在未级再热器超温爆管现象.原因之一是国产钢102的抗氧化性能不稳定.但更主要的原因是:该炉型再热器存在很大的热偏差,沿炉宽单侧局部区域内,末级再热器管屏的金属壁温相当高.通过调研、测试和分析,我们在新设计中作了改进.采取各种措施减小热偏差,同时提高管子材质,防止再热管超温爆管,提高锅炉运行的可靠性.     

1025t／h烟煤锅炉再热蒸汽温度偏差改进效果的实炉试验

该文介绍了引进型３００ＭＷ机组锅炉、再热器系统经改进，减少再热蒸汽流量偏差和温度偏差的实炉试验。经过改进，末级再热器热偏差系数由原来的１．２３减少到１．１５。再热蒸汽温度最高值与最低值差原来的６７℃减少到３５．４℃，提高了锅炉运行的安全性和可靠性。     

基于燃烧与水动力耦合模型的锅炉蒸汽管超温特性研究

提出一种基于燃烧与水动力耦合模型的锅炉蒸汽管壁温度数值模拟方法,对某660 MW超临界切圆燃烧锅炉壁温进行了计算分析。以均匀外壁温为边界条件,利用Fluent软件模拟了煤粉气固流动、燃烧和辐射等过程,获得了炉内不同位置受热管的传热热流。再以热流分布为边界,采用MATLAB软件建立了工质流动及气-壁-汽换热方程组,Fluent软件重新计算的壁温边界。通过编写模型间的网格映射函数,实现壁温的耦合计算。研究表明:壁温计算值与实测值的最大相对误差在2%以内;炉膛出口残余旋转使水平烟道左侧和右上方热流较大,高温再热器和末级过热器的外壁温沿炉宽方向呈双峰分布;高温再热器整级受热管出口壁温的峰谷差值远高于末级过热器,实际运行中应特别注意高温再热器靠烟道左侧管屏外圈管子向火侧弯头处的超温。     

国内首台623℃锅炉再热器设计特点及措施

介绍了国内首台623℃再热蒸汽温度USC锅炉再热器的设计特点,防止超温的措施及运行情况。623℃再热器出口温度是目前国内已投运的最高再热蒸汽温度锅炉,它的成功投运对电站超超临界机组的锅炉设计、制造、安装和运行具有示范和引领作用。     

660 MW塔式燃煤锅炉高温再热器管壁超温诊断及运行优化

针对某电厂660 MW塔式燃煤锅炉投产后出现再热蒸汽两侧偏差大、再热器管壁易超温导致额定负荷下的再热蒸汽无法达到设计值的问题,以该电厂1号锅炉为研究对象,通过比较燃烧器摆角整体摆动、单个角摆动和磨煤机组合方式对高温再热器管壁温度的影响特性,摸索出了影响再热器管壁温度的规律,通过对每个角燃烧器摆角区别化设置,基本消除了再热蒸汽两侧偏差和管壁超温的现象,再热蒸汽温度也达到了设计值:660 MW负荷下,在再热器管壁温度不超温的前提下,再热蒸汽两侧的偏差由调整前的8.5℃降低至1.6℃;再热蒸汽温度平均值由608.9℃提升至619.3℃。     

大型电站锅炉再热器热偏差热力计算分析

由于传统热力计算无法体现目前大型电站锅炉实际蒸汽流程和烟气侧参数偏差,将再热器热力计算按照实际蒸汽流程沿炉膛宽度方向分为左右两组实施,结合炉内燃烧数值模拟将所得烟气参数结果作为再热器左右两侧热力计算的边界条件,并将计算结果与实际运行数据对比分析。结果表明:该改进的热力计算方法可实现不同锅炉负荷下再热器左右侧汽温预报,为设计人员分析再热器左右侧汽温偏差特性提供了新的解决方案。     

HG1025-PM7锅炉再热器超温分析及处理

华能德州电厂3号锅炉由于四角切圆残余旋转，造成炉膛出口较大的烟气偏差。加上结构因素造成同屏热偏差，两者叠加导致锅炉再热器部分管壁超温而爆管。文中结合超温现状进行分析，提出了解决方案。现场改造效果表明：实施三次风反切、部分二次风反切、局部管子短路等综合措施。有效解决了3号妒再热器的超温问题，为解决四角切圆燃烧锅炉热偏差而引起的超温问题提供了一个实例。     

1 025 t/h锅炉再热器超温处理及可行性分析

针对某1 025 t/h锅炉再热器管壁超温、减温水量大的问题,通过现场试验、数值模拟和热力计算等方法,分析管壁超温和减温水量大的原因,提出燃烧调整和受热面改造方案。研究表明：该锅炉末级再热器出口管壁温度存在较大偏差,烟道中间及右侧部分管壁超温,原因在于炉膛出口的烟温偏差;通过将燃尽风由四角均匀配风调整为左侧风门开度50%、右侧风门开度100%,降低了炉膛出口左右两侧的烟温偏差,进而减小了再热器出口的壁温偏差;针对锅炉再热器、过热器减温水量大的问题,进行二次风优化调整,当二次风正塔配风时炉膛出口温度比二次风均等配风和束腰配风时有所降低,有利于降低减温水量;该炉二次风配风优化难以从根本上解决减温水量大的问题,为此提出减少再热器、过热器受热面及增加省煤器受热面的改造方案,使减温水量在不同负荷下均能满足锅炉运行要求。     

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。     

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。     

超超临界循环流化床外置换热器壁温偏差特性研究

为减小高效超超临界循环流化床锅炉外置换热器受热面热偏差,通过600 MW超临界循环流化床(Circulating Fluidized Bed,CFB)锅炉实炉试验,分析了外置换热器的热偏差特性。结果表明:外置换热器内存在热偏差,靠外置换热器边壁区域温度较低,中间区域温度较高,温差可达50℃。根据实炉数据,通过数值计算,复现了外置换热器偏差特性,并提出通过工质侧结构调整分配流量来解决此偏差问题的方案,可使热偏差显著降低,确保660 MW高效超超临界CFB锅炉末级再热器壁温控制在现有材料允许壁温范围内,且有一定裕量,安全可靠。     

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。     

1025t/h锅炉高温过热器超温分析及改造

通过应用热偏差理论对国产1025t／h电站锅炉高温过热器超温问题进行分析研究发现；超温的根本原因是沿炉宽烟气侧热负荷分布与蒸汽流量分布不匹配。针对该炉型的特点提出改造方案，不仅降低了高温过热器外圈管出口汽温，同时减少了减温水量，提高了过热蒸汽出口温度。改造后测得的汽温值与计算值吻合得较好。图9参4     

超临界锅炉SOFA对高温受热面吸热偏差影响的试验研究

针对某电厂600 MW超临界锅炉存在过热器和再热器管内生成氧化皮及超温爆管的现象,通过试验研究了该锅炉分离燃尽风(SOFA)喷嘴正切15°和反切15°情况下,不同的SOFA比例对高温受热面管屏间吸热偏差分布的影响,分析了炉膛出口和水平烟道烟气温度分布特性对过热器和再热器蒸汽温度分布的影响.结果表明:SOFA喷嘴反切对减小炉膛上部切圆直径、降低水平烟道内吸热偏差的作用明显;合理的配风能使高温过热器管壁温度分布更均衡,末级过热器左侧吸热峰值温度降低10K.     

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%.     

600MW亚临界锅炉受热面超温爆管改造

结合大唐托克托电厂2号炉600MW亚临界锅炉设备情况,介绍了2号炉存在的运行问题和改造方案。通过减少低温过热器、末级再热器受热面积并且提升末级再热器材料,解决了2号炉过、再热器喷水较多和再热器壁温超温爆管的问题。     

1025t/h控制循环锅炉再热器局部超温原因分析及改进措施

本文对引进型控制循环锅炉的再热器局部超温爆管原因进行了分析探讨，并且针对已投运锅炉和新设计锅炉的不同情况，从烟气侧、蒸汽侧以及从材料等多方面途径提出切实有效的改进措施。     

辅助风反切方式在1175t/h锅炉再热器热偏差改造中的应用

国华三河电厂1号、2号锅炉自投运以来,再热器整体和局部超温严重,影响机组的安全经济运行.通过实施基于受控涡量燃烧模式的辅助风(AA)反切改造方案和受热面改造,再热器减温水量大幅减少,同时末级再热器局部超温问题得到有效解决,大大提高了锅炉机组运行的安全性和经济性,获得了良好的经济效益和社会效益.     

考虑锅炉受热面烟温变化的吹灰系统优化

锅炉受热面积灰污染导致锅炉运行的经济性和安全性下降,过高的排烟温度也给脱硫系统正常运行带来困难。结合某电厂660 MW机组排烟温度高的而进行吹灰系统优化。通过改变吹灰器位置和增加吹灰器数量,取得了较好的效果。实验表明,吹灰对高温对流受热面区域烟温影响幅度较小,对低温区域省煤器出口烟温影响较大。末级过热器出口、末级再热器出口以及省煤器出口烟温分别由优化前的755℃、679℃、435℃降低到751℃、674℃、407℃,排烟温度由吹灰前的164.5℃降低到吹灰后的131.9℃。