墙式燃尽风水平摆角及风量偏置对四角切圆锅炉烟温偏差影响的模拟与试验研究

针对存在汽温偏差的某660 MW四角切圆锅炉,采用数值模拟与试验方法研究了墙式燃尽风水平摆角以及风量偏置对烟温偏差及燃烧特性的影响.模拟结果与现场实际情况吻合较好.模拟结果表明,左右墙燃尽风均等垂直送入炉内时,左侧烟气温度高于右侧,存在明显烟温偏差,现场实际运行中也表明存在明显汽温偏差.燃尽风顺时针与主气流反切送入炉内...     

切向燃烧锅炉再热汽温偏差调整及分析

某电厂2号机组锅炉左右两侧再热汽温存在偏差,为防止再热器热段受热面管壁超温,运行人员需以高温侧为准,降低再热器蒸汽平均温度运行.这样保证了机组受热面的安全性,但降低了机组运行的经济性.文中分析了汽温偏差的形成原因,通过试验方法解决了再热汽温偏差问题.     

煤/气混燃锅炉再热汽温偏差调整实验

为了研究混燃高炉煤气对炉膛上部烟气速度偏差的影响,对不同高炉煤气热量混燃比工况进行了数值模拟,得到炉膛上部烟气速度偏差随着高炉煤气热量混燃比的增加而增大。针对混燃高炉煤气引起的再热汽温偏差问题进行了分离燃尽风水平摆角优化调整实验,得到了最佳摆角组合。结果表明:分离燃尽风(SOFA)的1号、2号、3号、4号喷口水平偏转角度依次为–7.5°、+7.5°、+7.5°、–7.5°时,再热汽温偏差由17.10℃降低到了2.55℃,再热汽温为536.4℃,主蒸汽汽温偏差为4.15℃,主蒸汽温度为538.7℃。     

350MW超临界锅炉再热汽温调整试验

介绍某厂350 MW超临界机组锅炉精细化燃烧调整试验,对锅炉调试过程中出现再热汽温低等主要问题进行相应调整试验,分析原因并得到最终解决。     

锅炉再热汽温控制系统的优化

为改善再热汽温这个大惯性时象的控制品质,介绍了在烟道挡板控制回路中选取适当的前馈信号,并采用微分先行PID算法以及在减温水控制回路中以史密斯(Smith)估器代替导前汽温微分信号的控制方法,这一方法在实际应用中取得了较好的控制效果。     

660 MW二次再热机组锅炉再热汽温调整

为解决我国首台二次再热机组锅炉2级再热汽温大幅低于设计值的问题,对入炉煤质及锅炉各级受热面的吸热量情况进行了分析,改进了烟气再循环调温方案。在此基础上制定了包括优化磨煤机组合形式、改变燃烧器仰角、增大燃尽风量、改善吹灰器投用方式和调整烟气再循环量等措施的综合提温方案,并开展了燃烧器摆角、烟气再循环风机转速对一二次再热汽温影响的工况试验。经调整优化后,锅炉再热汽温在高负荷时可以达到610~620℃,中低负荷时则为590~610℃,与设计值相差不大,2级再热汽温偏低的问题基本得到解决,相关调试经验对后续同类机组具有工程参考价值。     

通过SOFA风调整减少炉膛烟温偏差

江西贵溪发电厂2号锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的采用新型四墙切圆燃烧方式640 MW等级超临界锅炉,该炉自投产以来由于烟气偏差原因导致左侧主、再热汽温长期偏低。在分析切圆燃烧锅炉偏差形成机理的基础上,创造性的提出SOFA风非对称配风方式,大大降低了两侧烟温偏差,提高了主、再热平均汽温。     

燃尽风竖直摆角对四角切圆锅炉燃烧及排放特性的影响

对某300 MW电厂四角切圆锅炉在不同竖直摆角(0°、-5°、-10°)下炉内流动、燃烧及排放特性展开了数值模拟研究。数值模拟的结果与现场试验吻合比较好。实验结果表明:增加燃尽风下摆角度,可以在一定程度上使下炉膛产生的CO和未燃尽煤粉颗粒提前与燃尽风接触并混合,延长了其反应时间,这使得CO浓度、飞灰含碳量有所下降;但同时燃尽风下倾也减小了还原性气氛区域,不利于NO_x减排,导致NO_x有所增加。综合考虑燃烧经济性和脱硝成本,建议将燃尽风竖直摆角设置为-5°能达到高效低NO_x目的。     

IMC预测控制在德州电厂摆角控制再热汽温的应用

通过摆角自动控制实现再热汽温的精细调控,一直是燃煤机组电厂的一大难题。通过德州电厂1号机组摆角再热汽温控制改造前后的系统分析,得出采用北京控软公司先进控制系统AECS-2000 IN-TUNE(建模、优化引擎)与MANTRA(运行引擎)中的IMC内模预测控制、MMC多变量解耦控制器、CC协调控制模块以及APC模块等先进控制技术及策略方法,能够解决再热汽温的精细控制,并能提高机组的安全经济运行和节能减排效果,对同类型电厂具有一定的应用参考价值。简单分析了该软件的新控制技术以及策略方法,展望未来电厂先进控制技术的发展方向和前景。     

二次再热塔式锅炉主汽温和再热汽温优化调整

对某超超临界塔式锅炉的主汽温和再热汽温低的原因进行分析,采用调整燃尽风摆角、锅炉吹灰方式优化、调整燃烧器摆角、调整炉膛出口氧量、调整二次风配风等方法对主汽温和再热汽温进行优化调整,使二次再热机组的主汽温和再热汽温接近设计值,提高了二次再热机组的燃煤经济性,为二次再热机组主汽温和再热汽温的优化调整提供参考。     

带两段式SOFA超超临界锅炉壁温和再热汽温偏差调试研究

针对某超超临界锅炉存在的四角切圆锅炉经常遇到的锅炉左右两侧水冷壁管壁温度偏差大、再热器左右汽温偏差大等问题,结合该锅炉具有两段式SOFA特点,采取有效的调试组合措施,缓解了汽温偏差的问题,提高了机组整体的运行经济性和可靠性。     

电站锅炉再热汽温异常原因分析及解决方法

再热汽温异常是电站锅炉中较为普遍的现象。针对再热蒸汽压力低、比热容小、温度对吸热量变化敏感、再热蒸汽减温水量对机组经济性影响大的4个特点,分析了锅炉设计中再热器受热面为何采用负裕量布置和采用烟气侧调整手段调整再热汽温的原因,这也正是再热汽温易受煤种、燃烧方式、排汽温度等各种运行条件变化严重干扰的原因。对各种因素影响再热汽温的现象、规律、判定方法及相应对策进行了总结,强调了解决再热汽温问题先综合分析、再运行调整、然后进行受热面改造的顺序。针对再热器受热面改造的要求,总结了串联增加壁式再热器受热面、串联增加对流再热器和并联增加对流再热器受热面3种方式的优缺点,并指出并联增加对流再热器受热面具有更加明显的优势。可为分析和解决再热汽温问题提供全面借鉴经验。     

锅炉再热汽温时间序列的混沌分析

从非线性动力学观点出发，首次利用混沌理论，针对再热汽温时间序列进行相空间重构，分析其时序关联雏与嵌入相空间轨道的变化规律，得出再热汽温的关联维数D2为分数，最大Lyapunov指数λ1是正数，从而揭示了再热汽温的混沌动力学特性．为建立再热汽温模型和精确预测提供新的思路。     

电站锅炉主再热汽温偏低的改造

针对广东梅县发电厂二期3、4号锅炉投产初期,锅炉主、再热汽温严重偏低及存在燃烧不稳定的情况,通过增敷卫燃带、优化操作规程、改造给粉机叶轮及喷燃器等措施,使汽温偏低的现象逐步得到解决,主、再热汽温能在设计值范围内正常变化,提高了机组安全性和经济性。     

塔式直流锅炉再热汽温偏低调整试验及优化策略研究

针对某超临界塔式直流锅炉中、低负荷再热汽温偏低的问题,通过低负荷再热汽温调整试验,以及当前中、低负荷再热汽温低的原因分析,提出了低负荷稳燃燃烧器改造、受热面改造以及锅炉运行优化等联合治理整体方案。整体方案实施后,锅炉中、低负荷下的再热汽温明显提高,40%BRL下锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至563.9 ℃,50%BRL下,锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至559.4 ℃,这两种负荷下机组供电煤耗分别降低1.64、1.36 g/(kW·h),合计每年节约锅炉燃料成本约125万元。在锅炉深度调峰负荷（30%BRL）下,再热蒸汽出口温度可由541.6 ℃提升至560.9 ℃,提升幅度为19.3 ℃;过热蒸汽出口温度可由560.8 ℃提升至571.9 ℃,提升幅度为11.1 ℃。     

1000 MW机组塔式锅炉再热汽温偏低的原因分析及调整

对某电厂1 000 MW机组塔式锅炉再热汽温长期偏低的原因进行了分析,认为其主要原因是锅炉设计时为防结焦增大了锅炉水冷壁受热面积但未增加再热器及过热器相应受热面,从而导致受热面吸热失衡.对此,在不改造受热面的情况下,通过采取燃烧调整和吹灰优化等措施,使再热汽温比调整前提高了近20℃左右,再热器出口温度偏差也从原来的20℃左右降至10℃以内.按再热汽温每升高10℃煤耗降低0.75 g/(kW· h),每台机组年发电量70亿kW.h计算,可节省标煤约7 875 t,经济效益显著.     

低NOx燃烧器改造引起锅炉再热汽温降低的调整和改进

分析低NOx燃烧器改造对再热汽温的影响,研究燃烧器摆角和配风方式对提高再热汽温的作用。论述锅炉再热器受热面优化改造的设计原则:受热面改造不仅决定于再热汽的欠温程度,还应保证高负荷时不投入再热汽减温水;锅炉再热器改造还受到现有辅助设备运行状态的限制。选择施工较简单、系统改造最小的方案,通过增加高温段再热器受热面,使低负荷时再热汽温有一定提高。     

基于改进多变量灰色预测的喷燃器摆角–再热汽温控制

针对传统PID控制对再热汽温控制效果不佳和传统灰色预测精度不高、误差较大的问题,首先对传统多变量灰色预测模型GM(1,2)结构进行改进,形成新的多变量灰色预测模型OGM(1,2);然后运用麻雀搜索算法对OGM(1,2)的生成系数进行优化,寻找使本征序列的平均相对模拟百分误差最小的生成系数值;最后与传统的PID结合,组成灰色预测控制系统对再热汽温进行控制。仿真结果表明,与传统PID控制相比,该方法使系统控制性能得到了明显的改善,同时具有良好的鲁棒性。