再热汽温623℃在超超临界Π型锅炉上的首次实践应用

田集电厂二期工程2×660 MW超超临界机组采用27.0 MPa/600℃/620℃参数,锅炉侧再热汽温达到623℃,是目前我国投运机组最高的温度等级。介绍了设计优化措施,电厂燃烧优化调整措施,锅炉实际运行工况,为623℃再热汽温在我国的推广应用提供有益尝试。     

660MW超超临界机组启动调试研究

某660 MW超超临界机组再热汽温设计值为623℃,调整试验后,再热汽温可达623℃。机组设置有低温省煤器,提高凝结水温度,降低进入低温除尘器烟温,试运中发现低温省煤器问题,调整后系统运行正常,机组满负荷试运稳定。     

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。     

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。     

智能吹灰系统的应用

通过采用智能吹灰系统,解决了塔式锅炉再热汽温偏低的问题.通过吹灰方式优化,改变各级受热面的传热系数,从而改变其有效传热面积来提升再热汽温,提高了机组的安全性和经济性.     

燃用神华煤超低NO_x燃烧系统受热面吸热比例优化研究

为解决某电厂600 MW亚临界燃煤锅炉超低NO_x燃烧系统改造后出现的低负荷和变负荷工况下再热汽温偏低的问题,提升机组运行安全性和经济性。从设计、运行、机理等方面入手,深挖问题根源,探究其解决方案。通过运行调整优化、系统优化配置、亚临界机组受热面调整等措施来提升再热蒸汽温度,改造后低负荷稳定工况下再热汽温提升10℃;高负荷工况下,主、再热蒸汽不超温,达到预期效果。     

国内首台623℃/660MW超超临界锅炉设计说明

对上海锅炉厂有限公司设计制造的国内首台623℃再热汽温的660 MW等级超超临界方案、锅炉的主要技术规范、总体设计、燃烧系统设计等系统进行了简要说明。     

锅炉低负荷时再热汽温调整的技术探讨

叙述了河津发电厂1号、2号机组锅炉再热器的结构、布置特点、锅炉燃烧调整特性以及锅炉在低负荷工况运行时,再热汽温偏低的原因,提出,锅炉在低负荷工况下调整再热汽温的措施和方法。     

提高再热蒸汽温度的可行性分析

在对上海锅炉厂有限公司设计制造660 MW常规参数超超临界锅炉运行情况调研基础上,从受热面布置、偏差控制、调节手段、材料安全性等方面分析了再热汽温提高到623℃的可行性。     

300MW机组锅炉燃烧优化调整试验研究

针对锅炉燃用煤种变化后低负荷下再热汽温不足、灰渣可燃物含量偏高,两侧烟温偏差较大等问题,通过一系列燃烧优化调整措施,上述问题在一定程度得到缓解和改善,提升了机组锅炉运行的经济性和安全性。     

二次再热机组多种汽温调节耦合控制策略研究及验证

二次再热超超临界锅炉再热汽温的调节相对一次再热锅炉难度较大,必须采用多种调温方式的合理组合。本文介绍了多种调温方式的优化耦合及组合实现两级再热汽温的调节,通过热力偏差校核研究和验证,保证机组运行参数达到设计值,并且调节方式安全可靠。     

国产电站锅炉再热汽温调节实用技术探讨

我国凡单机容量在１２５ＭＷ以上的无一例外都是中间再热机组,提高此类机组运行经济性的一个重要环节是解决再热汽温的合理与有效的调节。该文回顾了国产锅炉再热汽调节技术的发展沿革,强调再热器的汽温与蒸汽轮机排汽参数有关,汽温调节应考虑锅炉受热面管屏的安全。指出目前某些锅炉中再热器减温喷水量居高不下是不正常的,应于纠正。介绍了在３００ＭＷ控制循环锅炉上进行的摆动燃烧器调节再热汽温试验,阐明了试验中出现的汽温反弹现象,并初步分析了起因。对涉及这类锅炉投用再热汽温自动调节系统的有关问题也作了论述。图４表７参５     

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。     

某电厂600MW超临界锅炉末级过热器壁温偏差的试验分析

以上海锅炉厂设计生产的某电厂600 MW超临界锅炉为例,该机组由于悬吊管与末级过热器存在较大的壁温偏差,导致机组主、再热汽温较设计值偏低约10℃,末级过热器多次因氧化皮爆管,严重影响了机组运行的经济性、安全性。针对锅炉存在的问题,结合设计参数和电厂运行规程,通过燃烧优化调整,减小了末级过热器的壁温偏差,实现了锅炉的安全、经济、稳定运行。     

900MW超临界锅炉机组节能方略初探

介绍了上海外高桥第二发电有限责任公司2×900 MW超临界锅炉机组投产以来的运行情况,对再热器汽温偏低的问题进行了分析,阐述了再热器汽温的几种调节方法及效果,探讨了煤混烧时磨煤机的运行方式、电耗及对再热汽温的影响,还对吹灰系统应用优化专家系统所取得的效果进行了论证.结论是:再热汽温可以通过喷燃器、改变磨煤机运行方式和燃料品种以及控制前级受热面的清洁度等来调节;锅炉节能要综合机组热耗、厂用电耗等进行评估,制粉系统及吹灰系统的优化也是节能的重要方面.     

超超临界锅炉再热汽温与其影响因素的微分分析

根据能量守恒定律、阀门压损公式和弗留格尔公式,重新建立并推导了超超临界锅炉稳定工况下再热汽温与其影响因素的微分关系式,该关系式全面反映了影响再热汽温的各种因素。对某1 000MW超超临界锅炉机组进行了实例计算,分别计算了该机组在3个典型工况下再热汽温各影响因素的相对敏感度,并绘制了影响因素相对敏感度的条形图和趋势图。据此比较了各影响因素对再热汽温的影响程度,得出了各影响因素对再热汽温的影响规律,所得结论可为超超临界锅炉稳定工况下的运行控制及相关研究提供理论依据。     

2290t/h锅炉燃烧器改造与应用

珠海电厂2 290 t/h锅炉由于炉膛结构设计不当,造成运行中主汽温和再热汽温偏低、再热汽温两侧偏差大,结焦情况偏离设计工况,燃烧器摆角长期上摆运行且容易烧损等问题。通过对上述缺陷分析,结合机组炉内低氮燃烧改造,根据低氮燃烧器和空气分级燃烧理论研究,引进A-MACT燃烧技术,对以上缺陷进行改良,包括更换新型A-PM煤粉燃烧器、增加AA风并调整炉膛配风实现煤粉分段燃烧等改造项目,对锅炉燃烧系统进行了整体改造和优化调整,使锅炉恢复设计参数,并消除了上述长期存在的缺陷,在机组的环保性和经济性上取得了良好的效果,为同类型锅炉燃烧系统的改造提供了参考。     

问题解答

从锅炉过热器或再热器引向安全阀的一段不流动的管道中的工况是充满过热蒸汽?饱和蒸汽?饱和水还是过冷水? 答: 某电厂20万千瓦机组锅炉再热汽安全阀是用约30米长的φ219 ×8毫米管道自再热器出口导汽管引出的。连接方式如图1。导汽管中的再热汽参数为25~(at),540℃运行不到一年,连     

燃煤锅炉闭环吹灰优化系统的研发与应用

利用吹灰优化建模软件、Ovation系统高级控制算法和虚拟控制器等技术,针对燃煤锅炉不同受热面分别建立了清洁系数模型,设计了一系列控制逻辑,包括动态定义吹灰序列逻辑、再热汽温保护逻辑、疏水系统保护逻辑、吹灰序列排队逻辑和吹灰过程仿真逻辑,等;采集了Ovation系统中32个月的历史数据,利用统计学方法对吹灰优化效果进行了定量分析。实践证实了在660MW超超临界机组锅炉上投用闭环吹灰优化系统,不但改善了再热汽温,提高了机组的经济性和安全性,还降低了运行人员的劳动强度,规范了吹灰过程的操作。     

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℃。