超超临界1000 MW二次再热机组塔式锅炉水动力特性及壁温分布规律

超超临界二次再热锅炉运行参数高,其水冷壁服役环境更为苛刻,这对其水动力提出了更高的要求。本文以华能莱芜发电有限公司超超临界1 000 MW二次再热机组塔式锅炉为例,建立了水动力计算模型,通过现场数据采集和水动力计算相结合的方法,分析了BMCR、75%BMCR、50%BMCR、35%BMCR工况下的水动力特性及壁温分布规律。结果表明:下炉膛螺旋管圈水冷壁可以有效降低热负荷分布偏差带来的影响,明显减小流量分配偏差,抑制出口壁温偏差;上炉膛垂直管圈水冷壁虽然有一定的流量偏差,但由于超超临界二次再热机组塔式锅炉上炉膛内部有大量对流受热面,水冷壁的热负荷分布系数明显低于下炉膛,其壁温偏差仍然保持在合理的范围。     

600MW超临界W火焰锅炉垂直水冷壁壁温分布特性及偏差控制

在600MW超临界W火焰锅炉上进行了不同工况的燃烧试验,研究了主二次风(拱上C风、拱下F风)、乏气风配风方式对垂直管屏水冷壁壁温分布的影响。结果发现,W火焰锅炉炉膛水冷壁壁温分布受配风影响显著,尤其是沿炉宽度方向上壁温均匀性显著依赖于各燃烧器配风均匀性。通过对接近满负荷工况下水冷壁壁温偏差、壁温峰值以及壁温均值等关键参数分析,阐明了锅炉前、后墙水冷壁壁温偏差产生的原因以及壁温分布与配风内在关系,确定了调整水冷壁壁温分布及控制壁温偏差的优化配风方法,同时通过变负荷工况下壁温分布试验,验证了优化配风的适用性。研究显示:F风起到控制下炉膛主燃烧区域火焰形状的作用,前、后墙F风配风不一致会引起火焰偏斜,火焰偏斜一侧水冷壁出现显著壁温尖峰;C风有利于增大燃烧器煤粉气流下冲深度,但过大的C风易造成局部燃烧集中,水冷壁壁温均匀性变差;乏气风主要调整主燃烧器风煤比,乏气风开度过大,使得主燃烧器煤粉着火提前与火焰集中,易造成燃烧器周边水冷壁热负荷高,水冷壁壁温分布不均且出现壁温尖峰。在确保煤粉着火与稳燃的前提下,尽量关小乏气风,以保证煤粉气流有足够的下冲深度,提高下炉膛火焰充满度和水冷壁均匀吸热。     

某超临界W锅炉启动阶段水冷壁壁温特性研究

对某超临界600 MWe W火焰锅炉启动过程中水冷壁壁温分布特性进行了分析,研究结果表明造成水冷壁壁温偏差的首要因素是热偏差,水冷壁壁温达到最大的负荷点并非一定是机组的最高负荷点,在锅炉点火阶段水冷壁管壁温度分布十分均匀,壁温偏差基本在±5℃内。从并网至负荷150 MW,水冷壁整体平均壁温随着负荷的上升呈缓慢增长趋势,负荷越高水冷壁壁温越高;此负荷段前墙后墙水冷壁壁温分布较均匀,前后墙水冷壁平均壁温相差不大,平均温度差值在±5℃内。而在转直流升负荷阶段水冷壁壁温变化较大,约在280 MW负荷时最高壁温/最低壁温偏差达到最大值,整体呈现"中间高两边低"的规律。在60%BMCR负荷以上时,下炉膛水冷壁壁温最大偏差在50℃以内,而上炉膛水冷壁壁温最大偏差在100℃以内,锅炉运行中存在上辐射区水冷壁出口段的壁温偏差比下辐射区大的现象。为了防止水冷壁超温以及壁温偏差增大,注意水煤比和燃料量的增加速率,控制水冷壁管内工质焓增和管外热负荷的偏差是减小水冷壁壁温差的有效措施。     

1000MW超超临界锅炉机组冷态启动时水冷壁超温的探讨

超超临界锅炉冷态启动时水冷壁容易产生超温,影响水冷壁管材的使用寿命。介绍了1 000 MW超超临界锅炉机组冷态启动时水冷壁的超温情况,通过对比玉环电厂4台锅炉多次冷态启动时的超温记录,分析超温原因。煤水比失调和水冷壁产生壁温偏差是水冷壁超温的2个主要原因。重点分析了造成煤水比失调的影响因素和引起水冷壁壁温偏差的原因。全炉热负荷值过大或水冷壁质量流速不足,造成了煤水比失调;局部热负荷值过大、流量偏差和吸热偏差造成了水冷壁的壁温偏差。针对水冷壁的超温特点,提出了超超临界锅炉冷态启动时水冷壁的壁温控制策略。     

高参数超超临界二次再热机组锅炉垂直管圈水冷壁水动力特性分析

相对于常规电站锅炉,高参数超超临界二次再热机组锅炉具有炉内热负荷分布复杂、水冷壁工质温度水平较高、工质大比热容区吸热能力下降等特点,这对锅炉水动力的设计提出了更高的要求。对此,本文以华能安源发电有限责任公司超超临界660 MW二次再热机组锅炉为例,通过数值模拟和水动力建模计算相结合的方法,对超超临界二次再热机组锅炉垂直管圈水冷壁的水动力特性进行了详细计算和分析,获得了相应的流量分配规律以及汽温和壁温分布特点。结果显示:BMCR工况下,下炉膛和上炉膛水冷壁均存在流量偏差和壁温偏差,整体呈负流量响应特性;每面墙水冷壁内流量呈两端高、中间低分布;汽温和壁温分布则为中间高、两端低。本文研究成果可以为高参数超超临界二次再热机组锅炉垂直管圈水冷壁的水动力设计和优化提供参考。     

基于水动力分析的锅炉水冷壁壁温控制研究

以某电厂八角双切圆燃烧方式锅炉为研究对象,计算50％THA负荷下锅炉水动力特性,前墙回路中各管流量偏差最大约20％,前墙水冷壁局部超温区域管流量较其周边回路管流量偏低约10％～12％,同时该些回路对应的区域为炉膛燃烧热角区域,热负荷分布高,更加容易造成该区域水冷壁局部超温.综合分析可以看出,低负荷时锅炉前墙各水冷壁管流...     

超超临界压力锅炉垂直水冷壁壁温偏差试验研究

针对超超临界垂直水冷壁壁温分布情况,在660 MW超超临界压力直流锅炉上进行了改变不同因素对水冷壁壁温偏差影响的试验研究。结果表明:提高高钠煤掺烧比例,采用上层燃烧器运行,均可降低燃烧区域热负荷,利于水冷壁壁温均匀性;在不同负荷下改变燃烧器摆角对水冷壁壁温偏差的影响不一致,燃烧器摆角主要是通过改变炉内热负荷分布来影响壁温偏差。通过优化调整可以有效控制超超临界锅炉垂直水冷壁的壁温偏差。     

W火焰锅炉水冷壁壁温偏差分析及处理

某发电厂600 MW超临界W火焰锅炉长期存在严重的水冷壁壁温偏差，机组被迫降参数运行。对上、下水冷壁出口壁温与设计参数对比分析，发现该炉上水冷壁热偏差情况严重，前墙壁温偏差主要在上炉膛产生，水冷壁出口壁温不均导致的热效流动偏差使前墙壁温情况恶化。为提高炉膛热负荷分布均匀性，根据当前存煤情况对磨煤机配煤进行优化，高低热值混煤仓掺配比例根据局部壁温情况进行调节。由于当前采用的“前墙压后墙”F风配风方式对侧墙水冷壁吸热产生负面影响，因此关小后墙靠两侧墙二次风门开度，改善两侧墙吸热情况。调整后前墙壁温差减小，主汽温度提升，达到预期效果。     

对冲直流锅炉水冷壁壁温偏差研究及治理

对冲直流锅炉磨煤机出口各粉管内煤粉量分配不均使得炉膛宽度方向上同层燃烧器的燃烧强度出现偏差,进而引起壁温偏差,导致汽温受限、壁温超温或应力集中,从而引发的爆管等问题。本文以某典型超超临界3 000 t/h对冲直流锅炉为例,试验研究了启炉过程中水冷壁壁温最大偏差的变化规律,考察了煤质、磨煤机投运方式、配风方式等变量对低负荷下壁温分布规律的影响,指出造成对冲直流锅炉深度调峰中水冷壁壁温偏差大的根本原因是磨煤机出口各粉管内的煤粉量分配偏差过大,对此提出在磨煤机出口加装煤粉分配器等治理方案,实施后可将煤粉量分配偏差降低至±10%以内,锅炉运行安全性、经济性及深度调峰能力提高。     

1000MW宽负荷超超临界机组锅炉水动力特性计算及分析

针对1000 MW高效宽负荷率超超临界机组锅炉结构特点,将水冷壁划分为由流量回路、压力节点和连接管组成的流动网络系统。根据质量守恒方程、动量守恒方程、能量守恒方程,建立了超超临界垂直管圈锅炉水冷壁水动力计算模型。利用牛顿弦割法求解非线性模型得到了锅炉在BMCR负荷、75%THA负荷和30%THA负荷下的流量分配、炉膛出口汽温及水冷壁金属壁温分布情况。计算结果表明:各负荷下,壁温和鳍片温度在材料许可范围内,该采用垂直管圈的超超临界机组锅炉水冷壁在水动力方面安全可靠;30%THA负荷时水冷壁不会发生流动不稳定性。     

超临界循环流化床锅炉屏式过热器吸热量偏差特性研究

超临界循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)燃烧技术作为一种具有综合性优点的技术,被广泛应用,但其炉膛中屏式过热器爆管泄漏问题频繁发生,故有必要对其水动力特性及吸热量偏差特性进行研究分析。根据针对超临界CFB锅炉炉膛内屏式过热器所建立的复杂流动网络系统的数学模型,及屏式过热器出口汽温分布实炉测量数据,对热负荷进行反推,计算分析了河曲电厂350MW超临界CFB锅炉以及白马电厂600MW超临界CFB锅炉中屏式过热器流量分配、出口汽温分布及壁温特性,并计算得到了屏式过热器中吸热量热偏差系数分布。计算结果表明,屏式过热器吸热量及热偏差系数在近壁侧、近火侧较小,在受热面中部则二者较大,这是由于各处烟气颗粒浓度的不同而影响传热造成,对吸热量及传热系数的分析研究对超临界CFB锅炉的设计及优化改造提供了理论依据。     

超超临界二次再热机组锅炉烟气再循环对锅炉水动力和壁温分布影响

烟气再循环是超超临界二次再热机组锅炉常用的调温手段之一,其引起的受热面吸热量分配变化势必会对水动力和壁温分布造成影响。本文采用锅炉热力计算、炉内燃烧数值模拟和水动力计算相结合的方法,分析了循环烟气量和烟气抽取位置对水动力和壁温分布的影响。结果显示:烟气再循环会使负流量响应特性减弱,管间流量偏差减小;随循环烟气量的增加,水冷壁壁温整体上呈下降趋势,管间壁温偏差也有所下降;从省煤器后抽烟气时,水冷壁流量分配和壁温分布随循环烟气量的变化幅度小于从除尘器后抽烟气的方案。该研究成果可为采用烟气再循环调温手段的超超临界二次再热机组锅炉水动力设计和优化提供参考。     

一种确定锅炉沿炉膛宽度方向热负荷分布的方法

电站锅炉在运行过程中,炉膛热负荷分布受燃料类型、燃烧方式、炉膛形状等多种因素的影响。针对炉膛热负荷分布难以准确预测的问题,提出了一种确定超超临界墙式切圆燃烧直流锅炉沿炉膛宽度方向热负荷分布的计算方法,将某一工况下管子出口温度作为已知条件,结合系统结构参数进行水动力计算,建立压降计算模型,研究水冷壁系统的流动特性以及炉膛的传热特性,确定水冷壁系统阻力、压降以及流量分布。根据计算结果得到单根水冷壁管沿炉膛宽度方向的热负荷分布规律,并以此为基础,建立热负荷模型,对另一工况进行计算与分析。计算结果表明,本文所提出的热负荷分布计算方法能够准确反映每根管子总吸热量沿炉膛宽度方向的分布,可以应用于锅炉现场运行的安全性分析。     

超超临界锅炉水冷壁热偏差的问题分析

结合某660 MW超超临界锅炉转入直流工况时,在中低负荷运行阶段,常发生水冷壁热偏差问题,分析其原因主要是水冷壁冷却流量与锅炉热负荷的不匹配。对此采取减少减温水量,适当降低过热度及改变制粉系统的组合方式、燃烧配风、煤粉细度调整等多种措施,控制热偏差效果明显;同时针对该锅炉水冷壁的结构特点,在运行生产中防止氧化皮脱落方面提出控制措施,对减缓或防止水冷壁热偏差也有较强作用。研究内容对于同类型机组或相似问题的解决有借鉴意义。     

1950t/h超临界压力W形火焰锅炉燃烧调整试验

通过燃烧调整试验,研究了1 950t/h超临界压力W形火焰锅炉NOx排放体积分数变化的规律,分析了下炉膛部分回路水冷壁壁温随负荷变化波动大的原因和水冷壁结焦问题,并通过燃烧调整降低了NOx排放体积分数,均匀了各回路水冷壁壁温,缓解了下炉膛结焦,降低了送、引风机电流,减轻了受热面的磨损。     

带隔墙的600 MW超临界循环流化床锅炉水冷壁水动力特性

对带隔墙的600 MW超临界循环流化床锅炉水冷壁进行水动力特性及方案选型研究。基于二分法对炉膛水冷壁进行水动力特性计算,得到了采用光管水冷壁加节流圈结构时各负荷下水冷壁出口工质温度及壁温参数。在100%锅炉最大连续工况时,水冷壁工质质量流率低于1000 kg/(m2×s)时可以保证出口温度在422 ℃以下,热偏差位于允许范围内。在75%与50%汽轮机验收工况负荷时水冷壁均未发生传热恶化现象。通过与内螺纹管布置方案计算结果比较,认为采用内螺纹管改善了壁温特性,但对热偏差的改善并没有明显效果。因此对于600 MW超临界循环流化床锅炉,采用光管水冷壁加节流圈结构是可行的。     

超超临界1000 MW二次再热机组锅炉水动力及流动不稳定性计算分析

大唐雷州电厂超超临界1 000 MW二次再热机组锅炉为Π型布置。由于Π型锅炉汽水流程复杂,可能会存在流量分配不均的风险,导致水冷壁超温造成事故。在宽负荷运行和快速变负荷调峰过程中,由于给煤量的扰动,水冷壁易出现流动不稳定现象。本文采用流动网络系统方法计算了锅炉在BMCR负荷时的质量流速分配、工质汽温以及金属温度分布,并对30%THA负荷进行了流动不稳定性校核,并在此基础上,分析了水冷壁的优化设计及安全运行特性。计算结果表明,水冷壁能避免管间应力过大和拉裂,在施加热负荷扰动后流量均能恢复稳定,锅炉水冷壁运行是安全可靠的。     

超临界W火焰锅炉二次风箱结构优化改造及效果分析

W火焰锅炉炉膛宽度大，大风箱结构的二次风容易出现配风不均，导致炉膛局部缺氧和水冷壁壁温偏差等问题，通过运行调整手段已无法解决。根据测试结果，对风箱结构进行了优化改造，采用分区控制的方式进行配风。通过对改造后的风箱进行调整试验，大幅降低了炉膛内CO含量，有效提高了锅炉效率和机组经济性；实现了二次风“前墙压后墙”的配风方式，增加了运行人员调节手段，有效控制了壁温偏差。     

超临界机组锅炉20%负荷深度调峰水动力实炉试验研究

为挖掘现有燃煤机组锅炉的深度调峰能力,将华能陕西秦岭发电有限公司7号超临界660 MW机组锅炉各类集箱和大量水冷壁管分别等效为压力节点和流量回路,建立基于流动网络系统法的非线性数学模型。根据守恒定律和传热关联式,通过迭代直接求解得到660 MW（BMCR）负荷时该锅炉的水动力特性,并将计算结果与实炉数据进行比较,验证了模型的可靠性。在实炉试验研究的基础上,计算得到132 MW（20%BMCR）深度调峰干态运行负荷时锅炉水冷壁压力沿流动方向的变化、回路流量分配、炉膛出口汽温分布、管壁金属温度沿炉高方向的变化趋势。实炉试验和计算结果表明,采用内螺纹螺旋管圈布置的超临界660 MW机组锅炉水动力突破了30%BMCR最低启动负荷的限制,实现了20%BMCR深度调峰负荷时的水动力运行安全,且流动稳定特性良好。     

某厂660MW超超临界锅炉燃用高碱煤燃烧调整

某公司２号660MW 超超临界锅炉在后期运行中存在较大的炉膛出口烟温偏差、主再热汽温偏差、前后墙部分水冷壁管壁温偏高、制粉系统出力不足、低负荷 NOx偏高、末过和末再受热面超温、局部结焦等问题,严重影响机组安全稳定运行.文章提出通过调整燃烧器切圆、优化燃烧、运行调整等手段,解决了锅炉存在的问题,有效提高了锅炉运行的安全性和经济性。