烟气再循环对1 000MW二次再热锅炉汽温的影响

基于锅炉热力计算,探究了烟气再循环率对某1 000 MW机组二次再热锅炉的炉膛温度、辐射对流传热量分配、蒸汽参数的影响。结果表明:随着再循环率的提高,炉膛理论燃烧温度显著下降,屏底温度变化较小;辐射传热面吸热量下降明显,对流传热面吸热量显著增长;对流传热面的位置越靠近烟道尾部,对再循环率变化的响应越敏感;再循环率提高1%,主蒸汽温度降低3.20K,一次再热蒸汽温度提高2.44K,二次再热蒸汽温度提高2.72K。通过调整再循环率可有效控制再热汽温。     

660MW二次再热锅炉吹管技术研究

通过对某660 MW尾部三烟道平行挡板调温二次再热锅炉吹管实践,提出一段吹管+三段吹管的设计方案,并应用于该类锅炉,为后续同类机组提供实际参考。     

二次再热塔式锅炉烟气再循环对炉膛高度方向换热影响

探讨了二次再热机组烟气再循环对二次再热塔式锅炉炉膛沿高度换热的影响,通过编程实现了某超超临界1 000 MW二次再热塔式锅炉在不同的烟气再循环方案下的炉膛分区段热力计算。结果表明:烟气再循环会使炉膛各区段出口烟温降低,随着负荷的升高和再循环率的增加,烟温下降幅度增加;当烟气引入炉膛底部时,燃烧器区域烟温下降幅度最大,随炉膛高度升高,各区段出口烟温下降幅度减小,炉膛出口烟温略微下降,炉膛辐射换热量减少明显,可改变烟气对流和辐射换热比例,调节再热汽温;烟气引入炉膛上部时,烟气引入点区段烟温下降幅度最大,炉膛出口烟温下降明显,炉膛辐射换热量减少不明显,有利于减轻炉膛出口处结渣,但不能调节再热汽温。     

烟气再循环在二次再热锅炉中的应用探讨

介绍了烟气再循环调温方式在600 MW等级和1000 MW等级塔式二次再热锅炉中的应用,分析了烟气再循环方式应用在二次再热锅炉中的可行性及优缺点。     

二次再热机组锅炉烟气再循环方案

针对超超临界二次再热机组锅炉烟气再循环系统再循环烟气的不同抽取位置对系统的影响特性进行了对比分析,分别从空气预热器(空预器)、电除尘器、引风机、再循环风机的运行特性方面分析了不同抽取方案的特点,得到从空预器入口烟道和引风机出口烟道2种再循环烟气抽取位置方案的优缺点及需解决的关键技术问题,提出了2种方案下应采取的技术措施,并在华能莱芜发电有限公司、安源发电有限责任公司超超临界二次再热机组烟气再循环系统中得以实施。运行结果显示,2种方案均实现稳定、安全运行,有推广潜力。     

锅炉烟气再循环位置对再热蒸汽温度的影响

针对某660 MW超超临界锅炉,基于热力计算模型,研究分析分别从燃烧器区域底部引入烟气(方案一)和从炉膛出口的屏底引入烟气(方案二)对炉膛出口烟气温度、再热蒸汽温度等参数的影响.结果表明:采用烟气再循环能够有效提高再热蒸汽温度;再循环率每增加1百分点,采用方案一的一次/二次再热蒸汽温度能提高约2.0 K,而方案二对应的...     

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。     

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。     

烟气再循环份额对二次再热机组汽温的影响

为了揭示烟气再循环对二次再热锅炉汽温的规律,模拟计算了不同的烟气再循环比例对锅炉受热面汽温和壁温的影响。结果表明:随着烟气再循环比例增加,FGR比例每增加1%,屏底烟温和分离器工质温度降低2℃,再热器汽温增加约1.5℃,高温过热器最高壁温可降低5~10℃左右,高压高温再热器最高壁温可降低12℃左右,低压高温再热器最高壁温可降低7℃左右。     

某660MW超超临界二次再热机组运行经济性分析

新能源的发展使得燃煤机组深度调峰迫在眉睫。基于某660 MW超超临界二次再热机组三个典型负荷下锅炉热效率、汽机热耗率和厂用电率等试验数据,拟合了机组全负荷区间供电煤耗率公式,分析了机组不同负荷率时经济性。研究表明,深度调峰时汽轮机热耗率上升明显,该二次再热机组在40%负荷率时供电GWh耗标煤量较额定负荷升高了15.34 t。     

1000MW超超临界二次再热锅炉的工程实践

简述了国内某二次再热锅炉的设计方案及技术特点,通过解决该锅炉安装过程中存在的问题,分析锅炉调试及机组运行时锅炉主要参数和环保排放的实际情况,验证了锅炉设计方案的正确性,为二次再热锅炉的建设提供了经验。     

冷烟气再循环对锅炉深度调峰能力影响

某电厂5号锅炉为670 t/h超高压自然循环锅炉,为提高机组深度调峰能力,安装冷烟气再循环系统,以满足机组深度调峰期间锅炉运行安全经济、环保排放合格。经过对一次冷烟气再循环量、二次冷烟气再循环量的调整优化,机组最低负荷由50%降至34%额定负荷,选择性催化还原(SCR)系统入口烟温达到316℃,再热蒸汽温度为519℃,一次冷烟气再循环量为2.0×10~4 m~3/h,二次冷烟气再循环量为2.5×10~4 m~3/h,机组运行稳定,SCR系统工作正常,深度调峰能力大幅度提高。     

烟气再循环技术在二次再热机组上的应用

烟气再循环技术普遍应用于火力发电机组再热汽温的调节,但传统的烟气再循环技术使用再循环风机进行烟气增压,增加了初始投资、厂用电和运行维护成本。文中提出了一种利用低负荷时一次风机裕量来引射烟气的新型烟气引射再循环技术,并以其在某660MW二次再热机组中参与再热汽温控制为例,介绍了该技术的原理、烟气抽取/送入炉膛位置选择和控制方案。     

二次再热锅炉再热器调温方式对机组热经济性的影响

针对我国二次再热锅炉采用不同的再热器调温方式进行研究,分析各种调温方案的特点。研究不同的再热器调温方式对整个机组热经济性的影响。     

测量锅炉烟气再循环流量

<正>美国Parish电厂的5号和6号机组装上了拔伯葛公司提供的锅炉诊断系统,以优化吹灰器的运行和过热器、再热器的减温喷水量。每台锅炉配有两台烟气再循环风机和两套烟气再循环管道,再循环烟气温度为427℃。     

660 MW超超临界锅炉烟气余热利用装置经济性分析

基于热力学基本原理,运用等效焓降法对古交西山发电有限公司660 MW超超临界锅炉在100%和50%汽轮机热耗保证工况下烟气余热加热凝结水的经济性进行了定量分析,得出烟气余热利用的各项节能指标和综合收益,其中100%汽轮机热耗保证工况下节约标煤量可达1.85 g/(kW·h),综合收益达237.5万元,节能增效效果显著。     

1000 MW超超临界二次再热塔式锅炉运行优化研究

为解决超超临界二次再热塔式锅炉主蒸汽和一、二次再热蒸汽温度低,飞灰含碳量高等问题,以某1 000 MW超超临界二次再热塔式锅炉为例进行试验研究,结果表明：磨煤机组合和运行O₂是影响蒸汽温度的重要因素;烟气再循环可有效提高蒸汽温度,但烟气再循环量过大,易造成着火不稳;通过调整燃烧器热负荷均匀性、燃尽风配风、烟气挡板、煤粉细度、吹灰等优化手段,降低了飞灰含碳量,提高了主蒸汽和一、二次再热蒸汽温度和锅炉效率,有利于机组运行的安全性和经济性。     

国内首台1000MW对冲燃烧二次再热锅炉运行效果

介绍国内首台1000MW对冲燃烧方式二次再热锅炉的结构,在典型负荷点工况测试了高温受热面壁温、飞灰底渣含碳量、锅炉效率、NO_x、再热汽温情况,结果表明对冲燃烧二次再热锅炉性能优良,整体布置合理。     

国产660 MW超超临界锅炉热偏差调整

某电厂锅炉自投产以来,锅炉存在较大的热偏差,由于长期存在隐性超温,导致锅炉产生了大量的氧化皮。并且氧化皮的大量集中剥落导致机组爆管频繁,严重影响锅炉的安全稳定运行。出于壁温控制要求,主、再热汽温运行只能降温运行。针对此情况,对锅炉热偏差产生原因进行分析,并进行试验研究分析。分析结果表明,造成锅炉热偏差的原因是四墙切圆锅炉残余旋转较大。在此基础上,结合PM燃烧器和MACT燃烧系统的特点,进行了附加风的反切和上下摆动试验,试验结果显示,经过调整,锅炉热偏差得到了很大改善。在严格控制壁温的前提下,主、再热汽温比原来各提高约8℃左右,节省供电煤耗约3g/kW.h。