再热汽温623℃在超超临界Ⅱ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.     

623℃超超临界锅炉高温受热面壁温监测优化实践

田集发电厂二期工程开展了高温受热面壁温校核计算、末级再热器出口集箱T92管接头过渡段壁温监测和分析、实施高温受热面壁温在线监测系统等壁温监测优化实践,为锅炉在再热蒸汽温度623℃下安全、可靠和经济运行提供了保障。     

1050MW超超临界一次再热锅炉620℃再热汽温的运行调整

神华万州电厂2台锅炉采用中间层错层布置的前后墙对冲燃烧方式。投入商业运行后,锅炉的各项参数优异,但是再热汽温平均值未能达到设计值(机侧620℃)。深入分析原因后,制定针对性燃烧调整试验方案,氧量标定、一次风速调平、烟气挡板调整、配风调整、磨煤机组合变化、再热汽温报警值重设,反复试验、不断总结,最终实现再热汽温620℃额定参数安全运行。     

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。     

超临界锅炉再热汽温影响因素敏感度分析

根据能量平衡方程,通过严密的数学推导,导出了超临界直流锅炉再热汽温与其影响因素的微分关系式,提出了影响再热汽温敏感度的概念。针对600MW超临界直流锅炉进行了实例计算,并对影响再热汽温敏感度的计算结果进行分析,得到了影响再热汽温的主要因素及其影响的敏感度,所得结论可为超临界直流锅炉的控制研究提供理论依据及指导作用。     

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。     

660MW超超临界锅炉再热汽温偏低问题分析及技术改造

针对某电厂660MW超超临界锅炉投产后汽温偏低,尤其是中低负荷再热蒸汽温度明显偏低的问题,对该锅炉进行燃烧优化调整试验及燃烧器浓相偏转改造,并进行受热面面积的技术改造.结果表明:再热器受热面面积不足是产生问题的主要原因,可适当增加再热器受热面面积;增加受热面面积的技术改造解决了再热汽温偏低问题,为同类锅炉问题技术改造提供了参考.     

超超临界机组全负荷段再热汽温智能控制

通过寻找影响再热汽温变动的影响因素,并从汽温变化的内在机理入手,结合现场实际的特点辨识出烟气挡板、喷水与再热汽温的动态特性模型,依据对象特性设计出符合锅炉实际运行情况的控制方案。通过现场调整试验,最终实现再热汽温智能控制的长期投运机组在动态变负荷下,再热汽温控制能够正确快速响应,使得变负荷过程的再热汽温能够平稳运行。在负荷稳定情况下,再热汽温控制回路可以有效克服内外扰动,并且汽温波动较小,满足运行人员要求。在系统优化后,管壁超温现象和喷水量明显下降,运行人员的操作强度也得到了较大降低。     

700℃超超临界锅炉壁温特性研究

采用分区简化一维电站锅炉炉内气动一传热模型,理论计算了700℃超超临界锅炉炉膛水冷壁及管内工质温度的空间分布特性。计算结果表明:沿炉膛高度方向上煤粉燃烧器区域水冷壁热负荷较高,炉膛中间热负荷高,而上下炉膛的热负荷偏低;水冷壁周向温度呈中间高两侧低的抛物线型分布,700℃、35 MPa超超临界状态下,锅炉在BMCR工况下的水冷壁管内工质为单相流体,无明显大比热区域,壁温最大高达到619℃。因此,在5%左右的设计裕度下,建议水冷壁管材应选用许用温度大于650℃的材料。     

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。     

超超临界二次再热机组再热汽温低的分析与改进

针对国内已投产超超临界二次再热机组锅炉普遍存在再热汽温低的问题,对已投产的泰州电厂二期SG-2710/33.03-M7050型二次再热锅炉进行过热蒸汽和一、二次再热蒸汽的吸热量计算和分析,表明再热气温低的原因是受热面比例设计存在偏差。提出了烟气再循环的改造方案,在75%热耗保证（THA）工况采用5%烟气再循环率时,一、二次再热汽温可以达到610 ℃以上,50%THA工况采用15%烟气再循环率一、二次再热气温也可以接近600 ℃。     

某600MW超临界对冲燃烧锅炉再热汽温调整

某600MW超临界对冲燃烧锅炉,在低氮改造进行燃烧器更换后出现再热器系统温升增大、需投入再热器减温水喷水减温的问题。为了优化燃烧器性能,在兼顾NO_x排放的同时尽可能降低再热器系统温升,通过燃烧调整试验确定了燃烧器最佳的拉杆设置。另外也给出了其它运行调整建议。     

华电贵港电厂超临界锅炉再热汽温长期偏低的分析与对策

对华电贵港电厂超临界锅炉运行中存在的再热汽温长期偏低问题进行了深入分析,得出其主要原因为燃用煤灰分含量高,加之锅炉尾部受热面吹灰器选型不合理,导致再热器受热面管壁积灰严重而使再热器内蒸汽温升不足.提出了将水平烟道及竖井烟道内再热器受热面使用的脉冲吹灰器更换为伸缩式蒸汽吹灰器,配合改进运行调整技术的解决对策.经对水平烟道吹灰器实施改造,以及改进运行调整技术后,切实将末级再热器内蒸汽温升提高到接近设计值.     

700℃等级超超临界锅炉介绍

我国煤电占总发电量80%以上,如何进一步提高火力发电的效率和降低污染物的排放,已经是刻不容缓的问题。700℃等级先进超超临界发电技术的核心优势在于机组效率高、低污染,但其主要技术瓶颈在于700℃使用温度下金属材料的研制、加工制造工艺的研发以及降低新材料带来的巨额工程投资。     

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     

再热汽温的模糊控制

给出了１种用Ｎｅｔｗｏｒｋ－９０微机分散控制系统实现再热汽温模糊控制的方法。经现场实际应用，结果表明其性能可满足机组调峰运行的要求。     

400吨/时锅炉再热汽温的调节

上海锅炉厂生产400吨/时再热锅炉已有9年历史。本文根据这些年来的实践经验,对各种再热汽温的调节方式,如汽—汽热交换器、烟气挡板、烟气再循环、喷水减温和变压运行等进行了分析,从而认为:燃油、气和优质烟煤的锅炉采用烟气再循环较为适宜;燃无烟煤、贫煤和劣质烟煤的锅炉采用喷水降温较为适宜。为了简化调温方式,今后还要逐步采用变压运行。     

超超临界锅炉试运壁温控制

本文介绍了超超临界锅炉试运中节流孔处受热面壁温控制方法,指出了超超临界锅炉防止受热面壁温超温的主要注意事项.     

400吨/时中间再热汽包锅炉烟气再循环调节再热汽温试验

锅炉设备概况吴泾热电厂7号炉系上海锅炉厂1969年生产的我国第一台配12.5万瓩中间再热机组的汽包锅炉,自1969年9月投产以来,已运行4年余。锅炉的主要设计参数: