不同燃烧布置型式的660MW超临界锅炉燃烧偏差分析

利用炉膛热力计算,探究660MW超临界机组的锅炉屏底温度及烟气流速等因素变化对机组各受热面吸热量的影响。结合机组运行数据分析造成燃烧偏差的主要原因。对于四角切圆锅炉,通过调整燃烧器摆角,降低炉膛上部受热面两侧屏底温度偏差,使屏式受热面两侧汽温偏差显著降低。通过调整燃尽风(SOFA风),减小了炉膛出口烟气残余旋转的影响,降低汽温偏差。对于对冲燃烧锅炉,通过调整旋流燃烧器外二次风,降低了炉膛宽度方向上的屏底温度偏差使末级过热器和再热器沿炉膛宽度方向中间位置的壁温有所下降,主蒸汽和再热蒸汽欠温现象得到改善。     

电站锅炉省煤器出口水温升高对过热器吸热的影响

讨论了某台200 MW燃煤自然循环锅炉省煤器改造后出口水温升高而造成的屏式过热器超温,根据锅炉锅筒欠焓计算与水冷壁产汽量计算,并结合炉膛换热及出口烟温计算,分析了省煤器出口水温与屏式过热器吸热量之间的内在联系。现行锅炉热力计算方法未考虑省煤器出口水温与炉膛内蒸发受热面产汽量的依赖关系,不能体现省煤器出口水温较大幅度变化对炉膛吸热量的影响。     

黄台电厂6号锅炉汽温偏低的理论分析及改造实践

黄台电厂６号锅炉汽温偏低的原因在于炉膛吸热量偏大，过热器吸热量不足。由于低温过热器在过热器中逆传热模式，所以增加其换热面积可有效地增加过热器吸热量，提高锅炉汽温。汽温改造实践证明，该炉增加低温过热器受热面积３２７ｍ＾２，提高汽温２０℃，达到了预期的汽温改造目的。     

660MW超超临界锅炉再热蒸汽欠温分析与处理方案

国内火电机组引进的660MW超超临界锅炉技术,锅炉整体运行效果良好。但近几年,部分660MW超超临界电厂反馈存在再热蒸汽欠温问题,再热蒸汽汽温达不到额定值,低负荷工况下该问题更为明显,造成锅炉及机组效率偏低,对电厂的经济效益造成极大影响。     

410t/h锅炉过热汽温偏低的原因分析及对策

漳泽发电厂 4 10t h锅炉投产发电以来 ,由于设计问题 ,炉膛出口烟温偏离设计值 ,过热器吸热不足 ,蒸汽温度偏低 ,尤其是当 2号制粉系统单独运行时更为严重。经过增加低温受热面 ,合理调整双切圆燃烧系统 ,过热汽温偏低的问题得以解决 ,从而提高了机组运行的安全性和经济性     

410t/h锅炉过热汽温偏低的分析及对策

某电厂410t/h锅炉投产发电以来,由于设计问题,炉膛出口烟温偏离设计值,过热器吸热不足,蒸汽温度偏低,尤其是当2号制粉系统单独运行时更为严重,经过增加低温受热面,合理调整双切圆燃烧系统,过热汽温偏低的问题得以解决,从而提高了机组运行的安全性和经济性.     

420吨/时锅炉汽温偏低原因分析及改进措施

420吨/时超高压中间再热锅炉(50414、50415型)是上海锅炉厂80年代设计制造配12.5万千瓦电站锅炉。投入运行后发现主蒸汽温度和再热蒸汽温度偏低10～20℃,经过分析研究和调正试验,采用燃烧器喷嘴摆动的方法,提高炉膛出口烟气温度,解决了汽温偏低的问题。本文介绍这种锅炉设备概况、运行情况。和分析汽温偏低原因及改进措施,提出改进设计和运行方式的意见供设计和运行人员参考。     

智能混合模型预测控制方法及其应用

对锅炉的汽温对象特性进行了分析,针对锅炉运行中负荷大幅度变化、炉膛吹灰或启停磨煤机等大扰动工况下的汽温控制问题,提出了基于智能混合模型预测控制的方法,采用逻辑和模型预测控制相结合的策略来维持主蒸汽和再热蒸汽温度在额定值附近.将该方法成功应用于1台600 MW机组,运行结果表明:在大扰动工况下,采用智能混合模型预测控制的策略,可明显改善汽温控制品质,减少机组超温次数.     

超超临界二次再热直流锅炉水冷壁水动力特性研究

针对超超临界二次再热直流锅炉水冷壁的结构特点,将水冷壁划分为由压力节点和管组构成的汽水网络系统。根据质量守恒、动量守恒和能量守恒定律,建立了超超临界二次再热直流锅炉水冷壁压降、流量及出口汽温的计算模型。在此基础上,对某电厂1 000 MW超超临界二次再热螺旋管圈直流锅炉在不同负荷时上升系统的总压降、流量分配及上下炉膛水冷壁工质汽温进行了计算。计算结果表明:下炉膛水冷壁流量分配较为均匀,上炉膛水冷壁呈现出正流量响应特性,低负荷时工质温度出现"吸热平坦区",各面墙中部出口汽温最高。     

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。     

电站锅炉蒸汽吹灰系统运行优化

目前,大型锅炉吹灰大多采用蒸汽吹灰方式,吹灰汽源大部分采用高品质蒸汽,蒸汽压力较高,运行中出现了一些影响机组运行安全性和经济性的问题,并且降低了机组的效率,因此,应寻求一些改进措施以减少高品质蒸汽的损耗,提高机组蒸汽利用率。针对目前某发电厂蒸汽吹灰系统存在的高品质蒸汽浪费的问题,提出以再热蒸汽汽源作为蒸汽吹灰汽源的方法,并进行分析,结果表明:采用再热蒸汽吹灰汽源的经济性非常明显。     

一种太阳能吸热器过热蒸汽温度控制系统

介绍了一种应用于塔式太阳能热发电系统的水/蒸汽吸热器过热蒸汽温度控制系统。受到太阳辐射能间歇性和不确定性的影响,吸热器产生的过热蒸汽温度难于控制。控制系统根据吸热器在蒸汽流量变化、光功率变化和减温水流量变化等3种主要扰动下的过热汽温度动态响应特性,以减温水流量作为控制量,光功率和蒸汽负荷作为前馈信号,设计和研制了两段式过热蒸汽温度控制系统,使吸热器过热区出口汽温维持在允许的范围内。     

抽汽再热循环的热力性能分析

为了提高特殊汽轮机组的整体经济性水平,以55 MW级垃圾焚烧发电汽轮机组为研究对象,采用提高主汽压力和抽汽再热循环的措施,定性研究了不同再热汽源抽汽点的位置、再热温度和再热压力对机组经济性的影响,计算了不同方案下的热力性能。结果表明：提高主汽压力并采用抽汽再热循环可大幅提高机组的经济性水平;在相同锅炉吸热量下,方案3和方案4的机组出力比方案1分别高5.46%和6.61%,方案4的机组出力比方案3高1.15%。     

300MW机组低氮燃烧改造后汽温优化分析

介绍京能集团漳山电厂2~#机组低氮改造前后的情况、改造的具体方案和改造内容。低氮改造后,由于燃烧不均匀引起左右侧烟气温度产生较大偏差,致使A侧再热蒸汽出口温度比B侧低10℃以上,两侧再热汽温产生了较大偏差,再热蒸汽平均温度达不到额定值且汽温高的一侧经常超温,严重影响了机组运行的经济性和安全性。根据旋流燃烧器的特点,通过对汽温串级控制回路进行分析,通过增加前馈控制等方式对汽温控制逻辑进行优化,进而达到消除两侧再热汽温的偏差之效果,确保机组平均再热汽温可达设定值540℃。     

1000MW超超临界锅炉中间点温度和汽温控制

研究了国内2类不同型式的1000 MW超超临界锅炉的中间点温度控制、主蒸汽和再热蒸汽的汽温特性、各受热面的吸热比例和煤质变化对水煤比控制的影响等问题。结果表明：蒸汽参数基本相同的1000 MW超超临界锅炉,虽然采用了不同的水冷壁结构形式、不同的受热面布置以及不同的汽温调节方式,但反映运行特性的关键技术参数的控制值基本相同;过热汽温变化特性主要表现为辐射特性;再热汽温特性主要表现为对流特性;水冷壁吸热变化对中间点温度和汽温控制起主导作用;分隔屏对汽温特性起重要作用。     

1000 MW超超临界锅炉中间点温度和汽温控制

研究了国内2类不同型式的1000 MW超超临界锅炉的中间点温度控制、主蒸汽和再热蒸汽的汽温特性、各受热面的吸热比例和煤质变化对水煤比控制的影响等问题.结果表明:蒸汽参数基本相同的1000 MW超超临界锅炉,虽然采用了不同的水冷壁结构形式、不同的受热面布置以及不同的汽温调节方式,但反映运行特性的关键技术参数的控制值基本相同;过热汽温变化特性主要表现为辐射特性;再热汽温特性主要表现为对流特性;水冷壁吸热变化对中间点温度和汽温控制起主导作用;分隔屏对汽温特性起重要作用.     

1000MW超超临界二次再热示范机组锅炉汽温偏差的消除

分析了世界首台1 000 MW二次再热示范机组锅炉汽温偏差产生的原因,提出由于炉膛出口强风环的存在以及燃烧调整不当,塔式锅炉炉膛出口存在烟温偏差的问题,并导致了汽温偏差的产生。通过实践证明,合理的燃烧调整及AGP燃尽风反切可以很好地消除汽温偏差。对于同型机组燃烧调整及消除汽温偏差有较好的借鉴意义。     

电站锅炉炉膛局部结渣监测与吹灰优化

随着环保和节能要求的不断提高,高参数大容量燃煤机组的发展成为了必然趋势,机组参数的提高对机组安全高效运行提出了更高的要求,特别是炉膛内吹灰器的合理动作缺乏理论指导。基于炉膛出口烟温的炉膛结渣整体判断方法难以指导布置在炉膛内部的大量吹灰器的合理动作,不仅会浪费吹灰蒸汽,同时给水冷壁的运行带来安全隐患。通过在炉膛的膜式水冷壁的向火侧鳍片处布置热电偶测点,实时监测热电偶测点的温度变化,建立了炉膛局部结渣监测模型,同时结合机组的运行数据给出了吹灰优化方案。监测结果表明:根据测点温度值建立的局部结渣监测模型能够反映炉膛不同高度层的结渣状况及其变化规律,高负荷下炉膛结渣严重,但结渣能够达到动态平衡,低负荷下结渣较轻但增长趋势明显。炉膛结渣能够优化各受热面的吸热量分配,特别是低负荷下可以减轻过热器、再热器的欠温问题,结合受热面的热量分配比例合理吹灰可优化电厂定时定量吹灰方式,减轻运行人员的督查力度,实时指导吹灰。     

660MW超超临界锅炉再热抽汽安全性分析

某电厂660 MW超超临界锅炉为单炉膛П型布置,尾部烟气挡板调节再热汽温。机组运行后拟抽取再热蒸汽满足外部供热。锅炉受热面布置按照不抽汽设计,假如抽汽运行,随着再热流量降低,再热器受热面冷却能力不足易超温影响机组安全运行。通过对660MW额定工况、75%负荷和50%负荷工况下不同抽汽量的计算对比,分析了机组负荷和抽汽量变化关系、比较了再热器受热面最高管壁温度和管子材料许用温度,对不同工况下锅炉的最大可能抽汽量进行预估。通过计算对比结果表明对机组再热系统的抽汽改造方案选择具有一定指导意义。     

600MW超临界循环流化床锅炉屏式受热面水动力及吸热量特性研究

针对高参数循环流化床(CFB)锅炉高温受热面热偏差特性直接影响锅炉安全运行的问题,根据超临界CFB锅炉炉膛内屏式过热器建立的复杂流动网络系统的数学模型以及吸热量模型,对某600 MW超临界CFB锅炉满负荷以及100 MW负荷2种不同运行工况下压降、质量流速分布、出口汽温分布以及沿工质流动方向壁温分布特性进行了计算分析,并进一步计算得到受热面吸热量分布。结果表明：屏式受热面在600 MW以及100 MW负荷下质量流速偏差分别为12.71%和13.96%,全屏出口汽温偏差分别为33 K和58.4 K,偏差均在安全范围内。600 MW负荷下,最高外壁温度为616.5℃,在材料允许范围内,吸热量分布呈靠近侧墙水冷壁及炉膛中心线处低、受热面中间处高的分布趋势。