东方百万机组锅炉管壁温度分布规律研究与应用

为解决东方百万千瓦机组锅炉管壁超温的问题,以东方超超临界百万机组锅炉为研究对象,分别进行了1 000 MW和500 MW负荷的运行试验,研究了管壁温度分布规律及燃烧器拉杆位置和燃尽风配风方式对管壁温度分布的影响特性。结果表明,燃烧器(燃尽风)拉杆采取U型配风方式时,将会导致中间区域受热面管壁温度高,管壁温度呈现出"倒U型"的分布规律;开大中间区域燃烧器(燃尽风)拉杆位置,有助于缓解管壁超温。根据该研究成果,解决了某机组高温再热器管壁超温导致再热蒸汽不足的问题,额定负荷下,再热蒸汽温度由优化前的603.4℃提高至优化后的616.9℃;同时,解决了另一机组低负荷下屏式过热器管壁超温的问题,500 MW负荷、AEF磨煤机组合运行方式下,屏式过热器管壁最高点温度值由616.3℃降低至600.5℃,大大提高了管材的安全裕量。     

660 MW塔式燃煤锅炉高温再热器管壁超温诊断及运行优化

针对某电厂660 MW塔式燃煤锅炉投产后出现再热蒸汽两侧偏差大、再热器管壁易超温导致额定负荷下的再热蒸汽无法达到设计值的问题,以该电厂1号锅炉为研究对象,通过比较燃烧器摆角整体摆动、单个角摆动和磨煤机组合方式对高温再热器管壁温度的影响特性,摸索出了影响再热器管壁温度的规律,通过对每个角燃烧器摆角区别化设置,基本消除了再热蒸汽两侧偏差和管壁超温的现象,再热蒸汽温度也达到了设计值:660 MW负荷下,在再热器管壁温度不超温的前提下,再热蒸汽两侧的偏差由调整前的8.5℃降低至1.6℃;再热蒸汽温度平均值由608.9℃提升至619.3℃。     

350 MW超临界机组燃烧调整试验及优化分析

为解决某国产350 MW超临界机组建成投运后出现的低负荷工况下主蒸汽及再热蒸汽温度过低、汽温偏差大、屏式过热器管壁超温等严重影响到机组安全稳定运行的问题,采用现场燃烧调整试验,改变主燃烧器投运方式、调节分离燃尽风(separated over fire air,SOFA)风门开度及角度、增大过热烟气挡板开度和运行氧量。结果表明:该机组在175 MW负荷下使用中间3层燃烧器组成的投运方式效果更佳;经燃烧调整试验后主、再热汽温提高20℃以上,两侧汽温偏差降低至1.5℃以内,受热面超温问题得到解决,找到了适合锅炉低负荷安全稳定运行的最佳方式。     

1 000 MW机组锅炉低负荷下管壁超温诊断及运行优化调整

现阶段1 000 MW机组锅炉,低负荷下的管壁超温问题越来越突出,在深度调峰背景下,为解决其低负荷稳燃时的管壁超温问题进行了试验研究,比较燃烧器拉杆和磨煤机组合方式对屏式过热器、高温过热器和高温再热器管壁温度的影响,摸索出了低负荷运行时屏式过热器控制超温的思路,即低负荷运行时,采取关小两侧燃烧器区域风门开度、开大中间燃烧器区域风门开度的调整方法对燃烧器区域拉杆进行调整。优化调整后,500 MW负荷、AEF磨煤机组合运行方式下,屏式过热器管壁最高点温度由616.3℃降低至600.5℃,大大提高了管材的安全裕量,保证了低负荷下机组的安全稳定运行。     

660 MW超超临界机组不同炉型高温再热器管壁温度分布规律研究

为了解塔式锅炉高温再热器分布规律,并与型锅炉做比较,以国内已投运的几大锅炉厂生产的设计再热蒸汽温度为623 ℃的Π型锅炉和ALSTOM公司生产的塔式锅炉为研究对象,比较了两种炉型下的高温再热器管壁温度的分布规律。研究表明：Π型锅炉高温再热器管壁温度呈现“M”型分布,塔式锅炉的管壁温度呈现出“Π”型分布;同等蒸汽温度水平下,塔式锅炉高温再热器最高点温度比Π型锅炉要低,660 MW负荷下塔式锅炉A、B侧的再热蒸汽温度分别为620.3和619.3 ℃,同时再热器管壁温度最高点温度值为626.3 ℃,比Π型锅炉低12.7~18.1 ℃,提高了再热器管材的安全裕量。     

1000MW超超临界塔式锅炉过热器、再热器管壁壁温超温分析与试验研究

某厂1号锅炉1 000 MW超超临界塔式锅炉,在投产后一直存在高温过热器和高温再热器局部管壁超温的问题,严重限制了主再热蒸汽温度的提高,使主蒸汽温度较设计值偏低约10℃,再热蒸汽温度偏低约25℃。针对该问题,通过优化运行氧量和SOFA风的配风方式,使主蒸汽温度提高了10℃,达到设计值要求,再热蒸汽温度提高了约15℃,同时高温过热器和高温再热器局部超温问题得到有效控制;受高温再热器受热面的布置和积灰等因素的影响,再热蒸汽温度较设计值仍偏低约10℃,这需要进一步分析研究。     

1000 MW旋流对冲燃烧锅炉NOx排放特性试验研究

为了解采用OPCC旋流燃烧器、2层燃尽风布置的某1 000 MW超超临界前后墙对冲燃烧锅炉的NO_x排放特性,采用现场试验的方法对该锅炉进行了系统研究,得到燃烧器投运方式、炉膛氧体积分数、燃尽风挡板开度、燃烧器外二次风叶片角度、燃烧器内二次风挡板开度、燃烧器中心风挡板开度和燃尽风喷口外二次风刻度位置、燃烧器负荷分配方式、机组负荷及煤种等因素对NO_x质量浓度的影响。结果表明:燃烧器投运方式、炉膛氧体积分数及煤种对NO_x质量浓度的影响较大,影响幅度可达13%～20.2%;燃尽风挡板开度、燃烧器内二次风挡板开度、燃烧器负荷分配方式和机组负荷对NO_x质量浓度的影响较小,影响幅度为4%～6%;燃烧器外二次风叶片角度、燃尽风喷口外二次风刻度位置和燃烧器中心风挡板开度对NO_x质量浓度的影响微弱。     

1000 MW超超临界二次再热锅炉汽温运行特性试验研究

根据1 000 MW超超临界二次再热锅炉设计特点,通过现场试验,分析了运行方式对锅炉主、再热蒸汽温度的影响。研究表明:提高运行O_2体积分数是抬升主、再热蒸汽温度的有效方式;配动态分离器的磨煤机,动态分离器转速升高后,煤粉变细且更加均匀,对提高主、再热蒸汽温度有利,控制煤粉细度R_(90)在20%是最优选择;减小一次风量对提高主、再热蒸汽温度无益处;适度的燃尽风(Air-Grade Part,AGP)水平摆角对消除汽温偏差有利,可提高主、再热蒸汽温度;增加各层AGP风量有利于提高主、再热蒸汽温度,但锅炉热效率将下降,需对二者进行平衡,1 000 MW负荷时各层AGP风门开度设置在80%效果较佳;增大偏置辅助风(Concentric Firing System,CFS)风量将增加汽温偏差,不利于主、再热蒸汽温度的提升,但对减弱水冷壁高温腐蚀风险有利,二者也需进行平衡;燃烧器垂直摆角度数增加对提升主、再热蒸汽温度有利,但对汽温偏差有影响,因此需对燃烧器最高垂直摆角度数进行限制,1 000 MW负荷时燃烧器最高垂直摆角宜在70%左右。     

探究燃尽风对主再热汽温的影响

本文探究了燃尽风挡板开度对四角切圆锅炉主再热汽温的影响。对于有6层燃尽风燃烧器的典型锅炉,开大下三层燃尽风开度,有利于调节主汽温度;开大上三层燃尽风开度,有利于调节再热气温。     

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。     

低负荷下燃烧器投运方式对锅炉性能的影响

以一台低NOx燃烧改造后的700 MW锅炉为研究对象,在300 MW低负荷下开展了CDEF 4层、DEF上3层和CDE中间3层燃烧器这3种投运方式对锅炉性能和机组煤耗影响的试验和数值模拟研究.结果表明:在300 MW低负荷下,不同燃烧器投运方式对再热蒸汽温度和煤耗的影响明显;采用DEF上3层燃烧器投运方式时,可以明显提高大屏入口炉膛截面平均温度,强化再热器换热,大幅提高再热蒸汽温度,提高汽轮机效率,降低机组的发电和供电煤耗;在300 MW及以下低负荷下,建议优先采用DEF上3层燃烧器投运方式,以提高机组的综合性能.     

660 MW超超临界二次再热燃煤锅炉运行特性试验研究

针对某660 MW超超临界二次再热旋流燃烧锅炉投产后锅炉燃烧均衡性较差,锅炉热效率和一、二次再热汽温偏低,NO_x排放质量浓度偏高等问题,通过改变O₂体积分数、煤粉细度、一次风量、外二次风挡板开度、异层燃烧器风量分配方式、燃尽风直流风水平摆角和燃尽风量等参数对其进行了性能优化试验研究。结果表明：通过提高O₂体积分数运行和磨煤机动态分离器转速,以及合理设置外二次风配风方式、燃尽风直流风水平摆角及燃尽风风门开度,有效降低了灰、渣碳质量分数和CO排放浓度,提高了一、二次再热蒸汽温度。在各影响因素中,同层煤粉燃烧器外二次风风门开度和燃尽风直流风水平摆角的配置,对锅炉燃烧均衡性的影响至关重要;运行O₂体积分数和燃尽风量大小对NO_x排放影响最大。通过综合优化调整,锅炉性能得到明显改善,各项主要性能参数均达到或优于设计值。     

1 025 t/h锅炉再热器超温处理及可行性分析

针对某1 025 t/h锅炉再热器管壁超温、减温水量大的问题,通过现场试验、数值模拟和热力计算等方法,分析管壁超温和减温水量大的原因,提出燃烧调整和受热面改造方案。研究表明：该锅炉末级再热器出口管壁温度存在较大偏差,烟道中间及右侧部分管壁超温,原因在于炉膛出口的烟温偏差;通过将燃尽风由四角均匀配风调整为左侧风门开度50%、右侧风门开度100%,降低了炉膛出口左右两侧的烟温偏差,进而减小了再热器出口的壁温偏差;针对锅炉再热器、过热器减温水量大的问题,进行二次风优化调整,当二次风正塔配风时炉膛出口温度比二次风均等配风和束腰配风时有所降低,有利于降低减温水量;该炉二次风配风优化难以从根本上解决减温水量大的问题,为此提出减少再热器、过热器受热面及增加省煤器受热面的改造方案,使减温水量在不同负荷下均能满足锅炉运行要求。     

1025t/h控制循环锅炉燃烧器摆动调温研究

1025t／b控制循环锅炉采用燃烧器喷嘴摆动调节过热蒸汽和再热蒸汽温度。锅炉投运后曾经发生燃烧器喷嘴摆动装置故障，不起调温作用，汽轮机高压缸排汽温度比设计值高10～20℃，被迫采取各用事故喷水调节再热蒸汽温度。锅炉再热器受热面偏大；使再热器减温水量比设计值多20-30tt/h，明显影响机组运行经济性。通过调查研究和实炉试验，对摆动机构采取改进措施。现在燃烧器喷嘴已能正常摆动，找到了减少再热器减温水量的途径。     

1000MW塔式直流锅炉炉膛水冷壁管壁温度和热负荷分布的试验研究

对2台1 000MW超超临界压力塔式直流锅炉炉膛水冷壁管壁温度和热负荷分布进行了测量和计算,并对不同负荷工况、不同磨煤机投运方式下的热负荷和管壁温度分布规律以及炉膛上部垂直水冷壁的热负荷分布进行了分析.结果表明:1 000MW塔式直流锅炉炉膛热负荷的分布规律与其他四角切圆燃烧锅炉炉膛热负荷的分布规律基本一致.由于在最上层的燃烧器上方布置了燃尽风,对炉内烟气的扰动加强,导致沿管长方向的热负荷在54m标高处波动较大;在燃尽风喷嘴中心线以上,因受到燃尽风进入炉膛的影响,水冷壁热负荷大幅度下降.为了避免炉膛大比热区传热恶化,可以将处于拟临界点附近的水冷壁布置在低热负荷区域.     

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。     

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。     

1025t/h控制循环锅炉再热器系统的改进

本文介绍上海锅炉厂采用引进技术设计制造的1025t/h锅炉投入商业运行2～3年后发生再热器局部超温爆管,影响机组运行的安全性和可靠性。经过试验室模化试验和实炉调试,与有关单位共同协作对已经投运的锅炉采取改进措施:部分燃烧器二次风喷嘴反切25°,减少炉膛出口烟温偏差;屏式再热器至末级再热器的连接管中加装节流管段,减少再热蒸汽流量偏差,锅炉已安全运行5年以上。研究分析和模化试验发现再热器系统中的大直径三通附近产生的涡流使静压降低,造成再热蒸汽流量不均匀,因此在屏式再热器和末级再热器之间增加混合集箱,并用大直径连接管左右交叉,减少再热蒸汽流量偏差和温度偏差,取得良好的效果。末级再热器热偏差系数由1.23减少到1.14,再热蒸汽温度最高与最低的差值由67℃减少到26℃,提高了锅炉运行的安全性和可靠性。     

650 MW超临界锅炉低氮燃烧器改造后的主要问题与优化调整

针对某650 MW锅炉低氮燃烧器改造后出现再热汽温超温、减温水量偏大等问题,首先介绍低氮燃烧器改造情况,分析了由于燃烧器改造造成燃烧工况改变引起再热蒸汽超温等问题的具体原因,并提出了解决方案。经采取相关优化调整措施后,锅炉超温工况得到有效控制,再热器平均减温水用量由优化前大于50 t/h降低至20 t/h以下;通过优化辅助风与燃尽风的配比,控制炉膛火焰中心以及优化制粉系统运行与锅炉吹灰方式,有效解决了锅炉现场运行中因设备运行工况变化造成的灰渣可燃物偏高问题,锅炉热效率由优化前的93.77%提升到94.20%。     

1025t／h烟煤锅炉再热蒸汽温度偏差改进效果的实炉试验

该文介绍了引进型３００ＭＷ机组锅炉、再热器系统经改进，减少再热蒸汽流量偏差和温度偏差的实炉试验。经过改进，末级再热器热偏差系数由原来的１．２３减少到１．１５。再热蒸汽温度最高值与最低值差原来的６７℃减少到３５．４℃，提高了锅炉运行的安全性和可靠性。