超超临界机组再热汽温控制探索与实践

针对国产高效超超临界机组投产后,再热汽温设计值620℃(机侧)目标较难实现的现状,从机组设计、工程质量管控和运行优化调整等方面进行全面分析、优化和完善,在机组投入商业运行后,再热汽温实现了620℃长期安全稳定运行,取得成功经验为同类型机组的建设和运行操作调整提供技术和经验借鉴。     

超超临界机组主蒸汽温度协调控制

根据超超临界机组主汽温度控制的特点,介绍了660MW超超临界直流锅炉主汽温度协调控制方式,通过负荷扰动试验,验证了煤水比控制与喷水减温调节之间的协调关系,为同类型机组系统的设计、调试提供了借鉴。     

1000 MW机组塔式锅炉再热汽温偏低的原因分析及调整

对某电厂1 000 MW机组塔式锅炉再热汽温长期偏低的原因进行了分析,认为其主要原因是锅炉设计时为防结焦增大了锅炉水冷壁受热面积但未增加再热器及过热器相应受热面,从而导致受热面吸热失衡.对此,在不改造受热面的情况下,通过采取燃烧调整和吹灰优化等措施,使再热汽温比调整前提高了近20℃左右,再热器出口温度偏差也从原来的20℃左右降至10℃以内.按再热汽温每升高10℃煤耗降低0.75 g/(kW· h),每台机组年发电量70亿kW.h计算,可节省标煤约7 875 t,经济效益显著.     

1 000 MW二次再热超超临界机组再热汽温控制策略及工程应用

通过分析锅炉各调温手段对再热汽温的影响,提出了一种1 000 MW二次再热超超临界机组再热汽温控制方案,从锅炉吸热面布置、摆动燃烧器喷嘴、烟气挡板、一、二次再热器微量喷水减温器、一、二次再热器事故喷水减温器方面做出了设计说明,介绍了某1 000 MW二次再热超超临界机组一、二次再热汽温控制回路的设计及主、再热汽温控制的解耦方法,实践证明本控制方案应用效果良好。     

1000 MW超超临界塔式锅炉燃烧优化调整技术研究

某1000 MW超超临界二次再热塔式锅炉,投产后存在一、二次再热汽温较低、煤粉细度偏大以及飞灰含碳量偏高问题,开展燃烧调整试验,通过磨煤机一次风风速调平、磨煤机动态分离器特性、加载力特性、风量特性试验、过量空气系数调整、二次风配风方式调整、燃尽风调整、磨煤机组合方式调整等调整手段,提升了再热汽温,降低了飞灰含碳量,提高了机组经济性。     

660 MW超超临界Ⅱ型锅炉再热汽温623 ℃探索

某电厂二期工程2台660 MW超超临界机组再热汽温选择623C高参数,在全球的Ⅱ型锅炉中将是首次采用.介绍了目前660 MW超超临界机组冉热汽温603℃的使用运行情况,分析提出了再热汽温提高到623℃的相关设计方案及相应的安全措施,并进行了经济性分析,指出锅炉在安装、调试和运行中应注意的问题.     

超超临界火电机组主蒸汽、再热蒸汽管道选材分析

超超临界600 MW及1000MW等级火电机组这几年在我国迅速发展,结合国内外参数相近火电机组主蒸汽、再热蒸汽管道材料的选择,介绍新材料的性能及应用状况,综合考虑电厂投资、运行、安全等诸多方面因素,说明主蒸汽、再热蒸汽管道选材的相关内容,供类似工程参考。     

超超临界二次再热机组再热汽温调节方案应用分析

二次再热机组相对一次再热机组的热力系统具有更加复杂的结构,且国内二次再热技术的应用刚刚起步,缺乏建设与运行经验,从而导致新建二次再热机组难以确定调节方案。对国内新投产华能安源660 MW、国电泰州1 000 MW超超临界二次再热机组再热汽温的调温原理、控制方案以及投运效果进行了详细的总结分析。分别给出了这2种典型调节方案的优势与缺陷,并基于此给出了改进建议,为二次再热机组再热汽温调节方案的选取与改进提供参考。     

700MW超超临界机组降低排烟温度的参数调整研究

针对某700 MW超超临界燃煤机组,系统分析了影响排烟温度的各种因素,并从运行参数优化调整的角度,开展了一系列的优化调整试验,寻找控制排烟温度的有效措施。结果表明,加强换热面的吹灰、减少锅炉的漏风量、控制合适的总风量、控制制粉系统的投入数量、减少燃尽风用量以及减少一次风量、提高磨煤机出口温度等措施能有效降低排烟温度,提高电厂运行的经济性。     

660 MW超超临界∏型锅炉再热汽温623 ℃探索

某电厂二期工程2台660 MW超超临界机组再热汽温选择623 ℃高参数,在全球的∏型锅炉中将是首次采用。介绍了目前660 MW超超临界机组再热汽温603 ℃的使用运行情况,分析提出了再热汽温提高到623 ℃的相关设计方案及相应的安全措施,并进行了经济性分析,指出锅炉在安装、调试和运行中应注意的问题。     

超临界600MW机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施

某超临界600 MW机组冲转时存在锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配.对此,提出了维持锅炉燃油量12～13 t/h、冲转时退出给水流量低保护、给水流量降至160～180 t/h、机组冲转随机投入高低压加热器、给水温度提高到200℃以上等措施,实施后,可控制主蒸汽温度为400℃,主蒸汽压力为6～8.73 MPa,锅炉水冷壁壁温在350℃以内,效果良好.解决了冲转时主蒸汽温度偏高的问题,节约了燃油,具有很好的经济性和安全性.     

600MW火电机组再热汽温的调节

从锅炉运行的角度分析了宁海发电厂3号机组再热汽温偏低的主要影响因素,提出了运行调整对策,对于提高再热汽温及降低波动具有一定的指导意义。     

1000MW超超临界机组DEH特点分析

上汽引进德国西门子公司技术设计制造的1 000 MW超超临界汽轮机目前在国内应用较多。从软硬件多方面对其电液控制系统(DEH)进行了分析,指出其具有涵括范围广、程控启停机、ETS条件多、临界转速区宽、冲转升速快、无ETS在线试验、高压缸补气、温度准则多等特点,同时存在没有设计程控启停机步序帮助、阀门反馈信号无冗余备用、转速目标值允许设在临界转速区内等不足。在将其国产化过程中应吸收改进,而不能全盘接受,照搬照套。     

超超临界机组主蒸汽管道热挤压T型异径三通强度分析

应用有限元法对超超临界机组主蒸汽管道T型异径三通的内外表面进行应力分析,并研究了三通内外壁的过渡区域随着转角半径的变化与三通应力水平的关系,为进一步改进三通的结构设计提供了理论依据.     

超超临界1000MW机组直流锅炉中间点温度建模

以东方锅炉股份有限公司制造的超超临界1 000MW机组锅炉为研究对象,根据质量守恒定律、能量守恒定律和金属热平衡定律,构建了与其相对应的中间点焓值机理模型。在建模过程中使用集中参数分多段的方法,经过线性化、偏差化处理得到了相应的传递函数,将该函数转化为矩阵形式。该模型能够反映直流锅炉中间点焓值在一定工况下的动态响应特性。     

300MW火电机组再热汽温的调节

分析影响再热汽温的因素,对实际运行工况所采取的调节手段和试验数据进行比较、探讨,从而使再热汽温的变化控制在最小范围内,以满足整台机组的安全、稳定、经济运行。     

600MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施

长沙电厂一期扩建工程2×600MW燃煤机组的锅炉为DG1900／25．4—Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉,在机组调试、试运期间,普遍存在冲转时锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配,其主要原因是煤水比控制不合适。为此提出维持锅炉燃油量12t／h．退出给水流量低保护,给水流量降至160～290t／h,冲转时随机投入高低压加热器,给水温度提高到200℃以上,既解决了冲转时主蒸汽温度高、压力低的难题,又节约燃油,保证了机组启动安全、经济。     

600 MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高的原因分析及改进措施

大唐湘潭发电有限责任公司3号600MW超临界机组在启动调试过程中,多次出现主汽温偏高的问题,尤其在第1次并网带负荷时最频繁,曾因汽温无法控制造成停炉。该型锅炉在其他电厂也出现过类似问题。经分析,其主要原因是:燃烧热负荷小,蒸汽流量小,即使调节阀全开一次汽减温器减温效果不明显。为此,采取加大燃油量、增加燃烧热负荷、炉膛负压控制在-600 Pa、增加油枪的根部风、控制锅炉总风量、改善燃烧、提高给水流量和蒸汽流量及给水温度等措施,解决了冲转时主汽温度偏高的问题。     

T23管材在1000Mw超超临界机组上的应用

随着大型火力发电机组参数的不断提高，对超超临界锅炉水冷壁的管材提出了更高的要求。原先超临界机组采用T22钢作为锅炉管材，已经不能满足运行要求。而T23钢是一种新型的高热强钢，文章介绍上海外高桥第三发电有限公司1000Mw超超临界机组的锅炉水冷壁高温段的管材采用T23钢，但因焊接工艺处理不当，曾发生焊接裂纹而造成泄漏。分析认为只要依据T23钢的性能，严格掌握焊接工艺和正确的焊接方法，就可避免水冷壁管因采用T23钢而在运行中发生泄漏，从而提高大机组运行的经济性和安全性。     

1000 MW超超临界机组的化学调试

介绍了华能玉环电厂1号机组化学调试的内容和特点,总结了经验教训.对调试过程中出现的化学清洗跳泵、EDTA药品配置、受热面加热不匀、辅助管道清洗范围及整套启动水汽品质监督中水质控制等问题和需要注意的事项进行了详细的叙述和分析.