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.     

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。     

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。     

1000MW超超临界机组四大管道的选材

主蒸汽管道、高温再热热段、低温再热冷段和高压给水管道等四大管道是发电厂锅炉的重要组成部分,管道材质的选择对于机组运行的安全性和经济性具有重要影响。天津国投津能发电有限公司（北疆电厂）1000MW超超临界机组的主汽压力为27．56MPa,主汽温度为605℃,对四大管道的机械特性和高温性能提出了很高要求。在考虑热应力、热膨胀系数、运行可靠,睦和经济等因素后,对主蒸汽管道、高温再热热段、低温再热冷段和高压给水管道的材质进行了论证和选择。     

1000MW超超临界机组DCS系统即将实现国产化

2007年11月30日,在庄严雄伟的人民大会堂,标志着目前世界火电机组最高水平的1000MW超超临界机组DCS自动化控制系统的国产化合作协议,由江苏谏壁电厂和国电智深公司双方签订。该协议的签订标志着1000MW超超临界机组DCS系统即将实现国产化。     

燃用神华煤的超临界机组锅炉技术特点

神华煤是我国应用最广泛的动力用煤之一。介绍以神华煤为设计煤种的(600～1000) MW超临界机组锅炉的燃烧系统、燃烧方式及锅炉布置等方面的特点,可作为燃用神华煤锅炉选型参考。     

300MW超临界机组直流锅炉的设计特性

介绍了华能南京电厂引进前苏联300MW超临界机组直流锅炉的汽水系统及燃烧系统的主要结构特点,并对设计特性进行了分析。     

600MW机组超临界直流锅炉特点及启动试运

介绍了后石电厂600MW机组配套的超临界直流锅炉的特点，对启动调试中的吹管和带负荷试运进行了总结。     

超临界600MW机组褐煤锅炉的运行特性研究

辽宁清河发电有限责任公司(清河电厂)9号机组锅炉在试运行初期,曾出现结渣严重、排烟温度偏高、再热器事故喷水量大以及再热蒸汽温度超温等问题,机组带负荷能力仅为500MW左右.经过采取增大燃烧器内二次风量、调低煤粉细度、合理组织炉内配风、降低中间点温度、增加吹灰器投运频率等措施,使上述问题得到有效解决,其成功经验可为其它褐...     

670 MW超临界机组锅炉的特点及启动试运

华电潍坊发电有限公司3 号炉是国内第1 台燃用贫煤, 采用四角切圆直流燃烧器的670WM超临界机组锅炉。该炉利用美国阿尔斯通公司的技术, 采用简单疏水式的启动系统、煤粉浓淡分离、低NOx 同轴燃烧系统, 具有很好的不投油、低负荷、稳燃能力和锅炉燃烧效率, 在降低炉膛出口烟温偏差方面具有独特的调节手段和效果。重点介绍了该锅炉冷态动力场试验、蒸汽稳压吹管、制粉系统调试、燃烧特性等试运的情况,以及设备存在的主要问题和改进建议。     

广义预测控制在600MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用

针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号600MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1％／min、主燕汽压力和温度的波动分别达0．7MPa和15℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协捌及再热汽温控制策略,实际应用表明：新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1．5％／min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0．4MPa和6℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制．阿热汽濉的最夫动态偏筹控制在6℃以内,且减少了再热喷水量20t／h以上,提高了机组的运行经济效率。     

华能玉环电厂超超临界1000MW机组锅炉特点

介绍了华能玉环电厂超超临界1000MW机组锅炉起动系统、水冷壁系统、燃烧系统等结构及技术特点,以及锅炉投产后实际运行中存在的问题.运行结果表明,机组运行较为稳定,主要运行指标达到设计要求.在额定工况下,2台机组供电煤耗分别为283.2g/(kW.h)、283.9 g/(kW·h).锅炉效率高达93.88%.     

广义预测控制在6 0 0 MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用

针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号 600 MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1%/min、主蒸汽压力和温度的波动分别达0.7 MPa和15 ℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协调及再热汽温控制策略。实际应用表明：新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1.5%/min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0.4 MPa和6 ℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制,再热汽温的最大动态偏差控制在6 ℃以内,且减少了再热喷水量20 t/h以上,提高了机组的运行经济效率。     

660MW超超临界机组锅炉燃烧热力特性分析

以布连电厂660 MW超超临界机组锅炉燃烧系统为研究对象,结合锅炉燃用煤质易结焦特性及锅炉结构特点,分析炉膛热负荷分布规律、烟温偏差、锅炉热效率、NOx排放等特性。通过分析表明,660 MW超超临界机组锅炉容积热负荷为75.7 kW/m3,炉膛出口烟温偏差平均为19.6℃,偏差系数1.03,锅炉热效率达到94.93%,NOx排放质量浓度261 mg/m3,指标远优于同容量、同燃烧方式的亚临界机组锅炉,充分显示了超超临界机组锅炉燃煤发电技术的优势。     

I000MW二次再热超超临界机组技术特点及经济性

简要介绍了火力发电厂二次再热机组的发展情况,并以1000MW容量为例,从机组的参数选择、主机、主要热力系统三方面阐述了二次再热超超临界机组技术的特点,并从煤耗和投资的变化两方面对1000MW：次再热机组与一次再热机组的经济性进行了比较,对二次再热技术的应用提出了建议。     

二次再热超超临界机组锅炉壁温测点设计优化

随着电站锅炉不断朝着大容量、高参数方向发展,电站锅炉高温受热面因为超温所引起的问题如:管内氧化皮快速生成造成脱落引起的爆管、超温爆管、降参数运行等,归根结底是由于炉内金属壁温超温所造成,还有炉外壁温测点布置不到位,加剧了炉内超温、氧化、爆管现象的发生。因此要对锅炉壁温测点的设计进行优化。本文介绍锅炉壁温测点的设计,并结合泰州电厂二期工程对锅炉壁温测点的设计优化。     

超临界600 MW机组直流锅炉屏式过热器超温问题分析及治理

某电厂2号超,临界600 MW机组直流锅炉检修后屏式过热器(屏过)A侧出口频繁出现超温现象.分析认为,一次风速偏大,炉内火焰中心偏高,炉膛左右两侧火焰温度存在偏差,实际燃用煤种比设计煤种灰分高,A、B两侧引风机出力不均,升负荷速率偏快等是造成屏过超温的原因.对此,采取了对锅炉燃烧进行优化,适当增加水冷壁的吹灰次数,并对断裂的A侧减温器喷管进行打磨修复等措施.实施后,A侧汽温可以控制在540℃以内,屏过出口超温问题得到了有效的控制.     

700℃等级先进超超临界发电技术研发现状及国产化建议

700℃超超临界发电技术是指主蒸汽温度和再热蒸汽温度达到或超过700℃的先进超超临界燃煤发电技术。按照当今世界上主要发达国家的700℃计划,相对应的主蒸汽压力约为35～38.5MPa。     

超临界锅炉技术特点及发展方向

1 引言 超临界发电技术日趋成熟,超超临界机组也已批量投运,且积累了较多运行经验,国外已具有完整而成熟的设计、制造技术.     

东锅斩获60万千瓦机组烟气脱硝装置合同

东方锅炉(集团)股份有限公司日前与华电长沙电厂正式签订国内第一个2×60万千瓦超临界机组锅炉烟气脱硝项目合同,实现了我国60万千瓦机组锅炉烟气脱硝环保产业关键技术和设备国产化“零”的突破,并成为目前国内惟一同时拥有设计制造30万千瓦、60万千瓦机组烟气脱硝