350 MW机组锅炉吹管过热器汽温偏差分析

350 MW汽轮机组锅炉在吹管期间,出现低温过热器管、屏式过热器管左右侧汽温偏差大的问题。为防止因汽温偏差导致超温,系统地分析偏差原因,发现是由于汽水分离器结构的特点,储水罐产生的不饱和蒸汽分配不均,导致主汽出口左右侧管道汽温产生偏差。运行中采取降低储水罐水位,增加疏水时间,从而减少产生不饱和蒸汽量,就可消除左右侧汽温偏差。

某1000MW对冲燃烧超超临界锅炉水冷壁汽温偏差分析及设计运行对策

针对1000MW超超临界锅炉水冷壁出现的较大汽温偏差进行了试验研究和水动力计算。在锅炉结构和燃烧方式的基础上建立了平顶山发电分公司锅炉的流动网络系统水动力计算数学模型,根据计算模型划分的流动回路在现场布置了相关试验测点。通过现场启炉试验、变磨煤机投运方式试验和中间混合集箱混合效果试验,结合水动力计算结果,探索各因素影响汽温偏差的规律。研究结果发现,升负荷速率和局部热负荷过大会造成较大汽温偏差,启炉过程中应控制升负荷速率不大于25MW/min;在4台磨投运试验工况中推荐BCEF组合方式,5台磨投运试验工况中推荐ABCEF组合方式;中间过渡段混合集箱50%BMCR负荷至100%BMCR负荷混合效果良好。在锅炉整体结构设计方面,需通过增大进入上炉膛前墙的流动截面积以改变前墙水动力适应性,降低其热敏感性。

四角切圆燃烧锅炉主、再热蒸汽汽温偏差和管壁超温的分析及处理

对A电厂660MW机组和B电厂680MW机组四角切圆燃烧锅炉采用调整燃尽风水平摆角方法解决锅炉主、再热蒸汽温度偏差和管壁超温的措施进行试验。结果表明,调整燃尽风水平摆角改变了燃尽风的切圆大小,进而改变了烟气流在出炉膛时的流场分布。A电厂6号机组和B电厂5号机组调整AA风摆角后,两侧主蒸汽温度差消除,过热器壁温降低,且不再超温。

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。

2102t/h超临界锅炉汽温偏差试验研究及分析

通过对2102t/h锅炉汽温偏差的现场试验,了解过热器分隔屏区域存在的汽温偏差和烟温偏差分布情况,并分析了产生这种偏差的原因。

大型电站锅炉烟温偏差与汽温偏差研究

大型电站锅炉的烟温偏差与汽温偏差是影响机组运行可靠性的主要因素之一。在分析了大型电站锅炉发展过程中过热器与再热器系统存在主要问题的基础上 ,系统总结了有关单位和科研人员对其进行的长期研究所取得的一系列成果 。

大型四角喷燃锅炉烟温、汽温偏差的数值研究

对大型四角切向喷燃锅炉中由于燃烧器四角布置带来的炉内燃烧不均匀性引起的炉膛出口烟温偏差大，以至引起锅炉主蒸汽和再热蒸汽温度偏差较大的原因进行了数值研究，探讨了不同燃烧条件下一、二次风旋转方向、屏式过热器、二次风切圆直径等对烟温偏差的影响。

对流过热器与再热器的汽温偏差对烟温偏差的敏感性研究

在大型电站锅炉中，烟道内烟温偏差是影响过热器与再热器系统汽温偏差的主要因素之一，因而在设计与运行过程中颇受关注。该文从理论上建立了对流过热器和再热器的出口汽温偏差与其进口烟温偏差之间的关系，据此分析了汽温偏差对烟温偏差的敏感性以及减小过热器与再热器系统汽温偏差的措施。

超超临界锅炉的汽温偏差探析

根据实际运行数据研究了超超临界锅炉的汽温偏差变化规律和影响汽温偏差的特殊因素。指出特殊因素为:在湿态向干态转变和跨越临界点时工质热物理特性变化大;过热器系统的蒸汽流程延长、汽温偏差的累积效应增大;水煤比变化等;必须注意单侧减温水量过大,将加剧流量偏差,甚至引发临界流,进而扩大汽温偏差。实例反映的汽温偏差变化趋势为:超临界锅炉在低负荷运行阶段汽温偏差最大;在临界压力附近,汽温偏差被放大;在90%负荷以上过热器出口汽温偏差可以控制在低于5℃的设计值。对于制造、安装和焊接等工艺质量引起的超温爆管或流量偏差更要高度重视。

消除国产600 MW机组锅炉汽温偏差的有效措施

介绍了哈三电厂 6 0 0MW锅炉过热器出口温偏差的试验研究情况 ,分析了产生这种现象的原因 ,提出了改进措施 ,并且给出了改造后运行的效果。

某厂1000MW超超临界双切圆燃烧锅炉汽温偏差调整

针对某厂1 000MW级超超临界双切圆燃烧锅炉投产后出现的末级过热器出口4根分支管汽温偏差问题,分析过热器受热面结构特点,从配风调整、燃料量调整及燃尽风反切角度调整几方面开展试验,总结出减小汽温偏差的运行控制措施。

600MW机组锅炉汽温偏差试验研究

针对某厂600 MW机组锅炉长期存在的两侧汽温偏差问题,分别进行了各种工况下汽温偏差的测定、烟气温度偏差试验以及各风管一次风速测量试验。根据试验结果,分析了产生汽温偏差的原因,找出了汽温偏差的变化规律,提出了减轻汽温偏差的几点建议。

国产2008t/h锅炉汽温偏差试验和数值分析

通过对国产 2 0 0 8t/h锅炉进行现场试验及炉内过程的数值模拟 。

四角切圆燃烧锅炉过热器两侧汽温偏差与管道布置的研究

针对大容量四角切圆燃煤锅炉普遍存在的烟气侧速度与温度偏差以及过热器的汽温偏差,对北疆电厂1 000MW锅炉实测运行数据进行了分析,并对炉膛流场进行了模拟.结果表明:由于四角切圆锅炉炉膛上部残余旋转导致气流在屏区左右两侧形成流动差异,在折焰角前后两侧汽温偏差的分布规律截然不同.通过对电厂锅炉后屏过热器与末级过热器之间管道布置形式的调整(由交叉改为平行),使两级受热面的吸热偏差相互抵消,从而提高减温器的调节性能.

超临界锅炉烟温与汽温偏差热力计算与试验研究

针对大型电站超临界锅炉烟温与汽温偏差问题,结合国内首台600 MW超临界W型锅炉,重点研究不同负荷下汽水分离器出口汽温偏差,以及尾部受热面汽温偏差变化规律,并从优化汽温偏差出发,首次提出汽水分离器出口管道交叉布置结构,从而改变汽水流动方向,并结合锅炉热力计算,验证交叉布置结构减少汽温偏差的效果:当采用汽水分离器出口交叉布置结构后,屏式过热器入口左、右侧汽温偏差减小到原汽温偏差的1/2左右。

超超临界垂直管圈锅炉水冷壁汽温偏差及节流圈调整方案研究

为解决660 MW超超临界锅炉垂直管圈水冷壁汽温存在偏差、温度波动大和水冷壁出现横向裂纹等问题,进行了试验研究和水动力计算。根据锅炉设计方案,建立了某电厂锅炉流动网络系统的水动力计算数学模型,并在锅炉水冷壁上铺排工质温度测点;根据实炉测量数据,对1号机组270 MW负荷时炉内热负荷和热偏差的分布进行了计算分析;然后调整了节流圈的布置方案,计算调整后的水动力和流动不稳定性。结果表明:调整后出口汽温更加均匀,调整后的方案能更好地防止汽温波动,且不会发生脉动;节流圈调整后中高负荷下的垂直管圈水冷壁汽温分布更均匀,汽温偏差问题明显改善。

某350 MW超临界直流锅炉分离器汽温偏差和汽温偏低原因分析及调整方法

分析某350 MW超临界直流锅炉汽水分离器蒸汽温度存在的交替偏差及主、再热蒸汽温度偏低的原因。通过采用磨煤机热态调整、低负荷下炉膛吹灰、优化减温水自动控制前馈、降低给水系统压力脉动、炉内燃烧优化、提高炉膛负压及氧量运行等方案后,有效地将汽水分离器两侧蒸汽温度交替偏差由调整前的15℃~58℃,控制在1℃~12℃,将主热蒸汽温度由调整前541℃提高到571℃,再热蒸汽温度由调整前568℃提高到569℃。降低分离器两侧蒸汽温度交替偏差及主、再热蒸汽温度偏低带来的影响,为在建同类型机组提供经验借鉴。

某300MW机组锅炉低氮燃烧器改造后再热汽温偏差大原因分析及调整

某300 MW机组锅炉低氮燃烧器改造后,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,通过调整燃烧器配风等方式消除了两侧再热汽温的偏差,平均再热汽温可达额定值541℃,同时也消除了SCR脱硝装置入口两侧烟温的偏差,使SCR脱硝装置正常运行。

四角燃烧无烟煤锅炉蒸汽侧解决再热器汽温偏差

分析了四角切圆燃烧无烟煤锅炉产生烟温偏差较大的原因 ,针对无烟煤采取相应的措施解决由于烟温偏差引起的汽温偏差。文章在对近期某台 1 2 5MW中间再热超高压机组燃用无烟煤锅炉的两次改造和性能实验的基础上 ,对解决无烟煤锅炉的烟温偏差和汽温偏差提出了新的思路和解决办法 ,对无烟煤锅炉的再热器和尾部受热面布置提出建议。

切圆燃烧锅炉再热汽温偏差影响因素分析

论述了采用切圆燃烧方式的大型电站锅炉造成再热汽温偏差的原因.切圆燃烧虽具有火焰充满度好、适应煤种变化能力强、燃烧后期混合好的优点,但在设计和运行上也存在影响再热汽温的原因.国产亚临界参数锅炉的再热器都布置在炉膛周围,受炉膛出口气流残余旋转的影响非常大,300 MW、600 MW大容量锅炉尤其严重.可见炉膛出口气流残余旋转对再热汽温的影响已经成为锅炉再热汽温偏差的主要因素.