主、再热蒸汽温度偏差产生的原因及调节方法

通过分析600 MW燃煤机组主、再热蒸汽温度偏差的产生原因,提出了改善此类现象的主要方法,并介绍了上海吴泾第二发电有限责任公司在实际运行中的一些调节措施及设备改造,并从经济性角度分析了措施的利弊及注意事项。

1000MW机组主、再热蒸汽温度波动原因分析及其优化方案

潮州电厂3号、4号1 000MW超超临界燃煤机组在运行过程中多次出现主蒸汽温度、再热蒸汽温度大幅度波动且偏离设定值的问题。为此,对机组主蒸汽温度、再热汽蒸温度波动较大的原因进行分析并提出详细的优化方案。分析结果认为中间点温度波动大、给水调节策略存在问题是主蒸汽温度波动大的主要原因;减温水调节阀投入自动时超调量大,烟气挡板来投入自动是再热蒸汽温度波动大的原因。优化方案为:调整干态下水煤比(water fuel ratio,WFR)、给水流量以及逻辑设计时A、B侧再热调节挡板单独控制等。优化后,机组温度控制系统性能大幅度提高。

停炉不停机技术分析

停炉不停机就是说锅炉已经灭火汽机还没有跳闸,发电机没有解列,停炉不停机在小锅炉较为容易实现,对于600MW机组的大锅炉来说较难实现。2008年06月18日,岱海发电有限责任公司实现停炉不停机,作为600MW的大机组的典型案例,积累了宝贵的经验。

壁温在线监测系统在1000 MW超超临界塔式锅炉中的应用

在某电厂1000 MW超超临界塔式锅炉设计、制造和安装环节中,通过炉内壁温在线监测系统的模拟计算,对集箱开孔、材料布置、测点安装位置等方面进行了优化设计和改进,极大地改善了锅炉受热面的热偏差特性;在锅炉实际运行中,利用该系统的在线分析和统计功能,指导燃烧调整并对主蒸汽、再热蒸汽温度的控制方案进行了改进,锅炉过热器、再热器管屏的运行安全性大幅提高,并取得良好的经济效益和社会效益。

切圆燃烧直流锅炉低氮改造后汽温动态特性试验研究

直流锅炉机组在自动发电控制（Automatic Generation Control,AGC）投入时存在负荷调节响应慢、主汽压力波动大、反应延迟等问题,尤其是低氮改造后,锅炉升降负荷过程中易出现蒸汽温度大幅波动、管壁超温的现象。以某600 MW超临界机组和1 000 MW超超临界机组直流锅炉为研究对象,分析了升降负荷过程中蒸汽温度大幅度波动的原因,并运用“稳态燃烧调整＋动态汽温特性＋控制参数修改”的调整方法,控制参数优化设置后,600MW超临界机组在升降负荷过程中蒸汽温度波动在12℃以内,1 000 MW超超临界机组在升降负荷过程中蒸汽温度波动幅度在24℃以内,较优化前明显改善,优化成效显著。

燃烧器摆角对锅炉燃烧影响的数值模拟研究

利用数值模拟方法,对某切圆燃烧锅炉煤粉燃烧进行研究分析。通过调整燃烧器竖直摆角从而改变炉内温度场,达到优化燃烧的目的。模拟中以炉膛出口烟温表征烟气温度对蒸汽温度的影响,并且还考虑了燃烧调整后锅炉结渣和煤粉燃尽率的问题。模拟结果表明,燃烧器的竖直摆角由0°调整至25°,炉膛出口烟温提高65℃,而煤粉燃尽率由99.96%下降至99.33%,降幅较小;通过对主燃区的温度场和前墙和左墙距离受热面0.1m处截面的温度进行分析,结果表明,提高摆角后水冷壁区域热负荷减小,受热面结渣程度有所改善。说明通过调整燃烧器的竖直摆角,在一定程度上可改变锅炉火焰高度,从而达到优化燃烧的目的,这可为类似机组提供指导性的建议。