600MW机组锅炉受热面优化改造降低主再热减温水量研究

以某电厂600 MW亚临界四角切圆燃烧方式锅炉为研究对象,由于锅炉原设计和低氮燃烧器改造造成锅炉过热减温水量和再热减温水量严重高于设计值。满负荷时过热减温水量大于设计值90.5 t/h,再热减温水量大于设计值82.9 t/h,影响机组热耗增加约72.2 kJ/kW·h。为了降低锅炉减温水量,提高机组经济性,通过过热器、再热器和省煤器受热面优化改造,封堵侧墙墙式再热器面积约10%,减少后屏再热器受热面积约20%,减少末级再热器受热面积约25%,减少水平低温过热器受热面积约50%,增加省煤器受热面积约40%,在末级再热器屏底下方增设吹灰器。优化改造后,锅炉过热器和再热器减温水量大幅降低,满负荷下过热器和再热器减温水量分别降低约90 t/h和67 t/h,降低机组供电煤耗约2.50 g/kW·h。     

降低煤粉锅炉减温水量的技术改造

针对某发电公司2台锅炉存在过热器和再热汽温偏高、减温水量大、锅炉安全稳定性差的问题,通过对锅炉尾部受热面进行改造,增加省煤器受热面的吸热量,减少了过热器、再热器的吸热量,达到了降低减温水量的目的。改造结果表明：减温水量减少到100t／h,比改造前大大降低,提高了锅炉运行的安全稳定性及经济性。     

锅炉低氮燃烧改造

东方锅炉对某电厂加拿大B＆W公司设计制造的2号锅炉进行了以降低氮氧化物排放为目标的改造。通过更换新型低氮燃烧器和增加燃尽风喷口,使氮氧化物的排放值明显下降。通过对受热面调整,解决了改造引起的过热器减温水流量增大的问题。经过燃烧调整,锅炉热效率比燃烧器改造前基准试验值略有提高,过热器减温水流量也得到了控制。     

300 MW机组锅炉尾部受热面的改造

某发电厂300 MW亚临界机组锅炉低氮燃烧器改造后,存在主/再热蒸汽温度超温频繁、过热器减温水量大、SCR脱硝装置入口烟温高等问题。通过减少锅炉部分低温过热器、增加1组光管省煤器的尾部烟道受热面改造,彻底解决了上述问题,提高了机组运行的安全性和经济性,取得了良好的节能降耗效果。     

DG2070/17.5-Ⅱ6型锅炉受热面改造技术研究

针对DG2070/17.5-Ⅱ6型亚临界自然循环锅炉存在的过热器、再热器减温水量严重超标,严重影响机组安全性和经济性的问题,从其尾部受热面的结构特性分析出发,提出了适当减少低温过热器和低温再热器受热面面积,增加省煤器受热面面积的可行性改造方案,并在某电厂的机组上进行了具体实施,从改造效果来看,过热器和再热器的减温水量大幅度减少,提高了机组运行的安全性和经济性。     

国产亚临界600MW机组煤粉炉优化技术

目前,国内很多火电厂燃用煤种与设计煤种偏差较大,由于煤的灰分增加,发热量降低等原因,导致锅炉运行中过热器和再热器管壁温度偏高,减温水量增大,排烟温度上升,锅炉热效率降低。分析了某台600MW机组锅炉的运行参数和燃用煤质等,找出了导致锅炉减温水量增大的原因。通过锅炉受热面改造,使锅炉热效率提高了1.52%,降低煤耗13.88g/(kW·h);再热器减温水量减少了64.65t/h,降低煤耗10.21g/(kW·h)。     

再热器、过热器减温水过量的分析与改造

托电厂四期8号锅炉实际运行中,由于长期存在再热器、过热器减温水过量的问题而给锅炉运行的安全性和经济性带来了不利影响,急需进行改造治理。对此问题进行了深入研究,分析根本原因为锅炉设计时对准格尔劣质烟煤的燃烧特性和高海拔地区煤粉燃烧特性认识不足,炉膛结构尺寸、辐射和对流受热面分配比例设计不合理,引起炉膛吸热量的不足,锅炉蒸发出力不足使得实际炉膛出口烟温高于设计值,致使减温水量偏大、排烟温度偏高。改造完成后锅炉运行稳定,过热器减温水平均下降100 t/h左右,再热器减温水量减少至0 t/h,取得了满意的改造效果。     

某300 MW煤粉锅炉减温水量偏高的原因分析及改进

针对某厂300 MW机组煤粉锅炉过热器减温水量严重超过设计值,运行中不仅负荷受限而且低温过热器频繁超温,大量的减温水引起了受热面的金属疲劳损伤影响机组安全运行的问题,确定其主要原因为设计时低温过热器受热面管子布置较多,且随着近年来煤价的上涨,燃用煤质大大偏离设计值,烟气量增加,更加剧了减温水量偏高的现象,最终通过对低温过热器实施改造,达到了增强机组对现有煤种适应能力,减少吹灰次数,降低大渣含碳量及机组热耗的目的。     

双尺度低氮燃烧技术在国产330MW机组的应用

为了达到宁夏地区要求现役330MW级别火电机组NOx排放值100mg／Nm^3以下和改善环境的目的,青铜峡铝业发电有限责任公司对1号锅炉的燃烧器进行技术改造。结果表明：改造后锅炉在330MW负荷下NOx排放平均值为240mg／Nm^3,比改造前降4R,45％;锅炉效率达到93．39％（高于设计值0．01％）、飞灰含碳量2．98％（低于设计值0．02％）、过热器减温水量和再热器减温水量均小于设计值;有效解决了锅炉改造前的结焦和超温现象。     

双切圆燃烧方式锅炉过热器热偏差分析

介绍了某3 102t/h锅炉设备及系统概况。根据过热器系统运行时蒸汽温度、受热面金属壁温分布、各级过热器减温水用量对过热器存在的热偏差进行说明,并从锅炉燃烧方式、过热器受热面布置、过热器出口系统管道布置等方面分析了存在热偏差的原因,提出了改造建议。实践表明:改造后过热器各分支总温升偏差由39.2K降低到14.6K。     

锅炉减温水量大原因分析及解决对策

针对锅炉减温水量大的问题,提出了通过改造低温受热面的方法,达到降低锅炉减温水量目的,从而改善机组循环热效率,提高机组运行的安全性和经济性.     

1 025t/h锅炉再热器微量喷水减温器泄漏原因及对策

对1025 t/h锅炉A再热器微量喷水减温器管接头焊缝裂纹原因进行了分析,确认其裂纹产生原因不是常规的金属材料及焊接质量问题,而是由部件组装间隙不合格及喷水装置强度低所造成。并采取了有效的治理措施,取得了良好的效果。     

MBEL锅炉主蒸汽喷水减温系统改造

介绍Yarway Templow型减温器结构特点及在华能大连电厂3、4号机组中的使用情况，详细分析减温系统在运行中出现的典型故障和缺陷，通过采取喷水减温阀和减温器分开布置方式，选用JT664Y（M）型喷水减温阀，优化一级喷水减温阀的调节方式，解决了主蒸汽喷水减温系统存在的经常发生喷头断裂和喷水减温阀卡涩、盘根漏泄的问题，保证了主蒸汽温度的可控性，提高了锅炉运行安全性和经济性。     

480t/h锅炉低氮燃烧器改造与运行优化调整

介绍了盐城发电有限公司10号锅炉480 t/h四角切圆低氮燃烧器改造情况,改造后锅炉氮氧化物、飞灰含碳量、排烟温度、锅炉效率等指标都达到了设计要求,投产初期负荷变化过程中汽温波动幅度较大,通过运行优化调整,汽温变化满足负荷变化要求,对同类型机组低氮燃烧器改造与运行优化调整具有较好的参考价值。     

HG-1060t/h锅炉一次风特性试验研究

针对某电厂1 060 t/h锅炉运行1年来主要存在着燃烧器烧损、一次风管道积粉等问题,在一次风风粉特性试验的基础上进行了不同程度的分离器挡板调整和调节装置的调整,并且通过一次风热态特性试验和锅炉机组的实际运行了验证。     

微量喷水减温器管道泄漏原因分析和处理

某电厂3号锅炉低温再热器至高温再热器的微量喷水减温器出口后管道后弯头焊缝出现开裂和泄漏现象,通过对微量啧水系统进行试验和计算,从再热蒸汽温度调节方式、管道焊接工艺等方面分析了泄漏原因,指出锅炉存在微量喷水减温器结构设计和再热蒸汽温度调节方式不合理、管道焊接工艺不佳等问题,提出相应的处理和预防措施,如增大微量喷水减温器混...     

超超临界机组的EDTA化学清洗

介绍华能玉环电厂1号机组投产前的化学清洗情况。该清洗采用先碱洗后EDTA铵盐清洗及氨和联氨二次钝化的流程进行,清洗范围主要为高压给水系统、锅炉受热面、启动分离器、储水箱及过热器减温水管路等其他辅助回路。对清洗中出现的炉水循环泵跳泵、药品配制和浓度不足、受热面加热不均及辅助管道清洗范围等问题进行了详细叙述和分析。总结了华能玉环电厂1号机组化学清洗的经验教训,以期对今后超超临界机组的化学清洗起到一定的借鉴作用。     

350MW国产超临界机组冲转时汽温、压力控制方法研究

针对350 MW国产超临界机组冲转时锅炉侧汽温偏高、压力偏低、与汽轮机参数不匹配的问题,结合机组结构特点和运行控制进行深入分析,从燃烧优化、燃烧器调整、给水流量控制、高低旁控制、减温水系统调整与改造、运行管理等方面提出一系列措施,取得了良好的效果.