150 MW CFB锅炉燃烧均匀性优化及实践

某电厂150 MW循环流化床(CFB)锅炉运行过程中存在床温偏高,床温均匀性较差,直接导致锅炉NOx原始排放量高,脱硫脱硝单耗偏高,屏式过热器壁温偏差较大等问题.在与锅炉厂研讨分析后得出煤质变化、布风不均及二次风分级燃烧效果不佳是主要原因.为此在电厂锅炉上实施布风板风帽分区及二次风深度分级等改造.改造项目实施后,锅炉运行结果表明:在保证锅炉主要运行参数及安全可靠运行的基础上,可大幅降低锅炉床温与床温偏差及脱硫脱硝单耗,有效控制炉内屏式过热器壁温偏差,明显提高炉内燃烧的均匀性.在90％负荷测试工况下,锅炉平均床温降低了28 ℃,此时床温标准差为33.2℃;炉内屏式过热器管屏出口汽温升高了10℃,同屏管间标准差为4～23 ℃,主汽温偏低问题得到较好改善;同时锅炉NOx原始排放量降低了46.5 mg/Nm3,脱硫单耗下降了27％,脱硝单耗下降了60％.     

600MW机组锅炉低负荷脱硝投运改造工程实践

某电厂锅炉300MW负荷以下运行时无法满足SCR脱硝系统正常连续运行烟温要求(300℃～420℃),脱硝系统被迫退出,NOx排放超标,为保证机组低负荷时脱硝系统正常投运,需提高SCR入口烟温。分析与论述了几种提高SCR入口烟温方法,确定采用省煤器分级方案。改造后,210 MW负荷工况下SCR入口烟温提高30℃左右,脱硝系统正常投运,锅炉效率未受影响。采用省煤器分级改造取得了较好的工程效果,为同类型机组脱硝改造提供参考。     

黄台电厂6号锅炉汽温偏低的理论分析及改造实践

黄台电厂６号锅炉汽温偏低的原因在于炉膛吸热量偏大，过热器吸热量不足。由于低温过热器在过热器中逆传热模式，所以增加其换热面积可有效地增加过热器吸热量，提高锅炉汽温。汽温改造实践证明，该炉增加低温过热器受热面积３２７ｍ＾２，提高汽温２０℃，达到了预期的汽温改造目的。     

国内首台火电机组省煤器分级改造提高SCR入口烟温实践

北仑电厂2号锅炉低负荷时省煤器出口烟温过低,不能保证机组的脱硝投运率,通过省煤器的分级改造,提高了SCR入口烟气温度,既满足了脱硝设备的烟温要求,又不影响锅炉热效率,为国内同类机组脱硝改造提供了借鉴.     

600MW亚临界锅炉30％额定负荷深度调峰试验研究

对某电厂亚临界600 MW机组深度调峰至30%额定负荷锅炉运行进行研究。结果表明:在无设备改造、无助燃前提下,锅炉低负荷燃烧稳定,主辅机系统运行正常、安全,锅炉满足超低排放要求,基本实现机组静态方式下深度调峰至30%额定负荷锅炉的预期目标。但锅炉也存在二次风流量测量信号较弱、脱硝反应器入口烟温偏低、喷氨流量偏大、锅炉效率偏低等问题,这是进一步完善锅炉深度调峰能力需要解决的问题。     

600MW火电机组提高SCR入口烟温方案研究

国电浙江北仑第一发电有限公司2号锅炉低负荷时省煤器出口烟温过低,为保证低负荷时机组的脱硝投运率,需提高脱硝SCR入口烟温。论述提高SCR入口烟温几种方法的原理及利弊,并对省煤器分级改造的方案进行了介绍,为国内同类机组脱硝改造提供了借鉴。     

钎焊鳍片管在锅炉高温再热器上的应用

山东潍坊发电厂1^3炉1025t／h亚临界自然循环汽包锅炉投运后一直存在锅炉再热器管壁超温爆管、再热汽温偏低的现象。2002年结合机组的增容采用钎焊鳍片管对高温再热器进行了技术改造,改造后高温再热器出口的再热汽温达到设计值,入口汽温要求降低,锅炉效率明显提高,而且再热器超温爆管现象也不再发生。经过多年运行的实践结果,表明改造非常成功,值得推广。     

应用分级省煤器技术实现宽负荷脱硝

电站锅炉在低负荷工况下SCR入口烟温偏低,无法满足SCR投运要求。介绍了某电厂600 MW锅炉通过分级省煤器技术改造,将锅炉250 MW负荷下脱硝入口烟温提高20℃以上,且不降低锅炉效率,保证了SCR投运率和脱硝效率,在同类型锅炉上具有广泛的应用前景。     

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。     

2290t/h锅炉燃烧器改造与应用

珠海电厂2 290 t/h锅炉由于炉膛结构设计不当,造成运行中主汽温和再热汽温偏低、再热汽温两侧偏差大,结焦情况偏离设计工况,燃烧器摆角长期上摆运行且容易烧损等问题。通过对上述缺陷分析,结合机组炉内低氮燃烧改造,根据低氮燃烧器和空气分级燃烧理论研究,引进A-MACT燃烧技术,对以上缺陷进行改良,包括更换新型A-PM煤粉燃烧器、增加AA风并调整炉膛配风实现煤粉分段燃烧等改造项目,对锅炉燃烧系统进行了整体改造和优化调整,使锅炉恢复设计参数,并消除了上述长期存在的缺陷,在机组的环保性和经济性上取得了良好的效果,为同类型锅炉燃烧系统的改造提供了参考。     

420t_h锅炉尾部受热面磨损和汽温综合治理

针对420t/h锅炉存在主汽温、再热汽温偏低的问题,通过热力计算和尾部烟道三维流场数值模拟,提出了一整套治理飞灰磨损和汽温偏低问题的综合措施。     

660 MW超超临界锅炉火焰偏斜调整方法浅析

某公司超超临界660 MW机组四角切圆锅炉由于设计、安装等原因,运行中出现燃烧火焰偏斜问题,水冷壁壁温左右侧偏差达到80℃,后屏出口蒸汽温度左右侧偏差达到60℃,主、再汽温左右侧偏差达到15℃,严重影响机组运行的安全性、经济性。基于对660 MW四角切圆锅炉燃烧调整方法的分析与总结,纠正了火焰中心偏斜,消除了水冷壁壁温偏差和汽温偏差,优于设计值,确保了锅炉安全运行。     

辐射能信号在循环流化床锅炉主汽温控制中的试验

对火电厂主汽温控制系统来说,减温器导前区和惰性区的不同响应特性会导致主汽温波动大,进而影响到机组的经济性和安全性。作为能够快速反映炉膛燃烧状况的辐射能信号,将其引入到主汽温控制回路中,能够减少主汽温在惰性区的滞后,提高主蒸汽温度的控制品质。在某电厂480 t/h循环流化床锅炉上的试验运行表明,改进后的主汽温控制系统达到了预期效果。     

350 MW超临界机组燃烧调整试验及优化分析

为解决某国产350 MW超临界机组建成投运后出现的低负荷工况下主蒸汽及再热蒸汽温度过低、汽温偏差大、屏式过热器管壁超温等严重影响到机组安全稳定运行的问题,采用现场燃烧调整试验,改变主燃烧器投运方式、调节分离燃尽风(separated over fire air,SOFA)风门开度及角度、增大过热烟气挡板开度和运行氧量。结果表明:该机组在175 MW负荷下使用中间3层燃烧器组成的投运方式效果更佳;经燃烧调整试验后主、再热汽温提高20℃以上,两侧汽温偏差降低至1.5℃以内,受热面超温问题得到解决,找到了适合锅炉低负荷安全稳定运行的最佳方式。     

HG321－230／9．8型锅炉过热汽温偏低原因分析及改进

通过对哈尔滨热电厂锅炉汽温偏低原因的分析，提出了切合实际的改造方案。试验证明：改后过热汽温满足运行要求并有减温水投入。     

复合式减温技术在35 t/h 电站锅炉减温器改造上的应用

主汽超温是中小容量电站锅炉经常出现的问题，通过理论计算分析和冷态试验，提出了一种应用复合式减温技术对35 t/h 电站锅炉减温器进行改造的新方法，成功解决了主汽超温问题。此方法不仅简单易行，而且效果显著，为解决中小容量电站锅炉主汽超温问题提供了有益的参考。     

420吨/时锅炉汽温偏低原因分析及改进措施

420吨/时超高压中间再热锅炉(50414、50415型)是上海锅炉厂80年代设计制造配12.5万千瓦电站锅炉。投入运行后发现主蒸汽温度和再热蒸汽温度偏低10～20℃,经过分析研究和调正试验,采用燃烧器喷嘴摆动的方法,提高炉膛出口烟气温度,解决了汽温偏低的问题。本文介绍这种锅炉设备概况、运行情况。和分析汽温偏低原因及改进措施,提出改进设计和运行方式的意见供设计和运行人员参考。     

某电厂600MW超临界锅炉末级过热器壁温偏差的试验分析

以上海锅炉厂设计生产的某电厂600 MW超临界锅炉为例,该机组由于悬吊管与末级过热器存在较大的壁温偏差,导致机组主、再热汽温较设计值偏低约10℃,末级过热器多次因氧化皮爆管,严重影响了机组运行的经济性、安全性。针对锅炉存在的问题,结合设计参数和电厂运行规程,通过燃烧优化调整,减小了末级过热器的壁温偏差,实现了锅炉的安全、经济、稳定运行。     

HG321—230／9.8型锅炉过热汽温偏低原因分析及改进

通过对哈尔滨热电厂锅炉汽温偏低原因的分析，提出了切合实际的改造方案，试验证明：改后过热汽温满足运行要求并有减温水投入。     

引进30万千瓦电站锅炉摆动燃烧器调温性能试验研究

本文提出,上海锅炉厂引进美国燃烧工程公司技术生产的30万千瓦机组的电站锅炉,采用了摆动式燃烧器,可以利用燃烧器喷嘴摆角的变化来调节锅炉蒸汽温度。这种方法有其优点,并在汽温偏低时行之有效,可以提高机组的经济性。