HG─670／13．7─YM13型锅炉再热汽温两侧偏差大原因分析及调整

石景山热电厂４号炉试生产初期存在左侧再热汽温偏低（４９０～５１０℃），左右两侧汽温最大偏差达５０℃现象，影响锅炉和汽轮机安全、经济运行。文章分析了再热汽温两侧偏差大的原因是：低温再热器水力不均；炉膛出口烟气热力不均。提出了最大限度减少再热汽温两侧偏差大的措施：①改进低温再热器入口进汽方式，可提高再热汽温５～１０℃；②调整燃烧和调节三通阀使再热汽两侧汽温均可达５３５℃，③改造再热汽减温水系统，左右再热汽减温调节器均可投自动运行。     

HG—670／13.7—YM13型锅炉再热汽温两侧偏差大原因分析及调整

石景山热电厂４号炉试生产初期存在左侧再热汽温偏低（４９０－５１０℃），左右两侧气温最大偏差达５０℃现象，影响锅炉和汽轮机安全、经济运行。文章分析了再热汽温两侧偏差大的原因是：低温再热器水不均；炉膛出口烟气热力不均。提出了最大限度减少再热汽温两侧偏差大的措施：（１）改进低温再热器入口进汽方式，可提高再热汽温５－１０℃；（２）调整燃烧和调节三通阀例再热汽两侧汽温均可达５３５℃；（３）改造再热汽减温水系     

HG—670/140—9型锅炉再热汽温问题分析及改造

本文对HG-670/140-9型锅炉再热汽温偏低、出口再热汽温偏差以及再热器管壁超温问题,从设计计算,系统布置及运行调整诸方面进行了分析,指出了上述问题的原因并介绍了改造方案及实施情况.     

1913t/h超临界压力锅炉再热汽温低的原因分析

针对某电厂1 913 t/h超临界压力锅炉再热汽温长期偏低的问题进行了燃烧调整试验,初步找出了影响再热汽温的因素,指出低温再热器吸热不足是导致整个再热器汽温偏低的主要原因,并进行了燃烧器摆角及锅炉吹灰对再热汽温影响的试验,给出了调整再热汽温的方法。     

二次再热塔式锅炉主汽温和再热汽温优化调整

对某超超临界塔式锅炉的主汽温和再热汽温低的原因进行分析,采用调整燃尽风摆角、锅炉吹灰方式优化、调整燃烧器摆角、调整炉膛出口氧量、调整二次风配风等方法对主汽温和再热汽温进行优化调整,使二次再热机组的主汽温和再热汽温接近设计值,提高了二次再热机组的燃煤经济性,为二次再热机组主汽温和再热汽温的优化调整提供参考。     

某厂660MW超超临界锅炉燃用高碱煤燃烧调整

某公司２号660MW 超超临界锅炉在后期运行中存在较大的炉膛出口烟温偏差、主再热汽温偏差、前后墙部分水冷壁管壁温偏高、制粉系统出力不足、低负荷 NOx偏高、末过和末再受热面超温、局部结焦等问题,严重影响机组安全稳定运行.文章提出通过调整燃烧器切圆、优化燃烧、运行调整等手段,解决了锅炉存在的问题,有效提高了锅炉运行的安全性和经济性。     

国产660 MW超超临界锅炉热偏差调整

某电厂锅炉自投产以来,锅炉存在较大的热偏差,由于长期存在隐性超温,导致锅炉产生了大量的氧化皮。并且氧化皮的大量集中剥落导致机组爆管频繁,严重影响锅炉的安全稳定运行。出于壁温控制要求,主、再热汽温运行只能降温运行。针对此情况,对锅炉热偏差产生原因进行分析,并进行试验研究分析。分析结果表明,造成锅炉热偏差的原因是四墙切圆锅炉残余旋转较大。在此基础上,结合PM燃烧器和MACT燃烧系统的特点,进行了附加风的反切和上下摆动试验,试验结果显示,经过调整,锅炉热偏差得到了很大改善。在严格控制壁温的前提下,主、再热汽温比原来各提高约8℃左右,节省供电煤耗约3g/kW.h。     

600 MW机组锅炉蒸汽温度和烟气温度偏低的原因分析及解决措施

针对某电厂3号炉运行煤种偏离设计煤质、设计炉膛沾污系数相对偏大造成空气预热器入口烟温、主汽温、再热汽温不能达到设计值等问题，进行了锅炉试验测定和问题原因分析，制定了最终的改造方案。实践证明，通过调整对流受热面面积，将过热器末段间连接交叉布置改为平行布置，能够提高空气预热器入口烟温、主汽温和再热汽温，降低过热器热偏差，提高锅炉效率。     

切向燃烧锅炉再热汽温偏差调整及分析

某电厂2号机组锅炉左右两侧再热汽温存在偏差,为防止再热器热段受热面管壁超温,运行人员需以高温侧为准,降低再热器蒸汽平均温度运行.这样保证了机组受热面的安全性,但降低了机组运行的经济性.文中分析了汽温偏差的形成原因,通过试验方法解决了再热汽温偏差问题.     

600MW亚临界锅炉再热汽温低的原因分析

针对国华电力公司17台600 MW亚临界锅炉再热汽温普遍低于设计值的现象,从受热面设计、运行调整以及协调控制等方面分析了再热汽温偏低的原因,提出了综合治理再热汽温低的思路和方法。     

600MW亚临界锅炉再热汽温低的原因分析

针对国华电力公司17台600 MW亚临界锅炉再热汽温普遍低于设计值的现象,从受热面设计、运行调整以及协调控制等方面分析了再热汽温偏低的原因,提出了综合治理再热汽温低的思路和方法。     

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.     

锅炉再热汽温低、屏区过热器超温原因分析及解决方案

张家口发电厂1号锅炉再热汽温偏低,若调整至额定汽温时,又会导致屏式过热器超温,针对这一问题进行再热汽温调整试验,根据试验结果分析造成这一现象的原因,初步提出解决方案,最后通过燃烧调整试验验证其有效性.     

通过SOFA风调整减少炉膛烟温偏差

江西贵溪发电厂2号锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的采用新型四墙切圆燃烧方式640 MW等级超临界锅炉,该炉自投产以来由于烟气偏差原因导致左侧主、再热汽温长期偏低。在分析切圆燃烧锅炉偏差形成机理的基础上,创造性的提出SOFA风非对称配风方式,大大降低了两侧烟温偏差,提高了主、再热平均汽温。     

电站锅炉再热汽温异常原因分析及解决方法

再热汽温异常是电站锅炉中较为普遍的现象。针对再热蒸汽压力低、比热容小、温度对吸热量变化敏感、再热蒸汽减温水量对机组经济性影响大的4个特点,分析了锅炉设计中再热器受热面为何采用负裕量布置和采用烟气侧调整手段调整再热汽温的原因,这也正是再热汽温易受煤种、燃烧方式、排汽温度等各种运行条件变化严重干扰的原因。对各种因素影响再热汽温的现象、规律、判定方法及相应对策进行了总结,强调了解决再热汽温问题先综合分析、再运行调整、然后进行受热面改造的顺序。针对再热器受热面改造的要求,总结了串联增加壁式再热器受热面、串联增加对流再热器和并联增加对流再热器受热面3种方式的优缺点,并指出并联增加对流再热器受热面具有更加明显的优势。可为分析和解决再热汽温问题提供全面借鉴经验。     

电站锅炉再热气温异常原因分级及解决方法

再热汽温异常是电站锅炉中较为普遍的现象。针对再热蒸汽压力低、比热容小、温度对吸热量变化敏感、再热蒸汽减温水量对机组经济性影响大的4个特点,分析了锅炉设计中再热器受热面为何采用负裕量布置和采用烟气侧调整手段调整再热汽温的原因,这也正是再热汽温易受煤种、燃烧方式、排汽温度等各种运行条件变化严重干扰的原因。对各种因素影响再热汽温的现象、规律、判定方法及相应对策进行了总结,强调了解决再热汽温问题先综合分析、再运行调整、然后进行受热面改造的顺序。针对再热器受热面改造的要求,总结了串联增加壁式再热器受热面、串联增加对流再热器和并联增加对流再热器受热面3种方式的优缺点,并指出并联增加对流再热器受热面具有更加明显的优势。可为分析和解决再热汽温问题提供全面借鉴经验。     

三菱1205 t/h锅炉低负荷再热汽温偏低原因分析

通过对河津发电厂1号、2号锅炉再热器结构和布置特点，以及锅炉燃烧调整特性的形究，重点对三菱1205t／h锅炉在低负荷工况运行时，再热汽温偏低的原因进行了分析，提出了采取的措施和改进的方法，为锅炉在低负荷工况下再热汽温的调整提供了依据。     

660 MW二次再热机组锅炉再热汽温调整

为解决我国首台二次再热机组锅炉2级再热汽温大幅低于设计值的问题,对入炉煤质及锅炉各级受热面的吸热量情况进行了分析,改进了烟气再循环调温方案。在此基础上制定了包括优化磨煤机组合形式、改变燃烧器仰角、增大燃尽风量、改善吹灰器投用方式和调整烟气再循环量等措施的综合提温方案,并开展了燃烧器摆角、烟气再循环风机转速对一二次再热汽温影响的工况试验。经调整优化后,锅炉再热汽温在高负荷时可以达到610~620℃,中低负荷时则为590~610℃,与设计值相差不大,2级再热汽温偏低的问题基本得到解决,相关调试经验对后续同类机组具有工程参考价值。     

某2030t/h W火焰锅炉低负荷下再热汽温偏低原因分析及对策

某600 MW机组W火焰锅炉75%以下负荷时存在再热汽温较设计值（541 ℃）偏低问题,严重影响机组运行经济性。本文通过锅炉热力计算并结合炉内温度CFD分析,对再热汽温偏低原因进行了研究。结果表明:300 MW负荷下通过常规的运行调整方式无法提升再热汽温;锅炉低负荷下再热汽温偏低是高温对流受热面积分配相对不合理所致。对此,提出了增加低温再热器和高温再热器面积,减少高温过热器面积等方案,其中增加低温再热器和高温再热器受热面虽能够提高再热汽温达到设计值,但烟道布置空间受限,工程上无法实施,而减少高温过热器受热面积2 792 m2,能够在50%负荷下提升再热汽温到设计值,且可以控制再热器减温水量在0 t/h。虽然锅炉效率下降影响发电煤耗升高,但整体对煤耗的改善明显。     

600MW火电机组再热汽温的调节

从锅炉运行的角度分析了宁海发电厂3号机组再热汽温偏低的主要影响因素,提出了运行调整对策,对于提高再热汽温及降低波动具有一定的指导意义。