2045t/h锅炉主蒸汽温度偏低问题的分析与处理

对某电厂2 045 t/h锅炉主蒸汽温度偏低问题进行了分析,认为其原因主要是炉膛蒸发受热面面积和过热器受热面面积分配不合理.通过采取减少省煤器面积,增加低温过热器受热面,抬高燃烧器高度以及对水冷壁出口管进行保温等方法,使主蒸汽温度、再热蒸汽温度都提高到额定值540 ℃,排烟温度也控制在140 ℃设计值,飞灰可燃物没有增加,锅炉效率达到94.14%.     

1000 MW超超临界二次再热塔式锅炉运行优化研究

为解决超超临界二次再热塔式锅炉主蒸汽和一、二次再热蒸汽温度低,飞灰含碳量高等问题,以某1 000 MW超超临界二次再热塔式锅炉为例进行试验研究,结果表明：磨煤机组合和运行O₂是影响蒸汽温度的重要因素;烟气再循环可有效提高蒸汽温度,但烟气再循环量过大,易造成着火不稳;通过调整燃烧器热负荷均匀性、燃尽风配风、烟气挡板、煤粉细度、吹灰等优化手段,降低了飞灰含碳量,提高了主蒸汽和一、二次再热蒸汽温度和锅炉效率,有利于机组运行的安全性和经济性。     

1025t/h贫煤锅炉燃烧器改造的试验研究

阳逻电厂300MW机组为了减少锅炉启动用油、提高锅炉不投油低负荷稳燃的目的,对3号炉A、B层的一次风煤粉燃烧器进行了改造。B层一次风中采用水平浓淡燃烧器,组织水平浓淡燃烧;A层一次风中采用小油枪点火节油稳燃技术。对燃烧器改造前、后的锅炉效率、飞灰大渣可燃物、锅炉排烟温度、空预器漏风率等参数对比表明:水平浓淡燃烧满足了机组负荷的要求,提高了锅炉热效率,增强了机组低负荷稳燃能力。     

改进浓淡燃烧技术 提高锅炉经济性

南昌发电厂针对采用浓淡燃烧器之后出现的主蒸汽温度和再热蒸汽温度偏低的问题,对喷口、喷燃器运行角度进行改造,提高了锅炉运行稳定性和锅炉热效率。     

300 MW 机组切圆燃烧锅炉低氮燃烧改造

针对某电厂300 MW机组锅炉NOx排放浓度较高问题,采取采用低NOx煤粉燃烧器、设置合理的分离燃尽风、改进三次风燃烧器及紧凑式燃尽风(OFA)喷口、预置水平偏角的辅助风喷口(CFS)等措施对其进行了低氮燃烧改造。改造后在减温水量无明显增加的情况下,过热、再热蒸汽温度保持稳定,同样过量空气系数下,NOx排放浓度降低30%左右,锅炉飞灰可燃物、炉渣可燃物均有不同程度的降低,锅炉燃烧效率有所提高。     

660MW发电机组对冲燃煤锅炉低氮燃烧改造及运行优化试验

某660 MW超超临界旋流对冲燃煤锅炉原设计采用第一代OPCC型旋流煤粉燃烧器,运行过程中存在NO_x排放偏高、燃烧器区域结焦和部分燃烧器烧损等问题,为此进行了低氮燃烧改造及运行优化试验。在新增一层直流燃尽风及对主体燃烧器进行改造后,通过调整燃尽风率、总风量、燃烧器内外二次风挡板开度,对燃烧器参数进行了优化。结果显示:烟气中氧的体积分数控制在2.8%较合适(对应总风量2 100 t/h),脱硝入口NO_x排放由改造前350 mg/m~3左右下降到240~260 mg/m~3,飞灰中碳的质量分数在1.5%以下,锅炉效率约提升0.3%,不存在燃烧器烧损、结焦问题,且主蒸汽、再热蒸汽参数都达到额定值,运行良好。     

420t/h无烟煤锅炉燃烧器改造前后的性能比较

云浮发电厂1号炉是出力为420t/h燃无烟煤四角切圆燃烧锅炉,2001年大修期间,采用宽调节双稳燃煤粉浓淡低负荷稳燃技术对该炉所有燃烧器进行了改造。改造后,锅炉效率提高了3.79%(比锅炉设计值高出了1.87%);飞灰可燃物的含碳量由大修前的11.6%下降到5.68%;锅炉负荷在50%BMCR时,能不投油稳定燃烧;NOX的排放可降低到475×10-6。因此,改造后取得了良好的经济效益和环保效益,值得参考与推广。     

水平浓淡燃烧器在大同第二发电厂的应用

１９９４年，大同第二发电厂在３号炉原燃烧器的二、三层安装了ＳＪ－１型浓淡燃烧器。采用该燃烧器，在５０％负荷下调峰，可不投助燃柴油稳定燃烧，低负荷时排烟温度下降２０．５℃，高负荷时下降９．５℃，飞灰可燃物下降２．１９，锅炉效率平均提高０．８５％，有良好的经济效益。     

塔式直流锅炉再热汽温偏低调整试验及优化策略研究

针对某超临界塔式直流锅炉中、低负荷再热汽温偏低的问题,通过低负荷再热汽温调整试验,以及当前中、低负荷再热汽温低的原因分析,提出了低负荷稳燃燃烧器改造、受热面改造以及锅炉运行优化等联合治理整体方案。整体方案实施后,锅炉中、低负荷下的再热汽温明显提高,40%BRL下锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至563.9 ℃,50%BRL下,锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至559.4 ℃,这两种负荷下机组供电煤耗分别降低1.64、1.36 g/(kW·h),合计每年节约锅炉燃料成本约125万元。在锅炉深度调峰负荷（30%BRL）下,再热蒸汽出口温度可由541.6 ℃提升至560.9 ℃,提升幅度为19.3 ℃;过热蒸汽出口温度可由560.8 ℃提升至571.9 ℃,提升幅度为11.1 ℃。     

水平浓淡稳燃腔煤粉燃烧器在DG300t/h锅炉上的应用

为解决合山电厂#4 炉飞灰可燃物偏高的问题,采用水平浓淡稳燃腔煤粉燃烧器技术对其进行改造,获得了良好效果,飞灰可燃物含碳量大幅度降低,从而提高了锅炉热效率及机组热经济性。     

600 MW对冲燃烧贫煤锅炉低氮燃烧系统改造及优化试验研究

针对某600 MW亚临界对冲旋流燃烧贫煤锅炉NOx排放浓度偏高的问题,对锅炉燃烧系统进行改造,取消低位燃尽风OFA系统,采用新型低氮燃烧器及加装分离式燃尽风SOFA系统,显著降低了锅炉NOx排放量。燃烧系统改造后,根据燃烧器结构特点,通过燃烧优化调整试验,优化燃烧器运行参数,将锅炉满负荷时CO排放体积分数由1 800μL/L降低至50μL/L以内,飞灰可燃物由6.0%~7.0%降低至2.0%~3.0%,排烟温度由144℃降低至137~139℃,锅炉效率提高1.6~1.7个百分点;同时再热器管超温问题得到了有效控制,NO_x排放质量浓度由改造前的1 200~1 400 mg/m3降低至400~500 mg/m~3。     

600MW超临界锅炉燃烧器改造

针对某电厂600 MW超临界锅炉再热器出口蒸汽温度偏低、水冷壁结焦及NO_x排放质量浓度高等问题,对锅炉燃烧器进行改造:主燃烧器采用水平浓淡燃烧器,SOFA燃烧器由原来的水平摆动改造为垂直、水平均能摆动;同时减小切圆燃烧直径。改造后,炉膛水冷壁结焦现象得到明显改善;在炉膛正常吹灰的情况下,不再出现水冷壁结焦、灰斗堵塞等问题;再热器出口蒸汽温度由541℃提高至568℃;SCR脱硝装置入口NO_x质量浓度降低约160 mg/m3,脱硝装置出口NO_x质量浓度低于50 mg/m3。此次改造对解决同类问题有一定的指导意义。     

700MW四角切圆锅炉低氮运行汽温特性及优化控制

针对700 MW锅炉低氮运行主、再热蒸汽温度偏低、再热器壁面易超温以及高负荷下升负荷过程中再热蒸汽温度波动大的问题,分析了其原因,并提出了降低运行氧量,减小AA风摆角偏差,和燃烧器上摆角度基准值,调整升、降负荷APC过程的热工系数的优化控制方法。优化后,锅炉高负荷下主蒸汽温度达到设计值,两侧偏差基本消除,再热器壁面13点超温次数减少;中低负荷下,再热蒸汽温度明显升高,偏差减小;高负荷下升降负荷过程中,再热蒸汽温度波动减小。同时,由于降低了氧量,排烟损失减小,锅炉效率有所提高,NOx排放量也降低。这些有效地提高了锅炉机组的安全、经济和环保性能。     

双通道燃烧器改造及应用

针对由于煤炭紧缺,燃用的煤质偏离设计值甚远,燃烧稳定性差,耗油量大,锅炉灭火事件多发问题,论述了双通道双浓淡多突扩式煤粉燃烧器工作原理、改造方式、运行调整。双通道燃烧器改造后,锅炉燃烧稳定性明显提高,耗油量大幅度下降,各主要参数稳定,飞灰可燃物及排烟温度下降,机组热效率有所提高。     

燃用混煤大型锅炉优化运行技术及应用

为提高火电机组运行经济性,优化锅炉运行,分析认为,造成锅炉热效率偏低的主要原因是飞灰炉渣可燃物质量分数过高,其主要原因是煤种掺配比例不合理,入炉煤挥发分偏低,运行氧质量分数不足,煤粉过粗,一次风速过高,燃烧器布置方式与燃用煤种不相适应。为此,采取合理地掺配燃用煤种,提高入炉煤挥发分,保持合适的运行氧质量分数及煤粉细度,降低一次风速至合理值,燃烧器改为一次风集中布置等措施。改造后飞灰可燃物质量分数下降了8.02%,锅炉热效率提高了6.06%。降低飞灰炉渣可燃物是优化运行、提高锅炉热效率的主要途径。     

气化微油点火技术在660MW机组锅炉中的应用

传统的锅炉点火油枪耗油量大、热量损失高,针对该问题,在分析气化微油燃烧器工作原理的基础上,提出采用气化微油冷炉点火技术来达到节油降耗的目的。沙角C电厂660MW机组2号锅炉利用大修将原来的燃烧器点火系统改造成微油点火燃烧器。改造后,炉膛出口烟温控制在450℃以下,温度升高速度较快,能满足机组冷态、温态启动的要求;节油量达208t,达到节油降耗的目的;但存在燃尽率低(为59%)、飞灰可燃物质量分数高(达24.7%)等问题。     

300MW锅炉再热汽温低的原因分析及改造

某电厂300 MW亚临界锅炉在汽轮机经过通流改造后,出现了低负荷时再热蒸汽温度偏低的现象,通过对再热蒸汽温度调整试验数据的分析,得到再热蒸汽入口温度与其设计值偏差较大是导致再热蒸汽温度偏低的主要原因。根据锅炉热平衡计算的结果,提出了再热器增容改造的3种方案,通过分析对比,选出了最优方案并进行改造。由锅炉改造后的性能试验看出改造效果良好,再热蒸汽温度有了明显的升高,达到了再热汽温541 ℃的要求。与此同时,电厂的经济效益也得到了显著提高。     

某台墙式燃烧锅炉严重高温腐蚀和低负荷飞灰可燃物含量高的原因分析

针对某台墙式燃烧锅炉严重高温腐蚀和低负荷运行飞灰可燃物含量高的问题,从旋流燃烧器的特点、燃烧器布置分式等方面进行了分析.分析结果认为,燃煤质量下降、炉内局部缺氧燃烧、锅炉设备适应能力差是造成锅炉严重高温腐蚀和低负荷运行飞灰可燃物含量高的主要原因.在燃煤质量无法保证的条件下,通过燃烧器系统的改进以减少备用燃烧器的冷却风量是解决该问题的一条可行的技术途径.     

再循环烟气对660MW二次再热锅炉蒸汽参数的影响

为解决二次再热机组调温方式和受热面吸热特性耦合难度大的技术难题,以某660MW机组二次再热π型锅炉为研究对象,采用电站工程系统仿真软件EBSILON和计算流体动力学软件FLUENT耦合的数值计算及现场试验方法,研究了不同负荷下,再循环烟气量对屏底烟温、主蒸汽温度、再热蒸汽温度的影响。结果表明:再循环烟气对屏底烟气温度影响不大,对主蒸汽温度影响不明显,但对再热蒸汽温度影响显著;随着锅炉负荷的提高,再循环烟气对蒸汽温度影响程度增加;再热蒸汽温度随着再循环烟气量的增加呈现明显上升;受热面汽温偏差不随烟气再循环量的变化而变化。确定了3种工况660、550、330MW的最佳烟气再循环率:15%、18%、30%,为二次再热锅炉的高效、清洁、稳定运行提供理论指导。     

超超临界机组水煤比控制策略优化

某厂2×600 MW超超临界机组水冷壁超温严重,施行低氮燃烧器改造后,主蒸汽、再热蒸汽温度波动较大,为此,将水煤比控制策略由原来煤跟水控制修改为水跟煤控制,并在此基础上进行了机组协调控制策略的优化,变负荷过程中采用变参数控制,将动态、稳态控制策略分离,升、降负荷控制参数独立设置。优化后机组水冷壁超温大幅减少,主蒸汽、再热蒸汽温度控制品质提高,主蒸汽压力变化平稳,可为同类型机组控制策略优化提供参考依据。