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。     

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。     

PG9171E燃气轮机余热锅炉高压过热器爆管原因分析

针对PG9171E燃气轮机配套的余热锅炉在运行初期高压过热器高温段多次发生爆管泄漏问题,严重影响机组的安全运行,从焊接、减温水、结构等方面对爆管原因进行详细分析,认为焊接质量、减温水量、管束结构是影响过热器爆管的主要原因。实践证明:采取补偿弯管和加强焊接质量控制的方式进行改进,改造效果良好,达到机组安全运行的目的。     

6 00 MW电站锅炉过热器减温水治理策略及效果

大唐国际托克托发电有限责任公司三、四期4×600 MW机组自投运以来,锅炉过热器减温水量大大超出设计值,满负荷时达到330~350 t/h,远超过77.8 t/h(100%THA)的设计值。虽经燃烧器改造、燃烧调整诸措施均不能有效降低减温水量,这直接影响到机组的安全及经济运行。通过数值模拟和热力计算分析,提出了燃烧器调整和尾部受热面改造以降低过热器减温水量的治理方案,首先在5号炉上实施了尾部受热面改造。改造后的锅炉效率测试表明,在不同负荷下过热器减温水量和排烟温度明显降低,锅炉效率明显提高,综合发电煤耗下降约3 g/kW h。     

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。     

300MW机组锅炉末级再热器改造

由于燃用煤种与设计煤种存在差异,导致300 MW机组锅炉存在再热汽温度达不到设计值、屏式过热器壁温超温报警和过热器减温水量大等突出问题,影响机组的经济性和安全性。通过锅炉热力计算校核,提出了增加再热器换热面积的技术方案,对末级再热器实施了改造。并对锅炉进行了燃烧调整,再热汽温提高约10℃,基本达到设计值,明显改善了机组经济性和安全性。     

锅炉减温水对机组经济性影响的分析

喷水减温对汽温的调节幅度大、灵敏度高,所以在现代锅炉的过热器、再热器汽温调节上得到广泛应用。但是大量使用减温水将大大降低机组的热经济性,尤其是再热器减温水对机组经济性降低非常大。本文从热力系统的角度分析了过热器、再热器减温水对机组热经济性的影响。同时结合新疆华电红雁池发电有限责任公司2号机组部分减温水电动门内漏缺陷消除前、后减温水漏量对机组热经济性和供电煤耗影响的情况进行对比和分析。     

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.     

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。     

600MW锅炉受热面技术改造

针对宁夏某电厂两台600MW锅炉汽温调节方式不合理、减温水量严重超标问题,根据对锅炉进行的热力计算结果,对锅炉尾部烟道中低温过热器、低温再热器和省煤器受热面积进行了重新分配,使改造后的锅炉在运行中可采用较理想的汽温调节方式,从而达到了减少减温水量的目的,提高了锅炉运行的经济性和安全性.     

300MW锅炉再热器汽温不足问题分析及对策

某300 MW机组HG-1025/17.5-YM33型锅炉投运以来,一直存在再热汽温度达不到设计值、屏式过热器壁温超温报警和过热器减温水量大的突出问题,严重影响机组的经济性和安全性。经分析,根本原因在于过热器设计偏大、再热器设计偏小且过分强调辐射特性,同时一级过热器减温器容量设计太小,而日常生产中煤质变差又大大加剧了这个问题的严重性。提出了增加再热器受热面和加大减温水容量的解决方案来解决此问题,改造后的锅炉在过热器不超温的情况下,再热汽温达到530℃以上,取得了初步的效益。     

300 MW锅炉过热器减温水系统改造方案

300 MW机组设计中,过热器减温水多布置在启动调节旁路门后,在机组启动初期由于过热器减温水和主蒸汽差压小,很容易造成过热器温升过快,甚至超温。为此将过热器减温水系统加以改造,从而实现锅炉点火时较早投煤,节省燃油消耗,而且可以较好地控制过热汽温升,防止超温现象发生。     

超超临界锅炉屏式过热器改造方案与校核计算结果分析

针对某电厂超超临界锅炉在中低负荷下存在水冷壁出口中间点温度过热度低的问题,从锅炉设计和实际运行结果分析出发,提出减小锅炉屏式过热器受热面面积的改造方案,并通过对改造前后的锅炉进行全面的热力校核计算,分析在不同负荷下屏式过热器面积减少量对煤耗、过热器各受热面进出口蒸汽温度、过热器减温水量以及高温过热器和再热器平均壁温的影响。计算结果表明:在不同负荷下随着屏式过热器面积减少量的增加,煤耗略有增加;过热器减温水量减少;水冷壁出口中间点温度呈先降低后升高的变化趋势;受热面中只有屏式和低温过热器进出口蒸汽温度发生了较大的变化;高温过热器和再热器平均壁温均升高,但增加幅度较小。因此,从热力计算分析结果来看,减少屏式过热器受热面面积虽然煤耗略有增加,但在减少量选取合适的情况下是可以达到提高水冷壁出口中间点温度的作用,从而提高机组运行安全性。     

锅炉自制减温水不足的原因及技改措施

提出了高压热电机组在生产实践中锅炉过热器减温用自制冷凝水不足的问题,指出长期投入事故减温水对锅炉的危害。经理论计算和实际运行论证,介绍了解决锅炉过热器减温用自制冷凝水不足的技术改造方案。     

利用过热器蓄热提升机组AGC负荷响应能力的研究与应用

燃煤机组的锅炉过热器换热管道中包含有大量金属蓄热储能,利用过热器金属蓄热可以快速改变机组发电负荷和主蒸汽压力。通过减温水扰动试验,获得一级减温水流量对负荷以及主蒸汽压力的响应模型并提出了一种蓄热前馈火电机组协调控制方案。工程应用结果表明,该方案合理利用增减减温水流量引起的过热器蓄热变化,能够有效减少机组主蒸汽压力波动,显著提升机组变负荷初期的负荷响应能力,增强机组调峰能力。     

低温过热器改造后综合评价

分析了水平低温过热器改造后对热一次风温、磨煤机干燥出力、过热器减温水量、一次风机、空预器低温腐蚀及锅炉热效率的影响,通过详细的数据分析,对水平低温过热器的改造效果进行了综合评价。     

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。     

考虑壁温特性的高温再热器减温水投运方式优化

过热器和再热器的减温水是保证其受热面安全运行的重要手段,但减温水的投入会严重影响机组的经济性。通过屏式过热器、高温过热器和高温再热器的壁温特性试验,结合受热面管道的安全性,提出提高减温水投入的触发温度,降低减温水量;同时试验测量喷水减温的延迟时间,认为喷水减温的投入时间在考虑再热蒸汽温度变化趋势的同时,需要兼顾喷水减温的延迟时间,精准控制减温水投入。提高减温水触发温度和优化喷水减温投入时间均可减少减温水量,大幅提高锅炉运行经济性,也可防止减温器管道受到频繁热冲击,保证受热面管道安全,该方法实际应用效果良好。     

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。     

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)。