柳州电厂1号炉主、再热蒸汽温度偏低的技术改造

分析了柳州1号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,根据锅炉存在的设计问题及其实际运行情况,经过现场测试和理论模拟计算,采用覆盖部分水冷壁蒸发受热面,相对提高过热、再热受热面比率的热量重新分配的技改措施。实际运行情况表明锅炉经技术改造后,主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提高了12℃和20℃,均达到了设计值540℃,大大改善了机组运行的安全性和经济性。     

柳州电厂1号炉主、再热蒸汽温度偏低的技术改造

分析了柳州1号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,根据锅炉存在的设计问题及其实际运行情况,经过现场测试和理论模拟计算,采用覆盖部分水冷壁蒸发受热面,相对提高过热、再热受热面比率的热量重新分配的技改措施.实际运行情况表明锅炉经技术改造后,主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提高了12℃和20℃,均达到了设计值540℃,大大改善了机组运行的安全性和经济性.     

柳州电厂1号炉主,再热蒸汽温度偏低的技术改造

分析了柳州１号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,根据锅炉存在的设计问题及其实际运行情况,经过现场测试和理论模拟计算,采用覆盖部分水冷壁蒸发受热面,相对提高过热、再热受热面比率的热量重新分配的技改措施,实际运行情况表明,锅炉经技术改造后,主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提高了１２℃和２０℃,均达到了设计值５４０℃,大大改善了机组运行的安全性和经济性。     

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 ℃。     

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%.     

基于330 MW亚临界燃煤锅炉吹灰器技术改造的研究

介绍了某330 MW亚临界燃煤发电机组使用新型伸缩式蒸汽吹灰器替换原有声波式吹灰器的技术改造工程,包括蒸汽吹灰器原理、设计和改造实施方案。项目涉及更换吹灰器、调整蒸汽来源和实施受热面防磨保护等多项改造,通过机组运行指标、安全性和经济性3个方面的研究对技改效果进行评估。试验结果显示,在机组燃烧或掺混燃烧低灰熔点褐煤时,使用蒸汽吹灰器后各项运行指标与改造前相比均有所改善,锅炉的排烟温度降低了0.8～7.3℃,主蒸汽温度提高了1.5～6.5℃,再热蒸汽温度提高了1.1～7.9℃,锅炉热效率提高了0～0.5个百分点。研究表明,蒸汽吹灰器的合理吹扫,对于保障受热面清洁、调整机组运行指标参数具有一定作用。但是改造工程投资大收益小,改造后吹灰范围有局限性,运行维护成本高,同时可能会造成水冷壁管束不同程度的吹损,会加剧管束的热疲劳,增大了生产运行风险。针对电站锅炉蒸汽式吹灰器技术改造中存在的弊害和问题提出了建议,研究成果可为相关技术论证以及锅炉改造问题提供参考。     

某电厂2号锅炉再热蒸汽温度偏低原因分析及应采取的措施

分析了某电厂300MW机组锅炉再热蒸汽温度偏低的原因,认为其主要是锅炉运行方式不合理和受热面布置不足等所致。对此,从运行和设备改造方面采取了相应的措施,以期使再热蒸汽温度偏低问题得到改善。     

国产HG2008型燃煤锅炉运行性能的改进

总结了我国现役的4台哈尔滨锅炉厂制造的600MW机组HG2008型燃煤锅炉运行过程中出现的过热蒸汽、再热蒸汽温度偏差和受热面设计、过热器系统阻力、燃烧器摆动执行机构等问题，以及采取的相应改进措施，为国产大型燃煤机组锅炉的优化设计和运行提供了有益经验。     

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。     

一台670t/h锅炉再热蒸汽温度偏低的原因分析

再热蒸汽温度直接影响电站的经济性。锅炉的煤质特性、炉膛出口过量空气系数、吹灰效果、主蒸汽温度和炉膛火焰中心高度等因素均对再热蒸汽温度的高低有较大影响。通过对一台 670 t/h锅炉优化运行方式的试验,系统地分析了再热蒸汽温度偏低的原因, 提出了机组的优化运行方式。试验发现: 选用灰分较高、低位发热量较低的煤种, 提高炉膛火焰中心、加大磨煤通风量, 以增加煤粉细度和提高一次风速, 并使上层燃烧器对应的磨煤机出力偏大一些, 优化吹灰方式等均可以提高再热蒸汽温度;当采取炉膛出口氧量维持在 3 10%以上、保证主蒸汽温度在 535℃以上和后屏出口蒸汽温度达到设计值等措施时再热蒸汽温度可以维持在 535℃左右。该试验方法对相关问题的研究具有指导意义。