大型锅炉汽温偏低和燃烧不稳原因分析及措施

益阳电厂1号锅炉基建调试期间在燃用设计校核煤种时,锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度低,燃烧不稳,多次发生锅炉高负荷灭火,其原因为锅炉过热器面积偏少、炉内温度水平偏低。通过采取炉内布置品字型卫燃带等技术措施,取得了明显效果。     

大型锅炉汽温偏低和燃烧不稳原因分析及措施

益阳电厂1号锅炉基建调试期间在燃用设计校核煤种时，锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度低，燃烧不稳，多次发生锅炉高负荷灭火，其原因为锅炉过热器面积偏少、炉内温度水平偏低。通过采取炉内布置品字型卫燃带等技术措施，取得了明显效果。     

600MW超临界锅炉卫燃带改造数值模拟

某600MW超临界机组锅炉由于燃煤煤质较差导致再热汽温偏低、燃烧不稳及燃尽程度差等问题。提出了在炉膛四壁水冷壁敷设卫燃带的改造方案。对改造前后的炉内燃烧工况进行了数值模拟研究,分析了敷设卫燃带对煤粉气流的着火、过热器与再热器系统吸热比例、焦炭的燃尽等影响,并与现场改造情况进行了对比。研究表明这种敷设卫燃带的改造方案有助于解决该锅炉现场存在的问题。     

300 MW锅炉卫燃带改造对燃烧影响的数值模拟

针对某电厂一期2×300 MW煤粉锅炉煤质变差引起的过、再热蒸汽温度低、炉内燃烧不稳定及燃尽率低等问题,提出了在主燃区下部区域水冷壁敷设一定面积的卫燃带的改造方案。用Fluent 6.3数值模拟软件对改造前后的燃烧工况进行了对比,分析了卫燃带的布置方式对炉膛温度场分布、焦炭的燃尽率和结渣性能的影响,依此设计出比较理想的布置方式。研究表明合理的卫燃带布置方式有助于解决锅炉目前存在的问题。     

云浮发电厂1号炉蒸汽温度偏低和结焦问题的解决

针对云浮发电厂１ 号炉（４２０ ｔ／ｈ） 过热蒸汽和再热蒸汽温度偏低、燃烧不稳、结焦频繁等问题, 通过分析, 提出切实可行的改造方案： 合理布置卫燃带, 提高火焰中心高度, 改造燃烧器。改造实施后, 解决了１号锅炉在投产以来过热蒸汽和再热蒸汽温度长期偏低、结焦严重、机组达不到铭牌出力的问题。     

煤粉锅炉的恒温燃烧分析及实施方案

文中分析了炉内温度对燃烧过程中诸因素的影响，指出了目前设计、运行中的锅炉其煤种、负荷适应性差、负荷下降时燃烧效率低的根本原因是炉内温度的不可调节性，提出了采用可调卫燃带及其恒温控制系统来维持炉内恒温燃烧的技术方案，从而达到改善锅炉煤种，负荷适应性，提高低负荷时燃烧效率的目的．     

煤质下降对炉内燃烧稳定性的影响及解决措施

分析了燃煤质量下降对电站燃煤锅炉炉内火焰温度水平、燃烧器出口区域火焰温度水平及入炉煤量、风量、燃烧器出口煤粉气流速度的影响,进而对煤粉气流着火过程和炉内燃烧稳定性的影响。对此,提出了采用切圆燃烧锅炉卫燃带背火侧分块布置和PCSB煤粉燃烧器等措施,这些措施对于燃用低挥发分难燃煤种锅炉效果极为显著。     

煤粉锅炉卫燃带布置方式分析及验证

为了探寻卫燃带布置方式对锅炉燃烧稳定性及结焦的影响,本文以某电厂300 MW机组切圆燃烧锅炉为例,根据炉膛水冷壁热负荷分布曲线特点,将卫燃带分成大块和小块2种形状,按卫燃带敷设面积与煤粉着火区域水冷壁热负荷的大小成反比,将卫燃带布置在下组煤粉燃烧器附近的水冷壁上,促进煤粉的着火和稳定燃烧,并避免卫燃带结焦。通过对3个卫燃带敷设方案的数值模拟和燃烧试验,结果表明:依据水冷壁热负荷分布特点进行卫燃带布置,适当减少高负荷区域的卫燃带布置,增加低负荷区域卫燃带(燃烧器出口背火侧)的布置,能够有效减少卫燃带敷设带来的结焦风险,且能保证锅炉的燃烧稳定,提高锅炉热效率。     

降低冷灰斗内灰渣含碳量的数值模拟和试验研究

针对某电厂300 MW锅炉实际运行过程中出现的燃烧不稳定以及灰渣内含碳量偏高的问题,对煤粉颗粒经过燃烧器后运动轨迹以及炉内实际燃烧情况进行分析,提出通过改造最下层燃烧器与主燃区内敷设一定面积卫燃带的方法,来减少煤粉颗粒掉入冷灰斗内的数量,提高煤粉颗粒的燃尽率,从而降低大渣中含碳量。数值计算结果表明,改造后的炉膛内,最下层燃烧器内钝体更换为隔板后,煤粉颗粒随主气流向上运动的数量明显增多;敷设卫燃带后,主燃区温度升高,煤粉颗粒燃尽率提升明显,大大降低了冷灰斗内灰渣含碳量。改造后的试验结果表明,大渣含碳量较改造前降低了23.2%~28.6%。最下层燃烧器内煤粉颗粒细度对大渣含碳量的影响较大,保证制粉系统制粉及给粉的均匀性是稳定改造后大渣含碳量的关键。     

锅炉炉膛卫燃带敷设方式的探讨

本文对固态排渣电站锅炉炉膛卫燃带的敷设方式作了深入的分析探讨,首次提出在炉膛上中部燃烧器区域的四周炉墙中部不敷设卫燃带并用“防焦隔离带”的方法来避免大块焦渣的形成,同时对如何求出卫燃带的极限单元面积作了理论上的计算和分析,此种敷设卫燃带的新方法已为哈锅厂在设计燃用韶关无烟煤的第二台HG670t/h 锅炉上采用。     

辐射能作为热量信号的过热蒸汽温度控制

传统的锅炉过热蒸汽温度控制系统通过检测过热蒸汽温度及其变化趋势来调节减温水量．从而维持过热蒸汽温度在允许的范围之内。由于过热蒸汽温度在减温水量扰动下延迟较大,这种特性使过热蒸汽温度的控制滞后,控制效果不理想。鉴于锅炉总辐射能信号充分体现了锅炉内燃烧工况的变化,能提前反映烟道进口烟温变化趋势,为此,在过热蒸汽温度控制系统中引入了锅炉总辐射能信号,通过检测烟气温度及其变化趋势来提前调节减温水量,从而改善主蒸汽温度调节的品质。经在广东省沙角A电厂5号机组（300MW）上进行了定负荷与变负荷工况下的调节试验,调节效果理想。     

负荷分配对流化床-煤粉复合燃烧锅炉热力特性的影响

针对树皮流化床－煤粉复合燃烧锅炉的特点,提出了流化床按基本蒸汽负荷设计的思路。以７５ｔ／ｈ树皮流化床－煤粉复合燃烧锅炉为例,预测了总蒸汽负荷一定条件下,燃树皮产汽负荷与燃煤产汽负荷变化时锅炉的热力特性。计算表明,随着燃树皮产汽负荷的增加,煤粉炉膛的绝热燃烧温度和流化床温度降低;而炉膛出口烟温、排烟温度、空气预热器出口风温和高温风风量、减温水量等热力参数升高,但变化幅度不大,证明了前述设计思路的可行性。在一定的基本蒸汽负荷下,燃树皮产汽负荷的上限值可根据流化床中树皮的稳定燃烧温度和减温系统的工作能力来确定。     

300MW循环流化床锅炉配风优化

在对大唐红河发电有限公司300 MW循环流化床(CFB)锅炉特性分析的基础上,对一次风控制系统、运行方式、二次风配风、高压流化风系统等进行了优化.优化后,提高了一次风控制系统的调节品质和锅炉使用寿命,改善了炉膛燃烧,显著减少了过、再热蒸汽温度超温和机组非计划停运次数,降低了厂用电率,满足了电网对机组降负荷速率的要求.     

陡河电厂200MW锅炉热力计算分析

对陡河电厂未经改造的HG670／140－9型锅炉进行热力计算,相对于原来哈尔滨锅炉厂的原设计计算在膛计算部分有3点修正：（1）改用前苏联1973年热力计算标准;（2）采用杜卜斯基一卜劳赫炉膛出口烟气湿度公式;（3）采用实测的△X数据。计算结果比较符合实际工况。对原设计计算和所做的计算进行了比较,并且对200MW锅炉普遍存在的过热蒸汽超温、再热汽欠温进行了计算分析。     

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。     

“W”型火焰锅炉卫燃带改造

由于煤质变差,某360 MW机组“W”型火焰锅炉燃烧不稳,需大量投油助燃.对此,进行卫燃带改造.改造后,燃烧工况明显改善,火焰稳定性提高;助燃油投入量减少,机组负荷在200MW左右可不投油助燃;锅炉排烟温度由170～180℃降至150～160℃,大渣和飞灰含碳量降低.     

基于可调卫燃带的准恒温燃烧及其对燃煤锅炉总体性能的影响

在分析现有煤粉燃烧技术局限性的基础上,提出了基于可调卫燃带准恒温燃烧的新思想。介绍了安装于炉内水冷壁炉墙上且在运行中可以上下移动,能在燃烧器区域内维持准恒温燃烧工况的可调卫燃带装置的结构与工作原理。计算与实验表明,基于可调卫燃带的准恒温燃烧能大大改善燃煤锅炉的汽温特性、燃烧稳定性与燃烧效率、煤种负荷适应性等。     

电厂锅炉变氧量运行经济性分析及经济氧量的优化确定

电厂锅炉炉膛出口运行氧量发生变化时，其它主要的运行经济指标如灰渣未燃烬碳含量，排烟温度，送引风机总电耗、主汽温度、再热汽温度以及减温水量都将发生变化，该文综合上述所有经济指标的影响，给出了氧量引起的净供电煤耗变化率的分析方法，并以供电煤耗作为优化目标，确定了机组的经济运行氧量，以一台300MW机组为例的分析表明，参与调峰运行的机组通过改进氧量控制，能有效降低运行可控损失，提高运行经济性。     

670 MW超临界机组锅炉的特点及启动试运

华电潍坊发电有限公司3 号炉是国内第1 台燃用贫煤, 采用四角切圆直流燃烧器的670WM超临界机组锅炉。该炉利用美国阿尔斯通公司的技术, 采用简单疏水式的启动系统、煤粉浓淡分离、低NOx 同轴燃烧系统, 具有很好的不投油、低负荷、稳燃能力和锅炉燃烧效率, 在降低炉膛出口烟温偏差方面具有独特的调节手段和效果。重点介绍了该锅炉冷态动力场试验、蒸汽稳压吹管、制粉系统调试、燃烧特性等试运的情况,以及设备存在的主要问题和改进建议。