对国产20万kW机组锅炉再热汽温偏低问题的分析

自1972年第1台国产20万kW 机组投运以来,已相继有100多台同类机组投入运行,总的来说,其运行情况是良好的,在国内电网中仍充当着主力机组的角色。与此同时,也存在一些亟待改进的、影响机组安全经济运行的问题。锅炉再热器出口汽温偏低就是其中的问题之一.本文在国内大部分国产20万kW 机组运行情况调研以及某些专题试验的基础上,对采用汽-汽热交换器和烟气挡板两类再热器调温方式的锅炉再热器汽温特性作了有关计算及分析,从锅炉过热器超温、汽-汽热交换器结构及其传热特性、烟气挡板调温特性,再热器系统的设计特性、煤种变化等诸方面,客观地分析了造成现有国产20万kW 机组锅炉再热器出口汽温偏低的原因,并提出了解决问题的初步意见和建议.     

章丘电厂锅炉汽温偏低的原因分析及改造措施

对章丘电厂2台锅炉由于设计问题,炉膛出口烟温偏离设计值,汽温严重偏低的原因进行了分析和探讨,并根据实际情况提出了解决方法,以便提高调峰机组的安全经济运行。     

电站锅炉主再热汽温偏低的改造

针对广东梅县发电厂二期3、4号锅炉投产初期,锅炉主、再热汽温严重偏低及存在燃烧不稳定的情况,通过增敷卫燃带、优化操作规程、改造给粉机叶轮及喷燃器等措施,使汽温偏低的现象逐步得到解决,主、再热汽温能在设计值范围内正常变化,提高了机组安全性和经济性。     

SG400/140 412型锅炉汽温偏低的原因分析及改进

上海锅炉厂412型锅炉存在着一个共同的问题是汽温偏低。例如:黄岛电厂~#1炉汽温偏低达45℃,使机组负荷只能带11万5千千瓦,热耗偏大40大卡/度;在正常运行中,汽机因蒸汽过热度不够(特别在一台吸风机停运清灰时,汽温最低降到470～480℃),经常开疏水和降负荷,严重威胁了设备的安全和经济运行。为了解决汽温偏低的重大缺陷,黄岛电厂在上海发电设备成套研究所和山东电力科试所的协助下,通过~#1炉试验分析和热力计算,确定了增加对流过热器受热面的改进方案,并于1982年7月~#1炉大修时,增加受热面481米~2,取得了良好的效果。本文以该厂两台锅炉为例,对汽温偏低的原因和其改进方案作一些分析和计算(其设计参数和结构从略),以供参考。     

提高锅炉过热汽温的措施

广州发电厂有限公司3号锅炉大修后过热汽温长期低于530℃,低负荷运行时汽温更低,影响锅炉和汽轮机的安全经济运行。分析了3号炉汽温偏低的原因,指出炉膛火焰中心位置偏低,炉膛吸热增加是主要因素,从而提出和实施了提高过热汽温的措施,取得明显的效果。     

戚墅堰电厂12号炉汽温偏低原因浅析

通过试验研究与理论分析，查找出戚墅堰电厂１２号炉运行中过热汽温、再热汽温偏低影响机组安全、经济性的原因，并探讨了提高汽温的措施。     

北仑电厂二期工程3号炉低汽温问题及解决方法

该文论述了北仑电厂二期工程3×600MW机组建设过程中,因国外设计技术失误引起的汽温偏低问题及处理方法,对锅炉设计制造、安装和调试有较大借鉴意义。     

基于自适应Smith预估补偿技术的锅炉汽温控制系统

针对崇明电力公司16号机组锅炉过热汽温被控对象滞后大的特点,采用基于自适应Smith预估补偿技术,重新设计了锅炉的过热汽温控制系统。实际运行表明,该汽温控制系统在锅炉升、降负荷的过程中,锅炉过热汽温可严格控制在允许的范围内。     

600MW锅炉加装吹灰器的节能分析

国华电力公司600 MW锅炉燃用易结渣的神华煤出现过热器区域结渣,不利于传热,造成主汽温偏低和排烟温度偏高,影响机组的经济性和安全稳定运行。分析了结渣原因,对比加装锅炉吹灰器前后,进行了节能分析。     

6OOMW锅炉加装吹灰器的节能分析

国华电力公司600MW锅炉燃用易结渣的神华煤出现过热器区域结渣,不利于传热,造成主汽温偏低和排烟温度偏高,影响机组的经济性和安全稳定运行.分析了结渣原因,对比加装锅炉吹灰器前后,进行了节能分析.