2070t/h旋流燃烧锅炉的低NO_x燃烧优化

针对电站锅炉实施低NO_x燃烧改造后出现的燃烧效率下降和减温水量增大等问题,在1台容量为2 070t/h的旋流燃烧锅炉上完成了优化调整试验。通过对锅炉制粉系统和二次风配风的优化调整,使各负荷工况下的锅炉效率均在92.2%以上,SCR入口NO_x浓度均在250mg/Nm~3以内,锅炉再热烟气挡板开度增大50%以上,并且再热减温水量都在20t/h以下;中、高负荷工况下锅炉过热减温水总量分别下降57.3t/h和95.2t/h。     

650 MW超临界锅炉低氮燃烧器改造后的主要问题与优化调整

针对某650 MW锅炉低氮燃烧器改造后出现再热汽温超温、减温水量偏大等问题,首先介绍低氮燃烧器改造情况,分析了由于燃烧器改造造成燃烧工况改变引起再热蒸汽超温等问题的具体原因,并提出了解决方案。经采取相关优化调整措施后,锅炉超温工况得到有效控制,再热器平均减温水用量由优化前大于50 t/h降低至20 t/h以下;通过优化辅助风与燃尽风的配比,控制炉膛火焰中心以及优化制粉系统运行与锅炉吹灰方式,有效解决了锅炉现场运行中因设备运行工况变化造成的灰渣可燃物偏高问题,锅炉热效率由优化前的93.77%提升到94.20%。     

对冲旋流锅炉的配风调整试验研究

针对深度空气分级的低氮燃烧技术改造后的锅炉排烟中CO浓度高,飞灰含碳量偏高,减温水用量偏高和受热面容易超温等常见问题。在1台2 070 t/h对冲旋流燃烧锅炉上实施了配风调整优化试验,通过对运行氧量、燃尽风率和前后墙燃尽风配比的综合调整,获得了锅炉运行调节的最优参数。取得了锅炉效率上升1.88%,省煤器出口NOx浓度下降15 mg/m3,过热减温水量下降95.2 t/h,再热减温水量下降10.6 t/h的综合优化成果。     

300MW机组W火焰锅炉改造的数值模拟与分析

利用CFX-Tascflow平台,对300 MW机组W火焰锅炉在基础运行工况下的炉内速度场和温度场进行了数值模拟,将模拟结果与采用抽气热电偶测量得到的试验值进行了比较,从而验证了模拟结果的准确性.通过对模拟结果的分析发现:锅炉侧墙压力偏低,造成煤粉气流向侧墙流动,引发结焦;炉内火焰中心偏上,造成飞灰含碳量高,减温水量大.根据计算结果提出4个锅炉改造方案并对其进行了模拟计算与分析,最终确定根据工况5进行锅炉的改造,经2个月的实际运行表明:飞灰含碳量下降了2%,减温水量下降了15 t/h.     

过热器减温水过量的治理改造与实施效果

针对某电厂5号锅炉实际运行过程中存在的过热器减温水过量的问题,提出了4种受热面改造方案,通过对4种改造方案热力计算结果的对比分析,最终选择方案A对锅炉尾部受热面进行了初步改造.改造后的实际运行和性能试验数据表明:在不同负荷工况下,过热器减温水总量明显下降,平均下降约100 t/h;省煤器出口欠焓在允许范围内,保证了锅炉水循环的安全性;机组整体的经济性、安全性及可调性都得到提高,改造取得了圆满成功.     

1 025 t/h锅炉再热器超温处理及可行性分析

针对某1 025 t/h锅炉再热器管壁超温、减温水量大的问题,通过现场试验、数值模拟和热力计算等方法,分析管壁超温和减温水量大的原因,提出燃烧调整和受热面改造方案。研究表明：该锅炉末级再热器出口管壁温度存在较大偏差,烟道中间及右侧部分管壁超温,原因在于炉膛出口的烟温偏差;通过将燃尽风由四角均匀配风调整为左侧风门开度50%、右侧风门开度100%,降低了炉膛出口左右两侧的烟温偏差,进而减小了再热器出口的壁温偏差;针对锅炉再热器、过热器减温水量大的问题,进行二次风优化调整,当二次风正塔配风时炉膛出口温度比二次风均等配风和束腰配风时有所降低,有利于降低减温水量;该炉二次风配风优化难以从根本上解决减温水量大的问题,为此提出减少再热器、过热器受热面及增加省煤器受热面的改造方案,使减温水量在不同负荷下均能满足锅炉运行要求。     

600MW机组“W”火焰锅炉尾部受热面改造经济性试验研究

针对某火电厂5号炉排烟温度高、过热器减温水量高等问题,提出了增加省煤器受热面积和预热器漏风治理等改造方案。改造后,锅炉热效率升高0.37个百分点,过热器减温水总量减少35 t/h,预热器漏风率下降2.6个百分点,综合计算供电煤耗下降1.9 g/kWh。若按照机组全年运行5 000 h,平均电负荷500MW计算,一年可以节约燃料4 750 t,经济效益显著提升。     

某600MW亚临界锅炉节能改造分析

文中介绍了某电厂600MW亚临界锅炉排烟温度过高、减温水量超标、煤耗较高等问题。采用热力计算方法对其进行改造分析,分析改造对锅炉运行的影响,论证改造方案的可行性并选择较优方案。按照选定方案改造后在630MW实际煤种工况下可降低排烟温度约10℃,减少减温水量约90t/h,单机煤耗率下降约1.92g/(kW·h)。     

630MW机组低氮燃烧系统燃烧调整优化

对某电厂630 MW亚临界汽包锅炉进行了低氮燃烧调整优化,通过主燃区二次风门及SOFA风门开度调整和提高运行氧量,CO含量控制在100μL/L左右,燃烧滞后现象明显改善,过热器及再热器减温水量降低,减温水量能够满足机组升降负荷速率的要求。解决了低氮燃烧器改造后出现的问题,找到了适合锅炉安全经济运行的最佳工况。     

喷水减温对机组热经济性影响的研究

针对国产330MW机组,分析了两种运行工况下,过热器、再热器喷水量对其经济性的影响。结果表明,在运行过程中,减温水量过大会影响机组运行的经济性,减温水量增加相同的条件下,再热器减温水导致机组煤耗率增加值是过热器的10倍多。再热器减温水量过大对机组经济性的影响远大于过热器。     

1025t/h控制循环锅炉燃烧器摆动调温研究

1025t／b控制循环锅炉采用燃烧器喷嘴摆动调节过热蒸汽和再热蒸汽温度。锅炉投运后曾经发生燃烧器喷嘴摆动装置故障，不起调温作用，汽轮机高压缸排汽温度比设计值高10～20℃，被迫采取各用事故喷水调节再热蒸汽温度。锅炉再热器受热面偏大；使再热器减温水量比设计值多20-30tt/h，明显影响机组运行经济性。通过调查研究和实炉试验，对摆动机构采取改进措施。现在燃烧器喷嘴已能正常摆动，找到了减少再热器减温水量的途径。     

余热锅炉主蒸汽减温水控制策略

阐述燃气-蒸汽联合循环运行中主蒸汽超温的过程和现象,从余热锅炉结构特点入手,详细剖析燃气-蒸汽联合循环主蒸汽超温的原因,找到主蒸汽超温的末端影响因素。实际运行中,预知主蒸汽超温因素,采取手动提前干预,检查扰动后主蒸汽控制线性是否达到控制预期,未达预期,重新修正提前量,直到达到控制预期。查阅机组DCS(分散控制系统)减温水控制逻辑,修改主蒸汽控制逻辑,对于要完善减温水控制逻辑改造的燃气电厂有借鉴意义。     

喷水减温系统改造及经济性分析

某电厂喷水减温系统具有较大节能潜力,对喷水减温系统进行了改造,过热减温水由目前的给水泵出口母管引接,改为由高加出口给水母管引接。为了确定过热减温水系统改造后的经济性变化,采用热力系统建模方法进行了不同运行工况的计算。结果表明负荷在330~660 MW负荷变化范围内,经技术改造后供电煤耗平均降低值在0.80 g/k W·h以上,净热耗率的降低值随着负荷的升高呈增大趋势,机组负荷越高,由减温水变化导致的机组出力下降越多。     

“工业锅炉配套用燃烧器性能验证测试与评价”结果公告

为提高工业锅炉配套用燃烧器的性能质量和用户服务水平 ,中国电器工业协会工业锅炉分会开展了“工业锅炉配套用燃烧器性能验证测试与评价”工作 ,下列公司配 1t/h、2t/h和 6t/h工业锅炉用燃油燃烧器和(或 )燃气燃烧器经上海工业锅炉研究所燃烧器试验室按《一体式燃油燃烧器和燃气燃烧器性能试验方法》进行性能检测符合GGXBl— 2 0 0 2《工业锅炉用一体式燃油燃烧器和燃气燃烧器性能评价技术条件》要求 ,并经工业锅炉行业著名专家对产品性能和用户服务质量综合评审通过 ,现向行业推荐为工业锅炉配套用燃烧器首批选择产品。具体参评公司及参…     

热电厂锅炉燃烧器节能改造分析

针对某石化公司热电厂410t/h煤粉锅炉在高负荷运行时燃烧不稳定、锅炉热效率低、减温水量大、炉膛部分结焦、屏式过热器结焦较严重、氮氧化合物排放量高等问题,进行了燃烧器的节能改造。通过对改造后锅炉部分性能的测试和分析,证明该改造取得了很好的效果,达到了预期的目的。     

670t/h锅炉过热器超温问题的处理

内蒙古某电厂670t/h锅炉在启动试运中,出现过热器超温现象。分析其原因是过热器和省煤器受热面吸热面积设计过大,减温水流量设计过小造成。通过提高减温水流量和减少受热面面积,超温问题得到了解决。     

MVR蒸汽离心风机变工况流场数值模拟研究

为了探究MVR蒸汽离心风机在变工况时的运行性能,采用Fluetn软件,选用RNG k-ε湍流模型,对MVR蒸汽离心风机进行了数值模拟研究,研究了风机变工况流量为3.6 t/h、7.2 t/h、10.8 t/h、15 t/h、21.6 t/h、25.22 t/h的内部流场流动规律。研究结果表明:当风机进口流量降至7.2 t/h,气流在叶道内将产生边界层分离,风机发生旋转失速现象,风机效率将急剧降至56.4%;当流量继续降低至3.6 t/h,风机将发生喘振现象,风机的效率将急剧降低至35.6%;当风机进口流量达到25.22 t/h,风机不会发生边界层分离,但随着流量的增加,叶片气流速度会增加,流动损失增大,风机的效率降至59.3%。因此,MVR蒸汽离心风机在变流量工况运行时,效率将下降,在小流量工况下边界层分离是风机发生喘振现象的根本原因。     

防结渣复合陶瓷涂层在燃用准东煤锅炉上的应用研究

针对某台670t/h燃用准东煤锅炉出现的沾污、结渣问题,在水冷壁和屏式过热器区域受热面喷涂复合陶瓷涂层.采用热力计算方法,并结合复合陶瓷涂层试验数据,对水冷壁和过热器的吸热量进行计算,确定了水冷壁与过热器的最佳喷涂面积.结果表明:喷涂复合陶瓷涂层后,锅炉运行一年后的沾污、结渣情况得到明显改善,吹灰器月投运时间和减温水量分别减少了58.2%和75.2%,但由于水冷壁与过热器的吸热量比例失调,出现了过热汽温偏低问题;在水冷壁与过热器的最佳喷涂面积下过热汽温达到设计值,减温水量适中.     

冷凝式燃气锅炉与普通三回程燃气锅炉运行分析

1 普通卧式湿背式三回程燃气蒸汽锅炉消耗某制药有限公司现有两台20t/h卧式湿背式三回程燃气锅炉,一用一备方式运行,主要目的用于满足本公司生产用蒸汽.按照制药行业连续生产的运行方式,平均每年实际运行时间300d左右,锅炉实际运行负荷率大约在75％左右,统计实际年消耗蒸汽量为108000t.按照锅炉实际运行数据情况和国产燃气锅炉生产厂家提供的设计数据,以及北京市大规模“煤改气”后进行的锅炉热效率实际测试结果,国内普通卧式内燃湿背式三回程天然气蒸汽锅炉实际运行效率大约为88％～90％（热水锅炉热效率稍高）,折合燃气成本耗量为81.65m3/h.所以该公司20t/h锅炉运行每小时实际天然气耗量为81.65×20=1633m3,按照北京市工商业企业天然气价格标准,天然气单价为3.23元/m3,20t/h燃气蒸汽锅炉在75％负荷率运行时每小时天然气成本费用为1633×3.23×75％=3955.94元,全年燃料成本高达2848.2768万元.     

干湿联合冷却系统的性能分析

干湿联合冷却系统能够有效缓解空冷机组的夏季高背压、限负荷等问题,提升机组运行的可靠性和经济性。以某电厂600MW机组为例,建立干湿联合冷却系统的数学模型,确定其运行工况点,分析机组排汽量、冷却水流量、环境温度及风机转速等对机组背压和空冷、水冷系统蒸汽分配量的影响。结果表明,在设计工况下,干湿联合冷却系统的排汽压力比直接空冷系统降低了2.6k Pa。当机组排汽量从70%提高到100%时,背压提高了2.7k Pa,而水冷系统的蒸汽分配量从10.7%上升到13.9%;当水冷系统的冷却水量从4000t/h提高到12000t/h时,背压下降了0.9k Pa,而水冷系统的蒸汽分配量从9%上升到13.9%;当环境温度上升到35℃时,干湿联合冷却系统背压比纯空冷系统下降了10.7k Pa;当空冷系统的风机转速从60%上升到100%时,背压下降了6.3k Pa,而水冷系统的蒸汽分配量从22.9%下降到13.9%。