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针对火力发电厂DCS系统中出现的再热蒸汽温度偏差问题,从一次元件、补偿导线、补偿温度、TC板等角度分析了导致DCS系统锅炉再热蒸汽温度偏低的几种原因,提出对策并解决造成温度测量误差的问题. 相似文献
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分析了锦州发电厂2号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,针对设备缺陷和运行中存在的问题,提出了综合治理主、再热蒸汽温度的具体措施。改造后的测试表明,机组在满负荷下运行,主、再热蒸汽温度均能达到原设计值,再热蒸汽温度平均提高15~20℃,主蒸汽温度提高5℃,大大地改善了发电机组运行的经济性和安全性。 相似文献
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柳州电厂670t/h锅炉主,再热蒸汽温度偏低原因分析 总被引:1,自引:1,他引:0
针对柳州电厂1号锅炉(670t/h)主、再热蒸汽温度偏低的问题,与有关单位通过科学的分析手段(模拟实际运行情况、校核热力计算、仿真模拟计算)分析汽温偏低的原因,从而提出了切实可行的改进方案:采用炉膛上部敷设隔热层、减少炉膛吸热量提高炉膛出口烟温的办法解决了武汉锅炉厂生产的670t/h锅炉在柳州电厂运行中主蒸汽、再热蒸汽温度长期偏低的问题。 相似文献
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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。 相似文献
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南昌发电厂针对采用浓淡燃烧器之后出现的主蒸汽温度和再热蒸汽温度偏低的问题,对喷口、喷燃器运行角度进行改造,提高了锅炉运行稳定性和锅炉热效率。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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. 相似文献
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《中国电力》1986,(8)
▲提高国产200MW机组再热蒸汽温度的措施陡河发电厂5、6号机组为国产200MW中间再热式汽轮发电机,型号为N-200-130-535/535型;锅炉为HG-670-140-9型煤粉炉。这两台锅炉自投产以来,再热蒸汽温度一直偏低。经分析,主要有以下原因:(1)再热器冷段入口蒸汽温度低(汽轮机高压缸排汽);(2)锅炉热段再热器布置不合理;(3)汽一汽交换器调整不灵;(4)再热蒸汽减温水系统设计不合理;(5)锅炉运行工况影响。为此,采取了以下措施: 1.改进了再热蒸汽减温水系统,加装了4个手动调节阀,对4条再热蒸汽管的温度可以分别进行调节,提高了4条再热器管的平均再热蒸汽温度,降低了减温水量。 相似文献
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针对700 MW锅炉低氮运行主、再热蒸汽温度偏低、再热器壁面易超温以及高负荷下升负荷过程中再热蒸汽温度波动大的问题,分析了其原因,并提出了降低运行氧量,减小AA风摆角偏差,和燃烧器上摆角度基准值,调整升、降负荷APC过程的热工系数的优化控制方法。优化后,锅炉高负荷下主蒸汽温度达到设计值,两侧偏差基本消除,再热器壁面13点超温次数减少;中低负荷下,再热蒸汽温度明显升高,偏差减小;高负荷下升降负荷过程中,再热蒸汽温度波动减小。同时,由于降低了氧量,排烟损失减小,锅炉效率有所提高,NOx排放量也降低。这些有效地提高了锅炉机组的安全、经济和环保性能。 相似文献
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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。 相似文献
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本文以设计再热蒸汽温度为623℃的1台660 MW机组、1台1 000 MW机组和1台1 000 MW二次再热机组为研究对象,综合分析了造成再热蒸汽温度偏低的原因,并有针对性地进行了优化调整。优化后,再热蒸汽温度均有较大程度的提升,660 MW机组和1 000 MW一次再热机组再热蒸汽温度分别由调整前的609.0℃和599.8℃提高至618.0℃和619.8℃,1 000 MW二次再热机组高/低压高温再热蒸汽温度分别由调整前的603.4℃和601.4℃提高至612.5℃和612.7℃;同时,末级再热器管壁温度高低点的偏差也有所降低。该研究结果可为同类型机组再热器管壁温度的优化调整提供参考。 相似文献
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唐山陡河发电厂~#5、~#6机组为国产20万千瓦中间再热式汽轮发电机,型号为: N—200—130—535/535型; 锅炉型号为: HG—670—140一9型煤粉炉;这两台锅炉自投产以来,再热蒸汽温度一直偏低,如~#6炉1985年1~4月份平均再热蒸汽温度为494℃,比原设计540℃偏低很多。直接影响该机 相似文献