600MW亚临界锅炉再热汽温低的原因分析

针对国华电力公司17台600 MW亚临界锅炉再热汽温普遍低于设计值的现象,从受热面设计、运行调整以及协调控制等方面分析了再热汽温偏低的原因,提出了综合治理再热汽温低的思路和方法。     

600 MW亚临界锅炉再热汽温低的原因分析

针对国华电力公司17台600 MW亚临界锅炉再热汽温普遍低于设计值的现象,从受热面设计、运行调整以及协调控制等方面分析了再热汽温偏低的原因,提出了综合治理再热汽温低的思路和方法。     

锅炉再热汽温低、屏区过热器超温原因分析及解决方案

张家口发电厂1号锅炉再热汽温偏低,若调整至额定汽温时,又会导致屏式过热器超温,针对这一问题进行再热汽温调整试验,根据试验结果分析造成这一现象的原因,初步提出解决方案,最后通过燃烧调整试验验证其有效性.     

1000 MW机组塔式锅炉再热汽温偏低的原因分析及调整

对某电厂1 000 MW机组塔式锅炉再热汽温长期偏低的原因进行了分析,认为其主要原因是锅炉设计时为防结焦增大了锅炉水冷壁受热面积但未增加再热器及过热器相应受热面,从而导致受热面吸热失衡.对此,在不改造受热面的情况下,通过采取燃烧调整和吹灰优化等措施,使再热汽温比调整前提高了近20℃左右,再热器出口温度偏差也从原来的20℃左右降至10℃以内.按再热汽温每升高10℃煤耗降低0.75 g/(kW· h),每台机组年发电量70亿kW.h计算,可节省标煤约7 875 t,经济效益显著.     

三菱1205 t/h锅炉低负荷再热汽温偏低原因分析

通过对河津发电厂1号、2号锅炉再热器结构和布置特点，以及锅炉燃烧调整特性的形究，重点对三菱1205t／h锅炉在低负荷工况运行时，再热汽温偏低的原因进行了分析，提出了采取的措施和改进的方法，为锅炉在低负荷工况下再热汽温的调整提供了依据。     

某2030 t/h W火焰锅炉低负荷下再热汽温偏低原因分析及对策

某600 MW机组W火焰锅炉75%以下负荷时存在再热汽温较设计值(541℃)偏低问题,严重影响机组运行经济性。本文通过锅炉热力计算并结合炉内温度CFD分析,对再热汽温偏低原因进行了研究。结果表明:300 MW负荷下通过常规的运行调整方式无法提升再热汽温;锅炉低负荷下再热汽温偏低是高温对流受热面积分配相对不合理所致。对此,提出了增加低温再热器和高温再热器面积,减少高温过热器面积等方案,其中增加低温再热器和高温再热器受热面虽能够提高再热汽温达到设计值,但烟道布置空间受限,工程上无法实施,而减少高温过热器受热面积2 792 m2,能够在50%负荷下提升再热汽温到设计值,且可以控制再热器减温水量在0 t/h。虽然锅炉效率下降影响发电煤耗升高,但整体对煤耗的改善明显。     

2008 t/h四角切圆燃烧锅炉汽温偏低的原因分析及试验研究

针对某电厂2008 t/h锅炉存在汽温偏低问题,对锅炉进行了热力计算和燃烧调整试验,进而进行了锅炉燃烧器布置调整,增加了后屏再热器的受热面积.计算和试验结果表明保持炉膛沾污系数为0.35至0.45,过量空气系数为1.3左右,燃烧器上摆8°至16°,关闭上层燃尽风,维持低氧量(3.0%)运行,可有效地提高蒸汽温度.     

浅析新余电厂670T／h锅炉再热汽温偏低的原因

浅析新余电厂６７０Ｔ／ｈ锅炉再热汽温偏低的原因江西省新余发电厂（３３６５０２）章永洪新余电厂两台ＷＧＺ６７０／１３．７－７型锅炉属超高压,一次中间再热、单汽包自然循环、固态排渣煤粉炉。自１９９５年投产以来,再热汽温长期达不到设计要求,正常运行只能达到...     

摆动式燃烧器调节再热汽温特性分析

通过试验和设计数据分析摆动燃烧器对再热汽温和过热汽温的调节特性,了解和掌握摆动燃烧器的调温特性,使之达到预期效果,对锅炉安全稳定运行极为重要.     

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 ℃。     

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。     

锅炉蒸汽温度偏低的原因分析及处理措施

针对大唐河北发电有限公司马头热电分公司9号机组主蒸汽、再热蒸汽温度低于设计值的问题,从煤质、蒸汽压力、测点、受热面温度4方面分析原因,提出热态调整燃烧器摆角的处理措施,并说明其经济效益.     

1 900 t/h超临界压力锅炉燃用劣质煤优化试验研究

对湘潭发电有限责任公司600 MW超临界压力锅炉采用的HT-NR3型旋流燃烧器内、外调风叶片角度、调风盘、分级风门、氧量、磨煤机投运台数对锅炉效率的影响进行了试验研究,指出了锅炉效率低的原因是排烟温度、飞灰可燃物偏高及煤粉细度粗等。通过改善煤粉细度,合理优化配风方式等措施,使锅炉效率提高了2%,达到91.4%。     

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。     

锅炉烟气再循环位置对再热蒸汽温度的影响

针对某660 MW超超临界锅炉,基于热力计算模型,研究分析分别从燃烧器区域底部引入烟气(方案一)和从炉膛出口的屏底引入烟气(方案二)对炉膛出口烟气温度、再热蒸汽温度等参数的影响.结果表明:采用烟气再循环能够有效提高再热蒸汽温度;再循环率每增加1百分点,采用方案一的一次/二次再热蒸汽温度能提高约2.0 K,而方案二对应的...     

超超临界二次再热机组再热汽温调节方案应用分析

二次再热机组相对一次再热机组的热力系统具有更加复杂的结构,且国内二次再热技术的应用刚刚起步,缺乏建设与运行经验,从而导致新建二次再热机组难以确定调节方案。对国内新投产华能安源660 MW、国电泰州1 000 MW超超临界二次再热机组再热汽温的调温原理、控制方案以及投运效果进行了详细的总结分析。分别给出了这2种典型调节方案的优势与缺陷,并基于此给出了改进建议,为二次再热机组再热汽温调节方案的选取与改进提供参考。