600MW亚临界旋流对冲锅炉减温水量偏大原因分析

四川广安电厂6号锅炉自投运以来,过热器及再热器减温水量一直处于偏大的状态。通过换热比例计算及燃烧调整,发现减温水量偏大是由于炉膛受热面设计偏小及燃烧不合理共同造成的,通过燃烧调整以后,锅炉的减温水量有一定下降。     

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。     

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。     

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。     

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。     

下期部分论文题目

绍兴大明发电有限公司1#余热锅炉型号为Q387／543-65—3．82／445，卧式烟道式单汽包自然循环锅炉，采用喷水减温。锅炉投产初期，出现因减温水流量不足，造成主汽超温被迫减负荷运行的现象。停炉后，检查发现减温器部份减温水喷嘴被焊渣、金属屑堵塞，造成减温水流量减少。将杂物清除后继续投运，运行不久此种状况继续发生，被迫减负荷运行或停炉清理，造成较大的经济损失。     

国产首台325 MW燃油燃气发电机组锅炉

分析了国产首台325MW燃气燃油发电机组锅炉的设计特点与初步运行效果。满负荷时,100%燃油工况,减温水量5～20t/h;100%燃气工况,过热器减温水量100-120t/h,再热器减温水量25-35t/h。各项参数正常,受到外方用户的好评。根据安装和调试运行情况,对改进系统、完善产品设计提出建议。     

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。     

丰城电厂660MW超临界机组过热器减温水系统设计建议

从介绍锅炉过热器减温水引水点的变迁开始，通过超临界直流炉与亚临界汽包炉的数据对比，得出丰城电厂扩建660MW超临界机组的过热器减温水宜从靠近省煤器的进水管上引水的结论。     

超临界锅炉减温水引发氧化皮剥落问题的分析与防范

超(超)临界机组锅炉高温炉管内壁氧化皮剥落堵塞引起的过热爆管是近几年来困扰机组安全运行的突出问题之一。在对两起爆管事件进行失效分析过程发现,锅炉启动过程因减温水投用不当会大大促进氧化皮的集中剥落。通过列举两起爆管案例,查阅了减温水投用记录,进一步分析表明氧化皮的集中剥落与减温水投用不当有很强的关联性。针对减温水引发的过热爆管提出的防范措施可供生产实践借鉴。     

660MW机组锅炉减温水管路设计和三维管路布置

通过减温水的喷水作用,把主蒸汽温度控制在设定值,对于电站锅炉来说至关重要,主要针对660 MW超超临界锅炉的减温水管路的管径计算、管道附件和阀门等的选型等对减温水管路的设计进行说明,并对运用PDMS三维工厂设计软件直接进行三维布置管路的方式做介绍,以突出三维布置管路相比较于传统二维平面布置所具有的优势。     

进口1150t／h锅炉再热器超温原因分析及解决措施

华能福州电厂1号、2号炉自投运以来，再热器超温严重，严重影响锅炉机组的安全经济运行。通过试验研究和计算分析，找出再热器系统超温原因。采用受热面综合改造的方案，再热器减温水量大幅下降，同时过热器欠温问题得到有效解决，大大提高了锅炉机组运行的安全性和经济性．获得了良好的经济效益和社会效益。     

某660MW超超临界锅炉吹灰系统减温水调节阀工作异常分析

某电厂660MW超超临界锅炉在吹灰过程中存在吹灰蒸汽温度投自动时减温水调节阀频繁波动且调节阀磨损严重的问题。本文首先对该工程吹灰系统设计减温水系统的必要性进行了分析,其次对锅炉吹灰过程中蒸汽温度投自动时减温水调节阀频繁波动,调节阀磨损严重等问题进行了原因分析并提出了相应的改进措施。     

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.     

垃圾焚烧余热锅炉过热器喷水减温系统的技术改造

厦门后坑垃圾焚烧发电厂余热锅炉过热器喷水减温系统,因原设计及减温水调节阀性能等因素导致锅炉主蒸汽温度自动控制失调,为此对喷水减温系统进行了技术改造,解决了主蒸汽温度失调的问题,最终达到锅炉安全运行的目的。     

300MW循环流化床锅炉甩负荷试验控制研究

结合某300MW循环流化床锅炉50%、100%甩负荷试验的成功控制经验,对试验过程和锅炉侧压力、汽温及其燃烧等关键控制点进行深入探讨。结果表明:因循环流化床锅炉蓄热量和热惯性大,为防止锅炉超压及其维持床温以便后期恢复,必须提前减少燃料量,减少一次流化风量及其大量排渣、降低床压;同时注意减温水保证一定的投入量,防止汽温超限。     

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%。     

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。     

辅助风反切方式在1175t/h锅炉再热器热偏差改造中的应用

国华三河电厂1号、2号锅炉自投运以来,再热器整体和局部超温严重,影响机组的安全经济运行.通过实施基于受控涡量燃烧模式的辅助风(AA)反切改造方案和受热面改造,再热器减温水量大幅减少,同时末级再热器局部超温问题得到有效解决,大大提高了锅炉机组运行的安全性和经济性,获得了良好的经济效益和社会效益.