低NOx燃烧器改造引起锅炉再热汽温降低的调整和改进

分析低NOx燃烧器改造对再热汽温的影响,研究燃烧器摆角和配风方式对提高再热汽温的作用。论述锅炉再热器受热面优化改造的设计原则:受热面改造不仅决定于再热汽的欠温程度,还应保证高负荷时不投入再热汽减温水;锅炉再热器改造还受到现有辅助设备运行状态的限制。选择施工较简单、系统改造最小的方案,通过增加高温段再热器受热面,使低负荷时再热汽温有一定提高。     

某厂660MW超超临界锅炉燃用高碱煤燃烧调整

某公司２号660MW 超超临界锅炉在后期运行中存在较大的炉膛出口烟温偏差、主再热汽温偏差、前后墙部分水冷壁管壁温偏高、制粉系统出力不足、低负荷 NOx偏高、末过和末再受热面超温、局部结焦等问题,严重影响机组安全稳定运行.文章提出通过调整燃烧器切圆、优化燃烧、运行调整等手段,解决了锅炉存在的问题,有效提高了锅炉运行的安全性和经济性。     

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。     

300 MW循环流化床锅炉旋风分离器超温控制研究

300MW循环流化床(CFB)锅炉在低负荷(60%负荷及其以下)运行时,经常出现旋风分离器的入口烟温处于超温运行(950～990℃),严重威胁锅炉风烟燃烧系统的安全稳定运行。在CFB锅炉低负荷时通过实际运行试验研究发现,随着一次风量/率的增加,炉膛内物料的流化状态变好,煤与空气的混合更均匀,炉膛内中下部的燃烧加强,能有效降低CFB锅炉旋风分离器入口烟温。     

1025t/h锅炉低氮燃烧器改造后存在的问题及对策

针对某电厂1025 t/h锅炉低氮燃烧器改造后出现分隔屏易超温、过热器减温水量大、飞灰可燃物上升、低负荷时主、再热汽温偏低及低负荷燃烧稳定性降低等问题,阐述了低氮燃烧器改造过程,分析了锅炉燃烧工况的改变导致低氮燃烧器改造后问题的原因,提出了相应治理方案.实践证明,通过采取优化控制锅炉运行氧量、取消下两层SOFA燃烬风门反切、优化一、二次风配比及燃烧器摆角的调节、优化制粉系统运行方式、低负荷不按低氮控制等措施,降低了烟气NOx排放量,提高了锅炉燃烧稳定性,保证了机组经济运行.     

烟气再循环技术在二次再热机组上的应用

烟气再循环技术普遍应用于火力发电机组再热汽温的调节,但传统的烟气再循环技术使用再循环风机进行烟气增压,增加了初始投资、厂用电和运行维护成本。文中提出了一种利用低负荷时一次风机裕量来引射烟气的新型烟气引射再循环技术,并以其在某660MW二次再热机组中参与再热汽温控制为例,介绍了该技术的原理、烟气抽取/送入炉膛位置选择和控制方案。     

HG─670／13．7─YM13型锅炉再热汽温两侧偏差大原因分析及调整

石景山热电厂４号炉试生产初期存在左侧再热汽温偏低（４９０～５１０℃），左右两侧汽温最大偏差达５０℃现象，影响锅炉和汽轮机安全、经济运行。文章分析了再热汽温两侧偏差大的原因是：低温再热器水力不均；炉膛出口烟气热力不均。提出了最大限度减少再热汽温两侧偏差大的措施：①改进低温再热器入口进汽方式，可提高再热汽温５～１０℃；②调整燃烧和调节三通阀使再热汽两侧汽温均可达５３５℃，③改造再热汽减温水系统，左右再热汽减温调节器均可投自动运行。     

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 ℃。     

二次再热塔式锅炉主汽温和再热汽温优化调整

对某超超临界塔式锅炉的主汽温和再热汽温低的原因进行分析,采用调整燃尽风摆角、锅炉吹灰方式优化、调整燃烧器摆角、调整炉膛出口氧量、调整二次风配风等方法对主汽温和再热汽温进行优化调整,使二次再热机组的主汽温和再热汽温接近设计值,提高了二次再热机组的燃煤经济性,为二次再热机组主汽温和再热汽温的优化调整提供参考。     

锅炉再热汽温偏低的原因分析及对策研究

针对宁海A电厂600 MW机组低负荷段再热汽温偏低的问题,提出了优化燃烧器摆角、磨组、配风、吹灰组合等技术手段,并在低负荷进行了试验,找出最佳运行工况,验证了机组在稳定工况下的再热汽温能达到额定值。     

电站锅炉再热气温异常原因分级及解决方法

再热汽温异常是电站锅炉中较为普遍的现象。针对再热蒸汽压力低、比热容小、温度对吸热量变化敏感、再热蒸汽减温水量对机组经济性影响大的4个特点,分析了锅炉设计中再热器受热面为何采用负裕量布置和采用烟气侧调整手段调整再热汽温的原因,这也正是再热汽温易受煤种、燃烧方式、排汽温度等各种运行条件变化严重干扰的原因。对各种因素影响再热汽温的现象、规律、判定方法及相应对策进行了总结,强调了解决再热汽温问题先综合分析、再运行调整、然后进行受热面改造的顺序。针对再热器受热面改造的要求,总结了串联增加壁式再热器受热面、串联增加对流再热器和并联增加对流再热器受热面3种方式的优缺点,并指出并联增加对流再热器受热面具有更加明显的优势。可为分析和解决再热汽温问题提供全面借鉴经验。     

低NOx燃烧技术改造对切圆燃烧锅炉热量分配的影响

基于调试和试验数据,对切圆燃烧锅炉低NOx燃烧技术改造后存在的锅炉主、再热汽温偏低的问题进行了分析.结果表明：低NOx燃烧技术改造后,锅炉主、再热汽温偏低主要是由锅炉热量分配向水冷壁区前移引起;前移原因是由于新增SOFA风加大了燃尽区氧量,导致燃烧速率随氧量增加大幅提高;同时SOFA风分流作用也使主燃烧区由燃烧速率随氧量平缓变化区间转入快速变化区间;低NOx燃烧技术改造后主燃烧区和燃尽区同时处在燃烧速率随氧量快速变化区间,使得氧量变化会对锅炉热量分配产生明显影响,导致汽温、汽压和汽包水位等参数出现大幅波动.     

正交试验法在燃煤电站锅炉燃烧优化中的应用

采用正交试验设计法设置试验因素和水平,寻求不同负荷下的锅炉最优运行方式.考虑了辅机电耗的影响,提出了锅炉净效率概念.以锅炉净效率为主要优化目标,综合考虑再热汽温、烟温偏差等因素,通过试验得到锅炉不同负荷下主要控制参数和控制曲线,提高了锅炉运行的经济性和安全性.     

1913t/h超临界压力锅炉再热汽温低的原因分析

针对某电厂1 913 t/h超临界压力锅炉再热汽温长期偏低的问题进行了燃烧调整试验,初步找出了影响再热汽温的因素,指出低温再热器吸热不足是导致整个再热器汽温偏低的主要原因,并进行了燃烧器摆角及锅炉吹灰对再热汽温影响的试验,给出了调整再热汽温的方法。     

超超临界二次再热机组再热汽温的控制

以安源电厂660 MW超超临界二次再热机组为研究对象,通过对再热蒸汽温度各种调节手段的单一因素变化时的静态特性分析,提出了一、二次再热蒸汽温度的控制方案,现场运行情况表明,该控制方案能满足机组在全负荷及RB工况的运行要求。     

基于辐射能信号的机组负荷及燃烧控制优化

针对锅炉燃烧控制对象的大滞后特性,提出基于辐射能信号的燃烧控制系统优化方案.该方案利用红外辐射能信号快速反应炉内热量的特点,将其作为提前反馈量,接入DCS锅炉主控模块中,克服燃料侧干扰引起的锅炉主蒸汽压力及流量的波动,保证汽机运行的稳定性.通过闭环控制实施对燃烧的优化,能够提高机组的负荷响应能力.     

更高参数二次再热超超临界锅炉关键技术探讨

中国正在开展630 ℃二次再热技术研究。为攻克锅炉研制面临的诸多难点,通过总体方案优化设计、新材料应用、再热汽温调节、壁温偏差控制以及水冷壁设计与制造等关键技术研究,提出针对性解决措施。结果表明：锅炉采用前后墙对冲燃烧、Π型布置及三烟道挡板调温技术,可有效满足630 ℃参数需求。     

大型锅炉汽温偏低和燃烧不稳原因分析及措施

益阳电厂1号锅炉基建调试期间在燃用设计校核煤种时,锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度低,燃烧不稳,多次发生锅炉高负荷灭火,其原因为锅炉过热器面积偏少、炉内温度水平偏低。通过采取炉内布置品字型卫燃带等技术措施,取得了明显效果。     

300MW机组CFB锅炉低温再热器改造方案研究

针对某300MW电厂循环流化床（CFB）锅炉高负荷下排烟温度过高,低负荷再热蒸汽温度不足的问题,提出了增加低温再热器面积的改造方案,并基于运行数据,对该锅炉改造前后的3个典型运行工况进行了详细热力计算与分析。结果表明：增加低温再热器面积可以有效地提高再热汽温,但受限于省煤器的烟一水换热特性,单纯降低省煤器之前的烟温难以降低最终的排烟温度。