1000MW超超临界塔式锅炉过热器、再热器管壁壁温超温分析与试验研究

某厂1号锅炉1 000 MW超超临界塔式锅炉,在投产后一直存在高温过热器和高温再热器局部管壁超温的问题,严重限制了主再热蒸汽温度的提高,使主蒸汽温度较设计值偏低约10℃,再热蒸汽温度偏低约25℃。针对该问题,通过优化运行氧量和SOFA风的配风方式,使主蒸汽温度提高了10℃,达到设计值要求,再热蒸汽温度提高了约15℃,同时高温过热器和高温再热器局部超温问题得到有效控制;受高温再热器受热面的布置和积灰等因素的影响,再热蒸汽温度较设计值仍偏低约10℃,这需要进一步分析研究。     

某锅炉出力不足及排烟温度高改造

锅炉自投运以来,因炉膛和高温过热器管隙等处结焦严重,额定240 t/h煤粉锅炉实际只能在160 t/h左右运行;设计排烟温度135℃实际运行时达到了190~210℃。改造后该炉在目标出力200 t/h下长周期稳定运行,排烟温度降至130℃,炉膛内基本不结焦,锅炉整体效率提高约6.5%。     

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。     

关于降低CFB锅炉排烟温度的技改效果及运行调整

我公司在用的循环流化床锅炉普遍存在排烟温度高于设计值的问题。本文介绍该公司运行的3种型号共8台循环流化床锅炉排烟温度高的现状,分析其原因,阐述采用的技术改造方式、改造效果及运行调整情况。     

某电厂600MW超临界锅炉末级过热器壁温偏差的试验分析

以上海锅炉厂设计生产的某电厂600 MW超临界锅炉为例,该机组由于悬吊管与末级过热器存在较大的壁温偏差,导致机组主、再热汽温较设计值偏低约10℃,末级过热器多次因氧化皮爆管,严重影响了机组运行的经济性、安全性。针对锅炉存在的问题,结合设计参数和电厂运行规程,通过燃烧优化调整,减小了末级过热器的壁温偏差,实现了锅炉的安全、经济、稳定运行。     

燃气冲击波吹灰系统用于循环流化床锅炉经济效益分析

我公司使用杭州锅炉集团生产的循环流化床锅炉（NG-130／5．3-M3），尾部竖井烟道由上到下依次布置了高温过热器、低温过热器，上、下级省煤器和上、下级空气预热器。锅炉为中温次高压，设计主汽温度450℃，排烟温度为135℃。配备使用膜片式声波吹灰器，控制气源由空气压缩机系统提供，     

600MW锅炉受热面调整降低排烟温度热力计算研究

某电厂1台600 MW亚临界机组锅炉经增容和低氮燃烧改造后存在排烟温度偏高的问题,为有效降低排烟温度同时尽量降低减温水量且不影响炉内燃烧状况,提出了对锅炉竖井烟道受热面进行调整的多个改造方案。为研究这些方案的可行性,采用自主开发的通用锅炉热力计算BESS软件对该锅炉进行了热力计算研究。结果表明,具备可行性的方案是将再热器侧和低温过热器侧的省煤器面积均在原有基础上增加66.7%,可降低排烟温度8~9℃、提高锅炉效率约0.36%,预计年运行成本节省约337万元。此外,针对这一方案对锅炉运行可能造成的各种影响进行了详尽的预判性评估。     

300MW机组锅炉低压省煤器改造及经济性分析

某厂1台300 MW循环流化床褐煤锅炉机组,在运行过程中,采用了降低床压的运行方式,使得锅炉排烟温度达到167℃,远高于设计值。排烟温度过高不仅会导致锅炉效率下降,还会影响布袋除尘的安全性。为了达到降低排烟温度与节能减排的目的,提出在锅炉尾部烟道加装低压省煤器的方案,并采用等效焓降法对加装低压省煤器后的机组进行了热经济分析。最终发现锅炉的排烟温度较之前降低了30℃,标准煤耗率下降了3.14 g/(k W·h)。     

考虑锅炉受热面烟温变化的吹灰系统优化

锅炉受热面积灰污染导致锅炉运行的经济性和安全性下降,过高的排烟温度也给脱硫系统正常运行带来困难。结合某电厂660 MW机组排烟温度高的而进行吹灰系统优化。通过改变吹灰器位置和增加吹灰器数量,取得了较好的效果。实验表明,吹灰对高温对流受热面区域烟温影响幅度较小,对低温区域省煤器出口烟温影响较大。末级过热器出口、末级再热器出口以及省煤器出口烟温分别由优化前的755℃、679℃、435℃降低到751℃、674℃、407℃,排烟温度由吹灰前的164.5℃降低到吹灰后的131.9℃。     

某600MW超临界锅炉排烟温度高的原因及控制

某600 MW超临界机组运行期间排烟温度高于设计值,本文主要介绍了造成排烟温度高的原因和改造方案。通过部分部件的改造来降低排烟温度,提高锅炉效率,保证锅炉运行的安全性和经济性。     

锅炉性能试验中给水温度对锅炉效率的修正计算探讨

锅炉性能试验中,试验锅炉进口给水温度偏离设计值时将对锅炉效率产生影响,因此需要进行适当的修正。对国家标准中给水温度对排烟温度的修正公式进行了分析。重点对省煤器在锅炉进水温度发生变化时的工况进行了理论分析,提出了省煤器变工况的计算方法,并在此基础上给出了修正后锅炉排烟温度的计算公式。以某实际锅炉设备为例,对国家标准中计算方法与本文提出的方法的2种计算结果进行了对比。结果表明:试验锅炉给水温度在设计值偏差10℃之内时,修正后的锅炉排烟温度相差较小。给水温度与设计值偏差超过10℃时,建议采用省煤器变工况的计算方法来计算修正后的排烟温度。     

660 MW超超临界机组高负荷主蒸汽温度偏低原因分析

对某电厂HG2035/26.15-YM3型超超临界参数直流锅炉主蒸汽温度偏低进行了分析,找出了该厂加负荷过程主蒸汽温度低的原因.由于加负荷过程中给水泵汽轮机再循环门存在较大内漏,使给水流量达不到设计值,导致INFIT协调系统水煤质量比失调,过热度大幅波动,最终导致主蒸汽温度偏低.根据现场具体运行情况,分别制定了调整给水泵汽轮机再循环门行程、高负荷控制负荷增加速度、根据给水泵汽轮机转速调整好过热度等三项改进措施.通过运行人员认真监视和调整,未再出现主蒸汽温度偏低的现象,保证了机组的安全稳定运行.研究为同类机组提供了参考.     

某电厂锅炉主汽温度偏低问题及解决方法探讨

对某电厂SG-420/13.7-W756型锅炉主蒸汽温度偏低问题进行了诊断分析,并提出了解决方案.试验发现,通过调整运行氧量和给粉机投运方式等手段,可以起到提高主蒸汽温度的作用.研究对象锅炉燃用煤种挥发分和水分比设计煤种大,发热量比设计煤种低是导致主蒸汽温度偏低的主要原因.调整燃烧器安装角度或在炉膛敷设卫燃带可简单、有...     

基于现状的亚临界锅炉主蒸汽温度提升研究

江苏电网某300 MW级亚临界燃煤机组为达到供电煤耗低于310 g/(kW·h)的目标,实施了以汽轮机通流改造为核心的综合升级改造,并提出了锅炉升参数运行的方案。基于锅炉设备现状,研究了提高主蒸汽温度的限制因素,通过对存在超温隐患的的后屏过热器进行局部改造,借助壁温在线监控系统对炉内受热面壁温进行精准控制,并提出“滑压反滑温”运行的控制策略,将主蒸汽温度由541 ℃提升至546~556 ℃,进一步提高了机组综合升级改造后能效水平,有利于机组长期高效运行。     

某超超临界煤粉锅炉燃烧器改造技术探讨

本文针对某超超临界锅炉主蒸汽和再热蒸汽温度偏低等问题,对燃烧器进行了技术改造,并通过试验验证了改造效果.结果表明,采用水平浓淡燃烧器后,浓淡比为1.5～1.6;负荷为330MW时,主蒸汽温度由570℃提高到585℃,再热蒸汽温度由562℃提高到578℃,末级过热器壁面最高温度下降了 5℃,飞灰可燃物由3.2％下降2.1...     

锅炉排烟温度分析

简要阐述了锅炉排烟温度与锅炉效率及电厂热经济性之间的关系,设计燃用不同煤种锅炉时排烟温度的合理选取以及分析提出了锅炉在实际运行中,影响排烟温度升高的因素,可为锅炉设计、运行提供参考。     

采用缝隙式燃烧器的W火焰锅炉燃烧调整试验研究

针对某电厂采用缝隙式燃烧器的W火焰锅炉高负荷下存在的飞灰含碳量高、屏式过热器超温严重、侧墙结渣严重、排烟温度过高及炉膛前后墙出现偏烧等问题,对锅炉的配风方式和炉膛出口氧体积分数等进行燃烧调整,并提出了相应的优化运行方式.结果表明:优化后的运行方式为中间二次风开度控制在85%,两侧二次风开度控制为90%,三次风开度减小到40%,内二次风保持原工况不变,外二次风开度增大至50%,炉膛出口氧体积分数控制在3%~3.5%,乏气缩孔开度关小至30%;优化后过热器超温问题得到解决,飞灰含碳质量分数降低了7.5%左右,排烟温度降低了8K左右,锅炉效率达到设计值,燃烧经济性显著提高,有效缓解了侧墙结渣和前后墙偏烧的程度.     

煤粉锅炉烟气余热回收的节能改造

正我公司热电厂共有3台UG130/3.82-M4煤粉锅炉,自1992年投产以来运行近20年,设计的排烟温度为143℃。现3台锅炉的排烟温度平均在170～190℃左右,严重制约了锅炉的经济运行,同时大大增加锅炉燃烧污染物的排放。     

JG-180／3．82-Q锅炉过热器超温及燃烧调整

本文分析了JG-180／3．82-Q高炉煤气锅炉过热器超温的原因,基于高炉煤气着火、燃烧和燃尽原理,讨论了改善过热器超温的燃烧调整方式及相关措施。运行实际表明,可使过热蒸汽温度控制在450℃设计值左右。对节能减排有一定的参考价值。     

过热蒸汽温度变化对锅炉经济和安全影响研究

在分析了电厂锅炉蒸汽温度的变化规律基础上,定量计算了过热蒸汽温度变化对机组经济性和安全性的影响。以300 MW燃煤电站锅炉计算表明:主蒸汽温度从535℃上升到565℃时,机组标准煤耗由341.20 g/kW.h下降到337.70 g/kW.h;主蒸汽温度在正常运行温度550℃基础上每天超温2小时,当超温1℃运行一年后机组主蒸汽管道平均理论寿命减少37 h,当超温15℃运行一年后机组主蒸汽管道平均理论寿命将减少1 183 h。