通过受热面改造解决再热汽温低问题

由于1号锅炉长期存在低于额定负荷运行时再热汽温低于设计值的问题,而对锅炉运行的安全性和经济性带来不利影响,急需对此进行改造治理。经论证分析,认为应该对锅炉受热面进行改造,在详细热力校核计算的基础上提出了3种受热面改造方案,即"方案A"、"方案B"和"方案C"。通过热力计算结果的全面对比分析,选择"方案B"对锅炉高温屏式过热器进行了改造。改造完成后锅炉运行稳定,低于额定负荷运行时,再热汽温达到了设计要求,再热汽温低的问题得到了解决,取得了满意的改造效果。

低氮燃烧器改造后再热汽温低原因分析与对策研究

为降低谏壁发电厂#12炉炉膛出口氮氧化物的含量,进行了锅炉燃烧器的改造,改造后再热汽温比之前低了10~20℃。针对低氮燃烧器改造后的#12炉再热汽温降低原因进行了分析,根据实际运行情况提出优化调整方案。

合川电厂#1、2炉低负荷再热汽温低原因诊断及处理

针对合川电厂#1、2炉在调试及投产后出现锅炉低负荷下再热汽温低的现象,根据运行调整得到的经验与结果,对炉膛各段烟温及蒸汽温度进行分析。综合分析#1、2炉低负荷下再热汽温偏低的原因并进行性质定位,根据分析结果采取针对性的技术措施,取得良好的效果。

300MW锅炉再热汽温低的原因及改造探讨

随着科学技术的不断发展,各种先进的设备在电力企业之中也得到了广泛应用,其中,300MW 锅炉的应用不仅提升了发电的 效果,也实现了发电厂耗能的有效降低。但是在 300MW 锅炉的应用过程中,再热汽温偏低是一个经常出现的问题。本文就对其产生的原 因及改进进行分析。

某2×660 MW超超临界机组再热汽温低原因分析及优化调整

某电厂2×660 MW超超临界机组锅炉冷再抽汽改造后,低负荷工况下再热汽温偏低,经热平衡分析计算,冷再抽汽量低于设计值将导致再热汽温下降,尤其低负荷时下降明显;在不同负荷下进行冷再抽汽试验,低负荷抽汽量减少,#1炉较#2炉再热汽温下降更为显著。通过相关性分析获得影响#1、2炉再热汽温差的主要因素,并据此作运行优化,低负荷工况下,再热汽温平均提升8℃,调整效果显著。

华电贵港电厂超临界锅炉再热汽温长期偏低的分析与对策

对华电贵港电厂超临界锅炉运行中存在的再热汽温长期偏低问题进行了深入分析,得出其主要原因为燃用煤灰分含量高,加之锅炉尾部受热面吹灰器选型不合理,导致再热器受热面管壁积灰严重而使再热器内蒸汽温升不足。提出了将水平烟道及竖井烟道内再热器受热面使用的脉冲吹灰器更换为伸缩式蒸汽吹灰器,配合改进运行调整技术的解决对策。经对水平烟道吹灰器实施改造,以及改进运行调整技术后,切实将末级再热器内蒸汽温升提高到接近设计值。

黄金埠电厂再热汽温偏低原因分析及对策研究

国内燃煤电厂600MW机组再热汽温在锅炉正常运行中低于设计值运行是较为普遍的现象,我厂的情况同样没有例外,特别是近期,随着负荷率的不断走低,这一现象显得更加严重,针对这些情况,从锅炉设计、配风、磨组运行方式、煤质等方面对再热汽温的影响进行了分析,提出了运行调整方面的建议。

DG670/140-8型锅炉再热汽温偏低的原因及改造

本文作者通过分析DG670 / 14 0 -8型锅炉再热气温偏低的原因 ,提出改造方案。经改造后 ,锅炉再热汽温达到了要求并提高了锅炉运行的安全性和经济性。

锅炉再热汽温偏低的改造方法

针对某电厂350Mw锅炉机组再热汽温偏低的情况，通过热力计算分析，改造可行性分析选取合适的解决再热汽温偏低的改造方案。

低负荷下再热蒸汽温度偏低的原因及处理措施

针对某电厂600MW亚临界锅炉在低负荷时出现再热蒸汽温度偏低的实际情况,根据现场检查结果,初步分析原因;然后通过运行诊断及优化调整试验,对锅炉再热蒸汽温度偏低进行治理,取得了较好的治理效果。

某350 MW超临界直流锅炉分离器汽温偏差和汽温偏低原因分析及调整方法

分析某350 MW超临界直流锅炉汽水分离器蒸汽温度存在的交替偏差及主、再热蒸汽温度偏低的原因。通过采用磨煤机热态调整、低负荷下炉膛吹灰、优化减温水自动控制前馈、降低给水系统压力脉动、炉内燃烧优化、提高炉膛负压及氧量运行等方案后,有效地将汽水分离器两侧蒸汽温度交替偏差由调整前的15℃~58℃,控制在1℃~12℃,将主热蒸汽温度由调整前541℃提高到571℃,再热蒸汽温度由调整前568℃提高到569℃。降低分离器两侧蒸汽温度交替偏差及主、再热蒸汽温度偏低带来的影响,为在建同类型机组提供经验借鉴。

台山电厂1号炉燃烧器改造后再热蒸汽偏低浅析

台山电厂1号炉进行了600MW锅炉燃烧器的改造,显著降低了NOx的排放,同时也引发了锅炉再热汽温远达不到原设计温度的严峻问题,本文论述台山电厂1号锅炉再热蒸汽温度低的原因及采取的提高汽温的策略。

1025T/H锅炉低氮燃烧器改造后汽温低的运行应对策略

某公司一期320MW机组低氮燃烧器改造、汽机通流部份改造以后,锅炉NOx排放值从改造前的800 mg/m3左右降低到380 mg/m3左右,大幅减轻了脱硝装置的压力,达到了优化设计、优化运行的目的。但随着设备改造后锅炉主、再热汽温一直存在偏低的情况,本文对低氮燃烧器改造、汽机通流部份改造后汽温偏低进行了分析,提出运行应对策略。

600MW抽汽供热机组的汽温调整

包头发电公司2×600MW机组通过技术改造实现抽汽供热,供热面积1130万m2。两年来,取得了不错的经济效益和社会效益,但锅炉设备出现后屏过热器超温、再热汽温偏低的问题,严重影响机组安全运行。

再热汽温偏低的原因分析及对策

综述了几年来国产HG670/13.7—PM10型锅炉再热汽温偏低的问题,并进行了认真分析,查找各种影响因素,经运行调整及技术改进,使再热汽温达到了额定参数。