大容量锅炉减温水量过大问题的研究与应用

基于扬州第二发电厂 2号炉汽温特性和对其影响因素的理论分析、试验研究和工程实际测试 ,对大容量锅炉减温水量过大的问题进行了研究 ,认为减温水量过大为炉膛结构不当、煤种偏离设计等所致。对此 ,提出工程技术改造方案。

影响汽包锅炉减温水量的主要因素

针对汽包锅炉的过热器和再热器,分析影响减温水量的主要因素,从而有效地控制和调节锅炉减温水量,确保锅炉的安全经济运行。

锅炉减温水量大原因分析及解决对策

针对锅炉减温水量大的问题,提出了通过改造低温受热面的方法,达到降低锅炉减温水量目的,从而改善机组循环热效率,提高机组运行的安全性和经济性。

亚临界锅炉减温水量过大问题的技术改造

某亚临界锅炉在电厂运行中出现了严重的减温水量过大的问题 ,本文借鉴前人的经验 ,通过研究提出技术改造方案 ,并将各方案进行分析和比较 ,同时考察其工程实际应用效果 。

浅谈降低燃煤锅炉再热器减温水量

再热器减温水量的使用,对机组整体的经济性有很大的影响,本文针对铜川照金电厂#1机组再热器减温水量大的问题进行了分析总结,并提出了解决办法。

锅炉减温器减温水量的测量与计算方法的探讨──介绍两种实用的计算方法

电站锅炉减温水量的测量一般以孔板读数为准．但由于现场条件所限，加之减温水量随运行工况的变化辐度较大，所以往往造成表计指示值与实际流量偏差很大．尤其当减温水满表时，更是无法测量。如果根据一定的汽水热平衡关系和相应的焓值变化、流量等参数，就可以很方便地进行减温水量的测定，为运行提供准确数据．

某300 MW煤粉锅炉减温水量偏高的原因分析及改进

针对某厂300 MW机组煤粉锅炉过热器减温水量严重超过设计值,运行中不仅负荷受限而且低温过热器频繁超温,大量的减温水引起了受热面的金属疲劳损伤影响机组安全运行的问题,确定其主要原因为设计时低温过热器受热面管子布置较多,且随着近年来煤价的上涨,燃用煤质大大偏离设计值,烟气量增加,更加剧了减温水量偏高的现象,最终通过对低温过热器实施改造,达到了增强机组对现有煤种适应能力,减少吹灰次数,降低大渣含碳量及机组热耗的目的。

300MW机组减温水量调整分析

燃烧调整使减温水量降低而导致机组参数不能压红线运行，通过分析减温水量和蒸汽参数对300MW机组经济性的影响，寻找两者之间的平衡关系，降低了机组供电煤耗，达到了提高经济运行的目的。

锅炉受热面改造对锅炉减温水量的影响

通过分析大唐韩城第二发电公司3号机组运行中管壁超温、减温水量大的原因,提出锅炉受热面的改造方案,锅炉受热面改造后,达到降低锅炉减温水量,提高主蒸汽温度的目的,从而改善机组循环热效率,同时,受热面管壁温度大幅度降低,提高了锅炉的安全性。

600MW亚临界锅炉减温水量优化调整与受热面节能改造研究

虽然我国是煤炭大国,但煤炭作为一种不可再生资源,总有用完的时候。如何提高煤炭发电的利用效率,成为中国火力发电企业的难题。中国现在使用的锅炉,大都存在着能源利用率低、热损耗高和故障率高等问题。本文拟以600 MW亚临界锅炉为例,通过对其减温水量优化调整与受热面节能改造等方面进行研究,对如何实现火力发电企业特高能源利用率提出自己的看法。

浅谈热焓平衡法在减温器投加减温水量的应用

与传统蒸汽温度控制方法相比,利用热焓平衡法计算减温器减温水的加入量,可以更科学、稳定地控制减温器后蒸汽的温度。

600 MW机组锅炉受热面优化改造降低主再热减温水量研究

以某电厂600 MW亚临界四角切圆燃烧方式锅炉为研究对象,由于锅炉原设计和低氮燃烧器改造造成锅炉过热减温水量和再热减温水量严重高于设计值。满负荷时过热减温水量大于设计值90.5 t/h,再热减温水量大于设计值82.9 t/h,影响机组热耗增加约72.2 kJ/kW·h。为了降低锅炉减温水量,提高机组经济性,通过过热器、再热器和省煤器受热面优化改造,封堵侧墙墙式再热器面积约10%,减少后屏再热器受热面积约20%,减少末级再热器受热面积约25%,减少水平低温过热器受热面积约50%,增加省煤器受热面积约40%,在末级再热器屏底下方增设吹灰器。优化改造后,锅炉过热器和再热器减温水量大幅降低,满负荷下过热器和再热器减温水量分别降低约90 t/h和67 t/h,降低机组供电煤耗约2.50 g/kW·h。

过热器减温水过量的治理改造与实施效果

针对某电厂5号锅炉实际运行过程中存在的过热器减温水过量的问题,提出了4种受热面改造方案,通过对4种改造方案热力计算结果的对比分析,最终选择方案A对锅炉尾部受热面进行了初步改造.改造后的实际运行和性能试验数据表明:在不同负荷工况下,过热器减温水总量明显下降,平均下降约100 t/h;省煤器出口欠焓在允许范围内,保证了锅炉水循环的安全性;机组整体的经济性、安全性及可调性都得到提高,改造取得了圆满成功.

再热器、过热器减温水过量的分析与改造

托电厂四期8号锅炉实际运行中,由于长期存在再热器、过热器减温水过量的问题而给锅炉运行的安全性和经济性带来了不利影响,急需进行改造治理。对此问题进行了深入研究,分析根本原因为锅炉设计时对准格尔劣质烟煤的燃烧特性和高海拔地区煤粉燃烧特性认识不足,炉膛结构尺寸、辐射和对流受热面分配比例设计不合理,引起炉膛吸热量的不足,锅炉蒸发出力不足使得实际炉膛出口烟温高于设计值,致使减温水量偏大、排烟温度偏高。改造完成后锅炉运行稳定,过热器减温水平均下降100 t/h左右,再热器减温水量减少至0 t/h,取得了满意的改造效果。

减少#2炉再热减温水用量

乌海热电厂#2炉经过大小修改造及优化燃烧调整方式后，再热减温水用量明显减少，每年节约标煤1681．92t，获得经济效益约67万元。

600 MW机组再热减温水量未达设值原因分析及治理

通过对某电厂年度能耗指标完成情况的分析,发现机组再热减温水量年完成平均值为5.09 t/h,未达到0 t/h的机组设计值,存在节能优化空间。对机组再热减温水流量大问题的原因进行了分析,明确了机组存在再热器两侧烟温偏差大、再热减温水调门内漏、再热减温水流量测点显示零点偏差等3个问题,并进行针对性治理,实现再热减温水量完成值在0.6 t/h左右,基本上达到设计值水平。

过热器减温水流量大原因分析及对策

目前绝大多数300MW等级锅炉,从机组运行情况表明,无论负荷水平高低,锅炉过热器减温水量都是设计值3～4倍。引起过热器减温水量过大的原因很多,本文对其原因进行分析并采取可行性对策。

燃煤机组耦合污泥发电对锅炉运行影响分析

为了研究燃煤机组掺烧污泥后对锅炉运行的影响,针对某电厂330 MW等级燃煤机组,以能量守恒定律为基础,通过热力校核计算分析了机组在330、280、180、80 MW电负荷时,分别掺烧含水率为82%、60%、35%和10%的污泥对锅炉热效率、燃煤量、排烟温度及减温水量等参数的影响。结果表明:在掺烧污泥的含水率一定时,对锅炉运行产生的影响随负荷降低而增大;而在锅炉负荷一定时,对锅炉运行产生的影响随污泥含水率的增大而增大;在80 MW电负荷下掺烧82%含水率污泥时影响最大,其锅炉热效率降低0.89个百分点;污泥掺烧对锅炉燃煤量的影响不定,在今后的工程评价与实践中应区别对待,具体核算。

煤质变化对锅炉燃烧工况的影响

根据某电厂锅炉煤质改变和设备改造后锅炉燃烧工况的变化,通过数值计算和理论分析,对锅炉排烟温度高、过热器及再热器减温水量大的问题进行分析。结果表明,尽管烟煤煤粉气流的着火温度(800℃)比贫煤(900℃)低100℃左右,但由于改变煤种后制粉系统及燃烧器系统的运行参数变化,烟煤一次风粉气流初温(75℃)大大低于贫煤(160℃),而一次风量大幅增加(由113 t/h增加到231 t/h)等原因,烟煤的着火热量比贫煤约高出30%,从而造成锅炉燃烧推迟,炉膛火焰中心向上偏移,过热蒸汽减温水量增加。同时,给出了燃烧器标高降低200 mm和500 mm的炉膛热力计算结果及增加省煤器管排数后的机组整体热力计算结果。