由两起锅炉燃烧异常分析谈DCS系统中的燃烧自动控制

独山子热电厂1#、2#炉型号为CG220／9．8-M3，1992年投产运行，由于部分热工仪表老化，自动投用率低，于2004年8月对其进行DES系统改造。通过改造，1#、2#炉实现了水位、主汽温度、主汽压力、引送风风量、二次风、燃烧等自动化。这些自动化调整的全部实现，使运行人员的工作量可以大大降低，而且锅炉运行的安全性、可靠性有了大幅度的提高。但是，通过一段时间的运行，也逐渐暴露出自动易失灵、模块易出故障、组态中逻辑缺陷等问题，影响了锅炉的安全平稳运行。     

锅炉甩汽温事故的探讨

<正>天富热电厂#2锅炉型号为BG-75/39-M1的自然循环汽包炉,倒U型布置,其减温水系统为自制冷凝水系统,制粉系统为钢球磨中储式乏气送粉系统。该锅炉自1988年6月投产以来运行稳定,并于1999年进行了除尘改造(改为电气除尘),2003年大修期间改造了点火油枪(改为气化点火小油枪),使锅炉启动节油达90%以上。自2004年冬季以来,该炉     

淮北二厂锅炉排粉风机节能改造

通过对#1、2炉八台排粉机叶片进行切割改造，在满足锅炉燃烧调整要求和制粉系统正常出力运行的基础上，每台排粉机运行电流下降了5-6A，实际运行效率提高了3．67％，一台锅炉年平均节电77．6×104kw·h，效果显著。根据试验结果对风机叶片切割公式进行修正计算，较好地符合了现场的实际运行情况，并应用到同类型设备改造，为设备节能降耗提供了一定的经济价值。     

火电厂基建期间锅炉四管防磨防爆改造

黔东电厂机组安装基建期间为防止锅炉爆管事故发生,对黔东电厂锅炉设计和国内已经投产的同类型锅炉运行情况进行总结、分析其出现四管爆漏的原因,有针对性地采取预防应对措施,有效控制四管爆漏。确保了黔东电厂#1炉、#2炉在整套启动和168试运期间没有发生受热面爆管事故。     

660MW机组锅炉氧量测点安装位置对正确测量的影响分析

锅炉炉膛出口氧量参数是锅炉运行中的重要参数。不仅对锅炉效率有着重要的影响,而且还将引起其他运行参数的变化,进而影响机组的供电煤耗率。大唐信阳发电有限责任公司自#3机组投产以来,空预器出口氧量一直显示偏小,机组停运期间通过对#3炉A1氧量计移位改造,解决了这一难题,由此说明氧量计安装位置对正确测量有着至关重要的影响。为了验证改造后A1氧量计的准确性,进行了氧量测点安装位置对正确测量的影响分析试验,进而为火电厂优化氧量测量提供参考。     

珠江电厂#1炉再热前屏管壁超温的研究与防治

珠江电厂#1炉于1993年投入使用,在稳定运行一段时间后,频繁出现再热前屏管壁超温现象,本文结合锅炉燃烧特性、燃煤特性及高温过热器类型受热面的结构、材料特点,对其热力特性、水动力工况及热负荷特性进行深入研究,总结找出#1炉再热器前屏管壁超温真正原因,并在实际运行中通过各种措施对#1炉再热器前屏管壁超温进行预防和治理,取得较好的效果。     

670t／h褐煤锅炉燃烧调整试验分析及优化运行

针对大庆油田热电厂#2锅炉运行中锅炉排烟温度,灰渣、飞灰含碳量偏高,从而导致锅炉效率有所下降。为了提高锅炉运行经济性,找到影响锅炉效率的主要因素,寻求合理的运行方式,对#2炉的锅炉排烟温度、锅炉排烟氧量进行了标定,对灰渣成分进行测试,同时进行制粉系统优化调整、煤粉细度调整、磨煤机出口温度调节、二次风挡板优化调整、锅炉变氧量等单因素的优化调整及测量,分析五种因素下对锅炉效率的影响,并给出了在锅炉额定工况下的优化运行方式。     

降低锅炉排烟温度和提高热效率措施

热电厂主要的生产成本是燃煤,而锅炉效率的高低直接影响着生产成本。针对新疆天富热电厂#5锅炉排烟温度高的难题,讲述了如何进行攻关改进,最终解决了这一困扰多年的技术难题。改造后的#5炉锅炉排烟温度降低41.9℃,热效率提高2%以上。     

一起发电机保护误动造成停机事故的原因分析及对策

<正>1事情经过:该厂共有锅炉8台,汽轮发电机7台,当时有5台机、炉分别在运行,事故机组4#机是一台12MW的抽凝汽轮发电     

白城电厂锅炉制粉系统送粉管道补偿器的应用分析及改造过程

中电投白城电厂2×600MW超临界新建机组工程，于2008年6月30日正式开工，#1、#2机组分别于2010年9月23日、10月30日-次成功通过168小时试运，机组正式投产发电进入生产运行期。其中#1、#2锅炉制粉系统安装工作分别于2010年5月20日和2010年7月15日结束。本台机组锅炉型号：HG-2070／25．4-HM9，燃用霍林河煤矿褐煤。     

220T/H高压锅炉汽温异常偏低运行分析及处理

<正>石河子天富热电厂二厂为三炉两机(#1、#2、#3炉,#1、#2机,母管制)配置,锅炉型号为DG220/9.8-540-M1自然循环煤粉炉,配两台CC50/8.83/0.98/0.198抽凝供热机组,全部采     

某改造型循环流化床锅炉锅筒裂纹的检验与分析

该锅炉于2000年12月改造完成后重新投入运行，2002年5月笔者单位对该炉进行停炉内部检验，发现锅炉上、下锅筒环焊缝有多处裂纹。通过了宏观检查、MT、UT检测、材质分析、金相分析等多项检测，结合该锅炉运行和改造状况进行综合分析，通过分析认为裂纹是由环焊缝本身焊接缺陷引起，在锅炉长期运行过程中产生和扩展，并由此得出一些启示。     

8#炉空气预热器振动原因分析及解决方案

燃煤电厂污染物NOx的排放日益严重地影响着环境、气候和人类的健康,解决电站锅炉NOx排放对环境的影响,已成为一个重要问题。为了积极响应并充分支持《美丽天津·一号工程:天津市清新空气行动方案》的实施,探索并实施了燃煤锅炉的烟气脱硝治理改造工作。8#炉在热态调试过程中,低温空气预热器振动异常剧烈,达到了无法正常运行的状态,经过多次改造,顺利找到了空气预热器振动原因并彻底解决,为8#炉烟气脱硝的最终达标打下了基础。     

锅炉气温偏低的原因分析及处理

我单位#1锅炉,为东方锅炉厂生产的DG220/9.81—18型锅炉。此锅炉为单汽包自然循环、燃烧器四角布置、切圆悬浮燃烧、刮板捞渣机固态连续排渣、∏形布置、平衡通风、膜式水冷壁、十二个循环回路、渣油自动点火、球磨机乏气送粉仓储式煤粉炉。#1锅炉于2009年10月投产运行,自2010年以来存在长期汽温偏低的现象,经过大量的观察和试验,气温偏低的问题得以彻底解决。     

锅炉主蒸汽温度偏低的现象分析及处理

<正>新疆天富热电二厂2#锅炉(DG220/9.8-18型)为东方锅炉厂生产的高温高压自然循环锅炉,额定压力9.8MPa,额定蒸发量为220t/h,主蒸汽温度540℃,二级喷水减温。该锅炉自05年8月份以来,由于主蒸汽温度偏低致使无法稳定带负荷,严重影响了机组安全和经济运行。12#炉主汽温度偏低现象分析二厂2#炉自2005年8月份以来,锅炉主汽温度存在主     

燃烧器燃烧过程的数值模拟与应用

分析了攀钢发电厂1#锅炉主蒸汽温度偏低的原因,提出了将燃烧器喷口上仰、切圆直径减小的改造方案,采取炉膛数值计算和锅炉常规热力计算相结合的方法进行了定量分析,并将计算结果用于实际锅炉燃烧器改造.改造后的运行实验结果表明:锅炉的数值模拟是正确的,达到了预定目标.     

AQ石化热电厂5^#炉燃烧系统改造及热态调试

AQ石化热电厂5^＃炉为增强锅炉时煤种的适应性,对锅炉的燃烧系统进行了浓稀相燃烧器改造。通过对燃烧系统的改造提高了锅炉对煤种的适应性,解决了一次风管的烧损问题,锅炉可在50％负荷不投油稳定安全运行,改造后通过热态调试,锅炉额定负荷下平均锅炉效率提高了约2个百分点。     

30万千瓦循环流化床锅炉床压、床温控制技术

云南大唐国际红河发电厂是我国第一台国产化300MW大型循环流化床锅炉,#1、#2机组分别于2006年6月3日和8月27日一次通过168小时试运并投入正式运营。在投产一周年之际,本文就锅炉运行中床压床温控制要点以及遇到的一些实际问题和操作技巧进行了详细阐述。     

锅炉低负荷不投油运行试验研究

濮阳龙丰热电有限责任公司锅炉负荷在低于145t／h情况下运行,一般需要投入油枪稳燃,造成电厂燃油消耗很大,因生产经营方式的转变,需要锅炉在130t／h左右长周期运行。2010年4月至6月间我公司#1炉进行了数次低负荷试运行过程,结果表明,在确保煤质稳定的情况下,可实现锅炉负荷在125t／h左右不投油长周期安全运行,仅此可为公司年节约助燃油最少400t,经济效益显著。     

锅炉结焦原因分析及对策

针对海勃湾发电厂#5炉结焦严重的现象,系统分析了锅炉结焦的具体原因,提出了一系列解决锅炉结焦的可行措施,经实际运行,锅炉结焦现象基本得到控制。