HG-116/130/70-L.YM1循环流化床锅炉尾部受热面改造分析

HG-116/130/70-L.YM1锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的116,MW的循环流化床热水锅炉,由于使用煤种及运行工况的差异,虽然进行炉膛受热面及空预器换热能力改造,但实际运行工况很不理想,主要表现在排烟温度过高,经换热后的一二次风温过高,影响锅炉床温及布袋除尘器的正常运行。为保证锅炉在额定负荷下的稳定运行,根据锅炉工况进行改造并分析。     

褐煤烟气预干燥发电系统变工况特性的仿真研究

针对褐煤烟气预干燥发电系统的变工况特性建立了全厂机炉耦合仿真模型,在设计工况下校核了模型的精度。对比发现:烟气预干燥可使600 MW机组的发电效率绝对值提高1.56%,发电标准煤耗率降低9.58g·(kW·h)-1。在不同的发电功率和褐煤预干燥程度下仿真了系统的变工况特性,分析了锅炉主要运行参数和机组发电标准煤耗率的变化规律,结果表明:发电标准煤耗率随发电功率的下降而上升;在不同的发电功率下,预干燥程度对锅炉运行参数和发电标准煤耗率影响显著,随着预干燥程度的减小,理论燃烧温度下降,高温炉烟抽取率下降,锅炉排烟温度上升,锅炉效率下降,发电标准煤耗率上升。     

煤、气混烧锅炉燃用贫煤的数值模拟及影响分析

针对某型煤气混烧锅炉运行中由于煤质波动引起的过/再热器超温、飞灰可燃物含量及排烟温度过高等问题,进行不同煤质下高炉煤气掺烧数值模拟,并进行燃烧调整试验.结果表明,掺烧高炉煤气后炉内温度显著降低,烟气量增加,炉膛出口烟温升高,排烟温度升高,锅炉热效率降低.锅炉燃用贫瘦煤时,炉膛整体温度较低,掺烧高炉煤气不利于煤粉的燃尽,飞灰可燃物含量整体偏高,同时排烟温度较高,锅炉整体热效率较低.煤气混烧锅炉运行时应加强燃料管理,减小煤质波动,并根据煤质情况合理调整高炉煤气掺烧量.     

炉膛漏风对煤粉炉O_2/CO_2气氛燃烧影响的模拟研究

采用一种全新的网格画法,运用FLUENT软件对1台300 MW四角切圆煤粉锅炉在不同工况下的炉内流动、传热、燃烧及污染物排放规律分"无漏风"和"有漏风"2种情况进行了数值模拟.结果表明:炉膛漏风使排烟温度升高、烟气中CO_2浓度降低、NO浓度升高,导致排烟损失、CO_2捕集回收难度及污染物排放量增加;随着O_2浓度的升高,漏风的影响加剧,锅炉运行的经济性大幅降低,甚至存在安全隐患.     

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。     

循环流化床锅炉飞灰含碳量高的原因分析及措施

对循环流化床锅炉存在的飞灰含碳量偏高的问题，从运行中的床压、氧量、给煤粒度、飞灰粒度、炉膛高度、炉膛截面积、细颗粒在炉内停留时间等多方面进行了综合分析，找出了飞灰含碳量偏高的根本原因，提出了降低飞灰含碳量的措施。     

火力发电厂热风送粉锅炉掺烧褐煤分析

下花园电厂#机组容量200MW,锅炉型号为HG-670／／140-9,本文针对中间储仓式制粉系统,采用热风送粉方式的锅炉掺配褐煤进行分析,阐述了褐煤掺烧的安全技术措施;讨论了褐煤掺烧技术应用中所面临的问题,主要有掺烧褐煤的比例,制粉系统的检查与维护．磨煤机出口温度的控制,锅炉运行工况的调整,吹灰器的运行周期等;并提出了掺烧褐煤的建议。     

浅析35t／h循环流化床锅炉排烟温度高的原因及应对措施

一台35t/h改造循环流化床锅炉,在运行过程中排烟温度一直偏高,出力不足,通过对可能影响排烟温度升高的各个原因的分析,并且依依进行了处理。使得锅炉不但达到额定出力,排烟温度也降低到设计温度。     

300MW燃煤锅炉受热面积灰监测与吹灰优化

锅炉受热面的积灰结渣会对锅炉机组正常运行产生不利影响.在四川广安发电厂300MW燃煤机组上,基于烟气压差法建立了尾部受热面的积灰监测模型,基于热平衡原理建立了对流受热面积灰监测模型,对受热面进行吹灰监测,根据监测结果提出吹灰优化模式.在采用该吹灰优化模式后,锅炉出口平均排烟温度降低2.98℃,锅炉效率相应得到提高.     

大港电厂3号锅炉再热器管屏超温的数值诊断

采用FLUENT商业软件对大港电厂3号锅炉再热器管屏金属出现的超温问题进行了数值诊断．研究了反切风的投入量及投入方式、炉膛风箱差压的大小、二次风下摆与否等因素对该锅炉燃用设计煤种时，对末级再热器入口（末级过热器出口）截面上的烟气速度分布和温度分布的影响．指出要有效地避免该锅炉再热器管屏出现超温现象，必须采取相应措施重构流场．根据影响流场的主要因素，设计了8个重构工况，几乎所有工况都对基准工况下的流场和温度场有修正作用，而尤以同时采用二次风反切并下摆、增大炉膛风箱差压等手段来重构后的工况，可以更好地修正此处的速度偏差和温度偏差，进而避免再热器管屏的超温．所获结果无疑对该锅炉的稳定、安全运行具有指导作用，同时对该厂的其他锅炉和国内相近容量和结构的锅炉也具有一定的借鉴意义．     

浅谈如何降低锅炉排烟温度

国产锅炉机组运行中,排烟温度普遍高于设计值。排烟温度升高,排烟损失增大,从而导致锅炉效率降低,煤耗升高,经济效益下降,本文通过理论分析,并结合现场经验,对引起排烟温度升高的原因从运行调整的角度进行了分析、归纳,针对不同的起因,提出了相应的措施和建议。     

循环流化床锅炉的燃烧调整

循环流化床锅炉的燃烧是采用流态化的燃烧,是介于层燃和室燃之间的一种燃烧技术.这种燃烧的调整主要体现在:(1)对床压的调整;(2)对床温的调整.为了调整循环流化床锅炉更好的燃烧,对锅炉床料的控制,炉膛上、中、下层差压的控制,床温的控翻尤为重要.只有这几种控制相互协调、风煤配比得当,才能使燃烧更加稳定,锅炉运行才能更安全、经济.     

如何提高燃煤热水锅炉的热效率

本文主要针对锅炉运行中的煤质、炉膛燃烧工况、空气过剩系数、排烟热损失、灰渣热损失五个方面进行分析,提出提高锅炉热效率的一些可行性措施,充分发挥好锅炉的最佳效能,通过节能降耗来实现企业效益的最大化。     

管式加热炉旋流场燃烧节能技术研究

通过对加热炉几种工况进行热力计算、冷态试验的流场分布及阻力测定和热态试验的炉膛温度场分布及管壁温度等参数的测定,确定将管式加热炉炉膛内直流燃烧改为旋流场燃烧和增加辐射筒,增设烟气含氧量分析,可以将燃烧的过剩空气系数从1.35减小到1.15以下,极好地改善炉膛内的燃烧状况和对流辐射传热效果,从而降低排烟温度45℃,减少加热炉排烟损失,节约了煤气量6%以上.     

电站锅炉排烟温度偏高的原因及对策

锅炉运行中,经常出现排烟温度大大高于设计值。排烟温度升高,排烟损失增大,从而导致锅炉效率降低,煤耗升高,经济效益下降,本文通过理论分析,并结合现场经验,对引起排烟温度升高的原因从环境、设计、设备、管理等不同的角度进行了分析、归纳,针对不同的起因,提出了相应的措施和建议。     

循环流化床锅炉中回转式空气预热器腐蚀、漏风分析计算

烟气酸露点与空预器漏风率的准确计算对于电站锅炉的设计及尾部受热面的布置都非常重要;现有文献对两者的理论计算与实测值偏差较大,造成排烟温度偏高。为了进一步提高锅炉能源利用率,要求对酸露点与空预器漏风率的确定更加精确。结合四分仓空预器在机组检修过程中存在的腐蚀、漏风问题,找出主要影响因素,对山西某电厂循环流化床(CFB)锅炉的烟气酸露点和空预器漏风率进行了计算,计算结果在锅炉实际运行中也得到了应用,并且可来指导空预器在锅炉实际运行过程中应该控制的运行参数,保证机组安全、经济运行。     

循环流化床锅炉不同负荷下燃烧份额的分布研究

为了预测循环流化床锅炉的热力性能,对不同负荷下循环流化床锅炉的燃烧份额分布进行了研究。依据大量变工况试验获得的循环流化床锅炉固体物料浓度沿炉膛高度的分布,通过物料平衡和能量平衡的建模研究,分析了不同工况下燃烧份额的分布,透视出流化床锅炉负荷由大到小,运行状态由循环床到鼓泡床间的迁移变化。得出了燃烧份额随负荷的变化规律,为循环流化床锅炉热力性能和动态特性的研究提供了一定的技术支持。     

锅炉排烟温度高的原因及处理

国产锅炉机组运行中,排烟温度普遍高于设计值.排烟温度升高,排烟损失增大,从而导致锅炉效率降低,煤耗升高,经济效益下降,本文通过理论分析,并结合实际经验,对引起排烟温度升高的原因从环境、设计、设备、管理等不同的角度进行了分析、归纳,针对不同的起因,提出了相应的措施和建议.     

循环流化床锅炉变工况下的传热系数计算

为了提高循环流化床锅炉变工况下传热计算的精度,克服现有的关于炉内平均传热系数模型的不确定性,针对75 t/h循环流化床锅炉,依据在大量变工况试验的基础上所获得的不同负荷下沿炉膛高度的固体物料浓度分布,建立了变工况下分三区计算的传热模型。该传热模型正确反映了炉膛上部过渡区和稀相区平均固体物料浓度随循环流化床锅炉运行主导因素的变化规律。计算结果表明:依据三区传热模型计算的各区温度与试验运行值在各个工况下都吻合较好,该结果为循环流化床锅炉的动态特性研究和仿真研究提供了技术支持。     

电站锅炉排烟热量回收节能技术

提出了使用特殊设计的新型低温省煤器来回收锅炉排烟热量,该省煤器能够长期工作在露点以下烟气环境中,抗腐蚀,不堵灰。可以将发电厂锅炉排烟温度从135~150℃降低到74~84℃,发电厂能源消耗量和污染排放量相对减少2.5%~3.0%