300MW锅炉

300MW锅炉（精选十篇）

300MW锅炉 篇1

关键词：锅炉,结焦,熄火

1 前言

由于燃煤供应紧张, 造成电厂燃用煤质混乱和燃煤品质下降, 为了增加发电能力, 电厂采用加大锅炉燃煤总量和分仓燃烧不同矿点煤质的方法, 结果导致锅炉频繁熄火。

某厂300MW锅炉系DG1025/18.24-II16型亚临界燃煤锅炉, 采用5台MPS-200中速磨直吹式冷一次风机制粉系统, B-MCR工况下4台投运, 1台备用。燃烧器分为上下两组, 上组为2-2-1-2-1-2型, 下组为2-1-2-1-2-1-2型, 每组燃烧器可单独上下摆动30°。在煤粉喷嘴设计中, 采用了水平浓淡燃烧技术, 使浓煤粉向向火侧, 淡煤粉向背火侧, 见表1, 表2。

2 熄火经过

1) 7月15日, 电负荷265MW, 炉膛出口O2:4.3%, A、B、C、D、E磨煤机运行, 锅炉无任何操作, 炉膛负压由-65Pa急剧下降, 立即投AB1、AB3油枪助燃, 随后锅炉MFT动作, 首出原因“炉膛压力低”。

2) 7月15日, 电负荷265MW, 炉膛出口O2:4.7%, A、B、C、D、E磨煤机运行, 锅炉无任何操作, 炉膛负压突升至+204Pa, 立即投AB1、AB 3油枪助燃, 查油角阀已开, 增投BC4油枪助燃, 随后锅炉MFT动作, 首出原因“炉膛压力低”。

3 熄火原因分析

1) 熄火时总燃煤量190t/h, 超出设计燃煤量 (BMCR) 40 t/h, 为了保证一次风煤粉管道不堵管, 一次风速相应提高。在炉膛出口O2不变的前提下, 由于一次风率增加较多 (设计值22.2%) , 导致二次风率降低。二次风率降低的后果是二次风速相应降低, 最终造成二次风刚度降低, 使得炉内燃烧切园扩大。

2) 由于燃用煤质较差, 造成煤粉气流着火热增加及火焰中心上移, 火焰中心上移造成炉膛上部火焰温度高于设计灰变形温度。

3) 当 C、D、E任意原煤仓的煤质焦渣特征号为4 (强结焦性煤质) 时, 锅炉就发生熄火事故。主要原因是炉膛上部发生结焦, 当大焦块跨落时对炉膛负压形成冲击, 导致炉膛负压保护动作, 造成锅炉熄火。

4 结束语

锅炉燃用煤质低于设计煤质时, 避免采用加大锅炉给煤量来提高锅炉带负荷能力的做法, 应对锅炉总燃煤量进行控制。当分仓燃用不同矿点的煤质时, 应将结焦特性较强的煤质放在炉膛下部燃烧, 防止炉膛上部垮焦冲击炉膛负压, 而造成炉膛负压保护动作。

参考文献

[1]岑可法.锅炉燃烧试验研究方法及测量技术[M].北京:水利电力出版社, 1992.

[2]陈学俊, 陈听宽.锅炉原理[M].北京:机械工业出版社, 1991.

300MW锅炉A级检修前设备分析 篇2

1、锅炉本体漏风治理与消除

现象：个别炉本体人孔门及看火孔关闭不严，降低锅炉炉膛温度，提高了锅炉排烟热损失，降低锅炉热效率，浪费能源。

原因分析：1）锅炉看火孔开关不灵活，门锁紧把手不好用，看火孔不能完全关闭；2）锅炉人孔门个别密封盘根老化损坏，导致密封性能差；3）炉本体个别部位存在封闭不严，特别是炉顶密封存在损坏现象，使机组运行时有风进入；4）预热器漏风较大。

处理措施：在检修时更换损坏的人孔门密封盘根，保证人孔门密封严密性；恢复锅炉本体看火孔门手柄及销轴，确保其开关灵活好用；运行期间运行人员加强现场巡视，检查漏泄点并统计，在检修时一并处理；针对炉顶密封，在检修时应委托专业厂家，对炉顶损坏的密封进行清理并修复，保证炉顶密封的完整性；调整预热器密封间隙，更换损坏的密封片，修复损坏的扇形板。效果：节约能源，提高锅炉热效率。

2、锅炉受热面防磨防爆工作

现象：锅炉后包墙过热器在2010年C检时发现有涨粗现象，省煤器、过热器及再热器系统受热面的防磨护瓦均有损坏，C检中分隔屏过热器及顶棚过热器检查不够彻底，1号机组由于受热面泄漏停机已发生3次，为此，对1号锅炉受热面彻底处理是很必要的。

原因分析：1）由于机组长时间运行，受热面的防磨护瓦受烟气磨损及吹灰蒸汽吹扫而使其脱落；2）由于吹灰器故障后，吹灰器定点吹

灰使受热面极易受损而发生四管泄漏；3）吹灰器系统管路疏水不彻底，吹灰蒸汽如果携带水量大，会造成四管吹损严重，长时间会形成沟痕；4）受热面局部过热后，会导致“四管”强度降低，如超压运行易发生泄漏；5）锅炉“四管”的检查需要搭设大量的脚手架，在机组小修时由于时间问题往往不能够彻底检查。

处理措施：搭设锅炉炉膛内部检修升降平台，确保水冷壁喷燃器、吹灰器等重点部位得到全面检查；分隔屏过热器、对流过热器、对流再热器由于管排较高，检修中必须搭设脚手架进行彻底检查；对所有吹灰器区域的受热面管进行检查，恢复所有受损的防磨护瓦；对吹灰器系统彻底检修处理，避免在运行中由于吹灰器卡涩等故障造成定点吹灰；对吹灰器管路系统进行彻底检查，确定管路支吊架完好，以保证管路有一定的倾斜度，检查修理吹灰系统疏水平台所有的阀门，确保管路疏水彻底；运行人员加强运行监视，避免管路超温运行；加强排污系统的监察，检修时对水冷壁下联箱及后包墙过热器下联箱内部内窥镜检查，确保排污疏水管路畅通。

效果：确保锅炉能够安全稳定运行，降低由于“四管”原因造成机组非停。

3、磨煤机外漏治理

现象：磨煤机工作现场灰尘较大，每天早晨地面都会有一层浮灰，磨煤机减速机下部时常集有大量灰尘；磨煤机下架体密封漏泄严重，时常有火星及飞灰；密封风机出力不足，现场需求密封风量较大。锅炉汽水损失较大。

原因分析：1）磨煤机拉杆密封损坏，使其密封效果差，在密封风压力有限的情况下，会有粉尘外漏；2）磨煤机下架体密封原为机械式密封，采用迷宫环形式，磨煤机经过两年来的运行，其密封由于长时间冲刷磨损，无法保证其密封效果；3）锅炉防爆门泄漏较严重，防爆门长期工作在高温环境中，其密封圈经常老化，无法达到密封效果；4）密封风系统大量的漏风，导致密封风量欠缺，同时使密封效果差。处理措施：1）检查更换磨煤机拉杆密封装置，更换拉杆密封组件，调整加载架导向板间隙，确保密封装置工作正常；2）招专业厂家对磨煤机下架体密封进行彻底改造，建议改造为碳精环式密封装置，有利于今后的维护检修工作；3）防爆门由于结构形式不够先进，建议改造或者对所有的密封件进行更换，并重新整定其起跳压力；4）对以上泄漏问题处理后，将使密封风系统得到大大改善。

效果：大大改善现场工作环境，减小下架体的密封的漏泄问题将有利于提高磨煤机减速机寿命，并且碳精环密封改造后有利于今后的检修更换。

4、捞渣机故障处理

现象：捞渣机铸石板脱落严重，刮板磨损严重，捞渣机时常被卡跳。分析原因：1）捞渣机铸石板粘贴质量差，特别是在斜坡强接口部位，局部脱落后将会带来恶性循环；2）铸石板脱落后，炉渣将直接磨损斜坡钢板及限位钢板条，炉渣在刮板及斜坡墙间产生相对运行，加重斜坡墙及刮板的磨损；3）由于内导轮长期浸泡在灰水中运行，一旦密封损坏将使轴承失效，内导轮卡死磨偏后将造成链条卡死；4）捞

渣机运行速度过快，加剧了刮板的磨损速度；5）由于新粘贴的铸石板与原磨损的铸石板厚度存在偏差，运行中高点更易刮损脱落。处理措施：1）建议委托专业厂家在机组大修时将所有的铸石板全部清理，重新粘贴新铸石板；2）对于损坏的刮板，能修复的更换耐磨条恢复使用，其他的更换新刮板；3）解体检查捞渣机内导轮，更换密封组件及轴承，如损坏严重应更换整组；4）运行人员加强运行调整，捞渣机采用变频运行，根据灰渣量调整捞渣机运行速度；5）更换捞渣机液压油。

效果：确保捞渣机稳定运行，提高捞渣机整体使用寿命。

5、锅炉送引风机、一次风机大修工作

现象：1A一次风机振动大，引风机可调静导叶叶片振动较大使紧固装置损坏；送风机、一次风机动叶角度偏差较大，并且一次风机单台运行另一台倒转。

原因分析：1）1A一次风机叶片在2010年5月由于叶片损坏进行更换，由于现场不具备做动平衡条件，怀疑动平衡不好造成振动大；2）送风机、一次风机液压调整装置存在调整偏差，动作不一致；3）引风机可调静导叶由于其铰接组件松动，静导叶频繁颤动而使其受损；4）风机振动大与轴承游隙有一定的关系，轴承游隙过大会使振动增大；5）一次风机出口挡板门不严密。

处理措施：1）建议A一次风机转动部分返厂大修，对转子做动平衡试验；2）其他5大风机全部解体检查，检查轴承、更换润滑油、检查液压调整装置等，更换新液压头，并将旧液压头返厂修复；3）更

换引风机全部可调静叶的铰接组件，检查更换静叶轴承；4）校对送风机、一次风机动叶开度，调整引风机静叶开度，确保其开度达到百分百；5）检修更换一次风机出口挡板密封片；6）更换所有风机的润滑油，确保润滑油的油质。

效果：确保六大风机长期稳定运行，提高风机使用寿命。

6、锅炉风机暖风器系统故障频繁

现象：暖风器系统阀门管路漏泄频繁；暖风器疏水无法正常回收至除氧器；暖风器运行不可靠，单根管漏泄则整组暖风器无法使用。原因分析：1）暖风器疏水管路系统焊口质量差，由于交变热应力使其焊口泄漏；2）阀门法兰垫片采用石棉板，由于安装质量及老化、交变热应力造成垫片损坏而漏泄；3）管路系统安装不合理，每台风机暖风器分为两组，单组故障无法对其解列；4）暖风器疏水泵选型不合理，疏水箱容积为3.5m³，每次疏水泵启动5分钟就将疏水罐打空，疏水泵启动过于频繁。

处理措施：1）对管路焊口全面检查处理；2）更换管路系统的所有阀门法兰垫片，更换为高压石墨垫片或石墨缠绕垫片；3）在每台暖风器下部两根输水管路上分别加装焊接阀门，以保证暖风器可以单组解列；4）对暖风器疏水泵重新选型进行改造更换。

效果：确保暖风器系统稳定运行，保证冬季暖风器能够正常投运。

7、锅炉补水率大分析处理

现象：定排排气量较大，暖风器疏水不能得到及时回收。

原因分析：锅炉下降管排污门及水冷壁下联箱排污门存在内漏现象；

后包墙过热器下联箱疏水门内漏；锅炉所有的排空气阀有内漏情况；暖风器疏水泵设计不合理，暖风器疏水无法返回除氧器。

处理措施：解体检查研修锅炉汽水系统阀门约计109台，更换进口排污球阀3台；改造暖风器疏水泵，冬季运行时确保暖风器疏水能够回收。

效果：降低机组汽水损耗，节约能源，提高机组效率。

8、电除尘顶部漏泄治理

现象：除尘器顶部油漆起皮脱落，顶棚屋面板漏泄。

原因分析：1）除尘器顶部长时间热胀冷缩，造成密封角线疲劳漏泄；2）烟囱先期由于“石膏雨”问题，烟囱出口携带的液滴飘落至除尘器顶部，致使其产生腐蚀问题；3）除尘器顶部防腐油漆风化失效，起不到防腐效果。

处理措施：1）修复除尘器顶部泄漏点；2）打磨除尘器顶部盖板，并重新刷涂防腐油漆。

效果：有效防止除尘器顶部盖板进一步腐蚀，确保除尘器安全稳定运行。

9、锅炉煤粉管路防磨大修

现象：煤粉管路经常发生漏泄，现场环境卫生很差，增加工人的劳动强度。

原因分析：1）防磨陶瓷脱落，使部分弯头失去防磨功能；2）长时间运行，风粉冲刷磨损致使漏泄；3）风粉变向后，冲刷磨损角度发生改变，造成局部磨损严重。

处理措施：1）测量风粉管道的厚度，对磨损严重的管路进行更换；2）检查弯头内部的防磨陶瓷，修复管路内部脱落的陶瓷片，对无修复价值的弯头则进行更换；3）根据管路磨损情况，如果存在上下磨损不一致将对管路整体翻身。

300MW锅炉再热器增容改造介绍 篇3

关键词：锅炉 再热器 SA-213T91材质 工艺 再热增容

中图分类号：YK24 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）10（a）-0093-01

1 设备概况

张家口发电厂1-8号锅炉为东方锅炉厂设计生产的DG1025/18.2-Ⅱ型单炉膛、自然循环、中间再热、燃煤汽包炉。再热器系统最大连续负荷时入口压力为3.81MPa，出口压力为3.64MPa，按蒸汽流程分为三级：壁式再热器，中温再热器、高温再热器。中温再热器布置在后屏出口，水冷壁折焰角上方，结构为单U形管屏，管子规格ф60×4，14根管子绕，共29片，顺流布置。横向节距S1=457.2mm，纵向节距S2=70mm，底部最外圈管子为12Cr1MoV，其他不同部位分别采用12Cr1MoV、15CrMo、15Mo3材料。中再受热面积2060m。

2　存在的问题分析及改造

2.1　中温再热器爆管原因及分析

以张家口发电厂3号机组为例，自机组投产后先后与1997年、2001年、2002年三次在中温再热器管排发生长期过热导致爆管，引起机组非计划停运。以2002年12月3号炉中再爆管为例，中温再热器位于烟温约1000℃的区域，100%负荷下，中再入口烟温为1044℃，出口烟温913℃，工质入口温度为372℃，出口温度为482℃，烟气平均流速6.8m/s，工质平均流速22m/s。

对中温再热器管进行全面检测，中再最外圈管的迎火侧弯头壁厚：平均壁厚为3.5mm左右；管的迎火侧直段蠕胀：平均外径值为60.9mm，蠕胀为1.5%，蠕胀最严重高达到4.7%（标准：合金管小于2.5%）；割管做机械性能试验，12Cr2MoWVTiB管的抗拉强度平均为δ=480MPa左右（标准要求δ=540-736MPa），12Cr1MoV管的抗拉强度平均为δ=450MPa左右（标准要求δ=470-637MPa）；硬度测量：强度平均为δ=490左右（标准要求δ=540-736MPa），管材的机械性能下降严重，抗拉强度、硬度都不符合要求，低于标准要求；金相组织分析：12Cr1MoV材质管做金相分析试验，其金相组织为：碳化物+铁素体+极少量珠光体，珠光体球化4级，说明管材长期超温，已达到中度球化至完全球化程度。12Cr2MoWVTiB材质管的金相分析，金相组织观察为：贝氏体+铁素体+网状碳化物，说明管材长期超温，金相组织中出现网状碳化物。

2.2 再热入口气温低的情况

我厂因汽机通流改造及锅炉低氮燃烧器改造后造成锅炉壁式再热器入口蒸汽温度低，使得再热器出口温度在低负荷时段难以达到额定温度的现象，对锅炉运行的经济性和炉后设备的安全性带来不利影响。与上海发电设备成套设计研究院进行研究讨论确定了改造方案。

3 SA-213T91钢管的性能及应用

SA-213T91钢管系日本川崎株式会社出产，规格：Ф60×4mm，技术条件为SPECASME SA213T91，供货状态：1040℃正火+回火730℃；SA-213T91钢管在500℃以上长期运行，其高温性能比12Cr2MoWVTiB和12Cr1MOV钢管组织稳定，具有比较好的高温热稳定性能，其抗高温氧化性能比12Cr2MoWVTiB提高很大，近年来得到广泛的应用。

4 再热器改造方案

1）通过中温再热器炉外三通管变化，将中再原设计14根套管增加为16根套管，新增2根管出中再后经过规格变化后再进入炉内，成为高再外圈管，最后出炉外跟原设计高再第1跟管合并进入再热器出口集箱；同时将原设计高再第7根向下延长约3.85m。

2）中温再热器新增2圈管炉内部分前段为12Cr1MoV，下部及后面高温区为T91；炉内管子规格均为：Φ60×4。新增2圈管出口炉外连接管均为T91，规格分别为：Φ70×5 和Φ42×4。3）高温再热器新增加的外圈管炉内全部为TP347H，规格均为：Φ60×4。高再出口炉外部分连接管原设计各管规格均有变化，具体规格变化为：原设计高再第1、5、6、7根变为Φ42×4；原设计高再第2、3、4根变为Φ38×4。4）将高温再热器原设计第2～6根管下部U型弯管换成同规格T91管子。5）中温再热器新增2圈管的外1圈管，以及高温再热器新增的外1圈管，在有吹灰器的位置相应增加防磨罩，以防止蒸汽吹损新增管子。6）再热器改造方案，新增中温再热器受热面积为：323m2；新增高温再热器受热面积为：247m2；计算再热器额定工况温升增加约19℃。

5 改造效果及推广

5.1 再热出口气温提升情况

3号机组进行汽轮机通流改造、燃烧器改造、锅炉再热器改造后，经过华北电科院试验得出的结论，在三个稳定的工况下，锅炉再热蒸汽温均可达到额定值541℃，在中低负荷下，锅炉再热蒸汽也可以达到额定值，与张家口发电厂其他进行过通流改造及燃烧器改造的锅炉相比，再热汽温提升能力有了较大的改善。

5.2 再热改造后温升情况

说明3号机组锅炉在再热器改造后，各个稳定的负荷下，再热器出口汽温都能稳定在541℃，再热器的温升能力可到10～30℃，该温升可以弥补由于3号机组同时进行了汽轮机通流改造、燃烧器改造所产生的再热器入口蒸汽温度下降、及炉膛火焰中心下降而产生的影响。

通过以上试验结果，我们可以得到以下结论：（1）在各负荷下，锅炉再热器改造后再热蒸汽温度都可以达到额定值，弥补了汽机通流改造和燃烧器改造带来的的再热蒸汽温度偏低的问题。（2）在不同负荷下，锅炉再热器改造后再热蒸汽的温升比改造前可提高10～30℃，能够实现设计要求。（3）在各负荷下，锅炉在再热蒸汽温度达到额定的情况下，再热器不发生管壁超温现象，可实现设备的安全稳定运行。

6 结语

依据以上改造方案，目前我厂3、5、8号炉全部改造完，改造后效果很好，消除了锅炉再热超温过热爆管及再热出口气温低的重大隐患，实现锅炉的安全经济运行，为同类型机组的治理改造提供了成功的经验。

参考文献

[1]　胡荫平.电站锅炉手册[M].北京：中国电力出版社，2005.

[2]　徐经华，何玉书.300MW机组运行、检修岗位技术培训教材.

300MW锅炉 篇4

新疆哈密大南湖电厂一期工程2×300MW国产亚临界燃煤空冷发电机组，其锅炉为HG1038/18.34-HM35型亚临界、控制循环汽包炉，具有单炉膛平衡通风、中间一次再热、钢结构、燃煤、固态排渣等特点。锅炉汽包纵向总长20 134mm，直径2 068mm，汽包安装中心标高68 920mm。由2套U形吊杆吊挂于顶板梁上。吊装时最大载荷192 001kg(筒体150 136kg，内部装置13 775kg,U型吊杆10 570kg×2，绳重5 160kg×2，滑轮组1 800kg×4)。

2 主要施工重点、特点

1)在炉顶临时布置2台15t卷扬机抬吊，属多工种多机械作业。

2)汽包吊杆通过横梁绑扎在汽包本体上，随汽包同步提升，节约了汽包就位时间。

3)由于带吊杆、起吊用具等，吊装时机械负荷增大，安全、质量管理水平要求高。

4)汽包长度大于钢架内侧柱间净距离，起升时需倾斜25°起升。起升至就位标高后，用倒链将汽包向炉前方向水平移动约3.4m再正式吊挂装置就位。

3 施工方案和实施

3.1 施工方案的选定

根据锅炉顶部钢架结构，汽包拟定用布置在锅炉大板梁顶部的2台15t卷扬机牵引2套200t滑轮组吊装就位。钢架B6.8线～B27.2线间距为20.40m，净空间为19.86m，汽包总长为20.134m，吊装通道的净距离小于汽包长度，所以汽包要倾斜吊装。考虑汽包倾斜吊装时两侧受力不均，将向一侧偏移，吊装时采用25°倾斜角从BE5.2～BF柱间起吊，提升至64m标高后逐步调整汽包水平后，起升至安装标高后将汽包向炉前方向水平移动约3.4m至就位位置，安装汽包吊架，调整至汽包安装标高正式就位。

3.2 临时支撑梁及卷扬机的布置

由ZSC70240塔机配合，炉顶BE、BF列大板梁(A与B)之间布置4根临时支撑梁(两两1组)，其上铺设槽钢[28作为水平移运轨道。每组支撑梁上分别布置1台15t卷扬机和固定滑轮组的临时吊装梁(图1)。临时支撑梁的制作图见图2。

该塔机为自升式大型塔机，塔身高度115m，最大幅度70m，最大起重量80t(幅度25m处)。

滑轮组钢丝绳的穿绕：200t滑轮组采用大花方式穿绕成为“十十走二十”(图3)，经计算得卷扬机的牵引力为9.1t，钢丝绳选用6×37+1的∅32.5的钢丝绳，其破断拉力为54 650kg，安全倍数为5.9倍，满足规范要求的4～6倍的要求。

3.3 汽包的卸车

汽包由运输板车开至锅炉间中部BF列与BE列之间，尽量靠近BE5.2(图4)。2台卷扬机落钩，将200t起吊滑轮落至汽包上部拴钩(吊装绳选用∅52的钢丝绳5圈10股吊装作业)。为平衡汽包朝炉前方向的水平分力，起吊前用20t倒链水平拖曳引住汽包的前侧拴钩位置处。当汽包吊起高度超过运输板车后，将运输板车开走。倒链缓缓松力，使汽包缓慢进入BE5.2～BF轴线之间。两卷扬机落钩将汽包水平落至0m地面摘钩。

3.4 吊装前的准备工作

参考厂家锅炉安装图在梁上划定吊架纵横方向的中心线，定出吊架支座4点，分别拉大四点与小四点的对角线(大四点指两侧吊架形成的大对角，小四点指单侧吊架4个支点)。在划定线的4个方向打出铳眼，用红油漆作三角标记。按图保证安装时的冷态调整尺寸。

3.4.1 汽包划线及外观检查

1)检查汽包主要尺寸、管座的数量、尺寸和位置，汽包不圆度及弯曲、扭曲度，汽包外壁及各管座有无撞伤、裂纹、砂眼、重皮，表面有无凹坑等缺陷，做好详细记录，缺陷处作出标记。

2)汽包划线：(1)以线锤和盘尺找出汽包的横向中心点(上下各1个)划出汽包的横向中心线，以该中心线为准复查汽包两端吊箍挡板位置是否正确;(2)以集中降水管座中心为基准，在汽包两端筒身上沿周长画出筒身的四等分点，并依此划出汽包的上、下、前、后4条纵向中心线。用玻璃管水平仪测出汽包两侧面中心线的标高(4个测点位置要对称)，假设测值分别为a、b、c、d，计算a-b,c-d值，若(a-b)-(c-d)≤2，则该中心线合格;否则需重新划定。对已划定的中心线打上铳眼标志，用油漆作出醒目标记。

3.4.2 汽包脚手架架设

起吊前要在汽包上和吊架处搭设脚手架、作业平台、步道，以便进行汽包找正、吊杆穿装、摘钩等工作，脚手架作业平台和步道要有规范的防护栏杆，须经安全部门检验合格方可使用。

3.4.3 吊杆临时固定

1)设备清点检验 依照汽包吊杆装置图对各部件逐一进行清点，是否与图纸相符，外观有无变形、裂纹、损伤等缺陷，并做好记录。对合金部件委托进行光谱检验。

2)安装 汽包起吊前先将支座就位，吊杆附在汽包上一同起吊，待汽包起升至安装位置后，用临时梁上事先制作的吊装框架将吊杆提升穿入汽包支吊梁支座内，吊杆与支座用螺栓连接。

3)吊杆安装注意事项 (1)吊杆与汽包壁之间的接触部位要平滑，保证在90°范围内两者均匀接触;(2)吊杆按确定位置固定在汽包上，在吊杆上固定的U形抱箍上用槽钢[14焊接加固，以保证吊杆的间距尺寸，减少吊杆穿装的难度。

3.4.4 绑扎汽包吊杆并拴钩

吊点位置选择在汽包重心两侧3.9m处。在汽包左右端用已插接好的∅65×30m带绳缠汽包和动滑轮组U形鼻3圈，将千斤绳绳鼻用25t卡环对接，绳鼻应设置在滑轮组U形鼻与汽包之间。为防止起吊过程中汽包绑扎绳的串动，消除应力集中现象，绑扎前汽包上需要绑扎的地方要进行打磨，所有的毛刺要磨掉。用电动钢丝刷打磨后再用细砂纸抛光，然后在汽包绑扎点表面与钢丝绳之间、钢丝绳与吊环之间涂润滑脂。

将吊杆于水平方向套住汽包(图5)，吊杆端头伸出汽包约4m，用钢丝绳绑扎在汽包上，不要固定死，使吊杆可以在汽包上活动旋转，但不得使吊杆偏离吊杆中心线。

3.5 吊装

3.5.1 检查试吊

滑轮组起升系统设置完成后对整套系统进行检查，包括吊点绑绳、拴钩、滑轮组穿绳、走绳有无摩擦、导向滑固定、绳卡预紧程度、拴绳处柱梁棱角处理、临时梁的固定焊接情况等。如发现缺陷或不合适的地方先进行处理，检查合格后全部作业人员分工到位，进行试吊。

指挥滑轮组起升系统缓慢起吊，使汽包离开其下钢排约200mm时停止，静吊3分钟。期间各部位负责人员对其负责范围内的钢结构、滑轮组、导向滑、走绳及卷扬机的固定、承力情况和加固装置的焊缝等进行检查，要求钢结构无异响、无变形或失稳、固定及拴钩用钢丝绳无断丝、绳卡卡紧的钢丝绳无相对滑动或松脱、走绳无摩擦、焊缝满足要求等。

静吊无异常，进行抱闸试验。继续指挥两滑轮组起升300mm，单侧落钩，如有溜钩现象相应地调整抱闸，然后再试验，直至合格。

3.5.2 吊装

起吊前对起吊设施和起吊准备工作进行全面检查并报告给总指挥，由总指挥下达起吊命令。起吊过程严格按照已批准的措施进行。在汽包上升阶段，汽包两端要有专人跟踪监视，对异常情况随时用对讲机汇报。

首先右端滑轮组侧起升，左端滑轮组跟随调整，使汽包倾斜至设计角度(25°)，即汽包两端可在钢架内无阻碍地起升(图6)。然后保持这一角度，两套滑轮组同时起升直至汽包的右端起升至64 000mm标高后，逐步调整汽包水平后起升至安装标高。

3.5.3 水平移动汽包

向炉前方向设置2个10t倒链，牵引临时梁下的移运器，同时炉后相反方向设置2个10t倒链，以防溜动。两端倒链均匀打拉，使汽包平稳向前移动直至汽包就位的轴线。移动的过程中要使汽包两端一齐向前，防止偏斜后移运器与槽钢滑轨相碰后产生较大的横向力。当汽包到达就位位置后停止移动。

3.5.4 就位

开始吊杆和支座的的连接工作。由ZSC70240塔机挂扁担，由2根钢丝绳跨汽包由汽包吊挂梁的汽包吊杆孔下放(将球形垫板也装上)。吊住汽包吊杆，拆掉固定吊杆的U形抱箍和槽钢，将吊杆提升穿入汽包吊梁支座内，将汽包吊杆提起至安装位置，按预先做好标记的螺母与所对应的吊杆旋紧。待正式吊挂装置全部安装好并找正完毕后才能松钩，吊装就位工作完成。

4 结束语

由于技术方案可行，准备充分，吊装作业从开始起升到最后就位共计用时7h，整个吊装过程未出现异常，方案实施与计算结果相吻合，取得了良好的经济效益。该方案对300MW火电机组锅炉汽包吊装具有现实的指导意义。

摘要：介绍了新疆哈密大南湖电厂2×300MW机组锅炉汽包吊装方案、作业程序、方法和要求。对今后同类型锅炉汽包的安装具有现实的指导意义。

670MW锅炉除渣系统改造 篇5

摘要：针对670MW锅炉除渣系统频繁发生故障的原因进行了分析，并提出了相应的改造方法。通过改造后，解决了除渣系统频繁故障的问题，延长了设备的运行寿命，降低了维护量，取得了良好的效果。关键词：670MW；锅炉；除渣系统；故障原因；技术改造

Reformation of deslagging system of 670MW Boiler LI-Juan(Huadian Weifang Power Generation Company Limited, Weifang 261204, China)Abstract：121 Key words：670MW；boiler；deslagging；system；technical；reformation；fault reason

1、系统概况：

华电潍坊发电有限公司二期工程为2×670MW机组，其捞渣设备为GBL20D.1型水浸刮板式捞渣机，该捞渣机由青岛四洲电力设备有限公司设计、制造。#3-4炉分别布置一台捞渣机。其结构为加长、加强型，水槽为加深、加大型，具有防爆、防溅、强粒化、能承受大焦块冲击和塌渣时的冲击力。该设备由机体总成、驱动装置、导轮总成、刮板、链条总成、张紧系统、液压动力站、电气系统等部分组成。

将渣输送至钢渣仓的设备为DTII型双向输送胶带，DTII8050型固定式带式输送机是通用型系列产品，为青岛四洲电力设备有限公司制造。该输送机以棉帆布、尼龙、聚脂帆布、及钢绳芯输送带做拽引构件的连续输送设备，可广泛用于煤炭、冶金、矿山、港口、化工、轻工、石油及机械等行业，输送各种散状物料及成件物品。本设备具有运量大，爬坡能力强、运营费用低、使用维护方便等特点，便于实现运输系统的自动化控制。

水渣分离设备为ZC-7000/2钢渣仓，钢渣仓设备结构简单，操作简便，占地面积小，运行安全可靠，脱水速度快，效果显著，分离析出的溢流水经过澄清后，可重复使用，有利于节省水源，改益环境污染。本设备的排渣阀门用气动控制，并设有充气密封装置，启闭灵活，密封性能好。本设备是一种湿灰渣连续脱水装置，一套钢渣仓由两只储筒体组成，一只脱水，一只注渣，两只筒体循环使用，达到连续脱水，炉渣外运的目的。

华电潍坊发电有限公司二期工程投产后，通过机组的日常运行及检修相继发现四处设计不合理之处，并根据实际情况的需要，进行了相应的改造，收到了预期的效果。

2除渣系统的故障原因及对策：

2.1捞渣机液压张紧装置故障原因及对策 2.1.1故障原因

在实际运行中，液压张紧装置的两侧存在不同心的现象，张紧滑块在链条的拖动下，上下移动的过程中，滑块极易倾斜从而滑块将滑道刮伤，造成滑道严重磨损，当滑到螺孔处以及磨损严重的地方时，以及张紧油缸损坏时，容易造成滑块倾斜，造成滑块经常卡住。同时还暴露出油泵频繁启动，油压波动大，极易造成油泵损坏、链条脱扣的严重后果，给设备安全运行造成了极大安全隐患，严重影响机组除渣系统运行安全。据统计从2006年6月份至2008年02月份期间，捞渣机因张紧出现的缺陷和故障而造成捞渣机脱链10次。2.1.2故障对策

2009年，利用小修机会改造加设单向机械逆止机构的液压张紧装置，对老式液压张紧机构经常出现的工作可靠性低的缺陷，得到了明显改善。新式张紧机构的单向机械逆止机构可防止张紧滑块因捞渣机负载加大而回落，也杜绝了液压张紧系统突然失压或泄漏引发的张紧轴下滑；同时采用特制油缸结构，油缸为双套管结构并设手动加压泵，双套管夹层为储油腔。正常工作时油缸由张紧液压站电动油泵供给压力油、蓄能器在一段时间内保压并补充压力油；当液压站系统故障时，可切换加油回路，由油缸加压泵直接为油缸加压张紧尾轮。同时，新式张紧机构的张紧架进行了加强设计，杜绝了老式张紧架经常出现的刚性不足易变形的缺陷。带止退机构的张紧轮架及张紧滑块，实现可手动、自动切换操作和失压保护。改造后捞渣机刮板端部最大偏斜量由原来236mm下降到目前的78mm，液压张紧轮高度偏差由原来的292mm下降到现在的40mm，捞渣机张紧装置及捞渣机运行平稳可靠。2.2捞渣机导论总成（内导轮）故障及对策 2.2.1故障的现象及原因：

2009年9月，检修人员在进行＃4炉捞渣机内导轮故障检修过程中发现捞渣机东侧内导轮卡涩、外轮磨损严重，随后解体检查，发现该轮内积渣，轴承损坏严重，骨架油封磨 损严重。如图一：

图一 内导轮故障情况

捞渣机的四个内导轮，是捞渣机最薄弱的环节。捞渣机的内导轮，在实际使用中普遍存在着导轮可靠性低、寿命低的问题，原因基本为轴封损坏→轴承腔进水→润滑脂被乳化→补充加注润滑脂困难→润滑失效→轴承损坏→导轮整体损坏。内导轮长期运行在渣水的恶劣环境中，骨架油封磨损严重，渣水进入内导轮轴承室，导致上述缺陷。2.2.2 故障对策

2010年，利用#4机大修的机会，对内导轮进行了改进，由轴承内置式改为轴承外置式内导轮，内导轮为轴、轮体同时转动型式。轴承置于捞渣机机体外部，与渣水接触端的骨架油封由一道改为4道的密封形式，完全避免了渣水接触轴承腔侧的内部油封，轴承体的加油孔改为外部后，便于随时检查油质、油量，保证可靠密封及润滑。极大程度地提高内导轮工作可靠性及其使用寿命。2.3 DTII型双向输送胶带机故障及对策 2.3.1 故障原因

DTII型双向输送胶带机将捞渣机捞渣输送至钢渣仓时，当有较硬的渣块通过胶带时，很容易划裂胶带；当胶带两端的电动滚筒故障时，胶带机也不能正常运行：由于双向输送胶带机露天安装，受自然界腐蚀较重，而其运输的渣水混合物对其腐蚀更加严重，因此，双向输送胶带机故障检修的次数较多。但双向输送胶带机一停，只能降低锅炉负荷减少出渣量，或把胶带人为的划裂取下，而且检修时间紧迫，加大了检修的难度，不仅造成人力、物力的极大浪费，而且影响机组的安全稳定运行。2.3.2 故障对策 改造前的DTII型双向输送胶带机只有一个运行位置，2011年7月利用检修的机会，在DTII型双向输送胶带机框架底部增加三根导轨和三套导轮，使胶带机框架沿着导轨可以移动，为胶带机增加了一个检修位置，如图二：

图二 双向输送胶带机改造后

当双向输送胶带机故障或电动滚筒故障需要检修时，可以把双向输送胶带机从运行位置拖至检修位置，捞渣机刮板运送的渣通过落渣口直接落入其下的钢渣仓，消除了以前故障后的一切后患，保证了机组的安全稳定运行。

2.4 水渣分离设备ZC-7000/2钢渣仓的改造： 当双向输送胶带机运行向钢渣仓运渣时，会有少许的渣水沾在胶带上，双向输送胶带运行到下部时，残留的渣水就落在钢渣仓的平台上，时间一长，很容易积渣，尤其到了冬天，渣水的混合物极易结冰，很难清扫。当积渣的高度触及胶带时，易造成双向输送胶带机跑偏及停运的现象，不能顺利除渣。为此，2011年2月利用检修的机会对钢渣仓进行改装，如图三：

图三 钢渣仓改造后

通过观察找到了胶带机残渣由于重力作用落到平台的准确位置，在A、B两个渣仓的一侧各加装一个小漏斗，上部与渣仓平台平齐，下部连接到钢渣仓的上，渣仓平台开一相应的小口，当双向输送胶带机运行到此处时，残渣恰好落入小渣斗，从而进入钢渣仓。这样即减少了清扫的工作量，又保证了双向输送胶带机的稳定运行。

3、结束语：

除渣系统的故障轻则影响机组的安全运行，造成非计划停运或限负荷出力，重则造成几十万元的设备损坏，因此在工作中应不断进行总结并采取有效地优化措施。华电潍坊发电有限公司二期工程2×670MW机组的除渣系统通过实施改造，提高了除渣系统运行的可靠性，保证了机组的安全稳定运行，可为其他电厂解决类似问题提供借鉴。参考文献：

[1]张莉，李新民，GFB锅炉排渣故障处理与改造[J],华电技术，2009，31（4）：8-10

[2]周波，叶辉，灵式滚筒冷渣器冷却水系统的分析与改造[J],华电技术，2010，32（7）：62-66

[3]ZC-7000/2钢渣仓及辅助设备安装使用说明书，青岛四洲电力设备有限公司

[4]GBL20D.1型水浸刮板式捞渣机安装使用说明书，青岛四洲电力设备有限公司

[5]DTII8050型固定式带式输送机安装使用说明书，青岛

300MW锅炉 篇6

关键词：火焰锅炉；炉顶密封；结构组成；安装办法

中图分类号：TK226 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）35-0085-02

当前使用的300MW“W”火焰锅炉使用长火焰，利用浓淡燃烧、分级送风等技术，在进行低挥发分煤的燃烧时，“W”火焰锅炉的燃烧效能与死角切圆方式相比较，效率大约高出3%，并且其不会受到锅炉大型化的限制，但是当前我国的“W”锅炉普遍存在燃料燃尽性能差、炉膛结焦多、过热器常常出现超温、炉顶漏烟等问题，而随着社会的发展，可持续发展已经成为企业发展必走的一个历程，因此对炉顶漏烟等问题及对锅炉炉顶密封的改进措施进行研究就具有了极为重要的现实意义。

1 实例概述

某国外发电厂2号机组的装机容量是300MW，其在2011年1月23日进行30天连续稳定试运行之后正式开始商业运行，该发电厂2台机组的锅炉为某锅炉厂设计制造的一类双拱型单炉膛“W”火焰直吹煤粉固态排渣炉，该锅炉型号是DG996/17.45-Ⅱ1型。锅炉内部分上下炉膛，炉膛宽为24.8m，下炉膛深约13.7m，上炉膛深为7.6m；总体呈现“П”型设置，锅炉为全悬吊结构。电厂在进行安装过程中对锅炉顶棚的过热器及炉顶密封做了一些改进，在试运行过程中，没有明显的炉顶漏烟现象，在炉顶大包内检查也不存在积灰。

2 锅炉炉顶结构及其密封

2.1 炉顶结构组成

该发电厂2号机组锅炉在炉顶设置有顶棚过热器，其宽为24.8m，长约为20m，从前到后分成三段，在前面的一段4m是膜式管屏，剩余两端16m是散管，鳍片之间不做焊接，顶棚过热器和倒水冷壁、前水冷壁之间留有一定的膨胀缝，在出口利用后包墙管和出口联箱与过热器连接，最终形成刚性的连接。整个锅炉沿着水平烟道烟气流动方向及炉膛出口设置有全大屏过热器、高温再热器、高温过热器、前包墙过热器、中隔屏过热器、后水冷壁管、低温过热器、顶棚过热器等受热面，各管排直接穿过顶棚过热器之后与炉顶外联箱进行连接。

2.2 炉顶的密封

按照炉顶的组成结构，该发电厂2号机组锅炉原来的炉顶密封如下：（1）对于全大屏贯穿顶棚管的位置，根据每一个大屏作为一个单位，使用耐火混凝土和钢板密封盒两者结合的多重密封方式，这样不但可确保全大屏和顶棚管之间的相对位移，还可以有效地阻止烟气的泄漏。（2）对于其余部位，主要包括前顶棚800mm部位、中后段顶棚、顶棚两侧存在的膨胀缝、贯穿部位，使用了密封板来做整体密封，没有进行局部的处理，密封所占面积很大，而密封板和顶棚过热器之间的硅酸铝耐火纤维散棉和耐火混凝土仅仅起到了隔热作用。

2.3 当前炉顶密封问题

（1）对炉顶整个进行了较大面积的密封，如果密封干板存在漏焊点等一些穿孔问题或者当隔热的耐火混凝土出现一定的损坏时，高温烟气必然会沿着这些空隙进入密封板进而窜行，这样很快密封钢板就会因为受热而出现形变，致使炉顶出现漏烟现象。（2）前水冷壁和顶棚之间没有进行隔热层设置，这时密封疏形卡板必然受到炉内高温影响而出现受热损坏。（3）如果炉膛内压力出现变化，方形的四侧墙必然存在变圆的一种趋势，倾斜的钢板很难起到应有的约束作用，导致顶棚两侧的膨胀缝不断变宽，高温烟气由这些膨胀缝进入密封钢板下窜行，致使密封钢板因为受热出现变形损坏，最终致使烟气出现泄漏。（4）中后段的顶棚在设计时，通常为散管结构，管间的间隙存在一定的漏浆，使得施工难度大大增加，很难确保耐火混凝土在浇筑时的质量。（5）锅炉在运行之后，因为顶棚散管的变形、膨胀使得管间的间隙出现增大或者导致耐火混凝土出现损坏，炉内的高温烟气经由这些管间间隙流入，并通过耐火混凝土损坏位置，进而导致密封钢板受到辐射最终损坏，致使烟气泄漏。

3 炉顶各个受热面间的相对膨胀分析

3.1 水冷壁及包墙管的相对膨胀

（1）介质在管内的流向，炉水首先经过水冷壁加热至饱和的汽水化合物，然后经过上部出口到达汽包做汽水分离；在气泡当中分离的饱和蒸汽经由气泡顶部被导出，然后进入顶部过热器，接着流入后侧包墙过热器和后包墙，两者汇合之后导入中隔屏过热器，用以吸收烟道内存在的高温烟气产生的辐射热。（2）对于水冷壁管、顶棚管、包墙管在设计时，其温度取值是一定的，又因为取值的不同，使得经过计算的单位膨胀量是水冷壁管与顶棚管小于侧包墙管，并且膨胀差很大，因此对顶棚管四周除去利用出口集箱和后包墙管形成的刚性连接之外，其余的三面均预留了膨胀缝。实际从介质流向和周围环境来查看，侧水冷壁管和顶棚管的温度应该低于前侧包墙管温度，因此单位膨胀量必然为水冷壁管和顶棚管小于侧包墙管，另外前侧包墙管和侧水冷壁管的衔接处膨胀差很大，在进行设计时要进行密焊处理，这样就出现了刚性连接，导致包墙过热器和水冷壁成为了一个整体，而顶棚过热器、水冷壁及包墙过热器面积相对很大，吸收内、外力的能力很大，并且他们均为辐射受热面，因此交接处温差较小，几乎不存在相对膨胀差，因此可将顶棚过热器周边的膨胀缝取消，使用密焊的方式使得这三者成为一个刚性整体。

3.2 穿顶棚和顶棚受热面管存在的相对膨胀

依据炉顶实际结构，全部贯穿炉顶的管道，除了顶棚和全大屏过热器有膨胀差之外，全部和顶棚管间进行封焊固定，并与顶棚连接形成一个整体，最终使得不出现相对膨胀差。

4 炉顶结构及密封改造

4.1 炉顶密封改进思路

（1）封焊顶棚两端存在的膨胀缝，使得水冷壁和顶棚过热器及包墙过热器三者连接形成刚性整体；（2）顶棚散管鳍片之间的间隙使用密焊，并形成膜式顶棚，将要密封进行处理的面积减小到最小；（3）尽最大可能将要进行密封的区域分割开，以形成互补连接的密封盒，在密封盒当中添加耐高温的材料，不但可起到密封作用，还能避免密封盒直接受到高温辐射，以最大限度地提高密封钢板的使用寿命。

4.2 炉顶密封改造方案

（1）对扁钢中心前800mm段与高温过热器间的鳍片拼接缝，进行密焊处理，除去穿管部分之外，剩余位置都进行密焊，最后再分区域进行密封；（2）对顶棚管两侧间的膨胀缝，使用特质的伸缩节进行密封，在伸缩节内部使用高硅氧绳进行压缝，并使用硅酸铝纤维棉做填实，这种做法主要是为了避免在进行现场焊接过程中出现顶棚管拉伤，而导致扁钢不能和侧墙疏形卡板相互密焊；（3）对穿过顶棚的所有管子，在其贯穿部位进行高硅氧绳缠绕，并且在其外侧敷设一层耐火混凝土；（4）通过上述处理之后，再按照原来步骤进行耐火混凝土的浇筑并安装密封钢板，并且对密封干板和顶棚挂好吊板，对侧墙疏形卡板和密封高顶版进行焊接，对所有没有密封的区域，进行现场密封焊接；（5）对前水冷壁和顶棚之间存在的膨胀缝，首先在水冷壁上面焊接托板，接着使用2根高硅氧绳与硅酸铝纤维棉做压实处理，最后再将顶棚管与水冷壁进行焊接。

4.3 施工注意事项

（1）所有需要固定在受热面管子之上的密封材料，一定要在进行水压试验之间密焊完成；（2）在间隙处进行密焊时，必须要进行分段焊接，以避免焊接出现变形；（3）在进行高硅氧绳缠绕时，一定要缠实，并尽可能下压至顶棚；（4）在进行耐火混凝土浇筑时，一定要确保捣实。

5 结语

首先，该发电厂300MW“W”火焰锅炉在炉顶密封改造之后，完成了多重密封，有效地发挥了材料本身具备的密封功能，通过长时间观察，密封改造效果良好；其次锅炉炉顶的各个受热面交界处环境大致相近，各个受热面间几乎不存在膨胀差，所以各相互交接处使用了密焊处理，最后形成了刚性整体，另外对顶棚各管鳍片存在间隙使用了密焊进行了处理，最终完成膜式的顶棚机构，使得炉顶的密封大大集中，并实现了将密封区域的有效隔开，完成了局部密封，最后这种锅炉炉顶的密封，如果在设计时进行周密的考虑，不仅可有效地减少所需密封的面积、节省施工费用、节约材料，还方便在出现泄漏时查找漏点并进行处理。

参考文献

[1] 董云萍.电厂锅炉炉顶密封改造施工工艺[J].山西科

技，2004，（4）：87-88.

[2] 王林江.锅炉炉顶密封保温施工工艺的改进[J].节

能，2004，（9）：153-154.

[3] 李中华，李广建，蒋健飞，王锦洋.俄罗斯产230t/h

锅炉保温及密封改进方案[J].热力发电，2000，

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[4] 郭放.锅炉密封保温的现状与改进[J].鞍钢技术，

2001，（4）：121-122.

300MW燃煤锅炉节能优化改造 篇7

该厂1号机组长期运行出现的主要问题是供电煤耗偏高。为了全面了解和掌握机组热力特性、运行状况及热力系统各项技术指标, 对1号机组进行了全面性能诊断试验。此后对1号机组实施整体优化改造, 以解决机组供电煤耗偏高问题, 使各项参数处于国内同类型机组的标杆值, 能耗达到国内先进水平。其中锅炉侧的改造项目包括锅炉本体及管道保温治理, 燃烧控制系统优化, 燃烧优化调整试验, 低NOx燃烧系统改造, 空气预热器密封改造等。本文主要分析机组优化改造前后锅炉效率、排烟温度、排烟热损失、空气预热器漏风率的变化, 以此判断改造效果。

2 设备介绍

该厂1号机组锅炉由哈尔滨锅炉厂设计制造, 配300MW汽轮发电机组的亚临界、自然循环、单炉膛四角切圆、一次中间再热、平衡通风、固态排渣汽包锅炉。锅炉型号:HG-1025/17.5-YM11。每台炉配有五台ZGM95G型中速磨煤机, 其中4台运行、1台备用, 制粉系统采用正压直吹式。

锅炉采用紧身封闭П型布置、固态排渣、全钢架悬吊结构。炉膛上部布置有墙式再热器、分隔屏、后屏过热器、后屏再热器;水平烟道中布置有末级再热器和末级过热器;后烟道竖井布置立式低温过热器、水平低温过热器和省煤器;炉膛高热负荷区水冷壁采用内螺纹管的膜式水冷壁, 顶部受热面各部分间采用大口径连接管联结。后烟道下部布置有两台三分仓容壳式回转空气预热器。

3 性能诊断试验

3.1 锅炉热效率试验

机组负荷稳定时, 试验测试100%、80%、60%额定负荷常规工况下锅炉热效率, 包括优化改造前后热效率试验。

热效率试验在炉内燃烧稳定、机组设备运转正常的条件下进行, 通过反平衡法, 测定锅炉的各项热损失, 从而计算出锅炉的热效率。

3.2 排烟温度测量

空预器进出口烟气温度采用网格法测量, 进出口烟气温度测量一次仪表为E型热电偶, 二次仪表为FLUKE温度测量仪[3]。

进口每侧取各测量点的算术平均作为进口平均烟气温度, 并确定代表点。锅炉热效率调整试验时若需要测量空预器进口温度, 则采用代表点法。出口共2个烟道, 每侧空预器出口平均烟气温度取测量点的算术平均值[4]。排烟温度测量结果见表1。

3.3 空气预热器漏风率测定试验

漏风率的测试采用氧量法, 氧量法是采用测量烟气中含氧量来计算空预器的漏风系数和漏风率。试验中分别对A、B两侧空气预热器入口、出口的烟气氧量进行测试, 进而计算出A、B两侧空气预热器的漏风率, 以对A、B两侧空气预热器的漏风状况进行评估。

4 结果与分析

4.1 锅炉热效率分析

改造前、后各个工况下锅炉热效率变化趋势图。通过对该厂1号锅炉本体性能鉴定试验, 在300MW、240MW、190MW工况下修正后锅炉热效率分别为93.87%、93.59%、93.52%, 均高于设计值93.42%, 同时较改造前三工况下的92.53%、92.65%、92.72%分别提高1.34%、0.94%、0.80%。锅炉改造前、后排烟热损失变化较大, 降低幅度为0.31%~1.07%, 这主要是改造后排烟温度大幅下降, 入炉煤煤质也发生一定程度变化, 使得排烟热损失降低, 锅炉热效率得以提高, 优化改造效果显著。

4.2 排烟热损失分析

改造后各个工况下1号炉排烟热损失均有一定程度下降, 在锅炉的各项运行指标中, 对排烟热损失的最重要影响因素是锅炉的排烟温度1号炉改造前、后锅炉排烟温度对比结果, 可以看出, 通过本次锅炉低氮燃烧系统改造, 以及空预器漏风、蓄热元件治理, 锅炉排烟温度较改造前明显降低, 各负荷下平均下降幅度可达6.56℃, 使得锅炉排烟热损失大幅下降, 从而使得锅炉效率明显提高, 改造效果明显。

4.3 空气预热器漏风率分析

对比了改造前、后1号炉空预器平均漏风率测试结果, 1号锅炉在300MW、240MW、190MW三工况下改造后空预器平均漏风率分别为4.18%、5.24%、5.46%, 较改造前的10.26%、10.55%、9.82%大幅降低, 有效降低一次风机、送风机、引风机电耗, 提高空预器换热能力, 空预器密封改造项目效果显著。

5 结论

此次机组的优化改造效果显著, 锅炉排烟温度较改造前平均下降幅度可达6.56℃, 使得锅炉排烟热损失大幅下降, 从而使得锅炉效率明显提高。在300MW、240MW、190MW三工况下改造后空预器平均漏风率分别为4.18%、5.24%、5.46%, 较改造前的10.26%、10.55%、9.82%大幅降低。

摘要：本文所研究的主要内容是某电厂#1号机组供电煤耗偏高问题, 特此对该机组进行全面的优化改造, 锅炉侧的改造项目包括锅炉本体及管道保温治理, 低NOx燃烧系统改造, 空气预热器密封改造等。改造后试验数据表明, 此次优化改造效果显著, 锅炉排烟温度较改造前平均下降幅度可达6.56℃, 使得锅炉排烟热损失大幅下降, 从而使得锅炉效率明显提高。

关键词：优化改造,锅炉效率,排烟热损失

参考文献

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[2]刘小川等.600MW亚临界机组锅炉设备优化改造[D].节能与环保, 2010, 11.

[3]马崴, 马融, 奇乃.电厂锅炉性能测试及优化改造[J].能源与节能, 2011 (09) :78-79.

[4]程新华, 张庆国, 付存山.电站煤粉锅炉燃烧设备改造及燃烧优化[J].山东电力技术, 2004 (03) :35-38.

[5]梁建超.420t/h锅炉采用SOFA技术降低NOx排放可行性分析及改造方案[J].电力设备, 2008, 9 (05) :32-35.

[6]方光纯.燃煤电站锅炉整体燃烧优化方法[J].科园月刊, 2008 (08) .

某300MW煤粉锅炉燃烧调整试验 篇8

1 概述

徐塘发电有限公司6号锅炉为上海锅炉厂设计制造的SG-1036/17.47-M876型亚临界中间再热控制循环锅炉,采用单炉膛、∏型露天布置,全钢架悬吊结构,平衡通风,固态除渣。锅炉炉膛深度11.76 m,宽度14.02 m。燃烧器采用四角布置,切向燃烧。锅炉采用正压直吹式制粉系统,配置5台ZGM-95型中速磨煤机。锅炉最大蒸发量(MCR)负荷4台磨煤机运行,1台备用。锅炉的主要设计参数见表1,试验煤种为烟煤,煤质特性见表2。

2 燃烧调整的内容及方法

燃烧调整试验主要包括煤粉量的调整、风量的调整、炉膛负压及引风机的调整和燃烧器的调整与运行。

2.1 煤粉量的调整

对于采用直吹式制粉系统的锅炉,其负荷的变化将直接影响制粉系统的出力。负荷变化较小时,改变给煤机转速就能达到目的;锅炉负荷变化较大时,改变给煤机转速有时不能满足调节负荷的要求,此时应以投停磨煤机作为粗调,再以改变给煤机转速作为细调节。投停磨煤机时应尽量平稳,以免破坏整个炉内的空气动力工况。

给煤机转速的正常调节范围不宜过大,若转速过高,煤粉浓度过大,容易引起不完全燃烧,也易使给煤机过负荷发生事故;若转速过低,在炉膛温度变化不太高的情况下,由于煤粉浓度低,会影响着火的稳定性,易导致炉膛灭火。因此,徐塘发电有限公司的给煤机皮带转速一般控制在1.2～12 m/min范围内。此外,各台给煤机事先都要进行转速、出力试验,了解每台给煤机的特性,保持给粉均匀。给煤机调节一定要平稳,应避免大幅度调节,任何时间的过量给粉或给粉中断,都会使炉内火焰发生跳动,着火不稳,甚至可能引起锅炉灭火。

2.2 风量的调整

锅炉负荷变化时,进入炉内的风量必需与送入炉内的燃料量相适应,同时也要对引风量进行相应的调整。进入锅炉的空气是有组织的一、二次风,其次是少量的漏风。运行人员可根据氧量来调节风量,尽可能保持炉膛内为最佳空气系数状态,以获得较高的锅炉效率。此外,判断燃烧情况还要注意分析飞灰、灰渣中的可燃物量,观察炉内火焰颜色等,综合分析炉内的燃烧工况。进入炉内的空气量可以用炉内的过量空气系数(氧量)来表示。对于各种燃料,可提前制定出相应的过量空气系数(氧量)和负荷的关系曲线。运行人员可参考此曲线来控制炉内空气量,使其尽可能保持较佳运行状况,以获得较高的锅炉热效率。

在锅炉燃烧中,风煤比对炉内的燃烧稳定有着决定性作用。燃烧处于正常稳定状态时,炉内的火焰为光亮的金黄色火焰,火焰中心应为淡灰色。如果火焰炽白刺眼,表明风量偏大,运行氧量偏高。如果火焰暗红不稳,若此时运行氧量表指示偏低,火焰末端发暗并有黑色烟气,同时烟囱冒黑烟等,表明风量偏小;若氧量表指示偏高,则可能是送风量过大或漏风严重的缘故。此外,煤粉太粗或不均匀煤的灰分高等,容易产生火焰闪动,煤水分高而挥发分低时,火焰会发黄无力[3]。

二次风量的改变是由送风机的动叶调节来实现的。以徐塘发电有限公司300 MW机组为例,动叶的调节有一定的阶跃性,当指令值大于反馈值时,才能调节动叶。但这样容易导致在某一指令时,风机出力变化很大,引起炉膛负压大幅波动,所以调节动叶时需谨慎进行,不仅要注意反馈的变化,还要注意送风量和送风机电流的变化,以防止炉膛负压波动而引起燃烧不稳定。

炉膛两侧的二次风风箱为多层风室,各层风室均设有风室挡板,以合理分配燃烧器各层喷口之间的配风。根据作用的不同可以分为辅助风、燃料风和燃尽风。辅助风挡板的调节,不但影响火焰中心的位置,同时还对火焰的切圆有一定影响,有时还可能影响到火检系统[4]。例如2007年徐塘发电有限公司6号炉,先后灭火10余次,其原因与炉内空气动力场有关。通常在锅炉辅助风调节中,调节风挡板的开度主要受控于炉膛的风箱差压ΔP。由经验得知,当负荷小于35%时,ΔP为常数值;当负荷大于75%时,ΔP为小于1 000 Pa的常数值;当负荷在35%MCR与75%MCR之间时,ΔP随负荷的增大而线性增大。在保证风箱差压的前提下,可根据需要来调节各层辅助风的大小。例如,要提高蒸汽温度,可适当提高火焰中心,将下层辅助风稍开大,上层适当关小;要减小主再汽温两侧的偏差,可适当开大顶层辅助风的开度,以减小炉内烟气的旋转,同时对主再汽温的偏差调节也有一定作用。

2.3 炉膛负压及引风的调整

炉膛负压是反映燃烧工况是否正常的重要参数之一,正常的炉膛燃烧应处于微负压下进行,炉膛负压一般维持在-40～-60 Pa之间,既不会出现烟气外泄的现象,也不会出现漏风系数偏大的情况。负压的波动反映了炉膛排出的烟气量和燃烧产生的烟气量之间的平衡关系,两者相平衡时,炉膛负压保持稳定,当后者大于前者时炉膛负压降低,反之则负压增大。当炉膛的燃烧发生故障或异常时,最先反应在炉膛负压的变化方面。燃烧不稳定时炉内负压产生剧烈波动。实践表明,炉内负压大波动往往是炉膛灭火的先兆。

2.4 燃烧器的调整与运行

2.4.1 燃烧器出口风速和风率的调整

燃烧器保持适当的一、二次风出口风速和风率是建立正常的空气动力场、保持风粉均匀和良好着火条件所必需的条件,对于不同煤种,其相关配风条件如表3[5]所示。

四角切圆燃烧器的锅炉要求四角的配风风速、风量相差较小,还需保持切圆的稳定性及切圆中心处于炉膛中心,以保证炉内良好的空气动力场,利于燃料在炉内的稳定燃烧。

2.4.2 燃烧器的运行

在负荷允许的条件下,可采用多火嘴、少燃料的运行方式,这样有利于火焰间的相互引燃,便于调节,同时风粉混合较好,火焰充满度也好,燃烧稳定充分,这样有利于燃用挥发分较高的煤种;当燃用挥发分较低的煤种时,则可以考虑采用集中火嘴和增加煤粉浓度的运行方式,使炉膛负荷较集中,有利于新燃料的着火和稳定燃烧。

3 燃烧调整试验结果分析

根据上述的理论分析,对徐塘发电有限公司6号锅炉进行了燃烧调整试验,燃烧调整的内容包括变氧量、变二次风配风、变燃尽风等试验,试验负荷均为300 MW。

3.1 变氧量试验

在变氧量的试验中,进行了3个试验工况,运行氧量分别为2.11%,2.63,2.94%,试验期间合理调整煤粉量的分配,保持一、二次风风速在合理范围,并密切关注炉膛负压的变化,同时保持其他运行参数基本一致。

试验结果(如表4所示)表明,运行氧量在2.1%～3.0%的变化范围,锅炉热效率随氧量的升高而上升显著,NOx排放质量浓度(折算到6%O2)随氧量升高呈现先快后慢的上升趋势,送、引风机电流随氧量的上升也在不断攀升。该变氧量试验也符合文献[6,7]中锅炉热效率随氧量上升阶段的变化规律。但是,在实际中考虑到氧量升高对主、再热蒸汽减温水流量、风机电耗和NOx排放质量浓度带来的负面影响,运行氧量控制在2.8%左右即可。

3.2 变二次风配风方式试验

在变氧量试验的基础上,进行了变二次风配风方式的试验,运行氧量控制在2.8%左右,选取的二次风配风方式为均等、倒塔和束腰。试验结果(如表5所示)表明,从锅炉热效率和NOx排放质量浓度来看,二次风采用倒塔配风方式都是最优的,但是在该种配风方式下主、再热汽温均较难达到设计值;束腰配风与均等配风相比则互有优缺,与均等配风相比其锅炉热效率和NOx排放质量浓度均略占优,但存在主、再汽温达不到设计要求的现象。在试验煤种条件下,当只考虑锅炉热效率和NOx排放质量浓度时,可采用倒塔配风;当要兼顾锅炉热效率、NOx排放质量浓度和主、再汽温时,可采用束腰配风。

3.3 变燃尽风试验

在变燃尽风试验中,共进行了3个试验工况,燃尽风的开度分别为20%,50%,100%,试验期间保持其他参数基本一致。试验结果(如表6所示)表明,燃尽风对过热蒸汽和再热蒸汽汽温影响不大,随着燃尽风的增大,锅炉热效率先增大后减小,NOx排放质量浓度呈降低趋势。其主要原因是燃尽风紧挨主燃烧区的上部,燃尽风量增加,保证了锅炉后期燃尽所需的氧气,但过度增加燃尽风量又会导致主燃烧区缺氧从而锅炉热效率下降,因此锅炉热效率会随燃尽风量的增加而呈先增大后减小的趋势,从另外一个角度考虑,燃尽风的存在加强了炉内的分级燃烧,故NOx排放质量浓度随燃尽风量的增加而不断降低。综合考虑,燃尽风开度宜放置在50%左右。

4 结束语

根据徐塘发电有限公司6号锅炉燃烧调整试验结果,提出如下建议:

(1)综合NOx排放质量浓度和锅炉效率考虑,建议运行氧量控制在2.8%附近。

(2)只考虑锅炉热效率和NOx排放质量浓度时,宜采用倒塔配风;若同时要兼顾主、再汽温时,可采用束腰配风。

(3)建议燃尽风门开度宜保持在50%左右。

(4)进行燃烧调整试验,需要把握煤质的特性,根据实际情况,合理调整制粉系统的出力,选取合适的运行氧量、二次风配风方式及燃尽风开度,可在保证较高锅炉热效率的同时,使NOx排放质量浓度在较低水平,从而实现机组在运行过程中的节能减排。

参考文献

[1]李青,高山,薛彦延.火力发电厂节能技术及其应用[M].北京:中国电力出版社,2007.

[2]西安热工研究院.发电企业节能降耗技术[M].北京:中国电力出版社,2010.

[3]金维强.大型锅炉运行[M].北京:中国电力出版社,2004.

[4]黄新元.电站锅炉运行与燃烧调整[M].北京:中国电力出版社,2003.

[5]姚文达.锅炉燃烧设备[M].北京:中国电力出版社,2003.

[6]宁新宇,梁绍华,岳峻峰.低NOx切向燃烧系统的改造及性能优化试验[J].动力工程,2010,30(7):502-507.

300MW锅炉 篇9

1 锅炉检修目的及其主要步骤

火电厂锅炉设备检修的目的在于通过定期、有计划地对设备进行预防性的检查、维护、修理和检验, 及时发现和消除设备存在的缺陷, 消除潜在事故因素, 确保发电机组安全、可靠、经济运行, 提高设备的使用寿命。普遍的来讲, 火力发电厂设施的检查维修关键牵扯到两个部分:1) 要选择哪一种检查维修措施;2) 应该选择哪一种政策进行指挥检查维修, 进行检查维修最好的时候是何时, 怎样经过合理的形式完成对整体的检查维修行为的改善管制。锅炉设备检修的方针为以防为主, 计划检修, 质量第一。做到应修必修, 修必修好。这也是检修过程中要坚持的原则, 必须严格执行, 因为这关系到电力生产的安全进行, 决不能玩忽职守。检修工作要精心组织, 具体的来说锅炉的检修工作可以概括为以下几个阶段的内容: (1) 准备计划。在该阶段要全面的了解锅炉的运行状况, 指定检修计划, 为锅炉的检修工作打好基础。 (2) 开工、拆卸、解体。这一阶段主要完成锅炉的拆卸等一些工作, 这是锅炉检修过程中十分重要的阶段, 是以后检修工作的基础。 (3) 修理、装复阶段。 (4) 验收、调整、评价阶段。 (5) 总结、提高阶段。

2 锅炉主要设备的检修

锅炉的检修就是对锅炉各个主要设备的检修, 通过完成对锅炉主要设备的检修可以了解锅炉的运行状况, 预防锅炉在运行中可能出现的故障, 降低锅炉在运行过程中的事故率。锅炉系统涉及到的主要设备包括:汽包、水冷壁、省煤器、过热器等。下面简单介绍一下各个设备的检修内容和方案。

2.1 汽包的检修

汽包位于锅炉上部, 与炉膛前墙平行布置, 汽包用作产汽回路的储水箱, 其内装有汽水分离器、蒸汽干燥器、汽包上接有化学加药管、给水管、下降管、连续排污管、上升管、导汽管、前墙水冷壁管直接与汽包相连。在亚临界机组中, 汽包的作用十分重要, 汽包水位的高低能够在很大程度上影响机组的运行性能。所以在进行锅炉检修时对汽包的检修是十分有必要的, 汽包检修主要项目包括检查人孔是否堵塞, 汽包是否有裂纹以及对汽包内部的清扫等。

2.2 水冷壁的检修

水冷壁敷设在锅炉炉膛内壁、由许多并联管子组成的蒸发受热面。水冷壁的作用是吸收炉膛中高温火焰或烟气的辐射热量, 在管内产生蒸汽或热水, 并降低炉墙温度, 保护炉墙。在大容量锅炉中, 炉内火焰温度很高, 热辐射的强度很大。锅炉中有40~50%甚至更多的热量由水冷壁所吸收。除少数小容量锅炉外, 现代的水管锅炉均以水冷壁作为锅炉中最主要的蒸发受热面。如不能对水冷壁进行正常的检修工作, 水冷壁容易发生结渣, 运行过程中受热不均可能发生超温爆管现象, 甚至可能引起炉膛的爆炸。水冷壁的检修主要包括以下几点内容: (1) 水冷壁及水冷屏检修; (2) 各联箱检修; (3) 密相区浇铸料检修; (4) 一、二次密封检修 ; (5) 过热器的检修。

2.3 过热器检修

在锅炉中安装过热器的主要目的是将从汽包出来的过热蒸汽加热成过热的蒸汽, 过热的蒸汽进入汽轮机做功, 如果过热器发生故障引起过热度过低则可能使汽轮机中部分级出现蒸汽带水现象冲击汽轮机叶片, 造成汽轮机运行效率下降, 严重的时候甚至会引起汽轮机运行事故。当过热器出口蒸汽过热度过大时, 过热蒸汽有可能进入汽轮机后加热汽轮机前几级叶片, 降低叶片的使用寿命。过热器检修主要包括受热面膨胀系统检查、受热面悬吊结构检查、受热面防磨检查、受热面按部颁标准要求检查、受热面金属监督检查等项目。

3 锅炉检修策略

3.1 锅炉检修周期

300MW燃煤火力发电机组仍是国内火力发电机组的重要组成部分, 配套锅炉的蒸发量一般在1000t左右。锅炉的炉型可以分为直流炉、强制循环炉和自然循环锅炉等, 但是对于先运行的绝大数300MW燃煤机组均属于亚临界锅炉, 锅炉炉顶上部都设有汽包。根据锅炉检修的《发电厂检修规程》中的规定, 亚临界锅炉在运行过程中的大修周期一般设置为3年, 小修一般是指为5个月左右;而对于新投入运行的机组, 检修时间就有所不同, 一般是锅炉初次投入后一年就进行一次大修, 这样可以更加清楚的了解新锅炉的运行性能, 更好的控制锅炉的运行。锅炉设备的一些腹肌的设备在锅炉检修过程中同步进行, 而对于锅炉系统中的公用系统, 一般单独进行, 年一次大修和一次小修。

3.2 锅炉检修的范围

锅炉在运行过程中可能发生的主要问题和故障时锅炉设备的磨损以及其寿命消耗。每台锅炉的磨损和寿命都是不同的, 即便是同种锅炉也有很大的差别。正是由于影响锅炉磨损的因素众多, 对于同一台锅炉, 其在运行寿命的各个阶段变现出来的磨损特性也会有所变化。锅炉检修通过检查和修理, 了解锅炉在当前情况下的运行状况, 从而从一定程度上改善、恢复锅炉机组的运行性能。而锅炉检修的主要范围如上文所述主要包括:汽包、水冷壁、省煤器以及过热器、管道等相关设备。

3.3 锅炉检测策略

随着锅炉检修水平的提高, 逐渐提出了锅炉新的检修策略, 该策略在深入考虑了火力发电厂各类设备运行特点的基础上, 把火电厂各个设备检修总结为了4种基本类型: (1) 例行性集中检修 (RCR) 。对于系统中一些特殊的设备, 由于检修过程十分复杂, 必须要在停机装态下进行, 并且这些检修过程的周期往往都会长于锅炉运行间隔, 所以单独为这些特殊的设备安排了RCR。在所有的检修类型中, RCR检修工作的规模最大, 持续时间也是最长的。 (2) 间隔性集中检修 (ICR) 。ICR可以安排在锅炉运行的间隔中进行 , 所以他不会影响锅炉的运行, 不用安排在停机下进行, 对于检修周期小于运行间隔的设备使用ICR。 (3) 日常预知性维护与检修 (DPMR) 。DPMR一般在锅炉运行过程成中进行, 它主要是为了保证机组的高效运行。对于凡是不会影响到机组运行的一些设备的检修工作都可以在系统运行期就进行检修, 这样可以快速处理锅炉运行中出现的问题提高检修工作的灵活性。 (4) 突发事故下的检修 (AR) 。对于现在运行的锅炉, 往往会发生一些突发试过, 这些事故有些是在所难免的, 这些事故一般都是由一些不可预知的因素引起的, 所以这类检修的时间以及检修周期往往都不是事先可以预知和控制的。

4 结果和结论

锅炉是火电厂中主要设备之一, 锅炉的安全运行直接关系到电厂的安全运行和电力的顺畅供应, 目前国内在维修检测以及判断等部分做的仍然不是很好, 只有通过增长停机检修时间来保证锅炉检修工作的完成。本文首先从电力安全角度分析了锅炉检修的重要性以及检修的意义, 然后从锅炉检修的目的、步骤、具体内容以及检修策略等方面, 分析了检修过程中所涉及的主要内容和应注意的一些主要问题 , 最主要的是分析了锅炉检修策略 , 为锅炉的检修工作提供一个可行的参考。

摘要：目前, 国内仍有大量的300MW机组在线上运行, 若不能正常的保证300MW机组锅炉的安全的运行, 极有可能造成设备的重大的损害以及不可估量的人身伤害, 直接的影响电力的供应。详细分析锅炉检修过程的具体过程可以加深对锅炉检修的认识程度, 提高对锅炉检修的熟悉程度, 在一定程度上保证机组的安全顺畅运行。基于以上原因, 本文从锅炉检修的目的、步骤、具体内容以及检修策略等方面, 分析了检修过程中所涉及的主要内容和应注意的一些主要问题, 本文可以为锅炉的检修工作提供一个可行的参考。

关键词：锅炉检修,汽包,水冷壁,过热器

参考文献

[1]郑建鹏.发电厂锅炉检修运行与维护措施探讨[J].科技资讯, 2014, 12 (23) .

[2]顾克, 王分成.发电厂锅炉检修运行与维护措施探讨[J].房地产导刊, 2014 (20) .

300MW直流锅炉脱硝技术分析 篇10

关键词：300MW直流锅炉,脱硝技术,方案分析

生态环境是社会群众赖以生存的基础, 由于工业化进程发展带来的巨大经济效益以及社会模式的转变, 人类在最初时并没有注意对生态环境的保护, 因此导致大量污染气体排出, 严重破坏了生态平衡, 并影响到社会群众的正常生活。

1 氮氧化物综合概述

1.1 氮氧化物生成机理

氮氧化物的形成主要有天然排放与人工排放两种。天然排放氮氧化物的主要来源是土壤和海洋中有机物的分解, 这一过程属于自然环境的正常循环, 人工排放的氮氧化物则是造成空气污染的主要来源, 一般来源是化石燃烧或者生产生活。大量排放的氮氧化物不仅会形成酸雨还会使大气产生光化学烟雾并消耗O3。值得一提的是, 最初排放到空气中的氮氧化物绝大多数属于一氧化氮, 但是一氧化氮的性质极其不稳定, 在接触到空气后, 很容易与氧气进一步发生反应, 最终形成二氧化氮, 二氧化氮与空气中的水分子发生化学反应后, 就会在空气中形成硝酸。在气象条件允许的情况下, 二氧化氮转化为硝酸的速度会加快, 大量的硝酸一部分会成为酸雨, 腐蚀建筑物等, 为人类的生活带来较大的负面影响[1]。

1.2 燃煤锅炉的氮氧化物排放标准

发达国家是第一批进行工业革命的先驱, 也是目前发展较为稳定、快速的国家, 对于环境污染的危害性认知也相对较早, 因此, 到目前为止, 也形成了较为成熟合理的环境制约规定。其中对300MW规模的直流锅炉排放德国要求为固态排渣煤粉炉氮氧化物排放小于650mg/m3, 液态排渣煤粉炉氮氧化物排放小于1300mg/m3, 新型改建的锅炉其氮氧化物排放量应控制在400mg/m3之内。相对国外发达国家而言, 我国对空气污染的防止起步较晚, 对于燃煤锅炉氮氧化物的排放标准为干燥无灰基挥发分 (Vdaf) 大于20%, 排放浓度要小于450mg/m3[2]。

2 300MW直流锅炉脱销技术分析

2.1 脱硝技术分类

煤炭脱硝阶段可以分为燃烧前脱硝、燃烧中脱硝以及燃烧后脱硝, 在300MW直流锅炉脱硝技术分析中主要进行的是燃烧后这一阶段的技术分析。在燃烧后的脱硝处理技术中较为普遍的包括选择性非催化还原脱硝 (SNCR) 、选择性催化还原脱硝 (SCR) 、活性炭吸附法以及电子束脱硝。当前应用较为广泛的是选择性非催化还原脱硝技术以及选择性催化还原脱硝技术。其中SNCR的建设成本与运行成本明显低于SCR, 但是会受到锅炉内部结构尺寸的影响, SCR是当前社会中技术最为成熟的一种炉后脱硝技术, 但是需要成本较高, 而且由于燃料中三氧化硫的存在, 在物质进行化学反应过程中会损坏设备[3]。

2.2 300MW直流锅炉脱硝方案

从建设成本与运行成本的角度考虑, 实验设计的300MW直流锅炉脱硝方案选用的技术是SNCR, 实验过程是通过调整SNCR系统和设备的相关状态, 制定最合适的脱硝技术指标。在300MW负荷下, 脱硝性能优化实验需要进行多次工况测试。主要测试组合为上层喷射长枪与上层喷射短枪搭配、中层喷射长枪与下层喷射短枪、中层喷射长枪与上层喷射短枪以及双层短枪进行搭配。测试重点是上层长枪与上层短枪的组合使用。经过对实验结果分析, 其中上层长枪与上层短枪组合的脱硝率最为理想, 基本可以控制在40%以上, 中层喷射长枪与上层喷射短枪的脱硝控制也较为明显, 但是对逃逸氨浓度的控制相对偏大, 且距离中层吹灰器距离较近, 无法长期投运。经过对实验的总结分析, 建议300MW直流锅炉在进行脱硝处理时选择选择性非催化还原技术, 在投运处选择上层长枪与上层短枪的搭配模式, 并对尿素容易流量以及雾化空气母管压力进行合理控制[4]。

2.3 脱硝技术的影响

脱硝技术主要为了治理空气污染, 在应用过程中不会对锅炉工作效率造成影响, 因此锅炉的整体性能不会因为脱硝技术的应用而降低。脱硝技术是立足于社会实际, 以可持续发展为指导思想的节能减排重要措施, 人工排放出的氮氧化物不仅会制约社会发展, 还会直接危害到社会群众的健康。分析直流锅炉的脱硝技术, 不仅可以提高锅炉的整体应用性能, 最为重要的是, 可以使燃烧物进行更彻底的应用, 实现人与自然的和谐相处。

3 结束语

通过分析可以得知, 氮氧化物是锅炉燃烧过程中形成一种主要空气污染物, 其组成元素只包括氮和氧两种, 但是所形成的氮氧化物种类繁多, 其中二氧化氮性能较为稳定, 五氧化二氮在常温下会以固态的形式呈现。当前世界上所应用的脱硝技术主要有选择性非催化还原技术与选择性催化还原技术, 二者之间的反应条件并没有较大差异, 但是应用选择性催化还原技术需要投入更多的成本。

参考文献

[1]苏志鹏.300MW直流锅炉脱硝技术分析[D].广州:华南理工大学, 2013.

[2]耿国, 马利民.国产300MW电厂直流锅炉水冷系统两种改造方法的比较[J].能源工程, 2011, (3) :54-56.

[3]杨东旺, 黄熊荣.国产300MW直流锅炉改造总结[J].电力学报, 2011, (6) :509-511.