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炉燃烧系锅统运行优化调整技术 目 录 一、超超临界锅炉技术的现状和发展简介 二、锅炉燃烧系统运行优化调整目的 三、锅炉燃烧系统优化调整技术现状 四、通过燃烧优化调整提高锅炉运行经济性途径 五、通过燃烧优化调整提高锅炉运行安全技术途径 六、锅炉燃烧优化调整试验内容 一、超超临界锅炉技术的现状和发展简介 工程热力学将水的临界状态点的参数定义为：压力为22.115MPa, 374.15℃。当水的状态参数达到临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在。 与较低参数的状态不同， 这时水的传热和流动特性等也会存在显著的变化。 当水蒸气参数值大于上述临界状态点的压力和温度值时，则称其为超临界参数。 而超超临界参数的概念实际为一种商业性的称谓，以表示出发电机组具有更高的压力和温度，我国电力百科全书则将超超临界定义为：蒸汽参数高于27MPa。 综合以上观点，一般将超超临界机组设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于593℃ 一、超超临界锅炉技术的现状和发展 简介 超超临界煤粉锅炉布置型式： 有П型布置及塔式布置。哈锅与东锅的1000MW超超临界机组锅炉采用П型布置，上锅采用П型布置和塔式布置两种。 超超临界机组锅炉燃烧方式： 有切圆燃烧和对冲燃烧。日本IHI、日立公司制造的超超临界П型炉均采用了前后墙对冲燃烧方式，如我国投产邹县、海门电厂、为日本巴布科克-日立公司(BHK)技术生产旋流燃烧器对冲燃烧方式； 三菱重工的锅炉燃烧方式为单炉膛或双炉膛燃烧方式，如我国投产华能玉环电厂，国电泰州电厂 一、超超临界锅炉技术的现状和发展 简介 采用单炉膛双切圆直流燃烧器，两种燃烧方式都可以减少炉膛出口烟温偏差。 欧洲的超超临界塔式炉不存在烟温偏差问题，燃烧方式既有四角切园燃烧，又有对冲燃烧，还有个别的双切园燃烧和八角单切园燃烧。我国投产外高桥为塔式炉。 超临界机组水冷壁型式： 垂直管屏和螺旋管圈二种型式共存。美国早期为垂直管屏，欧洲为螺旋管圈；90年代后，除日本三菱公司新开发了内螺纹垂直管屏外，其余全部采用螺旋管圈。我国除哈锅外，超超临界锅炉其他制造厂均采用螺旋管圈水冷壁. 1000MW超超临界锅炉运行状况 东方锅炉厂采用日立公司技术，锅炉运行平稳； 哈尔滨锅炉厂采用三菱公司技术，采用节流孔圈结构，投产初期节流孔圈经常堵塞，多次爆管； 上海锅炉厂采用阿尔斯通技术，塔式锅炉，烟温偏差小，再热器超温。 二、锅炉燃烧系统运行优化调整目的 首先满足外界电负荷需要的蒸汽数量和合格的蒸汽品质的基础上，保证锅炉安全、经济和环保运行，具体归纳为： 2.1.提高锅炉运行经济性 应通过运行优化调整尽量减少各种损失，以提高锅炉的效率； 同时保证锅炉正常稳定的汽压、汽温和蒸发量，减少再热器减温水的流量等，以提高整个机组热效率。 二、锅炉燃烧系统运行优化调整目的 主蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.93 g/kWh；再热蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.75g/kWh。 过热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约 0.08～0.12 g/kWh；再热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约0.52～0.63 g/kWh。 二、锅炉燃烧系统运行优化调整目的 二、锅炉燃烧系统运行优化调整目的 主蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.93 g/kWh；再热蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.75g/kWh。 过热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约 0.08～0.12 g/kWh；再热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约0.52～0.63 g/kWh。 2.3.最大限度减少燃烧过程污染物排放量。 主燃烧区域采用低于0.8-0.9的过剩空气系数，保持还原性气氛，在燃尽风口送入平衡风，达到完全燃烧。 在最上层燃烧器上设置燃尽风口，组织全炉膛的分级燃烧，进一步降低NOx生成。 三、锅炉燃烧系统优化调整 技术现状 我国火力发电厂大多以煤为主要燃料，近年来由于电煤供应较为紧张，锅炉燃煤变化较为频繁，实际燃用煤种常常偏离设计值,直接影响锅炉运行的经济性和安全性； 而且现有供煤及配煤系统存在许多不完善之处，加之电站燃用煤质难以得到保障； 随着超临界、超超临界机组的投运，对锅炉燃烧运行优化提出更高的要求。 三、锅炉燃烧系统优化调整 技术现状 目前我国火力电厂锅炉运行中，设备的实际制造和运行方式存在缺陷，监控参数存在偏差、负荷变化频繁，以及优化调整试验间隔较长等原因，普遍存在锅炉燃烧达不到最佳工况的现象，因此需要通过燃烧优化运行调整，提高锅炉热效率，降低机组煤耗。 燃烧系