350MW机组锅炉水平烟道烟温偏差调整试验
350 MW机组锅炉燃烧优化调试
350 MW机组锅炉燃烧优化调试王嘉奇;宋大勇;张正元;王恩宝;冯兆兴【摘要】某发电厂350 MW机组的锅炉一直存在水冷壁超温、再热汽温偏差、排烟温度高和NOx排放浓度高等问题,因此对该锅炉进行燃烧调整试验,结果表明:造成水冷壁温度偏差的原因是四角燃烧器组动量能量及燃烧过程存在偏差,炉膛火焰中心向右墙偏移,且3#角煤粉较浓偏高,导致欠氧燃烧,影响温度场.优化调试后,热效率显著提高,还在一定程度上降低了NOx排放量.【期刊名称】《沈阳工程学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2019(015)002【总页数】5页(P126-130)【关键词】四角切圆;火焰中心;水冷壁;热效率【作者】王嘉奇;宋大勇;张正元;王恩宝;冯兆兴【作者单位】沈阳工程学院研究生部,辽宁沈阳 110136;国电科学技术研究院有限公司沈阳分公司,辽宁沈阳 110102;沈阳工程学院研究生部,辽宁沈阳 110136;沈阳工程学院研究生部,辽宁沈阳 110136;沈阳工程学院能源与动力学院,辽宁沈阳110136【正文语种】中文【中图分类】TK229.6四角切圆燃烧锅炉因其采用直流煤粉射流的风粉组织，实现邻角点燃、四角相互支撑的燃烧方式，具有良好的着火稳定性、炉膛火焰充满度高、锅炉的可靠性和性价比高等特点。
随着燃煤价格不断上涨和环保形势的日益严峻，发电成本逐年上升，环保压力与日俱增。
因此，电力行业对锅炉燃烧的安全性、经济性和环保性提出了更高要求［1-2］。
以某电厂350 MW超临界褐煤锅炉为对象，展开燃烧优化试验，解决再热汽温偏差、排烟温度高、水冷壁超温和NOx排放浓度高等问题。
第一阶段主要利用停炉机会进行冷态试验和热态摸底试验；第二阶段主要根据摸底试验结果，针对存在的问题找到原因，再进行有针对性的调整试验，改善炉膛火焰中心位置和煤粉浓度分布情况，解决欠氧燃烧所引起的热负荷分布不均问题，提高锅炉的运行效率，并降低由于锅炉燃烧带来的环境污染，保证锅炉能够长期稳定、安全、经济的运行［3-6］。
某电厂锅炉排烟温度两侧偏差大的原因及改进措施
某电厂锅炉排烟温度两侧偏差大的原因及改进措施摘要：电厂锅炉排烟温度两侧偏差大影响了整个锅炉的工作质量，因此必须要做好诊断和修理工作。
文中结合具体案例分析排烟温度产生的原因，继而提出有效的解决对策，根据实际的运行效果而言，改进措施能够有效地控制两侧排烟温度，改善锅炉运行效果。
关键词：电厂锅炉；排烟温度；偏差；原因；措施引言电厂锅炉温度作为重要的检测参数，对于锅炉效率计算分析都有着重要意义，因此做好锅炉排烟温度测定，并且要根据温度数值进行合理管控调整是电厂运行中重要工作。
在实际的运行中，如果两侧排烟温度差异较大，则必然会造成极大的危害，所以必须要做好相关原因分析，提出有效的改进措施，确保改进质量。
一、锅炉排烟温度两侧偏差大情况概述某厂有限公司生产的锅炉超临界参数变压器操作汽包炉，四角切向燃烧方式，一次中间再加热，单炉河道平衡通风，固态排渣，室外布局，全钢结构II型汽包炉，型号为SG 1 2037/26.15 M626型。
锅炉燃烧系统配备6台中速直磨系统，5台机组按规定负荷运行。
锅炉尾烟采用选择性催化还原脱硝处理技术，反应器直接放置在篝火和空气预热器之间的烟道中，保证超效率不低于80%。
一般情况下，A侧空气预热器入口烟气温度较B侧低6℃，但A侧排烟温度较B侧高10℃。
锅炉修正排烟温度设计值为122℃，实际运行中修正排烟温度较设计值高约20℃；满负荷时A 空气预热器烟气侧前后压差可到19 kPa，为B 空气预热器烟气侧前后压差的2倍。
二、原因分析锅炉两台空气预热器漏风率分别为4.04%和4.41%，漏风率理想；检查锅炉本体、烟道、风管是否密封严密，漏风引起排烟温升的可能性低；测得的各粉碎机一次风量与DCS显示偏差小于5%。
在额定负荷工况下，两侧空气预热器的平均烟气温度约为335℃，低于设计值369℃；炉膛隔板左右两侧温度分别为1042℃/1022℃，低于1240℃的灰软化温度，锅炉运行时煤质稳定，炉膛无严重结渣现象。
锅炉排烟温度偏差大原因分析及对策
锅炉排烟温度偏差大原因分析及对策发布时间：2021-12-09T14:21:47.883Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：王晓晨[导读] 空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。
（新疆天池能源有限责任公司 831100）摘要：锅炉排烟温度是锅炉重要的监视参数之一，排烟温度偏差大会影响锅炉尾部受热面工质的加热参数，影响锅炉的热效率经济性，若出现严重偏差将影响锅炉的安全运行，甚至导致锅炉发生停炉事故。
运行中应将锅炉两侧排烟温度差控制在合理范围内，严格控制锅炉尾部各受热面工质热偏差，以保证锅炉烟道各受热面烟气温度在安全范围内，进而保证锅炉的运行安全。
关键词：排烟温度;热偏差;措施引言排烟温度是电站锅炉运行中重点关注的重要技术经济指标之一，排烟温度变化可对锅炉运行经济性产生较大影响，排烟温度升高，会导致排烟热损失增大且锅炉热效率降低。
锅炉日常运行中，导致排烟温度升高的原因种类较多，一类原因为测量偏差导致排烟温度升高，通常包括排烟温度测量元件积灰、故障以及测点位置的代表性差，引起排烟温度ＤＣＳ显示值高于实测值，可通过吹扫或修复测量元件以及排烟温度标定工作解决该类问题。
另外，锅炉运行及设备原因是导致排烟温度实际升高的主要原因，主要包括炉膛火焰中心上移、锅炉系统漏风及掺冷风、空气预热器换热效果差、尾部烟道吹灰效果不佳及锅炉设计缺陷等。
炉膛火焰中心上移引起空气预热器入口温度升高，从而导致排烟温度升高，主要原因包括煤种燃烧特性、燃烧空气分级控制方式、受热面结渣、过热器再热器烟气挡板调节、炉本体吹灰不佳等；锅炉系统漏风及掺冷风主要包括锅炉炉底及本体漏风、空气预热器热端漏风、一次风掺冷风量等；空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。
1锅炉排烟温度偏差大原因分析1.1二次风对空气预热器冷却不足某一负荷下，锅炉对总风量的需求是一定的，而锅炉总风量除了包括干燥、携带煤粉的一次风，直接进入炉膛辅助燃烧的二次风，还有由密封风机提供磨煤机的密封风。
2×350MW亚临界锅炉再热蒸汽温度偏差大分析
2×350MW亚临界锅炉再热蒸汽温度偏差大分析摘要：针对某电厂2×350MW亚临界燃煤机组锅炉再热汽温偏差大问题进行分析，通过燃烧配风、火焰中心改变、炉膛及烟道漏风、冷再蒸汽流量及高排温度偏差等方面对再热汽温的影响进行了分析，并提出了运行调整方面的应对策略，为同类型锅炉再热汽温调整提供参考。
关键词：汽温偏差；风箱差压；轴封漏气；应对策略1 机组概况及存在问题某电厂2×350MW亚临界燃煤机组锅炉为自然循环汽包П型单炉膛炉，型号为HG—1170/17.4—YM1，采用平衡通风、固态排渣方式，最大连续蒸发量是1170 t/h，锅炉出口蒸汽参数为16.67MPa/541℃/541℃。
锅炉制粉系统采用双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。
燃烧器为摆动式四角布置，切向燃烧。
二次风采用大风箱结构，由隔板将其分割成若干风室，一次风喷嘴可上、下摆动各20度，二次风喷嘴可上、下各摆动30度。
该厂两台锅炉低氮燃烧器改造后，一次风燃烧器重新设计更改为对置丘体水平浓淡分离燃烧器。
主燃区域：油二次风喷嘴由原3 层（12只）改为2层（8只），封堵两层分级风OFA（原E、F燃尽风）喷嘴，所有二次风喷嘴重新设计更换。
燃烬风喷嘴设计3层（12只）。
表1 不同工况下两台炉蒸汽参数对比负荷175（带热网）260300机组121212蒸汽流量（T/H）628622828823955927主汽温度(℃)左侧541534545538544546右侧543535546541544535再热汽温(℃)左侧540510536505536521右侧540518542518545511减温水量（T/H）左侧一减5.58.26.610.026.863.11右侧一减6.87.64.083.33.060.05左侧二减2.70005.412.76右侧二减70006.10摆角（%）758595959295超低排放改造后，出现了蒸汽温度偏差大问题如表1所示，特别是再热汽温度。
前后墙对冲直流锅炉烟温偏差优化调整研究
前后墙对冲直流锅炉烟温偏差优化调整研究针对某厂600MW前后墙对冲燃烧燃煤直流锅炉因烟温偏差大，造成锅炉受热面壁温壁温偏差较大甚至受热面超温的情况进行优化调整，通过运行手段调整烟温偏差，对制粉系统、燃烧系统、二次风箱配风系统进行优化调整，彻底解决锅炉内部的燃烧问题，减小烟温偏差的同时，优化锅炉燃烧工况，为同类型燃煤锅炉烟温偏差大的优化调整提供借鉴。
标签：直流锅炉；对冲燃烧；氧量；制粉系统；燃烧；烟温偏差0 引言某电厂600MW直流锅炉为东方锅炉集团有限公司制造的DG1913/25.4-II3型锅炉，为超临界直流炉、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊“”型结构，设计煤种为淮南煤矿烟煤。
6套制粉系统采用冷一次风机正压直吹式制粉系统，配置6台ZGM113G型中速磨煤机，24只HT-NR3型低NOx旋流燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。
在最上层燃烧器上方布置一排燃烬风口（OFA），减少NOx的生成。
该厂自投产以来，锅炉尾部烟道始终存在约50℃的烟温偏差，氧量偏差也非常大，在变工况过程中，过热器和再热器中间区域频繁超温，影响锅炉受热面的安全运行和锅炉燃烧效率。
烟温偏差的根本原因在于烟气残余旋转的影响，这也是近年来经过研究总结得出的公认看法[1-3]。
虽该厂进行制粉系统、燃烧系统和二次风箱配风优化调整试验，以减少烟气残余旋转，降低锅炉尾部烟道烟温偏差，解决锅炉受热面超温问题。
1 试验内容制粉系统优化调整试验主要是在以往制粉系统运行方式优化的基础上，测量调整磨煤机出口风速，进行变煤量、变加载力和变折向挡板开度下煤粉细度的变化，总结出磨煤机折向挡板、给煤量、加载力之间的最佳搭配关系，使磨煤机在不同工况下都能满足R90在试验要求范围内，缩短煤粉进入炉膛后的燃烧时间，降低炉膛火焰高度[4-6]。
燃烧系统的优化调整试验主要进行燃烧器内二次风、外二次风、中心风量调整共3个小项的试验内容，调整所有燃烧器煤粉浓度均衡和风量均衡，减少尾部烟道烟气流量偏差，最终达到尾部烟道两侧烟气参数基本一致。
哈尔滨锅炉厂350MW锅炉说明书
HG-1165/17.45-YM1型亚临界自然循环锅炉说明书二OOx年x月目录一. 锅炉设计主要参数及运行条件1.锅炉容量及主要参数1.1BMCR工况1.2额定工况2. 设计依据2.1 燃料2.2 锅炉汽水品质3. 电厂自然条件4. 主要设计特点5. 锅炉预期性能计算数据表二. 主要配套设备规范空气预热器三. 受压部件1. 锅炉给水和水循环系统2. 锅筒3. 锅筒内部装置、水位测示装置3.1 锅筒内部设备3.2 水位测示装置1) 结构布置2) 真实水位指示的重要性3) 水位指示机理4) 试验要求5) 试验步骤6) 锅筒水位控制值4. 省煤器4.1 结构说明4.2 维护5. 过热器和再热器5.1 结构说明1) 过热器2) 再热器5.2 蒸汽流程5.3 保护和控制15.4 运行1) 过热器2) 再热器5.5 维护5.6 检查6. 减温器6.1 说明6.2 过热器减温器6.3 再热器减温器6.4 减温水操纵台6.5 维护7. 水冷炉膛7.1 膜式水冷壁结构7.2 冷灰斗7.3 运行1) 管内结垢2) 排污3) 积灰7.5 维护1) 检查2) 管子修理四. 门孔、吹灰孔、烟风系统仪表测点孔五. 汽水系统测点布置六. 锅炉膨胀系统七. 锅炉构架说明八. 锅炉对控制要求九. 附图目录2一. 锅炉设计主要参数及运行条件Xxxxxxxxxxxxxx10锅炉是采用美国燃烧工程公司(CE)的引进技术设计和制造的。
锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，燃用烟煤。
锅炉以最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1165t/h；机组电负荷为350MW(即额定工况)时，锅炉的额定蒸发量为1093.56t/h。
1.锅炉容量及主要参数1.1 BMCR工况过热蒸汽流量t/h 1165过热蒸汽出口压力MPa.g 17.45过热蒸汽出口温度℃541再热蒸汽流量t/h 970.3再热蒸汽进口压力MPa.g 3.867再热蒸汽出口压力MPa.g 3.687再热蒸汽进口温度℃326.3再热蒸汽出口温度℃541给水温度℃280.2锅炉设计压力MPa.g 19.76再热器设计压力MPa.g 4.331.2 额定工况(350MW)过热蒸汽流量t/h 1093.56过热蒸汽出口压力MPa.g 17.35过热蒸汽出口温度℃541再热蒸汽流量t/h 909.33再热蒸汽进口压力MPa.g 3.616再热蒸汽出口压力MPa.g 3.448再热蒸汽进口温度℃319.2再热蒸汽出口温度℃541给水温度℃275.82. 设计依据2.1 燃料：煤质分析%(应用基) 设计煤种校核煤种碳50.22 46.65氢 3.01 3.12氧 6.25 6.871氮0.82 0.81 硫0.48 0.46 水份10.80 10.60 灰份28.42 31.49 挥发份(空气干燥基) 28.05 27.10 可磨性系数(HGI) 74 74低位发热值KJ/kg 19300 18200 燃料灰渣特性(%)SiO263.65Fe2O3 5.61AL2O320.54CaO 2.01MgO 1.29SO3 1.67Na2O 0.86K2O 0.94TiO2 1.86灰熔点(℃):变形温度1320软化温度1400半球温度1430流动温度145022.2 锅炉给水品质(根据锅炉技术协议)PH值联胺ppb 9.0~9.5 10~50总固形ppm ≯20 含油ppb ≯300 总硬度氧铁铜ppbppbppb~0≯7≯20≯53. 电厂自然条件多年平均气压1002.3 hPa多年平均气温 6.5 ℃多年平均最高温度13.7 ℃多年平均最低温度0.7 ℃多年极端最高气温36.3 ℃多年极端最低气温-35.9 ℃多年平均相对湿度68 %多年平均降水量798.7 mm多年平均蒸发量120.5 mm24小时最大降水量177.7 mm多年最大积雪深度17 cm多年最大冻土深度 1.43 m多年平均风速 2.8 m/s10米高度10分钟平均最大风速27.0 m/s最多风向东北场地土类别Ⅰ类厂房零米海拨高度约102.7 m地震基本烈度（地面运动加速度0.1g）Ⅶ度34. 主要设计特点(1) 锅炉为单炉膛，采用摆动式直流燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，配5台HP863中速磨煤机，正压直吹式制粉系统，每角燃烧器为五层一次风喷口，燃烧器可上下摆动，最大摆角为±30︒；在BMCR工况时，4台磨煤机运行，一台备用。
古海一厂#2锅炉出口及尾部烟道左右侧烟温偏差大分析
古海一厂 #2 锅炉出口及尾部烟道左右侧烟温偏差大分析摘要：锅炉左右侧烟温偏差大是运行中经常性问题。
本文分析了偏差情况及调整控制思路，提出了控制方法。
关键词：烟温偏差一、简介1、锅炉系统简介新疆古海一厂2×660MW超超临界燃煤发电机组工程，配置哈尔滨锅炉厂制造的型号为HG-2030/28.25-HM15超超临界变压运行直流炉。
锅炉设计煤种为新疆天池能源南露天矿煤燃烧器采用四角切圆燃烧大风箱结构，全摆动燃烧器。
并采用了水平浓淡燃烧器与分离式燃尽风（SOFA）相结合的低NOx技术。
燃烧器共4组。
2组煤粉燃烧器共设六层水平分离浓淡一次风口，十五层辅助风室，2组燃烬风燃烧器共设二层燃烬风室，作用是补充燃料后期燃烧所需要的空气，同时既有垂直分级又有水平分级燃烧达到降低炉内温度水平，抑制NOx的生成，同时反向切圆消除炉膛旋转气流，降低出口烟温偏差。
过热汽温的调整主要是由煤水比控制中间点温度，两级喷水减温调节各段及出口蒸汽温度；再热蒸汽温度采用烟气挡板调温、摆动燃烧器及事故减温水（设计为3%BMCR）调温方式。
2、烟温偏差情况简介#2炉自168小时完成后投产连续运行以来，发现炉膛火焰有向右侧偏斜现象，表现在炉膛出口左右侧烟温偏差比较大，在高负荷情况下表现更加明显。
如在机组带660MW时，锅炉右侧出口烟温比较高，达1108℃，同时炉膛左侧出口烟温960℃，两侧烟气流量极其不平衡。
同时就地检查，发现分隔屏过热器，右侧较左侧结焦较多。
尾部左右侧烟道烟气流量极其不平衡，导致锅炉左右两侧受热面吸热不均匀，机组经济型较差；同时由于受热面受热不均，个别受热面局部存在结焦、超温的可能，影响锅炉安全性。
下面以五月分该锅炉工况为例，做以简介。
表一，调整前各监测点烟气侧瞬时点统计情况表二，调整前各监测点蒸汽侧瞬时点统计情况二、调整思路经过检查图纸及安装说明，煤粉燃烧器喷口出来的一次煤粉以直径697mm的假想切圆逆时针旋转燃烧。
锅炉炉膛出口烟温偏差处理实例
锅炉炉膛出口烟温偏差处理实例【摘要】煤粉炉炉膛出口烟温偏大现状介绍，通过理论、实验分析，得出四角切圆燃烧炉膛出口气流的残余旋转，是形成炉膛出口和水平烟道两侧烟温偏差的主要原因。
提出采用将部分燃烧器配风反切，来消弱炉膛出口残余旋转。
综合考虑锅炉燃烧器的运行特点，确定了燃烧器上层二次风反切改造方案。
改造后运行实践证明，合理的二次风反切角度，可有效地抑制和削弱炉膛出口的烟速和烟温偏差，且燃烧器上摆一定角度有利于减小炉膛出口的烟温偏差，缓解了高温受热面的热偏差情况，保证了锅炉设备的安全运行，为同类型锅炉的改造提供了参考。
【关键词】锅炉；燃烧器；烟温偏差；原因分析；二次风反切1 前言大型四角切圆燃烧煤粉锅炉具有火焰充满度高，风粉混合强烈，有利于煤粉燃尽，火焰温度与热流密度较均匀等优点，但在实际运行中也出现不少问题。
大唐河北马头发电公司#8机组锅炉为东方锅炉厂设计制造的DG670-13.7-8型锅炉，系超高压中间再热、单汽包自然循环、固态排渣煤粉炉，单炉膛布置，平衡通风。
该锅炉燃烧器采用直流式煤粉燃烧器，热风送粉四角布置，其#1、#3角对冲，#2、#4角对冲，形成φ736mm的逆向假想切圆。
2 原因分析2.1 理论分析在四角切向燃煤锅炉中，由于烟气作螺旋上升运动，当烟气到达折烟角时，仍然存在相当大的残余旋转，造成水平烟道区出现相当大的气流不均匀，从而产生烟温偏差。
随着锅炉容量的增加，炉膛出口残余旋转气流也将增加。
燃烧器喷嘴出口气流几何轴线切于炉膛中心的假想圆，造成气流在炉膛内强烈旋转。
炉膛四周是强烈的螺旋上升气流，在中心则是速度很低的微风区，各股射流相互影响，形成一个强烈的炉内旋涡，实际的切圆直径变大。
2.2 试验分析为了摸清#8锅炉炉膛内的动力场特性和燃烧工况，马头发电公司分别进行了锅炉动力场冷模试验和热态燃烧测试：通过冷模试验发现，炉内空气动力场的切圆直径约为7800mm，是假想切圆直径的十倍左右，切圆基本位于炉膛中心。
某电厂300 MW机组低负荷锅炉烟温偏差分析及控制
某电厂300 MW机组低负荷锅炉烟温偏差分析及控制摘要：根据云南省负荷调配要求，某电厂300MW机组长期单机低负荷运行。
为提高机组经济性，该电厂维持锅炉BCD排粉机运行以提高再热汽温度。
由于炉膛出口烟温偏差造成过热器两侧壁温偏差大，过热器前屏壁温经常发生超温现象，大量喷用减温水，不仅影响机组经济性，而且威胁锅炉受热面的安全运行。
本文根据锅炉低氮燃烧器改造后的设备特点，应用燃烧理论分析低负荷燃烧器运行方式改变导致烟温偏差的原因。
从烟气残余旋转的消旋和稳定炉膛火焰中心两方面提出控制措施，进行调整试验，得出有效的控制烟温偏差调整手段。
关键词：锅炉烟温偏差；残余旋转；火焰中心；二次风0引言炉膛出口烟温偏差是四角切圆燃烧锅炉固有的特性，是炉膛出口气流存在残余旋转所致。
不仅和炉膛特性有关，也和运行方式、燃烧特点等有关系。
某电厂300MW机组运行方式的改变是引起偏差增大的主要原因，有必要深入分析原因，提出控制措施，降低炉膛出口两侧烟温偏差，对减少受热面超温现象，保障锅炉安全、经济运行具有重要意义。
1 设备概况某电厂一期锅炉2×300MW机组，型号为DG1025/18.2-Ⅱ8型，是东方锅炉厂制造的亚临界自然循环汽包炉。
单炉膛、一次中间再热、平衡通风、钢构架、燃煤、固态排渣、四角切圆燃烧、仓储式制粉系统、ABCD排粉机带ABCDEF层共24个给粉机。
燃烧器及辅助风布置：如图一所示，纵向布置：由下至上依次为AA二次风、A一次风、AB二次风、B一次风、BC二次风、C一次风、CC二次风、DD二次风、D一次风、DE二次风、E一次风、EF二次风、F一次风、FF二次风、SOFA燃尽风。
一次风喷口加装有周界风，四层SOFA燃尽风上下摆角0－50°。
在水平断面上，一次风射流在炉内形成φ1000 mm和φ700 mm逆时针方向的两个大小切圆。
2 烟温偏差原因分析2.1 炉膛火焰中心偏斜炉内热态动力场中，煤质特性、煤粉浓度、一二次风刚性、配风方式等均会造成炉膛火焰中心偏斜。
350MW锅炉SCR入口烟温高分析及处理
350MW锅炉SCR入口烟温高分析及处理摘要：介绍了某厂#2机组SCF反应器入口温度高的问题，作者主要以自己的实际工作经验分析了其中的主要原因，以及在实际运行中的处理经验，并进而提出自己的建议，对火电厂SCF系统在处理类似问题上有较强的借鉴意义。
关键词：SCR反应器；入口温度咼；处理措施引言山西阳城电厂一期六台机组为 6 X 350MW亚临界W火焰炉燃煤发电机组，锅炉及汽轮发电机组分别为采用美国福斯特?惠勒能源公司和德国西门子公司的产品，燃用无烟煤。
六台机组分别于2001 年1 月15日至2002 年7月27号间相继投入商业运行。
电厂投入商业运行后，运行过程中NOx 排放浓度达到了1200〜2100mg/Nm3。
随着国家环保标准的提高，为应对新的环保排放标准的实施，电厂于2012 年开始陆续对6台机组进行了SCF兑硝改造。
自脱硝改造完成投运后，SCF系统运行比较稳定，各参数基本满足运行要求。
但在实际运行中还是存在一定的问题，特别是SCR入口烟温咼，导致喷氨关断阀达到保护设定值430 C跳闸，从而使脱硝系统退出运行的问题尤为突出。
1电厂SCF系统在SCR 兑硝系统中，烟气温度不仅决定反应物的反应速度，而且影响着催化剂的反应活性，也能提高氨的利用率和兑硝率，对保证兑硝性能而言，必须针对催化剂确定合适的 工作温度区域。
烟温低时，不仅会因催化剂的活性降低而降 低脱硝率，而且喷入的NH3还与烟气中的SOx 反应生成硫酸 铵附着在催化剂表面，为避免在催化转换器表面生产硫酸铵 和硫酸氢铵，SCR 的最低工作温度必须比生成硫酸铵和硫酸 氢铵的温度高140 Co2 入口温高工况阳城电厂SCR 反应器入口温度高问题开分析如下。
工况 侧脱硝系统退出。
2015年2月15日07: 20, #2机组负荷 322MW , B 侧SCR 反应器入口烟气温度 均为422 C 。
为降低入口烟温，开始水平烟道吹灰，程序吹IK1, IK2吹灰枪。
350MW超临界机组汽温调节控制技术的探讨
350MW超临界机组汽温调节控制技术的探讨作者：邢增钒来源：《城市建设理论研究》2012年第36期摘要：本文主要结合笔者多年的工作经验，主要对350MW超临界机组汽温调节控制技术进行了探讨分析，可供大家参考。
关键词：超临界锅炉;蒸汽温度;温度控制中图分类号：P184.5+3 文献标识码：A 文章编号：超临界锅炉汽温控制系统与亚临界机组也有较大的区别，通常的控制方案为通过调节给水流量稳定中间点温度，当中间点温度控制在预期的范围中之内时，后面的蒸汽流程就与亚临界机组没有本质区别了。
因此海南东方电厂1100t/h超临界锅炉的过热汽温调节方法是采用煤水比进行粗调，二级喷水减温进行细调。
1过热汽温的粗调（即煤水比的调节）对于直流锅炉，控制主蒸汽温度的关键在于控制锅炉的煤水比，而煤水比合适与否则需要通过中间点温度来鉴定。
在直流锅炉运行中，为了维持锅炉过热蒸汽温度的稳定，通常在过热区段中取一温度测点，将它固定在相应的数值上，这就是通常所谓的中间点温度。
实际上把中间点至过热器出口之间的过热区段固定，相当于汽包炉固定过热区段情况类似。
在过热汽温调节中，中间点温度实际是与锅炉负荷有关，中间点温度与锅炉负荷存在一定的函数关系，那么锅炉的煤水比B/G按中间点温度来调整，中间点至过热器出口区段的过热汽温变化主要依靠喷水减温调节。
对于直流锅炉，其喷水减温只是一个暂时措施，要保持稳定汽温的关键是要保持固定的煤水比。
其原因是：从图1可以看出直流炉G=D，如果过热区段有喷水量d，那么直流炉进口水量为（G-d）。
如果燃料量B增加、热负荷增加，而给水量G未变，这样过热汽温就要升高，喷水量d必然增加，使进口水量（G-d）的数值就要减少，这样变化又会使过热汽温上升。
因此喷水量变化只是维持过热汽温的暂时稳定（或暂时维持过热汽温为额定值），但最终使其过热汽温稳定，主要还是通过煤水比的调节来实现的。
而中间点的状态一般要求在各种工况为为过热蒸汽。
哈尔滨锅炉厂350MW锅炉说明书
HG-1165/17.45-YM1型亚临界自然循环锅炉说明书二OOx年x月目录一. 锅炉设计主要参数及运行条件1.锅炉容量及主要参数1.1BMCR工况1.2额定工况2. 设计依据2.1 燃料2.2 锅炉汽水品质3. 电厂自然条件4. 主要设计特点5. 锅炉预期性能计算数据表二. 主要配套设备规范空气预热器三. 受压部件1. 锅炉给水和水循环系统2. 锅筒3. 锅筒内部装置、水位测示装置3.1 锅筒内部设备3.2 水位测示装置1) 结构布置2) 真实水位指示的重要性3) 水位指示机理4) 试验要求5) 试验步骤6) 锅筒水位控制值4. 省煤器4.1 结构说明4.2 维护5. 过热器和再热器5.1 结构说明1) 过热器2) 再热器5.2 蒸汽流程5.3 保护和控制15.4 运行1) 过热器2) 再热器5.5 维护5.6 检查6. 减温器6.1 说明6.2 过热器减温器6.3 再热器减温器6.4 减温水操纵台6.5 维护7. 水冷炉膛7.1 膜式水冷壁结构7.2 冷灰斗7.3 运行1) 管内结垢2) 排污3) 积灰7.5 维护1) 检查2) 管子修理四. 门孔、吹灰孔、烟风系统仪表测点孔五. 汽水系统测点布置六. 锅炉膨胀系统七. 锅炉构架说明八. 锅炉对控制要求九. 附图目录2一. 锅炉设计主要参数及运行条件Xxxxxxxxxxxxxx10锅炉是采用美国燃烧工程公司(CE)的引进技术设计和制造的。
锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，燃用烟煤。
锅炉以最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1165t/h；机组电负荷为350MW(即额定工况)时，锅炉的额定蒸发量为1093.56t/h。
1.锅炉容量及主要参数1.1 BMCR工况过热蒸汽流量t/h 1165过热蒸汽出口压力MPa.g 17.45过热蒸汽出口温度℃541再热蒸汽流量t/h 970.3再热蒸汽进口压力MPa.g 3.867再热蒸汽出口压力MPa.g 3.687再热蒸汽进口温度℃326.3再热蒸汽出口温度℃541给水温度℃280.2锅炉设计压力MPa.g 19.76再热器设计压力MPa.g 4.331.2 额定工况(350MW)过热蒸汽流量t/h 1093.56过热蒸汽出口压力MPa.g 17.35过热蒸汽出口温度℃541再热蒸汽流量t/h 909.33再热蒸汽进口压力MPa.g 3.616再热蒸汽出口压力MPa.g 3.448再热蒸汽进口温度℃319.2再热蒸汽出口温度℃541给水温度℃275.82. 设计依据2.1 燃料：煤质分析%(应用基) 设计煤种校核煤种碳50.22 46.65氢 3.01 3.12氧 6.25 6.871氮0.82 0.81 硫0.48 0.46 水份10.80 10.60 灰份28.42 31.49 挥发份(空气干燥基) 28.05 27.10 可磨性系数(HGI) 74 74低位发热值KJ/kg 19300 18200 燃料灰渣特性(%)SiO263.65Fe2O3 5.61AL2O320.54CaO 2.01MgO 1.29SO3 1.67Na2O 0.86K2O 0.94TiO2 1.86灰熔点(℃):变形温度1320软化温度1400半球温度1430流动温度145022.2 锅炉给水品质(根据锅炉技术协议)PH值联胺ppb 9.0~9.5 10~50总固形ppm ≯20 含油ppb ≯300 总硬度氧铁铜ppbppbppb~0≯7≯20≯53. 电厂自然条件多年平均气压1002.3 hPa多年平均气温 6.5 ℃多年平均最高温度13.7 ℃多年平均最低温度0.7 ℃多年极端最高气温36.3 ℃多年极端最低气温-35.9 ℃多年平均相对湿度68 %多年平均降水量798.7 mm多年平均蒸发量120.5 mm24小时最大降水量177.7 mm多年最大积雪深度17 cm多年最大冻土深度 1.43 m多年平均风速 2.8 m/s10米高度10分钟平均最大风速27.0 m/s最多风向东北场地土类别Ⅰ类厂房零米海拨高度约102.7 m地震基本烈度（地面运动加速度0.1g）Ⅶ度34. 主要设计特点(1) 锅炉为单炉膛，采用摆动式直流燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，配5台HP863中速磨煤机，正压直吹式制粉系统，每角燃烧器为五层一次风喷口，燃烧器可上下摆动，最大摆角为±30︒；在BMCR工况时，4台磨煤机运行，一台备用。
四角切圆燃烧煤粉炉汽温偏差的分析及调整
四角切圆燃烧煤粉炉汽温偏差的分析及调整摘要：针对某350MW电站四角切圆煤粉炉汽温偏差严重的问题，从燃烧方面进行试验分析和调整，削弱了炉膛出口烟气的残余扭转，进而改善了汽温偏差。
试验表明，燃尽风反切角度、二次风配风方式、燃烧器组合方式对汽温偏差有显著影响，其中改变燃尽风反切角度可作为主要的调整手段。
关键词：四角切圆锅炉；残余扭转；汽温偏差；调整四角切圆燃烧锅炉具有着火稳定性好、炉内热负荷分布较均匀、燃烧效率高以及对煤种和负荷适应性强等优点，已成为我国大容量煤粉锅炉主要燃烧布置方式。
但这种锅炉由于炉内旋转上升气流至炉膛出口时，仍存有残余旋转，造成烟气在通流截面分布不均，导致水平烟道中左右侧的烟速和烟温发生偏差，且随着锅炉容量的增加，水平烟道中的速度偏差和温度偏差有增大的趋势，造成过热器、再热器局部超温爆管事故频繁发生，严重威胁锅炉的安全稳定运行。
所以，削弱炉膛出口残余旋转，减少水平烟道中烟速偏差和烟温偏差，对锅炉的安全稳定运行有重要意义。
一般认为，削弱炉膛出口残余旋转的主要手段有两种：一是减少旋转动量的生成，从而降低整个炉膛内旋转动量流率矩的水平；二是控制旋转的衰减过程。
依据这一思路，本文针对某350 MW 四角切圆燃烧锅炉汽温偏差问题，从烟气侧着手，经过试验研究分析和燃烧调整，达到减少汽温偏差的目的。
一、研究对象介绍本文以上海锅炉厂生产的超临界参数、变压直流炉为研究对象。
该锅炉的煤粉燃烧器为四角切向燃烧、固定式燃烧器。
燃烧器共设置5层煤粉喷嘴，二次风与一次风相间布置，还设有偏置二次风挡板，上方布置3层可水平摆动的SOFA风喷嘴。
炉内气流为顺时针旋转。
炉膛烟气依次流经分隔屏、后屏、末级再热器、末级过热器、低温再热器和省煤器（以上受热面依次编号为1,2，......,6）。
过热器采用2级喷水减温，两级再热器之间设置事故喷水。
该锅炉在运行中，不可避免地出现汽温偏差的现象：分隔屏和后屏出口汽温为右高左低，其后的过热器和再热器均为左高右低。
电站锅炉炉膛出口烟温偏差的原因及防治措施
电站锅炉炉膛出口烟温偏差的原因及防治措施【摘要】锅炉在运行中常出现炉膛出口烟温偏差较大的现象，不仅导致其后部的过热器汽温出现热偏差，还导致部分管壁出现超温的现象。
本文根据实际的趋势以及理论的计算，分析出温度偏差的原因并提出改进的措施。
【关键词】炉膛；烟温；温度偏差大庆油田宏伟热电厂220T/H锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的自然循环固态排渣煤粉炉，制粉系统为四台直吹式风扇磨磨煤机，四角布置的喷燃器。
在实际运行过程中，经常出现炉膛出口处烟温偏差较大，导致后部水平烟道、竖井内的烟温和汽温偏差大的情况，甚至使得部分过热器管壁长期处于超温的状况，不得不投入大量减温水降温。
同时，部分管壁温度却无法提高，达不到设计的温度，因而降低了锅炉运行的热效率。
并且，在这种工况下运行，会大大增加过热器的蠕变，降低其使用的寿命。
一、炉膛出口烟温偏差的原因（一）炉膛水冷壁结焦的影响炉膛水冷壁在运行中，会由于火焰燃烧中心的偏移、部分喷口的处理不同、煤质、配风等问题出现结焦的状况。
水冷壁结焦后，其表面的传热系数大大减小，因而由于不同部分吸热量的不同而导致炉膛出口烟温偏差。
同时，由于结焦影响传热，进而增加了该处的烟气温度，达到灰熔点后，粘接的焦块会形成恶性循环。
例如，在同样的炉膛火焰温度下，水冷壁上覆盖5mm后的渣层后，渣面温度与火焰温度差约为350℃，火焰与水冷壁的辐射换热量变化为：式中Thy为炉内火焰温度；Tb为灰渣层表面温度；ε1为炉膛黑度；（二）制粉系统的启停的影响220T/H锅炉的制粉系统为4套直吹式制粉系统，其分别干燥介质为从炉顶抽取高温的炉烟来加热原煤。
每套制粉系统的通风量每小时约为50000-55000m3/h，抽取点在炉膛甲乙侧各有两个点。
在正常运行中，一套制粉系统备用，三套运行。
由于高温炉烟抽取的容量的变化，因而导致炉膛出口烟温的容积和速度出现偏差。
（三）切圆燃烧扭转残余引起的热偏差四角切圆燃烧的气流在出口处带来的热偏差，当气流为逆时针旋转时，右侧烟温高于左侧，反之，则左侧高于右侧。
浅析某厂340MW机组锅炉运行中减小烟温偏差的对策与措施
浅析某厂340MW机组锅炉运行中减小烟温偏差的对策与措施摘要：本文首先从理论上分析产生烟温偏差的原因，然后通过锅炉在实际运行的各种工况中，分析影响锅炉烟温偏差的因素，并寻找减小锅炉烟温偏差的方法。
关键词：锅炉运行烟温偏差0前言某厂四台300MW机组锅炉为HG1025T/H亚临界强制循环锅炉，1996年至2000年相继投产，炉膛出口烟温一直偏差大，引起过热器和再热器局部管壁超温，甚至爆管，对锅炉安全运行的影响影响极大，四台锅炉均造成过屏再爆管，其#1、2炉尤其严重，高负荷时烟温偏差最高时可达到290℃以上，针对以上现象，我们首先从理论上分析产生烟温偏差的原因，然后通过锅炉在实际运行的各种工况，以及2008年至2010年四台机组相继扩容技改为340MW，锅炉结构改造以及燃烧器技改,分析影响锅炉烟温偏差的因素，并寻找减小锅炉烟温偏差的方法，取得了一定的效果。
1、设备概况该厂锅炉燃烧器采用正四角布置切向摆动式燃烧器，其中燃烧器出口射流中心线和水冷壁中心线的夹角分别为36°和43°，燃烬风室设计成反切，其喷嘴出口中心线同主喷嘴中心线有个20°的夹角，煤粉喷嘴的周围布置有周界风室。
在高度上燃烧器下排一次风口中心线到冷灰斗拐角处距离为5.026米，燃烧器上层一次风口中心线到过热器分隔屏下沿高度为18.68米。
燃烧器中一次风可上下摆动27°，二次风可上下摆动30°，顶部燃烬风室可作向上25°向下5°的摆动，各风室及风室喷嘴的布置见下表：（表1）（表2）为监视炉膛烟温偏差情况，在锅炉水平烟道屏式再热器后，未级再热器后，和尾部竖井烟道低温对流过热器前左右各装有一个烟温测点。
2、烟温偏差存在的原因从理论上分析，锅炉存在烟温偏差的主要原因，可以从锅内和炉内二个方面进行分析。
锅内方面，由于蒸汽的吸热偏差，流量偏差、进口的汽温偏差和受热面的结构偏差，导致蒸汽在烟道两侧吸热不同，引起烟温偏差。
350MW超临界锅炉排烟温度偏高的原因分析及对策
350MW超临界锅炉排烟温度偏高的原因分析及对策摘要：热污染是一种新型的环境污染，对人类的生存和发展造成了严重威胁。
热污染是各种余热造成的环境污染，来源于工农业生产和人类生活，例如：工业生产中使用的工业锅炉将余热直接排放到环境当中，造成的环境污染，严重破坏了生态系统。
余热不加以利用就会造成环境污染，如果加以利用，不仅保护了环境，还提高了能量利用效率，降低供电煤耗，此外，还能够有效改善生态环境，促进工农业生产和生态环境协调发展。
基于此，本文对350MW超临界锅炉排烟温度偏高的原因分析及对策进行了简要的分析，仅供参考。
关键词：350MW超临界锅炉；排烟；温度偏高；原因及对策引言针对350MW超临界锅炉试运行期间排烟温度高的问题分析了机组排烟温度高的原因并提出了相应的处理措施，为类似问题提供借鉴。
1 350MW超临界机组概述本文研究的是东方锅炉厂生产的DG-1128/25.4-Ⅱ型350MW超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次中间加热，燃烧方式为前后墙对冲布置，平衡通风和固态排渣，锅炉整体为钢结构框架，属于Ⅱ型全悬吊结构锅炉。
设计煤种为内蒙古白音华露天矿的褐煤，校核煤种为内蒙古霍林河矿的褐煤，锅炉采用的燃烧器为低NOX旋流式煤粉燃烧器，燃烧过程中采用的技术为分级燃烧和浓淡燃烧技术，此种燃烧技术在降低NOX排放量和锅炉负荷方面发挥着重要作用。
锅炉启动系统采用内置式分离启动系统，运行过程中调节负荷的方式为调整燃料和给水的比例，在燃水比合理的情况下，再借助于一、二级减温水，则可以有效调整主蒸汽温度。
对风烟系统而言，采用的是单列设计方式，动叶可调轴流送风机、可调轴流一次风机和双级动叶可调轴流引风机各一台，另外配置了一台三分仓回转式空气预热器。
2 排烟温度偏高的原因分析2.1空气预热器吸热量不足空气预热器进出口差压不大，接近设计值，且每次试验前都要全面吹灰，空气预热器基本不存在堵灰现象。
350MW负荷下空气预热器运行参数见表１。
降低350MW锅炉排烟温度的技术措施
降低 350MW 锅炉排烟温度的技术措施发布时间：2021-09-06T07:41:12.150Z 来源：《福光技术》2021年10期作者：张书宇冯向远张永涵李聪辉曹亚东[导读] 控制供电煤耗的核心所在。
本文现针对以上问题作出详细分析与说明。
华能洛阳热电有限责任公司河南洛阳 471000摘要：伴随着现代科学技术的蓬勃发展与经济社会现代化建设进程日益完善，社会大众持续增长的物质文化与精神文化需求同时对新时期的热电建设事业提出了更为全面与系统的发展要求。
然而从热电厂运行系统实际作业情况角度上来看，受到运行调整不合理、设计值偏高以及多方因素的共同影响 , 锅炉装置始终存在排烟温度过高的运行问题 , 进而将直接影响到锅炉装置后布袋除尘及脱破设备运行的安全性与可靠性。
基于此, 本文以某热电厂 350MW 锅炉装置为研究对象，从造成 350MW 锅炉排烟温度过高的影响因素分析以及降低350MW 锅炉排烟温度的技术措施分析这两个方面入手，对其进行了较为详细的分析与阐述，并据此论证了控制锅炉排烟温度在提高锅炉运行安全性，确保锅炉运行效率的过程中所起到的至关重要的作用与意义。
关键词：350MW 锅炉；排烟温度；因素；降低；技术措施某热电厂 1 号机组为 350MW。
该锅炉装置自投产以来就屡屡出现排烟温度过高的现象，对锅炉装置乃至整个热电厂作业系统的安全运行造成了极为不利的影响。
相关测定数据显示，该 350MW 锅炉装置在正常运行状态下的平均热效率仅为 91.12%，此参数甚至低于设定为92.8% 的锅炉装置设计效率。
经过分析，相关工作人员判定导致该锅炉装置平均热效率低于设计效率水平的最根本原因在该锅炉装置过高的排烟温度。
从这一角度上来说，针对 350MW 锅炉装置排烟温度过高的影响因素进行分析，在此基础之上制定相应的排烟温度降低技术措施，已成为现阶段整个热电厂提高锅炉运行效率，控制供电煤耗的核心所在。
本文现针对以上问题作出详细分析与说明。