亚临界锅炉超低NO_x排放改造后高温腐蚀分析

某亚临界锅炉超低NO_x排放改造发生高温腐蚀情况,对其水冷壁贴壁气氛进行了测试,并采用模拟装置对腐蚀产物进行理化分析。结果表明:节点功能区、主燃烧区和燃尽区之间的还原区还原性气氛较强,2号角和4号角总体二次风量相对不足,这样增大了2个角附近区域的高温腐蚀;机组高-低负荷循环波动使高温腐蚀不断深入;若管材含有一定的Cr元素,可增强管材的抗腐蚀能力。在锅炉实际运行中,应改善二次风不均匀性,同时在腐蚀风险较高的区域合理应用含Cr元素管材。     

宁海电厂锅炉一次风量测量装置的改造

针对宁海电厂锅炉一次风量测速元件测量不准的问题,进行了原因分析、试验和改造,提出了合理的解决方法.     

锅炉筒体强度采用TRD标准与ASME标准计算方法的比较

文章介绍了对引进机组中采用德国标准（TRD）与（ASME）标准，进行受压元件强度校核的计算方法的比较。     

600MW火电机组再热汽温的调节

从锅炉运行的角度分析了宁海发电厂3号机组再热汽温偏低的主要影响因素,提出了运行调整对策,对于提高再热汽温及降低波动具有一定的指导意义。     

某600 MW锅炉高温腐蚀和烟温偏差控制的数值模拟研究

某600 MW四角切圆锅炉低氮燃烧改造后一直存在炉内高温腐蚀和两侧再热汽温偏差大的问题,对炉内贴壁气氛进行试验测试并进行数值模拟计算。结果表明:炉内局部还原性气氛尤为浓烈,特别是4号角区域,局部CO体积分数达到了12%; SOFA风量降低至总风量的20%后,炉内CO和H_2S体积分数明显减小,出口NO_x体积分数上升幅度在20%以内; 4号角二次风量低亦是再热汽温偏差较大的主要原因。在锅炉实际运行中降低燃尽风率、加大4号角二次风量,两侧汽温偏差均小于3℃,贴壁区域局部过强还原性气氛亦得到改善。     

采用烟花示踪法控制水冷壁高温腐蚀试验

为了直观判断某超超临界1 000 MW机组双切圆墙式燃烧锅炉局部高温腐蚀形成的原因,采用烟花示踪的方法对各层燃烧器一次风和最上层分离式燃尽风进行了炉内流场测试。结果表明:烟花示踪法可以直观分析燃烧、配风等过程实际存在的问题,对于改善炉内贴壁区域的高还原性气氛具有指导作用;炉内各层燃烧器旋流强度总体沿炉膛高度上升而增强,上层燃烧器的煤粉更容易冲刷到水冷壁,应适当降低上层燃烧器的一次风速;由于某些燃烧器一、二次风的不均匀性,导致对应水冷壁局部区域还原性气氛过于浓烈,需要通过运行调整进一步优化。     

锅炉再热汽温偏低的原因分析及对策研究

针对宁海A电厂600 MW机组低负荷段再热汽温偏低的问题,提出了优化燃烧器摆角、磨组、配风、吹灰组合等技术手段,并在低负荷进行了试验,找出最佳运行工况,验证了机组在稳定工况下的再热汽温能达到额定值。     

某600 MW锅炉低NOx燃烧数值模拟研究及优化

某600 MW亚临界锅炉低氮燃烧改造后存在局部高温腐蚀现象严重、再热汽温偏差较大的问题。通过数值模拟研究了二次风存在的不均匀性对锅炉贴壁还原性气氛、炉膛出口煤粉燃尽率、烟气温度偏差以及炉底渣量的影响,并对托底二次风量进行了优化。结果表明,通过提高二次风量均匀性,后墙绝大部分区域平均CO体积分数从4%降至3%,煤粉燃尽率、炉膛出口烟温偏差也得到改善,但炉膛出口NO_x体积分数略有增加;托底二次风量增加后,底渣量大幅降低,冷灰斗区域高温腐蚀现象亦有望得到改善。     

某亚临界锅炉低氮燃烧器改造后高温腐蚀控制

某电厂600 MW亚临界锅炉低氮燃烧器改造后一直存在高温腐蚀现象严重、再热汽温偏差较大的问题,对改造后的锅炉进行了数值模拟计算。结果表明,改造后炉膛出口烟温偏差较小,炉内整体温度上升,但水冷壁贴壁区域温度反而有所降低,炉膛整体CO体积分数随着燃尽风率的增大而大幅上升,高温腐蚀风险增大。实际运行中再热汽温偏差较大与风箱结构引起的二次风实际不均匀程度有关。针对数值模拟结果进行燃烧调整后,炉内强还原性气氛区域CO体积分数有了明显下降,两侧再热汽温偏差从40℃下降至10℃以下,加减负荷时的再热汽温稳定程度亦有所提高。     

台州电厂400 t/h锅炉主汽温度偏低原因浅析

通过试验研究 ,对台州电厂2号炉大修后运行中过热气温偏低 ,影响机组安全、经济性的原因分析 ,并探讨了提高汽温的措施