大速差预燃室的试验研究

目前,国内电站煤粉锅炉,在启动点火和低负荷运行时,需要用油来点燃与助燃。特别在燃用劣质烟煤、贫煤、无烟煤时,更需要投油来稳定燃烧。据国内不完全统计,启动点火一次,一台65t/h炉耗油约4吨;一台130t/h炉,耗油8吨;一台220t/h炉耗油15     

网络化的变电站智能地线管理系统

针对接地线的集中管理及其挂接、拆除过程存在的问题,提出一种基于网络化的智能地线管理系统.该系统实现了基于一卡通的接地线授权使用功能,较好地解决了变电站内接地线和公用接地线的集中管理及其挂接、拆除过程的实时跟踪问题.     

煤燃烧反应活化能计算方法的研究

采用多重扫描速率法中的Flynn-Wall-Ozawa方法对3种煤燃烧反应的活化能进行研究。发现计算出来的u(u=E/RT)并不完全落在区间[20,60]内,然而20≤u≤60是Flynn-Wall-Ozawa方法中的重要前提条件。所以对Flynn-Wall-Ozawa方法进行了改进,将20≤u≤60改为10≤u≤30。采用改进后的方法对3种煤的燃烧反应的活化能重新进行了计算,计算出来的u完全落在区间[10,30]内。     

南昌电厂75t/h锅炉大速差预燃室的试验研究

自1985年以来,江西省电力试验研究所等4个单位在南昌电厂6号炉共同设计了大速差直流预燃室,经过多次改进和冷热态调整试验,在锅炉的启动、点火和调峰方面显示出优越性,收到了节油和稳定燃烧的效益。一、设备概况南昌电厂6号炉是哈尔滨锅炉厂生产的212-75-39型煤粉炉,其主要设计参数为:额定蒸发量75t/h,过热蒸汽压力39kgf/cm~2,过热蒸汽温度450℃,给水温度150℃,热风温度400℃,排烟温度150℃。该炉有3只双蜗壳旋流式燃烧器,布置在前墙,呈“—”字形排列(见图1、表1),两个辅助火嘴(4号、5号)分别布置在两侧墙。5号位置上设计的大速差直流预燃室,布置在左侧墙。三次风布置在主火嘴的上方,由     

两种不同入炉煤颗粒度下210MW循环流化床机组的性能比较

在两种不同入炉煤颗粒度下,对某国产化210 MW循环流化床机组进行各项运行参数详细测定和锅炉效率、灰/渣份额、供电煤耗等比较试验.结果表明,入炉煤中细颗粒增多将使锅炉含碳量升高,飞灰分额增大,从而使锅炉效率降低、机组供电煤耗增加;经过耗差分析,飞灰份额增大对该机组供电煤耗增加的影响最大,可为运行和设计部门提供参考.     

循环流化床锅炉外置换热器低温过热器受热面温升调节特性研究

针对某670 t/h循环流化床(CFB)锅炉30种运行工况进行测量,并采用最优回归分析法对分流回灰换热器布置有一级低温过热器的温升调节控制特性进行分析.结果表明,锅炉负荷率、炉膛上部静压差、旋风筒回料温度、外置换热器进口汽温、分配室风量、内均流室风量、外均流室风量、换热室风量等参数对一级低温过热器温升的影响不尽相同,其中内、外均流室风量是一级低温过热器温升的主要调节参数,其调节幅度可满足锅炉实际运行要求.     

一种变电站外来接地线防误管控措施

介绍了一种变电站外来接地线管理方案,该方案适用于基于运维中心集中放置接地线管理模式下,接地线从运维中心借出到变电站挂拆使用全过程的防误安全管控.将变电站外来接地线纳入站端微机防误系统统一防误管控,有效防止外来接地线随意使用、管理不规范、去向不明确等问题。     

循环流化床锅炉设备的改进和运行管理

文章介绍了江西大型电厂循环流化床(CFB)锅炉及其辅助系统设备投产初期存在的主要问题,在总结其运行经验的基础上,介绍了对冷渣器及排渣系统、给煤机及给煤系统等的改进措施和优化送风系统的方法,介绍了CFB机组的运行维护及管理经验.为其他CFB机组的运行管理提供了参考借鉴.     

670t/h循环流化床锅炉二氧化硫排放特性研究

某HG670/13.7-L.PM19型循环流化床(CFB)锅炉自投产以来,经设备改进、运行探索,已积累不少有益经验,为进一步了解其二氧化硫排放特性,在现场对30个运行工况数据进行测量,采用最优回归分析法,对影响锅炉二氧化硫排放的收到基全硫份、钙硫比、锅炉负荷、脱硫效率、床压、一次风率、上二次风率、下二次风率和炉膛出口氧量等因素进行了研究分析。     

670t/h循环流化床锅炉床温调节特性研究

某厂HG670/13.7-L.PM19型循环流化床(CFB)锅炉自投产以来,经设备改进、运行探索,已积累不少有益经验,为进一步提高其运行的安全特性,在现场对30个运行工况数据进行测量,采用最优回归分析法,对影响锅炉床温的锅炉负荷、燃煤灰份、挥发份、发热量、给煤粒径、床压、一次风率、上二次风率、下二次风率和氧量等因素进行了研究分析。