大型锅炉水冷壁管壁温度波动原因

以SG1000和HG2008锅炉水冷壁壁温恻量试验的结果为对象,根据不同的管壁温度波动特点,结合炉内、锅内传热分,析提出了不同的壁温波动原因。     

大型锅炉膜式水冷壁暂态温度场有限元分析

在６００ＭＷ锅炉机组水冷壁热力试验的基础上,利用有限元分析的方法对低倍率锅炉膜式水冷壁管壁温度分布随传热工况的动态变化进行了分析。导致水冷壁管壁温度波动的最根本的原因是管内传热恶化;单面受热水冷壁在管内发生传热恶化时其向火侧管内外壁温差随时间的波动较小,而水冷壁周向温差则随向火侧外壁的壁温波动而剧烈波动。     

大型锅炉膜片水冷壁暂态温度场有限元分析

在６００ＭＷ锅炉机组水冷壁热力试验的基础上,利用有限元分析的方法对低培率锅炉膜式水冷壁管壁温度分布随传热工况的动态变化进行了分析,导致水冷壁管壁温度波动的最根本的原因是管内传热恶化,单面受热水冷壁在管内发生传热恶化时其向火侧管内外壁温差随时间的波动较小,而水冷壁周向温差则随向火侧外壁的壁温波动而剧烈波动。     

超超临界二次再热机组锅炉燃烧与水动力耦合计算方法研究

以某超超临界二次再热机组锅炉为研究对象,采用区域法对炉内空间和水冷壁面进行二维分区建模。将炉内燃烧放热过程与锅内流动换热过程进行耦合,并对其进行合理简化以便于工程化应用,得到了典型负荷工况下,螺旋管圈水冷壁的总体传热特性及壁温分布规律。结果表明:采用分级配风的炉膛,在沿高度方向上壁面热负荷均呈现出"双峰"分布,热负荷峰值接近400 kW/m~2;在炉宽方向上,水冷壁热负荷和壁温均呈现出中间高、两端低的抛物线形分布特征,主燃烧区的分布不均匀性要强于燃尽区,这说明炉内壁面热负荷是影响水冷壁管壁温度分布特性的重要因素;BMCR工况下主燃烧区的热流密度峰值可达到479.5 kW/m~2,壁温最高达到530.5℃。     

1000t/h直流锅炉水冷壁事故分析

一、锅炉概况谏壁电厂~#7—~#10炉均为SG—1000/170—M306型1000t/h亚临界压力一次上升直流锅炉,炉膛结构为单炉体双炉膛П型布置,该炉型的特点是:无汽包,采用强迫循环方式,即采用压差强迫循环,其水冷壁采用φ22×5.5、20A钢的小口径管,为了防止内壁局部汽化引起管壁超温,内壁采用内螺纹结构。由于水冷壁管径太小(内径仅11mm),容易引起堵塞。焊接时也容易因焊瘤而影响给水流量,以致造成管子长期或短期     

基于水冷壁壁温的炉膛火焰中心位置预测方法

根据炉内辐射传热原理,提出一种基于锅炉水冷壁壁温的炉膛火焰中心位置预测方法。以某600 MW超临界墙式切圆锅炉为例,建立火焰中心预测模型,进行75%BMCR工况下火焰中心位置的预测,并与现场实际数据进行了比较。结果表明:下部水冷壁出口壁温与炉膛火焰中心位置的偏移量可建立关联模型;根据水冷壁壁温的变化可完成火焰中心位置的预测;该预测方法仅需利用锅炉已有测点,投资低、预测过程简单可靠,工程实用性强。     

超临界压力锅炉螺旋管圈水冷壁传热及壁温研究

该文阐述了６００ＭＷ超临界压力锅炉螺旋管圈水冷壁传热和壁温计算的研究结果。相应编制了螺旋管圈水冷壁的壁温计算程序,利用程序进行了不同负荷下水冷壁出口工质温度、水冷壁受热面不同位置处的金属壁温、内壁放热系数、流体温度及焓值分布等的计算。图２６表２参７     

超临界机组锅炉过热器和再热器炉内壁温在线监测

由于大容量超临界和超超临界机组锅炉不同烟温区、不同管组、不同负荷下壁温差不同,传统的根据炉外温度测点推算炉内管子壁温的方法已不适用,而应采用在线监测系统全面监测所有管子的炉内壁温.介绍了常州电厂超临界600 MW机组锅炉在线监测系统的功能和过热器再热器温度工况的特点,该系统在水冷壁和屏式过热器有结渣和积灰时也能准确监测末级过热器的炉内壁温.     

通用电站锅炉壁温计算系统的开发与实现

准确地进行锅炉受热面壁温计算是评估其安全状况的重要条件。针对传统锅炉管壁温度计算模型效率低、适应性差以及只能对某一特定炉型进行计算等问题,建立了能够用于不同炉型及各受热面形式的通用电站锅炉壁温计算系统,并进行了实际验证,得到的锅炉管壁温度计算结果与实际温度误差小于0.5%。     

某超临界W锅炉启动阶段水冷壁壁温特性研究

对某超临界600 MWe W火焰锅炉启动过程中水冷壁壁温分布特性进行了分析,研究结果表明造成水冷壁壁温偏差的首要因素是热偏差,水冷壁壁温达到最大的负荷点并非一定是机组的最高负荷点,在锅炉点火阶段水冷壁管壁温度分布十分均匀,壁温偏差基本在±5℃内。从并网至负荷150 MW,水冷壁整体平均壁温随着负荷的上升呈缓慢增长趋势,负荷越高水冷壁壁温越高;此负荷段前墙后墙水冷壁壁温分布较均匀,前后墙水冷壁平均壁温相差不大,平均温度差值在±5℃内。而在转直流升负荷阶段水冷壁壁温变化较大,约在280 MW负荷时最高壁温/最低壁温偏差达到最大值,整体呈现"中间高两边低"的规律。在60%BMCR负荷以上时,下炉膛水冷壁壁温最大偏差在50℃以内,而上炉膛水冷壁壁温最大偏差在100℃以内,锅炉运行中存在上辐射区水冷壁出口段的壁温偏差比下辐射区大的现象。为了防止水冷壁超温以及壁温偏差增大,注意水煤比和燃料量的增加速率,控制水冷壁管内工质焓增和管外热负荷的偏差是减小水冷壁壁温差的有效措施。     

600MW超临界对冲锅炉机组炉水循环泵解列运行启动技术及实践

通过分析600 MW超临界锅炉机组在无炉水循环泵运行方式下锅炉水冷壁安全、超温、多耗热量、介质等问题,指出该机组无法按原锅炉厂提供的升温升压曲线启动,机组启动的关键是水冷壁壁温、给水流量和主汽温度控制,提出了该机组在炉水循环泵解列运行方式下启动技术和措施,特别是水冷壁壁温、主汽温度和给水流量控制要点及具体的操作过程。机组在炉水循环泵解列时冷、热态开机成功,实现了超临界锅炉机组在炉水循环泵解列时启动技术的突破。     

锅炉水冷壁横向裂纹失效机理分析

根据国产ＨＧ２００８控制循环锅炉和ＳＧ１０００直流锅炉水冷壁壁温试验结果、水冷壁壁温和炉管受力分析．探讨锅炉水冷壁横向裂纹的机理．     

300 MW机组锅炉再热器和水冷壁频繁爆漏原因分析及其对策

针对某发电厂近几年锅炉水冷壁和屏式再热器频繁爆漏事故,分析了造成爆漏的主要原因,认为屏式再热器爆漏主要由超温引起的高温氧化失效而致。经在运行中采取控制煤粉细度、提高管材等级和实施管子外表面喷涂抗高温氧化涂层等措施,减少了爆漏事故的发生次数。水冷壁的管壁减薄则为高温腐蚀所致,采取LF7涂层防护、燃烧器改造和加强壁温监视等措施,防止了事故的发生。     

1000MW超超临界锅炉高热负荷区垂直水冷壁温度特性研究

针对1000 MW超超临界锅炉水冷壁温度特性,数值研究了炉膛高热负荷区垂直管圈膜式水冷壁截面温度场和炉膛水冷壁温度分布.计算研究表明:水冷壁温度最高区域处于管壁向火侧顶点或水冷壁向火侧鳍端,在低负荷时管壁向火侧外壁温度最高,而高负荷时向火侧鳍端温度最高.管壁最大温差随锅炉负荷升高而显著增大,最高温度亦随锅炉负荷升高而增...     

超超临界锅炉水冷壁开裂原因分析

通对某超超临界锅炉在安装期间发现裂纹的水冷壁鳍片和管子进行化学成分、机械性能、示波冲击、显微硬度、金相组织、断口形貌试验等分析,得出鳍片部位存在折叠和微裂纹等轧制原始缺陷。诱发鳍片与管子焊接过程中产生裂纹并扩展的主要原因是鳍片硬度高、脆性大,而且存在原始缺陷;次因之一是鳍片与管子的焊接质量差、氧气切割时产生热应力,在切开的尖锐的直角缺口部位产生较大的应力集中,导致鳍片在缺口处开裂并扩展;次因之二是水冷壁管屏在生产工地到安装工地的吊装及运输过程中在二次应力的作用下产生多次振动和冲击,在裂纹的启裂部位产生弯矩和扭矩,导致裂纹迅速开裂并扩展。     

锅炉水冷壁管横向裂纹故障机理分析

根据国产 Ｈ Ｇ２００８ 控制循环锅炉和 Ｓ Ｇ１０００ 直流锅炉水冷壁壁温测定结果和炉管受力分析,探讨了锅炉水冷壁管横向裂纹性及造成炉管破的的机理,并分析了产生横向裂纹故障的主要原因。     

锅炉水冷壁管防腐耐磨研究

阐述了火力发电厂锅炉水冷壁管高温腐蚀和磨损的机理,以及常用防止水冷壁高温腐蚀和磨损的方法(非表面防护方法和表面防护方法),通过华电能源哈三电厂3号炉水冷壁管采用超音速电弧喷涂DS-2合金涂层的应用实例,证实了热喷涂技术是火力发电厂锅炉水冷壁高温防腐耐磨较有效的解决方法。     

基于矩量法的超临界锅炉水冷壁温度场数值计算

超临界、超超临界锅炉水冷壁尤其是燃烧器区水冷壁温度场计算对锅炉的安全运行具有重要意义。该文建立了燃烧器区螺旋管圈水冷壁及鳍片截面的二维稳态导热方程,推导了基于矩量法的有限元数值计算公式,采用双线性四边形单元对截面进行剖分。用分区段热力计算方法确定水冷壁各区段热负荷。依据机组实测的水冷壁入口和出口工质温度和压力,通过计算热负荷引起的焓增确定各校核截面的工质温度和压力。从而确定管内的对流换热系数。计算了不同启动方式下水冷壁管壁内侧温度及其变化率,为指导锅炉的安全稳定运行和锅炉管壁选材提供了依据。     

1900t/h锅炉水冷壁管泄漏原因分析及处理

针对某电厂1 900 t/h超临界压力锅炉一次螺旋水冷壁管泄漏事故,通过水冷壁管爆口部位宏观分析、割管取样检测、回路通气、联箱接口和管路变径部位内窥镜检查以及回路分段通球等多项技术手段进行了检查,最终查明泄漏原因为螺旋水冷壁管避让燃烧器喷口弯头部位内部卡塞,回路内部通流面积减小导致管子局部长期过热所致.