玉环电厂4×1000MW机组锅炉系统三年运行实践

华能玉环电厂4×1000MW机组锅炉系统运行实践
张志挺
华能玉环电厂
目录
1玉环电厂锅炉设备概况
2 玉环电厂锅炉设备运行现状
3 玉环电厂锅炉系统投产三年来的运行实践 3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢
3.2 空预器排烟温度偏高
3.3磨煤机出口粉管缩孔积粉自燃
目录
3.4灰系统设计出力不足
3.5 渣系统运行可靠性较差
3.6吹灰汽源改造
3.7 再热器事故喷水位置改造
3.8 一次风机倒转
3.9 其它问题
1 玉环电厂锅炉设备概况
华能玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤机组工程
为国家重点工程。

锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司
引进日本三菱重工业株式会社技术制造的HG-
2953/27.46-YM1型超超临界变压运行直流锅炉与上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的N1000-26.25/600/600（TC4F）型超超临界凝
汽式汽轮机配套，组成单元制机组。

4台机组分别于2006年11月28日、2006年12月30日、2007年11月11日和2007年11月24日投产发电。

1 玉环电厂锅炉设备概况
✤锅炉主要技术参数
280
294
298
℃
省煤器进口水温度
603603603℃再热器出口蒸汽温度365366377℃再热器进口蒸汽温度 4.565.625.94MPa 再热器出口蒸汽压力 4.745.816.14MPa 再热器进口蒸汽压力187323162446t/h 再热蒸汽流量605605605℃过热蒸汽温度22.2027.3327.46MPa 过热蒸汽压力221428072953t/h 过热蒸汽流量75％BMCR BRL BMCR 单位项
目
360mg/Nm 3
NOx 排放量
88
8%空气预热器漏风率（一年后）
666%空气预热器漏风率（一年内）353535%BMCR 锅炉不投油最低稳定负荷93.65%BRL 工况锅炉保证效率(LHV)114
122125
℃锅炉排烟温度（修正后）118127129.4℃锅炉排烟温度（未修正）305319324℃预热器出口二次风温度293305309℃预热器出口一次风温度232323℃预热器进口二次风温度292929℃预热器进口一次风温度75％BMCR BRL BMCR 单位项
目
✤锅炉主要技术参数
2 玉环电厂锅炉设备运行现状
✤主要经济性指标现状
294.54
299.82
299.57
g/kWh
综合供电煤耗
293.03297.88298.51g/kWh 生产供电煤耗 5.075.785.60%综合厂用电率 4.585.175.26%发电厂用电率279.62282.48282.80g/kWh 发电煤耗1640376.361944205.201177205.40104×kWh 发电量2009年1～10月份2008年2007年单位项目✤锅炉热效率
玉环电厂1～4号锅炉设计热效率保证值(BRL 工况)为93.65%。

2007年3月、2007年4月、2008年4月、2008年5月西安热工研究院分别对1～4号机组进行了锅炉性能考核试验。

测试结果为：1号锅炉效率为93.88%，2号锅炉效率为93.76%，3号锅炉效率为93.88%，4号锅炉效率为93.80%，均高于保证值，考核试验结果见下表。

✤玉环电厂1、2号锅炉考核试验结果
平均锅炉效率
93.76
93.8
%
η
考核试验
93.74
93.78
93.85
93.91
％
ηc
修正后锅炉效率
93.94
94.03
94.05
94.2
%
h
实测锅炉效率
133.7
132.7
134
137.1
℃
t G''
平均排烟温度
0.21
0.96
1.2
%
C s
炉渣可燃物
0.37
0.48
1.52
1.33
%
C f
飞灰可燃物
10
10
10
10
%
r s
炉渣比率
90
90
90
90
%
r f
飞灰比率
23420
23540
23290
23180
kJ/kg
Hf
低位发热量
工况2
工况1
工况2
工况1
2号锅炉考核试验
1号锅炉考核试验
单位
符号
项目
✤玉环电厂3、4号锅炉考核试验结果
平均锅炉效率
93.89
93.88
%
η
考核试验
93.88
93.9
93.65
93.88
93.87
％
ηc
修正后锅炉效率
93.62
93.65
93.7
93.94
93.97
%
h
实测锅炉效率
147.5
147.9
126.4
124.4
124.1
℃
t G''
平均排烟温度
1.39
1.02
5.05
2.46
2.94
%
C s
炉渣可燃物
0.55
0.59
4.58
3.21
2.59
%
C f
飞灰可燃物
10
10
10
10
10
%
r s
炉渣比率
90
90
90
90
90
%
r f
飞灰比率
22270
22230
24050
23920
23700
kJ/kg
Hf
低位发热量
工况2
工况1
工况3
工况2
工况1
4号锅炉考核试验
3号锅炉考核试验
单位
符号
项目
✤#1~4炉排烟温度汇总
110
115120125130135140145#1机组#2机组#3机组#4机组
排烟温度设计值排烟温度表计值修正后排烟温度
✤#1~4炉考核试验燃煤特性与飞灰含碳量
1.39
0.55
22270
15.6
1.020.592223015.54号锅炉
5.054.58240509.45 2.463.212392011.093号锅炉00.37234204.390.370.48235404.492号锅炉0.961.52232905.43 1.21.3323180
6.371号锅炉炉渣可燃物(%)
飞灰可燃物(%)收到基低位发热量Q net,ar (kJ/kg)收到基灰份Aar (%)
锅炉编号
✤#1~4炉空气预热器漏风率
7.48
6.63
5.82
5.56
4.98
%
平均漏风率
7.53
7.44
6.17
7.09
5.76
5.885.14 5.99 4.94 5.01 %空气预热器漏风率 4.253.753.753.744.464.24
4.01
4.353.894.16%空气预热器出口氧量 3.592.842.482.283.353.083.093.182.993.15%空气预热器进口氧量276
5.82732.62735.42797.2
2795.6
t/h 锅炉蒸发量344327338338337t/h 给煤量998.91000.61002.51002.91001.4M W 负荷B 侧
A 侧
B 侧
A 侧
B 侧
A 侧
B 侧
A 侧
B 侧
A 侧
工况一工况一工况一工况二工况一4号锅炉3号锅炉2号锅炉1号锅炉
单位参数
3 玉环电厂投产三年来的运行实践
3.1
水冷壁节流孔异物堵塞或结垢
✤在基建和投产初期的原因分析：
由于设备制造和现场施工的原因，锅炉水系统内不可避免会留有部分异物，由于水冷壁集箱的出口管接头上加装了节流孔圈，运行中进入水壁集箱的异物会被拦在水冷壁集箱内无法排出。

节流孔圈在工厂加工和现场施工过程中也常会出现孔径与设计不符的现象。

✤试运期间锅炉爆管分析
玉环电厂一号机组在调试阶段，水冷壁及过热器先后4次发生爆管，由于锅炉运行只有几十小时，在排除管材质量、超参数运行等因素外，初步认定爆管原因为受热面管内节流孔圈存在制造厂机械加工残留物（铁刨花、眼镜片、草帽边）、铁水滴凝固块、电磨头等异物堵塞，造成受热面短时超温爆管。

第一次爆管：时间：2006年10月22日
位置：三过
第二次爆管：时间：2006年10月31日位置：二过
第二次爆管：时间：2006年10月31日位置：水冷壁
第三次爆管：时间：2006年11月12日位置：四过
第四次爆管：时间：2006年11月19日
位置：水冷壁
联箱清洁度
随着机组参数的提高，为了平衡受热面汽水特性、控制工质流速，锅炉联箱或者受热面管子内部加装了节流孔板（圈），这就对制造厂联箱清洁度提出了较高的要求。

但由于部分生产厂对此认识不足，没有注重加工工艺，进而造成联箱制作过程产生的“眼镜片”、“草帽边”、铁水凝固物、钻屑、车刀等杂物因清理不彻底，流入安装现场，为锅炉运行留下了隐患。

联箱钻孔残留铁屑
末再出口集箱(钻孔遗留钻片)三过入口集箱(草帽边)
3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢✤解决方法：
采取了停炉后带压放水，尽可能冲刷带走异物。

锅炉冷却后割开水冷壁下集箱手孔，用高压除盐水冲洗，机械清理异物等方法。

在水冷壁上加装温度测点，提早发现水冷壁温度偏高的现象，避免爆管的发生。

水冷壁节流孔结构型式示意图
过热器、再热器管节流孔圈示意图水冷壁三叉管钻孔未通透
水冷壁管内机械加工铁屑
水冷壁超温管节流圈前取出异物
3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢
水冷壁爆管、胀粗
锅炉壁温实时监测系统
锅炉壁温实时监测系统
3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢
一号机组首次并网到168小时结束，共用时46天。

通过吸取教训采取措施，对联箱内部及节流孔圈进行全面检查，取得了明显效果，二、三、四号机组调试阶段未发生爆管，首次并网到168小时结束，
分别用时15天、20天、10天，大大缩短了机组的调试周期，提高了机组的安全可靠性。

3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢✤机组投产两年后的新问题：
随着锅炉运行小时的增加，水冷壁温度高的问题逐渐严重。

停炉检查发现，所有温度高的水冷壁对应的节流孔圈上逆水流方向都有呈毛刺状的物质积存，严重时将节流孔圈堵塞到仅余原直径的1/5甚至更小，分析堵塞物
有铁磁性，主要成分为Fe
3O
4。

✤分析原因：
这种水冷壁节流孔圈“结垢”的现象主要是因为节流孔圈前后压力变化大，在此处出现局部浓缩现象，会造成铁氧化物的集中沉积。

水冷壁节流孔
水冷壁节流孔氧化物聚结—出水侧
3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢
水冷壁节流孔割管
磁性氧化铁沉积形成的原因分析
简单地说，超临界水的特性决定了不同阶段铁的溶解和析出问题，采用AVT（O）水工况处理的超临界机组由于在给水系统中形成的氧化铁膜表层没有形成致密的α-Fe2O3,FeOOH，其形成的磁性氧化铁在给水系统中随着温度、压力的变化而引起的迁移、沉积不可避免。

玉环电厂4台机组全部使用AVT（O）处理方式，给水pH9.3-9.6。

根据2008年热力系统查定的结果，＃2机组各系统中铁的含量如图4：
Fe含量平均值在热力系统分布图
磁性氧化铁沉积形成的原因分析
从上图可以明确的看出，凝结水精处理至省煤器入口是Fe含量上升的过程，再到主蒸汽则是Fe含量下降的过程，也就是说存在Fe在省煤器及水冷壁上沉积的的必然性。

1）凝结水在至除氧器入口以前，水的温度和压力都比较低，磁性氧化铁的实际溶解度较低，因而水中铁离子含量较低，沿流程随着温度的升高，溶解度略有增加。

除氧器由于由高加的疏水回收，铁离子含量也有所增加；
2）给水泵出口压力急剧升高，温度较低（180℃），水中的磁性氧化铁溶解度升高，随着流程的压力不变而温度逐步增加，进入超临界压力区域，水的密度逐渐下降，磁性氧化铁的溶解度在达到一个峰值之后逐步下降，至省煤器入口已经有铁的析出现象。

磁性氧化铁沉积形成的原因分析
3）随着温度的进一步升高，给水中磁性氧化铁的溶解度进一步下降，在省煤器中的析出沉积更加明显，由于AVT（O）处理形成的磁性氧化铁膜表面不可能形成致密的α-Fe2O3，FeOOH，因此不断被冲刷带到下游。

现场发现省煤器入口、出口（水冷壁入口集箱）均发现有黑色氧化铁粉末沉积现象证实了这一点。

4）在水冷壁节流孔板处，水温超过300℃，压力接近30MPa,此时水的密度在0.7左右，由于节流孔板的作用，压力突然降低，特别是侧墙区域节流孔径更小，压降突然增大，因此磁性氧化铁的溶解度更小，析出更为严重，同时由省煤器迁移至水冷壁集箱的氧化铁微粒在经过节流孔时由于紊流等作用，在节流孔板上聚集、长大。

3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢✤解决方法：
对节流孔圈采用局部化学清洗的方法进行处理。

对省煤器及水冷壁集箱进行内窥镜检查、节流孔圈射线检测、割管清除“结垢”物等方法，达到清理和减少氧化
铁沉积的目的，取得明显成效。

为从源头上避免铁氧化物的沉积，下一步，玉环电厂将积极开展CWT水处理方式的相关准备工作。

3.2空预器排烟温度偏高
✤原因分析：
1、空预器设计安装和制造方面原因：空预
器受热面积不足，空预器转子与外壳间隙偏大；
2、锅炉运行方面原因：实际燃用煤种与设
计煤种偏差较大，使磨煤机出口温度偏离设计值；备用磨煤机漏风量较大。

3.2空预器排烟温度偏高
✤降低排烟温度的对策：
1、增加传热元件的高度，改变冷端传热元件板型。

传热元
件高度增加150mm，冷端传热元件板型由NF6改为DU3。

2、填充传热元件盒之间的间隙。

将两个传热元件盒之间间
隙用钢板进行封堵，防止烟气和空气的旁路。

3、适当调整磨煤机的入口空气温度。

磨煤机入口空气温度
的变化对预热器排烟温度的影响比较大。

适当提高磨煤机入口空气温度，可以使通过空气预热器的一次风量增加，对降低排烟温度有较大的益处。

3.2空预器排烟温度偏高
玉环电厂2009年3月、4月、11月分别对#3、1、4炉空预器进行了增加了受热面积改造，对#1、4炉空预器密封装置进行了密封调整。

从调整改造效果来看，3号锅炉排烟温度降低6℃左右；1号锅炉空气预热器漏风率有2%左右的降低，由于漏风的减少导致排烟温度的升高，抵消了部分本因增加受热面积排烟温度的降低，导致1号锅炉排烟温度降低效果不明显，但实际排烟热损失是降低的。

3.3 磨煤机出口粉管缩孔积粉自燃
磨煤机的每根一次风管道上均安装有调节缩孔，其目的是调平8根一次风管道的风量。

在启动调试过程中对8根一次风管道的缩孔进行调整，使一次风量的偏差基本上保持在合理范围内（偏差小于10%）。

在流量调平后，调节缩孔的使命基本完成（除非进行冷态或热态风量调平试验，几乎对缩孔不再进行调整）。

运行过程中在调节缩孔上通常会沉积部分煤粉，对于大多数燃煤而言，调节缩孔上的积粉量尚不足以在运行中形成自燃，对安全运行的影响并不明显。

对于印尼煤和扎煤（褐煤）这样的高水分和高挥发分燃煤而言，沉积一定量后由于其自燃温度比较低，在运行中却非常容易造成自燃并导致粉管着火。

给设备运行带来了安全隐患。

针对此问题，在运行方式上找出了一些控制措施，一定程度的遏制了这一现象的发生。

但总体看，仍然未从根本上解决这一问题，缩孔上煤粉的沉积问题依然存在。

✤磨煤机出口煤粉管道着火情况汇总着火
20:4720:43印尼2B磨2008年10月6日6着火9:109:07印尼1E磨2008年7月13日5
着火21:1721:13印尼1C磨2008年3月10日4
着火7:517:31印尼4F磨2008年1月9日3
着火20:4205:36印尼3B磨2007年11月4日2
着火06:5306:20印尼3C磨2007年11月4日1
事件性质结束时间开始时间煤种磨煤机时间序号
3.3 磨煤机出口粉管缩孔积粉自燃
磨煤机出口可调缩孔浇注
3.3 磨煤机出口粉管缩孔积粉自燃
磨煤机出口可调缩孔内视图
3.4灰系统设计出力不足
✤输灰容量不足的改造方法：
一、二电场每个输灰管路由6个仓泵改为3个仓泵，输灰能力加倍，同时增加两台高压输灰空压机，以保证输灰母管压力。

优化配煤方案，控制煤质的加权灰分在合理范围内，以减小锅炉的产灰量。

调整各个仓泵的落料时间，严密监视各输灰管路的输灰曲线变化情况，防止堵灰，最大限度的发挥飞灰系统的输送能力。

输灰容量改造前系统图
一、二电场每个输灰管路由6个仓泵组成
输灰容量改造后系统图
一、二电场每个输灰管路由6个仓泵改为3个仓
3.5 渣系统运行可靠性较差
✤解决浸水轮易损坏的问题的措施：
给捞渣机浸水轮加装水封，利用清洁的工业水防止渣水侵入轴承的方法。

加强捞渣机的运行巡检、避免链条刮板返渣等大量措施，消除了因炉底渣系统故障影响
锅炉安全运行的不利因素。

3.5 渣系统运行可靠性较差
捞渣机系统一步上仓改造
取消一级碎渣机、一级电动三通、二级刮板、渣仓皮带机等设备。

优化捞渣机的联锁保护
减化控制逻辑，完善报警功能。

原捞渣机系统图
捞渣机一步上仓改造后系统图捞渣机一步上仓改造后现场图
3.6吹灰汽源改造
我厂机组每台锅炉本体部分有116只炉膛吹灰器布置在炉膛部分，56只长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部和对流烟道区域。

锅炉本体部分吹灰蒸汽由分隔屏（二级过热器）出口集箱接出，设计蒸汽温度为515℃，压力为29.6MPa。

由于超超临界直流锅炉本体蒸汽压力高，调节阀减压后节流损失和温度损失大，同时由于气动调节阀的调节性能差，极易造成安全门动作，不但造成不必要的工质损失和噪音污染，而且还会对吹灰管道的超压存在较大安全隐患。

3.6吹灰汽源改造
对吹灰汽源进行改造，将锅炉本体吹灰汽源从二过出口集箱取汽改为从再热冷段取汽。

吹灰汽源改造后，减压后蒸汽参数为2.8 MPa，温度
330~360℃，压力与温度的损失大大降低，压降已经很小，温度几乎不用降低。

每台锅炉172支吹灰器，每支短吹灰器蒸汽流量按最小4104kg/h、长吹按14770 kg/h计算，每天吹灰耗汽量为283.5吨，经过西安热工院的测算，在1000MW工况时，改造后的系统每天可降低煤耗0.063g/kW.h，按照四台机组每年发电200亿kW.h计算，平均一年节约标准煤1260吨，折合人民币100万元。

吹灰汽源改造后系统图
3.7 再热器事故喷水位置改造
✤改造原因：
再热汽温控制采用烟气挡板和燃烧器摆角主调节，事故喷水辅助调节。

事故喷水设置在低再入口，当出现负荷大幅扰动或机组异常工况时，再热汽温也必然出现较大幅度扰动，而烟气挡板调节反映到再热汽温上大约要延时7min。

低再入口的减温水反映到高再出口也需要5 min以上的延时，且经常使减温点后的温度达到饱和温度，同时由于其调节的迟缓，造成热再出口温度上下波动，不仅再热汽温难已稳定，也影响减温器附近管道寿命。

给锅炉的安全运行带来隐患。

再热汽温难以自动精准地调节在610℃以下，经常需要人为手动干预，不但增加了劳动强度，也影响了设备安全。

再热器事故喷水系统
将再热器的事故喷水安
装在高温再热入口，以
便再热汽温扰动时提高
响应速度，达到再热汽
温精调的目的。

改造后效果良好，再热
汽温调节达到自动控制
要求。

3.8 一次风机倒转
玉环电厂锅炉侧六大风机均选用轴流式，其中送风机和一次风机为动叶可调，引风机为入口静叶可调。

在调试和运行过程中出现单侧风机跳闸时，百叶窗式出入口挡板关闭不严密，致使停运侧一次风机倒转达到400 r／min，故障处理完后风机不能顺利再次启动，经人工用木杠刹车止转后方启动成功。

低转速倒转对于稀油润滑的大型轴承来说油膜形成不好，对轴瓦有一定的损害，且无法再次启动。

3.8 一次风机倒转
采取了以下措施有效的防止了倒转：
1、提高检修工艺，增强风机出入口挡板严密性
2、一次风机冷风管道增加电动隔离门。

（见图）
3、在重新启动停运侧风机时运行人员采取了扩大关闭该侧空预器一次风挡扳。

另外：国内有些进口风机安装有盘式刹车装置，当风机转速低于100 r／min时，风机刹车盘动作，在风机启动指令发出时，刹车盘自动脱开，不仅有效地防止了风机的倒转，还保护了轴承。

一次风机系统图
3.9 其它问题
✤炉膛出口烟温探针改造
我厂锅炉原设计在炉膛出口设置了两个烟温探针，做为对炉膛出口烟气温度的监视。

由于烟温探针工作性能不可靠，经常造成自动伸进和退出，此外通过锅炉的多次启动可以看出，在机组并网后不久由于温度的限制烟温探针就已自动退出，在实际运行中，炉膛出口烟气温度无法监视，无法正确判断炉膛热负荷变化情况和结焦情况，也就无法合理地安排锅炉的吹灰方式。

炉膛出口烟温探针改造
✤改为高温热电偶实现全过程进行监视
取消烟温探针在该位置上增加两个高温热电偶，温度测量范围0-1100℃，实现全温度范围内监视。

改造后两台机组的炉膛出口烟气温度可以全过程进行监视，运行人
员在机组正常运行中，根据炉膛出口烟气温度判断炉膛
热负荷变化情况和积灰、结焦情况，合理地安排锅炉的
吹灰周期和选择区域吹灰，既保证了锅炉的良好传热效
果，又降低了吹灰器的投用次数和时间，延长了吹灰器
的使用寿命，同时减少了锅炉吹灰造成工质和热量损
失，提高了机组效率。

结束语
一份耕耘，一份收获。

作为全国百万机组的先行者，玉环电厂一直默默探索，积极总结，以科学发展的思路，为我国百万机组的健康稳定经济运行履行自己不可推卸的一份责任。

随着全国各地百万机组相继建成投产，玉环电厂将与各兄弟单位互相交流，共同努力，将我国的百万超超临界机组运行维护水平提高到一个新的台阶！
谢谢大家！。