超超临界锅炉BMS说明

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660MW超临界机组控制方案说明

660MW超临界机组控制方案说明

龙泉金亨2×660MW超临界机组MCS系统逻辑设计说明设计:校对:审核:批准:新华控制工程有限公司2012年3月18日660MW超超临界机组控制方案说明1.超超临界机组模拟量控制系统的控制要求超临界机组相对于亚临界汽包炉机组,有两点最重要的差别:一是参数提高,由亚临界提高至超临界;二是由汽包炉变为直流炉。

正是由于这种差别,使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。

也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异,导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。

这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。

此处谨将其重点部分做一概述。

1.1 超临界锅炉的控制特点(1)超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立,而是密切关联。

(2)当负荷要求改变时,应使给水量和燃烧率(包括燃料、送风、引风)同时协调变化,以适应负荷的需要,而又应使汽温基本上维持不变;当负荷要求不变时,应保持给水量和燃烧率相对稳定,以稳定负荷和汽温。

(3)湿态工况下的给水控制——分离器水位控制,疏水。

(4)干态工况下的给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正,同时对过热汽温进行粗调。

(5)汽温控制采用类似汽包锅炉结构,但应为燃水比+喷水的控制原理,给水对汽温的影响大;给水流量和燃烧率保持不变,汽温就基本上保持不变。

1.2 超临界锅炉的控制重点超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完成的,锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量,同时也决定于给水流量。

因此,超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的;而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段;因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。

本公司采用以下措施来保持燃/水比:(1)微过热蒸汽焓值修正对于超临界直流炉,给水控制的主要目的是保证燃/水比,同时实现过热汽温的粗调,用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/水比进行修正,控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。

超超临界直流锅炉控制说明书

超超临界直流锅炉控制说明书

超超临界锅炉控制系统说明东方锅炉(集团)股份有限公司深圳东方锅炉控制有限公司目录1.分散控制系统原则 (4)1.1 机组负荷控制 (4)1.2 控制方式 (5)1.3 煤选择 (7)1.4 安全联锁操作 (7)1) MFT时的强制动作 (7)2) 减负荷操作 (8)3) 交叉限制回路 (9)1.5 负荷增加和减少闭锁操作 (12)1) 负荷增加闭锁 (12)2) 负荷减小闭锁 (13)2. 锅炉控制子系统说明 (14)2.1 机组主控 (15)1) 目标负荷设定 (15)2) 负荷变化率设定 (16)3) 频率偏差补偿 (17)4) 负荷上限和下限设定 (18)2.2 锅炉主控/汽机主控 (19)1)汽机主控 (19)2) 锅炉主控 (21)2.3 给水控制 (23)2.4 水-燃料比控制 (26)1)基本燃料程序 (27)2)汽机进汽前燃料减少偏置 (28)3)升温控制 (28)4) 主蒸汽压力控制 (29)5)主蒸汽温度控制 (30)6) 水-燃料比偏置补偿 (31)2.5 主蒸汽温度控制 (32)1) 过热器喷水(两级) (32)2)控制系统概述 (33)2.6 再热器蒸汽温度控制 (35)2)再热器喷水流量控制 (39)2.7风量控制 (40)2.7.1风量控制 (40)2.7.2 燃尽风挡板控制 (44)2.7.3 燃烧器二次风挡板控制 (46)2.7.4燃烧器中心风挡板控制 (49)2.8 压力控制 (50)1)炉膛压力控制 (50)2) 磨煤机入口热风压力控制 (51)2.9 燃油流量控制 (53)1)燃油流量控制 (53)2) 燃料量指令 (53)3) 轻油流量控制阀 (55)4) 轻油压力控制 (57)2.10 磨煤机控制 (58)1) 磨煤机煤量测量回路 (58)2) 煤热量补偿 (59)3) 磨煤机主控 (59)4)磨煤机入口风量控制 (61)2.11启动旁路控制 (65)1)锅炉循环水控制(360阀) (66)2)汽水分离器储水箱液位控制(361 阀) (67)3)汽轮机高压旁路阀(316 阀) (70)4)汽轮机高压旁路喷水控制阀 (71)5)主蒸汽管道疏水阀 (72)6)汽机高压旁路阀在启动时的动作 (73)7)汽机高压旁路阀在停炉时的动作 (74)2.12就地控制回路 (75)1) 吹灰器蒸汽压力控制 (75)2)排气疏水阀控制 (76)1.分散控制系统原则分散控制系统(DCS)利用调节控制技术来控制锅炉的压力、温度和机组负荷。

宁德600MW超临界锅炉运行说明书

宁德600MW超临界锅炉运行说明书

5
3、蒸汽吹管
3.1 概述 新建电站锅炉投运前必须进行过热器、再热器及其管道系统的蒸汽吹扫。目的是去除在 制造和安装期间产生的任何杂质(磨屑、金属切割物、焊渣、轧制氧化皮等) 。 3.2 吹管范围 1)从分离器到末级过热器出口集箱的过热器系统 2)主蒸汽管道 3)高压旁路管道 4)冷段再热器管道 5)从冷段再热器入口集箱到热段再热器出口集箱的再热器系统 6)热段再热器管道 7)小汽轮机进汽管道及其它管道 3.3 吹管系数 为了达到有效的吹扫,吹管时被吹扫表面所受的作用力必须大于锅炉最大连续出力 (BMCR)下蒸汽对表面的作用力。作用力越大吹管越有效。吹管系数定义为吹扫工况和 BMCR 工况下蒸汽动量之比。 “火电机组启动蒸汽吹管导则”规定,吹管时应保证被吹扫系统中各处 的吹管系数均应大于 1。 3.4 两种吹管方式及其比较 蒸汽吹管有降压吹管和稳压吹管两种方式。 国内直流锅炉通常采用稳压吹管方式。以内置式汽水分离器出口压力为吹管压力,控制 在 5~5.5MPa。 采用动量计算的方法,在保证被吹扫系统各段吹管系数 K>1 的前提下,得出在选定吹管 蒸汽压力下的吹管蒸汽流量。 稳压吹管操作简便,运行工况稳定,受热面承受较小的热冲击,且可以油煤混烧而节省 了燃油,降低了吹管成本。 稳压吹管每次吹管的持续时间取决于储备的除盐水量。 稳压吹管锅炉的输入热负荷较高, 为此要注意控制炉膛出口烟温,防止过热器和再热器超温。 降压吹管多用在汽包锅炉上。直流锅炉水容积和热容量较小,降压吹管每次持续时间不 到 1 分钟,必须采用价格昂贵的快速启闭的临冲门。此外,吹管时要求锅炉熄火,循环泵停 运,操作繁琐。
4
2.7 清洗流速和水容积 表 1 的数据是基于 HG-1900/25.4-YM4 型锅炉的设计。 清洗水容积还应考虑锅炉本体外的 一些设备,如除氧器、清洗水箱、临时管道等,适当增加一些余量。 表1 部件 名称 主给水管道 省煤器 省煤器下水管 螺旋管水冷壁 垂直管水冷壁 折焰角水平烟道侧墙 启动分离器 贮水箱 溢流管 再循环管 材质 WB36 SA-210C SA-106C SA-213T12 SA-213T12 SA-213T12 WB36 WB36 SA-210C WB36 清洗流速和水容积 管径 mm φ508×45 φ44.5×6 φ559×80 φ38×6.5 φ31.8×5.5 φ44.5×6.1 φ610×65 φ610×65 φ324×55 φ457×60 水容积 3 m 68

600MW超临界锅炉旋流燃烧器说明书

600MW超临界锅炉旋流燃烧器说明书

600MW超临界锅炉旋流燃烧器说明书三井巴布科克低NO轴流式燃烧器 X(包括过燃风喷嘴)06325/B800/OC/3000/X./0001BTSB/O34/0032004年1月B版三井巴布科克技术服务处目录序言健康和安全1 煤和燃烧过程1.1 排放1.2 NO的形式 X1.3 低NO技术 X2 三井巴布科克低NO轴流式燃烧器 X2.1 LNASB的布置和转向2.2 LNASB的装配2.3 中心风管组件2.4 煤粉燃料和一次风2.5 一次风管2.6 燃烧器面板2.7 二次风2.7.1 二次风室和挡板2.7.2 二次风旋流器2.8 三次风2.8.1 三次风锥体、风室和挡板组件2.9 点火燃烧器组件和点火器2.10 火焰监视器2.11 过燃风喷口3 低NO轴流燃烧器的运行 X3.1 LNASB结渣的防止3.1.1 除渣工具3.1.2 除渣步骤 4 LNASB的维护4.1 预防性维护i4.2 LNASB定期检查项目清单4.2.1 从燃烧器平台进行的外部检查4.2.2 从炉膛进行的检查4.2.3 从风箱内进行的检查4.2.4 从锅炉上拆下的燃烧器进行的附加检查5 检修维护5.1 安全5.2 拆卸LNASB前的准备5.3 燃烧器的拆卸5.3.1 拆下点火器和雾化器组件5.3.2 拆下中心风管5.3.3 拆下一次风管桥5.3.4 拆下燃烧器面板5.3.5 拆下二次风室组件5.3.6 拆下三次风锥体、风室、挡板和二次风喷口组件5.3.7 拆卸一次风管组件5.3.8 拆卸一次风管桥5.3.9 拆卸蜗壳组件5.3.10 拆卸二次风室组件5.3.11 拆卸三次风套筒挡板 5.4 燃烧器大修5.5 重装燃烧器5.5.1 重装三次风套筒挡板5.5.2 重装二次风室组件5.5.3 重装蜗壳组件5.5.4 重装一次风管5.5.5 重装中心风管组件5.5.6 三次风锥体、风室、挡板和二次风喷口组件复位5.5.7 二次风室组件复位ii5.5.8 燃烧器面板复位5.5.9 一次风管桥复位5.5.10 中心风管复位5.5.11 点火器和油枪组件复位 5.6 燃烧器投运准备5.7 个别齿片更换步骤6 故障分析6.1 煤粉火焰未着点6.2 煤粉火焰变形6.3 NO排放水平高 X6.4 飞灰含碳量高6.5 油火焰无显示6.6 油火焰未点着6.7 油火焰变形6.8 燃油效率差7 推荐的备件8 低NO轴流式燃烧器和过燃风喷嘴的试运 X 8.1 安装检查和质量保证 8.2 基本安全要求8.3 总的要求8.4 LNAS煤燃烧器8.4.1 静态检查8.4.2 燃烧器安装尺寸检查8.4.3 过燃风喷嘴8.4.4 过燃风喷嘴安装后的检查8.4.5 过燃风喷嘴安装尺寸检查表9 燃烧器和过燃风的优化 9.1 概述iii9.2 控制室表盘读数9.3 第一阶段燃烧器的优化9.3.1 装置状态要求9.3.2 保护措施9.3.3 方法9.3.4 测量9.3.5 评价9.4 第二阶段过燃风喷嘴优化9.4.1 装置状态要求9.4.2 保护措施9.4.3 方法9.4.4 测量9.4.5 评价9.5 第三阶段燃烧器区域过剩空气系数9.5.1 装置状态要求9.5.2 保护措施9.5.3 方法9.5.4 评价iv序言本文件包含有关三井巴布科克低NO轴流式燃烧器的资料,本文件的内容是X 为指导专职工程师而准备的。

超超临界锅炉技术介绍(幻灯片)

超超临界锅炉技术介绍(幻灯片)
调试重点超超临界机组概念日本压力高于42mpa或温度高于593丹麦压力高于275mpa西门子根据材料的等级我国电力百科全书压力高于27mpa超超临界是英文ultrasupercritical的中文直译并不存在物理意义上的分界点代表了超临界参数或技术发展的一个阶段只是表征机组参数特性的商业名称
超超临界锅炉技术介绍
一次风机
双级动叶调节轴流风机 技术难点:一次风机喘振问题
1000MW机组锅炉等离子技术

八角双切圆
8台等离子发生器 应用:玉环、宁海、泰州、潮州

对冲燃烧
8台等离子发生器 应用:北仑

技术难点:
1.等离子点火燃尽率和稳燃能力 2.防止尾部再燃措施
1000MW机组锅炉主保护逻辑
玉环电厂主保护逻辑
1000MW机组锅炉基本结构

π型锅炉
厂家:哈锅、东锅、北巴和上锅 应用:玉环电厂、邹县电厂、潮州电厂等 优点:投资小、安装难度小、施工调试经验丰富

塔式锅炉
厂家:上锅 应用:外高桥第三发电厂 优点:烟温偏差小、结渣特性好、受热面磨损小、 不易爆管
1000MW机组锅炉燃烧方式

八角切圆
哈锅、上锅π型炉
致谢
本文的形成得到了所里领导、潮州二期项目 部领导的有力指导,参考了许瑶和马万军两位同 志之前做的大量工作,得到了兄弟单位很多帮 助,在此一并致谢。本文对锅炉厂家的产品只是 从调试角度进行介绍,不对采购和评标承担指导 意义,特此说明。本文参考了公开发表或刊印的 文献、规程、说明书共计98篇,考虑到本文并不 准备正式发表,因此不在文后一一列出,特此说 明。

四角切圆
上锅塔式炉
对冲
东锅、北巴
1000MW机组锅炉水冷壁形式

超超临界锅炉介绍

超超临界锅炉介绍

墙式反向双切圆燃烧超临界燃煤炉业绩
序号 1 2 3 4 5
电站名称 碧南#1 新地#2 原町#1 三隅#1 舞鹤#1
容量 700MW 1000MW 1000MW 1000MW 900MW
商业投运 10月1991 7月1995 7月1997 7月1998 4月2003
燃料 煤 煤 煤 煤 煤
注 反向双切园 反向双切园 反向双切园 反向双切园 反向双切园









广







神户制钢电站
1、MHI垂直管圈水冷壁超临界
与超超临界锅炉可靠性
1991~2000
三隅
原町
新地
松浦
可靠性
定义:可靠性=(年日历小时数-强迫停炉小时数)/年日历小时数
三隅电站燃煤1000MW锅炉
主蒸汽压力 MPa
蒸汽温度 ℃
蒸发量 (t/h)
燃料
25.4
604/602
Weak (With Recirculation)
MHI公司PM燃烧器和MACT业绩
三隅#11000MW垂直水冷壁超超临界锅炉排放量 燃煤:澳大利亚Hunter Valley烟煤 负荷:1000MW
项目 NOx(锅炉出口) NOx(SCR出口) 飞灰中未燃尽炭 SOx(脱硫装置出口) 飞灰浓度(烟囱入口)
——MHI先进的燃烧技术——
Low NOx Principle -1-
CO2
氧化
NOx CO H2O
l=1.15
(O2=2.8%) AA N2 氧化
l~1.0 (O2~0.3%)
OFA

超临界直流锅炉运行调整课件

超临界直流锅炉运行调整课件

水位的调整
水位调整的重要性
水位是锅炉运行安全的重 要保障,水位异常可能导 致严重事故。
水位调整方法
通过控制给水量、排污量 等手段,保持水位在设定 范围内。
注意事项
避免水位过高导致满水事 故,或水位过低导致缺水 事故。
PART 05
安全运行与维护
安全运行规定
操作人员资质要求
确保操作超临界直流锅炉的人员 具备相应的资质和经验,经过专
PART 07
总结与展望
总结
介绍了超临界直流锅 炉的基本原理和特点
结合实际案例,分析 了超临界直流锅炉运 行中的常见问题及解 决方案
重点阐述了超临界直 流锅炉的运行调整技 术和方法
对未来工作的展望
深入研究超临界直流锅炉的运行特性和优化控制策略,提高锅炉运行效率和经济性
加强超临界直流锅炉的环保性能研究,降低污染物排放,推动绿色发展
运行调整的必要性
保证锅炉安全运行
通过运行调整,可以及时发现并解决 锅炉运行中的问题,避免设备故障和 事故发生,确保锅炉安全稳定运行。
提高锅炉效率
满足负荷需求
随着电力负荷的变化,锅炉需要相应 地进行调整以适应负荷需求。通过运 行调整,可以确保锅炉在各种负荷条 件下稳定运行。
合理的运行调整可以使锅炉在最佳状 态下运行,提高锅炉的热效率和燃烧 效率,降低能耗和污染物排放。
定期检修
根据设备运行状况和磨损情况,制定定期检修计 划,对关键部件进行维修或更换。
防腐措施
采取有效的防腐措施,如涂防锈漆、定期酸洗等 ,以延长设备使用寿命。
常见故障及处理方法
1 2 3
故障分类
将故障分为机械故障、电气故障、热工故障等, 针对不同类型故障采取相应的处理措施。

超超临界锅炉介绍详解

超超临界锅炉介绍详解
器和再热器的安全性。
左侧墙
410 100%MCR
前墙
右侧墙
后墙
400
390
380
最大温差
燃烧方式 切圆燃烧
切圆燃烧(设置节流圈) 对冲燃烧方式
20oC 10oC 7oC
前后墙对冲燃烧方式:热空气配风简单可靠
来自AH 大风箱
燃尽风 燃烧器 燃烧器 燃烧器
来自AH
4:锅炉旁路系统采用带炉水再循环泵的启动 系统,虽然系统相对复杂,但在锅炉启动和 低负荷运行时可以回收大量的工质和热量, 同时保证启动系统的运行更加安全可靠。
• 4:
• 日期:2006年11月12日
• 运行方式:机组负荷降至150MW(主汽压8.5Mpa、主 汽温530℃,燃油CD层8支、C、D磨、电泵、炉湿态),
• 动作情况:汽机手动跳闸,电气自动解列。炉手动 MFT。
• 动作原因:四过泄漏,停炉检修,三过管更换1根(变 色)、四过管更换2根(1根爆管、1根变形)、割口 检查清理14处,共焊口28个,拍片970处,新增壁温 测点312支,更换壁温测点128支
垂直水冷壁
垂直水冷壁进口 螺旋水冷壁出口
螺旋水冷壁
螺旋管圈+内螺纹管 漩涡效果 > 重力作用
管子内表面充满了液体
• 采用内螺纹管,提高水冷壁安全裕度 • 管间吸热偏差小,适应变压运行
3:采用前后墙对冲燃烧方式: 锅炉水冷壁出口温度偏差小
左侧墙
右侧墙燃Βιβλιοθήκη 风口燃烧器流体温度(oC)
技术特点:
上部炉膛宽度方向上的烟气温度和速度分布 比较均匀,使水冷壁出口温度偏差较小,也 就有利于降低过热蒸汽温度偏差,保证过热
• 5:
• 日期:2006年11月12日

华能玉环1000MW超超临界锅炉运行说明书

华能玉环1000MW超超临界锅炉运行说明书

1.3.5
吹灰器 1.
2.
3. 4. 5.
为了保持水冷壁和各受热面的清洁需要投入吹灰器。如果吹灰器不能及 时投运会直接影响锅炉性能。另外在受热面结大量的渣或灰会降低锅炉 效率。相反,过于频繁的投入吹灰器将导致受压部件磨损直至爆管。因 此运行人员要密切注意烟气阻力和温度的变化,从而确定吹灰的顺序和 频率。 吹灰器的运行应注意下列问题
3
6. 相关的运行和维护见第四章。
1.3.6
蒸汽温度控制 1. 对于一台锅炉来说过热器和再热器出口温度的控制范围是被确定的。一 旦运行人员选择温度控制范围超出了设计范围,则应注意防止受热面超 温。 2. 各级过热器汽温和喷水量随负荷的变化而变化。如果负荷不变,由于下 面一项或多项因素会导致汽温高和喷水量大。 • 过量空气系数高。 • 给水温度低。 • 水冷壁结渣严重。 • 燃烧不稳定。 • 燃烧延迟。 • 蒸汽温度控制设定不合理。
锅炉的设计理念 1. 锅炉实际上就是一个把一定温度的给水变成指定的压力和温度的蒸汽的 设备。然而,如果锅炉长期背离参数运行会对设备造成严重的损害。 2. 如果各级受热面能保持清洁,那么负荷和过量空气系数与烟气温度和阻 力降成比例。这就意味着锅炉的初始特性是给定的,一旦与之相背离锅 炉将无法完成达到要求的参数。本文给出了补救方法以减轻对本体及辅 机造成的损害。按要求做好运行记录以利于分析运行状况,并在需要时 总结用。 3. 必须测量并记录燃煤量和定期分析煤质,以便于解决煤种变化对锅炉燃 烧造成的影响。煤样分析的内容应包括:热值、水分和其它元素的百分
4
1.3.8
锅炉运行 1. 锅炉上水之前应检查所有受压部件,如:管子、集箱和分离器等,确认 没有异物堵塞。 2. 必须检查联锁保护系统的每个回路以确认它们没有被解列。 3. 锅炉上水时确认过热器集箱或管排没有进水。 4. 当锅炉上水时,保证省煤器进出口水温差值不超过 105℃以减轻热应力。 上水过程中,仅当各级受热面排气完成后,才能关闭相应的排气门。 5. 点火前进行吹扫,风量 30%BMCR 5 分钟。 6. 如果初次点火失败应立刻停止燃料并进行炉膛吹扫,然后重新点火。运 行人员应总结原因。 7. 任何燃烧器停运包括事故停机后都应进行炉膛吹扫。 8. 锅炉运行过程中不能超过 1.9 节和第 5 章规定的限定值。 9. 在锅炉启停期间为了维持燃烧稳定应该投油枪。 10. 投磨前,必须保证相应的油层已经投运。 11. 运行过程中应通过观察孔监视燃烧情况,所有相关人员应清楚高温烟气 窜出炉膛的危险性。因此运行人员应佩戴面具、眼镜、手套等。同时确 认观察孔附近的吹灰器没有投运。 12. 尽管锅炉压力和温度的限制决定了启动的时间,新建机组初次启动升压 速度一定尽量慢。初次启动期间,运行人员和调试人员应认真检查锅炉 各部件的位移和膨胀尤其注意钢结构是否阻碍。另外,这些操作运行人 员一定要亲自进行以便于熟悉设备特性。运行人员一旦掌握、熟悉后就 可以在允许范围内尽快升压。锅炉热量输入率是受水冷壁出口温度限制 的。这些参数在第二章里提到,相应的调整应在调试阶段完成。 13. 启动期间,应定期检查机组的护板、集箱、管道等的热膨胀,确认无阻 碍。 14. 启动期间,对所有蒸汽管道进行暖管和疏水操作。 15. 启动期间,过热器及其相关部件的排汽应该打开直到汽机并网以便于保 护受热面。当锅炉压力和蒸汽流量确定后排汽阀可适当关小。当蒸汽参 数达到汽轮机要求时全关排汽阀。 16. 在再热器尚未建立流量之前,控制燃料投入量以保护再热器。因此在再 热器建立起流量之前控制炉膛出口烟气温度低于 560℃ 。另外确认过热 器和再热器温度不超过保护值。这些参数在调试过程中确定。 17. 启动期间直到两台相邻的磨煤机投运后能维持的最低负荷(至少为额定 出力的 35%以上)后,才可以停油枪(试运期间确定)。 18. 在多数情况下,为了满足汽轮机的需要,温态和热态启动时需要控制蒸 汽温度。这些情况经常涉及到蒸汽温度匹配。这需要锅炉和汽轮机的密 切配合。

超临界锅炉常见故障及处理

超临界锅炉常见故障及处理

锅炉常见故障及处理第一节超临界直流炉MFT、RB、和FCB一、超临界直流炉MFT的条件和处理现代大型直流锅炉自动化程度高且保护装置完善,大多配备由计算机参及控制和保护的燃烧器管理系统(既BMS系统)或炉膛安全监视系统(既FSSS——FURNACE SAFEGUARD SUPERISORY SYSTEM),当锅炉一旦发生威胁设备安全的情况时,为了防止造成设备损坏,计算机系统将发生主燃料切断(既MFT——MASTER FUEL TRIP)的指令进行自动紧急停炉。

1、超临界直流锅炉自动MFT的条件超临界直流炉超临界直流锅炉自动MFT的条件应根据机组设备的不同特点,按防止造成锅炉设备损坏的原则进行制定,一般情况下,超临界直流炉发生下列情况之一时应自动MFT:1) 全部燃料中断时(所谓全部燃料中断应包括燃煤、燃油、燃气、既固体、液体、气体等所有燃料中断)。

2) 锅炉总风量小于额定风量的30-40%时。

3) 全炉膛火焰丧失时。

4) 锅炉的给水量在规定时间内,小于规定值时。

5) 所有吸风机均停止运行时。

6) 所有送风机均停止运行时。

7) 所有一次风机均停止运行且无助燃用的液体或气体燃烧器运行时。

8) 所有回转式空气预热器均停止运行时。

9) 再热器保护动作,引起再热器蒸汽中断(气轮机跳闸、高压旁炉未打开且再热器处烟温超过规定值)时。

10) 火焰检测器冷却风母管压力或冷却风及炉膛差压低于规定值时。

11) 炉膛压力高于或低于规定值时12) 汽水分离器出口温度超过允许温度。

13) 过热器出口温度超过允许温度。

14) 汽机跳闸。

15) DCS系统故障。

16) 主蒸汽压力超过高限。

17) 燃油系统油压低。

2、超临界直流锅炉手动MFT的条件超临界直流锅炉发生下列情况之一时,应即手动MFT紧急停用锅炉:1) 凡发生达到自动MFT动作条件而保护拒动,或保护因故停用而不动作时。

2) 承压部件(如:水冷壁、屏式过热器、主要汽水管道等)爆破,使工质温度急剧升高,导致管壁严重超温,无法维持锅炉正常运行或威胁人身、设备安全时。

超超临界锅炉运行介绍(繁)

超超临界锅炉运行介绍(繁)


1.4亚临界、超临界、超超临界机组的经济性
哈汽厂优化型亚临界机组设计热耗 7746 kJ/kw.h 沁北Alstom超临界机组设计热耗 7541 kJ/kw.h 玉环电厂1000MW超超临界机组设计热耗
负荷 主汽压力 主汽温度 设计热耗 %MCR MPa ℃ kJ/kw.h 25 8.55 580 8663 35 11.45 600 8091 50 12.85 600 7654 75 19.37 600 7417 100 26.25 600 7316
4.蒸汽吹扫

4.蒸汽吹扫 4.1吹扫范围 吹扫范围包括:过热器系统、主蒸汽管 道。再热器系统、冷热再管道、小汽机 进汽管、吹灰蒸汽管路。
4.蒸汽吹扫
4.2 吹管方式 蒸汽吹管有降压吹管和稳压吹管两种方式, 又有过热器系统和再热器系统串 联的“一步法”和分段的“两步法”吹管。 稳压吹管 降压吹管 优点 操作简便,工况稳定 吹管效果好 受热面承受热冲击小 耗水量少~30t/次 可纯燃煤省油 吹管准备工作量少 缺点 耗水量达 操作频繁 输入热负荷高 减少受热面残余寿命 锅炉具备整机启动条件

超超临界机组在60%负荷以下相当于超临界机 组的经济性,40%负荷以下相当于亚临界机 组的经济性。
2. HG-MHI超超临界锅炉技术
2.1 国产超超临界锅炉技术综述 东锅 上锅 BHK ALSTOM 螺旋+垂直 螺旋+垂直 前后墙对冲 切圆 带循环泵和不带循环泵 煤水比+喷水 烟气挡板+摆动燃 烟气挡板 烟气挡板+摆动燃 烧器 烧器 25% 25% 30% 哈锅 MHI 垂直 切圆
4.蒸汽吹扫
4.3吹管系数 吹管系数定义为吹扫工况和BMCR工况下两个 作用力之比。 吹管系数的计算公式如下: DF=[W2purge×Vpurge]/[W2MCR×VMCR] 式中:W:质量流量,kg/s; V:比容,m3/kg; Purge:吹扫负荷; MCR:最大连续负荷; DF:吹管系数。

超临界锅炉燃烧调试指南

超临界锅炉燃烧调试指南

燃烧调试指南目录说明煤粉细度配风燃烧系统燃烬风系统炉膛上部工况测试说明:此指南是针对特定煤种燃烧给出的一般性总结。

说明:此指导书中的操作方法仅供参考之用,实际应用还需结合特定合同规范要求进行调整。

●说明:此指南主要讨论燃烧调整的准则,实际调整步骤由机组实际运行情况决定。

系统燃烧的基本要素:1)燃料2)空气3)水(蒸汽)燃料和空气决定燃烧性能,而水蒸汽则是为汽轮机提供能量的媒介。

●燃料:合适的燃烧是基于适当细度的煤粉进入炉膛燃烧。

磨煤机应该经常进行例行检查以确保煤粉细度符合设计要求。

下表是煤粉细度设计的实例,基于不同合同要求的设计结果是不同的。

每台磨煤机实际磨出的煤粉尺寸需要进行测量并将测量值进行如下表所示的对比处理。

为了获得良好的燃烧效果,混合煤粉的细度指数值应该小于0。

上面是关于煤粉细度要求的一个实例,在进行下一步调试之前应进行校正。

用上述细度的煤粉,机组的燃烧性能会很差,煤粉细度指数越大,燃烧性能就越差。

煤粉细度必须进行测量,校正以确保煤粉细度指数值小于0,对于煤粉细度指数值每月至少应该进行一次测试,在出现明显的煤种变化时也应该进行测试。

100目和200目的煤粉比小于200目的煤粉需要更长的燃烬时间。

小于200目的煤粉含量决定了机组能被调到多好的运行效果。

为了得到合适细度的煤粉,磨煤机必须进行正确的设置并保持。

制粉系统设置实例:1)所有机械装置按照说明书进行设定;2)送风量测量;3)性能曲线测试和设定;4)在给煤机速度在25%~100%之间进行煤粉细度测试。

确定良好燃烧性能的第一步就是确保送入炉膛的煤粉细度合适。

配风(空气)获得力良好的燃烧效果的下一步就是煤粉与配风(空气)的混合。

进入炉膛的燃料和配风的比例对于获得良好的燃烧效果是至关重要的。

所有角落和不同高度区域的燃料与配风必须达到很好的平衡。

燃料与配风的混合语燃烧系统机械装置的启动是同时开始的。

即使煤粉细度选择很好,但是燃料与配风比例不当,燃烧性能也会很糟糕。

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油系统泄漏试验
1)油快关阀关闭 ) 2)油燃烧器(点火器)各支阀关闭 )油燃烧器(点火器) 3)回油快关阀关闭 ) 4)油压正常 ) 5) 5)油泄漏试验允许 以上条件满足,按下试验开始的按钮。 以上条件满足,按下试验开始的按钮。先打开油 快关阀,同时关闭油排放阀, 快关阀,同时关闭油排放阀,待快关阀前后差压 为零时,关闭快关阀,保持5min(5min内压力未 为零时,关闭快关阀,保持 ( 内压力未 下降则试验成功)。打开排放阀, )。打开排放阀 下降则试验成功)。打开排放阀,压力降至预设 值后关闭排放阀,再保持5min(5min内快关阀后 值后关闭排放阀,再保持 ( 内快关阀后 压力未上升,试验成功)。油泄漏试验完成。 )。油泄漏试验完成 压力未上升,试验成功)。油泄漏试验完成。
主燃料跳闸MFT 主燃料跳闸
作用:最重要的安全功能, 作用:最重要的安全功能,在出现任何危 及锅炉安全运行的危险工况下, 及锅炉安全运行的危险工况下,MFT动作 动作 将快速切断所有进入炉膛的燃料, 将快速切断所有进入炉膛的燃料,即切断 所有的油和煤输入。 所有的油和煤输入。
MFT动作的条件 动作的条件
燃烧不正常
在燃烧不正常的情形下, 在燃烧不正常的情形下,主燃料跳闸以防止锅炉爆 炸。 <所有燃烧器无火焰 所有燃烧器无火焰> 所有燃烧器无火焰 如果所有的燃烧器无火焰, 如果所有的燃烧器无火焰,送进炉内未燃烧的燃 料将会使锅炉非常危险。 料将会使锅炉非常危险。 保护逻辑所采用的信号由火焰监测器测得。 保护逻辑所采用的信号由火焰监测器测得。 <临界火焰丧失 临界火焰丧失> 临界火焰丧失 如果部分燃烧器无火焰, 如果部分燃烧器无火焰,也被诊断为锅炉非正常 状态。 状态。 保护逻辑所采用的信号也由火焰监测器测得。 保护逻辑所采用的信号也由火焰监测器测得。 作为临界的定义,当所有投运的燃烧器在9秒内有 作为临界的定义,当所有投运的燃烧器在 秒内有 1/4无火焰时,主燃料跳闸启动。 无火焰时, 无火焰时 主燃料跳闸启动。
其中任一条件都会导致MFT动作 动作 其中任一条件都会导致 1)全炉膛火焰丧失; 2)炉膛压力过高; )全炉膛火焰丧失; )炉膛压力过高; 3)炉膛压力过低; 4)主给水流量过低 ; )炉膛压力过低; ) 5)全部送风机跳闸; 6)全部引风机跳闸; )全部送风机跳闸; )全部引风机跳闸; 7)无油燃烧时全部一次风机跳闸 8)手动 ) )手动MFT 9) 全部磨煤机或给煤机跳闸,且燃油未投入; 9) 全部磨煤机或给煤机跳闸,且燃油未投入; 10)炉膛总风量小于 风量; )炉膛总风量小于30%B—MCR风量; 风量 11)全部空气预热器停运;12)BMS电源丧失; 电源丧失; )全部空气预热器停运; ) 电源丧失 13)火检冷却风丧失; 14)汽轮机主汽门关; )火检冷却风丧失; )汽轮机主汽门关; 15)所有给水泵跳闸;16)主蒸汽压力高; )所有给水泵跳闸; )主蒸汽压力高; 17)再热器保护丧失;18)失去全部燃料 燃料系 )再热器保护丧失; )失去全部燃料(燃料系 统不正常) 统不正常 19)工厂保护系统来的 )工厂保护系统来的MFT
燃料系统不正常 燃烧不正常 风烟系统不正常 汽水系统不正常
燃料系统不正常
在燃料系统故障时,主燃料跳闸以防止锅炉爆炸。 在燃料系统故障时,主燃料跳闸以防止锅炉爆炸。 主燃油压力过高> <主燃油压力过高> 如果燃油压力的增加超过了允许的范围, 如果燃油压力的增加超过了允许的范围,将会导致更多 的燃料送入炉内从而导致锅炉爆炸。 的燃料送入炉内从而导致锅炉爆炸。 压力超过设定值时,保护逻辑动作关闭主给油快关阀。 压力超过设定值时,保护逻辑动作关闭主给油快关阀。 主燃油压力过低> <主燃油压力过低> 如果燃油压力的减少超过了允许的范围, 如果燃油压力的减少超过了允许的范围,将会导致燃烧 不稳定。最坏情形下,燃料送入炉内未燃烧。 不稳定。最坏情形下,燃料送入炉内未燃烧。 压力低于设定值时,保护逻辑动作关闭主给油快关阀。 压力低于设定值时,保护逻辑动作关闭主给油快关阀。 所有燃料中断> <所有燃料中断> 所有磨煤机停止和燃油彻底关断将会导致主燃料跳闸。 所有磨煤机停止和燃油彻底关断将会导致主燃料跳闸。
停炉后吹扫条件
1)所有 油阀关闭; ) 油阀关闭; 2)所有给煤机,磨煤机停; )所有给煤机,磨煤机停; 3)火焰检测器“无火焰”; )火焰检测器“无火焰” 4)风量大于 )风量大于30%,小于 ,小于40%额定风量 额定风量
油系统泄漏试验
目标:检查系统及阀门的严密性, 目标:检查系统及阀门的严密性,防止油 系统停用时油泄漏到炉膛, 系统停用时油泄漏到炉膛,引起点火时爆 燃 时间:油系统投运前(每次点火前) 时间:油系统投运前(每次点火前)
点火前吹扫 条件
油阀关闭; 油阀关闭; 2)所有给煤机,磨煤机停; )所有给煤机,磨煤机停; 3)无锅炉跳闸指令; )无锅炉跳闸指令; 4)油系统泄漏试验成功; )油系统泄漏试验成功; 5)火焰检测器“无火焰”; )火焰检测器“无火焰” 6)各层燃烧器燃料风门关闭; )各层燃烧器燃料风门关闭; 7)静电除尘器处于跳闸状态;(投油时不可投除尘) ;(投油时不可投除尘 )静电除尘器处于跳闸状态;(投油时不可投除尘) 8)2台一次风机停; 台一次风机停; ) 台一次风机停 9)各层二次风挡板处于调节状态并处于吹扫位置; )各层二次风挡板处于调节状态并处于吹扫位置; 10)风量大于 额定风量; )风量大于30%,小于 ,小于40%额定风量; 额定风量 11)火焰检测器冷却风机运行; 火焰检测器冷却风机运行; 火焰检测器冷却风机运行
§4-2 BMS运行程序 运行程序
说明) (FSSS说明) 说明
BMS———燃烧器管理系统 燃烧器管理系统 FSSS———炉膛安全监控系统 炉膛安全监控系统 定义: 定义:锅炉燃烧系统各个设备的动作所必 须遵循的安全连锁, 须遵循的安全连锁,许可条件和先后顺序 以及它们之间的逻辑关系,它使得整个系 以及它们之间的逻辑关系, 统能按照正确的顺序安全启停和正常运行。 统能按照正确的顺序安全启停和正常运行。 目标:通过周密的安全连锁和许可条件, 目标:通过周密的安全连锁和许可条件, 防止可燃性混合物在炉膛、 防止可燃性混合物在炉膛、煤粉管道和燃 烧器中积存,防止炉膛爆炸。 烧器中积存,防止炉膛爆炸。
汽水系统不正常
在汽水系统不正常的情形下,主燃料跳闸以防止锅炉损坏。 在汽水系统不正常的情形下,主燃料跳闸以防止锅炉损坏。 <再热器过热保护 再热器过热保护> 再热器过热保护 如果再热器无蒸汽流动时,将会过热而损坏再热器。 如果再热器无蒸汽流动时,将会过热而损坏再热器。 <主蒸汽压力过高 主蒸汽压力过高> 主蒸汽压力过高 如果主蒸汽压力的增加超过预先设定值, 如果主蒸汽压力的增加超过预先设定值,锅炉将会跳闸以避免主 蒸汽管道和其他压力设备机械损伤。 蒸汽管道和其他压力设备机械损伤。 高压旁路阀防止压力过大的动作优先级要大于该保护逻辑。 高压旁路阀防止压力过大的动作优先级要大于该保护逻辑。 主蒸汽管道安全阀的泄压能力在锅炉最大连续负荷情况下不能满 足泄压要求。 足泄压要求。 主蒸汽工作压力: 主蒸汽工作压力:26.25MPa(a) 主蒸汽压力报警值:工作压力X1.03=26.25X1.03=27MPa(a) 主蒸汽压力报警值:工作压力 主蒸汽设计压力:根据ASME标准为工作压力 主蒸汽设计压力:根据 标准为工作压力 X1.05=26.25X1.05=27.56MPa(a) 电磁泄放阀压力设定值=主蒸汽设计压力= 电磁泄放阀压力设定值=主蒸汽设计压力=27.56MPa(a) 主蒸汽压力MFT跳闸值 主蒸汽设计压力 跳闸值=主蒸汽设计压力 主蒸汽压力 跳闸值 主蒸汽设计压力X1.06=27.56X1.06=29.2 MPa(a)
汽水系统不正常
<锅炉给水量过低 锅炉给水量过低> 锅炉给水量过低 如果锅炉给水流量降低到预设值以下, 如果锅炉给水流量降低到预设值以下,锅炉跳闸以防止 锅炉水冷壁过热产生膜态沸腾。 锅炉水冷壁过热产生膜态沸腾。 低限设定值=最小设计流量X0.8(TD 20秒)=509t/h 低限设定值=最小设计流量 秒 极低限设定值=最小设计流量X0.6(TD 3秒)=382t/h 极低限设定值=最小设计流量 秒 最小设计流量= % 最小设计流量=21%MCR=3030t/h X 0.21=636.3t/h <所有锅炉给水泵跳闸 所有锅炉给水泵跳闸> 所有锅炉给水泵跳闸 检测到供水切断时, 检测到供水切断时,未等锅炉供水流量过低保护逻辑动 根据所有锅炉给水泵停止信号主燃料立即跳闸。 作,根据所有锅炉给水泵停止信号主燃料立即跳闸。
风/烟系统不正常 烟系统不正常
<所有引风机跳闸 所有引风机跳闸> 所有引风机跳闸 如果所有的引风机停止, 如果所有的引风机停止,炉膛内烟气不能通过烟 道排出从而导致燃烧不稳定, 道排出从而导致燃烧不稳定,最坏情形将导致所 有燃烧器无火焰。 有燃烧器无火焰。 炉膛压力高也将会导致锅炉爆炸。 炉膛压力高也将会导致锅炉爆炸。 该逻辑保护将会导致送风机跳闸。 该逻辑保护将会导致送风机跳闸。 <总风量低 总风量低> 总风量低 锅炉运行时将采用保护逻辑以保证所供最小风量 风量。 为30%B-MCR风量。 % 风量 如果风量降低到预设值以下,燃料产生过剩危害。 如果风量降低到预设值以下,燃料产生过剩危害。 采用两个流量测量装置测量空预器出口风量用作 保护逻辑。 保护逻辑。
炉膛吹扫 油系统泄漏试验 主燃料跳闸( 主燃料跳闸(MFT) ) 点火 煤粉燃烧器投运
炉膛吹扫
目标:除去炉膛、 目标:除去炉膛、烟道以及煤粉管道中可 能存在的可燃物,防止点火时炉膛爆燃。 能存在的可燃物,防时间:点火前,熄火后, ( 闸) 要求:维持30%的额定空气量;至少 分钟 的额定空气量; 要求:维持 的额定空气量 至少5分钟
12)燃烧器摆动角度为0。 )燃烧器摆动角度为 。
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