1000MW 超超临界锅炉启动过程分析

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1000MW超超临界直流锅炉启动系统设计

1000MW超超临界直流锅炉启动系统设计

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邹县电厂四期工程2×1000MW超超临界机组锅炉设备技术培训
2.5 BCP的辅助管路
1)再循环泵过冷管路:防止在快速降负荷时, 再循环泵进口循环水发生闪蒸引起循环泵的汽蚀。 2)再循环泵最小流量回流管路:改善BCP的调节 特性,维持循环泵的最小安全流量。
东方锅炉
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锅炉启动系统设计原则
1)满足锅炉启动及机组运行模式的要求 2)充分保证系统安全可靠 3)尽可能提供锅炉启动及极低负荷运行的经济性 4)尽可能简化系统,使得运行维修方便
东方锅炉
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1.3东方超临界锅炉启动系统的分类
常规超临界锅炉启动系统流程图
高加
冷凝器
水位控制 阀(361)
给水泵 增压泵 除氧器
冷凝水泵
低加
冷凝水 净化器
前墙
A B C
点火油枪
启动油枪
后墙
ห้องสมุดไป่ตู้D E F 煤粉燃烧器
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锅炉启动、运行
冷态启动 抽真空 锅炉初始清洗 锅炉冷态清洗 锅炉点火
热态启动
热态清洗 汽机冲转 并网、升至 25%负荷
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2.4 再循环管路
为保证锅炉在启动和低负荷运行时水冷壁 管内流速,设置了再循环管路。管路从储水罐 出口引出,通过气动闸阀、再循环泵(BCP)、止 回阀、电动闸阀阀、流量调节阀(360阀)和流量 计后引至省煤器入口的给水管路。

1000MW超超临界锅炉邻炉加热启动系统专题报告..

1000MW超超临界锅炉邻炉加热启动系统专题报告..

平顶山发电分公司专题报告1000MW超超临界锅炉邻炉加热启动系统专题报告平顶山发电分公司1.工程概况平顶山发电分公司系新建电厂,规划容量6×1000MW,分期建设并留有进一步扩建的余地,一期工程建设2×1000MW超超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组于2010年11月23日和12月8日投产,为节能减排,利用邻机汽源暖机技术对机组实施启动,以达到节约启动时间、减少启动用能的目的,国内这种启动方式在实际应用中取得了一定的节能效果,本报告进行系统比较研究,并提出建议。

2.主机及主要辅机配置情况简介主机设备主要技术参数如下:2.1 锅炉制造厂:东方锅炉(集团)股份有限公司锅炉采用超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

锅炉容量和主要参数:表12.2 汽机汽轮机采用超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。

汽轮机具有八级非调整回热抽汽,给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。

汽轮机额定转速为3000转/分。

型号:CCLN1000-25/600/600型型式:超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机额定功率(TRL工况):1000MW最大功率(VWO工况):1111.23MW额定工况参数:主蒸汽压力:25MPa.a主蒸汽温度:600℃主蒸汽流量:2724.04t/h排汽压力: 4.3/5.5kPa.a额定冷却水温:20℃中压缸进汽/高压缸排汽压力: 4.529/4.977MPa.a中压缸进汽/高压缸排汽温度:600/346.8℃中压缸进汽/高压缸排汽流量:2186.03t/h机组热耗:7309.7kJ/kWh额定转速:3000r/min主蒸汽最大进汽量:3110t/h给水回热级数:共8级(3高+1除+4低)2.3 锅炉的启动时间(从点火到机组带满负荷),与汽轮机相匹配,一般为:冷态启动7~8小时温态启动2~3小时热态启动1~1.5小时极热态启动<1小时图一:锅炉冷态启动曲线图二:锅炉热态启动曲线2.4.锅炉主要辅机配置情况本工程制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计,每台炉配备6台中速磨煤机。

1000MW超超临界机组锅炉启动系统的分析比较

1000MW超超临界机组锅炉启动系统的分析比较
统。
锅炉 启动 系统 图见图 1 所示 。 锅炉采用带循环泵的 内置式启动循环 系统。启动分离器为立式 ,共 2 ,布置 只
外置式启动 系统是指启动分离器在机 组启动和停运过程 中投入运行 , 在直流 而 负荷 以上 则解列 于 系统之 外 ,不 参与运
行 。
在锅炉的前部上方 ,由水 冷壁出 口混合集 箱引出的 4根连接管切 向引入 2只汽水 分
离器。 达到2 %TMC 在 5 R的锅炉最低直 流
1 前 言
随 着国 民经 济的持 续增 长 ,电 力的 需求也在不断增加 。采用超超临界参数机
组, 提高燃 煤机组的效率 , 实现 节能降耗 、
减少 C 和 NO O, 排放 ,是我 国今后 火力 发电的发展方向。锅炉的启动系统作为超
( 由于 带循环 泵的 启动 系统 电动 3)
给水 泵流 量小 ,再 循环泵 所需 要 的扬程 小, 启动时所消耗 的电功率较小 。 另外 , 由 于启动时间的缩 短 , 辅机 的耗 电量 也相 应
便 对 同类 型 的超 超 临界 锅 炉启 动 系统 的 选 择提 供 参 考
列于 系统之外 , 一般可分为内置式分离器 J运行直流炉 、一 次再 热、烟气挡板调节再
关键调 》

毫 鬻 囊
i。 l 。 l
超 超 临界 机 组 ;启 动 系统 ;分 离 器;循环
组的启动 、正常运行及停运过程 中,启动 分离器均投入运行 。内置式 启动 系统分 为 带 启动循 环泵 系统和 不带 启动 循环 泵 系
图1
l 54
■ —
始终 保持 相 当于锅 炉最 低直 流负荷 流量
, 。
量 ,减 少 工 质 损 失 ;

1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性

1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性

1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性摘要介绍了国产1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构及运行特性,阐述了启动系统的结构,启动系统的流程以及运行特性,分析了各种启动系统之间的不同(包括安全性,经济性等)以及不同设备运行对于启动系统运行的影响等。

关键词:超超临界启动系统结构特性运行特性AbstractIntroduced domestic 1000MW Supercritical Boiler Start System structure and operating characteristics, described the structure of the boot system, boot the system processes, and operational characteristics of the different promoters, the difference between the systems (including security, economy, etc.) andstart the system running for different devices running on and so on.Keywords:USC;Start System ;operational characteristics;operating characteristics目录第一章前言 (3)第二章 1000MW超超临界锅炉主要系统 (5)第三章超超临界锅炉启动系统 (9)第一节超超临界锅炉启动系统的结构 (9)第二节超超临界锅炉启动系统的分类 (12)第三节锅炉启动系统的比较 (15)第四章超超临界锅炉启动系统运行特性分析 (17)第五章典型超超临界锅炉启动系统 (20)第六章结束语 (28)参考文献 (29)附录 (30)第一章前言一、超超临界机组发展背景火电机组的发展已历经百年,发达国家超临界机组运用已有40多年的历史,1949年苏联建造了第一台超超临界试验机组才使该项技术应用有所突破,由于能源紧缺的局面日益凸显,为提高发电效率和降低煤耗必须不断提高蒸汽初参数。

1000 MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析

1000 MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析

1000 MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析(1. 国电浙江北仑第一发电有限公司浙江宁波 315800; 2. 国电电力发展股份有限公司,国电集团北京 100101; 3. 国电宁夏石嘴山发电有限责任公司宁夏石嘴山 753202)摘要:分析1000 MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入,提出基于收益的启停成本核算模型,优化机组运行方式,提高机组启停的经济性。

结果表明从锅炉上水到AGC投入的机组启动阶段历时约32小时,机组在全冷态开机过程的总成本为463.2766万元,其中煤耗成本37.8159万元,油耗成本5.5916万元,水耗成本10.8705万元,外购电成本84.0546万元,发电量净收益531.056万元。

机组停机过程从AGC撤出减负荷到发电机解列,共约9小时。

机组滑参数停机过程的总成本为321.124万元,其中煤耗成本98.336万元,燃油成本4.1916万元,外购电成本109.7万元,发电量净收益131.854万元。

关键词:燃煤火力发电机组;成本核算模型;启停成本;全冷态启动;滑参数停机1 引言为了提高燃煤火力发电机组的运行效率,单台机组的装机容量、主蒸汽温度和压力不断提高。

启动机组的油耗、煤耗、水耗和厂用电耗等也会随装机容量的增加而增大[1-3]。

由于电力产能过剩,机组频繁启停,极大增加了油、煤、水、外购电和人力资源等成本消耗[2-4]。

因此有必要分析机组开停机过程中的各项成本,优化运行流程,不断降低成本,提高经济效益。

本研究拟分析1000 MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入,提出基于收益的机组启动和停运成本核算模型,优化机组运行方式,提高机组启停过程的经济性。

本文的分析有助于了解控制火力发电机组启停的成本产生规律,通过优化机组启停过程,减少异常工况,降低成本消耗,提高经济效益。

2 成本核算的基本模型以北仑电厂三期1000 MW超超临界燃煤火力发电机组6号机为例,分析机组全冷态启动和滑参数停机过程中的成本。

1000MW超超临界机组邻机蒸汽加热启动系统经济性分析

1000MW超超临界机组邻机蒸汽加热启动系统经济性分析

1000MW超超临界机组邻机蒸汽加热启动系统经济性分析本文对设置邻机蒸汽加热启动系统必要性和可行性进行了分析论证。

在相邻机组正常运行工况下,邻机辅助蒸汽系统能提供符合要求的汽源至本机除氧器,通过除氧器加热启动系统给水,实现本机冷态和热态启动清洗,该配置方案可以节省机组启动清洗过程中用煤量,具有一定的节能优势。

标签:1000MW超超临界机组、邻机加热启动系统、经济性分析1 邻机加热系统必要性1000MW超(超)临界直流锅炉对汽水的品质要求较高,首次点火或停运较长时间(一般超过150小时)的机组在启动时需要对锅炉本体水系统换热面进行冷、热态清洗,目的是将沉积在给水管道系统和换热面上附着的氧化皮等杂质清洗干净,保证锅炉受热面内表面清洁。

锅炉清洗对水温有一定的要求,特别是当锅炉进行热态清洗时,需要锅炉点火启动加热清洗水,由于该过程持续时间较长,需耗费大量燃油和燃煤。

在邻机运行的条件下,可考虑设置邻机加热系统。

这样既可减少本台锅炉启动时燃油消耗量,也可减少锅炉主要辅机的耗电量,降低锅炉启动成本,但是会增大邻机的厂用蒸汽消耗,因此,是否设置邻机加热系统应该综合经济技术比较后确定。

2 邻机加热系统可选方案1000MW超超临界直流锅炉邻机蒸汽加热系统一般有如下二种方案:(1)除氧器加热蒸汽系统对于1000MW超超临界直流锅炉,如果锅炉热态冲洗要求的温度较低时,低于除氧器的工作温度。

此时,可利用邻机的加热蒸汽在本机除氧器内直接将给水加热到热态清洗温度,两台机组辅助蒸汽系统相连,并且辅助蒸汽本身就设计有一路加热蒸汽管道至除氧器,该系统只需要重新核算相关管道规格,满足邻机加热系统的蒸汽量要求即可。

(2)高加启动加热蒸汽系统如果锅炉热态冲洗要求的温度较高(如外高桥电厂三期锅炉水冷壁后280℃),受除氧器加热水温能力限制,需高压加热器参与系统加热,才能满足锅炉热态冲洗要求。

此时,锅炉给水先经除氧器加热,再经高压加热器系统加热提升温度,达到锅炉热态冲洗较高温度要求,需增加高加加热汽源和疏水系统。

1000MW超(超)临界机组直流锅炉干、湿态转换控制技术分析

1000MW超(超)临界机组直流锅炉干、湿态转换控制技术分析

电力系统2020.7 电力系统装备丨87Electric System2020年第7期2020 No.7电力系统装备Electric Power System Equipment化输出电压,改善噪音,并以一半的静态电流提供两倍速度。

0PA2277运放器在工作电压内具有良好的性能。

二次侧的电流电压信号在经0PA2277运放处理后,信号中存在大量干扰高频信号,不利于数据处理,需继续对二次侧绕组予以数据滤波。

此次测试系统的一次侧,通入工频50 Hz 的交流电,为低频,变电站现场以高频干扰为主,故选择低通滤波器。

而且,巴特沃兹滤波器的幅频特性较好,被大量应用,本系统应用了二阶巴特沃兹的低通滤波器。

②软件处理。

经硬件处理后,信号里的高频信号已大体滤出,需把采集数据输入STM32F103芯片予以软件处理,互感器一次侧接通工频50 Hz 信号,但信号频率不稳。

所以,设计了自适应频率的跟踪算法,当频率发生变化时,也可准确地进行数据采集,提升数据精度。

先借助迅速傅里叶变换(FFT )处理信号,算出输入信号频率。

依据采样间隔的频率,对A/D 采样时间做出调整,保证各周期的采样点数相同,确保了采样精度。

3.3 测试方案此次测试系统有测试方案的导入模块,变电站中有很多间隔,各间隔由断路器、隔离开关、电力互感器、电流互感器、避雷器构成。

测试方案以间隔单元作为基础,包括全部种类的互感器、接线模式、测试方法,按照导入的测试方案展开测试,方案可提示操作人员现在测试的互感器种类及接线方式。

依据测试方案给出的互感器类型及接线方式,数据处理模块,对比相应的判据,比较采集信号与判据,进而判定互感器的极性正确与否。

由于不同的变电站适应不同的测试方案,实际工作中,可根据变电站情况,制定多种测试方案,测试时,结合需要进行选择。

工作薄表示Excel 文件名,输入文件名完成搜寻,点击格式转换键,不仅可以转换文件格式,而且还把文件储存于该软件的文件夹,保存后,把txt 文件复制在SD 卡上,数据处理模块由SPI 端口可读取信息,结束测试。

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
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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。

1000MW 超超临界直流锅炉运行特性浅析

1000MW 超超临界直流锅炉运行特性浅析

1000MW超超临界直流锅炉运行特性浅析卜建昌华能玉环电厂,浙江省玉环县大麦屿开发区下青塘 317600;摘要:根据华能玉环电厂4x1000MW超超临界机组的运行特性及在运行中出现的一些问题,特别是由于缺乏超超临界直流锅炉的运行经验,难于掌握直流方式运行的动态特性。

对这些问题进行分析探讨和总结经验,为以后大型超超临界机组的调试及运行提供参考经验。

关键词:超超临界、直流锅炉、干态、湿态、水煤比1引言本文从超超临界直流锅炉运行特性入手,通过启动过程的分析和探讨,为以后大型超超临界机组的调试及运行提供借鉴。

2机组设备概况2.1锅炉设备概况本厂1000MW锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社技术制造的超超临界变压运行直流锅炉,型号为HG-2953/27.46-YM1。

其采用П型布置、单炉膛、低NO X PM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切圆燃烧方式。

炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统,一次中间再热系统。

调温方式除采用煤/水比外,还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。

锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构,设计煤种为神府东胜煤和晋北煤。

锅炉设计为带基本负荷并参与调峰。

在30%至100%负荷范围内以纯直流方式运行,在30%负荷以下以带循环泵的再循环方式运行。

制粉系统采用中速磨煤机直吹式制粉系统,每台炉配6台磨煤机。

机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵和一台启动用25%BMCR容量的电动调速给水泵。

旁路系统采用高低压串联旁路,40%容量。

本锅炉在燃用设计煤种时,不投油最低稳燃负荷为35%BMCR。

2.2汽机设备概况汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界汽轮发电机组。

型号为N1000-26.25/600/600(TC4F)。

型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。

东方1000MW超超临界锅炉启动控制节点分析

东方1000MW超超临界锅炉启动控制节点分析

东方1000MW超超临界锅炉启动控制节点分析发布时间:2021-12-31T07:59:15.826Z 来源:《电力设备》2021年第11期作者:张海滔[导读](深能合和电力(河源)有限公司 517025)摘要:河源电厂二期工程是由东方锅炉厂设计制造的国产启动系统,与其他国产的超超临界参数变压直流炉存在较大的区别。

通过对东方1000MW超超临界锅炉启动工况学习,对锅炉启动相关控制要点进行分析并得出控制策略,为更好的控制锅炉各系统提供充分理论依据。

关键词:东方1000MW超超临界锅炉;启动;控制设备概况:河源电厂二期工程装设2×1000MW燃煤汽轮发电机组,该项目是东方锅炉自主研发的首台1000MW二次再热高效超超临界机组锅炉,采用了尾部双烟道平行烟气和烟气再循环的组合方式调温。

锅炉型号为DG2693/33.2-Ⅱ6,二次中间再热、平衡通风全悬吊Π型布置方式,前后墙对冲燃烧方式,锅炉最大连续蒸发量为2692.69t/h,过热蒸汽出口压力为33.20MPa,出口温度为605℃;一次再热蒸汽出口压力为11.12MPa,出口温度为623℃,二次再热蒸汽出口压力为3.41MPa,出口温度为623℃,锅炉给水温度为314℃。

二次再热比一次再热机组进一步提高了机组的热效率,并降低汽轮机最终的排气温度。

在相同蒸汽参数下,二次再热比一次再热机组效率提高2%,对应的Co2减排约3.6%,因此,二次再热技术还是一种节能降耗、清洁环保的火力发电技术。

超超临界机组与亚临界汽包炉机组之间是存在不同的,主要不同点有:超超临界机组所需要承受的压力更高,且参数也显著提高;启动系统也发生了明显的变化,为的是在锅炉启动前能有充足的流量,并减少不合格现象发生[1]。

因为直流运行方式、变压控制情况发生了改变,从而导致超超临界直流炉协调控制也发生了改变。

通过从东方锅炉厂的培训及学习,对锅炉启动相关控制节点进行以下分析。

一、汽水品质的控制超超临界二次再热机组相对于一次再热机组而言,锅炉热力系统更加复杂,因而造成施工工期长,施工工艺难以规范控制,易造成杂质在系统中残留,汽水在受热面及系统中的流程更长,热力设备表面的金属氧化物、油脂和残留杂质在汽水作用下在系统内溶解、转移,含有杂质的蒸汽通过过热器、一次再热器、二次再热器时,一部分杂质可能沉积在过热器和再热器管道内,影响蒸汽的流动与传热,使管壁温度升高,加速钢材蠕变甚至超温、爆管。

1000MW机组超超临界直流锅炉燃烧调整分析

1000MW机组超超临界直流锅炉燃烧调整分析

1000MW机组超超临界直流锅炉燃烧调整分析摘要:技术成熟的大容量超临界和超超临界机组将是我国洁净煤发电技术的主要发展方向,也是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重等问题的最现实和最有效的途径。

锅炉燃烧调整是保证整个机组的稳定性、安全性、经济性的重要手段,保证锅炉各项参数和指标在设计值范围内是燃烧调整的主要目的,2×1000MW机组自2010年6月投产以来,遇到了两侧主再热汽温偏差大、锅炉炉膛出口CO含量高、飞灰含碳量较高等问题,通过锅炉的燃烧调整,找到锅炉的最佳运行方式,保证锅炉的安全经济运行。

关键词:1000MW机组超超临界;直流锅炉;燃烧调整1、锅炉概况两台超超临界机组,锅炉由上海电气生产,锅炉型号:SG-3044/27.46-M53X,锅炉型式为超超临界参数、直流锅炉、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、露天布置、单炉膛塔式布置形式。

燃烧系统采用的是阿尔斯通公司低NOx摆动式四角切圆燃烧技术(LNCFS),采用中速磨煤机一次风正压直吹式制粉系统设计,配置6台ZGM133N中速磨煤机,共计48个直流式燃烧器,在炉膛呈四角切圆方式燃烧。

2、锅炉冷态试验每次在机组检修后都进行相应的锅炉冷态试验,主要是检查:(1)核对锅炉燃烧系统的一、二次风风门挡板的安装位置、角度是否正确,调节是否灵活;(2)进行一次风调平、二次风挡板特性试验,核对各个煤粉管一次风压及一、二次风流量测点,核准一、二次风量和一次风速显示正确,调整进入磨的一次风量,保证煤粉细度。

3、锅炉启动初期的燃烧调整采用机械雾化油枪点火,在启动初期,易造成燃烧不充分及局部受热面温升超限,因此在启动点火时,为保证锅炉安全,燃烧调整我们采取以下措施:(1)适当开大首台磨组上下两层的二次风挡板及周界风,适当降低一次风速度,保证煤粉燃烧充分;(2)提高一次风温度,原采用风道燃烧器进行加热热一次风,安全性较差,现通过技术改造,加入了热一次风换热器,保证首台磨出口温度在90~95℃左右,煤粉的燃尽率和稳定性得到了提高;4、锅炉正常运行时的燃烧调整4.1制粉系统的运行方式及一次风量ZGM133N中速磨的额定出力为95.8t/h,磨煤机正常出力在额定出力的50~100%之间,当磨煤机平均出力小于50%时,停运一套制粉系统,当平均出力达到80%时,启动备用磨组,正常运行5台磨,锅炉带额定负荷。

超临界机组锅炉启动系统特点及分析

超临界机组锅炉启动系统特点及分析

超临界机组锅炉启动系统特点及分析(2) 内置式分离器启动系统内置式启动系统指在机组启动、正常运⾏、停运过程中,启动分离器均投⼊运⾏,所不同的是在锅炉启停及低负荷运⾏期间,启动分离器湿态运⾏,起汽⽔分离作⽤;⽽在锅炉正常运⾏期间(负荷⾼于最低直流负荷时,通常为30%BMCR或35%BMCR),从⽔冷壁出来的微过热蒸汽经过分离器,进⼊过热器,此时分离器仅起⼀连接通道作⽤。

内置式启动系统的启动分离器设在蒸发区段和过热区段之间,启动分离器与蒸发段和过热器之间没有任何阀门,系统简单,操作⽅便,不需要外置式启动系统所涉及的分离器解列或投运操作,从根本上消除了分离器解列或投运操作所带来的汽温波动问题,但分离器要承受锅炉全压,对其强度和热应⼒要求较⾼。

内置式分离器启动系统适⽤于变压运⾏锅炉。

⽬前,在世界各国超(超)临界锅炉上,内置式启动系统得到⼴泛应⽤。

内置式的启动系统可分为扩容式(⼤⽓式、⾮⼤⽓式两种)、启动疏⽔热交换器和循环泵(并联和串联两种)⽅式。

⼏种内置式分离器启动系统的简单⽐较见表1。

表1 内置式启动系统的分类由表1可知,启动疏⽔热交换式和带再循环泵的启动系统具有良好的极低负荷运⾏和频繁启动特性,适⽤于带中间负荷和两班制运⾏。

扩容式(⼤⽓式和⾮⼤⽓式)低负荷和频繁启停特性较差,但初投资较前者少,适⽤于带基本负荷的电⼚。

① 简单疏⽔扩容式启动系统在机组启动过程中,启动分离器中的疏⽔经⼤⽓式扩容器扩容,⼆次汽排⼊⼤⽓,⼆次⽔经集⽔箱、疏⽔泵排⾄凝汽器。

启动系统主要由除氧器、给⽔泵、⼤⽓式扩容器、集⽔箱、AN阀、ANB阀及启动分离器等组成。

图2 简单疏⽔扩容器的启动系统在锅炉启动时,分离器⽔位容器建⽴⽔位,此时压⼒为0,点⽕后,炉⽔被加热并逐渐开始蒸发产汽,分离器内开始建⽴压⼒,此时汽压通过汽机旁路门开度来维持和控制,⽔位由分离器排⽔阀控制。

⽴式内置式分离器(或⽔位容器)的⾼度很⾼,主要是由于满⾜⽔位的较⼤波动和便于控制,因为⽴式容器横断⾯积很⼩,单位长度储⽔量不⼤,所以⽔位波动往往很⼤,有时波动量达±5m,甚⾄更⼤⼀些,特别是在炉⽔开始蒸发的阶段,由于⽔冷壁系统产⽣汽⽔膨胀现象,瞬间有⼤⼤多于给⽔流量的⽔涌往分离器,使其⽔位产⽣剧烈波动。

1000MW超超临界机组启动过程中邻机加热投入经验分享 李春林

1000MW超超临界机组启动过程中邻机加热投入经验分享 李春林

1000MW超超临界机组启动过程中邻机加热投入经验分享李春林摘要:随着火力发电厂机组利用小时数的持续下降,火电机组启停次数必然会增加很多,华润电力(温州)有限公司2X1000MW超超临界燃煤机组在机组冷态启动过程中,利用邻机冷再汽源加热冷态启动机组2号高加给水,间接加热待启动机组的锅炉受热面,使分离器出口温度达到190℃,达到冷态启动锅炉不点火而满足炉管壁热态冲洗条件,从而减少预热锅炉的燃油消耗量,降低机组启动成本,热态冲洗阶段锅炉主要厂用辅机均不必启动,可以达到节省厂用电,同时达到改善炉膛燃烧热环境的目的。

关键词:冷态启动;邻机加热;热态冲洗;控制;汽化Experience sharing of heat input of adjacent machines during starting of 1000MW Ultra Supercritical Unit前言.邻机冷再加热启动的原理锅炉本体冷态启动系统运行,由于直流炉对水质要求较严格,为了保证锅炉受热面内表面清洁,对停运时间较长(一般超过150小时以上)的机组应进行锅炉清洗。

锅炉清洗主要目的是清洗沉积在受热面上的杂质、盐分和腐蚀生成的氧化铁等。

锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗,冷态清洗分开式清洗和闭式清洗(当锅炉温态、热态和极热态启动时不需要冷态冲洗)两个阶段。

在没有邻机加热系统的情况下,锅炉冷态清洗完成后,锅炉点火,使锅炉升压,将压力控制在要求的范围内,进行热态清洗。

所谓邻机加热启动其实质就是用其他运行机组的辅汽、冷再汽源加热待启动机组的给水,将锅炉分离器出口温度提升至190℃左右,此状态铁离子溶解度最大,进行热态冲洗并完成对锅炉省煤器、水冷壁、分离器以及水系统联箱的预暖和升温。

热态冲洗完成后锅炉点火启动。

由于加热过的给水间接加热锅炉受热面,从而减少预热锅炉的燃油消耗量,降低锅炉启动成本,热态冲洗阶段锅炉主要厂用辅机均不必开启,可以达到节省厂用电,同时达到改善炉膛燃烧热环境的目的。

1000MW超超临界燃煤锅炉启停与运行的分析

1000MW超超临界燃煤锅炉启停与运行的分析

1000MW超超临界燃煤锅炉启停与运行的分析摘要:发电厂大型机组一般采用单元制运行方式,即锅炉、汽轮机和发电机这三大主机纵向串联,组成不可分割的整体,相互制约。

因此锅炉机组运行启停的情况,决定着整个单元机组的安全性和经济性。

关键词:锅炉;启停;运行一、锅炉设备的概述1.1锅炉型式超超临界参数、直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式塔式锅炉。

1.2锅炉容量和主要参数锅炉容量和主要参数如表1。

表1二、锅炉启动2.1禁止启动的情况锅炉主要试验不合格;机组大联锁保护不能正常投用;电除尘、脱硫、脱硝等环保设施无法正常投用;仪用压缩空气系统工作不正常,或仪用气压力低于0.45MPa;锅炉及主要附属系统设备及安全保护装置无法正常工作;主要控制系统和自动调节装置失灵,如DCS等系统;机组主要检测、监视信号等。

2.2锅炉冷态启动锅炉各辅助系统的投运要求如下:确认空预器电源送电正常,主辅电机联锁试验合格,检查空预器扇形板提起高度在“上极限”位。

确认空预器火灾报警装置送电、工作正常,转子停转保护投入,空预器油站冷却水投入。

空预器投入运行,空预器转向正确,无摩擦等异音,电流无明显摆动。

锅炉点火前空气预热器至少运行2个小时;确认引风机冷却风机电源箱送电正常,远方启动引风机轴承冷却风机,检查正常,联锁正常。

引风机电机油站投入运行,查油箱油位、油压、油温及滤网压差正常,轴承润滑良好,油泵联锁投入正确,润滑油冷油器视环境温度情况投入;确认送风机油站电源送电正常,送风机油站投入运行。

查油箱油位、油压、油温等正常,轴承润滑良好,油泵联锁投入正确,润滑油冷油器视环境温度情况投入;确认一次风机油站电源送电正常,油站投入运行,检查油箱油位、油压、油温等正常,轴承润滑良好,油泵联锁投入正确,润滑油冷油器视环境温度情况投入;确认磨煤机润滑油和液压油控制柜内电源小开关位置正确,投入磨煤机润滑油系统和液压油系统。

1000MW超超临界锅炉启动、调试的各种试验

1000MW超超临界锅炉启动、调试的各种试验

1000MW超超临界锅炉启动、调试的各种试验1.1锅炉启动1.1.1启动前检查锅炉启动前应对锅炉的相关辅助系统进行确认检查。

启动应确认化学水处理系统、锅炉的废水系统、输煤系统、磨煤机石子煤系统、除灰除渣系统(包括电除尘)等正常,可以投运。

做好锅炉的送引风机系统、给水系统冷却水系统、辅汽系统、燃油系统、锅炉的启动系统、启动系统的疏水系统、锅炉本体、锅炉汽水系统、制粉系统(包括等离子点火系统)等的启动前的检查。

锅炉上水冲洗前,应对汽机的相关系统管道进行冲洗,如凝汽器的进水管道、凝结水系统、给水系统等。

1.1.2锅炉冷态冲洗1锅炉循环泵上水在锅炉上水前必须先进行锅炉循环泵的电机腔室注水的注水,注水前先应对注水管路进行冲洗,冲洗合格后,才能将合格的水注入电机腔室,对电机腔室进行冲洗。

具体的操作可常见锅炉循环泵的相关章节。

在冲洗的过程,应严格控制和监视冲洗和注水的水质,在冲洗水中需加入200ppb或更高浓度的联氨,同时监督水的浊度。

注水管路应连续冲洗直到循环泵入口水质合格才允许向循环泵电机注水。

水质的要求如下:表10-1 循环泵水质要求为防止在泵入口形成气泡应缓慢加水,连续上水直到溢流口有水溢出,当给水取样阀流出水并且没有气泡,认为注水结束。

循环泵注满水后关闭排气门和排污阀。

2锅炉上水锅炉循环泵电机腔室注水完成后,可以开始锅炉上水,锅炉上水的水质必须符合要求,如表10-2所示:表10-2锅炉上水的水质(1)锅炉上水前应检查锅炉启动系统和汽水系统的各阀门的状态:应检查确认下列阀门关闭:a)所有充氮密封阀被隔离。

b)过热器减温水进口电动门。

c)锅炉循环泵暖泵疏水排放阀。

d)锅炉循环泵进口电动阀。

e)锅炉循环泵出口电动阀。

f)锅炉循环泵再循环阀。

g)省煤器进口给水管道疏水电动阀。

h)A、B侧炉膛进口汇集集箱电动疏水阀。

i)A、B侧水平烟道和后墙吊挂管出口集箱电动疏水阀。

j)A、B侧包墙进口集箱电动疏水阀。

k)水冷壁中间集箱电动疏水阀。

1000 MW超超临界机组锅炉冲管过程与分析

1000 MW超超临界机组锅炉冲管过程与分析

1000 MW超超临界机组锅炉冲管过程与分析锅炉的过热器、再热器管内及其蒸汽管道,由于结构及布置等方面的原因,一般不宜进行化学清洗。

安装结束后的火电机组锅炉和系统管道,不可避免地在炉管内和管壁上仍滞留或附着一些氧化铁等硬质异物,如让这些杂物遗留在受热面管道系统中,则当锅炉投入运行后,易造成过热器、再热器堵塞爆管;而一旦被蒸汽带入汽轮机,高速运动的硬质颗粒撞击到叶片表面时会产生凹坑或切削效应,将会产生很大的危害性。

因此,新装锅炉在正式投运之前,必须清除在制造、运输、保管、安装过程中残留在过热器、再热器及管道中的各种杂物,如焊渣、旋屑、氧化铁皮、泥砂等。

1 设备概况某电厂超超临界机组锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数变压运行、带中间混合集箱、垂直管管圈水冷壁直流锅炉、单炉膛、一次中间再热、采用前后墙燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、半露天布置的燃煤锅炉。

2 冲管理论简述2.1 蒸汽冲管工艺比较稳压冲管是在锅炉蒸汽压力、蒸汽流量比较稳定的情况下进行的冲管,冲管时冲管控制门全开,锅炉水动力工况较稳定,可以稳定投入制粉系统。

由于超超临界直流锅炉没有汽包,锅炉蓄热小,业界普遍认为稳压冲管是其最佳选择。

降压冲管是指锅炉事先维持一个较高的冲管压力,然后迅速全开临时冲管门,使得锅炉压力迅速下降,蒸发量瞬间骤增,从而实现对锅炉受热面的吹扫[1]。

降压冲管是以锅炉产生的蒸汽为动力和蓄积的热量瞬间释放,对过热器、再热器管道内的杂质进行吹扫。

稳压冲管的优点:(1)每次冲管持续时间长,冲管次数少,以有效冲管时间论,稳压冲管1次相当于降压冲管多次,是更合理的方式;(2)对锅炉受热面等承压部件的热冲击应力较小,对启动分离器水位、锅炉启动循环系统的扰动小;(3)可以稳定投入制粉系统,既节约了燃油的耗量,又为整套启动奠定了良好的基础;(4)稳压冲管不用频繁的操作来维持压力和温度交变,操作相对简单,运行工况稳定。

关于句容电厂1000MW超超临界燃煤锅炉运行问题的分析

关于句容电厂1000MW超超临界燃煤锅炉运行问题的分析

关于句容电厂1000MW超超临界燃煤锅炉运行问题的分析摘要随着发电企业的发展,1000MW机组逐渐成为华东电网的主力机组,1000MW机组对华东电网的安全运行起着至关重要的作用。

而锅炉的安全运行又是决定机组安全运行的关键。

本文结合句容电厂实际情况研究句容电厂影响锅炉安全运行的突出问题。

关键词制粉系统;锅炉MFT;氧化皮;超温爆管0引言句容电厂是中国华电集团公司规划在江苏省的重点电源点。

目前项目一期工程两台1000MW超超临界燃煤发电机组已经进入分部调试阶段,三大主机分别采用东方锅炉厂锅炉、上海汽轮机厂汽轮机、上海电机厂发电机配置。

本公司新招聘运行人员均来自集团内部其他单位200MW、300MW机组运行职工,普遍缺乏大机组运行经验。

随着公司两台百万机组并网投产临近,作为生产一线运行职工感觉到的压力越来越大,责任越来越重。

与小容量机组相比,百万机组最大的特点是自动化程度有了质的飞跃,需要人工执行的操作大大减少。

锅炉由于要和外界有物质交换(燃烧、空气等)增加了自身的不可预测性,所以百万机组正常运行时的操作主要集中在锅炉,换句话说,锅炉运行调整的正确性、合理性、及时性决定了整个机组的运行工况。

下面就本人浅薄的运行经验和目前所掌握的理论知识谈谈我厂百万机组锅炉运行的两个突出问题。

1直吹式制粉系统的运行我公司锅炉配六台ZGM133型正压直吹式磨煤机,五运一备,燃烧器为前后墙布置,前三层后三层共48只旋流燃烧器对冲燃烧。

直吹式制粉系统运行合理与否对锅炉燃烧有重大影响,可以说大部分的锅炉燃烧异常情况都跟制粉系统有关。

下面就谈谈个人对几个问题的看法:1.1制粉系统启停问题由于启停制粉系统操作不恰当导致锅炉灭火的事故时有发生,主要原因是大量冷风进入炉膛导致燃烧环境恶化或者是燃料突减燃烧强度下降过快。

所以,停止制粉系统时,锅炉燃烧环境是一个持续恶化的过程,减煤速度要控制得当,要有阶梯性,但停磨过程又不能拖得太长,不然冷风持续进入炉膛,危险系数增加。

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1000MW超超临界锅炉启动过程分析刘崇刚国电泰州发电有限公司生产运行部江苏泰州 213000择要:本文简单介绍泰州电厂工程概况及等离子助燃点火,重点论述超超临界1000MW机组在启动过程如何成功实现无油点火,而且对启动过程中出现的具体问题进行详细分析并提出针对性解决方法,具有很大的推广价值,为即将投产和在建机组超超机组提供了实现无油启动成功的范列。

关键词:等离子无油点火锅炉启动参数控制关键点控制一、工程概况国电泰州电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社(Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd)提供技术支持,设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉,采用П型布置、双炉膛、一次中间再热、低NO X PM 主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式,底层1A磨煤机采用等离子助燃技术,炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁,循环泵启动系统;调温方式除煤/水比外,还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。

锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构,设计煤种为神华煤,校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。

锅炉主要参数如下:二、启动过程分析1、等离子点火等离子点火原理:等离子是利用直流电流在介质气压0.01~0.03Ma的条件下接触引弧,并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体,该等离子体在燃烧器的中心燃烧筒中形成温度》5000K的梯度极大的局部高温区,煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用,并在1/1000秒内迅速释放出挥发物,使煤粉颗粒破裂粉碎,从而迅速燃烧。

由于反应是在气相中进行,使混合物组分的粒级发生了变化,煤粉的燃烧速度加快,也有助加速煤粉的燃烧,大大减少了点燃煤粉所需要的引燃能量,使无油点火成为可能。

等离子点火的难点:1)如何获得初始的制粉热风泰州电厂采用等离子厂家提供的方案:在热风母管上加装厂家提供的暖风器,加热汽源来自辅汽系统,暖风器入口加装一个热风隔绝门,出口加装一个热风电动调节挡板和冷风电动调节挡板。

暖1A磨时,开启暖风器入口热风隔绝门和出口冷、热一次风调挡板,打通1A磨出口风道进行暖磨即可获得启动初期的制粉热风。

2)磨煤机的初始煤量选择在锅炉启动初期,热量的投入是缓慢而均匀的。

但如果煤量过小,磨煤机振动大,煤粉着火不稳定;煤量大,锅炉启动特别是第一次启动,升温升压太快将给机组带来极大的危害。

根据锅炉厂提供的技术资料,锅炉点火时可投入一层油枪,总出力约为13.2t/h,磨煤机厂家提供最小出力为25T/H,初步选择28/h.在实际启动时,根据现场看火、火焰监视屏、DCS火检强度和炉膛负压波动,结合就地磨煤机振动情况,初始煤量在35T/H较为合理。

3)一次风速和风温等离子厂家要求一次风速在18~21M/S为宜,风温在初期尽量高(不大于85℃)。

实际上由于一次风机以及风管路特性,加上保护值的限制,一次风速只能维持在21~25M/S。

一次风温由于暖风器出力的影响,只能维持磨煤机出口温度在55℃左右。

所幸的是锅炉空预器加热一次风温在运行约1小时后可以达到180℃,切换至正常热风供给已无问题。

4)初次点火时,难度很大,表现在以下方面:A)磨煤机初次投运,从煤投入到煤粉进入炉膛燃烧有一个过程,火检初期检测不到煤粉着火,必须修改相关逻辑,否则MFT 会频繁动作。

泰州电厂将火检延时改为90S。

B)炉膛负压在点火前必须选择一个合理的值,过大影响着火;过小则由于等离子点火实际上是一个爆燃点火过程,瞬间炉膛负压可能达到保护定值而导致点火失败。

它的选择还和磨煤机中是否有存煤有关,如果有存煤负压值应该大点。

泰州电厂将炉膛负压控制在-0.4 Kpa 比较合适。

C)等离子的载体风压要控制在7~9 Kpa:过高不易形成稳定的等离子弧;过低阳极容易烧损。

D)点火成功后炉膛负压的调整也很重要,要有前瞻性,要手动非常及时调整,否则往往也会导致点火失败。

炉膛负压投自动是不可能满足如此恶劣工况。

5)等离子点火的锅炉配风点火时,总风量维持在1200T/H左右,各角风箱与炉膛压差维持在0.2Kpa,将1A燃烧器周围的小风门关至10%左右,最下层风门开度在50%,稍微把1AB油枪的风门开启到20%即可,根据煤量将制粉风量与煤量的比值控制在0.35~0.45之间,当煤粉稳定着火后将煤量降至磨煤机稳定运行的最低煤量35T/H左右,根据燃烧实际情况逐渐开大1A燃烧器周围的风门。

6)调试初期出现的等离子经常断弧和对应对应油枪不自投问题已经解决,1A磨煤机启动后不应该把立即切至正常模式,而是按规程规定启动第二台磨煤机且燃烧稳定火检无大幅度闪烁后才切至正常模式。

如果很快切至正常模式,MFT风险减低,但是炉膛安全性能大大降低,这是不允许的。

泰州电厂在启动过程中,抓住以上关键点,成功的实现无油点火,节省大量调试用油,获得巨大的经济效益同时,为以后机组实现无油启停、低负荷稳燃取得重要的经验和主要参数,为机组以后安全经济运行获得宝贵的经验。

2、解决1C磨点火能源的问题目前看来,由于1A、1B两台磨煤机出力在120T/H时,高旁仍然保持一定开度,电负荷达不到300MW,1C磨点火能源不能满足。

如果过早关闭高旁,多次这样会给汽轮机带来SPE 问题;如果增大1A、1B两台磨煤机出力来满足负荷要求,等离子投用时,1A磨出力不宜超过65T/H,防止热负荷过高烧毁等离子中心套筒。

建议投运CD层油枪,由于锅炉结构特点,#2、3油枪不允许同时投入,将负荷升至300MW以上,锅炉转态结束后逐渐退CD层油枪,要注意保证中间点温度的过热度,不允许在干湿态之间来回。

3、干湿态转换干湿态转换时要保证给水流量按厂家提供在750T/H左右。

900T/H转态时三级过热器29、30屏出现高温情况,最高温度29屏第#8管子达到627℃,转完态后以及在后来高负荷时,该处温度均未达到600℃。

干湿态转换时要注意:●保证给水流量在750T/H以上,但不要超过850T/H;●如果需要启动1C磨,应事先暖好1C磨,根据金属温度控制热负荷,启动1C磨后,将总煤量控制在120T/H左右,由于投入CD层油枪(#2、3不允许同时投入),相当于14T/H 煤,水量可根据情况增加,保证中间点温度有3~5℃过热度,一次转态,不要反复。

●如果只用1A、1B两台磨转态,水量尽可能维持在750T/H,逐渐增加1B磨出力,燃烧充分且炉膛温度较高的话,只需要120 T/H煤足够,实际上可能远不止,但如果煤量在140 T/H时还不能成功转态,必须启动1C 磨或投入CD层油枪,不允许一味增加1A、1B两台磨出力来转态。

●在该过程中,要加强中间点温度、贮水箱水位、给水流量、主汽压力、温度、再热汽压力、温度、各受热面金属温度、高、低旁开度和BCP运行工况监视。

当中间点温度有2~3℃过热度时,贮水箱水位开始缓慢下降,要逐渐增大电泵出力,开启BCP的再循环阀,逐步关小BR阀至全关。

BCP通过过冷水保持循环,直到锅炉稳定直流运行。

4、启动过程中锅炉配风启动初期,总风量控制在1200~1300T/H之间,风箱角风压控制在0.2Kpa,1A磨煤机风量在80~90T/H,1A燃烧器的周界风开度控制在10%,AB油枪层的燃料风开度在10%左右,其周界风开度控制在30%。

AA风在低负荷时只作为调节两侧偏差的手段。

然后根据燃烧情况和投运磨煤机逐渐开大风门和提高风箱角风压,应该通过就地看火结合烟囱烟色来判断煤粉实际燃烧好坏。

当负荷在500MW时,风箱角风压控制在0.5Kpa以上,此时AA风才渐渐开启。

总之,低负荷时燃烧器周围的风量不宜过大,而且可以有效防止水冷壁超温;较高负荷时要根据需要来进行配风。

5、启动过程中参数控制在启动过程中,往往出现主汽温度或再热汽温偏高,两侧温度偏差的情况。

主要有以下几个方面的因数:1)、旁路开度和燃料量不匹配。

高压旁路通常在主汽压力达到0.7Mpa 时最小开度10%开启,当主汽压力达到1.0Mpa时保持该压力直到60%开度,保持该开度直到主汽压力达到8.5Mpa,保持该压力逐渐开大,如果需要可以开足;低压旁路在高压旁路有开度时即可开足。

在湿态运行时,控制好升压速度就是控制了温升率,旁路开启应该根据具体情况来获得自己所需要的参数。

2)、燃料量偏大。

初期燃料量应维持在1A磨稳定运行的最小出力,当压力、温度上升缓慢时,缓慢而均匀地增加煤量。

当炉膛温度升高煤粉燃尽率增大时,可以适当降低煤量。

要充分考虑到煤粉燃尽率问题,启动过程中燃料量是有所变化的,而不是一直在增加。

到冲转参数时总煤量大致在50T/H左右。

3)、启动初期尽可能利用启动炉汽源把给水温度提得高些,必要时可以利用再热汽冷段汽源投入B列高加以提高给水温度;机组并网后低加随机滑启,当机组负荷200MW高加投用条件满足时应尽快投运,有利于温度的控制。

4)、加强配风。

当温度上升较快时,可以开大燃烧器区域的二次风门开度,减少顶部风量,让火焰中心低点,但一定要注意不能让水冷壁超温。

开大AA风的方法值得商榷,也许在一定工况时有用。

因为低负荷煤粉燃烧情况很复杂,与正常情况相差很大,甚至相反;刚投运金属管表面相对洁净,表面还没有达到稳定的污染度;低负荷流量分配也是变化多端。

5)、提前采取措施控制温度,不要等到温度高时才想办法,要有意识控制。

开减温水降温的方法不可取,但是当温度接近冲转参数100℃时,可以将减温水手动阀开启,利用漏量来抑制温升,既安全又有效。

发现温度上升较快时,要适当降低煤量。

6)、WDC阀应该保持在关闭状态。

如果经常开启,汽水混合物被排放,进入过热器的饱和蒸汽减少,在燃烧量一定的情况下,必然导致汽温偏高。

7)、两侧汽温偏差主要是调平两侧烟温差。

哪个炉膛出口烟温高,开大其顶部AA风或者关小另一个炉膛顶部AA风即可。

6、受热面超温问题11月12日21:00 启1C磨,升负荷至300MW。

从200MW加负荷至300MW过程中,由于负荷较长时间在区域反复,水冷壁局部、二过、三过特别是29、30屏金属壁温出现报警,分析原因如下:●该负荷区域为干湿态转换区,热负荷分配极为复杂,导致金属内部工质反复变化;蒸汽流量较低,容易产生流量不均匀,加上热负荷较低,炉内温度场分布不均匀加剧金属管受热产生热偏差。

●由于结构上的原因,前墙水冷壁二次风箱内风压较低,二次风速相对后墙低,不但起不到加强一次刚性作用,而且引起一次风发散,导致着火提前;前墙#2、#3角燃烧器相互距离较近,该区域热负荷高,更容易使燃烧剧烈,附近水冷壁吸热增多,引起水冷壁局部超;制粉系统管路布置时,前墙燃烧器管路短,一次风调平不均匀,导致前墙燃烧器煤粉量偏多。

后墙由于前者原因,所以水冷壁温度分布较均匀。

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