玉环电厂4×1000MW机组锅炉系统三年运行实践
超超临界1000MW机组汽轮机单侧进汽运行的实践与分析
Ａ侧 再热 调节 阀全关 后 参数 曲线见 图 ４ 。两侧 再
热蒸汽 温度 偏差 保 持在 ２ ． １ ４℃ 左右 （ 侧 ５ ６ ７℃ ， Ａ ０．
Ｂ侧 ４ ５ ３℃） 两 侧 主蒸 汽温 度 偏差 保 持在 ２ ８． ， ２℃左
右 （ 侧 ５ ２ ６℃ 、 Ａ ４． Ｂ侧 ５ ０ ４℃） Ａ 侧低压 旁路 阀开 ２． ，
为汽 轮机单侧进 汽 可行 。
图 ２ 中压 缸 阀 门组 试 验 过 程 参 数 曲线
高压缸 阀门组 试 验 时 ， 侧 调 节 阀先 根 据 指 令 关 Ａ
闭， Ｂ侧调 节 阀开启 ， 其开 度根 据机 组 负荷进 行 自动控
制， 此时 高压缸 即为 Ｂ侧 阀 门单 独进 汽 工 况 。Ａ 侧 高
辅 助风挡 板 ， 降低 省 煤器 出 口氧量 设定值 ， 同时注 意低
超限。
负荷 稳燃 以及 防止 局部水 冷壁热 负荷高 造成金 属壁 温
侧 蒸汽 流量存 在偏差 ， 使得 Ａ 侧 再热 蒸汽 温度 升 高 ， Ｂ
侧再热 蒸汽 温度 降低 ， 侧 低 压 旁路 阀后 温度 已达保 Ａ 护值而 无法继 续 开 大 阀 门增 流 ， 热 蒸 汽 事故 减 温 水 再 流量 已为最 大流 量 （ 调节 裕 量 ） 通 过 燃 烧调 整 来 减 无 ， 少再热 蒸汽 温度偏 差造成 主蒸 汽温度 产生反 方 向偏 差
阀门活 动特 性 试 验 全 过 程 约 ２ ｉ ， 轮 机 高 、 ０ｒ ｎ 汽 ａ 中压 缸左右 侧 单侧 进 汽运 ： 间 均 约 为 ７ｒｉ， 验 行时 ｎ试 ａ 过程 相应参数 曲线 见 图 １ 图 ２ 、 。
试 验过程 分析 如下 ：
汽 轮机 中压缸 单侧进 汽 时造成 锅炉两 侧通 流量 出现 较
玉环电厂1000MW机组汽机基座施工方案范文研讨
玉环电厂1000MW机组汽机基座施工方案范文研讨此论文获2005年中国电机工程协会电力土建专委会学术交流2等奖，同时被刊登在《武汉大学学报》工学版2005年增刊工程概况华能玉环电厂设计装机容量4某1000MW超超临界燃煤发电机组，分一、二期工程同时建设，采用德国西门子公司技术设计的汽机基座为整体框架式现浇钢筋混凝土结构、型式复杂。
我公司负责施工的3号、4号汽轮发电机基础分别位于汽机房A1～A5侧，27～32、38～43轴之间。
1.施工顺序：2.测量放线:利用主厂房控制网用GTS-700全站仪放出汽轮发电机中心线、１号机两条低压缸中心线和一条发电机中心线，将汽机的纵、横轴线引测到厂房基础上。
此四条线必须与底板线复合且经过四级验收后，方可做为汽机基座施工基准线。
3.模板工程3.1支撑系统：采用φ48某5钢管搭设普通脚手架，梁底搭满樘脚手架，立杆间距纵横均为600mm，横杆间距为1200mm；板底立杆间距纵横均为1200mm，横杆间距为1200mm。
外跨4排脚手架，整个脚手架在0.0m每个拐角处均加斜拉撑，在直段的外侧脚手架每间隔6.0m加一道斜拉撑，相邻斜拉撑要相对或相背，不能朝同一方向。
脚手架在底端之上100-300mm处一律设纵向和横向扫地杆，并与立杆连接牢固。
在运转层外2排脚手架上满铺脚手板，搭设防护栏杆做为工作面。
在固定端、扩建端搭设折返式步道，各操作平台留出入口。
3.2模板工程5.预埋螺栓、套管施工本基座共有预埋螺栓套管52根、预埋螺栓160根，采取在柱子砼施工后在柱顶预埋铁件生根，在运转层形成钢架的方法来固定预埋螺栓和套管。
固定架安装：固定钢架采取单件现场焊接安装，钢柱、钢梁的吊装借助位于汽机间的M600/32t吨平臂吊或50t汽车吊，先装钢柱后装钢梁再装立杆和斜撑，整体钢架安装完后再安装槽钢面梁和拉撑，柱子顶部预埋铁件尺寸为600某400某12mm，钢柱采用I45a工字钢制作，钢梁采用槽钢[16a、[22a制作。
华能玉环电厂1000MW超超临界机组输煤系统
第１期・・电力建设ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ第２９卷第１期２００８年１月Ｖｏｌ．２９Ｎｏ．１Ｊａｎ，２００８华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界机组输煤系统陈斌（华东电力设计院，上海市，２０００６３）［摘要］华能玉环电厂是国内首次自主设计的百万千瓦级超超临界机组电厂。
文章对电厂输煤系统进行了介绍，并对系统配置进行了说明。
最后，文章还对百万千瓦级机组燃煤电厂输煤系统的配置提供了一些建议。
［关键词］华能玉环电厂；超超临界；输煤系统；系统配置中图分类号：ＴＫ２８４．３文献标志码：Ｂ文章编号：１０００－７２２９（２００８）０１－００５５－０３收稿日期：２００７－０９－１０作者简介：陈斌（１９７０—），男，大学，高级工程师，主要从事火力发电厂输煤工程设计与管理工作。
１工程概况华能玉环电厂煤质资料和耗煤量分别如表１、２。
２输煤系统方案１．１卸煤设施和贮煤设施１．１．１卸煤设施燃煤由火车从矿区运至北方下水港，再由海轮运至电厂专用卸煤码头。
卸煤设施一、二期公用。
全厂建设１座５万ｔ级专用卸煤码头，共设置２个泊位，每个泊位上安装２台桥式抓斗卸船机，每台卸船机的额定出力为１５００ｔ／ｈ，每个泊位的设计年通过能力约为４７０万ｔ，分别满足２×１０００ＭＷ机组耗煤量要求。
由卸船机卸下的煤均可以通过安装在码头上的Ｃ－０１Ａ／Ｂ胶带输送机转运至引桥Ｃ－０２Ａ／Ｂ胶带输送机，通过Ｃ－０２Ａ／Ｂ胶带输送机将煤送至厂内Ｔ－０２转运站并进入厂内输煤系统。
码头Ｃ－０１Ａ／Ｂ及引桥Ｃ－０２Ａ／Ｂ胶带输送机双路布置（一、二期各１路，互为备用）。
燃煤进入Ｔ－０２转运站后，经Ｃ－０３Ａ／Ｂ、Ｃ－０４Ａ／Ｂ、Ｃ－０５Ａ／Ｂ（一、二期公用），Ｃ－２１Ａ／Ｂ、Ｃ－２２Ａ／Ｂ（二期）胶带输送机及Ｔ－０３、Ｔ－０４、Ｔ－０５（一、二期公用），Ｔ－２１、Ｔ－２２（二期）转运站进入煤场。
上述胶带输送机均为双路布置，一、二期各用１路，互为备用。
1000MW超超临界锅炉技术介绍
• 便于节流孔圈的调试。 • 便于更换和检查。
第三十五页，编辑于星期五：四点 二十四分。
型式
水冷壁入口节流孔圈
定位销式 （需维修）
先进的管内式 （不需维修）
业绩 调整时间
螺栓
节流孔板 螺母
螺栓与螺母
节流孔圈
松浦#1炉（1989年投运） 新地#2炉
主要技术特点
• 锅炉为Π型布置，尾部为双烟道
• 内螺纹管改进型垂直水冷壁，加装中间混合集箱及两级分配器， 减少了水冷壁偏差，并将节流孔圈装于水冷壁下联箱外面的水冷壁管
上以便于调试、简化结构。
• 采用带有再循环泵的启动低负荷系统，能回收启动阶段的工质和热量
并增加了运行的灵活性。
• 采用低NOx PM燃烧器和MACT燃烧技术。 • 反向双切圆燃烧方式以获得均匀的炉内空气动力场和热负荷分配，
超超临界锅炉技术来源与引进
• 2003年11月，哈尔滨锅炉厂有限责任公司由日本三菱重工（MHI）进行技术支 持，获得了国内第一个1000MW超超临界锅炉合同——华能玉环4X1000MW超超 临界锅炉。
• 2004年9月，哈尔滨锅炉厂有限责任公司与日本三菱重工签定了超超临界锅 炉技术的技术转让合同。
需双向调整
较复杂
（有时可靠性较低）
第三十二页，编辑于星期五：四点 二十四分。
螺旋管圈水冷壁SS：在焊件与管子之间不可避免的温差 （在负荷震荡期间）
——潜在的疲劳破坏的根源——
螺旋管圈结构详图
第三十三页，编辑于星期五：四点 二十四分。
内螺纹管优良的传热特性
膜态沸腾
核态沸腾
偏离核 态沸腾
核态沸腾
1000MW超超临界机组几例非典型操作的研究与实践
Ｒｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ ａ ｎ ｄ Ｐ ｒ ａ ｃ ｔ ｉ ｃ ｅ ｏ ｆ Ｓ ｅ ｖ ｅ ｒ ａ ｌ Ｎｏ ｎ ｔ ｖ ｐ ｉ ｃ ａ ｌ
Ｏｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｉ ｓ ｓ ｕ ｅ ｓ ｆ ｏ ｒ １ ０ ０ ０ ＭＷ Ｕｌ ｔ ｒ ａ — ｓ ｕ ｐ ｅ ｒ ｃ ｒ ｉ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ Ｕｎ ｉ ｔ
ｃ ｌ ａ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｈ ａ ｖ ｅ ｂ ｅ ｅ ｎ ｃ ｏ ｎ ｄ ｕ ｃ ｔ ｅ ｄ， ｗｈ ｉ ｃ ｈ ｈ ａ ｎ ｄ ｌ ｅ ｄ ｆ ａ ｕ ｌ ｔ ｓ ｉ ｎ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｆ ｕ ｒ ｔ ｈ ｅ ｒ ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖ ｅ ｄ ｗ ｏ ｒ ｋ ｉ ｎ ｇ ｓ ｔ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｕ ｎ ｉ ｔ ．
主 要有 三个 难点 ：
（ １ ） 汽轮机中压缸单侧进汽运行 的工况无先
例 可循 ， 是 否能稳 定 运行难 预 测 ；
再热汽压力 ５ ． ３ ５ Ｍ Ｐ ａ 。汽轮机高压主汽门、 高压 调 门、 中压主汽 门、 中压调门各两个 ， 从锅炉再热 器传输来 的蒸汽分两路 分别进人 中压缸两个 汽 门， 在 中压缸两侧汽门前设置 了连通管进行蒸汽
Ｋｅ ｙ ｗｏｒ ｄｓ： １ ００ ０ Ｍ Ｗ ；ｕｌ ｔ ｒ ａ— ｓ ｕ ｐｅ ｒ ｃ ｒ ｉ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ ｕｎ ｉ ｔ ；ｏ ｐｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ；ｐｒ ａ ｃ ｔ ｉ ｃ ｅ
华 能 玉环 电厂 １ ０ ０ ０ ＭＷ 超 超 临界 机 组 投 产
连 通 。旁路 系统 采 用 容 量 为 ４ ０ ％Ｂ ＭＣ Ｒ 的高 、 低 压 两级 串联 系统 ； 发 电 机 为上 海 汽 轮 发 电机有 限 公司（ 德 国西 门子 公 司 提 供 技 术 支 持 ） 生 产 的 三
超超临界1000MW机组锅炉上水冲洗方式优化
［ 关
键
词］ １０ ０Ｍ Ｗ 机 组 ； 超 临 界 ； 炉 ； 洗 ； 耗 ０ 超 锅 冲 能
２ ６ ［ 中图分类 号］ ＴＫ ２ ９．
［ 文献 标识 码］ Ｂ
３ （０ １ １ ０ ３ ［ 章 编 号 ］ １ ０２—３ ６４ ２ １ ） ０—０ ３５—０ 文 ０
［ ｏｉ编 号 ］ ｌ． ９ ９ ｊｉ ｎ １ ０ ｎ Ｏ ３ ６ ／．ｓ ． ０ ２—３ ６ ． ０ １ ． ３ ｓ ３４ ２ １．０ ０５ １
对此 制定 了锅 炉静 压上 水冲 洗 的优 化 方 案 ， 并在 华 能 玉环 电厂 超 超 临界 机 组 的起 动 过
程 中应用 。 实践 证 明 ， 炉静 压上 水 冲洗方 式 与原设 计 冲洗 方式相 比， 锅 冲洗 过 程净 节 约
厂用电２８ ． ５万 ｋ ・ｈ 多发 电 ７ Ｗ ， ０万 ｋ ・ ， ｗ ｈ 节省 燃油 ２ ， 能效 果显著 。 ０ｔ节
超 超 临界 １０ ０ＭＷ 机 组 锅 炉 ０ 上 水 冲洗 方 式 优 化
黄 寅 ， 泽 华 吴
华 能 玉环 电厂 ， 江 玉环 浙 ３ ７０ １６４
［ 摘
要］ 超超 临界 机组起 动过 程 中锅 炉 上水 冲洗 阶段 存 在 能耗 高 、 间 长、 时 冲洗 效 果差 等 问题 ，
锅炉 起 动热态 冲洗 温度 控 制标准 为汽 水分 离器 人 口温
度 １０ ７ ５ ～１ ０℃ 。给水 系统设 置 ２台 ５ ％容 量 的 汽动 ０ 给水 泵 （ 汽泵 ） １台 ２ ％容 量 的 电动 给 水 泵 （ 和 ５ 电泵 ） 。
ｏＰＴＩ Ｉ Ｍ ＺＡＴＩ ｏＮ ｏＦ ＡＴＥＲ ＵＰＰＬＹＩ Ｗ Ｓ ＮＧ ＡＮＤ ＦＬＵＳＨＩ ＮＧ ｏ ＤＥ Ｍ ＦｏＲ
华能玉环电厂4_1000MW机组3年运行的实践探索
电力建设Electric Power Construction第31卷第4期2010年4月V ol.31，No.4Apr ，2010ABSTRACT:Since Huaneng Yuhuan Power Plant (4×1000MW)was put into operation for 3years some experiences and lessons have been obtained through continuous practice exploration.The paper introduces following issues,including increasing auxiliary operation reliability,solving water wall problems and main electrical system,studying unit primary frequency performance,overcoming that neighbor unit auxiliary steam system can not be standby during unit beginning operation,solving excessive vibration of No.3unit turbine since commissioning,whichareexpectedtobehelpfulforlarge-capacity USC unit design,manufacture,construction,operation and maintenance.KEYWORDS:1000MW USC unit;operation practice;exploration摘要：从提高辅机运行可靠性、解决水冷壁节流孔堵塞的问题、解决主电气系统的问题、研究机组一次调频性能、克服机组投运初期邻机辅汽系统不能备用的问题和解决3号机组汽轮机投产以来振动偏大问题等几个方面介绍了华能玉环电厂4×1000MW 机组投产3年来取得的一些经验和教训，期望有助于大容量超超临界机组的设计、制造、施工和运行维护。
华能玉环电厂超超临界1000MW机组锅炉特点
。
采用 烟 气 分配 挡 板 燃 烧 器 摆动 喷水 等 方 式
，
锅炉设
1
。
热 态 起 动 时 对 锅 炉 的 热 冲击 炉 水再 循 环 泵
计煤种 为神 府东 胜 煤 和 晋北 煤 主要 参 数 见 表
表
— — — — —
锅 炉 起 动 系 统 由立 式 布 置 的 内 置 式 分 离 器 储 水 箱
岛压 加热 器 给 水 泵
锅 炉 水 冷 壁 采 用 三 菱 重 工 公 司 （ ＨＩ 的 改 进 型 Ｍ ）
内螺纹 管焊接 膜 式 垂直 水 冷 壁 ， 水 冷壁 中间高 度 位 在
图 １ 锅 炉 起 动 系统
置 加装 了 中间混合集 箱 ， 并配备 了两级 分配 器 。
滑 压 运 行 的超 超 临 界 锅 炉 的 运 行 中 要 经 历 起 动 阶
，
PM
型低
Nq
a r
燃 烧 器 反 向双 切 圆燃 烧
m
。
锅 炉 炉膛 断 面 尺 寸 为
全 高为
65
．
．
32 084
(宽) × 15 6 70
．
m m
(深 )
，
1
锅炉起动 系统
华 能 玉 环 电 厂 超 超 临界 直 流 炉 配 置 的起 动 系 统 为
5
m
，
截面 热 负荷 为
。
4
59 MW
群 ／
，
容积热 负 带有 再 循 环 泵 改 进 型 内置 式 起 动 系 统 起 动 过 程 回 收
，
荷为
82 7 kW
甜 ／
炉 膛 采 用 内螺 纹 管 垂 直 上 升 膜 式 水 冷 壁 循 环 泵
华能玉环电厂防腐修补技术规范
作业内容
1、基体表面打磨处理：
1）、焊渣及飞溅物打磨：完全消除。
2）、焊缝平整度打磨：光滑过渡。 3）、凸角 R打磨。
2、基体表面喷砂处理：
1）、施工环境条件纪录。
2）、除去铁锈及氧化皮层，增加基体表面粗糙度。
3）、砂料使用粒径为 1.5-3mm 的 干燥 石英砂，回收使用时应仔细过筛
达到前述要求。 4）、喷砂压力在 6-8Kg/cm 2。
5）、对已喷砂面进行风力清扫。
6）、对已清扫喷砂面实施质量检查，并对不合格部位实施修补性复喷
至合格。
3、第一道底漆涂刷： 1）、按规定量均匀配制底漆施工料：底漆量
170-200g/m 2；引发剂
1.5-2.0% ；促进剂 1.0-1.5% 。
2）、将配制好的底漆料均匀的涂敷到已喷砂基体表面。
施工技术控制要点
1、 基体表面打磨处理： 1）、 凸角 R＞5mm。 2、 基体表面喷砂处理： 1）、 温度：＞ 5℃，湿度：＜ 85%。 2）、 喷砂等级为 Sa21 / 2 以上。 3）、、控制喷砂对周边环境的影响。 4）、不需衬里的部位预先防护。 5 ）、喷砂基体表面应完全呈金属银白色本 色。 6）、若设备较大，实施分区喷砂时，在已涂 敷底漆未固化前，不得对邻近区域实施喷砂 作业。 3、第一道底漆涂刷： 1）、喷砂基体表面应在 4-8 小时内涂敷底漆。 2）、涂敷底漆应均匀致密 无漏涂 。 * 参考标准 ：
3、被检修表面的清理和打磨按 GB8923《涂装钢材表面锈蚀等级和除锈等级》验收，达 到 Sa2.5 级要求。 4、防腐结束后，按 HG/T2640-2004《玻璃鳞片衬里施工技术条件》验收。 5、验收（冷态、热态）采用质量否决制，即应乙方责任产生的质量问题，由乙方负责 返修，并承担返修费用。
华能玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组协调控制系统
华能玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组协调控制系统浅析摘要：锅炉是设计的超超临界变压运行直流锅炉,采用п型布置、单炉膛、低nox pm 主燃烧器和mact 燃烧技术、反向双切园燃烧方式,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、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.关键词：变压运行协调控制1．概述玉环电厂4×1000mw 超超临界燃煤火力发电机组:锅炉是设计的超超临界变压运行直流锅炉,采用п型布置、单炉膛、低nox pm 主燃烧器和mact 燃烧技术、反向双切园燃烧方式,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、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,设计煤种为神府东胜煤,校核煤种为晋北煤,锅炉最大连续蒸发量2953t/h,主蒸汽额定温度为605ºc,主汽压力27.56 mpa,再热蒸汽额定温度为603ºc,再热压力5.94 mpa.汽轮机由上海汽轮机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机, 额定参数26.25mpa/600ºc/600ºc.发电机由上海发电机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计,额定参数 1056mva/27kv/1000mw,冷却方式水-氢-氢.dcs 采用艾默生公司的ovation 系统,deh 采用西门子公司sppa-t3000 系统.单元机组采用协调控制.2. 超超临界燃煤火力发电机组协调控制系统我厂机组协调控制系统根据锅炉侧控制对象总的分为机炉协调、锅炉跟随、锅炉输入和锅炉手动四种运行方式,同时锅炉有湿态方式(汽水循环工况)和干态方式(直流工况)两种运行方式,实际细分为八种运行方式:机炉协调湿态、锅炉跟随湿态、锅炉输入湿态、锅炉手动湿态和机炉协调干态、锅炉跟随干态、锅炉输入干态、锅炉手动干态.每种运行方式的逻辑判断详见图4(控制方式判断逻辑).2.1 负荷指令处理负荷变化率设定:负荷速率由运行手动给定或由负荷产生自动的负荷变化率.负荷变化率的限制加在目标负荷信号上,以消除负荷需求信号的突然变化.可以用手动或自动的方法设定负荷变化率.在自动方式情况下,给出了由功率需求指令或锅炉输入指令所形成的自动负荷变化率.在手动方式情况下,运行人员在画面上手动设定负荷变化率.作为速率限制条件还要考虑汽机应力情况,由汽机应力所引起的负荷率的上限送给负荷目标信号.2.2 机炉协调控制回路2.2.1 锅炉主控回路在锅炉输入方式(bi)下,锅炉输入需求指令可由操作人员通过bid 设定器来设定.当发生了rb 工况时,锅炉输入需求指令是根据预先设定的rb 目标负荷和负荷变化率产生的.在锅炉手动方式(bh)下,锅炉输入需求指令在干态运行时根据给水流量(mw 偏置)生成,而在湿态运行时根据实际功率生成.锅炉采用滑压运行方式,在各种工况下严格按照负荷-压力曲线运行,一般情况下不允许运行人员干预汽压设定.当机组负荷指令在0-310mw 之间为定压方式,压力定值为8.4mpa; 当机组负荷指令在310-900mw 之间为滑压方式,压力定值为8.4-27.56 mpa 之间; 当机组负荷指令在900-1000mw 之间为定压方式,压力定值为27.56 mpa.即在低、高负荷段为机组安全运行考虑,采用定压方式;在负荷中间段为机组运行经济性考虑,采用滑压方式.函数发生器f(x)根据负荷需求指令或锅炉输入指令整定出对应的压力定值,为防止压力定值变化过快,设置速率限制模块和迟延环节.2.2.2 汽机主控回路当主汽压力偏差在协调控制运行期间超出了预先确定的范围(+/-0.7mpa)时,汽机主控将控制主汽压力而不是功率,以稳定锅炉输入与汽机输出之间的平衡.这就是汽机调速器的超驰控制.在锅炉输入(bi)或锅炉手动(bh)方式下,通过单独的主汽压pi 调节器,控制主汽压以改进控制性能.2.3 协调控制方式2.3.1 机炉协调方式(cc)这是机组正常运行方式.把机组负荷需求指令(就是功率需求)送给锅炉和汽机,以便使输入给锅炉的能量能与汽机的输出能量相匹配.汽轮发电机控制将直接跟随mw(功率)需求指令.锅炉输入控制在干态方式时跟随经主蒸汽压力偏差修正的mw 需求指令,在湿态方式运行时直接跟随mw 需求指令.期望在这种方式下能稳定运行,因为汽机调速器的阀门能快速响应mw 需求指令,因此也会快速改变锅炉负荷.这种控制方式可以极大地满足电网的需求.2.3.2 锅炉跟踪方式(bf)汽机主控在协调控制方式(cc)运行期间切换到手动时,运行方式就会从cc 方式切换到bf方式.在这种运行方式下,机组负荷由操作人员手动设定,锅炉的需求指令由逻辑自动生成.锅炉主控在干态方式时控制主蒸汽压力(这个主蒸汽压力信号是用实际的mw 信号修正的),并且实际的mw 信号跟踪mw 需求信号;湿态时bid 跟随mwd(速率限制).水燃料比(wfr)控制在干态时为水分离器入口温度(twsi)过热.2.4 协调控制系统的安全保护功能我厂协调控制系统设计了rb 和负荷闭锁功能.2.4.1 负荷闭锁增减负荷增/减闭锁功能的作用就是维持机组稳定运行,它是机组控制系统保护功能的一部分.如果某些子控制回路(如汽机调速器、给水、燃料和风)的指令输出在协调控制方式/锅炉控制输入方式下超过了其控制范围的限制值,那么机组就不能稳定运行，当负荷增/减闭锁条件存在时,负荷变化率被强制设置为零,并且闭锁负荷增减.直到相关的子控制回路回复到其控制的范围内,闭锁功能才复位,此时才允许机组增减负荷.2.4.2 rb 功能机组运行时,当主要辅机突然发生故障,造成机组承担负荷能力下降,要求机组的负荷指令处理装置将机组的实际负荷指令迅速降到机组所能承担的水平,这种辅机故障引起机组实际负荷指令的快速下降称为快速减负荷,简称rb(run back).rb 功能使机组在主要辅机跳闸,出力达不到设定负荷要求时,自动将负荷快速稳定地降到机组允许的负荷设定点上,从而使机组在一个较低的负荷点维持安全稳定地运行,避免停机或设备损坏事故的发生.rb 负荷返回的速率以及所应返回到的新的负荷水平与发生故障的辅机有关.3. 在调试中应注意的问题(1)在调试前应严格按照厂家的设计原理仔细检查控制系统组态:检查功率形成回路、负荷变化率回路、负荷高低限回路及闭锁增减逻辑;检查主蒸汽压力设定点变化速率回路、负荷压力曲线;检查系统工作切换逻辑等.并确认现组态逻辑与设计的完全吻合.(2)在静态试验时应注意的问题:静态参数整定,检查各功能块的静态参数、高低报警设置、偏差报警限值.开环试验,检查信号流程和方向、调节器方向、手自动无扰切换、跟踪、动作方向、连锁、越限报警、工作方式之间的无扰切换.必须保证上述逻辑的正确无误. (3)要以全局的观点看待协调控制系统的投入.在投入协调控制系统之前,必须逐步投入各控制子回路,如给水、燃料、水燃比、风、炉膛负压、主汽温、再热汽温等控制,并且确保这些回路自动控制系统工作稳定,才允许逐步进行带负荷的deh 特性试验、燃料量变动试验、系统的整定和投入,最终进行变负荷的协调控制系统试验.。
华能玉环电厂3号1000mw机组wggh改造施工部分技术协议
华能玉环电厂3号1000MW机组WGGH改造安装施工部分技术协议目录1总则 (4)2工程概况 (6)2.1项目概况 (6)2.2地理位置 (7)2.3工程地质 (7)2.4水文条件 (7)2.5气象条件 (7)2.6电厂用水 (9)2.7交通运输 (9)2.8基本设计条件 (9)2.9安装位置 (12)2.10运行要求 (12)2.11运行方式及条件 (12)3标准 (14)3.1标准和规范总则 (14)3.2应遵守标准规范 (14)4施工范围 (16)4.1施工内容 (16)4.2施工接口 (16)4.3施工条件 (18)5安装要求 (20)5.1技术要求 (20)5.2设备器材的验收及保管 (25)15.3设备系统的严密性试验 (25)5.4施工及验收标准 (25)5.5调试(配合) (26)5.6安全文明要求 (27)6工程进度 (31)6.1施工工期 (31)6.2工程总进度表 (31)7施工机械设备 (32)8人员安排 (34)8.1人员配置 (34)8.2人员要求 (34)附录 (37)工程量清单（设备均为甲供） (37)1总则1.1本技术协议适用于华能玉环电厂3号机组WGGH系统改造安装施工部分，包括整个系统主设备的安装和调试配合工作的技术要求。
1.2对于WGGH改造工作而引起的电厂原有设备、设施及保温部分的改造、拆除、恢复在乙方的服务范围内。
1.3本技术协议所使用的标准，如遇与乙方所执行的标准不一致时，按高标准执行。
1.4本技术协议提出了最低的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用标准，乙方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量的设计、设备及其相应的服务。
对国家有关安全、消防、环保等强制性标准，必须满足其要求。
1.5乙方如对本技术协议中的技术规范有异议，应以书面形式明确提出，在征得甲方同意后，可对有关条文进行修改。
如甲方不同意修改，仍以甲方意见为准。
如投标文件与招标文件有差别，乙方应在偏差表中列出并说明原因。
玉环发电厂(2011年11月1日)
Yuhuan fadianchang玉环发电厂(Yuehuan power plant)位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区西侧。
概况电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，同步建设全烟气脱硫装置，工程分两期连续建设，是国家“863”计划“超超临界燃煤发电技术”课题的依托工程，研究成果荣获2007年国家科学技术一等奖。
1号机组2004年6月28日开工，2006年11月28日投产，标志着中国首台自主设计和建设的1000MW机组火电工程建成，2号、3号、4号机组先后于2006年12月30日、2007年11月11日、2007年11月25日投产。
2010年安装了全烟气脱硝装置。
电厂外貌参见彩图插页第页第图。
技术特点主机设备锅炉为超超临界变压运行垂直管圈水冷壁、单炉膛、一次中间再热、八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢悬吊结构 型直流锅炉，BMCR主汽流量为2953t/h、压力/温度为27.56MPa(g)/605℃，额定工况保证效率(LHV)93.65%，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司供货；汽轮机为超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽双背压汽轮机，海水冷却、一次循环，额定功率1000MW，额定主汽压力/温度为26.25MPa(a)/600℃，额定背压4.4/5.4kPa(a)，保证热耗7316kJ/(kW·h)，由上海汽轮机有限公司供货；发电机为水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机，名牌功率1000MW，额定容量1056MVA，功率因数0.9，由上海汽轮发电机有限公司供货。
总平面布置 500kV配电装置-主厂房及脱硫设施-贮煤场三列式布置，4炉共用一座输煤栈桥，辅助、附属设施布置在主厂房固定端侧。
厂区占地面积75.3hm2。
主厂房布置汽机房-除氧间-煤仓间-锅炉房四列式布置，A排距烟囱中心线238m；“四机一控”集控楼布置在主厂房固定端，两炉合用一座240m双管集束式钢内筒烟囱；主厂房为钢结构，运转层标高17m。
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。
玉环电厂烟气系统调试方案
华能玉环电厂4×1000MW超超临界机组工程#1、#2机组烟气脱硫工程烟气系统调试方案中电投远达环保工程有限公司二00六年十月二十三日调试作业文件审批表批准：会签：审核：编写：烟气系统调试方案1．烟气系统概况1.1系统概况从锅炉引风机后的混凝土水平总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压进入吸收塔。
在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再进入主体发电工程的水平烟道（旁路挡板前为混凝土烟道，旁路挡板后为钢烟道）经烟囱排入大气。
在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、FGD装置故障、检修停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。
1.2 增压风机每台炉配置两台增压风机，用于克服烟气在FGD装置系统内造成的烟气压降。
增压风机采用静叶可调轴流风机。
增压风机设计在FGD装置进口原烟气侧（高温烟气侧）运行。
增压风机的性能保证能适应锅炉各种工况下正常运行，并留有一定裕度：风压裕度不低于20%，风量裕度不低于10%，并有10℃的温度裕量。
增压风机在设计流量情况下的效率不小于85%。
增压风机的辅助设备有：增压风机密封风机，每台增压风机配有一用一备两台密封风机。
增压风机采用油脂润滑，密封风机强制冷却、密封。
增压风机选型参数如下：型号：静叶可调轴流式风机；流量：1508000 Nm3/h (BMCR)；1658800Nm3/h(TB)；扬程：2200Pa(BMCR)/2640Pa(TB)；温度：121℃(BMCR)/131℃(TB);外壳材质：Q235叶片材质：16MnR轴材质：35CrMo电机轴功率：2112Kw；电机功率：2400KW增压风机轴承冷却风机:电机功率：7.5Kw挡板门密封风机:型号：离心式；流量：16000m3/h；扬程：5000Pa；外壳材质：碳钢；叶轮材质：碳钢；轴材质：碳钢；电机：15kW1.3烟气挡板烟气挡板包括入口原烟气（增压风机入口）挡板、增压风机出口挡板、出口净烟气挡板、旁路烟气挡板，挡板的设计能承受各种工况下烟气的温度和压力，并且不会有变形或泄漏。
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。
1000mw超超临界机组运行问题发现及对策研究
1000mw超超临界机组运行问题发现及对策研究作者：郑浩亮来源：《华中电力》2014年第03期摘要：1000M超超临界机组是发电系统中的重要设备，具有工作功率大，发电效率高的特点。
1000mw超超临界机组对整个电力系统高效工作具有重要意义，因此为保障它的正常运行是非常关键的。
本文对1000mw超超临界机组运行过程中的主要问题进行分析，并研究相应的对策。
关键词：1000mw超超临界机组；运行问题；对策1. 1000mw超超临界机组运行状况为了说明1000mw超超临界机组运行状况，下面以我国第一个1000mw超超临界机组—华能玉华电厂1000mw超超临界机组为例进行介绍。
1.1 锅炉华能玉华电厂1000mw超超临界机组采用的锅炉是垂直管圈水冷壁直流炉。
它的水冷壁系统是垂直管圈式，在冷壁上热分布比较均匀，不受燃烧方式的影响，并且不同的燃烧煤种对水冷壁的影响也较小，使用比较简单。
1.2 汽轮机华能玉华电厂1000mw超超临界机组采用的是单轴四缸汽轮机，工作功率为1000兆瓦。
华能玉华电厂1000mw超超临界机组汽轮机工作时进汽压力为26.25兆帕，工作温度为600摄氏度。
1.2 辅机（1）凝汽器。
华能玉华电厂1000mw超超临界机组采用的是双背压单流程的凝汽器，凝汽方式是在表面冷却。
当汽轮机中高温高压的水汽通过排汽口进入凝汽器中时，凝汽器使其液化成水。
（2）加热器。
华能玉华电厂1000mw超超临界机组采用的是双流程卧式高压加热器，采用抽汽加热的方式，在汽轮机工作时可以起到减少冷源损失的作用。
（3）其它主要辅机还包括水泵，磨煤机，送风机和引风机等。
2. 1000mw超超临界机组运行主要问题2.1 锅炉燃烧问题1000mw超超临界机组在运行过程中会产生高温高压的水汽，持续作用于锅炉、汽轮机和辅机之上，再加之制作质量不过关，使用保护不当等人为原因，大大降低了1000mw超超临界机组的使用寿命。
以华能玉环厂1000mw超超临界机组为例，在使用过程中，它的锅炉燃烧器，水冷壁和磨煤球机出现了严重的磨损，为机组运行带来了极大的安全隐患。
国内首台单机1000MW超超临界燃煤发电机组凝结水泵的安装与应用分析
国内首台单机1000MW超超临界燃煤发电机组凝结水泵的安装与应用分析刘珍源（天津蓝巢电力检修有限公司汽机一公司）［摘要］介绍国内首台单机1000MW超超临界燃煤发电机组凝结水泵的安装与应用分析，与国内600MW机组凝结水泵比较，在安装与应用方面的特点以及在安装过程中常遇到的问题及解决方法。
［关键词］百万机组凝结水泵构造安装汽蚀调节特点引言浙江华能玉环发电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组是国内首台单机百万的机组，由华东电力设计院勘察设计，由天津电力建设公司承建2号、4号机组安装工程。
本工程主机是由上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽的凝汽式汽轮机，型号为：N1000-26.25/600/600（TC4F），最大工况：主蒸汽流量2950t/h，主汽门前蒸汽压力25.011MPa，主汽门前温度600℃，再热汽阀前温度600 ℃，排汽平均背压4.9kPa，每台机组共配备2台凝结水泵，1台运行，1台备用，每台承担100％的负荷，由苏尔寿（SULZER）泵（英国）有限公司提供，泵体长10016mm，电机高4000mm。
下面以浙江华能玉环发电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组凝结水泵为主介绍凝结水泵的安装与应用。
国内1000MW机组与600MW机组凝结水泵参数比较浙江华能玉环发电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组凝结水泵参数：大唐托克托发电厂8×600MW超临界燃煤发电机组凝结水泵参数：从上表我们不难看出，虽然两台机组配备的都是同一厂家、同样数量的设备，但是百万机组与60万机组的凝结水泵比较，百万机组的参数都要大很多。
玉环电厂＃2机组凝结水泵为立式筒形多级离心泵，由立式电动机驱动（图1、图2）。
泵主要由轴、轴套、叶轮、导向叶片、轴承、填料室、吸入喇叭口、多节泵壳、对轮等构成。
由于厂家是整体供货，所以这跟其他现场的凝泵相比有很大区别，其他现场一般是分体供货，等到达现场后进行组合，整体供货相对工程安装来说是节省了相当大的人力、物力，缩短了现场安装的工期。
检修脚手架搭设方案
目录1。
适用范围12.编制依据13.工程概况14.施工组织机构及进度计划1 5。
施工前准备26.施工工序37。
技术要求48.安全文明施工69.消防管理810。
交底与验收911。
附件91.适用范围本方案适用于华能玉环电厂#1-＃4机组检修炉内检修脚手架搭设施工。
2.编制依据2.1.华能玉环电厂提供《锅炉总图》、《水冷壁总图》、《过热器总图》、《再热器总图》等图纸;2.2.《电力建设安全工作规程》（第一部分：火力发电厂）；2.3.《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉篇);2.4.《职业健康安全管理体系规范》GB/T28001;2.5.《环境管理体系规范及使用指南》GB/T24001；2.6.《建筑施工扣件式钢管脚手架安全技术规范》JGJ130—20113.工程概况华能玉环电厂4×1000MW锅炉为1000MW燃煤机组,锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的2950t/h超超临界参数变压垂直管圈直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构Π型锅炉，锅炉前炉膛截面尺寸为32084＊15670mm。
锅炉检修炉内受热面检修项目较多，涉及脚手架使用量较大，搭设难度较高,为使各检修项目顺利按期保质、保量完成。
特此制定本施工方案。
炉内大型脚手架搭设范围：3.1。
在水冷壁冷灰斗标高15698mm搭设满堂脚手架，用于炉内铝合金平台组装、水冷壁冷灰斗检查、检修、渣井浇注料修复；3。
2。
二过、三过、四过、高再标高58290-71000mm区域要求二过、三过管排底部搭设满堂脚手架，二过、三过、四过、高再管排搭设检查、检修通道；3.3。
立式低过、低再搭设检查、检修平台.4.施工组织机构及进度计划4.1。
组织机构项目负责人：技术负责人:施工负责人：第1 页安全专职：4.2。
进度计划1、冷灰斗内15。
7米满堂脚手架平台在检修开始后第5天完成；2、二过、三过管排底部满堂脚手架搭设在检修开始后第7天完成.3、二过、三过、四过、高再、立式低再、立式低过检修开始后第12天完成。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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280294298℃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 3NOx 排放量888%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)114122125℃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294.54299.82299.57g/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93.7693.8%η考核试验93.7493.7893.8593.91％ηc修正后锅炉效率93.9494.0394.0594.2%h实测锅炉效率133.7132.7134137.1℃t G''平均排烟温度0.210.961.2%C s炉渣可燃物0.370.481.521.33%C f飞灰可燃物10101010%r s炉渣比率90909090%r f飞灰比率23420235402329023180kJ/kgHf低位发热量工况2工况1工况2工况12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93.8993.88%η考核试验93.8893.993.6593.8893.87％ηc修正后锅炉效率93.6293.6593.793.9493.97%h实测锅炉效率147.5147.9126.4124.4124.1℃t G''平均排烟温度1.391.025.052.462.94%C s炉渣可燃物0.550.594.583.212.59%C f飞灰可燃物1010101010%r s炉渣比率9090909090%r f飞灰比率2227022230240502392023700kJ/kgHf低位发热量工况2工况1工况3工况2工况14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110115120125130135140145#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1.390.552227015.61.020.592223015.54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 1.21.33231806.371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7.486.635.825.564.98%平均漏风率7.537.446.177.095.765.885.14 5.99 4.94 5.01 %空气预热器漏风率 4.253.753.753.744.464.244.014.353.894.16%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2765.82732.62735.42797.22795.6t/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Fe3O4。
✤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。