超临界直流锅炉

超临界直流锅炉（精选9篇）

超临界直流锅炉 篇1

1 引言

国电某发电公司#5机组采用上海锅炉厂SG-2066/25.4-M977型超临界参数变压运行螺旋管圈, 单炉膛、一次中间再热、切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π型露天布置、固态排渣燃煤直流锅炉。[1]#5炉投产后, 锅炉排烟温度偏高, 夏季可达170℃以上。不仅锅炉热效率低, 也严重影响到锅炉经济性。该公司通过锅炉燃烧调整, 制粉系统运行调整, 系统漏风检查及堵漏等解决方案, 有效降低了锅炉排烟温度。

2 影响排烟温度高的因素

2.1 漏风

漏风包括炉膛漏风、制粉系统漏风、烟道漏风。是锅炉排烟温度高的重要原因。炉膛漏风主要包括炉顶密封、看火口、人孔门及炉底机械密封处漏风。在所有漏风中, 以炉底漏风影响最大, 漏风使排烟容积增大, 导致排烟损失Q2增加。#5炉膛漏风主要集中在炉底干除渣装置的机械密封处, 此外干除渣装置本体布置的检查清灰孔、冷却风孔和观察孔也形成漏风。

2.2 一次风率

掺冷风是指在制粉系统和一次风中掺冷风。掺冷风量过多会使流过空气预热器的空气量减少, 使空气预热器的吸热量减少, 最后使排烟温度升高。掺冷风量过多是由于一次风率过高, 磨煤机出力下降或部分磨煤机停运造成的。因此可适当降低一次风率, 减少冷风的掺入量。在炉膛不结焦的情况下, 还可提高一次风风粉混合物的温度, 减少冷风的掺入量。

2.3 过剩空气系数

衡量锅炉燃烧过程的经济性指标为过剩空气系数α。空气系数α过大, 会使锅炉排出的烟气量增多, 使锅炉排烟热损失增大, 引风机、送风机电能耗量增加。选择合理空气系数, 会使能量损失减少。在660MW工况下锅炉运行的氧量在2.8~3.3%, 实际#5炉空预器入口的氧量4.0~4.5%, 运行氧量偏高一方面远传值低于实际测量值, 另一方面是由于锅炉厂提供的运行氧量 (3.5%) 偏高。

2.4 制粉系统运行方式

制粉系统运行选择上层磨时火焰中心会升高, 锅炉热负荷在炉膛较高位置处集中, 导致排烟温度升高。当燃煤煤质变化时, 应相应地改变磨煤机的运行方式。当燃用发热量低的煤时, 应使用下层制粉系统并且保持较细的煤粉细度, 否则燃烧不充分, 会使飞灰含碳量增加, 燃烧不完全损失增大, 从而导致排烟温度升高。当燃用发热量高的煤时, 可以保证充分燃烧的情况下使用上层制粉系统。运行磨煤机分离器转速直接影响着入炉煤粉细度, 合理的煤粉细度保证煤粉进入炉内开始燃烧的时间长短, 过粗的煤粉导致煤粉燃烧推迟, 排烟温度上升。

2.5 积灰与结焦

受热面的积灰与结焦, 会影响受热面与高温烟气的传热效果, 使烟气不能被及时冷却, 导致排烟温度升高。另外尾部受热面的积灰堵塞, 使尾部烟道形成烟气走廊, 产生高温度区和低温度区, 在低温度区内空气预热器处烟气结露腐蚀管壁, 管壁腐蚀穿透后又造成空气预热器漏风。送风走短路进入烟道, 影响锅炉送风, 造成高负荷情况下炉膛缺氧燃烧, 引起排烟温度升高。

3 排烟温度运行控制措施

通过对排烟温度在运行中影响锅炉经济性的诸因素分析与讨论, 实施了以下解决措施并取得了很好的效果。

3.1 炉膛漏风

治理炉底摄像头、检查孔和炉底机械密封漏风点;及时关闭炉底清扫连、钢带机检查孔;根据炉底钢带机上排渣量, 调整控制冷却风门开度;关闭炉本体检查孔、喷燃器检查孔。负荷330MW时, 在炉底无排渣时, 可液压关断门, 减少炉底漏风。

措施执行后, 排烟温度和风机电流明显下降。随着液压关断门的关闭, 引风机电流下降, 送风机电流略有上升, 炉底漏风得到有效封堵, 漏风量改经送风机进入炉膛。排烟温度下降了3℃左右, 入炉总煤量下降。

3.2 一次风率

尽量保持较低的一次风压, 一次风母管压力额定负荷下维持11k Pa左右, 500MW负荷下维持在100k Pa左右, 330MW负荷下维持在9k Pa左右, 增大磨煤机入口热一次风门开度, 降低制粉系统风道节流损失。增大磨煤机入口热一次风门开度, 降低制粉系统的阻力。

控制磨煤机出口温度在80℃以上, 尽量使磨煤机热风调门开度, 冷风调门关小, 减小冷一次风用量;煤粉管的一次风速达30m/s左右, 通过设置磨煤机一次风量偏置 (从0设置到-5) , 降低一次风量, 在磨煤机不堵煤的情况下, 降低一次风量偏置设置到-10~-8。

3.3 过剩空气系数

额定负荷时, DCS运行氧量由3.0%降低到1.5~2.0%后, 烟气中CO浓度70PPm以下, 飞灰含碳量在1.0%左右。空预器入口氧量从4.4%降低到2.7%, 排烟氧量从5.3%减到3.3%。当负荷变化时, 调整进入炉膛的燃料和空气量, 改变燃烧工况。额定负荷下, 保持省煤器出口氧量在2.1%左右 (DCS均值在1.4~1.6%之间) ;500MW负荷下, 保持省煤器出口氧量3.25% (DCS均值在2.1~2.4%之间) ;330MW负荷下, 在送风机可以调整的情况下, 尽量保持省煤器出口氧量在4.73% (DCS均值在3.9~4.1%之间) 。

#5锅炉运行中DCS氧量控制在660MW负荷为2.5%;330MW负荷, 在3.9~4.1%之间。其他负荷依次为据推算。机组高负荷运行中, 维持较低氧量运行是由于烟气总流量下降, 排烟温度下降, 同时引风机出力减小, 经过计算氧量每下降1%引风机电流平均下降15~20A。在330MW负荷运行时, 由于送风机动叶开度已关至20%左右, 此时下调氧量, 引风机电流已无明显变化, 排烟温度也基本不变化。

3.4 制粉系统运行方式

根据机组负荷总煤量, 控制制粉系统运行方式, 优先选择下层运行, 因检修等原因选择上层磨运行时, 在检修作业结束后应尽快切换至下层制粉系统运行;调整运行磨煤机分离器转速, 保持较细的煤粉细度, 在额定负荷下, 控制分离器转速为50%左右, 500MW负荷下, 分离器转速控制在40%~45%之间, 330MW负荷下, 分离器转速在45%~50%之间。

在330MW负荷时, 4台磨煤机运行, 上层磨煤机E运行时, 排烟温度明显比下层运行大13℃左右, 按排烟温度从高到低的磨煤机运行方式排序:BCDE>ACDE>ABCE>ABCD;负荷500MW左右, 5台磨煤机运行时, 按排烟温度从高到低的磨煤机运行方式排序:BCDEF>ABCEF>ABCDE。以此为据磨煤机方式优先安排下层磨煤机运行。

3.5 积灰、结焦

高负荷时, 根据总煤量降低上层运行磨煤机的给煤量;降低一次风速, 让煤粉着火提前, 减少炉膛标高35m到38m区域的断面热负荷, 减少结焦;保证每天对对锅炉受热面全部吹灰一次。负荷高峰期, 应加强锅炉受热面吹灰, 尤其加强对炉膛断面热负荷高区域受热面吹灰。

4 结论

通过采取上述措施后, 供电煤平均下降在7g/kwh左右;排烟温度平均下降5.027℃左右。按排烟温度降低1℃, 供电煤耗降低0.166g/kwh折算:排烟温度降低影响煤耗下降约0.8345g/kwh。锅炉运行安全性提高, 尤其在夏季环境温度高时, 未再发生因排烟温度高减负荷, 取得到良好的效果。据此得出以下结论:

(1) 降低排烟温度, 可有效提高锅炉热效率, 增加燃煤机组的热经济性, 给企业带来良好的经济效益[2];

(2) 减少锅炉本体和制粉系统中的漏风, 可有效防止排烟温度的升高。

(3) 保持合理的一次风率, 过量空气系数和制粉系统运行方式是控制锅炉排烟温度的有效手段;

(4) 锅炉在实际运行中, 应加强吹灰, 对炉膛及对流受热面定期进行吹扫, 可有效防止受热面严重积焦积灰现象发生, 防止排烟温度上升。

摘要：国电某发电公司660MW机组SG-2066/25.4-M977型超临界参数、四角对冲切圆燃烧并辅助墙式燃烬风直流锅炉, 由上海锅炉厂初次设计制造, 在锅炉燃烧调整方面缺乏经验, 造成排烟温度相对较高。本文通过分析影响排烟温度高的因素, 并提出相应解决方案, 摸索及总结参数控制、节能降耗相关经验, 提高机组的安全运行和经济效益。

关键词：超临界,直流锅炉,排烟温度

参考文献

[1]国电宝鸡发电有限责任公司.660MW超临界机组汽机主机运行规程[S].

[2]徐雪源.锅炉排烟温度分析[J].锅炉技术, 1999, 3 (03) :7-12.

超临界直流锅炉 篇2

关键词：火力发电；节能减排；脱硝改造；运行调整

中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0064-02

1 概述

环保部最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）提出NOx排放限制：从2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行NOx的排放限值为100mg/m3。而华电潍坊发电有限公司#4机组于2003年11月开工建设，2007年7月投产，没有装设脱硝装置，排放烟气中NOx浓度500mg/m3（干基，标态，6%O2），不能满足“标准”要求，必须进行脱硝改造。

2 脱硝原理

采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，主要原理：还原剂在催化剂的作用下，将火电厂烟气中产生的氮氧化合物还原成无污染的氮气和水，其中烟气中的氮氧化合物主要以NO和NO2为主。脱硝所用的还原剂为NH3。

脱硝的基本反应方程式：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO+4NH3→5N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

其反应产物为对环境无害的水和氮气，但只有在800℃以上的条件下才具备足够的反应速度，工业应用时须安装相关反应的催化剂，在催化剂的作用下其反应温度降至400℃左右，锅炉省煤器后温度正好处于这一范围内，这为锅炉脱硝提供了有利条件，选用钒钛钨/钼催化剂，型式为板式催化剂。

SCR（脱硝系统）催化剂的工作温度是有一定范围的，温度过高（>450℃）时催化剂会加速老化；当温度在300℃左右时，在同一催化剂的作用下，另一副反应也会

发生。

2SO2+O2→2SO2

NH3+H2O+SO3→NH4HSO4

即生成氨盐，该物质粘性大，易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，影响锅炉运行。因此，只有在催化剂环境的烟气温度在320℃～400℃之间时方允许喷射氨气进行脱硝。

3 改造内容

3.1 烟气系统

在#4锅炉省煤器出口烟道和空预器进口烟道之间安装脱硝装置。采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，SCR按照入口NOx浓度500mg/Nm3（干基，标态，6%O2）、出口低于100mg/Nm3（干基，标态，6%O2）进行系统整体设计。SCR工艺采用高灰型布置，按“2+1”模式布置催化剂及支撑。备用层在最下层。设2台SCR反应器，SCR反应器入口采用“U”型烟道，在“U”型结构底部设置灰斗及输灰系统，保证不发生积灰堵灰。

配置2台SCR反应器，反应器断面尺寸为13522×11692mm。反应器设计成烟气竖直向下流动，反应器入口设气流均布装置，反应器内部易磨损的部位采用防磨措施。

催化剂选用板式，催化剂的规格尺寸统一，具备相互替换要求。

3.2 氨的喷射系统及喷氨控制

按每台SCR反应器设置一套喷射系统，喷射系统即喷氨格栅，靠近省煤器出口烟道布置，在注入格栅前设调节阀，根据SCR反应器进、出口NOx、O2浓度、烟气温度、烟气流量等计算氨的注入量，通过喷氨流量阀调节，并通过相应计算实时监测混合器内的氨浓度。

3.3 氨喷射混合系统

从气氨缓冲槽出来的氨气压力为0.3～0.4MPa，经流量调节阀之后，分两路分别进入每台反应器前的氨与稀释空气混合器内混合。充分混合的氨/气压力为2～4kPa，经由喷氨格栅进入SCR上升烟道内，在烟气扩散和混合器的作用下，氨气与烟气中的NO混合，并在催化剂的作用下进行还原脱硝反应。

3.4 SCR吹灰系统

每台反应器设蒸汽及声波吹灰系统，吹灰蒸汽取自#4炉空预器吹灰管道，声波吹灰压缩空气取自#4炉仪用气母管。每层催化剂设置4台半伸缩式耙式蒸汽吹灰器，4台声波吹灰器，包括备用层，吹灰器控制纳入脱硝DCS系统。

3.5 氨区系统

氨区包括卸氨压缩机、液氨储罐、液氨泵、液氨蒸发器、缓冲罐、氨气吸收罐、废水池、废水泵等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用卸氨压缩机将液氨由槽车输入液氨储罐内。液氨储罐中的液氨在气温高时可以通过自身压力，输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气进入氨气缓冲罐，控制缓冲罐一定压力0.3MPa，然后送到脱硝SCR区。

4 脱硝系统运行中的调整

4.1 烟气的调整

在满足NOx脱除率、氨的逃逸率及SO2/SO3转化率的性能保证条件下，SCR系统设计最低连续运行烟温320℃，最高连续运行烟温400℃。当SCR反应器入口烟气温度高于420℃或低于320℃时，应停止喷氨。

SCR反应器内催化剂最高能承受运行温度450℃（每次不超过5h，一年不超过3次）。

4.2 喷氨量的调整

根据锅炉负荷、燃料量、SCR反应器入口NOx浓度和脱硝效率调节喷氨量。

当氨逃逸率超过设定值，而SCR反应器出口NOx浓度高于3ppm时，应减少氨气喷入量，把氨逃逸率降至设计值后，查找氨逃逸率高的原因。

4.3 稀释风流量的调整

稀释风流量应使氨/空气混合物中的氨体积浓度小

于5%。

在氨、空气混合器内，氨与空气应混合均匀。

当停止氨喷射时，应随锅炉运行一直保持稀释风系统运行。

4.4 喷氨混合器喷氨平衡优化调整

当脱硝效率较低而局部氨逃逸率过高时，应对喷氨A/B混合器调节门进行调整。

喷氨混合器喷氨平衡优化调整应采取循序渐进的方式进行：首先将脱硝效率调整到设计值的60%左右，根据SCR反应器出口的NOx浓度分布调节喷氨混合器调节门，然后在SCR反应器出口的NOx浓度分布均匀性改善后，逐渐增加脱硝效率到设计值，并继续调节喷氨支管阀门，使SCR反应器出口的NOx浓度分布均匀。

5 效果

华电潍坊发电有限公司#4机组于2013年7月大修结束，脱硝系统正式投入运行，在BMCR至50%负荷时，脱硝系统装置性能值主要如下：

脱硝装置的NOx脱除率：

脱硝率===82%

式中：

C1—脱硝系统运行时脱硝装置入口处烟气中NOx含量（mg/Nm3）

C2—脱硝系统运行时脱硝装置出口处烟气中NOx含量（mg/Nm3）

脱硝装置出口的氨气浓度即氨的逃逸率0.3ppm。

液氨耗量平均650kg/h。

6 结语

通过脱硝改造，NOx含量由500mg/m3降至90mg/m3，脱硝率达到82%以上，超前达到环保要求，但是由于脱硝装置投入运行时间短，运行调整经验还需进一步积累，以便更好地服务于大气污染治理，达到节能减排的要求。

参考文献

[1] 环保部.火电厂大气污染物排放标准（GB13223-

2011）[S].

[2] 山东省环境保护厅.山东省火电厂大气污染物排放标

准（DB37/664-2013）[S].

[3] 华电潍坊发电有限公司.辅机规程-脱硝部分.

超临界直流锅炉冷态启动过程 篇3

1. 锅炉的启动准备

(1)锅炉在启动前，通常按规程或锅炉使用说明书，对锅炉本体及汽水系统、风烟系统、燃烧系统及高低压旁路、闭式冷却水等其他公用系统进行全面的检查，锅炉有关的辅机(送、引风机，一次风机，空气预热器，以及电除尘，等等)、热控。化学水处理和现场环境、消防、照明、通讯等均应具备安全启动的条件。

(2)锅炉的所有连锁保护在启动前均应投入运行。

2. 锅炉进水和循环清洗

直流炉在进水前必须进行水冲洗，用除盐水冲洗系统的管道和锅炉本体。冲洗的水不断排放，以除去杂质和锈蚀。直至经化验，锅炉水质达到要求规定值，水冲洗暂告结束(后面还有热态清洗)，这实际上都是由于直流炉在正常运行过程当中不能排污所致。

3. 吹扫

点火前必须用一定流量的空气对炉膛中可能存在的可燃物和可燃气体进行吹扫排除，防止锅炉点火时发生爆燃。按顺序锅炉启动有关辅机，按规定先进行轻重油系统的泄漏试验并以约50%的锅炉额定风量进行炉膛吹扫工作，将MFT复位，在五分钟吹扫过程中，若有一条件不满足，则必须吹扫中断，查明原因，恢复吹扫条件，重新计时吹扫。

4. 保持炉膛负压

点火前，将引风机投入，保持炉膛负压。关于点火前的总风量，通常为35%左右，CE规定：如果锅炉MFT后是联跳风机停炉的，则启动时的风量应保持在35%—40%额定风量，时间不少于5分钟，否则吹扫后将2次风进炉膛的小风门全部开足而无法调节。这样做的目的是防止停炉时没有足够的通风量，在燃烧器周围积有煤粉。因此点火前应适当加大风量进行吹扫。以上这几步准备好以后，锅炉可以点火。

5. 锅炉点火

锅炉点火方式为轻油重油燃烧器。根据锅炉的升温升压的要求，先点轻油枪，再点重油燃烧器，最后启动制粉系统，缓慢增加燃料量，锅炉升温升压。

6. 锅炉升温升压

锅炉点火后，随着燃料投入量的逐渐增加，锅水温度逐渐升高，由于此时过热器和再热器里基本没有蒸汽或者有很少量的蒸汽通过来冷却，为了防止其受热面超温，这时应通过控制炉膛出口烟气的温度来保护过热器及再热器，亦即控制燃料的投入率。

7. 热态清洗

当水冷壁内的温度和压力逐渐升高，高温的水将残留在炉内的杂质(主要是氧化硅杂质)冲洗出来使水中的杂质增加。运行经验表明铁的沉淀在260—290℃发生，所以当水温在这个范围内时要进行热态清洗。保持水量和水压稳定，随着含铁量的增加，不断地放水和补水，进行热态清洗。

8. 旁路系统启动初期对汽压的控制

(1)在启动时，使启动中蒸汽温度与金属温度相匹配，缩短启动时间。

(2)汽机故障时，可采用停机不停炉的方式。电网故障时，机组带厂用电运行，有利于尽快恢复供电，缩小事故范围。

(3)启动时防止再热器被烧坏。

(4)回收工质及热量，降低噪音。

(5)启动时，使蒸汽中的固定小颗粒通过旁路进入凝汽器，从而防止汽机调节汽门、喷嘴及叶片的颗粒腐蚀。

9. 汽轮机冲转、暖机带初负荷

到上步时，汽轮机的冲转条件已完全具备，便可开始冲转。但是要注意冲转前必须投入盘车。此过程锅炉的气压由高压旁路控制不变。随着进汽量的增大，汽轮机的高压调节阀门逐渐打开，而同时高低压旁路逐渐关小，直到高低压旁路全关以后，锅炉的蒸发段仍为湿态，继续增加燃料量将使分离器进汽量增加，分离器的水位下降。保持定压运行时，分离器的AA阀和AN阀已全关，只有ANB阀还继续用于维持水位。随着燃料量的继续增加，分离器的水位继续下降ANB阀继续关小，直到全关为止，此时分离器完成从湿态到干态的转变，成为一个微过热蒸汽通道。具体过程如下：以上汽门冲转过程为例，当主蒸汽满足冲转条件时，在汽轮机各油系统正常的情况下，运行人员按主汽门控制键，中压调门和高压调门全开。这时系统处于主气门主控方式，还未进行主汽们到高压调门的控制切换。升转速直到2900r/min，运行人员按高压调门控制键，DEH系统开始进行控制调门的切换。为了防止切换过程引起汽轮机超速，DEH要先关高压调门到最小开度，等待汽轮机转速下跌(一般要下跌50r/min以上)。当转速下跌完成时，主汽门退出对转速的控制，在DEH系统控系统下以一定的速率全开，当其开度大于全行程的90%时，阀门控制切换完成。以后由高压调门控制转速完成冲转直到3000r/min。

1 0. 继续升负荷直到满负荷

石洞口这台机组滑压运行采用的是定压—滑压—定压运行方式。35%以下的定压运行主要是为了启动方便和锅炉水冷壁的安全;90%以上的定压运行主要是为了机组调频运行的需要。从35%额定负荷开始自动滑压运行的具体条件是在协调运行方式下高压旁路全关和控制高压旁路的开启信号小于2%。如果只有高压旁路全关，则当汽压高时高压旁路还会开启，因此，必须保证两个条件同时具备，为此应使用协调方式运行。

在滑压条件下，1—3号调节汽门全开是保证经济运行的关键。因此，协调控制中规定：当汽轮机调节汽门开度在87%以上时才能进入滑压运行方式，当开度小于82%时应自动退出。开始进入滑压运行以后，协调控制系统根据负荷送出汽压信号给机炉主控，以保持滑压运行参数;一个跟踪器跟踪汽压的实际指令再加上1.3MPA的富裕量，作为高压旁路的动作值，当汽压超过此值时高压旁路就开启，起到一定的保护作用。

利用滑压运行，开启下一台磨煤机继续升负荷。当负荷升至近500MW时也即80%MCR时，开始由亚临界向超临界过度，汽水分离器的压力很快越过22.2MPA，进入超临界压力状态。最后达到超临界工况，继续升负荷。当负荷升到90%时，转为定压运行方式，直至满负荷。

到此冷态启动结束，机组转为正式运行阶段。

摘要：本文阐述了超临界自流锅炉的启动特点, 具体分析了超临界直流锅炉的冷态启动的特点、过程, 以及应注意的问题, 并对上海石洞口二厂机组详细进行了冷态启动过程的分析。

关键词：超临界直流锅炉,冷态启动,过程分析

参考文献

[1]朱全利主编.锅炉设备及系统.电力出版社, 2006, 2.

[2]汪祖鑫主编.超临界压力600MW机组的启动和停运.中国电力出版社, 2004, 2.

超临界直流锅炉 篇4

关键词：吹灰方式；参数分析；优化

1　吹灰系统概述

大唐信阳发电有限责任公司二期2×660MW机组锅炉吹灰器采用湖北戴蒙德的产品，吹灰控制系统采用深圳东锅控制系统，每台炉均有52只IR—3D型炉膛短伸缩式吹灰器，28台IK—545型长伸缩式吹灰器，6台IK—525EL型半长伸缩吹灰器，两台IKAH型空预器吹灰器。其中炉膛布置52只墙式吹灰器，A、B侧水平烟道总共有20只伸缩式吹灰器，A、B侧后烟井总共有14只伸缩式吹灰器，6台半伸缩式吹灰器均布置在省煤器处。炉膛吹灰器分四层布置，第一层布置在两侧墙，共6只，二、三层前后墙及侧墙均布置，各18只，第四层布置在前后墙，共10只，采用对吹方式。水平烟道中的IK01、IK02吹灰器布置在炉膛折焰角处，为水平烟道吹灰器程控进行中的第一组，每只长12米，约为炉膛宽度的一半，采用单吹方式，其余吹灰器采用对吹方式。后烟井吹灰器采用对吹方式。一只墙式吹灰器完成吹灰需要2分半的时间，水平烟道处伸缩式吹灰器一只完成吹灰需要7分钟时间，后烟井处吹灰器一只完成吹灰需要5分钟时间，空预器完成吹灰需要20分钟，由此得出全程吹灰完成需要197分钟。

2　运行中存在问题

深圳东锅吹灰控制系统可编程性较差，正常运行中无法人工编程改变吹灰顺序，目前采用的吹灰顺序为深圳东锅出厂时编好的顺序，为暖管—吹空预器—吹炉膛—吹水平烟道—吹后烟井—吹空预器。现场中存在如下问题：

2.1　吹灰过程中排烟温度升高，最大升幅为6℃。

2.2在不能做到每天吹灰的情况下，吹至后烟井时会发生炉膛负压波动，区间在20Pa—　-170Pa，间隔20分钟左右。

2.3　空预器改造增加换热片后，通风阻力变大，可能导致后烟井吹灰时负压波动加剧，可能增大一次风机喘振的可能性。

2.4　某厂（600MW，中速直吹磨，对冲燃烧）曾出现过吹灰时负压突降导致锅炉MFT。

3　对存在问题进行原因分析

3.1　吹灰不及时或不彻底，导致在进行吹灰时，有大量的积灰落下，堵塞空预器，引起炉膛负压波动，并导致空预器换热效果下降，引起排烟温度升高。

3.2　吹灰时，大量积灰落下后，造成空预器堵塞，炉膛压力升高，使一次风阻力增大，流速降低，煤粉沉积在风口处，导致炉内煤粉浓度降低，燃烧恶化，引起炉膛负压波动。

3.3炉膛及水平烟道吹灰时，部分灰落入省煤器灰斗被输送走，当吹至后烟井尤其省煤器时，由于部分灰来不及落入省煤器灰斗而直接进入空预器，导致在后烟井吹灰时，炉膛负压波动。

3.4炉膛负压波动时，送风风量测量出现偏差，送风机动调调节出现错误，加剧负压波动。

3.5省煤器灰斗输灰循环时间较长，吹灰时输灰不及时，仓泵料位较正常运行时偏高，导致烟气流经时再次带灰，空预器换热效果变差，排烟温度升高。

3.6后烟井长伸缩式吹灰器对吹时，大量蒸汽进入或退出，导致炉膛负压波动。

3.7空预器吹灰时，蒸汽进入导致排烟温度升高。

超临界直流锅炉 篇5

关键词：超临界,直流炉,燃烧调整,水冷壁超温

1 概述

威信云投粤电扎西能源有限公司一期工程为2X600MW国产超临界燃煤机组, 锅炉采用了东方锅炉 (集团) 股份有限公司制造的型号为DG-1962/25.4-Ⅱ8型锅炉, 其主要技术特征为超临界参数、W型火焰燃烧、垂直管圈水冷壁变压直流锅炉。单炉膛露天岛式布置, 燃用无烟煤, 一次再热, 平衡通风, 固态排渣, 全钢架, 全悬吊结构, п型锅炉。

本锅炉设计和校对煤种均为威信本地的无烟煤, 采用双进双出钢球磨煤机正压直吹冷一次风制粉系统, 每台炉配6台双进双出钢球磨煤机, 煤粉细度R90=8%, 24只双旋风煤粉浓缩燃烧器, 每台磨煤机带4只双旋风煤粉燃烧器。双旋风煤粉燃烧器顺列布置在下炉膛的前后墙炉拱上, 前、后墙各12只, 水冷壁上部还布置有26只燃尽风调风器, 前、后墙各13只, 所需风量通过燃尽风箱入口风门挡板进行调节。

每只双旋风煤粉燃烧器配一支油枪, 用于点火和低负荷稳燃。油枪紧靠煤粉喷嘴布置在拱上, 设计总容量为25%BMCR输入热量;油枪采用机械雾化。油枪采用高能点火器点火, 并配有进退驱动装置, 完全满足程控点火的要求。

锅炉燃烧调整目的是确保燃烧稳定, 保证燃烧的经济性, 保证机组运行安全, 使燃烧室热负荷分配均匀, 减少热偏差, 防止锅炉结焦、堵灰等, 保证锅炉运行各参数正常。

2 制粉系统优化

2.1 磨煤机煤粉细度测量

2.1.1 分离器挡板调整前后的煤粉细度

2.1.2不同磨煤机出力下的煤粉细度

2.2 磨煤机组合方式优化

在420MW以下负荷段, 对不同的磨组合方式的经济性和水冷壁壁温偏差可控性进行了试验。试验结果表明:不同磨组合下的机组经济性和水冷壁壁温偏差可控性存在显著差异。试验中对ACDE、ABDE、ABDF、ABEF、BCDE、BCEF、BCDF磨组合方式下机组的运行情况进行了试验, 综合各方面来看, ABDE、BCDE、BCDF这三种磨组合方式下机组运行更加经济, 并且水冷壁壁温偏差情况更容易控制, 所以推荐在低负荷下优先采用这几种磨组合。

3 燃烧配风优化

3.1 提高锅炉经济性的配风调整

3.1.1 低负荷提高经济性的配风调整

为了控制水冷壁壁温偏差, 锅炉前后墙采取了不对称的配风方式, 在低负荷, 开大炉膛中部16只燃烧器B挡板开度、关闭中部16只燃烧器的乏气风、开大后墙燃烧器的C挡板开度等措施都会增加炉膛中部热负荷, 导致水冷壁壁温偏差增大。

在低负荷, 开大炉膛中部16只燃烧器A挡板开度对水冷壁的壁温偏差基本无影响, 开大A挡板开度后, 乏气风的下射深度增加, 可防止乏气风的短路, 有助于降低飞灰可燃物。

由于A、B挡板为手动调整, 在低负荷确定开度后, 高负荷不再进行调整。

调整中发现, 角部8只燃烧器的燃烧状况对锅炉的整体燃烧有着重要影响, 并且随着锅炉燃烧工况的变化, 角部8只燃烧器的燃烧状况会发生变化, 需要运行人员及时监视和调整。

角部8只燃烧器的调整方法如下, 当角部燃烧工况变差时 (火焰颜色昏黄、闪烁) , 可以适当开大两只燃烧器C风挡板开度同时关小F风挡板开度, 增加火焰下射深度。一般情况下, 角部C风挡板在40%~65%范围内调整, 角部F风挡板在20%~40%范围内调整。当C磨或D磨停运时, 可以将C1、C4或D2、D3燃烧器的F风挡板关至0。

3.1.2 高负荷提高经济性的配风调整

在高负荷下, 水冷壁壁温偏差情况有所好转, 但是关闭中部16只燃烧器的乏气风, 水冷壁中部壁温增加明显。因此在高负荷, 不建议关小中部16只燃烧器的乏气风。

在高负荷下, 角部燃烧器C挡板应保持较大开度, 适当开大后墙中部燃烧器的C挡板开度 (30%-40%) , 同时前墙中部燃烧器的F挡板开度稍减 (降低5%-10%) , 以此增加火焰的整体下射深度, 增长火焰行程, 飞灰可燃物明显下降, 且水冷壁壁温偏差变化不明显。因此, 高负荷的配风应在低负荷基础上, 适当开大后墙中部燃烧器的C挡板, 同时关小前墙中部燃烧器的F挡板。

此外, 高负荷下角部燃烧器的燃烧状况出现燃烧恶化情况, 调整方法与低负荷下角部燃烧调整手段相同, 即通过C、F风开度调整组织起良好的燃烧工况。

3.2 降低水冷壁壁温偏差的配风调整

3.2.1 降低水冷壁壁温偏差的固定配风调整

控制水冷壁壁温偏差的主要思路是设法使得炉膛内热负荷调整均衡。由于锅炉四个角部水冷壁的吸热偏少, 热负荷偏低, 对四个角部燃烧器的配风进行了以下调整, 提高角部燃烧器的下射深度, 提高相应区域的热负荷:

(1) 关闭角部的八只燃烧器的乏气风;

(2) 将角部八只燃烧器的A、B挡板开至100%开度。

结果表明, 在采取以上两个措施后, 角部燃烧器的火焰温度升高, 火焰稳定性增强, 飞灰可燃物、炉渣可燃物降低, 同时缓解了前墙水冷壁超温。

3.2.2 降低水冷壁壁温偏差的运行调整措施

根据运行中调整的结果, 建议按以下措施进行调整, 控制壁温偏差:

(1) C、D磨不同时退出运行, A、F磨不同时投入运行;

(2) 当只有C磨或D磨运行时, 将其退出自动运行, 增加C磨或D磨的出力, 降低A磨或F磨的出力, 保持两磨的出力偏差在8-10t/h。C磨煤机投自动运行时, 它的出力波动与壁温波动趋势和频率高度一致, 因此此种情况下应避免C磨自动运行, 保持其出力稳定。

(3) 当减温水量较大时, 可以适当增大水煤比, 降低壁温差。

4 小结

结合机组运行的现状, 燃烧调整试验中对制粉系统进行合理地调整, 对锅炉配风进行深度优化, 降低了飞灰及炉渣可燃物含量, 探索缓解水冷壁超温的运行控制手段, 改善了机组的运行现状。

参考文献

超临界直流锅炉 篇6

1 设备概述

宁夏京能宁东发电公司2X660MW燃煤汽轮发电空冷机组,锅炉型号:HG-2210/25.4-YM16,锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈加垂直管直流炉,单炉膛、一次中间再热、墙式切圆低氮燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉,锅炉采用紧身封闭方式。主要参数见表1锅炉主要参数表所示。

1.1 锅炉启动系统

锅炉炉膛下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈布置方式,维持炉膛下部水冷壁具有较高的质量流速,提高锅炉在不同工况下水冷壁的冷却能力,并能有效地减少沿炉膛高度不同的热偏差,采用螺旋水冷壁提高锅炉的不同负荷下水动力的稳定可靠性;在锅炉前墙外侧布置采用4个启动分离器和1个贮水箱,分离器和贮水箱壁厚均匀,在变负荷情况下温度变化时均有较小的热应力,适合机组的滑压运行。锅炉设计了大气式疏水扩容器的启动系统,布置了足够容量的大气式扩容器和疏水箱,提高了锅炉的启动速度,减少了机组的启动时间,锅炉启动汽水系统布置简单、运行可靠性高。

1.2 锅炉燃烧方式和制粉系统的配置

锅炉共布置了6层低NOX直流燃烧器,每层4只,采用四面墙布置、切圆燃烧方式,对应6台ZGM113G-II中速磨煤机的正压直吹式制粉系统。哈锅厂采用自主设计的新型墙式切圆燃烧方式,提高锅炉沿炉膛水平方向热负荷分配的均匀性。墙式切圆的燃烧方式,由于一次风煤粉气流垂直于水冷壁,炉内切圆燃烧更稳定,且较大的切圆直径使炉内火焰充满度良好,对于维持炉内燃烧的稳定性非常有利。在锅炉主燃烧器上部5.3米处布置4层高位SOFA风,二次风采用深度分级布置,有利于降低锅炉Nox的生成量。

2 宁东电厂超临界直流锅炉干、湿态转换过程分析

总结以往锅炉启动转态的过程,锅炉螺旋水冷壁和垂直水冷壁受热面壁温会出现不同程度的超温现象,分析出现水冷壁超温的原因有以下几点:

2.1 煤水比失调

(1)在锅炉转干态过程中,机组负荷控制不当增加过快,通常,超临界直流锅炉在25%BMCR负荷前为湿态运行方式,在25%-35%BMCR负荷段即开始转干态运行,锅炉转为亚临界直流运行,当在转态过程中及刚完成转态时,如机组负荷不注意控制增加较多时,锅炉必须增加燃料量以维持蒸发量与负荷的匹配,锅炉蒸发量的增加,容易导致燃煤量增加过快,由于煤粉燃烧完全具有滞后性,同时,直流锅炉存在热惯性小的特点,当煤粉完全燃烧产生的热量释放后就会出现分离器出口过热度及锅炉水冷壁壁温大幅上升的情况,容易造成锅炉主汽温度及受热面超温。

(2)如在锅炉转干态过程中,出现分离器出口过热度及主汽温度变化率较大时,锅炉减温水自动投入,以约15-35t/h的流量控制汽温的快速升高,不仅导致减温器后各段蒸汽温度的快速下降,而且由于主汽压力的升高瞬时使机组负荷增加,引起给水控制发生扰动,给水自动调节跟不上使得给水量瞬间减少,造成分离器出口过热度和水冷壁壁温上升较快;由于主蒸汽减温水取自给水管路,大量的减温水投入,使得进入水冷壁的给水量减少,加剧了锅炉实际水煤比的严重失调。

2.2 水冷壁产生壁温偏差

锅炉水煤比只是宏观判断水冷壁整体的换热工况,而不能具体体现水冷壁各管道中的工质温度变化情况。由于切圆燃烧锅炉客观存在的热偏差,造成锅炉四面水冷壁的吸热偏差而导致循环流量偏差扩大,进而产生水冷壁流量偏差和吸热偏差的恶化,反映出水冷壁容易产生壁温偏差,截取某次锅炉启动过程中在转干态时锅炉前墙水冷壁壁温变化趋势,水冷壁壁温变化趋势图所示。

由图1曲线可以看出前墙水冷壁壁温较其它三面墙水冷壁壁温高出约50-60℃,说明水冷壁在启动过程中存在壁温偏差。影响超临界锅炉水冷壁壁温偏差的因素比较复杂,不仅水冷壁局部热负荷过大引起水冷壁吸热增强,而且,由于水冷壁各管道流量分配的偏差和换热偏差的存在,最终产生水冷壁壁温偏差增大而发生超温。

2.3 主蒸汽压力控制不当

根据锅炉厂提供的的锅炉冷态启动曲线启动曲线(图2-锅炉冷态启动曲线)来分析此次锅炉干、湿态转换过程,要求在机组负荷带30%负荷(0-180MW)前应采用定压运行,主汽压力应维持在10.3MPa左右,而实际启动过程中转态时的压力为7.98MPa。此次水冷壁前墙壁温上升较快时的压力如图3水冷壁温度变化趋势所示。

由图3可见,此次,发生水冷壁温快速升高时的压力大约为7.98MPa。在冷态启动过程中,在低负荷段主汽压力控制较低,通常主汽压力低于13MPa,在此压力下,锅炉水冷壁管道内汽水工质的比容差较大,根据汽水特性,汽水比容差越大其水动力特性的多值性越严重,越容易发生水冷壁换热偏差增大的情况。

2.4 高压旁路调节阀开度的影响

在启动阶段,高压旁路调节控制不平稳或操作幅度过大,造成锅炉的启动流量过大,引起进入锅炉的煤量过多,锅炉的热负荷过快,且在整个启动过程中一般投入运行的制粉系统为#1、#2、#3磨煤机,都是下层磨,造成锅炉火焰太过集中,造成水冷壁区域热负荷过高。

3 锅炉干湿态转换时的控制要点

对超临界直流炉来说,从湿态运行到干态运行是机组启动过程必经的一个特殊阶段,此过程是锅炉水冷壁产生蒸汽、工质从循环流动到强制流动的转换过程,是锅炉启动过程的重要节点。结合宁东电厂660MW超临界直流锅炉干、湿态转换的实际操作经验分析,在锅炉启动干湿态转换时应重点控制以下几方面:

3.1 干、湿态转换参数的选择

对超临界直流锅炉,为保证锅炉水冷壁在低负荷运行期间有足够的水循环流量,最小给水流量不能小于本生流量630t/h;同时,由于启动分离器的分离能力有限,为防止发生过热器管道水塞事故,通常在180-240MW负荷范围进行转换。

3.2 控制分离器出口蒸汽过热度

锅炉转干态运行后,尽可能控制分离器出口过热度在10℃左右,当给水与煤量调整不当发生水煤比严重失调时,汽水分离器出口的过热度将快速上升,导致水冷壁管大面积超温,在冷态启动的初期,分离器出口过热度大于10℃时,水冷壁就会有超温的危险。所以,锅炉冷态启动初期,主汽压力在13MPa之前要控制水煤比在6-6.3的范围内,且维持稳定不发生大的波动,控制水煤比的主要方法为:先稳定锅炉给水流量,再通过手动调节给煤量,由于在煤油混烧时锅炉的热负荷不易控制,需要仔细微调。

3.3 维持给水流量应稳定

转态过程中维持给水流量650t/h左右,注意汽泵出口流量、转速和压力的匹配,调整汽泵再循环调门开度时注意给水流量和压力的变化,以免发生汽泵进入不稳定工作区,引起给水流量的大幅波动。

3.4 燃料量的调整应平缓

锅炉转入干态运行后,由于煤完全燃烧有较强的滞后性,应根据升温、升压率的变化调整锅炉的燃料量,且操作应平缓,根据实际经验,转干态后锅炉总煤量比转态前增加约20t/h左右。

3.5 合理分配辅助风

通过增加锅炉一次风压来提高一次风汽流的刚度,总风量不变的情况下,相应的二次风流量应减少,为防止邻角一次风火焰的相互冲击,减少炉内火焰刷墙燃烧,四角一次风速偏差应不大于10%。当前墙水冷壁有超温趋势时,应开大前墙燃烧器区域的辅助风挡板,关小后墙燃烧器区域的辅助风挡板,将火焰切圆中心向后推移避免发生水冷壁超温。

3.6 转干态前维持较高主汽压力

根据汽水的比容特性,当锅炉主汽压力越低时,水冷壁内的汽水比容差越大,水冷壁管内越易产生流量偏差,在机组200MW负荷之前,应尽早通过燃烧调整将主汽压力维持在13MPa以上,主汽压力高有利于平衡水冷壁各管道工质的流量偏差,减少水冷壁的吸热不均,防止超温。

3.7 提高给水温度

锅炉点火前及启动初期,辅汽对除氧器的加热能力是有限的,因此提高给水温度的一个最有效途径是投入临机加热系统,即投入#1机冷再供#2机#2高加加热汽源,可使#2高加产生约100℃左右温升,从而较大幅度提高进入锅炉的给水温度。而投入临机加热系统前,应尽早对该系统充分暖管疏水,保证在锅炉点火前4小时投入临机加热,尽可能地将锅炉受热面水冷壁金属温度提高到100℃以上。

3.8 合理控制机组冷态启动速度

由于锅炉在冷态启动时炉内燃烧的不均匀性和不稳定性,造成炉内热负荷分布不均匀,因此,必须控制好锅炉的升温升压速率,控制升温率不大于1.5℃/min,升压率不大于0.1MPa/min,金属温度变化率不大于3℃/min,缓慢平稳增加锅炉燃料量,避免燃烧工况和水动力产生较大的扰动,在低负荷时停留较长时间暖机,这样有利于稳定燃烧和提高主汽压力。

4 结束语

超临界直流锅炉的干、湿态转换是机组启动过程中的重要节点,在转换过程中,主汽压力、主汽温度、过热度、贮水箱水位及燃料量等参数的调整非常重要,控制不当容易发生锅炉水煤比失调,出现锅炉干湿态频繁转换的运行工况,造成主汽温度、分离器出口过热度等各主要参数剧烈波动,威胁锅炉受热面的安全运行。对于超临界锅炉干、湿态转换的过程,必须全面考虑转换过程中可能出现的异常和风险,采用合理的、安全的控制策略和操作方式,确保干湿态转换过程平稳顺畅,保证锅炉的安全运行。

摘要：超临界锅炉干湿态转换是锅炉在启动过程中一个极为关键的过程,操作中稍有不当将造成金属壁温超温或过热器进水等问题,严重时危及锅炉设备安全运行,为实现锅炉启动中干湿态平稳、顺畅过度,本文通过总结宁东电厂660MW超临界直流炉干、湿态转换的实际操作经验,充分分析干湿态转换过程中发生的各类问题,提出锅炉干湿态转换的操作要点和注意事项。

超临界直流锅炉 篇7

1 汽温的调整

1.1 循环方式的主汽温调节

循环方式的主汽温主要从两个方面调整：一是通过投运不同高度的燃烧器来调整炉膛火焰中心，如果燃烧调整不好，燃烧中心上移时，不仅造成过热器、再热器壁温超温，还造成减温水需求量大;二是通过改变氧量调整过剩空气系数，因为过剩空气系数偏大或偏小，将造成对流换热和辐射传热的比例变化。

1.2 直流运行方式下主汽温调节

直流运行方式下主汽温主要靠调整给水量、燃料量、中间点温度、减温水、给水温度、协调控制等，表l介绍了哈尔滨锅炉厂设计的600MW超临界机组调整情况。煤水比失调会引起主汽温度偏离设计值，因此要根据煤质情况确定合理的

煤水比。中间温度点选为分离器出口温度，中间点温度比主汽温度更灵敏地反映煤水比。中间点温度反映了锅炉蒸发和过热吸热的比例，改变中间点温度也可以影响主汽温度。因此，根据主汽温度曲线高低确定合适的中间点温度，在中问点温度合适的情况下，如果主汽温仍偏高，只有通过减温水来调节，投减温水时应注意减温水后蒸汽温度不能低于该压力下的饱和度，避免造成水冲击;升负荷时，先加水再按比例加煤，升负荷前期应适当降低水煤比防止低温过水，降负荷则相反。

中间点温度设定值是根据压力自动给出的，也就是分离器出口温度减去该点压力对应的饱和温度，即该点的过热度，一般取20～30℃，这与每个锅炉热平衡设计有关。在正常运行中，当中间点温度偏离设定值时，应立即调整给水量使实际温度恢复到设定值。在调试过程中根据主汽温度曲线高低确定合适的中间点温度，有时中间点温度已符合设定值，但主汽温度仍然偏离设计值，这时需要对中间点温度设定值进行修正，主汽温度仍然偏离设计值说明锅炉水冷壁等蒸发吸热和过热吸热的比例不合适。

因此，控制中间温度关键要调整好水煤比，影响煤水比的主要因素有三点：一是煤质的变化，需要定期进行煤质化验;二是给水温度变化，需要运行人员注意给水温度，特别是高低加投退，给水温度变化，水冷壁热负荷加重，避免超温，在满负荷遇到高加退出时，应立即退出上层燃烧器，并适当降低负荷，以避免主汽温超温：三是受热面污染，例如，水冷壁表面结焦。过热器积灰严重等，影响热吸收，造成吸热比例变化，导致调节失控。

2 给水控制

2.1 汽包炉给水控制

汽包炉给水量的调节和汽温调节相关不大，因为过热器受热面是固定的，以及汽包炉炉蓄热量大.汽温调节方便，汽包中有较大的工质容积及能量储存，有明显的液一汽两相分界面。因此，汽包炉主要控制蒸汽压力和水位的变化，给水流量通过水位变化保持与蒸发量平衡。

2.2 直流运行方式下给水控制

直流运行方式下锅炉的加热、蒸发和过热各区段之间无固定界限，一种扰动将对各种被调参数起作用，直流锅炉的总蓄热量约为同容量汽包炉的1/4～1/2。在直流运行方式下，采用强迫流动，给水流量变化将影响系统压力、蒸汽温度、蒸汽流量。如图1所示，给水量增加扰动时的动态特性 (燃料量不变) ，由于需要加热的工质增加，使加热区段增长，过热区段缩短，同时蒸汽流量增加，造成过热汽温下降。但蒸发量及汽温的变化均延迟一段时间t再上升，又由于增加的给水量变成蒸汽要经历工质流动及传热过程，蒸汽量的上升是逐渐的。由于大型直流锅炉的汽水流程长度很大，因此采用中间点温度来调整给水流量与燃料的比值。

3 压力调节

3.1 汽包炉压力调节方式

汽包炉压力变化主要反映系统入炉煤量的热量和输出蒸汽的能量平衡，压力调节主要靠入炉煤量的调节。

3.2 直流运行方式下锅炉压力调节

直流运行方式下锅炉压力调节的实质就是保持锅炉负荷与汽轮机所需的蒸汽量相等。直流运行锅炉的蒸汽量等于进水量，单纯锅炉燃料量的变化，除了在动态过程中蒸发量有所变化外，不能引起锅炉负荷的改变，只有改变给水量才能改变锅炉负荷。压力调节时，用给水量稳定汽压。负荷变动时，增减给水量的同时，相应调整燃料量和风量。

4 循环方式向直流方式的转变

超临界直流锅炉启动系统配置炉水循环泵，与锅炉水冷壁最低质量流量相匹配。采用炉水循环泵，可以将再循环流量与给水混合后进人省煤器，从而节省由于此部分流量进入扩容器后膨胀、蒸发而损失的工质，且完成锅炉启动从亚临界到超临界直流的转变。启动初期，汽水分离器中保持一定的水位，汽水分离器的作用相当于汽包，处于湿态，存在两相区。随着燃烧率的增加，产汽量逐渐增加，分离器内水越来越少，35%左右负荷时，产汽量与进入省煤器的给水量相等，汽水分离器已无水位，由湿态转变为干态.因水的饱和温度随压力的提高相应升高，汽化潜热相应减少。当压力高于临界点时，汽化潜热等于0，水在临界压力22.12MPa下被加热至临界温度374.15℃时。即全部从液相转为蒸汽，不存在两相区，即水变成蒸汽是连续的，并以单相运行。在超临界压力下。水到蒸汽的变化只经历加热阶段和过热阶段，而无饱和蒸汽区，图2是转直流运行时，循环流量与给水流量的关系。

5 入炉煤量

5.1 汽包炉入炉煤量调节

汽包炉因锅炉蓄热量大，入炉煤量的波动对运行参数受干扰小，相对稳定。燃烧稳定性调整主要是通过对煤质分析报告进行审查，核对是否与设计煤种相符，化验煤粉细度是否符合要求。煤粉颗粒大，造成燃烧中心上移，调整钢球配比，增大球径小的装球量及调整分离器的角度。送风量大也造成燃烧中心上移，后屏过热器、再热器对流传热增加。造成过热器、再热器壁温超温。因此控制总风量，通过测量灰渣未完全燃烧损失和排烟损失。省煤器出口氧量最佳控制点，得出最佳风量。

5.2 直流炉的入炉煤量调节

直流锅炉的入炉煤量波动对运行参数干扰大，因此制粉系统直接影响着锅炉的稳定运行，风量调整不好会造成给粉管堵煤、给粉管超温、爆燃等现象。风煤比控制不好造成燃烧不稳定等。600MW超临界直流炉的制粉系统的控制策略包括以下几个方面。

1)给煤控制：中速磨煤机的煤量是靠调节给煤机的输煤速度，合理的一次风量、风压维持磨煤机的输入煤量和输出煤量保持平衡。

2)一次风压力、风量控制：一次风量通过布置在每台磨煤机的风管上的调门控制，满足调节出力所需要的流量。一次风的压力控制是通过调节风机动叶开启角度来实现的。一次风压力的设定值将由全部磨煤机的入口风挡板开度决定，同时增加了煤流量的修正补偿量及最小限制值，设定的一次风压力值同实际的一次风压力值通过PI控制器比较后。最终调节风机动叶，以满足所需要的一次风压力。

3)风、煤粉温度控制：磨煤机出口端风/煤粉温度应维持在工艺所规定的要求。磨煤机出口温度设定在70℃左右。温度的调节是通过调整一次风的热风和冷风的混合比例实现的。冷风挡板调温。热风挡板调风量;当热风挡板开至最大仍不能维持磨出口温度时。应增加旁路风量。同时必须将磨煤机出力降低。

参考文献

[1]黄伟, 陈志兵, 李文军等.600MW超临界变压本生直流锅炉的调试[J].电力建设.

超临界直流锅炉 篇8

1 锅炉氧化皮的脱落原因

超临界直流锅炉运行过程中, 过热器和再热器受到持续高温环境的影响会在管壁表面形成氧化皮, 并且附着在管壁上, 当氧化皮达到一定厚度, 加之炉管的温度频繁发生变化, 氧化皮就会由于膨胀系数的变化而发生表面剥落, 随着高温运行环境的持续, 金属管的氧化作用会不断的持续, 加之水蒸气等温度因素的影响, 管内的部分金属也会由于氧化作用而大面积脱落, 严重时会堵塞炉管, 造成炉管爆炸。具体的说, 锅炉氧化皮脱落的原因, 主要与以下几个因素有关:

1.1 炉管材质

超临界直流锅炉炉管大多以合金为主, 其中Cr的含量不同决定了不同炉管的耐热性和抗氧化性也存在较大的差异, 如果在使用炉管时, 需要根据不同的Cr含量要求安排不同的使用环境。如果没有根据炉管的使用环境进行合理的设计, 就会使炉管在运行过程中发生温度过高、氧化过快等问题, 加速氧化皮的生成, 进而造成氧化皮脱落。

1.2 管壁温度

很多已经生成氧化皮或者氧化皮脱落的炉管仍然被应用, 可能会导致炉管局部温度过高, 加速氧化反应的发生, 当炉内温度过高时, 炉管的温度也会在短时间内持续升高, 氧化皮的厚度也会随之增加, 当达到一定厚度时便会脱落。

1.3 锅炉机组启停时形成的热应力

在锅炉启动和停止的过程中都需要较大的热负荷, 才能使水循环达到锅炉启停所需要的流量标准, 在热负荷的作用下炉管会有一短时间处在高温、干烧的状态, 这种情况下就容易导致炉管温度在瞬间升高, 所以一般在锅炉启停时会配合相应的降温方法, 使炉管的温度保持在稳定的状态, 与此同时也会产生较大的热应力, 加速氧化皮的生成和脱落。从目前超临界直流锅炉氧化皮的生成和脱落情况来看, 大部分的氧化皮脱落都是由于热应力作用引起的。锅炉机组停止运行时, 炉壁内部的温度降低, 各项参数随即降低, 使得热负荷瞬间降低, 与机组运行的热负荷之间形成较大的落差, 由此而产生的热应力就会加速氧化皮的生成和脱落。

2 超临界直流锅炉氧化皮脱落的预防

2.1 设计方面

锅炉氧化皮的生成与脱落与锅炉材质有密切的关系, 所以在锅炉设计时应当考虑到材质的问题, 应当采用晶粒度等级相对较高的钢材。我国国内的超临界直流锅炉受热面的材质一般使用的奥氏体不锈钢, 这些钢材大多是国内企业生产, 但是从钢材的材质方面来看, 与进口钢材还存在着一些差距, 因为我国国内生产的刚材在晶粒度等级方面始终没有达到国际水平, 这使得锅炉的受热面更容易发生氧化皮脱落的问题。除了晶粒度等级, 在锅炉的抗氧化性能和抗腐蚀性能方面也应当采用具有高标准的钢材。锅炉制造企业在钢材的选择方面, 应当积极做好相应的试验和研究工作, 并且积极引入国外先进技术, 提高我国钢材质量, 使其更加符合超临界锅炉的运行需要。另外, 在锅炉制造过程中要加强对其质量的控制, 对于锅炉制造工艺中的缺陷要严格控制, 尤其是管壁厚度不均匀、焊接缝等问题必须在制造过程中有效控制, 如果锅炉的制造工艺不高, 在运行的过程中很容易产生偏差过大、局部温度过高、受热面受热不均匀等问题, 而这些问题都是导致锅炉氧化皮快速生成和脱落的主要原因。总之, 必须要从设计方面加强锅炉选材和制造质量控制, 才能为锅炉的安全运行提供基础。

2.2 安装方面

首先, 在锅炉安装之前, 要保证安装人员熟悉锅炉安装工艺, 尤其是容易出现偏差的过热器、再热器, 如果锅炉安装出现偏差, 则会导致其在运行过程中受热不均, 加速氧化皮生成。同时, 在安装之前要对锅炉炉体的质量、炉管内是否有杂物、锅炉安装环境进行严格检查, 安装完成后要对炉管、疏水管等设备进行检验, 确保其稳定性。其次, 严格控制焊接质量。在锅炉安装时不可避免要应用到钢材的焊接工艺, 需要注意的是, 避免将异种钢材进行对接, 受到焊接条件、设备以及工艺的影响, 异种钢对接的质量很难得到保证, 而且异种钢技能对接之后容易产生受热不均、应力不均等状况, 尤其是在焊接位置容易生成更大的附加应力, 造成氧化皮的脱落。最后, 对于炉管要进行定期检查。每次停炉时对炉管的受热情况、弯曲情况进行检查, 尤其注意对高温段的炉管进行检查和化验, 检查管壁表面的氧化皮厚度, 对脱落的氧化皮进行清理, 并且做好详细的记录。

2.3 运行方面

超临界锅炉运行控制的过程中, 需要注意以下几点问题:第一, 要重视运行管理工作的开展。氧化皮的生成和脱落对锅炉运行会产生很大的危害, 但并不是氧化皮生成之后马上就会影响锅炉运转, 其具有一定的潜伏期, 所以要通过日常的管理活动, 掌握氧化皮的生成和脱落情况, 并且对其脱落原因进行分析, 采取有效的预防和控制策略, 可以降低氧化皮脱落为锅炉运行带来的危害。第二, 加强对锅炉汽水品质的监督。根据锅炉运行的要求, 在启动之前需要使用除盐水, 并且保证水质合格才能开启锅炉。所以, 要对锅炉汽水品质进行严格监督, 不合格的汽水应当禁止加入到机组内, 只有合格的除盐水, 才能达到减少锅炉内部熔盐沉积的目的, 减少氧化皮的堆积。第三, 优化锅炉运行方式。为了保证锅炉的健康运行, 要定期开展吹灰工作, 确保锅炉机组的清洁, 可以减少由于局部烟温值过高而导致的氧化皮脱落问题。同时, 要调整锅炉的煤质和氧量, 保证燃煤的充分燃烧, 可以保证受热面的均匀受热, 不会由于局部温度过高而加速氧化皮的生成和脱落。另外, 在锅炉运行中要对二次风门开度进行合理的控制, 确保两侧的烟温偏差处在合理的范围内;对锅炉运行中的煤水比也要进行合理控制, 尽可能不用减温水, 只有合理的煤水比才能保证锅炉运行的稳定性;机组自动装置投入率、高加投入率要达到100%, 电网进行调峰时, 厂内机组间采用经济负荷调度, 尽可能做到锅炉负荷、燃烧、蒸汽参数相对稳定。

3 结束语

综上所述, 超临界直流锅炉运行机组经常处在高温运行环境下, 额定负荷的频繁变化容易导致锅炉氧化皮的生成和脱落, 对锅炉机组运行的安全性和稳定性产生严重影响, 因而需要从设计、安装以及运行控制等几个方面采取有效的预防措施, 对氧化皮的生成和脱落进行有效的控制, 提高超临界直流锅炉运行的效率, 促进其作用得充分发挥。

参考文献

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[5]梁百华, 刘玉柱.600MW超临界直流锅炉氧化皮脱落原因分析及预防[J].中国电力教育, 2011.

超临界直流锅炉 篇9

汕尾电厂一期2×600MW工程三大主机均由东方锅炉、汽轮机、发电机提供。

锅炉型号:DG1900/25.4--Ⅱ2。锅炉采用单炉膛, 倒U型布置、平衡通风、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、尾部双烟道, 再热汽温采用烟气挡板调节, 复合变压运行, 超临界本生直流炉。锅炉的循环系统由启动分离器、贮水罐、下降管、下水连接管、水冷壁上升管、及汽水连接管等组成。在负荷≥28%B-MCR后, 直流运行, 一次上升, 启动分离器入口具有一定的过热度。机组正常情况下投入2台各带50%BMCR负荷的汽动给水泵, 35%BMCR负荷容量的电动泵备用。

汽轮机型式:TC4F-40冲动式, 单轴三缸四排汽再热凝汽式汽轮机, 而且小汽轮机与主机共用一套抗燃油液压控制油系统。汽机转速调节采用数字式电液控制系统。

发电机型号:QFSN-600-2-22A, 水-氢-氢冷却方式汽轮发电机。氢油水系统采用集装式布置。

DCS控制系统由爱默生公司提供的OVA-TION分散控制系统完成数据采集 (DAS) 、模拟量控制 (MCS) 、顺序控制 (SCS) 、锅炉炉膛安全监控系统 (FSSS) 、汽机旁路控制系统 (BPC) 、给水泵汽轮机控制 (MEH) 、电气控制 (ECS) 等功能、汽机控制系统 (DEH) 、和其它控制系统 (有数据通讯接口) 的监控功能, 应能实现工艺系统的全过程控制, 以满足各种运行工况的要求, 确保机组安全、高效运行。

2、给水控制系统设计原理

2.1、控制的难点与控制任务

2.11、控制的难点

(1) 直流锅炉蓄热量小, 蒸汽压力等参数更容易受负荷变化的影响, 尤其是单元制运行方式下带变动负荷的直流锅炉, 如何提高锅炉对负荷变动的响应速度, 比汽包锅炉控制提出更高要求。

(2) 直流锅炉属多变量相关被控对象, 汽温控制与负荷控制之间存在关联, 在提高锅炉对负荷变化的响应速度, 稳定汽压的同时, 要保持汽温的稳定, 与汽包锅炉控制存在差异。由于燃料量与给水流量均可作为汽压或汽温的调节变量, 因此, 直流锅炉负荷控制与汽温控制之间存在不同的变量配对选择及解耦方式选择, 这些不同的选择即组成直流锅炉控制系统的不同方案。

(3) 直流锅炉汽温被控对象动态特性存在很大差异, 其出口汽温更容易受到各种扰动的影响。

影响汽温的因素很多, 通常包括给水温度, 燃料发热量, 火焰中心的移动, 过剩空气量的变化及受热面因结焦、积灰所引起的传热系数的改变等。但对汽温影响最大的是作为调节变量的燃料量与给水流量之间比例的改变。因此, 保持锅炉燃水比例关系对于汽温控制是非常重要的。

在这个意义下, 直流锅炉汽温控制可分为燃水比控制与喷水减温相互独立的分段调节法、燃水比控制与喷水减温相互联系的调节方法、以及燃水比控制与喷水减温共同调节出口汽温的方法。

2.12、控制任务与控制原则

直流锅炉给水控制系统不同的设计可能有不同的控制任务。超临界发电机组没有汽包, 锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位, 而是以汽水分离器出口温度或焓值作为表征量, 保证给水量与燃料量的比例不变, 满足机组不同负荷下给水量的要求。

根据该机组实际情况, 给水控制系统应该满足以下控制任务:

(1) 控制给水量以响应锅炉负荷的变化;

(2) 保证汽水分离器出口温度在相变点之上;

(3) 通过控制给水量来调节过热器中间点的温度;

(4) 尽量保持给水流量稳定, 以保证省煤器和给水管道安全运行。

针对超临界发电机组结构和运行的特点, 其控制原则如下:

(1) 要求保持燃料量与给水流量之间比值关系不变, 保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差, 若仅依靠喷水减温的方法来校正温度, 需要大量的减温水, 这不仅进一步加剧燃水比例失调, 还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高, 影响锅炉安全运行。

(2) 采用微过热汽温作为燃水比校正信号, 不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化, 但由于迟延很大, 不能以此作为燃水比例的校正信号。因此, 通过保持一定的燃水比例, 维持微过热点的汽温 (或焓值) 一定, 以间接控制出口汽温。

2.2、被控量与前馈量

在确定初步控制任务后, 决定使用分离器出口蒸汽焓值作为给水控制对象的被控量。这是因为根据焓熵图确定焓值, 可以保证汽水分离器出口温度在相变点之上, 而且考虑到正常运行时过热管道基本为定压运行, 保证焓值不变可以从系统上保证过热器温度。

在确定焓值为被控量之后, 给煤量就成了主要的外部扰动因素。由于给煤量的变化需要经过较长时间才能引起炉膛热量的变化, 进而影响焓值, 因此给煤量扰动存在延迟性, 作为控制通道不合适, 而作为扰动通道则没有什么影响。

给水控制的目的是控制总给水流量, 以满足当前锅炉输入指令。总给水流量在省煤器入口测量。锅炉输入指令经反映锅炉负荷-给水流量关系的函数关系生成稳态的给水流量指令, 该指令与给水回路的锅炉输入加速指令相加, 指令相加后的指令接受总燃料量的交叉限制, 以保证调节过程产生的不平衡始终不超出规定限值。

另外, 在机组启动工况下, 考虑到机组的热平衡, 有一启动偏置加到锅炉给水流量指令中、同时该偏置也加到最小给水流量限值中。为了避免省煤器汽化现象的发生, 在给水流量指令上还加上经保证省煤器出口一定过冷度计算给出的正偏置, 以增加给水流量。

主调节器对给水流量偏差进行比例加积分运算、产生送给下一级副调节器 (锅炉给水泵流量调节器) 的锅炉给水泵流量指令。

2.3、控制流程

在控制任务、被控量与前馈量确定之后, 即可得到如图1的省煤器入口给水流量设定值。按照传统给水三冲量的设计原则, 将省煤器入口实际给水流量作为反馈, 得到完整的给水控制框图。在图1中, 机组相对负荷即功率指令。由于功率指令改变时, 给煤量需经过较长时间才能转化为热量, 而给水量变化也有滞后性, 为了避免两者变化不同步造成主汽温度、压力和实际功率的波动, 在机组相对负荷后增加1个延迟环节进行调整, 使两者变化同步。焓值由汽水分离器出口的温度和压力构成的二元函数换算而来, 具体数值可以从水蒸气焓熵表上查得。

3、实际运行中存在的问题及改进措施

在机组运行过程中, 发现上述控制方案存在一系列技术问题, 根据实际情况进行了大量更改。

(1) 引入减温器温差作为1个被控量。当过热器中间点温度变化过大时, 可以直接控制给水量, 使之与炉膛热量平衡, 尽快从根本上消除造成过热汽温变化的扰动。引入减温器温差的同时, 在减温器温差的控制通道中增加了手操器, 这样既可以防止切换时出现偏差, 又给运行人员提供1个参与改变焓值设定的手段, 同时也可以将控制通道的作用限制在一定范围内。

(2) 被控量汽水分离器出口焓值由温度代替。这是一个迫不得已的办法, 尽管焓值比温度的变化更敏感, 线性度更好, 但是从电厂资料中无法获得焓值随负荷变化的设定值。该焓值由温度代替后, 因为仅仅依靠温度无法保证汽水分离器出口蒸汽的过热状态, 即无法保证相变点, 所以在温度值设定端增加即时压力下对应的饱和温度, 以保证分离器出口始终是微过热蒸汽。

(3) 修正炉水循环泵流量。在锅炉完全由湿态转干态后, 炉水循环泵流量对给水流量没有影响。但在其他状态下, 炉水循环泵流量变化会改变省煤器入口给水流量, 这时就必须进行炉水循环泵流量修正, 因此, 在该处增加了1个类似微分的前馈环节。

(4) 在锅炉主控扰动通道上增加1个环节。由于给煤量转化为热量的滞后性, 如果直接增加给水量, 有可能会造成两者变化不同步, 进而对主汽压力、温度、负荷等都造成扰动, 而增加该环节, 调试人员可以根据实际情况调整延迟环节。

(5) 增加了汽水分离器实际出口温度的微分前馈环节。当实际温度有微小变化时, 要尽量克服通道延迟, 尽快消除扰动造成的偏差。

(6) 最难调节的是增减负荷时的过热器主蒸汽温度。因为该温度主要决定于煤水是否平衡, 所以在增减负荷时, 由于水快煤慢, 会造成分离器出口温度有较大波动, 进而造成负荷大幅波动。通过在初期运行时修正代表给煤滞后的函数值f (x) , 可以找到1个比较好的平衡点。

通过一系列的改进, 最终的给水控制系统设计如图2。

4、整定及投入原则

在整定时, 首先将焓值手操器置为手动, 在负荷不变时整定给水流量PID, 原则是快, 因为它是内回路, 相当于焓值回路的执行机构;然后, 在负荷不变时整定焓值PID (外回路) ;最后, 做变负荷扰动。在转干态前 (负荷小于33%) , 由于焓值手操器切手动, 所以给水泵属于流量定值调节, 其值为630 t/h (33%额定流量) 加运行人员手动偏置值 (焓值手操器设定值) , 给水旁路阀也属于流量定值调节;在转干态后 (负荷大于33%) , 炉水循环泵停止, 361阀关闭, 分离器出口蒸汽为过热状态, 这时焓值手操器自动投入, 给水泵变为调节分离器出口温度 (或焓值) , 给水旁路阀可以切主阀, 退出自动调节, 也可以中停主给水阀, 给水旁路阀依然属于流量定值调节。省煤器入口流量为循环泵流量加给水泵出口流量。

需要注意的是, 在转干态前或未并网时, 分离器出口蒸汽接近饱和态, 还不是过热蒸汽。

5、效果

在最初的调试过程中出现的问题都是由于超临界直流炉的构造引起的, 改进后的给水控制系统设计方案可以基本克服调试中出现的问题, 有效完成控制任务, 同时能快速响应, 在主要的逻辑设计上可以满足该超临界机组的任务要求, 是1个较为成功的给水控制方案。

摘要：某发电厂2×600MW机组给水控制系统的原始控制方案在实际调试过程中存在一系列技术问题, 结合该系统的控制要求及特点, 提出了将减温器温差作为被控量、被控量汽水分离器出口焓值由温度代替等改进措施, 改进后的控制系统既能有效完成设计任务, 又能满足该超临界机组的要求。

关键词：直流锅炉,给水控制系统,被控量,焓值

参考文献