1GW超超临界机组

1GW超超临界机组（精选4篇）

1GW超超临界机组 篇1

1 机组概况[1]

潮州电厂二期2×1GW超超临界机组，锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限公司设计、制造，由日本三菱重工株式会社提供技术生产的型号为：HG-3110/26.15-YM3型超超临界变压运行直流锅炉，采用单炉膛、一次再热露天布置、固态排渣，全悬吊II型锅炉。锅炉燃烧方式为无分隔墙的八角反向双火焰切圆燃烧，设有48支直流燃烧器，分别由6台ZGM113型中速磨煤机对应每层设置燃烧器，锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种为山西晋北烟煤。汽轮机为超超临界，一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为1GW。汽轮机中低压缸均为双流反向布置。

2014年11月30日，潮州电厂#3锅炉（以下简称#3锅炉）准备停机大修，因为此次滑停涉及到六个原煤仓的烧空的操作，且汽轮机高压缸首级金属温度要深度滑停至300℃的要求。本次为#3炉原煤仓第一次烧空，完全达到了六台原煤仓全部烧空、所有给煤机、磨煤机均烧空的目的。

2 控制原则[2,3,4]

#3炉每台原煤仓的几何容积为908m3，有效容积为772m3，设计煤种按6只煤仓计算能满足锅炉BMCR负荷下9.4小时耗煤量。本次烧空顺序定为F、B、E、D、C、A，以满足水冷壁温度与燃烧、汽温的三重需要。本次煤仓煤种为A、B、C塔山煤，（发热量5335大卡），D、E、F仓为褐煤（发热量3626大卡）13:55接到副值长可以停机指令，正式开始着手烧空煤仓，17:40接到副值长令，F仓不上煤。此时各煤仓煤位为：A:10.59m;B:8.33m;C:10.64m;D:10.04m;E:10.27m;F:10.27m；经计算6个煤仓总共存煤3074吨煤。平均每个仓512吨。由计算得出，汽温从600℃滑至300℃至少需要5个小时。所以最后一台磨A磨的平均煤量应该不能高于80 t/h,否则撑不到5小时A仓就烧空，导致被迫补仓。同时平均煤量不能小于64 t/h，否则倒数第二台磨烧空后，需要较长时间才能烧空A仓。倒数第二台磨烧空后30分钟内烧完A仓才比较好。因为深度滑停，低负荷，低汽温的工况很危险，不能维持太长时间。每台磨断煤烧空的时间间隔控制在50-60分钟比较合适，这样正好与滑停时间合拍。

针对低负荷稳燃这个关键问题，第一，提前投入A磨等离子系统，强化燃烧。第二，低负荷时，及时投入旁路系统，从而提高锅炉燃烧率，提高两台或单台磨运行的稳定性；第三，调整磨煤机出口分离器挡板开度提高煤粉细度，以改善着火特性，提高燃烧的稳定性；第四，由有经验的值班员进行合理的风煤比例的燃烧调整；第五，燃用发热量较高煤种，为稳定燃烧提供可靠的保障。

3 烧空仓过程控制[5]

2014年11月29日14:00，首先目标烧空F仓，此时F仓煤位10.27米，将F磨给煤量调节至80 t/h，以尽快烧空，同时因为下一目标B仓8.33米，比E仓煤位要低，所以应同时减小B给煤机煤量，不至于太早烧空B仓。19:57米，F仓煤位为2.48米，这是一个标杆位置，20:08,F仓煤位为1.97米，这也是一个标杆位置，一般经验再过20分钟将烧空。20:16分煤位显示到0。再过23分钟，即20:39分，F仓断煤烧空。F仓从2.48米至烧空用时42分钟。

2014年11月30日18:35各煤仓煤位为：A:10.9m;B:8.43m;C:10.46m;D:10.5m;E:10.7m;F仓已烧空。此时目标为烧空B仓，所以此时策略为将B磨给煤量增多至80 t/h，此时我们看到C仓煤位与D仓煤位基本相当，无需加快C仓燃烧力度，所以尽量保持C磨给煤量（长期50 t/h以下）。17:21 B仓煤位失真，17:50 B给煤机断煤报警，煤仓空仓，停B磨。B仓从2.48米至烧空用时33分钟。

17:50各煤仓煤位为：A:7.6m;B:刚烧空；C:6.44m;D:5.67m;E:5.55m;F:已烧空。下一目标为E仓，策略：加大E磨煤量，同时维持C磨煤量最低值44t/h，同时加大A磨煤量至86 t/h，维持A、C仓煤量平稳均衡下降，防止A、C煤位相差过大，C磨停后需过长时间才能烧空A仓。注（15:53 E仓煤位降至5.57米不动，直到18:27煤位突降至1.97米，18:33煤仓煤位突降至0米，期间加大E磨煤量最高至65 t/h 20:05 E给煤机发出断煤报警,20:10停止E磨运行。）由于3 E仓属于靠后煤仓，当时正值上煤期间，可能有犁煤器漏流的煤进入E仓，同时煤位零位点与其它仓可能不一致，所以用时较长，后经检查为零位漂移，测量不准所致，E仓从0米至烧空用时120分钟。

20:10各煤仓煤位为：A:5.38m;B:已烧空；C:4.08m;D:3.48m;E:刚烧空；F:已烧空。下一目标为D仓，策略：加大D磨煤量，加大A磨煤量保持在90t/h,C磨维持40 t/h.同时锅炉转湿态时间需要与D磨烧空协调合拍，准备好先且给水旁路，退一台小机，做好转湿态准备。20:55 D仓煤位2.15米,之后失真。按F、E、B仓经验约50-60分钟后将烧空，预估计22:20将烧空，控制提前30分钟即21:45分启动炉水循环泵转湿态。22:06分D仓烧空。D仓从2.41米至烧空用时73分钟。

D仓没有烧空之前20:55C仓煤位为2.15，之后失真，21:58 A仓煤位2.3米，之后失真。在A、C仓煤位相差在0.2左右后，应控制A磨给煤量比C磨给煤量稍大5 t/h。以控制到A、C仓烧空的时间间隔。21:58 A仓失真后，C煤仓煤位未失真，任保持正常下降煤位，直至到零位。但是可以通过失真前的煤位大概判断。下一目标为C磨。此时可将C磨煤量调至比A磨稍大，以确保C磨一定要在A磨之前停运。而21:24 C仓煤位为2.5米，可以大概估计10分钟将烧空。22:11分C仓煤位到0，烧空，22:34停磨，C仓从2.5米至烧空停磨用时47分钟。

21:58开始A磨煤量失真，一直保持为2.3米，22:34 C磨停运后，总给煤量从117t/h降至94t/h。此时剩下的唯一目标就是尽快烧空A仓。所以在控制主汽压力不涨的情况下可以尽量多增加A磨给煤量，保持煤量93t/h。

21:56 A仓煤位失真。从21:56失真前的2.3米至停磨时的22:41总共用时45分钟。

4 经验总结

(1）滑停前控制各煤仓煤位在9-10.5米，发热量4350大卡。750MW要烧空F原煤仓。F仓烧空停F磨时间就是开始持续降负荷逐个烧空仓的开始，F仓煤位到零后还需23分钟断煤。E仓到零后还需120分钟断煤。

(2）各煤仓煤位降至2.1-2.5米时，经验总结45-50分钟后将烧空仓。剩余煤量约50-60吨。每个阶段均要根据煤仓煤位不断调节磨煤机给煤量，使各煤位呈阶梯型。本次C原煤仓煤位的控制属于最难点，E仓煤位一直保持在5.5米不变，增加了配烧的难度，无法预控C仓煤量，只能预估煤仓煤量进行配烧。

(3）滑停同时烧空仓时只能汽温等煤位，不能汽温追煤位，原则上来讲汽温应压着各个负荷对应最低压力下饱和温度80℃以上，400MW后过热度下降，转湿态后过热度逐渐降低至50℃进行调节。

(4）给煤机断煤煤量下降后，及时将此磨的给煤指令设置下来，防止给煤机皮带转速过高，损坏给煤机电机。烧空仓后及时关给煤机入口门，并将给煤机走空，磨煤机走空，防止热空气窜至原煤仓。

(5）为吹空磨内积粉与粉管积粉，抬磨辊后磨煤机空转状态大风量吹扫保持5分钟。倒数第二各煤仓C仓走空时不仅要考虑C仓走空时间，还要考虑A仓与C仓的烧空时间间隔。所以应控制A煤位比C煤位稍高0.3米。

5 结束语

潮州电厂#3炉大修烧空仓也是第一次尝试，从总体推进过程来看取得了比较好的效果。合理调配燃烧煤种、精确计算调整操作过程在本次烧空仓取得理想效果中发挥了重要作用。超超临界机组已成为我国火力发电企业的首选配备机组，此类型机组具有较大的节能降耗效益，在长期生产过程中既能发挥稳定的供电、输电能力，同时对环境保护、节能减排、减耗增效方面有着重要的意义。

注：上表中所列数据单位均为t/h、℃、Mpa.

摘要：机组滑参数停机的主要目的是为了使停机后的汽缸金属温度降低到较低水平,一般用于机组停机消缺、大修小修等计划性检修停机,采用这种停机方式,锅炉随负荷的降低逐渐较少燃料,保证主、再热蒸汽温度平稳下降以降低汽缸温度。缩短汽轮机组停机后冷却时间以便检修提前开工,缩短检修工期,而计划停机过程中必然要对煤仓进行有序烧空,以消除机组停备期间煤仓自燃的重大隐患,为机组赢得更大的经济效益。

关键词：1GW,深度,滑停,空仓

参考文献

[1]潮州电厂集控运行规程[Z].广东大唐国际潮州发电有限责任公司,2013(7):8-10.

[2]孙伟鹏,江永.百万机组深度滑参数停机试验及其研究[J].热电技术,2012,2(114):1-2.

[3]HG-3110/26.15-YM3超超临界锅炉运行说明书[Z].哈尔滨锅炉厂有限责任公司.

[4]霍德武,方占岭.220MW机组深度滑停参数停炉运行操作及分析[J]中国电力,1998,5(31):72-73.

[5]冯庭有.1036MW超超临界机组滑参数停机技术探讨[J]发电设备,2011,9(25):36-37.

1GW超超临界机组 篇2

作者：李虎 引言

华能玉环电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，在全国首次采用国际先进的超超临界燃煤发电技术，是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程，也是我国“十五”重点建设项目。经过精心安装与调试，1、2号机组已经于2006年提前实现双投，运行半年来，设备稳定，机组各项指标达到设计要求。经测算，额定负荷下的锅炉效率为93.88%，汽轮机热耗为7295.8kJ(kW.h)，发电煤耗为270.6g/(kW.h)，氮氧化物排放量为270mg/m3，供电煤耗为283.2g/(kW.h)，机组热效率高达45.4%，达到国际先进水平，二氧化硫排放浓度为17.6mg/m3，优于发达国家排放控制指标。

3、4号机组也将力争于2007年投产。

一、1000MW机组特点

玉环电厂超超临界机组主要设计参数见表1。

1.1 汽轮机特点

机组汽轮机由上海电气集团联合西门子公司设计，为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的3个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸，2个N30双流低压缸。汽轮机4根转子分别由5只径向轴承支承，除高压转子由2个径向轴承支承外，其余3根转子，即中压转子和2根低压转子均只有1只径向轴承支承，提高了轴承稳定性，也缩短了轴向的长度，使轴总长度仅为29m。整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上。而低压部分静子件中，外缸重量与其他静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它悍在一起的凝汽器颈部承担，其他低压部件的重量通过低压内缸的的猫爪由其前后的轴承座支承。所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金，具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组顺畅膨胀。盘车装置采用液压电动机，采用顶轴油驱动，安装在机头位置，位于1号轴承座内。1.1.1 高压缸的特点

高压缸采用双层缸设计。外缸为桶形设计，内缸为垂直纵向平分面结构，有较高的承压能力。由于缸体为旋转对称结构，避免了不理想的材料集中，使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，可将热应力保持在一个很低的水平。高压缸为单流程设计，叶片级通流面积比双流程要增加1倍，叶片端损大幅度下降，与其他公司机型的高压缸相比，其效率可提高4.5%～7%。1.1.2 中压缸的特点

中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分，中压缸进汽第一级除了与高压缸一样采用了低反动度叶片级（约20%的反动度）和切向进汽的第一级斜置静叶结构外，还采取了切向涡流冷却技术，降低了中压转子的温度。中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度，这样汽缸的法兰部分就可以设计得较小。同时，外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，因为内缸只需要承受压差。1.1.3 低压缸的特点

低压缸采用2个双流设计。外缸与轴承座分离，直接坐落在凝汽器上。内缸直接通过轴承支撑在基础上，并以推位装置与中压外缸相连，以保证机组膨胀时的动静间隙。内外缸通过波纹管连接，使低压缸不承受转子重量又可自由膨胀。所采用的末级叶片为自由叶片，长1146mm，是目前世界上已定型并批量生产的最长的全速汽轮机叶片。该叶片1997年在丹麦电厂投运，至今运行已有10年。玉环1000MW汽轮机的大修间隔可达到96000h(约12年)。1.1.4 补汽阀的应用

全周进汽不存在其他机型调节级强度和进汽不均诱发汽轮机激振问题。玉环机组所采用的补汽阀技术，从主汽门后引出一路蒸汽经过补汽阀进入高压缸的第5级后，形成全周进汽定-滑-定运行模式，使机组能不必为具有快速调峰而让主调门保持节流状态，进一步提高了机组效率。玉环电厂汽轮机全周进汽加补汽阀的设计同时解决了正常滑压调峰负荷高效率、第1级叶片的安全性和部分进汽对转子产生附加汽隙激振3个技术问题。正常调峰及额定负荷运行时，补汽阀为全关状态。补汽阀全开流量是额定工况的108%，即补汽阀流量为8%，可使额定工况以及所有小于额定工况时的热耗下降23kJ/(kW.h)，而一旦开始补汽，机组的经济性将随补汽量的增加而下降。1.2 锅炉特点

华能玉环电厂为哈尔滨锅炉厂引进日本三菱技术生产的超超临界参数变压运行垂直水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、八角双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π结构型锅炉。

二、机组的经济、环保、稳定运行 1、2号机组2006年实现双投并运行半年多来，推行华能精细管理思路，机组运行稳定，自动控制良好，机组效率较高。根据我国权威专业研究机构对机组运行半年后的性能指标现场测试，各项技术性能指标均达到或优于设计值。

2.1 实行精细管理，推行管理革命

玉环电厂作为华能集团的标杆电厂，以270人定员编制，管理、运营国际一流的4×1000MW超超临界机组，努力实践技术水平最高，经济效益最好，单位kW用人最少，国内最好，国际优秀的“四最一优”建设目标。

玉环电厂将4台机组的集控集中布置在汽轮机厂房外的固定端，以营造舒适的工作环境，集控室四周为环形海景下班幕墙，举目远眺，美丽的乐清湾尽收眼底。每台机组配备集控运行人员5人，4台机组稳定运行时既可相互调配，处理事故时又可相互支援。外围辅控网络也引入集控室，化学、灰控均在值长监视之下，这样既方便日常管理又改善了工作环境。在厂级生产管理上，燃料和脱硫运行维护工作承包给华能长兴电厂，检修工作承包给基建单位浙江火电和天津电建，并由生产部对口统一管理。运行部配正、副主任各1名，机、炉、电、化、安专工各1名。最简约的人员定制，创造出了最大的工作效率。

分部试运阶段，在调试的指挥下，运行全面接管分散控制系统(DCS)操作和现场巡检，不仅可以及时纠正调试人员的差错，还加深了对新设备的认识，顺利实现了168h试运行后的平稳交接。

2台机组转入商业运营后，在华能国际电力股份公司的指导下，玉环电厂积极汲取我国电力管理的宝贵经验，借鉴国际先进的管理理念，规范“两票三制”，推行灵活激励机制，采取先进的厂级监控信息系统(SIS)和管理信息系统(MIS)，结合国际一流的发电机组，培养一流的管理与技术人才。2.2 机组调峰负荷下的高效率、环保、稳定运行

机组最低不投油稳燃负荷为350MW，在500～1000MW的负荷区间内，机组具有很高的热效率，还可以20MW/min的变化率升降负荷，具有灵活而强大的调峰能力。机组投产后，正常自动投入率均为100%，机组的负荷调度也均采用自动发电控制(AGC)方式，由浙江省调度中心根据电网需求远方灵活加减负荷。2.2.1 汽轮机各负荷下的高效运行

玉环电厂汽轮发电机组采用多项先进技术和设计理念，在正常运行中，各项主要指标均居于我国首位。机组在TMCR工况下，机组的厂用电率为4.45%(含脱硫)，汽轮机热耗率为7291.6kJ/(kW.h)。即使在8.04/10.08kPa高背压的夏天，汽轮机的热耗率也仅为7300kJ/(kW.h)，不但远远低于华能石洞口二厂1、2号机的7647.6kJ(kW.h)和外高桥5、6号机的7420kJ/(kW.h)，也优于上海电气集团的7316kJ/(kW.h)的保证值。机组在调阀全开时负荷可以达到1039MW，可以满足短时调峰需求。汽轮机各工况下的主要参数见表2。

玉环电厂高加采用双列布置，每一列配一个水侧大旁路。当任意一个高加出现异常时，须单侧整列高加退出运行。

5、6号低加则采用单列布置，各有单独旁路。

7、8号低加分别设置在高、低凝汽器喉部。在机组启动过程中，高低加热器在出力达到200MW以前即已经正常投入，正常运行时通过抽汽加热凝水和给水，可提高机组循环热效率。为了配合四缸四排汽的汽轮机结构，凝汽器采用双背压结构，循环水分2路以串联的方式先进入低压凝汽器，再进入高压凝汽器，水侧内、外圈可以在运行中实现单侧隔离。灵活的热力系统设计给机组的在线运行提供了更高的可靠性保障。在半年的运行中，出现过高加水位计泄露、低加调门卡死等现象，通过加热器解列的方式均得到了处理。由于海水的腐蚀性较强，凝汽器与循环水管道连接的金属环膨胀节出现过多次泄漏，通过单侧循环水隔离后，放尽该侧凝汽器海水，即可堵住漏点。在缺陷处理过程中，机组的带负荷能力基本没有受到影响，机组的效率也基本上可得到保证。高加全切、5号低加切除、凝汽器单侧隔离工况下的主要数据见表3。

2.2.2 锅炉在各负荷下的高效运行

玉环电厂是沿海港口电厂，锅炉燃煤主要为神华煤和进口的印尼煤，均为较高挥发分煤，低位发热量也与设计煤种相近。煤的各项指标与锅炉设计煤种相近。正常运行中，采用上5台磨煤机即B、C、D、E、F磨运行，A磨煤机备用的模式。根据煤种特性，磨煤机出口温度一般维持在65～75℃，磨煤机出口分离器采用随煤量而改变的变频控制，煤粉细度R90正常在25%左右。在燃用这几种煤种的情况下，锅炉在各工况下运行稳定，BRL(锅炉额定工况)下的平均锅炉效率为93.74%，高于保证值93.65%，750MW和500MW下的锅炉效率分别为94.10%和93.89%，低负荷运行时锅炉效率较高。NOx排放浓度为281mg/m3，优于国家标准，BMCR工况下，机组负荷可达1082MW，过热蒸汽流量为2952t/h，高于保证值2950t/h。表4列出了燃用煤种和设计煤种的比较。表5列出了不同运行方式下的满负荷参数。

在750MW负荷下，CDEF四台磨煤机运行，可以维持运行参数为：过热蒸汽温度为600.3℃，再热蒸汽温度为600.1℃，空预器进口氧量为4.08%，排烟温度为126.3℃，灰渣含碳量分别为0.20%、0.49%，锅炉效率为94.09%。在500MW负荷下，CDEF4台磨煤机运行，可以维持运行参数为：过热蒸汽温度为600.0℃,再热蒸汽温度为598.2℃，空预器进口氧量为5.54%，排烟温度为122.3℃灰渣含碳量分别为0.69%、0.52%。该运行工况下的锅炉效率为93.56%。2.2.2 机组汽水品质

对汽水品质的高要求也是超超临界机组的一个特点。

对于超超临界直流锅炉，运行中没有排污，运行参数高，金属材料余度不大，同时汽轮机结构更为精密，汽水品质不合格会造成受热面腐蚀和汽轮机通流部分结垢，既影响机组效率又影响设备安全，所以对于汽水品质要求极为严格。玉环机组在正常运行中，汽水品质控制达到了要求，运行良好。锅炉BMCR时汽水品质参数如表6所示。

三、结论

(1)玉环电厂超超临界机组选型正确，设计新颖，技术先进，大量采用了P92新材料，首次采用26.25MPa/600℃/600℃超超临界参数，机组热效率达45.4%，实际供电煤耗仅283.2g/(kW.h)，达到了国际先进水平。

(2)玉环电厂的设计方案中，不占良田，生产用水应用海水淡化，在选用低硫低硝燃烧技术的基础上，同期安装脱硫装置，NOx的排放浓度仅为241.1mg/m3([O2]=6%,干态)，此排放浓度亦远远低于国家标准GB13223第一时段的排放要求，在国际上也达到了先进水平，证明了超超临界技术的环保效益，也实践了华能发展绿色公司的诺言。

(3)2台机组半年多的生产运行，积累了1000MW级超超临界机组的生产及管理经验。在不断探索、优化的过程中，对超超临界机组运营掌握程度在逐步加深，可以供国内同行借鉴和参考。玉环电厂的成功建设与投产，也证明我国已经初步掌握了制造、安装、调试和管理运行世界前沿的超超临界机组技术。

四、参考文献

1GW超超临界机组 篇3

关键词：锅炉爆管 超超临界机组

中图分类号：TK223文献标识码：A文章编号：1674-098X（2012）09（b）-0114-01

我国是对锅炉设计、制造、安装、使用、修理和改造等环节实行全过程安全管理的国家。随着锅炉容量的不断增加，其对设备制造工艺、安装技术水平的要求也逐渐提高。高压力、高出力的锅炉结构复杂程度在不断增加，因此导致锅炉爆管的潜在因素也在增加。截止目前，国内已投产的超超临界机组在调试、运行过程中基本上都出现了不同程度的爆管现象，锅炉爆管是超超临界机组很难攻克的一道难关，给电厂的生产和运行带来巨大影响，并且因锅炉爆管而产生的非停对电网冲击也很大，严重影响电网的安全稳定运行。

西塞山电厂二期工程设计为两台装机容量680MW的国产超超临界机组，为深入探讨设备设计、制造、安装、运行等环节中会导致超超临界机组发生爆管的原因，有针对性的采取必要的管理和技术措施，本文将对超临界机组的防爆管技术进行研究，旨在将本工程锅炉发生爆管的机率降到最低。

1 超超临界锅炉爆管原因分析

1.1 设备制造原因

超超临界机组锅炉部分管道中安装有节流孔，每一根受热面管中的节流孔圈的直径都是根据水动力计算得出，通过节流管道中的介质来控制管道中介质流量[1]。不同位置受热面管中的介质流量都有所不同，所以节流孔圈孔径也都有所不同。如果在制造过程中，节流孔位置和孔径安装错误，则会造成在运行过程中管内介质流量不能符合原设计水动力。例如节流孔圈孔径比原设计小，在高负荷运行的情况下会造成管内介质流量少于设计值，导致管材冷却不够，造成金属超温而爆管。由此可见，设备制造过程中焊接、材质、内部清洁度、节流孔位置及尺寸等方面产生的质量缺陷是导致锅炉爆管的主要因素。

1.2 设备安装原因

设备安装过程中焊接、材质、内部清洁度等方面产生的质量缺陷是导致锅炉爆管的主要因素，主要有以下几点：

（1）集箱和管子加工过程中会存在切削片、刨花片，拼装组焊过程中容易带入焊条头、石子、氧化皮等杂物。组合安装前，虽有压缩空气吹扫、通球、内窥镜检查等工序，但仍有清理死角，导则杂物存留在受热面内，直到吹管时气流扰动吹出而堵塞在节流孔处，引发锅炉爆管。

（2）受热面出厂时均进行水压试验，管子内存有排放不净的水，部分钻孔铁屑和片状铁片长时间放置后发生锈蚀与受热面内壁粘贴一起，压缩空气吹扫、通球均不能有效清除，锅炉经过酸洗、吹管等过程与管壁剥离，堵塞在集箱管口或节流孔处引发爆管。

（3）受热面安装时高空作业时间长，部分集箱、管子封头脱落，或管子焊接前高空磨口、对口时有杂物落入，不能及时发现及处理，遗留在系统内；打磨坡口时铁屑会留在管内，水压、酸洗临时管道安装时，若直接用电焊焊接，焊渣会进入正式系统内，上述杂物在吹管过程中堵塞节流孔圈引发锅炉爆管。

（4）受热面安装过程中，施工人员对设备要进行鳍片切割、拼缝、对口、密封焊、热处理等操作，如不慎将受热面管子割伤、管材减薄、焊接咬边、热处理时间不到位等，就会产生在高温高压下爆管。

1.3 锅炉调试及运行原因

锅炉运行过程中燃烧调节不当，产生局部超温也将会导致锅炉爆管。由于燃烧器是布置在水冷壁墙上的切圆形式，而不是四角切圆，在特殊情况下，例如在湿态转干态的过程中，锅炉强制循环泵流量有300t/h左右，在停止运行锅炉循环泵后，锅炉给水流量减少，燃烧器喷口二次周界风开度小，若一次风和二次风配风不当，会造成燃烧器出口烟气偏斜，噴口右侧水冷壁管温升过快，长时间运行，会造成管材疲劳，造成爆管。

另外，超超临界机组的固有特性所引起的节流孔堵塞也会导致锅炉爆管。在超超临界锅炉运行过程中，由于机组升降负荷和锅炉燃烧调节，会造成金属温度频繁变化，在管内壁形成多层氧化膜，最终导致氧化皮剥离。剥离的氧化皮会在节流孔位置沉积，造成节流孔孔径减小甚至堵塞，堵塞后的受热面管内没有介质流动，造成管道干烧超温而爆管。

2 预防锅炉爆管采取的主要措施

2.1 严格控制设备质量

设备出厂前，要派出有关技术人员奔赴各个设备制造厂，监督检查、现场见证设备的制作质量。受热面组合前认真检查，首先是原材料材质控制，查看受热面是否有压扁、撞伤、裂纹、重皮和砂眼等现象；对合金材质进行100%光谱复查，重视焊口、鳍片及合金附件的复查；其次是测厚检查，采用测厚仪对受热面弯管、焊口处壁厚测量，对不符合设计要求的换管处理；再次对现场焊缝做100%探伤检查，对有缺陷的焊缝割除后重新焊接，直至拍片检查合格为止。

2.2 加强受热面内部清洁度检查

管排通球时严格按照《电力建设施工及验收技术规范》及厂家技术文件规定选球，严禁钢球以小代大，严禁用其它物品代替。建立完整的领用制度和监督机制，通球时有质检员或技术员在场，监理、总包、业主旁站监督，无旁站通球无效。通球后做好记录，记录上应有通球人员、监护人、旁站人员签字。如有通球不畅现象，用漆笔做好标识，上报专工、监理共同协商制定处理办法后进行处理，通球完成后要及时办理封闭签证。

为了保证西塞山电厂3号机组主要承压部件（集箱、节流孔）内部清洁度满足要求，确保新建机组的安全运行，西塞山项目部委托西安热工研究院有限公司对3号机组集箱进行清洁度检查和节流孔吹管后射线检查，对集箱第一次清洁度检查在安装前、第二次清洁度检查在封口前、第三次清洁度检查在蒸汽吹管后。集箱检查时，由施工单位自检、第三方内窥镜复检合格后由监理、质检人员确认，对所有管口进行可靠封闭，并进行封闭签证。高空安装集箱封闭前，用内窥镜再次检查内部是否干净，发现异物用大功率吸尘器吸出，清理完成后由质检、监理确认，并进行封闭签证。

3 结语

随着能源结构的不断调整和升级，具有大容量、高效率、高清洁度、低排放和低能耗等特点的超临界、超超临界机组将逐步取代现有的常规火电机组。本研究所采取的措施可以有效地提高设备的制作和安装质量，可从最大限度上减少超超临界机组发生爆管的机率，提高电厂的经济效益。本研究已应用于西塞山电厂二期工程中，研究项目的实施对于确保电厂连续、安全和稳定运行具有积极的意义。

参考文献

1GW超超临界机组 篇4

金秋十月，橘红蟹黄，迎来了神华集团国华电力公司“国内1000MW超超临界机组厂际技术交流会”2012年10月31日在广东台山电厂召开。会议由国华（北京）电力研究院有限公司、中国电力科技网和广东国华粤电台山发电有限公司承办和协办。国内电力行业专家群贤毕至，欢聚一堂，为充分交流与借鉴国内百万超超临界机组建设、运行、维护及检修经验，提升超超临界机组安全性、可靠性、经济性和环保指标水平建言献策，奉献宝贵经验和科研成果。

会议邀请16名五大发电集团公司所属发电厂及上海外高桥 司决定组织国内百万千瓦机组厂际技术交流会，并被列为神华集团国华公司一项重要工作计划，由公司分管生产的副总经理宋畅牵头落实。在中国电力科技网、国内各兄弟单位领导及本次主会场提供后勤保障服务的台山电力公司大力支持下，国华研究院经过三个月的精心策划与筹备，今天，国内百万千瓦超超临界机组技术交流会如期召开。

台山电厂主会场

国华台山发电有限公司总经理孙月发表了热情洋溢的欢迎致辞，随后大会进行主题演讲报告。

1.中电联高级技术顾问尧国富：国产引进型百万机组经济性与可靠性指标对比及优化。

2.西安热工研究院电站建设技术部教授级高级工程师李益民：新建超超临界机组金属材料典型质量案例和质量控制。

3.上海发电设备成套设计研究院锅炉所所长陈端雨：超超临界压力塔式锅炉螺旋管圈水冷壁吸热偏差和管壁温度的试验研究。

4.上海外高桥 家/注册质量监理师周江：超超临界锅炉高温受热面炉内壁温测量分析——金属材料蒸汽侧高温氧化问题跟踪监测。

左上：程世长；右上：刘鸿国；左下：尹金亮；右下：周江

9.西安热工研究院有限公司电站化学技术部研究员/主任曹杰玉：百万机组水质控制及过热器清洗。

国华电力公司副总经理宋畅参会并讲话，他首先对本次会议组织工作给予高度肯定，同时认为各位专家演讲精彩，既有深度、又有高度、颇具借鉴价值，使参会者得到了启发、丰富了知识、开拓了视野。对设备选型、优化、可靠性和经济性的提高，安装制造工艺控制水平提升具有宝贵的指导作用。

宋总认为此次厂际交流是很好的尝试，通过这个平台能够促进技术应用和推广，达到了预期效果；他要求公司基建、生产职能管理部门和研究院将此交流常态化，每年定期举办，从中吸取宝贵经验，扩大交流范围，进一步

提高员工的生产技术水平和实际操作能力。

他期望国华电力专业技术人员要珍惜这次交流机会，有计划地组织并认真学习，结合本单位实际情况，多提问题，丰富自己的理论知识和实践经验，从而有所收获，为企业的发展做出贡献。

宋总代表国华公司领导班子对于出席本次会议的专家和代表表示感谢，希望专家继续支持国华公司组织的交流与研讨活动，并祝愿会议圆满成功。

宋畅讲话

前排依次：赵炎钧；宫广正；孙月；宋畅；孙平；范永胜；陈尚兵

下午继续演讲报告：

10.广东省国华粤电台山发电有限公司B厂设备部工程师/热控班长杨铁强：国产DCS首次在台电1000MW机组上的应用。

11.上海外高桥 一起罕见的给煤机全停故障原因分析。

12.国华浙能发电有限公司工程师/化学运行主管张益：1000MW塔式直流锅炉化学加氧研究与应用。

左上：曹杰玉；右上：杨铁强；左下：王立群；右下：张益

13.上海明华电力技术工程有限公司高级工程师/副总经理吕晓东：超超临界机组整体性能优化技术研究及应用。

14.华电邹县电厂高级技师/锅炉点检长尹民权：百万机组锅炉四大风机应用及状态诊断。

15.国华绥中发电有限公司发电部高级工程师吕杰：1000MW机组的主、再热汽温调整。

16.大唐国际潮州电厂发电部化学高级主管侯红星：干法保养技术在百万直流加氧机组的应用研究。

左上：吕晓东；右上：尹民权；左下：吕杰；右下：侯红星

17.上海明华电力技术工程有限公司高级工程师/副总工程师姚峻：超超临界机组节能型协调控制系统的开发与实施。

18.上海外高桥 程师李劲松、上海明华电力技术工程有限公司副总经理吕晓东。

左上：姚峻；右上：韦康；左下：张新春；右下：梁军

11月1日上午设立了热机（含金属）、热控、环化三个分会场，进行技术交流和互动。讨论分别由华能玉环电厂高级工程师/华能金属专家刘鸿国、国华电力公司热控高级专家张秋生、国华浙能发电有限公司工程师/化学运行主管张益担任组长。各会场精彩纷呈、高潮不断！

讨论结束后，各会场组长汇报讨论情况。

热机会场通过激烈的相互论证，释疑了国华陈家港电厂机组轴瓦异常振动、合金金属材料抗氧化性温度限值、塔式锅炉氧化皮易生成部位及检测、处理等问题，答复了国华徐州电厂锅炉“四管”的防磨问题，国华台山电厂机组设备、管道的金属材料选材、氧化皮在锅炉启停过程脱落危害的控制及预防措施等，并给出了有建设性的解决方案。

热控会场重点讨论了机组保护的可靠性，如现场总线控制的特点、梳理热工单点保护的逻辑、单测点的处理等，与会专家指出了某些轴流风机保护设臵的误区；针对台山电厂即将实施的机组FCB功能,讨论了超超临界机组实施FCB的关键技术；还深入探讨了控制与运行的关系，大家一致总结认为火电厂控制和运行安全性要求热控和运行人员紧密配合，互相交流与学习：热控人员需要熟悉工艺系统，运行人员也要了解控制策略，这样有利于机组控制水平的提升。

环化会场就热力系统加氧技术的应用、发电机定子冷却水的水质控制、停炉保护的湿法保养方法、高速混床树脂输送、1000MW机组化学监督中化学分析项目等问题进行热烈讨论、交流。

范永胜主持三个会场汇报

闭幕式由国华电力公司国华电力研究院技术中心总工程师范永胜主持。

国华电力研究院副总经理孙平作会议总结：本次会议尝试建立厂际之间的技术沟通合作渠道，促进大家的共同进步，意义重大，效果良好。希望与会专家一如既往，继续支持国华发电事业的发展和科技创新工作推进。会议虽然结束了，但国华相关发电企业应继续消化吸收会议所获取的信息，就相关专题和专家继续深入沟通，切实解决生产实际问题。他同时指出，我国发电企业普遍还存在的环保领域诸如石膏雨问题、脱硝催化剂延寿等课题，本次会议没有涉及，希望今后和大家进一步交流。孙总强调，我国发电事业应努力向欧美国家学习，尊重和保护知识产权。他倡导科技进步，在技术上有句话叫“技术可行，经济合理”，产业和行业的技术进步必须依照国家的政策和法规的强制规范，技术上勇往直前，要想方设法满足国家和行业的要求。最后孙总对所有与会专家和工作者付出的辛勤努力，表示衷心的感谢。

孙平总结发言

11月1日下午与会嘉宾参观了神华广东国华粤电台山发电有限公司，该厂一流的设备与环境以及职工良好的精神风貌给大家留下了深刻印象。

现场参观

本次会议使参会代表对超超临界机组的深层次技术问题有了更深刻的理解，各发电公司对亟待解决的疑难问题有了更加清醒的认识，理论联系实际找到了解决问题的方式方法。会议利用同步视频系统、全程直播，以点带面，辐射全国，对整体提高专业技术水平起到了很大作用。

此外，中国电力科技网和国华粤电台山发电有限公司对会议全程实况录像制作DVD光盘，方便了大家带回单位利用多媒体设备，高效、低成本地集体收看，使未能参会者通过收看光盘中专家的精彩讲演和答疑，既弥补了缺憾，又有亲临会场的收获，DVD光盘将成为各单位培训学习的良好教材。这一举措将在会后发挥更好的效果，意义深远。