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1、超临界电站煤粉锅炉机组设备及运行,牛蔚然2009-4,1.超临界机组现况,超临界和超超临界机组，具有容量大参数高能耗低可靠性高和环境污染小等特点 全世界主要的工业国家十分重视发展超临界和超超临界机组，前苏联境内超临界机组数量和总容量据世界首位。在美国、德国、日本等国家也有相当数量的超临界机组。目前，日本是世界上超临界机组技术最先进的国家，主要体现在发电煤耗最低，可实现变压运行。,2.我国的超临界机组,我国从上世纪80年代后期开始重视发展超临界机组，上海石洞口二厂、福建后石电厂引进的600MW超临界机组，南京热电厂、天津盘山电厂、内蒙古伊敏电厂、辽宁绥中电厂引进的300、500、800MW超临界
2、机组已经投入运行。在近几年中，东方锅炉厂（国外技术支持方日立）、哈尔滨锅炉厂（国外技术支持方：600MW超临界锅炉三井巴布科克、1000MW超超临界锅炉三菱重工）、上海锅炉厂（国外技术支持方阿尔斯通）三大锅炉厂分别通过技术引进和大量的研究工作，己基本掌握了超临界锅炉的制造技术，具备了批量生产超临界锅炉的能力，引进技术国产化的上海外高桥2900MW、河南沁北电厂2600MW、江苏常熟电厂2600MW、河南三门峡电厂2600MW等超临界机组相继建成投产。,我国超超临界机组也开始发展，除600MW机组外，将重点发展1000MW机组。目前投入商业运行的超超临界机组有山东邹县电厂21000MW和浙江玉环
3、电厂41000MW机组。据初步统计，目前我国超临界机组的订货己超过100套、超超临界机组超过80套，在近几年内将会陆续投运。我国的超临界和超超临界机组建设已经进入了呈井喷状态的快速发展时期。,3 山东的超临界机组,2006年至2008年三年内，山东先后有邹县电厂21000MW超超临机机组、黄岛电厂2660MW、潍坊电厂2670MW和费县电厂2600MW超临界机组建成投产，也结束了山东省没有超临界和超超临界机组的历史。邹县电厂1000MW超超临界锅炉由东方锅炉厂（国外技术支持方日立）制造，费县电厂600MW锅炉由哈尔滨锅炉厂（国外技术支持方：600MW超临界锅炉三井巴布科克、1000MW超超临界
4、锅炉三菱重工），黄岛电厂660MW、潍坊电厂670MW由上海锅炉厂（国外技术支持方阿尔斯通）制造,4.超临界、超超临界的定义,水的临界点压力为22.129MPa，温度为374.15。压力超过临界压力的状态即为超临界状态，此时汽水密度差消失，蒸发现象消失，水可以从液态直接变成汽态。主蒸汽压力达到超临界状态的机组称为超临界机组。超超临界是人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，国际上通常把汽机进口汽压高于27MPa或蒸汽温度高于580的机组定义为超超临界机组。,5.超临界锅炉的基本特点,与亚临界锅炉相比，超临界锅炉具有以下基本特点：1.直流
5、锅炉。超临界、超超临界机组只能采用直流循环方式，水在锅炉管中加热、蒸发和过热后直接向汽轮机供汽，不存在汽包。由于工质在锅炉各受热段内流动时的阻力损失都由给水泵来克服，超临界和超超临界机组需要较高的水泵压头，给水泵功率消耗大。,2.具有锅炉启动系统。直流锅炉在启动前必须建立一定的启动流量和启动压力，强迫工质流经受热面，使其得到冷却。因此，直流锅炉必须配套特有的启动系统，以保证锅炉启停和低负荷运行期间水冷壁的安全和正常供汽。,3.采用复合变压运行方式。现代超临界和超超临界机组采用复合变压运行的方式，即在高负荷时保持额定的蒸汽压力，在低负荷时保持最低允许的供汽压力，在中间负荷时采用变压运行。这种复合
6、变压运行方式可使机组在高负荷运行时保持额定压力，具有最佳的循环效率和良好的负荷调节性能；在中间负荷，采用变压运行，使汽轮机通流部分的容积流量基本不变，保持较高的内效率，并使汽轮机高压缸的蒸汽温度保持稳定，因而热应力较小，具有快速变负荷的能力；在低负荷时定压运行可防止压力过低出现流动不稳定等问题，因而具有最佳的综合性能。这样，采用变压运行可使机组具有夜间停机、快速启动以及频繁启停和变负荷的能力，并使机组在高负荷及低负荷时均保持高的效率，以及具有更低的最小负荷，从而满足中间负荷和调峰的要求。,4.燃水比调节汽温。过热汽温由煤水比作为粗调，同时装有喷水减温器进行细调。再热汽温一般由燃烧器摆动或尾部烟
7、道的烟气挡板进行调节，同时装有应急事故喷水。5.水冷壁型式。超临界锅炉一般在炉膛下辐射区采用螺旋管圈结构，在炉膛上辐射区的低热强度区采用垂直管圈结构。这样可以减轻热偏差、提高质量流速保证足够的冷却能力、防止低负荷下发生水动力多值性及脉动。,6 1000MW超超临界锅炉简介,1 锅炉型式。邹县发电厂1000MW机组的DG3000/26.15-1型锅炉为高效超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。2 锅炉主要设计参数：锅炉出口蒸汽参数26.25MPa(a)/605/603，对应汽机的入口参数25.0MPa(a)/600/600。汽机额定
8、功率(TRL)1000MW，对应汽机VWO工况的锅炉的最大连续蒸发量(B-MCR)为3033t/h。,锅炉设计煤种。设计和校核煤种为兖矿和济北煤矿的混煤。锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。制粉系统：采用双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统，每炉配6台BBD4360双进双出钢球磨煤机，5台磨煤机运行时带BRL负荷。给水系统：机组配置250%B-MCR调速汽动给水泵和一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵。汽轮机旁路系统：采用25%B-MCR一级电动大旁路，仅启动时用，之后关死。,锅炉保证热效率不小于93.8%，在35%100%B-MCR工况下NOx排放量不高于300mg/Nm3。锅炉的启动时间(
9、从点火到机组带满负荷)与汽轮机相匹配。冷态起动(停机超过72小时)：10-11小时温态起动(停机32小时内)：4-5小时热态起动(停机8小时内)：3-3.5小时极热态起动(停机小于1小时)：3小时,锅炉热力特性,锅炉整体布置：锅炉的循环系统由启动分离器、储水罐、启动再循环泵、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25%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。燃烧器采用前后墙对冲分级燃烧技术。在炉膛前后墙各分三层布置低NOx旋流式HT-NR3煤粉燃烧器，每层布置8只，全炉共设有48只燃烧器。在最上层燃烧器的上部布置了燃尽风喷口（AAP）。每只燃烧器均
10、配有机械雾化油枪，用于启动和维持低负荷燃烧。油枪总输入热量相当于30%B-MCR锅炉负荷。,煤粉及其输送用风(即一次风)经煤粉管道、燃烧器一次风管、文丘里管，煤粉浓缩器后喷入炉膛；内二次风(兼作停运燃烧器的冷却风)经二次风大风箱、燃烧器内、外二次风通道喷入炉膛；其中内二次风为直流，通过手柄调节套筒位置来进行风量的调节。外二次风为旋流，依靠气动执行器进行风量的调节。单只燃烧器内、外二次风的风量分配通过调节各内二次风套筒开度和外二次风调风器开度来实现的。在燃烧系统中有一中心风系统，一股小流量的中心风通过中心风管送入炉膛，以调整燃烧器中心回流区的轴向位置，并提供点火时所需要的根部风。单只燃烧器中心风
11、的风量分配通过调节每层中心风母管入口的气动执行器和单只燃烧器中心风手动挡板开度来实现。,锅炉启动系统。锅炉采用带有再循环泵的内置式启动循环系统，由启动分离器、贮水罐、再循环泵（BCP）、再循环流量调节阀（360阀）、贮水罐水位控制阀（361阀）、疏水扩容器、冷凝水箱、疏水泵等组成。,7 超超临界锅炉设计特点及问题,1、锅炉水冷壁系统。邹县电厂1000MW锅炉水冷壁采用下部螺旋管圈、上部垂直管圈、中间加混合的结构型式来降低水冷壁运行的热偏差。与其它超临界和超超临界锅炉不同的是，其下炉膛螺旋管圈水冷壁采用了内螺纹管并增大了螺旋管圈倾角和管屏宽度。在高热流区域采用内螺纹管，可以降低水冷壁安全运行的最
12、低质量流速，而内螺纹管增加的流动阻力则被降低质量流速所抵消。增大螺旋管圈可以增加并联工作的管子数目，降低质量流速，同时避免低速下的汽水分层现象。邹县电厂1000MW锅炉的最低直流负荷为25%BMCR，低于目前普遍采用的3035%，是目前世界上最低。,2.锅炉热偏差。锅炉容量大且采用前后墙对冲燃烧方式，使锅炉宽深比较600MW锅炉增大，炉膛宽度为33973.4mm，深度为15558.4mm，宽深比达到2.184，并且沿炉宽每层布置8个燃烧器。过大的宽深比必然容易造成沿炉膛宽度方向上的热偏差，主要为汽温偏差和烟温偏差。汽温偏差，锅炉设计时可采取相应措施。烟温偏差主要依靠运行过程调整。,3 新材料-
13、新型高温耐热钢。超超临界锅炉采用了高达605的蒸汽温度，对材料提出了很高的要求，所用材料应具有足够的持久强度、蠕变极限及屈服极限，还应具有较好的抗氧化性、耐腐蚀性及良好的焊接性能和加工性能，并具有合适的热膨胀、导热及弹性系数。邹县1000MW锅炉高温过热器和高温再热器均采用了Super304H和HR3C等新型高温耐热钢。但是应当注意的是，高温过热器出口壁温报警值在满负荷下仅为620，与主蒸汽温度只允许有15的差别，这就对锅炉设计和调整提出了比亚临界和超临界锅炉跟加严格的要求。,8 超超临界锅炉燃烧特性及试验研究,燃烧设备是锅炉的关键设备。由于超超临界锅炉的容量大幅增加，而单个燃烧器的热功率增加
14、有限，因此百万千瓦级超超临界前后墙对冲燃烧锅炉布置有六层一次风，同层布置个八一次风喷口。锅炉炉膛的长宽比由目前机组锅炉炉膛的接近1:1变为接近2:1。,燃烧系统设计特点：采用较大的炉膛容积（29810 m3）和炉膛断面积（529 m2），选取较小的炉膛热负荷（容积热负荷79 kW/m3、断面积热负荷4.5 kW/m2），降低整个炉膛温度，以便减小结渣的可能性，同时以满足NOx排放要求；燃烧器对称布置在炉膛的前后墙上，采用了合适的燃烧器间距、燃烧器与侧水冷壁间的间距，以避免火焰冲刷受热面；选择能够防止对流受热面出现结渣的炉膛出口烟气温度(1016)；采用合理的过热器和再热器管屏的横向节距和结构形
15、式，防止部件管子出列、变形和结渣；采用了较小的燃烧器热功率，采用48只较小功率的燃烧器；控制燃烧器中燃料和空气的分布，保证了沿整个炉膛宽度的均匀燃烧并防止还原区的形成；,燃油期间的燃烧调整在锅炉点火启动过程中，发现燃烧器与油枪的配合存在较大问题，造成燃油时冒黑烟严重。分析燃烧器配风发现，这是油枪燃烧初期缺风引起的。BHK设计的油枪出力较大，达到1350kg/h，而油枪布置在煤粉燃烧器中心，只有中心风才能有效供给油雾燃烧初期需要的大量空气，二、三次风出口距离油枪喷嘴较远，旋转后扩展角较大，将外二次风调风器开度为100%（燃油位），相应的扩展角为60，而油枪本身的雾化角较小，二次风无法有效参与油枪
16、燃烧，且中心风箱流通面积远小于二次风。因此，调试初期在所有风门全开的情况下单纯增大炉膛进风量对消除黑烟效果有限。为此，首先更换了油枪雾化片，将油枪出力减至900kg/h；同时保证二次风总风量在3040BMCR，关闭未运行燃烧器层的所有入口风门，关小运行层大风箱入口风门，全开中心风入口风门，在减少无效进风的同时提高运行燃烧器层大风箱的风压，增大中心风的流量，当二次风压达到1.71.8kPa后，油枪燃烧良好，火焰明亮，冒黑烟现象消除。,燃煤时的燃烧调整为了保证煤粉的稳定着火和稳定燃烧，燃煤时必须保证燃烧器具有一定的旋流强度，使回流烟气量满足煤粉着火和稳定燃烧的需要。设计燃烧器外二次风开度为50%，
17、图3-4中对应的扩展角大约为70，旋转强度相对较强。燃烧器采用分层大风箱两侧进风方式，且炉膛较宽，在挡板开度相同的情况下并不能保证同层8个燃烧器的进风量相同，会造成沿炉膛宽度的氧量偏差和热偏差。而一次风、粉分配的不均匀也会造成每个燃烧器对氧量的不同需求，因此燃烧器配风不仅要满足旋流强度的要求，而且要满足每个燃烧器燃烧对风量的需求。,HTNR3燃烧器配风的主要特点是直流一次风直流内二次风旋流外二次风，其中旋流外二次风的空气量占燃烧区域空气总流量的60%左右，通过调整其挡板开度可有效调节燃烧器供风与其出力相匹配，改善氧量分布均匀性，是调平燃烧器区域风量的主要手段。保持燃烧器内二次风、中心风手动挡板
18、全开，将同层外二次风挡板由均匀开度50%调整为80%/50%/50%/80%/80%/50%/50%/80%后，1000MW满负荷时的氧量分布如图。显然调整前氧量沿炉宽度方向呈“M”形分布，此时炉膛中心与两侧局部缺氧会造成该位置CO含量与飞灰可燃物升高，降低锅炉效率；还会增加沿炉宽方向烟气的温度偏差，引起受热面管壁金属超温。调整后氧量分布均匀性明显改善。,炉内温度及结焦特性分析炉膛温度可通过炉膛上的的观火孔，用红外温度计进行测量的。从观火孔在前墙56.8m标高处测量得到的屏区入口烟温沿炉宽分布表明，由于两侧墙处烟气的放热量较中间位置大，沿炉膛宽度烟温分布为中间高两侧低。屏区入口中间位置的烟温可
19、达到1300以上。由于设计煤种和校核煤种的软化温度1350和1290，由此可以推断燃用设计煤种，特别是校核煤种发生分割屏过热器结焦是可能的。,机组投产以来，多次出现夜间低负荷期间炉膛内掉焦的现象，检查掉落的渣块形状，呈熔融的白色或淡黄色多孔块状，有时夹杂黑色焦碳粒，质地较为坚硬。锅炉掉焦严重时在集控室内有明显震感，2007年7月21日夜间7锅炉发生的严重掉焦甚至将炉底的事故放渣门鼓开，造成炉底水封失去，险些发生炉膛压力高而MFT。长时间满负荷运行期间检查也观察到分割屏过热器下部有明显的挂焦现象。,结焦原因分析及控制措施1.锅炉燃煤品质变化对屏过结焦有很大影响，燃用灰熔点偏低的校核煤种会加剧锅炉
20、的结焦，因此应尽量燃用灰熔点较高的设计煤种。在煤质灰熔点下降时，应掺配掺烧高灰熔点的煤种。2.为了防止分割屏过热器结焦搭桥造成阻塞，屏式过热器管屏横向节距的设计值为1714.5 mm，并在屏式过热器区域两侧墙各布置了一支长吹灰器。但在运行过程中，运行人员担心长吹卡涩在炉膛内无法退出，烧损后会掉入炉底造成捞渣机卡死停炉，因此很少投入屏过长吹，这造成白天高负荷高烟温条件下分割屏下部结焦后不能及时清除，焦块会持续长大。夜间降负荷后，炉膛温度下降，焦块也冷却收缩，进而破碎脱落，出现掉焦现象。因此应加强吹灰器的维修，确保吹灰器工作正常，使运行人员能够正常有效吹灰，及时清除焦块。加强炉膛吹灰，也可以有效降
21、低炉膛粘污，提高炉膛吸热量，降低分割屏入口烟温，进而防止结焦。,3.降低炉膛火焰中心高度，可以有效减小分割屏入口烟温。适当降低煤粉细度，控制煤粉R90不大于21%，可有效缩短火焰长度；适当降低上层燃烧器出力；确保渣斗水位正常、炉膛人孔门和看火孔关闭，减少炉膛漏风。4.适当降低燃尽风量，也可使火焰中心下降。这是因为燃尽风量改变，会改变主燃烧器和燃尽风区域的燃烧份额，当燃尽风量降低时，主燃烧器区域氧量充足，燃烧份额增加，燃烧中心下降，炉膛出口烟温降低。,锅炉燃烧优化与低NOx排放控制锅炉燃烧效率和NOx排放之间存在着密切的联系，提高锅炉燃烧效率和降低NOx排放量 即相辅相成又相互制约。试验时采用烟
22、气分析仪测量空预器入口和出口烟气成分（O2，NOx），采用铠装热电偶测量排烟温度，在撞击式飞灰取样器处取飞灰、刮板捞渣机处取炉渣进行化验。,在1000MW工况，燃用设计煤种和校核煤种，6台磨煤机运行的情况下，改变省煤器出口氧量，维持其它参数不变，试验结果如图。随着省煤器出口氧量提高，主燃烧器区域燃烧增强，烟气温度升高，NOx排放浓度升高，飞灰含碳量下降。当省煤器出口氧量大于3%以后，氧量变化对飞灰含碳量的影响减小，飞灰含碳量降低趋势减缓，此时排烟热损失的提高将超过未完全燃烧热损失下降的影响，锅炉效率达到最高。因此，实际运行中将省煤器出口氧量控制在3.0%左右，锅炉的运行状态比较理想。,从图中还
23、可以看出燃用设计煤种时锅炉飞灰含碳量明显低于校核煤种，这是由于设计煤种的灰分、水分较低，挥发分和发热量较高，易于着火和燃尽，在磨煤机运行台数相同的情况下，燃用设计煤种时单台磨煤机出力较低，煤粉细度更细，也有利于燃尽。由于设计煤种和校核煤种的含氮量变化不大，煤种变化对NOx排放影响不明显。由于煤粉细度对于锅炉燃烧效率具有明显的影响，因此在煤种变化时及时改变煤粉细度可以更好地提高经济性，因此，采用转动式调节煤粉细度的分离器将比固定式的分离挡板分离器具有更大的灵活性和易调节性。,风量配比的影响。氧量一定的情况下，燃尽风的风量直接影响燃烧器区域的风量分配和燃烧份额。在1000MW工况下，燃用校核煤种，
24、维持给煤量、一次风量、燃烧器和燃尽风的中心风、内二次风、外二次风挡板不变，改变燃尽风层大风箱入口挡板开度，调整燃尽风量，试验结果如图所示，随燃尽风量增加，主燃烧器区域风量和燃烧份额降低，烟气温度降低，NOx排放浓度直线下降，飞灰含碳量也随之增大，增加趋势先缓后急，燃尽风量较小时，飞灰含碳量增加较慢，燃尽风量超过750t/h以后，飞灰含碳量增加明显。对屏区的烟气温度测量也发现，燃尽风量增加，燃尽风区域的燃烧份额会增加，使屏区烟温升高，屏式过热器结焦危险性增大。为保证燃尽和防止屏式过热器结焦，满负荷时燃尽风量控制在650750t/h时较好，此时NOx排放浓度也小于设计值300mg/Nm3（O2=6
25、%）。,提高燃尽风可以降低NOx，但是飞灰含碳量会升高，为了降低飞灰含碳量，在1000MW工况下，燃用校核煤种，维持燃尽风量不变，进行了燃尽风外二次风挡板开、关试验。在燃尽风量不变的情况下，外二次风全关后，由于通流面积减小，通过中心风和旋流内二次风的流量增加，风速提高，增强直流中心风进入炉膛中心的穿透力和旋流内二次风在水冷壁附近的旋转强度，使燃尽风在炉膛宽度和深度方向同烟气充分混合，既可保证水冷壁区域呈氧化性，防止水冷壁结焦；同时可保证炉膛中心不缺氧，有利于燃尽，使飞灰含碳量下降。由于燃尽风量未增加，因此NOx的改变不明显。,燃烧器中心风为油枪供风，在燃煤时其开度对燃烧影响较大。机组负荷100
26、0MW，维持省煤器出口氧量、燃尽风量不变，燃烧器中心风手动挡板全开，调整各层中心风母管入口电动门开度，改变中心风流量，试验结果如图所示，随着燃烧器中心风流量增加，炉渣含碳量下降，飞灰含碳量先下降后上升，这是因为随中心风速增大，一次风刚性增强，延长了下落煤粉的燃烧时间，使炉渣含碳量下降，同时供氧条件改善，降低了飞灰含碳量，但是当中心风量过高后，会使着火点推迟，飞灰含碳量上升。中心风门开度变化对NOx排放无明显影响。显然，中心风门开度50%燃烧效果最好，开度不易过大或过小。,燃烧器投运方式和负荷的影响在1000MW负荷下，ABCDE五层燃烧器投入运行时的飞灰含碳量和NOx均低于ABCDEF六层燃烧
27、器全部投入运行的情况，上层F层燃烧器停运使燃烧器区域的燃烧强度增强，火焰中心下降，煤粉在炉内的行程增加有利于燃尽，同时煤粉浓度增大有利于降低NOx排放。因此5台磨煤机运有利于提高燃烧效率和降低NOx排放量，也有利于降低屏过热器挂渣的倾向。在ABCDE五层燃烧器运行情况下，机组负荷由1000MW下降到800MW，炉膛燃烧强度和温度下降，使飞灰含碳量略有升高，NOx大幅下降。,9 制粉系统运行特性与优化,制粉系统稳定运行是锅炉燃烧稳定的基础和前提，对于大容量超超临界锅炉来说，具有更加重要的意义：(1)超超临界锅炉炉膛长宽比较大，更加容易发生热偏差，需要保证每台磨煤机出口各一次风管的风量和煤量的均匀
28、性，保证锅炉同层燃烧器出力相同；(2)合适的煤粉细度是锅炉稳定着火和燃尽的保证；(3)超超临界锅炉采用水燃比控制锅炉汽温并具有快速变负荷的能力，需要制粉系统在锅炉变负荷时能够快速满足锅炉的燃料需求并保证较为准确地测量瞬时入炉燃料量。,双进双出式直吹制粉系统，由于具备适用性强、结构简单、维护方便等特点，在常规的亚临界汽包锅炉中被广泛使用。但在超临界直流炉使用中，会产生诸多不利因素。双进双出制粉系统进入磨煤机的瞬时煤量也是可准确测量的，但由于磨煤机存煤量大，它不能代表进入锅炉的瞬时煤量。双进双出制粉系统入炉煤量的测量一般是通过测量进入炉膛的容量风流量来代替，在料位稳定的情况下，容量风量与入炉煤量呈
29、正比。但是在料位失衡的情况下，磨煤机内风粉浓度改变，入炉煤量也会改变，因此必须选择合适的磨煤机料位设定值，一方面保证任何负荷下磨煤机内都有较大的存粉量，满足磨煤机料位稳定和锅炉快速变负荷的需要，另一方面要避免筒体内煤量超过饱和存煤量而发生堵磨事故。,实际测得磨煤机料位与磨煤机电流之间的关系如图所示，在磨煤机料位达到500Pa之前，磨煤机电流随料位增大，超过500Pa，随料位增加，磨煤机的电流降低，磨煤机功率下降，存粉量增大。试验表明，磨煤机料位在800900Pa范围内运行时，料位较稳定，负荷调节性好。,煤粉细度影响磨煤机电耗和锅炉燃烧，煤粉越粗，燃尽性能越差，飞灰含碳量增加，锅炉效率降低，但是
30、磨煤机电耗会下降。因此需要确定一个最佳煤粉细度以同时兼顾磨的电耗和锅炉燃烧。一般来说，在磨煤机形式和结构参数确定后，煤粉细度主要受到分离器的分离效率、运行参数和燃料特性等因素的影响。,风量均匀性的影响超超临界锅炉具有较大的长宽比，一次风不均匀会造成同层燃烧器沿炉膛出力不均匀，出现沿炉膛宽度的烟温偏差，同时由于局部风粉不匹配，造成氧量偏高或缺氧燃烧，使飞灰含碳量上升。对于风量调平，一般采用冷态下的调节手段，在冷态条件下，对每台磨煤机出口的同层8根一次风管的风速进行测试，测得各磨煤机的一次风管内风量分布，由于各风管长度不同、弯头个数不同以及个别缩孔开度不全的影响，导致同台磨煤机8根风管的流量并不一
31、致。调整偏差管的可调缩孔开度，一般采用关小大流量偏差管可调缩孔的办法使其均匀性，调整后磨煤机出口风速偏差不超过5%。,10 超临界锅炉的启动与调试,1.锅炉吹管为了将过热器、再热器及相关的蒸汽管道内部积存有沙石、焊渣、锈垢及氧化皮等杂物清除，防止机组运行中过热器、再热器堵塞爆管和汽机通流部分损伤，提高机组运行的安全性，新建机组投运前，必须进行锅炉蒸汽吹管。国内外目前主要有两种电站锅炉吹管工艺，即降压蒸汽吹管法和稳压蒸汽吹管法。这两种方法各有优缺点。.albumvideo20090120090113006.mp4,稳压吹管就是在锅炉的蒸汽压力、蒸汽流量比较稳定的情况下进行的吹管，吹管时吹管控制门
32、全开，给水在锅炉水冷壁中完全蒸发，锅炉为定压直流运行，蒸汽流量和压力由燃料量控制，蒸汽温度由减温水和燃料量共同调节。稳压吹管具有以下优点：（1）每次吹管持续时间长，吹管次数少；（2）锅炉热负荷高，需要投煤，烧油少；（3）对锅炉启动分离器水位、厚壁承压部件的温度交变应力、锅炉启动循环泵的扰动小。稳压吹管的缺点是：（1）吹管期间的减温水流量会远远超过了BMCR设计流量，再热器和过热器会发生超温。为避免超温，必须在过热器出口增加一路大容量的临时减温水管路。（2）吹管工况下锅炉水冷壁流量为BMCR工况的46%，而燃烧率达到了69%，是正常工况的1.5倍，水冷壁也会出现超温现象。（3）稳压吹管的大量补水
33、超出了水处理出力，需要事先预备大型的储水箱和水泵往凝汽器中补水。（4）需要投入汽动给水泵、辅汽系统、汽机抽真空系统、输煤系统、制粉系统、电除尘系统、锅炉除灰除渣系统等辅助系统，施工进度较难保障。,降压吹管是指锅炉事先维持一个较高的吹管压力，然后迅速全开临时吹管门，利用降压过程中锅炉蓄热闪蒸产生的大量蒸汽，短时间高速冲洗蒸汽管路，从而实现对锅炉受热面的吹扫。它的优点是操作简单，仅限于开闭临时吹管门和保持锅炉水位；燃烧率很小；再热器干烧无需保护；每次冲管压力、温度急剧改变引起的热冲击和动力冲击有利于冲管效果；用水量少。缺点是每次冲管的时间很短，冲管次数多；必须有能快速开启、工作可靠的控制门；每次冲
34、管，压力温度急剧变化构成一次应力循环，造成寿命损耗。,2 锅炉启动锅炉清洗 直流锅炉没有汽包，无法排污，对给水品质和炉前系统的清洁度要求更高。锅炉初次启动或长期停炉后必须对系统进行严格的冲洗。锅炉清洗主要是清洗沉积在受热面上的杂质、盐分和因腐蚀生成的氧化铁等。锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，锅炉上水完成后进入锅炉冷态清洗阶段，冷态清洗过程又分为开式清洗（清洗水全部通过361阀后经疏水泵排出系统外）和循环清洗（BCP再循环泵启动，仅7%BMCR流量的清洗水通过361阀排出）两个阶段。,点火升温升压 建立启动流量。直流锅炉启动时，由于没有自然循环回路，所以直流锅炉水冷壁冷却的唯一方式是从锅炉开始点
35、火就不断地向锅炉进水，并保持一定的工质流量，以保证受热面良好的冷却，以消除水动力不稳定、汽水分层及膜态沸腾等不安全因素。因此，要求启动流量尽可能大一些。但是，启动流量过大，启动中的工质和热量损失就大，而且工质的膨胀量也大，要求启动分离器的容量增大，所以启动流量的选择原则是在可靠冷却水冷壁的前提下，尽量选得小一些。通常直流锅炉选取2530%BMCR。,防止过热器和再热器水塞。启动前在过热器和再热器的弯管内都可能有积水，这是由于酸洗阶段剩留下来的或者由于停炉后凝结成的。由于屏式过热器和立式再热器管子很长，需要较大的压差才能将积水冲出。这部分积水受热蒸发后会影响各根管子内的流量分配，甚至引起汽塞，造
36、成各根管子间的温度差极大，从而产生很大的热应力，最终形成事故。过热器和再热器相比，由于分离器出汽的影响，更易凝结积水。因此，点火后要特别注意防止过热器和再热器的水塞。除了将过热器、再热器的疏水、放气门在点火前全部打开以外，在点火后要密切监视过热器和再热器的金属壁温和出口汽温。（1）出口汽温忽高忽低，说明还有积水；出口汽温稳定上升，说明积水已经消除。（2）各受热面管的金属壁温在点火后会出现不均匀现象，有高有低，这时不应加燃料量，当所有温度均超过该汽压下的饱和温度40后，以及各管之间最大温差在50以内，过热蒸汽流量建立，才允许增加燃料。（3）汽压已经大于0.2MPa，足够将最长管子中的积水冲走。当
37、汽水分离器压力达到0.2MPa后可以全关疏水放气门。,汽水膨胀和水位控制点火以后，随着炉膛热负荷的增加，水冷壁的工质温度逐渐升高，在不稳定加热过程中，中部某点工质首先汽化，体积突然增大，引起局部压力突然升高，急剧地将后面的工质推向出口，造成锅炉排出量大大超过锅炉给水量，这种现象（称工质膨胀）将持续一段时间，直至出口为湿饱和蒸汽时为止。影响工质膨胀的因素主要有启动流量、给水温度、燃料的投入速度等。启动流量越大，膨胀量越大；给水温度越低，膨胀到来越迟，膨胀量越小；投入的燃料量大，投燃料速度快，工质先达到沸点的位置在炉膛下辐射区，膨胀点后的存水量就多，总的膨胀量大；同时局部压力升高快，因而瞬时的最大
38、排出量也愈大。启动时应控制燃料投入速度不宜过快、过大，以防止水冷壁超压和启动分离器水位失控，过热器进水。,投煤 各锅炉厂运行说明书对于投煤的时机和投煤顺序均不相同：东锅厂建议在达到20BMCR以后投煤，顺序为先上后下，先后墙后前墙；哈锅厂（等离子点火）建议在达到一次风温达到180即可投煤，顺序为先下后上，先前墙后后墙；上锅厂建议在达到17BMCR以后投煤，顺序为先下后上。投煤实际控制原则。（1）在锅炉升温升压期间，锅炉一次风温达到160即可暖磨投煤。（2）磨煤机投入顺序先下后上，防止启动期间蒸汽超温。（3）投入首台磨煤机后应逐步增加给煤量到40t/h左右，增加给煤量过程中应注意磨煤机出口温度不
39、能低于65，否则应暂停增加煤量，同时采用旁路控制汽温汽压，达到冲转参数。（4）对于前后墙对冲锅炉，投磨煤机时应保证前后墙磨煤机出力和热负荷均匀。,汽温控制超临界锅炉启动过程中汽温控制与汽包锅炉类似，贮水罐相当于汽包。启动过程中应注意防止发生超温现象。超温现象主要是以下原因造成的：（1）风量偏大。在启动过程中炉温低，很容易发生燃烧不完全现象，油枪冒黑烟严重，为了消除冒黑烟的现象，运行人员会增大风量，使燃烧中心上移，水冷壁辐射热量减少，蒸发量降低，而对流受热面吸热量增加，主汽温上升过快。（2）燃料量不匹配。启动过程中油量控制不合理，短时间投入燃料量过多，使主汽温度上升。投煤量过大也会造成同样的后果
40、。（3）给水流量过大。启动过程中由于省煤器出口和屏过入口之间压差较小，减温水流量低，靠减温水无法有效降低汽温。在汽温升高后，运行人员会增大给水流量以提高减温水与主蒸汽的差压，增加减温水调节能力，但是给水流量过大造成启动系统疏水量过大，工质热量损失过大使蒸发量快速降低，产汽量减少汽温升高更快。,初负荷和直流运行 当汽温和汽压达到冲转参数时，锅炉进入定压运行方式，利用旁路控制冲转参数，汽轮机冲转并带初负荷。此过程主要受汽轮机热应力控制。机组带初负荷后，旁路逐渐关闭，应及时投入第二台磨煤机，并逐步减少燃油量。随燃烧率和负荷增加，进入汽水分离器的汽水混合物的干度逐渐提高。在锅炉负荷提高到直流负荷以上后
41、，进入汽水分离器的将全部是蒸汽，此时汽水分离器水位逐渐降低，BCP泵出口再循门开启，BCP泵在最小流量下打再循环。随燃料量的继续增加，汽水分离器出口温度提高，当具有1015的过热度后，切换阶段结束，锅炉进入直流运行状态，再循环泵关闭。锅炉转入直流运行过程中，应保持给水流量不变，首先增加燃料量，使分离器出口温度达到设定过热度，然后按照水煤比稳步增加负荷。为防止超温，干湿态转换过程中燃料增加速度不能太快。达到锅炉最低稳燃负荷30%BMCR以上后，逐渐停油枪，切除燃油。,滑压运行升负荷 进入直流运行状态后，应全开汽机主汽门，进入滑压运行方式，此时应增加燃料和给水升负荷，直流运行状态下，主蒸汽采用水煤比进行粗调，减温水进行细调，调节时应注意保持水冷壁出口保持足够的过热度。升负荷过程中，由于汽温随负荷上升而增加，必须特别注意汽水分离器和过热器集箱等厚壁元件的内外壁温差，防止出现较大的热应力。一般情况下锅炉负荷升降速率不超过15MW/min。,谢谢大家。,
