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1、1、设备系统概述1.1 总体概述宁夏京能宁东发电有限责任公司 2660MW 锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发制造的烟煤超临界 660MW 锅炉，为一次中间再热、超临界压力变压运行，采用不带再循环泵的大气扩容式启动系统的直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊结构、 型布置、紧身密闭。锅炉型号为 HG-2210/25.4-YM16。采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配 6 台 ZGM113G-型磨煤机，5 运 1 备；煤粉细度 R90=18%。锅炉采用墙式切圆燃烧方式，主燃烧器布置在水冷壁的四面墙上，每层 4 只对应一台磨煤机。SOFA 燃烧器布置在主燃烧器区上方的水冷
2、壁的四角，以实现分级燃烧降低 NOX 排放。锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，经中间集箱过渡转换成垂直管圈，并形成炉膛的前墙、侧墙、后墙及后水吊挂管。然后在水冷壁出口集箱经小连接管汇集到下降管入口，经下降管进入到布置在水平烟道下面的汇集集箱，分成两路经折焰角和水平烟道侧包墙和对流管束，从水平烟道侧包墙和对流管束的出口集箱引入汽水分离器。从汽水分离器出来的蒸汽经顶棚和包墙系统进入低温过热器，然后流经分隔屏过热器和末级过热器。过热器采用两级喷水减温器，一级减温器布置在低温过热器和分隔屏过热器之间，二级减温器布置在分隔屏过热器和末级
3、过热器之间，每级两点。再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，低温再热器布置于尾部竖井双烟道中的前部烟道，末级再热器布置于水平烟道中逆流换热。再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，并在低温再热器出口管道配有事故喷水减温器。锅炉的启动系统为大气扩容式启动系统，内置式启动分离器布置在锅炉的前部上方，其进口为水平烟道侧墙出口和水平烟道对流管束出口连接管，下部与贮水箱相连。在最低直流负荷（30%BMCR）以下时，由水冷壁出来的汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部引出到顶棚包墙和过热器中，分离下来的水经分离器进入贮水箱中，并经设置在贮水箱上的疏水管路排到扩容器中以维持贮水箱中的液面高度。锅炉一次汽系
4、统采用 100高压旁路65低压旁路配置，过热器系统不设安全阀，再热器出口设有 12 只弹簧安全阀。每台锅炉配有两台哈尔滨锅炉厂空预器有限责任公司制造的 33.5-VI(T)-2300-QMR 容克式三分仓空气预热器、两台沈阳鼓风机（集团）有限公司生产的 ASN-2100/1500 型动叶可调轴流一次风机、及 ASN-3040/1600 型动叶可调轴流送风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的 SAF31.5-16-2 型动叶可调轴流引风机、两台沈阳市长城风机厂制造的 MF9-25-12N0-12.7D 型密封风机。锅炉除渣采用干式除渣机连续排渣。机组热控设备采用美国西屋公司生产的分散控制系统（DC
5、S ） 。表格 1 锅炉主要设计参数项 目 单 位 BMCR TRL过热蒸汽流量 t/h 2210 2115过热器出口蒸汽压力 MPa(g) 25.4 25.29过热器出口蒸汽温度 571 571再热蒸汽流量 t/h 1868.2 1783.2再热器进口蒸汽压力 MPa(g) 4.584 4.368再热器出口蒸汽压力 MPa(g) 4.364 4.158再热器进口蒸汽温度 319.0 314.0再热器出口蒸汽温度 569 569锅 炉 规 范给水温度 283.2 280.1锅炉计算热效率（低位） 93.98 94.03排烟温度（修正前） 128 127排烟温度（修正后） 123 122热 平
6、衡燃料消耗量 t/h 327.5 316.0干烟气热损失 4.28 4.24氢燃烧生成水的损失 3.40 3.39燃料中水份引起热损失 1.78 1.78热 损 失空气中水分热损失 0.08 0.08未完全燃烧热损失 0.70 0.70散热损失 0.17 0.17不可测量热损失 0.30 0.30总热损失 10.71 10.66过热器一减喷水量 t/h 66.3 63.5过热器二减喷水量 t/h 66.3 63.5再热器喷水量 t/h 0 0汽 水 系 统过热器减温水温度 283.2 280.1省煤器出口过量空气系数 1.2 1.2出空预器烟气量 t/h 2977.4 2878.5出空预器一次
7、风量 t/h 325.1 318.3出空预器二次风量 t/h 1886.0 1809.2一次风调温风量 t/h 173.7 173.5空预器进口烟气温度 365 361空预器进口一次风温度 30 30空预器进口二次风温度 23 23空预器出口热一次风温度 337 334风烟系统空预器出口热二次风温度 345 342投运磨煤机台数 台 5 5投运燃烧器个数 个 20 20燃烧系统煤粉细度 R90 18 18表格 2 煤质分析项 目符号 单位 设计煤种 校核煤种1 校核煤种2收到基灰分 Aar % 19.11 28.38 12.69干燥无灰基挥发分Vdaf % 35.32 37.36 32.01收
8、到基低位发热量 Qnet， ar kJ/kg 19090 17110 19830收到基碳 Car % 52.96 46.44 55.06收到基氢 Har % 2.89 2.7 2.85收到基氧 Oar % 10.21 8.6 10.28收到基氮 Nar % 0.54 0.54 0.53收到基硫 Sar % 0.79 0.84 0.29可磨性指数 HGI 69 75 78灰成分分析二氧化硅 SiO2 % 35.45 48.99 43.76三氧化二铝 Al2O3 % 27.42 20.74 22.57二氧化钛 TiO2 % 1.45 0.86 1.52三氧化二铁 Fe2O3 % 8.08 5.91
9、 6.37氧化钙 CaO % 18.06 7.44 15.65氧化镁 MgO % 2.47 2.36 2.39氧化钾 K2O % 1.42 1.39 1.58氧化钠 Na2O % 0.66 1.04 0.67三氧化硫 SO3 % 4.48 2.50 4.98二氧化锰 MnO2 % 0.013 0.011其 它 % 8.77 灰熔融性变形温度 DT 1300 1410 1280软化温度 ST 1310 1430 1290半球温度 HT 1320 1450 1300熔融温度 FT 1330 1500 13101.2 吹灰设备概述该机组锅炉所有吹灰器均有湖北华信锅炉辅机成套有限公司生产、提供。其中锅
10、炉左墙、右墙对流受热面区各配备20台HXC-5型长伸缩式吹灰器，共计40台；炉膛本体前墙、后墙、左墙、右墙各配备16台HXD-5型炉膛吹灰器，共计64台；每台空预器冷、热端各配备1台HXDJ-5双介质空预器吹灰器，2台空预器共计4台。锅炉本体吹灰器汽源来自分隔屏出口集箱后通过动薄膜减压阀进行减压至吹灰器工作压力；减压阀前锅炉布置有一个手动有一个手动截止阀和一个电动截至阀作关闭汽源用；减压阀后管路上布置有一个安全阀以防吹灰蒸汽超压。空预器灰器汽源分别来自分隔屏过热器出口集箱及辅助蒸汽。吹灰管道系统中设置流量开关、压力开关以及温控疏水阀，使得吹扫用蒸汽始终保持规定的压力及过热度。吹灰系统主要参数见
11、下表：表格 3 吹灰系统主要参数：序号 项 目 单 位 参 数 1 本体吹灰汽源（BMCR）压力 MPa 27.62 本体吹灰汽源（BMCR）温度 5403 减压阀设定压力 MPa 3.04 安全阀启座设定压力 MPa 4.05 本体吹灰汽源管道高压开关设定值 MPa 3.56 本体吹灰汽源管道低压开关设定值 MPa 1.57 疏水阀疏水温度设定值 250辅汽与正常汽源阀门切换条件1）当锅炉负荷大于 30MCR 时，空预器吹灰汽源减压站打开供应吹灰蒸汽；2）当锅炉负荷小于 30MCR 时或启动阶段，辅助汽源打开供应辅汽。2、编制依据1) 电力建设施工及验收技术规范 （锅炉机组篇）2) DL/T
12、5437-2009 火力发电建设工程启动试运及验收规程3) 华北电力集团公司关于贯彻火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程的实施规定和管理制度汇编4) 宁夏京能宁东发电有限责任公司一期 2660MW 超临界机组调试大纲5) 宁夏京能宁东发电有限责任公司 2660MW 超临界机组锅炉吹灰器图纸 （湖北华信吹灰器图纸）3、调试范围及项目调试工作主要包括：1) 吹灰器系统管线吹扫前的调试工作： 吹灰器本体及齿轮箱检查 吹灰器系统管道检查 吹灰器控制阀门传 吹灰器减压站静态调试 吹灰器站调试 空气预热器吹灰器单体冷态传动及程控调试 吹灰器系统临时系统安装并验收2) 吹灰系统管线吹扫（吹管期间进行）3
13、) 吹灰系统安全阀整定（吹管期间进行）4) 吹灰器热态传动及程序调试（机组带负荷期间完成）5) 吹灰器系统严密性试验（首次汽机冲转期间完成）6) 吹灰器系统热态调试（首次机组大负荷试运期间完成）4、调试前应具备的条件1) 吹灰器系统安装完毕，质检确认合格；2) 吹灰器系统阀门静态传动完毕；3) 吹灰器安全门解体检查完毕，确认合格，并回装；4) 吹灰器减压站就地压力表安装工作结束；5) 吹灰器系统汽源压力自动调节系统传动完毕，确认合格；6) 吹灰器系统疏水系统传动完毕，确认合格；7) 吹灰器程控逻辑传动完毕，确认合格；8) 锅炉房电梯、照明、消防和通讯设施齐全可靠；9) 安全门附近平台完整，道路
14、通畅；5、组织与分工5.1 生产单位负责完成各项生产准备工作；全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查、协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决合同执行中的问题和外部关系等；做好运行设备和试运设备的安全隔离措施；在启动试运中负责设备代管及启停操作、运行调整、事故处理，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。5.2 施工单位完成启动所需要的安装工作及试运中施工，其中包括：临时管道的安装及恢复，吹灰器本体的检查，吹灰系统减压站的调试，吹灰系统疏水站的调试，吹灰系统的吹扫，锅炉本体吹灰管线安全阀整定，吹灰器单体冷态传动，吹灰器系统严密性试验，配合厂家完成吹
15、灰器系统热态调试；编审吹灰器单体试运的方案和措施，负责完成单体试运工作及单体试运后的验收签证；提交单体试运记录和有关文件、资料；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；负责现场的安全、消防、消缺检修、治安保卫和文明启动等工作。在吹管过程中，负责设备维护、消缺、消防。5.3 调试单位负责编制调试措施；参加分部试运后验收签证；全面检查吹灰器系统的完整性和合理性；完成吹灰器及其系统的调试工作；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责提出启动试运中重大技术问题的解决方案或建议；填写调整试运质量验评表、提出调试报告和调试工作总结。5.4 监理单位负责监理各自责任范围内的调试过程及调试过程
16、中施工单位进行的各项工作（如安全措施审查和缺陷处理及验收等） ；参与分部试运和整套启动试运工作；负责组织分部试运及整套试运的质量验收、检查评定和签证工作；负责完成监理总结。6、调试项目及程序6.1 吹扫临时系统要求吹扫临时具体要求如下：1) 吹灰气源减压站、流量计孔板拆除，安装等径临时连接短管；2) 所有测量用仪表，开关，变送器一，二次门关闭；3) 临时管焊接应采用正式焊接；4) 排汽口要求引出至安全地方，远离行人和设备。6.2 吹扫参数吹扫压力：2.0MPa（主汽） 、0.81.0 MPa（辅汽） ；吹扫温度：350（主汽） 、230（辅汽） ；吹扫时间：15min；吹扫次数：每段吹扫两次。6.3 吹灰器汽源母管吹扫用正式汽源吹到各侧墙分支管路，各吹灰器本体不参与吹扫，排汽口加装临时手动门，
