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1、超临界机组调技术要点 及调试要点简介一、超临界火电机组的技术特点水的临界状态点的参数为22. 115 MPa/374. 15 , 理论上认为，在水的状态参数达到临界点时，水完全 汽化会在一瞬间完成，即在临界点时，在饱和水和饱 和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在，二者的 参数不再有区别。与较低压力下水的特性不同，在压 力很高的情况下，特别在临界点附近，水的质量定压 热容值会有较显著的变化。对水蒸汽动力装置循环理论分析表明，提高循环 蒸汽的初参数和降低循环的终参数都可以提高循环的 热效率。除此之外，采用再热循环和回热循环也可以 提高循环的热效率。实际上，蒸汽动力装置的发展和 进步一直是以提高参
2、数为目的的。1、当前超临界锅炉设计思想和依据 上海锅炉厂有限公司600MW超临界锅炉 引进ALSTOM美国公司超临界锅炉技术。 东方锅炉厂有限公司600MW 超临界锅炉 引进日立巴威公司超临界锅炉技术。 哈尔滨锅炉厂有限公司600MW超临界锅炉 引进三井巴布科克公司超临界锅炉技 术。2、超临界直流锅炉的水动力系统 因为在超临界压力下，没有明显的水/汽项变 ，超临界压力锅炉必须用直流锅炉。直流锅炉 与汽包炉的比较，主要的不同在于水冷壁（炉 膛）的水动力系统。汽包炉水冷壁管的管径较 大，其水动系统的流动阻力相对的要小，利用 自然循环就能达到金属冷却的目的。汽包炉膛 的流体是水与蒸汽的混合体，一直能
3、维持在饱 和温度下。直流炉是属于一次循环，因此在水 动力系统的设计上与汽包炉相比有很大的差异 ，也面临了不同的问题。2.1超临界直流锅炉的水冷壁 技术特点 现代大型超临界直流锅炉的水冷壁结构形 式主要有螺旋管圈水冷壁和由内螺纹管组 成的垂直管水冷壁两种。2.1.1垂直水冷壁与螺旋管圈水冷壁 比较 垂 直 水 冷 壁:具有良好的传热性 螺旋管圈水冷壁：由于每根螺旋管都经过 炉膛四周，所以每根管子的吸热比较均 匀。倾斜上升的水冷壁管保证每根管都通 过炉膛不同受热区域。 如下图示左：内螺纹垂直水冷壁 右：螺旋管圈水冷壁3、超临界直流锅炉启动系统超临界直流锅炉启动的要求是:保证从启动到MCR全过程的安
4、全 性，防止亚临界压力下的膜态和超临界压力下管壁超温以及沿炉膛宽度方向上的热偏差，启动特点: (1)要有一定的启动流量。直流锅炉的设计必须保证锅炉点火时炉 膛水冷壁管中的流量不低于最小流量，以避免流动的不稳定和 水冷壁管的过热超温。一开始升压就必须不间断地向锅炉进水，足够的工质流速和压力使受热面得以冷却。但w过大，启 动热损失大，要求分离器容量亦大。所以原则上在可靠冷却前提下尽量选得小些，通常为25%-35 %MCR。 (2)要有启动分离器，作为扩容和分离蒸汽用。当锅炉运行在产汽 量低于炉膛所需的最小流量负荷区间时，多余的水又不允许进 人过热器系统，此时就需要使用一个启动旁路系统来将多余的 水
5、排掉，直到锅炉达到最低直流负荷，由再循环模式转人直流 方式运行。3、1启动系统的功能(I) 超临界直流锅炉对给水品质有严格的要求，在锅炉点火前，给 水品质必须达到标准。因此启动系统的一个重要作用就是给水 系统和水冷壁及省煤器的冷态和温态水冲洗，在锅炉冷态清洗 时，将冲洗水通过扩容器和疏水箱排人地沟，当水质符合要求 后回收至冷凝器。 (2)满足锅炉冷态、温态、热态和极热态启动的需要，直到锅炉达 到35% B-MCR最低直流负荷，由再循环模式转人直流方式运行 为止。 (3)回收工质及热量。 (4)锅炉转人直流运行时，启动系统处于热备用状态，一旦锅炉渡 过启动期间的汽水膨胀期，即通过循环泵水位控制阀
6、进行炉水 再循环。在最低直流负荷以下运行，贮水箱出现水位时，将根 据水位的高低自动打开相应的水位调节阀，进行炉水再循环。 (5)启动分离器系统也能起到在水冷壁出口集箱与过热器间的温度 补偿作用，均匀分配进人过热器的蒸汽流量。3、2启动系统分类 内置式的启动系统可分为扩容式(大气式、 非大气式2种)、启动疏水热交换器和循环泵 方式。扩容式(大气式和非大气式)低负荷和 频繁启停特性较差，但初投资较前者少， 适用于带基本负荷的电厂。启动疏水热交 换式和带再循环泵的启动系统具有良好的 低负荷运行和频繁启动特性适用于带中间 负荷和两班制运行。见下图对其简单的比 较：二、超临界机组调试要点2、1增加凝补水
7、给除氧器上水管路 机组原设计除氧器仅有凝泵一路上水管路，机组正常投 运后除氧器依靠凝泵上水并无问题，但在机组吹管期间 和整套启动初期，由于凝汽器水质较差，凝结水精处理 装置在一段时期内无法投入，此时若经除氧器补入锅炉 ，将严重影响炉水品质，无法满足锅炉厂家对水质控制 的要求，会对机组启动后调试工作造成较大影响。考虑 超临界机组对水质控制有更加严格的要求，并根据现场 系统实际情况，我方建议甲方增加一路除氧器补水管路 ，作为机组吹管期间和启动初期除氧器上水用。该建议 为甲方采纳，该路水源由凝结水补水泵出口母管引至除 氧头前并入凝结水上水管道后进入除氧头，试运期间该 路补水量可以满足机组带初负荷水量
8、需要，确保了机组 启动初期锅炉对水质的要求。2、2保安电源系统切换问题 在保安电源切换的调试过程中，工作进线开关 和备用进线开关切换时间间隔过长，致使保安 电源所带设备跳闸，为了解决这个问题，采取了以下措施：首先，在DCS组态中，把保安工 作、备用进线电源开关的相关测点，由原来的1s扫描周期分区挪至200ms扫描周期分区；其 次，保安段电源所带的重要设备，如磨煤机润 滑油泵，取保安段母线电压低和油泵已合闸信 号，联启油泵，通过以上措施，达到了保安电 源的正常、安全切换，消除了一切换就跳设备 跳闸的问题。2、3电泵逆止门不严 为进一步提升负荷作准备，运行人员操作将A汽动给水 泵并入给水运行，电泵
9、逐渐退出备用过程中电泵入口流量突然降至约117t/h，而后再次突降至0t/h，此后由于 水位保护动作炉水循环泵跳闸，锅炉保护动作。锅炉MFT保护动作后，汽泵连锁跳闸，此时电泵入口流量瞬 间由50t/h飞升至819t/h，由于此时电泵转速大幅波动， 电泵打闸。电泵停运后在出口电动门全关之前，就地检 查发现电泵主泵（液力偶合器输出端）出现高速倒转。 事后查明，事故系由电泵退出运行过程中，由于电泵出 口逆止门门芯卡涩，导致汽泵给水倒灌短路，最终导致 锅炉断水保护引起。停泵后检查发现电泵出口逆止门阀 芯（滑阀式）有多处明显划痕。 处理方法，在退泵过程中，加强监视，如果判断出现此 情况尽快将出口门全关。
10、2、4磨出口门改为一控一 本工程磨煤机的五根粉管各配有一个气动插板 出口门，根据原设计五个插板门的控制气源由 装在一路管路上的电磁阀控制，分五路送去个各个插板门。由于仪用气源压力大致只有6- 7bar，供给五个门同时动作比较吃力，关门时 大概需要15-25秒，不符合有关规定。经过各 方讨论，决定效仿E磨煤机给等离子用的气动 插板门，每个门的气源独立从仪用气源上取出 ，用一个电磁阀控制，提高气动插板门的开关 速度，但是由于工作量比较大，而工程进度比较紧，此工作在168后作为尾工处理。2、5空预器磨擦问题 潮州电厂#1机组在调试期间，两台空预器都先后出现因 负荷增大而电流增大，继而卡死的问题。尤其
11、是2006年 4月20日锅炉侧A空预器电流由12A迅速上升，7:00电流 上升至最大量程，空预器停转，锅炉紧急降负荷，由360MW降低到280MW，停A侧送、引、一次风机，采用 单侧运行。当时机组急需带至高负荷，空预器的问题严 重影响了调试计划和工期。经分析，认为以下几个方面 值得总结： 1）、空预器厂家密封间隙可能调整得偏小。 2）、空预器的烟温控制得不是很好，氧量偏大，当烟 温下降时，明显电流也降低。 3）、当时空预器的膨胀不均匀，当空预器的负荷高时 ，就产生摩擦。2、6省煤器入口流量低引起MFT 在试运期间，曾多次发生多次省煤器入口流量低保护动作引起MFT，主要原因有两种情况，一是由于
12、设计储水箱水容积非常小，抗扰动能力差，再加上 调试初期运行人员经验不足，对储水箱水位控制缺 乏经验，造成储水箱水位低引起炉水循环泵跳闸， 进而使得省煤器入口流量低保护动；二是在两台汽 泵运行的情况下，一台小机突然跳闸（由于小机轴 振探头接口的松动引起小机跳闸），另一台小机给 水指令加大时，小机的实际转速提升过慢，不能满 足实际给水要求，后来对给水方式采取了改进措施 ，在自动方式下，两台汽泵运行，电泵在备用方式 ，其勺管自动跟踪汽泵的指令，当汽泵突然跳闸时 ，电泵自动联起，这样能最大限度的保证给水的稳 定。2、7因堵煤导致跳磨的问题在南方的雨季，常因煤太湿导致给煤机的落煤管堵煤，从而跳磨。乌沙山
13、四台机组都不同程度出现过给煤机落煤管（磨煤机前）堵煤情况。1号机组最严 重曾经因为堵煤处理了一天多，主要原因是南方多雨，煤厂没有防雨设施且 配煤方式简单、机组启、停比较频繁；后来增加了震打装置发现堵煤迹象及 时震打效果明显。 潮电二台机组在调试期间，给煤机多次堵煤，还有一次因两台磨煤机同时堵煤跳闸导致锅炉负荷扰动过大，发生MFT。由于机组在设计中没有考虑到此 类问题，因此煤从煤场过来没有经过任何处理，就直接进入原煤仓。而在雨 季时，煤通常是非常湿的，既影响了给煤量的称重，也影响了机组的安全稳 定运行。我们只能在现有的条件下采取措施，预防此类问题的发生。 1）、要求输煤系统上煤时，尽量把底部的干
14、煤送上，将表面的湿煤拨开。 2）、空气炮投入，并经常进行疏松。 3）、在落煤管处有专人值班，必要时用重锤敲打，防止堵煤。 当然这些措施并不能完全解决堵煤的问题，最好的办法还是争取在煤进入原 煤仓前采取一定的措施，让其已经经过干燥，这个问题建议电厂在今后的改 造中完善。2、8电除尘灰斗堵灰、着火 锅炉吹管后期发现电除尘灰斗堵灰，放灰 处理过程中造成了较严重的环境污染且灰 斗温度高有明火。原因：除灰加热、气化 系统投入不正常，检查不到位，完全靠等 离子点火装置煤粉燃烧后灰份含炭量高。 使用等离子装置在低负荷状态要特别加强 灰斗等处的检查。2、9超临界直流锅炉爆管问题 超临界锅炉由于压力、温度高，爆
15、管问题 也就成为威胁机组安全稳定运行的首要问 题。其中屏式过热器爆管是最主要，原因 是屏过入口小联箱布置有调节流量的节流 缩孔，该处容易堵异物而缩小通流面积， 导致蒸汽流量减小，管子冷却不够而超温 爆管。2、9、1减少锅炉爆管的办法1、应对管道进行清理及通球试验，对于通球完毕的管道，做到及时封堵，封堵 后再采用胶带粘结。集箱安装及与管子对口前应进行内部清理，可采用压缩 空气吹扫法。在检查集箱各接管座时，采用直径与通球球径相同的钢丝绳或 圆钢捅扎的方法，彻底清除了钻孔底片，在清除了集箱内部杂物后进行了严 密可靠的封堵。 2、严格执行焊口100无损检验和热处理工艺，并加强焊口的防水措施，不至于 焊
16、口因遇水温度急剧变化而产生裂纹； 3、采用稳压直流转干态工艺吹管，提高吹管流量和蒸汽过热度，改善锅炉吹管 效果； 4、利用吹管后的停炉机会打开所有屏过及末过入口小集箱的手孔，用内窥镜检 查小集箱内部，彻底清理其中杂物，从而有效减少或防止锅炉爆管。 5、应高度重视锅炉水循环安全性，调试时应高度重视壁温测点的检查传动，确 保其位置正确，指示准确可靠；机组运行中应加强对受热面金属壁温测点的 监视，尤其应防止水冷壁温度测点指示超限：应认真进行制粉系统及锅炉燃 烧调整试验，确保风粉分配均匀合理，投运磨煤机或燃烧器应防止产生局部 热负荷过高或火焰偏斜。 6、严格控制汽水品质，投好凝结水精处理装置，要求从锅炉点火吹管期间即投 入精处理。加强凝结水质的监控，严防凝汽器泄漏发生。2、10制粉系统问题 对于HP磨煤机，其风环设计风速偏低，从 而导致石子煤排放量大，建议可以适当堵 掉一部分风环面积；煤粉分配器分配特性 差，磨煤机出口各粉管粉量和煤粉细度偏 差较大，建议可以适当加高磨煤机出口分 离器高度或增加旋转分离器。2、11
