超临界机组技术特点及调试要点简介

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,2011/6/19,#,超临,界机组调技术要点,及调试要点简介,1,一、,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数为目的的。,2,1,、,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。,3,2,、,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。,4,2.1,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。,5,2.1.1,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,6,左：内螺纹垂直水冷壁,右：螺旋管圈水冷壁,7,3,、,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。,8,3,、,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。,9,3,、,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：,10,11,二、超临界机组,调试要,点,12,2,、,1,增,加凝补水给除氧器上水管路,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需要，确保了机组启动初期锅炉对水质的要求。,13,2,、,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。,14,2,、,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。,15,2,、,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。,16,2,、,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。,17,2,、,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。,18,2,、,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。,19,2,、,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。,20,2,、,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。,21,2,、,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,。,22,2,、,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。,23,2,、,11,一,次风机喘振问题,主要原因：系统沿程阻力偏,大,，,一,次风机选型裕量偏小。尤,其,在,南,方雨季来临，入炉煤全水分大，需求的干燥出力增加，即一次风量，矛盾更加突出。,24,2,、,12,高,加切除后的控制,由于直流锅炉的汽温控制是用水煤比作为粗调，故当高加切除后，给水自动和协调必需切除，防止自动失灵和汽温超温。,25,2,、,13,无,炉水泵启动方式的摸索,应该说只要合理控制好燃料投入率，完全可以实现锅炉无炉水泵安全启动。,26,2,、,14,全,程给水自动问题,由于锅炉汽水系统设计问题，锅炉给水必需先经过省煤器、水冷壁后才能进入分离器及储水箱（汽包炉不经过水冷壁），再加上直流炉分离器和储水箱容积很小，故机组启动初期锅炉储水箱水位不好控制，容易导致炉水循环泵跳闸，炉水循环泵跳闸后导致省煤器入口流量低保护跳炉跳机。,解决办法是将小溢流阀投自动，控制储水箱水位；由给水旁路阀控制给水流量，电泵勺管自动控制差压，自动跟踪水煤比。当负荷升至,25,30,ECR,（经济出力）,时,，给水旁路阀自动，电泵勺管差压自动切除，自动转为流量控制。之后可以进行给水主路切换，这样可以实现全程给水自动，从而大大提高机组运行可靠性。,27,2,、,15,点火初期油枪冒黑烟问,题,锅炉点火初期，发现油枪燃烧经常冒黑烟，分析原因，一方面是由于该型号油枪没有稳燃罩，另外可能是油抢根部配风不足，通过适当提高二次风压后，油枪冒黑烟问题明显好转，同时希望在检修中增加稳燃罩，进一步改善油枪的配风特性和回流区。,28,2,、,16,关,于,RB,的改进策略,对于采用双级轴流一次风机的机组，一次风机容易在磨煤机跳闸等管路阻力特性迅速变化的工况中发生喘振，尤其是在给水泵、送风机、引风机,RB,时，为了有效防止一次风机发生喘振现象，采用一次风机入口导叶优减（约,30,），沿时,3,分钟，至,RB,信号复位后释放。结果非但能实现一次风机不喘振，而且机组降负荷速率大大加快，,RB,试验很成功。,29,2,、,17,机组甩负荷不灭火,对于汽包炉机组甩负荷试验，锅炉不灭火很容易实现，但对于直流锅炉，由于存在水循环安全性问题，即省煤器入口流量低保护，锅炉给水流量必需始终大于,25,MCR,，由于直流锅炉汽温由水煤比控制，故必须保留相应的燃料量，对于旁路容量只有,30,的机组,100,甩负荷试验，由于超压是主要问题，此时一般要求将锅炉燃料减少的越多越好，此时若控制不当，容易发生主、再热汽温度过低，从而影响机组安全性和再次迅速并网。解决办法，保留两台磨煤机和适当燃料量，当汽压过高时及时开启,ERV,阀释放压力，从而保证电泵正常供水，整个过程必须在,2,5,分钟内完成，尽量不要让锅炉转入湿态运行。,30,2,、,18,冷,壁管高温腐蚀和防结焦问题,高温腐蚀问题,1,、,由,于环保的要求，燃煤电厂锅炉氮氧化物（,NOx,）的排放浓度必须大幅减低，包括超临界机组在内的新机组，很多都装置了低氮燃烧器及燃尽风（,OFA,），使用分级燃烧，以达到减低氮氧化物的目的。,2,、,分,级燃烧可能产生局部缺氧的现象。引起水冷壁管受热面腐蚀的一个主要原因是烟气中的,H,2,S,气体。,H,2,S,的形成与燃烧过程中缺氧有很大的关系。另一个影响高温腐蚀因素是管壁温度。因此,烧高硫煤的超临界锅炉的腐蚀问题极为严重,，必须给予密切关注。,31,防结,焦问题,螺,旋管圈水冷壁可能存在炉膛水冷壁严重结焦，会导致的如下问题：,1.,频繁投入水冷壁吹灰器而导致管子的磨损；,2.,炉膛冷灰斗水冷壁由于大块渣掉落而受损；,3.,在锅炉大修期内，炉膛除渣费用增加。,32,谢谢！,以上资料均来自于网络及北京电科院！,不当之处，请多指正！,33,