锅炉冷态通风试验措施.docx
《锅炉冷态通风试验措施.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《锅炉冷态通风试验措施.docx（19页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
锅炉冷态通风试验措施
华电科Off
ELECTRICPOWERRESEARCH
编号：
大唐抚州/锅炉-009-2015
江西大唐抚州电厂新建工程2X1000MV机组
锅炉冷态通风试验措施
华北电力科学研究院有限责任公司
二O—五年七月
1.设备系统概述
江西大唐抚州电厂新建工程设计2X1000MW超超临界燃煤发电机组，配套建设烟气脱硫、脱硝装置。
锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊n型结构锅炉，型号为DG3060/27.46-U1。
锅炉设有带炉水循环泵的内置式启动系统。
配套汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、八级回热抽汽凝汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600;配套发电机为东方电机厂有限责任公司制造的水—氢—氢冷却、自并励静止励磁发电机，型号为QFSN-1000-2-27。
自给水管路出来的水由炉侧一端进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱中部两个引入口，水流经水平布置的省煤器蛇形管后，由叉型管将两根管子合二为一引出到省煤器吊挂管至顶棚管以上的省煤器出口集箱。
工质由省煤器出口集箱从锅炉两侧引出到集中下水管进入位于锅炉下部左、右两侧的集中下降管分配头，再通过下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离。
湿态运行时从分离器分离出来的水从下部排进储水罐，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。
转直流运行后水冷壁出口工质已全部汽化，汽水分离器仅做为蒸汽通道用，启动系统投入暖管系统处于备用状态。
汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器，经过水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。
过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热
器至屏式过热器、屏式过热器至高温过热器之间。
再热器调温以烟气挡板调节为主，同时在低温再热器出口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。
为消除汽温偏差，屏式过热器至高温过热器汽水管路左右交叉布置，低温再热器至高温再热器汽水管路左右交叉布置。
同时为减小流量偏差使同屏各管的壁温比较接近，在屏过进口集箱上管排的入口处、高过进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）、高再进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）均设置了不同尺寸的节流圈。
每台机组配置2>50%容量的汽动给水泵，2台机组公用一台30%容量的电泵。
机组旁路为45%容量的高低压串联二级旁路。
锅炉过热器出口管道上装设了2只动力控制泄放阀（ERV阀），2只弹簧安全阀，在屏式过热器进口管道上装设了6只弹簧安全阀。
再热器进、出口管道上分别设置了8只和2只弹簧安全阀。
在启动初期，通过炉膛出口烟温探针的监控来实现对过热器和再热器的保护，当炉膛出口烟温高于540E报警，高于580E自动退回。
锅炉采用前后墙对冲燃烧方式的旋流煤粉燃烧器，分前墙3层、后墙3层布
置，每层8只旋流煤粉燃烧器，总共48只旋流煤粉燃烧器。
燃烧器采用OPCC新型低NOx燃烧器，煤粉燃烧器将燃烧用空气被分为四部分：
即一次风、内二次风、外二次风（也称三次风）和中心风。
在前后墙燃烧器的上方，各布置了3
层燃尽风，每层8只燃尽风喷口，并在前、后墙靠近两侧墙处各布置了6只贴壁风喷口。
本工程A层煤粉燃烧器采用等离子点火方式，其余燃烧器保留常规两级点火系统，即高能点火器点燃轻柴油，轻柴油点燃煤粉。
常规油点火系统采用简单机械雾化方式，40支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的20%设计。
制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹式系统，配置6台北方重工集团有限公司制造的MP245G型磨煤机，每台磨煤机配置1台北京电力设备总厂制造的DPG120型电子称重式给煤机。
燃烧设计煤种时，BMCR工况下5台运行，1台
备用。
每台锅炉配有2台豪顿华工程有限公司生产的33.5VNT2450型三分仓回转容克式空气预热器，2台上海鼓风机厂有限公司生产的PAF19-13.3-2型双级动叶可调轴流一次风机，2台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28-15-1型动叶可调轴流送风机，2台成都凯凯凯电站风机有限公司生产的HU27446-BB型双级动叶可调轴流引风机。
锅炉排渣系统是由阿尔斯通四洲电力设备（青岛）有限公司生产制造的干式
除渣系统，除尘系统是由福建龙净环保股份有限公司设计制造的2台三通道六电
场静电除尘器，锅炉除灰系统采用北京国电富通科技发展有限责任公司设计制造的正压浓相气力除灰系统，两台锅炉共设原灰库、粗灰库、细灰库三个灰库以及飞灰分选系统。
烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR）,“2+1”模式布置蜂窝式催化剂，配套液氨储存、蒸发及氨气制备系统。
油罐区设2个300m3钢制拱顶油罐，3台供油泵，2台卸油泵及附属设备，用以满足机组正常燃油需要。
锅炉配有炉膛安全监控系统（FSSS）、炉膛火焰电视监视装置、炉膛出口烟温探针、炉管泄漏检测装置等安全保护装置。
机组热控设备采用ABB公司的分散控制系统（DCS）和子控制系统。
锅炉主要设计参数见下表1。
表1锅炉主要技术参数
项目
单位
BMCR
BRL
锅炉规范
过热蒸汽流量
t/h
3060.00
2914.20
过热器出口蒸汽压力
MPa（g）
27.46
27.34
过热器出口蒸汽温度
C
605
605
再热蒸汽流量
t/h
2537.07
2411.48
再热器进口蒸汽压力
MPa（g）
4.97
4.71
再热器出口蒸汽压力
MPa（g）
4.77
4.53
再热器进口蒸汽温度
C
344
341
再热器出口蒸汽温度
C
603
603
给水温度
C
305
302
热
八、、
平
衡
锅炉计算热效率（低位）
%
94.07
94.09
排烟温度（修正前）
C
125
125
排烟温度（修正后）
C
121
120
燃料消耗量
t/h
425.43
407.73
热
八、、
损
失
干烟气热损失
%
4.44
4.42
氢燃烧生成水的损失
%
0.33
0.33
燃料中水份引起热损失
%
0.12
0.12
空气中水分热损失
%
0.08
0.08
未完全燃烧热损失
%
0.70
0.70
辐射及对流热损失
%
0.16
0.16
不可测量热损失
%
0.10
0.10
目项
位单
LR
B
%
3
9
5
1
9
%
-
a
%
-
6
3
9
汽水系统
量水喷咸口孑过
讪
量水喷咸二器过
讪
量水喷咸三器过
讪
-
-
讪
o
o
C
o
33
C
88
1
88
1
口存离分
C
风烟系统
数气空量过口出口昔煤省
8
1
1
8
1
1
量气因预空出
讪
口孑预空出
讪
量风次二器预空出
讪
讪
os
5
1
C
3
7
6
3
C
o
3
o
3
C
5
2
5
2
口出口昔预空
C
4
1
3
4
1
3
「热口出口昔预空
C
6
3
3
燃烧系统
台
5
5
率风次
一
%
率风次二
%
2
8
量氧%
6
3
m/Ng/m
88
2
-
O
RR
%
o
2
o
2
3
w/m
k
2
4
9
4
设计煤种为内蒙满世蒙泰混煤，校核煤种1为内蒙满世煤，校核煤种2为内
蒙伊泰煤，煤质成分以及灰渣成分分析资料见表2
表2煤质分析
项目名称
符号
单位
设计煤
校核煤种1
校核煤种2
收到基低位发热量
Qnet,ar
kJ/kg
20153
22710
18300
收到基水分
Mar
%
11.34
8.7
13.8
空气干燥基水分
Mad
%
3.93
1.98
4.16
收到基灰份
Aar
%
20.41
16.27
20.8
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
39.86
38.82
41.62
收到基碳
Car
%
52.81
57.81
49.19
收到基氢
Har
%
3.42
3.69
3.23
收到基氧
Oar
%
10.48
11.75
11.8
收到基氮
Nar
%
0.75
1.24
0.52
收到基硫
Sar
%
0.79
0.54
0.66
磨损冲刷指数
Ke
1.92
1.85
2.1
灰成份分析
SiO2
%
47.82
42.30
57.29
Al2O3
%
33.95
38.37
28.80
Fe2O3
%
3.36
2.49
3.12
CaO
%
5.53
7.89
3.32
MgO
%
0.42
0.32
0.54
K2O
%
0.59
0.36
1.00
Na2O
%
0.20
0.06
0.35
TiO2
%
1.07
1.13
0.92
SO3
%
2.95
4.13
1.94
P2O5
%
0.34
0.32
0.12
其他
%
3.77
2.63
2.6
变形温度（弱还原性）
DT
C
1240
1420
1460
软化温度（弱还原性）
ST
C
1280
1430
>1500
半球温度
HT
C
1290
1440
>1500
流动温度（弱还原性）
FT
C
1300
1450
>1500
本工程点火及助燃油为0#轻柴油，其特性数据如下表3
表3油质分析
项目
单位
数据
油种
0号轻柴油
运动粘度（20°C时）
mm2/s
3.0〜8.0
凝固点
°C
<0
闭口闪点
°C
>55
机械杂质
%
无
硫份
%
<0.5
水份
%
痕迹
灰份
%
<0.01
比重
kg/m3
820〜850
低位发热值Qnet,ar
kJ/kg
41800
2.编制依据
1）《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）
2）《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T5294-2013）
3）《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T5295-2013）
4）《电力建设施工技术规范》第2部分：
锅炉机组（DL5190.2-2012）
5）《电力建设安全工作规程第1部分：
火力发电厂》（DL5009.1-2014）
6）《电站磨煤机及制粉系统性能试验》（DL/T467-2004）
7）《电站锅炉性能试验规程》（GB10184-1988）
8）《江西大唐抚州电厂新建工程2X1000MW超超临界机组启动调试大纲》
9）《江西大唐抚州电厂新建工程2X1000MW超超临界机组FSSS系统设计说明》
10）广东设计研究院图纸
11）《江西大唐国际抚州电厂2X1000MW超超临界机组锅炉技术协议书》
12）《江西大唐国际抚州电厂2X1000MW超超临界机组锅炉说明书》
13）空预器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机、密封风机、火检风机等辅机附属设备说明书
3.调试范围及目的
江西大唐抚州电厂新建工程2X1000MW超超临界机组为新建1000MW超临
界机组，为了对锅炉风烟系统及其相关辅机进行全面检查和调整，需要在锅炉点火前进行锅炉冷态通风试验。
该试验侧重于风烟系统中各分系统的联动调整、重要热工测点的检查传动与标定、辅机最大出力试验、辅机及阀门挡板的联锁传动，并进行不同工况下辅机运行参数及风烟系统阻力特性等参数的记录。
主要试验内容：
1）风烟系统各风门、挡板动作灵活性检查；
2）一次风机和送、引风机不同负荷下试运转，动叶调节特性检查，各压力、温度
和流量测点投入情况及准确性检查；
3）记录并掌握不同工况下风烟系统阻力特性、风机运行参数等数据；
4）进行风机最大出力试验，确定风机轴承温度、振动等各项参数正常，出力能满足机组带额定负荷的要求；
5）配合安装单位进行锅炉风压试验，重点在于制粉系统及一次风系统；
6）进行各辅机之间联锁、保护、程控逻辑以及光字、报警等信号的传动，确保其
逻辑合理、通道正确；
7）调整风机出力，进行炉膛压力开关实做试验，确保炉膛负压保护系统能正常工作；
8）检查、传动风机的失速开关及其测量装置，确保风机失速报警正常；
9）检查各辅机油站油质合格，冷却水冲洗干净，系统能正常工作；
10）火检风机、密封风机等380V辅机试运转，确定各处风压能够达到设计值，风机运转正常；
11）进行磨煤机出口一次风调平、各磨煤机入口风量标定、左右二次风总风道、分风道风量标定。
3.1一次风调平试验
同台制粉系统的四根输粉管道走向、行程、长度各不相同，造成沿程阻力的偏差，这一偏差若不予以消除，将造成同层各燃烧器出口流速、煤粉均匀性的偏差，从而影响炉内正常的空气动力工况及稳定燃烧，导致热负荷不均，严重时甚至破坏正常的水循环。
因此，一次风调平是锅炉启动前的一项重要工作，同时也是进行空气动力场试验的前提。
根据伯努利方程式可知：
△P=KXpXV2/2
通过笛形管和电子微压计测量动压△P,通过校正系数可以准确的获得一次风管道内的风速。
在标准的工况下（磨煤机风量调至额定通风量范围内），通过调节试验磨各煤粉管道上的缩孔调节各一次风管风速，由标定过的笛形管测量动压，使各煤粉管道风速基本相同，最终使各一次风管最大风量相对偏差（相对平均值的偏差）不大于土5%。
3.2磨入口一次风量标定试验
准确的一次风量是制粉系统安全运行的重要保障，也是保持炉内良好的燃烧工况、提高锅炉效率的基本条件。
在对所有磨进行一次风调平试验后，开始进行磨入口风量标定，标定在三个工况下进行，分别对各磨入口流量测量装置进行标定，从而给出测量装置流量系数，并对DCS磨入口一次风量计算回路的风量量程进行调整，以保证磨入口风量的准确性。
磨入口风量开始标定前，要求对测量装置进行吹扫和找漏，从而保证装置的严密性。
3.3二次风道风量标定试验
准确的二次风量是保持炉内良好的燃烧工况、提高锅炉效率的基本条件。
采用等面积法分别对左右侧二次风总风道、分风道测量装置进行标定，标定在三个工况下进行。
开始标定前，要求对测量装置进行吹扫和找漏，从而保证测量装置的严密性。
3.4二次风门特性试验
在二次风量标定的基础上，记录不同二次风门开度时分风道和燃尽风道的风压和风量
4.调试前应具备的条件
1）生产准备工作就绪，主、辅岗运行人员配备齐全，经过培训具备上岗条件；
2）通讯系统调试工作完成，通讯联系畅通，炉内外通迅手段完备；
3）试验范围内厂房沟道盖板齐全，楼梯、步道、护栏完好，所有杂物清理干净；
4）辅机循环冷却水、仪用压缩空气、厂用压缩空气等公用系统调试完毕并能正常投入；
5）热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件；
6）烟风系统所有烟、风道安装完毕，内部杂物清理干净；炉膛、风道、烟道各处人孔门关闭；
7）炉底渣斗清理干净；
8）电除尘器内部清理干净，升压、振打试验完毕，灰斗加热具备投入条件；
9）相关烟风系统、制粉系统、燃烧系统挡板的检查、传动完毕，投运正常；
10）空气预热器、引风机、送风机、一次风机、密封风机经分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件；
11）磨煤机及其系统按要求安装完毕，与燃烧器连接可靠；
12）磨煤机内部清理干净，无施工人员作业；有关表计能投运，已具备通风条件；
13）磨煤机分离器检查完毕；
14）燃烧器冷态调整完毕，各燃烧器位置正确；
15）FSSS相关部分检查传动完毕，磨煤机具备通风条件；
16）准备好一次风调平所需的测速管并进行标定；
17）试验用测量孔已安装完毕，并经检查符合试验仪器要求。
5.调试工作内容及程序
5.1炉膛冷态通风
风烟系统正常启动后，维持炉膛负压，调整送风机动叶开度在40〜70%,对炉膛进行大风量吹扫。
吹扫时间30分钟。
在风机运行期间应派专人对各风机进行监护，注意监视风机振动，轴承温度的变化情况。
吹扫结束后，投入各有关的风压、风量表计。
全面检查烟风系统、制粉系统的所有测点：
包括各段风道的风压、差压测点，炉膛及各段烟道的负压、差压测点；各段风道的风温测点及各段烟道的烟温测点；所有一、二次风的流量测量装置；所有风机轴承温度、电机线圈温度测点；所有风机的振动测点等，要求所有这些测点的指示值合理，变化规律和趋势正确。
改变风机负荷，观察表计的变化情况，对不变化或变化明显有误的进行处理。
5.2一次风冷态调平试验
由于现场条件的限制，同台磨的四根输粉管行程不同，造成阻力偏差，这一偏差若不予以消除，将造成同层燃烧器出口流速、煤粉均匀性的偏差，从而影响炉内正常的空气动力场及燃烧情况。
因此，一次风调平是调试过程中的一项重要工作，同时也是进行空气动力场试验的前提。
依次启动空预器、引风机、送风机、密封风机、一次风机；
关闭给煤机出口落煤管挡板，开启磨煤机出口门、入口隔绝门、入口冷热
风隔绝门、冷风调节门、热风调节门、密封风门；
调整冷、热风调节挡板，在磨煤机额定通风量下通风5〜10分钟；保持磨煤机的通风量不变，进行调平工作；
调平前先将磨煤机出口四根输粉管节流元件均完全打开。
5.3磨煤机一次风风量测量元件的标定
本锅炉制粉系统采用的一次风风量测量元件安装在磨煤机入口一次风管道上，为了使磨煤机投运后在准确风量下运行，以及掌握合理的风煤比，有利于调整燃烧，首先应对风量测量元件进行标定，标定方法采用出口标入口法，即在磨煤机出口测量四根粉管风量再考虑漏风量及密封风量的影响即为磨入口风量。
依次启动空预器、引风机、送风机、密封风机、一次风机；
关闭给煤机出口落煤管挡板，开启磨煤机出口门、入口隔绝门、入口冷风隔绝门、冷风调节门、热风调节门、密圭寸风门；
维持一次风母管的风压恒定，调整磨煤机风量分别为100%、80%、60%额
定风量；
在上述三种通风状态下进行磨煤机出口风量、静压、温度的测量，同时对CRT上的风温、风量及风量计算等有关参数进行记录和校对。
5.4二次风风量测量元件的标定
本锅炉二次风测速元件安装在炉膛大风箱总风道和分风道左右侧入口管道上，为了使机组投运后在准确风量下运行，对风量测量元件进行标定。
1）调节两台送风机和两台引风机出力，将二次风总风道风量变送器差压分别置于100%、80%、60%额定差压，调整引风机挡板，保持炉膛负压于正常范围之内，用标准皮托管（或电子风速仪）在总风道风量标定取样点处测量其风速，计算出风量。
2）尽量保持大风箱分风道左右侧二次风挡板全开，调节两台送风机和两台引风机出力，将风量变送器差压分别置于100%、80%、60%额定差压，调整引风机挡板，保持炉膛负压于正常范围之内，用标准皮托管（或电子风速仪）在分风道左右侧入口管道风量标定取样点处测量其风速，计算出风量。
3）实测风量与计算机DAS上采集的数据进行比较，校验二次风量测量装置，如果有偏差，及时修正。
5.5二次风门特性试验
在二次风量标定的基础上，记录F层不同二次风门开度20%、40%、60%、80%、和100%时分风道和燃尽风道的风压和风量。
6.联锁保护逻辑及定值
这里列出了锅炉主保护、OFT、炉膛吹扫条件及MFT后联锁跳闸设备，其它FSSS及设备联锁、保护、报警、程控等逻辑见各分项措施。
表2锅炉主保护及炉膛吹扫条件
序号
项目
MFT清单
1
手动MFT
序号
项目
2
两台送风机均停
3
两台引风机均停
4
两台一次风机全停且任一给煤机运行且无油运行
5
两台空预器全停，延时15S
6
锅炉总风量低（＜25%）延时5s
7
前墙或后墙火检冷却风压力低低低（3取2）,延时180s
8
前墙或后墙火检冷却风机均停止，延时180s
9
炉膛压力咼咼（3取2）
10
炉膛压力低低（3取2）
11
锅炉点火记忆置位时，给水泵均跳闸
12.1
锅炉点火记忆置位时，锅炉给水流量低1值，延时20s
12.2
锅炉点火记忆置位时，锅炉给水流量低n值，延时2s
13
锅炉湿态运行，贮水箱水位高，延时15s
14
全炉膛火焰丧失
15
丧失所有燃料
16
首次连续点火三次失败
17
汽机跳闸，且机组负荷大于30%
18
再热器保护动作
19
主烝汽压力咼保护，延时3s
20
脱硫系统跳闸，延时3s
21
MFT继电器柜控制电源失电，延时1s
22
水冷壁出口壁温高
23
分离器出口蒸汽温度高
炉膛吹扫条件
1
锅炉MFT已动作
2
无锅炉MFT跳闸条件
3
燃油供油阀、回油阀关闭
4
燃油系统的油阀全关
5
所有磨煤机停止
6
所有磨煤机出口门全关
序号
项目
7
所有给煤机停止
8
所有等离子已停运
9
全炉膛无火检
10
两台空预器任意一台运仃
11
至少一台引风机运行
12
至少一台送风机运行
13
两台一次风机均停止
14
炉膛压力正常（-1.0kPa~+1.0kPa）3取中
15
锅炉总风量在＞30%BMCR
16
二次风挡板在吹扫位
17
前墙且后墙任一火检冷却风机运行且压力低取非
18
燃油泄漏试验已完成或旁路
19
MFT继电器柜电源正常
20
脱硫系统已运行
21
任一脱硝稀释风机运行
MFT跳闸设备
1
停A~F磨煤机（包括等离子）
2
停A~F给煤机
3
关磨煤机的出口门
4
关燃油进油快关阀
5
关燃油回油快关阀
6
关燃油系统的油角阀
7
停两台一次风机
8
关过热器一、二级减温水电动阀
9
关再热器左右侧减温水电动阀
10
关A~F磨煤机冷、热风关断挡板
11
所有磨煤机冷一次风调节挡板切手动，全关
12
所有磨煤机热一次风调节挡板切手动，全关
13
OFT动作
14
退出所有油枪
序号
项目
15
退出所有点火枪
16
所
升级会员 