性能试验可研.docx
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性能试验可研
同煤国电王坪发电公司锅炉性能试验可行性研究
同煤国电王坪发电公司2×210MWCFB发电机组锅炉为华西能源有限责任公司生产的HX-725/13.34-II1型锅炉，该厂1、2号机组于2011年8月和10月通过72＋24小时试验并投入商业运行。
1.设备概况
同煤国电王坪发电公司锅炉为华西能源有限责任公司生产的HX-725/13.34-II1型超高压自然循环汽包流化床锅炉，HX720/13.34-Ⅱ1型锅炉为单锅筒、一次中间再热超高压自然循环、高温汽冷式旋风分离器、非机械式Ｊ阀回料装置、水冷等压风室、全钢栓焊型结构锅炉构架、循环流化床燃烧方式、平衡通风。
锅炉为岛式半露天布置。
锅炉以带基本负荷为主，并具有调峰能力。
锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井（HRA）三部分组成。
炉膛内布置有屏式受热面：
六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和四片水冷蒸发屏。
锅炉共布置有八个给煤口和三个石灰石给料口，给煤口全部置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。
炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室下部布置有点火风道，点火风道内布置有两台床下风道点火器，燃烧器配有高能点火装置。
风室底部布置有4根Φ219mm的落渣管。
炉膛与尾部竖井之间，布置有三台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器。
尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片管式省煤器和卧式钢管空气预热器，一二次风沿锅炉宽度方向双进双出。
锅炉除尾部空预器采用支撑结构外，整台锅炉均由搁置在构架顶部的顶板悬吊。
锅炉炉膛由Φ60×6.5mm光管加扁钢组焊成膜式水冷壁组成，锅炉水循环系统采用自然循环方式，其水循环系统主要由锅筒、集中下降管和下水连接管、水冷壁上升管和汽水引出管组成。
整个炉膛为悬吊结构，全部重量通过水冷壁上集箱吊于顶板上。
为保证各回路的水冷壁管向下的膨胀量大致相同，水冷壁上集箱的各吊点标高大致相同；为保证锅炉运行安全及增强炉墙水冷壁、包墙管的刚性，在水冷壁及过热器包墙管部位设置了刚性梁，刚性梁可随其一起向下膨胀。
锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽冷式旋风分离器、HRA包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低温再热器、屏式再热器及连接管道。
锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱两侧，逆流向上经过水平布置的螺旋鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管从锅筒右封头进入锅筒。
在锅炉启动阶段没有建立足够量的连续给水流入锅筒时，省煤器再循环管路可以将锅水从锅筒引至省煤器进口集箱，防止省煤器管子内的水静滞汽化。
锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。
给水引入锅筒水空间，并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷蒸发屏进口集箱。
锅水在向上流经炉膛水冷壁、水冷蒸发屏的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。
被分离出来的水重新进入锅筒水空间，并进行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。
饱和蒸汽从锅筒引出后，由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器下环形集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离器上环形集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中隔墙上集箱汇合，向下冷却中隔墙进入中隔墙下集箱，即低温过热器进口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式过热器进口集箱，流经屏式过热器受热面后，从锅炉两侧连接管返回到尾部竖井后烟道中的高温过热器，最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱两侧引出。
从汽轮机高压缸排汽引入尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱，流经两组低温再热器管组，由低温再热器出口集箱引出，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引至汽轮机中压缸。
过热器系统采取调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有两级喷水。
一级减温器（左右各一台）布置在低过出口至屏过入口管道上，作为粗调；二级减温器（左右各一台）位于屏过与高过之间的连接管道上，作为细调。
再热蒸汽温度采用尾部双烟道挡板作为主要调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调节挡板，利用烟气流量和再热蒸汽出口温度的关系来调节挡板开度，从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量，达到调节再热蒸汽温度的目的。
流经再热器侧的烟气份额随锅炉负荷的降低而增加，在一定的负荷范围内维持再热蒸汽温度为额定值。
烟气挡板调温方式以不牺牲电厂循环效率为基础，是最为经济的调节再热蒸汽温度的方式。
但为增加调节灵敏度，再热系统也布置两级减温器，第一级布置在低温再热器进口前的管道上（左右各一台），作为事故喷水减温器，第二级布置在低温再热器至屏式再热器的连接管道上（左右各一台），作为微喷减温器。
以上两级喷水减温器均可通过调节左右侧的喷水量，以达到消除左右两侧汽温偏差的目的。
锅筒内径1600mm，壁厚90mm，材料13MnNiMo54，锅筒及其内部设备金属总重约为101吨。
锅筒由两根U吊杆悬吊在顶板梁上。
锅筒正常水位在锅筒中心线下76mm，运行中允许水位波动76mm，高于或低于此范围的长期运行将影响分离器的性能。
如果锅筒水位高于正常水位的125mm（最高安全水位或高报警水位），DCS发出警报，并可开启锅筒紧急放水；如果高于正常水位200mm（最最高水位或高水位跳闸），锅炉自动停炉。
高水位引起卧式分离器内水泛滥，降低汽水分离能力；低水位时也会使分离器效率降低，湿蒸汽离开汽包进入过热器系统。
如果锅筒水位低于正常水位的200mm（最低安全水位或低警报水位），DCS发出警报；如果低于正常水位280mm（最最低水位或低水位跳闸），锅炉自动停炉。
空气预热器为卧式管箱结构，一、二次风分开布置。
一次风布置在低温过热器和低温再热器出口，二次风布置在省煤器出口，通过烟气调节挡板调节进入一次空气预热器的烟气量，从而达到调节一次风温的目的。
锅炉采用蒸汽吹灰系统，吹灰介质为再热蒸汽，吹灰汽源取自低温再热器进口集箱，管座为φ60×5，在BMCR工况下蒸汽压力约为2.6MPa（g），温度为314℃。
1.1.锅炉主要技术规范
锅炉主要技术规范如下，
锅炉主要性能参数
名称
单位
数值
过热蒸汽流量（B-MCR）
t/h
725
过热蒸汽压力（表压）
MPa（g）
13.34
过热蒸汽温度
℃
540
再热蒸汽流量（B-MCR）
t/h
628.72
再热蒸汽进/出口压力（表压）
MPa（g）
3.078/2.908
再热蒸汽进/出口温度
℃
336.6/540
给水温度（B-MCR）
℃
261.1
切高加给水温度
℃
167
空气预热器进口冷风温度
℃
20
空气预热器出口热热风温度
℃
237.6
排烟温度
℃
132
冷渣器出口渣温
℃
≤150
锅炉类型
/
循环流化床锅炉
煤粒度
mm
0～9，d50=0.9
燃煤耗量
t/h
140.1
锅炉效率
%
90.56
构架地震设防级别
/
Ⅶ
1.2.燃煤资料
电厂燃用煤质资料见表1。
煤质分析表
名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种
收到基碳份
Car
%
32.84
31.55
收到基氢份
Har
%
2.69
2.6
收到基氧份
Oar
%
9.68
9.68
收到基氮份
Nar
%
0.47
0.42
收到基硫份
Sar
%
0.45
0.43
收到基灰份
Aar
%
50.47
52.02
收到基水份
Mar
%
3.4
3.3
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
43.62
44.5
低位发热量
Qnet,ar
MJ/kg
12.51
11.78
哈氏可磨性指数
HGI
48
47
变形温度
DT
℃
>1500
>1500
软化温度
ST
℃
>1500
>1500
流动温度
FT
℃
>1500
>1500
2.试验目的
试验目的是为检验锅炉及空气预热器能否达到预期的性能指标，为商务索赔、机组达标验收及电厂运行提供技术依据和必要的数据。
3.试验项目
根据《同煤国电王坪发电公司2×210MW综合利用坑口电站锅炉合同附件》锅炉效率及空气预热器试验项目包括：
（1）100%ECR工况锅炉效率；
（2）75%ECR工况锅炉效率；
（3）50%ECR工况锅炉效率；
（4）空气预热器漏风率。
4.试验依据
（1）《锅炉机组性能试验规程》ASMEPTC4.1；
（2）《空气预热器试验规程》ASMEPTC4.3；
（3）《同煤国电王坪发电公司2×210MW综合利用坑口电站锅炉合同附件》；
（4）《火电机组启动验收性能试验导则》（电力工业部1998年版）；
5.保证值及保证条件
5.1.锅炉效率
5.1.1保证值
锅炉效率按低位发热量计算，100%ECR工况时锅炉效率为考核工况，其保证值不小于93.5%，同时测量75%ECR和50%ECR工况时锅炉效率及这三个工况下锅炉各项热损失。
5.1.2保证条件
100%ECR工况时锅炉效率的保证条件为：
燃用设计煤种，其煤质特性见表1；
大气温度20℃，大气相对湿度50%；
汽轮机额定负荷210MW；
锅炉效率计算按ASMEPTC4.1进行；
5.2.空气预热器漏风率
5.1.1保证值
空气预热器漏风率保证值，投产第一年不大于6%；运行一年后不大于8%。
5.1.2保证条件
燃用设计煤种或校核煤种；
汽轮机额定负荷300MW；
漏风率计算按ASMEPTC4.3进行。
6.试验测点及测量方法
6.1.烟气、空气温度测量
分别在空气预热器A、B两侧进、出口烟道内，按等截面网格法的原则，安装E型铠装热电偶测量烟气温度。
空气预热器进口A、B两个烟道的测点数均为10（孔）×3（点），空气预热器出口A、B两个烟道的测点数均为8（孔）×3（点）。
空气预热器进口空气温度测点布置在空气预热器A、B两侧进口一次风道和二次风道内，一次风道每侧3孔×1（点），二次风道每侧5孔×1（点）。
6.2.烟气取样及分析
在空气预热器A、B两侧进、出口烟道内，按等截面网格法的原则划分测点，空气预热器进口A、B两个烟道的测点数均为10（孔）×3（点）；出口A、B两个烟道的测点数均为8（孔）×3（点）；试验时从各测点处抽取的烟气样，首先在各自烟道的混合罐内混合，然后进入分析仪分析，所用分析仪表有：
德国M&C公司生产的M&CPMA30型顺磁式氧量仪、ROSEMOUNT公司生产的BINOS1004紫外型NO分析仪、BINOS100型红外式CO2仪、BINOS1000型红外式CO仪，每15分钟测量1次。
烟气采样分析系统见图2。
图2烟气采样分析系统
6.3.原煤取样及分析
原煤取样位置在每台给煤机的落煤管上。
试验期间对所有投运磨煤机进行轮流取样，每轮采样间隔30分钟，所采样品将被及时放入密封容器。
试验期间所采样品按四分法缩分成4份，一份由王坪电厂化学分析室进行工业分析；一份提供给供货商；一份送由电力工业发电用煤质量监督检验中心进行工业分析、元素分析和发热量测定，并将结果作为锅炉效率计算的依据；余下的一份留在电厂备用。
6.4.灰渣取样及分析
飞灰取样在空气预热器出口烟道内采用零压等速法，按网格法划分测点逐点取样，每点采样5分钟，取样有效时间与锅炉试验工况时间相等，所用设备为PND-32型烟道飞灰采样枪装置。
大渣的取样在除渣机出口处，大渣取样每15分钟1次。
以上样品在试验结束后按四分法分成4份，具体分配方法同原煤取样，分析内容为灰、渣可燃物含量分析。
6.5.主蒸汽流量测量
主蒸汽流量的测量采用间接法，即取设备自带的给水流量孔板测量结果与减温水流量测量结果之和。
6.6.烟风道静压测量
烟风道静压测点布置在空气预热器进、出口烟道、一次风道和二次风道上，试验期间在烟风道压力测点用U型管压力计进行测量，每10～15分钟1次。
6.7.大气条件测量
在送风机入口附近用干、湿球温度计测量干、湿球温度；用膜盒式压力计测量大气压力，每15分钟测量1次。
6.8.运行参数记录
主要运行参数测量采用表盘记录或计算机打印，每30分钟记测1次。
7.试验要求
（1）考核试验由三方人员（电厂、锅炉供货商、热工研究院）参加，并就试验的所有问题充分协商，达成一致。
（2）正式试验前，需经有关各方认可，机组运行状态已达到满意状态。
确认锅炉机组各主辅机能正常运行，并满足试验要求：
锅炉机组各主辅机能连续稳定运行，能适应正常负荷变化的要求；蒸汽温度、压力均能满足设计的技术规范；过热器、再热器减温水投运正常；送引风机、一次风机调节门，一、二次风调节挡板，操作灵活、指示正确。
（3）大唐户县第二发电厂应准备足够数量的性能考核试验用煤，并在试验前取样进行煤的工业分析及发热量测定，其结果供三方确认；试验用煤的工业分析及发热量应介于如下允许范围：
ΔMar±4%；
ΔAar+5~-10%；
ΔQnet.v.ar±10%。
（4）试验开始前，锅炉吹灰结束，试验期间，不吹灰、不排污、不进行任何干扰工况的操作。
任何一方不得随意要求改变运行方式。
若发生异常，试验三方协商解决。
（5）在进行正式试验之前，将进行一些辅助性工作及预备性试验。
（6）试验开始前，锅炉连续运行时间大于72小时，试验前3小时锅炉应保持试验负荷，且运行稳定，正式试验持续时间大于4小时；试验期间主要运行参数应介于如下允许范围：
锅炉蒸发量±3%；
过热蒸汽压力±2%；
过热蒸汽温度±5℃；
再热蒸汽温度±5℃。
（7）试验前所有测试仪表将经国家计量部门的校验，以确保测量数据准确无误。
（8）试验中如发生意外、设备故障或事故，运行人员应按规定进行处理，并及时通知试验负责人。
8.数据处理
8.1.锅炉效率
试验原始记录经可靠性检查后，计算算术平均值。
（1）锅炉效率计算采用热损失法，计算依据ASMEPTC4.1。
（2）锅炉效率计算的修正方法，按ASMEPTC4.1所载公式进行；
（3）灰渣比例采用：
大渣10%，飞灰90%；
（4）100%ECR负荷锅炉效率试验共做2个平行工况，其它负荷各做1个工况。
100%ECR锅炉效率两次平行试验结果偏差不大于0.5个百分点时，取两次试验效率的算术平均值作为最终结果，否则应再次进行试验。
8.2.空气预热器漏风率
空气预热器漏风率计算采用ASMEPTC4.3。
A、B两台空气预热器将分别计算，两台空气预热器的漏风率不进行平均。
即：
式中：
WG14为空气预热器进口湿烟气量；
WG15为空气预热器出口湿烟气量。
9.结论
通过此次锅炉效率试验，可以得出以下：
（1）检验锅炉效率是否达到了合同保证值要求。
（2）对各种工况情况下对锅炉运行进行修正提高锅炉效率。
（3）可有效降低发供电煤耗。
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