本厂国产680MW超临界锅炉技术特点
一、锅炉主要参数和性能
本期工程装设二台680MW超临界燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。设计煤种与校核煤种均由黄陵矿业有限责任公司、霍州煤电集团有限责任公司和平顶山天安集团三家公司供应。
1.2.1 锅炉容量和主要参数：主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配，过热汽出口主蒸汽温度571℃，最大连续蒸发量2150t/h，最终与汽轮机的VWO工况相匹配。
锅炉主要参数：
过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR) 2150t/h
额定蒸发量(BRL) 2048t/h
额定蒸汽压力25.4MPa.g
额定蒸汽温度571℃
再热蒸汽：蒸汽流量(B-MCR/BRL) 1801/1721 t/h
进口/出口蒸汽压力(B-MCR) 4.71/4.52 MPa.g
进口/出口蒸汽压力(BRL) 4.49/4.31 MPa.g
进口/出口蒸汽温度(B-MCR) 321/569℃
进口/出口蒸汽温度(BRL) 316/569℃
给水温度(B-MCR/BRL) 282/279℃
锅炉基本性能要求
（1）运行条件
锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。
制粉系统：采用中速磨一次风正压直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机；煤= 18%。
粉细度R
90
给水调节：机组配置两台50%B-MCR容量的汽动给水泵+1台30% B-MCR容量的电动启动给水泵（两台机组公用一台电泵）。
汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路。
空气预热器进风加热方式：一、二次风加装暖风器。
国炉变压运行，采用定—滑—定的方式，变压运行的范围按30%~90%BMCR；定压运行的范围按0~30%BMCR和90%~100%BMCR。
二、整体布置
SG-2102为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Л型露天布置、固态排渣。炉后尾部布置两台转子直径为中14236mm的三分仓容克式空气预热器炉膛宽度18816mm，炉膛深度18144mm，水冷壁下集箱标高为5700mm，炉顶管中心标高为71050mm，大板梁底标高78350mm。
炉膛由膜式壁组成。炉底冷灰斗角度为55。从炉膛冷灰斗进口(标高5700 mm)到标高47292mm处炉膛四周采用螺旋管圈，管子规格为Φ41.3mm，节距为54mm，倾角为13．9498°。在此上方为垂直管圈，管子规格为Φ34.9mm，节距为56mm。螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合集箱。
水平烟道深度为6108mm，由后烟井延伸部分组成，其中布置有末级过热器。
后烟井深度为14112mm，布置有低温再热器和省煤器。
炉膛上部布置有6片分隔屏过热器和20片后屏过热器。分隔屏过热器和后屏过热器沿深度方向采用蒸汽冷却定位管固定，蒸汽冷却定位管(共6根，Φ63.5/Φ50.8)从分隔屏过热器进口集箱引出，进入分隔屏过热器出口集箱。后屏过热器、高温再热器和高温过热器沿炉膛宽度方向采用流体冷却定位管固定，流体冷却定位管(共4根，Φ50.8)从后烟井延伸侧墙进口集箱引出，进入后屏过热器出口集箱。
锅炉燃烧系统按配中速磨冷一次风直吹式制粉系统设计。24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。最上排燃烧器喷口中心标高为33050mm，距分隔屏底部距离为20500mm。最下排燃烧器喷口中心标高为23590mm，至冷灰斗转角距离为554.4mm。在主燃烧器和炉膛出口之间标高41865mm处布置有1组SOFA燃烧器喷嘴（距上排燃烧器喷口中心8815mm）。
过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制，第一级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上，第二级喷水布置在屏式过热器出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。再热器汽温采用燃烧器摆动调节，再热器进口连接管道上设置事故喷水，事故喷水取自给水泵中间抽头。
锅炉本体设有两个膨胀中心，分别在水冷壁后墙前后各900mm的位置。运行时炉膛部分以第一个膨胀中心为原点进行膨胀，水平烟道及后烟井以第二个膨胀中心为原点进行膨胀。
炉膛及后烟井四周设有绕带式刚性梁，以承受正、负两个方向的压力，螺旋段水冷壁还设有垂直绷带，螺旋段的支承和悬吊是通过垂直绷带上方的“张力板”与垂直段连接来实现的。在高度方向设有导向装置，以控制锅炉受热面的膨胀方向和传递锅炉水平荷载。由于在炉膛上部刚性梁从炉前一直到包复后墙为止的侧墙刚性梁跨距过长，对于工字梁的稳定性较差，同时支点位置较长之后，计算选用的工字梁断面会变得很大，从安全性、经济性以及给制造过程和安装过程带来困难，因此在上部的刚性梁上增加两个支点而在炉膛及后烟井左右侧墙上方分别布置有一根H1200及H1000的垂直刚性梁。
炉膛部分设有96只墙式吹灰器，分四层布置，一层位于燃烧器的下方，其余三层位于主燃烧器与SOFA之间，由于墙式吹灰器均布置在水冷壁的螺旋段，为了保证吹灰器的横向对称布置且开孔中心位于扁钢中心，各吹灰器的标高均不相同。在炉膛上部辐射区域、水平烟道部分及尾部烟道的低温再热器区域布置有42只长伸缩式吹灰器。尾部烟道的省煤器区域布置有16只半伸缩式吹灰器。每台空气预热器布置有2只伸缩式吹灰器(冷、热端各1只)。在炉膛出口左右侧均装有烟温探针，启动时用来控制炉膛出口烟温。在炉膛出口处还装有16个负压测点(左右侧各8点)。
锅炉本体部分配有14只弹簧式安全阀，安装位置为：分离器出口4只，过热器出口2只，再热器进口4只，再热器出口4只。为减少安全阀的起跳次数，在过热器出口还装有2只动力释放阀(EBV)。
锅炉启动系统采用简单疏水大气扩容式启动系统。锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只外径/壁厚为Φ812．8/87．1mm的汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。每个分离器筒身上方切向布置4根不同内径的进口管接头2根内径为中231．7mm至炉顶过热器管接头，分离器筒身下方设有一个内径为由231．9mm疏水管接头。当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30％BMCR
时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉项过热器，而水则通过两根外径为中324mm疏水管道引至一个连接球体，连接球体下方设有一根管道通至大气式扩容器。在大气扩容器中，汽化的蒸汽通过排汽管道通向炉项上方排入大气；凝结水则进入集水箱并被送往冷凝器。大气式扩容器和集水箱布置在K、L柱之间的钢架副跨内，支座标高分别为13.7m和3.7m。
在启动系统管道上设有2只液动调节阀，为高水位调节阀（HWL），布置在大气式扩容器的进口管道上，在启动阶段通过该阀将分离器中的疏水排入大气式扩容器。为保持启动系统处于热备用状态，启动系统还设有暖管管路，暖管水源取自省煤器出口，经启动系统管道、阀门后进入过热器I级减温水管道，再随喷水进入过热器I级减温器。
锅炉共设置有18层平台，其中7层为刚性平台，为便于操作，个别地方还设置了局部平台。锅炉运行层标高为13700mm。运行层平台为混凝土结构，预热器支承平面标高为10670mm。锅炉构架全部采用钢结构，高强度螺栓连接。钢结构项部设有大屋顶。
锅炉出渣采用机械出渣刮板捞渣机除渣装置。此外，锅炉还配有炉膛火焰电视摄像装置、炉膛出口烟温探针、炉管泄漏自动报警装置(用户自配)等安全保护装置。
四、锅炉主要系统
1．水汽流程
给水由锅炉右侧单路经过止回阀和电动闸阀后进入省煤器进口集箱，流经省煤器管组、中间集箱和悬吊管，然后汇合在省煤器出口集箱，再由2根Φ355.6×46.05mm的连接管道汇合为1根Φ508×65.1mm的连接管道，再由2根Φ355.6×46.05mm的连接管道分别引入水冷壁左右侧墙下集箱，水冷壁下集箱为四周相连通的环形集箱，外径为Φ355.6mm，水经由前后墙下集箱螺旋进入炉膛四周水冷壁，螺旋段水冷壁由330根Φ41.3mm的管子组成，节距为54mm。螺旋段水冷壁经水冷壁过渡连接管引至水冷壁中间集箱，经中间集箱混合后再由连接管引出，经过渡段形成垂直段水冷壁，垂直段水冷壁由1320根Φ34.93mm的管子组成，节距为56mm。在锅炉启动阶段和低于最低直流运行工况(30%BMCR)时，水在水冷壁内吸热形成汽水混合物，汇集至水冷壁上集箱，通过水冷壁引出管进入汽水分离器，在汽水分离器内进行汽水分离，分离后的蒸汽引至过热器，水则通过调节进入大气式扩容器至冷凝器等地方，进行工质的回收。在高于最低直流运行工况(30%BMCR)时，水在水冷壁内吸热形成微过热蒸汽，汇集至水冷壁上集箱；通过引出管进入汽水分离器后，直接由连接管道引至过热器，此时的汽水分离器仅作连接水冷壁与过热器之间的汽水通道。
从汽水分离器引出的蒸汽进入炉项进口集箱，经前炉顶管至炉顶出口集箱，为减少蒸汽阻力损失，在BMcR工况下约36.6％BMCR的蒸汽经旁路管直接进入炉顶出口集箱。从炉顶出口集箱引出的蒸汽经过后炉顶管、后烟井包复、后烟井延伸侧墙，再汇总至后烟井侧墙上集箱，分四路引入分隔屏进口集箱，流经分隔屏后进入分隔屏出口集箱，再分二路经I级喷水减温后进入后屏过热器进口集箱，流经后屏并进入后屏过热器出口集箱，从后屏过热器出口集箱分二路经II级喷水减温后进入末级过热器进口集箱，通过末级过热器到末过出口集箱，再由两根末过出口集箱引出至两根主蒸汽管道并送往汽机高压缸。
自汽机高压缸排出的蒸汽分成二路经事故喷水减温器后引入低温再热器进
口集箱，经过低温再热器后进入低温再热器出口集箱，再通过2根连接管道引至末级再热器进口集箱，经过末级再热器后从末级再热器出口集箱上引出至再热器2根蒸汽管道，送往汽机中压缸。
2．烟、风流程
送风机将空气送往两台三分仓空预器，锅炉的热烟气将其热量传送给进入的空气，受热的一次风与部份冷一次风混合进入磨煤机，然后进入布置在的煤粉燃烧器，受热的二次风进入燃烧器风箱，并通过各调节挡板而进入每个燃烧器二次风通道，同时部分二次风进入燃烧器上部的燃烬风喷口。
由燃料燃烧产生的热烟气将热传递给炉膛水冷壁和屏式过热器，继而穿过高温过热器、高温再热器进入后竖井包墙，经过低温过热器和省煤器后，烟气进入空预器，在预热器进口烟道上设有烟气关断挡板，可实现单台空预器运行。最后进入除尘器，流向烟囱，排向大气。
3．给水系统
机组配置2×50%B-MCR汽动给水泵和一台30% B-MCR容量的电动调速给水泵。
4．减温水管路
过热器喷水系统：如图1-***所示。减温水来自省煤器进口给水管道，经过喷水总管隔绝阀后分二路，分别经过I、II级喷水管路后进入减温器，管路中布置有电动闸阀、电动截止阀和电动调节阀，电动调节阀属CCS控制，调节阀前的电动闸阀与调节阀联锁，锅炉运行时，一般调节阀后的电动截止阀为常开，当调节阀有故障需检修时才关闭该阀，作隔绝用。
过热器总减温水量在任何工况下均为4%主蒸汽流量(相应负荷下)，减温器设计能力按10%BMCR主蒸汽流量，其中Ⅰ级减温器设计的最大喷水量为133t/h，Ⅱ级减温器设计的最大喷水量为76t/h，减温器喷嘴均采用多孔笛形管结构。
再热器喷水系统：如图1-**所示。减温器布置在低温再热器进口管道上，其最大设计喷水量为88t/h，喷水由给水泵中间抽头来，经过电动闸阀后分二路，分别经过电动调节阀和电动截止阀后进入减温器，调节阀属CCS控制，隔绝阀与调节阀联锁。锅炉在正常运行状况，一般此系统不投入运行。
5．疏水、放气
为保证锅炉安全、可靠地运行，在受压件必要位置设有疏水和放气点，在水冷壁下集箱和水冷壁中间集箱上设有疏水管，作停炉疏水用。水冷壁下集箱疏水管管径为Φ60×8，分别配有一只DN50的手动截止阀和电动截止阀；水冷壁中间集箱。疏水管管径为Φ34×7，配有二只DN25的电动截止阀，此外，省煤器进口集箱，后烟井下部环形集箱处均设有疏水管。
在锅炉点火前，过热器和再热器系统的疏水阀和放气阀必须打开，以保证系统内管道疏水，疏水后当管道内产生蒸汽时，关闭过热蒸汽管道上的排汽阀。后烟井集箱上的疏水阀待达到相应参数后立即关闭，再热器疏水阀和排气阀必须在冷凝器建立真空前关闭。
6．取样管路
锅炉设有出口蒸汽取样点、给水取样点和启动疏水取样点。出口蒸汽取样点分别设在过热器和再热器出口蒸汽管道上，给水取样从省煤器进口给水管道上接出，启动疏水取样点从汽水分离器疏水管道上接出，每点取样管路上布置有二只手动截止阀。
7．安全阀排汽管道
为保证锅炉安全运行，防止受压部件超压，锅炉配有14只安全阀，在过热器4根进口管道上各装有1只，过热器2根出口管道上各装有1只，再热器2根进口管道上各装有2只、再热器2根出口管道上各装有2只，另外为减少过热器出口安全阀起跳次数从而保护安全阀，在过热器出口安全阀的上游均布置有1只电动泄放阀，该阀带有隔绝阀以供检修时作隔绝用。
每只安全阀及电动泄放阀都配有排汽管，排汽管从安全阀排汽弯头上的疏水盘上方开始向上穿出大屋顶，排汽管与安全阀排汽弯头、疏水盘之间应有足够膨胀间隙，以防止排汽管的重量传到阀门排汽管头上。安全阀及电动泄放阀排汽管上都装有消声器。
大气式扩容器上方布置有一根约Φ1520的排汽管道，由炉底直接通向炉顶。
8．门孔和测点布置
锅炉上设有检查，看火，吹灰，仪表测点，电视摄像，烟温探针，炉管泄漏报警装置等用孔，这对运行检修和调试带来了方便，各孔按照要求布置在锅炉合适的部位。为防止烟气泄漏，确保锅炉密封，所有需要弯管的孔都装有密封盒。
在炉膛冷灰斗底部每侧水冷壁上布置有一只Φ610mm的检修门。对420mm×460mm检修门，锅炉运行时应将耐火材料把孔堵住，以防烟气烧坏检修门。
汽水系统测点包括：工质温度、工质压力、流量及金属壁温等测点，作记录，控制及试验用。省煤器进出口管道，分离器出口，下降管，过热器一、二级减温器进出口，未级过热器出口，低温再热器进出口，未级再热器进出口处均装有工质温度测点。工质压力测点，分别布置在省煤器入口，分离器出口。过热器出口，再热器进、出口等处。金属壁温测点分在控制室记录和就地测试用两种，作记录用的测点热电偶直接引至控制系统，就地测试用的测点其热电偶接至炉外端子箱。
烟空气系统测点包括：炉膛压力、烟气温度、炉膛与各风道压差及尾部烟道压力温度等测点，这些测点有属于运行监视所需要的，也有属FSSS及CCS控制所需的调节和报警用测点。
9．吹灰系统
锅炉设置吹灰器是为保持受热面清洁，产生良好的传热效果。整个吹灰系统分锅炉本体受热面吹灰和预热器吹灰两部分。锅炉本体部分有96只炉室吹灰器布置在炉膛部分，42只长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部和对流烟道区域，16 只半伸缩式吹灰器布置在后烟井下部对流烟道区域。每台预热器烟气进出口端均布置1只伸缩式吹灰器。锅炉本体和预热器吹灰蒸汽均由后屏出口集箱接出，蒸汽温度在BMCR工况下为516℃，压力为25．88MPa(表)。吹灰蒸汽经过减压后分别进入各吹灰器，管路中设有自动疏水点，锅炉整套吹灰实现程序控制，系统设计通常按2台长伸缩式，2台炉膛吹灰器，2台空气预热器同时投运考虑，长伸缩式和炉膛吹灰器相对两侧墙上各1台吹灰器同时投运，也可按要求设定。本锅炉整套吹灰设备(包括吹灰器，管路及控制设备)的设计和制造采用湖北一戴蒙德机械有限公司产品。
锅炉本体吹灰蒸汽自后屏出口集箱接出经过2″气动薄膜减压阀减压，其整定值为2.94MPa(30kgf/cm2)温度约390℃，最佳使用值取决于吹灰器投运后的各种情况，按需要调整这一压力值。减压阀前管路上布置有一只手动截止阀和一只电动截止阀作关闭汽源用。减压阀后管路上设有一只安全阀以防吹灰蒸汽超压。管路上还设有压力测点，监视减压阀出口压力。各路吹灰管路均设有流量
开关，并与程控相接，流量开关触点的设定值为保持吹灰器所需的最小冷却流量。
为保证吹灰介质适当干度，吹灰管路中设有疏水系统，本体吹灰部分有4个疏水点，其中炉膛吹灰器及长伸缩式吹灰器、半伸缩式吹灰器各2点，每一疏水点疏水管路上布置有一只电动截止阀，温控疏水，其阀门启闭设定值为250℃，为保证彻底疏水，水平管道应至少保持0.025m／m的坡度。
预热器吹灰蒸汽来自后屏过热器出口集箱，和锅炉本体吹灰系统共用同一减压系统，然后有一路减压后的蒸汽进入空气预热器吹灰器。该管路中设有一个疏水点，温控疏水，疏水阀为电动截止阀，其启闭设定值为280℃，温度控制器设定温度按尽可能高的过热度定。
在进入空预器吹灰器总管上还设有吹灰器辅助蒸汽管路，辅助蒸汽来自设计院布置的辅助蒸汽母管，蒸汽压力为0．8～1．0MPa(表压)，温度为250～300℃，经过截止阀和止回阀后进入吹灰管路。
五、锅炉安全保护
1．旁路系统
锅炉在运行中，必须对过热器、再热器系统提供必要的监视和保护手段，尤其在锅炉启动、停炉阶段，由于此时所处的工作条件差，更需对过热器和再热器进行保护。本机组采用了汽机高压、低压两级旁路系统，容量为30%B-MCR。当锅炉启动、停炉或事故（电网事故、汽机停机等）时，旁路系统可作为一种保护手段。在汽机冲转前与事故停炉时，锅炉仍处于运行状态，蒸汽可通过旁路系统而不通过汽机进行循环。这时锅炉产生蒸汽通过过热器后，经过高压旁路减温减压后排入凝汽器。
2．水冷壁系统、过热器系统的保护
压力保护：在过热器出口管道上装设了2只动力控制泄放阀（EBV阀），2只安全阀，在屏式过热器进口管道上装设了四只安全阀。出口管道PCV阀和安全阀的整定压力幅度低于进口管道安全阀的整定压力幅度，因此当锅炉超压引起出口管道EBV阀和安全阀启跳时，能确保整个过热器系统中总有足够的蒸汽流过。而出口管道EBV阀的整定压力幅度低于过热器出口安全阀，使安全阀免于经常动作而得到保护。在动力控制泄放阀前设置了一个隔离阀，供EBV阀检修时隔离用。
温度监测保护：水冷壁系统、过热器系统的温度测点是锅炉在启停、运行时对蒸汽温度和管子金属壁温进行监视和保护的重要手段。水冷壁系统、过热器系统蒸汽温度的监视是通过设置在系统管道上不同位置的热电偶来实现的，管子金属壁温的监视是通过装设在水冷壁、过热器各级受热面出口段的壁温测点来实现的。
3．再热器系统的保护
再热器进、出口管道上分别设置了4只弹簧安全阀。再热器出口管道上的安全阀整定压力低于再热器进口管道上的安全阀整定压力，因此出口管道上的安全阀先起跳，安全阀动作时，再热器中有足够的蒸汽流过，确保再热器得到有效的保护。再热蒸汽温度的监视是通过设置在再热器系统上的热电偶来实现的，管子金属壁温的监视是通过再热器管出口的壁温测点来实现的。
4．炉膛烟温探针
为了确保在锅炉启动期间，各受热面不发生超温现象，在炉膛出口左右侧布置了二只伸缩式烟温探针，在锅炉启动阶段烟温探针伸入炉内，以监测启仃
时的炉膛出口烟温。烟温探针最高测量温度为600℃，当烟温达到538℃时，会发出报警，烟温探针自动退出，此时降低燃料量控制炉膛燃烧率。烟温探针型号为TP一500，行程6300mm。
第四节SG660MW超临界直流锅炉燃烧设备及调节方式
一、概述
燃烧方式采用从美国阿尔斯通能源公司引进的摆动式四角切圆燃烧技术。
设计煤种为兖州烟煤，采用中速磨煤机、冷一次风机、正压直吹式制粉系统设计，煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式燃烧器。燃烧器共设置六层煤粉喷嘴，锅炉配置6 台ZGM113G型中速磨煤机，每台磨的出口由四根煤粉管接至炉膛四角的同一层煤粉喷嘴，锅炉MCR 和ECR 负荷时均投五层，另一层备用。煤粉细度R
＝25%。
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的燃烧方式采用低NOx 同轴燃烧系统（LNCFS ）。通过分析煤粉燃烧时NO
X
生成机理，低NOx煤粉燃烧系统设计的主要任务是减少挥发份氮转化成NOx ，其主要方法是建立早期着火和使用控制氧量的燃料/空气分段燃烧技术。
LNCFS 的主要组件为：
（1）紧凑燃尽风（CCOFA ）；
（2）可水平摆动的分离燃尽风（SOFA）；
（3）预置水平偏角的辅助风喷嘴（CFS ）；
（4）强化着火（EI）煤粉喷嘴。
LNCFS 在降低NOx排放的同时，着重考虑提高锅炉不投油低负荷稳燃能力和燃烧效率。通过技术的不断更新，LNCFS 在防止炉内结渣、高温腐蚀和降低炉膛出口烟温偏差等方面，同样具有独特的效果。
主风箱设有 6 层强化着火煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风（周界风）。在每相邻2 层煤粉喷嘴之间布置有1 层辅助风喷嘴，其中包括上下2 只偏置的CFS 喷嘴，l 只直吹风喷嘴。在主风箱上部设有2 层CCOFA ( Closed 一coupled OFA ，紧凑燃尽风)喷嘴，在主风箱下部设有1 层UFA（Underfire Air ，火下风）喷嘴。煤粉燃烧器立面布置见图2-4，煤粉燃烧器平面布置见图2-5，煤粉燃烧器角部见图2-6。
图2-5煤粉燃烧器平面布置
图2-6煤粉燃烧器角部
在主风箱上部布置有SOFA（Separated OFA ，分离燃尽风）燃烧器，包括5 层可水平摆动的分离燃尽风（SOFA ）喷嘴。SOFA 燃烧器立面布置见图2-7，SOFA
燃烧器角部见图2-8。
图2-7 SOFA 燃烧器立面布置
连同煤粉喷嘴的周界风，每角主燃烧器和SOFA 燃烧器各有二次风挡板25 组，均由气动执行器单独操作。为满足锅炉汽温调节的需要，主燃烧器喷嘴采用摆动结构，由内外连杆组成一个摆动系统，由一台气动执行器集中带动作上下摆动。SOFA 燃烧器同样由一台气动执行器集中带动作上下摆动。上述气动执行器均采用进口的直行程结构，其特点是结构紧凑，控制简单，能适应频繁调
节。
在燃烧器二次风室中配置了三层共12 支轻油枪，采用Y 型蒸汽雾化方式，
燃油容量按30%MCR负荷设计。点火装置采用高能电火花点火器。燃烧器采用水冷套结构。
LNCFS 通过在炉膛的不同高度布置CCOFA 和SOFA ，将炉膛分成三个相对独立的部分：初始燃烧区，NOx还原区和燃料燃尽区。在每个区域的过量空气系数由三个因素控制：总的OFA风量，CCOFA和SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。这种改进的空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系数，在有效降低NOx 排放的同时能最大限度地提高燃烧效率。
阿尔斯通采用可水平摆动的分离燃尽风（SOFA）设计，能有效调整SOFA和烟气的混合过程，降低飞灰含碳量和一氧化碳（CO）含量。
另外在每个主燃烧器最下部采用火下风（UFA）喷嘴设计，通入部分空气，以降低大渣含碳量。这样的设计对NOx 的控制没有不利影响。
2.强化着火煤粉喷嘴设计。
与常规煤粉喷嘴设计比较，强化着火（EI）煤粉喷嘴能使火焰稳定在喷嘴出口一定距离内，使挥发份在富燃料的气氛下快速着火，保持火焰稳定，从而有效降低NOx 的生成，延长焦碳的燃烧时间。强化着火（EI）煤粉喷嘴示意见图2-9。
3.带同心切圆燃烧方式（CFS）的多隔仓辅助风设计。
在每相邻2层煤粉喷嘴之间布置有1 层辅助风喷嘴，其中包括2只CFS（偏置风）喷嘴，1只直吹风喷嘴。同心切圆（CFS ）燃烧方式见图2-10。
图2-10 同心切圆（CFS）燃烧方式
图2-9 强化着火（EI ）煤粉喷嘴
示意图
采用同心切圆（CFS）燃烧方式，部分二次风气流在水平方向分级，在初始燃烧阶段推迟了空气和煤粉的混合，NOx 形成量少。由于一次风煤粉气流被偏转的二次风气流（CFS）裹在炉膛中央，形成富燃料区，在燃烧区域及上部四周水冷壁附近则形成富空气区，这样的空气动力场组成减少了灰渣在水冷壁上的沉积，并使灰渣疏松，减少了墙式吹灰器的使用频率，提高了下部炉膛的吸热量。水冷壁附近氧量的提高也降低了燃用高硫煤时水冷壁的高温腐蚀倾向。
10．燃烧器喷嘴摆动
为了确保燃烧器喷嘴摆动这一调温手段的正常实施，本燃烧设备适当增加了
各传动配合件之间的间隙，并从工艺上采取措施，严格控制摆动喷嘴的形位公差，同时适当增加传动件的刚性和强度。
需要指出的是，为保证燃烧器的正常摆动，要求在燃烧器安装过程中（起吊就位后），必须在现场进行喷嘴角度的重新调整，并参加冷态摆动的试运转。
燃烧器每次检修以后，也应调整喷嘴的实际角度并进行冷态试运转。
在正常情况下，燃烧器喷嘴摆动的控制应接入CCS 系统，如果CCS 未投或摆动控制从CCS 系统中暂时解列时，为保证摆动机构能维持正常工作，每天需定时由人工操作缓慢地摆动数次。注意摆动系统不允许长时间停在同一位置，尤其不允许长时间停在同一向下的角度，每班至少应人为地摆动一至二次。
四、其它结构及使用说明
1.箱壳
箱壳的作用主要是将燃烧器的各个喷嘴固定在需要的位置，并将来自大风箱的二次风通过喷嘴送入炉膛。同时，箱壳也是喷嘴摆动传动系统的基座。
整个燃烧器与锅炉的连接是通过箱壳与水冷套的连接来实现的，由于水冷壁管温度与箱壳内的热风温度不等，尤其是在升炉和停炉过程中各自的温度变化差异较大，在箱壳与水冷壁之间会产生相对位移，为了避免应力过大，造成水管和箱壳损坏，只有连接法兰中部的螺栓是完全紧固的，上部与下部的连接螺栓均保留有1/4~1/2 圈的松驰，燃烧器法兰上这部份螺孔又做成长圆孔，允许箱壳与水冷套之间有一定的胀差。
为了防止二次风在箱壳中流动时产生过大的涡流，二次风室装有二块导流板，使喷嘴出口处的风量趋于均匀和稳定。
为了便于维修人员进入箱壳检查，箱壳各风室的侧面均设置了检查门盖。箱壳是薄壳结构，壳板厚度仅6mm ，为了具有足够的刚性，在风室之间设置了斜拉撑。箱壳的变形对燃烧器的正常工作影响很大，运行过程中应予以足够的关注，经常检查。
2.煤粉风室
如前所述，本燃烧设备采用强化着火（EI）煤粉喷嘴结构，它由喷管与喷嘴两部份组成，同处于燃烧器箱壳的煤粉风室中。煤粉喷嘴用销轴与煤粉喷管装成一体，故更换喷嘴必须将整个煤粉喷管从燃烧器箱壳中抽出才能进行。
3.二次风室及喷嘴摆动系统
除了主燃烧器 A 、B 、C 、D 、E 、F 层为煤粉风室外，其余各层均为二次风室，其中AB 、CD 、EF 层为油枪层。
主燃烧器喷嘴由四组内外传动机构传动，每组分别带动一到二组煤粉喷嘴及其邻近的二次风喷嘴，这四组传动机构又由外部垂直连杆连成一个摆动系统，由－台直行程气动执行器统一操纵作同步摆动，二次风喷嘴的摆动范围可达±30°，煤粉喷嘴的摆动范围为±20°。
表2-13 燃烧器二次风门挡板控制原则
4.二次风挡板及控制
燃烧器每层风室均配有相应的二次风门挡板。每角主燃烧器配有26 只风门挡板，相应配有20 只气动或气动执行机构，其中在每层煤粉风室上下的二只偏置辅助风（CFS ）风室由一只执行机构，通过连杆进行控制。每角SOFA 燃烧器配有5 只风门挡板，相应配有5 只执行机构，这样每台锅炉共配有100 只执行机构，按照机炉协调控制系统（CCS ）和炉膛安全监视系统（FSSS）的指令进行操作，在一般情况下，同一层四组燃烧器的风门挡板应同步动作。各层二次风门挡板用来调节总的二次风量在每层风室中的分配，以保证良好的燃烧工况和指标。
二次风门挡板的控制原则为：A 层、B 层、C 层、D 层、E 层、F 层燃料风挡板的开度按运行或停运函数关系分别控制，运行时开度是本层给煤机转速的函数，以调节一次风气流着火点；停运时开度是锅炉总空气流量的函数。另外AA 层二次风挡板也是给煤机A 转速的函数。
SOFA 、CCOFA 二次风挡板是锅炉总空气流量的函数，主要用于控制锅炉NOx 的排放； AI层、BI层、BC 层、CI层、DI层、DE 层、EI层、FI层二次风挡板是用来控制燃烧器大风箱与炉膛出口压差，该压差是总空气测量流量的函数，有关档板的开度控制参见表2-13燃烧器二次风门挡板控制原则。
总空气测量流量与燃烧器大风箱／炉膛出口压差（△P）的函数关系见表2-14。
表2-14 总空气测量流量与燃烧器大风箱／炉膛出口压差关系
空气测量流量与燃尽风挡板间的函数关系见表2-15。
表2-15 空气测量流量与燃尽风挡板间关系
投运煤粉喷嘴燃料风档板开度与给煤机转速的函数关系表2-16。
表2-16 煤粉喷嘴燃料风档板开度与给煤机转速的关系
为了保护停运燃烧器不过热烧坏，停运燃烧器挡板开度应随锅炉总空气流量的改变而作相应的调整，停运燃烧器挡板开度与总空气测量流量间的函数关系表2-17。
表2-17 停运燃烧器挡板开度与总空气测量流量间的关系
档板的开度控制需要通过燃烧调整试验来最终确定。
风门挡板的结构为双挡板对称布置，全闭状态下挡板呈15°倾斜，故从全关到全开的转角为75°。由于每根挡板的转轴不处于挡板的中心，二侧所受风压构成非平衡结构，当炉膛负压大时，有利于挡板的打开；反之，炉膛呈正压状态时，使挡板趋向于关闭，因而这种结构对稳定炉膛负压有利。
当风门全关时，挡板结构仍留有8%的流通空隙，这是为了避免挡板全关时燃烧器喷嘴过热而被烧坏，所以是正常的保护措施，不应被视为“设计缺陷”而人为地将其堵去。
二次风挡板动作是否正常，直接关系到锅炉能否正常运行，因此锅炉安装完毕或每次检修之后，应将炉膛两侧的大风箱内部清理干净，不允许留有碎铁杂物，以免吹入挡板和喷嘴处，造成卡煞。此外，应检查挡板的实际开度与外部指示是否一致，动作是否灵活。如挡板动作失灵，应先将气动执行器解开，分别检查是执行器的问题，还是挡板本身卡煞，从而采取不同的对策。
在锅炉两侧布置有燃烧器连接风道（大风箱），风速较低，保证四角风量分配的均匀性。SOFA燃烧器由单独的连接风道供风，在连接风道上共设计布置有
4 只SOFA风量测量装置，便于控制调节SOFA风量。
5.护板及护板框架
燃烧器在检修门孔处和一次风室连接法兰处安装了外护板及护板框架，便于将来工地检修时拆卸。
在燃烧器箱壳上，除了侧边的检查门盖外，还有后部与一次风喷管及油燃烧器装置相联的内护板，都用螺栓盖在箱壳开孔处。
检查门盖的保温层，用螺栓装在护板框架上，在打开检查门盖或拆卸内护板前，须先将其外护板及保温层拆下。
检查门盖及内护板与箱壳壁板之间具有相同的温度，不存在胀差的问题；由于外护板的温度接近环境温度，故它与其框架的结构必须考虑与燃烧器箱壳之间的胀差。燃烧器的检修维护必须记住这一点，避免因胀差得不到补偿而损害设备。
6.燃烧器与煤粉管道的连接
每台磨煤机出口由 4 根煤粉管道接至同一层四角布置的煤粉燃烧器，煤粉管道直径Φ580×10mm 。在入口弯头和燃烧器之间布置有手动煤闸门，在检修时可以起到隔断的作用。
由于煤粉管道的设计对燃烧器的摆动灵活性有一定的影响，要求在连接至燃烧器入口弯头的垂直煤粉管道上采用恒力弹簧吊架支吊，不允许煤粉管道的重量传递到燃烧器的入口弯头和一次风管上。考虑到支吊的不便，最下层（A 层）煤粉管道的重量可以通过刚性支架传递到燃烧器箱壳上。
第六节炉前燃油系统及等离子点火设备
一、炉前油系统
本燃烧系统的点火方式为二级点火，即高能点火装置点燃轻油，轻油点燃煤粉。本燃烧设备装有三层（12 支）供点火、冲管、暖炉用的进退式Y 型蒸汽雾化油枪，全称为Y 型蒸汽雾化可进退的挠性型油枪。该油枪可用来暖炉、升压，并可引燃和稳燃相邻煤粉喷嘴。布置在相邻2 层煤粉喷嘴之间的1 只直吹风喷嘴内。油枪前雾化蒸汽压力0.6~0.8MPa ，雾化蒸汽温度为28℃过热度，但最高不超过250℃，油枪出力按30 %MCR 负荷设计。
油检漏试验允许条件：
（1）炉前进油调节阀全开；
（2）全炉无火焰；
（3）供油压力正常；
（4）无 MFT 条件存在；
（5）所有油角阀关；
（6）进油快关阀关。
油检漏试验过程：
（1）开进油快关阀，管路充油。
（2）若在 60 秒内，油母管压力未达到定值，则充油失败，试验中断。
（3）否则，油压满足后，关进油快关阀，开始3 分钟的油压监视过程。
（4）若在这期间，油母管压力低，说明管路有检漏，试验中断。
（5）否则，3分钟后开回油快关阀，管路泄油，10秒后关回油快关阀，开始5 分钟的油压监视过程。
（6）若在这期间，油母管压力高，说明进油快关阀有检漏，试验中断。
（7）否则，5分钟后整个试验成功。
另外，可旁路油检漏试验，强制产生检漏试验正常的状态。
二、进退式Y 型燕汽雾化油枪
锅炉使用的三层油枪的规格是相同的，当装配拆卸油枪零件时，要注意喷嘴头部零件的正确安装。每支油枪配两种规格的雾化片，分别为3500kg/h 和1800kg/h。
1．操作
油枪由炉膛安全保护监察系统进行控制，它应向油枪提供正确的工作程序（油枪进、油枪退、阀门开启和关闭等）。不管控制系统提供的内容及其任何附加特点，下列基本规则总是适用的：
（1）升炉前工作
1）吹扫炉膛至少五分钟；
2）人工检查风机与调节挡板装置，在全程范围内动作是否正确。
（2）燃烧油时，油粘度应保持在≤3°E，必要时须加热。查阅温度－粘度线图，以确定给定粘度下的温度范围。
（3）确保点火器正确运行，总是用一个高能点火器点燃相应的一支油枪，决不要用已点着油枪去引燃另一支油枪。
（4）正确设定二次风挡板位置。有助于各挡板控制辅助风室和燃油风室的二次风合理分配。
（5）插入油枪前，检查喷嘴雾化板装配是否正确。打开进油阀，点燃油时，要用肉眼观察着火是否及时，倘若没有点着或燃烧很不稳定，必须关闭进油阀，再拆卸油枪进行检查，找到未点着的原因并消除缺陷后，才能重新点燃油枪。
（6）油枪不投时，即断油后，立即吹扫油管路，关闭阀门后，再退出油枪。按照停炉指令，倘若关闭阀门前火焰扫描器指示有火，应继续吹扫油枪管路。炉前阀门首先闭合进油孔，然后打开蒸汽吹扫阀。吹扫完毕，关闭蒸汽吹扫阀，退出油枪。未经清扫的油枪从导管中拆卸时需要进行清理。
（7）冷炉点火时务必小心谨慎，注意观察油燃烧情况。在此期间，未燃油可能被带走，粘连在尾部受热面上，有释出可燃气和炭黑聚积的潜在危险。不良的燃烧工况通常由下列情况显示出来：1）着火不稳定；2）火焰尾部冒黑烟；3）炉膛出口有明显的烟雾。不完全燃烧可能由下述原因引起：1）由于油温低或油压不适当，造成雾化不良；2）由于清理不够，喷嘴零件结焦；3）由于燃油风室挡板未处于最佳位置，造成二次风分配不当。
2.保养
投油初期，要清理掉油枪管道内的焊渣、污垢、铁屑等障碍物，以免堵塞油、汽通道。
如果油枪清扫不够，油焦滞留在油枪内，也会造成通道阻塞。
油枪不用时，应该放到燃烧器风箱附近合适的地方，喷头向下悬挂在架子上，建议在悬挂油枪的下面放一个存油盘，这是一个使拆卸的油枪保持良好状态的好办法。
油枪停用，拆卸后，总要检查一下风箱孔穴情况，必要时清除掉结渣。
紧急状态下退出的油枪（未经清扫）应从导管内拆卸出来清理。如果中断或推迟投油，最好关闭油枪后清理之。
运行几周后，应建立合理维修计划，以保证燃油装置的运行。
定期检查外部管路是否有明显的泄漏。
3.金属软管
为适应油枪伸缩和炉膛热态膨胀的需要，油枪同油系统的连接采用金属软管。按照风箱前软管布置图进行软管连接，不得使金属软管过分弯曲或扭曲。
在运行过程中要注意对金属软管进行检查，若发现泄漏要及时进行更换，即使未发现泄漏也要每隔2 年对金属软管进行抽样检查，并对抽样的软管进行水压试验，试验压力约为4.5MPa 。
三、油系统设定值
油系统保护设定值见表2-19。
表2-19 油系统设定值
四、油系统逻辑
1．油层在工作
3个油角在工作时，产生油层在工作信号。
2．油燃烧器跳闸
（1）MFT；
（2）OFT；
（3）燃烧器失火，即油角阀开10秒后火检仍探测不到火焰；
（4）油角阀故障。
3．油层自动启/停
油层启动: 按1-3-2-4角顺序，间隔 25 秒依次启油角。
油层停止: 按4-2-3-1角顺序，间隔 30 秒依次停油角。
五、等离子点火装置
为了达到在机组节约燃油的目的，锅炉使用等离子点火及稳燃设备。等离子燃烧器具有锅炉启动点火和低负荷稳燃的功能，不影响锅炉的安全和出力，不影响锅炉的性能。
等离子点火及稳燃系统由以下部分构成：等离子点火器（发生器）及燃烧器；冷炉制粉冷风加热系统；供电系统；控制系统；冷却水系统；载体空气系统；图像火检及冷却风系统；一次风在线监测系统；燃烧器壁温监测系统。
等离子点火及稳燃系统在设计及校核煤种1下，在冷风加热器运行参数和对应的磨煤机最低出力及通风量满足技术条件时，具备冷态无油点火启动、带负荷的能力。能够满足煤种变化范围为的能力为：挥发份（干燥无灰基）≥30％；灰份（收到基）≤25％；全水份≤11％。
等离子点火及稳燃系统具备低负荷不投油稳燃的能力。
等离子燃烧器在锅炉达到不投油最低稳燃负荷后，等离子点火器可以退出运行作为主燃烧器使用。
等离子燃烧器应充分考虑在作为主燃烧器使用时，不应造成锅炉受热面超温及燃烧器结渣、磨损、烧损及飞灰可燃物过高等影响锅炉安全运行的问题。等离子燃烧器的寿命应不低于原锅炉主燃烧器的寿命。
1．等离子点火器（发生器）及燃烧器
根据锅炉的实际情况，将下层（A）4台煤粉燃烧器改造为兼有等离子点火及稳燃功能的等离子燃烧器。在锅炉点火和稳燃期间，该燃烧器具有点火和稳燃功能；在锅炉正常运行时，该燃烧器具有主燃烧器功能，且在出力及燃烧工况与原来保持一致。等离子燃烧器按照锅炉原燃烧器二次风结构不变，只将一次风结构抽出，更换为等离子燃烧噐。
燃烧器上安装有等离子点火器，根据原主燃烧器的结构，等离子点火器采用轴向插入方式。采用高压离心风机为等离子发生器提供载体风。
2．冷炉制粉冷风加热系统
加热器安装在A磨煤机入口前主热风道（2200×1600×4mm）上，汽源来自高压厂用辅助蒸汽联箱，冷风加热器的入口蒸汽参数为：压力0.8Mpa，温度336℃，流量5.0~6.0t/h。加热器面积余量为20%。在锅炉冷态启动条件下，设计的冷风加热器后热风温度为150℃~170℃，在磨煤机额定出力风量下阻力不超过400Pa。冷风加热器疏水排至锅炉启动排污扩容噐。
3．电气系统
等离子点火器电源容量为：每台炉600kVA。由低压配电柜接出4路三相三线 150kVA 的AC 380V电源，至隔离变压器。设计时，留有20%的余量。
等离子火检冷却风机（及等离子点火器通风机），电气操作控制柜设在就地。2路三相四线 380V AC至高压风机控制柜（1台），电源一路为保安电源。2台风机互为备用，可远方/就地操作。风机电机容量为7.5kW/台。
2路三相四线 380 AC电源至增压水泵控制柜；控制柜用于对就地2台泵的
供电及保护。2台泵互为备用，可远方/就地操作。每台泵容量为7 .5KW。
1路交流220VAC 1KW的UPS电源至点火器控制柜。
4．控制系统
等离子点火及稳燃系统设有完善的控制系统，运行人员可以在主控室内完成启弧、停弧、功率调节等操作，同时控制系统内部设有完善的保护逻辑，可保证系统的安全运行。等离子点火器输出功率可灵活控制，满足锅炉点火需要。
5．冷却水系统
为保护等离子点火器本身，需用水冷却阴、阳极及线圈。由闭式冷却水供水母管取水（压力0.7Mpa，温度38℃）经立式管道增压泵向点火器供冷却水。2台立式泵进水分别由2根Φ89管，从闭式冷却水供水母管下部引出。回水至闭式水回水母管。运行时等离子点火器前后冷却水压差不小于0.2MPa，入口水温＜40℃。
冷却水系统保证为等离子点火器提供充足的冷却水，冷却水管道采用不锈钢管。冷却水系统严密性应良好，无渗漏。
立式管道增压泵出口母管安装压力变送器，就地控制柜信号进入DCS。
6．载体风系统
等离子系统的载体空气由仪用压缩空气罐经容积为1m3缓冲罐供气。经截止阀进入等离子点火器前空气压力不低于8kPa 。4台等离子点火器需总风量为～560Nm3/h。
等离子点火器退出运行后，用来自等离子图像火检风机的高压空气进行通风。
风出口母管安装压力变送器，就地控制柜信号进入DCS。
7．图像火检及冷却风系统
在A层4支等离子燃烧器侧面的二次风道上顺轴向各安装一个带CCD摄像机的火检探头，其视频信号送至4画面分割器，经处理后合成一路，送到主控室全厂闭路电视系统，可在点火和稳燃期间监视所有等离子燃烧器的火焰。
由高压离心风机向等离子图像火检探头提供足够压力和足够量的冷却风。4只等离子火检探头冷却需总风量为～320Nm3/h，与炉膛压差不小于2.0Kpa。
由高压离心风机出口风管接出4路Ф45×3钢管至各点火几噐载体风入口管，供点火噐退出运行后通风用。
8．一次风在线监测系统
为进行等离子燃烧器前一次风速调平和方便运行人员进行燃烧调整，在A磨煤机出口的四根一次风管道上各安装一套风速在线监测装置，可在主控室上显示各角一次风速。为防止测速管堵塞，设有压缩空气反吹扫系统（空气流量0.3Nm3/h.支测速管，压力大于0.4MPa）。测速靠背管选用耐磨烧结陶瓷材料。
一次风速测量系统与DCS连接（为防止堵塞的反吹扫，控制逻辑在DCS实现）。
9．燃烧器壁温监测系统
每台燃烧器壁装有两路热电偶，通过补偿电缆接入DCS。
10．FSSS逻辑相关设计
在FSSS中设计A磨煤机“正常运行模式”与“等离子运行模式”两种运行模式，并可相互切换，从而实现磨煤机FSSS逻辑切换功能。
“正常运行模式”运行时，A磨煤机维持原有的FSSS逻辑；在“等离子运行模式”运行时，A磨煤机FSSS启动条件中增加4台等离子点火器运行正常的条件，同时略去点火能量满足的条件。
当A磨在“等离子运行模式”下运行时，任意两个等离子装置工作故障，联锁停A磨煤机。此逻辑在FSSS中由等离子点火器运行信号判别。
当A磨在“等离子运行模式”运行时，该磨煤机跳闸，联锁等离子点火器跳闸。锅炉MFT时，等离子点火器应全部跳闸，并禁启。“等离子运行模式”运行时，点火延时不触发MFT。原有的火检系统装置和火检逻辑不变。
第八节吹灰系统及运行
煤中的灰分是不可燃烧的物质。固态排渣煤粉炉中的煤粉燃烧后，灰分经过一系列的物理化学变化过程，灰分颗粒会在高温下部分或全部熔化。除了一小部分灰分可能会在受热面上凝结而造成受热面结渣外，约10%的灰分相互粘结形成灰渣，约90%的灰分以飞灰的形式存在。
飞灰随烟气一起流动，在流动过程中，一部分飞灰会沉积在受热面（如水冷壁、屏式过热器、对流过热器、再热器、省煤器及空气预热器）上，造成受热面的结渣和积灰。受热面的结渣和积灰会影响受热面的传热效果，使锅炉经济性下降，严重时会造成管壁超温、烟道堵塞，使锅炉的安全性下降，空气预热器的严重积灰还会使其低温腐蚀加重。因此，为了保证锅炉能安全经济运行，必须对锅炉受热面进行定期吹灰。受热面的吹灰由锅炉的吹灰系统完成。
一、吹灰系统
1．吹灰系统的组成
锅炉的吹灰系统包括吹灰器、1套减压站、吹灰管道及其固定、导向装置等及疏水管道组成。阳逻电厂锅炉采用高温高压、喷水减温减压气动非基地式调节减温减压站，减温减压站由电动截止阀、气动调节阀及弹簧安全阀等组成。
减压站减温水来自于锅炉再热器减温水总管，接管规格为φ38×5，材料20G；B-MCR工况下减温水压力约12MPa.g，温度约182.3℃。
吹灰器安装在锅炉炉膛及水平烟道和后竖井包墙上，空气预热器系统中。通过定时吹扫锅炉水冷壁和受热面防止锅炉积灰。
锅炉吹灰系统共设有48只布置在炉膛水冷壁的四面墙折焰角以下的炉膛吹灰器；设有30只布置在锅炉两侧水平烟道、可伸入锅炉宽度的一半距离的长伸缩式吹灰器；设有4只安装在锅炉后竖井烟道两侧墙及省煤器区域后墙的半长伸缩式吹灰器；并设有2只安装在空气预热器区域的短伸缩式吹灰器。
为了确保在锅炉启动期间，各受热面不发生超温现象，在炉膛出口窗标高62400mm处的左右侧上各布置1只TP-500型伸缩式烟温探针，行程为7000mm。烟温探针为铠装双支热电偶（采用K分度），烟温探针可不定期连续或间隙前进，也可停留在任意位置，超温时自动退回，报警烟温为540℃，退回温度为580℃。
吹灰器设备及吹灰程控系统是保证锅炉正常运行及性能参数必不可少的手段。吹灰器的程控系统用可编程控制器（PLC）实现，系统可在控制台进行自动程序操作、远程或模拟操作，现场可实现就地手操，并具有报警装置。
2．吹灰器主要性能参数
吹灰器主要性能参数如表2-13所示。
表2-13 吹灰器主要性能参数表
1.发热量 蒸发量D：指蒸汽锅炉每小时所生产的额定蒸汽量（即额定压力、额定温度、效率一定时的连续蒸发量），单位t/h。 2.发热量 燃料的发热量：指在某一温度下（通常是在15至25度之间测定的），单位质量的燃料（1kg或者1Nm3）在与外界无机械功交换条件下，完全燃烧后再冷却到原来温度时所释放出的热量。(kJ/kg) 高位发热量：在实验条件下测定发热量的时候，燃烧产物最终被冷却到初始温度，此时燃料产物中的水蒸气温度将凝结为水，并将汽化潜热释放出来，因此此时测定的发热量称为高位发热量Qgw。 低位发热量：在燃烧设备中，产物一般温度较高，水蒸汽不能凝结，此时得到的发热量是低位发热量Qdw。 发热量是评价燃料质量的重要指标之一，也是热力计算的基本数据，需要实验测定。 3.灰熔点和焦炭结焦对炉内燃烧的影响 灰熔点对锅炉的工作具有较大的影响，灰熔点过低，容易引起受热面结渣。另外溶化的渣会将未燃尽的焦炭包裹起来，阻碍空气与焦炭的充分接触，使燃烧速度降低；有时候，熔融的灰渣还会堵塞炉排的通风孔隙，使燃烧工况恶化。 焦炭粘结性对层燃锅炉的燃烧过程影响相当显著，若在炉排燃烧粘结性弱的煤，则会在燃烧过程中形成粉状焦炭，堆积十分严密，将妨碍空气从炉排缝隙穿过。为了加强通风，则必须提高空气流动速度，那
么这些粉状焦炭又会被高速气流吹走，在炉排上形成“火口”，燃烧工况也会恶化。 若焦炭的粘结性太强，焦炭又会熔融粘结在一起，内部的可燃物质难以接触到外围的空气，燃烧过程将趋于缓慢甚至中断。 因此，对于链条锅炉来讲，粘结性太弱或太强的煤，都不适用。 4.锅炉热平衡 锅炉热平衡研究燃料的热量在锅炉内部的利用情况，测算多少热量被利用，多少热量损失，以及这些损失的表现方式与产生原因；热平衡的根本目的就是为提高锅炉的热效率寻找最佳的途径。 热效率是衡量锅炉设备的完善程度与运行水平的重要指标之一，提高热效率是锅炉运行管理的主要工作。为了全面评定锅炉的工作状况，有必要对锅炉进行热平衡测试，从而更加细致的分析总结影响热效率的因素，得到测量数据以指导锅炉的运行与改造。 5.固体不完全燃烧的种类与影响因素。 （1）灰渣损失Qhz，为参与燃烧或者没有燃尽的碳粒与灰渣一同落入灰斗造成的损失； （2）漏煤损失Qlm，部分燃料经炉排落入灰坑造成的损失； （3）飞灰损失Qfh，未燃尽的碳粒随烟气飞走造成的损失。 （1）燃料特性的影响：灰分越高、灰分熔点越低，灰渣损失越大；（2）燃烧方式的影响：机械或者风力抛煤机炉比链条炉的飞灰损失
余热锅炉简单介绍 一、什么是余热锅炉 余热锅炉是综合利用工业炉余热的一种辅助设备，一般安装在烟道里面，吸收排放烟气的余热（或叫废热）产生蒸汽，并使烟气温度降低。若不装引风机，放置余热锅炉时，其总阻力要小于烟囱抽力。若有引风机，则因为引风机只能承受250℃以下的温度，烟气温度应降至250℃以下，一定要设置余热锅炉，才能保证整个加热炉系统的安全运行。若余热锅炉在运行时发生故障，又没有旁通烟道，则会影响加热炉的正常运行。 余热锅炉与一般锅炉的区别就在于，余热锅炉是不需用燃料，而是利用烟气余热来产生蒸汽的锅炉，因此虽然一次投资较大，但若蒸汽能充分的利用时，则其投资最多在4～6个月内就能回收。相对一般锅炉来讲，因余热炉烟气温度低，故要求的受热面积要比一般锅炉大很多。 余热锅炉还有如下特点： 1. 热负荷不稳定，会随着生产的周期而变化。 2. 烟气中含尘量大。 3. 烟气有腐蚀性。 4. 余热锅炉的安装会受场地条件限制，另外还存在如何与前段工艺的配合问题等等。 二、余热锅炉的结构形式 1. 按循环系统来分，可有强制循环和自然循环两种。前者因要用电，设备也较多，运行成本较高，故现在比较少用。 2. 按受热面形式，主要有烟管锅炉和水管锅炉两种。前者管内通烟气，管外通水，后者与此相反。从综合考虑，一般多采用水管锅炉形式。 3. 从水管结构形式来看，有排管式、蛇形管式、双汽包弯管式、直排管式、斜排管式等等。另外还有一种叫热管余热锅炉，其管内为特殊液体，并抽真空，管外通烟气上部在汽包内加热汽包内的水。我们本次是采用的直排管式余热锅炉，结构简单，制作方便，便于操作管理。 三、余热锅炉系统流程介绍 汽包→下降管→排管受热器→上升管→汽包（水消耗后给水泵补充给水） 四、受热面介绍 由φ89、φ108、φ133、φ159管道组成，共六组，每组重约2350kg，约88m2受热面，共重14100kg，约530 m2受热面（见排管图），可以产0.4～0.6MPa的蒸汽4～5t/h饱和蒸
600MW超超临界汽轮机介绍第一部分 两缸两排汽 600MW超超临界汽轮机介绍 0 前言 近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽 600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。 1 概述 哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回
1、1MPa=10（ ） 。 A、牛顿/平方米； B、牛顿/平方厘米； C、千克（力）/平方厘米
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：C
2、1卡（cal）=4.186焦耳（J）
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：A
3、安全阀必须垂直安装，装在承压设备的气相空间上。 （ ）
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：B
4、安全阀的排放量是选用安全阀的最关键的问题。 （ ）
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：A
5、单弹簧管式压力表是利用弹簧弯管在内压力作用下变形的原理制成的。 （ ）
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：A
6、当温度达到油的闪点时，燃料油就能着火燃烧。 （ ）
你的答案：尚未答题 A、摄氏度； B、华氏度； C、开氏度； D、文氏度
正确答案：B
7、锅炉铭牌上常用的温度计量单位是（ ） 。
你的答案：尚未答题
正确答案：A
8、含氢多的燃料容易着火，燃烧后污染小。 （ ） A、正确； B、错误
你的答案：尚未答题 A、降低着火温度；
正确答案：A
9、将油雾化的目的是（ ） 。 B、使油与空气充分混合； C、提高燃烧值
你的答案：尚未答题 A、kJ/kg B、kJ/t C、kJ/g D、kJ/h
正确答案：B
10、煤发热量的计量单位是（ ） 。
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：A
11、氢在燃料中的特性是与氧化合生成水，水蒸发吸热，是有害元素。 （ ）
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：B
12、全启式安全阀的开启动作快，回座时的动作较为平稳。 （ ）
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误
正确答案：A
13、燃料中参与燃烧反应的化学成分，完全燃烧所需的空气量叫理论空气量。 （ ）
你的答案：尚未答题 A、正确； B、错误。
正确答案：A
14、水的压缩性很小，基本上可看成不可压缩的液体。 （ ）
你的答案：尚未答题
正确答案：A
超临界锅炉运行技术 4. 超临界机组协调控制模式 （1）CCBF,机炉自动，机调负荷，炉调压力； 能充分利用锅炉蓄热，负荷响应快；主汽压力控制存在较大延迟，降低了主汽压稳定性。 （2）CCTF,机炉自动，炉调负荷，机调压力； 主汽压稳定性好，负荷响应慢。 （3）机炉协调； 机炉同时接受负荷和主汽压力指令，同步响应负荷和主汽压力的变化。 其中：（1）应用最广，（3）的调节器若匹配不当，机炉间容易引起震荡。 3.2.3 600MW超临界机组协调控制策略 1. 被控参数 (1)给水流量／蒸汽流量 因为给水系统和蒸汽系统是直接连通的，且由于超临界锅炉直流蓄热能力较小，给水流量和蒸汽流量比率的偏差过大将导致较大的汽压波动。 (2)煤水比 稳定运行工况时，煤水比必须维持不变，以保证过热器出口汽温为设计值。而在变动工况下，煤水比必须按一定规律改变，以便既充分利用锅炉蓄热能力，又按要求增减燃料，把锅炉热负荷调到与机组
新的负荷相适应的水平. (3)喷水流量／给水流量 超临界锅炉喷水仅能瞬时快速改变汽温．但不能始终维持汽温，因为过热受热面的长度和热焓都是不定的。为了保持通过改变喷水流量来校正汽温的能力，控制系统必须不断地把喷水流量和总给水流量之比恢复到设计值。 (4)送风量／给煤量(风煤比) 为了抑制NOx的产生，以及锅炉的经济、安全运行，需对各燃烧器的进风量进行控制，具体是通过各层燃烧器的二次风门和燃尽风门控制风量，每层风量根据负荷对应的风煤比来控制。 2 协调控制回路 超临界机组蓄热能力相对较小．锅炉跟随系统的局限性较大，对于锅炉和汽机的控制指令既考虑稳态偏差又要考虑动态偏差。为了在机组负荷变化时机炉同时响应，机组负荷指令作为前馈信号分别送到锅炉和汽机的主控系统，以便将过程控制变量维持在可接受的限度内。 汽轮机调节汽门直接控制功率，锅炉控制主汽压力(CCBF)，给水流量由锅炉给水泵改变。功率指令直接发送到汽轮机调节汽门，使得功率响应较快。由于锅炉惯性大，负荷应变较慢．为防止汽机调门动作过大锅炉燃烧跟不上，设计了压力偏差拉回逻辑，当压力偏差过大时限制调门进一步动作，直到燃烧满足负荷需求。 在协调控制模式下，主汽压力偏差一直作为限制主汽调门响应负荷需
锅炉运行技术问答 1、为什么在锅炉启动过程中要规定上水前后以及压力在0.49mpa和9.8mpa时各记录膨胀指示值一次？ 答：因为锅炉上水前各部件都处于冷态，膨胀为零，当上水后各部件受到水温的影响，就有所膨胀。锅炉点火升压后0～0.49mpa 压力下，饱和温度上升较快，则膨胀指示值也较大；0.49～9.8mpa压力下饱和温度上升缓慢，但压力升高应增大。由于锅炉是由许多部件的组合体，在各种压力下，记录下膨胀指示，其目的就是监视各受热承压部件是否均匀膨胀。如果膨胀不均匀，易引起设备变形和破裂、脱焊、裂纹等，甚至发生泄漏和引起爆管。所以要在不同状态下分别记录膨胀指示，以便监视、分析并发现问题。当膨胀不均匀时，应及时采取措施以消除膨胀不均匀的现象，使锅炉安全运行。 2、为什么生火期间要定期排污？ 答：操作规程规定，当压力升至0.3mpa时，
水冷壁下联箱要定排一次，其作用如下：第一个作用是排除沉淀在下联箱里的杂质；第二个作用是使联箱内的水温均匀。生火过程中由于水冷壁受热不均匀，各水冷壁管内的循环流速不等，甚至有的停滞不动，这使的下联箱内各处的水温不同，使联箱受热膨胀不均。定期排污可消除受热不均，使同一个联箱上水冷壁管内的循环流速大致相等；第三个作用是检查定期排污管是否畅通，如果排污管堵塞经处理无效，就要停炉。 3、锅炉点火初期为什么要定期排污？ 答：此时进行定期排污，排出的是循环回路底部的部分水，不但使杂质得以排出，保证锅水品质，而且使受热较弱的部分的循环回路换热加强，防止了局部水循环停滞，使水循环系统各部件金属受热面膨胀均匀，减少了汽包上下壁温差。 4、为什么锅炉启动后期仍要控制升压速度？ 答：此时虽然汽包上下壁温差逐渐减小，但由于汽包壁金属较厚，内外壁温差仍较大，甚至有增加的可能。另外启动后期汽包内承
国外超超临界机组技术的发展状况 一、超超临界的定义 水的临界状态点：压力 22.115MPa，温度374.15℃；蒸汽参数超过临界点压力和温度称为超临界。锅炉、汽轮机系列（通常以汽轮机进口蒸汽初压力划分等级）：次中压2.5 MPa，中压3.5 MPa，次高压6.5 MPa，高压9.0MPa，超高压13.5 MPa ，亚临界16.7 MPa，超临界24.1 MPa。 超超临界（Ultra Super-critical）（也有称高效超临界High Efficiency Supercritical））的定义：丹麦人认为：蒸汽压力27.5MPa是超临界与超超临界的分界线；日本人认为：压力>24.2MPa，或温度达到593℃(或超过 566℃)以上定义为超超临界；德国西门子公司的观点：从材料的等级来区分超临界和超超临界；我国电力百科全书：通常把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界。 结论：其实没有统一的定义，本质上超临界与超超临界无区别。 二、国外超超临界技术发展趋势 （一）超超临界机组的发展历史 超超临界机组发展至今有50年的历史，最早的超超临界机组于1957年投产，建在美国俄亥俄州（Philo 电厂6#机组），容量为125MW，蒸汽进汽压力31MPa，进汽温度621 / 566 / 566 C（二次再热）。汽轮机制造商为美国GE公司，锅炉制造商为美国B&W公司。 世界上超超临界发电技术的发展过程一般划分为三个阶段： 第一阶段（上世纪50-70年代）
以美国为核心，追求高压/双再的超超临界参数。1959年Eddystone 电厂1#机组，容量为325MW，蒸汽压力为34.5MPa，蒸汽温度为 649 / 566 / 566 C（二次再热），热耗为8630kJ/kWh，汽轮机制造商美国WH 公司，锅炉制造商美国CE公司。其打破了最大出力、最高压力、最高温度和最高效率的4项记录。1968 年降参数（32.2MPa/610/560/560 C）运行直至今，但至今仍是世界上蒸汽压力和温度较高的机组。 结果，早期的超超临界机组，更注重提高初压（30MPa或以上）,迫使采用二次再热。使结构与系统趋于复杂，运行控制难度更难，并忽视了当时技术水平和材料水平，使机组可用率不高。 第二阶段（上世纪80年代） 以材料技术发展为中心，超超临界机组处于调整期。锅炉和汽轮机材料性能大幅度提高，电厂水化学方面的认识更趋深入，美国对已投运的超临界机组进行大规模的优化和改造，形成了新的结构和新的设计方法，使可靠性和可用率指标达到甚至超过了相应的亚临界机组。其后，美国将超临界技术转让给日本，GE公司转让给东芝和日立公司，西屋公司转让给三菱公司。 第三阶段（上世纪90年代开始） 迎来了超超临界机组新一轮的发展阶段。主要原因是国际上环保要求日趋严格，新材料的开发成功，常规超临界技术的成熟。大规模发展超超临界机组的国家以日本、欧洲（德国、丹麦）为主要代表。日本以川越电厂31 MPa /654℃/566℃/566℃超超临界为代表，开拓了一条从引进到自主开发，有步骤有计划的发展之路，成为当今超超临界技术领先国家。其值得我们认真学习。 三、各国超超临界发电技术情况
锅炉运行技术问答 锅炉运行技术问答 熵:系统中工质吸收或放出的热量除以传热时热源热力学温度的商称为熵。焓：工质在某一状 态下所具有的总能量，它等于内能和压力势能的和 温度：温度是物体冷热程度的物理量。 工质：实现热能变化或热能与机械能相互转化的媒介物质。 过热度：在一定压力下，过热蒸汽温度与饱和温度的差值。 煤的发热量：1kg煤完全燃烧时放出的热量。 煤粉细度：煤粉经过专用筛子筛分后残留在筛子上面的煤粉重量与筛分前煤粉总量的百分比。过剩空气系数：实际空气量与理论空气量之比。 最佳过剩空气系数：锅炉效率最高时的过剩空气系 容积热负荷：每小时每立方米炉膛容积放出的热量。 截面热负荷：每小时每平方米炉膛截面放出的热量。 烟气露点：烟气中酸性物质(如硫酸蒸气等)开始凝结时的温度。 燃烧：燃料中的可燃物质与空气中的氧发生的发光发热的化学反应过程。 完全燃烧：燃烧的反应物质中不含有可燃物质。 不完全燃烧：燃烧的反应物质中含有可燃物质。 动力燃烧：当温度较低，化学反应速度较慢，物理混合速度较快，燃烧速度主要取决于化学 反应速度，即炉内温度。 扩散燃烧：当温度较高，化学反应速度较快，物理混合速度较慢，燃烧速度主要取决于炉 内氧对燃料的扩散情况。 过渡燃烧:当炉内温度与混合情况相适应时，燃烧速度既与温度有关，又与氧对燃料的混合， 扩散有关。 循环倍率：1kg水在循环回路中，需经过多少次循环才能全部变成蒸汽。 锅炉净效率：锅炉有效利用热量减去自用能量，占输入热量的百分数。 排烟热损失：烟气离开锅炉排入大气所带走的热量损失。 化学不完全燃烧损失：燃烧过程中产生的可燃气体（CO、等）未能完全燃烧而随烟气排出炉外时所造成的损失。 机械不完全燃烧损失：燃料在锅炉内燃烧，由于部分固体颗粒未能燃尽而被烟气带走或落入 冷灰斗中造成的损失。 二次燃烧：由于炉膛温度较低，燃料的颗粒较大，配风不良，烟气离开炉膛后，烟气当中的 可燃物质继续在尾部烟道内燃烧，或积存在尾部受热面上的可燃物质因氧化温度逐渐升高而 自燃。 锅炉低温腐蚀：锅炉尾部受热面的硫酸腐蚀，因为尾部受热面区段烟气管壁温度都较低。 高位发热量：燃料完全燃烧时放出的热量，包括烟气中蒸汽凝结成水时放出的热量。 低位发热量：高位发热量减去烟气中水蒸汽的汽化潜热。 对流过热器：烟气对过热器的传热以对流为主。 辐射过热器：烟气对过热器的传热以辐射为主。
超临界大型火电机组安全控制技术示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
超临界大型火电机组安全控制技术示范 文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 目前，国内装机容量已突破4亿千瓦，引进和建设低 煤耗、大容量的超临界大型火电机组可以提高我国发电厂 的经济性，同时也能满足节能、环保的要求，国内已投产 600 MW、800 MW、900 MW级超临界燃煤机组多台， 邹县电厂2×1000 MW超超临界燃煤机组立项在建。随着 超临界燃煤机组占国内装机容量的比重越来越大，其运行 情况将对电网安全产生很大影响。所以根据超临界大型火 电机组的特点，实施科学合理的安全控制监测，将对确保 电力安全生产发挥积极的作用。 1 超临界机组安全生产的特点 超临界大型火电机组蒸汽参数高（压力≥22.12 MPa、
温度≥540 ℃），和亚临界机组相比在运行过程中存在的问题有所不同。其主要问题有：①过热器进出口的部分管子过度磨损和水冷壁管、再热器管的泄漏，这些问题大多与燃料的含灰量和烟气流速有关；②汽机高压缸第一级叶片根部腐蚀，此种现象在机组投运6～8年后渐渐严重，蒸汽品质是主要的原因；③高压阀门的泄漏问题。 超临界大型火电机组的不可用率（包括强迫停炉、维修与计划停运）的影响因素是多方面的，超临界压力锅炉的不可用率约为汽轮机、发电机和电站辅机的3倍。水冷壁管泄漏是锅炉方面的主要问题，大部分是由于过热所致。管壁结垢和水冷壁中质量流量过低、管内紊流程度不够，使锅炉在高热负荷区发生核态沸腾所引起。造成上述问题的原因大多是锅炉水冷壁无法得到足够的冷却和缺少凝结水除盐设备或除盐设备不完善。水的品质对于超临界机组的可靠运行极为重要。
水电站复习思考题（1） 复习思考题（水轮机部分）（一） 1.水电站的功能是什么，有哪些主要类型？ 2.水电站的装机容量如何计算？ 3.水电站的主要参数有哪些（H、Q、N、N装、P设、N保），说明它们的含义？ 4.我国水能资源的特点是什么？ 5.水力发电有什么优越性？ 复习思考题（水轮机部分）（二） 1.水轮机是如何分为两大类的？组成反击式水轮机的四大部件 是什么？ 水轮机根据转轮内的水流运动和转轮转换水能形式的不同可分为反击式和冲击式水轮机两大类。 组成反击式水轮机的四大部件是：引水部件、导水部件、工作部件、泄水部件 2.反击式和冲击式水轮机各是如何调节流量的？ 反击式水轮机：水流在转轮空间曲面形叶片的约束下，连续不断地改变流速的大小和方向。 冲击式水轮机：轮叶的约束下发生流速的大小和方向的改变，将其大部分的动能传递给轮叶，驱动转轮旋转。
3.什么是同步转速，同步转速与发电机的磁极对数有什么关系？尾水管的作用是什么？ 同步转速：电机转子转速与定子的旋转磁场转速相同(同步)。同步转速与发电机的磁极对数无关。 尾水管的作用：①将通过水轮机的水流泄向下游；②转轮装置在下游水位之上时，能利用转轮出口与下游水位之间的势能H2；③回收利用转轮出口的大部分动能 4.水轮机的型号如何规定？效率怎样计算？ 根据我国“水轮机型号编制规则”规定，水轮机的型号由三部分组成，每一部分用短横线“—”隔开。第一部分由汉语拼音字母与阿拉伯数字组成，其中拼音字母表示水轮机型式。第二部分由两个汉语拼音字母组成，分别表示水轮机主轴布置形式和引水室的特征；第三部分为水轮机转轮的标称直径以及其它必要的数据。 水轮机的效率：水轮机出力（输出功率）与水流出力（输入功率）之比。?=P/Pw 5.什么是比转速？ n s 表示当工作水头H=1m、发出功率N=1kw时，水轮机所具有的转速n称为水轮机的比转速。
超超临界锅炉制造技术的研究 摘要：超超临界锅炉的材料以及结构有其自身的制造特点，要想能够使得超临 界锅炉的制造技术能够实现进一步的发展，就需要在有效掌握超临界锅炉制造工 艺特点的基础上，采取有效的方式来对超超临界锅炉制造技术进行改进，选取合 理的制造技术应用到超超临界锅炉的研制当中，从而使得超超临界锅炉的未来应 用范围更加的宽广。本文将对超超临界锅炉制造技术进行研究。 关键词：超超临界锅炉，螺旋管圈水冷壁，细晶粒不锈钢，集箱管座机械焊超超临界机组因其煤耗低，节约能源，我国已经把大幅度提高发电效率、加 速发展洁净煤技术的超超临界机组作为我国可持续发展、节约能源、保护环境的 重要措施。 1超超临界锅炉用钢 超超临界机组蒸汽压力和温度的提高对关键部件材料带来更高的要求，尤其 是材料的高温强度性能、抗高温腐蚀和氧化性能以及高温疲劳蠕变性能。超超临 界机组广泛采用各种低合金高强钢、耐热钢。如水冷壁采用具有优异的焊接性能 的T23和T24，联箱和蒸汽管道主要采用P91、P92、P122等马氏体高强钢，过热器、再热器主要采用P91马氏体高强钢及uper304H和TP347HFG奥氏体耐热钢。 2超超临界直流锅炉制造工艺方案 2.1 集箱制造工艺 超超临界锅炉集箱本体的材料与超临界、亚临界锅炉略有不同，主要体现在 过热器和再热器集箱选用了性能更好的 T P347H、P92 作为集箱本体材料。集箱管径较大、管壁较厚，特别是超长集箱给集箱制造、翻转、吊运及运输等均带来一 定的难度，另外，尤为关键的是所有管座与集箱连接的角焊缝均要求全焊透。根 据以上特点，我们采取了如下措施: (1)针对 TP347H、P92、P91 等钢的焊接难点，避免焊接返修，保证一次合格率，我们新研制了1 台集箱环缝对接的窄间隙自动焊机。此设备能实现不点固焊 装配、全自动氩弧焊打底及细丝窄间隙埋弧焊一次性焊妥，此技术在国内外尚无 先例，系自主创新成果。 (2)对于管径大于 108mm 的管座角焊缝，我们采用机械焊，用先进的工艺装 备保证产品质量。 (3)对于全焊透结构的小管座角焊缝，我们尽量采用自动内孔氩弧焊封底+ 手 工电弧焊焊妥工艺。对有些无法采用内孔氩弧焊设备的长管接头角焊缝，在选用 合理的焊接坡口的同时，我们采用独创的外壁自动氩弧焊打底设备焊接，保证根 部全焊透，然后用手工电弧焊焊妥。 (4)对于超长集箱的翻转、吊运及运输，除了添置必需的工艺装备之外，我们 还制定了一系列的吊运、运输工艺守则及注意事项，防止集箱碰伤、碰坏。 (5)针对 TP347H 不锈钢集箱的制造难点，我们设计制作了焊缝背面气体保护 防氧化工装，选用合理的焊接规范，控制层间温度，减少在敏化温度区域内的停 留时间，并通过焊后稳定化处理解决受焊接热循环影响出现的“贫铬区”间隙。 2.2 “三器”制造工艺 对于蛇形管的制造工艺，无论是超(超)临界机组还是亚临界机组均无明显区别，只是按锅炉容量的大小在管径、壁厚和外形尺寸上有所不同。超超临界锅炉的“三器”管排均为超长、超宽管排，且末级过热器和再热器采用 Super304H、TP347HFG 等细晶粒不锈钢，针对制造中的难点，我们采取如下措施:
超（超）临界锅炉的特点 一、引言 随着我国火力发电事业的快速发展和节能、环保要求的日趋严格，提高燃煤机组的容量与蒸汽参数，进一步降低煤耗是大势所趋。在这个基础上，节约一次能源，加强环境保护，减少有害气体的排放，已越来越受到国内外的高度重视。超超临界机组因其煤耗低，节约能源，我国已经把大幅度提高发电效率、加速发展洁净煤技术的超超临界机组作为我国可持续发展、节约能源、保护环境的重要措施。尽管在同等蒸汽参数情况下，联合循环的效率比蒸汽循环的效率高10%左右，但是，由于PF-BC和IGCC尚处于试验或示范阶段，在技术上还存在许多不完善之处，而超临界技术已十分成熟，超超临界机组也已批量投运，且积累了良好的运行经验，国外已有一套完整而成熟的设计、制造技术。因此，技术成熟的大容量超临界和超超临界机组将是我国清洁煤发电技术的主要发展方向，也是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重等问题的最现实和最有效的途径。 超超临界压力锅炉的关键技术是多方面的，在材料的选择、水冷壁系统及其水动力安全性、受热面布置、再热系统汽温的调控等多方面均存在设计和制造上的高难技术。 二、超（超）临界锅炉的特点 超临界机组区别与普通机组主要有以下特点： 1、蒸汽参数的选择 机组的蒸汽参数是决定机组热经济性的重要因素。一般压力为16.6～31.0MPa、温度在535~600℃的范围内，压力每提高1MPa，机组的热效率上升0.18％~0.29％：新蒸汽温度或再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热效率就提高0.25％~0.3％；因此提高蒸汽参数是提高机组热效率的重要途径。目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，下表列举了一些发达国家的典型机组的参数[1]。 现在常规的超临界机组采用的蒸汽参数为24.1MPa、538℃/566℃。一般认为蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃称为超超临界。研究分析[2]指出对600/600℃这一温度等级，当主汽压力自25MPa升高到28MPa，锅炉岛和汽机岛的钢耗量将分别增加3.5％和2%。此外主汽压力28MPa时，汽机低压缸末级叶片排汽湿度将达到10.7%，已接近采用一次再热的极限值。 有文章表明[3]我国今后重点发展的超临界机组的参数将为汽机进口参数24.2MPa/566℃/566℃，锅炉的出口参数则为25.4MPa/571℃/569℃；超超临界机组的参数为汽机进口参数26.25MPa/600℃600℃，锅炉出口的参数则为27.56MPa/605℃/603℃；机组容量将主要为600MW和1000MW两种。
燃机余热锅炉基本原理介绍 燃机余热锅炉，英文简写为 HRSG（Heat Recovery Steam Generator），是燃气－蒸汽联合循环的重要组成部分。其主要工作原理是通过布置大量的换热管（通常采用螺旋鳍片管）来吸收燃机排气的余热，产生蒸汽供汽机发电或作为供热及其它工艺用汽。 燃机余热锅炉发展至今，形成了各种结构形式和布置方法，简单介绍如下。 燃机余热锅炉按照其循环方式主要分为两种形式：即受热面水平布置的强制循环余热锅炉和受热面垂直布置的自然循环余热锅炉，两者的主要区别是强制循环锅炉需配置循环泵依靠循环泵的压头实现蒸发器内的水循环，而自然循环则主要靠下降管和受热的蒸发管束中工质的密度差来实现循环。强制循环就国外而言主要在欧洲使用较多，国内主要用于燃机燃用重油等含灰较多燃料、受热面需吹灰和清洗的情况，如我厂提供深圳南山电厂、月亮湾等电厂的 9E 级燃机余热锅炉及浙江金华、广州明珠等 6B 级燃机余热锅炉。自然循环就国外而言主要用于美国，国内主要用于燃机燃用天然气、轻油等清洁燃料的燃机余热锅炉，如我厂提供的深圳金岗、天津滨海等的6B，江苏无锡、海南南山的FT-8 及海南洋浦 V94.2 燃机余热锅炉。 强制循环和自然循环余热锅炉的结构形式见附图 1 和附图 2。 附图 1 强制循环余热锅炉
附图 2 自然循环余热锅炉 燃机余热锅炉按照是否补燃分为补燃型余热锅炉和非补燃型余热锅炉，除非是用于热电联产或其它特殊工艺要求，一般应选用非补燃型余热锅炉，因为补燃会降低余热锅炉的效率。 一般补燃采用烟道式燃烧器，布置在进口烟道中，仅利用燃机排气中的氧气而不掺入补燃空气，补燃后烟气温度控制在 750℃以下。 烟道式补燃燃烧器的布置位置见附图 3，其结构见附图 4。
第五章超临界锅炉工作原理及基本型式 超临界锅炉的工作原理 根据锅炉蒸发系统中汽水混合物流动工作原理进行分类，锅炉可分为自然循环锅炉、强制循环锅炉和直流锅炉三种。 若蒸发受热面内工质的流动是依靠下降管中水与上升管中汽水混合物之间的密度差所形成的压力差来推动，此种锅炉为自然循环锅炉；若蒸发受热面内工质的流动是依靠锅水循环泵压头和汽水密度差来推动，此种锅炉为强制循环锅炉；若工质一次性通过各受热面，此种锅炉为直流锅炉。 直流锅炉是由许多管子并联，然后再用联箱连接串联而成。它可以适用于任何压力，通常用在工质压力≥16MPa的情况，且是超临界参数锅炉唯一可采用的炉型。 1.直流锅炉的工作原理 直流锅炉依靠给水泵的压头将锅炉给水—次通过预热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽。直流锅炉的工作原理如图5-1所示。 图5-1直流锅炉的工作原理示意图 在直流锅炉蒸发受热面中，由于工质的流动不是依靠汽水密度差来推动，而是通过给水泵压头来实现，工质一次通过各受热面，蒸发量D等于给水量G，故可认为直流锅炉的循环倍率K＝G/D＝1。 直流锅炉没有汽包，在水的加热受热面和蒸发受热面间，及蒸发受热面和过热受热面间无固定的分界点，在工况变化时，各受热面长度会发生变化。 沿直流锅炉管子工质的状态和参数的变化情况示于图5-2： 图5-2 直流锅炉管子工质的状态和参数的变化情况 图5-2直流锅炉管子工质的状态和参数的变化阻力，工质的压力沿受热面长度不断降低；工质的焓值沿受热面长度不断增加；工质温度在预热段不断上升，而在蒸发段由于压力不断下降，工质温度不断降低，在过热段工质温度不断上升。 2.直流锅炉的特点 2.1直流锅炉的结构特点 直流锅炉无汽包，工质一次通过各受热面，且各受热面之间无固定界限。直流锅炉的结
一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。 3) 焓值物理概念明确，它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器入口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态煤水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 二、超临界机组给水系统工艺介绍 某电厂2×600MW超超临界燃煤锅炉（HG-1792/26.15-YM1），由哈尔滨锅炉厂引进三菱技术制造，其形式为超超临界、П型布置、单炉膛、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。主要参数见表一：
1. 管道与机械设备连接时有何要求？(P151) 1）管道与机械设备连接前，应在自由状态下检验法兰的平行度和同轴度，偏差应符合规定要求。 2）管道与机械设备最终连接时，应在联轴节上架设百分表监视机器位移。 3）管道经试压、吹扫合格后，应对管道与机器的接口进行复位检验。管道安装合格后，不得承受设计以外的附加载荷。 2. 简述编制投标文件的注意要点。(P152) 1 ) 对招标文件的实质性要求作出响应。包括：投标函，投标报价，施工组织设计、商务和技术偏差表。 2 ) 审查施工方案。应在技术、工期、质量、安全保证等方面有创新，利于降低施工成本，对招标人有吸引力。 3 ) 复核或计算工程量。并与合同计价形式相协调。 4 ) 确定正确的投标策略。 3.废标的条件有哪些？(P153) ( 1 ) 逾期送达的或者未送达指定地点的； ( 2 ) 未按招标文件要求密封的； ( 3 ) 无单位盖章并无法定代表人签字或盖章的； ( 4 ) 未按规定格式填写，内容不全或关键字迹模糊、无法辨认的； ( 5 ) 投标人递交两份或多份内容不同的投标文件，或在一份投标文件中对同一招标项目报有两个或多个报价，且未声明哪一个有效(按招标文件规定提交备选投标方案的除外) ；
( 6 ) 投标人名称或组织机构与资格预审时不一致的； ( 7 ) 未按招标文件要求提交投标保证金的； ( 8 ) 联合体投标未附联合体各方共同投标协议的 4.空气管道系统泄漏性试验在实施时有哪些要求？(P159) 空气管道是输送极度和高度危害介质以及可燃介质的管道，必须进行泄漏性试验。泄漏性试验是以气体为试验介质，在设计压力下，采用发泡剂、显色剂、气体分子感测仪或其他手段检查管道系统中泄漏点的试验。实施要点如下： ( 1 ) 泄漏性试验应在压力试验合格后进行，试验介质宜采用空气。 ( 2 ) 泄漏性试验压力为设计压力。 ( 3 ) 泄漏性试验可结合试车一并进行。 ( 4 ) 泄漏试验应逐级缓慢升压，当达到试验压力，并且停压lOmin 后，采用涂刷中性发泡剂的方法，巡回检查阀门填料函、法兰或螺纹连接处、放空阀、排气阀、排水阀等所有密封点有无泄漏。5. 合同分析的重点应考虑哪些内容?(P160) 1) 分包人的主要合同责任，工程范围，总包人的责任。 2)合同价格，计价方法和价格补偿条件。 3)工期要求和顺延条件，工程受干扰的法律后果，合同双方的违约责任。 4) 合同变更方式，工程验收方法，索赔程序和争执的解决等。6.固定式地脚螺栓安装方式有哪几种？(P160) 按安装方式分，固定式地脚螺栓有预埋地脚螺栓、预留孔地脚
余热锅炉系统工作原理及技术特点 中国锅炉网资讯栏目https://www.doczj.com/doc/5313177199.html,/news/5/ §1概论 一、简述 在燃气轮机内做功后排出的燃气，仍具有比较高的温度，一般在540℃左右，利用这部分气体的热能，可以提高整个装置的热效率。通常是利用此热量加热水，使水变成蒸汽。蒸汽可以用来推动蒸汽轮机一发电机，也可用于生产过程的加热或供生活取暖用。对于稠油的油田可以用蒸汽直接注入油井中，以提高采油量。根据不同的蒸汽用途，要求有相应的蒸汽压力和蒸汽温度，也就需要不同参数的产汽设备。利用燃气轮机排气的热量来产汽的设备，称为“热回收蒸汽发生器”，表明回收了排气的热量，用英文字母HRSG来表示。我国习惯上称为“余热锅炉，本文也采用“余热锅炉”的名称，并把燃气轮机的排气简称为“烟气”。 “余热锅炉”通常是没有燃烧器的，如果需要高压高温的蒸汽，可以在“余热锅炉”内装一个附加燃烧器。通过燃料的燃烧使整个烟气温度升高，能够产生高参数的蒸汽。例如某余热锅炉不装燃烧器时，入口烟气温度为500℃，装设附加燃烧器后，可使入口烟气温度达到756℃。蒸汽的压力可以从4MPa升到10MPa，蒸汽的温度可以从450℃升到510℃，蒸汽可以供高温高压汽轮机用，从而增加了电功率输出。目前我国油田进口的余热锅炉的蒸汽参数有：4MPa配450℃及1.4MPa配195℃（饱和蒸汽）。前者供给中压汽轮机来发电，后者可以供生产或供生活取暖用。 注：关于多种余热锅炉，余热锅炉利用燃气轮机排气的方式，补燃问题。 二、余热锅炉的组成 （一）蒸汽的生产过程 图19－1是一台余热锅炉的结构示意图，从图中可以看出产汽的过程。
锅炉技术问答200题 1.锅炉型号中各符号所代表的意义是什么？ 答：锅炉型号主要由三组字码组成：第一组代表锅炉制造厂的汉语拼音缩写，第二组分数形式的字码，分子表示锅炉容量，分母表示过热蒸汽压力，第三组字码表示产品的生产设计序号。 2.我厂锅炉过热器和再热器由哪几级组成？其流向如何？ 答：我厂过热器共有五级，分别为顶棚及包覆管过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器；再热器共有三级，分别为墙式再热器、屏式再热器、末级再热器；流向为： 汽包——顶棚过热器——包覆过热器——低温过热器——分隔屏过热器——后屏过热器——末级过热器——汽机高压缸——再热器母管——墙式再热器——屏式再热器——末级再热器——中压缸。 3.主、再热系统共布置了多少个安全门？分别在哪里？动作值各为多少？ 答：主、再热蒸汽系统共布置了10个弹簧式安全门和一个电磁式泄压阀。在汽包A侧为1个，汽包B侧为2个；末级过热器出口2个弹簧式安全门和一个电磁式泄压阀；墙式再热器入口2个和末级再热器出口3个弹簧式安全门。动作值分别为：汽包#1为20.61MPa，汽包#2为21.03MPa，汽包#3为21.23MPa，过热器出口#4为19.08MPa，过热器出口#5为19.65MPa，电磁泄压阀为18.89MPa；再热器入口#7为4.34MPa，#8为4.47MPa ，#9为4.03MPa，#10为4.07MPa，#11为4.15MPa。 4.汽包的作用是什么？ 答：汽包的作用主要有以下四个： （1）连接。汽包将水冷壁、下降管、过热器及省煤器等各种直径不等、根数不同、用途不一的管子有机地连接在一起，汽包起一个大联箱的作用。 （2）汽水分离。从水冷壁来的汽水混合物经汽包内的汽水分离装置分离出的蒸汽被送入过热器加热成为过热蒸汽。 （3）储水和储汽。汽包下半部储存一定的水供水冷壁蒸发用。由于汽包储存了一定数量的水，允许给水流量短时间的少量波动，而不必要求给水流量与蒸汽流量时刻保持严格的平衡， 增加了锅炉运行的稳定性。汽包里储存的水和蒸汽还起到了缓冲压力波动的作用。当蒸汽 压力升高（或降低），因对应的饱和温度升高（或降低），汽包里的水储存一部分热量，使 压力升高（或降低）较缓慢。 （4）汽里的连续排污装置能保持炉水的含盐量一定，清洗装置可以用给水清洗掉深解在蒸汽中的盐，从而保证蒸汽品质。当包中的加药装置可进行锅内处理，防止蒸发受热面结垢。5.汽包内布置有哪些汽水分离装置？ 答：汽包内布置有三种分离装置：旋风分离器、波形板分离器和顶部多孔板。 6.单台引风机已到最大出力，第二台引风机启动时如何并列？ 答：单台引风机至最大出力运行时，在第二台引风机启动前应先降低机组负荷将运行的引风机动叶减至两台引风机并列运行时发生的喘振线以下，再启动第二台引风机，慢慢开大动叶，减小第一台引风机动叶，直至两台引风机动叶开度、电流基本平衡并列即完成。 7.我厂锅炉设计的辅助风、燃料风、燃烬风有什么相同和不同？ 答：辅助风、燃料风和燃烬风的相同之处即都是从送风机经空气预热器至大风箱的二次风。不同之处是根据它们的作用不同而布置的位置不同和运行的方式不同，辅助风是供给燃料完全燃烧所需要的氧气，需要一定的风速和风量；燃料风又称周界风，是供给煤粉着火和强化燃烧所需要的氧气；燃烬风是防止高负荷时氮氧化物生成，使煤粉燃烬所需要的风量。 8.“全炉膛灭火”动作的条件是什么？ 答：“全炉膛灭火”动作的首要条件就是同层必须有两台以上的给粉机运行。当煤层单独燃烧时，如果某层的三台给粉机发“无火”信号，则该层“无火”，所有的层发“无火”信号则“全炉膛灭火”保护动作。油煤混烧时，油火检也是“四取三”，即当某层三个角的油枪检测到“有火”，才发层“有火”，反之该层“无
余热锅炉运行操作指南 前言 从事锅炉安全管理人员和操作人员在上岗前应按国家质检总局颁布的特种设备安全技术规范TSG G6001-2009《锅炉安全管理人员和操作人员考试大纲》的规定进行培训、考核，并考核合格，取得相应的操作资格证书，才可操作相应类别的锅炉。 一、概述 1、工程简介 本项目是利用XXX公司2#焦炉烟道废气的余热，将废气通过余热锅炉产生饱和蒸汽用于其它工段生产使用。余热锅炉主要由蒸汽发生器、高低温水预热器等换热设备组成。将烟气从285℃降至约150℃后由烟囱排出；水汽路系统：水从20℃进入后，余热锅炉产生0.6MPa饱和蒸汽进入分汽缸后供用户使用。 2、余热回收系统基本组成 本余热锅炉系统（见附图：《热力系统示意图》）包括废气系统、汽水系统、排污系统、取样系统、放空和加药系统以及控制系统，系统设备包括主体设备、附属设备等。 2.1 系统 系统是指为保证余热锅炉正常运行的废气系统、汽水系统、排污系统、取样系统、放空和加药系统、清灰系统以及控制系统。 2.1.1 废气系统 来自焦炉废气（285℃）→蒸汽发生器→高温水预热器→低温水预热器（约150℃）→烟气出口管道→引风机→烟囱。 2.1.2 汽水系统 2.1.2.1 除盐水系统 自界区外来的普通自来水→软化→除盐→除盐水箱→软水泵→低温水预热器（80℃）→除氧器（除氧水）→给水泵→高温水预热器（130℃）→汽包→蒸汽发生器（产生0.6MPa饱和蒸汽）→汽包→分汽缸→用汽部门。 同时考虑系统使用情况，在高低温水预热器增加旁路可将除盐水直接送至汽包、蒸汽发生器。高低温水预热器可串联使用也可单独使用。 2.1.3 排污系统 蒸汽发生器锅筒设有定期排污口、连续排污口，定期排污管接至定期排污扩容器，