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沁北电厂超临界600MW机组锅炉起动试运行

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沁北电厂超临界６００　ＭＷ机组　锅炉起动试运行　

秦朝晖　，李学忠　１．华能南通电厂，江苏南通２２６００６　２．华能沁北电厂，河南济源４５４６５０　

１机组设备配置　沁北电厂一期东方锅炉厂第１次采用引进技术制　造的国产超临界参数变压直流本生型锅炉，型号　ＤＧ１９００／２５．４一Ⅱ１型，单炉膛、一次中间再热、尾部双　烟道，采用固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置。　锅炉设计煤种为晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混煤，　磨煤机采用北京电力设备总厂生产的ＺＧＭ１１３Ｎ型中　速辊式磨煤机，配置东方锅炉厂引进技术生产的旋流　燃烧器，前、后墙对冲燃烧，燃烧系统设计采用分级燃　烧和浓淡燃烧等技术，可有效地降低Ｎｏ　排放量和锅　炉最低稳燃负荷，不投油最低稳燃负荷设计值不大于　４５　９／５ＢＭＣＲ（８５５　ｔ／ｈ）。烟风系统设计采用动叶可调　和入口导叶可调式轴流引风机各两台。空气预热器为　三分仓容克式，采用径向密封自适应调整装置来降低　空气预热器漏风。　汽轮机为哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设　计、制造的首台超临界汽轮机组，形式为单轴、一次中　间再热、三缸、四排汽、凝汽式，高、中压缸采用三菱公　司的设计，低压缸以哈汽设计的６００　Ｍｗ机组为母型　与三菱公司合作进行改进设计，末级采用三菱公司的　１　０２９　ｍｍ叶片。　发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的ＱＦ—　ＳＮ一６００—２ＹＨＧ型三相交流隐极式同步汽轮发电　机，出口电压为２Ｏ　ｋＶ，冷却方式为水一氢一氢，即定子　绕组水内冷，转子铁芯及转子绕组氢冷，定子铁芯氢　冷。　机组控制系统包括３部分：主厂房的设备控制采　用分散控制系统（ＤＣＳ），辅助系统（除起动锅炉外）采　用ＭＯＤＩＣＯＮＧ可编程逻辑控制器（ＰＬＣ）控制，电气　５００　ｋＶ系统采用南瑞公司生产的网络微机监控系统。　机组ＤＣＳ采用ＡＢＢ一贝利控制有限责任公司Ｓｙｍ—　ｐｈｏｎｙ系统，包括数据采集（ＤＡＳ）、模拟量控制（ＭＣＳ）　（含旁路控制系统）、顺序控制（ＳＣＳ）、炉膛安全监控　（ＦＳＳＳ）、电气控制（ＥＣＳ）等系统以及公用系统、数字　式电液控制系统（ＤＥＨ）、给水泵汽轮机电液控制系统　（ＭＥＨ）。　

收稿日期：２００６—１１—１３　作者简介：秦朝￣（１９６８一），本科，高级工程师，从事发电机组的运行管理工作，已参与过多台进口及国产３００　Ｍｗ、６００　ＭＷ等级机组的基建、　调试及生产管理。　

维普资讯 http://www.cqvip.com ２锅炉起动准备　２００４年５月２日，针对超临界锅炉对汽水品质要　求高的特点，确定了对机组凝结水系统、加热器内部进　行碱洗及锅炉水冷壁和凝结水主管道进行酸洗的方　案，实施后收到了良好的效果。吹管处理采用稳压和　变压相结合的吹管方式。变压吹管时，锅炉给水流量　稳定在４７５　ｔ／ｈ，主蒸汽压力达到６．５　ＭＰａ，开启临时　冲管阀当压力降到２．０　ＭＰａ关闭；稳压投煤粉吹管　时，锅炉给水流量达到６００　ｔ／ｈ，主蒸汽压力控制在５　ＭＰａ。吹管过程中，次序投入磨煤机。１号锅炉共吹　管１１０次，耗水２４　０００　ｔ；２号锅炉共吹管８６次，耗水　２１　４００　ｔ。实践证明，采用稳压与变压相结合的吹管方　式，达到了满意的效果。　对热机工艺保护、联锁控制逻辑进行优化。为防　止锅炉水冷壁受热面超温，增加了锅炉汽水分离器人　口温度过高的保护，对发电机跳闸联跳锅炉等保护增　加了锅炉热负荷判断逻辑，对单一条件的保护采取了　防止误动的措施，取消了一些辅机的过保护项目等。　对所有的工艺保护进行带设备实际传动试验，要求模　拟量保护须在就地加信号，开关量保护须在试验位置　拉合开关或就地短接信号，总燃料跳闸（ＭＦＴ）保护出　口要求软逻辑和硬逻辑分别进行试验。　３直流锅炉起动运行操作　３．１水冲洗及其控制指标　直流锅炉运行中无法设置排污系统。进入锅炉系　统的盐类和机械杂质大部分都会沉积在锅炉受热面和　汽轮机的流分通部。锅炉的水冲洗分为凝结水系统冲　洗、锅炉冷态和热态冲洗３个阶段，以置换系统中存留　的品质超标的水和清除系统中存留的机械杂质，在热　态冲洗过程中进一步溶解并清除锅炉水冷壁内部沉积　的盐类。　（１）凝结水系统冲洗起动凝结水补水泵向凝汽　器补水至正常并检查凝结水质合格（硬度一　０￣ｌｍｏｌ／Ｌ；Ｆｅ≤１０　ｔ￣ｇ／Ｌ；电导率≤０．３　ｕＳ／ｃｍ）后给除　氧器上水。开启除氧器至锅炉疏水扩容器排水阀，投　入除氧器水位控制阀自动对凝结水系统和除氧器进行　冲洗。除氧器排水水质合格（Ｆｅ＜３００　ｕｇ／Ｌ），关闭除　氧器至锅炉疏水扩容器排水阀，开启除氧器放水至凝　汽器排放阀，投入凝结水精处理。给水泵人口给水水　＠ｌ热力发电·２００７（１１）Ｉ　ＬＪ　省煤器技水准壁　起动分离器及储水箱　８：’’］　”　’垩　硼域　储水　ｋ起动分离器储水箱水位调节蚓　；■１＇＇甲—，　凝结水补水杂来　警　翟　兰　篙　箱　：　．．　……　轴封加热器低压加热器　凝结水精处理装置　”　。……’“………　图１　沁北电厂水冲洗系统流程　质合格（Ｆｅ＜ｌＯ０　ｕｇ／Ｌ），起动给水泵给锅炉上水。　（２）冷态冲洗开启起动分离器储水箱至锅炉疏　水箱排放阀，关闭起动分离器储水箱至凝汽器回收阀，　起动冷水泵给锅炉上水。起动分离器储水箱水位达到　１２　ｍ后，投入起动分离器储水箱水位自动，保持给水　流量４７５　ｔ／ｈ（ＢＭＣＲ给水流量的２５　），进行冷态冲　洗。起动分离器排水水质达到Ｆｅ￣５００　ｕｇ／Ｌ后，开启　起动分离器排水至凝汽器回收阀，对锅炉冷态冲洗的　排水进行回收，依靠凝结水精处理装置来清理排水中　的盐类，直至起动分离器排水水质合格（电导率＜１　ｕＳ／ｃｍ，Ｆｅ＜１Ｏ０　ｕｇ／Ｌ），冷态冲洗结束。　（３）热态冲洗在水温１９０℃时水对盐类的溶解　度最大，因此当起动分离器人口处壁温达到１９０℃时　锅炉停止升温，维持该温度开始进行热态冲洗。起动　分离器人口处壁温主要由燃油量进行控制。由于起动　分离器人口处炉水为饱和状态，可利用高旁控制起动　分离器人口处炉水温度１９０℃所对应的饱和压力　１．２５　ＭＰａ，控制该压力即能精确控制起动分离器的锅　炉热态冲洗温度。分离器储水罐排水水质合格，Ｆｅ≤　５０　ｕｇ／Ｌ，热态冲洗结束。　

３．２锅炉起动初期燃烧调整　沁北电厂在锅炉燃油运行调试阶段发现起动油枪　燃烧不良，冒黑烟严重，同时发现不同的起动油枪运行　方式对螺旋水冷壁热偏差有较大的影响。起动油枪原　设计仅考虑起动期间短期使用，为简化系统，起动油枪　安装在煤粉燃烧器中心，没有单独设置起动油枪配风　（图２）。为满足机组的起动要求，锅炉原设计最多采　用１２支起动油枪运行，考虑到前墙下层和中层起动油　枪对螺旋水冷壁热偏差的影响，变更设计为最多８支　起动油枪运行。为满足热负荷需要，将单支起动油枪　额定出力由原来的３．２　ｔ／ｈ增大为４．７　ｔ／ｈ，但配风系　统难以作相应的变更，造成起动油枪运行中根部补风　

维普资讯 http://www.cqvip.com 不足，部分油雾裂化成难以燃烧的碳黑产生黑烟为　

此采取了以下措施：（１）为增强起动油枪根部的补风

在点火燃油期间将炉膛负压增大为～５００　Ｐａ利用增　

大煤粉管道上的冷却风门的风量来强化起动油枪根部　

补风以改善起动油枪的着火情况；（２）在点火的初始　阶段维持较低的燃油压力（Ｏ６～Ｏ．８）ＭＰａ，即在点火　

初始阶段燃油量～定的情况下投入尽量多的起动油　

枪，通过降低单支起动油枪的出力来减缓对起动油枪　根部风量的要求；（３）通过试验调整将大风箱和炉膛　差压保持在（４ＯＯ～６００）Ｐａ，确保起动油枪强化燃烧阶　段的过量空气系数在０．８～Ｏ９之间，在补足起动油枪　

燃烧所需风量的同时，又不对燃油火焰形成过强的冷　

却；（４）尽量提高雾化蒸汽压力，使雾化蒸汽压力高于　起动油枪前的燃油压力（Ｏ２～Ｏ．３）ＭＰａ（在调节阀后　

燃油压力（Ｏ·６～０．８）ＭＰａ时，维持调节阀后的雾化蒸　

汽压力在ｌ　ＭＰａ左右），尽量提高雾化蒸汽的温度将　

雾化蒸汽温度维持在２４０℃左右经过上述调整后，　

起动油枪的燃烧情况有了明显的改善

起　点火油枪　

图２燃烧器结构筒图　稳燃环　３·３汽轮机冲转参数确定　哈尔滨汽轮机厂提供的汽轮机冷态冲转参数为：主　

蒸汽压力／温度为８．９２　ＭＰａ／３６０℃再热蒸汽压力／温度　

为１．０　ＭＰａ／３２０℃。压力８．９２　ＭＰａ对应的饱和温度为　

３０２℃，主蒸汽过热度仅５８℃。考虑到汽轮机冲转时主　汽阀开度较小，节流温降较大，从而影响暖机效果以及在　

相同燃料量的情况下，降低主蒸汽压力有利于对主蒸汽　

温度的控制，将１号汽轮机组第１次起动参数确定为主蒸　汽压力４·９８／５．０１　ＭＰａ、温度４００℃；再热蒸汽压力Ｏ９Ｏ　

ＭＰａ、温度３８９．９℃。从汽轮机实际冲转情况分析中速　

暖机的效果并不理想，调节级温度仅升至８５３℃，没有达　

到预期暖机的效果。经研究认为，仅降低主蒸汽压力而　

未降低再热蒸汽压力，会造成高中压缸进汽不匹配，高压　

缸进汽量偏少是产生此次调节级温升缓慢的原因之进一步对汽轮机冲转参数控制曲线进行了修改取得理　想

的效果。　

４煤粉燃烧器及燃烧调整　３．４．１　燃烧器的特点　沁北电厂设计煤种和校核煤种具有中等结渣倾　向，着火稳定性、燃尽特性较差，灰渣具有中等粘污性　质。炉膛设计和燃烧调整中既要充分考虑煤粉的着　火、燃烧的稳定、高效，同时也要具备针对煤种变化尤　其是燃烧劣质煤的适应能力负荷调节能力，并满足炉　

内结渣和水冷壁高温腐蚀、低ＮＯ　排放低负荷稳燃　

等方面要求。为此，锅炉设计的炉膛容积热负荷为９１　

ｋＷ／ｍ。，截面热负荷为５．１　ＭＷ／ｍｚ采用日立ＨＴ—　

ＮＲ３燃烧器对冲布置方式，将２４只高效低Ｎ　旋流　

燃烧器各分３层布置在前后墙上另外，在煤粉燃烧　

器上方设置了８支主燃尽风喷口和４支侧燃尽风喷　

压力　Ｐａ　６００　３０　

０　０００　５ｏ０　２５　

３　０００　１４Ｏ０　２Ｏ　主蒸汽　＿菝汽媳席／　４３０　

２　０００　ｎ　一　／　３９０　３００　Ｉ　５　／　７　２００　】０　

５，４／　主蒸汽爪，　８　９２　ｌ　０００　ｌＯ０　５　０　５　再热蒸汽压力　Ｉ　４Ｍ　０７　０　０　０　暧初　时间　

冲线　】５０ｒａｉｎ　一　

１　０　８－４１　９　０　５０　８　０　６－０　７调节级压力　／　

时问　压力／ＭＰａ　－Ｊ　

：！丑二一　０　６￣０　７　通风阀半矸　Ｏ　７￣０　８　

０　２—１，　０　３－－０　３５通风阀全开　０　３５～Ｏ　

注：２　０００　ｒ／ｍｉｎ暖机结束指标：调节级温度２６０℃压力大于　

Ｏ·５　ＭＰａ，转子中心孔温度１２０℃　

图３汽轮机修改后的冷态起动冲转至３　０００　ｒ／ｍｉｎ控　制曲线　３．４．２燃烧调整　锅炉设计燃用煤为晋南、晋东南地区的烟煤和贫　煤的混合煤，ｌ号和２号锅炉校核煤的挥发分在　１０．８４　～２０１５％之间，低位发热量在（２６　２９０～　

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【上汽超临界600MW机组一键启停功能技术改造】

【上汽超临界600MW机组一键启停功能技术改造】

【上汽超临界600MW机组一键启停功能技术改造】上汽智能运维联合团队本次技术改造的对象是某600MW超临界电厂机组，2004年由上海汽轮机厂（下称上汽厂）交付投运，型号：600MW超临界中间再热凝汽式汽轮机（N600-24.2/566/566型）1 背景引进型火力发电机组，包括300MW亚临界机组和600MW超临界机组，其ATC（AutomaticTurbine Control）功能不适应国内电厂的使用习惯，导致需要较多步序和较长时间才能完成并网和升负荷操作。

目前，配备此类型机组的电厂多是采用人工操作方式进行机组的启动和变负荷运行。

由于对冲转蒸汽参数的选取、暖机时机的选取、暖机时间的长短、升负荷率、蒸汽温升率的选取大多缺乏理论指导，致使操作带有很大的盲目性和随机性。

人工操作方式不仅增加了现场运行人员的操控压力，而且无法根据机组的实际情况优化制定操作过程和选取蒸汽参数。

为了实现既安全又快速地启动汽轮机，并合理利用设备的寿命，上汽厂基于1000MW超超临界机组的一键启停技术，并根据现有机组的结构及运行特点，结合热应力变化的准则及判据，实现了引进型超临界机组的一键启停功能。

配备该功能的机组，将可实现自动启动、自动升速、自动负荷变动和自动停机操作，显著提高了机组的运行安全和自动化水平。

2 特殊说明（1）为保证改造的成功率及业主的可接受程度，本次ATC技术改造基本遵循“保持机组原有的启动步序方式、阀切换逻辑、顺序阀单阀切换逻辑不变”。

通过设置阀门动作逻辑控制断点及相应的条件满足标准（主准则、副准则、附加准则），并将高压、中压转子的温度裕度曲线纳入控制变量，以建立其与升转速率和负荷变化率间的关系，达到机组自动冲转、升速、阀切换、同步、并网、升负荷、单阀顺序阀切换、降负荷等动作的自动控制目的。

（2）本次改造仅涉及应力控制，不涉及启停运行过程中的差胀、振动、瓦温、油温等信号的响应与处理。

3 旁路系统旁路系统的配置是与机组启动方式相关的重要信息。

宁德600MW超临界锅炉运行说明书

宁德600MW超临界锅炉运行说明书


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3、蒸汽吹管
3.1 概述 新建电站锅炉投运前必须进行过热器、再热器及其管道系统的蒸汽吹扫。目的是去除在 制造和安装期间产生的任何杂质（磨屑、金属切割物、焊渣、轧制氧化皮等） 。 3.2 吹管范围 1）从分离器到末级过热器出口集箱的过热器系统 2）主蒸汽管道 3）高压旁路管道 4）冷段再热器管道 5）从冷段再热器入口集箱到热段再热器出口集箱的再热器系统 6）热段再热器管道 7）小汽轮机进汽管道及其它管道 3.3 吹管系数 为了达到有效的吹扫，吹管时被吹扫表面所受的作用力必须大于锅炉最大连续出力 （BMCR）下蒸汽对表面的作用力。作用力越大吹管越有效。吹管系数定义为吹扫工况和 BMCR 工况下蒸汽动量之比。 “火电机组启动蒸汽吹管导则”规定，吹管时应保证被吹扫系统中各处 的吹管系数均应大于 1。 3.4 两种吹管方式及其比较 蒸汽吹管有降压吹管和稳压吹管两种方式。 国内直流锅炉通常采用稳压吹管方式。以内置式汽水分离器出口压力为吹管压力，控制 在 5~5.5MPa。 采用动量计算的方法，在保证被吹扫系统各段吹管系数 K＞1 的前提下，得出在选定吹管 蒸汽压力下的吹管蒸汽流量。 稳压吹管操作简便，运行工况稳定，受热面承受较小的热冲击，且可以油煤混烧而节省 了燃油，降低了吹管成本。 稳压吹管每次吹管的持续时间取决于储备的除盐水量。 稳压吹管锅炉的输入热负荷较高， 为此要注意控制炉膛出口烟温，防止过热器和再热器超温。 降压吹管多用在汽包锅炉上。直流锅炉水容积和热容量较小，降压吹管每次持续时间不 到 1 分钟，必须采用价格昂贵的快速启闭的临冲门。此外，吹管时要求锅炉熄火，循环泵停 运，操作繁琐。
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2.7 清洗流速和水容积 表 1 的数据是基于 HG-1900/25.4-YM4 型锅炉的设计。 清洗水容积还应考虑锅炉本体外的 一些设备，如除氧器、清洗水箱、临时管道等，适当增加一些余量。 表1 部件 名称 主给水管道 省煤器 省煤器下水管 螺旋管水冷壁 垂直管水冷壁 折焰角水平烟道侧墙 启动分离器 贮水箱 溢流管 再循环管 材质 WB36 SA-210C SA-106C SA-213T12 SA-213T12 SA-213T12 WB36 WB36 SA-210C WB36 清洗流速和水容积 管径 mm φ508×45 φ44.5×6 φ559×80 φ38×6.5 φ31.8×5.5 φ44.5×6.1 φ610×65 φ610×65 φ324×55 φ457×60 水容积 3 m 68
火电厂600MW超临界机组褐煤燃烧锅炉运行常见问题分析及处理措施研究

火电厂600MW超临界机组褐煤燃烧锅炉运行常见问题分析及处理措施研究

火电厂600MW超临界机组褐煤燃烧锅炉运行常见问题分析及处理措施研究发表时间：2019-07-24T10:54:51.447Z 来源：《科技新时代》2019年5期作者：吴瑶[导读] 经过在本机组中的实际应用之后，实现了对上述问题的有效解决，证明此改造和调整措施的有效性。

宁德发电有限责任公司福建省宁德市 352100摘要：文章以某火电厂600MW超临界机组为例，其在锅炉在燃烧褐煤的过程中出现了较为严重的水冷壁结焦、水冷壁温度高、主蒸汽和再热蒸汽温度不达标以及脱硝反应器入口NOx质量浓度超标等问题，因此对这些问题的原因进行分析并提出了相应的改造和调整措施，希望能给其他同类机组提供借鉴。

关键词：600MW超临界机组；褐煤燃烧；锅炉；问题1设备概况以某火电厂为例，其所采用的发电机组为2×600MW超临界机组，所用的锅炉为超临界变压直流锅炉，锅炉形式为一次再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、平衡通风、全钢构架、露天布置、全悬吊结构Π型炉。

每台炉配6台HP1003型磨煤机，设计5台运行可满足BMCR工况出力。

每台磨煤机出口5根输粉管对应一层煤粉燃烧器，6台磨煤机对应前后墙各3层（前墙：上－D，中－C，下－E；后墙：上－A，中－F，下－B）燃烧器。

锅炉燃烧系统采用中心给粉旋流煤粉燃烧器，燃烧方式采用前后墙对冲燃烧。

该燃烧器具有较好的自稳燃能力和较大的调节比，在炉膛中布置的节距较大，相邻的燃烧器之间不需要相互支持。

燃烧器前后墙对称布置方式，沿炉膛宽度方向的热量输入均匀分布，使炉膛及水平烟道过热器、再热器区域的烟气温度也更加均匀，锅炉热偏差小。

在煤粉燃烧器的上方前后墙各布置2层燃尽风，共四层燃尽风，每层5只风口。

空气预热器为三分仓容克式。

锅炉设计煤种为山西大同塔山洗精煤。

目前以燃烧褐煤或掺烧褐煤为主，此煤种煤质参数如表1.1所示。

表1.1 煤质参数参数数值全水分% 33.4收到基灰分% 8.66干燥无灰级挥发分% 46.65收到基碳 42.97收到基低位发热量MJ/kg 15.15变形温度℃ 1150软化温度℃ 11602常见问题及原因分析2.1存在的常见问题针对此电厂中的600MW超临界机组进行褐煤燃烧时，主要存在的问题有以下几个方面：由于存在较为严重的水冷壁结焦问题而导致机组运行中的负荷被迫降低的问题。

600 MW超临界机组无热源冷态启动设计与成功应用

600 MW超临界机组无热源冷态启动设计与成功应用

600 MW超临界机组无热源冷态启动设计与成功应用方世清;黄俊【摘要】为解决某厂单台5号机组在无外界热源条件下的冷态启动问题,在A磨煤机入口风道设计安装微油加热空气预热系统,从而获得了磨煤机干燥热风,利用等离子体点火技术实现锅炉点火,点火初期利用压缩空气对空气预热器吹灰,利用锅炉自产蒸汽,解决机组冷态启动过程中所必需解决的空气预热器吹灰、给水热力除氧、汽轮机轴封[用汽、汽泵冲转等方面的蒸汽需求,成功实现取消启动锅炉,实现单台机组的冷态启动,节省燃油,降低启动能耗,并在点火初期即投入了电除尘.该研究成果对节约火电建设投资、降低火电运营成本具有较高的参考价值.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2016(049)001【总页数】4页(P65-68)【关键词】600 MW超临界机组;无热源;无启动锅炉;冷态启动【作者】方世清;黄俊【作者单位】中国神华神皖能源有限责任公司,安徽合肥230011;皖能合肥发电有限责任公司,安徽合肥230041【正文语种】中文【中图分类】TM621新建火电厂一般采取双机设计模式，并配套1台启动锅炉。

随着机组运行的稳定，启动炉处于长时间停用状态。

在没有启动炉的情况下，锅炉启动时需消耗大量燃油，严重影响脱硫、脱硝设备运行效率，稍有不慎还有可能造成空气预热器（空预器）着火等设备损坏事故的发生。

本文将介绍皖能合肥发电有限公司（以下简称“合肥电厂”）5号机组通过设备改造成功实现单机无热源冷态启动，实现安全、节能和环保运行的目标。

合肥电厂1号炉建于20世纪60年代，后改造为供热锅炉，满足合肥北城区的冬季供热。

依据国家“上大压小”政策，关停了2号、3号、4号小机组扩建1台600 MW超临界机组，锅炉为东方锅炉厂生产DG1914/25.4-Ⅱ600 MW超临界直流对冲炉，锅炉前墙下层（A、B层）燃烧器上各安装1套等离子点火系统[1-5]。

机组常年单机运行，冷态启动是常用启动方式。

1.1 以1号炉作为启动热源在机组建设初期对单独建设启动锅炉和利用现有1号炉作为启动炉进行了技术经济比较，综合考虑投资、占地、运行费用等因素，决定采用1号炉作为启动热源。