景博-超临界CFB机组稳定运行分析及实践
浅析CFB运行调整与安全经济
浅析CFB运行调整与安全经济1.概述近年来黄陵矿业煤矸石发电公司连续刷新连续运行记录，在2017年4#锅炉创造了连续运行210天的50MW机组的最长运行记录。
因此循环流化床锅炉是可以通过运行人员精心调整来确保机组安全经济稳定运行的。
这就要求我们电厂生产人员不断的努力学习新知识、积极探索锅炉调整对电厂安全经济运行的重要性，来确保循环流化床锅炉长周期，安全高效经济稳定的运行。
2.运行床温风量的调整锅炉既是一个蒸发设备又是一个燃烧设备，燃料在炉内燃烧是一个非常复杂的化学反应过程，如何搞好完全燃烧这种化学反应，不但是研究人员、设计人员、制造、安装、调试，监督检验单位的责任，也是使用者的责任。
在理论上煤中的炭原子、氢原子、可燃硫原子能和空气中的氧原子发生完全的化合反应，但在实际运行中很难做到。
就运行设备而言，在现有的设备基础上通过精心调整，摸索出比较合适的运行工况，按完全燃烧的四个条件（温度、时间、均匀的混合、充分的氧量）来达到最佳的燃烧工况。
循环流化床锅炉采用的是低温燃烧技术，由于燃烧稳定相对电站煤粉炉来说温度偏低，而温度是燃料燃烧中最重要的条件，温度越高，反应的速度就越快，燃烧所需要的时间就相对缩短，一般来讲循环流化床锅炉的燃烧效率要低于常规煤粉炉，但在循环流化床锅炉实际运行中，大中型锅炉都接近了常规煤粉炉，15MW和50MW配套循环流化床锅炉的燃烧效率都能达到90%左右。
所以说在一个比较低的温度场内能获得一个较高的燃烧效率且减少了污物的排放是循环流化床锅炉能得到大力发展的前提条件，循环流化床锅炉对燃料的品质要求相对较低是其优于常规煤粉炉。
循环流化床锅炉刚入炉的煤和其它炉型一样，先预热逐渐蒸发出内为在水分，而后析出挥发分在炉内密相区进行燃烧。
较小的颗粒的煤被强烈的气流送到稀相区继续燃烧，未燃尽的炭粒子被旋风分离器分离出来，通过返料器返回炉膛继续在炉内燃烧。
大颗粒的煤在炉膛内被流化风吹到一定高度，靠自由落体从炉膛四周回到床上，这样燃料煤在炉膛内进行多次循环，直至燃尽。
超临界CFB锅炉紧急补水系统分析
超临界CFB锅炉紧急补水系统分析发表时间：2018-11-02T22:29:52.913Z 来源：《电力设备》2018年第17期作者：秦海燕[导读] 摘要：超临界CFB锅炉由于没有汽包，锅炉的水容积较亚临界循环流化床锅炉小，其又不同于煤粉锅炉，蓄热量非常大，在全厂失电情况下,会造成炉内的汽水混合物及水被不断加热,通过对空排汽或汽机旁路蒸发后，锅炉水份流失较快，如不及时向锅炉补充给水,极易引起锅炉受热面超温损伤，影响锅炉使用寿命，增大维修费用。
（中国核工业第二二建设有限公司湖北省宜昌市 443101）摘要：超临界CFB锅炉由于没有汽包，锅炉的水容积较亚临界循环流化床锅炉小，其又不同于煤粉锅炉，蓄热量非常大，在全厂失电情况下,会造成炉内的汽水混合物及水被不断加热,通过对空排汽或汽机旁路蒸发后，锅炉水份流失较快，如不及时向锅炉补充给水,极易引起锅炉受热面超温损伤，影响锅炉使用寿命，增大维修费用。
本文结合超临界循环流化床锅炉的特点,对某电力系统薄弱地区的CFB锅炉紧急补水系统的必要性进行了论述，提出一套新型更加实用和安全的紧急补水系统。
关键词：超临界CFB锅炉紧急补水系统引言根据国外一些公司的设计思想，一些类型的 MW等级CFB锅炉在全厂失电或锅炉全部给水突然失去的情况下，为防止锅炉受热面干烧而引起金属壁温过高，导致受热面烧坏的情况发生，锅炉需设置紧急补水系统，国内一些 MW等级CFB锅炉项目接受了该设计思路。
国内引进型循环流化床锅炉，当电厂失电时，锅炉炉膛及热回路内高温物料将热量传递给水冷壁、尾部包墙、外置式换热器等受热面，此时如果无法给锅炉补水，尤其在外置床内，受热面管子完全浸泡在热物料中，即使受热面内通过一定量的蒸汽也难以使受热面冷却到安全的壁温，有可能造成受热面超温爆管。
为了保护外置式换热器内的受热面，在装有外置床的循环流化床锅炉上，都设置了紧急补水系统，如云南巡检司电厂、云南红河电厂等。
国内自主研发的300MW循环流化床锅炉，如广东宝丽华300MW机组、淮北临涣煤泥矸石电厂一期300MW机组、华电朔州热电公司的2×350MW超临界循环流化床锅炉机组、等工程参照引进技术也设置了同样的紧急补水系统。
超临界机组防磨防爆实施及新技术应用和案例分析
高温蒸汽氧化产生、剥落的氧化皮。 超临界锅炉过热蒸汽温度参数一般为571℃，锅炉运行控制较好，炉内
热负荷均匀，壁温峰值较低，超温幅度较小，剥落氧化皮较少。
4.4、不同种类异物导致短期过热爆管的特征
➢ 基建和检修期间遗留在热力系统中的异物
爆管、涨粗的管子数量较少 一般同时发生的只有1根至2根管子；
➢ 目标： 杜绝同类型的短期过热失效再次或多次发生！
4.3、导致短期过热的异物种类
➢基建过程遗留到电站热力系统中的异物
“洁净化安装”控制不到位，遗留的毛刺、飞边、铁屑、焊渣、焊条头 甚至“眼镜片”等金属异物，保温材料、木块等非金属异物。
大块异物可直接堵塞管孔、弯管，锅炉启动初期可导致爆管，也可能在锅炉 运行较长一段时间后，在机组负荷波动较大时，高速水、汽流改变异物方位 堵塞管路；“眼镜片”卡在管口，受水、汽流影响，角度改变将管口封闭。
五、 案 例
➢ 案例1：某600MW超临界锅炉 末过爆管
末级过热器同一管入口段的2次短期过 热失效，相隔约5个月。
第一次爆管在锅炉连续运行较长一段时 间后，第二次爆管在锅炉启动初期。
两次爆管，末级过热器所有管内未检测 到氧化皮，管路中焊缝无焊瘤，弯管圆 度正常。
判定为异物导致的爆管。
爆破位 置
检查封堵是否完好 通球检查内部是否有异物 检查弯管圆度是否超标 抽查焊缝内部焊瘤是否超标
◆ 安装过程
制定防止异物进入热力系统的措施 控制安装过程焊接作业 及时清理异物，及时封口 加强监督
◆ 吹管后
内窥镜检测联箱内部、接管座管口； 吹管后异物易随汽水流转，
检测受热面下弯管内部堆积异物
沉积到联箱、弯管中
中等颗粒的异物，在锅炉吹管和初期启动过程中，会随着水、汽流在的流动 而流转并沉积在下部U形弯管底部，可在机组启动初期导致短期过热爆管。
超超临界机组本质安全的给水加氧技术实践
超超临界机组本质安全的给水加氧技术实践发表时间：2018-10-01T10:48:44.293Z 来源：《电力设备》2018年第16期作者：高玉春[导读] 摘要：流动加速腐蚀、省煤器管内壁结垢、水冷壁节流孔圈污堵以及过热器、再热器爆管是影响超超临界机组安全稳定运行的突出问题，本质安全的给水加氧处理技术是解决上述问题的重要手段。
（大唐南京发电厂南京市 210059）摘要：流动加速腐蚀、省煤器管内壁结垢、水冷壁节流孔圈污堵以及过热器、再热器爆管是影响超超临界机组安全稳定运行的突出问题，本质安全的给水加氧处理技术是解决上述问题的重要手段。
本文介绍了大唐南京发电厂两台660MW超超临界机组在实施本质安全的给水加氧处理技术方面的实践，该项水处理技术提高了机组的安全性和经济性。
关键词：超超临界；本质安全；给水加氧；腐蚀；爆管；氧化皮1 前言大唐南京发电厂两台660MW机组分别于2010年8月和12月投入商业运行，其锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-2023.3/26.15-YM1型超超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉，锅炉额定蒸发量1928t/h，主蒸汽压力26.15MPa，主蒸汽温度605℃。
该型锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三菱重工业株式会社技术生产。
大唐南京发电厂两台机组投产后，为减缓热力系统腐蚀，给水处理方式采用了氧化性全挥发处理（A VT（O）），水汽质量在GB/T 12145-2008《火力发电厂机及蒸汽动力设备水汽质量》和DL/T 912-2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》的基础上，按照中国大唐集团对超临界以上机组水质控制的指导意见，结合超超临界机组的特性，制定了严格的水汽质量企业标准，尤其是在凝结水精处理出水指标和给水pH值控制上要求更高，投产一年多来，机组运行平稳。
2 实施本质安全的给水加氧技术的必要性2.1 自2006年以来，哈尔滨锅炉厂有限公司生产的该型锅炉陆续在国内多家电厂相继投产，投产初期较为稳定，但在运行大约两年后，一些电厂陆续出现了水冷壁节流孔结垢堵塞，导致爆管事故的发生。
超超临界机组优化运行的实施
超超临界机组优化运行的实施1. 引言1.1 背景介绍现在随着能源消费的不断增加，电力行业对于提高发电效率和降低排放已经成为迫切的需求。
超超临界机组作为高效、低排放的发电设备，具有很高的发电效率和竞争力，已经成为电力行业发展的新方向。
超超临界机组是目前发电行业中最为先进的发电设备，其在发电效率和环保性能上都具有明显优势。
随着我国能源结构的调整和环境保护的要求日益提高，超超临界机组的优化运行显得尤为重要。
通过优化运行，可以进一步提高超超临界机组的发电效率，减少二氧化碳等有害气体的排放，降低发电成本，提高电网稳定性等方面都能够取得显著效益。
对于超超临界机组进行优化运行已经成为电力行业的重要课题。
本文将对超超临界机组优化运行的重要性、关键技术及方法、优化运行的实施步骤、应用案例分析、影响因素及解决策略等方面进行深入探讨，以期为电力行业的发展提供一定的参考和借鉴。
1.2 问题概述超超临界机组是我国电力行业的重要装备之一，具有效率高、排放低的特点。
在实际运行中，由于操作不规范、设备老化等原因，会导致机组性能下降、能效降低，影响发电效益和环境保护。
目前，我国的超超临界机组数量逐渐增多，但在运行中仍存在一些问题。
由于国内技术和管理水平相对滞后，运行维护人员对于超超临界机组的优化运行理念和方法了解不足，操作面临挑战。
由于机组运行环境的复杂性和不确定性，导致优化运行难度较大，需要更多的技术支持和解决方案。
运行中存在的问题也会直接影响到电力系统的稳定性和安全性，给电网运行带来不确定因素。
如何实施超超临界机组的优化运行成为当前亟待解决的问题。
通过引入先进的技术和方法，以及制定系统的操作管理策略，可以有效提升机组的性能和效益，确保电力系统的稳定运行。
也能够减少机组的排放量，降低对环境的影响，实现经济效益与环保效益的双赢局面。
1.3 研究意义超超临界机组是目前发展最快速的一种高效环保的发电技术，其在能源行业具有重要的地位。
350MW超临界供热机组供暖季循环水“两机一泵”运行和节能分析
350MW超临界供热机组供暖季循环水“两机一泵”运行和节能分析一、设备简介公司2×350MW超临界汽轮机由东方汽轮机有限公司设计制造。
汽轮机型号为：CC350/272.9-24.2/1.1/0.4/566/566，汽轮机型式：超临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、双抽凝汽式；最大连续出力为387.7MW，额定出力350MW；机组设计寿命不少于30年。
我厂循环水系统采用带冷却塔的扩大单元制系统，两台机配一座9000m2双曲线自然通风冷却塔，主要向凝汽器、高低压开式循环冷却水系统提供冷却水。
每台机配备两台循环水泵，一台定速电机、一台双速电机，通过改变运行水泵的运行台数和双速电机转速可以组合成多种运行工况。
现两台机各运行一低速循泵（1B、2B），电流分别为191A、172A；#1、#2机开冷泵运行，电流为69A。
二、可行性分析2.1根据我厂循环水系统设计，循环水主要用于主机冷油器、闭式冷却器、小机冷油器等各种辅机用户和凝汽器冷却。
根据测算，350MW超临界机组单台汽轮机配置一台东方汽轮机有限公司设计和制造的N- N-23000型凝汽器，凝汽器型式为双流程、表面式式凝汽器，冷却面积为23000m2，循环倍率为60。
表2-1 凝汽器设备规范凝汽器壳体采用焊接钢结构，其强度和刚度能承受管道的转移荷载和设计压力，防止汽轮机传递来的振动造成冲击和共振。
凡与凝汽器壳体相连的管道接口，工质温度在150℃及以上者设隔热套管。
喷嘴和内部管道工作温度超过400℃者，采用合金钢。
凝汽器的设计条件：VWO工况、清洁系数0.9、堵管率5％、管内设计流速2.1m/s、循环倍率60，凝汽器背压为0.0057MPa（a）。
凝汽器能在TRL工况下运行，此时的循环水进水温度为36℃，背压为0.0118MPa(a)。
为防止高速、高温气流冲击凝汽器管和内部构件，使流量分配装置和挡板具有足够的强度。
凝汽器管束材质为不锈钢。
2.2单台机组共配置2台循环水泵，其中一台定速泵、一台高低速泵，1号、2号机组循环水系统可联络运行，循环水泵设计参数如下：表2-2 循环水泵设计技术规范2.3机组切低压缸运行工况对循环水泵运行没有明显安全性影响，但可结合凝汽器热负荷大小和对循环冷却水流量需求对循环水泵运行方式进行优化，提高机组运行经济性。
660MW超超临界机组极热态启动分析及操作要点
660MW超超临界机组极热态启动分析及操作要点摘要:超超临界机组热态､极热态启动对主､再热蒸汽参数要求很高,在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制,容易导致暖机､暖缸不充分,造成热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大｡同时会出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡由于主汽温较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡本文通过分析能源有限公司三期工程2×660MW超超临界火电机组2018年机组投产以来各次启机过程的经验,对机组稳定运行以及跳闸后短时间的极热态启动进行分析,提出针对性的措施和注意事项,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡关键词:超超临界;极热态启动;分析;要点1机组热态､极热态的启动参数及难点热态启动参数:主汽温550℃､再热汽温480℃,过热器出口压力12MPa｡极热态启动参数:主汽温580℃､再热汽温550℃､过热器出口压力12MPa｡由此可见,机组热态､极热态启动时,汽轮机金属部件温度较高,要防止汽缸和转子被冷却,如果处理不当,将对汽轮机的安全及寿命造成极大影响｡所以,对汽温､压力要求很高｡而在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制｡因为要考虑锅炉侧壁温变化的影响,还要避免因汽温不持续上升或温度过低,导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机､暖缸不充分,各个金属部件热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大,并出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡同时,主汽温度较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡因此要求我们要尽快､稳定地控制汽温､汽压,使之能够安全冲转､并网､带负荷｡2系统概述某能源有限公司三期2×660MW超超临界机组分别于2018年和2019年通过168h试运｡锅炉为东方锅炉厂有限公司生产的超超临界变压运行直流本生锅炉,为DG1937/28.25-Ⅱ13型一次再热､单炉膛､前后墙对冲燃烧方式､尾部双烟道结构､平衡通风､露天布置､固态排渣､全钢构架､全悬吊结构Π型锅炉｡汽轮机为上海汽轮机厂有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界汽轮机,为N660-27/600/610型一次中间再热､单轴､四缸四排汽､双背压､纯凝汽式汽轮机｡3极热态启动分析及操作要点3.1极热态启动特点极热态启动一般指机组跳闸后时间小于1h且已查明原因,可直接冲转并网的情况｡机组跳闸后汽轮机高压转子温度很高,在这种情况下进行极热态启动,如果操作不当,对汽轮机的使用寿命将会产生不可逆转的影响｡综合了解,极热态启动对于参数选择极为严苛,在极热态启动过程中,通过调整燃料量及调节旁路的方法,蒸汽压力很容易满足,但是蒸汽温度较难控制,机组跳闸后,锅炉侧蒸汽温度下降速率远大于汽轮机调节级温度,如参数选择不当,将会导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机不充分,出现负胀差等情况,甚至可能发生因受热不均导致汽轮机转子弯曲的重大事故｡机组即使能短时间使参数满足条件,通过X､Z准则,但仍会影响启动､冲转､暖机､升负荷的时间｡因此,机组启动参数选择对于极热态启动非常重要｡机组几次极热态启动过程,总结极热态启动有以下特点:①锅炉重新上水时需严格控制上水时间及上水量;②机组启动时,汽轮机金属温度非常高,一般仅比额定参数低50℃左右,因此,需严格控制主､再热蒸汽温度,使其与高､中压缸温度匹配,避免因温差引起汽缸和转子的热冲击;③控制好主､再热蒸汽压力,否则产生的鼓风摩擦容易造成高压缸12级温度过高,从而发生切缸;④尽可能加快升速､并网､带负荷的速度,减少一切不必要的停留操作,缩短启动时间,这在极热态启动中极其重要｡3.2机组跳闸后注意事项机组跳闸后,检查锅炉MFT､汽轮机跳闸､发电机解列动作正常,检查机组各辅助设备联动正常｡迅速关闭轴封系统溢流调节门,开启辅汽至轴封供汽调节门､冷再热蒸汽(以下简称冷再)供辅汽调节门,确认辅汽联箱压力正常,双机运行由运行机组提供辅汽,单机运行尽快启动电动给水泵,保证能开启高压旁路(开启前确保主蒸汽压力<10MPa),由冷再供辅汽,并及时投入轴封电加热,开启辅汽联箱及轴封供汽管道疏水,维持轴封供汽温度≥320℃,汽轮机轴封母管压力3.5~5kPa,小机轴封压力8~12kPa｡汽水分离器出口压力<14MPa时,间断性开启ERPV阀进行泄压,汽水分离器压力<14MPa,通过361阀控制汽水分离器出口主蒸汽压力下降速率≤0.2MPa/min｡确认锅炉吹扫完成及时停运送､引风机,关闭风烟系统各挡板,进行锅炉闷炉,如果送､引风机均跳闸,则开启各风烟挡板保持锅炉自然通风冷却15min 后关闭｡3.3极热态启动操作要点机组跳闸后重新上水时若使用汽动给水泵,需运行机组稳定负荷550MW,运行机组负荷过低无法带动启动机组小机冲转;运行机组负荷过高导致用汽量过多,运行机组无法带动其负荷｡开启锅炉上水旁路电动门､调节门,调整给水流量150~200t/h,监视锅炉水冷壁及分离器壁温下降速率≤2.5℃/min,分离器内外壁温差在40℃以内,可适当增加给水流量｡锅炉储水箱液位≥10m,调整省煤器入口流量为600t/h,控制361阀开度维持储水箱水位正常,及时启动疏水泵回收至凝汽器或除氧器｡启动锅炉风烟系统前,提前检查好各风机及油站,建立通道,投入脱硝声波吹灰､空气预热器连续吹灰,尽量缩短启动风机到锅炉点火的时间｡锅炉点火前只允许使用机组跳闸前备用磨煤机建立一次风通道,禁止使用跳闸磨煤机通风,防止煤粉进入炉膛发生爆燃｡启动A磨煤机运行,如A磨煤机内有存煤,铺煤时间30s 即可降磨辊,降磨辊前将炉膛负压调低,炉膛点火成功后及时调整炉膛负压正常｡成功后,尽快提高锅炉燃料量,调整燃烧率与锅炉金属壁温相匹配,防止较大的给水量冷却受热面导致氧化皮脱落,给锅炉运行中爆管埋下极大隐患｡升温升压过程及时调整高､低压旁路开度,维持主蒸汽压力7~8MPa,高压旁路后压力0.8~1.2MPa,高压旁路后温度350~360℃｡控制蒸汽温度的关键点有以下几个方面:①吹扫完成后快速点火,避免风组长时间启动,从而冷却炉温;②磨煤机启动时可选择上层磨煤机,提高炉温及主蒸汽温度;③尽早投入2号高压加热器,增加汽轮机高排流量,减少鼓风摩擦产生的热量;④通过调整提高炉膛火焰中心;⑤通过调整主､再热管道的左右侧疏水来调整蒸汽温度偏差;⑥极热态启动目标是较快速度提高蒸汽温度,与冷态启动控制蒸汽温度方法相反,需维持较低给水温度,加大上水量,将给水量通过361阀外排,减少炉水的产汽量,在燃料量不变的情况下,蒸汽吸热增强,能更快提高主蒸汽温度,缩短启动时间｡通过实践总结,按以下参数进行汽轮机冲转较合适:主蒸汽压力8MPa､主蒸汽温度550~580℃,再热蒸汽压力0.6~0.8MPa､再热蒸汽温度520~540℃,高压旁路开度>60%､低压旁路开度>30%｡汽轮机冲转时严密监视汽缸温升､上下缸温差､内外壁温差､轴向位移､胀差､振动､轴瓦温度､油温油压等重要参数｡通过调整机前压力及冷再压力,时刻注意高压缸12级温度,防止鼓风摩擦严重造成高压缸12级温度过高,激活高排温度控制器,严重情况甚至切缸｡整个冲转并网过程中,在汽轮机500r/min及3000r/min时不停留,低负荷阶段也快速通过,保证不发生切缸｡机组自动投缸的条件:实际负荷>66MW､负荷率>35MW/min､DEH负荷设定值>185MW､最大负荷上限>185MW3.4极热态启动关键a.调整轴封供汽温度与汽轮机缸体温度匹配,避免转子产生较大热应力,引起动静摩擦及发生疲劳､蠕｡b.控制主､再热蒸汽温度,使机组尽快满足TSE､X､Z准则,防止汽轮机冷却,保证汽轮机本体充分暖机｡c.控制主､再热蒸汽压力,减少不必要操作,有效控制好高压缸12级温度,避免切缸风险｡4结语本文结合实际经验,概括了660MW超超临界机组极热态启动过程的注意事项及操作要点｡在当前激烈的电力市场竞争中,不仅是电力供应的安全要求,环保要求也越来越高,机组跳闸后的极热态启动能快速安全恢复正常供电,可极大提高机组在电网中的竞争力｡本文总结了一些极热态启动中的经验,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡参考文献:[1]崔存星.1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[J].河南科技,2018(35):45-47.[2]沈健雄,孙中华,张雄俊.1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[J].科技创新与应用,2014(20):13-14.[3]刘建海,刘志杰,任宏伟.1000MW汽轮机温､热态启动胀差控制[J].东北电力技术,2012,33(1):22-25.。
超临界直接空冷机组调试及运行技术
2.超临界空冷机组的结构特点： 2.1表面凝汽式间接空冷系统（哈蒙系统） 由表面式凝汽器与空冷塔构成，冷却水系统为 密闭式循环，其散热器是由外表面镀锌的椭圆形钢 管外套矩形钢翅片的若干个管束组成的。 优点：设备少，系统比较简单，节约厂用电； 冷却水系统与汽水系统分开，两者水质可按各自要 求控制。 缺点：冷却水进行两次交换，传热效果差；在 同样设计气温下，汽轮机背压较高，导致经济性下 降。
3.2凝汽系统结构特点 鉴于直接空冷机组的真空容积较大，是同类型湿 冷机组的3～4倍，凝结水温度在夏季工况下可达到5065℃，较同类型湿冷机组高20-30℃，为保证凝结水中 钠、氧含量达到运行设备要求，空冷机组一般在凝结 水回水管道上设计低压除氧器或在凝结水回水进入排 汽装置内部设计有特制的雾化喷头，对凝结水进行初 步除氧，以提高凝结水品质。
在本体结构方面目前主要采用的技术包括：低 压通流部分采用光滑的斜通道型式，从而增大通流 轴向间隙；各级静叶为反扭可控涡型式，控制静叶 出气边厚度，减少尾迹损失；次末级及次次末级采 用蜂窝式气封，起到除湿与提高效率的作用；末级 叶片的线型使叶型损失随气流速度的变化较小并采 用高强度的能承受交变应力的材料；采用较湿冷机 组更短的末级叶片等。
3.3辅机系统结构特点 直接空冷机组系统变频空冷风机（如600MW等级 超临界直接空冷机组一般配备56台），另有辅机循环 水系统对闭冷水及冷油器等设备进行冷却，辅机循环 水配备单独的湿冷水塔或机力冷却塔。
3.4超临界直接空冷机组给水泵配备特点 一般的直接空冷机组常规设计配备三台50%容量 的电动给水泵，但对于超临界空冷机组而言，由于主 汽参数高，要求给水泵出口压力要达到30MPa以上， 50%容量给水泵流量达到1000t/h以上。目前该参数的 电动给水泵电机及耦合器造价很高。因此，目前超临 界直接空冷机组配备给水泵采用了多种灵活的方案。
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3 工程亮点
高过屏最大壁 温偏差＜±10℃； 高再屏最大壁温 偏差＜±15℃
过热屏再热屏分屏设计，高温过热屏/再热屏金属壁温均匀
3 工程亮点
3、全厂绿化工作跟随工程进度同步进行，在施工过程中控制了扬尘同时创造了美好的施工 环境。
3 工程亮点
4、工程从调试开始就广泛开展安全标准化建设和7S管理，从基础上就建立制度化、标准化 、规范化现场，确保了生产维护工作安全有序进行。
项目由西北电力设计院设计、北京德胜监理、上海电气总承包、山西电科院 调试。
主要设备为： 锅炉采用上海锅炉厂生产的超临界参数变压运行直流炉、一次中间再热、单 炉膛、半露天布置、平衡通风、固态排渣、全钢架结构循环流化床锅炉； 汽轮机采用上海汽轮机厂生产的CJK350-24.2/0.4/566/566型超临界参数、一 次中间再热、双缸双排汽、单轴、单级调整抽汽、间接空冷凝汽式汽轮机。 发电机采用上海发电机厂生产的QFS2-350-2型汽轮发电机组，冷却方式为双 水内冷。 给水系统为40%容量的启动电动给水泵+100%容量的东方汽轮机汽动给水泵； 引风系统为40%容量的启动电动引风机+100%容量的杭州汽轮机汽动引风机； 辅冷水系统采用干湿联合空冷塔。
④SCR脱硝位置布置方面：受全负荷脱硝和催化剂温度窗口的限 制，能否考虑在低省间布置。
⑤全厂失电后锅炉平稳停炉方面：对于直流锅炉，如何保证不 干锅，后续发展需考虑水系统在特殊状况下的稳定。
欢迎各位专家和同仁莅临启光指导工作
#2机组自2019年6月首次启动并网，至一次性通过168h试运行，未发生一次停机事故， 各项参数、指标优良。
3 工程亮点
350MW负荷下锅炉总貌
3 工程亮点
前后墙给煤，床温分布均匀 （上下层平均床温偏差2.4℃，全部偏差±10℃）
3 工程亮点
水冷壁最大壁 温偏差＜±10℃
水冷壁水冷屏串联布置，水冷壁/屏金属壁温均匀
2 工程节点
首
根
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炉
一
钢
空
号
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3 工程亮点
1、工程施工前根据设计院图纸采用BIM技术应用完成了全厂三维构图、全厂地下管网碰 口检查及主要建筑物内部布局，在项目管理上初步实现了有效管控，提前优化系统，降 低造价和降低施工设计变更。
脱硝系统
04
后续CFB大型化发 展的建议
①煤种适应性方面：尤其是对矸石配比大的情况下，优化布风 形式和排渣结构，提高对宽筛分的适应性。
②炉外管道膨胀方面：尤其是大管径长距离管道，优化好弹吊、 刚吊、恒吊的布点位置和合适位置留好管道膨胀弯。
③穿墙密封焊接方面：在考虑好管排与水冷壁相对膨胀的前提 下，简化密封结构，减少焊接应力集中，降低施工难度。
定置定位管理
检修标准化
02
锅炉安装注意事项 及优化
防磨方面
控制安装期间的管排平整度和焊缝圆滑过渡 提前对重点易磨损区域进行金属喷涂防磨
防磨方面
对后烟井的烟气冲刷区域及吹灰器区域防磨护瓦进行全面盘查
防磨方面
膨胀方面
后烟井的集箱管座要留好膨胀缝
膨胀方面
炉顶穿墙吊屏处膨胀处理方式
膨胀方面
膨胀方面
膨胀方面
细节处理方面
细节处理方面
细节处理方面
细节处理方面
细节处理方面
细节处理方面
细节处理方面
03
锅炉运行调整分析 及优化
排渣系统
排渣系统
点火统
床上+床下的点火方式，以床上为主、床下为辅，有以下优势： 1、温升率能很好控制； 2、在规定温升率下能很快达到投煤条件。
点火系统
点火系统
超临界CFB机组稳定运行分析及实践
山西•太原 2019.09
01 启光项目介绍
目录
CONTENTS
02 锅炉安装注意事项及优化 03 运行参数调整分析及优化
04 后续CFB大型化发展的建议
01
启光项目介绍
1 项目简介
启光项目厂址位于灵石县段纯镇志家庄村，建设两台350MW超临界低热值煤 循环流化床锅炉、间接空冷、双水内冷、高中压合缸热电联产汽轮发电机组，同 步建设高效电袋除尘、炉内+炉后双塔双循环湿法脱硫系统、SNCR+SCR脱硝系统、 2级破碎三级筛分输煤系统、石灰石破碎筛分系统、城市污水中水供水系统、县 域最大长输供热管网，总投资约29亿元（不含厂外热网）。
全厂建筑三维定位图
厂区地下管网
3 工程亮点
厂区地下管网局部图 地下管网各层分布细节图
3 工程亮点
地下管网施工前碰撞检查
3 工程亮点
炉内整体换热管排布置图
四大管道三维图
3 工程亮点
空冷塔X柱、展宽平台及管网图
电气设备、桥架模型
3 工程亮点
办公楼外观图
第三人漫游图
3 工程亮点
2、#1机组自2018年11月首次启动并网，至一次性通过168h试运行，连续稳定运行140天， 未发生一起停机事故，各项参数、指标优良。