河源电厂掺烧印尼煤期间水冷壁温度控制调整分析53
河源电厂掺烧印尼煤期间水冷壁温度控制调整分析
我厂两台锅炉在大幅掺烧印尼煤时，水冷壁壁温整体偏高，其中前墙和右墙小管号管壁温度偏高幅度最大。尤其在变负荷时，各墙管壁（小管号水冷壁）壁温不同程度的超温，#2炉尤甚。如果将负荷变化率降低可减轻超温程度，但目前为避免调度两个细则考核，负荷变化率置于9MW/min。
一、水冷壁局部超温因素
除去负荷变化率因素外，水冷壁局部超温的原因分为内因何外因两类：内因是各水冷壁管内水的流量分配不均引起的热偏差；外因是炉内火焰分布不均引起热偏差、受热面清洁度等等。其中，前者的影响因素较复杂，如各管子间设计时就存在的阻力偏差、节流孔不同及其清洁度不同引起的阻力偏差等等。机组运行中，我们对由内因造成的超温处理手段很有限。外因引起的超温，常见的有制粉系统的煤粉浓度不均、配风不当、燃烧器的投用组合方式不当，热面清洁度等原因。鉴于运行可操作手段，主要从吹灰，风煤的配比及调整方面分析原因。经过实践，我们提出低负荷部分水冷壁管壁超温控制方法。如图1，我厂水冷壁温度测点分布图.
在大幅掺烧、单烧印尼煤期间，低负荷时水冷壁前墙和右墙小管号水冷壁壁温偏高。这与直流燃烧器的特性相一致。直流燃烧器单个喷口射流射程较远，但卷吸量不大。其射流本身卷吸高温烟气的能力不够强。这就使得某一角上燃烧器煤粉气流着火所需的热量除依靠射流本身卷吸的高温烟气和接受炉膛火焰的辐射热以外，主要靠四角布置中来自上游邻角正在剧烈燃烧的火焰横扫过来的混合和加热作用。这也导致了切圆燃烧燃烧器出口气流都会有一定程度的偏斜，且是偏向炉墙一侧。一次风射流的偏斜主要受邻角气流的横向推力作用。其中二次风起到主要作用，因为二次风动量增加，射流的旋转强度增大，对四角气流的横向推力也就增大。而配烧的印尼煤具有挥发分高(Vdaf=38.7%)、外水分高、灰分低、灰熔点低的特性。所以我们初步判断：第一，#1和#2燃烧器喷口射流刚性过大导致火焰偏斜向前墙和右墙。第二，热负荷过于集中。
图1：水冷壁温度测点分布图
结合前期在二次风自动时，通过调整燃烧器摆角，减小过热度偏置和水煤比，扔无法有效控制壁温的情况。初步判断U、L层附加风占所有二次风比例偏大。进一步的减弱了燃烧器喷口射流的刚性。
二、水冷壁温度控制调整试验
为了验证我们上面所述U、L层附加风占所有二次风比例偏大造成燃烧器出口一次风粉刚度减弱的现象，我做如下调整：
1、U、L层附加风在手动，且比自动时偏小30%左右进行。
2、负荷变化率在6.5—7MW/min。
3、过热度偏置-3到-7之间。
2.1 试验1：吹灰调整
保持过热器再热器管屏的清洁。因印尼煤不易结焦，此时加强过热器再热器管屏吹灰，有利于总煤量减少，变相减少水冷壁区域热负荷。某日#2炉在350MW左右频繁波动，锅炉水冷壁左墙NO31--NO63，右墙NO15--NO35壁温持续超温，调整无效。吹短吹后效果改善不明显，吹完四组长吹后，壁温整体趋势变好，最高温度由545℃降至484℃，超温点均降至报警值以下，趋势详见图2。 图2：长吹后壁温变化图
2.2试验2：调整磨煤机组合及出力
投运的燃烧器过于集中，会导致截面热负荷偏高。加上印尼煤挥发分高，易着火特点，会进一步提高了水冷壁区域热负荷强度，导致壁温偏高。如果将磨煤机隔层组合可能会有利于降低热负荷过于集中，改善水冷壁超温现象。为此我们将CDEF组合改为BCDF组合。
经过磨煤机组合调整，水冷壁温改善效果如图3和图4所示。通过对比我们可以看到隔层燃烧时水冷壁壁温相比没有隔层时偏低。
我厂传统的燃烧方式是尽可能的提高上层磨的煤量，以提高火焰中心，降低水冷壁温。但配烧印尼煤时，经过试验，均衡各台磨煤机煤量是有利于降低水冷壁壁温的。所以在低负荷时，保证单烧印尼煤的2C磨不低于30T/H的先决条件下，尽可能的均衡各台磨出力。
图3：2C\2D\2E\2F磨运行水冷壁壁温图
图4：2B\2C\2D\2F磨运行水冷壁壁温图
所以通过以上试验，分散磨煤机组合及均衡磨煤机出力有利于降低水冷壁壁温，减缓超温程度。
2.3试验3：调整辅助风比例
减弱#1#2角射流刚性，使火焰中心向后墙及移动，在火焰中心移动过程中，根据壁温变化适当调整#3和#4角射流刚性。
因为低负荷时，各辅助风、周界风开度已经很小，无法通过关小#1#2角各辅助风风门开度来减弱其射流刚性。故通过开大下游辅助风风门，提高下游射流刚性的方法降低壁温。具体为：前墙小管号超温，则开大#2角相关辅助风开度；同样，后墙的对应为#3角辅助风；左墙的对应的为#1角辅助风；右墙的对应的为#4角辅助风。
2.4试验四：提高磨煤机入口风压
单烧印尼煤时为了防止爆燃等，规定如下：
表1: C磨单烧印尼煤规定参数表
通过运行经验，这个风压完全可以满足制粉系统的安全运行。但因为印尼煤着火点提前，加之偏烧，所以判断现有的风压仍偏低。5月26日右墙壁温超温，调整无效后，提高各台磨煤机入口一次风压，各墙壁温恢复正常，趋势如图5所示。
图5：2C磨入口一次风压变化前后壁温变化图
三、试验小结及运行建议
通过以上燃烧调整试验，小结如下：
1.适当降低过热度偏置至运行，通过增加水量来达到增强水冷壁管水循环动力的目的。
2.400MW以下时减少U、L层附加风开度，有利于降低水冷壁壁温。其开度在25%---40%之间调整。同时注意脱硝出口氮氧化物和氨逃逸率，及时手动调整。 3.当壁温出现大幅上升时，手动增加其对应侧辅助风开度，以增强其刚性，减少偏斜幅度。具体为：前墙小管号超温，则开大#1角相关辅助风开度；同样，后墙的对应为#3角辅助风；左墙的对应的为#2角辅助风；右墙的对应的为#4角辅助风。
4.正常运行时燃烧器摆角在水平位置，保留调节空间。
5.适当增加长吹吹灰频率，保证过热器和再热器清洁度。亦可以达到减弱水冷壁区域热负荷强度的目的。
6.大幅掺烧、单烧印尼煤的情况下，可适当隔一层组合燃烧器。低负荷时除了均衡各台磨出力，并适当提高磨煤机入口一次风压到6.5KPa以上。
这些都是在现有的基础上的一些调控手段，如有调节建议做以下：
1.做炉内动力场实验，确定偏烧情况。
2.掺烧印尼煤时，除了降低单烧磨的煤粉细度，也可试验同步提高掺烧磨的煤粉系统。整体推迟煤粉着火时间。
3.将各台磨煤机出口四个粉管的一次风速调整一致。下表是300MW时，2C\2D\2E\2F磨运行各角风速。其中2B和2F磨无风速测点。
表2：300MW时2C\2D\2E\2F磨运行各角一次风速表
660MW超超临界机组深度调峰工况下水冷壁超温分析控制策略研究
660MW超超临界机组深度调峰工况下水冷壁超温分析控制策略研究
摘要：由于我厂660MW超超临界火电机组在参与深度调峰时，偶尔出现的水冷壁超温现象。本文通过分析超温时总燃料量、主给水流量、过热度等参数的变化，发现锅炉水冷壁超温主要是过热度变化较大，即变负荷过程中水煤比的短时失衡造成。并提出了一种利用升、降负荷的速率和幅度的回路、水冷壁最高温度点的温升速率和温升幅度的回路和中间点过热度偏差补偿回路等三个回路来减少锅炉水冷壁超温现象的控制策略。
关键词：水冷壁壁温；超温；深度调峰；水煤比
Analysis and Control Strategy of water wall overtemperature for
660MW ultra-supercritical Unit under deep peak regulating condition
ChenHao
(Inner Mongolia Datang International Xilinhot Power Generation Co.,
ltd, Inner Mongolia xilinhot city, 026000，China)
Abstract：Because the 660MW ultra-supercritical thermal power unit is
involved in deep peak regulation, the phenomenon of water wall
overtemperature occasionally appears. In this paper, by analyzing the
changes of total fuel amount, main feed water flow, superheat and
other parameters during overtemperature, it is found that the
350MW超临界机组水冷壁超温问题分析与解决方案
350MW超临界机组水冷壁超温问题分析与解决方案
发布时间：2021-08-17T08:00:57.878Z 来源：《科技新时代》2021年5期 作者： 牛波[导读] 垂直水冷壁频繁超温，在低负荷运行及变负荷过程中锅炉的超温问题非常突出。
大唐西北电力试验研究院 陕西 西安 710021
摘要：
因各粉管煤粉量分配存在偏差导致的超温，通过一次风调平及燃烧器二次风、燃尽风就地拉杆、风门开度调整等手段进行调整。经过燃烧调整，稳定负荷下整体壁温分布状况变好，偏差变小、水冷壁壁温超温安全裕量变大。
关键词：水冷壁；超温；调整
1 前言
陕西某电厂2×350MW超临界机组1号锅炉自投产以来，垂直水冷壁频繁超温，在低负荷运行及变负荷过程中锅炉的超温问题非常突出。
2 设备简介
本锅炉采用π型布置，单炉膛，尾部双烟道，全钢架，悬吊结构，燃烧器前后墙布置、对冲燃烧。炉膛断面尺寸为15.287m宽、13.217m深，水平烟道深度为4.747m，尾部前烟道深度为5.06m，尾部后烟道深度为5.98m，水冷壁下集箱标高为6.5m，顶棚管标高为62.5m。
燃烧器布置方式采用前后墙布置，对冲燃烧方式。采用5台中速磨煤机，前墙布置3层煤粉燃烧器，后墙布置2层煤粉燃烧器，每层各有4只低NOx旋流燃烧器，共20只燃烧器。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置2层燃烬风燃烧器，前后墙各8只，共16只燃烬风燃烧器。
在新型低NOx轴向旋流燃烧器中，燃烧的空气被分成五股，中心风、一次风、二次风、三次风和四次风。
主燃烧空气分为二次风、三次风和四次风，以加大空气分级程度。二次风、三次风和四次风通过燃烧器内同心的环形通道，在燃烧的不同阶段进入炉膛，有助于NOx总量的降低和燃料的燃尽。二次风为直流，三次风和四次风为轴向旋流风，在近燃烧器区形成环形回流，将高温烟气带回近燃烧器区，加热一次风，点燃煤粉，保持火焰稳定性，同时带回的高温烟气含氧量低，有利于NOx还原；在远燃烧器区通过三、四次风来完成未燃尽碳的燃烧。燃烧器还配有二次风挡板、三次风挡板，用以调节每个燃烧器的二次风量、三次风量和四次风量间的比例。每个挡板均配有两根拉杆，拉杆穿过燃烧器面板，可以在燃烧器外部调整挡板的位置，调节时根据燃烧器前部面板上的刻度尺准确调整。运行时三次风和四次风旋流器均可根据需要调整，以便产生最佳的流场。煤粉燃烧器上部设有二层燃烬风燃烧器（OFA）。其作用是补充燃料后期燃烧所需的空气，实现分级燃烧，降低炉内的温度水平，抑制NOx的生成。
锅炉水冷壁高温腐蚀形成机理及防范措施
锅炉水冷壁高温腐蚀形成机理及防范措施
发布时间：2022-10-08T08:43:48.954Z 来源：《新型城镇化》2022年19期 作者： 刘占伟[导读] 近几年，随着全国动力煤价格的不断攀升，燃煤发电厂生产经营及竞争压力的不断增加，深度配煤掺烧成了每个燃煤发电企业必须面对的课题。贫煤、褐煤、高硫高灰煤、纯煤泥，随着劣质煤掺烧比例的不断增加，锅炉运行安全也在不断面临新的更大的挑战。
张家口热电公司 河北张家口 075000
摘要：锅炉的高温腐蚀主要发生在燃用高硫煤的锅炉受热面上，锅炉运行时在烟温大于700℃的区域内，在高温高压条件下受热面与含有高硫的腐蚀性燃料和高温烟气接触，极易发生高温腐蚀。尤其是水冷壁管的向火侧腐蚀最快，极易发生爆管，这种腐蚀给锅炉水冷壁管造成了很大威胁。
关键词：水冷壁；腐蚀；燃烧；硫分
1 引言
近几年，随着全国动力煤价格的不断攀升，燃煤发电厂生产经营及竞争压力的不断增加，深度配煤掺烧成了每个燃煤发电企业必须面对的课题。贫煤、褐煤、高硫高灰煤、纯煤泥，随着劣质煤掺烧比例的不断增加，锅炉运行安全也在不断面临新的更大的挑战。其中，燃烧高硫煤导致锅炉水冷壁大面积高温腐蚀，管壁产生裂纹最终爆管事故近几年频繁出现。本文主要对锅炉水冷壁高温腐蚀产生的机理进行深入分析，结合理论与实例，提出防范措施。
2 设备运行概况
某热电公司300MW火电机组锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的型号为HG-1025/17.5-YM33，亚临界、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风的π型汽包炉，固态排渣炉，锅炉采用摆动式燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，共有五层煤粉燃烧器，三层油燃烧器。水冷壁采用内螺纹管+光管管型，材质为SA-210C，管子规格为（63.5×7。锅炉设计煤种为河北蔚县烟煤，校核煤种为准格尔烟煤，近几年开始掺烧高硫煤，几种煤的指标如下：
该锅炉通常根据负荷采用1～2台制粉系统掺烧高硫煤，掺配方式为炉内掺烧，高硫煤的掺烧占比为35%～40%，随着近几年环保三项污染物排放执行深度减排标准，特殊时期还要提高标准超低排放控制。越发严苛的环保排放标准，加上入炉煤挥发分的降低，锅炉NOx排放更难控制，对锅炉氧量、配风等参数调整均产生严重影响。其中，2号炉2020-2021供热期氧量降至2.8%以下，同比下降约0.9%，过量空气系数不足1.2，加之，入炉煤硫份升高，促进了高温腐蚀的产生。 3 高温腐蚀的形成机理
掺烧印尼煤对某锅炉燃烧及结渣影响的数值模拟
第３Ｏ卷，总第１７４期 ２０１２年７月，第４期 《节能技术》 ＥＮＥＲＧＹ ＣＯＮＳＥＲＶＡＴＩＯＮ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ Ｖｏ１．３０，Ｓｕｍ．Ｎｏ．１７４ Ｊｕｌｙ．２０１２，Ｎｏ．４
掺烧印尼煤对某锅炉燃烧及结渣影响的数值模拟
陈丽霞
（广东省机电设备招标中心，广东 广州 ５１００３０）
摘要：本文通过数值模拟的方法分析了掺烧印尼煤时炉膛内的燃烧特性和结渣特性，研究了
印尼煤在不同掺混比例下对炉膛结渣的影响，试验结果表明：掺烧一定量的印尼煤有利于改善炉膛
内的结渣特性，印尼煤灰熔点较低，与高热值基础煤掺混时容易产生结渣，掺烧比例不宜过大．基础
煤与印尼３进行混配的最优推荐比例为５：１。
关键词：数值模拟；燃烧特性；结渣特性；烟气温度；氧含量
中图分类号：ＴＫ１６ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００２—６３３９（２０１２）０４—０３７７—０５
Ｔｈｅ Ｎｕｍｅｒｉｃａｌ Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ ａｎｄ Ｓｌａｇｇｉｎｇ ｂｙ Ｍｅａｎｓ ｏｆ
Ｍｉｘ——ｂｕｒｎｉｎｇ Ｉｎｄｏｎｅｓｉａｎ Ｃｏａｌ Ｕｐｏｎ ｔｈｅ Ｐｏｗｅｒ Ｓｔａｔｉｏｎ Ｂｏｉｌｅｒ
ＣＨＥＮ Ｌｉ—ｘｉａ
（Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ Ｍａｃｈｉｎｅｒｙ ａｎｄ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ Ｔｅｎｄｅｒｉｎｇ Ｃｅｎｔｅｒ，
Ｇｕａｎｇｚｈｏｕ ５１００３０，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ａｎａｌｙｓｅｓ ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ ａｎｄ ｓｌａｇｇｉｎｇ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ ｂｙ ｍｅａｎｓ ｏｆ ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ
ｗｈｅｎ ｍｉｘ—ｂｕｒｎｉｎｇ Ｉｎｄｏｎｅｓｉａｎ ｃｏａｌ ｕｐｏｎ ｔｈｅ ｐｏｗｅｒ ｓｔａｔｉｏｎ ｂｏｉｌｅｒ，ａｎｄ ｓｔｕｄｉｅｓ ｔｈｅ ｓｌａｇｇｉｎｇ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ
ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｂｌｅｎｄｉｎｇ ｐｒｏｐｏｒｔｉｏｎｓ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｉｔ ｉｓ ｆａｖｏｒａｂｌｅ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｓｌａｇｇｉｎｇ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ－
关于超超临界二次再热机组再热汽温控制策略探讨
关于超超临界二次再热机组再热汽温控制策略探讨
发布时间：2021-08-03T06:54:50.517Z 来源：《电力设备》2021年第5期 作者： 谢晓辉
[导读] 探究整体机组的再热汽温，对提高机组的安全性、稳定性与经济性等具有十分重要的作用。
（深能合和电力（河源）有限公司 517600）
摘要：超超临界二次再热机组在实际运行中，需要综合考虑多种因素，才能提高机组的工作效率，降低再热汽温的偏差。结合二次再热机组运行的基本现象及要求为基础，针对在运行过程中影响再热汽温偏差的主要因素进行分析，并提出了相应的优化措施。
关键词：超超临界；二次再热；汽温控制
二次再热机组锅炉增加了一级再热器，系统的功能比较复杂，与同等级同发电容量的一次再热锅炉比，它的节能效率更高，而且二次再热机组的蒸汽参数也发生了变化，机组各个受热面吸热量匹配的难度更大，由于一、二次再热气温存在多种差异，探究整体机组的再热
汽温，对提高机组的安全性、稳定性与经济性等具有十分重要的作用。
一、设备概述
河源电厂二期锅炉是由东方锅炉厂设计制造的超超临界变压运行直流炉，二次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊Π型炉。锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，采用双层等离子点火系统，燃烧器采用东方锅炉设计的外浓内淡型第三代低
NOX旋流煤粉燃烧器。锅炉的设计煤种为神华神东煤，校核煤种1为印尼煤，校核煤种2为晋北烟煤，保证过热蒸汽出口压力为33.2MPa，出口温度为605℃；一次再热蒸汽出口压力为11.12MPa，出口温度为623℃,二次再热蒸汽出口压力为3.41MPa，出口温度为623℃，锅炉给水
温度为314℃。
炉膛采用内螺纹管螺旋管圈+混合集箱+垂直管水冷壁，在锅炉的顶部沿烟气流动的方向设置有三级过热器、一/二次高温再热器，锅炉的尾部烟道为双竖井烟道，前烟道布置一次低温再热器，后烟道布置二次低温再热器，再热器出口布置有炉内省煤器及烟气挡板。过热器
锅炉水冷壁超温治理
锅炉水冷壁超温治理
在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运前期，发生了几次水冷壁的管壁温度有偏差或超温现象。水冷壁超温的部位往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。水冷壁部分位置温度超过标准的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。分析超温原因后，运行人员进行多工况调整试验，提出水冷壁超温治理方案。包括一次风调平、提高二次风风门调整精确度、调整煤粉细度、大氧量运行、提高大风箱与炉膛差压、降低中间点过热度设定值、提高水冷壁进口工质焓值、增加水动力稳定性等调整措施。同时建立锅炉受热面超温管理制度和记录簿，从管理方面对壁温进行长期监控。
采取上述一系列技术整改措施及建立锅炉受热面超温管理制度后，超温记录簿中超高二值的次数由30条/月减少为5条/月。在机组运行中有效控制了水冷壁温度，避免水冷壁超温爆管，保证机组安全运行。
一、基本情况
锅炉的尾部放置2台三分仓容克式空气预热器，所用的是正压冷一次风机直吹式制粉系统，膜式壁组成的炉膛。由炉膛冷灰斗入口，即标高8300mm处，到标高50547mm，炉膛周围使用螺旋式管圈，在此上方为垂直管圈。每个炉均安装有二十四个直流式煤粉燃烧器，共分六层分布于炉膛下端四个角，空气和煤粉便从这四个角进入，呈切圆形式在炉膛里燃烧。
在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运初期，多次发生水冷壁管壁温度有偏差或超温现象，尤其是机组低负荷运行时，很容易出现部分水冷壁温度超过报警值的现象，部分工况下水冷壁温度严重超过报警值，影响机组安全运行。从两台机组运行情况来看，水冷壁超温的部位具有共同特性，往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。
二、原因分析 产生水冷壁局部温度超过标准的原因有两个。水冷壁部分位置温度超过标准的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。此二因中，第一类原因的影响较复杂。如管子与管子之间在设计阶段会有偏差阻力、清洁度不相同也会引起偏差阻力。因此，解决热偏差存在的方法也遭到较大限制。针对有些水冷壁的管中流量不均匀而产生的水冷壁超温现象，可对水冷壁的联箱和管道开展针对性排查，除去部分水冷壁管的管道氧化结垢，消除由此增加的阻力，可优化水冷壁流量分配。第二类原因通常出现有煤粉浓度不均匀、风量分配不当、燃烧器的使用组合方式不恰当。针对后墙水冷壁垂帘管及悬吊管的出现的超温，可着重从烟气处着手，分析出现此现象的原因，开展多种工作状况的调整试验，总结提炼出水冷壁超温现象发生的治理方案。
某燃煤电厂锅炉印尼煤掺烧高温腐蚀分析
某燃煤电厂锅炉印尼煤掺烧高温腐蚀分析
谌莉;李勤刚
【期刊名称】《腐蚀与防护》
【年(卷),期】2010(031)007
【摘 要】某燃煤电厂燃用的印尼煤具有高挥发分、高硫分等特点,偏离设计煤种较大,使锅炉发生高温腐蚀的可能性增大.通过燃烧优化试验,对烟气中的O2、CO及H2S进行取样分析,通过降低燃烧区域的还原性气氛,降低在燃烧过程中因煤种变化导致的锅炉高温腐蚀,保证机组的安全经济运行.
【总页数】4页(P548-551)
【作 者】谌莉;李勤刚
【作者单位】广西电力职业技术学院,南宁,530007;国投钦州发电有限责任公司,钦州,535008
【正文语种】中 文
【中图分类】TG172.8;TK224.9+4
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超超临界机组自动调节系统分析及优化
电力技术ElectricPowerTechnologyVol.19No.5Mar.2010第19卷 第5期2010年3月
超超临界机组自动调节系统分析及优化
张殿聪
（河源电厂，广东河源517025）
【摘要】概括介绍了河源电厂2×600MWe超超临界燃煤机组自动调节系统，针对机组投产后遇到的技术问题进
行了认真分析，提出了一系列完善措施。通过这些措施，自动调节系统的性能得到很大提升，对国内同类型机组有一
定的参考意义。
【关键词】超超临界机组；直流锅炉；协调控制；汽温控制；WFR
【中图分类号】TK229.2【文献标识码】B【文章编号】1674-4586(2010)05-0043-04
0 前言
广东河源电厂一期工程由深圳能源集团和香港
合和公司共同出资建设，建有2台600MWe超超临
界燃煤机组。该工程是深圳能源集团首个超超临界
机组建设项目，同时也是华南地区首个超超临界机
组项目。
1 机组概况
锅炉采用哈尔滨锅炉厂引进三菱公司技术制造
的超超临界变压直流炉，单炉膛、内螺纹垂直管圈
水冷壁、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固
态排渣、全钢构架、全悬吊结构П，型号为：HG-
1795/26.15-YM1。汽轮机和发电机分别由哈尔滨汽轮
机厂和哈尔滨汽轮发电机厂供货。机组采用“定一
滑一定”复合变压运行方式，设计为带基本负荷并
参与电网调峰运行。
一期工程由中南电力设计院设计。主机DCS控
制系统（包括DEH、MEH和电气ECS）硬件采用
ABB公司的Symphony。
2 河源电厂自动调节系统简介
河源电厂自动调节系统根据日本三菱公司提供
的调节框图进行设计，主要控制回路有协调控制、
给水控制、水煤比控制、汽温控制、锅炉风量控制、
炉膛压力控制等。
河源电厂采用以锅炉跟随为基础的机炉协调控
制系统，通过控制分离器入口过热度并加以减温喷
水来保证各级受热面蒸汽温度，具体控制方案采用
煤跟水的策略。协调控制系统主要包括负荷指令设定、频率校正、辅机故障减负荷(RB)、压力设定值
河源电厂#1机组轴瓦温度跳变情况分析与预控
80科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION科技资讯2014 NO.30SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程
广东河源电厂2×600MW 机组为哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设计生产的CLN600-25/600/600型、超超临界、一次中间再热、单轴、两缸、两排汽、凝汽式汽轮机。#1机组于2009年2月3日商业运行启动期间,当转速冲至275r/min时,#1轴瓦温度跳变到130℃,运行人员立即打闸停机,并投盘车。经过指挥部商定准备开瓦检查。2009年2月4日下午打开#1轴瓦,发现轴颈上延轴瓦接触面部位有明显划痕,轴瓦已经有明显磨损,在右侧瓦瓦口位置有不锈钢丝,经测量不锈钢丝直径0.025mm左右,被卷曲成絮状。2009年2月5日开始拆#2轴瓦,发现#2轴颈也有划痕,但相对#1轴颈较轻,随即拆#3、#4、#5、#6轴瓦,未发现有大的异常。1 要因确认经检查发现,在油箱回油滤网上,油箱磁棒上,油净化装置滤网上,均粘拂有直径为0.025mm的不锈钢丝。检查油箱回油提篮滤网的不锈钢丝直径为0.135mm,明显比污染油系统的不锈钢丝粗,而且刚度较硬,况且无破损,可以排除。油净化装置上有三种滤网,一种明显比这种粗,另一种明显比这种细,再一种为棉滤网,与之不同,可以排除。密封油装置上为筒状滤芯,不会脱丝,可以排除。检修部门对顶轴油滤网进行解体检修,发现两套顶轴油滤网(内外套装共两个)已经严重损坏,上沿出现严重飞边,滤网中部也已经损坏,经测量顶轴油滤网的不锈钢丝直径为0.025mm。分析后认定顶轴油滤网不锈钢丝是导致轴瓦温度高的主要原因,不锈钢丝为运行过程中滤网破损脱落所致。2 原因分析#1、2轴瓦无顶轴油,滤网不锈钢丝是如何进入#1、2轴瓦并划伤轴颈的呢？整个油系统设计有两套顶轴油装置,在每台顶轴油泵前设计了一套过滤器,过滤器分内外两层滤网。当滤网破损后,滤网在流动油的带动下不锈钢丝会脱落流入系统。顶轴油系统有一路调整油直接回到油箱,不锈钢丝随之进入油箱;另四路顶轴油从#3、#4、#5、#6轴瓦油口进入轴瓦,但在盘车状态下,转子在有顶轴油位置轴颈都有0.05～0.10mm的顶起高度,跟随顶轴油进入这四个轴瓦的不锈钢丝在油动力的作用下流过轴瓦与轴颈的间隙,进入轴承座,流回到主油箱,受到不锈钢丝污染的润滑油会经过进油管道进入#1、#2轴瓦进油口。#1、#2轴瓦是可倾瓦,无顶轴油,随油流过来的不锈钢丝就会在油口位置聚集,在盘车(或冲转力)的带动下转子转动,部分不锈钢丝碾转出轴瓦,部分嵌在瓦口位置。转动的转子在带有不锈钢丝的瓦上旋转势必会将转子轴颈位置磨损,因冲转过程中转速最高升至275r/min,还未达到足够的温度使轴瓦熔化,也未形成油膜将转子抬起,而转子轴颈已经在钢丝的作用下严重划伤。因#2轴瓦离#3轴瓦较近,#3轴瓦有顶轴油的抬起高度,#2轴瓦也相应有小量的抬起,因而对#2轴瓦起到了保护作用,这就是#2轴瓦相对于#1轴瓦磨损较轻的原因。3 预防与控制措施:3.1顶轴油滤网清理在2009年1月19日停机后,至2月3日重新启动,按照规定,停机过程中系统上所有的滤网都应该进行清理检查,但检修部门并未做此项工作。在顶轴油装置说明书中明确规定:“5.1经常检查滤油器滤网的阻塞情况,并定期清洗使之畅通”。如果在此期间检修人员能及时检查清理滤网,完全能避免此次事故的出现。3.2顶轴油滤网更换与改进顶轴油滤网两个滤网都已经破损,说明滤网存在质量问题,这种滤网一旦破损,会直接污染油系统,磁棒对不锈钢丝也起不到吸附的作用,造成划瓦、划轴、油路赌塞等严重安全隐患,而且滤网设计也不合理,滤网过细,型式为上下为压盖式密封结构,支撑龙骨稀疏,容易破损,建议更换成筒状褶皱滤芯或改进成其他形式滤网,保证其安全稳定运行。3.3转子晃动值分析转子在前箱位置有转子晃动测量测点,在开机前盘车过程中转子已经磨损,会引起晃动值的变化,测量电压也相应变化,运行人员并未引起足够的注意,导致事态扩大。3.4停机惰走时间分析2009年1月19日停机过程中,转子惰走时间比正常是否有变化,尤其是在转速低无法形成油膜的过程中,瓦温是否有变化,如果在此期间转子惰走时间变短了,是否引起了运行人员的注意。如果在此期间转子惰走时间无异常变化,说明轴颈和轴瓦是完好的,那么污染物在此期间并没有进入轴瓦,只能是在2月3日启动前进入的轴瓦的。经查停机期间惰走时间正常,瓦温未变化,表明在24d的停机盘车过程中,润滑油受到污染。3.5盘车电流分析在盘车运行过程中,盘车电流是个重要指标,如果盘车电流比正常运行偏大,说明转子受到的阻力扭矩增大,就应该分析原因,通流动静摩擦、顶轴油定期高度不够或转子与轴瓦干摩擦等等,经查盘车电流运行记录曲线,电流变化明显,但运行人员并未引起注意,也未分析原因。3.6油系统的清理检查滤网丝会随油进入所有的油系统设备及管路。调速油系统,高压油、复位油、保安油等都是小管路,如清理不到位,滤网丝会将滑块卡涩、阻塞截流孔,直接危机跳机。滤网丝也可能进入密封油系统,直接划伤发电机密封瓦,造成氢气泄漏。所以一旦油系统受污染,必须要对所有的设备管道进行认真彻底的清理,一个位置清理不到位,就可能重蹈覆辙。油系统清洁度是机组安全稳定运行的有力保证,必须引起足够的重视,在后期的恢复阶段应作为工作的重点。4 结论河源电厂#1机组轴瓦温度跳变的主要原因是运行过程中顶轴油装置滤网的不锈钢丝破损脱落所致。同类型顶轴油装置滤网都存在滤网不锈钢丝破损、脱落污染油系统的风险,给机组的安全稳定运行造成隐患。希望通过对河源电厂#1机组轴瓦温度跳变原因的分析与预控的解析,给此类机组瓦温跳变的诊断及处理提供可靠的依据,同时也为同类型机组的技术改进提供了可靠的参考资料。参考文献[1]钟起深.电厂600MW汽轮机组安装调试中的问题分析与处理措施[J].沿海企业与科技,2010(4)：128-130.[2]王俊文.电厂汽机常见问题及其对策[J].中国科技财富,2008(7):112.[3]王春利.电厂汽机运行常见问题与解决方法[J].硅谷,2013(16)：145.[4]李秉宁.电厂汽机运行中的常见问题及其规避措施探讨[J].中国高新技术企业,2013(24):100-102.河源电厂#1机组轴瓦温度跳变情况分析与预控王得伟(山东电力建设第一工程公司 山东济南 250100)摘 要：汽轮机是发电厂的关键设备,其运行效率和电厂的经济效益密切相关。作者结合多年的工作经验以及河源电厂汽机运行过程中出现的问题,提出相应的应对措施。该文详细介绍了河源电厂1号机商业运行启动过程中#1轴瓦温度跳变,经分析引起轴瓦温度跳变的根本原因是顶轴油滤网破损,导致不锈钢丝脱落磨损轴瓦,造成汽轮机非正常停机。针对上述汽轮机故障,采取有效措施,避免类似的汽轮机故障再次发生,以提高电厂机组运行效率,实现电厂的经济效益和社会效益。关键词：汽轮发电机组 轴瓦 温度跳变 滤网中图分类号:TM31文献标识码:A文章编号:1672-3791(2014)10(c)0080-01
660MW超超临界锅炉水冷壁超温原因分析及对策
660MW超超临界锅炉水冷壁超温原因分析及对策
摘要：超超临界直流锅炉容量大，热蒸发面面积大，布置复杂，管段多且长，供热负荷高，容易出现热负荷不均匀导致管壁过热。通过优化煤种搭配、吹灰方式和制粉系统运行方式等措施，达到控制壁温的目的。
关键词：660MW超超临界锅炉水冷壁；超温原因；对策
引言
超超临界直流锅炉容量大，热蒸发面面积大，布置复杂，管段多且长，供热负荷高，容易出现热负荷不均匀导致管壁过热。为了保证一定的质量循环速度，冷却水壁的内径必须小，因此垂直管道的水冷壁容易超温。影响垂直管道水冷壁温度的因素有很多，所以对水冷壁温度过高的原因及对策进行研究对同类机组运行具有较高的参考价值。
1设备与背景
某厂锅炉采用上海锅炉厂超超临界π型锅炉，制粉系统是正压直吹式结构，在炉膛的四角分6层布置了24只直流式煤粉燃烧器，水冷壁下部是在炉膛四周采用螺旋管圈布置，上部布置的是垂直管圈。
2水冷壁超温原因分析
某厂2020年烧高热值煤时，在各个负荷段区间内升降负荷过程中都会导致中间点过热度的不同程度的幅度波动，特别是当2号炉大幅度减负荷至300~400MW时中间点过热度最高可达60℃以上，导致水冷壁出现较为严重的区域性超温，全年水冷壁温度超高二值达109次，其中特别是后墙水冷壁垂帘管及后墙水冷壁悬吊管超温想象更为频发和严重，其中后墙悬吊管出口自左第50排自前第6号管、后墙垂帘管自左第50排自前第1号管超温情况最为严重。锅炉水冷壁长期处于超温情况下运行容易导致爆管，直接影响锅炉的安全运行及其使用寿命。为解决水冷壁超温影响机组的安全经济运行，生产各部门通过大量数据分析、调研和摸索总结，多次组织专业会分析后得出超温的原因主要有：①锅炉偏烧；②煤种变化；③受热面结焦。首先2号炉的水冷壁呈现区域性超温，则意味着区域性单位吸热量过多，传热恶化，这就是由于燃烧火焰产生偏斜而不对称所导致的。由于2020年整年煤种热值较高，在升降负荷过程中更容易加剧火焰偏斜造成区域性超温的程度。锅炉专业讨论后形成了如下系列的防范措施。