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【精品】TPRI超超临界锅炉调试技术讲稿济南 TPRI超超临界发电机组锅炉调试技术雷兆团TPRI第一部分西安热工研究院电站调试工作介绍?西安热工研究院调试历史悠久参与了国产首台5125W MW、W200MW、W300MW机组调试，参与了首台0300W MW进口机组调试，负责了国内首台核电机组常规岛的调试。 ?xx年成立了电站调试技术部机构锅炉调试技术研究所汽机调试技术研究所电气调试技术研究所热控调试技术研究所化学调试技术研究所人员现有工程技术人员9900人，其中教授级高工88人，程高级工程师636人，硕士研究生232人。 调试资质甲级?调试业绩TPRI西安热工研究院调试工程业绩7xx.7xx.12220300MW杨柳青电厂77号3xx.3xx.9220330MW华能淮阴电厂 55、66号3xx.3xx.11220300MW包头第三热电厂1号9xx.9xx.4220330MW华能海口电厂88号1xx.1xx.9110330MW华能新华电厂33号5xx.5xx.3220330MW华能淮阴电厂 33、44号300MW等级机组（88台）备注工期建设规模项目名称类别TPRI西安热工研究院调试工程业绩超临界调试业0xx.10220600MW浙江兰溪电厂 11、27xx.7xx.1220600MW华能珞璜电厂66号6xx.6xx.12220600MW华电广安电厂55号直接空冷6xx.6xx.12220600MW达拉特电厂77号超临界8xx.8xx.2220600MW华能太仓电厂44号超临界3xx.3xx.12220600MW华能沁北电厂22号600MW等级机组（55台）备注工期建设规模项目名称类别TPRI西安热工研究院调试工程业绩备注工期建设规模项目名称类别间接空冷xx.1xx.1022135MW山西保德电厂间接空冷xx.10xx.1233135MW山西阳泉电厂循环流化床锅炉机组（55台）调试监理及余热锅炉xx.1xx.333390MW深圳前湾电厂xx.1xx.333390MW深能源东部电厂燃气蒸汽联合循环机组（33台）超超临界xx.5xx.12441000MW华能玉环电厂2号1000MW等级机组（11台）TPRI西安热工研究院调试在建工程直接空冷3xx.3xx.10220300MW蒙西电厂一期循环流化床锅炉机组直接空冷2xx.12xx.5220600MW达拉特电厂88号1xx.1xx.8220600MW伊敏电厂 33、 44、号超超临界4xx.4xx.8220600MW营口电厂44号600MW等级机组0xx.10xx.6220330MW口海口99号、杨柳青88号、包三22号300MW等级机组超超临界5xx.5xx.124401000MW华能玉环电厂44号1000MW等级机组备注工期建设规模项目名称类别TPRI22超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗2.1汽包锅炉蒸汽吹洗汽包锅炉通常采用蓄能降压法冲洗即降压法吹管。 采用降压法吹洗时容易保证吹管系数（1.0）和吹洗的质量，操作相对简便。 吹洗过程点火升压，当汽包压力升至预定值，快开临时门，使锅炉的压力瞬时释放，压力降至某一值，关临时门，完成一次降压吹管过程。 主要操作及要点开、关临时门，及时补水直至临时门关闭时汽包能看到水位。 控制汽包上下壁温差小于规定值，汽包-过热器压降大于BMCR工况压降，入炉燃料量通常维持不变。 TPRI第二部分华能玉环电厂100MW机组调试情况介绍TPRI调试进程序号调试项目单位结果1DCS系统受电及软件复原/xx年5月18日2厂用系统受电/xx年7月26日3锅炉酸洗开始时间/xx年10月12日4锅炉首次点火吹管时间/xx年11月6日5汽机首次冲转时间/xx年12月11日6发电机首次并网时间/xx年12月15日4:587首次满负荷时间/xx年12月18日18:198进入168h试运日期/xx年12月23日15:069完成168h试运日期/xx年12月30日15:06序号调试项目单位结果1DCS系统受电及软件复原/xx年5月18日2厂用系统受电/xx年7月26日3锅炉酸洗开始时间/xx年10月12日4锅炉首次点火吹管时间/xx年11月6日5汽机首次冲转时间/xx年12月11日6发电机首次并网时间/xx年12月15日4:587首次满负荷时间/xx年12月18日18:198进入168h试运日期/xx年12月23日15:069完成168h试运日期/xx年12月30日15:06TPRI调试过程 11、调试大纲及各专业调试措施的编制共编制171份方案（措施）调试大纲11份，汽机专业调试措施424份，锅炉专业调试措施15份，电气专业调试措施88份，热控专业616份，化学专业77份。 2S DCS受电、软件恢复及通道校验控制系统是西屋公司的N OVATION系统和西门子H T3000DEH系统，组态是热工研究院承担。 于606年55月818日完成S DCS通道校验及软件恢复工作。 TPRI调试过程 33、厂用系统带电6xx年77月626日厂用系统带电一次成功。 44、炉前及本体化学清洗炉前系统采用高效除油剂清洗工艺，本体化学清洗采用A EDTA氨盐方法，加热方式采用锅炉点火。 22机组化学清洗工作于06年10月12日开始，10月24日结束。 清洗过程顺利，清洗效果优良。 TPRI调试过程 55、蒸汽管道吹洗玉环电厂22号超超临界锅炉采用两阶段降压吹洗方法，同时在锅炉吹管期间首次实现了在国产超超临界01000W MW机组上应用了等离子点火技术，节省了大量燃油。 蒸汽吹管自11月77日至010日，历时44天。 总计正式吹管176次，其中过热器管道吹管898次，再热器系统吹管878次。 玉环电厂22号锅炉降压吹洗实践表明，国产超超临界01000W MW锅炉采用两阶段降压法吹洗是可行的，其效果优于稳压法吹洗。 TPRI调试过程 66、空负荷试运阶段22号机组于6xx年212月77日锅炉点火进行热态冲洗。 为避免锅炉水冷壁联箱中的杂质在大流量下堵塞节流孔圈造成水冷壁管超温，3次停炉带压排放冲洗。 212月111日汽轮机首次冲转。 212月414日汽机定速03000n r/min。 电气专业完成发电机短路试验、发电机空载特性试验、励磁调节器特性试验，同期回路检查、假同期并列试验等，212月515日84:58发电机首次并列一次成功。 TPRI调试过程 77、带负荷阶段投入各系统；安全门整定；洗硅运行；真空严密性；自动投入。 212月818日918:19机组首次带额定负荷01000MW运行试验。 88、168小时试运212月323日615:06玉环电厂22号机组开始进入8168h h满负荷试运，212月030日615:06，22号机组顺利通过8168小时试运行，热态移交生产。 TPRI玉环22号机综合质量指标序号项目单位结果1168h连续运行时间小时1682168h期间保护装置投入率%1003168h热控自动投入率%1004168h期间主要仪表投入率%1005168h期间连续稳定负荷符合预定曲线6168h期间平均负荷率%98.187168h期间连续满负荷时间小时137.48首次点火到168h结束燃油量吨405TPRI玉环22号机综合质量指标9整套启动首次点火日期xx-12-0710整套启动首次冲转日期xx-12-1111整套启动首次定速3000r/min日期xx-12-1212首次并网日期xx-12-1513首次带满负荷日期xx-12-1814进入168h满负荷试运日期xx-12-3015从开始到完成168h试运次数次116整套启动首次冲转到完成168h试运天数天xx开始点火吹管到完成168h试运天数天5518开始锅炉化学清洗到完成168h试运天数天80TPRI调试过程中的主要问题超温技术措施降压法吹管，保证锅炉吹管质量；吹管结束后对所有节流孔圈、弯头等部位进行射线拍片检查，查出的隐患进行了处理，这是保证22号炉在整启期间未发生爆管事故的重要措施。 在锅炉整启热态冲洗期间进行33次锅炉灭火带压放水冲洗，目的是将水冷壁联箱内的杂质反向冲出，防止锅炉大流量下被水流带起堵塞水冷壁节流孔圈。 采取这些技术措施后，22号炉在整启期间虽发生多处管道超温情况，但未发生爆管事故。 尽管如此，在试运过程中也出现了水冷壁、过热器管的超温现象，并进行了处理。 主要原因制造、安装过程质量把关不严，管内有残余物。 TPRI调试结论华能玉环电厂4401000W MW机组工程22号机组性能良好，调节系统能满足对机组转速、负荷的稳定控制，热力系统及各主要设备运行正常、可靠；热工保护100%投入，主要仪表%100%投入，自动投入率达到%100%，其它各项指标均达到优良，机组的协调控制（S CCS）系统运行良好；水汽品质合格。 TPRI第三部分超超临界锅炉启动调试TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗11.1直流锅炉蒸汽吹洗现状直流锅炉通常采用稳压法或熄火降压方式蒸汽吹洗。 如石洞口二厂和外高桥电厂进口机组，国内独立承担调试的直流锅炉，均采用稳压方式吹洗；日立-巴布科克公司生产的超临界锅炉在日本采用熄火降压方式吹洗。 21.2稳压吹管法主要考虑直流锅炉的水容积较汽包锅炉小，蓄热少；水冷壁水动力工况的安全性。 实践中，大致有两种方式加大入炉燃料量至转干态；维持一定燃料量，控制临时门的开度。 加大燃料量时，须投入大量的减温水以控制壁温；调整临时门开度时，开度可能不大，蒸汽流量受到限制，很难保证吹洗时吹管系数大于01.0。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗1.3直流锅炉不熄火降压法吹管沁北电厂2号锅炉的吹洗过程燃油量约22t/h；临时门开启即迅速加大补水，给水量维持约730t/h，直至临时门关闭后。 吹洗过程中水冷壁的流量大于730t/h，水冷壁壁温均匀，未超温，水动力工况安全。 分离器内外壁温差20，分离器入口工质温降24，至水位正常时最大温降42，厚壁元件是安全的。 冲洗过程炉膛出口烟温小于500，不存在过热器和再热器超温问题，不曾投入减温水。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗1.4直流锅炉稳压与降压法吹管比较?吹管系数11）吹管系数的计算计算吹管系数时依据的公式k1G2/v/（G02v0）式中G G、G0分别为吹管时和R BMCR工况时的蒸汽流量，h t/h；v v、v0分别为吹管时和R BMCR工况时某处的蒸汽比容，m3g/kg。 k2/P/P0（近似方法，降压法吹洗时采用）式中P P、P0分别为吹管时和R BMCR工况时分离器至过热器出口或再热器入/出口的压降。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗?太仓电厂44号锅炉稳压法吹洗44号锅炉稳压吹洗时，投入四台磨煤机，锅炉转干态运行。 给水流量约0800h t/h，临时门全开，每次稳压吹洗约两小时。 结论稳压吹洗过程，过热器或再热器系统吹管系数均大于11，符合规定。 无论过热器或再热器系统，采用压降法计算的吹管系数k2均小于定义公式的吹管系数k1的均值，再热器系统k2较k1偏小更多。 还可得出结论降压吹洗时常采用的近似方法压降法计算的吹管系数是可信的。 TPRI22超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗?太仓电厂4号锅炉降压法吹洗降压吹洗时，投入等离子点火装置和F磨煤机，控制炉膛出口温度小于580。 其它基本与汽包锅炉相同。 ?结论开门时控制适当的分离器压力即可保证吹管系数大于1.0和吹洗的效果。 ?沁北2号锅炉降压法吹洗时，过热器系统最大压降2.63.0MPa，k21.401.61。 ?因此，沁北和太仓电厂的超临界锅炉采用不熄火降压法吹管能够保证吹管的质量。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗?吹管系数与吹洗效果44号锅炉降压法有效吹洗515小时，但在接近合格的情况下，又降压吹洗了373次，最终靶板才合格。 第11次降压吹洗不足33分钟，靶板上略大的斑痕多于稳压吹洗的第88次，第919222次连续冲击同一块靶板，靶板上的斑痕惨不忍睹，见附图。 由此可知，降压法吹洗的效果不比稳压法差。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗?所用时间太仓44号锅炉010月66日至010日，稳压吹洗6天，吹洗88次，靶板未合格。 沁北22号锅炉10月77日99日，降压吹洗33天，吹洗686次，靶板合格。 ?燃料耗量太仓44号锅炉稳压法降压法吹洗，共耗煤54475.5吨，耗轻柴油约818吨。 沁北22号锅炉降压法吹洗总耗油约3686.3吨。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗?除盐水耗量太仓4号锅炉稳压法降压法吹洗，共耗水40650吨。 沁北2号锅炉降压法吹洗总耗水约21426吨，净耗水6810吨。 保障锅炉水动力工况安全的前提下，采用不熄火降压法吹洗可减少稳压吹洗时须投入磨煤机等设备，运行人员频繁和复杂的操作，防止超温，节省时间。 吹洗时热负荷不必达到转干态的30%及以上负荷，燃油消耗和除盐水的消耗会减少。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗保障锅炉水动力工况安全的前提下，采用不熄火降压法吹洗可减少稳压吹洗时须投入磨煤机等设备，运行人员频繁和复杂的操作，防止超温，节省时间。 吹洗时热负荷不必达到转干态的30%及以上负荷，燃油消耗和除盐水的消耗会减少。 实践证明，采用不熄火降压法吹洗时，运行人员操作的复杂程度简化，做到平稳操作。 通过控制燃料量，从容地控制两次吹洗的时间间隔及吹洗过程。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗1.5玉环01000W MW超超临界22号锅炉吹管?锅炉吹管采用两阶段、降压方式进行。 第一阶段吹洗过热器系统，吹洗合格后切换临时系统，吹洗高压旁路。 第二阶段吹洗再热器系统，吹洗合格后切换临时系统，吹洗小机高压进汽管道。 ?吹管时仅投用电动给水泵。 ?按压降法计算的过热器系统吹管系数在51.551.85之间；再热器系统吹管系数在32.353.05之间。 ?锅炉吹洗采用了等离子点火，实现了锅炉冷态无油点火启动。 ?由于采用了降压吹管方式且在吹洗过程中对吹洗参数控制合理，不仅节约了大量的除盐水，而且大大缩短了锅炉吹管的时间，为22号机组后续安装、调试工作赢得了宝贵的时间。 TPRI 11、超临界、超超临界锅炉调试中的蒸汽管道吹洗?整个吹洗过程中，在过热器、再热器减温水未投入的状况下，屏式过热器和高温过热器、高温再热器管壁均未发生超温现象，左右两侧过热汽温、再热汽温偏差很小；水冷壁不超温，壁温偏差也很小，锅炉的水动力工况稳定。 ?蒸汽吹管自111月77日至010日，历时44天。 总计正式吹管6176次，其中过热器管道吹管898次，再热器系统吹管878次。 TPRI 22、锅炉冷态通风试验冷态通风试验内容冷态通风试验包括以下试验内容和检查确认工作 （1）烟风系统各风门挡板及各辅机出力特性试验； （2）烟风系统各风压表计检查确认； （3）二次风风量测量装置冷态标定试验； （4）一次风风量测量装置冷态标定试验； （5）磨煤机出口一次风冷态调平试验； （6）燃烧器安装状况和燃烧器摆角检查。 TPRI 22、锅炉冷态通风试验冷态通风试验结果:? 一、二次风风量测量装置冷态标定系数满足自动调节要求；?磨煤机出口8支风管风速最大偏差均小于5%；?八角燃烧器各层喷咀角度及摆动同步性均达到设计要求，确保了炉内 一、二风射流的合理组织，为锅炉热态安全、稳定运行打下了坚实的基础。 TPRI 3、燃烧调整 （1）二次风箱-炉膛差压以及各二次小风门开度按负荷曲线投自动控制； （2）炉膛出口烟气含氧量逐步调整至接近于设计值； （3）调整前后墙四个二次总风门开度，使其风压相同，以使炉内火焰中心保持在炉膛深度方向的中间区域，避免前后墙水冷壁产生较大的汽温、壁温偏差； （4）对A-A风喷嘴水平摆角进行调整，将双火球中心距离拉大，避免沿炉膛宽度方向的中心处因热负荷过高而导致该处水冷壁温度偏高； （5）对水煤比进行调整，适当降低分离器出口过热度，同时将燃烧器摆角适当下倾，并通过调整过热器三级减温水流量，使三级、四级过热器壁温尽可能维持在正常值范围内。 通过上述调整，炉内热负荷分配达到较好水平，除水冷壁、三级、四级过热器个别管屏因节流孔圈直径偏小或异物堵塞而导致壁温偏高外，其余受热面壁温均未超温且偏差较小。 TPRI 3、燃烧调整通过上述调整，炉内热负荷分配达到较好水平，除水冷壁、三级、四级过热器个别管屏因节流孔圈直径偏小或异物堵塞而导致壁温偏高外，其余受热面壁温均未超温且偏差较小。 TPRI 44、冷热态冲洗?超（超）临界直流锅炉在首次点火，受热面和给水管道系统均存在杂物、沉积物和因腐蚀生成的氧化铁等。 因此起动前必须对管道系统和锅炉本体进行冷、热态清洗。 冷态清洗分为开式清洗和循环清洗两个阶段。 开式清洗是清洗水不回收，直接排入排污扩容器；循环清洗是把清洗水回收到凝汽器，得到循环应用。 TPRI 44、锅炉冷热态冲洗?当启动分离器储水箱出口水质e Fe含量小于0200?L g/L、SiO2含量小于0100?L g/L时，锅炉冷态开式清洗结束。 ?冷态开式清洗结束后，启动炉水循环泵，启动分离器储水箱回收至凝汽器，投入精处理前置过滤器，改善水质，锅炉进行冷态循环清洗。 当启动分离器储水箱出口水质e Fe含量小于0100?L g/L、SiO2含量小于050?L g/L时，锅炉冷态循环清洗结束。 TPRI 44、锅炉冷热态冲洗?热态清洗是在锅炉点火后进行。 当水冷壁出口水温达到0150时，锅炉开始进行热态清洗。 当启动分离器储水箱出口水质e Fe含量大于0100L g/L、SiO2含量大于050L g/L时，进行热态开