660MW锅炉吹管措施.docx
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660MW锅炉吹管措施
1、设备系统概述
1.1设备系统
#######发电有限责任公司2×660MW锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公
司自主开发制造的烟煤超临界660MW锅炉,为一次中间再热、超临界压力
变压运行,采用不带再循环泵的大气扩容式启动系统的直流锅炉,单炉膛、
平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊结构、П型布置、紧
身密闭。
锅炉型号为HG-2210/25.4-YM16。
采用中速磨直吹式制粉系统,
每炉配6台ZGM113G-Ⅱ型磨煤机,5运1备;煤粉细度R90
。
锅炉采
=18%
用墙式切圆燃烧方式,主燃烧器布置在水冷壁的四面墙上,每层
4只对应
一台磨煤机。
SOFA燃烧器布置在主燃烧器区上方的水冷壁的四角,
以实现
分级燃烧降低NOX排放。
锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程,从冷灰斗进口一直到中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁,经中间集箱过渡转换成垂直管圈,并形成炉膛的前墙、侧墙、后墙及后水吊挂管。
然后在水冷壁出口集箱经小连接管汇集到下降管入口,经下降管进入到布置在水平烟道下面的汇集集箱,分成两路经折焰角和水平烟道侧包墙和对流管束,从水平烟道侧包墙和对流管束的出口集箱引入汽水分离器。
从汽水分离器出来的蒸汽经顶棚和包墙系统进入低温过热器,然后流经分隔屏过热器和末级过热器。
过热器采用两级喷水减温器,一级减温器布置在低温过热器和分隔屏过热器之间,二级减温器布置在分隔屏过热器和末级过热器之间,每级两点。
再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置,低温再热器布置于尾部竖井双烟道中的前部烟道,末级再热器布置于水平烟道中逆流换热。
再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温,并在低温再热器出口管道配有事故喷水减温器。
锅炉的启动系统为大气扩容式启动系统,内置式启动分离器布置在锅炉的前部上方,其进口为水平烟道侧墙出口和水平烟道对流管束出口连接
管,下部与贮水箱相连。
在最低直流负荷(30%BMCR)以下时,由水冷壁出来的汽水混合物在启动分离器中分离,蒸汽从分离器顶部引出到顶棚包
墙和过热器中,分离下来的水经分离器进入贮水箱中,并经设置在贮水箱上的疏水管路排到扩容器中以维持贮水箱中的液面高度。
锅炉一次汽系统采用100%高压旁路+65%低压旁路配置,过热器系统不设安全阀,再热器出口设有12只弹簧安全阀。
每台锅炉配有两台哈尔滨锅炉厂空预器有限责任公司制造的33.5-VI(T)-2300-QMR容克式三分仓空气预热器、两台沈阳鼓风机(集团)有限公司生产的ASN-2100/1500型动叶可调轴流一次风机、及ASN-3040/1600型动叶可调轴流送风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的SAF31.5-16-2型动叶可调轴流引风机、两台沈阳市长城风机厂制造的
MF9-25-12N0-12.7D型密封风机。
锅炉除渣采用干式除渣机连续排渣。
机
组热控设备采用美国西屋公司生产的分散控制系统(DCS)。
锅炉主要设计参数见下表:
表格1
项目
单位
BMCR
TRL
过热蒸汽流量
t/h
2210
2115
过热器出口蒸汽压力
MPa(g)
25.4
25.29
锅
过热器出口蒸汽温度
℃
571
571
炉
再热蒸汽流量
t/h
1868.2
1783.2
MPa(g)
4.584
4.368
规
再热器进口蒸汽压力
MPa(g)
4.364
4.158
范
再热器出口蒸汽压力
再热器进口蒸汽温度
℃
319.0
314.0
再热器出口蒸汽温度
℃
569
569
给水温度
℃
283.2
280.1
锅炉计算热效率(低位)
%
93.98
94.03
热
排烟温度(修正前)
℃
128
127
平
123
衡
排烟温度(修正后)
℃
122
燃料消耗量
t/h
327.5
316.0
干烟气热损失
氢燃烧生成水的损失
热
燃料中水份引起热损失
损
空气中水分热损失
失
未完全燃烧热损失
散热损失
不可测量热损失
总热损失
汽
过热器一减喷水量
水
过热器二减喷水量
系
再热器喷水量
统
过热器减温水温度
省煤器出口过量空气系数
出空预器烟气量
出空预器一次风量
出空预器二次风量
风
一次风调温风量
烟
系
空预器进口烟气温度
统
空预器进口一次风温度
空预器进口二次风温度
空预器出口热一次风温度
空预器出口热二次风温度
燃
投运磨煤机台数
烧
投运燃烧器个数
系
统
煤粉细度R90
表格2
煤质分析
项
目
符号
%
%
%
%
%
%
%
%
t/h
t/h
t/h
℃
──
t/h
t/h
t/h
t/h
℃
℃
℃
℃
℃
台
个
%
单位设计煤种
4.28
3.40
1.78
0.08
0.70
0.17
0.30
10.71
66.3
66.3
0
283.2
1.2
2977.4
325.1
1886.0
173.7
365
30
23
337
345
5
20
18
校核煤种1
4.24
3.39
1.78
0.08
0.70
0.17
0.30
10.66
63.5
63.5
0
280.1
1.2
2878.5
318.3
1809.2
173.5
361
30
23
334
342
5
20
18
校核煤种2
收到基灰分Aar
干燥无灰基挥发分Vdaf
收到基低位发热量Qnet,ar
收到基碳Car
%19.11
%35.32
kJ/kg19090
%52.96
28.3812.69
37.3632.01
1711019830
46.4455.06
收到基氢
Har
%
2.89
2.7
2.85
收到基氧
Oar
%
10.21
8.6
10.28
收到基氮
Nar
%
0.54
0.54
0.53
收到基硫
Sar
%
0.79
0.84
0.29
可磨性指数
HGI
69
75
78
灰成分分析
二氧化硅
SiO2
%
35.45
48.99
43.76
三氧化二铝
Al2O3
%
27.42
20.74
22.57
二氧化钛
TiO2
%
1.45
0.86
1.52
三氧化二铁
Fe2O3
%
8.08
5.91
6.37
氧化钙
CaO
%
18.06
7.44
15.65
氧化镁
MgO
%
2.47
2.36
2.39
氧化钾
KO
%
1.42
1.39
1.58
2
氧化钠
NaO
%
0.66
1.04
0.67
2
三氧化硫
SO3
%
4.48
2.50
4.98
二氧化锰
MnO2
%
0.013
——
0.011
其
它
%
——
8.77
——
灰熔融性
变形温度
DT
℃
1300
1410
1280
软化温度
ST
℃
1310
1430
1290
半球温度
HT
℃
1320
1450
1300
熔融温度
FT
℃
1330
1500
1310
表格3点火油特性
序号
项目
单位
数值
1
燃料油
──
#0轻柴油
2
粘度
mm2/s
3.0~8.0
3
灰份
%
≤0.02
4
水份
%
痕迹
5
闭口闪点
℃
≥55
6
凝固点
℃
<0
7
机械杂质
——
无
8
低位发热量
kJ/kg
41800
表格4
汽水品质
给水品质
序号
项目
符号
单位
数值
1
PH值
──
──
8.0~9.0
2
硬度
──
μmol/L
~0
3
溶解氧(化水处理后)
O2
μg/L
30~150
4
铁
Fe
μg/L
≤10
5
铜
Cu
μg/L
≤3
6
二氧化硅
SiO2
μg/L
≤15
7
电导率(25℃)
──
μs/cm
≤0.15
8
钠
Na
μg/L
≤5
蒸汽品质
序号
项目
符号
单位
数值
1
铁
Fe
μg/kg
≤10
2
铜
Cu
μg/kg
≤3
3
钠
Na
μg/kg
≤5
4
二氧化硅
SiO2
μg/kg
≤15
5
电导率(25℃)
──
μs/cm
≤0.20
表格5锅炉水容积
序号
名称
水容积
单位
1.
省煤器
174
3
m
2.
分离器
10
m3
3.
贮水箱
21
m3
4.
启动系统
38
m3
5.
炉膛水冷壁
48
m3
6.
过热器
260
3
m
7.
再热器
350
m3
8.
一次汽系统总水容积
660
m3
9.
二次汽系统总水容积
550
m3
1.2保护清单
1.2.1锅炉OFT清单
表6OFT项目
OFT条件
序号
项目
逻辑关系
定值
1
进油快关阀关闭
──
2
任一油角阀开
AND
──
燃油压力低II值
OR
3
MFT
──
4
手动OFT
──
1.2.2锅炉MFT清单
表7锅炉MFT项目
MFT条件
序号
项目
逻辑关系
备注
1.
锅炉总风量低II值
2V3
延时3s
2.
炉膛压力低II值
2V3
延时3s
3.
炉膛压力高II值
2V3
延时3s
4.
火检冷却风压力低
II值
2V3
延时500s
5.
折焰角入口集箱入口水温高
II值
2V3
≥435℃
6.
主蒸汽压力高II值
2V3
延时3s
7.
给水流量低I值
2V3
延时20s
8.
2V3
OR
给水流量低II值
延时3s
9.
手动MFT
──
──
磨煤机运行台数大于
2
高
台
OR
负
负荷大于150MW
10.
荷
AND
──
机
跳
汽机跳闸
炉
旁路未开
11.
两台送风机均停
AND
──
12.
两台引风机均停
13.
两空预器主辅马达全停
任一煤层投运
全
所有给煤机全停
14.
丧部
失燃
所有磨煤机全停
OR
料
所有一次风机全停
给
#1汽泵运行
均
15.
水
#2汽泵运行
OR
停
泵
电泵运行
总燃料量>30%BMCR
2×50%旁路阀开度<5%
25%启动旁路开度<5%
AND
4个高压调门关闭
再
2个低压旁路开度<5%
AND
热
器4个中压调门关闭
16.保
护总燃料量<20%BMCR
丧
失2×50%旁路阀开度<5%
25%启动旁路开度<5%AND
4个高压调门关闭
2个低压旁路开度<5%
AND
4个中压调门关闭
延
微油燃烧器投运数量<2
时
OR
17.
护点
无煤层投运
火
MFT复位延时30min
保
焰
全
任一煤层投运
18.
丧
炉
膛
所有火检无火(3/4)
失
火
19.
贮水箱水位高2值
20.
电除尘全停
AND──
AND延时2min
AND──
NOT延时3s
AND延时10s
OR
OR
AND延时20s
OR
AND
AND──
2V3
延时20min
注:
以上保护逻辑主要来源于哈尔滨锅炉厂有限公司《HG-2210/25.4-YM16型锅
炉说明书》和暂定的《发电有限责任公司660MW机组DCS系统FSSS功能设计说明书》。
在调试过程中不排除对这些逻辑进行再次修改和优化的可能,所有报警及保护定值应
由生产单位同设备制造厂协商后确定并提供给调试单位。
2、编制依据
1)《电力建设施工质量验收及评价规程》(第2部分:
锅炉机组)(DL/T5010.2-2009)
2)《火电机组启动蒸汽吹管导则》(电综{1998}179号)
3)《DL/T5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程》
4)《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》(建质
[1996]111号文)
5)《发电有限责任公司一期2×660MW机组启动调试大纲》
6)《锅炉产品说明书》
7)《发电有限责任公司660MW超临界机组主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统流程图》
3、吹管目的
在汽机冲转前,锅炉点火,利用本炉产生的蒸汽动能清除在制造、运
输、保管、安装过程中遗留在过热器和再热器系统及主蒸汽、再热蒸汽管
道中各种杂物,防止机组启动后,系统内杂质被带入汽机,冲击并损伤汽
机叶片,保障机组的安全稳定运行。
4、吹管方式、范围及流程
4.1吹管方式
根据《火电机组启动蒸汽吹管导则》的要求,结合1、2号机组的工程
进度和机组补给水能力,发电有限责任公司660MW超临界机组1、2号机
组锅炉蒸汽吹管方式采用蓄能降压和稳压结合使用的一段吹方式。
4.2吹管范围
吹管范围主要包括:
1)锅炉过热器、再热器所有受热面及管路
2)主蒸汽管道,冷段、热段再热蒸汽管道
3)高压旁路管道的吹扫
4)锅炉吹灰器主汽汽源管道
5)主汽减温水系统的水冲洗
6)再热器减温水系统的冲洗
7)启动疏水系统水冲洗
注:
其它不参加吹扫的蒸汽管道在安装前要仔细清理干净,经检查合格,汽机小
机汽源管道及汽机范围内管道的吹扫由汽机专业考虑。
4.3吹管流程:
4.3.1过热器、主蒸汽管道及再热器系统串联吹扫流程
过热器
→
主蒸汽管道
→
高压自动主汽门
→
高压自动主汽门门盖引出接临时管
→
吹管临时门
→
过热器靶板
→
临时
管
→
集粒器
→
临时管
→
冷再管
→
再热器
→
热再管
→
中压自动汽门门盖引出接临时管
→
再热器靶板
→
临时
管
→
临时排汽管
4.3.2高旁管路吹扫
过热器
→高旁控制门
→热再管
→再热器靶板
→
主蒸汽管道
→
高压旁路
→
集粒器
→
再热器
→
中压自动汽门门盖引出接临时管
→
临
时
管
→
临时排汽管
5、组织与分工
5.1生产单位
负责完成必要的生产准备工作,如运行规程及系统图册的编写、运行
人员培训及有关设备的挂牌工作;提供有关电气、热控报警、保护整定值;
协助试运指挥部做好锅炉点火、升压、吹管、停炉、统计缺陷等工作;参
加试运各阶段的检查、竣工验收和交接验收;解决合同执行中的问题,协
调各方关系;参加锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查;完成
各项生产准备工作,包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应;负责
点火后的煤质及水质分析;参加分部试运及分部试运后的验收签证;在启
动试运中负责设备代管和单机试运后的启停操作、运行调整、运行参数记
录、事故处理和文明生产,负责吹管临时控制门的操作;对锅炉首次点火
及吹管过程中发现的各种问题提出处理意见或建议。
5.2施工单位
完成启动所需要的建筑和安装工程及吹管临时系统的安装与恢复工
作,负责完成单体试运工作及单体试运后的验收签证;提交单体试运记录
和有关文件、资料;做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施;负
责锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查;负责输煤、除灰、除
渣等系统的投入与退出;负责汽水、烟风系统各热工测点、火焰电视的投
入及调整;在点火升压过程中,负责锅炉巡视、螺栓紧固及各膨胀指示器
的记录;负责现场的安全、消防、消缺检修、治安保卫和文明启动等工作;
在吹管过程中,负责设备维护、消缺、靶板安装以及临吹门手动门操作及
临吹门检修等工作。
5.3调试单位
负责编写锅炉蒸汽吹管措施;提出或复审分部试运阶段的调试方案或
措施;参加吹管后验收签证;全面检查锅炉首次启动前所有系统的完整性
和合理性;按措施完成锅炉首次点火及蒸汽吹管工作;负责锅炉启动前各
连锁、报警、保护的传动;负责锅炉点火、升压、吹管过程中对运行人员
的指导和监督;负责首次点火后的燃烧初调整;负责提出启动试运中重大
技术问题的解决方案或建议;填写调整试运质量验评表、提出调试报告和
调试工作总结;负责进行必要的技术交底工作。
5.4监理单位
负责监理各自责任范围内的调试过程及调试过程中施工单位进行的各
项工作(如安全措施审查和临时系统支架加固合理性、安全性的检查及验
收等);参与分部试运和整套启动试运工作;负责组织分部试运及整套试运
的质量验收、检查评定和签证工作;负责完成监理总结。
6、吹管前应具备的条件
6.1吹管临时系统
本次吹管采用一段法,其系统布置见附录之《发电有限责任公司660MW
超临界机组锅炉吹管系统示意图》,并将关键内容简述如下:
注:
本措施所绘吹管流程图为原则性系统图,安装图及材料清单应由有资质的设
计单位提供并进行强度校核
本锅炉吹管方案采用主、再热蒸汽串联一段吹扫方式,关键内容简述
如下:
6.1.1过热器系统、再热器系统串联吹扫
6.1.1.1汽机高压、中压自动主汽门前的滤网应摘除;
6.1.1.2主汽至高旁的管道应清理干净,高旁吹扫通过高旁正式门控制;
6.1.1.3主汽管与冷再管的连接
汽机两侧高压自动主汽门的门芯取出,装上厂家提供的专用门芯(即
临时堵),并从门盖上引出两根临时管,在两根临时管水平段上分别装一
个吹管临时电动截止门及暖管用小旁路,在两个吹管临时门后的临时管母
管的水平段上装设一个过热器靶板架,靶板架前的两根临时管通过临时锐
角三通汇合,靶板后的临时母管与冷再管连接。
集粒器安装于高排逆止门
后冷再的水平段上。
再热器事故喷水减温器在吹管前具备投入条件。
高排逆止门前管道断开并加装临时堵,保证与汽机的可靠隔绝。
两根高压缸排汽管(与汽缸相连部分)未参加吹扫,需仔细清理干净,
高压缸排汽逆止门在吹管结束后恢复临时系统时安装。
在吹管临时门和过
热器靶板架处搭设临时操作平台。
吹管前对高排至再热器入口的正式管道
进行四级验收,验收合格后方可进行安装。
6.1.1.4再热器出口集箱出口、再热器进口集箱入口水压试验堵板拆除。
6.1.1.5汽机两侧中压自动主汽门的门芯取出,装上厂家提供的专用门芯(即
临时堵),并从门盖上引出两根临时排汽管,并在中压自动主汽门后的两
路临时管水平段装设两套靶板架,靶板架的位置应尽量靠近正式管路,靶
板架后的两根临时管道引至厂房外安全地带,并连接消音器。
6.1.2高旁管路和启动旁路的吹扫
6.1.2.1高旁和启动旁路正式门作为吹扫高旁时的控制门,用临时门芯(厂
供)替代正式门芯。
6.1.2.2高旁和启动旁路的吹扫在第一阶段吹扫结束后进行降压吹扫
4~5
次。
6.1.3低旁管路的处理
本方案低旁管路不参加吹扫,要求仔细清理该部分管路。
两个低旁减
温减压阀先不装,加两个临时堵,从而实现和凝汽器的可靠隔绝。
6.1.4锅炉吹灰器主汽汽源管路的吹扫
锅炉吹灰器主汽汽源管路的吹扫视现场具体布置情况预留断口,遵循
的原则是先吹母管,后吹各吹灰器汽源支管,最后吹扫疏水管路。
吹扫时
机可选择在过热器吹扫阶段末期进行。
具体措施见《宁夏京能宁东发电有
限责任公司660MW机组锅炉吹灰系统冷、热态调试措施》。
6.1.5主汽、再热汽减温水系统的冲洗
6.1.5.1主汽减温水系统的水冲洗
水冲洗时间安排在化学专业进行炉前管道冲洗期间进行;将主汽Ⅰ级
减温器和主汽Ⅱ级减温器的给水管路从减温器前断开,接等径临时管,两
两汇合,最后汇成一路引至厂房外安
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- 关 键 词:
- 660 MW 锅炉 吹管 措施