019不投油最低负荷稳燃试验措施汇编.docx
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019不投油最低负荷稳燃试验措施汇编
1设备系统概述
1.1系统简介
唐山华润西郊热电厂三期扩建工程建设2×350MW超临界燃煤供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。
锅炉型号为B&WB-1140/25.4-M，是北京巴布科克•威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的型锅炉，锅炉设有大气扩容式的内置式启动系统。
配套汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的CC300/N350-24.2/566/566型，超临界、单轴、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型，水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。
本锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置。
汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛由下部的螺旋膜式水冷壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。
炉膛出口布置屏式过热器，炉膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处。
尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。
来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。
水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。
从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。
在本生点以下负荷，给水经炉膛加热后，工质流入汽水分离器，分离后的热态水通过341管道排入疏水扩容器，通过疏水泵进入冷凝器。
分离出的蒸汽进入锅炉顶棚、对流烟道侧包墙和尾部竖井包墙，然后依次流经低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。
当机组负荷达到本生点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于直流运行状态。
过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至后屏过热器之间。
同时为消除汽温偏差，屏式过热器至后屏过热器汽水管路左右交叉布置。
再热器调温以烟气挡板调节为主，同时在低温再热器入口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。
每机组配置2×50%容量的汽动给水泵，机组旁路为35%容量的高低压串联二级旁路。
锅炉配有8只全启式弹簧安全阀，其中分离器出口2只，过热器出口1只，再热器进口3只，再热器出口2只，过热器出口还装有1只电磁泄放阀（PCV）。
制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹系统，配置5台长春发电设备总厂制造的MPS180HP-II型磨煤机，每台磨煤机配置1台沈阳华电电站工程有限公司制造的HD-BSC26型电子称重式给煤机。
燃烧设计煤种时，BMCR工况下4台运行，一台备用。
锅炉燃烧系统由DRB-XCL型燃烧器、NOx喷口、隔仓式环形大风箱、炉前油系统等组成。
燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式，前墙3层、后墙2层燃烧器布置。
每一层单墙布置4只燃烧器，共20只燃烧器。
在前后墙燃烧器的上方，对冲布置一层NOx喷口，共8只NOx喷口。
本工程保留常规油点火系统，并采用少油点火节油方式。
故每只燃烧器均配备一套高能点火装置，可对各燃烧器实现自动点火。
常规油点火系统采用简单机械雾化方式，20支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的25%设计。
前墙最下层布置少油点火燃烧器。
每台锅炉配有2台豪顿华工程有限公司生产的28.5VNT2600型三分仓回转容克式空气预热器，2台沈阳鼓风机集团股份有限公司生产的SFG20.5F-C5A变频调节双支撑离心式一次风机，2台沈阳鼓风机集团股份有限公司生产的ASN-2070/900型动叶可调轴流送风机，2台成都电力机械厂生产的HU25042-22型双级动叶可调轴流引风机。
锅炉排渣系统是由江苏海峰电力机械集团股份有限公司生产制造的干式除渣系统，除尘系统是由福建龙净环保股份有限公司设计制造的电袋式除尘器，锅炉除灰系统采用气力除灰，两台锅炉设两粗一细三座干灰库。
烟气脱硝为选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，烟气脱硫为浙江菲达脱硫工程有限公司设计制造的石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），不设GGH，不设增压风机，不设烟气旁路。
为回收烟气余热，提高机组经济性，在除尘器入口、脱硫出口分别布置烟气余热回收装置。
本期工程采用“烟塔合一”的排烟方案，两台炉的脱硫后烟气通过一座冷却塔排烟。
锅炉配有炉膛安全监控系统（FSSS）、炉膛火焰电视监视装置、炉膛出口烟温探针、炉管泄漏检测装置等安全保护装置。
机组热控设备采用艾默生过程控制有限公司的分散控制系统（DCS）
锅炉主要设计参数见下表1，表2。
表1锅炉主要技术参数
项目
单位
BMCR
BRL
过热蒸汽流量
t/h
1140
1086
过热蒸汽压力
MPa,g*
25.4
25.28
过热蒸汽温度
℃
571
571
给水温度
℃
287
283
再热蒸汽流量
t/h
909
862
再热蒸汽进口压力
MPa,g
4.690
4.448
再热蒸汽出口压力
MPa,g
4.503
4.272
再热蒸汽进口温度
℃
330
324
再热蒸汽出口温度
℃
569
569
NOx排放保证值
mg/m³**
350
—
注：
*1）g为表压。
**2）标准状态（温度273K，压力101325Pa）下干烟气数值，O2=6%。
表2锅炉热力特性（设计煤种）
项目
单位
BMCR
BRL
干烟气热损失LG
%
4.31
4.20
燃料中水分及含氢热损失LHm
%
0.42
0.41
空气中水分热损失LmA
%
0.07
0.07
未完全燃烧热损失Luc
%
0.93
0.93
表面辐射及对流散热热损失Lβ
%
0.17
0.17
不可测量热损失LuA
%
0.20
0.20
计算热总损失
%
6.1
5.98
锅炉计算热效率（按低位发热量）
%
93.90
94.02
制造厂裕度
%
0.3
锅炉保证热效率（按低位发热量）
%
93.72
空气预热器出口一次风温度
℃
337
333
空气预热器出口二次风温度
℃
353
348
炉膛出口过剩空气系数fo
—
1.16
1.16
锅炉飞灰份额fh
—
0.85
0.85
空气预热器出口烟气修正前温度
℃
128
125
空气预热器出口烟气修正后温度
℃
123
120
空气预热器入口冷一次风温度
℃
28
28
空气预热器入口冷二次风温度
℃
23
23
1.2制粉燃烧系统简述
本工程设计煤种为蒙泰公司和伊泰公司的准格尔煤1:
1混合煤，校核煤种为芦家窑和峙峰山1:
1混合煤。
煤质资料分析见下表：
表3设计煤种和校核煤种的煤质分析和灰成份资料表
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
工业
分析
收到基全水分
Mt
%
15.2
10.1
空气干燥基水分
Mad
%
11.22
6.3
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
37.36
32.2
收到基灰分
Aar
%
18.01
32.51
元素
分析
收到基碳
Car
%
53.01
46
收到基氢
Har
%
3.04
2.44
收到基氧
Oar
%
9.41
6.4
收到基氮
Nar
%
0.70
0.95
收到基硫
St.ar
%
0.63
1.6
低位发热量
Qnet,ar
kJ/kg
19900
17520
Qnet,ar
kcal/kg
4753
4184
哈氏可磨性系数
HGI
65
59
灰成份
二氧化硅
SiO2
%
39.82
50.07
三氧化二铝
Al2O3＋TiO2
%
32.18
31.54
三氧化二铁
Fe2O3
%
7.24
8.08
氧化钙
CaO
%
8.56
4.26
氧化镁
MgO
%
1.53
1.02
氧化钠
Na2O
%
0.46
0.53
氧化钾
K2O
%
0.61
0.80
氧化钛
TiO2
1.38
1.40
三氧化硫
SO3
%
6.18
1.70
其它
%
0.442
2.00
灰熔点
变形温度
DT
℃
1320
1400
软化温度
ST
℃
1350
1400
流动温度
FT
℃
1390
1400
锅炉点火及助燃油采用0号或-10号轻柴油。
冬季采用-10号轻柴油，其它季节采用0号轻柴油。
柴油特性如下：
表4燃油特性参数
名称
符号
-10号柴油
0号柴油
水份
%
<0.03（痕迹）
<0.03（痕迹）
硫份
%
≯0.2
≯0.2
闪点（闭口）
℃
55
55
凝固点
℃
≯-10
≯0
运动粘度（厘沱）
20℃，mm2/s
2.5-8.0
3.0～8.0
低位发热量
KJ/kg
41816
41816
采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配5台中速磨煤机，燃烧设计煤种时，4台运行，1台备用，磨煤机采用长春发电设备总厂生产的MPS180HP-II型中速辊盘式磨煤机；每台磨煤机配1台给煤机，每台炉配置5台，给煤机采用沈阳华电电站工程有限公司生产的HD-BSC26电子称重式给煤机。
锅炉燃烧系统由DRB-XCL型燃烧器、NOx喷口、隔仓式环形大风箱（燃烧器风箱和NOx风箱）、炉前油系统等组成。
燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式，前墙三层、后墙二层燃烧器布置。
每一层单墙布置4只燃烧器，共20只燃烧器。
在前后墙燃烧器的上方，对冲布置一层NOx喷口，共8只NOx喷口。
DRB-XCL型燃烧器上配有双层强化着火的调风机构，从风箱来的二次风分两股进入到内层和外层调风器，少量的内层二次风作引燃煤粉用，而大量的外层二次风用来补充已燃烧煤粉燃尽所需的空气，并使之完全燃烧。
内、外层二次风具有相同的旋转方向。
二次风的旋流强度可以改变，其旋转气流能将炉膛内的高温烟气卷吸到煤粉着火区，使煤粉得到点燃和稳定燃烧。
采用这种分级送风的方式，不仅有利于煤粉的着火和稳燃，同时也有利于控制火焰中NOx的生成。
燃烧器布置在炉膛的前后墙，整台锅炉共有20只燃烧器，其中10只燃烧器的二次风顺时针方向旋转，另10只燃烧器逆时针方向旋转。
本燃烧系统设计了NOx喷口，利用空气分级燃烧的原理进一步控制烟气中NOx的生成量，其通过风箱引入的二次风及时地与炉膛内烟气混合，使进入炉膛上部的煤粉完全燃烧。
NOx喷口中心风为直流风以保持进风的刚度；外环装有可调叶片，产生的旋转气流帮助二次风与烟气充分混合，为煤粉的后期燃烧提供了必需的氧量，保证煤粉颗粒的充分燃尽，以控制飞灰中的含碳量。
NOx喷口可以通过调风套筒、调风盘来调节风量；同时，利用可调叶片来改变气流的旋转强度。
NOx喷口对冲布置在炉膛的前后墙上，每台锅炉共8只；其中4只NOx喷口的二次风顺时针方向旋转，另外4只系逆时针方向旋转。
本工程保留常规油点火系统，并采用少油点火节油方式。
故每只燃烧器均配备一套高能点火装置，可对各燃烧器实现自动点火。
高能点火装置由点火激励器、点火杆、点火电缆、半导体火花塞、点火油枪及组合式推进装置等组成。
推进装置有φ40及φ63的气缸各一个，分别带动点火杆和点火油枪实现进退动作，气缸工作压力为0.4~0.8MPa，行程为500mm。
每套高能点火装置上均装有一支点火油枪，可用来点火、暖炉、升压及引燃和稳燃所属的煤粉燃烧器。
油喷嘴采用简单机械雾化方式，20支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的25%设计。
表5燃烧器设计数据（按设计煤种BMCR（BRL）锅炉负荷）
项目
单位
数值
一次风温
℃
78
二次风温
℃
352.9（347.9）
磨煤机入口风温
℃
296（290）
一次风速
m/s
22.64（22.40）
二次风速（内环）
m/s
26.62（24.99）
二次风速（外环）
m/s
26.53（24.90）
一次风率
%
23.93（24.65）
NOx喷口风率
%
19.83（19.83）
煤粉细度R90
%
18
磨煤机运行台数
台
4
2编制依据
1）《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）
2）《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T5294-2013）
3）《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T5295-2013）
4）《电力建设施工技术规范》第2部分：
锅炉机组（DL5190.2-2012）
5）《电站磨煤机及制粉系统性能试验》（DL/T467-2004）
6）《电站锅炉性能试验规程》（GB10184-88）
7）《唐山华润西郊热电厂三期扩建2×350MW热电联产机组启动调试大纲》
8）《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程主蒸汽、再热及旁路系统流程图》
9）《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程FSSS系统设计说明》
10）《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程锅炉说明书》
11）《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程锅炉技术协议》
3组织与分工
3.1建设单位及生产单位
负责与电网调度联系，作好锅炉灭火、发电机解列的准备；将试验时的煤质及飞灰的化验分析结果提前通知调试、试验人员；运行人员负责试验过程中的操作、例行检查及运行参数的记录。
3.2施工单位
配合进行试验工作；负责试验现场的安全、消防、设备的消缺检修、治安保卫等工作。
3.3调试单位
负责编制试验措施；在试验过程中担任技术总负责，负责向所有参与试验工作人员进行技术交底，并作好事故预想，指导运行人员进行有关操作及调整；编写相应试验报告。
3.4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（如安全措施审查和缺陷处理及验收等）；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。
4调试前应具备的条件
1）按照技术协议，试验时应燃用设计煤种；
2）按照技术协议，试验时应控制煤粉细度在设计规定的范围内；
3）按照技术协议，试验时应负荷逐渐下降；
4）按照技术协议，试验时应投运两台磨煤机；
5）试验前应已完成制粉系统调试及锅炉燃烧初调整试验，根据试验结果确定最佳控制方式；
6）锅炉燃用设计煤种或事先商定的试验煤种，且试验过程中要求煤种稳定；
7）试验前锅炉运行持续时间应大于12小时，锅炉保持试验负荷稳定时间大于2小时；
8）试验中应维持锅炉炉膛压力波动不大，燃烧稳定，火焰检测信号正常；
9）试验中高加应投入，保证机前压力稳定；
10）试验前应完成锅炉本体吹灰一次；
11）试验前油枪应能够随时投入；
5调试项目及程序
5.1试验目的
确定在不投油情况下，锅炉的最低稳燃负荷。
为该机组今后的安全、经济运行和参与电网调峰找到技术依据。
检验试验结果是否与合同、设计相符，考核锅炉性能保证值。
按照设计，本锅炉的最低不投油稳定燃烧负荷为30%BMCR，对应的主汽流量为342t/h。
5.2试验方法
根据试运计划的安排，本试验可在晚间机组随电网调峰运行时进行，试验计划经上报申请批准后执行。
为了保证过热器金属壁温在正常范围内运行及合适的主、再热汽温，在条件允许情况下，要求试验过程中尽量保留对冲A/B两台磨煤机运行，以集中炉膛热负荷保证锅炉的稳定燃烧。
5.3试验步骤
1）机组降负荷，依次停E、D、C磨，待燃烧稳定后，机组电负荷逐步降低至140MW，继续减负荷，将总煤量逐步降低，两台磨煤量基本相当。
减煤过程应缓慢进行，同时减煤过程中应就地加强看火并及时向主控汇报着火情况，若此时出现燃烧不好，且A、B层煤火检不稳定，应停止减煤，待燃烧稳定后再恢复减煤。
同时，注意监视炉膛出口烟温值，是否仍保持较高水平；
2）锅炉逐步降负荷过程中，其目标值是主汽流量为342t/h；
3）待A、B层煤火检模拟量信号强弱变化明显时即停止减负荷，从就地看火孔观察，炉膛火焰应稳定明亮，煤火嘴着火点适宜，炉膛出口烟温不再降低，基本趋于稳定，此时试验开始；
4）当锅炉负荷达到32%BMCR时，打开溢流阀对应的电动截止阀，为机组进入湿态运行做准备；
5）当锅炉负荷达到30%BMCR，即主汽流量为342t/h，稳定1小时进行工况的确认；
6）工况确认后，维持该负荷稳定运行2小时，至试验结束。
5.4试验要求
1）试验过程中，锅炉各项保护应全部投入，为了稳定燃烧和便于控制，磨一次风量自动和各层燃烧器二次风自动可切至手动方式运行，其余自动全部投入；
2）试验期间，试验人员应加强就地看火，运行人员加强对火检信号及炉膛负压、一次风量、二次风量、氧量、烟温以及受热面壁温等参数的监视。
如有较大波动应暂时停止减燃料，调整燃烧至稳定后，再继续进行试验；
3）试验中减煤减负荷的速率主要根据燃烧强度变化及燃烧稳定的情况而定，并注意保持适当的一次风量、二次风量和氧量；减煤的同时，应适当调整该磨的一次风量，以保证较合理的一次风速、煤粉浓度及较高的磨出口温度；同时，适当减少二次风量，维持合理的氧量；
4）控制好煤水比和分离器出口过热度，维持机组干态运行，避免转为湿态运行；
5）每隔15分钟记录：
汽水系统、烟风系统、制粉系统的主要参数；
6调试质量的检验标准
唐山华润西郊热电厂三期扩建2×350MW热电联产机组锅炉不投油最低负荷稳燃试验调试质量按以下标准执行:
1）《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T5295-2013）
2）《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）
3）《火电机组启动验收性能试验导则》（电综[1998]179号）
4）《电站锅炉性能试验规程》（GB10184-88）
5）《唐山华润西郊热电厂三期扩建2×350MW热电联产机组启动调试大纲》
7安全注意事项
1）现场试验人员应注意安全，配备必要的防护设备，看火时佩戴防护镜；
2）试验过程中，当发生意外或危及设备及人身安全时，试验应立即停止，并按运行规程进行事故处理；
3）试验过程中，控制好煤水比和分离器出口过热度，维持机组干态运行，避免转为湿态运行；
4）试验过程中，如果燃烧不稳可能发生锅炉灭火时，立即投油助燃，待燃烧稳定后，重新开始试验；
5）试验过程中，当发现个别煤火嘴燃烧不稳时，应停止减负荷，调整燃烧，待稳定后，方可继续减负荷；
6）试验过程中，禁止进行锅炉本体吹灰及其他影响锅炉燃烧的工作；
7）试验过程中其它安全注意事项按《运行规程》处理。
8调试项目的记录内容
表6不投油最低负荷稳燃试验记录表
序号
项目
单位
工况1
工况2
工况3
1
时间
－
2
机组负荷
MW
3
主汽流量
t/h
4
总燃煤量
t/h
5
给水主调门前给水压力
MPa
6
省煤器入口给水压力
MPa
7
给水温度
℃
8
给水流量
t/h
9
主汽压力
MPa
10
机前压力
MPa
11
主汽温度
℃
12
低过出口汽温
℃
13
后屏过出口汽温
℃
14
过热器减温水母管压力
MPa
15
过热器减温水温度
℃
16
一减流量（A/B）
t/h
17
一减调整门开度（A/B）
％
18
二减流量（A/B）
t/h
19
二减调整门开度（A/B）
％
20
冷再入口压力
MPa
21
冷再入口汽温
℃
22
高排压力
MPa
23
高排温度
℃
24
再热蒸汽压力
MPa
25
再热蒸汽温度温度
℃
26
中压联合气门前压力
MPa
27
中压联合气门前温度
℃
28
再热器事故水流量
t/h
29
再热事故喷水调门开度
％
30
再热器减温水压力
MPa
31
再热器减温水温度
℃
32
再热器烟气挡板
%
33
过热器烟气挡板
%
34
总风量
T/h
35
二次总风量
T/h
36
一次风总风量
T/h
37
A送风机入、出口温度
℃
38
B送风机入、出口温度
℃
39
A一次风机入、出口温度
℃
40
B一次风机入、出口温度
℃
41
A空预器入口二次风压力
kPa
42
A空预器出口二次风压力
kPa
43
A空预器入口一次风压力
kPa
44
A空预器出口一次风压力
kPa
45
A空预器入口烟气压力
kPa
46
A空预器出口烟气压力
kPa
47
B空预器入口二次风压力
kPa
48
B空预器出口二次风压力
kPa
49
B空预器入口一次风压力
kPa
50
B空预器出口一次风压力
kPa
51
B空预器入口烟气压力
kPa
52
B空预器出口烟气压力
kPa
53
A一次风机出口风压
kPa
54
B一次风机出口风压
kPa
55
一次风机母管风压
kPa
56
A送风机出口风压
kPa
57
B送风机出口风压
kPa
58
二次风热风母管压
kPa
59
A空预器出口二次风温
℃
60
B空预器出口二次风温
℃
61
A空预器出口一次风温
℃
62
B空预器出口一次风温
℃
63
A空预器出口烟气温度
℃
64
B空预器出口烟气温度
℃
65
A引风机入口负压
kPa
66
B引风机入口负压
kPa
67
省煤器出口氧量
%
68
省煤器出口烟温A侧
℃
69
省煤器出口烟温B侧
℃
70
排烟温度A侧
℃
71
排烟温度B侧
℃
72
屏式过热器壁温
℃
锅炉主要辅机投运情况及运行参数记录表
序号
项目
单位
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