超超临界锅炉介绍.pptx

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,#,第一章 超临界基本概念及直流锅炉的特点,热力学理论认为，在,22.129MPa,、温度,374,时，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，只能采用直流炉。超临界直流炉的汽水行程如图所示。,直流锅炉没有汽包，整个锅炉是由许多管子并联，然后用联箱连接串联而成。在给水泵的压头作用下，工质顺序一次通过加热、蒸发和过热受热面。进口工质为水，出口工质为过热蒸汽。由于没有汽包，所以在加热和蒸发受热面之间，以及在蒸发和过热受热面之间都没有固定的分界线。加热区和过热区中的参数变化同自然循环锅炉相同；在蒸发区中由于流动阻力，压力有所降低，相应的饱和温度也有所下降。,直流锅炉的特点,1,超临界直流炉没有汽包,超临界直流炉没有汽包环节，给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动。因此，为了保持锅炉汽水行程中各点的温度、湿度及水汽各区段的位置为一规定的范围，要求燃水比、风煤比及减温水等的调节品质相当高。,2,超临界直流锅炉蓄能小且呈分布特性,在超临界直流炉中，由于没有汽包，汽水容积小，所用金属也少，锅炉蓄能显著减小且呈分布特性。蓄能以二种形式存在,工质储量和热量储量。工质储量是整个锅炉管道长度中工质总质量，它随着压力而变化，压力越高，工质的比容越小，必需泵入锅炉更多的给水量。在工质和金属中存在一定数量的蓄热量，它随着负荷非线性增加。由于锅炉的蓄质量和蓄热量整体较小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷。另一方面，也因为锅炉蓄热量小，汽压对被动负荷变动反映敏感，这种情况下机组变负荷性能差，保持汽压比较困难。,3.,直流锅炉的给水品质要求高,直流锅炉没有汽包，不能进行锅内水处理，给水带来的盐分除一部分被蒸汽带走外，其余将沉积在受热面上影响传热，使受热面的壁温有可能超过金属的许用温度，且这些盐分只有停炉清洗才能除去，因此为了确保受热面的安全，直流锅炉的给水品质要求高。,4.,直流锅炉的启停和变负荷速度快,直流锅炉由于没有汽包，在启停过程及变负荷运行过程中的升、降温速度可快些，锅炉启停时间可大大缩短，锅炉变负荷速度提高。,第二章 锅炉整体布置介绍,型号,DG2000/26.15-2,型,型式 超超临界参数燃煤汽轮发电机组，锅炉为超超临界参数 变压直流炉、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。,锅炉宽度,22162.4mm,锅炉深度,15456.8mm,顶棚标高,72500mm,。,燃烧方式：,前后墙对冲燃烧方式，,36,只低,NOx旋流式煤粉燃烧器,锅炉主要参数（,B-MCR,）,过热蒸汽流量,t/h 2060,过热蒸汽出口压力,MPa 26.15,过热蒸汽出口温度,605,再热蒸汽流量,t/h 1638.8,再热蒸汽进口压力,MPa 4.62,再热蒸汽出口压力,MPa 4.67,再热蒸汽进口温度,349,再热蒸汽出口温度,603,给水温度,292,排烟温度（修正前）,132,保证热效率,93,东锅超超临界锅炉主要技术特点,1,：,型布置是传统普遍采用的方式，烟气由炉膛经水平烟道进入尾部烟道，在尾部烟道通过各受热面后排出。,其主要优点是锅炉高度较低，尾部烟道烟气向下流动有自生吹灰作用，各受热面易于布置成逆流形式，对传热有利等。,2:,采用内螺纹螺旋管圈水冷壁,螺旋管圈,+,内螺纹管,漩涡效果,重力作用,管子内表面充满了液体,对于超临界变压运行锅炉，螺旋管圈水冷壁是首先应用于超临界变压运行锅炉的水冷壁型式。,炉膛水冷壁采用螺旋管圈垂直管圈方式,【,即下部炉膛的水冷壁采用螺旋管圈（内螺纹管），上部炉膛的水冷壁为垂直,】,，保证质量流速符合要求。,水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁,水冷壁采用一次中间混合联箱来实现螺旋管至垂直水冷壁管的过渡,垂直水冷壁,螺旋水冷壁出口,垂直水冷壁进口,螺旋水冷壁,采用内螺纹管，提高水冷壁安全裕度,管间吸热偏差小，适应变压运行,3,：采用前后墙对冲燃烧方式,:,锅炉水冷壁出口温度偏差小,燃烧器,燃尽风口,前墙,左侧墙,后墙,右侧墙,流体温度,(,o,C),前墙,左侧墙,右侧墙,后墙,410,400,390,380,100%,MCR,切圆燃烧,切圆燃烧,(,设置节流圈,),对冲燃烧方式,20,o,C,10,o,C,7,o,C,燃烧方式,最大温差,技术特点：,上部炉膛宽度方向上的烟气温度和速度分布比较均匀，使水冷壁出口温度偏差较小，也就有利于降低过热蒸汽温度偏差，保证过热器和再热器的安全性,。,来自,AH,大风箱,燃烧器,燃烧器,燃烧器,燃尽风,来自,AH,前后墙对冲燃烧方式,:,热空气配风简单可靠,4,：锅炉旁路系统采用带炉水再循环泵的启动系统，虽然系统相对复杂，但在锅炉启动和低负荷运行时可以回收大量的工质和热量，同时保证启动系统的运行更加安全可靠。,5,：,过热汽温调温方式为煤水比和二级喷水减温来控制，再热汽为烟气挡板调温、燃烧器摆动并装有事故紧急喷水。,过热器正常喷水水源来自省煤器出口的水，这样可减少喷水减温器在喷水点的温度差和热应力，再热器喷水水源来自给水泵中间抽头。,第三章 主要受热面介绍,水冷壁,过热器,再热器,省煤器,炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水 冷壁两个不同的结构组成，两者间由过渡水冷壁和混合集箱转换连接。,炉膛下部水冷壁（包括冷灰斗水冷壁、中部螺旋水冷壁）都采用螺旋盘绕膜式管圈。螺旋水冷壁管（除冷灰斗采用光管外）采用六头、上升角,60,的内螺纹管。,由垂直水冷壁进口集箱拉出三倍于引入螺旋管数量的管子 进入垂直水冷壁，垂直管与螺旋管的管数比为,3,：,1,。这种结构的过渡段水冷壁可以把 螺旋水冷壁的荷载平稳地传递到上部水冷壁。,过热器受热面由四部份组成，第一部份为顶棚及后竖井烟道四壁及后竖井分隔墙；第二部份是布置在尾部竖井后烟道内的低温过热器；第三部份是位于炉膛上部的屏式过 热器；第四部份是位于折焰角上方的高温过热器。,过热器系统按蒸汽流程分为：顶棚过热器、包墙过热器,/,分隔墙过热器、低温过热 器、屏式过热器及高温过热器。按烟气流程依次为：屏式过热器、高温过热器、低温过 热器。,整个过热器系统布置了一次左右交叉，即屏过出口至高温过热器进口进行一次左右 交叉，有效地减少了锅炉宽度上的烟气侧不均匀的影响。锅炉设有两级四点喷水减温，每级喷水分两侧喷入，每侧喷水均可单独地控制，通过喷水减温可有效减小左右两侧蒸 汽温度偏差。,整个再热器系统按蒸汽流程依次分为二级：低温再热器、高温再热器。,低温再热器 布置在后竖井前烟道内，高温再热器布置在水平烟道内。,省煤器位于后竖井后烟道内低温过热器的下方，沿烟道宽度方向顺列布置。给水从 炉侧直接进入省煤器进口集箱，经省煤器蛇形管，进入省煤器出口集箱,然后从炉侧通过 单根下降管、若干根下水连接管引入螺旋水冷壁。,省煤器蛇形管由光管组成，若干根管圈绕，采用上下两组逆流布置，上组布置在后 竖井下部环形集箱以上包墙区域，下组布置在后竖井环形集箱以下护板区域。,第四章 超超临界锅炉存在的主要问题,受热面管子管屏超温、爆管,安装质量问题,逻辑设计不合理，人员业务水平,受热面管子管屏超温、爆管,玉环电厂,#1,超超临界,1000MW,锅炉，调试期间事故与异常情况：,1,：,日期：,2006,年,11,月,12,日,运行方式,：负荷,850MW,，,CC,方式运行,动作情况,：炉手动,MFT,。,动作原因,：前墙水冷壁温,95,、,97,点突升达,605/654,。采取多种措施，成效不大。停炉检修,前墙水冷壁管割口检查清理,4,处，更换部分节流孔,共焊口,6,个,2,：,日期：,2006,年,10,月,21,日,运行方式,：主汽压,7.50Mpa,、主汽温,520,燃油,5,支、,A,、,B,磨、电,/B,汽泵、炉湿态、负荷,160MW,动作情况,：手动,MFT,动作原因,：,3,级过热器泄漏，停炉检修,更换三过管,24,根、四过管,1,根、二过管,1,根，割口,112,个检查清理，共焊口,182,个,拍片,1618,处，新增壁温测点,120,个。,3,：,日期：,2006,年,10,月,31,日,运行方式,：负荷从,700MW,（主汽压,22.0Mpa,、主汽温,587,CDEF,磨、,AB,汽泵、电除尘,A,侧投运、炉干态。）降至,150MW,后,动作情况,：汽机手动跳闸，电气逆功率动作自动解列，锅炉手动,MFT,。,动作原因,：二过、三过泄漏，停炉检修,二过管更换,6,根、水冷壁管更换,4,根、更换节流孔和束孔,6,处，割口检查清理,19,处，共焊口,73,个,拍片,2416,处，新增壁温测点,439,个。,4,：,日期：,2006,年,11,月,12,日,运行方式,：机组负荷降至,150MW(,主汽压,8.5Mpa,、主汽温,530,燃油,CD,层,8,支、,C,、,D,磨、电泵、炉湿态,),动作情况,：汽机手动跳闸,电气自动解列。炉手动,MFT,。,动作原因,：四过泄漏，停炉检修,三过管更换,1,根,(,变色,),、四过管更换2,根（,1,根爆管、,1,根变形）、割口检查清理,14,处，共焊口,28,个,拍片,970,处，新增壁温测点,312,支，更换壁温测点,128,支,5,：,日期：,2006,年,11,月,12,日,运行方式,：负荷,1000MW,，,CC,方式运行了,17,小时。,动作情况,：降负荷后，炉手动,MFT,。,动作原因,：前墙左侧水冷壁爆管，停炉检修,前墙左侧水冷壁管更换,9,根,(,左,125,爆管,1,根,其他,121-129,变形、变色,),，更换节流孔,1,处,(,左,125,），割口检查清理,4,处，共焊口,35,个，新增壁温测点,38,个。,总结,据介绍，,#1,锅炉发生爆管的位置有四处，分别是燃烧器上方的水冷壁管屏、二过管屏拐弯处、三过管屏拐弯处、四过管屏拐弯处。锅炉受热面管子及管屏有较多地方出现超温现象。,锅炉爆管的主要原因是：受热面管屏内有杂物，且主要是制造厂遗留在受热面内的杂物（如集箱开孔的眼镜片、打坡口的刨花等），由于无法进行清理检查所以在施工过程中未能将其彻底清除，酸洗及吹管也未能彻底除净，故在运行时造成管子堵塞，导致局部受热面管子超温爆管。,锅炉超温主要原因是：制造厂在装配节流孔圈时未能完全按设计进行装配，节流孔圈实际位置和设计位置不符，导致节流孔圈不能真正起到作用，流量调节不适应热量的变化。,采取的措施,为防止在以后的运行中发生爆管事故，安装单位与制造厂家对超温段受热面的内部节流孔圈进行了扩孔或取消，并且为进一步监视运行中管屏的超温现象，现场在原有热控测温取源部件数量的基础上另增加了,1000,多套温度测点。,玉环电厂委托电科院对厂家焊口进行强检，先抽检,5%,，若有问题再扩大到,20%,，若仍有问题再进一步扩大到,100%,。,改进,玉环电厂由天津电建安装的,2,机组借鉴了,1,机组爆管的经验经采取相应措施至,168,结束未发生受热面爆管事故。,2,炉采取的措施,：锅炉酸洗结束后切开所有手孔进行检查，在机组冲管后对所有装有节流孔圈的管子进行,100,拍片检查，一方面检查节流孔圈处是否有杂物（如铁屑、刨花等），另一方面校核节流孔圈规格，与设计不符的节流孔圈应进行处理。由于增加了大量的热电偶，在,168,期间严格监视管屏温度，若发现超温有爆管迹象时则停炉检查，清除杂物后再重新启动，这样,#2,锅炉在,168,期间没有发生爆管现象。,井冈山电厂采取的防范措施,联系东锅加强产品质量控制，东锅提供质量保证措施，监造单位要切实发挥作用，对产品质量要承担起责任。,做好对所有受热面的通球检查、集箱清理以及内窥镜检查等基础工作。对用常规检查方式检查不到的部位采用射线检查方式进行拍片检查，尽量减少隐患。,在现场核对节流孔圈的规格，采用拍片方式对所有节流孔圈进行规格检查核对，发现规格与设计不符的应及时处理。,锅炉酸洗后，对取样检查部位会同设计、制造、监理、运行、调试等单位进行科学确认，适当增加取样比例。,在锅炉吹管结束后，对超温和容易积物的管子及管屏部位进行射线拍片检查，在机组整套启动前尽量减少隐患。,在锅炉化学清洗或系统吹管结束后会同设计、制造、监理、运行、调试等单位进行科学确认射线检验部位及比例。对所有装有节流孔圈的管子及管屏进行,100,射线检验确认。,在二级过热器、三级过热器、四级过热器、末再出口部位及前,/,后墙中部水冷壁部位频繁发生超温现象并伴随爆管。为便于全面分析超温的具体部位，玉环采取的措施为在二级过热器、三级过热器、四级过热器、末再出口部位及前,/,后墙中部水冷壁部位加装了,1200,多个金属壁温测点,通过远程,IDAS引入机组,DCS,进行监视。我们需采取的防范措施为合理加装一定量的测温元件：首先联系制造厂锅炉本体专业拿出具体安装部位的措施，由制造厂热控专业拿出测温元件选型方案；设计院根据制造厂提出的方案，再另行设计。,安装质量问题,：,玉环电厂,#1,超超临界,1000MW,日期：,2006,年,11,月,8,日,运行方式：,主汽压,22.2Mpa,、主汽温,569,C,、,D,、,E,、,F,磨、,A,、,B,汽泵、炉干态、高加投运、电除尘投运、汽机运行，负荷,756MW,动作情况：,给水流量低引起,MFT,。,动作原因：,给水流量变送器仪表管脱落造成流量失去。,：,国华太仓电厂,600MW,超临界机组,日期：,2006,年,08,月,04,日,运行方式,：负荷,500MW,，主汽压力,24.1Mpa,动作情况,：降负荷后，炉手动,MFT,。,动作原因,：末级再热器泄漏，,原因分析：,（,1,）不等厚对接的厚壁管内坡口加工工艺控制不当，在管,63.56.0,内口焊口部位厂家进行车削加工，造成退刀槽距离焊口较近；同时，在车削加工时造成管,63.56,侧壁薄厚不均匀，实际测量最薄部位仅为,2.76mm,。,（,2,）在焊接时，焊接工艺质量控制不到位，在焊缝内表面形成错口，造成焊缝区域应力集中严重，运行中导致开裂，造成大量蒸汽泄漏，伤及相邻第三、第五管屏，导致第三、第五屏分别有,2,根管被吹断，并使第二、第六屏管被吹损，最后共造成,52,根,U,型管圈被吹损。,逻辑设计不合理，人员业务水平,：玉环电厂,#1,超超临界,1000MW,日期：,2006,年,10,月,9,日,运行方式,：主汽压,8.5Mpa,、主汽温,390,燃油、,A,磨、电泵、炉湿态。,动作情况,：原因是高旁突然关至,0,位，再热器保护动作,MFT,。,动作原因,：再热器失保护逻辑有问题，现已改动,：,国华太仓电厂,600MW,超临界机组,日期：,2006,年,01,月,10,日,运行方式,：汽动给水泵,B,进行修后恢复工作，运行人员投入机组“,RB”,功能时，由于 汽泵“,RB”,信号还没有复位，导致,RB,信号发出,.,动作情况,：,A,汽泵转速骤减，再循环未开，,A,汽泵跳闸，导致煤,/,水比失调，锅炉水冷壁螺旋管温度四点以上超温,MFT,动作原因,：一台汽泵和一台电动给水泵运行时，,A,汽泵跳闸。,B,汽泵保护试验结束后，发电运行部和设备维护部工作人员在恢复相应试验措施时联系有误，造成机组“,RB”,动作，,A,汽泵再循环调节阀在,10,秒内没有开到,80%,，造成,A,汽泵因入口流量低再循环门未开跳闸，导致煤,/,水比失调。,采取措施,加强运行人员学习和培训。,第五章 带循环泵启动系统介绍、特点,主要内容,启动系统的组成,启动系统的容量和功能,锅炉启动时给水泵流量控制及干,/,湿态切换过程,第一节,启动系统的组成,本锅炉采用分离器内置式启动系统，启动系,统按全压设计，主要作用就是在锅炉启动、低负荷运行（蒸汽流量低于炉膛所需的最小流量时）及停炉过程中，维持炉膛内的最小流量。,启动循环系统由启动分离器、储水罐、储水罐水位控制阀（,361,阀）等组成。启动分离器布置在炉前，垂直水冷壁混合集箱出口，采用旋风分离形式。经水冷壁 加热以后的工质分别由连接管沿切向向下倾斜,15,进入两分离器，分离出的水通过分离 器下方的连接管进入储水罐，蒸汽则由分离器上方的连接管引入顶棚入口集箱。分离器 下部水出口设有阻水装置和消旋器。,储水罐上有设定的高报警水位、,361,阀全开水位、正常水位（上水完成水位）、361,阀全关水位及基准水位，根据各水位不同的差压值来控制储水罐水位控制阀（,361,阀）调节水位。储水罐中的水由储水罐下部的出口连接管引出，经过,361,阀，在锅炉清洗及点火初始阶段被排出系统外或循环到冷凝器中,。,启动系统的功能为：,锅炉给水系统和水冷壁及省煤器的冷态和温态水冲洗，并将冲洗水通过扩容器和冷凝水箱排入冷却水总管或冷凝器。,满足锅炉冷态、温态、热态和极热态启动的需要，直到锅炉达到,30%BMCR,最低直流负荷，由再循环模式转入直流方式运行为止。,只要水质合格，启动系统可完全回收工质及其所含的热量。,锅炉转入直流运行时，启动系统处于热备用状态，一旦锅炉渡过启动期间的汽水膨胀期，即通过循环泵进行炉水再循环。在最低直流负荷以下运行，贮水箱出现水位时，将根据水位的高低自动打开相应的水位调节阀，进行炉水再循环。,启动分离器系统也能起到在水冷壁出口集箱与过热器之间的温度补偿作用，均匀分配进入过热器的蒸汽流量。,控制说明,1.,锅炉循环泵（,BCP,）启动允许条件（与）,再循环泵最小流量阀全开,再循环泵进口阀全开,再循环泵出口阀全关,分离器贮水箱液位正常,锅炉循环泵温度正常,BCP,泵入口水温与泵壳温度之差小于一定值,再循环泵出口调节阀在最小位置,BCP,无跳闸条件,2.,锅炉循环泵,BCP,自动启动条件（与）,锅炉运行在干态方式下并且分离器贮水箱水位,7.5 m,机组负荷小于,136MW,任意给水泵已运行,无升负荷,3.BCP,跳闸条件（或）,机组负荷高于,200MW,机组负荷高于,170MW,并且分离器贮水箱水位,6.3 m,锅炉循环泵温度高跳闸,分离器贮水箱水位,0.5 m,锅炉干态运行标志,锅炉再循环阀已关闭；,炉水循环泵停止运行；,锅炉负荷需求指令,180MW,。,