第七讲超临界锅炉运行技术

nullnull技术专 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 介绍7600MW超临界机组 郑州电力高等专科学校 杨建华超临界锅炉运行技术主要内容主要内容1. 锅炉运行调整的任务 2. 超临界锅炉运行调整的方法和手段 1. 锅炉运行调整的任务1. 锅炉运行调整的任务FDFPAFIDFStackEPAH磨煤机BoilerHPIPLPLP600MW1. 锅炉运行调整的任务1. 锅炉运行调整的任务(1) 保证负荷(蒸发量)要求 (2) 保持蒸汽参数稳定 汽温 汽压 (3) 保证高燃烧效率 (4) 保证机组运行安全,延长使用寿命2. 超临界锅炉运行调整的 方法和手段2. 超临界锅炉运行调整的 方法和手段(1) 负荷(蒸发量)控制的方法和手段 (2) 汽温调节的方法和手段 (3) 汽压调节的方法和手段 (4) 如何保证高燃烧效率 (5) 如何保证机组运行安全,延长使用寿命nullFDFPAFIDFStackEPAH磨煤机BoilerHPIPLPLP600MWnull凝汽器GCCPCBP顶棚包墙低过屏过高过IPHPLP316LPB361分离器储水罐除氧器给水泵高加低加低加水冷壁省煤器CCP顶棚包墙低过屏过高过低再高再汽轮机排汽null负荷给煤煤水比喷 水配风引风机送风机磨煤机给煤机被控参数被控参数(1)给水流量／蒸汽流量 因为给水系统和蒸汽系统是直接连通的，且由于超临界锅炉直流蓄热能力较小，给水流量和蒸汽流量比率的偏差过大将导致较大的汽压波动。 (2)煤水比 稳定运行工况时，煤水比必须维持不变，以保证过热器出口汽温为 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 值。而在变动工况下，煤水比必须按一定规律改变，以便既充分利用锅炉蓄热能力，又按要求增减燃料，把锅炉热负荷调到与机组新的负荷相适应的水平. (3)喷水流量／给水流量 超临界锅炉喷水仅能瞬时快速改变汽温．但不能始终维持汽温，因为过热受热面的长度和热焓都是不定的。为了保持通过改变喷水流量来校正汽温的能力，控制系统必须不断地把喷水流量和总给水流量之比恢复到设计值。 (4)送风量／给煤量(风煤比) 为了抑制NOx的产生，以及锅炉的经济、安全运行，需对各燃烧器的进风量进行控制，具体是通过各层燃烧器的二次风门和燃尽风门控制风量，每层风量根据负荷对应的风煤比来控制。 负荷(蒸发量)控制的 方法和手段负荷(蒸发量)控制的 方法和手段 控制手段:给水流量 给水系统和蒸汽系统是直接连通的， 给水流量=主蒸汽流量 null超临界机组给水控制 3.2.3 给水系统的控制策略 在机组燃烧率低于35％BMCR时，锅炉处于非直流运行方式，分离器处于湿态运行，分离器中的水位由分离器至除氧器以及分离器至扩容器的组合控制阀进行调节，给水系统处于循环工作方式； 在机组燃烧率大于35％ BMCR后，锅炉逐步进入直流运行状态。给水控制系统原理见图1。因此，超临界机组锅炉给水控制分低负荷时的汽水分离器水位调节及锅炉直流运行(35％BMCR以上)时的煤／水比调节。 2．3．1 汽水分离器水位调节 分离器水位通过改变锅炉给水量来实现。当发生水膨胀时，由水位调节阀来辅助控制分离器水位。根据锅炉汽水分离器贮水罐水位，按比例控制锅炉汽水分离器的贮水罐水位调节阀开度。nullnull2．3．2 给水调节 (1)一级减温器前后温差。 由于在运行过程中，炉膛燃烧情况、过热器对流/辐射吸热特性等因素的影响，锅炉受热面在不同负荷情况下吸热比例变化较大。若要保持微过热段汽温和各级减温器出口汽温为定值，则各级喷水量变化就较大。为了克服这一缺点，采用保持减温器前后温差的调节系统。燃水比作为过热蒸汽温度控制的粗调方式，直接影响过热蒸汽温度，喷水减温器前后温差作为辅助手段调节过热蒸汽，将调整燃水比与喷水减温二者协调起来，实现燃水比控制与喷水减温控制方式间的解耦作用。由于给水量调整燃水比对汽温的影响滞后较大，且燃水比着重于保持汽温的长期稳定，因此，一级温差偏差对燃水比的校正作用相对较缓慢。 (2)控制策略。 A侧、B侧一级减温器前后温差二取一，与负荷经 f(x) 形成的要求值进行比较，其偏差送入温差PID控制器，其输出与调速级压力、平均温度等前馈量相加，作为焓值设定值与用分离器出口温度和出口压力计算出的实际焓值比较，偏差送入焓值PID调节器，其输出加上燃料偏差作为给水量的要求值。该要求值与实际总水量的偏差送入给水调节器，产生给水指令信号。给水指令经平衡算法，送入2台汽动泵和一台电动泵，去控制给水量。当汽动泵A、B都自动时，可手动给定泵的偏置量，以承担不同负荷要求。当汽动泵A、B有手动时，自动生成偏置，实现2泵负荷的平衡。而电动泵只能手动给定泵的偏置量。nullnull(2)总给水量 A侧、B侧一级减温水流量和A侧、B侧二级减温水流量，经平滑处理相加可得总喷水流量；3个主给水流量信号经主给水温度修正后三取中，可得主给水量；总喷水流量与主给水量相加得总给水流量。null 大唐潮州电厂600MW超临界机组锅炉汽水系统null 大唐潮州电厂600MW超临界机组除氧给水系统null 大唐潮州电厂600MW超临界机组负荷管理中心null 大唐潮州电厂600MW超临界机组的DEH系统(2) 汽温调节的方法和手段(2) 汽温调节的方法和手段过热汽温调节 煤水比作为粗调 喷水减温为细调 再热汽温调节 烟气挡板超临界机组汽温调整手段分析超临界机组汽温调整手段分析 汽包炉机组中能够长期控制汽温的手段如减温喷水、燃烧器摆角在超临界机组中的作用已完全不同。 (1)减温喷水引自进入锅炉的总给水量，它实质上是调整了工质流量在水冷壁和过热器之间的分配比例。图1所示为不同减温喷水量对直流炉各区段工质温度的影响。减温喷水量改变了这些中间区段的热量／水量比值，因而区段内工质温度发生相应变化。但因最终进入锅炉的总给水量未改变，燃水比未改变， 稳态时锅炉出口过热汽温也不会改变。null锅炉过热蒸汽温度控制3．2．1 燃料、给水比(煤水比) 只要燃料、给水比的值不变，过热汽温就不变。只要保持适当的煤水比，在任何负荷和工况下，直流锅炉都能维持一定的过热汽温。 3．2．2 给水温度 正常情况下，给水温度一般不会有大的变动；但当高压加热器因故障退出运行时，给水温度就会降低。对于直流锅炉，若燃料不变，由于给水温度降低时，加热段会加长、过热段缩短，因而过热汽温会随之降低，负荷也会降低。 3．2．3 过剩空气系数 过剩空气系数的变化直接影响锅炉的排烟损失。影响对流受热面与辐射受热面的吸热比例。当过剩空气系数增大时，除排烟损失增加、锅炉效率降低外，炉膛水冷壁吸热减少，造成过热器进口温度降低、屏式过热器出口温度降低；虽然对流过热器吸热量有所增加，但在煤水比不变的情况下，末级过热器出口汽温会有所下降。过剩空气系数减小时的结果与增加时的相反。若要保持过热汽温不变，则需重新调整煤水比。3．2 影响过热蒸汽温度的主要因素null3．2．4 火焰中心高度 火焰中心高度变化造成的影响与过剩空气系数变化的影响相似。在煤水比不变的情况下，火焰中心上移类似于过剩空气系数增加，过热汽温略有下降；反之，过热汽温略有上升。若要保持过热汽温不变，亦需重新调整煤水比。 3．2．5 受热面结渣 煤水比不变的调节下，炉膛水冷壁结渣时，过热汽温会有所降低；过热器结渣或积灰时，过热汽温下降较明显。前者情况发生时，调整煤水比就可；后者情况发生时，不可随便调整煤水比，必须在保证水冷壁温度不超限的前提下调整煤水比 null(2)燃烧器摆角或烟气挡板变化只影响锅炉内的热量在各受热面区段的分配，锅炉内吸收的总热量并未改变。只改变热量分配对工质温度的影响如图2所示。 (3)进入锅炉的燃烧率和给水量之间形成燃水比，只有这一总的比率发生改变，才能持续影响稳态出口汽温。通常锅炉有二级、左右二侧减温喷水，这些减温喷水提供瞬态的汽温调整， 还可以补偿局部的热量和工质配比的不平衡。null3．3 过热蒸汽温度控制策略 在超临界机组中， 通过燃水比才能长期维持过热汽温， 由于燃水比变化时过热汽温的响应延时很大，几乎不能直接使用过热汽温作为燃水比的反馈信号。在寻求快速、准确反映燃水比变化的信号中，处于水冷壁出口的微过热汽温或微过热蒸汽焓值，对燃水比扰动的响应曲线斜率是单调的， 响应相对较快并近似为一阶惯性环节，在直流炉控制中得到广泛应用。 影响燃水比稳态和动态调节的因素多，对超临界机组汽温控制系统的设计具有重要意义，现分析如下。 2．1 燃烧率与给水量的配合 燃水比不是恒定不变的， 它必须随负荷的改变而改变。如下式： 式中 iht为主蒸汽焓值，kJ／kg； ifw为给水焓值，kJ／kg；F为燃料量，t／h；W 为给水量，t／h；Q为燃料低位发热草，kJ／kg；n为锅炉效率。 锅炉给水温度随负荷的增加而升高，因此ifw也随之升高；机组定压运行时，主蒸汽温度和压力为定值，即ifw为一定值；Q 和n可视为常数，因此燃水比是随负荷的升高而减小的。无论是定压还是滑压运行，这一公式都是计算静态燃水比 与负荷关系的基本公式。 另⋯·方面，燃料量和给水量在负荷改变时按燃水比进行调整，但二者对汽温的动态影响是不同的。为减小负荷动态调整过程中的汽温波动，还必须对负荷调整产生的燃料量指令和给水量指令分别设置动态校正环节，保证燃料量和给水量的动态匹配。null2．2 微过热汽温和微过热蒸汽焓值 微过热汽温在一定的过剩空气系数下也与锅炉负荷密切相关。工质在炉膛中吸热辐射、对流两部分，所以当负荷变化时，微过热汽温和微过热蒸汽焓值也随着变化。二者相比，焓值在灵敏度和线性度方面具有明显优势。当负荷变化时，工质压力将在超临界到亚临界的广泛压力范围内变化。由水和蒸汽的热力性质可知， 蒸汽的过热度越低， 热焓一压力一温度间关系的非线性度越强， 特别是在亚临界压力下饱和区附近， 这种非线性度更强， 如图所示。null 在过热度低的区域，当增加或减少同等的给水量时，焓值变化的正负向数值大体相等，但微过热汽温的正负向变化量则明显不等。如果微过热汽温低到接近饱和区，给水量扰动可引起明显的焓值变化，但温度变化却很小。因此，应优先选用微过热蒸汽焓值作为反馈信号， 以保证燃水比的调节精度和更好的调节性能。 当采用此反馈信号通过调整给水量来调整燃水比时，则给水调节系统外回路(给水主调)的任务就是调整微过热汽温或焓值到期望的设定值。负荷变化时该设定值作相应变动，不仅如此，该设定值也还需串接惯性环节进行动态校正。 (1)加负荷时首先应增加燃料量、提高燃烧率，以先满足炉膛蓄热量提高的需要，然后再按校正信号增加给水量；减负荷时，应先减燃料量、降低燃烧率，因最初炉膛蓄热量还要释放出部分热量，然后再按校正信号减少相应给水量。 因此，应使微过热汽温或焓值校正给水量的作用适当滞后。 (2)负荷变化时给水温度也相应改变。 机组负荷给定值变化后，给水温度要等到汽轮机抽汽温度变化，再经高压加热器的传导后才发生变化。囚此，微过热汽温或焓值的设定值信号也应与此变化过程相适应，即通过惯性环节的动态校正，使设定值变化与实际微过热汽温或焓值物理变化过程相匹配.null2．3 燃烧器摆角 当通过燃烧器摆角或其他手段改变锅炉内各吸热段热量分配比例时，微过热汽温或焓值必然会发生改变，但燃水比未改变，过热汽温保持不变，因此控制系统中对此引起的微过热汽温的变动应加以补偿。 由于烟气的流动，扰动引起的锅炉烟气侧各处温度变化的速度很快,可以认为炉膛内烟气热量的变化是同时作用到锅炉各受热面的。所以，补偿燃烧器摆角等热量分配手段引起的微过热汽温改变只需静态补偿即可。 2．4 燃水比调整与减温喷水的协调 燃水比调整是保持汽温的最终手段，但对过热汽温影响的迟延大；减温喷水能较快改变过热汽温，但最终不能维持汽温恒定。将二者协调起来，才能获得整体汽温调整和响应性能的最优。 将一级喷水减温器前后温差(△ )与代表适量喷水的温差设定值相比较，形成一级减温器温差偏差(△)，用△去修正燃水比，通过这一设计可达到协调二者的目的。据此调整后的燃水比将使△稳定在预定的温差设定值上， 以保持一级减温喷水阀工作在适中位置， 可及时响应对汽温上下波动进行的调整。 通过给水量调整燃水比对汽温的影响滞后较大，且燃水比着重于保持汽温的长期稳定.用一级减温器温差偏差对燃水比的校正作用应相对缓慢，校正作用的积分时间一般为几分钟。null600MW 超临界发电机组锅炉过热汽温的调节是以调节煤水比为主，用一、二级减温水作细调。 3．3．1 过热汽温粗调(煤水比的调节) 煤水比的调节的主要温度参照点是中间点(即内置式分离器出口处)焓值(或温度)。锅炉负荷大于40％MCR时，分离器呈干态，中间点温度为过热温度。具体控制思路见锅炉给水控制系统部分。null3．3．2 过热汽温细调 由于锅炉调节中受影响的因素很多，只靠煤水比的粗调是不够的；而且，还可能出现过热器出口左、右侧温度偏差。因此，在后屏过热器的入口处和高温过热器(末级过热器)的入口处分别布置了一级和二级减温水(每级左、右各一)。喷水减温器调温惰性小、反应快，开始喷水到喷水点后汽温开始变化只需几秒钟，可以实现精确的细调。必须注意的是，要严格控制减温水总量，以保证有足够的水量冷却水冷壁；投用时，尽可能多投一级减温水，少投二级减温水，以保护屏式过热器。null(3) 汽压调节的方法和手段(3) 汽压调节的方法和手段(4) 如何保证高燃烧效率(4) 如何保证高燃烧效率(5) 如何保证锅炉运行安全, 延长锅炉使用寿命(5) 如何保证锅炉运行安全, 延长锅炉使用寿命nullnull3.1 锅炉本体性能介绍(哈锅） （1）锅炉运行方式： 锅炉采用定—滑—定的运行方式，压力—负荷曲线见下图，并保证与汽轮机相匹配。锅炉带基本负荷，并可参与调峰。 null（2）锅炉效率： 燃用设计煤种，在B-MCR及BRL工况下锅炉保证热效率分别不低于93.66%和93.84%(按低位发热值)。 （3）在全部高加停运时，锅炉的蒸汽参数保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量满足汽轮机在此条件下达到额定出力。 （4）锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于30%B-MCR，并保证长期安全稳定运行。在最低稳燃负荷及以上范围内自动化投入率达到100%。 （5）锅炉负荷变化率满足下述要求： 在50%～100%B-MCR时，不低于±5%B-MCR/分钟； 在30%～50%B-MCR时，不低于±3%B-MCR/分钟； 在30%B-MCR以下时，不低于±2%B-MCR/分钟； 负荷阶跃：大于10%汽机额定功率/分钟。 (6) 过热器和再热器温度控制范围 过热汽温在30%～100%B-MCR、再热汽温在50%～100%B-MCR负荷范围时，蒸汽温度保证稳定在额定值，偏差不超过±5℃。null(6)锅炉燃烧室的承压能力 锅炉燃烧室的设计承压能力大于±5800Pa，当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载能力不低于±9800Pa。 (7)在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不超过50℃。若实测超过该值时，任何受热面保证不超温。 （8）过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5℃和10℃。 （9）锅炉炉墙、热力设备及管道等的保温表面温度在锅炉正常运行条件下，当环境温度(距保温表面1m处空气温度)小于等于27℃时，不超过50℃；当环境温度大于27℃时，保温表面温度允许比环境温度高25℃。散热量(按金属壁温计算)不超过下表规定值：（10）省煤器入口联箱(包括该联箱)至过热器出口的工质总压降不大于3.47MPa(按B-MCR工况计算)。null（11） 再热器蒸汽侧的压降不大于0.19MPa(按B-MCR工况计算)。 （12） 锅炉两次大修间隔大于5年。 （13） 燃烧器防磨件及省煤器防磨板等使用寿命大于50000小时 （14） 喷水减温器的喷咀使用寿命大于80000小时。 （15） 锅炉各主要承压部件按200,000运行小时设计寿命计算，其使用寿命大于30年，受烟气磨损的低温对流受热面的使用寿命达到100,000小时，空气预热器的冷段蓄热元件的使用寿命不低于50,000小时。 (16) 锅炉的起动时间(从点火到机组带满负荷)，保证与汽轮机相匹配，满足以下要求： 冷态起动 6～8 小时 热态起动 1.5～2 小时 温态起动 3～4 小时 极热态起动 ＜1.5 小时 (17) 锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于下述值： 冷态 300 次 热态 5000 次 温态 2000 次 极热态 500 次 负荷阶跃(10%汽轮机额定功率) 12000次null(18) 在使用年限内，各种状态下启动分离器、过热器集箱等厚壁元件每次起动的寿命消耗见下表。寿命消耗不大于70%。(19) 锅炉的汽水系统为无铜系统。null图5 启动分离器结构图null3.2 超临界机组协调控制 3.2.1 协调控制对象特点 (1) 机、炉控制耦合 汽轮机和锅炉之间的非线性耦合是超临界机组难点之一。 由于没有汽包的缓冲，超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比锅筒式锅炉大。主汽阀开度一方面控制汽轮机功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性，改变了锅炉的被控特性，这和汽包式锅炉的情况不同。 例如当汽轮机负荷增加时，汽轮机功率调节器会增大汽机主汽阀开度，增大汽轮机进汽量，由于锅炉的响应速度较慢，无法及时产生足够蒸汽．从而使机前压力降低，阻碍了汽轮机进汽量进一步增大。为了获得更多进汽量以满足负荷需求．汽轮机功率调节器会进一步开大调节汽门，导致机前压力进一步降低，最终形成恶性循环。 对于锅筒式锅炉．由于锅筒的蓄热较大，可利用锅筒的蓄热满足汽轮机超调的需求，使主汽压力不致产生过大波动 对采用直流锅炉的超临界机组而言，由于锅炉的蓄热相对较小，难以满足汽轮机的需求，从而使主汽压力大幅度变化，降低了控制质量.null(2) 非线性特性强 超临界机组是被控特性复杂多变的对象．随着机组负荷的变化，机组的动态特性参数也大幅度变化。超临界机组普遍采用变压方式运行，因此超临界机组也会在亚临界压力范围内运行。由于超临界和亚临界区工质物性的巨大差异，以及不同燃烧率下锅炉蒸发段(或相变点)位置的迁移等因素的影响，使超临界机组呈现很强的非线性特性和变参数特性，远比常规的亚临界机组难于控制。3.2.2 控制策略问题 对于大型超临界机组快速稳定控制的工程含义有2点： (1)要求机组负荷变化时，在控制系统的作用下，负荷跟踪变化快。 (2)无论处于何种运行工况，受控参数应稳定在允许范围内。(3) 燃水比难于控制 超临界机组控制的重点在于锅炉的燃水比调节。由于燃水比变化时出口汽温的响应延迟很大．因此不能用出口汽温来作为燃水比调节的反馈量。null1. 汽机一锅炉之间的协调控制 机组协调控制的主要目的是： 协调机一炉之间动态过程的速度差异，使得受控参数稳定。 负荷需求变化时，系统能够快速地增、减机组的出力，平稳地满足电网需要. 主要输出量: 汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)， 主要输入量: 给水量、燃烧率和汽机调门开度。2. 机组协调控制任务 协调控制系统的任务就在于:维持机组运行过程中的能量平衡，包括: 机组输入能量与输出能量的平衡； 机炉之间的能量平衡； 锅炉内部各子系统之间的平衡。 由于能量信号不易测量，通常用一些间接的信号代表这种平衡关系。机前压力即是机炉能量需求关系的体现。null协调控制功能： （1）参与电网调频、调峰 （2）协调机炉之间的能量平衡；保证机组安全经济运行； （3）辅机故障时实现RB,增减闭锁，迫升/迫降功能；3 协调控制系统的分类 目前，火力发电厂协调控制系统所采用的控制策略归纳起来有如下9种运行方式。其中，基本方式为低级方式，机跟炉方式或炉跟机方式为较高级方式，机跟炉协调方式、炉跟机协调方式、机炉协调方式为高级方式；常用协调方式有直接能量平衡控制系统（DEB）、指令直接平衡控制系统（DIB）和远方调度方式（ADS）。 1）基本方式 基本控制策略：汽机主控和锅炉主控均处于手动运行方式。 适用范围：适用于机组启动及低负荷运行工况，在汽机和锅炉辅机工作异常时也应用这种方式。null2）机跟炉方式（汽机跟踪方式） 基本控制策略：汽机自动调压，锅炉手动调功。 适用范围：当汽机运行正常，锅炉不具备投入自动的条件时采用该运行方式。所谓锅炉不具备投入自动条件包括在低负荷运行工况以及锅炉部分辅机工作异常工况。另外，当锅炉运行不稳定或锅炉异常工况，一般也采用这种运行方式，由汽机快速维持主汽压力为某一定值，使得锅炉系统及各主要运行参数快速恢复稳定运行，以便防止事故扩大及排除故障. 3）炉跟机方式（锅炉跟踪方式） 基本控制策略：锅炉自动调压，汽机手动调功。 适用范围：当锅炉运行正常，汽机部分设备工作异常或机组负荷受到限制时应用这种方式。null4）机跟炉协调方式（以汽机跟踪为基础的协调方式） 基本控制策略：汽机自动调压，锅炉自动调功，并参与电网的一、二次调频。 在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式，由汽机来维持主汽压力，并接受目标负荷的前馈信号，压力设定值由运行人员手动给定或接受自动滑压设定值。单元机组输出功率的调整任务由锅炉承担，锅炉主控还接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号等，目标负荷由运动人员手动给定或接受电网调度ADS负荷分配指令，同时参与电网的一、二次调频。 适用范围：适用于带基本负荷机组。null5）炉跟机协调方式（以锅炉跟踪为基础的协调方式） 基本控制策略：锅炉自动调压，汽机自动调功，并参与电网的一、二次调频。 在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式。由锅炉来维持主汽压力，并接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号、能量平衡信号等，单元机组输出功率的调整任务由汽机承担。压力设定值及目标负荷指令的形成与机跟炉协调方式相同。 适用范围：适用于参与电网调峰机组。 null6）机炉协调方式 基本控制策略：机炉协调方式实际上是机跟炉协调方式与炉跟机协调方式的合成，目前，机炉协调方式的控制策略普遍采用锅炉调功，汽机既调功又调压的运行方式，并同时参与电网一、二次调频。 在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式。汽机既调压又调功，一般设置为调功的系数低于调压的系数，使其以调压为主、调功为辅，并接受目标负荷的前馈信号及参与电网的一、二次调频，压力设定值由运行人员手动给定或接受自动滑压设定值。单元机组输出功率的调整任务主要由锅炉承担，锅炉主控还接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号等，目标负荷由运行人员手动给定或接受电网调度ADS负荷分配指令，同时参与电网的一、二次调频。部分单元机组的机炉协调方式也采用锅炉调压，汽机既调功又调压的运行方式，并同时参与电网一、二次调频。在该方式下，汽机主控以调功为主、调压为辅。 7）DEB协调控制 单元机组负荷控制DEB于1957年由L＆N公司首次提出，经20多年改进和完善，最终于20世纪80年代初推出了成熟的DEB／400（DEB-Ⅳ）协调控制系统。nullDEB控制系统中采用了以下3个重要信号： （1）P1/PT：汽轮机一级压力对机前压力之比，代表了汽轮机调门的有效阀位。 （2）PS·P1/PT：机前压力定值乘以汽压比值为能量平衡信号，表征在定压或滑压等不同运行工况下汽轮机的能量输入，即汽轮机对锅炉的能量需求。 （3）P1+K·dPb/dt：热量释放信号或热量信号。 L&N公司推荐的DEB协调控制系统DEB／400（DEB-Ⅳ） null在DEB协调控制方式下，汽轮机自动响应机组负荷指令；汽轮机侧的能量需求以前馈方式与锅炉侧的能量供给达到平衡，锅炉快速响应汽轮机的能量需求。燃烧控制系统中，还采用了能量平衡信号的动态前馈（PS·P1/PT）+[d（PS·P1/PT）/dt]，用以动态补偿机前压力设定点变化或负荷变化时锅炉蓄能的变化和机、炉动态响应的差异。定压运行时，动态前馈补偿了负荷变化时要求改变汽包压力所需的锅炉蓄能变化。负荷不变时，则补偿机前压力定值提高所需的锅炉附加蓄能。而在滑压运行时，更要补偿负荷和机前压力二者同时变化时要求汽包压力变化所需的更多的锅炉附加蓄能。汽轮机负荷控制系统和送风控制系统都采用了串级调节，对发电机功率和烟气含氧量进行校正。此外还设有负荷限值调节器（DLR），当机组处于异常工况时，对关键控制回路进行协调，以保证机组运行的安全性。能量信号: 热量信号:nullnull8）指令直接平衡控制系统（DIB） 现代火力发电单元制机组在一定的负荷变化范围内，其负荷控制指令与各个子系统的控制指令之间静态存在着线性（或折线）比例关系。因此，越来越多的协调控制系统采用了指令直接平衡控制策略，它结构简单、调试整定方便。DIB协调控制系统原理图见图 DIB协调控制系统原理图 null9）远方调度方式（ADS） 除以上8种方式外，有些电厂采用了ADS方式，ADS方式是比汽机基础更高一级的控制方式，也是协调控制系统中最高级的控制方式，此时负荷机组按中调要求的负荷曲线运行。null4. 超临界机组协调控制模式 （1）CCBF,机炉自动，机调负荷，炉调压力； 能充分利用锅炉蓄热，负荷响应快；主汽压力控制存在较大延迟，降低了主汽压稳定性。 （2）CCTF,机炉自动，炉调负荷，机调压力； 主汽压稳定性好，负荷响应慢。 （3）机炉协调； 机炉同时接受负荷和主汽压力指令，同步响应负荷和主汽压力的变化。 其中：（1）应用最广，（3）的调节器若匹配不当，机炉间容易引起震荡。null3.2.3 600MW超临界机组协调控制策略 1. 被控参数 (1)给水流量／蒸汽流量 因为给水系统和蒸汽系统是直接连通的，且由于超临界锅炉直流蓄热能力较小，给水流量和蒸汽流量比率的偏差过大将导致较大的汽压波动。 (2)煤水比 稳定运行工况时，煤水比必须维持不变，以保证过热器出口汽温为设计值。而在变动工况下，煤水比必须按一定规律改变，以便既充分利用锅炉蓄热能力，又按要求增减燃料，把锅炉热负荷调到与机组新的负荷相适应的水平. (3)喷水流量／给水流量 超临界锅炉喷水仅能瞬时快速改变汽温．但不能始终维持汽温，因为过热受热面的长度和热焓都是不定的。为了保持通过改变喷水流量来校正汽温的能力，控制系统必须不断地把喷水流量和总给水流量之比恢复到设计值。 (4)送风量／给煤量(风煤比) 为了抑制NOx的产生，以及锅炉的经济、安全运行，需对各燃烧器的进风量进行控制，具体是通过各层燃烧器的二次风门和燃尽风门控制风量，每层风量根据负荷对应的风煤比来控制。null2 协调控制回路 超临界机组蓄热能力相对较小．锅炉跟随系统的局限性较大，对于锅炉和汽机的控制指令既考虑稳态偏差又要考虑动态偏差。为了在机组负荷变化时机炉同时响应，机组负荷指令作为前馈信号分别送到锅炉和汽机的主控系统，以便将过程控制变量维持在可接受的限度内。 汽轮机调节汽门直接控制功率，锅炉控制主汽压力(CCBF)，给水流量由锅炉给水泵改变。功率指令直接发送到汽轮机调节汽门，使得功率响应较快。由于锅炉惯性大，负荷应变较慢．为防止汽机调门动作过大锅炉燃烧跟不上，设计了压力偏差拉回逻辑，当压力偏差过大时限制调门进一步动作，直到燃烧满足负荷需求。nullnull 图中，在协调控制模式下，主汽压力偏差一直作为限制主汽调门响应负荷需求而过分动作的因素；如果实际主汽压力偏差超过某一定值时，汽机调门停止调功而直接用来控制主汽压力，以使主汽压力在允许范围内。 有效地改变机组发电量的惟一途径就是改变锅炉的能量输出，在协调控制模式中具体表现是锅炉控制主汽压力在滑压曲线上，实质是控制燃烧满足机组负荷需求。 为了满足锅炉快速响应负荷需求，功率指令和压力设定值的微分作为前馈被加到燃烧率指令中。由于锅炉和汽机对象特性不同，为了两者动作匹配，在逻辑中设计了纯延时模块，这需要在调试中根据实际对象的特性整定。 对于处于直流状态下的超临界机组，给水控制和燃烧控制无法分开，体现在煤水比的控制上。 在稳定运行过程中，煤水比的任何偏差都会引起机组运行在危险的工况下。在图中的“给水控制”中，主线是保证机组在稳定工况下等于设计的煤水比，当机组运行工况偏离设计值时，逻辑设计了中间点焓值校正和过热汽温校正；为了在负荷变化时加速给水控制，作为机组负荷需求的功率指令和主汽压力设定值的微分信号作为前馈加到给水控制信号中。null3.2.4 超临界机组的运行特性研究高蒸汽参数对锅炉运行特性的影响 一般亚临界自然循环汽包锅炉允许变负荷速率为0．6％MCR／min; 控制循环汽包锅炉变负荷速率为3．6％MCR／min; 而螺旋管圈式直流锅炉允许变负荷速率为5％ ～8％ MCR／min。 直流锅炉由于没有厚壁部件汽包，具有快速变负荷的能力。但是，随着锅炉参数的提高，内置式启动分离器的壁厚会增加，因而将限制锅炉负荷的变化速率。超超临界锅炉由于材料等级的提高，分离器壁厚仅为亚临界600 MW 锅炉汽包壁厚的1／3左右，因此超超临界锅炉允许负荷变化速率还是较大的。 国外超超临界机组的变负荷速率一般为2％MCR／min，完全可以满足机组的负荷变化速率的要求。机组的调峰速度主要取决于汽轮机热应力、涨差等因素。 随着机组蒸汽参数的提高，机组的高温高压部件壁厚将增加，有些部件可能采用奥氏体钢，这样对机组运行方式可能产生不利影响。null 据有关资料介绍，机组参数为26 MPa／540℃/560 ℃ 时，允许机组以任何方式运行(包括每日启停、每周启停)；参数为28 MPa／560℃／580℃ ，且当过热器末级受热面采用膨胀系数较大的奥氏体钢时，按每日启停运行，将有高温腐蚀的危险；参数达28 MPa／580℃／600℃时，过热器末级受热面高温腐蚀危险性就更大。2. 超临界锅炉的调峰幅度 超临界机组调峰幅度与诸多因素有关，主要是安全性和经济性方面的要求。超临界锅炉最低负荷主要取决于水冷壁的安全负荷。一般超临界锅炉的最低负荷为30％ ～35％MCR。锅炉在此负荷以上运行时，水冷壁是安全的，但需要启动分离器系统，以增加水冷壁的质量流速。 启动分离器系统的投运将造成工质热量的损失，使机组的经济性变差。同时，频繁的投运启动分离器系统，将使其阀门受到损伤。 因此，超临界锅炉最低调峰幅度不应低于水冷壁的安全负荷。 调峰幅度还应考虑锅炉最低不投油稳燃负荷。若负荷较低，锅炉燃烧不稳，需要投油助燃，燃料成本将增大。最低不投油稳燃负荷取决于煤质和燃烧器特性，锅炉一旦建成，可通过试验确定最低不投油稳燃负荷。 因此，超超临界锅炉的调峰幅度应以保证水冷壁安全、不投运启动分离器系统和最低不投油稳燃为原则，以此原则来确定锅炉的最低调峰负荷。null3. 锅炉滑压运行应注意的问题 超超临界直流锅炉在滑压运行时，水冷壁内的工质随负荷的变化会经历高压、超高压、亚临界和超临界压力区域，在设计和运行时必须重视可能产生的问题。(1) 锅炉负荷降低时，水冷壁中的工质质量流速也按比例下降。在直流运行方式下，工质流动的稳定性会受到影响。为了防止出现流动的多值性不稳定现象，要限制最低直流负荷时水冷壁人口工质欠焓；同时压力不能降得太低，一般最低压力在8 MPa左右(即所谓定一滑一定运行方式)。 (2)低负荷时，水冷壁的吸热不均匀将加大，可能导致温度偏差增大。 (3)在临界压力以下运行时，会产生水冷壁管内两相流的传热和流动，要防止膜态沸腾而导致的水冷壁管超温。 (4)在整个滑压运行过程中，蒸发点的变化使水冷壁金属温度发生变化，要防止因温度频繁变化引起的疲劳破坏。 4. 高蒸汽参数对汽轮机运行特性的影响 转子、叶片等旋转部件在此高温下运行需持续承受高的离心力。长期处于高温下工作的汽轮机转子，由于高温和启停中的热应力，会造成持久强度的消耗(低周热疲劳)和高温蠕变的累积。null 随着主蒸汽压力的进一步增加，超临界汽轮机组存在一些特殊问题： (1) 超临界机组压力、温度提高后，汽缸、喷嘴室、主汽阀、导汽管等承 压部件的壁厚增加。壁厚的增加将使非稳定热应力增大，对运行不利。 从控制机组启停热应力的角度考虑，应尽量控制壁厚增加，部件形状应尽量简单，内径要小。即在满足对超超临界机组的运行性能的要求下，还要兼顾和解决超超临界机组关键零部件的疲劳损耗趋于严重的问题。(2) 若汽轮机转子材料仍用铬钼钒钢时，为适应再热进汽温度，要采用蒸汽冷却转子的高温部分，使其工作温度降至5l0℃ 左右。这也要解决好汽轮机中压进汽部分的冷却技术，包括冷却方式、冷却效果及转子温度场、温度应力及兼顾部件强度、膨胀、蠕变、热应力和低周热疲劳性能之间的矛盾。 (3) 超临界机组高压部分的蒸汽密度极大，级间压差大，相应的蒸汽激振力也大。为此，除要研究和精心设计轴系及汽封结构外，在运行中对轴系稳定性问题要格外注意。 (4) 超临界机组的蒸汽密度大，压差大，蒸汽携带的能量也大。机组在甩负荷时，汽缸、管道、加热器中的蒸汽推动转子转速的飞升要比超临界机组的大。这会直接影响机组的安全运行，因而必须解决。 (5) 汽轮机轴系较长，启动过程中因温度变化引起的动静部分的胀差需要进行精心组织。null据调查分析，限制汽轮机组启停和变负荷运行的主要因索有： ① 汽轮机蒸汽室、阀门和内缸热应力； ② 汽轮机转子低周应力疲劳寿命； ③ 汽轮机在启动和停机过程中的振动及胀差。 启停和变负荷运行能力的关键在于停机不同时间后，再次启动所需的时间和运行中对负荷变化的响应能力。良好的调峰特性体现在低负荷时具有较高的效率、良好的启动特性(启动时间短)和良好的负荷适应性。要求超临界机组具有良好的运行特性，能以最小的寿命损耗进行启停和变负荷运行，则应从机组部件采用的材料、部件设计、控制系统、运行方式等方面考虑。null华能沁北电厂600MW 超临界机组起动调试的特点及主要问题的分析处理1. 机组类型 锅炉系DG1900／25．4一II。设计燃用晋南、晋东南地区贫煤和烟煤的混合煤，用中速磨煤机直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，其中1台备用。燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式，24只HT—NR3燃烧器分3层布置在炉膛前后墙上，上部布置有12只燃尽风(OFA)风口。锅炉设计采用定压一滑压一定压或定压运行方式。 汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、反动凝汽式汽轮机，型号为CLN600—24．2／566／566 发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN一600一ZYHGHG型定子水内冷、转子氢冷，采用静态可控硅励磁系统(自并励)。主变压器型号为SFP一720000／500，额定容量720 MVA，冷却方式为ODAF。 分散控制系统(DCS)采用ABB贝利公司的Sym—phony系统，其功能涵盖了DAS、MCS、SCS、FSSS、DEH、MEH、BPS、ETS等各项控制功能。在两台机组的DCS环网之间设置控制的公用系统公用环网。null2 机组起动调试的特点 2．1 锅炉 传统汽包炉蒸汽管道吹洗一般采用蓄能降压法。直流炉在吹管时考虑到汽水分离器的水容积较汽包小得多和水冷壁水动力的安全性，通常采用纯直流稳压方式吹洗。这种方式为了稳定吹管压力，临冲门的开度往往不大，若不能增加蒸汽流量，则较难保证吹管系数和吹洗的质量，因此采用降压法进行吹洗。升压和吹洗过程中采用合理的控制方式和吹管参数，保证吹管系数大于1．0。2号锅炉正式吹洗76次，消耗燃油686 t，靶板器质量便达到优良 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 . (2) 亚临界机组一般在空负荷阶段进行过热器安全门的整定，而超临界锅炉过热器安全阀的动作压力超过30．0 MPa。锅炉设计湿态转干态运行的最高压力为9．3 MPa，转为干态运行所需的燃料量较大，参数控制有一定的难度，因此，采用在带大负荷工况下整定过热器安全门。 (3)最初整定过热器安全门时拟通过减小高压旁路开度的方法来提高主蒸汽压力，但发现屏式过热器及高温过热器温度上升较快，因采取提高一、二级减温水流量的方式控制温度效果不明显，故在给水操作台前增加一路减温水。 (4)国产超临界锅炉只要燃烧调整得当，投入少量燃油便可以达到冲转蒸汽参数在临界点附近工况要注意监视水冷壁管壁温度变化，根据燃料量及时调整各部分风量，以保持良好的燃烧状况。 null(5) 起动过程中为了节省冲洗用水和燃料，在水冲洗和点火升压阶段可以将给水量控制稍微低一点(约400 t／h)，并网带负荷后再加大到475 t／h。 2．2 汽轮机 在升速过程中汽轮机分为高压缸、中低压缸两个模块运行，实际上高压缸排汽大部分未进人再热冷段，须根据高压缸排汽温度、高中压缸加热速度的匹配等对通风阀开度进行调整。 (2)为改善起、停机过程中轴瓦的润滑条件，提高了盘车装置自起、停的转速。 (3) 在试运过程中两台机组的高、中压导汽管法兰多次出现漏汽；1号汽轮机中压主汽门门蝶与传动机构的连接螺栓断裂；部分调节装置如凝结水泵最小流量调节阀、给水泵再循环门、除氧器水位调节辅助阀等静态试验动作灵活，带负荷后却出现卡涩、失灵。2．3 热控 超临界机组比常规亚临界机组保护联锁数量要多，逻辑关系更加复杂，从而对保护逻辑组态设计、测量元件选用和调校、回路安装调试等方面提出了更高的要求。 (2) 在临界点汽与水的密度是相等的，当汽水参数向超临界过渡时，水箱水位开始上升，直到满水位，而实际上此时水箱中并没有水，这样就带来了相应的控制问题。在亚临界工况下，361阀主要依据水箱水位进行控制。超临界工况下水箱水位测量不能反映真实情况，须在361阀控制逻辑中作相应的处理。null汽轮机旁路系统为高压和低压两级串联旁路，设计容量仅为30% BMCR，主要用于机组起停，不具备快开功能。在甩大负荷时锅炉压力可能会快速上升，运行中应加强监视。 2．4 电厂化学 (1) 化学清洗范围扩大。 在常规亚临界汽包炉碱洗的基础上，炉前碱洗增加了高、低压加热器汽侧、疏水管道、疏水扩容器、各减温水管道等设备系统；增加了炉前(柠檬酸)酸洗，涵盖了炉前碱洗的大部分设备范围。 (2) 凝结水精处理系统应及早投入，对水质的改善和节约除盐水至关重要。 (3) 必须具备持续制水的能力，并储备大量的除盐水。 (4) 对汽水品质的要求很高，起动时需进行长时间的开式、闭式水冲洗。 3. 机组起动调试过程中主要问题的分析处理 (1) 由于在起动过程中汽水分离器大量疏水通过361阀排到凝汽器，导致凝结水泵内汽化，引起凝结水出口管道剧烈晃动。通过合理控制361阀疏水量，调整凝汽器真空，适当提高凝汽器热井水位，加大凝汽器补水等途径，基本消除了凝结水泵出口管道剧烈晃动的现象。null按照制造厂提供的冲转参数，在冷态起动中速暖机3 h后高压缸调节级金 属温度仍很低，因此对冷态起动参数进行了调整：主蒸汽参数由8．9 MPa、360℃～420℃调整为5．4 MPa、360℃～42O℃；再热蒸汽参数由1．0 MPa、320℃ 调整为(0．4～0．6)MPa、320℃。 试运行结果表明：该起动参数在保证锅炉水动力循环良好的条件下，增大了汽轮机进汽量，改善了暖机条件，缩短了暖机时间，同时有利于锅炉燃烧调整与配合。 (3) 在带负荷试运行阶段，随着机组负荷的升高，汽动给水泵(汽泵)流量增大，其前置泵水平方向的振动增大，最大超过100 m。前置泵重新找正后，振动仍达90 m。经对2A前置泵解体检查，发现机械密封圈磨损，处理后振动基本正常；2B前置泵经多次解体检修，复查和调整各部分尺寸和间隙，更换了轴承，并对与泵壳相连接的管道和附件进行紧固。处理后尽管前置泵振动仍然偏大，但是汽泵组可以维持供水，试运行后期振动有逐渐减小的趋势。 (4) 1号、2号机组在首次起动时9号瓦轴振、瓦振均较大，停机后对2号机组进行了动平衡，振动问题基本解决。 (5) 1号、2号机组中压主汽门严密性较差。这主要是超临界汽轮机中压主汽门采用了摇板式结构(类似于高排逆止阀)，因而尺寸较大，要保证其严密性，在设计上需要改进.null试运行初期在投运制粉系统过程中多次出现磨煤机振动现象，经检查和分析认为主要是磨盘上铺煤厚度不均匀，3个磨辊工作时受到的反作用力不平衡所致。后来采取暖磨结束后起动给煤机，先短时间布煤，然后依据给煤量用手动加载方式缓慢提高磨煤机加载力，给煤量达到一定值时再投入自动加载装置；停给煤机时依据给煤量缓慢减小加载力，磨煤机振动问题得到解决。磨煤机入口由于直管段短，冷、热风门垂直连接，在不同工况下气流分布变化很大。磨煤机原设计的一次风量测量装置为插入式多喉径文丘利测风装置，在调试过程中发现，当磨煤机入口冷、热风门打开，热风门开度6O% 以上时，随着热风挡板开大，该风量测量装置显示的风量反而减小。通过对2号机组反复试验验证，单点测量的风量装置无法反映断面的风速分布。对此，采用均流型测速管后满足了磨煤机运行的要求。 另外，二次风测量装置(同属单点测量)也无法准确测量实际风速，应改为多点测风装置，这对指导锅炉燃烧调整具有重要的意义。 2号机组在进行发电机短路特性试验时，1、2、3、5号整流柜的R+臂均发出故障信号，导致励磁系统自动退出运行。经反复检查、试验，确认是4号整流器屏的R+臂可控硅击穿导通所致，更换可控硅后励磁系统工作正常。null(10) 两台机组的汽泵组在带大负荷运行时均出现了推力轴承温度偏高的现象。后来根据制造厂的要求，提高了该点温度保护定值，可满足运行要求。 (11) 汽轮机顶轴油管管径设计偏小，造成顶轴油囊压力低、轴颈顶起高度偏小。后来增大了顶轴油管管径，问题得到解决。null华能沁北电厂600MW机组锅炉启动系统 试运存在问题及改进沁北电厂启动系统介绍 内置式启动系统,配置日本BHK公司361阀的启动系统。null其主要作用和特点是: 冷态开式冲洗(锅炉点火前):361 阀开,至凝汽器的闸阀关,至定排的闸阀开,冲洗水通过启动系统管道全部排至定排扩容器。启动分离器出口,水质满足下列指标值时冷态开式冲洗结束: 铁质<500×10-9 或浑浊度≤3×10-6 油脂≤1×10-6,pH 值≤9.5 (2) 冷态闭式冲洗(锅炉点火前):开式冲洗至水质合格后,361 阀开,至凝汽器的闸阀开,至定排的闸阀关,冲洗水通过启动系统管道全部排至凝汽器。省煤器入口水质条件达到下列要求时,冷态闭式冲洗结束,锅炉开始点火: 电导率≤1uS/cm;Fe≤100×10-9;pH 值9.3～9.5 (3) 热态冲洗(锅炉点火后):冷态冲洗水质合格后,锅炉点火进行热态冲洗,流程同冷态闭式冲洗。 (4) 最低直流负荷(25% BMCR)之前:机组启动过程中直至25% BMCR 之前, 分离器的作用类似于汽包炉的汽包。经省煤器、水冷壁加热的给水进入启动分离器分离后,蒸汽进入过热器,而疏水进入贮水罐,其水位由361 阀进行调节,疏水进入凝汽器回收循环。 (5) 最低直流负荷后:此种情况下,361 阀关闭,分离器处于干态运行,只起一个蒸汽通道的作用。null2.启动系统试运时存在问题及改进措施 2.1 锅炉冷态启动排水问题 锅炉启动冷态冲洗时,其排水途经为从定排罐至机组排水槽,冲洗流量475 t/h。设计院原设计的排水管为2根,D273 和D159 管径的管子各1根(如图2 示)。冷态启动冲洗时,出现了定排排水排不及的情况,影响了冲洗的效果和时间。经核算, 锅炉启动系统冷态冲洗排放能力不足。 因系统已施工,结合现场的实际情况,又增加了一根D273 管子接至下水井,基本满足了锅炉启动排水的要求。 2.2 锅炉启动热态排水问题 根据锅炉厂的有关资料, 锅炉冷态冲洗合格后,进入热态冲洗,锅炉热态冲洗水全部经凝汽器回收,不排放。沁北电厂在调试时,由于工期及除盐水量的原因,热态冲洗时水质超标较为严重,如按照锅炉厂的要求回收,则会对设备及管道造成不良影响;如通过定排排走,则排水温度又超过机组排水槽设计许可值。因此,实际调试中,只能从5 号低加排至循环水系统, 虽热态冲洗排放问题得以解决,但由于水质太差,凝泵滤网出现过数次堵塞情况,同时,对凝汽器的清理也增加了很大工作量。null2.3 储水罐水位控制问题 在实际运行中,由于虚假水位的存在,361 阀出现过误动现象,储水罐水位变动波动较大。对此问题, 日本BHK 有关专家提出了储水罐的水位控制修正 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ,彻底解决了此问题。 2.4 启动系统暖阀管道运行控制 361阀暖阀系统流程为:省煤器出口连接管->361阀->储水罐->过热器二级减温水的管路,设计暖管水流量为20 t/h,系统如图3 所示。此系统要求在炉实现直流转换、361阀完全关闭后启用。省煤器出口至361 阀的暖管阀为电动闸阀,当微开启此门时,储水罐水位迅速上升至满水位,虽然经分析为虚假水位,可采取水位补偿修正,但对暖管系统流量无法进行有效调节。经同厂家及设计院共同研究,决定在闸阀后增加一个可调节的针形阀后,可有效调节暖管流量。实践证明,此措施可靠有效。null3. 经验与反思 从沁北电厂锅炉启动系统运行情况来看,沁北锅炉采用配置361 阀启动系统可以满足运行的要求。但是同时必须看到,361 阀启动系统较循环泵启动系统而言,在运行操作方便性及回收工质及热量程度方面确实存在不足之处. (2) 沁北电厂启动系统的冲洗水排放设计存在较大问题,由于设计本身考虑不周,系统安装后,调试阶段进行改造工作量较大, 须进行地埋管施工、定排罐改造等工作。 (3) 启动系统的功能设计为锅炉厂,但其管道布置、支吊、膨胀由设计院设计,同时,管道须接入凝汽器。因此,锅炉厂(包括技术支持方)、设计院、凝汽器厂家之间的配合对于启动系统的成功设计至关重要。对于电厂方而言,必须充分注意到该系统的重要性,加强各设计方之间的协调工作。null华能沁北电厂600MW机组锅炉启动初期主汽超温问题处理1. 锅炉启动过程中出现的过热蒸汽超温现象 在沁北#1机组的试运过程中，锅炉启动初期主汽温度较难控制，出现了多次超温现象，尤其是在安全门整定及并网期间，在主蒸汽压力为7 MPa左右时，屏式过热器及高温过热器温度都曾达到过560‘C，此时，曾试图通过增加减温水量来控制过热汽温，但由于喷水量太少，而降温效果甚差，对锅炉的升温升压及汽机的冲转造成了影响。6 超温的原因分析 2. 原因分析 2.1 运行调整方面的原因 2.1.1 风量偏大 锅炉点火后由于雾化蒸汽压力低，燃烧不好，烟色比较黑，调试人员为了改善燃烧，增加启动油枪的根部风，启动了一次风机，并提高二次风的流量。虽然烟囱的排烟烟色有所改善，但却使得总风流量大大的超过了35% BMCR的燃烧要求，使得炉膛火焰中心靠后，减少了火焰在炉膛的停留时间，水冷壁的辐射吸热减少，蒸发量降低，而对流受热面的吸热量增加，从而使得主蒸汽温度上升过快。null2.1.2 燃料量不匹配 启动过程中的油量控制不合理，投人的油枪数量较多，油量大，且由于油枪投运的程序未能有效的贯彻，短时间内的燃料量投人多，造成主蒸汽温度上升过快。 2.1.3 给水流量大 由于无同类型锅炉的运行经验，在启动过程中出现了温度偏高的现象后，调试单位采取的是提高给水流量的方法。将给水流量从475 t/h的启动流量最高提高