HG2110254HM15.docx
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HG2110254HM15
内蒙古锦联8×660MW超临界工程
HG-2110/25.4-HM15锅炉
超临界直流锅炉本体说明书
编号:
F0310BT001C541
编写:
校对:
审核:
审定:
哈尔滨锅炉厂有限责任公司
2014年10月
目录
1锅炉设计容量和参数-1-
2设计条件-2-
2.1工程概况-2-
2.2煤种-3-
2.3点火及助燃用-4-
2.4锅炉给水及蒸汽品质要求-5-
2.5厂用电系统电压:
-5-
2.6锅炉运行条件-6-
2.7设计制造技术标准-6-
3锅炉特点-8-
3.1技术特点-8-
3.2结构特点-9-
4锅炉性能计算参数及结构数据-10-
4.1锅炉性能计算数据表-10-
4.2锅炉结构数据-11-
5系统说明-12-
5.1烟风系统-12-
5.2汽水系统-14-
5.3汽温控制-21-
5.4启动系统-21-
6锅炉整体布置-26-
6.1炉膛水冷壁-27-
6.2汽水分离器和贮水箱-29-
6.3过热器、再热器和减温器-30-
6.4省煤器-32-
6.5燃烧器-33-
6.6空气预热器-36-
6.7脱硝装置-36-
6.8锅炉钢结构及平台楼梯-37-
6.9热钢结构-39-
6.10炉顶密封和包覆框架-44-
6.11热膨胀系统-45-
7辅助设备说明-46-
7.1安全阀-46-
7.2吹灰器-47-
7.3炉膛红外烟温测量装置-48-
7.4锅炉疏水和放气(汽)-48-
8水动力特性-50-
9附图-51-
图01-01锅炉总图布置图-纵剖图-51-
图01-02锅炉总图布置图-前视图-52-
图01-03锅炉总图布置图-顶视图-53-
图01-04锅炉总图布置图-水平视图-54-
图01-05水冷壁、顶棚包墙流程图-55-
图01-06过热器流程图-56-
图01-07再热器流程图-57-
图01-08启动系统流程图-58-
图01-09锅炉热膨胀系统图-59-
图01-10燃烧器布置总图-60-
图01-11钢柱平面布置图-61-
图01-12B0,B48立面布置图-62-
图01-13BH立面布置图-63-
图01-14EL15700平面布置图-64-
图01-15EL24000平面布置图-65-
图01-16锅炉冷态启动曲线-66-
图01-17锅炉温态启动曲线-67-
图01-18锅炉热态启动曲线-68-
图01-19锅炉极热态启动曲线-69-
内蒙锦联660MW超临界褐煤锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司(简称哈锅)自主开发研制的660MW褐煤超临界锅炉。
该锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行不带再循环泵启动系统的直流锅炉、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、紧身封闭布置的π型锅炉,同步上脱硝,预热器采用拉出布置,(总体布置图见图01-01~04)。
采用中速磨直吹式制粉系统,每炉配7台MPS225HP-II磨煤机,燃用设计煤种时6运1备;煤粉细度R90=30%。
锅炉采用角式切圆低NOx燃烧方式,主燃烧器布置在水冷壁的四个角上,每层4只燃烧器对应一台磨煤机。
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。
锅炉以最大连续出力工况(BMCR)为设计参数。
在设计条件下任何6台磨煤机运行时,锅炉能长期带BMCR负荷运行。
1锅炉设计容量和参数
锅炉型号:
HG-2110/25.4-HM15锅炉
单位
BMCR工况
TRL工况
过热蒸汽:
过热蒸汽流量
t/h
2110
2045
过热器出口蒸汽压力
MPa.g
25.40
25.32
过热器出口蒸汽温度
℃
571
571
再热蒸汽:
再热蒸汽流量
t/h
1786.8
1738.4
再热蒸汽进口压力
MPa.g
4.629
4.491
再热蒸汽出口压力
MPa.g
4.429
4.296
再热蒸汽进口温度
℃
319.6
315.5
再热蒸汽出口温度
℃
569
569
主给水温度压力
MPa.g
29.20
28.92
给水温度
℃
282.3
280
注:
1.BMCR工况表示锅炉最大连续出力工况,对应于汽轮机在阀门全开时(VWO工况)的进汽量参数;
2.TRL工况对应于汽轮机TRL负荷参数;
3.压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压(以后均同)。
2设计条件
2.1工程概况
本工程规划容量为8×660MW空冷燃煤发电机组。
2.1.1厂址所在地
锦联电厂位于霍林郭勒工业园区规划铝工业B区的西侧。
紧靠霍—白一级公路和园区规划道路,距离铁路霍林河车站5km,距离铁路运输线路只有1km,坡度小于10度,距离最近生活区沙尔呼热街道4km,距离霍林郭勒市中心区不到20km,距离霍林河河道600m,距离霍源水库7km,距离霍林郭勒机场16km,距离通信基站3.5km。
距离三号井工矿不足4km,有少量拆迁,用地类型为天然草地和林地,无地下矿藏,没有文物及军事设施。
附近高压线路对建电厂没有影响。
霍林郭勒工业园区,距通辽市320km、沈阳600km、鲅鱼圈港口740km、大连港860km。
2.1.2气象条件
按一期工程气象资料。
厂址地区主要气象要素特征值(资料年限1960年-2000年)
多年年平均气温
1.8℃
多年极端最高气温
35.2℃
多年极端最低气温
-36.6℃
多年年平均最高气温
9.6℃
多年年平均最低气温
-4.9℃
最冷月一月平均气温
-19.8℃
最热月七月平均气温
18.8℃
最冷月一月平均最低气温
-23.5℃
多年极端最高气压
889.3hPa
多年极端最低气压
849.1hPa
多年平均气压
869hPa
多年最小相对湿度
0%
多年年平均相对湿度
60.9%
多年年最大降水量
558.9mm
多年年平均降水量
369.5mm
多年年平均风速
4.35m/s
多年瞬时极大风速
40m/s
多年10分钟平均最大风速
24m/s
全年主导风向
SSW
夏季主导风向
SSW
冬季主导风向
WSW
多年年最长结冰日数
211天
多年年平均大风日数
67天
多年年平均积雪日数
76天
多年年平均沙尘暴日数
6天
土壤最大冻结深度
276Cm
最大积雪厚度
24cm
2.1.3地震烈度
根据内蒙古工程地震研究院在一期工程所做的现场土层剪切波速试验,20m深度内土层等效剪切波速VSE=368~392m/s,厂址区建筑场地类别为Ⅱ类,属抗震有利地段。
根据《正蓝电厂工程场地地震安全性评价报告》(内蒙古自治区地震工程研究勘察院,2002.4),场地地震动峰值加速度0.039g。
根据内蒙古自治区地震局、内蒙古自治区建设厅文件(内震发[2004]40号)《内蒙古自治区地震局建设厅关于旗县(市区)执行抗震设防要求的通知》,场地地震动峰值加速度0.05g,对应地震基本烈度为6度。
11服务设施
1)冷却水采用二次循环冷却水,利用湿冷塔对冷却水进行循环冷却。
冷却水系统的最高温度为33℃。
2)厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为:
0.40~0.60MPa,最高温度为50℃。
2.2煤种
燃煤采用霍林河褐煤。
设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见下表:
序号
项目名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
1
燃料品种
锦江褐煤
霍林河褐煤
霍林河褐煤
2
工业分析
收到基全水份
Mar
%
28.15
31.0
31.8
空气干燥基水份
Mad
%
5.87
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
42.38
49.9
48.58
收到基灰份
Aar
%
21.49
25.99
12.26
收到基低位发热值
Qnet.ar
MJ/kg
13.817
11.32
14.91
3
元素分析
收到基碳份
Car
%
36.70
31.15
41.29
收到基氢份
Har
%
2.98
2.37
3.12
收到基氧份
Oar
%
9.60
8.45
10.54
收到基氮份
Nar
%
0.62
0.54
0.81
收到基硫份
St.ar
%
0.46
0.5
0.18
4
可磨性指数
HGI
—
5
煤灰熔融性
变形温度
DT
℃
1200
1420
软化温度
ST
℃
>1300
1440
流动温度
FT
℃
>1300
1460
2.3点火及助燃用
本工程锅炉点火及助燃油夏季采用0号轻柴油,冬季采用-35号轻柴油,由汽车油罐车运输进厂。
油质的特性数据见下表:
油种
0#轻柴油
-35#轻柴油
硫含量,%(m/m)
不大于0.2
酸度,mgKOH/100ml
不大于7
灰分,%(m/m)
不大于0.01
铜片腐蚀(50℃,3h),级
不大于1
水分,%(V/V)
不大于痕迹
机械杂质
无
运动粘度(20℃时),mm2/s
3.0~8.0
1.8~7.0
凝点,℃
0
-35
闪点(闭口),℃
不低于55
不低于45
十六烷值
不小于45
低位发热值,kJ/kg
~42600
2.4锅炉给水及蒸汽品质要求
2.4.1锅炉给水质量标准
补给水量
正常时(t/h)
32
启动、清洗或事故时(t/h)
633
锅炉给水质量标准
采用加氧处理及全挥发处理方式
总硬度
~0μmol/l
溶解氧(化水处理后)
30~150μg/l
铁
≤5μg/l
铜
≤2μg/l
二氧化硅
≤10μg/l
油
-
PH值25℃
8.0~9.0
氢电导率25℃
≤0.15μS/cm
钠
≤3μg/l
TOC
≤200μg/l
2.4.2蒸汽品质要求
钠
≤3μg/kg
二氧化硅
≤10μg/kg
电导率25℃
<0.15μS/cm
铁
≤5μg/kg
铜
≤2μg/kg
2.5厂用电系统电压:
中压系统为6.3kV三相50Hz,额定容量≥200kW电动机的额定电压为6kV。
低压为400V三相四线50Hz;额定容量200kW以下电动机的额定电压为380V。
交流控制电压为单相220V±0%。
直流控制电源:
DC110V,来自直流蓄电池组,电压变化范围从94~121V。
应急直流油泵电机额定电压为220V直流,与直流蓄电池系统相连,电压变化范围从187~242V。
设备照明和维修电压:
设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。
维修插座电源额定电压为380V、70A三相50Hz;单相220V,20A。
2.6锅炉运行条件
锅炉运行方式:
带基本负荷,并参与调峰。
制粉系统:
采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统,采用7台中速磨煤机,其中一台备用。
给水调节:
系统设置两台50%容量的汽动给水泵和1台30%容量的电动调速给水泵,二台汽动泵正常运行,电动泵作为启动兼备用泵。
汽轮机旁路系统:
40%高、低压二级串联旁路。
空气预热器进风加热方式:
一、二次风系统采用暖风器。
排渣方式:
采用干除渣系统。
2.7设计制造技术标准
2.7.1执行下列标准:
AISC美国钢结构学会标准
AISI美国钢铁学会标准
ASME美国机械工程师学会标准《锅炉及压力容器规范》第I、II、V、VII、VIII、IX卷。
ASMEB31.1美国机械工程师学会压力管道规范《动力管道》
ASMEPTC美国机械工程师学会动力试验规程
ASTM美国材料试验标准
AWS美国焊接学会
EPA美国环境保护署
HEI热交换学会标准
NSPS美国新电厂性能(环保)标准
IEC国际电工委员会标准
IEEE国际电气电子工程师学会标准
ISO国际标准化组织标准
NERC北美电气可靠性协会
NFPA美国防火保护协会标准《多燃烧器锅炉炉膛防爆/内爆标准》
PFI美国管子制造商协会标准
SSPC美国钢结构油漆委员会标准
DIN德国工业标准
BSI英国标准
JIS日本标准
GB中国国家标准
SD(原)水利电力部标准
DL电力行业标准
JB机械部(行业)标准
2.7.2除上述标准外,设备还满足下列规程(但不低于)的有关规定(合同及其附件中另有规定的除外):
原电力部《火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程》2000版
原电力部《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996
原电力部《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇)DL/T5047-95
原电力部《火电工程起动调试工作规定》
原电力部《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612-1996
劳动部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》
原能源部《防止火电厂锅炉四管爆漏技术守则》1992版
国家电力公司《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000
劳动部《压力容器安全技术监察规程》1999版
原电力部《火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则》DL/T589-1996
国家标准《水管锅炉受压元件强度计算》GB9222-88
国家现行标准《钢结构设计规范》GB50017-2003
原电力部《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL5022-93
电力行业标准《火力发电厂金属技术监督规程》DL/T5095-1999
电力行业标准《火力发电厂主厂房荷载设计规程》DL438-2000
国家标准《建筑抗震设计规范》GB50011-2010
电力行业标准《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》DL/T831-2002
国家标准《固定式工业防护栏杆安全技术条件》GB4053(最新版)
国家电力公司《火力发电厂钢制平台扶梯设计规定》(DLGJ158-2001)
国标《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96
国标《建筑设计防火规范》GBJ16-87
国标《工业建筑防腐蚀规范》GB50046-95
国标《钢结构管道安装技术规程》YB/T9256
国标《钢结构、管道涂装技术规程》YB/T9256-96
国标《建筑钢结构焊接规程》JGJ81-2002
国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
3锅炉特点
3.1技术特点
本锅炉是超临界燃煤直流锅炉,可适用于各种变压工况运行,具有较高的锅炉效率和可靠性。
其技术特点如下:
1)良好的变压、备用和再启动性能
锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺旋管圈,在各种负荷下均有足够的冷却能力,并能有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差,水动力特性稳定;锅炉设置四只启动分离器,壁厚较小,温度变化时热应力小,适合于滑压运行,提高机组效率,延长了汽机的寿命。
2)燃烧稳定、温度场均匀的角式切圆燃烧系统
角式燃烧方式可保证炉膛内良好的火焰充满度,同时沿炉膛水平方向具有比较均匀的热负荷分配,有利于稳定燃烧。
3)高可靠性的运行性能
哈锅拥有丰富的变压运行直流锅炉设计、制造经验,已经有几十台哈锅制造生产的超临界锅炉在运行,同时在燃烧理论研究和实际应用上进行了大量工作,并对已投运的机组积累了大量的调试和研究数据。
本工程的炉型结合多台具有良好运行业绩锅炉的成熟设计和制造经验,机组的可用率和可靠性高,能满足用户的各种技术要求。
4)过热器、再热器受热面材料选取留有大的裕度
为了降低超临界锅炉因过热器和再热器出口汽温的提高所导致的高温段管子烟气侧高温腐蚀和管内高温氧化,采用大量的高档次奥氏体钢管。
5)采用大气扩容式启动系统
锅炉具有快速启动能力,缩短机组启动时间;系统简单、运行可靠。
启动系统设置足够容量的大气式扩容器和疏水箱。
3.2结构特点
1)锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为分界点,从水冷壁入口集箱到汽水分离器为水冷壁系统,从分离器出口到过热器出口集箱为过热器系统,另有省煤器系统、再热器系统和启动系统。
2)锅炉下部水冷壁及冷灰斗区域采用螺旋管圈,上部水冷壁采用一次上升垂直管屏,二者之间用中间过渡集箱连接。
螺旋管圈的同一管带中的各管子以相同方式从下到上绕过炉膛的角隅部分和中间部分,水冷壁吸热均匀,管间热偏差小,使得水冷壁出口的介质温度和金属温度非常均匀。
因此,螺旋管圈水冷壁适应性较强,能适应炉内燃烧工况的变化和负荷的调整。
3)在螺旋管圈水冷壁部分采用可膨胀的带张力板垂直刚性梁系统,刚性梁体系及炉墙等的自重荷载完全由垂直搭接板支吊,下部炉膛和冷灰斗的荷载能传递给上部垂直水冷壁。
刚性梁和水冷壁之间相互不直接焊接,可以相对滑动,以防止附加热应力的产生,保证炉膛安全可靠运行。
4)过热器采用三级布置,即低温过热器(一级)→分隔屏过热器(二级)→末级过热器(三级);再热器为二级,即低温再热器(一级))→末级再热器(二级)。
其中低温再热器和低温过热器分别布置于尾部烟道的前、后竖井中,均为逆流布置。
在上炉膛、折焰角和水平烟道内分别布置了分隔屏过热器、末级过热器和高温再热器,由于烟温较高均采用顺流布置,所有过热器、再热器和省煤器部件均采用顺列布置,以便于检修和密封,防止结渣和积灰。
5)为了保持过热器和再热器部件的横向节距和防止晃动,采用以下蒸汽冷却夹管和间隔管结构:
蒸汽冷却夹管用于保持分隔屏的横向节距,防止分隔屏过分偏斜,其流程如下:
分隔屏入口集箱→蒸汽冷却夹管入口管→蒸汽冷却夹管定位管→蒸汽冷却夹管出口管→末级过热器出口集箱。
蒸汽冷却间隔管用于保持分隔屏过热器、末级过热器和末级再热器的横向节距,防止末级过热器和末级再热器过分偏斜,其流程如下:
立式低过出口连接管→分隔屏过热器区域蒸汽冷却间隔管→末级过热器入口集箱。
立式低过出口连接管→末级过热器区域蒸汽冷却间隔管→末级过热器入口集箱。
立式低过出口连接管→末级再热器区域蒸汽冷却间隔管→末级过热器入口集箱。
6)锅炉的启动系统为不带再循环泵系统,内置式汽水分离器布置在锅炉的前部上方,其进口与水平烟道侧墙和烟道管束的出口相连,出口与贮水箱相连。
过热器采用煤/水比作为主要汽温调节手段,并配合两级喷水减温作为主汽温度的细调节,喷水减温每级左右二点布置以消除各级过热器的左右吸热和汽温偏差。
再热器调温以烟气挡板调温为主,同时在一、二级再热器之间的连接管上装有事故喷水装置。
7)在过热器喷水系统还设有一旁路系统,其作用是在锅炉直流负荷以上,由于暖管流量造成贮水箱内水位升高时可将工质送入过热器减温水系统,喷入过热器,用于控制贮水箱水位。
8)锅炉尾部采用双烟道布置形式,通过调节尾部烟道的烟气挡板来改变流过低温再热器和低温过热器的烟气量分配比例,从而实现再热汽温调节。
烟气调温挡板为垂直布置,轴向受力,不易变形、卡涩,动作灵活。
9)过热器为辐射对流型,低温过热器布置于尾部竖井后烟道,分隔屏过热器和高温末级过热器布置于炉膛上部。
过热蒸汽温度采用煤水比和两级喷水减温控制。
在上炉膛布置横向节距较宽的分隔屏受热面,有效防止管屏挂渣。
10)高温再热器布置于水平烟道,低温再热器布置于尾部竖井前烟道,采用烟气挡板调温、低负荷时可以通过提高过量空气系数调节再热汽温。
在低再出口至高再进口的连接管道上设置事故喷水减温器,当锅炉负荷变化再热蒸汽温度出现波动(高于设定值)时控制再热蒸汽温度。
11)省煤器为H型鳍片管省煤器,传热效率高,受热面管组布置紧凑,烟气侧和工质侧流动阻力小,耐磨损,防堵灰,部件的使用寿命长。
4锅炉性能计算参数及结构数据
4.1锅炉性能计算数据表
名称
单位
负荷工况
BMCR
TRL
75%THA
高加全切
主蒸汽流量
t/h
2110.0
2045.0
1385.3
1690.8
主蒸汽出口压力
MPa.g
25.40
25.32
19.74
24.94
主蒸汽出口温度
℃
571
571
571
571
给水压力
MPa.g
29.20
28.92
22.56
27.61
给水温度
℃
282.3
280
257.1
186.5
分离器出口压力
MPa.g
27.14
26.96
20.81
26.09
再热蒸汽流量
t/h
1786.8
1738.4
1207.3
1665.9
再热蒸汽出口压力
MPa.g
4.429
4.296
2.961
4.210
再热蒸汽出口温度
℃
569
569
569
569
再热蒸汽进口压力
MPa.g
4.629
4.491
3.098
4.394
再热蒸汽进口温度
℃
319.6
315.5
308.1
319.8
空气预热器进口烟气温度
℃
402
398
369
364
排烟温度(修正前)
℃
148
147
137
131
排烟温度(修正后)
℃
143
142
131
127
预热器进口风温(一次风)
℃
30
30
30
30
预热器进口风温(二次风)
℃
23
23
23
23
预热器出口一次风温
℃
385
381
351
346
预热器出口二次风温
℃
374
371
342
336
总燃煤量
t/h
437.8
426.5
307.8
415.6
未燃尽碳损失
%
0.5
0.5
0.9
0.6
锅炉计算效率(按低位发热值)
%
92.72
92.96
92.90
93.55
锅炉保证效率(按低位发热值)
%
92.71
效率计算参比温度
℃
20
过量空气系数
/
1.20
1.20
1.31
1.21
炉膛截面热负荷
MW/m2
4.083
3.977
2.859
3.871
炉膛容积热负荷
KW/m3
61.16
59.57
42.83
57.99
过热蒸汽压降
MPa
1.74
再热蒸汽压降
MPa
0.20
省煤器阻力(含静压差)
MPa
0.23
水冷壁系统阻力
MPa
1.83
注:
1.机组在超过上述规定的最大连续出力运行时可能会导致设备的损坏或使检修量增加。
2.过热器和再热器温度控
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