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炉水循环泵试运措施
编号:
大唐抚州/锅炉-018-2015
江西大唐抚州电厂新建工程2×1000MW机组
炉水循环泵调试措施
华北电力科学研究院有限责任公司
二○一五年七月
1设备概述
1.1总体概述
江西大唐抚州电厂新建工程设计2×1000MW超超临界燃煤发电机组,配套建设烟气脱硫、脱硝装置。
锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊π型结构锅炉,型号为DG3060/27.46-Ⅱ1。
锅炉设有带炉水循环泵的内置式启动系统。
配套汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、八级回热抽汽凝汽式汽轮机,型号为N1000-26.25/600/600;配套发电机为东方电机厂有限责任公司制造的水-氢-氢冷却、自并励静止励磁发电机,型号为QFSN-1000-2-27。
自给水管路出来的水由炉侧一端进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱中部两个引入口,水流经水平布置的省煤器蛇形管后,由叉型管将两根管子合二为一引出到省煤器吊挂管至顶棚管以上的省煤器出口集箱。
工质由省煤器出口集箱从锅炉两侧引出到集中下水管进入位于锅炉下部左、右两侧的集中下降管分配头,再通过下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱,经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集,经引入管引入汽水分离器进行汽水分离。
湿态运行时从分离器分离出来的水从下部排进储水罐,蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。
转直流运行后水冷壁出口工质已全部汽化,汽水分离器仅做为蒸汽通道用,启动系统投入暖管系统处于备用状态。
汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器,经过水平烟道内的高温再热器后,从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。
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、屏式过热器至高温过热器之间。
再热器调温以烟气挡板调节为主,同时在低温再热器出口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。
为消除汽温偏差,屏式过热器至高温过热器汽水管路左右交叉布置,低温再热器至高温再热器汽水管路左右交叉布置。
同时为减小流量偏差使同屏各管的壁温比较接近,在屏过进口集箱上管排的入口处、高过进口分配集箱上管排的入口处(除最外圈管子外)、高再进口分配集箱上管排的入口处(除最外圈管子外)均设置了不同尺寸的节流圈。
每台机组配置2×50%容量的汽动给水泵,2台机组公用一台30%容量的电泵。
机组旁路为45%容量的高低压串联二级旁路。
锅炉过热器出口管道上装设了2只动力控制泄放阀(ERV阀),2只弹簧安全阀,在屏式过热器进口管道上装设了6只弹簧安全阀。
再热器进、出口管道上分别设置了8只和2只弹簧安全阀。
在启动初期,通过炉膛出口烟温探针的监控来实现对过热器和再热器的保护,当炉膛出口烟温高于540℃报警,高于580℃自动退回。
锅炉采用前后墙对冲燃烧方式的旋流煤粉燃烧器,分前墙3层、后墙3层布置,每层8只旋流煤粉燃烧器,总共48只旋流煤粉燃烧器。
燃烧器采用OPCC新型低NOx燃烧器,煤粉燃烧器将燃烧用空气被分为四部分:
即一次风、内二次风、外二次风(也称三次风)和中心风。
在前后墙燃烧器的上方,各布置了3层燃尽风,每层8只燃尽风喷口,并在前、后墙靠近两侧墙处各布置了6只贴壁风喷口。
本工程A层煤粉燃烧器采用等离子点火方式,其余燃烧器保留常规两级点火系统,即高能点火器点燃轻柴油,轻柴油点燃煤粉。
常规油点火系统采用简单机械雾化方式,40支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的20%设计。
制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹式系统,配置6台北方重工集团有限公司制造的MP245G型磨煤机,每台磨煤机配置1台北京电力设备总厂制造的DPG120型电子称重式给煤机。
燃烧设计煤种时,BMCR工况下5台运行,1台备用。
每台锅炉配有2台豪顿华工程有限公司生产的33.5VNT2450型三分仓回转容克式空气预热器,2台上海鼓风机厂有限公司生产的PAF19-13.3-2型双级动叶可调轴流一次风机,2台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28-15-1型动叶可调轴流送风机,2台成都凯凯凯电站风机有限公司生产的HU27446-BB型双级动叶可调轴流引风机。
锅炉排渣系统是由阿尔斯通四洲电力设备(青岛)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2台三通道六电场静电除尘器,锅炉除灰系统采用北京国电富通科技发展有限责任公司设计制造的正压浓相气力除灰系统,两台锅炉共设原灰库、粗灰库、细灰库三个灰库以及飞灰分选系统。
烟气脱硝采用选择性催化还原法(SCR),“2+1”模式布置蜂窝式催化剂,配套液氨储存、蒸发及氨气制备系统。
油罐区设2个300m³钢制拱顶油罐,3台供油泵,2台卸油泵及附属设备,用以满足机组正常燃油需要。
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ABB公司的分散控制系统(DCS)和子控制系统。
锅炉主要设计参数见下表1。
表1.锅炉主要技术参数
项目
单位
BMCR
BRL
锅炉规范
过热蒸汽流量
t/h
3060.00
2914.20
过热器出口蒸汽压力
MPa(g)
27.46
27.34
过热器出口蒸汽温度
℃
605
605
再热蒸汽流量
t/h
2537.07
2411.48
再热器进口蒸汽压力
MPa(g)
4.97
4.71
再热器出口蒸汽压力
MPa(g)
4.77
4.53
再热器进口蒸汽温度
℃
344
341
再热器出口蒸汽温度
℃
603
603
给水温度
℃
305
302
热平衡
锅炉计算热效率(低位)
%
94.07
94.09
排烟温度(修正前)
℃
125
125
排烟温度(修正后)
℃
121
120
燃料消耗量
t/h
425.43
407.73
热损失
干烟气热损失
%
4.44
4.42
氢燃烧生成水的损失
%
0.33
0.33
燃料中水份引起热损失
%
0.12
0.12
空气中水分热损失
%
0.08
0.08
未完全燃烧热损失
%
0.70
0.70
辐射及对流热损失
%
0.16
0.16
不可测量热损失
%
0.10
0.10
总热损失
%
5.93
5.91
制造厂裕度
%
—
0.49
保证热效率
%
—
93.6
汽
水
系
统
过热器一减喷水量
t/h
122.40
116.57
过热器二减喷水量
t/h
91.80
87.43
过热器三减喷水量
t/h
—
—
再热器喷水量
t/h
0
0
过热器减温水温度
℃
340
337
再热器减温水温度
℃
180
180
分离器出口蒸汽温度
℃
424
424
风烟系统
省煤器出口过量空气系数
─
1.18
1.18
出空预器烟气量
t/h
3956.25
3797.11
出空预器一次风量(含旁路)
t/h
674.9
662.8
出空预器二次风量
t/h
2703.1
2573.3
一次风旁路风量
t/h
144.5
156.0
空预器进口烟气温度
℃
370
367
空预器进口一次风温度
℃
30
30
空预器进口二次风温度
℃
25
25
空预器出口热一次风温度
℃
314
314
空预器出口热二次风温度
℃
337
336
燃烧系统
投运磨煤机台数
台
5
5
一次风率
%
20.65
21.18
二次风率
%
79.35
78.82
NOx排放浓度(6%氧量)
mg/Nm3
280
—
煤粉细度R90
%
20
20
容积热负荷
kW/m3
79.68
76.37
截面热负荷
MW/m2
4.48
4.29
设计煤种为内蒙满世蒙泰混煤,校核煤种1为内蒙满世煤,校核煤种2为内蒙伊泰煤,煤质成分以及灰渣成分分析资料见表2。
表2.煤质分析
项目名称
符号
单位
设计煤
校核煤种1
校核煤种2
收到基低位发热量
Qnet,ar
kJ/kg
20153
22710
18300
收到基水分
Mar
%
11.34
8.7
13.8
空气干燥基水分
Mad
%
3.93
1.98
4.16
收到基灰份
Aar
%
20.41
16.27
20.8
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
39.86
38.82
41.62
收到基碳
Car
%
52.81
57.81
49.19
收到基氢
Har
%
3.42
3.69
3.23
收到基氧
Oar
%
10.48
11.75
11.8
收到基氮
Nar
%
0.75
1.24
0.52
收到基硫
Sar
%
0.79
0.54
0.66
磨损冲刷指数
Ke
1.92
1.85
2.1
灰成份分析
SiO2
%
47.82
42.30
57.29
Al2O3
%
33.95
38.37
28.80
Fe2O3
%
3.36
2.49
3.12
CaO
%
5.53
7.89
3.32
MgO
%
0.42
0.32
0.54
K2O
%
0.59
0.36
1.00
Na2O
%
0.20
0.06
0.35
TiO2
%
1.07
1.13
0.92
SO3
%
2.95
4.13
1.94
P2O5
%
0.34
0.32
0.12
其他
%
3.77
2.63
2.6
变形温度(弱还原性)
DT
℃
1240
1420
1460
软化温度(弱还原性)
ST
℃
1280
1430
>1500
半球温度
HT
℃
1290
1440
>1500
流动温度(弱还原性)
FT
℃
1300
1450
>1500
1.2启动循环泵概述
本锅炉采用带循环泵启动系统,启动系统中设置一台启动循环泵,在锅炉启动和低负荷运行阶段为锅炉省煤器和水冷壁提供足够的流量,并在启动过程中回收工质。
当锅炉负荷大于30%BMCR时,泵可停运热备用状态。
循环泵电机的冷却系统由高压管路和低压管路两部分组成。
高压管路与循环泵电机腔体相连接,其流通的水按不同的工作阶段有不同的作用和目的,分别称为充水、清洗水和高压冷却水,而在低压管路中流通的则始终是低压冷却水。
(a)充水和清洗水
水源取自凝水泵出口的低压冷凝水母管。
泵电机在安装或检修后,必须先对高压管路进行冲洗,直至管路冲洗干净合格后才能与电机相连。
接着对电机充水,并进一步对电机进行冲洗,直到电机冲洗合格。
在此期间,电机尚未启动,锅炉尚未升压,故此时的充水和清洗水不需高压,但进入电机的水有一定要求,故要控制水质。
(b)高压冷却水
冷却水从泵电机的底部进入,经电机下端的推力轴承带动辅助叶轮,以建立循环的流动,继而流过电机的转子和定子绕组及轴承间隙,从电机上端的出水口流出。
温度升高了的电机冷却水(亦称高压一次水)再经外置的热交换器高压侧将热量传给低压侧的低压冷却水(亦称低压二次水),然后被冷却过的高压一次水再返回进入电机,如此周而复始,形成闭路循环流动。
在正常运行情况下,高压一次水作闭路循环,不需要补充水,但当系统中偶有某处泄漏而使电机内循环水量不足,导致电机温度升高时,则高压冷却水应紧急注入补充,以维持电机的温度在限定值内。
高压冷却水来自给水泵出口高加前的给水管道,温度较高,不可直接进入炉水泵电机,必须经过高压冲洗水冷却器,使温度降至50℃以下才可进入电机。
(c)低压冷却水
低压冷却水不参与电机的直接冷却,而是用来冷却高压一次水的,故对其水质的要求不如高压水严格,通常可采用电厂循环系统冷却水。
要求经过软化处理,无悬浮的固体物质,在主导温度下无析出,无腐蚀性,在溶液中的悬浮颗粒:
5ppm(最大),以避免产生水垢,影响冷却效果。
并要求低压冷却水的进口温度小于37℃。
低压冷却水有二路途径:
一路接入泵电机冷却器,以冷却电机的高压一次水,另一路接入冲洗冷却器,以冷却电机循环回路的补充水。
(d)过滤器
在冷却系统的流程中设置了过滤器。
该过滤器设在高压冷却系统的入口总管上,其目的是过滤高压给水管道可能带来的锈蚀杂质。
锅炉启动循环泵及其附属设备技术规范见下表:
表3锅炉启动循环泵及其附属设备技术规范
项目
参数
单位
备注
泵
数量
1
台/台炉
──
制造厂家
KSB(英国)
──
──
型号
LUVAk230-385/1
总重量
泵壳
电机
换热器
kg
──
1877
5648
720
类型
单吸入-单排放
──
──
设计压力
320
bar
──
设计温度
350
℃
──
电机
类型
潜水电机
──
──
型号
LUV45/2DV50-605
额定电压
6000
V
额定功率
500
kW
──
额定转速
2965
rpm
──
额定电流
66
A
启动电流
416
A
启动时间
额定电压时1
90%额定电压时1.2
S
换热器
制造厂家
Funke
型号
C200604-3-1
散热量
82
KW
换热器(高压侧)
设计压力
353
bar
──
设计温度
343
℃
──
水压试验压力
560
bar
──
换热器(低压侧)
设计压力
28.2
bar
──
设计温度
180
℃
──
水压试验压力
37
bar
──
工作流量
11
m3/h
──
工作进口温度
37
℃
──
温度升高
5
℃
──
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)《电力建设安全工作规程第1部分:
火力发电厂》(DL5009.1-2014)
5)《江西大唐抚州电厂新建工程2×1000MW超超临界火电机组启动调试大纲》
6)广东电力设计研究院《锅炉汽水系统图》
7)《江西大唐抚州电厂新建工程2×1000MW超超临界火电机组锅炉炉水循环泵说明书》
8)东方锅炉股份有限公司《锅炉使用说明书》
注:
上述国家、地方、行业颁布的标准、规程、规范均应是现行有效版本,如以上版本更新,采用最新版本。
3调试范围及项目
1)热工、电气信号及测点的检查传动;
2)锅炉启动系统压力开关和变送器量程的校验;
3)高、低压冷却水系统的检查;
4)相关阀门的冷态检查及传动;
5)联锁、保护、程控、报警等逻辑的检查传动;
6)系统静态检查验收;
7)分系统试运;
8)分系统试运验收签证(质量评定表)。
4组织与分工
4.1建设单位
全面协助试运指挥部做好设备、系统、机组的启动试运全过程的组织管理;协助试运指挥部协调系统试运的安全、消防和保卫工作,组织处理系统试运过程中发生的重大问题,并提出解决建议;负责对工程的质量、进度、安全、文明工作等进行控制;负责及时提供机组设计及制造等文件、资料;主持机组试运各阶段的工作检查、交接验收和竣工验收等工作;协调解决合同执行中的问题和外部关系等。
4.2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;参加分部试运及试运后的验收签证;在试运中负责设备的启停操作、运行调整、运行参数记录及例行检查;协助调试人员进行整套启动前的分系统调试工作。
4.3设计单位(EC总包)
负责必要的设计修改和必要的设计交底工作;配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷,及时提出设计修改和处理意见,作好现场服务工作。
由于本工程由广东电力设计院EC总包(除调试、监理外),除本大纲规定的设计单位职责、施工单位职责、及部分建设单位与生产单位职责外,广东电力设计院还应具备以下职责(部分与以上职责有重复):
负责本工程材料采购、设备监造和催交催运(建设单位职责)。
负责本工程设备代保管、机组试运、168小时试运、竣工验收(生产单位、建设单位、施工单位职责)。
负责机组168小时试运行通过后的540天缺陷责任期及保修期内修补由承包人责任造成的任何缺陷等厂内及厂外所有工程。
4.4施工单位
负责完成与系统试运相关的设备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;负责试运现场的安全、消防、消缺检修等工作。
4.5调试单位
负责编制启动循环泵系统调试措施;全面检查系统的完整性和合理性;在系统试运过程中担任技术总负责,组织协调系统试运工作;参加分部试运后验收签证,并填写调整试运质量验评表、提出调试工作总结。
4.6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。
4.7制造单位
完成合同规定的,由制造厂家承担的调试项目,并及时提供相应的调试资料和技术报告;按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导;及时解决影响设备试运的设备制造缺陷,协助处理非制造厂家责任的设备问题;试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家,应与建设单位及有关单位研究处理意见,提出改进措施,或做出相应结论,并提出专题报告。
5调试前应具备的条件
1)生产准备工作就绪,主、辅岗运行人员配备齐全,经过培训具备上岗条件;
2)通讯系统调试工作完成,通讯联系畅通;
3)厂房内沟道盖板齐全,楼梯、步道、护栏完好,所有杂物清理干净;
4)设备的工业照明,事故照明完好,保证照明充足;
5)冷却水、仪用空气、厂用空气等公用系统调试完毕并能正常投入;
6)热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件;
7)启动循环泵及其系统按要求安装完毕,外观完整,连接可靠,所有螺栓都已拧紧并安全可靠,转动部分的安全罩已装好,有关表计应投运;
8)具有可靠的操作和动力电源;
9)高、低压冷却水系统经冲洗合格并投入,流量正常,水质合格;
10)电动机接线良好,测量绝缘应合格;
11)与试运有关的热工、电气仪表、相关测点及开关安装校验完毕,可投入正常使用;
12)启动循环泵程序启动、停止逻辑,保护、联锁、报警条件检查、传动完毕,投入正常;
13)开式冷却水系统具备投运条件;
14)凝结水泵分部试运结束,试运结果符合要求,凝结水系统具备投运条件;
15)电动给水泵分部试运结束,试运结果符合要求,锅炉给水系统具备上水条件;
16)启动循环泵事故按钮传动完毕;
6调试项目及程序
6.1启动循环泵系统相关阀门的检查及传动
表4循环泵系统阀门传动记录
序号
名称
传动结果
备注
1
贮水箱下降管电动门
2
炉水循环泵入口电动门
3
炉水循环泵出口电动门
4
炉水循环泵入口疏水电动门
5
炉水循环泵疏水电动门
6
炉水循环泵出口疏水电动门1
7
炉水循环泵出口疏水电动门2
8
贮水箱下降管放水电动门
9
锅炉给水管路疏水电动门
10
大气扩容器入口电动门1
11
大气扩容器入口电动门2
12
暖管管路电动门
13
贮水箱下降管疏水电动门
6.2启动循环泵热工测点、信号的检查传动
主要包括:
循环泵泵壳温度、电机腔温、流量开关、泵出入口差压变送器、冷却水温度等信号。
在启动循环泵系统调试过程中要对以上测点校验通道,尤其要对参与保护的测点进行就地加信号。
6.3程控启停、联锁保护、报警等逻辑的检查传动
要求:
循环泵程控启、停步骤顺序合理、动作正确;光字报警、CRT报警、首出显示正确;各项保护、联锁均动作正确。
每次整套启动前都要进行上述传动工作,从而保证该系统长期安全稳定运行。
6.4启动循环泵分系统试运
分系统试运工作由调试单位统一指挥,建设单位和施工单位协同配合。
6.4.1启动前的检查和准备工作
(a)首次试转前的充水及排气
首次试转前应对所有冷却水管路、充水管路、清洗水管路和泵冷却器的高压侧进行冲洗,直至管路冲洗干净合格(氯化物<50ppm、pH≥6.5、固体颗粒<0.25ppm)。
充水水质必须是除氧的凝结水,充水温度应高于4℃,低于50℃。
充水及排气的流程如下:
充水管路的冲洗→电机充水排气→泵充水排气
在向电机及泵体充水排气过程中注意要控制充水速度应缓慢,约5L/min,并要确保泵体疏水阀和泵出口放气阀能排出不含空气的水流。
注:
在锅炉上水及酸洗期间应通过高压清洗水管路对泵电机进行连续清洗。
(b)首次试转前的检查
1)锅炉已上满水
2)确保泵和电机已充满水并彻底排放空气
3)检查冷却水系统的阀门已打开且流量约11m3/h
4)确保泵具有足够的净吸入压头,防止气蚀
5)确认电机绝缘性能
6)确认CRT上泵的启动条件是否满足
7)检查各热工表计已投用,DCS系统各保护联锁定值设定正确
8)确保泵进口管道水温与泵壳之间的温差不超过55℃,避免启动循环泵时造成对泵壳的热冲击
6.4.2启动循环泵的启动
启动循环泵启动注意以下事项:
1)检查泵启动后其出入口阀门是否已打开,否则泵壳内的炉水温度在几分钟内会骤然升高;
2)监视泵出入口差压是否升高,若不升高就应停泵,运行过程中发生差压降低的现象时应检查以下原因:
●泵出口阀是否全开
●阀门是否泄漏
●泵的过渡磨损也会导致效率降低
3)若启动指令发出后5秒钟电机仍不能启动则应发出停指令,检查失败原因,再次启动要间隔至少15分钟时间,一小时内循环泵起动不要超过四至五次;
4)监视电流是否过高或摆动,泵壳和电机振动是否过大,通过听音杆监听是否有摩擦声;
5)检查电机高压冷却水换热器出入口管道,底部的高压管路出水口温度高于上部的进水口温度表明热交换器运行正常;
6)检查所有法兰、密封垫和阀门有无泄漏;
7)正常情况下电机腔温应低于60℃,若温度达到此报警值不要立即停泵,应立即执行以下操作并检查原因:
●给电机注入高压清洗水以补充电机高压冷却水循环回路的冷却水量;流量也不宜过大,防止冷却水进入泵壳使其产生不良的温差
●检查低压冷却水系统的流量和温度,看是否有泄漏或堵塞的情况
●检查电机腔高压冷却水是
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