胜利发电厂300MW燃煤锅炉机组.docx
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胜利发电厂300MW燃煤锅炉机组
第一章锅炉设备概况
第一节SG—1025/17.40—M851型锅炉设备简介
胜利发电厂二期工程锅炉为1025t/h亚临界压力中间再热自然循环锅炉,单炉膛四角切向燃烧,烟气挡板调温,双进双出钢球磨直吹式制粉系统,燃用山西西山、寿阳和山东淄博地区产煤,露天布置,全钢架悬吊结构,平衡通风,固态机械除渣。
锅炉总体布置见图1.1,炉膛深度12.5m,炉膛宽度13.26m,炉顶管中心标高为59.5m,炉室上部布置了四大片分隔屏,分隔屏的底部距最上层一次风煤粉喷咀中心高度达21.25m,对低挥发份煤具有足够的燃尽长度。
后屏和高温过热器分别布置在分隔屏之后及炉膛折烟角上方,在水平烟道区域设置高温再热器。
后烟井为并联双烟道,后烟井前烟道为低温再热器烟道,后烟道为低温过热器烟道。
在低温再热器管组下方布置单级省煤器。
再热蒸汽温度视锅炉负荷变化用烟气挡板控制进入再热器烟道的烟气量进行调节。
二台豪顿华提供的回转式空气预热器直接布置在后烟井下方,锅炉布置紧凑,投资节省。
锅炉构架为全钢高强度螺栓联结钢架,除预热器和机械出渣装置外,所有锅炉重量均悬吊在炉顶钢架上。
锅炉设有膨胀中心,锅炉深度和宽度方向上的膨胀零点设置在炉膛深度和宽度中心线上,通过与水冷壁管相连的刚性梁上的承剪件与钢架的导向装置相配合形成膨胀零点;垂直方向上的膨胀零点设在炉顶大罩壳顶部。
所有受压件吊杆的位移量均相对于膨胀零点而言,对位移量大的吊杆设置了予进量,以改善锅炉运行时的吊杆应力状态。
锅炉采用一次金属密封结构。
炉顶,水平烟道和炉膛冷灰斗的底部均采用罩壳热密封结构,以提高锅炉整体密封性和美观性。
燃烧器为四组直流式改进型水平浓淡分离宽调节比(简称WR燃烧器)摆动式喷燃器,布置在炉膛下部四只切角上。
每只燃烧器由4层一次风喷咀,7层二次风喷咀,2层燃尽二次风喷咀组成,其中在2层二次风喷咀中设置了轻油枪并相应配备一只高能点火器。
第二节锅炉设备主要规范及热力特性
一、锅炉额定工况及主要工况设计参数
名称
单位
锅炉最大连续出力(BMCR)
机组额定出力
(BECR)
过
热
蒸
汽
蒸汽流量
出口蒸汽压力
出口蒸汽温度
t/h
MPa
℃
1025
17.40
540
899.32
17.30
540
再
热
蒸
汽
蒸汽流量
蒸汽压力出/进
蒸汽温度出/进
t/h
MPa
℃
842
3.754/3.558
327/540
745
3.317/3.144
315/540
给水温度
℃
279.5
271.1
注:
表中压力值为绝对压力
二、设计及校核燃料成分及特性分析
(一)煤种
项目
单位
设计煤种
校核煤种
应用基低位发热值
Qnet.ar
KJ/kg
21041
±2104
19293
±1929
工业分析
接收基全水份Mt
%
7.0±3
7.3±3
接收基灰份Aar
%
31.32±4
35.56±4
接收基挥发份Var
%
9.46-1
10.825-1
干燥无灰基挥发份Vdaf
%
15.37
18
空气干燥基水份Mad
%
1.82
1.99
元素分析
接收基碳Car
%
55.84
51.77
接收基氢Har
%
2.32
1.96
接收基氧Oar
%
1.89
1.82
接收基氮Nar
%
0.69
0.63
接收基硫Sar
%
0.94
0.96
可磨性系数HGI
—
67
61
磨损指数Ke
—
2.66
3.08
炉内气氛
—
弱还原性
弱还原性
灰变形温度DT(T1)
℃
1360-50
>1380-50
灰软化温度ST(T2)
℃
>1500
>1500
灰熔化温度FT(T3)
℃
>1500
>1500
灰分析
SiO2
%
53.34
55.02
Al2O3
%
29.97
29.88
Fe2O3
%
6.40
6.30
CaO
%
3.42
2.25
TiO2
%
0.67
0.61
K2O
%
0.97
1.18
Na2O
%
0.45
0.44
MgO
%
0.24
0.84
SO3
%
1.37
2.06
P2O5
0.35
0.26
灰的比电阻:
(测量电压500V)
Ωcm
温度24℃时
1.72×109
1.26×109
温度80℃时
2.20×1010
1.45×1011
温度100℃时
4.35×1011
4.80×1011
温度120℃时
7.80×1011
6.30×1011
温度150℃时
9.50×1011
8.98×1011
温度180℃时
5.00×1011
3.70×1011
(二)点火及助燃用燃料
油种:
#0轻柴油
运动粘度(20℃时)6.42mm2/s
恩氏粘度(20℃时)1.52oE
灰分≯0.025%
水份痕迹
机械杂质无
凝固点≯0℃
闭口闪点不低于65℃
低位发热值Qnet.ar41868KJ/kg
硫≯0.2%
三、锅炉的主要热力特性
序
号
名称
单位
设计煤
校核煤
BMCR
ECR
70%定压
70%%滑压
50%滑压
40%滑压
高加全切
BMCR
1
过热蒸汽流量
t/h
1025.0
889.32
717.50
717.5
512.5
410.0
787.4
1025.0
2
过热蒸汽温度
℃
540
540
540
540
537
529
540
540
3
过热蒸汽压力
MPa
17.50
17.30
17.08
15.12
11.31
8.96
17.16
17.50
4
再热蒸汽流量
t/h
842.05
745.05
604.86
605.31
440.41
356.00
771.12
842.05
5
再热蒸汽进口温度
℃
326.7
314.8
304
313
310
307
328
326.7
6
再热蒸汽出口温度
℃
540
540
540
540
528
500
540
540
7
再热蒸汽进口压力
MPa
3.754
3.32
2.78
2.78
2.02
1.61
3.572
3.754
8
再热蒸汽出口压力
MPa
3.558
3.14
2.64
2.64
1.92
1.53
3.391
3.558
9
给水温度
℃
279
271
257
257
239
227
179
279
10
过热器减温水温度
℃
176
176
165
165
152
144
176
176
11
进口一次风温
℃
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
12
进口二次风温
℃
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
13
计算效率
%
91.39
91.62
91.66
91.46
90.23
90.18
91.52
91.26
14
再热器侧烟气份额
%
40
51
57
52
40
40
42
35
15
计算燃料消耗量
t/h
133.8
118.6
98.7
99.6
74.7
60.0
123.5
146.7
16
炉膛容积热负荷
103KJ/m3h
417.0
369.7
307.7
310.7
232.8
186.7
382.3
419.1
17
炉膛断面热负荷
106KJ/m2h
16.98
15.05
12.53
12.65
9.48
7.61
15.68
17.70
18
后屏进口烟温
℃
1128.0
1087.7
1029.1
1031.9
950.3
882.0
1101.5
1131.0
19
后屏出口烟温
℃
1040.1
1005.6
954.5
957.2
886.3
822.5
1017.7
1044.4
20
高过出口烟温
℃
908.0
882.2
844.4
846.0
791.6
738.1
890.4
912.1
21
高再出口烟温
℃
774.6
757.5
732.3
733.3
693.0
645.5
763.5
777.7
22
低再出口烟温
℃
389.4
386.8
381.2
382.9
365.3
347.7
390.4
386.5
23
低过出口烟温
℃
402.0
392.8
386.2
387.3
389.2
375.8
406.3
405.4
24
省煤器出口烟温
℃
367.0
364.1
357.3
357.8
338.1
319.2
349.3
364.5
25
分隔屏出口汽温
℃
429.1
427.6
429.3
429.1
426.6
423.2
422.0
429.3
26
后屏出口汽温
℃
478.6
477.3
480.4
485.3
494.7
493.0
483.5
480.0
27
低过出口汽温
℃
393.5
385.8
384.1
390.6
415.9
404.6
414.8
399.9
28
低再出口汽温
℃
444.3
450.4
454.0
453.2
439.6
417.8
447.7
439.6
29
省煤器出口水温
℃
281.5
274.4
261.0
261.4
244.0
232.0
183.5
281.3
30
一级减温器出口汽温
℃
388.9
384.6
381.9
375.4
355.1
339.2
373.8
389.7
31
二级减温器出口汽温
℃
474.2
476.0
478.1
474.8
466.7
462.5
462.4
471.7
32
后屏烟气流速
m/s
7..37
6.35
5.26
5.33
4.30
3.30
6.68
7.44
33
高过烟气流速
m/s
8.65
7.49
6.23
6..31
5.13
3.95
7.86
8.74
34
高再烟气流速
m/s
9.72
8.46
7.09
7.18
5.89
4.56
8.86
9.82
35
低再烟气流速
m/s
8.76
9.50
9.07
8.48
5.13
4.77
8.30
7.65
36
低过烟气流速
m/s
9.48
6.91
5.07
5.66
6.27
4.33
8.55
10.40
37
省煤器烟气流速
m/s
6.20
6.97
6.68
6.24
3.80
3.60
5.96
5.42
38
过热器Ⅰ级减温水量
t/h
13.70
3.41
4.56
25.2
44.3
34.5
79.1
28.4
39
过热器Ⅱ级减温水量
t/h
4.80
1.14
1.52
8.8
14.8
11.5
21.1
9.9
40
炉膛出口负压
Pa
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
41
预热器进口烟气量
t/h
1303.7
1156.0
997.8
1006.8
862.7
692.4
1203.6
1314.2
42
预热器进口烟温
℃
387.8
378.3
369.4
372.2
368.3
354.0
382.2
391.1
43
锅炉排烟温度(修正)
℃
135.6
131.1
126.1
129.4
121.1
118.9
133.3
134.4
44
预热器出口一次风温度
℃
333.0
329.4
325.6
328.9
326.1
321.7
331.7
333.0
45
预热器出口二次风温度
℃
346.0
339.4
333.9
337.2
333.3
326.7
342.2
346.1
46
预热器出口一次风量
t/h
144.5
124.4
101.2
110.1
87.1
61.2
134.6
163.4
47
预热器出口二次风量
t/h
930.9
825.7
721.0
705.9
633.7
500.0
851.7
936.9
四、锅炉汽水品质
为确保锅炉蒸汽品质,必需严格控制锅炉水汽品质,尤其是给水品质,锅炉给水,炉水和蒸汽质量要求按GB12145-89火力发电设备及蒸汽动力设备水汽质量标准。
锅炉给水
锅炉正常连续排污率(B-MCR)不大于0.5%
补给水量:
正常时(按B-MCR的5%计)51.25t/h
起动或事故时(按B-MCR8%计)82t/h
补给水制备方式:
反渗透、一级除盐加混床系统
锅炉给水质量标准
总硬度~0ppm
氧≯7ppb
铁≯20ppb
铜≯5ppb
二氧化硅≯20ppb
联胺10~50ppb
油≯300ppb
PH值9.0~9.4
五、锅炉运行条件
锅炉按带基本负荷运行设计,亦可用于调峰。
锅炉采用定—滑—定的运行方式,也可采用定压方式运行。
不投油的最低稳燃负荷,对设计燃料为不大于40%BMCR。
锅炉设计已考虑了设计燃料和校核燃料的适用性,在额定负荷运行,锅炉燃用设计燃料时热效率的保证值为91.57%(按燃料低位发热量计算)具体见性能数据汇总。
锅炉设计亦考虑了切除一台高压加热器或全切高压加热器时,锅炉的蒸发量仍能满足汽轮发电机组要求的蒸汽出力。
锅炉的过热蒸汽和再热蒸汽汽温在下列工况时均能达到额定温度值,其偏差≤±5℃:
定压运行70%~100%BMCR
滑压运行50%~100%ECR
锅炉从点火到带满负荷运行的时间为:
冷态启动6~8小时
温态启动3~4小时
热态启动1.5~2小时
锅炉负荷变化速度为:
定压运行≤5%/分
滑压运行≤3%/分
瞬间≤10%/分
锅炉炉膛的设计压力为:
±5800Pa
瞬间最大承受压力:
±8700Pa
锅炉主要受压件的设计寿命为30年。
第二章锅炉本体及本体主要系统
第一节锅炉本体主要系统
一、给水和汽水循环系统(图2.1.1;图2.1.2;图2.1.3)
从调速给水泵来的给水以单路由锅炉右侧引入省煤器进口集箱,给水经省煤器管组加热后,从省煤器出口集箱两端引出,并在省煤器出口连接管道的终端经汇总后,分3路进入锅筒下部的给水分配管。
为了改善锅炉启动过程中省煤器工作条件,在锅筒和省煤器进口集箱之间设置了一路省煤器再循环管,管路上有2只电动截止阀,当锅炉建立了一定的给水量时,即可切断此阀。
再循环管容量按5%BMCR设计。
锅炉的汽水循环系统包括锅筒,大直径下降管,水冷壁管,引入和引出管。
来自省煤器的未沸腾水在沿着锅筒长度布置的给水分配管中分4路分别注入4根大直径下降管座,给水直接在下降管中与炉水混合,以避免给水与锅筒壁接触,改善了该此管接头的应力条件,减少了锅筒内外壁和上下壁的温差,利于锅炉的启动和停炉。
在4根下降管的下端设有一分配器,与96根水冷壁引入管相连接,引入管把欠焓水送入水冷壁的四周下集箱。
水冷壁由648根Φ60的管子组成,按受热情况和几何形状划分成32个循环回路。
在炉膛四角处的水冷壁管子设计成大切角,以改善四角切园燃烧工况,同时改善四角水冷壁回路的受热工况,提高该部份循环回路的稳定性,并利用切角管子设计成燃烧器的水冷套保证燃烧器喷口免于烧坏。
工质随着膜式水冷壁向上流动而不断被加热,逐渐形成汽水混合物。
汽水混合物经106根汽水引出管被引入锅筒,在锅筒内藉轴流式旋风分离器和立式波形板使汽水进行良好的分离,分离后的水份再次进入下降管,干蒸汽则被18根连接管引入炉顶过热器进口集箱。
水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置,锅炉在点火前,邻炉加热蒸汽分4路进入32只水冷壁下集箱,以加快锅炉启动速度。
确保循环系统的安全可靠,设计中充分考虑了运行时可能出现的不正常工况,在选择各循环系统的参数和结构尺寸时,以安全可靠为原则。
前墙和二侧墙水冷壁的中部,后墙水冷壁的几乎全部采用了内螺纹管,大大提高了防止产生膜态沸腾的安全裕度,内螺纹管配置图见2.1.3。
循环倍率合理,循环流速较高,水
循环稳定可靠(见表1、2)。
表1,水循环系统特性汇总(BMCR,D=1025t/h)
锅筒压力
水冷壁蒸发量
循环水流量
循环倍率
锅筒欠焓
省煤器出口焓
锅筒凝汽率
MPa
t/h
t/h
KJ/kg
KJ/kg
18.88
1196
4236
3.54
95.04
1244
0.044
表2,膜态沸腾最小安全裕度(受热最强的后墙中心管组)
工况
重量含汽率
临界含汽率
含汽率裕度
BMCR
0.3449
0.5597
0.2148
由于在亚临界压力下蒸发管在炉室高热负荷区域存在产生膜态沸腾的可能性,因此在设计循环系统时如何避免产生膜态沸腾是必须考虑的问题。
本锅炉水冷壁由于循环系统的合理设计,即使本锅炉全部采用光管水冷壁,在最高热负荷区域的实际重量含汽率离临界含汽率仍有一定的安全裕度,在本设计中采用了足够高度的内螺纹管,把最高热负荷区的临界含汽率又大为提高,因此锅炉在各种负荷下,水冷壁均不会产生膜态沸腾现象。
二、过热蒸汽系统(图2.1.4)
蒸汽从锅筒引出到炉顶进口集箱,经炉顶进口集箱蒸汽分二路。
第一路经前炉顶管至炉顶中间集箱,蒸汽出炉顶中间集箱后分成2路,1路经后烟井前墙至烟井环形下集箱(前),另1路经后炉顶及后烟井后墙至环形下集箱(后);第二路经连接管引至水平烟道包复两侧墙上集箱,通过水平烟道包复两侧墙进入包复两侧墙下集箱,下行经连接管引入烟井环形下集箱(前)与第一路蒸汽汇合。
第一,二路蒸汽汇合在环形下集箱后分别流经后烟井两侧包复及低再悬吊管上行,前者进入两侧包复上集箱后经连接管汇合于隔墙上集箱,后者直接引入隔墙上集箱。
全部蒸汽在隔墙上集箱汇集后,经隔墙及低温过热器悬吊管并联下行,前者进入隔墙下集箱后经连接管引入低过进口集箱,后者直接引入低过进口集箱。
低过进口集箱后蒸汽在低温过热器管系内加热并引入低温过热器出口集箱,然后经位于集箱中部的三通把蒸汽引往Ⅰ级减温器,通过I级减温器蒸汽再次分成二路至分隔屏连接管道并在炉膛上部形式四片分隔屏。
出分隔屏后蒸汽由两根连接管道从左、右两端引向后屏进口集箱,经后屏管来的加热后蒸汽进入后屏出口集箱。
后屏出口后蒸汽流经布置在锅炉左、右的Ⅱ级喷水减温器并在锅炉中心由三通再次汇合成一路,使蒸汽得到充分混合后进入高温过热器加热到所需蒸汽温度,引向汽机高压缸。
整个过热器系统经过2次充分混合能使两侧汽温偏差降至最小。
此外布置在左、右的Ⅱ级喷水减温装置,也能方便地调节左右汽温偏差,增加了运行调节的灵活性。
三、再热蒸汽系统(图2.1.5)
再热器系统由二级受热面组成,第一级是位于后烟井前烟道的低温再热器,第二级则是位于水平烟道内的高温再热器。
汽机高压缸的排汽先经低温再热器管系加热,再经高温再热器管系加热后即由高温再热器出口集箱分二路经由连接管道引至汽机中压缸。
在低温再热器进口管道上设置了事故喷水减温器,以防过高温度的汽机高压缸排汽进入低温再热器。
再热蒸汽温度的调节采用后烟井出口的烟气调温挡板,还在低温再热器出口管道上设置了微量喷水减温器,以调节再热器出口的左右温度偏差。
第二节锅炉本体的主要部件
一、汽包及附件
汽包是自然循环锅炉最重要的受压元件,无汽包则不存在循环回路。
汽包的作用主要有:
a.汽包是工质加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽,用它来保证锅炉正常的水循环。
b.汽包内部装有汽水分离装置及连续排污装置,用以保证蒸汽品质。
c.汽包中存有一定的水量,因而具有蓄热能力。
锅炉或机组工况变化时,可缓和汽压的变化速度,有利于锅炉运行调节。
d.汽包上装有压力表、水位表、事故放水门、安全阀等附属设备,用以控制汽包压力、监视汽包水位,以保证锅炉安全工作。
1、锅筒结构简介
锅筒筒身直段长度20.1m,包括封头总长~22.1m,筒身内径为Φ1743mm,厚145mm,由5节长3350mm,材料为BHW35的筒节组成。
筒身两端的封头为球形封头,材料与筒身相同。
锅筒下部焊有与筒身等强度的由BHW35板材制成的4个大直径下降管座,106根Φ159的引入管座及18根Φ159引出管座分别布置在筒身的水平和垂直位置,3只给水引入管座均匀布置在锅筒下部,筒身上还设有2只省煤器再循环管座,1只事故(紧急)放水管座和1只加药管座。
在筒身两端下部各设1只下降管的连通管,以消除锅筒两端的“死角”。
沿着锅筒长度分三个断面布置了上中下共9对点内外壁温测点,供锅炉启停时监控锅筒壁温差。
辅助蒸汽管座在锅筒左端,3只安全阀管座分别布置在左右封头上部(左1右2),7组水位监视用管座(2只双色水位表、4只单室水位平衡容器和1只高水位平衡容器)分别布置在两侧封头上,连排管座放在锅筒两端下方,汇总后引出。
2、安装
锅筒安装重量(包括锅筒内件)共为168t,锅筒上设有2对安装吊耳,供工地起吊用。
锅筒本体用板形吊架支承在标高为70m的支承梁上。
锅筒中心标高可籍油压千斤顶按要求进行调整。
3、运行
维持正常和平稳的水位是自然循环锅炉安全运行的重要措施之一。
本锅筒的正常水位在其水平中心线下50mm,±50mm是锅筒的正常运行高低水位线,运行时通过所设的不同类型的水位计进行检测,保护和调节。
对亚临界自然循环锅炉锅筒水位设定的选取,既要保证锅筒具有足够的蒸汽空间,也应考虑在低水位时防止下降管带汽。
本设计中锅筒正常水位设定在锅筒中心线下50mm,高低水位距正常水位各为50mm。
因此,即使在低水位时,距下降管入口亦有充分的高度,足可以避免下降管带汽,以保证循环的稳定性。
当高水位时由于旋风分离器的高度值较恰当,因此仍能保证旋风分离器与干燥器之间有足够的高度。
在锅炉启动阶段必须控制锅筒内外、上下壁的温差(要求<50℃),以免产生过大的温差应力,同时控制饱和温度的平均升温速率<88℃/h。
4、锅筒内部装置
锅筒内部装置包括轴流式分离器、波形板干燥器、排污管、加药管、事故放水管、给水分配管(见图2.2
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