发电部培训(锅炉风烟系统、汽温控制、燃烧调整及主要设备)

1、锅炉风烟系统、汽温控制、燃烧调整及主要设备（包括典型案例介绍）风烟系统图1 600MW机组风烟系统图2 1000MW机组风烟系统每台锅炉都配置了两台由豪顿华公司生产的一次风机、送风机和两台由成都电力机械厂生产的引风机，一次风机和送风机采用动叶可调轴流风机，引风机采用进口静叶可调式轴流风机每台锅炉配有两台由豪顿华空预器公司提供的三分仓回转式空预器。预热器型号为33.5-VNT-2100（200），转子直径为17900mm，传热元件总高度为2100mm。由燃烧所产生的高温烟气通过辐射换热减一部分热量传递给水冷壁后，依次流经上炉膛的分隔屏过热器、屏式过热器、末级过热器、末级再热器和尾部转向室，再进入

2、用分隔墙分成的前、后二个尾部烟道竖井，在前竖井中烟气流经低温再热器和前级省煤器，另一部分烟气则流经低温过热器和后级省煤器，在前、后二个分竖井出口布置了烟气分配挡板以调节流经前、后分竖井的烟气量，从而达到调节再热器汽温的目的。烟气流经分配挡板后通过连接烟道和回转式空气预热器排往电除尘和引风机，再经过引风机升压后排到烟气脱硫系统或烟囱。当锅炉装有炉外脱硝装置时，则流经省煤器出口烟气分配挡板的烟气由连接烟道送往布置于回转式空气预热器上方的脱硝反应器后再送往回转式空气预热器。为了在低负荷时保持脱硝装置一定的烟气温度，需从低温过热器中部引出一部分旁路烟气送往脱硝装置前的入口烟道以提高进入脱硝装置前的烟温

3、，此旁路烟道上装有烟气调节挡板，以调节旁通烟气量。从一次风机来的空气分成两路，一路经空预器的一次风仓加热成一次热风，另一路是不经过加热的冷一次风，作为磨煤机的调温风。两路风经过各自的调节挡板后混合成一定温度的一次风后，分别进入六台磨煤机，用来干燥煤粉并把煤粉从磨煤机输送到燃烧器。从送风机来的二次风经空预器的二次风仓加热成二次热风，二次热风经燃烧器的各风门后进入炉膛，与煤粉/一次风混合物进一步混合，在炉膛内燃烧。由于燃烧所产生的烟气中含有硫等酸性成分，为了防止空预器冷端的腐蚀，在空预器出口和送风机进口之间装有热风再循环风道，以提高进入空预器的空气温度，从而提高空预器的冷端温度，避免空预器的堵塞和

4、低温腐蚀。每台锅炉配置了两台火检冷却风机，用来冷却燃烧器的火焰检测器。功能主要设备工作原理事故案例失速2010年4月3日一次风机1B失速5.3.1过程简述22：06 机组负荷400MW，煤量154t/h，B、C、D、E磨运行，热一次风母管压力8.5KPa，AGC投入，停D磨，关冷风挡板，22：13：20，冷风挡板关至33%时，热一次风母管压力升至9.1KPa ，一次风机A电流120.6A，入口动叶开度48%，出口风压9.8KPa，出口流量154t/h，空预器A一次风差压0.6KPa；一次风机B电流118.5A，入口动叶开度52.8%，出口风压9.6KPa，出口流量166t/h，空预器A一次风差

5、压0.2KPa；22：13：50一次风机B失速。热一次风母管压力降至7.1KPa ，一次风机A电流151.7A，入口动叶自动开至66.2%，出口风压8.5KPa，出口流量236t/h，空预器A一次风差压0.9KPa；一次风机B电流117.8A，入口动叶自动开至71.6%，出口风压7.3KPa，出口流量0t/h，空预器A一次风差压0KPa。运行人员立即切一次风机A、B入口动叶至手动并关小，一次风机A关至60%左右，多次关小开大一次风机B入口动叶，试图并列一次风机B失败，此间，锅炉给煤量最高至180t/h，热一次风母管压力在7.37.5KPa间波动，氧量也随之在3.85.8%间波动，说明锅炉燃烧产

6、生大幅扰动。22：24 运行人员关闭磨煤机D通风，试图由此提高一次风压，并将一次风机A入口动叶关至45%，但由于风机通风阻力过大，一次风机B仍无法并列，此时，被迫切除AGC，降负荷指令320MW。22：35 负荷330MW，煤量降至99t/h左右，此时开启磨A冷热风挡板通风，由于一次风机仍不能正常并列，一次风母管压力波动大，磨风量不易控制，磨B、C、E磨风量、磨出口温度调节自动全解除，降负荷过程中，主汽压力由16.7MPa快速上升至20.1MPa，给水困难，中间点温度快速上升，由于给水偏置调节困难（点击一次仅能输入5t/h），运行人员切除给水手动；炉主控、机主控自动切除，手动增加给水量。22：

7、38 负荷338MW，煤量降至91t/h，一次风机B并列成功，热一次风母管压力控制在8.6KPa；22：53 由于手动调节给水，汽泵迟延大，不易控制给水量，给水量呈现振荡调节，时负荷393MW，给水量1391t/h， 主汽温下降较快，给水无法快速减小，运行人员决定启电泵，用勺管容易控制电泵转速，进而控制给水量。22：55，启电泵，停小机A。23：11 各参数调整稳定，投入AGC。5.3.2过程分析 当班煤质较好，负荷变化不大，运行人员在降负荷停运磨煤机时对母管压力控制相应较高，达到9.1kpa。 在关闭已停运磨D磨冷风调门由44%至33%时发生失速，此前应提前降低其余磨出口温度以增加通风量，降

8、低通风阻力。 在处理失速过程中，考虑到电网两个细则的考核及其他值在同样负荷有处理成功的经验，没有在第一时间减少总煤量，开大备用磨通风量，以降低通风阻力。 在初期处理中，由于对一次风压母管压力低限有所顾虑（在第一时限处理时应该可以到6.5kpa左右），同时发现每台磨有轻微堵煤现象，关闭未失速的A一次风机动叶时关闭不够（至少应关闭至45%以下），导致屡次并机不成功。 降负荷时是在协调工况下，导致给水下降较多，而中间点温度修正煤量，大量减煤后，磨煤机风量控制手动时，未及时关小，造成煤量减小时，磨通流面积增大，大量煤粉进入炉膛，燃水比失调，中间点温度上升较快。 本次协调系统改造后，给水偏置无法正常输入

9、，紧急情况下，加给水偏置只能一次输入5t/h，造成事故处理时给水困难，此时将给水自动切除，手动控制，非常正确。 本次事故处理在汽温快速下降的情形下，被迫启电泵、停一台小机控制给水量，无可厚非，关键点是应控制事故前期处理，避免扩大化。5.3.3 防范措施 加强各值事故处理组织、协调能力，提高技术水平，避免次生事故发生，将在未来培训中有意识的加以引导； 认真执行发电部下发的“防止一次风机失速临时措施”（2010.04.04版）； 一次风机并列成功时，应缓慢提升一次风母管压力，防止轻微堵磨吹通后，大量煤粉进入炉膛，对中间点温度、过、再热汽温造成很大扰动； 目前事故处理时，切“燃料自动”与“给水主控”

10、皆会使机、炉主控切至手动。协调系统切除可以先切除给水自动，中间点温度控制自动会切除，系数保持为当前值，此时燃料自动定值为锅炉指令与中间点系数的乘积；但不能先切除燃料自动，此时炉主控自动切手动，其指令跟踪实际煤量（原指令为“燃料自动定值”÷中间点温度修正系数），若此前中间点温度控制器输出不为1，则会产生扰动，给水自动指令，为“炉主控指令”×7.250“给水主控中的偏置”； 给水主控切手动时，注意控制应蒸汽流量为准，兼顾水煤比与两台小机给水指令、转速等； 注意开汽机调门降低汽压时，因蒸汽流量突增，会对过热汽温产生大的扰动（快降）。5.4 4月7日一次风机1B失速5.4.1过程简

11、述00：36：15 #1机组负荷400MW，B 、C、E磨煤机运行，AGC指令降至350MW，总煤量152t/h，热一次风母管压力至8.22kpa，冷一次风母管压力至8.1kpa ，A一次风机出口压力至8.7kpa，动叶开度：49.5%，电流：113A，B一次风机出口压力至8.8kpa ，动叶开度：51.8%，电流：116A。 00：36：29 发现B一次风机失速报警，00：36: 58 B一次风机电流110A，动叶开度48.3%，流量0t/h；A一次风机电流217A，动叶开度DCS画面显示48%，出口压力10.2Kpa，流量285t/h，判断报警正确。00：36: 59 立即解除A、B一次风

12、机动叶自动，逐渐关小B一次风机动叶至11%，并降低A一次风机动叶指令至44%，发现A一次风机动叶反馈在48%不动，判断为A一次风机动叶卡涩，立即派人到就地观察A一次风机动叶情况，期间试开大B一次风机动叶至30%，发现B一次风机流量没有上涨，并列不成功，再次关小B一次风机动叶至0，再开大至32%，发现B一次风机流量仍没有上涨，并列不成功, 再次关小B一次风机动叶至11%，就地人员回话说A一次风机动叶就地开度在+3,结合电流218A判断动叶实际开度已接近全开，判断A一次风机动叶执行器故障，就地手动关小风机动叶，同时开大B一次风机动叶，A一次风机电流降至130A，B一次风机动叶再开大至45%，流量上

13、涨，00：50：06风机并列成功。1：00 联系热控人员检查一次风机A入口动叶执行器。1：50 热控人员处理A一次风机动叶执行器故障时，将动叶执行器切回自动，A一次风机动叶突然关小接近于0（DCS画面反馈在48%不动），电流由111A降至87A，热一次风母管压力最低降至4.0KPa，立即开大B一次风机动叶，并派人到就地摇开A一次风机动叶，并关小B动叶后正常。10：30 停运A一次风机，发工作票：处理#1炉一次风机A执行机构故障。12：10 A一次风机电动头定位器更换完毕，经热工调试后远方及就地均可正常操作，远方指令与反馈及就地实际开度相一致，其中：远方指令与反馈100%时就地机械指示全开对应为

14、23°，远方指令与反馈0%时就地机械指示全关对应为-30°。12：15 启A一次风机，并列后A、B一次风机投入自动。5.4.2 过程分析 一次风机A入口动叶执行器故障，造成一次风机A入口动叶全开并抢风，是一次风机B失速的主要原因； 一次风机A电流已达218A，说明风机出力已接近最大，在一次风机A无法操作的情形下，不应当盲目开大一次风机B入口动叶试图并列，对风机易造成损害； 在热控人员将就地执行器切回远方时，应做好其误动的事故预想，在切换前做好充分评估。5.5 4月26日一次风机1B失速5.5.1过程简述14：08 #1机组负荷400MW，总煤量145t/h， B、C、E磨运

15、行，AGC指令450MW，由于煤质较好，准备不启动备用磨。14：15 负荷升至450MW，此时热一次风母管压力8.8KPa，冷一次风母管压力9.0KPa，B一次风机失速报警，迅速解除A、B一次风机自动并关小两台一次风机动叶进行并列，同时开启备用磨A磨及D磨通风。14：18 一次风机并列成功。5.5.2 过程分析与风险防范 失速时，处理很果断、很迅速，值得肯定，关键点仍是未失速风机入口动叶应大胆关小； 400MW负荷时，煤量145t/h，热一次风母管压力8.3KPa偏大（措施中规定应为8.0KPa左右，一次风压控制应参照煤量），升负荷时增加一次风压前未将备用磨开大通风暖磨，现在初步分析一次风机B

16、本体或出口管路仍存在缺陷，在问题未解决之前，认真执行发电部下发相关措施； 升负荷时，煤量有一个过调量，若各台磨都已达最大出力（60t/h以上），若不能及时启备用磨，应开大备用磨冷热风挡板，再提高一次风母管压力，目的是使风机管道阻力变小，不致使风机进入失速区； 就地观察风机B液压缸漏油量偏大，不能排除在风机自动调节时，B一次风机调节滞后，造成被“抢风”而失速，正常运行中，可维持风机B出力稍大，但电流不应超过A风机5A； 本次风机失速发生在升负荷过程中，煤量过调使磨出力达最大，此时可通过增加一次风压来缓解磨煤出力紧张，但注意备用磨应及时通风，也可设汽压负偏置使煤量过调减弱，但注意稳定后及时将一次风

17、压偏置及汽压偏置设回，同时缓慢将备用磨通风关闭，注意此前一次风压应降低至措施要求值。失速现象：失速前，两台一次风机并列运行时电流、出口风压、流量偏差较大，接近失速的风机出力偏小，但其入口动叶开度并不小，出口风压接近母管压力，出现所谓“大开度，小流量”现象。失速后，一次风母管压力下降，两台一次风机入口动叶自动开大，失速一次风机电流下降、出口风量下降（甚至为0）、出口风压下降（接近母管压力），未失速一次风机电流、风压、流量均上升。从这两次失速前现象来看，3月17日的失速前，一次风机B出口流量偏小A侧约40t/h，但电流基本一致，出口风压偏高，但并未至临界点；4月1日的失速前，两台风机出力基本一致（

18、电流、风压、风量）。唯一值得注意的是：失速前，两侧空预器一次风差压偏差变大，达0.20.3KPa，失速一次风机出口风压与冷一次风母管压力偏差近0.20.3KP a，但是否出现抢风，值得商榷，不能排除其中一台风机动叶突然动作的可能性。3处理：立即切两台一次风机手动，打开一台备用磨的冷风通道，迅速关小失速一次风机动叶，同时关小另一台一次风机入口动叶，注意因失速后两台一次风机动叶皆自动开大，处理过程一定要迅速果断，处理的关键是一定要大胆关小未失速一次风机入口动叶。风机脱离失速应以风机电流上升、风机出口压力、风量上升为准，此时不应急于加大未失速一次风机动叶开度，应继续关小未失速一次风机入口动叶，相应开

19、大失速一次风机入口动叶，缓慢提升一次风母管压力。处理的关键点：降低失速一次风机的动叶开度，使其尽快脱离失速区，避免风机长时间在失速状态下运行；尽快关小未失速一次风机的动叶开度，避免其出力过大，一次风机无法正常并列。4预防措施：在一次风机B失速原因未查明之前，为避免一次风机B小流量、高风压现象出现，制定如下措施：1尽量降低一次风压运行，#1、#2炉热一次风母管风压按下表参考运行：负荷（MW）300350400450500550600参考煤量（t/h）120140165180200220240制粉台数（台）3334445一次风压（MPa）7.47.57.87.98.28.38.18.28.48.6

20、8.78.98.48.7降一次风压运行中，注意磨煤机电流、风量及磨后温度在正常范围，必要时调节各台磨煤量，冷、热风门尽量保持一个开大至全开，但要防止堵磨，防止石子煤增多，防止一次风速过低，燃烧器喷口结焦。2在目前没有改变制粉台数的运行规定时，降负荷时，停磨应缓慢操作，停磨过程中，随着其它磨出力的增加，应首先开大其冷、热风挡板，升负荷时，由于煤量过调不应盲目增加一次风压来维持燃烧率，必要时牺牲磨后温度加大冷风量或启动备用制粉系统。3停磨过程中，关冷热风调整门时应缓慢，注意一次风压不应大幅上升，热风调整门关至0后停磨，冷风调整门关至0后，再关闭冷风隔绝门。4两台一次风机出力应尽可能保持一致（以电流

21、一致为原则）燃烧调整第四节 二次风箱二次风箱是整个燃烧器的主体，整个二次风箱壳体有三层：内壁钢板，保温层，外层护板。为了对燃烧器检修的方便，在风箱上开设人孔门。二次风箱内部焊结拉筋，以承受一定的风压。为了防止通过二次风箱的二次风产生过大的涡流，减少阻力损失，在燃烧器各风室内设有导流板。我厂#3、4炉的二次风箱在炉膛的前后墙各设有四个风箱和四个附加风箱（AA），加热后的二次风，经热二次风总管分配到炉膛的炉膛四角的燃烧器风箱后，被分成多股空气流，分别经过浓煤粉风室（6×8个）、淡煤粉风室（6×8个）、油风室（6×8个）、A层辅助风AUX3（1×8个）、油枪下

22、辅助风室AUX12（3×8个）、油枪上辅助风室AUX11（3×8个）、燃烧器顶部OFA燃烬风室（1×8个）和燃烧器上方的附加风室（4×8个）进入锅炉炉膛。风箱的布置和结构如下图所示：图448 燃烧器风箱图图449 燃烧器二次风挡板图二次风箱的总风量通过调节送风机的动叶控制。风量的分配则通过调节风箱各风室的挡板进行。风箱的运行，应根据锅炉各种运行工况并注意总风量的控制及各分量间的合理分配，风门档板控制一般原则：1煤燃烧器（包括CONC和WEAK）正常运行时程序控制与煤粉量成正比；停用时为保护燃烧器喷口不被烧坏，最小保持10%的开度。锅炉MFT时，为进行炉膛

23、的吹扫，该挡板全开。如果在相邻油枪投入的情况下，根据燃油母管压力进行调节。淡相和浓相煤粉燃烧器的小风门的控制曲线如图450：图450淡相和浓相煤粉燃烧器的小风门的控制曲线2油枪（LIGHT OIL）正常运行时程序控制与油压成正比；停用时为保护燃烧器喷口不被烧坏，最小保持10%的开度。如果相邻的上下层煤燃烧器在运行，挡板开度与上下层的煤燃烧器平均煤粉量成正比；如果上下层煤燃烧器任一在运行，挡板开度与运行煤燃烧器煤粉量成正比。锅炉MFT时，为进行炉膛的吹扫，该挡板全开。控制曲线如图532所示：图451 油枪层小风门的控制曲线3 AUX-1（AB/CD/EF/-AUX-U/L）正常运行程序控制时与油

24、压成正比；如果上下煤燃烧器在运行，挡板开度与上下煤燃烧器平均煤粉量成正比；如果上下煤燃烧器任一在运行，挡板开度与运行煤燃烧器煤粉量成正比。锅炉MFT时，为进行炉膛的吹扫，该挡板全开。控制曲线如图533所示：图452 AUX-1（AB/CD/EF/-AUX-U/L）控制曲线1 AUX-2（BC/DE/F-AUX）如果上下煤燃烧器在运行，挡板开度与上下煤燃烧器平均煤粉量成正比；如果上下煤燃烧器任一在运行，挡板开度与运行煤燃烧器煤粉量成正比。锅炉MFT时，为进行炉膛的吹扫，该挡板全开。控制曲线如图534所示：图453 AUX-2（BC/DE/F-AUX）控制曲线2 AUX-3（A-AUX）档板开度与

25、最下层煤燃烧器（即A给煤机给煤量）煤粉量成正比。锅炉MFT时，为进行炉膛的吹扫，该挡板全开。控制曲线如下图所示：图454 AUX-3（A-AUX）控制曲线当无任何相邻燃烧器运行时，如果负荷30%BMCR，通过控制炉膛与大风箱的压差来控制开度；当负荷30%BMCR时，为保护燃烧器喷口不被烧坏，最小保持10%的开度。3 OFAOFA阀门的开度与锅炉负荷成正比，控制曲线如图536所示：图455 OFA控制曲线4 U/L-AA附加风风门的开度与锅炉负荷加上锅炉输入比率成正比，控制曲线如图537所示：图456 U/L-AA控制曲线4 二次风箱入口挡板5 锅炉二次风箱进口挡板的开度与锅炉负荷成正比，控制曲

26、线如图457所示：图457 二次风箱入口挡板控制曲3.3锅炉燃烧设备锅炉的制粉系统为中速磨正压直吹系统，磨煤机共6台，采用北京电力设备总厂ZGM133G中速磨煤机。BMCR时5台投运，一台备用。磨煤机出口煤粉细度为R90=20%。每台磨带一层燃烧器，每根一次风管道均装有一分为二的煤粉分配器，供至两只燃烧器。燃烧器采用无分隔墙的八角双火球切圆燃烧方式，全摆动燃烧器。共设六层一次风口，三层油风室，十层辅助风室。整个燃烧器与水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀，燃烧器共48只，布置于前后墙上，形成二个反向双切园，以获得沿炉膛水平断面较为均匀的空气动力场。燃烧器共6层煤粉喷口，每层与1台磨煤机相配，

27、主燃烧器采用低NOX的煤粉燃烧器，每只煤粉喷嘴中间设有隔板，以增强煤粉射流刚性，在主燃燃烧器的上方为OFA喷嘴，在距上层煤粉喷嘴上方7.2m处布置有四层附加燃尽风喷嘴，它的作用是补充燃料后期燃烧所需要的空气，同时实现分级燃烧达到降低炉内温度水平，抑制NOX的生成，此燃尽风与OFA风一起构成低NOX燃烧系统。每只燃烧器各装有三只机械雾化式油枪，全炉共24只油枪，其总容量为25%BMCR，用于锅炉点火稳燃和低负荷稳燃，每只油枪均配有高能点火装置。每台锅炉配置了两台密封风机，密封风机将一次风机出口的冷一次风增压后，作为磨煤机的密封风，用来密封磨煤机和磨煤机的出口快关门。汽温控制3.4锅炉的减温水系统

28、过热蒸汽采用煤/水比作为主要汽温调节手段，并配合三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。在任何工况下（包括高加全切和B-MCR工况），过热器喷水的总流量约为7%过热蒸汽流量，管道及阀门的选择按设计值的250%考虑，再热器调温以烟气挡板调温为主，燃烧器摆动调温为辅，同时在一、二级再热器之间的连接管上装有事故喷水装置。BMCR工况，再热器喷水量为0。最大喷水能力再热器喷水减温器喷水总流量约为3%再热蒸汽流量(B-MCR工况下)，管道及阀门的选择按设计值的150%考虑。#1炉4月12日升负荷过程中超压5.1.1 超压过程简述07：44，#1机组

29、实际负荷350MW，AGC投入， B、C、E磨运行，A磨暖磨通风，机组总煤量135 t/h，机前压力正常15.33MPa，一次风压设定7.9KPa ，压力变化率0.25 MPa/min，AGC负荷指令450MW，启动A 磨煤机。07：51，负荷升至410MW时，AGC负荷指令550MW，暖D磨；07：54 负荷升至446MW时，AGC负荷指令又降至450MW；08：06 实际负荷450MW ，AGC负荷指令又升至550MW；08：17 负荷涨到550MW，机前压力20.68MPa， 实际设定主汽压力21.47 MPa ，滑压设定值24.20MPa，煤量230 t/h，综合阀位91%08：29

30、机前压力涨0到24.20MPa，综合阀位减小至81.4% ， 煤量仍维持231t/h；08：35 机前压力涨到26.24MPa， 机组协调自动解除 ，综合阀位已关至77.3% ，煤量回落至200t/h，运行人员手动开启调门到77.9% ，主汽压力回落，负荷升至574MW，在此过程中，机侧主汽压力最高26.45MPa，过热汽压最高点26.85MPa（PCV1动作定值27MPa）。5.1.2 超压原因分析 调节系统自身参数设置不当，是此次超压的主要原因； 8：06，机组升负荷前，主汽压力18.3MPa，定值19.5MPa，压力亏欠1.2MPa，是升负荷后压力偏差增大，煤量过调的客观原因之一； 8：238：30，在汽压快速上升接近设定值24.2MPa过程中，煤量因积分作用未能及时回调，维持在230235t/h之间，后期锅炉能量释放过大，是此次超压的另一个原因； #1炉一次风压调节指令跟踪实际负荷指令，如下表：负荷指令（MW）0300450600661662一次风压（KPa）889.010.510.510.5450MW时，一次风压8.4KPa，定值负偏置-1.1KPa