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电厂锅炉说明书


编写说明
湖南创元发电厂工程(2×300MW)1#、2#机组锅炉为亚临界压力自然循环 锅炉,锅炉的设计在总结我公司燃用无烟煤的成功经验基础上,部分采用了引进 技术,以期向用户提供优质产品。 本产品说明书对锅炉性能,总体布置,各系统及主要受压部件的结构特点作 了介绍。除本说明书外还编制了安装、运行及有关设备说明书,这些说明书可作 为安装单位和电厂在编制相应的技术文件时的指

导性资料。 为本锅炉编写的各种说明书汇总如下: 720-1-8601 720-1-8602 720-1-8603 720-1-8604 720-1-8605 720-1-8606 720-1-8607 720-1-8608 720-1-8609 720-1-8610 720-1-8611 720-1-8612 720-1-8613 720-1-8614 720-1-8615 720-1-8616 720-1-8617 720-1-8618 680173-1-8661 产品说明书 受压件安装说明书 锅炉使用说明书 锅炉控制基本技术要求 钢结构说明书 刚性梁说明书 炉墙与保温说明书 烟风道说明书 进口阀门说明书 国产阀门说明书 仪表说明书 电视摄像系统说明书 吹灰系统程控装置说明书 吹灰器说明书 烟温探针说明书 吹灰管路系统说明书 点火装置说明书 执行机构说明书 燃烧设备说明书 (外来资料) (外来资料) (外来资料) (外来资料) (外来资料) (外来资料) (外来资料) (外来资料) (外来资料) (外来资料)

有关空预器部件的说明书详见 770053-4-7000 预热器技术文件总目录。

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1.

锅炉设计条件及性能数据..................................................................................... 3 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 锅炉设计参数........................................................................................... 3 燃料........................................................................................................... 3 锅炉汽水品质........................................................................................... 5 环境条件................................................................................................... 5 锅炉运行条件........................................................................................... 7 锅炉性能数据汇总................................................................................. 13

2.

锅炉总体及系统................................................................................................... 17 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 锅炉总体简介......................................................................................... 17 汽水系统................................................................................................. 17 蒸汽调温系统......................................................................................... 28 燃烧系统................................................................................................. 41 烟、空气系统......................................................................................... 42 出渣系统................................................................................................. 43 吹灰系统及烟温探针............................................................................. 43 管路系统................................................................................................. 44 门孔及测点布置..................................................................................... 46

3.

主要受压部件....................................................................................................... 48 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 锅筒及附件............................................................................................. 48 锅筒内部装置......................................................................................... 49 水位试验................................................................................................. 50 水冷壁..................................................................................................... 60 省煤器..................................................................................................... 61 过热器..................................................................................................... 62 再热器..................................................................................................... 66 减温器..................................................................................................... 66 受压件支吊............................................................................................. 68
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1. 锅炉设计条件及性能数据 湖南创元发电厂工程(2×300MW)1#、2#机组锅炉为 1025t/h 亚临界压力一次中 间再热自然循环锅炉,单炉膛四角切向燃烧,烟气挡板调温,采用中储式钢球磨热风送 粉、冷一次风系统,燃用河南贫瘦煤,半露天布置,全钢架悬吊结构,平衡通风,固态 机械除渣。 1.1 锅炉设计参数 名 称 单位 t/h MPa ℃ t/h MPa ℃ ℃ BMCR 工况 1025 17.5 541 825.5 3.776/3.6 328/541 280 BECR 工况 915.47 17.3 541 743.12 3.4/3.24 318/541 273

过 蒸汽流量 热 出口蒸汽压力 蒸 汽 出口蒸汽温度 再 蒸汽流量 热 蒸汽压力 进/出 蒸 汽 蒸汽温度 进/出 给水温度

注:表中压力值为绝对压力 1.2 燃料 1.2.1 煤种 设计和校核煤种为河南贫瘦煤。 项 目 单位 KJ/kg 设计煤种 23170 校核煤种 21100

收到基低位发热值 Qnet.ar a. 工业分析: 收到基全水份 收到基灰份 干燥无灰基挥发份 空气干燥基水份 b.元素分析: 收到基碳 收到基氢 收到基氧 Car Har Oar Mar Aar Vdaf Mad

% % % %

8.00 23.5 9.3 2.0

10.00 27.5 8.3 2.0

% % %

62.30 2.53 1.93

57.32 2.1 1.37

3

项 收到基氮 收到基硫 哈氏可磨性系数

目 Nar Sar HGI

单位 % % —

设计煤种 0.94 0.8 60

校核煤种 0.81 0.9 60

c.灰熔性:(还原气氛) 变形温度 软化温度 熔化温度 d. 灰分析 二氧化硅 SiO2 三氧化二铝 Al2O3 三氧化二铁 Fe2O3 氧化钙 CaO 二氧化钛 TiO2 氧化钾 K2O 氧化钠 Na2O 氧化镁 MgO 三氧化硫 SO3 e. 灰的比电阻: 测试温度 14.5℃ 测试温度 80℃ 测试温度 100℃ 测试温度 120℃ 测试温度 150℃ 测试温度 180℃ 1.2.2 点火及助燃用燃料 油种:#0 轻柴油 1.2~1.67 E ≯0.025% ≤1% ≯0.2%
4
o

DT ST FT

℃ ℃ ℃

1260 1420 1450

1230 1390 1420

% % % % % % % % %

55.1 26.88 4.72 5.41 1.66 1.64 1.36 0.9 1.2

53.36 28.56 5.96 4.7 1.34 1.69 1.54 0.78 0.76

Ω.cm Ω.cm Ω.cm Ω.cm Ω.cm Ω.cm

3.55×108 2.51×109 3.82×1010 1.62×1011 2.55×1011 1.98×1011

3.30×108 5.70×108 4.00×109 5.00×1010 1.55×1011 9.00×1010

恩氏粘度(20℃时) 灰分 水份 硫份

机械杂质 凝固点 闭口闪点 低位发热值 1.3 锅炉汽水品质

无 ≯0℃ ≥65℃ 39776~41870KJ/kg

为确保锅炉蒸汽品质,必需严格控制锅炉给水、炉水品质,尤其是给水品质,锅炉 给水,炉水和蒸汽质量按 GB/T12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》要求。 锅炉给水 锅炉正常连续排污率(BMCR) 补给水量:正常时(按 BMCR 的 5%计) 起动或事故时(按 BMCR8%计) 补给水制备方式:一级除盐加混床 含油量 电导率(经氢离子交换后 25℃) 锅炉给水质量标准 总硬度 氧 铁 铜 二氧化硅 联胺 PH 值 1.4 环境条件 气象资料 名称 1 气温 室外历年月平均最高温度 室外历年月平均最低温度 室外历年日极端最高气温
5

≤1% ≤51.25t/h ≤82.0t/h

≤0.3 mg/L ≤0.3μS/cm

~0μmol/L ≤7μg/L ≤20μg/L ≤5μg/L ≤20μg/L 10~30 μg/L 9.0~9.4

单位

数值

℃ ℃ ℃

28.8 4.7 40.1

室外历年日极端最低气温 2 相对湿度 年平均相对湿度 3 水温 年平均水温 历年日极端最高水温 4 风速 平均风速 最大风速 主导风向 厂区工程地质



-13.2

%

80

℃ ℃

18.5 31.4

m/s m/s

1.9 22 NNE

本地区大地构造格局隶属我国新华夏第二复式沉降带 地震烈度 厂区地震基本烈度小于 7 度,按提高 1 度采取抗震措施。 厂址零米海拔高度(黄海高程):96~109m

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1.5 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。不投油时最低稳燃负荷为 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 91.3% (按燃料低位发热量计算),其中飞灰含碳量小于 8%,具体见 1.6 节性能数据汇总。 根据合同规定,锅炉设计考虑了高压加热器全切时,锅炉的蒸发量和参数仍能满足 汽轮机铭牌出力下连续运行的要求。 锅炉在定压运行时,应保证在 60~100%B-MCR 负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度能 达到额定值。锅炉在滑压运行时,应保证在 50~100%B-MCR 负荷内过热蒸汽和再热蒸 汽温度达到额定值,允许偏差±5℃。在再热器进口蒸汽温度偏离设计值±20℃范围内, 再热器出口温度应能达到额定值,允许偏差±5℃,且保证各段再热器受热面部超温。 锅炉从点火到带满负荷运行的时间为: 冷态启动(停机 72 小时以上)6~8 小时 温态启动(停机 10~72 小时)3~4 小时 热态启动(停机 10 小时以内)1.5~2 小时 极热态启动(机组脱扣后 2 小时以内) 负荷阶跃(>10%额定负荷) 锅炉负荷变化速率为: 定压运行 滑压运行 不低于 不低于 5%BMCR/分 3%BMCR/分 200 次 1000 次 3000 次 150 次 12000 次

锅炉炉膛的设计压力为:±5800Pa 瞬间最大承受压力:±9800Pa 锅炉主要受压件的设计寿命为 30 年。 1.5.1 水压试验要求 水温及水质 水压试验应在环境温度高于 5℃时进行,低于 5℃时须有防冻措施。水压试验的水 温应保持高于周围露点的温度以防锅炉表面结露, 任何时候水压试验时, 水温应大于 20 ℃,但也不宜温度过高以防止引起汽化和过大的温差应力,并控制锅筒壁温不大于 50 ℃。

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锅炉水压试验应采用除盐水或冷凝水,或经 10ppm 氨和 200ppm 联氨处理过的水, CL-<0.2mg/L,其 PH 值为 9~10。 推荐的水压试验压力: 按 ASME 规范: 一次汽系统试验压力为锅炉设计压力 19.82MPa 的 1.5 倍,即 29.73MPa。 二次汽系统试验压力为再热器设计压力 4.24MPa 的 1.5 倍,即 6.36MPa。 用户可根据相关标准、规范、法规自行确定水压试验压力 1.5.2 锅炉酸洗要求 要求过热器系统尤其是立式受热面不参加酸洗, 以免垃圾沉积, 并对管子产生腐蚀。 锅筒内件一次分离器和二次分离波形板在酸洗前应拆除。应设置测量金属壁温的温度装 置,以控制酸洗温度。其控制温度为 66℃~82℃之间。 水压试验水容积估算值(M3) 省煤器 15 锅 筒 51 水冷壁系统 过热器系统 再热器系统 127 190 152 总水容积 535

酸洗容积(M3) 省煤器 15 锅 51 筒 水冷系统 127 炉顶,后烟井+低过 30+114 总酸洗容积 337

1.5.3 锅炉启动要求 汽机冲转参数可按实际运行作适当调整。 从锅炉点火至正常负荷, 现设定约 8 小时, 启动时需控制主汽的升温速率,其极限为<1.74℃/min,以免锅筒筒壁产生过大的温差, 建议的锅炉各态启动曲线见图 1.5.3.a、1.5.3.b、1.5.3.c、1.5.3.d。

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1.6 锅炉性能数据汇总 设 序号 项 目 单位 BMCR 1 2 3 4 5 6 7 8 9 过热蒸汽流量 过热蒸汽压力 过热蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度 t/h MPa.g ℃ t/h MPa.g MPa.g ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ % % 1025 17.44 540 830.7 3.74 3.54 323.2 540 278.8 171.3 28 23 90.93 0.41 ECR 904.9 17.26 540 739.6 3.33 3.15 313 540 270.9 166.7 28 23 91.01 0.49 70%定压 609.6 16.89 540 509.9 2.28 2.15 285.5 539.3 247.1 152.9 28 23 90.72 0.69 60%滑压 527 14.81 540 444.4 1.96 1.86 287.4 528.8 239.2 148 28 23 90.42 0.7 50%滑压 512.5 14.42 540 432.8 1.9 1.8 289.7 526.9 237.6 147 28 23 88.89 0.58 高加全切 782 17.09 540 756.7 3.46 3.28 321.1 540 172.6 172.6 28 23 91.11 0.44 BMCR 1025 17.44 540 830.7 3.74 3.54 323.2 540 278.8 171.3 28 23 91.17 0.4 计 煤 种 校核煤种

10 过热器减温水温度 11 进口一次风温度 12 进口二次风温度 13 锅炉计算效率 14 再热器侧烟气份额

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设 序号 项 目 单位 BMCR 15 计算燃料消耗量 16 炉膛容积热负荷 17 炉膛断面热负荷 18 后屏进口烟气温度 19 后屏出口烟气温度 20 高过出口烟气温度 21 高再出口烟气温度 22 低再进口烟气温度 23 低再出口烟气温度 24 低过进口烟气温度 25 低过出口烟气温度 26 低过侧省煤器出口烟气温度 27 低再侧省煤器出口烟气温度 28 低过出口蒸汽温度 29 一级分隔屏进口蒸汽温度 30 一级分隔屏进口蒸汽温度 t/h MJ/m3.h GJ/m2.h ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ 121.77 390.63 16.9 1085.37 1004.57 917.56 784.06 708.47 411.74 622.62 421.46 407.14 397.31 369.36 369.36 397.31 ECR 109.82 352.53 15.24 1050.61 974.95 893.84 768.37 693.34 409.56 601.85 414.37 397.49 393 368.88 368.88 393
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计 70%定压 78.78 252.88 10.93 944.37 883.17 819.61 718.66 648.42 401.17 538.76 391.89 371.52 383.94 368.04 368.04 383.94

煤 60%滑压 69.17 221.9 9.6 901.6 845.27 787.61 693.24 624.38 394.75 513.72 381.8 360.57 376.38 363.01 363.01 376.38 50%滑压 68.07 218.55 9.45 906.88 850.64 792.1 695.52 626.98 389.21 533.9 394.05 373.29 370.85 364.83 364.83 370.85

种 高加全切 112.71 361.74 15.64 1059.07 980.98 898.47 771.64 696.96 411.67 611.08 425.63 398.12 384.57 375.37 375.37 384.57

校核煤种 BMCR 133.94 391.47 16.93 1085.86 1003.2 914.3 779.96 703.52 409.49 617.64 420.16 403.91 393.31 369.65 369.65 393.31

设 序号 项 目 单位 BMCR 31 一级分隔屏出口蒸汽温度 32 二级分隔屏进口蒸汽温度 33 二级分隔屏出口蒸汽温度 34 后屏出口蒸汽温度 35 高过进口蒸汽温度 36 高过出口蒸汽温度 37 低再进口温度 38 高再进口温度 39 高再出口温度 40 后屏烟气平均流速 41 高过烟气平均流速 42 高再烟气平均流速 43 低再烟气平均流速 44 低过烟气平均流速 45 省煤器低过侧平均烟气流速 46 省煤器低再侧平均烟气流速 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ m/s m/s m/s m/s m/s m/s m/s 422.08 413.13 451.29 501.88 497.01 540 397.31 441.7 540 8.56 10.67 11.25 9.04 12.65 10 6.72 ECR 419.07 411.44 452.41 502.87 498.66 540 393 446.42 540 7.53 9.42 9.97 9.84 9.53 7.58 7.37
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计 70%定压 414.38 407.71 455.37 506.15 502.39 540 383.94 455.82 539.3 5.37 6.78 7.28 10.25 4.29 3.48 7.83

煤 60%滑压 421.8 403.57 459.58 512.88 503.73 540 376.38 450.49 528.8 4.55 5.77 6.21 8.98 3.53 2.89 6.92 50%滑压 440.16 405.19 461.96 517.6 501.57 540 370.85 442.89 526.9 4.66 5.9 6.35 7.61 5.13 4.18 5.82

种 高加全切 401.96 392.7 436 495.57 489.93 540 384.57 445.17 540 7.77 9.71 10.27 9.05 10.95 8.67 6.72

校核煤种 BMCR 423.1 412.38 450.1 501.67 495.87 540 393.31 440.36 540 8.62 10.74 11.31 8.89 12.89 10.21 6.61

设 序号 项 目 单位 BMCR 47 过热器I级减温水量 48 过热器II级减温水量 49 炉膛负压 50 空预器进口烟气量 51 空预器进口烟气温度 52 排烟温度(修正) 53 出口一次风温度 54 出口二次风温度 55 出口一次风量 56 出口二次风量 t/h t/h Pa t/h ℃ ℃ ℃ ℃ t/h t/h 18.13 6.04 19.6 1319.17 405.11 129.65 385.44 377.22 189.35 859.37 ECR 13.55 4.52 19.6 1189.63 395.56 128.08 375.33 369.22 170.76 774.98

计 70%定压 7.78 2.59 19.6 916.93 380 122.22 357.78 353.89 134 594.75

煤 60%滑压 15.1 5.03 19.6 805.02 371.67 120.29 349.44 346.11 119.14 515.16 50%滑压 25.28 8.43 19.6 819.59 371.67 127.96 349.44 346.67 123.86 500.32

种 高加全切 102.41 5.39 19.6 1221.03 392.22 126.34 370.56 364.44 175.26 795.43

校核煤种 BMCR 21.64 7.2 19.6 1329.42 400 129.85 378.33 371.11 190.33 863.8

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2. 锅炉总体及系统 2.1 锅炉总体简介 锅炉总体布置见图 2.1,炉膛深度 12620m,炉膛宽度 13230m,炉顶管中心标高为 62m,炉室上部布置了八大片分隔屏,分隔屏的底部距最上层一次风煤粉喷咀中心高度 达 22.025 m,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,在水平烟道区域布置高温再热器。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。在低温再热器管组和低温过热 器管组下方布置省煤器。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。锅筒布 置在炉前,并布置四根大直径下降管。 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,对水平位移量大的吊杆均考虑了预偏置量,以改善锅炉运行时的吊杆应力 状态。安装时请按有关图纸施工。 锅炉水冷壁及包覆采用管子焊扁钢的膜式结构, 炉顶采用引进技术全金属二次密封 结构,并采用罩壳热密封结构,以提高锅炉整体密封性和美观性。详见相关图纸及 720-1-8607 炉墙与保温说明书。 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) 固定式喷燃 器,布置在炉膛下部四只切角上。每组燃烧器由 6 只煤粉喷咀,8 只二次风喷咀,2 只 三次风喷咀组成,其中在 3 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。 锅炉为固态排渣,采用刮板捞渣机连续出渣方式,括板捞渣机由用户自理。 2.2 汽水系统 2.2.1 给水和水冷循环系统(图 2.2.1a;2.2.1b;2.2.1c) 给水和水冷循环系统( ; ; ) 从调速给水泵来的给水以单路由锅炉左侧引入低再侧省煤器进口集箱,给水经省煤 器管组一级加热后,经联接管道引入低过侧省煤器,给水经二级加热后,从省煤器出口
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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,锅炉启动时打开阀门,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 4%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 路分别直接注入 4 根大直径下 降管,给水直接在下降管中与炉水混合,以避免较冷的给水与锅筒壁接触,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,有利于锅炉的启动和停炉。在 4 根下降管的下端各设有一分配器, 96 根水冷壁引入管相连接, 与 引入管把欠焓水送入 水冷壁的四周下集箱。 水冷壁由 632 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。 为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 2.2.1c。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 MPa 18.92 水冷壁蒸发量 t/h 1192 循环水流量 t/h 4219 3.54 循环倍率 锅筒欠焓 KJ/kg 93 省煤器出口焓 KJ/kg 1248 0.0455 锅筒凝汽率

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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 BMCR 重量含汽率 0.3091 临界含汽率 0.6293 含汽率裕度 0.3202

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。 2.2.2 过热蒸汽系统(图 2.2.2) 过热蒸汽系统( ) 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, 路经后烟井前墙至后烟井环形下集箱 1 (前) , 另 1 路经后炉顶及后烟井后墙至环形下集箱(后);第二路经旁路管引至水平烟道包复两侧 墙上集箱,下行经连接管引入后烟井环形下集箱(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悬吊管引入低过进口集箱, 后者直接引入低过进口集箱。全额蒸汽在低过进口集箱汇合后经低温过热器管系加热并引入 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入备用级减温器,通过备用级减 温器蒸汽再次分成二路至四片一级分隔屏。出一级分隔屏后蒸汽分二路左右交叉引入四片二 级分隔屏,在一、二级分隔屏连接管道上设 I 级减温器。经二级分隔屏加热后的蒸汽由两根 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处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 次全位混合和一次左右交叉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。 2.2.3 再热蒸汽系统(图 2.2.3) 再热蒸汽系统( ) 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
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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。 2.3 蒸汽调温系统 本锅炉蒸汽调温分二大系统,一是过热蒸汽调温系统,另一是再热蒸汽调温系统。 过热蒸汽调温系统采用喷水减温型式,再热蒸汽调温系统以烟气挡板调温为主,喷水调 温为辅。 2.3.1 过热蒸汽调温系统(图 2.3.1) 过热蒸汽调温系统( ) 过热蒸汽调温系统共设置三级喷水减温器:备用级减温器、I 级减温器、Ⅱ级减温 器。 备用级减温器布置在低温过热器出口管道上, 一点喷水、 仅在高加全切工况下投运, 正常工况不必投运,用以控制进入 I 级分隔屏的蒸汽温度,I 级减温器布置在 I、II 级分 隔屏连接管道上,左、右各一点喷水,用以控制进入 II 级分隔屏的蒸汽温度,作为过热 蒸汽汽温主要调节。II 级减温器布置在后屏过热器出口管道上,左、右各一点喷水,用 以控制高温过热器出口汽温作微调,以获得所需的过热蒸汽温度,特别注意,应严格控 特别注意, 特别注意 级喷水量, 级分隔屏过热器,避免管壁温度超限而引起爆管。 制 II 级喷水量,以保护 I 级分隔屏过热器,避免管壁温度超限而引起爆管。 喷水水源接自高加前给水泵出口给水管道,经喷水总管电动隔绝总门后分二路,一 路至备用级减温器,另一路再分二路,分别至 I、II 级减温器,I、II 级喷水减温器均左、 右二路布置 。喷水管路中电动调节阀前后均布置有电动阀作隔绝用,调节阀与上游的 电动阀间设有疏水阀, 可作为检修时为管路泄压用, 调节阀与下游电动阀间设有排污阀, 可定期对减温喷咀反冲洗,以防喷咀结垢。 2.3.2 再热蒸汽调温系统 再热蒸汽的温度调节主要靠调节烟气挡板,微量喷水作为消除汽温偏差的手段,事 故喷水仅在非常工况下控制再热器进口汽温。 2.3.2.1 喷水调温 再热器的减温水水源来自给水泵中间抽头,要求压力为 8.5~9.5MPa,在喷水总管 上设置一电动隔绝阀,然后分成二个独立的喷水回路,一路至再热器进口左右布置的事 故喷水减温器,一般在机组事故工况下投运,以保护再热器。另一路至低温再热器至高 温再热器连接管道上左右布置的喷量喷水减温器,以控制高温再热器出口二侧蒸汽温度
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偏差,其系统见图 2.3.2.1。 2.3.2.2 烟气调温挡板 烟气调温挡板分别布置在低温再热器侧烟道和低温过热器侧烟道下方,每一烟道侧 的烟气挡板分左右两组,共 4 组,型式为分隔仓式。每组挡板由 15 块组成,通过连杆 成一组,为避免磨损,连杆布置在挡板的上方,挡板的动作通过与连杆相连的电动执行 机构控制。 2.3.3 控制 2.3.3.1 调温挡板控制原则 a.极限位置保护:挡板平面与水平夹角β的极限位置为 15 。 b.正常带负荷运行:再热汽温用挡板调节。在调节过程中,再热器烟道和过热器烟 道的挡板应同时动作,但方向相反,并要求两烟道挡板的角度之和始终为 90 。 低再侧烟道在不同负荷下的烟气份额见图 2.3.3.1。 c.锅炉启动前的吹扫阶段:要求两烟道的挡板角度β同时达到 90 (即挡板全开)。 d.启动阶段:锅炉点火后要求βRH=15 (再热器侧),βSH=75 (过热器 ),使绝 大部份烟气流经低温过热器, 这样既可保护再热器, 又可加快提高过热蒸汽温度, 以缩短启动时间。 2.3.3.2 喷水阀门控制原则 过热器和再热器各自喷水调节阀由 CCS 控制,喷水调节阀必须与汽机停机联锁关 喷水调节阀必须与汽机停机联锁关 闭 , 为了防止汽机水蚀损伤,蒸汽反喷,伤及调节阀,当调节阀关闭时,调节阀前后 为了防止汽机水蚀损伤, 蒸汽反喷, 伤及调节阀, 当调节阀关闭时, 调节阀前后 的电动门联锁关阀。 的电动门联锁关阀。
o o o o o

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2.4 燃烧系统 本工程采用燃烧器四角布置,切向燃烧方式,制粉系统采用钢球磨中仓制热风送粉 系统,燃用无烟煤,针对无烟煤的特性,在我公司燃烧无烟煤经验基础上,部分采用引 进技术,对燃烧器系统进行优化设计,着重解决无烟煤的着火稳定性、低负荷稳燃、燃 尽、防止水冷壁高温腐蚀、防止严重结渣、降低 NOx 排放量等诸技术问题,对风量的 测量及控制都有严格要求,详细说明见 680081-1-8661“燃烧设备说明书”。 2.4.1 燃烧设备 2.4.1.1 燃烧器设计参数:(BMCR 工况) 风率 % 一次风 二次风 三次风 15 61.8 19.2 风速 m/s 23 43 50 风温 ℃ 268 371 120

2.4.1.2 燃烧器布置及结构简介 燃烧器型式为直流固定式,燃烧调正方便,布置在炉室下部四角处,每角燃烧器共 由 6 只煤粉喷咀,投五层即可带 BMCR 负荷,8 只二次风喷咀(其中 1 只 OFA 喷咀) 和二只三次风喷嘴组成,下四层喷咀水平布置,三次风喷嘴下倾 10°,其余各层喷咀下 倾 4.3°,OFA 喷咀可手动上下 20°摆动。除三次风喷咀不设调节挡板外,其余各喷咀 均设二次风调节挡板及执行机构。 1#和 3#、2#和 4#角燃烧器中心线与前后墙水冷壁中心线分别成 41°、46°夹角, 在炉膛中心分别形成Φ691mm 和Φ712mm 逆时针方向的假想切圆。 燃烧器与水冷套组装出厂,工地水冷套与水冷壁对接,不需另设支吊装置。 2.4.1.3 燃烧器设计特点 a) 稳燃能力强的一次风喷咀设计 本燃烧器采用成熟的水平浓淡分离技术,即改进型水平浓淡宽调节比(WR)燃烧器, 满足易着火及低负荷稳燃的要求。 b) 燃烧着火部较强的对流辐射换热条件和较长燃烬时间, 四角切向燃烧方式能通过炉 膛内整体热量和质量交换实现各喷咀稳燃,同时具有很好的燃尽特性。 上四层一次风喷咀固定下倾 4.3°,强化着火、延长煤粉在炉内时间有利于燃烬。
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采用超大切角布置,切角长 2204mm,(常规为 1444mm),强化煤粉射流与高 温烟气的热质交换,进一步提高稳燃和防结渣能力。 三次风喷咀下倾布置,此种布置方式提供了低负荷稳燃性,同时有效提高燃烧效 率。 c) 能适应低挥发份煤的低 NOx 燃烧技术 燃尽风(OFA)设计,二层三次风顶部布置,实现炉内垂直方向分级燃烧,降低 NOx 排放。 较小切圆,背火侧周界风技术,有望达到低 NOx 排放标准。 d) 防止炉内严重结渣技术 小假想切圆,大切角,可调背火侧周界风,可有效防止炉内严重结渣。 2.4.1.4 炉前油系统 本工程点火方式为二级点火,即高能点火器→轻油→煤粉。 本系统介质为#0 轻柴油,雾化方式为简单机械雾化,设三层共 12 把油枪,总出力 按 30%BMCR 设计,耗油量约 21t/h,母管进油压力 3.5MPa。粘度≤4°E,吹扫蒸汽温 度<250℃,压力 0.6~1.0MPa,高能点火装置与油枪为组合式,各带有气动进退机构。 油系统中仪表阀门的配置能满足实现 FSSS 和 CCS 控制要求。 2.5 烟、空气系统 烟风系统图由设计院设计。 2.5.1 空气系统 锅炉燃烧所需的空气 (二次风) 由送风机供至空气预热器, 空气预热器为三分仓式。 从预热器来的热二次风分成二路,一路至锅炉的二次风分风道作为燃烧用的二次风,另 一路到制粉系统中作干燥剂。旁路风用以调节磨煤机出口风温,本公司仅供二次风分风 道。 2.5.2 烟气系统 燃烧后的烟气离开炉膛后, 经分隔屏、 后屏、高温过热器和高温再热器进入后烟井, 在此烟气被分成二路,一路进入低温过热器。另一路则进入低温再热器。布置在后烟井 前、后烟道出口处的烟气调温挡板,可调节进入再热器烟道内的烟气量。两烟道的烟气 在调温挡板后混合进入二台并列的空气预热器,再经除尘器后被引风机排至烟囱。在每 一台预热器的进口烟道内设有烟气关闭挡板,以便当锅炉左、右一侧预热器或辅机出故
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障时可关闭相应一侧的关闭挡板,保护预热器。本公司烟道供货至 M 排柱后 0.5m 处。 2.6 出渣系统 锅炉的出渣采用刮板捞渣机机械连续除渣,本公司供货至渣斗及落渣门,渣斗容量 不小于锅炉 BMCR 工况时 4 小时排渣量,以满足捞渣机故障时的检修,刮板捞渣机用 户自理。 2.7 吹灰系统及烟温探针 2.7.1 吹灰器及烟温探针布置概况 为保证锅炉安全可靠地运行,合理地设置吹灰器是很重要的辅助手段,根据燃煤特 性和锅炉各部位的结构特点,设置了以下型式的吹灰器。炉膛内设置了 51 只墙式吹灰 器,分隔屏下方设置了一对高温伸缩式长吹灰器,水平烟道和后烟井的对流受热面区域 设置 36 只伸缩式长吹灰器, 空气预热器烟气侧冷端设置 2 只往复式吹灰器。 只烟温探 2 针布置在分隔屏底部的左、右水冷壁侧墙上,在锅炉启动时监测炉膛出口烟温。吹灰器 及烟温探针采用湖北──戴蒙德机械有限公司产品。 2.7.2 吹灰系统简介 吹灰系统由减压站、吹灰器、吹灰管道和疏水管道及吹灰程控装置等组成,锅炉本 体及预热器吹灰器的吹灰汽源均取自后屏出口Ⅱ级喷水减温器后管道。锅炉启动时,预 热器吹灰汽源来自辅助汽源系统,要求蒸汽过热度大于 150℃(由设计院设计),吹灰 管路中设有自动疏水点。整套吹灰系统实现自动程序控制。建议每班进行一次吹灰。 2.7.3 烟温探针 在分隔屏底部的左、右侧水冷壁上各布置了一只伸缩式烟温探针。在锅炉启动阶段 烟温探针伸入炉内,以监测锅炉在升温升压阶段中的炉膛出口烟温,一般在汽机并网前 该处烟温应控制在≤540℃,当烟温接近 540℃时,则适当降低燃油量,当烟温超过 540 ℃,烟温探针报警及自动退出,其最高测量温度可达 600℃。当汽机并网后,该处烟温 大于 540℃,则烟温探针自动退出炉外以防烧坏。 2.7.4 技术参数 炉膛吹灰器 型号 行程(m) IR-3D 0.267
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长伸缩式吹灰器 IK-525 6.63

预热器吹灰器 IK-AH 0.97

有效吹扫半径(m) 行走速度(m/min) 转速(rpm) 每次工作时间(min) 蒸汽耗量(kg/min.台) 2.8 管路系统

~2 0.31 2.33 3 60

~2 2.5~3.5 25~35 4~5.6 36~95

~2 0.08 / 23 70

锅炉管路系统主要由疏水、排污、放气、取样、排汽等管路组成,并配有相应的阀 门和管道。 2.8.1 疏水、加药、定排、酸洗管路 疏水、加药、定排、 锅炉受压件主要设有如下疏水点: 给水系统:省煤器进口管道一点; 省煤器中间连接管道左右侧各一点; 省煤器出口管道左右侧各一点; 循环系统:四根下降管分配器下部各一点; 过热器系统:顶棚过热器进口集箱左右侧各一点; 隔墙下集箱左右侧各一点; 后烟井左右侧墙下集箱二端各一点; 再热器系统:低再进口左右侧各一点; 高再出口集箱左右侧各一点。 后烟井环形集箱四条疏水管路上各串连两只 DN50 电动截止阀,并汇总成一根疏水 母管,母管上设一只 DN100 电动截止阀,此疏水管路兼作 5%启动旁路,锅炉启动时, 调节燃烧率控制蒸汽温度,调节疏水量控制汽压,以提高汽机冲转时蒸汽参数配匹性, 缩短启动时间,提高机组运行的灵活性,机组并网后关闭疏水阀,疏水母管电动截止阀 后的管路接至冷凝器或扩容器,由设计院配置,其流量按 42MPa 下饱和温度设计,强 度按 20.27MPa 下饱和温度设计。 四根下降管分配器下方的疏水管路并联着四路定期排污管路。每条管路中设置定期 排污阀,另外每条管路中串联一高压差调节阀以降低定期排污阀的进出口压差,改善其 运行条件,延长使用寿命。高压差调节阀压差设定为 10MPa,调试时可藉其手轮来调整 运行所需的流量和压差。每条管路中还串有一电动截止阀用以定期排污阀需检修时隔离
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定排阀。这四路定排管路最终汇合于一Φ133 的小集箱,小集箱设有疏水阀门,排污前 先进行疏水, 以免发生水击。 锅炉运行中汽水品质的保证一般通过连续排污手段来达到, 只有在新炉或大修后启动期间或给水品质不好连续排污不足以保证汽水品质的情况下, 才开启定排系统。定排系统管道需妥善地设计支吊架,支吊架应满足膨胀位移的要求, 也应满足定排开启时管道不发生振动的要求,如排污时管道发生强烈振动应立即找出原 因,并通过完善支吊装置加以解决。 除上述的主要疏水管路外,锅炉另设一条事故放水管路,由锅筒下前方引出,管路 配有 2 只 DN100 电动截止阀,当锅筒水位超过+180mm 水位时,即打开此阀,进行紧 急疏水,待水位恢复正常时,关闭此阀。 汽水系统中共设置 5 只酸洗管路接头,其中 4 只在四条下降管疏水管路的两电动截 止阀之间,1 只在省煤器进口集箱疏水管路的两截止阀之间,5 只酸洗接头均配置一只 手动截止阀作隔绝用。。 加药管路布置在炉前,从锅炉前下方引入,管路配 2 只串联的截止阀。 2.8.2 放气、取样、充氮(N2)管路 放气、取样、充氮( 从锅筒至高过、高再出口共设置有 11 条放气管路,原则上大于Φ159mm 的各级受 热面的连接管道上均设放气点,除此外,在锅筒上设二点放气点(详见 820720-1 管路 系统中相应图纸),每条管路均配置 2 只串联隔绝阀。 锅炉在点火前应打开放气阀和疏水阀,待建立一定的压力后,关闭放气阀及部份疏 水阀。通向大气的再热器系统的疏水和放气阀在冷凝器建立真空前必须关闭,与冷凝器 相连的疏水阀在汽机低负荷前可让其打开。 充氮管路设置在各放气管路的两截止阀之间。充氮管路是专为锅炉停用较长时间 (如超过 1 个月),锅炉需采用充氮或其它方法保养而设置的。必须指出的是当进行充 氮时或充氮保养期间,锅炉四周必须注意自然通风。 锅炉对五种介质设取样点:给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样、过热蒸汽和再热 蒸汽取样。给水取样在省煤器入口管道上,炉水取样设在锅筒两端的连续排污管上,饱 和蒸汽取样在锅筒引出管上均布 6 点,过热蒸汽和再热蒸汽取样点设在两者的出口管道 上,每只取样冷却器前均配有 2 只串联的截止阀。 2.8.3 连续排污管路 连续排污从锅筒下方两端引出后汇总成一路,主要用来控制和保持炉水质量。排污

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量的大小按炉水的化学分析而定, 一般情况排污量≤1%BMCR。 连续排污管路上串有一 高压差调节阀以降低连续排污阀的出口压力,改善其运行条件,延长使用寿命。 2.8.4 安全阀排汽管道 锅炉受压件的保护手段除设置汽机高低压旁路系统外,设置必要数量的安全阀又是 一重要的控制与保护手段,本锅炉共设置 11 只安全阀,其中锅筒 3 只,过热器出口 2 只,再热器进口 4 只,出口 2 只。安全阀排放量及整定压力满足 ASME 规范要求,装设 在过热器出口管道上的安全阀其整定压力略低于布置在锅筒上的安全阀整定压力,这样 当安全阀动作时就能保证有足够的蒸汽流经过热器,同样布置在再热器热段管道上的安 全阀整定压力也低于装设在再热器冷段管道上的安全阀整定压力,因此,也保证有足够 流量流经再热器。另在主蒸汽出口管道安全阀下游设置 1 只动力泄放阀(ERV),其整 定压力又略低于主汽管道上安全阀整定压力。动力泄放阀是作为附加的安全阀,其排量 不包括在安全阀总排放量中,该阀可自动,也可手动操作,亦可作锅炉启动排汽用。 各路安全阀排汽管道均从各安全阀的疏水盘上方接至锅炉大屋顶上方。为有利于安 全阀疏水盘与相应排汽管道间的三维膨胀,所有的排汽管进口端均插入疏水盘中,但不 与排汽弯头上的疏水盘焊接, 称之为开式排放, 出口端伸出大屋顶后与所配消音器焊接。 排汽管及其消音器的重量和排放反力以及由于热膨胀引起的附加力不允许传递给排汽 弯头,因此疏水盘和排汽管道之间必须要留有足够的膨胀间隙。安装时必须按图施工。 2.9 门孔及测点布置 2.9.1 门孔布置 锅炉水冷壁及包覆墙上设有检修、看火、打焦、仪表测点、电视摄像、烟温探针等 用孔,这对运行检修和调试带来了方便,各孔按照要求布置在锅炉合适的部位。为防止 烟气泄漏,确保锅炉密封,所有孔都设有密封装置。 在炉膛下部两侧水冷壁上各布置一只 610×760mm 的水冷却门, 运行时门内必须通 水冷却, 以防烧坏, 冷却水参数为: 进口温度 20℃, 出口温度 54℃, 进水压力 0.29MPa, 冷却水用量 2×0.91m3/h,其它检修门(457mm×406mm)在锅炉点火前应将耐火材料 把 孔 堵 住 , 以 防 烟 气 烧 坏 检 修 门 。 各 门 孔 布 置 详 见 502720-E1-06 门 孔 布 置 图 及 751720-E1-01 门孔密封装置。 另外,非受压部位如炉顶大罩壳,炉膛折焰角围墙框架、炉膛底部围墙框架、烟道 处均设有检修孔,便于检修人员进出方便。
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2.9.2 汽水系统测点布置(详见 502720-E1-07 汽水系统测点布置图) 汽水系统测点布置( 汽水系统测点布置图) 整个锅炉汽水系统(从省煤器进口至过热蒸汽出口,再热蒸汽进口至出口)按不同 部位不同要求布置了各种功能的仪表测点。汽水管道上的压力测点除就地监控的压力表 外,其余压力测点均供至一次阀门,用户可按不同要求配置控制仪表,例如锅筒上有 4 个压力测点,其中之一作压力就地监视,上锅厂提供全套阀门和压力表,其余 3 点供至 一次阀门,用户可按检测,保护,调节等不同要求引至各处。对所有的温度测点锅炉厂 仅提供热电偶管座。由用户按需要配置测温元件。 自然循环锅炉维持锅筒正常水位是锅炉安全运行的要点之一。因此在锅筒上设置了 几种不同功能的水位监控仪表,水位的就地监视采用 2 只分设在锅筒两端封头上的双色 水位表,水位表的可见高度为 680mm,每只水位表前配一套电视监控器(用户自理), 可以用切换装置交错监视两端汽包水位。 锅筒水位控制保护限定值见表 2.9.2, 如果水位 超过保护限值,锅炉自动解列。 表 2.9.2 锅筒水位控制保护限定值 水位 mm +125 +180 热控联 声报警 事故 锁测点 放水 +250 解列 -200 声报警 -300 停上部 一层一 次风 -350 解列 汽包中心线 下 50 正常 水位

±50 正常 水位

4 只水位平衡容器分别布置在锅筒两端封头上,量程 1180mm,供运行检测,保护, 调节等用。2 只电极点水位计,其中一只为高水位电极点,用作锅炉启停时锅筒满水位 的监视。电极点水位指示器均带二次仪表,亦能送出保护信号。 受热面壁温测点要求布置在分隔屏,后屏,高温过热器,低温过热器和高温再热的 炉外出口段,供锅炉检测保护等用,壁温测量元件用户自理,现场安装于炉顶大罩壳上 约 800mm 处管壁上。 锅筒是很重要的受压元件, 对锅筒在役期内因启停及负荷阶跃的寿命损耗上锅厂进 行了详细的应力分析工作。锅炉启动停炉速度的快慢会影响锅筒上下壁和内外壁温差应 力幅值的大小,从而影响寿命损耗,因此必须控制锅炉的启停速度。沿锅筒筒身长度方 向上均匀布置三个断面共 9 对点内外壁温测点, 便于锅炉启停时期对锅筒壁温差的监控。 在四根下降管上各设一点流量测点,可作水动力试验用。 2.9.3 烟风系统测点布置
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烟风系统测点主要包括锅炉烟气侧烟气压力、温度、氧量分析、烟气分析,这些测 点有属于运行监视所需的,也有属 FSSS 及 CCS 控制所需的调节,保护用测点,具体详 见 502720-E1-08 烟风系统测点布置图。本公司仅供测点接头,测量用仪表由用户自理。 3. 主要受压部件 3.1 锅筒及附件 3.1.1 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 根下降管的连通管,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。辅助蒸汽管座设在锅筒左端,3 只安全阀管座分别布置在左右封头 上部(左 1 右 2),8 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 2 只电极点水位指示器)分别布置在两侧封头上,连排管座设在锅筒两端下方,汇总后引 出。 3.1.2 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 72.5m 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。 锅筒就地水位表的布置已考虑了由于温差引起的水位测量误差修正值,安装时严格 按图施工。 3.1.3 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。水位控制保护限定值见表 2.9.2。

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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,以保证水循环的稳定性。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。 3.2 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 3.2 锅筒内部装置)。 本锅炉的给水方式为直接注水式,给水直接注入下降管入口端。其目的是降低锅炉 启停、滑压运行、和高加全切除运行时的锅筒上下和内外壁温差,特别是防止在上述运 行工况时下降管座的温差热应力,从而提高锅筒的使用寿命。 位于锅筒底部的给水分配管在下降管座的上方引出 4 根给水注入管,给水沿着注入 管进入下降管中心,从而避免下降管座焊缝区与给水直接接触,消除了焊缝区产生过大 温差应力的可能性。在下降管座入口处还设置了栅网板,避免漩涡的产生,防止了下降 管带入大量蒸汽,提高水循环的安全性。 锅筒内共布置 98 只轴流式分离器和 112 只波形干燥器,汽水混合物通过汽水引入 管进入轴流式分离器,作自下而上的旋转流动,蒸汽经分离器上部的百叶窗后,再转入 顶部的干燥器。水滴沿分离器隔层和干燥器底部落下,进入锅筒水空间。分离后的干蒸 汽从锅筒顶部由 18 根Φ159 的导汽管引入过热器系统。 由于锅筒内设了较多数量的轴流式分离器和波形干燥器,分离器的蒸汽负荷值等数 据均较保守(见下表),因此在负荷变化时可有效地保证蒸汽品质。锅筒的汽水空间均 较大,有利于水位的平稳。 锅炉负荷 100%时轴流式分离器特性表 分离器尺寸 Φ254mm 分离器数量 98 每只分离器蒸汽负荷 10.78t/h 每只分离器汽水混合物负荷 42.47t/h

锅筒内件在厂内与锅筒组装后出厂,工地进行酸洗前需将轴流式分离器和干燥器拆 除不参加酸洗,以免垃圾堵住缝隙及薄钢板受到腐蚀。

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3.3 水位试验 3.3.1 引言 为了校验就地水位表和遥控水位指示装置,所有大型锅炉的锅筒(设计压力≥ 16.6MPa)都装有水位测试取样装置,以便在高压运行下能确立一个真实水位。 3.3.2 设备 典型的水位测试取样装置如图 3.3.2 所示。 通常取样筒上仅用四只管接头与测试管路相接,其余的管接头用封板堵住,应备有 足够数量的高压取样冷却器,以便至少有两只接管可同时取样冷却,每一取样管路应配 有电导仪(0.1 定值),导电值可由带有开关盒的手提式仪表或用多点记录仪检测。 由于近似的导电值已足以区别锅筒中的水和蒸汽,故不需要温度补偿,但测试时所 有的取样管应冷却到接近相同的温度。 3.3.3 真实水位指示的重要性 为了使高压以上锅炉在最佳状态下运行,水位的精确测量和控制是最重要的。若水 位高于需要值,则减少了锅筒蒸汽的自由空间,乃至各分离器浸没于水中而不能正常工 作,相反若水位低于需要值,将会使下降管带汽影响水循环的安全性。为此,锅筒应有 一个恰当的水位高度范围,既能保证锅炉的安全运行又具有足够的水量以能适应机组负 荷的突然变化。因此认识到水位指示器如存在某种缺陷便可引起各种困难和麻烦,这一 点是非常重要的。 3.3.4 水位指示的机理 使用双色云母水位计来指示水位的原理,是基于密闭容器的水位高度同与容器相连 的可见水位表有相等的水位高度,但只有当容器内水的密度和水位表内水的密度相同 时,这种原理才是正确的。 为了使运行人员看得见水位表中的指示,故把水位表移至锅筒外侧,而水位表中比 较小的水量暴露在较冷的大气下,因大气的冷却作用而过冷,冷却水密度大,这就使锅 筒中的水位按比例地高一些。在亚临界压力锅炉中,饱和水温较高,饱和水与水位表中 过冷水的密度差大,故过冷度可对水位指示产生明显的影响,虽然水位补偿调节器或遥

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控指示仪不直接受这种现象的影响。 但它们是依靠玻璃水位表的零读数作为其校 验基准的,因而也就反映出同样的偏差。 水位取样筒不应直接布置在大直径下降管入水的上方, 因为该区域水位易受 到涡流的干扰,所以在该受影响的区域测量水位是错误而没有意义的,水位测量 应限于图示位置。见水位测试取样装置(典型布置)图。 3.3.5 试验要求 为了获得最大量的可靠性资料, 要求试验小组与运行人员在水位性能试验中 充分合作。锅筒水位最大偏差出现在满负荷,因此建议试验应在稳定的满负荷工 况下进行。在试验进行期间,改变负荷将会引起一些附加因素而使数据处理复杂 化。另外,必须使水位均匀地变化,并观察各水位指示器的反应,注意水位取样 筒中水位相对位置。在试验期间应避免吹灰,因为吹灰会造成错误水位。 进行试验时,供应充足的冷却水量是绝对必需的,每只取样冷却器的冷却水 正常的需要量为 0.5675 米 3/时 (2.5 加仑/分) 由于试验在靠近锅筒所在地进行, 。 因此电厂冷却水的供水压头必须满足水位高度的要求。 由于导电度是区别汽相和水相的基础,因此要求炉水含有理想的电解浓度, 如果电厂使用“挥发份”或“低固形物”含量来控制炉水的,则必须在炉水中加 些钠盐以产生至少 30 微欧的导电度。 3.3.6 试验步骤 (1) 连接管应允许取样筒从下列四点取样 a. b. c. d. 正常水位以下 51mm 正常水位水位 正常水位以上 51mm 正常水位以上 102mm

(2) 从取样筒上两个探头所取的样应同时冷凝,并监督其导电度。最初冷 却器应与正常水位及正常水位以上 51mm 点相连,如果这些取样探头不能令人 满意,则冷却器可再与其它两点中的任一点相连接。 (3) 锅筒内的水位应逐渐降低,直至所有取样点显示出蒸汽的导电度(见 附注)(低于 5 微欧)为止,并保持稳定 15 分钟,记录下列数据: a. 各取样点的导电度

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b. c. d. e. f.

自动水位调节器读数 遥控水位指示器读数 双色水位计读数 电接点水位计读数 时间、负荷。

(4) 根据自动水位调节器,把水位升高 13mm,保持 15 分钟后,按第(3)步 序所述再重复记录数据。 (5) 重复第(4)步,直到所有取样点被炉水浸没为止(导电度>30 微欧)。 如果试验发现真实水位与指示水位相差很大, 则应考虑对外部水位指示器进 行补偿或调整各水位指示仪的予偏置量。 3.4 水冷壁 3.4.1 结构简介 炉室由 632 根Φ60×8、材料为 20G,节距为 76mm 管子组成的膜式壁围成, 炉室深 12.62m,宽 13.23m。整个水冷壁系统划分成 32 个独立回路,两侧墙各有 6 个回路,前后墙亦各有 6 个回路,其中最宽的回路由 26 根管子组成,位于两 侧墙中部。 水冷壁四个转角为大切角, 每一切角由 30 根管子组成, 节距为 76mm, 分成 2 个独立回路。燃烧器区域的切角管设计成燃烧器水冷套,与燃烧器组装后 出厂。 前后墙水冷壁在标高 15.354 米处与水平成 55 的夹角转折形成冷灰斗。 冷灰 斗前后墙下倾至标高 7 米处形成深度为 1.4 米的出渣口并与渣斗装置以插板水封 结构相连接。 后墙在标高 43.839 米处形成深度 3 米, 由Φ70×10, 节距为 91.2mm 的管子组成的膜式壁折焰角。在此标高处后墙抽出 24 根Φ76×17.5,材料为 15CrMo 管子形成后墙悬吊管或称第Ⅰ悬吊管,用以支承炉室后墙的全部重量。 折焰角以与水平成 30 的夹角向后上方延伸,在标高 50.44 米处以 15°角折向水 平烟道底部,然后分三排垂直向上形成后墙排管束。 炉室四周水冷壁的鳍片是由 16×6mm 碳素扁钢制成,折焰角膜式壁的鳍片 由 21.2×6mm 的扁钢制成,采用埋弧焊与管子焊成膜式壁。整个水冷壁沿炉膛 高度方向分成四段,共分 120 片膜式屏(包括 4 组水冷套)出厂。前墙和二侧墙 水冷壁中部和下部布置足够的内螺纹管, 后水冷壁从冷灰斗转角以上开始至折焰
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o o

角几乎均为内螺纹管。 本工程燃用无烟煤,为使着火稳定及低负荷稳燃,在炉膛下部燃烧器区域四 周水冷壁处铺设卫燃带,分上、中、下三段,总面积约 300m2。 3.4.2 安装 工地安装水冷壁时,必需严格控制各管屏间的安装间距,使之与图纸要求相 符,不允许由于拼装间隙过大而要贴焊扁钢弥补,以免运行中过热烧坏。在工地 安装 2#3#角上部转角处散管及炉底转角散管时, 必须严格按图纸要求使炉内管子 处于同一平面上,节距要均匀,并用扁钢或圆钢将间隙补焊密封,以防运行中漏 烟漏灰。前水冷壁上部在炉顶管穿越区凡间隙大于 5mm 的空隙必须用扁钢补焊 密封,以防密封装置及膨胀节过烧。在上下两片管屏对口时,为了对口方便,允 许临时将管子中间扁钢割开一段,(不可损伤管壁),待对口完毕后再用圆钢或 扁钢填补并焊封。 3.5 省煤器 3.5.1 结构简介 由于锅炉为亚临界压力参数,省煤器的吸热很少,因此本锅炉省煤器受热面 较少,二级串连布置,分别布置在后烟井低温再热器和低温过热器下方。省煤器 蛇形管组由Φ51×6、20G 管子组成,3 根管套、顺列布置。横向节距 114,每级 省煤器各 114 排(见省煤器结构示意图)。根据燃料的特性及高海拔低气压的影 响,采用了较低的烟气流速(见下表),省煤器管组重量的支承由蒸汽冷却的悬 吊管承担,重力传递由槽孔管夹、支承块等结构件与吊管的组合实现。此段悬吊 管夹与相邻的省煤器管排组装出厂,横向节距的定位通过钢板,U 形杆等结构件 与悬吊管的连接实现。 管组两端上方设计了烟气阻流板结构, 消除烟气流动走廊, 并在管子弯头上装设了防磨罩,因此具有良好的防磨特性。 省煤器特性表
管径×壁厚 (mm) 横向节距 (mm) 114 114 纵向平均节距 (mm) 100.4 100.4 管子套数/排数 3/114 3/114 材料 20G 20G 平均烟速(m/sec) (100%负荷) 6.97





低再侧省煤 器管系 低过侧省煤 器管系

Φ51×6

Φ51×6

给水从锅炉左侧引入低再侧省煤器,再由二侧连接管道引入低过侧省煤器,
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加热后的水由低过侧省煤器出口集箱两侧经连接管道引入锅筒。 省煤器再循环管 道由锅筒引出至省煤器进口管道,在锅炉启动阶段向省煤器提约 4%BMCR 再循 环流量,以保护省煤器。 安装和运行 省煤器管系安装时必须保持每片蛇形管间的横向节距一致, 以免产生烟气走 廊引起局部磨损。在安装前须检查蛇形管上所附的附件是否齐全,在安装管系两 端弯头上方的烟气阻流板时,必须按图纸要求确保管子与阻流板间的距离,并须 保持阻流板在同一水平线上,不允许高低参差不齐。 锅炉在启动时,必须打开省煤器再循环管路上的 2 只电动截止阀,以便在省 煤器管系中形成足够的水流,防止省煤器汽化。省煤器再循环管路待锅炉建立连 续的给水流量后再行关闭。 3.6 过热器 3.6.1 结构简介 过热器按吸热及结构特点分为 5 级(见图 2.2.2 过热器系统图)。第一级是 包复过热器,它包括前炉顶、后炉顶、水平烟道两侧墙、后烟井四周和隔墙过热 器及低过、低再的悬吊管等。第二级是低温过热器(简称低过),第三级是分隔 屏,第四级是后屏过热器,最后一级是高温过热器(简称高过)。 3.6.1.1 炉顶及后烟井 饱和蒸汽从锅筒顶部由 18 根Φ159 的连接管引入前炉顶进口集箱。前炉顶 进口集箱后蒸汽分为二部分。第一部分的蒸汽流量进入 115 根Φ51×7 的前炉顶 管至炉顶中间集箱,炉顶中间集箱后 1 路蒸汽经后炉顶,后烟井后墙至环形下集 箱(后),另 1 路蒸汽经包复前墙进入环形下集箱(前);第二部分蒸汽则由 6 根Φ159×20 的连接管引至水平烟道两侧包复上集箱,工质下行至下集箱后由连 接管引至环形下集箱(前)与第一部分蒸汽混合;前炉顶由焊接短鳍片管组成, 分成前后两段散装管出厂。前炉顶管上焊有支承吊耳,并设有供可升降检修平台 用的缆绳孔管。 全部蒸汽在环形下集箱汇合后, 分别流经后烟井两侧包复及低再悬吊管束上 行然后汇合于隔墙上集箱。 隔墙上集箱后蒸汽经隔墙与低过侧省煤器悬吊管及低 温过热器悬吊管束并联下行最终汇总于低温过热器进口集箱。 上述炉顶及后烟井

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热面的结构特性见下表: 表 3.6.1.1
名 前炉顶 后炉顶及后墙 后烟井前墙 后烟井两侧墙 后烟井隔墙 水平烟道两侧墙 低再悬吊管 低过悬吊管 低过侧省煤器悬吊管 称 管 径 节距 mm 114 114 114 114 114 94 228 228 228 根 数 115 116 116 2×115 115 2×57 2×57 2×57 2×57 材 料 20G 20G 20G 20G 20G 20G 15CrMo 15CrMo 15CrMo 结构说明 焊接短鳍片散装管 膜式管屏 悬吊管+膜式管屏 膜式管屏 悬吊管+膜式管屏 膜式管屏 散装管 散装管 散装管

Φ51×7 Φ45×6 Φ45×6 Φ45×6 Φ51×7 Φ45×6.5 Φ54×8 Φ54×8 Φ54×8

3.6.1.2 低温过热器 低温过热器布置在后烟井的后部烟道。 蒸汽自下而上与烟气作逆向流动。 它 由Φ57 的三组蛇形管组和一垂直管段组成。(管材、规格见低温过热器结构示 意图)横向节距为 114,共 114 排以 3 根套弯成蛇形管组。低温过热器的重量由 2 排悬吊管支承,通过钢板,U 形杆,U 形板等结构件与悬吊管连接构成管排间 的横向定位装置。纵向定位装置则利用管夹和卡板。每段蛇形管上方两端弯头每 隔一定距离用拉板与后烟井隔墙及后墙连接在一起, 随着锅炉的膨胀方向一起向 炉后膨胀。 每组蛇形管上部靠后烟井后墙的弯头上方设置阻流板, 以避免产生局部烟气 走廊,再加上蛇形管长度小于 7.1m,管径又较粗,具有足够的刚度,且烟速低, 有利于减轻或避免管子磨损。 3.6.1.3 分隔屏 按蒸汽流程,分隔屏分二级串连布置,每级分隔屏由 4 大片组成,共 8 大片 平行布置在炉膛上方, 横向平均节距为 1470mm。 每片分隔屏由 6 小片管屏组成, 其中每 3 小片管屏组成一组,在厂内共分成 16 片组装出厂。每一小管屏均由 8 根Φ54 的管子组成(材料规格见分隔屏小片示意图),因此可使最里圈和最外 圈的流量偏差减小,从而可减少同屏管间热偏差。同时分隔屏下部热负荷高的管 子材料采用 TP-347H,更能确保运行的安全性。
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自低温过热器来的蒸汽汇总至一根Φ610×60,12Cr1MoV 的管道,经混合 后通往备用级喷水减温器,然后进入布置在前炉顶上方左右两侧的 I 级分隔屏进 口集箱,每一集箱接 2 大片分隔屏,蒸汽在管圈内作∏型流动加热后,被引至 2 只 I 级分隔屏出口集箱, 再由左右交叉的Φ406 大口径连接管道引至 II 级分隔屏。 I 级减温器布置在交叉连接管道上。 I、II 级分隔屏管间定位采用耐热不锈钢制成的滑动连接件(见滑动连接件 示意图)。它是由 1 块凸形和 2 块凹形连接件所组成,直接焊在管子上,既把管 子相互连系在一起,又保证每根管子上下能自由膨胀。由于连接件很小,与管子 熔合良好,又不直接受到烟气冲刷,因此滑动连接件冷却良好。滑动连接件沿管 屏高度方向布置 4 处,底部水平段管间的定位由里圈管抽出的夹持管实现,为了 运行的安全,夹持管采用Φ54×6.5,TP-347H 管子。 分隔屏由于横向间距很大, 每片管屏在炉膛内的高度达 13.9m, 宽达 6.110m, 无法采用一般的横向定位装置,因此采用了蒸汽冷却的分隔屏夹持定位装置。从 I、II 级分隔屏 4 个进口集箱各引出二根Φ60×9,12Cr1MoV 的管子,挠至分隔 屏前部,经分叉管后形成两水平夹持管(Φ51×7.5,TP-347H),把分隔屏和与 之相对应的 8 片后屏一起夹持定位。水平夹持管再经分叉管汇成一根垂直管(Φ 60×9,TP-347H)后进入后屏过热器进出口集箱。定位装置前部由前水冷壁拉 出管夹持定位,其后部由后屏流体冷却定位管定位,形成既刚又柔的横向定位装 置(见分隔屏定位管示意图)。 3.6.1.4 后屏 20 片后屏布置在炉膛出口处,每片屏由 14 根 U 形管子组成。外圈管Φ60, 内圈管Φ54,位于炉膛内的后屏高度为 13.9m。自 II 级分隔屏出口集箱来的蒸汽 从后屏进口集箱两端引入, 经管屏加热后至后屏出口集箱再由其两端引出至Ⅱ级 减温器。(后屏管子材料规格品种详见后屏结构示意图)。后屏下部约 2 米范围 内外 2 圈管子以及后屏底端水平段的内圈夹持管段采用 TP-347H 管材,以确保 其运行的安全性。 管子间的纵向定位与分隔屏相同,亦采用活动连接件,连接件沿后屏高度 布置 4 处。 管屏间的横向定位采用流体冷却定位管 (见流体冷却定位管示意图) 。 流体冷却定位管的蒸汽自炉顶中间集箱分 4 路引出, 其中一路作后屏过热器的横 向定位管, 一路作高温过热器的横向定位管, 另二路作高温再热器的横向定位管。
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带有定位块的管子从后屏的第一与第二根管子之间成水平横向穿越, 插入管屏上 的支承块中,使管屏间始终保持所需的横向节距,然后定位管被引出至备用级减 温器后的管道上。 3.6.1.5 高温过热器 通过Ⅱ级减温器后的蒸汽经汇总混合后经中部三通引入高温过热器的进口 集箱。进口集箱引出 38 片高过管屏,每片由 8 根管子组成,外圈管Φ60,内圈 管Φ54。蒸汽在此最后加热达到额定温度值。主蒸汽经出口集箱中部三通以单路 管道在锅炉右侧引往汽机高压缸。 (高温过热器的管子材料详见高温过热器示意 图)。管子间的纵向定位与管组间的横向定位与后屏类同,纵向定位的滑动连接 件沿高过高度布置 4 处。 3.6.2 安装 过热器系统的安装包括壁式(包复)热面、悬吊管屏和蛇形管组三部份。壁 式热面除前炉顶管为散装管外,后烟井四周、隔墙、水平烟道侧墙及后炉顶均为 膜式管屏,因此吊装比较方便。前炉顶又分前后两段总共 230 根带短鳍片的散装 管。在前炉顶管最后焊接对口前应检查每排吊耳是否在一直线上,否则吊耳需割 掉重新修正位置,以防炉顶管膨胀不畅,引起变形。炉顶管装好后,整个前炉顶 管的鳍片均保持在同一水平面上,以免影响密封。鳍片之间间隙大于 5mm 的地 方均应用扁钢或圆钢补焊充填。 壁式热面共分 66 片膜式管屏出厂,最长管屏为 12.600m(后炉顶 6 片),最 宽管屏为 2.964m(后烟井侧墙 4 片)。集箱均为长管接头。为便于管屏对口而 形成的鳍片割槽处待对口完毕后均需用扁钢密封。 后烟井下方的环形集箱和隔墙 下集箱处管间间隙均需按图用扁钢密封,以防运行时漏烟漏灰。 悬吊管屏(分隔屏、后屏、高过)安装时的注意点: 分隔屏没有设工地起吊吊耳, 后屏和高过上的吊耳则是供工地用来起吊管屏 用。管屏在就位前应检查管间的滑动连接件是否互相啮合并可自由滑动,管子是 否在同一平面上。 用于后屏和高过横向定位的流体冷却定位管在安装中应确保定 位管上的定位块插入管屏上的支承块中, 每块扇形限位板与定位管的距离应符合 图纸要求。 低温过热器蛇形管组的安装要求基本与省煤器蛇形管组相同, 由于蛇形管均

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支承于悬吊管上,在安装时应检查悬吊管上的托块位置是否正确,如托块脱落或 碰及受热面管组,应补装或修割托块,以确保蛇形管的良好支承。 3.6.3 运行 悬吊管屏(分隔屏、后屏、高过)过热器建议不参加酸洗,以免酸液流动不 畅或垃圾沉积,损坏管子,同时也可避免酸液对不锈钢管段产生晶间腐蚀。 锅炉点火前,必须先打开管道和集箱上的放气阀和疏水阀,具体见 2.8.2 节。 环形集箱的 5%启动旁路总阀在点火期间按要求进行操作,以控制过热蒸汽的压 力及加速过热蒸汽温度的提高。 3.7 再热器 3.7.1 结构简介 再热器为高温和低温二级布置。 从高压缸排汽来的蒸汽在锅炉两侧由两根Φ 558.8×16.66,SA-106B 的管道经事故喷水减温器引入位于标高 42.4m 处的再热 器进口集箱两端。 蒸汽通过 114 排 5 根套的低温再热器管系加热后经垂直引出管 段引至低温再热器出口集箱,低温再热器管系由三组水平段和垂直段组成,管径 均为Φ57×4,材料 20G、15CrMoG、12Cr1MoVG,(见低再示意图)。低再出 口集箱两端引出的蒸汽流经布置在左右两侧的微量喷水减温器后从两端引入高 温再热器进口集箱。高温再热器管系位于水平烟道内,结构型式为双逆流布置, 吸热效果好,它由 57 排 8 根套的Φ57×4 的管屏组成。再热蒸汽最后由Φ610× 30,12CrMoV 高温再热器出口集箱两端引出,再通过炉外管道汇总成一路在锅 炉右侧引至汽机中压缸。整个再热器系统流程为双进双出,∏型联结,使流量偏 差降到最少。低温再热器蛇形管组的横向定位装置,阻流板,支承结构及包复壁 面的拉板连接结构均与低温过热器类同。为防止管系的局部磨损,在吹灰器上、 下方的第一排管子上装设了防磨罩。 (高温再热器管系材料请见高温再热器示意 图)。 3.7.2 安装和运行 除高温再热器的纵向定位采用管夹式板型结构外(管夹沿高再高度布置 4 处),其余结构基本同于高温过热器,安装注意事项可参照 3.6.2 节中悬吊管屏 部分。 3.8 减温器
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3.8.1 过热器减温器 过热器喷水减温器分三级布置, 备用级减温器设置在低温过热器的出口管道 上, 级减温器设置在 I、 级分隔屏连接管道上, I II Ⅱ级减温器布置在后屏出口左、 右侧管道上,减温器的喷管型式为水平横置于减温器筒体内的多孔笛形管。喷水 方向与蒸汽流动方向一致, 喷水经笛形管上的小孔喷出雾化后与蒸汽一同沿着减 温器筒体流动并混合,使蒸汽减温。 每级减温器的喷水能力按计算喷水量 1.2 倍设计。喷水量的大小可通过减温 器系统中的调节阀进行调节。 3.8.2 再热器减温器 布置在锅炉左右两侧再热器进口管道上的事故喷水减温器在正常工况下并 不投运, 仅在事故工况下, 当进口汽温超过设计值时 (如汽机高压旁路发生故障) 则投入事故喷水减温器。微量喷水减温器设置在低、高再左右侧连接管道上,微 量喷水作为调节左右侧再热蒸汽温度偏差的手段, 正常工况下喷水量应尽量少投 或不投。为确保锅炉安全运行,要求在锅炉低负荷时不要投用微量喷水,尤其禁 忌大量喷水,以免因喷水雾化不善而使喷水直接进入高再管子。喷水直接进入受 热面管是不允许的,因为这样会引起受热面管子过大的热应力。再热器减温器的 喷咀为莫诺克型,与喷水管相焊,水平横置于减温器筒体内。蒸汽与喷水为顺向 流动。 3.8.3 喷水减温器性能数据
锅 项 目 单 位 BMCR a)过热器备用级减温器(一只) 减温水喷入点压力 减温水温度 计算喷水总量 设计喷水总量 b)过热器 I 级减温器(二只) 减温水喷入点压力 减温水温度 计算喷水总量 MPa ℃ t/h 18.21 171.3 18.13 17.91 166.7 13.55 17.27 152.9 7.78 15.16 148 15.10 14.76 142 25.24 17.62 170.2 17.24 MPa ℃ t/h t/h / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / 17.75 170.2 85.2 102.2 ECR 80%ECR 60%ECR 50%BMCR 高加全切 炉 负 荷

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设计喷水总量

t/h

21.8

16.3

9.3

18.1

30.3

20.7

c)过热器 II 级减温器(二只) 减温水喷入点压力 减温水温度 计算喷水总量 设计喷水总量 MPa ℃ t/h t/h 17.74 171.3 6.04 7.2 17.52 166.7 4.52 5.4 17.07 152.9 2.59 3.1 14.98 148 5.03 6.0 14.59 142 8.43 10.1 17.31 170.2 5.39 6.5

d)再热器事故喷水减温器(二只) 减温水喷入点压力 减温水温度 计算喷水总量 设计喷水总量 MPa ℃ t/h t/h 3.84 171.3 0.0 25 / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /

e)再热器微量喷水减温器(二只) 减温水喷入点压力 减温水温度 计算喷水总量 设计喷水总量 MPa ℃ t/h t/h 3.75 17.13 0.0 25

3.9 受压件支吊 锅炉所有的受压件均通过悬吊装置支承在标高为 72.450m 的钢梁上, 各热面 吊点按不同的膨胀量在各膨胀方向上预设偏置量, 以减少锅炉运行时吊杆根部受 到过大的弯曲应力。 分隔屏由分隔屏进口集箱长管接头上的吊耳吊至 72.450m。后屏、高温过热 器和高温再热器的管组的悬吊均采用高冠密封支承系统结构。 其结构见高冠密封 支承结构示意图。每一级支承系统为 5~6 组,便于工地组装。安装时,管组与 支承装置可先在地面组装, 然后借助管组的安装吊耳将管组就位后再与集箱管接 头相焊。高冠密封支承结构的吊架均为刚性吊架。四周水冷壁和尾部后烟井及隔 墙均通过集箱上的刚性吊架吊至炉顶钢梁上。水平蛇形管包括低过,低再,低再 侧省煤器通过悬吊管上部弯头处的吊耳吊至 72.450m 钢架梁上, 低过测省煤器则 由其悬吊管吊至低过悬吊管。 汽侧集箱吊架视热胀差大小,分为刚性吊架和弹簧吊架两种型式。 有关炉顶吊架的安装和调整见“受压件安装注意事项”。 锅筒由于重量重,标高高度高,因此采用 U 形板状吊架。在锅筒两侧布置 两个吊架,其冷态安装位置中心距已考虑到锅筒热态运行时的膨胀位置。锅筒上
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的 U 形板用销轴与两块吊板相连,吊板上端再用销轴连接在锅筒支承梁上,该 支承梁搁在标高 72.50 的炉顶钢架上。 为便于安装, 锅筒支承梁的上部设有顶梁, 安装时在顶梁两端放置千斤顶,用以调整锅筒高度。由于采用板型吊架,可减少 锅筒的局部压力,并使受力均匀。

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