7月24日考察报告

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响水联谊热电考察报告

本次考察的主要内容是响水联谊热电和益海盐化科技电厂的三大主机及主要辅机的运行情况和选型经验，重点是汽轮机机系统的工艺方式和设备选型为我电厂新建机组的设备选型提供参考和借鉴。电厂生产运行管理情况在本报告中不作赘述。

响水联谊热电现有两炉一机，三大主机型号、厂家分别为：锅炉型号为UG-150/9.8-540-M5 (编号11068)高温高压、自然循环汽包循环流化床电站锅炉，生产厂家为：无锡锅炉厂；汽轮机型号为：CB30-8.83型抽背式汽轮机，生产厂家为：南京汽轮机电机集团；发电机型号为：QFW-30-2C型发电机，生产厂家为：南京汽轮电机集团 ，锅炉于2013年初点炉运行至今，通过双减对园区热用户供热。汽轮发电机组虽建设安装完成，因相关手续不全，未投入运行。

益海嘉里（连云港）热电车间是新加坡益海嘉里集团投资所属的公用工程。于2013年2月建成两台130t/h锅炉和一台汽轮机。主机型号、厂家分别为：锅炉型号UG-130/9.8-540-M（编号为11085）高温高压自然循环流化床锅炉、生产厂家为无锡锅炉厂。汽轮机型号为CB30-8.83型抽背式汽轮机生产厂家为南京汽轮电机集团; 发电机型号为：QFW-25-2C型发电机，生产厂家为南京汽轮电机集团。2013年2月建设完成，但运行至今仍未获得核准。

响水联谊热电和益海(连云港)热电的汽轮机为南京汽轮电机集团生产的CB25(30)-8.83-535-0.981抽背式汽轮机，单轴，单缸，冲动式汽轮机。具有 一级调节抽汽和一级非调节抽汽。为汽轮机标准系列。转子为整锻结构 ：包括高压单列调节级、中压单列调节级在内的第1到7级为整锻一体。汽轮机前轴承为径向推力联合轴承装于前轴承座内；后轴承与发电机同装于后轴承座内。汽轮机与发电机通过刚性联轴器连接。

进汽机构采用凸轮配汽机构，设置四个调速器汽门。自动主汽门单独布置一只，装于弹性座架中。以承受锅炉管道推力。机跳电信号取自自动主汽门关闭的行程开关。自动主汽门通过两根导汽管与调节汽门相连。

机组盘车装置装于汽机后轴承盖上，由电动机带动涡轮蜗杆转动转子。盘车为低速盘车。

机组未设顶轴系统。

汽轮机油系统采用低压透平油润滑系统，控制系统使用DEH电调系统。未使用集装式油箱，调速油泵、交流油泵、直流油泵布置于汽机房零米。油箱布置于4.5米平台。事故油箱皆布置于室外地面上，未埋入地下。

我厂若选用南汽汽轮机，主要结构形式与以上相同。但青岛捷能汽轮机和杭

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州汽轮机与南汽不同。

青岛捷能汽轮级配汽机构为提板式，不单独设置自动主汽门。自动主汽门和调速汽门皆布置在上缸上，通过蒸汽室与调速汽门连接。

杭州汽轮机(西门子技术)配汽机构也是提板式。但与青汽和南汽的区别是做功原理的区别。杭州汽轮机（西门子技术）是反动式汽轮机，其他包括哈尔滨汽轮机也是以冲动式为主的汽轮机。杭州汽轮机（西门子技术）相对于其他汽轮机其汽耗率大约低10%。但其单机价格约为其他厂家的1.4倍。比如我厂准备选用的15MW汽轮机组，同参数、同运行工况下杭州汽轮机机组的汽耗率约为7.6Kg,青岛汽轮机组汽耗率约为8.53Kg.从经济性上考虑，杭州汽轮机优于青汽、南汽和哈汽。

在运行调节反应速度上排列顺序为杭汽、南汽、青汽、哈汽。但哈汽机组的过负荷能力普遍较高。 主蒸汽系统

两家电厂主蒸汽系统皆是单母管分段制为小热电的经典设计，用阀门将主蒸汽母管分为对应锅炉段，分别设置隔离门和并汽门，并在扩建端设置隔离门。减温减压器设置于扩建端母管上，有利于机组的二期扩建。与我厂初可方案相同。 主给水系统

两家电厂皆采用给水单母管分段制，采用2*100%+1*100%给水泵配置方式。给水泵出力皆为单台锅炉蒸发量的110%。扬程为1500米，联谊热电给水泵启动方式为液力耦合器启动。益海热电是直接启动。两家电厂皆未使用汽动给水泵。根据运行经验其两家电厂厂用电率应该在19%-21%左右。但在益海热电现场放置一台汽动小机，其一号给水泵电机已拆除，表明益海热电准备技改一台给水泵。其驱动小机型号为B1.0-1.7/0.75。我厂初可方案中也准备布置一台100%汽动给水泵。 除氧系统

两家电厂作为抽背机组，仅采用一级高压除氧器除氧。若作为全补水机组，一级高压除氧是无法使给水溶氧从毫克级降到微克级。常规全补水形式机组除氧方式一般为低压大气除氧和高压除氧相结合的二级除氧方式。高温高压机组的溶氧要求为不大于7微克。若全补水采用一级除氧，对除氧器的性能提出了很高的要求。结合其生产工艺观察到，两家电厂皆存在生产返回水，且回收率在30%以上。大约70度的生产返回水进入除氧器，这就为一级高压除氧达到标准，提供了可能。但现场了解，两家电厂溶氧合格率比较低。 抽汽供热系统

两家电厂汽轮机皆为抽背机组，存在中压汽供热。在供热管道上都安装了减温器。我厂在初可中未见减温器方案。汽轮机排汽直接供热存在经济性损失的可

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能。两家电厂中压抽汽管道上除液控抽汽逆止门外，均安装了液压快关门。但在背压抽汽管道上未发现。在回热系统上两台机组均使用了高压加热器，从而使锅炉给水温度提高到215度。

两家电厂皆设计了100%单台锅炉容量的减温减压器。以提高供汽的安全性。 给水加药系统

两家电厂皆采用磷酸盐协调处理方式，符合高温高压机组常规给水加药方式，汽水取样均使用自动取样在线分析装置。

两家电厂锅炉为无锡华光锅炉。基本上属于同类型锅炉，都为高温高压，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，支吊结合结构，全钢架π型布置型锅炉。

本系列电站锅炉具有以下结构技术特点：

锅炉最大水容积约70-80T左右。运转层标高8m。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级四组对流过热器，过热器下方布置三组光管省煤器及一、二次风空气预热器。

炉膛四周由管子和扁钢焊成全密封膜式水冷壁。前后及两侧水冷壁分别由φ60×5或φ51×5规格管子组成。前后水冷壁下部密相区处的管子与垂直线成一夹角，构成上大下小的锥体。锥体底部是水冷布风板，布风板下面由后水冷壁管片向前弯与二侧墙组成水冷风室。布风板至炉膛顶部高度为32-38m左右，炉膛烟气截面流速4-6m/s。

后水冷壁上部两侧管子在炉膛出口处向分离器侧外突出形成导流加速段，下部锥体处部分管子对称让出二只返料口。前水冷壁下方有4只加煤口，侧水冷壁下部设置供检修用的专用人孔，炉膛密相区前后侧水冷壁还布置有两排二次风喷口。

前、后、两侧水冷壁分成四个循环回路，由汽包底部水空间引出集中下降管，通过分散下降管向炉膛水冷壁供水。水冷壁下集箱由分散下降管引入，两侧水冷壁上集箱相应各有连接管引至汽包，前后墙水冷壁上集箱也要有相应管子引出。水冷屏则各有从汽包引出的一根下降管供水，再分别由引出管引至汽包。

水冷壁、集箱、连接管的材料常规为20G/GB5310。

整个水冷壁重量由水冷壁上集箱的吊杆装置悬吊在顶板上，锅炉运行时水冷壁向下热膨胀，

锅炉的水、汽侧流程常规为：

给水经过水平布置的两组膜式省煤器加热后进入锅筒。锅筒内的锅水由集中下降管、分配管进入水冷壁下集箱、上升管、上集箱，然后从引出管进入汽包。汽包内设有汽水分离装置。饱和蒸汽从汽包顶部的蒸汽连接管引至尾部汽冷包墙管、低温过热器、一级喷水减温器、炉内屏式过热器、二级喷水减温器、高温过热器，最后将合格的过热蒸汽引向汽轮机。

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过热器系统设有两级喷水减温系统，一级减温器布置在低过出口集箱至屏式过热器进口集箱的连接管上，二级减温器布置在屏式过热器出口集箱至高温出口集箱连接管上。喷水调温为主要调节手段。

燃烧设备主要为给煤装置、布风装置、排渣装置、布风装置和点火系统及返料回灰系统。 给煤装置

本规格类型锅炉常规给煤装置为4台电子称重式给煤机。给煤机与落煤管通过膨胀节相连，采用3*100%+1*100%配置方式。保证给煤量能够满足在一台给煤装置故障时，其余3台给煤装置仍能保证锅炉100%额定出力。燃煤经给煤机进入布置在前墙的四根的落煤管，落煤管上端有送煤风，下端靠近水冷壁处有播煤风，给煤借助自身重力和和引入的送煤风沿着落煤管滑落到炉膛。给煤量通过改变给煤机的转速来调整(常规采用变频控制转速)，给煤机内通入一次风冷风作为密封风。播煤风管连接在每个落煤管的端口，并应配备风门以控制入口风量。 布风装置

风室由向前弯的后水冷壁及两侧水冷壁组成，风室内做浇筑可塑料保温混凝土。降低风室内的水冷度。

燃烧室一次风从左右两侧风道引入风室。风室与炉膛被布风板相隔，布风板系水冷壁与扁钢焊制而成，布风板的横断面为矩形，其上均匀布置风帽。一次风通过这些风帽均匀进入炉膛，流化床料。风帽采用耐磨耐高温合金，布风板上浇筑耐火材料。 排渣装置

底渣从水冷布风板上的水冷放渣管排出炉膛，两根接冷渣机，每台冷渣机按100%冷渣量配置，一根做事故排渣管。滚筒式冷渣器中的冷却水一般来自除盐水和凝结水。

排渣方式一般为连续排渣和定期排渣。 二次风装置

二次风通过分布在炉膛前后墙上的二次风管喷嘴分别送入炉膛下部不同高度的空间。一二次风配比常规煤种为6/4和5/5. 点火方式

本系列锅炉点火皆为床下点火。两台床下点火燃烧器并列布置在炉膛水冷风室后侧或左侧。由点火油枪、高能电子点火器及火检装置组成。点火油枪常规为机械雾化，燃料为0#轻柴油。 返料回灰系统

旋风分离器下接有返料器，采用非机械式返料器。由钢外壳与耐火材料衬里组成，内部安装返料风帽。耐火材料分内、外二层结构，里层为高强度耐磨浇注

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料，外层为保温浇注料。

响水联谊热电和益海(连云港)盐化热电锅炉主要结构类型均为以上形式。两家锅炉除蒸发量相差20吨外，两家锅炉最大的区别在于锅炉旋风分离器的型式。响水联谊热电旋风分离器是高温绝热型分离器，不布置冷却系统，为无锡锅炉厂常规型式。益海（连云港）盐化热电旋风分离器使用的是汽冷（水冷）旋风分离器，在分离器表面布置受热面吸收物料热量，有利于减少锅炉启动时间但容易导致爆管。此形式旋风分离器为济南锅炉厂常规配置。在无锡华光锅炉厂130吨锅炉上较少使用。

综合以上两家电厂的考察对主体设备及工艺提出以下建议

? 根据园区热负荷需求情况，汽轮机机组容量可以适当提高一个系列，采取一些措施通过相应验收。

? 锅炉容量也可以做相应的提高，采取一些措施保证验收通过。 ? 两家电厂皆使用南汽机组，有必要加强对南汽机组的认知。 ? 给水除氧系统方面，两家电厂皆采用一级高压除氧，导致给水溶氧合格率低，会导致“四管”氧蚀，带来锅炉受热面大面积爆管危险。若我厂采用换热器和一级除氧方式，应对除氧系统专门考察。

? 根据园区热负荷需求参数及供热，建议在汽轮机排汽口是否需要安装减温器降低热网供热参数，提高经济效益进行研讨。（具体效益分析另行篇章）

? 根据中国电力联合会对2013年各大环保公司统计数据表明，2013年我国采用氧化镁湿法脱硫和SNCR脱硝的机组比例较少。根据相关机组经验，脱硫脱硝除灰的设备投资额约为前三大主机的设备投资总额。作为最近被业内称为”第四大主机”脱硫脱硝系统我们要加大认知力度。建议把脱硫脱硝除灰系统与其他主机列为同样位置（因为该系统建设国内通行的模式是EPC，无锡锅炉厂自有相关环保公司）。否则设计院初步设计时在风烟系统方面将缺少参数。

? 两家电厂整体布置中规中矩，响水联谊热电在布局方面的亮点在于给煤机平台摒弃了传统的8米平台以上夹层，直接布置于相应标高层与B跨直接联通，从而使给煤机平台具备大空间。运行维护和现场文明生产管理具备更好的基础条件。建议我厂在设计中借鉴。

? ，在考察中发现两家电厂的除灰系统设备运行良好，未见修补和堵塞痕迹，说明除灰系统设计选型较好，应该是浓相输灰，输灰流化速度控制较经济，避免了常见输灰系统的堵灰、磨损漏灰的难点，建议我厂在选型时可参考。

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总之通过对响水联谊热电和益海盐化热电的考察，进一步熟悉了主体设备 的选型思路和系统工艺优化的必要性。但因为时间关系，没有对主体设备的经济性和重要辅机的选型进行细致的比较。比如锅炉效率是否达到保证值，运行参数是达到设计值，锅炉过热器是否超温、汽轮机震动情况、高温季节冷油器是否偏小、汽轮机本体是否外漏汽、重要辅机是否存在选型偏大，存在大马拉小车的现象、我厂初可方案中引风机采用的是平衡通风，是不是可以改为单台引风机、脱硫脱硝系统运行工况是否稳定、输灰系统是否存在耗气量较大等等问题进行咨询和了解。在以后的考察中将予以关注。

考察报告人：王东峰

2014年7月28日

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总之通过对响水联谊热电和益海盐化热电的考察，进一步熟悉了主体设备 的选型思路和系统工艺优化的必要性。但因为时间关系，没有对主体设备的经济性和重要辅机的选型进行细致的比较。比如锅炉效率是否达到保证值，运行参数是达到设计值，锅炉过热器是否超温、汽轮机震动情况、高温季节冷油器是否偏小、汽轮机本体是否外漏汽、重要辅机是否存在选型偏大，存在大马拉小车的现象、我厂初可方案中引风机采用的是平衡通风，是不是可以改为单台引风机、脱硫脱硝系统运行工况是否稳定、输灰系统是否存在耗气量较大等等问题进行咨询和了解。在以后的考察中将予以关注。

考察报告人：王东峰

2014年7月28日

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