600mw电厂锅炉机组

一、送风机A出口门卡涩到零 现象：

1、10S后炉膛负压增大、“FAN STALL”报警，又自动复归。“炉膛压力低”“FDF A”“IDF A”“RB” “F磨”“D磨”报警发出。炉膛负压到-700Pa左右。再热汽温下降较快，545度. 处理：1、检查A送风机跳闸其出口档板关闭动叶关闭，A引风机联跳正常其进、出口档板关闭、静叶关闭；

2、立即派巡检就地检查，汇报在值长，联系检修检查。联系脱硫注意设备运行情况。

3、检查RB动作正常，F、D磨煤机跳闸，负荷快速下降，机组运行方式由滑压切至定压运行，压力设定值14MPa，CCS负荷指令减至300MW；

4、检查B送、引风机动叶、静叶自动开大，电流***在额定值内，无失速报警。氧量、风量正常，炉膛负压正常；（83%以上超电流）

5、关闭F、D磨冷、热风门及出口快关门，相应二次风门关到正确位置； 6、检查A层油枪投入，稳定锅炉燃烧。

7、检查运行吸风机（电流振动温度入口风压等）运行正常，炉负压调整稳定。 8、检查运行送风机运行正常（电流振动温度出口风压风量）氧量正常。

9、调整主汽温度正常，维持合适的水煤比，中间点过热度合适，调节减温水量合适，检查储水箱无水位。

10、调整再热汽温正常，调节烟气挡板，

兆光电厂2×600MW超临界机组锅炉 低温再热器改造前后锅炉效率变化情况

山西兆光发电有限责任公司

兆光电厂2×600MW超临界机组锅炉 低温再热器改造前后锅炉效率变化情况

0概述：

2013年，兆光电厂600MW机组由于燃用煤种水分高、灰分大、热值低（入炉煤低位发热量3500大卡左右）烟气量大，与设计煤种（实际煤种低位发热量4362大卡）偏差较大，实际运行中采用燃烧器喷口角度向下摆到最低位臵状况下，再热器减温水量一直很大，同时由于吹灰次数多造成受热面吹损严重，以及燃烧器喷口长期向下摆引起大渣含碳量高、燃烧不稳等问题，对锅炉安全、经济运行造成较大影响。针对燃用低热值高水分煤种的实际情况，公司经技术论证并在集团公司技术支持下提出了减少再热器受热面积的改造方案。

改造方案确定后于2013年分别对二期两台机组实施了改造。改造后再热器减温水量减少，燃烧器摆角在低负荷下也可摆到水平位臵，提高了高加解列等异常情况下机组的带负荷能力的同时，降低了屏再受热面吹损减薄泄漏的隐患。

2014年，由于煤炭价格持续走低，兆光电厂二期机组实际入炉煤热值逐步由3500大卡提升到4000大卡左右。此次试验拟对改造前后以及煤种发热量提高后的锅炉效率进行对比，初步分析改造对锅

XX电厂#1机组停机情况分析报告

XX电厂#1机组10次停机情况分析如下：

一、3月1日00时23分，在进行XXⅠ线由运行转热备用操作中，厂用电消失，#1机组跳闸。

1、故障前运行方式

3月1日00时23分,＃1机组负荷300MW（按调总指挥准备进行甩50％负荷试验），500kVⅠ、Ⅱ母线运行；第一串5011、5012、5013开关运行，第二串5021开关运行；XXⅠ、Ⅱ线运行；＃6主变高压侧5043开关运行于500kVⅡ母线，低压侧102开关运行于110kVⅠ母线；110kV母联112开关在断开位臵；＃1启/备变带厂用电运行于110kVⅠ母线；110kVⅡ母线由XX线供电（132开关在合闸状态）。

2、故障经过

3月1日00时23分电网总调令，将XXⅠ线转热备用（执行500kVXXⅡ线送电方案《修改启动调试内容及步骤》第53项）。值长接到调总命令后，监护单元长拉开 500kV 第一串5012开关后，厂用电消失，锅炉MFT，#1机组跳闸。

检查发变组保护A、B柜“外部保护跳闸”报警；检查500kV Ⅱ母线失电，00:25手动拉开5013开关。00:28值长令合上500kV第二串5022、5023开关，500kVⅡ母线充电正

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#5机组锅炉蒸汽冲管报告

目 录

1前言 ...................................................................... 2 1.1目的 ................................................................... 2 1.2 冲管标准 .............................................................. 2 1.3蒸汽冲管质量标准 ....................................................... 2 1.4系统主要设计参数 ....................................................... 2 2 蒸汽冲管范围、方法、系统流程 .............................................. 3

3 蒸汽冲管过程 .............................................................. 3 4

600MW机组锅炉热偏差的分析与防治

【摘要】本文对我厂5号锅炉热偏差产生的原因进行了详细的分析并对热偏差的消除和防止提出改进措施。对我5号机组消除锅炉热偏差防止过热器超温爆管具有指导意义。

【关键词】热偏差;危害;原因;防止

1概述

通辽电厂三期1×600MW汽轮发电机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司根据引进的美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界压力，一次中间再热，单炉膛，控制循环汽包锅炉;型号为HG-2080/17.5—HM12。锅炉整体Π型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。锅炉设计压力19.95MPa，最大连续蒸发量为2080t/h，额定蒸发量为2005t/h，额定蒸汽温度541℃。设计主燃料为霍林河褐煤，低位发热量13090kj/kg。

炉膛燃烧方式为正压直吹四角切圆燃烧，燃烧器喷口可摆动。断面尺寸20052mm×20193mm，炉膛容积25228m3。炉膛上部布置有墙式再热器、分隔屏过热器、后屏过热器、后屏再热器。水平烟道中布置有末级再热器、末级过热器和立式低温过热器。后烟道竖井布置水平低温过热器和省煤器。后烟道下部布置有两台三分仓回转空气预热器。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为强制循环，选用三台

600MW机组锅炉热偏差的分析与防治

【摘要】本文对我厂5号锅炉热偏差产生的原因进行了详细的分析并对热偏差的消除和防止提出改进措施。对我5号机组消除锅炉热偏差防止过热器超温爆管具有指导意义。

【关键词】热偏差;危害;原因;防止

1概述

通辽电厂三期1×600MW汽轮发电机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司根据引进的美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界压力，一次中间再热，单炉膛，控制循环汽包锅炉;型号为HG-2080/17.5—HM12。锅炉整体Π型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。锅炉设计压力19.95MPa，最大连续蒸发量为2080t/h，额定蒸发量为2005t/h，额定蒸汽温度541℃。设计主燃料为霍林河褐煤，低位发热量13090kj/kg。

炉膛燃烧方式为正压直吹四角切圆燃烧，燃烧器喷口可摆动。断面尺寸20052mm×20193mm，炉膛容积25228m3。炉膛上部布置有墙式再热器、分隔屏过热器、后屏过热器、后屏再热器。水平烟道中布置有末级再热器、末级过热器和立式低温过热器。后烟道竖井布置水平低温过热器和省煤器。后烟道下部布置有两台三分仓回转空气预热器。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为强制循环，选用三台

600MW机组给水系统

施 晶

给水系统是指从除氧器给水箱经前置泵、给水泵、高压加热器到锅炉省煤器前的全部给水管道，还包括给水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等。

给水系统的作用主要是把除氧器内除氧水升压后，通过高压加热器加热后供给锅炉，提高循环的热效率；通过调整和改变锅炉的给水量，以满足机组负荷的需要；同时提供高压旁路减温水、过热器减温水及再热器减温水等。 一、给水系统流程

给水系统包括除氧器、锅炉给水前置泵、锅炉给水泵(A、B、C)，六、七、八号高压加热器，锅炉给水总门及锅炉给水调整门(FW004)。

前置泵A 除氧器 前置泵B 前置泵C 给水泵A 给水泵B 给水泵C 高加六 高旁减温水 高加七 再热减温水 过热减温水 高加八 给水总门（FW006） 给水调整门（FW004） 锅炉省煤器 凝结水在除氧器内加热后，经除氧器底部流出（在此管上有给水取样门及加氨、联氨门）。然后分成三条支路，分别接至锅炉给水前置泵A、B、C上，前置泵进口装有前置泵进口门及进口滤网，分别用于相应泵的隔绝和过滤。前置泵的出口即是给

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水泵的进口。在给水系统中，有一路给泵中间抽头通往再热器的喷水系统；给水母管上接有高压旁路喷水支路；给水经液压三

某电厂600MW超临界机组直流锅炉

汽温偏差分析及解决方案

对于四角切圆燃烧锅炉，在炉膛出口区域普遍存在烟温和汽温分布不对称的现象，锅炉容量越大，这种不对称情况越明显，其原因主要是由于炉膛出口处存在烟气流残余扭转，在上炉膛及水平烟道中产生烟气速度场、温度场、颗粒分布场偏差所致。如果这些偏差过大，将导致过热器、再热器超温爆管，加重高温腐蚀和汽温偏差，导致减温水大量投入和局部管材超温，严重影响锅炉的经济和安全运行。

某电厂600 MW超临界直流四角切圆锅炉配用中速磨煤机的直吹式制粉系统。由于气流在炉内逆时针旋转，一、二次风合适的配比和强烈扰动有利于煤粉的燃烧。锅炉的燃烧效率较高，略超过设计保证值。但是切圆燃烧所固有的特性将不可避免地在炉膛出口两侧产生烟气温度和流量偏差。因此，查找超临界四角切圆燃烧锅炉烟气温度和蒸汽温度偏差的形成原因，提出消除或减缓烟温偏差的措施，对提高超临界四角切圆燃烧方式锅炉机组运行的安全性和经济性有十分重要的意义。

1. 汽温调节方法及温度偏差的基本特点

1.1过热汽温控制策略

超临界直流锅炉主汽温的调节采用喷水减温。喷水减温实质上是调整工质流量在水冷壁和过热器之间分配比例，减温水量的变化改变了进入省煤器和水冷壁的工质流量，

600MW机组凝结水及补水系统

施 晶

物质由汽态变为液态的现象称为液化，通常液化有二种方式：压缩和凝结。液化是在一定条件下，通过对汽态物质压缩，使其液化；凝结是汽态物质遇到冷物体时凝结为液体的现象。

凝结水系统的主要作用是把凝结水从凝汽器热井送到除氧器。为保证

整个系统安全可靠运行，提高效率，在输送过程中，还要对凝结水进行除盐净化、加热和必要的控制调节，同时在机组运行过程中，向有关设备提供减温水、密封水、冷却水等，另外还补充热力循环中的汽水损失。

凝结水系统一般由凝结水泵、轴封加热器、低压加热器、除氧器等主要设备及其连接管道组成。大容量高参数机组由于锅炉对给水品质要求很高，所以在凝结水泵后设有精除盐装置。我厂凝结水系统还包括由凝补水泵和凝补水箱等组成的凝补水系统。 一、 凝补水系统

由于机组热力循环系统庞大，多少存在着汽水泄漏损失，凝补水系统就是给机组热力系统补水用的。化学制成的除盐水由除盐水泵通过凝补水箱补水调整门送入凝补水箱，补水调整门前有隔绝门，可用于隔绝检修。 凝补水箱容量为500吨，水箱上有水位开关， 当凝补水箱水位低（＜7500mm），补水调整门自动打开；当凝补水箱水位高（＞7500mm），补水调整门自动关闭。1、2号

600MW机组定冷水系统

施 晶

一、概述

发电机正常运行时，存在着导线和铁芯的发热损耗、转子转动时的鼓风损耗、励磁损耗和轴承摩擦损耗等能量损耗。我厂发电机在额定输出功率为98.97%，那么就有1.03%的能量损耗，这些损耗最终都转化为热能，使发电机的定子和转子等部件发热，如不及时把这些热量排走，将会使发电机绝缘材料超温而老化和损坏。为保证发电机在允许温度内正常运行，必须设置发电机的冷却设备。目前对于大容量汽轮发电机组，多采用水氢氢冷却系统。所谓水氢氢冷却方式是指发电机定子绕组水冷、转子绕组氢冷和定子铁芯氢冷。发电机定子冷却水系统就是为发电机定子绕组和引出线不间断地提供冷却水，简称定冷水系统。发电机定子绕组采用水冷方式，是因为水冷的效果是氢冷的50倍。水冷定子绕组的导体既是导电回路又是通水回路，整个定冷水系统为一闭合回路。系统由定冷水泵、冷却器、滤网、发电机定子水冷绕组、定冷水箱、发电机出线终端联接部、离子交换器等构成基本回路。对大容量水氢氢冷汽轮发电机定子绕组水冷系统有如下基本要求：

1、 供给额定的定冷水流量；

2、 控制进入定子绕组的冷却水温度符合要求； 3、 保持高质量的冷却水质（除盐水）。 用水作发电机冷却介质的优点

1、 水的热