电厂机组的调试大纲

电厂机组的调试大纲（精选5篇）

电厂机组的调试大纲 第1篇

ddd发电厂300MW机组锅炉整套启动调试大纲 设备概况

ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。

锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧；每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。

一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第三、五层（自下向上数）和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨／时，可满足锅炉30%BMCR的要求。

与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为二、一、二、一、二、一、二、一、二、二、二、三、二、三。

锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。

根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。

锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统（SCS），汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。

锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数

机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 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

1.2 煤质资料（工业分析）

应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量

设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920

校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070

单位 ％ ％ ％ kJ/kg

MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4

ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273

单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃

1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵

台数 2 2 2 3

型 号

FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e

LUVC250×2-410/2

备 注

轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘 4 2 2

MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880

三分仓、容克式

RWD/TL-1-230×2×32 三电场 锅炉整套启动前应具备的条件

2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。

2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。

2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。

2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。

2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。2.6 锅炉机组的安装及消缺工作（包括炉本体、烟道、一二次汽系统）均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净；各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。

2.7 锅炉给水系统以及一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。

2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。

2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。

2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。

2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上；粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。

2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。

2.16 锅炉安全监控系统（FSSS）调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。

2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。

2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。2.20 检查制粉系统（蒸汽）灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。

2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。

2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。

2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。

2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。

2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。

2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。

2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。

2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。

2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。

2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。2.34 老厂来汽已具备供汽条件。

2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。

2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。2.39 备足Φ6.3、5.1、4.2mm油枪雾化片。3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水

3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。

3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。

3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。

3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水；

3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。

3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。

3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵（三台泵运行）。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。

3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定（0.8～0.9MPa）。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。3.2 锅炉点火

3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。

3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。

3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。

3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。

3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。

3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量＞30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。

3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。

3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。

3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门（应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管）。

3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。

3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。

3.3 锅炉升温、升压

3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线（见附图）控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。

3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。

3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。

3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。

3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。

3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验（见大纲）。3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。

3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转（热态、半热态开机参数由汽机决定）。

3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。

3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查（此时汽机、电气作试验），退出烟温探针。

3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。

3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。

3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。3.6.2 启动制粉系统。

3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。

3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。

3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。

3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。3.6.3 锅炉投粉

3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。

3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入（应最先投用B层），单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。

3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。

3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。

3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。

3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动（三冲量），加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。

3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨／时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。

3.6.4 锅炉断油全烧煤

3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：

a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上；

b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。

c.煤粉细度符合规程要求。

d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。

3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。

3.7 锅炉满负荷连续试运行

3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。

3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。

3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作（如测量粉仓位，清理木屑分离器等）并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全

4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。

4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。4.2 设备安全

4.2.1 防止锅炉灭火放炮

4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。

4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。

4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。

4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。

4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。

4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。

4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。

4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。

4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。

4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。

4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。

4.2.2 防止锅炉缺满水

4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。

4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。

4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。

4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。

4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。

4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。

4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。

4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。

4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。

4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。

4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：

a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。

b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。

d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。

4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。

b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。

d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。

e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。

f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。

g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。

4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：

a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。

b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。

c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁（必要时可水冲洗受热面）。

e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。

4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：

a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。

b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。

c.保持一次风速不低于22m/s（煤粉管内流速），锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。

4.2.6 遇有其它异常事故应按照锅炉运行规程处理。

电厂机组的调试大纲 第2篇

循环流化床锅炉是国际上20世纪70年代中期发展起来的新型燃烧技术，它的成功应用使循环流化床锅炉获得了迅速发展，由于循环流化床锅炉自身的特点，在运行操作时不同于层燃炉和煤粉炉，一旦运行中不能满足其诸多热工参数的特殊要求，极易造成锅炉出力不足、燃烧效率低、磨损严重、床温偏高、分离效率低、回料器堵灰、结礁停炉等现象，因此，对循环流化床锅炉机组联动协调控制的设计与安装调试进行探讨具有较强的现实意义。

2循环流化床锅炉动态特性分析

循环流化床锅炉在动态特性上不同于煤粉炉，主要表现在循环流化床锅炉燃烧室内流化层大热容量的热平衡特性。这种特性及其随运行工况不同而变化的特性，造成了循环流化床锅炉燃烧过程实现自动控制的困难。

3循环流化床锅炉自动控制系统

循环流化床锅炉与普通锅炉相比耦合关系更复杂，各参数间的耦合关系如表1所示。

从表1可看出，给水流量和减温水流量与循环流化床锅炉其它变量间的耦合关系较弱，可以独立自成系统，因此，循环流化床锅炉的汽包水位控制和减温水控制与煤粉炉一样。燃烧控制一直是公认的难题，循环流化床锅炉燃烧控制的系统如下。

3.1 给煤量控制系统

由于循环流化床锅炉煤粒较粗，燃烧过程复杂，并且由于其燃烧室内的床料具有相当大的热惯性和蓄热能力，因此当给煤量改变后，主蒸汽压力的响应比煤粉锅炉的迟延和惯性要大得多，经实际测算，对于一台125MW循环流化床锅炉，仅纯迟延就有5～15min。循环流化床锅炉的非线性强，又具有时变特性，难以建立有效的预估和补偿手段。锅炉压力调节回路也曾尝试使用“直接能量平衡”的控制结构，但“热量信号”并不比主蒸汽压力信号变化灵敏，所以调节效果不太理想。根据试验结果，即使采用主蒸汽流量前馈的控制结构，变负荷时主蒸汽压力的调节品质也难以得到理想效果。因此建议配备循环流化床锅炉的机组最好运行在 “机跟炉”方式下，由锅炉根据机组负荷指令调节给煤量，汽轮机调节主蒸汽压力。

3.2 一次风压控制系统

一次风压力控制系统的目的是为保持一次风压与给煤量相匹配。一次风压通过调节一次风机入口挡板的开度进行调节，一次风压设定值是燃料量指令和床温测量值与给定值偏差的函数。

3.3 床温控制系统

循环流化床一般将床温控制在850～900℃，这是最佳脱硫、脱硝的温度范围。根据锅炉的要求，调节床温的手段一是通过调节一、二次风的配比;二是通过调节给煤量。但是通过调节一、二次风配比来调节床温的调节能力有限，通过调节燃料量调节床层温度，必然使锅炉主蒸汽压力发生波动。因此在调试中对床温自动控制回路进行了修改，仅用一次风量进行调节。为保证床料的良好流化，一次风量必须控制在一定范围内，在床温的控制回路设置了死区，在床温与给定值的偏差大于死区后才调整一次风流化风门。由于一次风流化风门的床温调节只是在±30℃，因此当床温大幅度改变时，需要通过改变一次风压力设定值来进行联合调节。采用一次风流化风门和一次风入口挡板进行床温联合调整的控制结构如图1所示。[next]

3.4 二次风控制系统

二次风控制系统的目的是为了助燃和经济燃烧，包括二次风压、二次风量控制2个部分。二次风压通过调节送风机入口挡板开度进行调节，设定值是燃料量指令的函数;二次风量通过二次风档板进行调节，设定值是燃料量指令和氧量调节器输出的复合函数值。

3.5 引风控制系统

炉膛压力通过引风机入口挡板的开度进行调节。为减少炉膛压力的波动，加快调节速度，在引风控制系统中加入送风机入口挡板和一次风机入口挡板开度的指令前馈信号。

4大型循环流化床机组的联动控制分析

湖南一大型火电厂6号机组由2台125MW循环流化床锅炉、1台200MW联合供热式汽轮机组成，在安装调试过程中，采用了以锅炉调节有功功率、汽轮机调节主蒸汽压力的“机跟炉自动”方式，取得了良好效果。运行结果表明在锅炉基本方式下进行变负荷，虽然速率较慢，但是主蒸汽压力稳定，给煤量的波动也较小，是一种适合于循环流化床锅炉的控制方式(平面设置见图2、3)。

4.1二台循环流化床锅炉、一台汽轮机的联动控制

该火电厂机组的配置采用2台125MW循环流化床锅炉、1台200MW联合供热式汽轮机。这种控制方式在循环流化床锅炉中应用不多，相当于锅炉母管制并列运行。在联动协调控制系统的设计与调试中，除了要设计锅炉主控制器回路，还要设计2台锅炉的负荷分配回路，负荷分配器的输出送至2台锅炉的锅炉主控，既可使2台锅炉同时投入联动运行，又可只将其中1台锅炉投入运行，另1台锅炉带基本负荷运行。每台锅炉的锅炉主控输出分别送至4台给煤机，可将其中任意1台或4台投入自动。2台锅炉负荷分配的控制结构如图4所示。

在6号机组的安装调试中，首先尝试了“炉跟机自动”方式，因为2台循环流化床锅炉的迟延特性和热惯性单台循环流化床锅炉的要大，造成主蒸汽压力和有功功率的波动，试验过程以失败告终。后来经改进调试方案后，在6号机组的调试中，将协调联动控制系统改成了“机跟炉自动”方式，将2台锅炉投入自动调节机组有功功率，汽轮机调节主蒸汽压力，进行了幅值为l0MW、变负荷速率为lMW/min的负荷变动试验，取得了良好的效果，变负荷过程中机组主要参数的变化情况见表2，机组主要参数的响应曲线见图3，

4.2 抽汽工况下的联动控制

抽汽工况下抽汽量的变化对于有功功率调节回路是一个大的扰动量，会导致有功功率快速变化。如果能将抽汽流量转换成有功功率指令，再叠加到功率调节器给定值上是一个最理想的方法，但汽轮机厂提供的理论数据与实际值总有一定的差异，抽汽流量测量又不可避免地存在一定误差，因此只有当有功功率的测量值与给定值出现偏差后，使锅炉主控制器按比正常调节快1-2倍的速度动作，以尽快补偿因抽汽量变化引起的有功功率偏差。

5125MW循环流化床热水锅炉主要热工测点布设分析

应DCS系统控制需要，125MW循环流化床锅炉主要热工测点布设方式如下(见图2、图3)。DCS中各测点数据能及时、准确反映锅炉运行状况，便于操作人员启、停炉和负荷调整操作，同时，也便对锅炉各系统正常运行进行科学实时监控，为事故分析处理提供技术保证。[next]

5.1温度测点布置

a.床下启动燃烧器内套壁稳1点。

b.冷风室温度2点。

c.炉膛温度采用分层布置，料床温度4点、密相区温度4点、稀相区温度4点、炉膛出口温度4点。

d.每台分离器进/出口、下降管、回料阀各1点。

e.各级省煤器、空气预热器进/出口分左右各布置2点。

f.水系统、风系统视工艺需要布置测点

5.2压力测点布置

a.点火油压1点。

b.冷风室压力2点。

c.料床压力4点。

d.密相区压力2点。

e.炉膛出口压力6点。

f.分离器进/出口、各级省煤器、空气预热器进/出口烟气压力分左右各布置2点。

g.水系统、风系统视工艺需要分布测点。

5.3流量测点布置

5.3.1流量测点

a.一次风2点。

b.上一次风4点。

c.下一次风2点。

d.二次风总风1点。

e.点火风总风1点。

f.供水流量1点。

5.3.2风量仪表选型分析

由于空间限制，工艺管道布置很难满足风量计对测量直管段长度的要求，影响了测量精度，因此，对于循环流化床锅炉风量的测量，根据现场情况考证，不赞成加大投资，刻意追求测量精度，主张在相对准确的前提下保证测量信号的稳定性更为实际。经过对几种流量计的比较，最终选用传统的机翼式测风装置。对于大尺寸风管道，也可以考虑选用热导式风量计，主要是减少压力损失，安装方便，但要注意热导式风量计是点测量，一定要在标定的前提下，找准代表平均流速的测量点，以确定热导式风量计的插入位置。对于直管道很短的风量测量可以考虑选用横截面积式风量计，但要注意横截面积式风量计相对于其它差压式风量计，测量信号很小，必须选用精度微差压变送器;也可以考虑选用V内锥式流量计。无论选用那种流量计，测出的风量最终都要转换成标准状态下的风量显示

5.4其它测点

5.4.1氧量表

烟气含氧量的测量对于指导循环流化床锅炉的运行十分重要，一般在省煤器出口烟道两侧各设一个氧量测点，也可以在空气预热器出口烟道两侧设1点，用于检测空气预热器漏风情况。

5.4.2电动执行器

电动执行器是提高循环流化床锅炉自动化水平必不可少的执行单元。它可以大大减少一线工人的劳动强度，及时应对故障处理。在资金允许的情况先，建议送风机出口风门、二次风机出口风门、引风机入口风门、上下一次风各风门、高压风机出口风门、二次风风门选用电动每年。送风机、引风机、二次风机如选用变频电机，可以考虑取消相应的电动门。由于很少操作回料系统的输送风风门、松动风风门及拨煤风风门等，可以选用手动门就地操作。

5.4.3风机参数监测

风机是电厂的重要主附设备。一旦出现故障，巡检不及时，必然会给电厂造成很大的经济损失且易扩大事故。因此，风机参数的在线监测十分重要。主要监测的参数有风机电流、定子温度、轴承温度和风机振动等。

6结束语

综上所述，循环流化床技术作为高效、洁净、低污染的燃煤技术，在我国将得到越来越广泛的应用。通过对原125MW循环流化床锅炉设计热工测点的设计和两年的实际运行证明，热工测点数量、测点布置及仪表选型基本能够满足生产运行需要。

电厂机组的调试大纲 第3篇

1 电厂通讯系统现状

电厂厂房内安装有北电61C行政交换机一台, 容量为192线。主厂房各层均安装有此交换机的拨号电话。厂房内61C交换机与生产调度大楼的北电CS1000M交换机通过PRI数字2M中继相连, 生产调度大楼交换机与市话局之间采用CO中继线相连, 厂房内的电话拨打市话通过生产调度大楼北电CS1000M交换机进行汇接。具体连接方式如图1所示, 电厂地下厂房还引入了中国移动无线手机信号, 便于生产人员的随时通信联系。

电厂厂房内的北电61C行政交换机具有六方会议功能, 即此交换机的拨号电话可以实现六个用户同时通话, 但厂房机组试验期间, 现地值守的试验人员在20人左右, 北电61C行政交换机的六方会议功能远远不能满足要求。考虑利用电厂内的现有通信资源, 投入较少的资金解决电厂机组试验期间的特殊通讯要求。

2 机组调试期间人员通讯方式的解决方案

针对电厂机组调试期间的人员通讯要求, 制定以下解决方案, 并论证其可行性。

方案一:使用对讲机实现多方通话。

方案二:使用电话子母机实现内部电话的多方通话。

方案三:利用移动手机实现多方通话。

方案四:增加电话会议系统, 实现内线 (手机) 多方通话。

电厂北电61C行政交换机从DDP2板卡上为30方电话会议系统新增设一条2M中继路由和一个会议系统电话号码, 通过E1同轴电缆将DDP2板卡的2M端口与30方电话会议系统中SDH-30C-CT/PCI语音卡上的E1端口相连。30方电话会议系统进行语音卡驱动程序及运行软件的安装后, 电厂内的行政电话用户就可通过拨打设置好的会议系统电话号码参加多方通话。

召开多方会议的步骤如下:与会者用普通双音频电话或移动电话拨打会议系统电话号码便可加入会议 (移动电话需要通过拨打电厂市话中继后转到30方电话会议系统中) ;电话拨通后, 系统提示与会者选择会议组号, 通过按键输入要加入的会议组组号;最后选择与会方式, 输入相应的会议角色密码;完成上述操作后, 用户便加入会议, 可以和会议中的其他人进行随意交谈, 即实现多方通话功能。

使用30方电话会议系统可以随时随地召开会议。用户可以充分利用现有的电话网络资源, 实现任何时间用任何电话终端主持或出席交互式电话会议。会议系统提供呼入、呼出两种方式参加电话会议。调试人员可在不同的地点通过普通电话、手机参加会议。调试指挥者可以通过座机、会议机等方式用呼出方式将其他用户呼叫到电话会议中来。此项功能能够满足电厂机组调试期间人员多方通话的要求。

此方案的优点是只需一次性投资购买电话会议系统, 调试人员参与通话的方式有座机和手机两种选择。缺点是参加会议的方式与步骤相对较繁琐, 需要每个参加通话的人员拨叫会议系统号码, 并按提示输入组号、密码, 才能进入多方通话功能。

经过比较与论证, 电厂确认使用方案四解决机组调试期间人员通讯的问题。此方案投资少, 能够利用电厂现有的行政交换机资源, 调试期间人员通话质量有保证。30方电话会议系统的使用, 也为电厂其他部门和班组提供了使用平台:在工作人员不具备集中开会交流的情况下, 通过使用30方电话会议系统召开小型的多方电话会议, 是电厂其他部门和班组的另一种交流沟通工作方式。

3 结语

电厂机组调试期间的人员通讯问题只是某一时段一种特殊的通讯要求, 不提倡在此问题上花费太多的精力, 投入更多的费用。通过使用30方电话会议系统解决机组调试期间人员通讯的方法, 既符合电厂的实际需要, 投资又相对较少, 希望为其他电厂类似问题提供借鉴与参考。

参考文献

[1]Meridian 1软件输入/输出手册.通广北电有限公司[Z].1995.

电厂机组的调试大纲 第4篇

【关键词】电厂；设备安装；调试

１．机组概况

某电厂一期2×300MW机组锅炉，制造的亚临界参数、自然循环、四角切圆燃烧、一次中间再热、半露天布置、全钢构架II型布置汽包锅炉,汽轮机厂制造的亚临界参数、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机,发电机制造的冷却方式为水-氢-氢、采用自并励静止励磁方式发电机。机组控制系统,采用机、炉一体化控制结构,每台机组配置5台操作员站和2台工程师站。2台机组分别于投入商业化运行,至今设备运行状况良好。

２．存在问题及解决措施

２．１安装接口

２．１．１真空泵就地控制装置的状态反馈信号为220VAC有源接点,无法接入DCS,且部分联锁控制不能满足现场需要。对此,取消了就地控制柜,由DCS控制。

２．１．２未设计电动滤水器就地控制装置与DCS的接口。

２．１．３未设置储油净化处理装置与DCS的接口。由于就地控制柜内已无扩展空间,取消了由DCS控制的设计。

２．２设备供货

２．２．１锅炉炉顶减温水前后温度测点原供货为WRN-621热电偶。正常运行时炉顶部大罩盖内部温度可达300以上,致使热电偶补偿导线烧毁。对此,采用WRNK-391铠装热电偶替代原供热电偶。

２．２．２在1号、2号机组的汽轮机安装过程中发现:轴瓦温度测点的攻丝深度不够;热电阻引线长度不足,所供的热电阻引线无法引出轴承箱;前箱与高中压缸热膨胀安装位置冲突,造成前箱扣盖时高中压缸热膨胀支架的固定螺栓被砸断;油泵后2号轴承箱出线盒出现漏油等。针对上述问题,采取由制造厂重新供货、加装航空插头、振动及位移测点、外壳加装热缩套管、现场攻丝等方法加以解决。

2.3电源

２．３．１机组原设计DCS公用系统的现场控制单元(HCU)供电由1号机组DCS电源分配盘提供,当1号机组检修时将影响机组DCS公用系统的运行。对此,采用1号、2号机组共4路交流电源分别经过两两切换后,输出2路交流电源用于DCS公用环路上HCU模件柜的供电方案,在任一台单元机组DCS停电检修或单元机组全部失电时,公用网络能正常运行,正常运行时由1台机组的电源供电,当1台机组全部失电时,将自动切换到另一台机组供电。

２．３．２原设计汽轮机侧所有气动截止阀均由双控电磁阀控制,但现场气动截止阀多为单控电磁阀控制,并且每个阀门多设计了1路电源。应取消此路供电电源。

２．３．３原设计对每1个调节型气动执行机构都设计了1路220VAC供电电源,但现有的气动定位器及其反馈装置(4～20mA)为DCS直接供电,不需要外供电。应取消此路供电电源。

２．３．４给水泵汽轮机电液转换器需要提供24VDC电源,但原设计中未配置此电源,且DCS无24VDC供电电源。对此,采取每台机组增加4个SIEMENSSITOP电源(220VAC/24VDC)的措施,为每个电液转换器供电。

２．４其他问题

２．４．１1号机组过热蒸汽温度调节挡板、再热蒸汽温度调节挡板的执行机构安装在钢梁上,造成尾部烟道膨胀后挡板移动,但执行机构不能随之移动,在点火后造成了设备的损坏。后将执行机构安装在尾部烟道上,挡板与执行机构的相对位置不受锅炉热膨胀的影响,问题得以解决。

２．４．２1号、2号机组DCS环路采用公用环路和子环路的结构,其中公用部分(包括公用电气、燃油泵房、循环水泵房控制)在公用环路上,1号、2号机组控制部分作为子环路通过通讯模件分别与公用部分通讯。要求公用环的环路地址必须为1,而DCS硬件及软件出厂时均设计为60,单元机组设计分别为1和2,与DCS安全运行的必要条件相矛盾。对此,将所有的通讯模件的环路地址重新设置(公用环路为1,1号机组为10,2号机组为20)。

２．４．３DCS4台操作员站和1台数字式电液控制系统(DEH)站分别由汽轮机厂提供,在进行一体化合并数据库时发现DEH制造厂提供的操作员站无法使用,原因为操作员站的软件加密狗许可标签量为5000个,而合并后的数据库标签为12000多个。对此,将DEH制造厂提供的操作员站加密狗进行升级,扩充许可标签量为30000个。

２．４．４锅炉总燃料跳闸(MFT)硬接线在设计时没有单独列出,造成调试过程中发现大量的MFT硬接线未接或接错。对此,将MFT硬接线重新布线。

２．４．５每台机组配有4台磨煤机,每台磨煤机配有油站及油站就地控制柜。在调试过程中发现当该控制柜失电(全部油泵跳闸)的情况下,所有参与磨煤机跳闸的信号无法送入DCS,造成磨煤机在断油的情况下仍然运行,导致设备严重损坏。对此,在油站控制柜中增加一个油站控制柜失电状态辅助接点,并接入DCS作为磨煤机的跳闸保护信号。

２．４．６在1号汽轮机安装过程中,发现汽轮机主汽阀及调节阀的安装位置与热工控制图(P&ID图)设计不一致,对汽轮机顺序阀控制、阀门试验等造成影响。对此,修改控制组态软件及控制画面,使控制画面和控制组态软件与现场设备实际位置相一致。

２．４．７在2号机组的调试过程中,发现主机振动测点有跳变现象,特别是2号瓦、3号瓦振动信号,其跳变后的值已达到汽轮机跳闸设定值。原因是信号电缆未按要求接地,且部分动力电缆与信号电缆敷设未完全分隔。对此,将动力电缆和信号电缆分层敷设,信号电缆在汽轮机监视仪表(TSI)机柜侧单端接地。

２．４．８排粉机入口挡板、循环水泵房进水联络阀、真空破坏阀等均未设计中间停止位置。对此,修改控制组态软件,增加阀门的中间停止位置,在操作员站上可以进行“开”、“关”和“停止”3位操作,并在电动机控制中心(MCC)取消指令自保持的接线。

２．４．９燃油快关阀为截止型气动执行机构,设计由UPS电源220VAC供电,但现场实际供货为110VDC的电磁阀,后由制造厂重新供货,改为220VAC电磁阀。

２．４．１０1号机组在168h试运前后1个月的时间内,先后出现3块液压伺服模件故障。故障分析發现,伺服模件出厂跳线设置与说明书的要求不一致。对此,根据说明书的要求,对伺服模件进行了重新设置后,再未发生故障。

２．４．１１开关量输出信号除MFT外,原设计中全部采用常开接点,不能满足现场设备控制要求。根据现场设备控制功能,一部分接点采用修改内部逻辑,另一部分则直接将DCS端子板上的继电器改为常闭接点。

２．４．１２MFT继电器端子单元BBPR01-2可提供16路输出,根据现场需要可利用跨接器设置输出为常开(或常闭)接点,但在设置时发现信号输出错误,经对端子单元测试发现,该端子单元有4个通道,与标识及说明书不符,按测试的结果进行设置后正常。

２．４．１３在调试中发现,对从DCS网络环路上读取的坏质量模拟量信号,无法用质量检测功能块检测。因此,对于重要的保护信号应从参数测量装置直接进入该参数的控制器中。

３．结束语

３．１控制系统标签应与全厂设备编码相一致,设备的实际安装应与控制组态软件相一致。

３．２对DCS的设计应全面规划,应确定以功能进行设计还是以工艺系统进行设计。I/O点的分配要合理,尽可能减少DCS环路上的传输数据。

３．３能够直接进入DCS的信号避免使用就地控制柜。这样,既减少了接口的环节,又减少了故障点。

３．４对于转动机械的轴承、瓦块等的温度高跳闸保护,在控制组态软件中应对温度信号进行信号品质断,在温度测点故障(如断线)时闭锁保护动作,并且尽可能采用二选二的温度测量配置,以防止保护误动。

３．５掌握模件的跳线要求,防止由于设置不正确等问题造成设备损坏。■

【参考文献】

［１］王刚.电力建设工程施工质量监督(调整试验工程)[M]．北京:中国电力出版社,2002.

电厂机组的调试大纲 第5篇

循环流化床锅炉在动态特性上不同于煤粉炉, 主要表现在循环流化床锅炉燃烧室内流化层大热容量的热平衡特性。这种特性及其随运行工况不同而变化的特性, 造成了循环流化床锅炉燃烧过程实现自动控制的困难。

2 循环流化床锅炉自动控制系统

循环流化床锅炉与普通锅炉相比耦合关系更复杂。给水流量和减温水流量与循环流化床锅炉其它变量间的耦合关系较弱, 可以独立自成系统, 因此, 循环流化床锅炉的汽包水位控制和减温水控制与煤粉炉一样。燃烧控制一直是公认的难题, 循环流化床锅炉燃烧控制的系统如下。

2.1 给煤量控制系统

由于循环流化床锅炉煤粒较粗, 燃烧过程复杂, 并且由于其燃烧室内的床料具有相当大的热惯性和蓄热能力, 因此当给煤量改变后, 主蒸汽压力的响应比煤粉锅炉的迟延和惯性要大得多, 经实际测算, 对于一台循环流化床锅炉, 仅纯迟延就有5～15min。循环流化床锅炉的非线性强, 又具有时变特性, 难以建立有效的预估和补偿手段。锅炉压力调节回路也曾尝试使用“直接能量平衡”的控制结构, 但“热量信号”并不比主蒸汽压力信号变化灵敏, 所以调节效果不太理想。根据试验结果, 即使采用主蒸汽流量前馈的控制结构, 变负荷时主蒸汽压力的调节品质也难以得到理想效果。因此建议配备循环流化床锅炉的机组最好运行在“机跟炉”方式下, 由锅炉根据机组负荷指令调节给煤量, 汽轮机调节主蒸汽压力。

2.2 一次风压控制系统

一次风压力控制系统的目的是为保持一次风压与给煤量相匹配。一次风压通过调节一次风机入口挡板的开度进行调节, 一次风压设定值是燃料量指令和床温测量值与给定值偏差的函数。

2.3 床温控制系统

循环流化床一般将床温控制在850～900℃, 这是最佳脱硫、脱硝的温度范围。根据锅炉的要求, 调节床温的手段一是通过调节一、二次风的配比;二是通过调节给煤量。但是通过调节一、二次风配比来调节床温的调节能力有限, 通过调节燃料量调节床层温度, 必然使锅炉主蒸汽压力发生波动。因此在调试中对床温自动控制回路进行了修改, 仅用一次风量进行调节。为保证床料的良好流化, 一次风量必须控制在一定范围内, 在床温的控制回路设置了死区, 在床温与给定值的偏差大于死区后才调整一次风流化风门。由于一次风流化风门的床温调节只是在±30℃, 因此当床温大幅度改变时, 需要通过改变一次风压力设定值来进行联合调节。采用一次风流化风门和一次风入口挡板进行床温联合调整的控制结构。

2.4 二次风控制系统

二次风控制系统的目的是为了助燃和经济燃烧, 包括二次风压、二次风量控制2个部分。二次风压通过调节送风机入口挡板开度进行调节, 设定值是燃料量指令的函数;二次风量通过二次风档板进行调节, 设定值是燃料量指令和氧量调节器输出的复合函数值。

2.5 引风控制系统

炉膛压力通过引风机入口挡板的开度进行调节。为减少炉膛压力的波动, 加快调节速度, 在引风控制系统中加入送风机入口挡板和一次风机入口挡板开度的指令前馈信号。

3 125MW循环流化床热水锅炉主要热工测点布设分析

DCS中各测点数据能及时、准确反映锅炉运行状况, 便于操作人员启、停炉和负荷调整操作, 同时, 也便对锅炉各系统正常运行进行科学实时监控, 为事故分析处理提供技术保证。

3.1 温度测点布置

a.床下启动燃烧器内套壁稳1点。b.冷风室温度2点。c.炉膛温度采用分层布置, 料床温度4点、密相区温度4点、稀相区温度4点、炉膛出口温度4点。d.每台分离器进/出口、下降管、回料阀各1点。e.各级省煤器、空气预热器进/出口分左右各布置2点。f.水系统、风系统视工艺需要布置测点

3.2 压力测点布置

a.点火油压1点。b.冷风室压力2点。c.料床压力4点。d.密相区压力2点。e.炉膛出口压力6点。f.分离器进/出口、各级省煤器、空气预热器进/出口烟气压力分左右各布置2点。g.水系统、风系统视工艺需要分布测点。

3.3 流量测点布置

3.3.1 流量测点

a.一次风2点。b.上一次风4点。c.下一次风2点。d.二次风总风1点。e.点火风总风1点。f.供水流量1点。

3.3.2 风量仪表选型分析

由于空间限制, 工艺管道布置很难满足风量计对测量直管段长度的要求, 影响了测量精度, 因此, 对于循环流化床锅炉风量的测量, 根据现场情况考证, 不赞成加大投资, 刻意追求测量精度, 主张在相对准确的前提下保证测量信号的稳定性更为实际。经过对几种流量计的比较, 最终选用传统的机翼式测风装置。对于大尺寸风管道, 也可以考虑选用热导式风量计, 主要是减少压力损失, 安装方便, 但要注意热导式风量计是点测量, 一定要在标定的前提下, 找准代表平均流速的测量点, 以确定热导式风量计的插入位置。对于直管道很短的风量测量可以考虑选用横截面积式风量计, 但要注意横截面积式风量计相对于其它差压式风量计, 测量信号很小, 必须选用精度微差压变送器;也可以考虑选用V内锥式流量计。无论选用那种流量计, 测出的风量最终都要转换成标准状态下的风量显示。

3.4 其它测点

3.4.1 氧量表。

烟气含氧量的测量对于指导循环流化床锅炉的运行十分重要, 一般在省煤器出口烟道两侧各设一个氧量测点, 也可以在空气预热器出口烟道两侧设1点, 用于检测空气预热器漏风情况。

3.4.2 电动执行器。

电动执行器是提高循环流化床锅炉自动化水平必不可少的执行单元。它可以大大减少一线工人的劳动强度, 及时应对故障处理。在资金允许的情况先, 建议送风机出口风门、二次风机出口风门、引风机入口风门、上下一次风各风门、高压风机出口风门、二次风风门选用电动每年。送风机、引风机、二次风机如选用变频电机, 可以考虑取消相应的电动门。由于很少操作回料系统的输送风风门、松动风风门及拨煤风风门等, 可以选用手动门就地操作。

3.4.3 风机参数监测。

风机是电厂的重要主附设备。一旦出现故障, 巡检不及时, 必然会给电厂造成很大的经济损失且易扩大事故。因此, 风机参数的在线监测十分重要。主要监测的参数有风机电流、定子温度、轴承温度和风机振动等。

4 结语

综上所述, 循环流化床技术作为高效、洁净、低污染的燃煤技术, 在我国将得到越来越广泛的应用。通过对原循环流化床锅炉设计热工测点的设计和两年的实际运行证明, 热工测点数量、测点布置及仪表选型基本能够满足生产运行需要。因循环流化床锅炉燃烧的复杂性和对循环流化床还缺乏经验和深入了解。目前循环流化床锅炉自动控制技术仍存在许多难题需在生产研究和安装调试中逐步完善

摘要：本文详细分析介绍了循环流化床锅炉动态特性及自动控制系统组成, 并结合工程实例, 对循环流化床锅炉机组联动控制设计与安装调试技术要点进行了详细阐述, 对其热工参数测点布设及DCS控制作了简要介绍。

关键词：大型火电厂,循环流化床锅炉,联动控制,热工参数测点,DCS控制

参考文献

[1]火力发电厂新设备新技术与发电工程设计、运行、维护及标准规范实用手册.2006.

[2]岑可法.循环流化床锅炉理论.设计与运行.北京:中国电力出版社, 1998.

[3]刘德昌.循环流化床燃烧技术.北京:水利电力出版社, 1995.