SP-10给煤机控制系统在超临界机组的应用及校验
SP-10给煤机控制系统在超临界机组的应用及校验
针对国家能源集团蚌埠电厂给煤机日趋老化，运行可靠性降低等问题，利用机组检修的机会，通过对给煤机控制系统改造，将原有的问题解决，使给煤机运行稳定可靠，满足机组的控制要求。
标签：给煤机SP-10控制系统应用校验
一、概述
国家能源集团蚌埠电厂一期采用沈阳STOCK 公司引进美国技术生产的EG-2490 电子称重式给煤机，其控制系统为196NT，给煤机长周期运行，设备日趋老化，运行可靠性降低等频发性故障问题，影响机组的安全稳定运行，因此利用机组检修的机会，将给煤机控制系统改造为SP-10控制系统，将原有的问题解决，使给煤机运行稳定可靠，满足机组的控制要求。
二、给煤机控制系统原理
给煤机系统的原理图如图1所示，整个系统由原煤斗、传送皮带、落煤斗、磨煤机、皮带驱动电机、称重托辊以及控制器组成。称重托辊用于测量煤块的重量，将煤块产生的压力信号转换为电信号送入到控制器中。同时根据测速电机输入的脉冲信号测量传送皮带的速度从而得到给煤率的大小，控制器不断将实际的给煤率与DCS 遥控输入的4～20mA给煤率的设定值相比较后经PID 运算，自动调节输送皮带速度，达到精确控制给煤率的目的。
三、SP-10控制系统特点
SP-10控制系统是应用于火力发电厂给煤机的最新一代产品，充分考虑了给煤机现场恶劣的工作环境和较严重的电磁干扰，采取专用的电子元器件和专用电路，硬件和软件进行了严格的测试，并且经过现场的长时间考验，具有良好的可靠性和使用寿命。具有以下特点：
1）控制器采用双处理器控制：
主控CPU采用先进的数字信号处理器DSC，具有高速运算能力，给煤机的控制及煤量累积更加准确，CPU进行AD数据的转换、采集等功能，双处理器的设计提高了控制和运算的精度，使系统的运行更加稳定可靠。
2）数据转换精度提高
24位A/D转换器，转换速率也比较快，重量信号的测量更加精确，保证了给煤机的计量精度。
3）采用开关电源，电源抗波动能力大大提高
主板上采用了开关电源，对电源板过来的电源进行了进一步的隔离，具有比较强的抗干扰能力，电源的容限也有较大的提高。
4）采用高性能嵌入式一体化触摸屏，界面友好，操作简单
SP-10控制系统人机界面采用高性能嵌入式一体化触摸屏，1外壳工业塑料材质，抗干扰性为工业三级，能够抵抗电厂给煤机现场复杂恶劣的工作环境和比较严重的电磁干扰。SP-10控制系统具有故障自诊断和故障记忆功能，使得故障处理更加便捷。
5）具有丰富的接口，系统扩展非常方便
SP-10控制系统还具有丰富的I/O接口和模拟量接口。系统自带的标准串行接口，支持Profibus、Modbus等多种通讯协议，并且还可配置蓝牙或以太网卡，丰富数据传输的手段，满足机组集中控制的要求。
四、SP-10系统校验
1.定度
1）关闭给煤机上方料仓的出口阀，清除皮带上的物料。
2）关闭给煤机卸料口下方的排出阀。
3）打开给煤机称重跨门，顶端门以及微机控制柜门。
4）调节皮带的张力和对中。
5）靠近控制柜一侧的皮带边上贴上4片粘性反光纸，每片反光纸应与边缘垂直并位于皮带边上两个裙边切口之间而不可超越切口，在驱动辊和张紧輥处的皮带边上各贴一片，在称重棍处及其下方皮带返回部分各贴一片。
6）证实4片反光纸中每2片间的距离大于定度探头之间的距离。
注意：皮带上可能存在上次定度时的反光纸，因此在每次定度之前，检查并清除上次使用的反光纸。
7）调整称重棍，清除连结部件上的积聚物料和杂质。
8）将两个探头分别插入称重板上两个螺孔内。
9）将探头电缆插头连接到微机控制柜的插座上，探头A 连接到CALA 插
座，探头 B 连接到CALB 插座。
10）进入维护调试界面，按定度功能键进入定度界面。检查称重信号是否正常。称重传感器数据在皮带空载时约为500～800，加载称重砝码后约为2200～2800。
11）开始毛重和皮带运行定度。按定度一（贴反光纸）按键，开始定度。这时给煤机将在微机控制下开始运行，可发现定度是以下述的方式进行的。
（1）运行指示灯亮起。
（2）25秒延时开始，在此期间，电机转速将增速到1000rpm，并且稳定在此值上。
（3）延时结束后，第一个反光纸经过探头A，Cal A 指示灯亮继而熄灭，当反光纸经过探头B 时，Cal B 指示灯亮继而熄灭。另外，当每一片反光纸经过探头时，探头识别次数值加1。
（4）当第九个反光纸经过探头 A 时，探头识别次数值为16，皮带已经运行了整整两周，这时给煤机停机，定度结果显示出八次皮带速度测量的重复误差的百分比。
（5）如果误差大于极限值，探头识别次数值返回0，定度将自动重新开始，直到测量误差小于极限值为止。
12）如果毛重和皮带运转定度成功，将两个定度砝码（各17.35kg）加到两侧称重传感器上。
13）开始称重跨系数定度，按定度二按键，与12）节所述情况一样。当第九片反光纸通过后，给煤机自动停机。
14）定度完成后可以看到定度结果：皮重误差、速比误差、净重误差，定度的误差通过将当前定度数据与上次定度数据相比较，反映了定度的重复性能。
以上三种定度检查的结果必须小于±0.20%，如果大于这个极限，请检查悬挂在称重传感器上的称重块是否有与其他部件有接触，或其他不正常的情况，随后重新进行定度（从头开始）。
2.标定
给煤机控制器能接收给煤率的给定信号，并且输出模拟量反馈信号，但必须在给煤机接收遥控控制之前进行调准，以保证给煤机控制系统与DCS系统精确的配合。
1）标定给煤率指令：（控制柜内接点SIG+、SIG-）
（1）进入维护调试界面，按标定功能键进入标定界面。
（2）DCS 给定最小指令4mA，然后按“标定4mA 键”，按键右侧将显示与4mA 给定信号相应的频率值。按保存键，则4mA 标定完成。
（3）同样方法标定20mA 并保存该数据。
2）标定给煤率反馈输出：（控制柜内接点139、140）
（1）进入维护调试界面，按标定功能键进入标定界面。
（2）调正给煤率补偿信号，按标定4mA 键，这时按键右侧显示出送到模拟转换板的频率，下方会弹出信号调整的增加“↑”和减少“↓”键。在DCS 观察给煤率反馈信号大小，按增加“↑”或减少“↓”键，使得反馈信号达到4mA。
（3）当给煤率反馈信号达到了正确值，按标定4mA 按键下的保存键，调正后的数据就会存入微机控制器的存储器中。
（4）同样方法标定20mA 并保存该数据。
3）标定电机专色反馈输出：（控制柜内接点131、132）
（1）进入维护调试界面，按标定功能键进入标定界面。
（2）调正电机转速补偿信号，按标定4mA 键，这时按键右侧显示出送到模拟转换板的频率，下方会弹出信号调整的增加“↑”和减少“↓”键。在DCS 观察电机转速反馈信号大小，按增加“↑”或减少“↓”键，使得反馈信号达到4mA。
（3）当电机转速反馈信号达到了正确值，按标定4mA 按键下的保存键，于是调正后的数据就会存入微机控制器的存储器中。
（4）同样方法标定20mA并保存该数据。
五、结束语
本次给煤机控制改造完成后，结构简单、功能完善，系统性能稳定，可靠性好，能够适合现场使用。给煤机的安全稳定性得到提高，提高了给煤机的计量精度，为管理人员、操作人员带来了极大的方便。
SP-10给煤机控制系统在超临界机组的应用及校验
SP-10给煤机控制系统在超临界机组的应用及校验 针对国家能源集团蚌埠电厂给煤机日趋老化，运行可靠性降低等问题，利用机组检修的机会，通过对给煤机控制系统改造，将原有的问题解决，使给煤机运行稳定可靠，满足机组的控制要求。 标签：给煤机SP-10控制系统应用校验 一、概述 国家能源集团蚌埠电厂一期采用沈阳STOCK 公司引进美国技术生产的EG-2490 电子称重式给煤机，其控制系统为196NT，给煤机长周期运行，设备日趋老化，运行可靠性降低等频发性故障问题，影响机组的安全稳定运行，因此利用机组检修的机会，将给煤机控制系统改造为SP-10控制系统，将原有的问题解决，使给煤机运行稳定可靠，满足机组的控制要求。 二、给煤机控制系统原理 给煤机系统的原理图如图1所示，整个系统由原煤斗、传送皮带、落煤斗、磨煤机、皮带驱动电机、称重托辊以及控制器组成。称重托辊用于测量煤块的重量，将煤块产生的压力信号转换为电信号送入到控制器中。同时根据测速电机输入的脉冲信号测量传送皮带的速度从而得到给煤率的大小，控制器不断将实际的给煤率与DCS 遥控输入的4～20mA给煤率的设定值相比较后经PID 运算，自动调节输送皮带速度，达到精确控制给煤率的目的。 三、SP-10控制系统特点 SP-10控制系统是应用于火力发电厂给煤机的最新一代产品，充分考虑了给煤机现场恶劣的工作环境和较严重的电磁干扰，采取专用的电子元器件和专用电路，硬件和软件进行了严格的测试，并且经过现场的长时间考验，具有良好的可靠性和使用寿命。具有以下特点： 1）控制器采用双处理器控制： 主控CPU采用先进的数字信号处理器DSC，具有高速运算能力，给煤机的控制及煤量累积更加准确，CPU进行AD数据的转换、采集等功能，双处理器的设计提高了控制和运算的精度，使系统的运行更加稳定可靠。 2）数据转换精度提高 24位A/D转换器，转换速率也比较快，重量信号的测量更加精确，保证了给煤机的计量精度。
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防止因给煤机全速造成机组异常事故处理方法 摘要：给煤机是燃煤发电机组必然用到设备，而给煤机的给煤量异常现象在电 厂是普遍存在的问题，为了确保机组安全、稳定、健康运行，需要运行人员精心 监盘的及时发现，更需要异常情况下事故处理的有条不紊。异常在于分析，事故 在于防范；在给煤机的给煤量异常这一技术难题没有解决前，针对给煤机煤量异 常全速的现象，为防止因处理不及时、或方法不当而造成机组异常事故而采取一 些有针对性的方法，防止此类异常现象发生时的手忙脚乱造成机组异常事故，特 总结以下经验，大家共同探讨学习，希望对相关工作能够有所帮助。 关键词：给煤机全速；磨煤机；异常事故 大唐滨州发电有限公司2×350MW燃煤发电机组，配置上海锅炉厂制造SG-1120/25.4-M4411型超临界变压运行螺旋管圈直流炉；汽轮机为哈尔滨汽轮机厂 有限责任公司制造超临界、一次中间再热、单轴、双抽供热、双缸双排汽、凝汽 式汽轮机，型号C350/280-24.2/0.4/566/566[2]；发电机为哈尔滨电机厂QFSN- 350-2型三相交流隐极式同步汽轮发电机。锅炉形式为单炉膛、一次中间再热、 四角切圆燃烧、平衡通风、全钢架悬吊结构、锅炉紧身封闭布置、干式固态排渣、Π型露天布置燃煤锅炉。炉底渣采用干式除渣系统。锅炉设计煤种陕西神华烟煤、校核1煤种为神华烟煤，校核2煤种为神华烟煤及锡林浩特褐煤的混煤，混煤比 例为8∶2；正常点火及助燃采用等离子装置。灰渣采用分除方式，飞灰采用气力 输灰，炉渣由汽车运输至厂外灰渣场；烟气脱硫采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺；烟气脱硝采取选择性催化还原（SCR）法去除烟气中 NOx，还原剂采用液氨。制 粉系统，采用中速磨正压冷一次风直吹式系统。采用5 台中速辊式磨煤机 ZGM95G-I，燃用设计煤种时，4台运行，1台备用，燃用校核煤种时，5台运行。给煤机选用徐州三原电力测控技术有限公司生产的NJGC型称重式全封闭给煤机。大唐滨州公司机组给煤机设备运行过程中出现全速是特没规律的异常现象。为了 避免出现这中情况下处理的手忙脚乱，特总结以下经验，大家共同探讨学习。 给煤机全速时的事故现象： 1.运行中全速时的给煤机煤量反馈值突变，偏移给定值（有时大幅小于给定值，有时大幅大于给定值，不是固定现象）。 2.全速给煤机对应的磨煤机一次风量调节自动的情况下，磨煤机热风调门不 正常开大，若磨煤机一次风量自动调节性能差，调门开启不及时风量有下降趋势；磨煤机一次风量调节在手动情况下磨煤机入口一次风量下降明显。 3.全速给煤机对应的磨煤机出口一次风流速下降。 4.全速给煤机对应的磨煤机出口温度下降较快。 5.全速给煤机对应的磨煤机电流增加。 6.全速给煤机对应的磨煤机密封风与一次风差压降低。 7.全速给煤机对应的磨煤机入口一次风压增大。 8.全速给煤机对应的磨煤机通风阻力增大。 9.对比正常运行工况下的氧量值有所下降。 10.派人就地检查给煤机转速较设定煤量正常运行时的转速明显加快。 给煤机全速时的事故处理： 1.综合以上现象可以判断为给煤机全速，汇报值长。将异常给煤机煤量的“自动”切至“手动”方式，并将给煤机煤量指令降低最小值。 2.就地确认给煤机全速，应迅速停止异常给煤机，切磨煤机冷、热风“自动”至
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研究内容:研究液态排渣炉内钠、钾等碱金属的释放、捕捉特性与作用机制；研究开发适合全烧高碱煤的液态排渣燃烧关键技术;研究液态排渣低NOx燃烧技术；研发全烧高碱煤液态排渣锅炉关键设计、制造工艺及技术；开展高碱煤液态排渣锅炉关键技术示范与优化运行。 考核指标：实现纯燃高碱煤（碱金属含量≥4％）液态排渣关键技术在200～300MW等级机组的工业示范，连续运行≥168小时，锅炉出口NOx排放浓度≤400mg/m3，炉内钠、钾的捕捉率≥50％。 1。2超低NOx煤粉燃烧技术（共性关键技术类） 研究内容：开发超低NOx煤粉燃烧技术，包括：煤粉燃烧全过程的燃烧组织与抑制NOx生成技术、超低NOx燃烧燃尽技术、超低NOx燃烧优化控制集成技术，进行相关试验。考核指标：工业装置规模≥14MW th，NOx燃烧排放浓度≤50mg/m3,CO排放浓度≤200 mg/m3。 1。3燃煤发电机组水分回收与处理技术（共性关键技术类） 研究内容：研究燃煤烟气水分回收利用的关键技术；研发燃煤发电机组排烟水分回收的成套技术装备；开发回收废水处理和利用技术；开发烟气超低排放污染物控制系统中的废水回收及节能节水技术；进行相关试验。 考核指标:建成燃煤发电机组排烟水分回收的10万m3/h中试系统,烟气水分回收率达到30-50％；建成300MW以上燃煤发电厂烟气超低排放系统中废水回收及节能节水装置一
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给煤机自动化控制系统改造工艺 摘要：在本篇文章中对于东曲选煤厂原煤仓下的给煤机提出了自动化改造的方案，传统的给煤机使用的是手动给煤，所以，应该对给煤机进行改造来提高原煤配洗的精度。往复式给煤机提高洗煤厂生产效率一般采用的是PLC控制的方法，从而来实现远程操控自动化控制。 关键词：控制系统；改造工艺；给煤机；自动化 引言 东曲选煤厂原煤仓下的给煤机的开关以及给煤量的大小目前一直使用的都是现场工作人员进行手动控制，这样就导致工作人员的劳动强度比较高，而且选煤厂的生产系统具有比较复杂的环节，各个环节之间的沟通相对来说不是特别方便，所以调度人员就不能及时的知道生产系统中设备的运行情况，致使整个生产系统中开车的时间过长，与此同时，其他环节的设备处在一个空转的状态，就会出现一些不必要的电量损耗和设备损耗，然后影响整个洗煤系统过程。原煤仓下改造给煤机自动化控制可以有效的减少系统启动的时间，减少设备的损耗，从而提高系统的生产效率，实现调度统一。自动化控制系统的改造还可以减少现场的工作人员，降低工作人员的劳动强度以及可以更好地提高原煤配洗的精度。 一、给煤机控制系统现状 以往原煤仓下给煤机的控制方式都是直接启动，和主洗系统的控制方式是分开的，不进行统一控制。给煤机的开启和停止都是由现场工作人员和控制室进行电话联络，然后控制室司机把磁性物质含量、浮选液密度以及介质泵工作压力等各个数据调节完之后，通过电话让现场工作人员来开启和停止给煤机。利用手动控制来开启或者是停止采煤机根本就不能使原煤进行精准的入洗，因为给煤量的控制大都是以现场工作人员的经验来判断的，而且原煤仓工作的环境也比较阴暗潮湿，长期工作会严重影响现场工作人员的身心健康。在夜班生产的时候，现场工作人员通过调节圆环链节的数量来调节煤量，但是会有一定的安全隐患。针对
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1000MW超超临界燃煤发电机组选型研究 与应用 摘要 我国作为煤炭的资源大国，如何提高燃煤发电机组的效率，减少 有害气体的排放成为放在决策与科研部门面前的非常迫切的问题。根据技术统计，九十年代以来投产的超超临界机组的机组效率高达43%-48%，供电煤耗为 260g/kw.h-290 g/kw.h，比同容量的常规超临界机组效率提高了4%-5%，比亚临 界机组效率高约8%-10%。所以，大力发展超超临界火电机组已经是刻不容缓众望 所归，是我国重大的能源发展战略。本文从全面性热力系统方面论证1000MW发 电厂的新方案，新型锅炉、汽轮机等主设备的选型，为新建项目主设备选型提供 研究参考依据。 关键词超超临界机组热力系统设备参数 绪论 一、超超临界的概念 火力发电厂的工质是水，在常规条件下水加热蒸发产生蒸汽，当蒸 汽压力达到22.129MPa时，汽化潜热等于零，该压力称为临界压力。水在临界压 力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的， 以单相形式进行。蒸汽压力大于临界压力的范围称为超临界区，小于临界压力的 范围称为亚临界区。从水的物性来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是人 为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。目前超超临界与超临界的划 分界限尚无国际统一的标准，一般人为蒸汽压力大于25MPa蒸汽温度高于580摄 氏度的称为超超临界。 二、发展超超临界火电机组的战略意义
2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析，在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上，再考虑煤电的开发，经过分析、测算，推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。 可以看出，虽然煤电所占比重从2000年到2020年在逐年下降（从72.7%下降到64.4%），但煤电在电源结构中的主导地位没有改变。由于超超临界机组与常规火电机组相比，超临界机组的可用率与亚临界机组相当，效率比亚临界机组约提高2%。超超临界机组效率比超临界机组再提高约2%～3%，若再提高其主汽压力到28MPa以上，效率还可再提高约2%。因此它具有明显的高效、节能和环保优势，已成为当今世界发达国家竞相采用和发展的新技术。我国的能源装备政策是要发展大容量高参数的火电机组，国家计委明确新建600MW及以上容量燃煤机组原则上采用超临界或超超临界参数的火电机组。 表0-1 全国电源构成预测 三、超超临界火电机组国内外现状 美国是发展超临界机组最早的国家，世界上第一台超临界机组1957年在Philo电厂（6#）投运，该机组由B&W和GE公司设计制造。据统计，到1986年为止，美国已投运的超临界机组有166台，其中多数为超超临界机组，平
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600MW 超临界机组深度调峰热工控制系 统约束条件及对策 摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保 护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提 供了有益借鉴。 关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全 1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护 1.1协调控制系统的负荷区间限制 QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。当机组 运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主 要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在 协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。 在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。煤质、燃烧稳定性、 电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控 制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。 1.2大负荷区间主、再热汽温控制 深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性 相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负 荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的 较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。
再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运 行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。有时再热汽温控制的很低，影响机 组经济性。由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再 热汽温波动大。 1.3脱硝排放控制系统 脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨 的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。深度调峰时，此问题更严重，因此， 解决延时的喷氨控制非常关键。 1.4低负荷下炉膛失去全部火焰保护 QB 厂 600MW 超临界机组“失去全部火焰”保护设置为：有燃料运行的状态下，且火检全部失去。有燃料运行情况下：1、任一磨煤机合闸状态；2、点火油 枪投运数量不小于三对；3、A、B、D 层任一启动油运行；4、小油枪 3 支及以 上投运；四个条件任一条件满足延时 60s。火检全部失去：A、B、D 层启动枪无 火检，A、B、C、D、E、F 层煤火检信号无火｛层火检为四取三｝，且[（汽轮机 无跳闸信号且汽机转速≥100）或（A、B、C、D、E 点火油和小油枪均无火检信号），两个条件满足任意一个。 机组深度调峰时，锅炉维持三台磨或四台磨运行时均不触发“失去全部火焰”保护，但油枪火检会存在偷火现象，锅炉燃烧不稳濒临灭火时投入油枪助燃时， 该保护不触发但存在造成灭火放炮风险。 1.5汽泵最小流量保护设置 当给水泵转速大于 2000rpm 时，低于泵最小流量曲线自动定值；当给水泵 转速小于 2000rpm 时且再循环调门开度小于 8%时，低于随泵最小流量曲线自动 定值与再循环调门阀位反馈小于 8%；当给水泵转速小于 2000rpm 时且再循环调
超临界机组气温调节
超临界机组气温调节 超临界机组气温调节是指在超临界发电机组运行过程中，通过调节各参数来控制机组的温度，以保证机组安全稳定地运行。在超临界状态下，机组的工作温度较高，因此合理地调节机组的气温对于机组的性能和寿命具有重要影响。本文将就超临界机组气温调节的原理、调节方法和应用进行探讨。 一、超临界机组气温调节原理 超临界机组气温调节的原理主要基于两个方面：热力学复杂性和流体动力学效应。 1.热力学复杂性 超临界机组在工作过程中存在着瞬态特性，这使得机组的控制难度增加。热力学复杂性是指机组受工作条件和负荷变化的影响而导致的温度和压力波动。在调节机组气温时，需要根据工作条件的变化，合理调整机组燃料供给量、锅炉调节系统和辅助设备系统等，以保持机组的温度在合适的范围内。 2.流体动力学效应 超临界机组的流体动力学特性决定了各系统之间的热耦合性。通过调节给水系统、蒸汽系统和循环水系统等，可以控制机组的温度，提高机组的效率。具体而言，调节给水系统的供水量和供水温度，调节蒸汽系统中的蒸汽量和蒸汽温度，以及调节循环水系统中的水量和水温等，来达到对机组气温的调节目的。
二、超临界机组气温调节方法 超临界机组气温调节可以通过以下几个方面进行控制： 1.燃料供给调节 燃料供给量的调节对于超临界机组的气温控制至关重要。通过控制燃料供给量，可以控制机组的燃烧强度和热负荷，从而影响机组的温度。调节燃料供给量需要根据机组的负荷变化和热力学参数来确定，以保持机组在合适的温度范围内运行。 2.锅炉调节系统 锅炉调节系统是超临界机组的一个重要组成部分，通过该系统可以对机组的温度进行精确调节。在超临界机组中，锅炉调节系统通常包括给水系统、排污系统、压力控制系统等。通过调节给水系统的供水量和供水温度，可以对机组的温度进行控制。同时，通过排污系统的排污量调节和压力控制系统的调节，能够进一步控制机组的温度。 3.辅助设备系统调节 超临界机组还包括多个辅助设备系统，如风机系统、汽轮机系统和循环水系统等。通过合理调节这些辅助设备系统，可以在一定程度上控制机组的温度。例如，调节风机系统的风量和风温，调节汽轮机系统的负荷和启闭煤气量，以及调节循环水系统的水量和水温等都可以对机组的温度进行调节。 三、超临界机组气温调节的应用
超临界直流机组RB试验若干问题探讨
超临界直流机组 RB试验若干问题探讨 摘要：随着电力建设的发展，高效节能的超临界机组已成为火力发电的主力 机组。而这些超临界机组的安全、稳定运行直接影响着电网的安全、稳定、经济 运行。由于超临界机组主汽压力、主汽温度等主要参数高，系统庞大，主辅机设 备复杂，据不完全统计由于主要辅机故障引起的机组非停次数占全部非停次数的 比例很大，如何提高机组自动应对辅机故障的能力是体现机组自动化水平的重要 标志。 关键词：超临界直流机组；RB试验若干问题； 前言：机组RUNBACK(负荷快速自动返回，简称RB)功能是保证发生部分主要 辅机故障跳闸，使锅炉最大出力低于给定功率时，协调控制系统将机组负荷快速 降低到实际所能达到的相应出力，并控制机组参数在允许范围内运行的重要功能。机组主要辅机在运行中跳闸是突发事件，此时若仅靠运行人员手动操作，由于操 作量大，人为因素多，不能确保机组安全运行。因此RB功能是否完善是衡量协 调控制系统重要指标。 一、RB功能概述 RB功能的实现需要模拟量控制系统(MCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、 顺序控制系统(scs)、汽轮机控制系统(DEH)、给水泵汽轮机控制系统(MEH)等的 协同控制，其中核心的系统是MCS和FSSS。RB工况对机组的控制策略、参数整 定以及相关控制系统的要求很高。国内大型火电机组的DCS大都采用国际上先进 的分散控制系统，这些分散控制系统都有自己典型的RB控制功能设计，这些设 计对现场设备要求比较高。RB功能能否真正地实现，与电厂各类辅机的运行状况 以及其对热力系统影响大小有着直接的关系。所以，电厂的RB试验项目是根据 现场实际工况合理地进行选择的。RB控制策略主要涉及MCS和BMS系统，其中MCS系统中几个典型的RB控制回路有：机组最大出力计算；负荷指令变化速率设
超临界垂直管圈直流炉壁温偏差及优化控制
超临界垂直管圈直流炉壁温偏差及优化 控制 摘要：超临界垂直管圈直流炉壁温偏差优化控制对于锅炉的安全运行、热效 率提升、设备保护和环境保护等方面都具有重要意义。通过优化控制壁温偏差， 可以减少局部过热和应力集中，降低设备的运行风险。壁温偏差过大可能导致管 道破裂、泄漏、爆管等安全事故的发生，而优化控制可以保持壁面温度均匀分布，提高锅炉的安全性能。本文提出超临界垂直管圈直流炉壁温偏差及优化控制措施,旨在提高电站锅炉设备运行可靠性,适应当前火电机组调峰调频的需求。 关键词：垂直管圈水冷壁;热偏差;优化控制 1水冷壁壁温偏差及爆管原因 1.1水冷壁壁温偏差现象 水冷壁是在燃烧器内部或炉膛周围形成的防止火焰和烟气直接接触锅炉壁的 壁面结构。在运行过程中，水冷壁壁温偏差可能出现，即壁面某些区域的温度高 于或低于设计温度。壁温偏差可能导致壁面材料的应力不均匀分布，进而影响设 备的安全运行和使用寿命。水冷壁壁温偏差现象的可能原因包括： 燃烧器设计问题：不合理的燃烧器设计导致烟气流动不均匀，使水冷壁受热 不均。例如，燃烧器喷嘴布置不当或喷嘴尺寸不适合炉膛尺寸。 炉膛内气体特性：炉膛内的气体流动可能出现局部的流动失稳现象，导致水 冷壁壁温分布不均。例如，气流的突然变化、涡流的聚集等。 水冷壁结构问题：水冷壁管道的设计、材料、布置等问题可能导致壁温偏差。例如，管道材料的选择不当、弯曲部分流体流动受阻等。 1.2水冷壁爆管原因分析
水冷壁爆管是指水冷壁管道因受到过高的温度或压力而发生破裂。爆管事故可能对设备安全和燃烧系统的运行产生严重影响，并可能导致人身伤害和设备损坏。以下是一些可能导致水冷壁爆管的原因： 过热和超压：若水冷壁所处的炉膛温度和压力超过其设计承受范围，会导致壁材受热过度、材料变形或破裂，从而引发爆管事故。过热和超压可能是由于燃烧不稳定、水冷壁维护不良、管道阻塞等原因导致的。 液位异常：若水冷壁管道内的水位异常，可能导致水冷壁部分无法得到有效冷却，产生局部过热和应力集中，进而导致爆管。液位异常可能由于供水不足、管道堵塞、水冷壁内部结构堵塞或损坏等原因引起。 材料问题：若水冷壁材料质量不合格或使用寿命已经过长，可能导致材料脆化、疲劳裂纹或腐蚀，从而增加了爆管的风险。 为了减少水冷壁壁温偏差和爆管的风险，需要进行充分的设计和运行评估，确保燃烧器、炉膛以及水冷壁的设计和操作满足安全要求。定期的检测和维护也是关键，包括监测壁温分布、检查管道状态、控制水位等。在发现异常情况时，及时采取措施，修复或更换受损的部件，确保设备的安全运行。 2超临界垂直管圈直流炉壁温偏差优化控制关键技术 2.1融合燃煤分层热值修正与磨煤机组虚拟启停的精准煤量控制 煤炭分层热值修正是针对不同煤种和不同位置的燃煤锅炉燃烧热值不均匀的问题进行的控制策略。通过对煤种特性的分析和实时数据的监测，调整给煤机的运行参数，使得燃烧过程中的煤量分布更加均匀，提高燃烧效率和热力利用率。磨煤机组虚拟启停是在需求变化时，通过对磨煤机组的精确控制，实现煤粉供给的快速响应和煤量的精准控制。通过准确预测煤粉需求量和调整磨煤机组的运行状态，实现燃煤锅炉的燃烧过程稳定，并降低煤粉消耗和运行成本。 2.2抑制水冷壁垂直管圈膜态沸腾的动态煤水比控制
探讨缩短超超临界发电机组启动时间的方法与应用
探讨缩短超超临界发电机组启动时间的方法与应用 在实际的超超临界发电机组的运行过程中，要求发电机组能够在尽量短的时间内完成 启动并投入到正常运行状态中。这样可以提高发电机组的运行效率，提高电网的稳定性。 研究如何缩短超超临界发电机组的启动时间具有重要的意义。 1. 优化燃烧系统：燃烧系统是发电机组的核心部件，其性能直接影响启动时间。通 过优化燃烧系统的设计，可以提高燃烧效率，从而缩短启动时间。采用先进的燃烧器设计，提高燃烧效率，减少点火时间，加快燃料燃烧的速度。 2. 提高传热效率：传热是超超临界发电机组启动过程中的关键环节。传热效率的提 高可以加快燃料的加热速度，从而缩短启动时间。采用高效的换热器，在燃烧过程中提供 充分的热量传递，加快燃料加热的速度。 3. 优化控制策略：控制策略对超超临界发电机组的启动时间有着重要的影响。通过 优化控制策略，可以提高系统的响应速度，从而缩短启动时间。采用高速响应的控制系统，提高控制精度，减少控制延迟，加快系统的启动速度。 4. 提高设备的可靠性：设备的可靠性是保证超超临界发电机组启动时间的关键。通 过提高设备的可靠性，可以减少系统故障和维修时间，从而缩短启动时间。采用高品质的 设备和材料，加强设备的维护和保养，提高设备的可靠性和耐用性。 5. 使用辅助设备：在超超临界发电机组的启动过程中，可以使用一些辅助设备来加 快启动速度。采用预热器来提前加热燃料，加快燃料的燃烧速度；采用加热器来提供额外 的热量，加快燃料的加热速度；使用液压起动器来提供额外的动力，帮助发电机组启动。 缩短超超临界发电机组启动时间的方法与应用包括优化燃烧系统、提高传热效率、优 化控制策略、提高设备的可靠性和使用辅助设备等。这些方法与应用可以相互结合，通过 在设计和运行中的不断改进，可以有效地缩短超超临界发电机组的启动时间，提高发电机 组的运行效率和电网的稳定性。
超临界机组控制的综述
超临界机组控制概述 1. 超临界机组控制系统的探讨 随着电力系统的发展，600MW超临界机组已经成为我国电力行业的主力机组，但由于超临界机组的直流运行特性、变参数的运行方式、 多变量的控制特点，与亚临界汽包炉比较在控制上具有很大的特殊性，因此，应探讨超临界机组的运行模式和控制策略。 超临界机组的运行特性 1.1. 超临界火电机组的技术特点 1.1.1. 超临界火电机组参数、容量及效率 超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129Mpa。目前运行的超临界机组运行压力均为24Mpa~25Mpa, 理论上认为,在水的状态参 数达到临界点时(压力22.129、温度374.℃),水完全汽化会在一瞬间 完成,即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区 存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此，在超临界压力下无法保持自然循环，即不能使用汽包锅炉，直流锅炉 成为唯一型式。 改善蒸汽参数和开发大容量机组是提高常规火力发电厂效率和降 低单位容量成本的最有效途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比,在理论上采用超临界参数可提高效率2%～2.5%,采用超超临界参数 可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.1. 2. 超临界机组的启动特性 超临界锅炉和亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动 方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启 动特点： 设置特殊启动旁路系统
直流锅炉的启动特点是，在锅炉点火之前，必须向锅炉连续供水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其 得到冷却。 一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统 启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃ 以上的热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机 的水冲击，因此直流炉需要设置特殊启动旁路系统来排除这些不合格 的工质。 配置汽水分离器和排水回收系统 超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过 省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷是从锅炉满负荷到直 流最小负荷，直流最小负荷一般为25%~45%。 低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，排水回 收系统是超临界锅炉在低负荷下工作所必需的另一个系统，它的作用 是使锅炉安全可靠的启动及其热损失最小。 启动前，锅炉应确定启动压力和启动流量 启动压力是指直流锅炉启动过程中水冷壁中工作介质的压力，启 动压力升高。汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热过 热器的保护越不利。启动流量是指直流锅炉在启动过程锅炉的给水流量。 1.1.3. 内置汽水分离器的控制方式 超临界机组有一个外部启动分离器和一个内置启动分离器。本文 仅就内置式启动分离器进行讨论。
600MW超超临界燃煤机组A磨煤机暖风器疏水控制方式优化
600MW 超超临界燃煤机组A磨煤机暖风器疏水控制方式优化 曾火辉 深能合和电力（河源）有限公司，广东 河源 517000 摘要：600MW超超临界哈尔滨锅炉机组启机过程A磨煤机暖风器疏水控制方 式优化。 关键词：燃煤；超超临界；启机；A磨；暖风器；疏水；优化 一、锅炉概况及优化意义 河源电厂一期2×600MW锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造， 三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持 的超超临界、变压运行直流锅炉锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。锅炉启动系统为带炉水循环泵的 启动系统，汽水分离器为内置式。其启动磨为A磨，有等离子系统和暖风器系统，其中暖风器系统主要作用为于在一次风温小于200℃时，用辅助蒸汽来汽加热一 次风，起到干燥煤粉的作用。 随着电力市场的改革的深入，为适应市场化的需要，机组的启停越来越频繁，在机组启动阶段，如何控制A磨等离子暖风器疏水运行，使A磨在启动运行中入 口风压及出口风温满足点火及稳燃，并使A磨等离子暖风器疏水更经济运行就相 当重要。
二、存在问题及优化分析建议 暖风器的加热汽源来自辅汽，在最初的设计中，只设计了往地沟这一路的疏水，在2012年的2号机C修中，对2号机暖风器系统增加了疏水至锅炉疏水扩 容器的管道。 目前存在的问题有： （1）由于在暖风器疏水管道上没有安装温度测点，在前期的疏水暖管中， 辅汽至暖风器供汽手动门开度多大为最合适？疏水时间多长为最合适？疏水往哪 里排最好？ （2）启动A制粉系统中，由于给煤机有一个最小给煤量，当启动给煤机时 磨出口温度急剧下降（往往下降20℃左右），给A磨点火及稳燃带来较大的隐患，如何避免？ 收集2号机近5次启机暖风器的投运数据如下表所示，
电厂锅炉给煤机蓬煤、堵煤问题分析及有效解决方案
电厂锅炉给煤机蓬煤、堵煤问题分析及有效解决方案 火电厂为了降低燃煤的成本，大量地掺烧泥煤等劣质煤。因泥煤黏性较高，燃用泥煤过程中频繁发生堵煤现象。文章通过对给煤机进口煤仓堵煤原因进行分析，提出了给煤机煤仓防止堵煤的改进方案。改造后彻底解决堵煤问题，泥煤的掺烧比例可达30%。为其以后的推广做出了范例。 标签：给煤机;煤仓;堵煤;改造方案 引言 为了降低燃煤成本，多数火电厂都在掺烧泥煤，因泥煤黏性较高，燃用泥煤过程中频繁发生堵煤现象。堵煤后需要人工疏通，且不能快速有效疏通，造成了煤流量的不顺畅，反复的堵煤造成了人工成本的增加，因此需要有相应的管理组24h进行值守，随时进行堵煤后的煤仓疏松。煤流量不顺畅会使锅炉负荷下降，只能维持低负荷运行，会在无形当中造成经济损失，严重堵煤时如不及时投油易造成锅炉灭火。因此，解决原煤仓堵煤，保证输煤的通畅是非常重要和必要的。为解决此现象，港电技术人员自行研究技术方案，对掺烧泥煤的煤仓进行改造[1]。 1.设备现状 #1、#2炉均为660MW发电机组，每台炉有6个原煤仓，每个煤仓对应一台称重式给煤机，原煤仓为双曲线形式煤仓。煤仓下部尺寸急剧变化，管径缩小，并且有多个变径法兰组合。给煤机入口处电动插板门为天方地圆形式，通过法兰连接给煤机落煤管。由于来煤湿易造成原煤仓内部挂煤堆积堵塞，不得不进行人工锤击敲打使其正常下煤。这也导致煤仓上方锤击痕迹明显，原煤仓的厚度和强度也会有所下降，存在原煤仓下口位置易出现磨损漏煤隐患。 2.堵煤、棚煤、板结原因分析 造成运行中给煤机堵煤主要是由于原煤斗和给煤机出口落煤管下煤不畅所致，而由于给煤机运行工作不当造成堵煤的现象，兹自参加工作以来很少遇到（注∶即使有也一般是由于外物所致，如原煤中夹有木块，卡在磨煤机入煤口造成给煤机堵煤等）。所以，本文的重点是分析给煤机出口落煤管和原煤斗堵煤原因及处理措施[2]。 原煤斗一般采用的是上部为圆柱形，下部为尖椎形的结构形式。这种形式的原煤斗，在原煤水份不超标时，煤在自重力、内磨擦力并受刮板链条拖动力的作用下，可以均匀、连续的供煤，供煤量的大小则由埋刮板式给煤机决定。但如果原煤较湿或煤成块较疏松时，则很容易出现下煤不畅，最终发展为堵煤事件。一但出现这种情况，现场运行检修人员基本上采用重锤击打使原煤受到振动而下落方式进行疏通，而有的厂还设有专门的振打装置。实践表明，手动敲打时，由于
超临界机组双进双出钢球磨煤机磨制褐煤的应用研究
超临界机组双进双出钢球磨煤机磨制褐 煤的应用研究 摘要：国家能源集团宝庆发电有限公司尝试采用双进双出钢球磨煤机磨制一 定比例的印尼低热值高挥发分褐煤，采取了“分磨研制，炉内掺烧”的方式燃用 褐煤。在控制制粉系统爆炸、保证人身设备安全和防止锅炉结焦等方面进行了系 统的应用研究。为了提高掺烧褐煤的经济性能、规范运行操作方式，根据实际情况，对单磨、掺磨和掺磨比例进行了对比试验，试验结果表明，采取“分磨掺烧，炉内掺混”的方式燃用褐煤是切实可行的。 关键词：双进双出钢球磨煤机；燃用褐煤；锅炉结焦；优化改造；试验；经济性分析 1问题的提出 国家能源集团宝庆发电有限公司(以下简称宝庆电厂)2台660 MW超临界机组 锅炉制粉系统设计燃用煤种为贫瘦煤和劣质烟煤，迫于煤炭市场结构和价格压力，为提高电厂的赢利能力，拓宽煤炭采购渠道，提高电厂对煤炭的适应能力，宝庆 电厂尝试燃用一定比例的印尼褐煤，采取“分磨研制，炉内掺烧”的方式进行了 掺烧工作。在保证人身、设备的安全的前提下，以控制不发生制粉系统着火爆炸、不发生锅炉大面积结焦和燃烧器烧损事故为目标，同时满足经济效益提升及电网 负荷曲线的要求。此项工作的开展对制粉系统和锅炉的运行维护提出了更高的要求。在保证机组正常运行的前提下，采取经济掺烧的方式燃用褐煤并采取相关安全、技术措施，是本文研究的主要问题。 2双进双出钢球磨煤机磨制褐煤的可行性 2．1燃用褐煤的危害和原因
褐煤总体来说属于高挥发分、高水分、中高热值、低灰分、低硫分、难磨、 极易着火、易燃尽、易结渣、易自燃、低流动性的煤。国内燃用的褐煤主要在中 速磨煤机上磨制。燃用褐煤的危害之处则体现为制粉系统爆炸、燃烧器烧坏和炉 膛结焦等问题，主要原因是磨煤机出口温度高、制粉系统启停和断煤、一次／二 次风配比等因素。制粉系统爆炸主要发生在启动(建立料位)初期和停止吹扫料位 以及磨煤机低料位运行期间。 2．2燃用褐煤的可行性分析 煤粉的爆炸需要满足可燃物的存在、合适的氧浓度和足够的点火能量3个基 本条件。当采取手段控制了其中的1个或2个条件时，完全可以杜绝制粉系统爆炸、烧损设备并能抑制炉膛结焦的情况发生。以下4个方面的原因容易造成制粉 系统着火。 (1)漏风粉、控制温度偏高、系统管路残存积粉。 (2)一次风速偏低造成粉管积粉和煤粉在燃烧器根部提前着火烧损燃烧器。 (3)一次风、二次风配比不合理，燃烧器燃烧火焰偏斜，炉膛温度控制过高，火焰中心区域氧量低，从而导致锅炉超负荷运行造成锅炉结焦。 (4)上煤的温度较高或煤粉自燃，沿线积存高挥发分煤粉导致输煤沿线着火。防止制粉系统爆炸的主要措施一般是从控制磨煤机出口温度、控制煤粉细度、防 止煤粉沉积自燃、控制氧浓度、控制煤粉干燥条件、防止煤粉热解产生大量可燃 气体等方面人手，精细控制相关参数，可以尝试用双进双出钢球磨煤机磨制褐煤，若能够做到精心策划、精细论证、精准控制，就完全可以实现燃用褐煤。 2．3燃用褐煤的安全原则 双进双出钢球磨煤机磨制褐煤时主要风险在于制粉系统容易发生爆炸，导致 制粉系统发生爆炸的原因主要有以下4个方面。 (1)制粉系统存在积粉死角。
给煤机控制系统技术要求
给煤机控制系统技术要求 一、电源板技术要求 1.采用开关电源，输入电压范围85-264AC、120-370DC，频率47-63HZ，保证供电电压在规定范围内的波动对给煤机设备没有影响； 2.所有输入和输出均进行了光电隔离，具有比较强的抗干扰能力； 3.应具有丰富的I/O接口和模拟量接口。整个系统配有14路数字量输入接口,14路数字量输出接口，3路模拟量输出接口，4路模拟量输入接口，2路重量信号的输入，另外两路0-3kHz高频输入接口可用于外部速度传感器的接入。3路模拟量输出接口可以根据用户的要求。 4.电源板集成196NT系统中的A1板，但是需备用另一路A1板功能。 5.电源板具有196NT系统中的AMP插座，应能无缝链接控制柜的接线，无须改动连接方式。 二、主板技术要求 1. 控制器采用双处理器控制，主控CPU采用德州仪器先进的DSC，具有高速运算能力，给煤机的控制及煤量累积准确，协控CPU进行AD数据的转换、采集等功能； 2.采用24位A/D转换器，每10ms采集一次AD，具有较快的转换速率，重量信号 的测量精确； 3.主板能够和老的电源板进行兼容，无须更换196NT系统的电源板，单独替换老 系统的196NT的CPU板。 三、人机界面技术要求 1. 必须采用高性能嵌入式一体化触摸屏，10寸以上高亮度TFT显示器，工业塑料材质，抗干扰性为工业三级，以便于操作。 2. 参数设置方便快捷，从用户角度考虑将参数分为系统参数、用户参数和扩展参数。用户只需要设置常用的用户参数即可。提供参数扩展功能，可根据用户实际需要增加参数。对于大量参数可通过参数配方的上传或下载批量进行。 3. 便捷的故障处理。既有实时故障的提醒，又可查询历史故障，对设备的各种故障有相应解决方法的详细操作提示。 4.历史数据和历史曲线功能。设备的关键信息如实际给煤率、电机速度、称重传
等离子点火技术在燃用高水分褐煤的超临界锅炉中应用研究
等离子点火技术在燃用高水分褐煤的超临界锅炉中应用研究 摘要：本文以大唐长山热电厂1×660MW燃煤汽轮发电机组的锅炉为例，详细讨 论了等离子技术在点燃高水分褐煤在实际应用过程中所产生的问题，分析了前后 两代等离子的区别及应用情况，对等离子投运后锅炉的安全性及产生的其它问题 进行阐述，并提出了进一步的改进建议。通过大唐长山热电厂高水分褐煤使用等 离子点火技术的成功，为电力行业节油工作提供了又一个成功案例。 关键词：等离子；高水分褐煤；锅炉点火 1项目简介 大唐长山热电厂现有1×660MW机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的660MW超临界本生（Benson）直流锅炉，设计主燃料为霍林河褐煤。 锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，采用35支低NOX轴向旋流燃烧器(LNASB)，前墙20支，后墙15支，前墙四层，后墙三层布置。OFA燃烬风喷嘴布置在燃烧 器上方，前后墙各5支,两侧墙各3支风口。A/C/D/E/G层每台燃烧器均配有一支 机械雾化的油枪，采用二级高能点火系统，点火枪和油枪均为可伸缩式，共有25支，每支油枪出力为0.5t/h； B、F层每台燃烧器均配有一台等离子发生器高能点 火系统，共有等离子发生器10台。 等离子发生器为某公司生产DLZ-MA-300D-1200型等离子煤粉点火装置，主要由等离子体发生器及燃烧器、电源系统、冷却水系统、载体介质（空气）系统、 冷炉制粉冷风加热系统、监测控制系统等构成。压缩空气作为载体工质，在通过 电弧后，被电离为等离子体，其射流从阳极出口喷出，形成核心温度约5000K的 火焰。锅炉F、B层燃烧器为新型等离子体煤粉燃烧器。等离子体发生器采用轴 向插入方式。在锅炉点火和稳燃期间，该燃烧器具有等离子体煤粉直接点火和稳 燃功能；在锅炉正常运行时，等离子燃烧器具有普通煤粉燃烧器的性能。 2影响等离子点火原因分析 2.1煤质。设计煤种为霍林河褐煤，收到基低位热值为12270 kJ /kg，干燥无 灰基挥发份53.16%，收到基灰份23.64%，收到基水份29.62%。实际燃烧煤种与 设计煤种偏差较大，收到基低位热值（12660 kJ /kg）与设计煤种相差不大，但收 到基水分高达37.3%，干燥无灰基挥发份较低（43.02%）。点火时，发生器电流 保持在300A左右，虽然能够稳定拉弧，但由于煤质水份的增大，影响煤粉的点 火及稳燃。 2.2煤粉细度。磨煤机分离器挡板开度保持在60%，煤粉细度按R90=35%控制。而实际点火应用中由于颗粒较大，挥发份不易快速析出，煤粉不能被电弧迅速加热，煤粉着火困难。 2.3一次风速。由于煤质水份较高，为保证磨煤机出口温度维持在50℃以上，值班员实际操作过程中，保持一次风速在20 m/s以上，高风速使煤粉在等离子电弧处停留时间过短，不能稳定燃烧。 2.4一次风温。磨煤机最小运行煤量为25t/h，启磨油枪为250kg/h×2，投粉 初期F磨煤机入口风温仅能达到130℃左右，若煤中水份过高时，出口温度仅维 持在50℃左右，不利于煤粉着火。 2.5等离子燃烧器入口结构。等离子燃烧器入口的主、旁路插板在实际使用中，存在开、关不灵问题。在点火启动时，一次风通过旁路运行，由于主路插板关不 严漏粉造成燃烧器喷口一次风套筒下部积存煤粉，发生积粉燃烧结焦堵塞通道及 主路粉管烧红等问题；在主路运行，旁路关闭不严时，也会产生相同的问题；主、