技术支持组
2023年9月1日。
1. 总体情况概述：
技术组一行7人自7月5日起来到国华太电公司，其中参与了机组蒸汽吹管、及机组整套启动等试运工作，至今，发电机组已经初步具备并网进行168小时试运条件。
2. 锅炉情况简介：
太电公司两台2×600mw超临界锅炉是在引进alstom美国公司超临界锅炉技术的基础上，结合上海锅炉厂****燃用神府东胜煤的经验，并根据用户的一些特殊要求进行设计的锅炉。本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。设计煤种：
神府煤，校核煤种：晋北煤。
炉膛宽度18816mm，炉膛深度17697mm，水冷壁下集箱标高为8300mm， 炉顶管中心标高为71850mm。
锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只φ813/87.1mm的启动分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。每个启动分离器筒身上方切向布置4根不同內径的进口管接头、2根內径为φ231.
8mm至炉顶过热器管接头和一个內径为φ231.8mm疏水管接头。当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30%bmcr时，蒸发受热面出口的介质流经启动分离器进行汽水分离，蒸汽通过启动分离器上部管接头进入炉顶过热器，而水则通过两根外径为φ324mm疏水管道引至一个连接球体，连接球体下方设有两根管道分别通至除氧器和大气式扩容器，每根管道上设有调节阀，可根据不同状况控制启动分离器水位和对工质和热量的**。
在大气扩容器中，蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气；水进入集水箱。
炉膛由膜式壁组成。从炉膛冷灰斗进口（标高8300mm）到标高49670mm处炉膛四周采用螺旋管圈，管子规格为φ38.1mm，节距为54mm。
在此上方为垂直管圈，管子规格为φ34.9mm，节距为56mm。
炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道布置有低温再热器和省煤器。
锅炉燃烧系统按中速磨冷一次风直吹式制粉系统设计。24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。
过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制。再热器汽温采用燃烧器摆动调节，再热器进口连接管道上设置事故喷水。
尾部烟道下方设置两台转子直径13494mm三分仓受热面旋转容克式空气预热器。
炉底排渣系统采用水力出渣方式。锅炉运行层标高为17.0m。
锅炉设有膨胀中心及零位保证系统，炉顶采用大罩壳热密封，炉顶管采用全金属密封，炉墙为轻型结构带梯型金属外护板，屋顶为轻型金属屋盖。
3.锅炉主要技术参数：
锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配。锅炉出口蒸汽参数为25.4mpa(g)/571℃/569℃。
锅炉最大连续蒸发量为1913 t/h，与汽轮机的vwo工况相匹配。
锅炉主要参数如下：
注：压力单位中“g” 表示表压。“a” 表示绝对压（以后均同）。
4.锅炉主要性能指标。
锅炉热力特性（设计煤种）：
煤种情况：点火及助燃用油：
油种0轻柴油。
运动粘度(20℃时3.0～8.0mm2/s
凝固点0℃闭口闪点不低于65℃
机械杂质无。
含硫量0.2%
水份痕迹。灰份0.02%
低位发热值qnet,ar41800 kj/kg
5.参与调试过程中所做的主要工作：
5.1详细收集和查阅了产品制造使用说明书、及运行规程和系统图，并收集了调试大纲、试运技术措施及方案，了解了机组的设计、设备、安装、调试等方面的工作进展及设备和系统的主要概况和现状。
5.2每日参加现场调试碰头会，及时了解基建安装、调试信息及存在的设备缺陷和隐患。
5.3进行了#8锅炉蒸汽吹管前技术交流讨论会，参与了吹管前系统设备大检查和缺陷统计工作。
5.4受发电运行部的委托，进行了《集控运行规程》、《热力系统图》的初级审查工作并协助完成了国华公司专家组的审查。
5.5进行了试运过程中故障技术分析，对一些疑难问题与太电人员进行了共同技术分析，并给出了解决方案。
5.6对锅炉的现场重大缺陷进行了汇**计，并进行了分类分析（设计、制造、安装、调试），制定出了解决办法。
5.7 完成设备维护部门专业出考试题及答案以及阅卷评分工作。
5.8参与了机组吹管锅炉点火技术条件的确认及试运全过程，对出现的问题进行了现场技术支持。
5.9 仔细分析研究镇江高资电厂机组168小时试运过程中所出现的问题，有针对性的制定出了相应的技术措施。
5.10与发电部共同对机组试运过程中异常参数进行了分析（如磨煤机出口温度过低、分离器出口及再热汽温过高等），并提出了建议和技术支持。
5.11跟踪了#7机组安装进度，了解影响12.28机组并网的主要因素，本着#8机组出现的缺陷和存在的问题在#7机组不重复出现的原则开展工作。
5.12参与了对第一次技术交流会第一批次31个技术专题进行闭环，对第二批次42个技术专题进行专题立项研究。
5.13参加了调试单位组织的#8机组整套启动调试措施及各试验方案的技术讨论和审核。
5.14参与完成了#8机组分步试运、酸洗和蒸汽吹管工作中故障统计分析和防范措施的制定。
5.15参与完成了太电公司#8机组并网前安全性评价自查工作及国华公司组织的#8机组启动前生产所具备的条件的检查工作，对检查工作中发现问题的整改提供了技术支持。
5.16跟踪、参与了#8机组并网前机组试验的全过程，并对现场出现的问题的解决提供了技术支持。
5.17完成了技术组的资料收集整理及定期计划和总结工作。
6.锅炉试运中所发现并及时反映的问题：
#8锅炉前不久刚刚经过化学清洗，根据规定，化学清洗结束后，应对受热面典型部位进行割管检查，已检验清洗效果及钝化保护膜形成情况。同时，也作为基础数据来观察以后锅炉受热面的结垢速率并合理安排下一次化学清洗时间。此外，割管检查的结果也将作为机组达标、安全性评价等活动的必查数据。
#8锅炉的设备和系统大部分已经安装到位后，主要辅机也已经过试运，原始数据对锅炉将来运行**现的问题进行分析尤为重要，建议了有关部门应对该类数据进行归档，利于将来做出对比：
6.2.1阀门、挡板的开、关时间，开、关的终端位置。
6.2.2锅炉本体膨胀点的初始位置，各汽水、烟风受热管道膨胀指示器（包括膨胀节）的始点，风机地脚螺栓的初始位置。
6.2.3主要辅机的启动电流返回时间、空载电流和功率。
6.3在锅炉整套启动点火前应重点对主要承压管道做金属检验并核对，避免错用材质造成重大事故。
6.4指出太电技术人员使用行文格式不规范，用语不准确，并且在正式行文中经常出现非标准法定计量单位。
6.5根据调试所的要求，锅炉启动期间应2小时进行依次空气预热器蒸汽吹灰，为防止燃油期间造成空气预热器再燃烧，提出应投入连续吹灰。
6.6根据机组蒸汽吹管方案的要求，在吹管期间投入3台制粉系统，通过热负荷计算，这样的煤/油总量势必造成锅炉局部受热面超温，对太电运行人员及时提出。
6.7调试人员提出锅炉上水温度可不按照锅炉厂的要求（120℃）进行，而使用40℃即可，及时提出上水温度低将造成燃油耗量的增加。
6.8及时提出锅炉主要辅机存在保护逻辑不合理的地方，督促太电技术人员进行讨论并与制造厂家协商后变更。
6.9提出大气扩容器排水管道如不进行彻底清洗，将会长期造成凝结水质不合格，为锅炉的点火造成时间延误。
6.10提出了磨煤机出口管道可调缩孔间隙将造成积粉导致制粉系统**。
6.11提出了调试期间现场操作指挥不协调，造成运行人员盲目操作的现象。
6.12提出了运行人员执行操作票不规范。
6.13提出了磨煤机启动**口温度过低导致推迟燃烧和不完全燃烧问题。
6.14提出了蒸汽吹管过程中热负荷升高过快造成的工质温升速度过快而对锅炉寿命带来的负面影响。
6.15提出了锅炉运行中煤/水比例失调造成启动分离器出口温度高的原因，在技术上为如何调节分离器出口温度给出了技术支持。