华北电力科学研究院有限责任公司技术报告
1、设备系统概述
天津国投津能发电有限公司一期工程#2机组锅炉为上海锅炉厂引进美国ALSTOM公司的技术生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，型号为SG-3102/27.46-M532，单炉膛双切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、半露天Π型布置。设计煤种为平朔安太堡煤，校核煤种I为晋北烟煤，校核煤种II为云峰混煤。采用中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统，配6台MPS275辊盘式磨煤机，正常运行，5运1备，其中A磨采用微油点火方式。燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统（LNCFS），48只直流燃烧器分6层布置于炉膛下部四角和中部，在炉膛中呈双切圆方式燃烧。
炉膛宽度34290mm，深度15544.8mm。炉膛由膜式壁组成，炉底冷灰斗角度为55°，从炉膛冷灰斗进口集箱（标高7500mm）到标高51996.5mm处炉膛四周采用螺旋管圈，在此上方为垂直管圈。螺旋管圈与垂直管圈过渡采用中间混合集箱。炉膛上部及水平烟道从前至后分别布置分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、末级再热器，后烟井分成前后两个分隔烟道，前烟道布置有低温再热器和省煤器，后烟道布置有低温过热器和省煤器，在前后烟道中省煤器下部布置调温挡板，用于调节再热汽温。锅炉采用机械干式出渣系统。
锅炉启动系统采用带循环泵的内置式启动系统，锅炉炉前沿宽度方向垂直布置4只汽水分离器和2个贮水箱。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分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而饱和水则通过每个分离器下方连接管道进入贮水箱中，贮水箱上设有水位控制。贮水箱下疏水管道引至一个三通，一路疏水至炉水循环泵入口，另一路接至大气扩容器疏水系统中。
过热器汽温通过煤水比调节和三级喷水来控制，第一级喷水布置在低温过热器出口管道上，第二级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上，第三级喷水布置在后屏过热器出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。再热器汽温采用尾部挡板调节，燃烧器摆动仅作为辅助调节手段，另外低温再热器出口管道上设置微量喷水，微量喷水取自给水泵中间抽头。
锅炉一次汽系统采用100％高压旁路（三用阀）＋65％低压旁路配置，过热器系统不设安全阀，再热器出口设有4只带有控制安全功能的安全阀。
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每台锅炉配有两台上海锅炉厂有限公司制造的2/34-VI(T) –2080型容克式三分仓空气预热器、两台豪顿华工程有限公司生产的ANT-2100/1400F型动叶可调轴流一次风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28-14-1型动叶可调轴流送风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的SAF40-20-2型动叶可调轴流引风机、两台MDNARCH火检冷却风机、两台M600-2型密封风机。机组热控设备采用美国西屋公司生产的分散控制系统（DCS）。
锅炉主要设计参数如下表所示：
表格1
项 目 过热蒸汽流量 过热器出口蒸汽压力 单 位 t/h MPa(g) ℃ t/h MPa(g) MPa(g) ℃ ℃ ℃ ％ ℃ ℃ t/h ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ t/h BMCR 3102 27.46 605 2563 6.31 6.11 378 603 299 93.80 131 127 392.1 4.48 0.18 0.03 0.07 0.62 0.17 0.30 0.35 6.20 156.5 BRL 2940 27.33 605 2420 5.94 5.75 367 603 295 93.86 129 125 377.0 4.41 0.18 0.03 0.07 0.62 0.19 0.30 0.35 6.14 148.8 锅 过热器出口蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热器进口蒸汽压力 再热器出口蒸汽压力 再热器进口蒸汽温度 再热器出口蒸汽温度 给水温度 锅炉计算热效率（低位） 炉规范 热平衡排烟温度（修正前） 排烟温度（修正后） 燃料消耗量 干烟气热损失 氢燃烧生成水的损失 燃料中水份引起热损失 热 空气中水分热损失 未完全燃烧热损失 散热损失 不可测量热损失 制造厂裕度 总热损失 过热器一减喷水量 损失 第2页，共12页
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过热器二减喷水量 t/h t/h t/h ℃ ℃ ── kg/s kg/s kg/s kg/s ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ 台 个 ％ 52.6 39.0 0 299 192 1.2 1066.62 106.13 737.63 84.12 363 28 24 328 336 5 40 16 49.4 36.7 0 295 192 1.2 1025.57 105.77 702.67 81.67 356 28 24 323 330 5 40 16 汽水系统过热器三减喷水量 再热器喷水量 过热器减温水温度 再热器减温水温度 省煤器出口过量空气系数 出空预器烟气量 出空预器一次风量 出空预器二次风量 风烟系统一次风调温风量 空预器进口烟气温度 空预器进口一次风温度 空预器进口二次风温度 空预器出口热一次风温度 空预器出口热二次风温度 燃烧系统投运磨煤机台数 投运燃烧器个数 煤粉细度R90 表格2
燃烧器设计数据（按设计煤种THA工况）
项 目 一次风温 二次风温 二次风率 一次风率 一次风速度（喷口速度） 二次风速 燃烧器一次风阻力 燃烧器二次风阻力 单只煤粉喷嘴输入热 相邻煤粉喷嘴中心距 油枪工作油压 单根油枪出力 单 位 ℃ ℃ ％ ％ m/s m/s kPa kPa kJ/h mm MPa kg/h 数 值 77 355 75.5 19.5 28.9 53.6 0.5 1.00 226.4×106 2309 2.4 1400 第3页，共12页
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燃料油 粘度 灰份 水份 闭口闪点 凝固点 低位发热量 含硫量 磨煤机投运台数 点火型式 进退装置 ── cst ％ ％ ℃ ℃ kJ/kg ％ 台 － － ＃0轻柴油 3.0~8.0(20℃时) ≤0.02 痕迹 65 ≤0 42570 ≤0.2 5 高能点火 气动 2、试验目的
天津国投津能发电有限公司一期工程#2机组的锅炉为新建锅炉，为了摸清锅炉燃烧设备设计安装的实际状况，检查和发现燃烧设备尚存的缺陷，以便及时处理；了解锅炉及配套辅机的冷态工作特性和预见热态工作特性，为机组热态运行及燃烧调整提供可靠的理论依据。故在锅炉安装完毕后点火前要进行冷态空气动力场试验，冷态空气动力场试验是锅炉运行和热态试验的基础，是锅炉顺利点火及稳定运行的保证。
冷态空气动力场试验是依据相似理论和流体动力学理论，模拟炉膛及燃烧器热态运行时的空气流动状况，从而全面的检查燃烧器安装的角度是否正确，测量各角燃烧器射流沿轴线速度衰减情况；了解气流的混合和流动特性，观测各角燃烧器射流形成切圆后气流的旋转情况切圆中心的大小和位置，一、二次风气流离喷口的混合距离，以及各射流的相对偏离程度的影响等；检查气流是否刷壁贴壁情况以及火焰在炉膛的充满度等，观测一、二次风混合后，燃烧器出口气流的相互影响及扰动情况。通过冷态空气动力场试验，可以用来：
1) 确定燃烧系统的配风均匀程度；
2) 确定燃烧器的流体动力特性：一、二次风的混合情况、双切园燃烧方式
下俩组四角喷燃器切圆的大小； 3) 确定燃烧器的阻力特性； 4) 确定影响炉膛充满度的各种因素；
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5) 探讨炉内结渣的空气动力原因；
6) 得出降低炉膛出口烟速和烟温扭转残余的各种措施；
7) 找出合理的运行方式：如低负荷的运行办法、燃烧中缺角运行的影响、
停用个别燃烧器的方式。
3、理论依据
炉内模化技术及冷炉试验方法主要依据相似理论和流体动力学理论，并遵守以下原则：
1) 模型与实物需几何相似 2) 保证气流运动状态进入自模化区 3) 边界条件相似
进行冷炉试验不存在模型或试验台的问题，自动满足了几何相似的条件；通过计算，保证冷、热态各工况下一、二次风的动量比相等，即保证了冷态试验工况下边界条件的相似；对于双切园燃烧方式下燃烧器，控制炉膛流体的雷诺数Recr=1.8×105，此时粘性力的作用可以忽略不计，惯性力是决定因素，气流质点的运动轨迹主要受惯性力支配，流动状态将显示出不再随雷诺数Re的增加而变化的特性，即保证试验进入了所谓的自模化区。
应当指出，冷态模化是通过冷炉试验模拟没有燃烧升温状态下的炉内流动情况，这当然与炉内实际热态情况是有差别的，只对燃烧器出口附近着火段前较为符合，此外，冷态模化试验技术也不可能完全准确地描绘燃料在炉内燃烧的复杂物理化学过程，只能对炉内流动过程提供一些定性的结果。
4、编制依据
1) 《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）
2) 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》 3) 华北电力集团公司关于《贯彻〈火力发电厂基本建设工程启动及竣工验
收规程〉的实施规定和管理制度汇编》
4) 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》
5) 《天津北疆电厂一期工程2×1000MW二号机组超超临界火电机组调试
大纲》
6) 《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉技术协议书》
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锅炉冷态空气动力场试验
