锅炉保护

锅炉保护（精选8篇）

锅炉保护 篇1

1 概述

火电厂生产运行过程实际上是能量转换过程, 锅炉作为火力机组的主设备, 也是火电厂能量转换意义上的第一站, 因此没有锅炉的安全运行, 后续能量转换过程将无法实现。许多案例表明, 锅炉汽包水位满水和缺水事故严重威胁机组的安全运行, 轻者造成机组非计划停运, 严重时可造成汽轮机和锅炉设备的严重损坏。锅炉水位控制本质上是给水量与产出蒸汽量间的动态平衡, 如果水位过高, 会破坏汽水分离装置的正常工作, 严重时会导致蒸汽带水增多, 从而增加在过热器管壁上和汽轮机叶片上的结垢, 甚至会使汽轮机发生水冲击而损坏叶片;相反, 则会破坏水循环, 导致水冷壁管道破裂、锅炉干锅等事故, 从而汽包过高或过低都会影响机组的安全运行。

2 设备状况

自1995年建厂以来, 某公司GAZ-IAD型FSSS锅炉炉膛保护装置中锅炉汽包水位保护因利用电极式水位计高、低Ⅰ值 (±75mm) 热工光字牌报警, 高、低Ⅱ值 (±200mm) 进行单点越限时, 开关量信号直接启动来实现汽包水位保护, 运行过程中经常突然出现水位保护动作引起紧急停炉。分析原因由于电极绝缘材料长期处于饱和水、汽中, 在绝缘材料表面腐蚀和结垢, 造成电极挂水或缺水等误发虚假信号, 引发锅炉汽包水位保护误动。主要存在以下问题:

(1) GAZ-IAD型FSSS锅炉炉膛保护装置中灭火保护、汽包水位保护和炉膛压力保护等集成, 不能单独实现任一保护投退, 只要其中任一保护出现问题时, 都必须将FSSS锅炉炉膛保护装置退出, 此时当其它保护事实达到动作条件时, 反而不能动作, 对锅炉起不到相应的保护作用。

(2) 汽包水位保护选用电极式水位计一组提供的高低I值为±75mm开关信号作为报警, 高低II值为±200mm开关信号用于停炉保护, 切断进炉的燃料 (煤粉或燃油) , 设计本身存在缺陷;当电极绝缘材料腐蚀、结垢和氧化铝纯度达不到要求时, 都可能引起高II值误发信号, 启动保护回路动作和打开事故放水阀, 此时反而可能导致锅炉缺水事故发生或者低II值电极结垢引起缺水信号误发引起锅炉保护动作。

(3) FSSS锅炉炉膛保护装置配置与《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》条文相悖。锅炉汽包水位高、低保护应釆用独立测量的三取二的逻辑判断方式, 而不是仅一取一的方式。

3 改造方案及实施

3.1 设计原则和依据

(1) 锅炉汽包水位高、低保护应釆用独立测量的三取二的逻辑判断方式。

当有一点因某种原因须退出运行时, 应自动转为二取一的逻辑判断方式, 并办理审批手续, 限期 (不宜超过8h) 恢复;当有二点因某种原因须退出运行时, 应自动转为一取一的逻辑判断方式, 应制定相应的安全运行措施, 经总工程师批准, 限期 (8h以内) 恢复, 如逾期不能恢复, 应立即停止锅炉运行。

(2) 锅炉汽包水位保护在锅炉起动前和停炉前应进行实际传动校检。

用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验, 严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。

(3) 汽包水位测量应进行温度压力补偿。

在确认水位保护定值时, 应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计 (变送器) 中水位差值的影响。

(4) 汽包锅炉水位保护是锅炉起动的必备条件之一, 水位保护不完整严禁起动。

3.2 现场条件

3.2.1 现场水位计配置

每台锅炉已配套6套独立测量的水位计, 其中有两套石英管双色水位计, 一套电接点水位计, 三套差压式水位计。所谓电接点水位是测量筒上安装19只电极、电接点液位仪及所相应连续电源、信号电缆组成;所谓差压式水位计, 将汽包液位与参照水位通过引压管引至差压变送器, 转换成相对应的4~20m ADC模拟量信号, 再经过相配套指示仪反映出来, 达到显示汽包实际水位的目的。

3.2.2 信号配置

石英管双色水位计是就地显示水位计, 没有相应电信号和开关量输出;电接点水位计可以提供一组高低越限停炉信号;另有三套差压式水位计可以通过转换限值报警, 输出三组独立的开关量信号。

3.3 方案设计

高保护设置3个定值分别为高I值 (+75mm) 、高II值 (+180mm) 、高III值 (+200mm) , 高I值由电接点水位计发出水位高预告信号, 目的引起运行人员的注意;当采取措施后还不能使水位恢复正常, 水位升至高II值时由水位保护装置发出报警信号的同时打开事故放水电动门;当水位继续升至高III值时, 水位保护装置动作输出动闭触点, 停排粉机、关燃油电磁场阀, 同时伴有热工光字牌指示“水位保护动作”;实现汽包水位低保护也设置3个定值分别为:低I值 (-75mm) 、低II值 (-180mm) 、低III值 (-200mm) , 低I值、II值报警同上;当水位降至低III值时, 水位保护装置动作输出动闭触点, 停排粉机、关燃油电磁场阀, 同时有热工光字牌指示。

3.4 方案实施

3.4.1 设备完整性检查

(1) 差压变送器检查

对三台量程为-300~+300mm的差压变送器组织进行校验、迁移调整, 判断全量程是否4~20m A对应成同比例线型关系, 基本误差是否合格。

(2) 单室平衡容器及管路检查

检查单室平衡容器汽阀、水阀是否阻塞及管路是畅通及管道安装是否符合规定, 尽可能减少目前各种测量方式间的测量误差。

4 改造后效果

该保护装置使用多年来, 均未发生误动和拒动情况, 从而实现对锅炉汽包水位的准确测量和可靠保护, 消除了原设计中汽包水位保护经常误动和拒动缺陷, 提高机组的安全稳定运行, 同时也符合了《防止电力生产重大事故的二十五项反措重点要求》中相关条文的要求。

结语

三套独立的锅炉汽包水位信号经过设定限值比较后, 实现三取二逻辑, 有效杜绝运行过程中水位保护的误动和拒动, 避免了不必要的启停炉, 从而提高了工作效率和经济效益。

摘要：本文介绍了火电厂锅炉的设计原则, 分析了火电厂锅炉水位保护的改造方法, 对改造后的效果进行了分析。

关键词：电厂锅炉,汽包水位,三取二逻辑,水位保护

参考文献

[1]国家电力公司发输电运营部.防止电力生产重大事故二十五项重点要求[M].北京:中国电出版社, 2001.

锅炉保护 篇2

制指标的通知

郑环办〔2010〕145号

郑州市环境保护局

关于新改扩建锅炉大气污染物排放控制指标的通知

各县（市、区）环保局，各相关单位：

为加强我市大气污染防治工作，有效削减污染物排放总量，促进全市大气环境质量持续改善，结合我市实际情况，现就关于新、改、扩建锅炉大气污染物排放控制指标的相关要求通知如下：

一、单台出力≥45.5MW（65t/h）的燃煤锅炉，大气污染物排放控制指标执行烟尘≤50mg/m，SO2≤400mg/m，其余相关要求执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001），配套建设脱硫设施，脱硫效率≥85%，规范安装大气污染物在线监测设备；

二、45.5MW（65t/h）>单台出力≥7MW（10t/h）的燃煤锅炉，大气污染物排放控制指标执行烟尘≤100 mg/m，SO2≤450 mg/m，其余相关要求执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001），配套建设脱硫设施，脱硫效率≥80%，规范安装大气污染物在线监3333

测设备；

三、单台出力<7MW（10t/h）的燃煤锅炉，大气污染物排放控制指标执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001），配套建设脱硫设施，脱硫效率≥75%；

四、新建使用生物质燃料、水煤浆等清洁燃料的锅炉，大气污染物排放控制指标执行《锅炉大气污染物排放标准》

（GB13271-2001）中燃气锅炉的排放标准，单台出力≥7MW（10t/h）的锅炉规范安装大气污染物在线监测设备。

二〇一〇年六月三十日

主题词：环保污染控制指标通知

锅炉烟气处理与环境保护探讨 篇3

一、国内外烟气处理发展现状

从我国锅炉煤炭燃烧现状来说, 因为技术简单和节约成本, 烟气脱硫技术受到了企业的广泛欢迎。按脱硫生成物是否回收能够分为回收法和抛弃法, 按脱硫工艺分为湿法、半干法、干法。

1湿法烟气脱硫

湿法脱硫就是用溶剂去吸收或者洗涤的方法除去烟气中的含硫气体。湿法烟气脱硫在企业中运用比较成熟的是石灰石-石膏法简称石膏法。这种方法效果良好, 脱硫效率较高。其中的石膏既能丢弃处理, 也能再利用。随着新的脱硫技术的发展, 氧化镁法、双碱法成为了新的手段, 既可降低成本, 产生的副产物能够较好地回收利用。

2干法烟气脱硫

我们所说的干法脱硫技术使用各种吸附剂或催化剂, 除去气体中的含硫物质。干法脱硫技术不使用液体, 而且反应物和产物都是固体, 避免产生一些腐蚀性的液体, 从而减少了结露和腐蚀的弊端, 避免二次污染。在20世纪70年代诞生了等离子体法后, 研究人员依托于此原理研发出最有前途的新一代FGD技术———烟气脱硫技术, 它能够使电离烟气里面的H2O、O2等分子被高能电子激活、电离甚至裂解。由于它们的强氧化性, 使SO2、NOX被氧化, 再利用它们的特性加入氨, 生产出硫胺和硝铵化肥。

3半干法烟气脱硫

我们所说的半干法烟气脱硫是利用烟气产生的热量, 蒸发吸收湿态脱硫剂中的水分, 这里面发生的各种反应都是在气、固、液三种状态中进行, 最后生成干粉。假如可以和袋式除尘器配合使用, 可以大大提高脱硫效率。美国Joy公司和丹麦NIRO公司联合研制出旋转喷雾干燥法 (SDA法) 。自从1978年第一套系统在北美被安装使用以来, 这项技术发展非常迅猛, 已经有十几个国家采用这种方法, 而且随着科技发展, 过去SDA法只适合中、低硫煤, 现在已研制出适合高硫煤的流程。

二、基于环境保护角度的锅炉烟气处理技术

1粉尘处理方法

目前我国火电厂的锅炉大致可以分为循环流化床炉、层燃炉、粉煤炉三大类。这三种锅炉在使用过程中都会产生大量的粉尘, 对环境造成污染。火电厂都会采取不同的方式对粉尘进行处理, 主要有以下四种方法。第一种机械式除尘器。这种除尘器利用惯性力、重力作用和离心力进行除尘。第二种过滤式除尘器。火电厂锅炉大部分采用袋式过滤装置, 这种除尘器使用了过滤装置, 除去粉尘。第三种湿式除尘器。它的原理是让含尘气体与液体 (通常是水) 充分接触, 利用小水滴和尘粒的惯性相互碰撞及其他作用捕集尘埃的装置。湿式除尘器通常可以把气流中直径为0.1μm~20μm的液态或者固态粒子除去, 也能够脱除气态污染物。如果对副产物的纯度没有特殊要求, 湿式除尘器除尘的同时还能够完成脱硫的任务。第四种电除尘器。这种除尘器是利用静电从气流中分离悬浮粒子 (尘粒或液滴) 的装置。电除尘区别于其他的除尘方式, 主要在于它的分离力直接作用到了尘埃粒子上, 没有作用到整个烟气上, 这样它的耗能很小, 而且气流阻力小。

2烟气脱硫的处理

大型锅炉所排放的含硫废气是导致酸雨产生的重要因素, 这种废气对森林以及建筑物破坏都非常大。因此烟气的脱硫处理是火力电厂环保工作的重中之重。

(1) 二氧化硫废气概述。现在火力发电成为了我国每年煤炭消耗量最大的行业, 因为煤炭中含有硫元素, 所以煤炭在燃烧的过程中会通过各种化学反应, 释放出大量二氧化硫废气。煤炭燃烧是造成空气中二氧化硫污染的最主要原因。因此我们要加强对火电行业二氧化硫废气的处理, 这对我国二氧化硫废气整体排放量的控制有着重要的意义。

(2) 脱硫技术。第一种脱硫方法是比例湿法, 比例湿法烟气脱硫在企业中运用比较成熟。湿法脱硫技术, 85% (其中石灰石石膏法36.7%, 其它湿法48.3%) 喷雾干湿法0.4%、吸收剂再生脱硫占3.4%, 炉内塔钙1.9%。比例湿法利用各种化学物质混合, 和二氧化硫废气进行化学反应, 从而减少废气中的二氧化硫含量。虽然目前应用广泛, 但是比例湿法使用的面积很大, 运行消耗力比较高, 所以并不是最理想的脱硫方法。第二种为新氨脱硫法, 这种方法不仅能够脱硫、处理废气, 还可以吸收环境中有害物质, 比如HCL、HF和NOX以及粉尘等。通过洗涤能够产生农业肥料。使用新氨脱硫法每吨成本比较低。第三种脱硫方法是循环吸收脱硫法, 利用特殊的吸收液吸收废气中的二氧化硫, 并可以得到高纯度的二氧化硫产品。最后一种方法为半干半湿法, 使用该方法对锅炉废气进行脱硫处理, 脱硫效率可达90%。

三、利用锅炉烟气处理DDNP废水概述

锅炉在正常工作中排烟温度一般会在150℃~300℃。当与经过沉淀过滤的碱性DDNP废水喷淋成雾状对流接触时, 废水因吸收烟气中热量而温度上升, 其中会有一部分水将被汽化蒸发, 而废水中的污染物和有毒物不会随水分汽化蒸发, 仍残留在下落废水中, 并且烟气中的一氧化硫和二氧化硫以及硫化氢气体被水吸收溶解, 与废水中的Na OH、Na2CO3、Ca (OH) 2发生反应, 生成盐和水, 烟尘被水膜润湿捕捉到而降落, 烟囱排除净化了的烟气。

四、评价与思考

随着我国工业的飞速发展, 以及对于环境质量要求的日益严格, 锅炉烟气处理的综合技术还需要我们不断地进行深入研究。我们要不断地进行实验, 总结经验, 对锅炉烟气处理的综合技术不断进行完善与提高。只有不断加强对锅炉废气的处理, 才能拥有蓝天、白云, 才能拥有更加优美的自然环境。

摘要：近年来, 在我国经济发展突飞猛进的同时, 环境问题愈发突出, 社会各界也开始重视治理环境的重要性。造成我国空气质量下降的一个重要因素就是锅炉烟气所带来的污染。本文着重介绍了经济可行的锅炉烟气处理技术, 以及利用锅炉烟气处理DDNP废水的技术。

关键词：锅炉,烟气,脱硫,除尘,DDNP废水

参考文献

[1]黄泰淼.浅谈火电厂锅炉烟气处理[J].科技创业家, 2014 (02) .

[2]高欣, 黄青松.利用锅炉烟气处理DDNP废水[J].火工品, 2005 (05) .

锅炉保护 篇4

笔者公司有2台1998年投入使用的85t锅炉, 系统采用盘装柜 (仪表) 和DCS控制;由于系统投运较早, 锅炉联锁和风门控制都通过盘装柜实现, DCS只能监控主要参数。近年来随着安全要求逐渐升高, 热电厂要求安装超压、低水位联锁跳闸系统。笔者曾咨询专业安全工程公司, 安装1套联锁跳闸系统需要10万元左右, 工期1个月。根据笔者多年工作经验, 采用西门子S7-200系统, 外加2个SM231模拟量输入模块, 自行编程可实现联锁功能。

2 系统逻辑

根据热电厂提供的控制方案, 汽包左、右水位低于-250mm时, 跳排粉风机;汽包压力高于4.53MPa, 主汽压力高于3.93MPa时, 打开向空排汽阀;汽包压力高于4.70MPa, 主汽压力高于4.08MPa时, 跳排粉风机。

3 系统设计思路

系统利用PLC的模拟量输入模块采集现场汽包压力、液位、主汽压力信号, 通过PLC内部比较模块进行逻辑运算, 达到逻辑图规定的动作条件时, PLC输出开关量信号控制排粉风机跳闸或打开向空排汽阀。

4 系统硬件

系统采用西门子S7-200PLC, CPU模块选用224XP, 含14个DI通道, 10个DO通道, 模拟量采用2个SM231模块, 每个含4路输入, 箱盖上安装联锁投切按钮和报警指示灯。

5 程序设计思路

5.1 汽包水位、汽包压力、主汽压力的信息采集与换算

现场采集的信息是4mA~20mA的电流信号, 程序把1mA对应1600个脉冲进行计算, 公式为: (X*1600-6400) /25=y, X为现场仪表和二次表采集的4mA~20mA的信号, y为程序参与下一步运算的中间变量。

5.2 现场信息与设定报警的数值比较。

经过第一部分的信息采集和转换之后, 就能和现场实际要求的报警值作比较。从而判定是否进行下一部动作。例如: (图1) 网络17中vw22经过转换后得到的中间变量, 如果它小于等于85{此数值是根据 (X*1600-6400) /25=y公式已算出的临界报警值, 即 (85*25+6400) /1600=5.328mA}时中间继电器M11.0线圈得电, 从而进行下一步动作;同理vw26也是如此。此部分是重中之重其设定的临界报警值必须精准, 否则其整个程序起不到保护作用或者更糟。网络17-18为1#炉低水位报警的比较, 例如要求为汽包液位低于或者等于-250mm时报警动作, 其液位量程为-300-+300, 所以不难得出其报警时输出电流约为5.3mA, 根据公式 (5.3*1600-6400) /25=85所以程序中要求vw22和vw26的数值小于等于85时报警生效M11.0和M11.1线圈吸和动作。

5.3 报警输出

经过第二部分比较后, 我们就能和现场实际要求的报警值作比较, 从而判定是否进行下一部动作。例如: (图2) 汽包左水位和右水位同时满足条件之后M11.1和M11.0就会吸合, 网络19中的I0.0为保护投入当这三个条件同时满足时M12.0就会吸合动作, 网络25中的Q0.2就会输出信号让排粉风机跳闸。同理当汽包压力和主汽压力同时高报警且高压报警投入 (I0.1) 时, 向空排打开 (Q0.1) ;如果汽包压力和主汽压力还在升高到达高高报警时则会停排粉风机 (Q0.2) 。

6 改造后效果

系统设计完成后利用停车检修时间完成接线调试, 经生产系统进行试验, 能够实现设计中所有联锁跳闸功能, 顺利通过验收, 为生产安全平稳运行提供了可靠的保障。

参考文献

[1]李树雄.PLC原理及应用.北京航空航天大学出版社.

锅炉保护 篇5

关键词：锅炉,送风机,失速

1 引言

茂名热电厂#6机组单机额定容量300MW, 其锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉。风烟系统中配有两台液压动叶可调轴流式送风机, 风机流量:114~83.91m3/s, 风压 (全压升) :4265~2971Pa, 风机额定转速1470r/min, 配套电机额定电流:71.5A。在锅炉运行中, 一台送风机跳闸就会使燃烧工况发生剧烈变化, 处理不好容易引起炉膛灭火。故送风机的运行状态优劣将直接影响锅炉运行、燃烧的安全、稳定。

2 事件概述

2.1 事发前经过

2013年7月4日, 茂名热电厂#6锅炉煤质变差, 锅炉运行氧量控制不理想, 未能按预设氧量曲线运行, 特别高负荷时氧量严重偏低, 一般只有1.6%左右, 导致锅炉飞灰可燃物较高, 因此, 运行人员投入送风自动、按DCS预设氧量曲线运行。然而#6锅炉在加负荷过程中送风机动叶开至75%后不再增加, 运行人员切为手动调节, 通知热工人员检查处理。在手动调节过程中增加B送风机动叶开度至80%, 风机电流未见明显上升, 但轴承振动明显升高, 最大达到3.2mm/s。最终将B送风机动叶开度稳定在75%运行, 锅炉氧量在1.7%左右。热工人员检查后确认75%是送风机自动调节的上限, 至现场确认B送风机动电脑指示一叶实际开度与致、调节正常, 但B送风机运行噪音比A侧嘈杂。

针对以上情况, 本人进行了初步分析:B送风机动叶开度70%时对应电流约53A, 此时继续开大动叶电流未见明显上升, 但波动加大, 且风机轴承振动明显上升, 而A送风机则不存在此现象, 动叶可以继续开至77%, 对应电流增加至59A, 轴承振动未见明显升高。据此现象, 本人初步判断B送风机由于长时间运行、设备磨损造成动叶安装角偏差增大, 有可能发生了一定程度旋转失速的情况。

2.2 事发经过

2013年8月19日14时05分, #6锅炉B送风机在机组加负荷过程中失速保护动作跳闸, B送风机跳闸前动叶开度由56%增加至70%, 在此过程中风机电流基本无变化, 约42A。B送风机停运后检查发现其出口挡板调节连杆局部断裂致使挡板未全开, 且入口滤网有大部分堵塞现象。经过检修人员的紧急处理, B送风机出口挡板调节连杆恢复正常使用, 但因出口门漏风太大未能人工清理B送风机入口滤网上的杂物。当晚重新启动B送风机运行正常, 调节动叶开度至73.7%, 对应电流57A, 轴承振动1.8mm/s, 出力状况优于2013年7月4日的情况。

3 简要分析

为便于区别、理解, 先简要引入两个概念以供参考。

3.1 失速的定义

在流体动力学中, 失速是指翼型气动攻角 (Angle of attack) 增加到一定程度 (达到临界值) 时, 翼型所产生的升力 (lift force) 突然减小的一种状态。如图1所示, 翼型气动迎角超过该临界值之前, 翼型的升力是随迎角增加而递增的;但是迎角超过该临界值后, 翼型的升力将递减, 并可能由此引发一系列振动问题。

3.2 喘振定义

流体机械及其管道中介质的周期性振荡, 使介质受到周期性吸入和排出的激励作用而发生的机械振动。其中风机发生喘振时往往有如下现象: (1) 电流减小且频繁摆动、出口风压下降且摆动。 (2) 风机声音异常、噪声增大, 振动大、机壳温度升高。

3.3 风机跳闸原因分析

#6锅炉B送风机跳闸前的主要现象是B送风机动叶由56%继续开大的过程中风机电流基本无变化, 保持约42A, 而风机轴承振动上升、出口风压下降, 未出现风机电流、出口风压大幅波动的情况, 并不符合风机喘振的现象。而导致风机跳闸的直接原因是热工的失速保护动作 (热工人员对失速测点引压管进行吹扫, 并对压力开关进行了校对, 确定动作定值为2000Pa无误) 。综上可以判断B送风机发生了较严重的旋转脱流现象, 造成部分流道堵塞, 影响风机的出力继续增加, 甚至有所下降 (出口风压下降了约100Pa) 。种种迹象表明该风机确实发生了较严重的失速情况, 热工的失速保护动作是正确的。

3.4 失速原因分析

由于之前送风机检修时曾发现动叶有被异物打击的痕迹, 因此在风机入口风道消音器下面安装了一张孔径1.5×1.5cm的格栅, 避免异物 (主要是消音器腐蚀后脱落) 对动叶造成伤害。考虑到之前几天本地刚吹过台风, 台风吹过本地区时, 风向主要是由西向东, 而B送风机的进风口正是向西的, 因此台风极有可能对B送风机进口消音器造成较大影响, 使消音器的隔音材料 (主要是絮状物) 大块脱落, 堵塞B送风机入口滤网, 影响了风机的出力。后经检查发现, B送风机入口滤网确实堵塞严重。

造成轴流风机发生旋转失速的原因有二: (1) 动叶安装角不一致; (2) 入口气流不均匀。风机安装之初只是在进风口安装了一层格栅网, 在进风道里是没有滤网的, 此滤网是检修人员根据实际运行情况安装的, 位于进风道由垂直段变为水平段的弯头前, 比较靠近叶轮。正常情况下, 因为风机叶轮前有一圈整流叶片, 能保证动叶前的气流都是作均匀的轴向流动, 在动叶安装正常的情况下、在风机稳定区内运行不会发生失速的工况。但由于入口滤网堵塞严重, 且滤网至叶轮的距离较近, 随着风机的流量增加风机叶轮前的流速偏差就越严重, 即使经过整流叶片也不能使气流均匀分布, 因此导致了严重的旋转脱流的发生, 如图2所示。

前面提到B送风机跳闸后, 经检查发现其出口挡板调节连杆局部断裂致使挡板未全开, 那么这一故障现象是否是造成风机跳闸的原因呢?从理论和实际的角度出发, 出口门误关导致风机管路特性曲线陡增, 容易引起风机喘振发生。但本文中B送风机的现象未达到喘振的程度, 更接近严重的旋转失速的现象。因此, B送风机入口滤网堵塞是造成风机失速保护动作跳闸的根本原因。

锅炉检修人员处理好风机出口挡板调节连杆局部断裂缺陷, 并对入口滤网进行了检查, 但因风机出口挡板漏风严重, 无法清理滤网。为何未清理滤网, 风机重新启动却运行正常?且在台风 (8月17日) 后曾为了处理B侧电除尘器缺陷, 也停止B送风机运行, 为何重新启动后到19日才发生风机失速保护跳闸的情况?主要区别在于两次风机停运后的运行方式不同。台风过后对B送风机的影响已经形成, 滤网的堵塞程度也已达到造成19日的失速保护动作的程度。但首次停B送风机时是送、引风机均停, 送风机出口联络门关闭, B空预器出口二次风挡板关闭, B侧送风机基本无漏风, 故对B送风机入口滤网的堵塞物无影响。在接下来处理A侧电除尘器的过程中, 因为机组负荷低, B送风机动叶开度只有37%, 在停A送风机的过程中最大也只开至54%, 未达到19日 (56%以上) 而发生严重失速的程度。而在19日B送风机跳闸后处理相关缺陷过程中, 因B引风机未停, 需要开启送风机出口联络门及B空预器出口二次风挡板运行, B送风机出口挡板漏风较大, 风机出口压力约400Pa (此测点在出口挡板前, 关闭联络门及空预器出口挡板后压力降至约60Pa) , 且在检修、检查过程中进行了动叶的全开操作, 大量的漏风对滤网进行了反吹, 附着力不强的杂物被吹走, 即使未被吹走的杂物, 因为都是一些絮状的隔音材料, 其透气性也得到了很好的改善, 因此B送风机的运行情况得到改善, 甚至已优于7月4日的运行状况。

4 对策及建议

经过以上粗浅分析, 为防止类似不安全事件在今后的生产运行中重演, 粗略给出一些预防针对措施供参考:

(1) 针对沿海地区夏季多发台风, 沿海发电企业在此期间应做好室外运行风机入口滤网的清理维护工作, 防止送风机入口滤网堵塞, 影响风机出力, 甚至造成风机失速的发生。文中虽然#6锅炉B送风机的运行情况已明显好转, 但运行状况仍不如A侧风机, 轴承振动明显大于A侧, 不排除仍有失速的情况, 故应加强风机入口滤网检查清理工作。

(2) 因B送风机发生失速工况的运行时间较长, 虽然没有达到失速保护动作的程度, 但根据前面分析, 失速是必然存在的, 至少在7月4日之后已发生较明显的失速现象。故应安排例行检查风机动叶、轴承的损害情况, 防止长时间设备磨损造成动叶安装角偏差增大, 从而引起风机旋转失速的发生。

(3) 运行人员在进行风机出力调整操作时, 或风机自动运行过程中, 应密切留意风机电流与动叶之间的变化情况, 当出现电流未随动叶开大而相应增加时, 为确保机组运行及设备安全, 禁止继续开大动叶, 应立即关小动叶至风机电流有相应变化的位置之下, 并注意调整两侧风机出力平衡、电流基本一致, 待运行稳定后, 再行检查处理。

参考文献

[1]杨诗成.泵与风机[M].北京:中国电力出版社, 2004.

锅炉保护 篇6

在很多新建火电机组锅炉FSSS试运和调试期间, 经常发现全炉膛灭火保护逻辑设计和运行人员监视的锅炉燃烧器运行状态计算机画面也仅取火焰检测器输出的状态信号作为燃烧器建立/熄灭的唯一判断依据。由于时不时画面显示错误的状态信号, 运行人员就提交缺陷单让热工人员解决。经认真研究分析判定, 灭火保护的逻辑设计不合理和不完善造成, 对灭火保护的逻辑设计改为单个燃烧器是否成功建立应该是火焰检测器的检测结果与相应设备的运行状态做逻辑与运算的结果双条件判断, 运行人员监视的锅炉燃烧器运行状态计算机画面应该是逻辑与运算后的结果。那么这种逻辑设计改进是否合理呢, 下面从以下几个方面进行分析。

2 逻辑设计修改的合理性分析

2.1 根据锅炉的燃烧方式和变化做合理性分析

锅炉的燃烧是一个非常复杂的过程, 它受锅炉的结构、煤质、燃烧方式、一次风压与风速、给粉量、锅炉燃烧工况、二次风配情况等许多因素的影响, 因此, 火焰的形状、燃烧效率、燃烧器着火点位置都有着不确定性, 火焰燃烧区域范围波动大, 本燃烧器喷出的火焰漂移至其它燃烧器喷口或未燃尽的燃料在其它燃烧器喷口再燃烧的情况都会时有发生的。

因此, 某个燃烧器未建立的条件应满足下列任一条件:

①本燃烧器所对应的磨煤机没有运行或风门没有打开。②本燃烧器火焰检测器检测无火。

从上面的描述来看, 原有的保护逻辑是仅以火焰检测器检测结果做为唯一判定条件是不完整的, 不够严密, 缺少对设备状态条件的判断。

本燃烧器火焰建立的燃烧过程应该是:首先是本燃烧器的磨煤机设备投入运行, 有煤粉从本燃烧器喷口喷射至炉膛, 如果此时为本燃烧器配置的火焰检测器检测到有火焰存在且此火焰信号持续存在一段时间, 这才可以说明本燃烧器成功投运。因为, 火焰检测器探头始终监视着燃烧器的初始燃烧区域, 探头监视视角被本燃烧器燃料的喷射区域所包围, 如果本燃烧器喷出的燃料未燃烧则探头的视线将会被黑龙所遮挡。火检将准确发出无火信号。

当本燃烧器相对应的磨煤机处于停运状态时, 本燃烧器喷口处于无遮挡状态, 这样, 本燃烧器配置的火焰检测器就会时而检测到其它燃烧器漂移过来的火焰信号, 但这种情况下检测到的火焰信号并不是本燃烧器喷射出的燃料燃烧产生的火焰信号, 是虚假的、不真实的。

因此, 在判断本燃烧器火焰是否真实建立采取增加磨煤机运行证实信号与火检信号做逻辑与运算是对原有保护逻辑的完善和优化。

2.2 从逻辑修改后对锅炉运行安全性分析

锅炉运行安全性需从两个方面来考虑, 一方面是否会提高锅炉误动可能, 另一方面是否会导致锅炉拒动的可能。

首先分析第一个方面, 即是否会提高锅炉误动的几率:

原有锅炉灭火保护逻辑由于没有磨煤机运行闭锁信号, 将导致发生以下后果:

①锅炉灭火保护不能做到锅炉从启动至满负荷整个过程全程投入;②误导运行人员对某个燃烧器的建立/熄灭的判断结果;③由于存在虚假的火焰信号, 要启动的磨煤机无法启动;优化后的全炉膛灭火保护逻辑和火焰画面组态方式, 使灭火保护动作条件更严谨, 降低了灭火动作的几率, 因此, 是降低了锅炉误动的可能性。对锅炉的可靠运行是有利的。

再分析第二个方面, 即是否会提高锅炉拒动的几率:

从解决问题的目的性来看, 改进后的灭火保护逻辑实现了锅炉运行过程全过程保护投入, 使锅炉燃烧过程处于全程受保护的监控状态, 有利于防止在锅炉点火最危险阶段发生锅炉爆燃的几率, 因此, 可以说, 优化后的方案同样降低了锅炉发生拒动的可能性, 对锅炉的可靠运行同样是有利的。

2.3 这种逻辑设计改进符合《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程》DL/T1091-2008的标准中4.4.2.7规定, 即“可将燃烧设备的动作情况引入火焰信号的判断, 以便更准确的反映火焰的状态”这一条款。

3 结束语

终上所述, 优化后的画面组态方式消除了原有保护逻辑存在的隐患, 是对原有保护逻辑的完善和改进, 运行监视画面的组态方式的改进能更真实的反映锅炉的的运行状况。

摘要：根据长期从事锅炉灭火保护产品的应用与工程设计及调试经验, 就新建机组灭火保护逻辑设计和运行监视画面组态存在的问题做了详实的分析, 提出了解决方案并应用实际工程中, 得到了满意的效果。

锅炉保护 篇7

台山发电厂一号机组锅炉是上海锅炉厂生产的SG-2026/17.5-M905型(引进美国CE公司技术生产)、亚临界一次中间再热燃煤控制循环汽包炉,单炉膛倒U型露天布置,燃用可结渣性的烟煤,燃烧器共六层煤三层油、四角喷燃布置方式,同心反切向燃烧,平衡通风,固态排渣。锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。采用二级点火方式(高能点火点燃轻柴油,由轻柴油再点燃煤粉)。汽温调节方式:过热蒸汽采用二级喷水减温方式调温,再热汽温主要通过摆动燃烧器调节,再热器入口管道内备有事故喷水。

一号机组分散控制系统是南京西门子公司TELEPERMXP系统,包括数据采集系统(DAS)、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)、电气控制(ECS)功能,并具有DEH、MEH操作员站及对其他控制系统(有数据通信接口)的监控功能。随着机组容量的增大,锅炉及所属设备结构变得复杂,影响锅炉安全运行的因素随之增多,需监控的项目大大增加。对大型的锅炉来说,有些事故时有发生,而且发生时间很短,以致运行人员来不及作出正确的判断和操作,造成事故的扩大,甚至出现锅炉爆炸,为确保锅炉安全,简化运行人员操作,有效避免误操作,抑制事故扩大,应设置锅炉安全监控系统。

1 锅炉炉膛安全监控系统和锅炉主保护介绍

锅炉炉膛安全监控系统FSSS系统是Furnace Safeguard Supervisory System的简称,FSSS系统作为大型火电机组自动控制系统和自动保护的一个组成部分,其主要功能是保护锅炉炉膛,避免发生爆炸事故,对油、煤燃烧器进行程控的管理,在锅炉运行中起着重要的作用,它通过一系列必要的安全联锁顺序来动作,这些动作要先制定顺序,每一步都有合理的严格的安全联锁,在启动、运行、停炉时,防止炉膛、尾部烟道及燃烧系统内堆积危险的可燃物,确保机组安全,提高机组可靠性。虽然FSSS系统不参与燃料量和风量的调节,但是它的安全联锁功能有着超越运行人员和过程控制系统的作用,是锅炉炉膛安全的忠实卫士。

锅炉主保护也称为锅炉主燃料跳闸(MASTER FUEL TRIP,简称MFT),主要是针对锅炉出现了一些紧急情况或者锅炉主要参数超过了允许的限值时,必须马上切断燃料,防止锅炉本体损坏而预先设定好的保护措施。

2 锅炉主燃料跳闸系统的逻辑优化过程及分析

锅炉跳闸保护条件每台机组的做法都是比较成熟和基本固定的,但是在实际的组态过程中,对实现的方式、方法还是有很多的讲究,为了机组的安全稳定运行,台山电厂一号机组锅炉主保护进行了如下优化项目:

(1)在送风机、引风机、一次风机、空预器、给水泵、炉水泵等辅机的运行信号处理上,原来的设计是通过AP机柜间的通讯方式进行传递,送到APF机柜,针对其他厂的控制系统曾经发生过通讯故障,而开关量信号0和1在通讯故障时表现出不可控制的特性,为避免类似事故的发生而导致锅炉误动,对此进行了完善,因为就地电气的开关已经没有更多的运行信号接点送出到APF机柜,所以通过AP机柜的DO通道进行输出,然后通过硬接线送到APF机柜,避免因为AP控制柜之间通讯方面的故障,导致锅炉MFT动作。

(2)在锅炉MFT事故跳闸按钮回路上,原来的设计是事故按钮由DCS系统供给24 V电源,做DCS系统的DI点引入,作为MFT的动作条件之一,2个按钮并联,失电或2个按钮一起断开即跳闸。从25项反措的要求和安全性评价的要求来看,都是不符合的,这种做法没有将事故按钮跳闸回路与DCS系统跳闸回路分开。现在将事故按钮的控制电源由DCS系统供给24 V电源改为电气送来的直流110 V电源,2个按钮串联后,送到锅炉跳闸输出继电器线圈,再送到一次风机、燃油跳闸阀、回油阀、磨煤机、给煤机等的跳闸回路,保证了锅炉手动事故按钮跳闸回路与DCS系统跳闸回路分开,实现了真正意义上的硬接线事故跳闸,即使发生了意外(指万一DCS系统故障,机组失去控制时),仍然有后备手段能够安全、及时地实现锅炉主燃料跳闸。

另外,将按钮接线由常规的常闭点改为接常开点,将事故跳闸回路由失电跳改为带电跳,这是根据具体的设备实际情况作出的改动,避免了因为事故跳闸回路本身的问题而导致锅炉主保护误动,因此作出此项的完善,同时还增加一路MFT回路110 V直流控制电源失去报警功能,提醒运行人员注意,这个改动既保证了回路直流110V控制电源失去马上报警,可以及时处理,又从根本上避免了因为事故跳闸回路本身的问题而导致MFT误动。

(3)在汽包水位保护条件的实现上,原来的设计是任一侧(A、B侧)3个汽包水位变送器信号取平均值后,再进行模拟量值超限发出开关量信号作为MFT条件,对这个做法也进行了完善,改为任一侧(A、B侧)的3个汽包水位变送器信号首先分别进行模拟量值超限发出开关量信号,然后再对3个开关量信号进行三取二处理后,发出MFT动作条件,这个改动恰恰也是25项反措和安全性评价里的明确要求之一。

(4)在空预器运行信号的处理上,也进行了完善,原来的设计空预器运行信号直接取的是空预器主马达运行信号,没有考虑到高低速气动马达同样是可以带动空预器运行,所以对此进行了修改,改为空预器主马达停止:运行信号和空预器停转信号相“与”后发出空预器全停信号,作为锅炉主保护的动作条件之一。

(5)锅炉全燃料失去的保护条件,原设计是油角阀或油跳闸阀开,再和任一给煤机运行信号相“与”后发出,失去此条件即发保护动作,这种做法是不合理的,正常的点火启动都将无法进行,对此进行了修改,改为在炉膛有层火检信号存在的前提下(每层有大于或等于2个燃烧器火检信号时即为该层有层火焰),没有给煤机运行信号,同时油阀全关,则发锅炉全燃料失去的保护条件,也就是说,炉膛有层火检信号才会发无燃料跳闸,无层火检信号时则不发,这样也解决了启动时的逻辑闭锁。

(6)锅炉全火焰失去的保护条件,原设计是给煤机运行或任一油层运行再和任一层火焰存在相“与”后发出,失去此条件即发保护动作,这也是不合理的,正常的启动将无法进行,对此进行了修改,改为在炉膛有层燃料信号(任一给煤机运行或任一油层运行)存在的前提下,如果锅炉失去全部层火焰(每层有大于或等于2个燃烧器火检信号时即为该层有层火焰),则发锅炉全火焰失去的保护条件,也就是说,炉膛有层燃料时才会发无层火焰跳闸,无层燃料时不发,这样也解决了启动时的逻辑闭锁。

(7)锅炉角火焰失去的保护条件,原设计是锅炉任一个角的9个燃烧器火焰信号都失去即发保护动作,这也是不合理的,正常的启动将无法进行,对此进行了修改,改为在炉膛有大于3台给煤机运行信号存在的前提下,如果锅炉任一个角的9个燃烧器火检信号(3层油和6层煤)都失去即发锅炉主燃料跳闸保护,也就是说,炉膛有3台以上给煤机运行时才会发无角火焰跳闸,无3台以上给煤机运行时不发,这样也解决了启动时的逻辑闭锁。

(8)对于MFT复位后,10 min点火延迟时间内锅炉未点着火,则发出MFT。这个条件也是原设计没有的,经过讨论后才加上的,对这个保护条件,有2种看法,第一种是传统的观点,认为10 min点火延迟时间内,未点着火就是应该MFT动作,再重新进行炉膛吹扫;第二种观点认为,炉膛本身有风量保护条件,保证了足够的风量,整个风烟系统也是一直在正常运行,这本来就是对炉膛进行着吹扫,所以没有必要再发MFT,重新进行重复的吹扫,最后还是采用了前一种传统做法。

(9)对于汽机跳闸的MFT条件,原来的设计没有做,经过讨论后,现在采用的是2个高压主汽门和2个中压主汽门的关闭行程开关送过来的关闭信号,主汽门全关即为汽机跳闸,都是用硬接线直接送到DCS系统APF机柜,以提高锅炉主保护的可靠性。

(10)一次风机全停且无油层运行的保护条件也是经过了完善的,原来的设计只是简单的一次风机全停且无给煤机运行,这样的保护条件根本是不能满足启动点火需要的,现在改为蒸汽流量大于30%额定蒸汽量时,一次风机全停且无油层运行则锅炉主保护动作。

3 锅炉主燃料跳闸系统的动作条件

经过一系列的逻辑优化,形成了台山电厂一号机组正式移交生产运行的锅炉MFT动作条件:

(1)2台引风机全停;

(2)2台送风机全停;

(3)2台空气预热器全停;

(4)炉膛压力高;

(5)炉膛压力低;

(6)总风量小于或等于额定风量的25%;

(7)蒸汽流量大于或等于60%额定蒸汽流量时,汽包水位大于270 mm或小于-300 mm;

(8)蒸汽流量小于60%额定蒸汽流量时,汽包水位大于300 mm或小于-380 mm;

(9)蒸汽流量大于30%额定蒸汽流量时,给水泵全停;

(10)炉水泵全停;

(11)炉水泵出入口压差都小于92 kPa;

(12)蒸汽流量大于30%额定蒸汽流量时,汽机跳闸;

(13)蒸汽流量小于或等于30%额定蒸汽流量时,汽机跳闸,且高旁未打开;

(14)一次风机全停且无油层在运行;

(15)有层火焰时,全部层燃料失去;

(16)有层燃料时,全部层火焰失去;

(17)运行磨煤机台数大于3台时,任一角角火焰失去;

(18)MFT复位后,10 min点火延迟时间内未点着火;

(19)手动紧急事故按钮按下;

(20)火检冷却风压小于或等于2 kPa且火检冷却风压与炉膛压力差压小于或等于2 kPa。

该套锅炉主燃料跳闸逻辑在锅炉启动到机组168 h试运结束期间,既没有发生过锅炉主保护误动的情况,同样也没有发生锅炉主保护拒动的现象,机组168 h试运期间保护投入率达到100%,运行情况很好,一直都在发挥着应有的作用,时刻保护着锅炉的安全。

4 结语

针对FSSS系统里面锅炉MFT逻辑,常规做法,DCS厂家设计都是遵循一个原则,“宁可误动,不可拒动”,因此也都在长期运行过程中发生过误动的现象,给企业、给国家带来巨大的损失,然而年轻的国华公司追求的目标是“拒绝非停”,这就要求锅炉主设备应该有的保护一定要完整,但是不应该发生的MFT同样要杜绝,这就对热控设备管理人员提出了更高的要求,必须在正确保护设备的前提下,寻找出提高设备可靠性的方法,摸索出一套“既不拒动,又不误动”的最佳锅炉主燃料跳闸控制策略,最终实现安全性和经济性的完美结合。

摘要：详细介绍了南京西门子公司TELEPERMXP分散控制系统锅炉炉膛安全监控系统的基本组成,并从实用的角度分析了火力发电厂国产600MW机组锅炉主燃料跳闸保护的主要控制策略,同时对安装、调试过程的各种因素进行了分析,并以台山电厂的机组实际动态调试过程为例,介绍了锅炉炉膛安全监控系统在机组调试取得的良好效果。该锅炉炉膛安全监控系统对机组的自动化控制具有重要的实际意义。

关键词：锅炉炉膛安全监控系统,FSSS,锅炉主燃料跳闸,MFT

参考文献

[1]防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

[2]国华电力公司.《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》实施管理规定

锅炉保护 篇8

采用“燃气-蒸汽联合循环”技术来发电的电厂称为燃气—蒸汽联合循环发电厂。天然气发电可大大减少对环境的污染, 采用“燃气-蒸汽联合循环”技术发电, 发电效率高达57%, 燃煤电厂为40%左右, 发同样的电能CO2排放量仅为燃煤电厂的40%左右[1]。

燃气-蒸汽联合循环电站作为目前国际上发展速度最快的发电形式, 具有发电效率高、调峰能力强、建设周期短、操作运行方便、清洁环保等优点。此类形式的发电机组有利于改善电网结构, 特别适合用于地区调峰发电[2]。而燃气轮机的余热锅炉设计制造技术大部分是引进国外。作为燃气-蒸汽联合循环电站主机之一的三压余热锅炉的控制尤为重要, 关系着整个机组的安全运行。

余热锅炉自动控制系统主要包括汽包、除氧器的水位和压力调节、主蒸汽温度、压力调节、省煤器出口温度调节[3]。本文着重从以上几方面进行阐述三压余热锅炉的控制策略, 为实现燃气轮机联合循环的安全控制运行提供依据。

1 水位调节和保护

1.1 汽包水位调节和保护

1.1.1 高压汽包水位控制任务与控制策略

高压汽包通过控制高压给水调节阀来控制高压给水量。当负荷低时采用单冲量控制方式, 当负荷高时采用三冲量控制方式。

单冲量调节:蒸汽流量低于20%额定流量时, 蒸汽参数较低, 可忽略汽包内炉水密度影响, 根据实际水位与与水位设定值之差通过PI方式控制给水调节阀开度。

三冲量调节:余热锅炉高负荷条件下, 负荷或压力变动时, 由于汽包水容积中蒸汽含量和蒸汽比容改变产生“虚假水位”。蒸汽流量达到20%额定流量后, 综合考虑蒸汽流量和给水流量相等的原则和水位偏差的大小来调节给水控制阀开度。补偿虚假水位造成的调节偏差, 纠正给水量的扰动。

1.1.2 中、低压汽包水位控制任务与控制策略

通过控制中、低压给水调节阀来控制中、低压给水量。系统在低负荷时采用单冲量控制, 在高负荷时采用三冲量控制方式。中、低压汽包水位控制设计也分低压蒸汽流量模式、正常运行模式、高压给水流量过载模式, 其控制策略同高压汽包水位控制策略。

1.1.3 汽包水位保护设定点

余热锅炉水位保护与锅炉容量、结构、运行方式有关。表1给出了某公司余热锅炉汽包水位保护系统的设定点值。

1.1.4 运行中汽包水位调节情况及注意事项

(1) 在高、低压缸进汽时, 高、中、低压旁路开、关时, 汽包水位波动较大, 容易产生虚假水位, 可以根据蒸汽流量和给水流量进行手动干预。

(2) 在进行中压并汽 (中压蒸汽与冷再热蒸汽合并) 时, 中压蒸汽压力、温度与冷再热蒸汽要匹配, 由于中压汽包容积较小, 如偏差较大可能会引起中压汽包水位较大波动而引起跳机。

1.2 除氧器给水箱水位调节

除氧器/给水箱水位调节通常采用单冲量水位调节系统。除氧器/给水箱水位依靠水位控制器发出的信号对水位调节阀进行调节。

间接控制除氧器/给水箱水位方案:首先控制从补给水箱到凝汽器补水量, 凝汽器水位变化后, 再由凝汽器水位调节控制进入除氧器的凝结水量。设高位排水阀, 防止水位超过给定值, 接受水位调节器控制, 除氧器给水箱水位调节系统是简单单回路定制调节系统, 水位信号与设定值之差进入PID调节器。采用双向执行机构。

2 余热锅炉温度与压力调节

2.1 主热蒸汽温度调节

主蒸汽温度随燃机排气温度变化, 运行中实际考虑主蒸汽减温问题。主蒸汽减温调节方法主要采用喷水减温以及饱和蒸汽部分旁通两种调节方式。

2.1.1 喷水减温调节方式

喷水减温器布置在过热器中间, 过热器中间有导管, 以便安装喷水减温器与蒸汽混合要求。喷水减温器还可布置在过热器出口主蒸汽管路上, 不需要安装导管, 但过热气管壁最高温度较高。

主蒸汽管路上测温元件通过温度变送器把信号输入把信号输入温度控制器, 在温度控制器中测量数据并和设定点数据比较。根据比较结果, 温度控制器输出信号对温度控制阀进行调节, 增加或减少喷水减温器的喷水量。

2.1.2 饱和蒸汽部分旁通调节方式

饱和蒸汽部分旁通调节方式:汽包出来饱和蒸汽大部分经过热器吸收热量后到主蒸汽管。其余饱和蒸汽经旁路调节阀进入主蒸汽管。利用调节旁通管路上温度控制阀开度可以调节过热器出口过热蒸汽温度。通过调节主蒸汽阀开度和汽轮机主调汽阀开度来控制。汽包压力调节主要包括压力高限制、压力低限制、压力升速率限制和压力降速率限制。压力高限制和升速率限制主要通过旁路系统实现;压力低限制及压力降速率主要通过汽轮机调节阀实现。

2.1.3 运行中汽温调节情况及注意事项

(1) 在机组正常运行时, 高、中、低压、再热蒸汽温度自动控制情况良好。但在启、停和加、减负荷过程中还需对高压蒸汽温度进行手动干预, 有待进一步改进和完善。

(2) 加负荷至160~220MW阶段, 由于燃气轮机IGV在开启过程中, 燃烧模式还没有切换时, 燃气轮机排气温度较高 (640~650℃) , 汽温上升较快, 如自动控制不及时可能引起超温跳机, 可以进行手动干预。

2.2 省煤器出口温度调节系统

立式布置强制循环预热锅炉, 采用省煤器再循环措施防止启动或低负荷时省煤器出现蒸发现象。将高压循环水泵出口的水通过省煤器再循环阀引一部分到省煤器入口, 增大省煤器水流量, 确保省煤器出口水温低于饱和温度。根据汽包中饱和蒸汽温度和省煤器出口水温之间温差控制省煤器再循环管路上电动调节阀开度。

采用增量式PI调节, 输出信号以脉冲形式控制步进电机。温差小于5.5℃, 输出开信号, 调节阀增大;温差大于10℃, 输出关信号, 调节阀关小。根据给水流量控制省煤器再循环管路上电动调节阀开度。给水流量低于设定值时, 电动调节阀开启, 循环水泵部分水经再循环管路流入省煤器。

2.3 除氧器水箱压力调节

整体式除氧器中, 余热锅炉启动或低负荷时, 需从中压汽包引出蒸汽经减压节流等措施进入除氧水箱。除氧器压力低于设定值低限时, 压力控制器调节阀开大, 增加蒸汽进入量。除氧器压力高于设定值时, 压力控制器发出信号使压力调节阀关小, 减少蒸汽进入量。采用压差控制型联锁保护, 循环水泵出、进口压力差低于某一给定值, 压差开关动作, 发出报警, 运行循环水泵自动停泵, 备用循环水泵自动启动。二者皆故障, 余热锅炉跳闸停炉。

3 结束语

本文重点阐述了燃气轮机三压余热锅炉汽包与除氧器水位, 汽温与汽压控制, 以及省煤器出口温度调节与控制策略以及实际应用情况, 指出了汽包水位、汽温控制中存在的问题及应注意的事项。燃气轮机三压余热锅炉汽包水位、汽温控制显得尤为关键。在汽包水位控制方面, 特别是由于中压汽包容积小, 水位控制策略还有待进一步优化。在汽温控制方面, 在燃气轮机启、停过程中, 燃气轮机模式切换前, 该时段的高压蒸汽温度的控制策略也需要进一步优化。必须通过不断改进、优化余热锅炉控制策略, 可为实现燃气轮机机组一键启、停打下良好基础。

参考文献

[1]谢天晓.锅炉燃烧理论基础[M].北京:中国电力出版社, 1999.

[2]赵勇.S109FA燃气轮机余热锅炉汽包水位及汽温控制策略[J].华电技术, 2010, 32 (7) :42-48.