亚临界锅炉（精选10篇）
亚临界锅炉 篇1
伊敏发电厂一期工程安装两台俄罗斯制造500 MW超临界燃煤火力发电机组, 分别于1998年11月和1999年9月投产发电。二期工程安装两台600MW国产亚临界燃煤火力发电机组, 三大主机设备及主要辅机均由哈尔滨三大动力厂生产, 工程于2007年实现了双机环保项目与主体工程同步投产发电。电厂二期机组的2030 t/h锅炉为亚临界压力、一次中间再热、控制循环汽包炉;锅炉采用平衡通风, 直吹式燃烧器八角布置切圆燃烧方式, 燃用煤种为褐煤。锅炉额定工况 (600MW) 下, 额定容量1932.17t/h, 主蒸汽压力17.41 MPa, 主蒸汽温度541℃, 再热器出口压力3.5 6 7 MPa, 再热器进口压力3.747 M Pa, 再热器出口温度541℃, 给水温度277℃。
二期600M W机组投运以来, 伊敏电厂克服了设备运转不稳定和设计缺陷多等不利因素, 通过不断技改优化锅炉系统, 解决了很多影响机组安全稳定运行的安装、设计和制造质量缺陷, 提高了机组的可靠性和经济性。
1 制粉系统增加冷烟系统
制粉系统采用8台风扇磨煤机, 6台磨煤机运行可满足机组满负荷运行的要求。磨煤机的干燥风取自锅炉顶部的高温炉烟和空气预热器出口热风的混合风, 高温炉烟的温度达950℃。为了提高磨煤机出力, 需要磨煤机入口有较高的温度, 但由于入口温度较高, 降低出口温度就需要通过磨煤机入口的冷风门进行调解, 此时热风和冷风中又有大量的氧气, 就容易在磨煤机内部形成燃烧, 引起磨煤机内部爆燃, 造成防爆门动作。同时开启冷风将导致锅炉漏风增加, 火焰中心上移, 锅炉易超温, 同时增加引风机电耗。高负荷时冷风门开启过多将使排烟温度大幅升高, 最大时曾经达200℃, 严重时导致空预电流摆动, 被迫降低机组负荷。为防止爆燃, 要求各台磨煤机入口温度不能控制过高, 要控制在450℃左右, 有时采用关小出口挡板及开大下部挡板进行控制, 这样将增加制粉系统单耗, 间接影响锅炉效率。
制粉系统至2007年末投产后频繁发生爆燃现象对设备的安全运行、现场环境、设备检修维护工作构成极大的威胁 (制粉系统爆燃时会有煤粉伴有火焰喷出, 极易造成人身伤害) , 同时增加了检修的劳动强度, 防爆门经常因爆燃造成损坏, 仅2008年1年时间就更换防爆门300余个。为了解决磨煤机爆燃, 经过和设计院共同商议, 在磨煤机干燥介质中增加冷烟, 通过增加一套冷烟系统以降低磨煤机入口温度和氧量。
技改中增加SFY16.5F-C5 A冷烟风机4台, 系统投运后, 增加了磨煤机入口温度控制手段, 由于采用低温烟气进行冷却, 氧量较少, 避免了发生爆燃的可能性。目前, 已经不再采用冷风门加以控制, 就减少了锅炉漏风。同时各磨煤机入口温度也可以控制在5 2 0℃右, 出口温度也相应提高, 减少了不完全燃烧损失。并且不再采用关小出口挡板及开大下部挡板的方式控制磨煤机入口温度, 减小了制粉系统的漏粉量, 从而使制粉系统的单耗得到了降低, 原单耗平均为17 kWh/t煤, 现单耗平均14 kWh/t煤。冷烟系统投运后, 防爆门从未损坏, 没发生制粉系统爆燃的现象, 消除了频繁检修磨煤机防爆门带来的额外工作量, 更主要的是消除了磨煤机爆燃后容易发生伤人的隐患, 确保了生产现场文明卫生, 提高了制粉系统运行的可靠性。
2 干排渣装置的应用
2.1 水力除渣系统简介
伊敏电厂原一期锅炉燃烧后的灰渣经密封水降温后由四台螺旋式捞渣机捞出直接进入渣沟, 并通过灰渣泵排至脱水仓脱水、浓缩机浓缩, 脱水后的灰渣一起通过皮带送到露天矿回填坑, 浓缩后的水经过供水泵、冲渣水泵后再次排入除渣系统。投产后检修维护量和维护费用逐年增加, 随着发电负荷高峰的到来, 除渣系统极低的可靠性, 给安全生产带来了很大的隐患;伊敏发电厂处于高寒地带, 每年均需要消耗大量人力、物力进行除渣系统及所属建筑物的防寒防冻工作, 同时渣管材质 (稀土合金钢) 可焊性较差, 采用外包钢结构后存在较大缺陷, 自投产后发生多次冻裂事故。燃煤燃烧后排出的灰渣含碳量在20%~30%之间, 最高可达60%, 同时水力除渣系统渣泵、冲渣水泵、供水泵、捞渣机设备等长年连续运行, 消耗大量电能, 严重影响到机组的经济运行。
经调研发现干排渣系统远远优于此套水力除渣系统, 干排渣结构简单、无防冻问题, 又可降低灰渣含碳量, 并且该系统在国内已趋于成熟, 决定对一期机组进行改造, 同时二期机组也采用干排渣技术。
2.2 干排渣系统简介
由冷灰斗落下的热炉渣 (850℃左右) , 经炉底排渣装置落到钢带式输渣机的输送钢带上, 随输送钢带低速移动。在锅炉负压作用下, 通过钢带式输渣机壳体四周通风孔进入一定量的冷空气, 使热炉渣在输送钢带上逐渐被冷空气冷却, 并逐渐再次燃烧, 完成冷空气与高温炉渣间的热交换, 冷空气将吸收炉渣显热与可燃物再次燃烧释放的热量, 升温到400~500℃返送入炉膛, 炉渣经输渣机完成输送、冷却后降至200℃以下进入一级碎渣机、二级碎渣机后暂时储存到中间缓冲渣斗, 中间缓冲渣斗设计有辅助放渣口, 满足特殊情况下用小型运输车输送炉渣的需要。碎渣机的破碎粒度根据后续输送系统的需要设计, 控制出口粒度在3~5 mm, 以满足干渣输送条件。干渣输送系统采用国内运行可靠的双套管正压气力输送, 储渣仓利用原有脱水仓, 在渣仓顶部增设布袋除尘器、真空压力释放阀, 出渣口增设2套加湿搅拌装置, 干渣经加湿搅拌后由皮带机送出厂外。
2.3 水力除渣与干式排渣经济性比较
干排渣改造后灰渣含碳量为7%~14%;同时通过调整关断门的开度, 延长了炉渣在炉内的停留时间, 炉底进风后约75%左右的炉渣得到了进一步燃烧, 通过对大修前后机组性能检测, 干排渣改造后锅炉效率提高0.7 3%, 每台炉高负荷运行可节约原煤1万t, 煤价按50元/t计, 可节约资金50万元。干排渣改造结束后, 每台炉仅厂用电能即可节省资金100万元, 加上每年每台炉节省的检修维护费用30万元, 1台炉每年节约费用达180万元。
二期干排渣机一级碎渣机为单列环锤式碎渣机, 型号为PCH-64, 机组负荷高时, 渣量大, 干排渣一级碎渣机出力不足, 经常堵塞。改进为双列出力大的PCH-88型环锤式碎渣机, 将干排渣一级碎渣机上部单通道分为双通道之后, 解决了原单列式一级碎渣机出力不足, 可靠性差的问题。现在4台机组干排渣运行状况良好, 达到了预期改造效果。
3 锅炉系统其它方面的技改
依靠一期机组积累的运行检修经验, 从节能降耗, 提高锅炉运行经济性和可靠性方面, 对二期机组进行了一系列的系统优化工作。
3.1 锅炉漏风治理
机组空预器密封调整工作, 机组有两台空预器在基建安装时转子密封板没有按照设计尺寸安装, 由于机组负荷高时, 空预器转子发生蘑菇状变形, 径向密封间隙增大, 造成径向漏风率增大, 导致空气侧被加热的空气又被抽回到烟气侧, 增加了引风机的电损耗和排烟温度。在机组检修期间将转子按照锅炉厂设计尺寸把密封板进行全部调整, 减小空预漏风率, 从而达到了降低厂用电率, 提高锅炉效率的目的。同时降低锅炉排烟温度:主要采取减少漏风措施。如首先针对炉膛墙体漏热严重, 炉墙及蒸汽管道温度过高, 散热损失大, 机组热效率降低。将炉膛保温进行改造, 改造前后对比墙体温度平均下降30℃。
3.2 局部改造
磨煤机原采用柱销式联轴器, 现改造成梅花膜片式联轴器, 投运以后未出现因联轴器的传动引起电机二瓦振动, 解决了电机二瓦振动问题。水平烟道加装蒸汽吹灰器, 由于机组在设计上的缺陷, 造成锅炉运行期间折焰角上方积灰较重, 使得折焰角处受热面的换热效果差, 降低了锅炉效率。同时利用机组大修的机会, 在水平烟道甲乙侧各加装1台上海克莱德贝尔格曼长行程蒸汽吹灰器, 经停炉检查吹灰效果比较明显。停炉检查期间发现尾部烟道省煤器下方积灰严重, 计算灰量约达30 0多t, 尾部烟道支撑梁变形, 严重影响锅炉尾部烟道的安全运行。通过在锅炉尾部烟道加装6个竖井灰斗, 在锅炉正常运行期间, 保证尾部烟道的积灰得以疏放, 避免造成锅炉尾部烟道损坏事故。省煤器下加装的竖井灰斗采取串联式仓泵双套管输送系统, 现运行状况良好, 每天送灰量经统计平均2 0 t左右。
4 结语
当今的火力发电厂, 高参数、大容量、高自动化技术的现代火电机组已经成为主力机组。电厂锅炉技术的进步也对电力生产的发展有着直接影响。所以对锅炉设备能否连续、安全、经济地运行提出了更高的要求。伊敏电厂一方面向标杆电厂学习先进经验, 一方面依靠检修人员技术攻关, 在大容量机组锅炉设备的运行与检修管理上取得了一些经验, 总结出来供大家技术交流。
摘要：介绍伊敏发电厂在燃煤机组锅炉制粉系统、干排渣技术应用、以及系统优化设计方面进行的技改工作, 取得了较好的效果。
关键词：锅炉,制粉,干排渣
亚临界锅炉 篇2
同时亚临界水萃取与固相萃取从河流沉积物中分离有机氯化合物
静态亚临界水萃取中加入固相萃取剂对河流沉积物中4种有机氯化合物(2-氯酚、2,4,6-三氯酚、五氯酚、六氯苯)进行了同时萃取.与离线亚临界水萃取-固相萃取方法相比,分析物的萃取回收率均有提高,且受亚临界水萃取罐冷却程度的`影响较小.以活性炭纤维(ACF)为固相萃取剂,在160 ℃时,0.050 g的ACF和4.0 mL水对0.500 g的加标沉积物样品中的2-氯酚(2-CP),2,4,6-三氯酚(246-TCP),五氯酚(PCP)和六氯苯(HCB)的萃取效率比离线亚临界水萃取-固相萃取的回收率均有所提高,萃取回收率受萃取罐冷却温度影响较小.方法特别适合于高含量的沉积物样品萃取.该方法与气相色谱检测联用,分析了长江镇江段沉积物中4种有机氯化合物的含量,结果与美国环保署(USEPA)标准方法所得的结果吻合.
作 者：黄卫红 李春香 柳天舒 阎永胜 HUANG Wei-hong LI Chun-xiang LIU Tian-shu YAN Yong-sheng 作者单位：黄卫红,李春香,阎永胜,HUANG Wei-hong,LI Chun-xiang,YAN Yong-sheng(江苏大学,环境学院,镇江,21)柳天舒,LIU Tian-shu(江苏省镇江市出入境检验检疫局,镇江,21)
刊 名：理化检验-化学分册 ISTIC PKU英文刊名：PHYSICAL TESTING AND CHEMICAL ANALYSIS PART B:CHEMICAL ANALYSIS 年，卷(期)： 43(11) 分类号：O657 关键词：同时亚临界水萃取-固相萃取 活性炭纤维 沉积物 有机氯污染物论亚临界空冷机组节能增效措施 篇3
关键词：亚临界空冷机组 节能增效 措施
中图分类号：TK2 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）04（a）-0098-01
亚临界空冷机组虽然在我国部分火力发电厂得到实用，但由于本身存在较多的问题，在设计上依然有些缺陷，在运行煤耗水平和设计水平上与国际先进水平还有一段差距。所以，需要技术人员的不断根据实际情况进行改进，现将从实践经验中对亚临界空冷机组节能增效提几条小建议。
1 目前亚临界空冷机组在运行时常出现的问题
1.1 实际运行的经济指标不能达到设计标准
工厂在实际运行上设的周期太长，没有及时对机械进行维护清洗，从而造成空冷散热片污染严重，导致实际换热效果差，最终结果就是高温季节时机组背压太高。 比如，当机械环境温度达到30℃时，机械负荷为600 MW，机组背压已经达到38 kPa，远远比规定的14～22.2 MPa之间大。有时设计师在设计时脱离工厂实际情况，只是一味的根据理论数据。从而造成机组平均背压值高于设计制定值，不能达到实际冷却要求，没有体现出经济价值。
1.2 存在真空系统泄漏现象
由于有时亚临界空冷机组在运用时有较大泄露量，进而导致空冷散热片过冷结冻，使机组在较为低温季节不得不使用多台真空泵同时运行。这也造成了不必要的耗电，给工厂造成了不必要的损失，工厂也没有受到亚临界空冷机组在使用上带来的实惠。
1.3 通风部分漏泄严重
有时候空冷系统的通风部分有漏泄现象，出现漏风、风量不足等情况，利用率低下也造成了电力的损耗，加大了工厂在电力方面的投入。
1.4 冬季的防冻性能较差
由于我国主要的火力发电厂多数分布在北方，冬季有温度低、温差大等情况。这也造成了空冷机组在冬季运转时散热片的各管束间蒸汽分配会出现不均的状况，导致当温度过低的时候有部分管束过冷，使内排管温度比外排管温度低10℃～30℃，这种现象普遍出现在管束冻结上，这也就造成膨胀不均，使局部散热片发生变形。
1.5 空冷防冻保护和自动调节方案不完善
由于技术的限制，有时在冬季的时候空冷自动技术出现无法正常工作的状况。其最要原因是在空冷防冻保护和自动调节方案做得不够完善，有些技术人员往往会出现有问题才处理，没有提前做出统一的方案。
2 针对实际的情况可以做出的节能增效措施
2.1 在空冷风机的出口加设雾化喷水系统
亚临界空冷机组在温度较高的工作环境工作时，会出现真空状态不佳、上不满负荷，背压较高和机组耗煤较高等情况的出现。针对以上所出现的问题，可以考虑在亚临界空冷风机组的出口设计新的雾化喷水系统，让除盐水得到充分的雾化，达到降低风机出口的风温、增加空气湿度和降低机组背压的效果。从而确保机组安全运行，提高运作能力。
2.2 治理凝结水的含氧量超标
针对冷风机工作时出现凝结水的含氧量超标问题，可以对排汽除氧装置的抽气管路进行重新设计优化。可以在母管的部分消除存水U型弯、保证整体管路的倾斜坡度和改善排汽除氧装置，尽量免除蒸汽凝结水有多余积存。由于冬季温度较低，在补水时会出现水温不符合要求的现象，所以要对所有补水管路进行保温。
2.3 治理真空系统漏泄
现有的低压缸轴端的设计一般是迷宫式汽封，据工作运行时的观察，会出现密封性不好和轴端漏气严重的情况。因此，设计上可以改为蜂窝汽封，加强密封程度，避免漏气而造成的浪费。
2.4 改善冬季空冷系统管道易冻结问题
在冬季时，由于工作环境的温度较低，机械往往会出现较大的问题。针对这些问题，可以改变以往做法，对空冷机组做出必要的调整。比如，在空冷凝汽器的两侧蒸汽分配联箱上设置有真空密封阀阀门的电动隔离阀，采用蒸汽关断门。在冬季运转空冷机组时，还可以采用高中压缸联合启动方式提高机组背压在启动初期的作用。在一些问题上还要根据本地的实际情况做出必要的调整，不能让冬天成为阻碍机械运转的理由。
2.5 改进冲洗方式
由于亚临界空冷机组的空冷散热片双排管是交错排列的，所以有很大的空气阻力，在冲洗时会有很大的水阻。因此，（1）可以采取两面同时冲洗方法，加大对其内部冲洗，必要的时候要采取高压水枪进行人工冲洗。这样不仅可以较大的降低机械冲洗次数、冲洗时间和冲洗用水，而且可以延长机械实际使用时间，为工厂创造更大的经济利益。（2）可以在风机电机上方加防水罩，由于在冲洗过程中风机并没有停止，这也可以减少冲水成流下落。（3）可以在绝缘子和瓷套管喷涂防污闪的RTV涂料，在加大爬距上可以加装硅橡胶伞裙来。机械维护关系到机械的正常运转，而冲洗方式的正确使用关系到散热片的清洁，只有散热片的良好运行才能保证空冷运行的安全性及经济性。
3 结论
针对亚临界空冷机组在空冷系统实际运行时的技术分析，探讨其工作特性和规律变化。提出实际实践时出现的问题，做出新的改变。对我国亚临界空冷机组的发展有着重要促进作用，也为我国的国家用电安全及经济发展做出了巨大的贡献。因此，亚临界空冷机组的研究将要走更远。
参考文献
[1]伍小林.我国火力发电厂空气冷却技术的发展现状[J].中国电力，2005.
[2]廖巨华.昆钢25MW发电机组煤气锅炉引送风机变频改造实施经验[J].变频器世界，2010.
亚临界锅炉 篇4
保持汽包内的正常水位是保证机组安全运行最重要的条件之一。当水位过高时, 由于汽包蒸汽室高度减小, 会增加蒸汽携带的水分, 使蒸汽品质恶化, 容易造成过热器积盐垢, 使管子过热损坏;严重满水时, 会造成蒸汽大量带水, 除造成过热汽温急剧下降外, 还会引起蒸汽管道和汽轮机内产生严重水冲击, 甚至打坏汽轮机叶片。水位过低, 则可能造成炉水泵损坏以及引起锅炉水循环破坏, 使炉水泵和水冷壁管的安全受到威胁。
1 影响水位变化的主要因素
锅炉运行中, 汽包水位是经常变化的, 引起水位变化的根本原因, 在于工质平衡遭到破坏或工质状态发生改变。显然, 当工质平衡 (给水量与蒸发量之间的平衡) 遭到破坏时, 必将引起蒸汽压力和饱和温度变化, 从而使水和蒸汽的比容以及水室中蒸汽泡数量发生变化, 由此将引起水位变化。根据上述引起水位变化的根本原因, 可归纳出影响水位变化的主要因素有锅炉负荷、燃烧工况和给水压力等。
1.1 锅炉负荷
汽包中水位的稳定与锅炉负荷的变化有密切的关系, 当负荷增加, 也就是所需要产生的蒸汽量增加时, 若给水量不变或者不能及时地相应增加, 则蒸发设备中的水量逐渐被消耗, 其最终结果将使水位下降, 反之, 则将使水位上升。此外, 由于负荷变化而造成的压力变化, 将引起炉水状态发生改变, 促使它的体积也相应改变, 从而也引起水位发生变化, 此即为虚假水位现象。
在正常情况下, 当负荷增加时, 其最终结果将使水位下降;当负荷降低时, 其最终结果将使水位上升。但是, 当负荷剧烈变化时, 水位的变化还有一个明显的过渡过程, 在这个过程中反映出来的水位变化并不立即就是如上所述的最终结果。譬如:当负荷急剧增加时, 汽压将很快下降, 由于炉水温度就是锅炉当时压力下的饱和温度, 所以随着汽压的下降, 炉水温度就要从原来较高压力下的饱和温度下降到新的、较低压力下的饱和温度, 这时炉水和金属要放出大量的热量, 这些热量又用来蒸发炉水, 于是炉水内的汽泡数量大大增加, 汽水混合物的体积膨胀, 促进水位很快上升;当炉水中多产生的汽泡逐渐逸出水面后, 汽水混合物的体积又收缩, 水位又出现下降, 这时如不及时、适当地增加给水量, 则会由于负荷急剧增加, 蒸发量大于给水量, 因而水位将很快下降。
负荷急剧增加而给水量未作出调整时, 汽包水位的变动见图1。图中曲线1表示给水量小于蒸发量时的水位变化情况, 曲线2表示汽压突降对水位的影响 (虚假水位) 。水位的实际变动为曲线l和2的叠加, 如曲线3所示, 水位先上升然后又迅即下降[1]。
1.2 燃烧工况
燃烧工况的改变对水位的影响也很大。在外界负荷不变的情况下, 燃烧强化时, 水位将暂升高, 然后又下降;燃烧减弱时, 水位将暂降低, 然后又升高;这是由于燃烧工况的改变使炉内放热量改变, 引起工质状态发生变化的缘故。例如, 当送入炉内的燃料量突然增加时, 炉内放热量增多, 体积膨胀, 因而使水位暂升高, 由于产汽量不断增加, 使汽压上升, 相应地提高了饱和温度, 炉水中的蒸汽泡数量有所减少, 水位又会下降。
1.3 给水压力
如果给水系统运行不正常使给水压力变化, 将使送入锅炉的给水量发生变化, 从而破坏给水量与蒸发量的平衡, 必然引起汽包水位的波动。在其它条件不变的情况下, 给水压力高使给水量加大时, 水位升高, 给水压力低使给水量减少时, 水位下降。
2 汽包水位的自动调节
对水位的控制调节比较简单, 它是通过调节给水泵的转速改变给水量来实现的。水位高时, 降低转速;水位低时, 提高转速。现代大型锅炉机组, 都采用比较可行的给水自动调节器来自动调节送入锅炉的给水量。
2.1 单冲量调节系统
单冲量调节系统是按汽包水位的偏差来调节给水流量的, 其原理图[2], 见图2。图中H表示汽包水位信号。这种调节方式的主要缺点是:当蒸汽负荷和蒸汽压力突然变化时, 由于水容积中的蒸汽含量和蒸汽比容改变会产生虚假水位, 从而使给水调节有错误动作。
2.2 三冲量给水控制系统
图3为三冲量给水调节系统原理图, 在这种系统中, 除水位信号外, 又增加了蒸汽流量信号D和给水流量信号G。在这个系统中, 调节器接受3个信号:水位H、蒸汽流量D、给水流量G, 其中水位H是主被调量 (主要反馈信号) , 给水流量G为辅助反馈信号, 而蒸汽流量作为前馈信号 (前馈信号一般是引起系统快速随动的信号, 具有一定的超前性, 用来补偿因系统惯性迟延产生的误差) , 上述所说的3个信号同时在一个系统中, 这就是三冲量给水系统[2]。
在这个系统中, 水位H是主要信号, 水位升高时减少给水流量, 水位降低时增加给水流量G, 保持水位基本不变。给水流量G和蒸汽流量D是引起水位变化的主要原因, 把它们作为水位的前馈信号, 当蒸汽流量发生变化时, 调节器立即动作, 去适当改变给水流量;而当给水流量自发地变化时, 调节器也能立即动作, 使给水流量恢复到原来的数值, 这样才能有效地控制水位。
由于系统中采用了蒸汽流量信号D, 所以当负荷改变时, 就有一个使给水流量与负荷同方向变化的信号, 从而可以减少或抵消由虚假水位现象而引起的水位上升而使给水流量减少的程度, 也就是使虚假水位不至于太严重。
3 某厂600MW机组水位调节实际应用
印尼某厂单机容量为600MW的#8机组, 是亚临界控制循环汽包锅炉。采用一台30%容量的电动给水泵和2台50%容量的汽动给水泵, 根据机组实际运行需要, 均可采用变速运行。低负荷时, 如果虚假水位不严重, 可以只根据水位信号来控制其水位, 称单冲量水位调节系统。一般300MW和600MW机组均设计了可相互无扰切换的单、三冲量给水系统。
汽包水位测量采用三个变送器加上显示表用的变送器, 三个变送器测量信号经过汽包压力变送器补偿 (压力不同则水的密度不同) 后, 经过一个中选器后, 作为调节系统的水位信号参与调节, 这个信号一般能反映实际汽包水位, 这个水位还同时送出高/低报警信号。
水位高低跳闸信号分别是取自三个变送器中的两个信号, 三取二逻辑, 少数服从多数, 二个出现高即发高跳闸信号, 二个出现低即发低跳闸信号, 宁可误跳, 不可拒跳。当然, 为了提高设备的运行可靠性, 还是该跳则跳。
给水系统采用了串级三冲量给水调节系统, 系统中只有一个调节器的叫单回路调节系统, 有两个串在一起的调节器的系统叫串级调节系统, 一个叫主调节器, 一个叫副调节器, 共同构成给水调节系统。前馈信号、副调节器、执行器构成内回路, 要求该回路具有快速随动功能, 称为粗调整;主调节器输出接至副调节器输入上, 与水位信号H构成外回路, 起校正作用, 称为细调整, 最终满足水位为给定值。所以根据内外回路的分工, 不同的参数整定系统调整时, 内回路比例积分调节器参数要比外回路比例积分调节器参数小一些, 当然, 这些参数放多大合适要经过数次试验才能达到满意的结果。一般达到当一个扰动出现后, 被调量两三个波后即能稳定在给定值上。
4 汽包水位的手动控制
手动控制水位也应该有“三冲量”的概念, 随时把握住锅炉的“汽、水平衡”。锅炉汽包是汽水的中存仓, 要保持汽包水位稳定, 就必须随时维持其进, 出平衡, 当进量大于出量, 水位就上升, 反之水位下降, 具体到现实工况, 进入量即给水流量。水位自动控制从单冲量 (水位信号) 演变到三冲量 (水位、给水流量、蒸汽流量) 控制, 也就是随时把握住汽水平衡来提高水位的控制质量。给水与蒸汽的流量偏差既用来调整水位, 同时也是破坏水位的主要因素。
4.1 汽包水位的静态特性
随着机组容量的增大, 锅炉汽包的直径不可能同步增大, 如600MW的锅炉汽包的直径同300MW锅炉汽包直径是一样的, 水的容积比例会越来越小。印尼某厂锅炉为水容积为2129t/h容量的控制循环炉, 水容积为440m3, 水循环容积为275m3。其汽包总容积约65.3m3;正常运行时水容积只有20m3左右, 汽包水位“0”位是中心线下-220mm, MFT跳闸定值为+250mm及-300mm, 从正常运行时汽包“0”水位升、降到MFT定值, 估算其存水量增、减为10.2m3及11m3。按汽包容积和高低水位的限值, 可以算出下列汽包水位变化的时间特性 (见表1) :
从表1数值可见, 给水与蒸汽流量偏差较大时, 在很短的时间内将会出现水位跳闸事故。这就意味着大的流量偏差维持时间不得过长, 否则, 当发现汽包水位已急剧变化时, 可能已来不及挽回了。
上面所列的汽包水位变化时间特性表, 希望能够给运行人员提供一个时间概念。由此可见, 进行水位调节的事故处理时, 应该尽量维持汽包压力和燃烧率的稳定, 以减少对水位扰动。例如, 600MW负荷协调工况下, 单台汽泵跳闸, 流量偏差400t/h, 水位维持时间1分多钟, 如果故障发现及时, 先减给煤机转速 (减速幅度可大些) , 转速降至最低转速, 再停磨煤机, 这样操作水位会较平稳地过渡到下一工况。
4.2 正确理解汽包“虚假水位”, 掌握汽包水位变化的动态特性
所谓“虚假水位”即为锅炉汽包、水冷壁内汽水混合物介质含量剧变 (或称汽水混合物比容剧变) 所反映在汽包指示水位的变化, 因该水位变化并不是汽包进、出流量的不平衡所体现的实际水容积的变化, 故称其为“虚假水位”。出现“虚假水位”一般有内、外两方面的原因:
(1) 内部原因, 即由于汽水侧压力的剧变所致。汽压的快速变化导致介质饱和温度变化, 这就使介质处于不是由于外部热量交换而引起的所谓“自蒸发”或“自凝结”状态, 从而导致介质含汽量 (即比容的变化。例如, 内部汽压急剧下降, 因介质饱和温度下降, 导致原还是液体的水汽化为蒸汽, 使汽包、水冷壁内的含汽量增加, 因蒸汽比容大于水, 汽水混合物比容增大, 出现高的“虚假水位”。反之, 汽压剧增, 会出现低的“虚假水位”。
(2) 外部原因, 即水冷壁受外部燃烧率瞬变而导致热交换的瞬变, 因产汽率的改变导致了介质内部含汽量的变化, 致使出现“虚假水 (下转第64页) 位”。这点大家平时也有体会, 例如:锅炉点火后, 并未对汽包补水, 而汽包水位出现上涨现象;运行中磨煤机突然跳闸, 汽包水位会快速下降等, 都是由于外部燃烧因素所引起的。
由上述可知, 汽包虚假水位的程度是取决于内部汽压及外部燃烧的变化量及速率。因此, 要避免“虚假水位”也就需要避免汽压、燃烧的过大扰动。由此也说明:在进行水位事故处理中, 需要负荷控制、燃烧控制与水位控制很好地配合起来, 至少要避免在水位异常中再叠加上一个较严重的虚假水位来加剧事故。
虚假水位的确是水位控制上的一个不利因素, 但是, 如果我们掌握得好, 有时可以利用它的特性, 用于调整异常工况。如当汽包水位接近低低时, 通过开启高压调门或打开旁路, 能够产生短时的水位上升;当水位接近高高跳闸时, 通过跳1台磨煤机产生短时的水位下降, 然后再及时调节给水流量, 将水位调好, 避免因汽包水位引起MFT。
摘要：分析了影响600MW亚临界汽包锅炉水位变化的主要因素, 全面介绍水位的自动调节方式及水位的静、动态特性。
关键词：汽包水位,调节,静态特性,虚假水位
参考文献
[1]陈学俊, 陈听宽.锅炉原理[M].北京:机械工业出版社, 1996.
亚临界锅炉 篇5
【关键词】300MW亚临界机组；制粉机；风量；经济性
一、制粉系统的主要设备
在锅炉负荷变化中，经济性较好的是中高速的磨煤机，其转速一般在60r/min至300r/min之间。优点主要是占地少、质量轻、投资小、噪声小、电耗低、制粉系统简单等。因此广泛的应用在很多大容量地机组中，一般采用直吹式的制粉系统。
（一）电子重力皮带式给煤机。当原煤通过落煤管和煤闸门送入煤机时，煤闸门开启给煤机提供煤的时候，主动轮转速是由电池滑块位置决定的。若是实际给煤量不符合燃烧系统的给煤量的时候，电池滑块就会产生移动，改变皮带的转速，使实际给煤量和系统的给煤量相同。主动轮和称重模块质量分别发出转速信号和出煤量信号，将转速信号和出煤量信号相乘，就会得出给煤信号。进而就可以确定转速。
（二）磨煤机。电动机带动磨盘旋转，磨棍也在磨盘上围绕着绕固定轴滚动，正是因为磨盘与磨棍之间的相互运动，把煤进行挤压和研磨，进而被粉碎。在磨盘的上方空间内进行煤的干燥作用，因为这个磨盘对原煤的水分变化非常敏感，只有先让煤进行干燥作用，才能保证磨盘的研磨质量不会改变。并且，如果在研磨原煤的过程中，没有对原煤进行筛选，就会有较大的煤容易卡在磨煤机的闸板门。给磨煤机的安全造成隐患。
二、直吹式制粉系统的调整
（一）煤粉量的调整。锅炉蒸发量直接影响了直吹式制粉系统的出力大小，所以，若是锅炉的蒸发量有较大的波动的时候，就需要停止或者启动一套制粉系统。而在启动或者停止制粉系统的过程中，也必须考虑到燃烧工况是否合理。而如果锅炉的蒸发量并没有较大的变化时，就可以直接的调节制粉系统的出力大小情况来进行调节。即，锅炉的蒸发量有所增加的时候，就可以大开风门，或者提高风压，增加研磨机的通风量。进行对磨煤机的缓冲调节。并且再通过增加磨煤机的给煤量，在进行第二次的通风量调节。当然，若是锅炉的蒸发量有所减少的时候，就需要通过降低通风量的方式对磨煤机进行缓冲调节，使其达到正常的指标。
（二）燃烧的运行调整。建立良好的炉内动力工况，以及风与粉能够均匀的混合，还有燃烧正常，都是需要让磨煤机保持适当的风率与风速。如果一次风的出口速度过高，会导致推迟着火，空预器漏风等情况的产生，反之，若是风的出口速度太低，就会烧坏喷风口。并且形成煤粉沉积和堆砌。而二次风量如果没有在合适的范围之内，也会降低火焰的稳定性，以及破坏锅炉的正常动力工况。并且两次给风的风率差异不宜过大，否者对燃料的充分燃烧十分不利。必须保证火焰的扩散能够稳定而快速。就需要稳定风压。判断运行中的风速和风量是否标准的方法：1、燃烧的稳定性，锅炉温度的合理性，以及过热气温的影响；2、对经济指标进行比较，即查看机械未充分燃烧造成的损失和排烟损失的量的大小。另外，负荷调整有一定的滞后性。对负荷进行增加的时候，会降低气压，燃烧增强，就需要注意受热面的温度是否超量，而减负荷的时候则与此完全相反，可以事先通过对减温水和燃烧器进行调整和控制。启动制粉系统的时候，给煤量增加，负荷会突然间提升，所以必须在运行时降低气压；而在关闭制粉系统的时候，其他还在运行的磨煤机的负荷也会因此而增大，并且气压会下降。因此，也需要预先对需要关闭的制粉系统进行一点点的减少其负荷量的关闭方式，而不是突然關闭。才能以此提高气压，弥补负荷下跌。
（三）燃烧器的运行方式。不仅是配风工况可以影响燃烧工况，燃烧器的负荷也是影响燃烧工况的重要因素之一。只有对燃烧器的负荷尽量的分配对称、分配均匀。意思就是使燃烧器的风量和给粉量相同。这样就可以避免火焰偏斜，使火焰一直保持在中心的位置。但在实际的操作中，并不能做到对燃烧器的负荷分配对称和均匀。在加上制造、结构、安装以及布置方式都不尽相同，燃烧器的性能也不能做到完全相同，对负荷的适应性也不一样，就会造成火焰分布、气温、结渣甚至适应性等结果都不一样。当锅炉在高负荷运行的时候，锅炉的热量太高，燃烧就会比较稳定，但也会产生气温高以及容易结渣等问题。所以高负荷的时候就应该注意保持气温的稳定，并且避免结渣的情况发生，而当锅炉在低负荷运行的时候没有锅炉的温度不够，就容易发生火焰的熄灭的情况，然后再考虑经济指标。可以减小锅炉的负压值以避免灭火情况的发生，另外，需要注意燃烧两和风量的调整必须均匀，切忌出现较大的落差和波动。在进行调整的时候，除了燃烧的稳定性和锅炉的温度分布情况，以及燃烧的经济型之外，还应该注意燃烧物的均衡，以及锅炉两侧的温度差和含盐度的均衡。
（四）隔层运行。在实际操作中一定要防止和避免隔层运行，但在此值得注意的是，断煤、保护动作以及检修等诸多因素均可能导致制粉系统发生隔层运行。所以针对于停运检修而言应当尽量确保在高负荷情况下进行，其原因是由于炉内温度较高，煤粉着火的几率相对较大，隔层燃烧的影响相对较小。由于导致制粉系统隔层运行的因素较多，所以在对低负荷燃烧进行调整时需要根据以下原则进行：（1）如果燃烧较为良好，可立即进行备用制粉系统。（2）将辅助风挡板关小，降低隔层燃烧器的冷风量。若是磨煤机风门关闭后漏风情况依然相对严重，则需要将隔绝门同时关闭。（3）尽可能提升煤粉浓度，便于着火，同时加大单层运行制粉系统。（4）当处于低负荷运行时，降低和避免燃烧有扰动的操作。
三、结语
在直吹式的制粉系统中，磨煤机的出力情况和锅炉运行负荷都有直接的关系。在实际的生产过程中，由于要考虑到经济因素，但目前制粉机的运行与消耗明显较大，并不具有经济性，从而降低了其生产经济效益。本文从制粉机制粉系统风量调节角度考虑，通过一、二次风量调整，使煤炉在运行过程中的负荷产生变化，进而导致煤粉浓度变化，根据以上因素，能够对制粉机的经济运行效能进行改进，从而实现经济效益的提高。
参考文献
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[2]孙式国.超超临界1000MW机组运行调试关键技术研究[D].山东大学，2009.
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[4]刘钊.云南复杂煤质对火电厂生产运行的影响研究[D].昆明理工大学，2014.
亚临界锅炉 篇6
神华河北国华沧东发电有限公司的一期工程为两台上海锅炉厂生产的型号为SG2028/17.5-M909亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉。锅炉采用单炉膛Π型露天布置, 全钢架悬吊结构。锅炉炉顶采用全密封结构, 并设有大罩壳。水冷壁由1110根管子组成膜式结构, 炉底密封采用水封结构, 炉膛上部布置了分隔屏过热器、后屏过热器及屏式再热器, 前墙与两侧墙前部均设有墙式再热器, 水平烟道内布置有末级再热器和末级过热器。后烟井内布置了低温过热器和省煤器。整个水平烟道和后烟井由水冷壁管和过热器管包覆。两台机组自2006年实现双投以来一直运行稳定。该型锅炉是当前国内运行的主力机组中的典型机型, 对其汽温调节的研究与经验总结对当前节能降耗、安全供电、保障机组的安全经济稳定具有重要的现实意义。
汽温调节的任务是:维持主、再热器出口蒸汽温度在允许范围内, 并保证过热器、再热器管壁温度不超过允许的工作温度, 使锅炉有较高的工作效率。蒸汽参数的稳定对机组安全性、经济性具有较大影响。
2 影响汽温变化的主要因素
2.1 负荷变化
沧电两台600MW机组, 一天中峰谷差值最大达到200~300MW, 调峰幅度达35~50%。如此大的负荷变动对机组的蒸汽温度影响极大, 也是对机组汽温波动影响最主要的方面之一。
2.2 燃料特性变化
燃料特性的变化, 主要是指煤中灰分、水分、含炭量、挥发分的变化。燃料发热量降低, 则到达同样的负荷必须增加燃料消耗量, 水分蒸发也使烟气容积增大, 导致流过过热器的烟气流速增加, 对流换热加强;同时灰分和水分增加还会使炉膛温度降低, 炉膛辐射传热量减少, 炉膛出口烟温增高。此外, 煤中挥发分降低、含碳量增加, 由于煤粉着火延迟, 煤粉在炉内燃尽所需时间延长, 导致火焰中心上移, 炉膛辐射吸热份额减少, 炉膛出口烟温升高, 从而引起具有对流特性的过热和再热系统出口汽温升高。
2.3 炉膛火焰中心高度变化
2.3.1 煤质变差或煤粉变粗时, 炉内火焰拉长, 火焰中心位置上移。
2.3.2 改变摆动式燃烧器的摆角会改变火焰中心位置。
2.3.3 燃烧器的投运层次的变化, 火焰中心会随投运燃烧器组的中心高度而发生变化。
2.4 炉内过量空气系数变化
当送风量和漏风量增加时, 炉内过量空气系数增加, 炉膛温度降低, 炉膛水冷壁和布置在炉内的辐射式过热器和再热器等辐射式受热面的吸热份额减少, 从而使炉膛出口烟温升高, 同时过量空气系数增大还使燃烧生成的烟气量增多, 烟气流速增大, 对流换热加强。由于传热温压和传热系数增加, 使具有对流汽温特性的对流式过热器和再热器出口汽温升高。
2.5 受热面的清洁情况及吹灰
我公司锅炉采用蒸汽吹灰方式, 蒸汽吹灰对机组的主再热汽温的影响很大。当吹水冷壁时, 由于水冷壁受热面变得清洁从而使得其吸热量增大, 炉膛烟气温度降低, 此时若不进行调解的话势必造成主再热汽温的降低。当吹过热器和再热器时, 其受热面变清洁吸热量必定增加, 汽温升高。此外, 当蒸汽吹灰时为保证负荷需要, 必须增加燃料量, 导致过热器和再热器出口汽温升高。
2.6 给水温度变化
温度变化时, 加热给水所需热量变化。例如锅炉负荷不变, 给水温度降低, 则加热给水所需热量增加, 如果入炉燃料量不变, 则蒸发量必然下降, 而过热器吸热量基本不变, 导致过热器出口汽温升高。为维持负荷, 必须增加入炉燃料量, 使炉内烟气量和炉膛出口烟温都提高, 使对流式过热器和再热器出口蒸汽温度增加。
3 减少汽温波动的调节方法
3.1 优化汽温自动控制系统
使汽温自动控制系统满足锅炉吹灰或变工况的需求。在机组工况运行稳定情况下锅炉汽温自动调节基本能够满足机组要求, 保持汽温稳定;但工况变化大时必须及时切除自动, 进行手动调节。
3.2 升降负荷时, 合理设定功率及功率变化率
一次升负荷的幅度不宜超过50MW, 功率变化率不宜超过1%。
3.3 加强燃料的特性的监视, 根据燃料特性的在线变化及时调整
根据煤的发热量调整磨煤机出力, 风量;根据挥发分调整摆角, 改变火焰中心高度等。要有一定预期提前做好准备。根据煤的结焦特性合理投入锅炉蒸汽吹灰, 保证受热面的清洁。
3.4 保持减温水有足够预度
过热器汽温调节过程中, 过热蒸汽尽量保证一级减温水有一定的开度, 过热器一级减温水控制二减前后温差在20度范围内 (随负荷略有变动) , 若一级全关后, 等二级减前后温度达20度因迟延的作用再开一级已经调节不过来了, 容易造成后屏受热面超温, 并且二级的减温水量也是很有限, 最后必然造成末级出口超温。
3.5 严格控制过量空气系数。在磨煤机通风暖磨时, 缓慢开启冷风调节门, 防止炉膛内突然进入大量冷风。
4 总结
影响过、再热汽温变化的原因很多, 如负荷 (蒸汽量) 、减温水量、烟气流量、炉膛火焰中心位置、燃料成份等。汽温控制对象特性延迟和惯性大, 特别是大机组, 蒸汽受热面比例大, 延迟时和惯性更大, 控制难度也大。再加过热汽在高温高压环境下工作, 工艺上允许的汽温波动范围小, 使汽温控制系统复杂化。所以为了保证机组的安全稳定运行和机组的整体寿命, 运行人员还应当对锅炉汽温调解的方法和经验多加总结。
摘要：神华国华沧电一期工程两台上海锅炉厂600MW亚临界参数锅炉自投产以来运行稳定, 通过总结在汽温调整过程中的一些成功经验, 从影响锅炉汽温变化的各个方面因素入手, 分别分析其影响的原因, 并针对性的提出解决方案和处理方法。
关键词：锅炉,负荷变化,超温,控制
参考文献
[1]樊泉桂, 阎维平.锅炉原理.北京:中国电力出版社, 2004.
亚临界锅炉 篇7
关键词：600W亚临界锅炉,低氮燃烧器,改造,应用
1 600MW亚临界锅炉概况
华能滇东电厂所采用600W亚临界锅炉型号为B&WB-2028/17.4—M, 锅炉的整体设计采用了美国B&W公司RBC自然循环“W”火焰燃煤技术。在整个系统中包含了低氮燃烧器、乏气管、分级风管、开式封箱、点火器、点火油箱、贴壁风风箱、火焰检测器等组成。其具体构造如下:炉膛采用的是水冷壁结构, 屏式过热器和二级高温过热器分别被安装在炉膛的上部和炉膛折焰角处;尾部分烟道采用倒竖直平行分布模式, 并且在分烟道底部设置了调烟挡板, 实现对出口温度的控制, 在水平烟道处设置了垂直再热器;采用隔墙将竖井划分成两部分烟道, 在烟道的前部设置水平再热器, 在后部烟道设置省煤器和一级过热器。该锅炉自投入使用以来, 出现了以下几个方面问题:
1.1 Nox排放量大, 容易造成大气污染等问题, 增加了企业污染物处理的成本。
1.2 燃烧器旋风流强度过大, 在燃烧过程中, 火焰出现卷吸作用, 导致火间距离过小, 燃烧器喷口损坏, 且风向调控不便。
1.3 燃烧器在燃烧作业过程中, 上层燃烧器、侧墙等区域易出现结渣现象, 降低了煤粉的燃烧效率。
1.4 煤粉点燃不及时, 降低了锅炉的工作效率。
2 600MW亚临界锅炉低氮燃烧器的结构
针对600MW亚临界锅炉存在的以上问题, 本公司技术组对其燃烧器进行了相应的改造。目前, 我公司锅炉燃烧主要采用的无烟煤, 针对其着火点高的问题, 笔者认为首先要提高煤粉的浓度, 其次要提高煤粉的气流温度, 再次是要采取有效措施让高温烟气能够回流至着火区, 帮助煤粉着火, 最后可以采用卫燃带增强着火区热量的方式进行助燃。
3 600MW亚临界锅炉低氮燃烧器应用效果
3.1 降低煤粉着火点, 提高煤粉燃烧效率
一次风煤粉气流在进入低氮燃烧器之前, 会先通过加速偏心管, 煤粉由于受到离心力的作用, 大多沿着管道内部流动。但是在气流进入后, 50%的一次风和10%~15%的煤粉被分离, 这部分煤粉和一次风通过乏汽管的喷口直接进入到锅炉的炉膛进行燃烧。而其余的一次风和煤粉则通过一次风喷口进入锅炉内膛。我公司锅炉燃烧中, 煤粉的细度约为R90=8%, 其浓度在通过浓缩装置浓缩后, 约为1.0~1.1kg煤粉/kg空气, 在此处上大大降低了煤粉点燃所需吸热量, 也降低了其着火点, 提高了其燃烧的稳定性和效率。低氮燃烧器上还配置了双层强化着火的轴向调风装置, 由风箱产生的二次风, 分别进入内外层调风器, 内层二次风产生旋转气流, 其所携带的高温烟气, 有助于煤粉的点燃, 外层二次风携带空气, 有助于煤粉充分燃烧。两股二次风旋转方向一致, 而其旋转强度则可根据调整轴叶片的大小而改变。旋转气流能够携卷高温气流, 帮助煤粉的燃烧, 而通过调整旋转的强度则可以控制煤粉气流的下冲力, 实现对锅炉内膛的空间的充分利用, 促使煤粉充分燃烧。
3.2 控制NOx的生成
事实上, 前文所提到的二次风分级送风的方式, 不仅促进煤粉点燃, 提高煤粉燃烧效率, 且能够有效控制火焰中NOx的生成。二次风所产生的旋转引流能够携带高温气流帮助煤粉点燃, 同时为煤粉的燃烧提供充分的空气。燃烧所需要的空气除了通过外层调风器和拱上进入锅炉内膛外, 还会通过锅炉内膛下方的分级风装置进入。在锅炉内膛的下部也装置了分级风装置, 通常情况下一只燃烧器对应一个分级风装置。另外, 接近锅炉两侧的也需装置分级风装置, 这些装置共同构成了锅炉水冷壁四侧的富氧状态。实现了分级燃烧, 使得燃烧初期形成的Nox能够在高速湍流的作用下, 转化回N2, 进而有效抑制其Nox的生成, 同时对避免水冷壁结焦。
3.3 实现了燃烧器内风量的便捷调控
在600W低氮燃烧器的调风口设置了二次风的调风装置, 通过对风套筒位置的调节, 能够实现对燃烧器内风量的调节。内二次风通过通风道进入锅炉燃烧器, 其通风道包含了调风器外套通和调风器内套筒两部分。通过调节风盘的位置, 即可实现对进入风道的风量进行调节, 进而控制单个锅炉燃烧器的内、外二次风比例。在内二次风进风通道中, 一共安装了16个轴向可调节叶片, 曲柄连杆和内调风环实现了对叶片之间的链接, 而管道连接则实现了叶片系统与驱动装置的连接。在驱动装置的作用下, 风环产生内外移动的作用, 风环向内移动时, 轴向叶片的开度增大, 反之则开度减小。轴向叶片开度最大为60°, 最小为20°。
在外二次风调节系统中, 包含了固定叶片和调节叶片两部分。固定叶片安装在二次风风道前端, 其主要作用是确保进入风道的空气分布均匀。而轴向可调节叶片的, 其主要作用是为了确保二次风产生的旋流能够均匀融入火焰中。该调节装置的轴向叶片同样是16片, 其运行机制与内调风叶片相同。其最大开度为80°, 最小开度为40°。由此可见, 通过内外二次风调节装置, 即可快速实现对600W亚临界锅炉低氮燃烧器内风量的调节。
3.4 减少了燃烧器调节机制的调节频率
在600W亚临界锅炉燃烧器装置中, 调风套筒、调风盘、内外二次风调节叶片安装位置的选择需要经过燃烧器反复多次调试方能确定, 且在这个调试的过程中燃烧器的冷态和热态需全面考虑。调风器各项设备的安装位置都会在手柄上制作标记, 以便于为设备运行和后期调试提供参考。在进行燃烧器调风机构调试前, 可先按照调风桶开度为80度;内二次风轴向叶片开度为45度, 外二次风轴向叶片开度为60度;调风盘开度为50度。作为基础数据, 在进行相应的调试。
结束语
总而言之, 改造后的600W亚临界锅炉燃烧器的运行性能得到了较大的提高, 煤粉着火温度度高、燃烧稳定性差, 水冷壁结渣, 燃烧器调节装置工作频繁等问题得到了有效解决。
参考文献
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[2]胡伟锋, 谢静梅.600MW锅炉低氮燃烧器改造可行性研究[J].电力建设, 2009 (3) .
亚临界锅炉 篇8
该发电厂的锅炉自投产以来,一直存在炉膛出口烟温偏高,过热器减温水量偏大,同时高温再热器部分管屏在高负荷下存在超温的问题。针对以上问题,曾多次会同国内相关研究所及美国B&W公司进行燃烧调整工作,采用了增加炉膛区域吹灰器等改造方案,虽取得了一定效果,但都未能从根本上解决问题。该锅炉高温过热器壁温报警定值为570℃,高温再热器壁温报警定值为584℃。在实际运行中,高温过热器总体壁温分布情况相对平缓,在制粉系统调整较好的情况下机组稳定运行时高温过热器超温运行的情况相对较少。而高温再热器壁温分布则呈两边高中间低的“马鞍形”,主要在第15屏和第70屏附近的高再管屏易容易发生超温的情况。
1 影响锅炉炉膛出口烟温的因素
锅炉炉膛出口烟温是锅炉设计的重要参数之一,直接反映了锅炉炉膛尺寸选择是否合理,对锅炉的安全经济运行有着重要的影响。若炉膛出口烟温过高,表明炉内烟气放热量少,容易引起锅炉受热面结焦,也容易导致炉膛出口及其后受热面超温。若炉膛出口烟温过低,则表明炉内烟气放热量大,可能导致锅炉过、再热汽温达不到额定值,影响机组运行的经济性。锅炉校核计算中对炉膛出口烟气温度的计算公式如下[1]:
式中:θ"为炉膛出口烟温,℃;Ta为理论燃烧温度,K;Bj为计算燃料消耗量;M为经验系数,与燃料的性质、燃烧方法和燃烧器布置的相对高度等因素有关;F为炉膛中总的辐射受热面积;为炉膛中的平均烟气热容量;σ0为波尔兹曼常数;αl为炉膛黑度;ψ为水冷壁热有效系数;φ为保热系数。
从上式可知,锅炉实际运行中理论燃烧温度Ta偏低、炉膛辐射受热面积F过小、燃烧器至屏底高度过小、水冷壁玷污导致热有效系数ψ过低等因素均会导致炉膛出口烟温上升。
2 炉膛出口温度高原因分析
机组投产初期对炉膛出口烟温进行测量,发现实际运行值比设计值高约100℃。炉膛出口烟温高导致过热器减温水量偏大,调试初期600 MW时减温水量高达300 t/h,远超过原设计值86 t/h。同时高温过热器及高温再热器部分管屏在高负荷下存在超温的问题。
通过分析可知,导致该电厂炉膛出口烟温高的原因是B&W公司锅炉炉膛尺寸设计偏小,由于DRB-EI-XCL燃烧器采用了分级燃烧降低NOx的技术,延长了煤粉在炉内的燃烬时间,造成锅炉炉膛出口烟温比设计值偏高,从而导致了锅炉减温水量偏大,金属受热面易发生超温的问题。
3 防止或减轻锅炉受热面超温的对策
3.1 锅炉燃烧调整
1999年10月2号炉小修后,进行了燃烧调整试验,取得了一定的效果。经燃烧调整后机组在600 MW运行时,过热器减温水量降至200 t/h左右,再热器减温水量减少至0。所完成的燃烧调整工作主要有:煤粉细度调整、对燃烧器滑动挡板及内、外二次风叶片角度调整、锅炉变煤种试验。
3.1.1 煤粉细度调整
煤粉细度对于锅炉燃烧的经济性及制粉系统的电耗有重大影响,煤粉愈细,在锅炉内燃烧时的不完全燃烧损失就愈小,但对制粉设备而言,却要消耗较多的电能,磨煤机的磨损量也要增大。反之,较粗的煤粉虽然制粉电耗较小,但不可避免地会使锅炉不完全燃烧损失增大。因此锅炉运行应选择最经济的煤粉细度,使不完全燃烧损失和制粉能耗之和最小。
查煤粉细度R90推荐曲线(如图1所示),该厂燃用煤种的R90推荐值为25%。为试验煤粉细度变化对锅炉燃烧经济性及锅炉壁温分布的影响,在600 MW工况下进行煤粉细度调整试验,对运行磨煤机的分离器折向挡板进行了调整试验,如表1所示。试验结果表明,煤粉细度变化对该厂锅炉各项热损失及效率影响甚微,但当采用较细的煤粉细度时过热器和再热器壁面温度相对较低,从图2及图3可知,当R90=15%～20%时,金属壁温要低一些,过热器大部分壁温点可降低10～15℃。
3.1.2 燃烧器滑动挡板及内、外二次风叶角度调整
要降低炉膛出口烟温,缓解锅炉受热面超温的问题,需加大锅炉炉膛的吸热量,这可以通过对燃烧器进行调整,强化燃烧初期的剧烈程度来实现。
该厂锅炉燃烧器是B&W的第二代DRB-EI-XCL型低NOx双调风旋流燃烧器,该燃烧器采用了测风和调风技术。现场调试中根据位于内、外二次风入口的环形毕托管测得二次风流量信号,调节二次风滑动挡板来均匀分配各燃烧器的二次风量。内、外二次风调节叶片的角度决定了内、外二次风与煤粉的混合程度和稳定煤粉气流的着火,其中外二次风是主流。按B&W运行手册要求,内二次风叶片角度影响煤粉的着火距离,一般不大于45°,否则火焰稳定性降低,外二次风叶片角度变化将改变燃烧器火焰的形状,外二次风角度一般小于60°。
在试验过程中,先调节同层燃烧器滑动挡板,使各燃烧器二次风量接近相等,然后改变内、外二次风叶片角度,试验过程中注意燃烧器着火情况的变化以及锅炉减温水量及各段受热面壁温的变化。图(4—7)给出了相应试验结果。
从图4和图5可知,内二次风挡板开度为40°时过热器和再热器壁温较低,安全性相对较好。从图6及图7可知,当外二次风挡板开度为60°时高温过热器和高温再热器壁温数值较低,安全性较好。
3.1.3 锅炉变煤种试验
考虑到锅炉煤种变化也可能会对锅炉运行主要参数,如炉膛出口烟温、减温水量、各段受热面的壁温分布情况产生较大的影响。该厂多次进行了变煤种试验,并对全炉膛进行清洗,但试验结果表明锅炉超温情况无根本好转。
3.2 锅炉设备改造
3.2.1 增加锅炉炉膛区域吹灰器
由于神华烟煤飞灰中的CaO含量较高(>20%),具有极强的玷污性,原先布置的吹灰器吹灰效果不佳。为此电厂在原有30支炉膛吹灰器的基础上又增加了42台炉膛及燃烧器区域吹灰器,以消除原先锅炉吹灰存在的死区,通过增加炉膛的清洁度来增加其吸热量,从而达到降低炉膛出口烟温、缓解过、再热器超温的目的。实践表明改造后锅炉出口烟温有所下降,过热器减温水温下降了近30 t/h,对于缓解锅炉过、再热器超温起到了一定的作用。
3.2.2 燃烧器改造
根据B&W公司建议,2003年5月对DRB-EI-XCL燃烧器的一次风喷嘴中加一旋流器,使一次风由直流变成旋流,如图8所示,且旋转方向与二次风相反,以促进一、二次风的混合,使得煤粉在燃烧初期通过对二次风的卷吸得到足够的氧气和热量,提高燃烧强度和火焰中心温度,缩短煤粉燃烬距离,从而达到增加炉膛吸热,降低炉膛出口烟温,减少减温水量和降低高温过热器、再热器管屏管壁温度的目的。燃烧器改造后,锅炉满负荷时炉膛出口烟温下降50℃,取得了一定的效果。
3.2.3 再热器部分管屏安装绝热材料
该厂先后对部分容易超温的再热器管屏进行了绝热处理试验。首先选用在部分管子表面喷涂氧化铝陶瓷粉末的方法,发现降温效果不明显;后来又选择两片低温再热器管屏用硅酸铝保温材料及不锈钢板包裹,投入运行后发现效果比较明显,可降低壁温约15℃,于是又用同样的方法对低温再热器区10片管屏进行了处理,达到了一定的效果。但该方法影响烟气通流面积,导致排烟温度升高,将带来一些不可预测的问题,此外保温材料在烟道内的寿命较短也是个问题。
3.3 下一步改进措施
以上调整和改造在一定程度上改善了锅炉受热面的超温现象,但还未能完全解决锅炉高过、高再的超温问题,拟从以下方面做进一步改进。
3.3.1 增加磨煤机出口动态分离器
目前该厂采用的MPS-89型磨煤机仅有固定缩孔,难以在线进行各粉管的流量偏差调节,在冷态风量标定偏差不大时热态煤粉流量偏差仍较大。同样在磨煤机煤粉取样过程中发现磨煤机出口各粉管取样重量差异大,煤粉细度差别也较大,这说明磨煤机出口煤粉均匀性较差,如表2所示。
注:运行工况B磨出力44.69 t/h,一次风量88 t/h,出口温度75℃,差压2.67 k Pa,电流96 A。
同层各燃烧器粉量分配不均匀,会造成各个燃烧器二次风量和煤粉量的配比偏离最佳值,这对于整个锅炉的燃烧工况影响较大,将直接影响炉膛火焰的不均匀性及充满度,减少水冷壁的辐射吸热,导致锅炉蒸发量减少,炉膛出口烟温升高。目前已联系磨煤机制造厂家拟改用动态分离器,以减少煤粉管粉量及细度偏差的问题,从而达到合理配风,提高火焰充满度、降低炉膛出口烟温、减少高过、高再受热面超温的目的。
3.3.2 进行锅炉受热面通道部分改造
由于该厂锅炉高温再热器超温问题的规律性很强,且仅表现在部分管屏上。若烟气侧调整不能解决这一问题,可考虑在蒸汽侧进行受热面改造,通过短接易超温管屏,增加易超温管屏的蒸汽流量来达到降低管壁温度的目的。由于蒸汽侧改造可以通过热力校核计算来预测改造后的结果,改造风险较小。北仑港电厂1号炉高温再热器部分管屏由于蒸汽侧流量偏差存在超温问题,后按上海交通大学提供的方案进行改造,短接超温部分的高温再热器管道,减少该部分再热器管的吸热量,最终解决了再热器超温的问题。鉴于此,该厂也可考虑对再热器超温管屏进行热力校核计算,确定受热面改造方案。
4 结束语
总之,该型锅炉炉膛出口烟温偏高、受热面容易超温的原因是原设计的炉型和所选用的燃烧器不对应,锅炉炉膛尺寸偏小,而用分级燃烧的燃烧器需要较大尺寸的炉膛。要解决这一问题,目前已进行了一系列的改进措施,而待更彻底的整改方案实施后方能从根本上解决这一问题。
参考文献
亚临界锅炉 篇9
关键词：结焦,烧积灰,排烟温度,漏风
0 引言
电站锅炉排烟温度偏高一直是影响其经济运行的主要原因, 为了减小低温腐蚀, 排烟温度一般设计为130~150℃, 但由于尾部受热面积灰、腐蚀、漏风和燃烧工况的影响, 实际运行排烟温度大都高于设计值20℃以上。而排烟温度每升高10~15℃, 锅炉熟效率要下降1%[1]。因此排烟温度过高严重影响了锅炉的经济运行。
1 设备概况
河北国华沧东发电有限责任公司一期工程安装2台SG-2008/540亚临界参数汽包炉。采用控制循环、一次中再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置燃煤锅炉。锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。该锅炉设计煤种为神府东胜煤。
2 原因分析及处理措施
2.1 锅炉受热面结焦、积灰
锅炉分隔屏结焦分析:分隔屏在炉膛上部属于烟气辐射死区, 该处温度在600MW通过红外线测温仪测得温度1100~1200℃恰好在目前燃用神华煤熔点范围, 而分隔屏与分隔屏, 分隔屏与后屏之间恰好又未设计吹灰器, 所以分隔屏结焦是必然的。
省煤器烧积灰分析:燃烧神华煤属于低灰熔点、高碱金属 (Ca O) 含量较高, 尾部积灰几率较高, 通常锅炉设计烟气中含水分小于等于8%尾部积灰几率较低, 因神华煤全水分在14-16%, 再加上为避免受热面积灰, 本体吹灰因素, 进入对流竖井烟气中水蒸汽必然升高。对流竖井受热面积灰是无法避免的, 对于神华煤当发生受热面积灰后, 因灰中游离Ca O含量较高, 与烟气中SO3即易形成Ca SO4沉积物, 通常在700℃该反应进行得最多, 而因管壁形成Ca SO4沉积物, 积灰会进一步加剧, 通常在400~1000℃范围内积灰可形成烧积灰 (类似陶瓷状) 。因神华煤本身问题, 出现烧积灰的现象是必然的。
受热面结焦、积灰是导致锅炉排烟温度升高主要原因之一, 其对排烟温度影响主要体现在传热方面。从烟气到汽水侧的传热过程中, 受热面表面层积物的导热系数较其它介质要小得多, 因而其所引起得附加热阻在总传热热阻中占主导地位, 较为轻度结焦和积灰便会使传热量大幅度下降。而炉膛积灰厚度由1mm增加到2mm时, 传热量减少28%, 当受热面有3mm积灰就可造成炉膛传热量下降将近40%, 相应炉膛出口烟温升高近300℃。为了弥补结焦和积灰引起受热面吸热不足, 在一定负荷下需要增加燃料量, 从而造成各段烟温进一步升高, 锅炉排烟温度也进一步升高。
克服受热面结焦、积灰得最有效措施之一是吹灰。#1、#2锅炉各安装炉膛短吹灰器90台, 水平烟道及尾部受热面长杆吹灰器44台, 空预器出口长杆吹灰器2台。从表1参数可以看出锅炉吹灰后排烟温度下降明显:
加强吹灰可以预防锅炉结焦和受热面积灰, 但加强吹灰必须考虑到对受热面冲刷, 建议在运行电厂采取在吹灰器区域进行喷涂以预防吹灰冲刷和磨损, 同时在确保吹灰效果的同时通过优化燃烧调整, 减缓锅炉结焦和积灰是降低吹灰器使用频度可靠保证。通过多方面调整试验, 在运行调整上采取以下调整措施:喷燃器摆角自动改为手动, 根据机组负荷高低摆角调节范围为:20~80% (±18°) ;锅炉氧量根据负荷在400MW以下维持4.5~5%, 在400MW以上维持3.5~4.5%;磨煤机出口温度由60~65℃, 改为70℃;BC层启转二次风根据负荷开度范围30~69%, OFA、FF层二次风开度根据BC层开度大小进行对应调整, 调整范围20~80%。根据不同磨煤机运行方式, 通过燃烧调整试验, 分别找出了不同工况下二次风挡板开度, 经过以上燃烧调整手段, 空预器出口烟温在100%燃烧神华煤前提下, 在600MW相同负荷下由148~156℃, 降低到136~142℃。分隔屏结焦得到控制, 锅炉烟风参数和汽水参数均能达到设计要求。
2.2 一次风中掺入冷风量过多
一次风中冷风和炉膛漏风是一样的, 由公式αL=ΔαL+Δαzf+ΔαLf+β″k Y可知在炉膛出口过量空气系数αL不变的情况下, 一次风中掺入冷风使得流过空预器的热风减少, 空预器吸热量降低, 导致排烟温度升高[2]。造成冷风量过多原因有以下几个方面:
一次风率高:沧电公司制粉系统因测点风量不准, 一次风量自动调节不能投入, 磨煤机在正常运行时出口温度控制通过热风调节门和冷风调节门控制, 控制原理冷热风门同时调节, 冷热风门开度之和110%。这样在低负荷期间为保证磨煤机出口温度不超温, 冷一次风量必然升高。
降低一次风率是降低锅炉排烟温度的有效措施, 但需要注意:一次风率降低, 一次风速太低, 可能使一次风管内积粉。为此须尽可能地使同层一次风管中的风速相同, 为最大限度地降低一次风率创造条件。通常锅炉冷态所做的一次风速调平, 只是调节煤粉管节流孔板, 使并列的管道在纯空气流动状态达到阻力相等, 但这并不能做到锅炉正常运行时, 同层一次风管内流速相等。这是因为送粉管道的阻力与煤粉浓度有关, 它随着煤粉浓度的增加而增加, 且增幅相对较大。一次风送粉管道阻力公式可表达为:
式中:ΔΡ——一次送粉管道阻力;
ξ1——磨煤机出口分离器前管道阻力系数;
ξ2——磨煤机出口分离器后管道阻力系数;
ρ——热空气密度;
w——一次风速;
u——煤粉浓度;
k———常数, 随着管道不同而不同;
由上式可以看出:在煤粉浓度u发生变化时, 因ΔΡ相等, 影响同层一次风管内一次风速的是Σξ2。因此, 只要同层一次风管的Σξ2相同即可保证u变化时同层一次风管内一次风速仍相同。
解决问题方法是在冷态一次风调平后 (使Σξ1+Σξ2) 相等, 再在投粉后, 调节一次风管节流孔板, 使同层一次风管的Σkξ2相同。
为了降低一次风率, 将磨煤机出口温度控制回路中冷热风门开度之和由110%改为80%, 在低负荷时段冷一次风量明显降低, 锅炉排烟温度也有所降低具体调整前后参数比较见表2。
2.3 制粉系统运行方式的影响
磨煤机运行方式:六层喷燃器采用等间距布置形式, 额定负荷需要5台磨煤机运行, 最上层磨煤机运行与停止对炉膛出口温度影响较大, 通过高温红外线测温仪测量, 最大偏差达到230℃, 在相同条件下 (锅炉不吹灰) , 空预器出入口烟温变化情况如下表3所示, 停运上层磨煤机排烟温度降低5℃[3]。为了避免上层磨煤机对锅炉热效率影响, 采用每三天启停一次最上层磨煤机的方式, 既可避免锅炉分隔屏结焦又可提高锅炉效率。
2.4 影响锅炉排烟温度的其它因素
送风量影响:送风量增加, 炉内过量空气系数增大, 将增加烟气流量和降低绝热燃烧温度, 而炉膛出口烟温变化很小。虽然各对流受热面的吸热量增加, 但流过各受热面的烟气温降减少, 排烟温度增加。但是, 在一定范围内送风量增加锅炉效率将增加, 这是因为过剩空气系数增加将使未燃尽损失Q3和Q4减少, 所以送风量存在一个最佳值, 在该值处, 排烟损失与未燃尽损失之和为最小。
锅炉运行中判断风量大小并调整风量在最佳值的依据除了负荷外还根据氧量大小, 氧量测点安装在尾部受热面 (省煤器入口) , 测量出的氧量值受测点前的烟道漏风影响, 通常不能准确反映实际炉膛含氧量, 所以含氧量测量装置最好安装在炉膛出口处。为了准确反映炉膛氧量, 应定期对就地氧量进行校验。沧电公司根据烟道截面按照性能试验要求, 每侧烟道根据网格测量法则, 决定每侧三个氧量测量点, 共计6个测量点, 取其平均作为炉膛氧量调节基准。通过保证值期间与就地网格测量值基本相同, 氧量误差+0.3%能准确反映出锅炉燃烧实际需要氧量。
煤质变化:燃料中的水分或灰分增加以及锅炉入炉煤低位发热量降低均使排烟温度升高。这是因为这些变化将使烟气量和烟气比热增加, 烟气在对流区中温降减少, 排烟温度升高。神华煤原煤水分在14~16%, 是影响锅炉排烟温度高主要因素之一。
排烟温度测点:由于空预器出口烟气温度场及速度场的不均匀性, 温度测点位置不当时, 反映的温度值便不真实, 因此, 真是反映实际温度值的测点必须经过标定。测量元件故障温度显示值也可能偏高, 在分析排烟温度升高原因时应考虑这种可能。
3 结束语
通过采取上述一系列试验措施后, 两台600MW机组锅炉排烟温度均达到设计值, 通过运行优化调整锅炉效率达到94.27%, 比设计值93.56升高0.71%, 影响机组发电煤耗降低2.414g/k Wh。年按发电量69亿度计算, 全年节约标煤16656.6吨, 节约燃料费用499.698万元, 取得了很好的经济效益。
参考文献
[1]张志远.沧东电厂660MW超临界锅炉结焦特性分析[J].锅炉技术, 2011, 第42卷年第1期 (总第442期) :60-63.
[2]曹伟.制粉系统运行方式式对降低排烟温度的影响研究明[J].热力发电, 2000 (4) :46-47, 49.
亚临界锅炉 篇10
关键词：锅炉吹灰器,吹损,受热面,原因,控制措施
0 引言
宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司5#锅炉为600 MW亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架的Π型汽包炉。2014年A修对锅炉受热面进行全面防磨防爆检查, 发现吹灰器对水冷壁和高温再热器吹损严重, 表现在吹损面积大和减薄程度深两方面, 部分管段濒临爆管。吹灰器吹损受热面导致大面积换管的同时, 也给锅炉安全运行带来了极大隐患, 切实影响了发电企业的经济效益。因此, 有必要对吹灰器吹损受热面的原因进行深入分析, 以便采取有效控制措施。
1 设备简介
1.1 吹灰器系统
蒸汽吹灰, 是利用高速喷射的蒸汽流直接冲刷受热面管道, 从而使受热面上附着的灰渣脱落, 可有效提高受热面传热效率, 降低受热面高温腐蚀的可能。5#炉汽源取自屏式过热器至高温过热器左右两侧的连接管, 蒸汽压力p=18 MPa, 蒸汽温度t=485 ℃, 经减压站调节后, 吹灰母管蒸汽压力2.5 MPa, 蒸汽温度402 ℃。整个吹灰流程如下:空预器—炉膛—屏式过热器—高温过热器—高温再热器—低温再热器和低温过热器—省煤器—空预器。
1.2 水冷壁吹灰器简介
水冷壁共布置有上海克莱德公司制造的70台炉膛短吹, 从上至下分4层分布在炉膛内, 编号分别为A01~A16、B01~B22、C01~C22、D01~D10, 型号为V04, 电机功率为0.37 k W。炉膛吹灰器的作用是清理水冷壁上的结焦及灰渣, 其基本元件是1个装有2个文丘里喷嘴的喷头。当吹灰器从停用状态启动后, 喷头向前运动, 到达其在水冷壁管后的吹扫位置, 同时阀门打开, 喷头按要求的吹扫角度旋转。喷头旋转完规定的圈数后, 吹扫介质的供给被切断, 同时喷头缩回到在墙箱中的初始位置。喷头的前后和旋转运动是通过螺旋管实现的。
1.3 高温再热器吹灰器简介
高温再热器上共布置有上海克莱德公司制造的4台长伸缩式吹灰器, 型号为PS-LL, 电机功率为1.1 kW。长伸缩式吹灰器主要用于清洁高温再热器管屏。吹灰元件是1根吹灰管, 端部装有2个文丘里喷嘴, 吹灰器阀门通过固定的内管向吹灰管提供吹扫介质。吹灰管伸入炉内烟气通道, 2只喷嘴作螺旋运动, 到达前端位置后再退回到停用位置。由于锥形吹扫射流的延伸, 吹扫距离内的受热面得以清洁。
2 吹损情况介绍
2014年5号机组A修初期对锅炉受热面进行了全面防磨防爆检查, 结果显示吹灰器吹损是这次受热面受损减薄的主要原因, 飞灰磨损和化学腐蚀现象很少, 其中水冷壁和高温再热器吹损最为严重。
2.1 水冷壁吹损情况
水冷壁管规格为ф66.7 mm×8 mm, 判废标准为壁厚s≤5.6 mm, 检查发现每个短吹周围都有不同程度的吹损, 单侧吹损、双侧吹损、局部吹损现象都存在, 个别喷头端部已被烧损产生裂缝。防磨防爆检查报告显示:仅因吹灰器吹损就需更换管段77根, 其中管壁最薄处为3.8 mm, 不及原壁厚的一半。其余管段虽然没有超标, 但有明显被吹损而形成的平面, 如果不采取有效措施, 很有可能发展为水冷壁泄漏事故。
2.2 高温再热器吹损情况
高温再热器规格为准57 mm×4.5 mm, 判废标准为壁厚s≤3.4 mm, 防磨防爆检查报告显示:因吹灰器吹损需更换管段133根, 测量最薄处为2.3 mm, 如果不是检修停机, 很有可能在锅炉运行过程中出现高温再热器泄漏事故。由于高温再热器高温腐蚀严重, 再加上吹灰器吹损减薄的因素, 导致本来管壁就很薄的高温再热器有很大的安全隐患。
3 原因分析
吹灰器运行过程中, 高速喷射的蒸汽流是直接与受热面接触的, 必然对受热面管道有一定的机械冲刷。尤其是在蒸汽压力过高、蒸汽含水、吹灰器安装不当、吹灰器运行过于频繁的情况下, 受热面吹损会加倍[1]。
3.1 吹灰器安装调试不合格
吹灰器安装不合格主要表现在炉膛吹灰器与水冷壁的垂直度偏差过大, 夹角小的一侧的水冷壁管吹损很快而另一侧几乎吹不到, 这在防磨防爆检查中尤其明显。
另一方面就是吹灰器调试的问题。为保护吹灰器喷头不被炉膛内高温烟气烧损, 吹灰器在投运结束后都缩回至套管中, 当下次投运时喷头会向前运动至吹扫位置后再进行吹扫, 如果吹扫位置设置得离受热面距离过小, 也会造成该吹灰器周围水冷壁吹损严重。吹灰器的起吹角度必须为0°, 这样在吹灰器起吹后蒸汽射流刚好与受热面管道方向平行, 起吹开始时不会对水冷壁管排造成吹损。如果角度设置有偏差, 每次都会在同一个方向上对着受热面管道起吹, 造成局部被吹损严重, 直至爆管。
3.2 吹灰器运行方式不当
运行值班人员为控制排烟温度, 提升排烟经济参数, 频繁投运吹灰器。每日投运3次左右, 对受热面管子吹损很快。
吹灰器运行故障不能退出时未能及时发现处理, 吹扫蒸汽定点、定向对受热面局部长时间吹扫, 严重吹损受热面管子。
3.3 吹扫蒸汽含水
高速的水滴射流动量很大, 造成受热面吹损严重。同时水滴喷射在高温受热面上会造成高温管道产生热应力, 缩短管道使用寿命。引起蒸汽带水主要有两个原因: (1) 吹灰器管道安装时未留出倾斜坡度或坡度不足, 造成冷凝水残存在管道内部; (2) 疏水时间过短, 造成管道过热度过低且未将积水全部排出。
3.4 其他原因
防磨防爆检查过程中发现, 高温再热器的吹灰器通道防护瓦普遍存在变形、烧损、下沉、脱落, 根本起不到防止高温再热器被吹损的作用;由于高温再热器介质温度达到540 ℃, 外部烟气温度为1 000 ℃左右, 受热面管排在复杂的温度场及热应力作用下变形移位, 使得局部管排距吹灰枪太近。以上也是造成受热面吹损的原因。
4 控制措施
5#炉A修期间, 与上海克莱德公司厂家人员一起进入炉膛对水冷壁吹灰器进行了检查, 更换了烧损喷头, 根据水冷壁吹损情况适当增大吹扫位置与水冷壁距离, 其中最大距离为55 mm, 将吹灰器起吹角度统一调整为0°, 并用直角尺对水冷壁吹灰器的垂直度进行测量调整。检查与吹灰器连接的汽源管水平段管道是否倾斜布置, 且越靠近主气源管道其水平段位置越应低一些, 保证各管路疏水畅通, 无死角, 尤其要注意水平管子及水平膨胀节的疏水斜度不应小于3°, 对小于3°的管道进行改造。对烧损、下沉、变形的防护瓦全部更换且点焊牢固, 防止其再次下沉。如果存在防护瓦设计长度不够的, 应进行加长。在不影响吹灰效果的前提下, 适当降低吹灰压力, 将吹灰器提升阀的调节压力进行重新设定:炉膛短吹为0.8~1.0 MPa, 长吹为1.2 MPa。
采用超音速电弧喷涂技术对水冷壁短吹周围的管排进行喷涂, 电弧喷涂是利用2根连续送进的金属丝作为自耗电极, 在其端部产生电弧作为热源, 用压缩空气将融化了的金属丝雾化[2], 并以高速喷射到水冷壁表面, 增加水冷壁的防磨强度来抵抗高速蒸汽射流对水冷壁的机械吹扫。根据吹灰器吹灰范围确定喷涂范围, 以每个吹灰器喷口中心上、下、左、右各750 mm为喷涂范围。
吹灰过程中如吹灰器发生故障报警, 令巡检就地核查吹灰器状态, 消除缺陷后点击吹灰器“故障复位”功能块;当遇到吹灰器在炉内卡涩时, 维护人员必须在最短时间内将吹灰器退到停运位置。
设备部应与运行值班人员积极沟通, 如果煤质灰熔点较高、炉膛结焦不严重的情况下, 可减少吹灰次数。且应总结易结焦位置, 重点对此部位吹扫, 而不是盲目投运所有吹灰器。
5 结语
检修期间对吹灰器进行全面检修调整、采用超音速电弧喷涂技术对水冷壁吹灰器周围进行喷涂、优化吹灰器运行方式等各种有效控制措施实施后, 有效降低了吹灰器对受热面的吹损, 排除了锅炉在运行中出现四管泄漏的隐患, 切实提高了发电企业的经济效益。
参考文献
[1]刘微.340 MW锅炉蒸汽吹灰器吹损受热面的原因分析与对策[J].江西电力, 2014 (3) :82-84.