亚临界锅炉范文（精选10篇）

亚临界锅炉 第1篇

关键词：锅炉,水位,调节

1概述

维持锅炉汽包水位是保证锅炉和汽机安全运行一个重要条件。当锅炉汽包水位过高时,汽水分离器工作状况恶化,将会引起汽温下降及蒸汽带水等现象,严重的情况下将导致汽轮机组发生水冲击事故。当汽包水位过低,则会影响锅炉正常的自然汽水循环,某些受热面可能会缺水而引发过热爆管事故。特别是300MW机组的汽包锅炉,蒸发量大但相对水容积小,那么微小的汽水质量平衡被打破都可能导致汽包水位的剧烈波动。因此,容量越大的汽包锅炉,对水位调整的要求就越高,也是运行人员正常监视的重要参数。

2影响汽包水位变化的主要因素

2.1负荷变化对水位的影响。当机组负荷突然增大时,将会引起主蒸汽压力的迅速降低,此时饱和温度也会降低,锅炉依靠蓄热释放热量去产生更多的蒸汽,引起汽包中的水汽化沸腾,使锅炉的水位急剧升高。当然这个水位升高仅仅是暂时的,因为负荷增大后蒸汽量增大,最终蒸汽量大于给水量,因此汽包水位先升高后降低。反之,当负荷突然降低时,汽包水位的变化过程是相反的。

2.2燃烧工况对水位的影响。根据虚假水位的原理,在燃烧突然加剧时,水位也会突然升高。而燃料量的突然减少,汽包水位会反方向的发生变化。

2.3给水压力。给水压力的高低即给水压力与汽包压力差决定了给水流量,当给水流量发生变化时,与锅炉的蒸发量不再匹配,势必也会引起锅炉水位的变化。

2.4汽包的相对水容积。锅炉汽包的容积越大,汽包内正常水位情况下储水量就越多,水位变化速度就越慢。由于300MW机组相对水容积大大减少,水位变化速度很大。锅炉负荷越高,即产汽量越大,水位变化速度也越大。

3给水自动调节装置

锅炉给水自动调节装置目前广泛采用三冲量调节系统。三冲量即为汽包水位、蒸汽流量、给水流量三个信号,其中汽包水位是主信号,给水量是反馈信号,蒸汽量是前馈信号。在给水自动投入时,当蒸汽量增加,调节器立即动作,相应增大给水量,能有效克服或减小虚假水位所引起的调节器误动作。当水位变化或蒸汽量变化引起调节器动作时,给水流量信号是调节器的反馈信号;然而当给水流量自发变化时(如给水压力波动),调节器也能立即动作调节机构,使给水量迅速恢复到原来的数值,从而使汽包水位基本不变,从这个意义上讲,给水流量还起着前馈作用,所以给水信号在三冲量给水调节系统中既具有反馈信号作用,同时对给水流量的扰动来说,又具有前馈信号的作用。因此,在给水手动的情况下,在监视汽包水位主信号的同时,还应监视调节蒸汽流量、给水流量之间数值的平衡,不应偏差过大。

4水位的监视和调节

4.1充分理解影响汽包水位的因素。只有充分理解了影响汽包水位的因素,才能正确认识汽包水位波动的机理,根据相应情况作出相应的调整。

4.2认识水位调整重要性。在开、停机、事故处理和并、退泵时必须专人控制调整汽包水位,在操作中认真监视水位,相互提醒。给水系统相关设备、自动调节、水位计、水位信号等出现问题应立即联系检修处理。

4.3了解给水系统设备性能、调节特点。我公司每台机组的给水系统配一台100%额定容量汽动给水泵和两台50%额定容量的电动给水泵,正常运行中汽泵运行,电泵投备用。给水操作台设有DN300主给水管路、DN125给水旁路和DN50上水与水压试验管路,正常运行使用DN300管路。锅炉负荷<30%时给水为单冲量自动调节,用调门控制给水(注意:低负荷时不可同时投入给水泵和调门自动控制);负荷>30%时,给水自动切为三冲量自动调节,用给水泵转速控制给水量。汽动给水泵调节速度低于电泵调节速度。

4.4正确认识虚假水位。运行中对虚假水位要有思想准备。如果负荷突然增加时,首先增加风量和燃料量,强化燃烧恢复汽压,然后再加大给水,以满足蒸发量的要求。但如果虚假水位很严重,不加以限制可能会造成满水事故时,则应适当减少给水量,同时强化燃烧,恢复汽压,在水位停止上升时,再加大给水量,恢复正常水位。调节过程中注意蒸汽量、给水量的平衡。

4.5开、停机过程中的水位控制

4.5.1在开、停机过程中应用调整燃烧率来控制汽压上升或下降速度,应尽力维持燃烧稳定,增投或减少油枪、给粉机应缓慢,维持合适的汽压上升或下降速度,保证水位控制稳定。(开机过程还可以用向空排气、旁路系统作为辅助手段来控制汽压上升速度)。

4.5.2目前在开机过程中大都采用电泵启动的方式。当电泵流量低于150t/h,不论再循环是否在自动,将自动开启再循环,当流量继续下降至120t/h,若再循环在5s内开度小于5%,则给水泵跳闸;当给水量大于200t/h时,再循环阀自动关小至全关闭。调整过程中始终注意给水量与蒸汽流量之间的平衡。

4.5.3切换给水管路时应注意给水流量波动不要太大。当需要由旁路切为主路运行时,可先适当关小旁路调节门,减少部分给水量,再开启主路电动门,关闭旁路电动门,同时注意给水压力变化,调整泵的转速维持给水压力;由主路切旁路运行时,应先开启旁路电动门、调节门,使给水量略高于蒸汽流量,再关闭主给水电动门。切换过程中应仔细,防止给水流量中断和给水压力不稳;还应考虑给水压力对减温水量的影响,防止减温水中断。

4.5.4并泵时负荷不要太低,一般最好不低于150MW,并泵操作前应维持汽包压力、锅炉负荷稳定,并泵操作应缓慢小心,严格按照并泵操作的规定执行,未达到并泵条件不得轻易并泵,防止给水压力大幅波动引起给水量波动。

4.6事故处理过程中水位控制

事故处理过程中应严密监视汽包水位,给水自动调节失灵时应解为手动调节,调整幅度不应过大,始终注意主蒸汽流量与给水流量之间的平衡关系,根据负荷情况及时进行泵切换,让电泵参与调节。在RB动作的情况下,处理的总原则是在满足燃烧稳定的情况下,尽快减少燃料,降低汽包压力,根据主汽压力降低负荷,而不是率先快减负荷,避免汽包压力过高,进水困难。降低负荷过程中只要汽泵能正常运行,不推荐采用调节转速来改变给水量,尽量采用再循环调门来控制给水量最快也最直接。

结束语

上述关于汽包水位的经验是根据日常运行经验总结得出,在发生异常的情况下要正确应对汽包水位的大幅波动,为机组安全稳定运行奠定坚实的基础。

参考文献

[1]320MW机组主机运行规程.大唐洛阳热电有限责任公司,2009.

亚临界锅炉 第2篇

摘 要：根据现今全球超超临界机组中百万千瓦级的动态发展情况，分析已有的机组参数。超超临界锅炉用耐高温材料与其参数是紧密联系在一起的，研究并开发应用超超临界锅炉的高效性能、方便加工和经济性新型材料，是未来发展的主要方向。

关键词：超超临界锅炉；高温材料；选择及应用

在国民经济稳定持续增长的大背景中，人们不断的增加电力需求和国家实施节能减排的政策，建设容量大、效率快、参数高及节能好的机组是我国电力的发展趋势。提高锅炉的蒸汽压力、温度以及其他参数都能有效提高发电厂的发电效率，其中温度的影响效果最明显。现今国际上超超临界机组的参数为初压力24.1-31MPa，其主蒸汽/再热蒸汽的温度是580℃-600℃/580℃-610℃，用USC作表示。而其使用金属材料的耐高压、耐高温与焊接问题是如何提高蒸汽参数这个问题中所存在的首要技术难题。高温材料的选择

开发具有更好耐高温性的耐热钢是发展高效超超临界火力发电机组的关键技术，让他们适用在更高的温度范围。现今全球在管道及锅炉的用钢发展可大致分为两方向：

（1）发展铁素体耐热钢，马氏体、贝氏体及珠光体耐热钢都被统称作铁素体耐热钢；

（2）发展奥氏体耐热钢。全球先进国家所研制推广以及普通采用新的耐热钢种有三大类：a.新型细晶强韧化铁素体耐热钢；b.新型细晶奥氏体耐热钢；c.高铬镍奥氏体钢。高温材料的应用

在过热器以及再热器的用钢方面，不仅需要满足蠕变的强度，还必须满足蒸汽侧抗氧化的性能以及向火侧抗腐蚀与冲刷的性能。所有的铁素体钢几乎不能用在蒸汽温度高于565℃的过热器或者再热器中，这里使用奥氏体钢在需要耐高温的部件上。这里对几种高温材料进行详细描述。

2.1 T91/P91

T91具有良好的力学性能，其结构及性能具有较好的稳定性，焊接与工艺性能优良，具备较高的持久与抗氧化性。和TP304H作对比，T91的导热系数相对较高、热膨胀系数相对更低、持久强度中的等强温度相对较好以及等应力温度相对更高，并分别到达625℃及607℃。T91和T9钢作对比，T91的持久强度是600℃，是T9钢的三倍，同时还继承了T9钢优秀的抗高温腐蚀性能。

T91使用的最高温度是650℃，最佳温度是585℃-625℃，该钢经常使用在制造不超过650℃壁温的过热器、再热器以及屏式过热器等的重要组成部分，也可以代替亚临界锅炉中过热器与再热器的TP304H以及TP347H，也能使用在压力容器与核电的高温受压部件中。P91通常使用在制造不超过600℃壁温的过热器、再热器集箱以及主蒸汽管道中，它应用在超临界机组中的优越性十分显明。

2.2 T92/P92

T92/P92是新型9%Cr马氏体热强钢，比奥氏体的热膨胀系数与导热系数更加优异。T92具有优良的强韧性、焊接与加工性能；抗蒸汽的氧化性能基本与T91相同；通过焊接试验，证明了T92的抗裂性较好，止裂在预热温度100℃；650℃的持续强度满足多种要求。和T122作对比，T92在性能方面略占优势，但价格却相对高昂。高W含量可能会因为长期运行发生蠕变脆化，将P92使用在厚壁部件的时候，会有IV型裂纹的趋向，因此，这些都需要更多的时间来进行评估。

因为T92/P92的性能优良，能代替TP304H与TP347H在电站锅炉的过热器以及再热器中的应用，能通过改善其运行的性能从而减少甚至避免异种钢接头，其实际意义非常重大。如果使用在亚临界锅炉中，可代替T91与TP347H厚壁管。P92通常使用在苛刻的蒸汽条件下，主要使用在集箱与蒸汽管道上。P92是已有的锅炉最高温度区以及超临界压力锅炉管子的使用钢，该钢势必会广泛应用在主蒸汽和再热蒸汽管道上。

2.3 Super304H

因为氮所具备的固溶强化作用，所以Super304H比18Cr-8Ni型不锈钢的强度水平高，而且其塑性和TP347H相差无几；十万小时的650℃持久强度的外推数值为128MPa。Super304H具有良好的焊接性，结构稳定性好，并且抗蒸汽的氧化性和抗高温的腐蚀性能良好。在650℃的高温中该钢许用应力高于TP304H的90%，高于TP347H的48%，高于TP347HFG的21%，并且略微高于HR3C的5%。仅从抗氧化性或者抗腐蚀性来看，Super304H和TP347HFG相近，但其综合性价比略微占有优势。

Super304H℃使用的最高温度是700℃，通常使用在超超临界机组锅炉中的过热器与再热器上。因为其性能优异，不管是从其可靠性以及经济性来看，它都属于以后超超临界机组锅炉中的过热器与再热器非常重要的首选材料。

2.4 HR3C

HR3C是结合TP310H以及TP310Cb的特征并加以改善的25Cr-20Ni型的奥氏体耐热钢，它的公称成分是0.1C-25Cr-20Ni-Nb-N。因为在HR3C中加进了许多的Cr，Ni以及相对较多的Nb以及N，它的抗张强度比常规不锈钢18Cr-8Ni高，它的许用应力与持久强度也比TP310以及常规不锈钢18Cr-8Ni高，抗高温的腐蚀性能也明显比18Cr-8Ni和19Cr-11Ni优异，而且其抗蒸汽的氧化性能也非常的优秀，炸接的接头也同样满足规范要求。

在临界压力参数的条件下，HR3C通常使用在制造循环流和大型发电锅炉温度不超700℃的过热器、再热器、屏式过热器和各种耐高压，耐高温或者抗硫、抗氯等环境腐蚀的管件。结束语

超超临界机组发电是一个有前途的清洁煤发电技术，因为超超临界的蒸汽参数条件，使机组中一些关键部件性能具有更高的要求，合理的进行选材确保机组的安全性与可靠性。新钢种还处在应用的起步阶段，需要不断的进行探究和归纳其在运用中显现的问题，从而推动其稳定发展以及运行。

参考文献

亚临界锅炉 第3篇

【关键词】600MW机组；给水系统配置；给水泵；小凝汽器

1.引言

在600WM亚临界机组的工艺流程当中，给水系统具有十分重要的地位与作用，是其中一项关键的环节，作为电厂重要辅助设备的给水泵，它的投资占有较大的比重，在关注给水泵运行可靠性的同时，还应该对其经济性进行一定程度的考虑。基于这一考虑，应当做好给水系统优化、泵组选型以及系统布置工作，因为这不仅仅会对其自身的安全性以及经济性造成一定的影响，同时又会影响到整个工程的投资与安全运行。本文针对具体方案，对600MW亚临界锅炉的给水控制系统进行研究与分析。

2.亚临界锅炉的给水系统要求

在《火力发电厂设计技术规程》中，有如下明确规定：对于300MW机组的运行给水泵，有两种配置方案较为适宜，其一，配置一台容量为最大给水量100%的汽动给水泵；其二，配置两台汽动给水泵，要求给水泵容量为最大给水量的50%。而对于600MW及其以上容量的机组来说，其给水系统的配置应当为2台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵。

除此之外，当设置选择不同的配置方案时，还有其他一些要求，具体见表1所示：

表1 给水系统要求

机组容量具体要求

300MW机组运行给水泵为1台100%容量的汽给水泵时宜设置1台容量为最大给水量50%的调速电动给水泵作为启动和备用给水泵

运行给水泵为2台50%容量的汽动给水泵时设置1台容量为最大给水量 25%～35%的调速电动给水泵作为启动与备用给水泵，也可以采用定速电动给水泵并加设大压差节流阀

600MW机组宜设置1台容量为最大给水量25%～35%的调速电动给水泵作为启动和备用给水泵

3.600MW亚临界锅炉的给水控制系统优化方案

3.1方案一

某发电厂拟建2台600 MW亚临界燃煤机组及相关配套设施，优化方案如下：

①采用单元制对高压给水系统进行有效配置，具体为2台50%容量的汽动泵，其主要功能是用机组的起动以及正常运行，需要注意的是，在汽动泵中，并不进行关于凝汽器的设置，令排气进入到主机的凝汽器中，同时，给水系统中还需要另外设施一台15%容量的事故电动给水泵。

②优化选择锅炉给水泵汽轮机，经过研究与讨论，决定选择双汽源内切换式，当机组的负荷超过40%时，由4级抽汽作为给水泵汽轮机的汽源，抽汽供到给水泵汽轮机的低压进汽接口。当系统处于低负荷运行状态时，汽源进行一定程度的切换，切换至再热蒸汽。一般情况下，当接近于机组40%负荷时，就应该对高压控制阀以及低压控制阀进行一定程度的调整，通过有效的调整来实现平滑切换的目的。

③对于汽轮机来说，它的启动一共分为四种工况，分别为冷态启动、温态启动、热态启动、极热态启动，在机组正式启动之前，无论何种工况都需要建立真空。在本工程之中，一共安装有3台50%容量的机械水环式真空泵，在启动的过程之中，任何一种工况都可以投入运行，这样一来，就可以对建立真空的及时性进行有效的保障。当真空建立完成之后，通过辅助母管蒸汽对小汽机进行驱动，其排汽排到主机凝汽器内， 小汽机带动给水泵，这样一来，给水系统就可以对锅炉给水进行有效供给。

3.2方案二

方案二与方案一有诸多相似之处，前者是建立在后者的原始条件之上的。控制主机情况与单元制给水系统不变，驱动2台50%容量给水泵的小汽轮机均配置独立的凝汽器，不另设电动给水泵。

与方案一相比，方案二具有如下特点：给水汽轮机具备一套较为完整的系统，同时，还存在着诸多系统与之相配套，主要有独立的凝结水系统、抽真空系统、循环水系统等，在这种情况之下，它能够摆脱主机运行条件的限制而进行独立的运行。

给水泵汽轮机凝结水系统共设2台100%容量立式定速凝结水泵，每台小汽机对应 1台凝结水泵，不设备用。当机组处于正常运行状态时，小汽机凝结水向主凝汽器中流入，当流至主凝汽器后，在经过低压加热器进入到除氧器当中去。而当主汽轮机起动前及主机事故快速停机时， 小汽机凝结水通过小汽机凝结水泵直接进入除氧器。

4.结束语

本文主要针对600MW亚临界锅炉的给水控制系統之研究应用进行探讨与分析。首先对亚临界锅炉的给水系统要求进行了一定程度的介绍，然后在此基础之上重点分析了600MW亚临界锅炉的给水控制系统优化方案。希望我们的研究能够给读者提供参考并带来帮助。

参考文献

[1]赵丹，沈洵，张亚鹏.电厂给水系统部分辅助子系统优化分析[J].能源研究与管理，2012（04）

[2]程超峰，丁家峰，姚秀平，方宁.600MW火电机组给水泵驱动方式的经济性评价与比较研究[J].华东电力，2009（10）

[3]蔡宝玲，王哲，魏湘，刘孝国，周东阳，王承文，刘爱君.超临界600MW机组仿真系统动态数学模型的开发及其分析[J].热力发电，2006（02）

作者简介

陈祖峰（1982-），男，浙江宁波人，助理工程师，研究方向：发电厂集控运行

李文建（1983-），男，湖北随州人，助理工程师，研究方向：发电厂集控运行

亚临界锅炉汽包水位计偏差大探析 第4篇

基于汽包水位测量原理进行误差分析, 比对现有汽包炉水位计特性, 进行有针对性的调整和改造, 在很大程度上可以减少汽包水位计的偏差, 提高汽包水位测量的准确度, 减少因水位计测量不准、偏差大而引起的安全事故, 对于提高涉网机组的安全性有较大的现实意义。

1 联通管式汽包水位计误差分析

联通管式水位计是利用水位计中的水柱与汽包中的水柱在联通管处有相等的静压力, 从而可以用水位计中的水柱高度来间接反映汽包中的水位, 因此, 也称为重力式水位计, 其水位称为重力水位, 多采用于汽包炉就地云母水位计, 如图1所示。

联通管式水位计的显示水柱高度H′可按下式计算:

式中, H为汽包实际水位高度;H′为水位计的显示值;ρs为汽包内饱和蒸汽密度;ρw为汽包内饱和水密度;ρa为水位计测量管内水柱的平均密度。

由于水位计管内的水柱温度总是低于汽包内饱和水的温度, 因此, ρa总是大于ρw, 水位计中的显示值总是低于汽包内实际水位高度, 它的示值偏差:

由式 (2) 可以看出, 水位测量偏差与水位计管内水柱温度、汽包工作压力以及汽包内的实际水位等多种因素有关。

(1) 汽包压力的影响, 随着汽包压力的增加, 相应饱和温度升高, 冷却效应加剧, 水柱平均温度与饱和温度的差值增大。汽包压力在额定工况下、汽包水位处于正常水位时, 联通管式水位计的平均温度低于饱和温度的数值一般为:中压炉50~60℃, 高压炉60~70℃, 超高压及以上锅炉70~80℃以上。

(2) 汽包水位的影响, 高水位时, 由于水位计中水柱高度增加, 散热损失增加, 同时汽柱高度减少, 蒸汽凝结量减少, 因此, 水柱的平均温度较正常水位时低, 与饱和温度的差值增大;反之, 低水位时, 差值减少。据有资料介绍, 水位变化±50 mm时平均水温较正常水位时约有16~24℃的变化。

(3) 汽包压力的变动速度的影响, 由于水位计有热惯性, 所以水位计水侧平均温度变化滞后于汽包压力变化, 滞后于汽包内饱和水温的变化, 造成动态过程中产生偏差, 表现在锅炉启动升炉过程中, 水位计水侧平均温度竟低于饱和温度达120℃。

(4) 表体结构、环境温度、风向等因素会影响水位计散热条件, 从而影响到水位计的温度。

综上所述, 由于水位计管内水柱平均温度受诸多因素影响而变化, 致使水位测量产生较大的、且变化十分复杂的偏差。与饱和温度差愈大, 则偏差愈大, 水位计显示值愈低于实际水位值。基于联通管式原理的汽包水位计显示的水柱值不仅低于锅炉汽包内的实际水位, 而且受汽包内的压力、水位、压力变化速率以及水位计环境条件等诸多因素影响, 水位计显示值和汽包内实际水位间不是一个确定的、一一对应的关系。因此, 即使我们按额定工况将水位计下移而使汽包正常水位时, 水位计恰好在零水位附近, 但是当工况变化时, 仍将产生不可忽略的偏差。曾经在相当长时间内, 锅炉运行时要求不管在什么情况下, 都要求以上述联通管式就地云母水位计作为基准仪表, 实际上是一个很大的误区。

2 差压式汽包水位计误差分析

差压式水位计是通过把水位高度的变化转换成差压的变化来测量水位的, 因此, 其测量仪表就是差压计。差压式水位计准确测量汽包水位的关键是水位与差压之间的准确转换, 这种转换是通过平衡容器形成参比水柱来实现的。目前, 国内外最常用的是通过单室平衡容器下的参比水柱形成差压来测量汽包水位, 如图2所示。

正负压管输出的压差值△P按下式计算:

或改写成:

式中, ρa为参比水柱 (P+侧水柱) 的密度;ρw为汽包内饱和水密度;ρs为汽包内饱和蒸汽密度;H为汽包内实际水位。

根据式 (3) 和式 (4) 以及图2可以看出, 汽包水位与差压之间不是一个单变量函数关系, 更不是一个线性函数关系;饱和水密度和饱和蒸汽密度的变化将影响测量结果, 而饱和水密度和饱和蒸汽密度与汽包压力有如图4所示的函数关系。因此, 汽包压力的变化将影响差压水位计的测量结果。此外, 参比水柱温度变化同样也会影响差压水位计的测量结果。

图3表示了汽包压力和密度差的关系。

以L=600 mm为例, 计算表明:

(1) 压力愈低, 差压信号的相对误差愈大。以工作压力P=17 MPa为基准, 并假定ρa为40℃时的密度值, 汽包水位在H=300 mm处, 则当工作压力P=11 MPa时, 误差为-4.1%;当P=5 MPa时, 误差为-9.17%;当P=3 MPa时, 误差达到-12.4%。

(2) 根据某电厂正常条件下的计算, 参比水柱平均温度对水位测量的影响如下表1所示。

从表1可知, 如果参比水柱的设定温度值为40℃, 当其达到80℃时, 其水位测量附加正误差33.2 mm;当参比水柱温度达到130℃时, 其水位测量附加正误差高达108 mm。

汽包内水欠饱和对水位测量也会产生较大的影响, 通过理论分析计算, 2 035 t/h锅炉20 MPa压力, 欠饱和5℃, 在零水位时影响水位40 mm左右。而欠饱和1℃时, 影响水的密度为9.64 kg/cm3, 影响汽包水位正误差9 mm左右, 欠饱和水产生的测量误差和参比水柱产生的测量误差是一致的, 是叠加的, 且水位越高误差越大, 由此可见汽包内水欠饱和对水位测量的影响也是不可忽略的。

3 改造方案

(1) 采用DNZ内装平衡容器方式引入差压测量回路, 改进差压式水位计, 减小偏差。

参照图4, DNZ内装平衡容器将单室平衡容器置于汽包内部, 汽包运行过程中, 饱和蒸汽进入冷凝罐中冷凝成饱和水回流到汽包内部的平衡罐中, 参比水柱形成的静压通过正压取样管引到差压变送器正端, 汽包内的水通过水侧取样管引到差压变送器的负端。其参比水柱永远处于饱和温度环境下, 克服了传统单室平衡容器的参比水柱水温变化造成的测量附加误差, 影响测量的准确性。

由于平衡罐处于汽包内部, 其内部水温为汽包内饱和水温度, 其密度为饱和水密度, 这样在进行补偿计算时就有相对稳定的参数, 可以准确计算出水位。且汽包的汽侧取样管上焊接有冷凝罐, 可以及时向平衡罐中补充冷凝后的饱和水, 可以保证内装平衡容器及时的投入汽包水位。

(2) 改进联通管式就地云母水位计, 采用低偏差云母水位计设计, 减小测量误差。

低偏差云母水位计利用汽包内部的饱和蒸汽经汽侧取样管进入伴热管, 从而给水位计表体进行加热, 阻止了水位计内的饱和水向外传热, 同时, 利用水位计上方的冷凝罐冷凝后的饱和水, 给云母双色水位计内的水进行置换, 加速了内部水的循环。使其水位计内的水接近饱和水温度。从而消除了水位计测量管内水柱密度对水位测量造成的偏差, 使双色水位计在任何工况下都能准确显示汽包内部的真实水位。达到准确测量的目的, 同时, 在饱和水置换的过程中, 加速了表计内的水循环, 且置换的新水为饱和蒸汽冷凝后的饱和水, 含盐量低, 减少了云母片结垢, 延长了排污周期, 降低了维护费用。

4 成功案例

台山电厂#1机组于2003年投产, 锅炉为上海锅炉厂生产600MW亚临界、一次中间再热控制循环汽包炉, 额定蒸汽流量2 026 t/h, 原有的汽包水位测量通过在汽包两侧各安装3台单室平衡容器差压水位计和1台云母水位计实现, 由于原差压水位计单室平衡容器引出管内水温陡度的存在和环境温度变化的不确定性, 参比水柱温度受平衡容器导热影响, 参比水柱平均温度高于补偿温度 (60℃) , 从而造成实际水位比汽包内水位高的误差, 若未采取技术措施其示值将远高于其他水位计, 而其各测点间存在较大偏差, 偏差最大时达150 mm以上, 不能准确反映汽包水位。云母水位计由于测量筒内的水温要远低于汽包内的饱和水温度, 缺少温度补偿, 其密度高于饱和水的密度, 水位低于汽包内的实际水位, 即使做位置修正, 在高压工况下还会出现更大的水位误差, 而且就地水位计使用的是天然云母, 云母窗易结垢, 不能清晰观察水位, 需要运行人员定期冲洗水位计, 在定期工作、正常运行中多次发生云母片损坏蒸汽泄漏现象。

2009年, 通过数据统计和理论分析, 下半年利用检修机会对汽包水位测量装置进行了改造。将原单室平衡容器差压水位计更换为3台DNZ内装平衡容器, 1台低偏差云母水位计。改造后实际指标均满足要求, 各表计间显示偏差均小于30 mm。

5 结语

亚临界汽包炉, 汽包水位测量的准确性是汽包水位自动控制的基础, 是运行值班员分析判断锅炉运行工况的重要依据, 关系到机组的经济性和安全性, 对已投入商业运行的机组, 通过改进和完善汽包水位计, 缩小偏差提高准确度, 可以切实有效的提高机组运行安全系数。

摘要：基于汽包水位测量原理进行误差分析, 比对现有汽包炉水位计特性, 进行有针对性的调整和改造, 在很大程度上可以减少汽包水位计的偏差, 提高汽包水位测量的准确度, 减少因水位计测量不准、偏差大而引起的安全事故, 对于提高涉网机组的安全性有较大的现实意义。

亚临界锅炉 第5篇

关键词 高良姜 ；挥发油 ；二苯基庚烷类 ；亚临界萃取

中图分类号 S632.5

Abstract The active substances from Alpinia officinarum Hance. were extracted by subcritical fluid extraction（SFE）. The volatile oil and active substances （diarylheptanoid） were obtained from the crude extracts by molecular distillation technology. The qualities of extracts were controlled by GC-MS and LC-MS. And the results were showed that the volatile oil extracted by SFE （1.513%） were higher than steam distillation （SD）（0.802%）. Among them， 1，8-cineole，the index composition was extracted by SFE（0.1706%） about equal to the SD（0.1725%）， higher than 0.15% of the Pharmacopoeia. And the diarylheptanoid which was extracted by SFE was about 4 times of the conventional process. The extraction efficiency of the technology was high. And the energy consumption was low. Meanwhile the development prospect was broad.

Key words Alpinia officinarum Hance. ； volatile oil ； diarylheptanoid ； subcritical fluid extraction

高良姜別名高凉姜、良姜、蛮姜和佛手根等，为姜科山姜属多年生草本植物高良姜（Alpinia officinarum Hance）的根茎。其药用历史悠久，历代本草均有记载，始载于《名医别录》，列为中品；历版《中国药典》均有收载，为“十大广药”之一[1]。现代药理学等研究表明：高良姜有镇痛、抗菌、抗炎、抗肿瘤、抗腹泻等功效，其主要有效成分为黄酮类及挥发油成分[2]。

高良姜含挥发油0.5 %-1.5 %，挥发油中主要成分为1，8-桉叶素、法尼烯、松油醇、蒎烯、荜澄茄烯等，作为辛温类药材，挥发油是判断其质量优劣的指标之一[3]。挥发油同时也是高良姜的主要活性成分之一，具有镇痛止呕双重药理作用。其应用范围广泛，除药用外，还常作为香料添加至香水、化妆品、洗漱品等日化用品中[4-5]。目前，高良姜精油的获得方法常采用传统水蒸气蒸馏法、压榨法和有机溶剂萃取法等。虽然水蒸气蒸馏法是挥发油类成分提取的传统方法，以往的高良姜挥发油研究主要采用该提取方法。然而该方法加热时间长，温度高，与水共煮或水上蒸馏都无法避免某些热敏性成分热分解与易水解成分水解的问题；压榨法得油率极低，极易混进杂质，除杂成本高；有机溶剂萃取法易残留有毒有机溶剂，萃取废液易污染环境[6]。由于中国国内缺乏高良姜精油制备等精深加工技术，因此仅能以原药材出口，严重影响和制约高良姜产业的发展。

高良姜中除挥发油外，还含黄酮类高良姜素、山柰素、山柰酚、槲皮素和异鼠李素等，以及具抗癌活性的二苯基庚烷类等活性成分。近年来的研究发现，高良姜中的二苯基庚烷类物质具有较强的镇痛、抗炎、抗菌、抗癌和抗氧化等作用，使之成为研究的热点[7-8]。二苯基庚烷类物质是一类具有1，7-二取代芳基并以庚烷骨架为母体结构的物质，该类化合物主要存在于姜科的山姜属、姜黄属和姜属植物的根茎、果实、种子和花蕊中。二苯基庚烷类物质因为庚烷的5位与6位容易被羟基取代，也可以双键形式存在，对温度较敏感。目前国内外研究尚提留在成分分析和活性验证上，尚无高效提取的相关内容[9-11]。

亚临界萃取技术是以亚临界状态的流体为溶媒，低温低压状态下从天然产物中提取目标组分的一种新技术，具有效率高，活性成分不易破坏，无杂质，无溶剂残留，环保，成本低，易开展工业化生产等优点[12-13]。本技术采用具有自主知识产权的提取纯化和品质控制工艺，最大程度浓缩其中有效成分，并通过对原料、工艺的精确控制使批次间差异最小化，保证产品质量的稳定，该技术制得产品活性物质纯度高、香味浓郁。

精制技术采用分子蒸馏技术。分子蒸馏是一种在高真空下操作的蒸馏方法，这时蒸气分子的平均自由程大于蒸发表面与冷凝表面之间的距离，从而可利用料液中各组分蒸发速率的差异，对液体混合物进行分离。

1 材料与设备

高良姜原材料，由广东丰硒良姜有限公司（湛江徐闻）从徐闻原产地收集采购，经除杂、洗净、干燥、粉碎后备用。

nlc202309091128

亞临界流体萃取设备（河南省亚临界生物技术有限公司），SHIMADZU QP2010-Plus气相色谱-质谱联用仪（日本岛津公司），5600+ Triple TOF MS超高压液相串联高分辨飞行时间质谱（美国AB Sciex公司）。

2 工艺流程

高良姜洗净后进行初次干燥至水份含量30 %，粉碎至60目，进行2次干燥至水份含量低于10 %，装入200目网袋中，投入萃取釜。循环萃取3次，得粗提物。粗提物经精制后得精油和活性物质。见图1。

3 操作要点

3.1 原料预处理

分级后的新鲜高良姜，洗净刨去根皮，切片。

3.2 初次干燥

将经过步骤3.1处理的高良姜在50 ℃热风干燥至水份含量约30 %，粉碎至60目，得高良姜初粉。

3.3 再次干燥

将3.2初次干燥的高良姜粉料在35 ℃热风干燥至水份含量≤10 %，得高良姜干粉。

3.4 投入物料

将3.3再次干燥的高良姜干粉装入200目的网状袋中，放入至亚临界萃取釜内，为使萃取充分，每次投料量约为1 kg。

3.5 亚临界萃取

用真空泵使亚临界的萃取釜和分离釜的压力达到亚临界状态，在温度45 ℃，压力0.8 MPa下向萃取釜中注入亚临界流体丁烷浸没样品，采用热水循环系统加热，逆流循环萃取3次，每次60 min。待亚临界流体回收干净后在分离釜中收集得高良姜粗提物。

3.6 粗提物精制

将3.5所得粗提物进行精制，使用分子蒸馏仪进行多次蒸馏分馏，最后收集清液为精油，红棕色部分为活性提取物。

4 产品质量标准

根据《2005版中国药典》一部中高良姜含量测定项下：精油检测规定，按干燥品计算，指标成分1，8-桉叶素（桉油精）不得少于0.15 %。

将精制后的精油与药典中的水蒸气提取工艺进行比较，所得结果见表1，由此可见，该工艺所提取的精油符合药典要求。

剩下的活性提取物经2次精制，经检测主要为二苯基庚烷类物质。以其中含量最高的二苯基庚烷A为指标，该工艺所得的二苯基庚烷A含量（10.5 mg/g）大约是常规工艺（常规甲醇提取方式，2.7 mg/g）的4倍。

5 问题与讨论

高良姜亚临界流体萃取技术可以同时进行精油和活性物质的提取，简化工序，减少能耗，在未来的高良姜深加工产业化应用中有广阔前景。通过实验与传统技术对比，该技术所得精油产率高，在药典规定值之上；所得二苯基庚烷类远高于常规工艺，所得产品均可作为中间产物进行下一步深加工。

与传统工艺相比，精制技术的发展决定了该粗提物质量高低。目前运用分子蒸馏技术，具有设备较昂贵，步骤较多的局限因素。因此，亟需更简化、效果更好的精制技术作为技术支撑。该关键技术研究与攻克是未来高良姜新型提取技术的发展方向。

参考文献

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亚临界锅炉 第6篇

T23钢是日本三菱重工和住友金属联合开发的锅炉用钢,它是在T22钢的基础上通过降低C含量,添加W(固溶强化),添加V、Nb、B(微合金化和弥散析出强化)而获得的低碳、多元复合、高强度、高韧性的贝氏体型耐热钢。珠海发电厂#1、#2锅炉是日本三菱重工生产的亚临界参数控制循环汽包锅炉,2000年投运,是国内最早使用T23管材的锅炉之一,主要分布在末级过热器和末级再热器。末级再热器近年经过改造后,用T23炉管全部替代。经过约10万小时的运行,末级过热器T23炉管机械性能普遍降低,甚至低于标准值,为此本文分析了T23炉管性能下降的原因。

1 T23钢的化学成分、显微组织和力学性能

T23钢的主要化学成分见表1,常温力学性能见表2。

2 取样管性能

末级过热器T23炉管取样选在末过下弯头出口段。由表3可知,2013年末级过热器T23取样管6根,5根管屈服强度不合格,只有#20-11管是抗拉强度和屈服强度均不合格。由表4可知,2015年末级过热器T23取样管4根,3根管抗拉强度和屈服强度不合格,只有#20-14管是屈服强度不合格。

所有取样管的金相组织均属于正常范围,老化等级在2.0~3.5。由图1和图2可知,取样管22-10和21-17金相是贝氏体+粒状碳化物,轻度球化2级。通过计算末级过热器下弯头炉后直段管壁当量温度(见表5)可知,末级过热器T23炉管运行当量温度基本在590℃左右。

3 分析与讨论

由以上分析可知,T23炉管性能下降的原因主要是运行温度过高。根据运行日常曲线可知,末级过热器T23炉管的运行温度基本在550~600℃。T23炉管在高温下运行,尤其是在550~600℃运行超过1万小时后,力学性能会普遍下降,特别是屈服强度下降较明显,下降幅度高达100MPa以上。

研究[2,3]表明,在高温下运行力学性能下降是T23钢的一个基本特性。在550、600℃时,T23钢M23C6碳化物聚集、长大、蠕变断裂时间增加到一定程度,有少量M23C6转变为M6C。在高温应力作用下,M23C6碳化物的粗化对T23钢性能退化起主导作用。

图3显示日本三菱重工和住友公司采用已运行1年和3年的HCM2S(T23)钢进行蠕变断裂试验的结果。运行3年,相当于在550~600℃下,时效约2万小时。

由图3可知,试样的测试结果仍然落在原始材料相应断裂应力和时间的分散带内,说明在上述条件下运行过的材料还不至于造成运行后材料蠕变断裂强度曲线的明显改变。

T23钢性能下降后是否能正常使用,需要讨论关于室温基本许用应力的确定。力学性能的下降必然导致许用应力的下降,根据相关强度计算规定及ASME标准B31.1和B31.3,管材基本许用应力是选取抗拉强度、屈服强度及持久强度等参数中除以安全系数换算的最小值,见表6。

文献[4]表明T23钢属于低合金钢,其室温基本许用应力=抗拉强度/4=127.5(抗拉强度最小保证值是510MPa,4是日本规定的安全系数);另一个应力=屈服强度/1.5=266.7(屈服强度最小保证值是400MPa,1.5是大部分国家规定的安全系数),该值远高于基本许用应力。根据表4可知,目前2台锅炉末级过热器的强度计算都是依据ASME规定许用应力进行的,而室温基本许用应力是利用抗拉强度进行计算的,表明屈服强度有限度的下降,不会影响材料的基本许用应力。

4 结束语

(1)T23炉管屈服强度有限下降不会影响ASME规定许用应力,理论可下降至192MPa,才可替代基本许用应力。抗拉强度的下降对管材的性能有着决定性的作用,因此必须更换抗拉强度不合格的炉管,其它炉管在监督下继续运行。

(2)高温下运行后力学性能下降(尤其屈服强度)是T23钢基本特性,其原因主要是在高温应力作用下M23C6碳化物的粗化对T23钢性能退化起主导作用。

(3)继续运行的T23钢的蠕变断裂强度曲线不会有明显改变。

在后期运行中,继续对末级过热器T23炉管尤其是出口段进行取样分析,以保证锅炉安全稳定运行。珠海#1、#2锅炉的T23炉管是国内最早使用、运行时间最长的,加强末级过热器T23炉管的监测,跟踪其性能变化规律,对目前超(超)临界机组的T23钢应用有重要参考价值。

摘要：针对末级过热器T23炉管机械性能普遍降低的问题,对700MW机组末级过热器T23炉管取样进行力学性能及金相分析。结果表明,对于高温段550~600℃运行超过10万小时的T23炉管,力学性能下降是T23钢的基本性质,同时钢管老化程度不高,蠕变断裂强度曲线无明显变化。通过试验与许用应力分析,提出在役T23炉管因力学性能不合格的处理方式。

关键词：亚临界,锅炉,耐热钢,金相

参考文献

[1]DL/T 438—2009火力发电厂金属技术监督规程[S]

[2]邓永清,朱丽慧,王起江,等.国产T23钢高温时效时组织和力学性能的研究[J].金属热处理,2007,32(9):21~26

[3]王起江,邹凤鸣,邓永清,等.T23钢组织演变对性能影响的研[J].宝钢技术,2006(3):18~22

亚临界锅炉 第7篇

1 锅炉投运后出现的问题

(1)再热器蒸汽欠温。在运行燃烧调整时,为提高再热器蒸汽温度,向上摆动燃烧器喷嘴时还会发生后屏过热器金属壁温超温,容易爆管,严重威胁机组安全;由于后屏过热器金属壁温的限制给燃烧调整带来很大的局限性,为保证后屏过热器不超温,只有降低摆动火嘴角度,在150 MW低负荷情况下再热蒸汽欠温可达30℃以上,分析是锅炉再热器吸热量不足导致。因此,必须调整再热器受热面,使高温烟气热量尽量被有效利用,降低后屏升温压力和排烟温度。

(2)再热器两侧温度偏差大。2台炉再热器蒸汽温度两侧偏差都大,最高可达30℃,可能是热量分布吸收不均匀所致。究竟是管路堵塞造成流量下降影响局部传热效果,还是计算误差导致分布热量偏差,需要重新核算。

(3)过热器减温水量大,煤耗增加。某日4个运行班锅炉减温水量为35.6～57.5 t/h,2台锅炉实际减温水量高出设计值20～37 t,将增大发电煤耗。再热器减温水量对经济性的影响可按以下方法简单计算:300 MW机组每100 t/h再热器减温水增加5 g/(kWh)的发电煤耗,上述减温水量约增加1.5～2.5 g/(k Wh)的发电煤耗,单台机按年运行6 000 h、250 MW负荷计算,共增加标煤消耗3 000 t。锅炉改造前某一时刻实际有关运行参数如表1所示,300MW负荷下再热器出口温度比设计值低6.7℃。

2 墙式辐射再热器改造方案

针对以上问题,作者对锅炉整体受热面结构进行了校核计算[1],发现再热器系统的受热面积偏小,采用增加墙式辐射再热器的换热面积试图改善再热汽欠温的问题。该型锅炉的再热器系统分为3个部分:墙式辐射再热器、后屏再热器和末级再热器。墙式辐射再热器布置在水冷壁前墙和水冷壁侧墙靠近前墙的部分,受热面高度为18.959 m,其最下端在分隔屏下3.353 m。前墙辐射再热器有224根D50mm管子,两侧墙辐射再热器共有196根D50 mm管子,以节距50.8 mm沿水冷壁表面密排而成。后屏再热器位于后屏过热器和水冷壁悬吊管之间,一共30屏,管径D63 mm,以457.2 mm横向节距沿宽度方向布置。末级再热器位于水平烟道内,在水冷壁后墙悬吊管和水冷壁排管之间,一共有60屏,管径为D63 mm,以228.6 mm横向节距沿炉宽方向布置。

锅炉再热器技术改造根据文献[2]从墙式辐射再热器入手。墙式辐射再热器采用D514的12Cr1MoVG管子,总计420根。为了简化施工,降低改造成本,该次改造中采用受热面管件探入炉膛内的结构形式,将墙式辐射再热器受热面过渡连接的管子切除一部分,用新制作的U型弯管件连接完成过渡(如图1所示)。如果采用辐射再热器入口集箱向下方移动,并以此方式延伸辐射再热器管的方法会增大施工量并涉及到再热器管道的重新布置,造成施工难度和工作量增大。入口集箱的管座(D634.5,材质20G)与炉内U型管件(D514.5,12Cr1MoVG)焊接需要经过一个异径接头,该异径接头与炉内的U型管件在出厂前完成焊接工作,施工时每根管件只需焊接两道焊口。改造后墙式辐射再热器部位的水冷壁管件尺寸、形状也需要改变,重新设计并更换锅炉前侧及左、右侧水冷壁异型管件142根。所有新增焊口均进行100%射线检验。

施工中墙式辐射再热器入口集箱的位置及其他附属结构不发生变动,原设计中安装的保温、密封及化妆板,改造后全部从新恢复。

3 改造后锅炉燃烧调整试验

2号机组大修投运后,华北电科院对其进行燃烧调整试验。墙式辐射再热器改造完成后炉内的燃烧工况有非常良好的改进效果,改造后的实际运行数据表明,屏过金属壁温和过热器的减温水量均得到较好的改善,有效提高了再热器汽温(如表2和表3所示)。试验期间未掺烧褐煤,全部采用河北蔚县烟煤,其煤质为:全水分18.6%,灰分26.38%,挥发份27.36%,固定碳41.99%,低位发热量16.8 7 MJ。采用正塔型的配风方式以强化炉内燃烧,以增加新增墙式辐射再热器受热面的吸热能力。

(1)低负荷下再热器温度同比提高。150 MW负荷下,通过配风调整再热汽温提高到530.0℃,相比原来提高12℃;200 MW负荷下,再热汽温提高到535.0℃,相比提高7℃。上述再热汽温的运行条件为:屏过出口过热器壁温不超过570.0℃,氧量比正常配风低0.5%,再热器汽温上下有波动,但可持续,NOx排放浓度基本不变。

(2)一、二次风温升比改造前提高。从表3炉烟温度和空预器温度看,2号炉空预器入口烟温比未改造前略低,墙式辐射再热器面积增加后炉膛吸热增加,对炉后的烟温略有影响。空预器检修时进行了水冲洗,受热面干净,堵塞减少,烟气的差压也小,所以一、二次风的温升2号炉均大于1号炉,锅炉热效率高于1号炉。对2号炉而言,1号炉负荷低1%,煤量高5.3%。300 MW负荷下,2号炉一次风温升提高了4.0℃;空预器进口温度2号炉比1号炉还低约3℃,但2号炉二次风温升比1号炉高多11℃。

(3)金属壁最高温度和再热器两侧温差下降。300 MW电负荷下,2号炉屏过最高壁温518.1℃,较改造前最高壁温1号炉556.8℃下降了38℃。150 MW负荷下,2台炉燃烧器摆角保持在16%时,2号炉左右侧再热器出口温差降低了10℃。改造前,左侧481.9℃,右侧502.6℃,平均为492.3℃;改造后,左侧494.4℃,右侧509.8℃平均为502.1℃,通过配风调整再热汽温可以提高到530.0℃。

(4)改造后过热器的减温水量变化如表4所示,在负荷基本相同下,同时间相比,过热蒸汽减温水总量,2号炉明显降低了19 t/h。

4 结束语

某热电公司2号锅炉墙式辐射再热器的改造和运行方式优化调整,在保证后屏过热器金属壁温不超过570.0℃的条件下,再热蒸汽出口温度可达到530.0～540.0℃,较改造前提高20℃,供电煤耗降低1.6g/(kWh),年节省标煤3 000 t左右,标煤按620元/t,每年可节省186万元;同时也减少了汽轮机因再热汽过热度不够而产生的末级叶片冲蚀的危险,可供同类机组再热器改造参考。

参考文献

[1]前苏联全苏热工研究所(BTN),中央锅炉透平研究所(UKTH).锅炉机组热力计算一标准方法[M].北京:机械工业出版社,1978.

亚临界锅炉 第8篇

在锅炉安装的过程中, 钢架质量的好坏或是安装正确与否直接关系到锅炉的稳定运行, 因此在钢架的安装之前要对基础定位和定期沉降的具体情况进行详细的记录。在锅炉钢架安装的过程中要注意高强螺栓的安装, 需要设置的抗滑系数要严格按照设计的要求进行, 同时变形梁的温度和防冷等问题要合理控制。

锅炉零件部件材料的管理主要是对焊材进行严格的监控, 焊材在管理的过程中要注意烘干和发放以及回收等的重要环节, 确保单位购买材料的质量合格, 对锅炉安装使用的零部件要光谱标识, 要进行安全的检查和检验。尤其是现场安装的监督人员要对使用的每一样零件或是其他辅助工具等都要进行严格的检查, 并对使用的材料要进行详细的记录, 并检验确保材料质量。在安装锅炉期间要注意管材和焊材混乱的问题, 在锅炉安装过程中使用的材料性能比较高, 而且锅炉的工作参数比较高, 如果在安装时一种材料出现差错就会给整个锅炉的安全运行造成严重的影响, 甚至会对工作人员的生命造成威胁, 最终导致经济损失严重。所以在锅炉安装的过程中要对使用材料的材质进行检验, 然后再利用光谱分析进行检查, 避免混料现象出现。

2 锅炉焊接过程检验分析

锅炉安装过程中对材料选择和材质检验是进行焊接的基本条件, 也是安装程序继续进行的前提, 而锅炉安装期间必要焊接过程要进行全面的监督。在进行焊接之前首先要对焊接工作人员的资格证真伪进行检验, 对所有的材料进行严格的检验, 必要时要采用先进的光谱分析进行检查。在焊接期间对焊工的操作规范情况进行严格的监督, 确保多种不同型号的焊条在实际焊接过程中能够被应用。合金钢焊接的过程中要对其弧部位进行检查, 这种情况下焊接的质量不能得到有效的保证, 所以要对弧部位出现的有线性条纹进行打磨, 并检查是否出现裂缝的现象。新型材料的焊接的过程中对焊接的接点要求比较高, 为了亚临界锅炉的安装质量, 因此需要对焊接过程中的金属进行全过程的监督。在监督管理期间要对焊接的焊接缝进行外观检查, 对焊接的工艺, 焊接材料等进行严格监督。锅炉安装过程中使用的管子和管道对接的焊缝要进行硬度和无损伤等方面的抽查和严格检查, 并对使用的钢管材进行光谱分析。为了进一步确保超声波检测的准确性和灵敏度, 要注意在检测过程中对不同材料声速变化的判断。

亚临界CFB锅炉烟风道使用的一些金属部件要尽量保证其平滑性, 减少磨损, 进一步加强金属结构的稳定性。锅炉在安装的过程中有些部位的焊接要严格控制其应力, 对于有弧度的部位要严格控制, 必要时采取相应的措施确保弧度部位焊接的质量, 避免出现裂缝的现象。所以在完成亚临界锅炉安装之后, 要进行全面的检查, 确保焊接部位的质量, 提高锅炉安装的质量和稳定运行的效果。

3 管道焊接检验和锅炉的膨胀检验

管道在焊接的过程中经过焊接方式的连接, 焊接件如果壁厚出现不一样的情况, 这样就会在焊接的缝隙中出现各种不同的凸台, 会严重影响管道焊接的质量。根据专业人员的观察和分析, 焊接管道焊缝凸台比较小, 而且裂缝与凸台的距离比较近, 在进行正常的焊接工作探测的过程中比较难以进行。所以面对这种情况需要采用超声波进行探伤, 最大限度地确保焊接的质量。

锅炉在安装过程中受热会产生比较大的应力, 因此要保证部件能够按照设计的要求进行自由膨胀。一般在对锅炉膨胀进行检验时要注意对膨胀系统做以深入的了解, 确保在膨胀过程中其应力与设计要求相符合。为了保证锅炉膨胀自由度, 要对过热器和再热器等部位的受热面和阻流板的间隙进行检验, 确保膨胀度满足要求, 保证锅炉在实际运行过程中无磨损现象。

4 锅炉安装浇筑料质量检验和保温质量检验

在上述分析和探讨过程中提到的有关锅炉监督和检查的各个环节都非常的重要, 直接关系到锅炉的正常运行和稳定性, 但是锅炉在实际运行中浇筑料施工和保养工作做不好的同样也会直接影响到锅炉的安全性。在耐火浇筑料施工过程中抓钉的数量和分布方式比较重要, 如果在这一环节做到合理的控制, 那么耐火浇筑材料和刚性材质之间相互依托的良好的关系就可以得到有效的实现, 增加了基体材料结构的强度。在浇筑施工过程中要注意浇筑料固化时间的要求, 严格按照耐火基体材料强度要求进行施工, 避免出现错位或是塌陷等的故障问题。锅炉安装过程中也要对高温管道弯头处等的部位进行保温质量检查, 如果没有进行严格的严查, 雨天时雨水就会直接渗入高温管道的外表面, 这样就会造成严重的温差应力, 影响锅炉的正常运行, 造成锅炉部分部件失去原本的作用。

结语

随着亚临界锅炉的迅猛发展, 其安全性和稳定运行是目前比较关注的问题。因此本文主要探讨的是锅炉安装过程中的监督检验, 根据平时锅炉安装的经验总结出了锅炉安装过程中需要引起重视的几个重要环节。在上述分析中提到的重要环节要严格把握, 并且这些环节如果处理不好就会直接影响到锅炉的正常运行, 对锅炉的安全性造成威胁, 所以要加强锅炉安装过程中的监督工作, 进一步提高锅炉安装的质量。

参考文献

[1]张彦军, 杨冬, 于辉, 等.600MW超临界循环流化床锅炉水冷壁的选型及水动力研究[J].动力工程, 2008 (03) .

[2]曾光, 孙绍增, 赵志强, 等.不同温度时煤热解中HCN/NH3的析出与CFB锅炉中NOx生成的关联性研究[J].中国电机工程学报, 2011 (35) .

亚临界锅炉 第9篇

烟气脱硝技术通常可以大幅度地降低NOx的排放,但其初期投资巨大、运行费用昂贵。相比之下,低NOx燃烧是性价比较好的降低NOx排放技术。对于高反应活性煤质,国外的低NOx燃烧技术,能够把NOx排放降低控制在200 mg/Nm3以下的水平,低NOx燃烧技术已具备了一定的商业竞争力。同时,也是烟气脱硝技术的重要基础,对于降低脱硝设备的投资及运行费用具有重要意义。

国内运行经验表明,国外施行的深度空气分级技术,由于在锅炉燃烧器区域形成较强的还原性气氛,不仅能够降低NOx的生成量,同时对炉内的防结渣有一定益处。

元宝山电厂3号炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的亚临界压力一次中间再热控制循环固态排渣汽包炉。锅炉设计为平衡通风,单炉膛Π型布置,设计煤质为元宝山褐煤。锅炉自投运以来,NOx排放水平基本维持在650 mg/Nm3范围,经常出现燃烧器区域结焦,结焦位置通常位于一次风喷口周围,并蔓延到背火侧水冷壁,由于燃烧器区域结焦经常引起锅炉无法带满出力,垮焦时引起炉膛火焰波动等问题,对锅炉的负荷和安全运行带来隐患。

利用深度空气分级改造元宝山电厂3号锅炉,改造后在炉膛高度方向上要形成三个燃烧区,即主燃区、还原区和燃尽区。主燃区过量空气系数0.9左右,燃尽区出口过量空气系数1.2。这样将抑制主燃区生成的NOx,并在还原区实现NOx还原,同时燃尽区实现煤粉颗粒的后期燃尽,从而达到降低NOx排放的目的。

2 燃烧器设计特点

2.1 原燃烧系统设计特点

元宝山电厂3号锅炉燃烧系统采用四角布置的摆动式燃烧器,采用CE传统的大风箱结构,由隔板将大风箱分隔成若干个风室,在各风室的出口处布置数量不等的燃烧器喷嘴。每只燃烧器共有5种20个风室34个喷嘴,逆时针方向组织切圆燃烧。一次风喷嘴可上下摆动各20°,二次风喷嘴可作上下各30°的摆动。为了防止结焦和使煤粉燃烧得彻底,在每组燃烧器的顶部和底部设有防焦风和燃尽风。

2.2 NOx生成机理

燃料燃烧过程中产生的氮氧化物NOx主要是NO和NO2统称为NOx。通常在燃烧温度下,锅炉排放的烟气中NO约占NOx总量的90%以上,而NO2只占5%~10%。煤粉燃烧过程中,主要通过三种方式生成NOx,即热力型NOx、瞬时型NOx和燃料型NOx,它们的生成比例同炉膛温度密切有关。热力型NOx是由于燃烧空气中的氮在高温下氧化生成的,NOx的生成过程是一个不分枝的连锁反应,随着温度升高,反应速度根据Arreniuos定律,按指数规律迅速增加。实验表明,在燃烧温度低于1 500℃时,NOx生成量很小,超过1 500℃时,温度每增加100℃,反应速度增加6~7倍。所以炉膛温度对热力型NOx影响巨大。

瞬时型NOx是由于燃料挥发分中的碳氢化合物高温分解生成的CH自由基和空气中的氮反应生成的HCN和N再进一步与氧作用,以极快的反应速率生成的NOx,其形成时间仅需60 ms。所以瞬时NOx的生成量与炉膛压力的0.5次方成正比。瞬时型NOx的生成量和温度的关系不大。

燃料型NOx是燃料中的氮化物在燃烧过程中氧化形成的。燃料中的氮在600~800℃时就会生成燃料NOx,温度对其生成量影响不大。燃料型NOx在三种方式的NOx中占主要部分,约占总生成量的60%~80%。

所以,控制煤粉燃烧过程中的NOx生成量,主要是通过降低燃料型NOx的排放量。

2.3 NOx控制技术

(1)挥发份对NOx生成的影响

煤的挥发份越高,燃料中氮向气相释放的量越大,相应地气相氮向生成NOx的转化量越多,而且这种转化也越快。对于确定煤质而言,其转化速度基本处于定值范围。

(2)氧对NOx生成的影响

燃烧中过量空气越多,燃料中氮的转化率越大,这一趋势在高温和较大初始含氧量时尤为明显。但空气过量系数是锅炉运行稳定的重要参数,降低锅炉过量空气系数在改造锅炉中很难实现。

(3)火焰最高温度对NOx生成的影响

对于高挥发份煤,火焰温度越高,燃料中氮的转化率越大,而对于低挥发份煤,火焰温度高低,对燃料中氮的转化率影响不大。但对于褐煤而言,火焰温度相对较低,而无烟煤或贫煤,为提高其着火热,燃烧温度相对提高较多,因此燃烧无烟煤或贫煤的锅炉,由于高温引起的NOx排放量较高。

(4)燃料含氮量对NOx生成的影响

含氮量越高,燃料中氮向气相释放的量越低,在过量空气越多、火焰温度越高时,这种负效应越明显。国外Ken Okazaki等学者采用多变量回归法,确定了计算燃料氮生成NOx的经验公式,

CR=-0.407-0.128N+3.34*10-4V2(λ-1)+5.5*10-4Tmax+3.50*10-3RO2

式中,CR为转化率,表示燃烧过程中最终生成的NOx浓度与燃料中氮全部转化为NOx时浓度之比;N为燃煤中氮含量;V为燃煤中挥发份含量;λ为氧与燃料化学当量比;Tmax(K)为炉膛火焰最高温度;RO2为空气中初始含氧量。

从以上分析中不难发现,对NOx生成产生影响的主要因素是燃煤中挥发份含量、氧与燃料化学当量比、火焰温度和空气中初始含氧量。依据对NOx成因的分析,施行针对性的措施,可以大幅度降低NOx排放。

目前燃煤电厂所排放的NOx主要是由燃料NO生成,而其中挥发性NOx占大多数(富氧时达60%以上)。因此,降低NOx排放,主要是控制燃料NOx的生成。

2.4 改造设计依据

采用分级燃烧降低NOx的基本设计思想,就是在燃烧器喷口附近形成富燃料燃烧,以抑制NOx的生成。对于直流燃烧器来说,通常是在燃烧器上部装设分离式燃尽风(SOFA-separate over fire air),在实现NOx的还原的同时,保证锅炉的后期燃烧。

在改造设计中,以原设计煤质作为改造设计煤质,以原设计的两种校核煤质作为改造设计的校核煤质。一、二次风风温,燃煤量采用原设计值。改造计算在BMCR工况下进行。根据改前试验的结果,并对比原设计中的数据,维持原有一次风设计不变,对二次风份额进行重新设计。

2.5 改造方案

整个炉膛燃烧区划分为主燃区、还原区和燃尽区。为了使主燃区出口过量空气系数保持在0.8~0.9的同时,能够保证各层二次风具有合适的喷口风速,对AB-OIL、BC-AIR、CD-OIL、EF-OIL、FG-AIR、GH-OIL的二次风喷口进行相应的改造,同时取消I-AIR、J-AIR二次风喷口。

在原燃烧器上方标高43 010 mm和45 970 mm刚性梁之间,新开设三层SOFA喷口,自下而上SOFA-1、SOFA-2和SOFA-3为后期补燃提供燃尽风。SOFA安装位置在每个角原燃烧器的正上方。根据空气平衡计算首先确定的单个SOFA喷口的面积为0.496 m2,新增加的喷口宽度同原燃烧器喷口宽度相同,风室宽度812 mm,单个喷口宽度748 mm,高度方向上布置为三层结构。考虑到需布置的SOFA喷口总高度超过了43 010 mm和45 970 mm刚性梁之间的净高度2 610 mm,因此布置时在锅炉标高43 010 mm刚性梁下布置一层喷口,43 010 mm刚性梁上布置两层喷口。下两层跨刚性梁的喷口之间净高度600 mm,这样水冷壁管屏在跨梁位置处可以恢复为没有开孔时的结构,避开刚性梁对水冷壁开孔让管的影响。SOFA喷口在调节机构的带动下,可做向上5°,向下20°的摆动,SOFA上下摆动机构自成体系,手动就地调节。方案图如图1所示。

3 运行分析

锅炉投入运行时,三层SOFA风室风门挡板按75%、75%、30%开,燃烧器各风门挡板根据压力适当调整。NOx排放量降低到245~291 mg/Nm3范围;从炉膛看火孔观察炉内,炉内着火稳定,一次风喷口附近结焦现象减轻;从出渣口取样分析,落渣体积减小、质地疏松呈蜂窝状。

此时SOFA风量约为总风量的22%,主燃区过量空气系数0.94左右,已经实现在炉内分段燃烧,减少NOx生成,同时也为煤粉颗粒的后期燃烧提供适量的空气,保证可燃物的燃尽。

设计SOFA喷嘴的原理是将燃烧用的空气分两个阶段供入,使整个燃烧过程分为燃料过剩和空气过剩两个阶段进行,即把0.94过量空气系数的空气从主燃烧器送人,使煤粉在氧量不充分的条件下不完全燃烧,降低燃烧速度和炉膛温度峰值,使温度型NOx生成量减少。同时燃料N分解生成N、CN、HCN、NHi等因缺少O、OH和O2等含氧化合物而还原为N2,从而也抑制了燃料型NOx的生成。当进人第二燃烧阶段SOFA喷嘴区域,由于有0.26过量空气系数的空气从SOFA燃烧器送入,未燃尽的可燃物在此区域可以充分燃烧,但是又因为可燃物浓度减少,空气过量,炉膛温度不会在此区域提高很多,从而抑制了NOx的生成量。显然SOFA喷嘴的设置具有同时降低燃料型NOx和温度型NOx的性能,是低污染燃烧的有效措施。

4 结论

元宝山电厂3号锅炉的现场试验测试和运行实践表明,SOFA燃烧器的设置,能有效的降低NOx排放量50%以上,能够控制在350 mg/Nm3,可作为环保产品推广使用。

亚临界锅炉屏式过热器的安全性分析 第10篇

过热器是锅炉受热管道爆管泄露的主要部件, 尤其是高温过热器, 其内外介质的温度比较高, 工作条件恶劣, 包含复杂的多相流和传热传质问题, 管壁的高温腐蚀、结垢和超温运行均会导致过热器爆管泄露。对于大型机组, 由于受热面管内蒸汽的温度和压力都比较高, 过热器泄露占锅炉泄露的一半以上。因此针对每台锅炉的特性, 找出爆管泄露的主要原因, 提出有效的整改措施, 调整合理准确的运行参数范围, 对机组的安全、经济运行具有重要作用。

2 锅炉基本情况及事故描述

锅炉为亚临界、一次再热、自然循环, 设计蒸发量为1160t/h, 过热蒸汽出口温度541℃、出口压力17.29MPa, 再热蒸汽入口温度316℃、压力3.37MPa, 再热蒸汽出口温度541℃、压力3.20MPa, 给水温度285℃, 采用蒸汽吹灰。锅炉燃烧器前墙布置, 计4层, 自上而下编号为A、B、C和D, 每层燃烧器布置4只旋流煤粉燃烧器, 4台NPF型中速磨煤机分别与4层燃烧器对应, 编号与4层燃烧器相同。

屏式过热器位于炉膛上方并靠近前墙, 沿炉宽方向布置5屏, 每片屏式过热器由64根管组成, 管子规格Ф50.8×9.04, 材质为SA213T22, 最外侧的第64根管子规格为Ф50.8×5.82, 材质为SA213TP304H, 原设计说明书给出的屏式过热器受热管的极限温度为541℃。机组运行1年左右, 炉左数第3片屏式过热器从炉前数第32根管子发生爆管事故。在停炉检修期间进行了割管金相分析, 确定爆管附近有超温迹象, 为了判断其爆管原因并提出相应的改进措施, 对屏式过热器进行了测试和分析。

3 现场试验方法

通常引起过热器爆管的原因有两方面:

其一是机组运行方式不当, 导致受热面管壁超温;

其二是过热器材质选取不当。分析爆管原因需要现场测量过热器的管壁温度。现场测试在屏式过热器上安装了若干个温度测点, 这些测点分别位于锅炉炉膛内部和锅炉炉顶至大罩壳之间。

温度测点分新增设测点和原设计测点两部分:

(1) 新增测点:爆管发生在第3片屏式过热器, 第3片屏式过热器位于炉膛中部, 工作条件最差, 新增测点均在第3片屏式过热器, 炉外测点位于炉顶以上约0.6m处;炉内测点位于标高49.2米处, 选择19处过热器管, 标号分别为炉前数第1、10、14、17、20、24、28、32、35、36、40、44、49、51、54、55、59、63和64根管, 装设19个炉内测点。

(2) 原设计测点:每片屏式过热器的第1和第64根管上装设了炉外测点, 5片屏式过热器共计10点, 位置接近炉顶。

测点采用校验合格的Ⅱ级精度的K型铠装热电偶, 新增设测点的热电偶信号接入IMP分散式数据采集系统, 采集系统每隔5s采集一次数据, 每10min记录一个周期内的平均值, 原设计测点的热电偶信号接入电厂DCS。在试验过程中的运行参数均按运行规程进行操作, 并由电厂DCS记录, 所涉及的运行表计在试验前均已校验合格。

试验选择了三种方法:

(1) 在不同负荷350MW、330MW、300MW、260MW和180MW, 投运A、B和C磨煤机;

(2) 额定负荷情况下改变磨机组合方式;

(3) 额定负荷情况下投、停高压加热器。

4 结果分析

4.1 机组变负荷试验

在不同负荷350MW、330MW、300MW、260MW和180MW, 投运A、B和C磨煤机, 当机组负荷改变时, 选取某一时间段的温度值 (如图1、图2所示) , 图中包含了新增设的测点和原设计测点, 图1中测点编号-3和68分别为原设计的第1根和第64根受热管的炉外测点, 其它测点为新增设的炉外测点。图2为新增设的炉内测点温度值 (图2的表示法相同, 不再说明) 。

从图1可见, 就第1根和第64根受热管而言, 原设计的炉外测点温度均比新增设的炉外测点温度高, 而且各工况同根管子的炉外温度相差不大, 第1根的原设计测点高3.4℃~6.5℃, 原因是原设计测点更接近炉顶, 这也说明了新增设的炉外测点和原设计测点具有可信性, 另外两种试验条件的试验数据也可以证实以上现象, 将不再赘述。

通过图1和图2可以看出:机组在额定负荷时, 屏式过热器的炉内和炉外壁温最高, 但是随着机组负荷的降低, 屏式过热器壁温并随之降低, 而是有一些波动, 在试验过程中, 计划进一步降低机组负荷 (至110MW) , 但由于电网用电紧张, 最低机组负荷的试验仅做到185MW, 但此时屏式过热器壁温已有上升的趋势, 因此, 在低负荷时要密切注意屏式过热器的壁温变化, 防止屏式过热器超温运行。

4.2 变磨煤机组合方式试验

图3为机组负荷为350MW, 磨煤机组合分别为A、B、C和D磨, A、B和C磨时炉内和炉外壁温。图4为机组负荷为250MW, 以上两种磨煤机组合时炉外和炉内壁温。

从图3和图4可见, 当改变磨煤机的组合方式时, 屏式过热器炉内壁温和炉外壁温的变化幅度较小, 原因是屏式过热器位于炉膛上方, 燃烧器前墙布置, 而且沿高度方向比较集中, 上两层燃烧器的距离仅5.410m, 当改变磨煤机的组合方式时, 对炉膛火焰中心的位置和炉膛出口温度等的影响不大, 因此, 屏式过热器壁温波支较小。

4.3 投、停高压加热器试验

图5和图6为机组负荷为350MW, 投运A、B和C磨, 投、停高压加热器试验的炉内和炉外壁温变化:

从图5和图6可见, 投、停高压加热器对屏式过热器炉内和炉外壁温的影响较小, 机组热力系统的调节性能较好。

5 屏式过热器受热管温度极限值的确定

根据美国ASME锅炉与压力容器规范计算受热管的温度极限, 屏式过热器原设计进口蒸汽压力为19.65MPa, 则规格Ф50.8×9.04, 材质为SA213T22的管子内外壁平均温度的最高上限为550℃, 规格为Ф50.8×5.82, 材质为SA213TP304H的管子内外壁平均温度的最高上限为573℃。在上述实验数据中, 新增设测点的炉外壁温最高值为479.2℃, 新增设测点的炉内壁温最高值为522.4℃, 新增设测点的炉外壁温和炉内壁温的差值介于22.7℃~61.4℃之间, 为了留有一定的裕度, 取70℃, 按运行经验, 一般认为炉外温度为管内蒸汽温度, 则规格Ф50.8×9.04, 材质为SA213T22的管子可按如下方法计算:

其中:

t1—管子内壁温度, ℃;

t2—管子外壁温度, ℃;

其中:

t3—管内蒸汽温度, ℃;

按73年苏联计算标准有:

因此, t3=495.7, 即炉外温度的极限值为495.7℃, 取495℃;同样计算方法, 规格为Ф50.8×5.82, 材质为SA213TP304H的管子极限值为518℃。

以上值为实验装设测点的温度极限值, 锅炉日常运行监测原设计测点的炉外壁温值, 实验发现原设计测点的炉外壁温的最高值为483.3℃, 实验增设测点的炉外壁温和原设计的炉外壁温的差值介于3.4℃~7.7℃之间, 取10℃的裕度, 则规格Ф50.8×9.04, 材质为SA213T22的管子温度极限值为505℃;规格为Ф50.8×5.82, 材质为SA213TP304H的管子温度极限值为528℃。原设计说明书给出的屏式过热器受热管的极限温度为541℃可能三合存在偏差。

由此可见, 实验期间屏式过热器未发生超温现象, 特别是第3片屏式过热器从前墙数第32根管子的最高炉外温度为468.2℃, 低于其极限值505℃, 该管发生爆管事故系特殊因素, 如节流孔板处有脏物堵塞, 管内蒸汽流量减少, 致使管壁超温而发生爆管泄露事故, 在以往其它锅炉曾发生过因堵塞末级过热器而发生爆管泄露的记录。

在以上所有试验过程中, 无论是炉内壁温, 还是炉外壁温, 屏式过热器相邻两管的温度均小于20℃, 说明屏式过热器的热偏差达到要求。

结论

(1) 当机组满负荷运行时, 改变磨煤机的组合, 对屏式过热器壁温的影响较小, 原因是燃烧器前墙布置, 而且沿高度方向集中布置, 对火焰中心的位置影响不大;

(2) 投、停高压加热器对屏式过热器壁温的影响较小;

(3) 在本文所述的实验范围, 当机组满负荷运行时, 屏式过热器比较安全, 第3片屏式过热器从前墙数第32跟管子发生爆管事故系特殊因素, 如节流孔板处有脏物堵塞等原因, 试验期间未发生超温现象。

(4) 当机组负荷降低时, 屏式过热器壁温有升高的趋势, 在低负荷运行时, 要密切注意壁温的变化, 防止超温运行。

(5) 若以原设计的炉外壁温测点为依据, 屏式过热器第1根受热管的报警温度为505℃, 屏式过热器第64根受热管的报警温度为528℃, 原设计说明书给出的屏式过热器受热管的极限温度为541℃可能存在偏差。

摘要：本文分析了亚临界锅炉屏式过热器的壁温特性。当机组满负荷运行时, 改变磨煤机的组合, 投、停高压加热器和吹灰器等对屏式过热器壁温的影响较小;当机组负荷降低时, 屏式过热器壁温有升高的趋势。若以原设计的炉外壁温测点为依据, 屏式过热器的报警温度分别为505℃和528℃。研究结果对屏式过热器的安全运行具有一定的指导意义。

关键词：锅炉,过热器,爆管,安全性

参考文献

[1]林宗虎, 陈立勋.锅内过程[M].西安:西安交通大学出版社, 1988.

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