直流锅炉范文（精选8篇）

直流锅炉 第1篇

1、直流锅炉启动初期, 给水流量

较低, 水循环差, 或水温低产汽量的减少, 导致汽压的下降, 通过过热器受热面的蒸汽量减少, 对过热器的冷却能力降低, 汽温升高。

2、在湿态转干态过程中, 运行人员盲目增加燃料量提高压力, 导致汽温超温

3、炉燃烧调整不当例如, 没有根

据燃烧需要及时调整各层燃烧器或炉排的配风, 使燃烧工况偏离设计值, 火焰中心偏移, 导致燃烧行程加长, 炉膛出口烟温升高。如果锅炉各角一次风口风量不均匀, 给煤机或炉排转速不均匀也能造成燃烧中心偏斜, 甚至贴壁燃烧, 使水冷壁局部超温。在启、停给煤机及锅炉负荷升降的过程中, 由于运行工况的变化率过大, 炉膛出口烟道温度场和速度场分布不均, 也会加大局部超温的可能性。

4、根据空气动力场试验, 炉膛出

口处可能存在着一定的残余气流旋转现象, 而一、二次风的动量比会影响到烟气流的旋转强度, 使沿炉膛宽度方向的炉膛出口烟温和烟速分布存在一定的偏差, 造成水平烟道的烟温分布不均, 在这种情况下, 烟气温度场和速度场的分布偏差就使受热面吸热产生了较大的偏差, 加大了局部超温的幅度。

5、由于煤种原因造成过热器或水

冷壁严重结焦, 或者因设备老化, 吹灰设备等因素导致炉膛部分受热面粘灰严重, 促使受热面烟气温度进一步升高, 加剧了过热器的超温, 造成过热器爆管。

6、给水品质不合格易对管子形成腐蚀, 引起受热面管内结垢积盐, 影响传热。或氧化皮脱落赌管造成超温爆管。

7、设计安装方面, 由于管子的长

度和焊口的数量不尽相同, 这个客观因素不可避免地使各受热面出现热偏差, 产生超温现象。

二、防止超温的控制措施

1、锅炉启动过程中

(1) 保证热工测量仪表的准确性和保护的投入率, 运行人员要加强对热工保护的监视和仪表分析, 尽早发现并解决问题, 防止误判断及误操作, 特别是要密切关注各受热面管壁金属温度的变化趋势, 一旦出现超温报警, 应立刻停止升温升压操作, 并可以调整降低锅炉燃烧率。

(2) 锅炉水压试验或化学清洗后, 由于过、再热器积水, 启动初期受热管内形成水塞, 阻碍了蒸汽畅流, 在积水蒸干以前应严格控制锅炉燃烧率及炉膛出口烟温。锅炉启动过程中严格按启动曲线进行升温、升压, 当蒸汽流量10%BMCR时, 严格控制炉膛出口烟温不大于规定值, 防止再热器受热面干烧。

(3) 锅炉点火前, 按要求进行凝结水、给水及锅炉冷态循环清洗;点火后, 当分离器出水温度达到规定时, 保持炉水温度稳定进行热态清洗;严格执行直流锅炉汽、水品质要求, 当汽、水品质不合格时, 严禁锅炉转入干态运行, 以防止受热面内壁结垢, 引起受热面金属传热恶化而超温。

(4) 开机过程中, 严格按旁路曲线控制高、低压旁路的开度;当前屏过热器及再热器壁温偏高时, 应适当开大高、低压旁路的开度, 降低主汽压力, 同时适当降低给水流量、尽量通过提高辅汽联箱压力, 增大NWL阀开度, 随机投运高、低加运行来提高给水温度, 增加锅炉产汽量, 从而产生更多的蒸汽对屏过及再热器管壁进行冷却。

(5) 为防止启动过程中各管壁之间流量不均引起水冷壁超温, 锅炉点火前必须满足锅炉最小启动流量要求。

2、正常运行过程中

(1) 保持合适的水煤比, 控制分离器出口蒸汽的过热度在正常范围内波动, 当给水或煤量自动失灵时, 应切到手动进行干预。

(2) 发现受热面壁温超温时, 首先应从运行调整角度去降低壁温, 如调整无关效, 应适当防低主、再汽温或降低锅炉负荷。

(3) 启动磨煤机时, 应控制好锅炉加负荷的速率, 避免加负荷过快导致超温现象的发生。

(4) 根据燃烧的需要及时调整各层燃烧器配风, 保持合适的火焰中心, 尽量减小炉膛出口烟温, 减小同一层燃烧器一次风粉的浓度及速度偏差, 防止锅炉火焰偏斜或贴墙;发现同一层燃烧器摆角位置或辅助风开度不对时, 应及时联系设管部处理;对于易出现超温的受热面, 应进行针对性较强的燃烧试验, 找出合理的运行方式。

(5) 通过改变反切辅助风的开度大小, 尽量减小或消除四角切圆锅炉炉膛出口两侧烟温及两侧主、再热汽温的偏差。

(6) 调节主、再热汽温在正常范围内, 防止因汽温超温导致金属壁温超温, 减温装置应投入自动, 防止减温水在手动时, 运行人员监控不到位导致超温。

(7) 在协调运行方式下, 当高加跳闸后, 由于给水温度急速下降, 会自动减少给水, 增加煤量, 但省煤器出口温度需要经过5-9分钟后才开始下降;当发现分离器过热度, 主、再温度升高时, 应适当增加给水偏置, 减小分离器过热度偏置, 以防过热器超温导致末过壁温超限。

(8) 当发生RB工况时, AB层油枪将自动投入, 应监视炉内燃烧变化 (燃烧稳定后及时退出手动油枪) , 同时监视水煤比、分离器过热度主、再汽温及受热面壁温在允许范围内, 否则根据实际情况对水煤比及风量等参数进行干预, 防止煤水比严重失调导致受热面壁温超限。

(9) 当发生炉底水封破坏等异常工况, 应设法降低火火焰中心高度, 并减少分离器出口蒸汽的过热度, 相应降低主、再汽温的设定值, 并立即恢复炉底水封.

总之, 通过对超临界锅炉启动过程中及运行中受热面及汽温超温分析的原因, 并采取有效的技术措施, 经过多次的开机运行实践, 基本上能够避免高温受热面管子金属出现超温现象。

摘要：神华国华沧东发电有限责任公司二期工程2×660MW超临界直流锅炉, 其中#4锅炉在投产初期发生过多次因承压受热面超温爆管事故严重影响机组的安全稳定运行。因此解决超温问题十分重要。本文简单分析了直流锅炉在开机及正常运行过程中受热面超温的原因, 及防范措施。

关键词：超临界直流锅炉,超温,措施

参考文献

[1]神华河北国华沧东发电有限责任公司, 《防止超临界锅炉受热面氧化皮生成及剥落措施》, 2010年9月。

直流锅炉 第2篇

一、超临界直流锅炉氧化皮的生成原因

超临界直流锅炉炉壁普遍采用T91、TP347H管材，在高温蒸汽的长期腐蚀下，蒸汽中游离的阳离子会逐步渗透到金属内层，与炉壁内部的铁离子发生化学反应，生成氧化铁，炉壁表层的氧化铁逐渐积累并继续与蒸汽中的氧离子反应生成高价铁，如四氧化三铁和三氧化二铁，也就是氧化皮的主要成分，当蒸汽温度发生变化时，氧化皮与炉壁金属的膨胀系数不同，氧化皮就会脱离于金属表层剥落下来。对于T91管材，由于生成的氧化皮质地比较坚密，因此不宜发生剥落，但是当氧化皮积累到一定厚度且蒸汽温度突降30℃以上时，氧化皮就会剥落。剥落的氧化皮在短时间内很难被蒸汽带走，就会堵塞管道，造成超温爆管。TP347H管材通常在锅炉连续运行几千甚至上万个小时后就会形成0.1mm的氧化皮，蒸汽温度突降就会发生大面积剥落，剥落的氧化皮呈粉末状，由于质量较小，基本能够被蒸汽带走，并不会造成超温爆管，但是如果剥落的氧化皮积累在较小管径的弯头处，就会在短时间内引发超温爆管。

对于T91、TP347H管材，由于管材自身材质原因，长期使用后均会形成氧化皮，尤其是在机组停运后，蒸汽温度突降就会造成氧化皮大面积剥落，因此，预防氧化皮的生成应当从启动和停止两种状态进行分析，通过控制锅炉蒸汽温度、升温速率等方法预防氧化皮的快速生成。

二、超临界直流锅炉氧化皮生成的解决方案

（一）启动阶段调整方式

由于超临界直流锅炉启动分离器体积较小，锅炉受热面温度变化幅度大，可以采取以下几种调整方式：（1）加强锅炉启动阶段干、湿状态的转换，确保各项参数稳定，严格控制煤水比，安排专人监视水冷壁管金属壁温，避免受热面温度过高。（2）启动过程中机组负荷低于10%避免使用二级减温水，启动初期再热减温水量不得大于10%再热蒸汽流量。各减温水使用操作要平稳，温度控制要超前，避免突开突关减温水门使管壁急速降温和升温导致氧化皮集中脱落。（3）在启动前应当利用蒸汽全面清扫受热管壁内残留的氧化皮，避免氧化皮进入汽轮机，侵蚀汽轮机叶片。当机组连续运行5000h以上之后，或机组突然停炉后应当全面彻底清理生成和剥落的氧化皮，再次启动锅炉待汽轮机冲车达到预设参数后，可通过反复开大高、低压旁路，时间控制在50-90min可达到彻底清扫的目的。（4）启动过程严格按照锅炉厂提供升温曲线控制锅炉升温速率，瞬时温升不得大于5℃，10分钟内温度突变不得超过30℃。

（二）停炉阶段调整方式

（1）停炉操作前一般控制减负荷速度在5MW/min左右，可控制磨煤机停用顺序为由上到下逐台减少，这样可以有效避免锅炉再热蒸汽温度发生大幅度变化。（2）降至30～35%额定负荷时，锅炉将转入湿态运行，提前做好干湿态转换，防止分离器液位过高，蒸汽进入过热器造成甩汽温。（3）减负荷运行过程中应当加强对中间点温度、风量的控制，如果自动投入达不到预定要求，应当手动辅助增加风量和煤水比，并注意控制分离器水位。（4）锅炉继续减负荷且水流量为额定流量的30%时，可通过调节旁路开度控制机组负荷。（5）锅炉熄火后，需全面检查减温水隔绝门是否关闭，将炉膛进风量维持在30%左右，进行5-10min的吹扫，吹扫完毕后停用引、送风机，进行焖炉，避免锅炉出现“热聚冷”现象导致已生成的氧化皮脱落。

（三）锅炉运行阶段调整方式

（1）锅炉运行过程中需合理分配机组负荷，加强锅炉各受热面壁温的控制，减少主再热汽温的大幅度变化。（2）吹灰可有效清除炉膛内积存的灰，增加炉膛吸热，为了避免吹灰环节吹灰区域受热面温度突降，吹灰温度需要控制在300℃以上。（3）合理调整煤水比例，控制汽水分离器出口焓值，避免煤水比失调引发过热器、再热器短期超温。同时减温水使用要平稳，避免大幅开启或关小减温水导致过热器、再热器管壁温度剧变引起氧化皮脱落。（4）机组处于高峰运行状态时，应合理分配磨煤机负荷，调整配煤和配风方式，降低火焰中心温度，避免出现局部超温现象。（5）炉膛负压应当维持在-100～-150Pa左右，确保燃烧完全，降低炉膛含氧量，避免风量偏高，引起火焰偏斜，管壁超温。（6）加强运行锅炉水汽监督。应加强在线化学仪表的维护和在线检验，确保在线化学仪表的准确。严格控制凝结水、给水品质。加强凝汽器管泄漏检测，发现凝结水Na+和氢电导率明显增加要及时采取措施，采取措施无效要及时停机，避免锅炉受热面结垢导致超温（7）调整二次风送风比例，降低高温受热面形成的热偏差，防止出现局部超温现象，如发现锅炉主再热蒸汽温度偏差超过10℃需要及时采取处理措施，避免锅炉局部超温引起氧化皮脱落。

（四）预防氧化皮生成的关键

通过上文阐述可以总结以下几点预防氧化皮生成的关键：（1）超临界直流锅炉高温受热面采用T91、TP347H管材時应当注意监测主再热汽温度，如主汽温度大于560℃，连续运行6000h，或再热汽温度大于560℃，连续运行15000h就会生成氧化皮并大面积脱落，应当将此作为预防关键点。（2）为防止机组运行过程中因壁温超标生成氧化皮，在受热面管材升级之前应当采取机组启停控制方式。

结语

通过上文的阐述可以总结出，预防超临界直流锅炉生成的关键在于合理控制各个阶段，包括启动阶段、停炉阶段、运行阶段，只有在各个阶段加强监测调整才能有效避免氧化皮生成和剥落，防止出现超温爆管现象。

直流锅炉 第3篇

关键词：直流锅炉,化学清洗,EDTA,碱洗

0 引言

近年来我国电力工业发展突飞猛进, 根据电力工业部颁发的“化学监督制度”, 火力发电厂无论是新建机组还是运行机组, 都应按照规定要求对电站锅炉进行化学清洗工作。化学清洗不仅能使锅炉安全运行, 节约燃料, 提高传热面的金属强度, 而且能有效提高锅炉的蒸发率, 延长锅炉的使用寿命, 并对节约能源和提高经济效益有着重大的实际意义。目前, 一些电站企业在锅炉酸洗和钝化过程中未能选择正确的化学清洗方法, 以致于造成锅炉结垢和腐蚀, 使金属蠕胀而改变其金相结构, 降低强度, 从而导致锅炉过热而爆管, 造成经济损失。因此, 为了确保锅炉运行中良好的水汽质量, 避免炉管结垢腐蚀, 锅炉清洗和钝化必不可少。

广东粤电靖海发电有限公司现有2台600 MW燃煤发电机组, 分别于2007年2月18日和2007年6月28日投产发电, 锅炉为超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构Ⅱ型烟煤锅炉。

按照DL/T7942001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》规定, 我公司在安装完毕投产前采用双氧水和EDTA钠盐对机组进行了化学清洗。从EDTA清洗工艺的效果看, EDTA化学清洗与一般使用的盐酸等酸洗工艺对比有着明显的优势。

(1) 系统简单, 临时管路少, 整个程序时间短。

(2) 废液可以回收, 胺盐重新结晶再利用避免了对环境的污染, 又可以节约资金。

(3) 在EDTA溶液中加入适当的缓蚀剂, 其对金属的腐蚀性极小。同时, 酸洗、钝化一步到位。脱落的氧化铁与清洗液形成溶液, 减少了善后清理和堵管现象, 产生了良好的工艺效果。

(4) 耗水量约为盐酸酸洗的一半。

(5) 由于EDTA废液可以回收, 回收率可达90%以上, 使耗资仅为盐酸酸洗的60%左右。

目前, 采用除盐水作为补充水的火电机组锅炉内沉积物的主要成分是Fe3O4、Fe2O3和Fe O等铁的化合物, 另外还可能含有少量的铜、钙和镁的化合物。在水溶液中铁氧化物存在着以下的水解平衡:

本次清洗就是利用一定浓度的乙二胺四乙酸 (EDTA) 的钠盐溶液作为清洗液, 利用EDTA的络合作用溶解金属表面的沉积物。不同的p H值条件下EDTA存在以下不同的形态:

在适当的条件下, EDTA络合基元Y4-与金属离子络合从而促进沉积物的溶解。铁氧化物在被络合溶解的过程中释放出相应数量的OH- (如Fe3O4+4H2O2Fe3++Fe2++8OH-) , 随沉积物的溶解, p H值自动升高。根据金属离子与EDTA形成的络合物在一定p H值条件下平衡常数的大小, 可以判定在此条件下能否生成稳定的络合物, 即在此p H值条件下能否达到络合除垢的目的。洗炉中常见的离子如Ca2+、Mg2+、Fe2+、Fe3+、Cu2+等络合物共同稳定的p H值是7.0～10.5。EDTA在p H值较低的条件下对沉积物的清洗能力较强, 随着清洗过程的进行, 当清洗液的p H值大于8时, 清洗液的清洗能力显著降低, 清洗结束进入钝化p H值范围, 因此EDTA清洗可实现除垢钝化一步完成。

1 清洗工艺简述

根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》 (DL/T7942001) 的要求, 结合机组的实际情况, 本清洗过程分2部分:碱洗和酸洗。本次化学清洗碱洗采用当前最为环保的除油清洗工艺:双氧水清洗除油;酸洗采用EDTA钠盐清洗工艺, EDTA清洗废液处理采用先回收后综合处理的方法。

2 清洗范围、清洗工艺参数

2.1 碱洗 (H2O2除油清洗) 清洗范围

凝汽器汽侧、化学精处理旁路、轴封加热器及旁路、#8～#5低加水侧及旁路、1/2除氧器水箱、高中低压给水管道、凝结水管、#3～#1高加水侧及旁路、#5～#6低加汽侧、#3～#1高加汽侧、省煤器、螺旋水冷壁、垂直水冷壁、启动分离器、贮水箱等。

2.2 EDTA清洗范围

除氧水箱、高中低压给水管道、#3～#1高加水侧及旁路、凝结水管道、轴封加热器及旁路、#8～#5低加水侧及旁路、省煤器、螺旋水冷壁、垂直水泠壁、启动分离器、贮水箱等。

第一回路:除氧器水箱给水前置泵临时管道轴封加热器及旁路#8～#5低加及旁路除氧器水箱;第二回路:除氧器水箱给水前置泵#3～#1高压加热器及旁路给水操作台省煤器螺旋水冷壁垂直水冷壁启动分离器贮水箱临时管道除氧器水箱。

2.3 化学清洗工艺参数

化学清洗工艺参数如表1所示。

3 清洗过程

3.1 碱洗

(1) 碱洗前对临时系统、凝汽器汽侧及低加汽侧、炉前低压系统进行水冲洗;

(2) 对凝汽器、低加水侧及高低加汽侧碱洗及碱洗后水冲洗, 双氧水清洗液排完后, 凝汽器补水至高水位, 凝汽器及低加汽侧水冲洗步骤冲洗至出水双氧水浓度约为0、出口水质透明澄清为止;

(3) 对高加水侧及炉本体系统碱洗及碱洗后水冲洗。

3.2 EDTA清洗

3.2.1 EDTA清洗母液的配制

按清洗系统的体积及小型试验计算所需的EDTA用量及还原剂、缓蚀剂等用量, 并配制成12%～18%的EDTA清洗母液, p H值为5.5～6.0。

3.2.2 EDTA清洗

(1) 向清洗系统加入EDTA清洗母液, 补水至除氧器水箱水位1/3水位、贮水箱0水位, 按升温试验回路循环加热升温至120～130℃, 维持该温度下循环清洗10～12 h。清洗过程中除氧器水箱水位维持在略高于2/5、贮水箱低于2/3水位。当EDTA的残余浓度、铁离子浓度趋于稳定后, 拆看监视管, 观察铁锈是否已被彻底清洗干净。当监视管清洗干净后, 调整清洗液p H值到8.5～9.5进入钝化阶段, 再循环清洗6～8 h, EDTA清洗结束。清洗结束后, 继续循环, 待系统温度低于100℃, 将EDTA清洗液排放干净。

(2) 在升温过程中利用省煤器入口的温度测点和红外线测温仪对加热器的进出口、贮水箱至除氧器水箱临时管道的温度进行监测, 30 min测量1次。当发现#2高加进出口温差大于30℃或者升温速率较慢时, 减少投#2高加蒸汽及适当加大投除氧器水箱混合加热, 从而减小#2高加进出口温差, 提高系统整体温度。

(3) 在各回路清洗过程中, 严格监测EDTA有效浓度、总铁浓度、p H值和温度等参数指标。以上项目每60 min分析1次;当EDTA有效浓度、总铁离子浓度、p H值、温度及时间等参数指标趋于稳定状态确定清洗已接近终点。

3.2.3 EDTA的废液处理

(1) EDTA清洗结束后, 继续循环, 同时打开锅炉所有人孔及烟道档风板 (若条件具备的话启动风机) , 将系统温度迅速降到100℃以下, 停给水前置泵, 将清洗系统内的EDTA清洗液迅速全部退回贮药箱, 时间控制在2 h之内。

(2) EDTA的回收:在EDTA清洗液中加入浓硫酸 (p H控制在0.8～1.2) , 使EDTA发生酸效应生成沉淀析出, 用压缩空气搅拌均匀后, 静置1～2天。上部澄清液经检查确定EDTA浓度达到排放标准, 排到工业废水系统进行处理。箱内EDTA结晶体用除盐水漂洗后袋装干燥。

4 化学清洗结果

(1) 被清洗的金属表面清洁, 基本上无残留氧化物和焊渣, 不出现二次浮锈, 无点蚀, 无明显金属粗晶析出的过洗现象, 没有镀铜现象, 金属表面形成完整的钝化膜;

(2) 腐蚀指示片平均腐蚀速率小于8 g/ (m2h) , 腐蚀总量小于80 g/m2;

(3) 除垢率不小于95%, 为优良;

(4) 打开除氧器水箱, 内部清洗无残渣;

(5) 打开凝汽器热井, 内部清洗无残渣;

(6) 清洗结束后对水冷壁等部位检查表明:金属表面清洗干净, 光滑无镀铜, 呈现灰色钝化膜, 20号钢和BHW-35钢的腐蚀速度分别为7.35 g/ (m2h) 和7.5 g/ (m2h) , 清洗及钝化效果良好。

5 结语

本次清洗较好地去除了氧化铁、铜垢以及钙、镁垢类沉积物, 对金属的腐蚀性也极小, 清洗后, 金属表面生成了良好的防腐保护膜, 无需另行钝化处理;并且清洗时的临时装置较简单, 清洗后的废液提取纯净EDTA后用水稀释可直接排放, 但是, 这类清洗剂的价格较高。

参考文献

[1]DL/T561—1995火力发电厂水汽化学监督导则

[2]TSG G5003—2008锅炉化学清洗规则

[3]DL/T246—2006化学监督导则

[4]DL/T794—2001火力发电厂锅炉化学清洗导则

[5]DL/T889—2004电力基本建设热力设备化学监督导则

直流锅炉 第4篇

1 中间点温度控制系统

中间点温度控制系统采用的是以煤跟水的工艺方案, 以汽水分离器入口蒸汽温度为工艺参数, 温度过低时会使过热器内出现凝水现象, 此时需减少给水量;温度过高时, 会造成水冷壁出口段超温, 此时需增加给水量, 不论是温度过低还是温度过高, 都会影响超临界直流锅炉的正常运转, 应尽量避免这种情况的出现。

1.1 给水温度参数设定

中间点温度控制系统的给水温度, 一般以水冷壁出口集箱的温度为参数选择点, 给水温度参数值是经过多次修正后确定的, 第一步以函数发生器对应的温度值作为基数值;第二步在技术值的基础上增加一定程度的过热度, 通常是增加12 ~ 13℃的方案;第三步考虑过热器喷水比率修正值, 修正值是参考机组给定的经速率限制和高低幅度值设定的, 修定值的设置可有效降低分离器的干湿变换幅度, 进而确定最佳给水量, 在保证超临界机组稳定运行的基础上, 实现煤水比的合理化, 增加热能利用率, 减少环境污染。

1.2 给水量参数设定

给水量的设定需要参考两个参数值, 一个是前馈信号参数值, 另一个是偏差输出校正参数值。前馈信号参数主要是反映煤水比, 当煤水比出现较大偏差时, 前馈信号可根据偏差输出校正参数值快速做出反应, 控制给水量和补偿燃料量回复煤水比, 在水冷壁出口集箱处安装有温度微分信号接收器, 通过分析温度的微分变化, 将接收到的信号汇总于前馈信号, 可以提前改变给水量, 实现给水量参数的超前设定。

1.3 给水指令设定

给水指令是控制给水泵流量的信号指示, 水冷壁出口集箱处的温度微分信号与前馈信号作为主要给水量需求参数, 在此基础上扣除汽水分离器中冷凝回流至储水箱中的液态水, 便是应由给水泵提供的给水量。给水指令直接作用于给水泵的转速控制器上, 通过调节水泵涡轮的转速, 实现给水量的精确控制。

1.4 给水控制站指令

给水泵需要设定最大流量值, 一旦给水泵的流量达到最大值后, 给水量不再增加, 以防出现超负荷运转, 对水泵造成不必要的损伤。当汽动给水泵出口的压力小于1MPa时, 给水泵控制站指令无限制条件;当压力大于1MPa时, 给水泵控制站指令输出速度受限。

2 中间点焓值控制系统

中间点焓值给水控制系统, 是在确定煤热量时, 通过调节给水量实现煤水比的控制。煤水比公式如下:

式中:H表示燃料煤的投入量;G表示给水量;hgr表示过热蒸汽焓值;hgs表示水焓值;η 表示超临界直流锅炉热效率;Qr表示燃料煤的发热量。当锅炉的运转负荷不变时, hgr、hgs、η、Qr均是固定值, 则H与G的比值保持不变, 及煤水比不变;当给水量或燃料煤投入量发生变化时, 各焓值的变化特征大体一致。

2.1 汽水分离器焓值指令设定

汽水分离器焓值指令设定需要参照屏式过热器进出口温度, 在对进出口温度各选五组后, 求平均值作差, 将得到的差值作为屏式过热器进出口的实际温差值S1, 参考蒸汽流量函数发生器作为降温设定值S2, 两者作差即汽水分离器焓值指令的基础设定值。在此基础上完成设定值修正, 得到最终汽水分离器焓值设定值。

2.2 炉膛焓值指令设定

炉膛焓值设定有两个版块共同决定, 第一版块是动态迟延块, 动态迟延块起到修复燃料供热率与给水指令间动态变化的作用, 可作为煤水比的变化缓冲区;第二版块汽水分离器焓值指令, 这两组版块指令相加即可得到炉膛焓值的测量值, 结合设计值作出修订即可得到理论上的炉膛焓值指令。但在实际工作中, 一般需要考虑炉膛焓值的实际需求值, 即当出现异常情况, 可以将设定指令切换到炉膛焓值的实际需求值, 以保障超临界直流锅炉的正常运转。

2.3 给水量设定

炉膛总给水量可由煤水比公式计算得出, 总给水量由三部分给水共同组成, 第一部分是由炉水循环泵提供, 第二部分由水冷壁凝水提供, 第三部分由给水泵提供。当第一和第二部分的给水量确定时, 可计算得出给水泵的给水量设定值。需要注意的是, 给水泵的给水量不可小于水冷壁凝水量, 以防发生高温爆管事故。

2.4 给水泵需求指令的设定

给水泵需求指令由给水泵平均需求指令和给水泵主控需求指令共同决定。给水泵主控需求由超临界直流锅炉的炉水循环泵流量与给水泵流量的加和后经给水控制器修正后得到。

3 中间点温度和中间点焓值两种给水控制系统对比分析

中间点温度和中间点焓值两种给水控制系统各有各的优点, 工作人员需要根据实际需要对给水控制系统进行合理选择, 实现超临界直流锅炉的最佳控制。1) 中间点温度给水控制系统反应直观、控制迅速。用中间点温度控制给水量时, 不仅能及时调节水冷壁的响应温度, 还能缩短蒸汽温度的反应时间。另外, 从人工操作角度分析, 中间点温度给水控制系统更方便。2) 中间点焓值给水控制系统对温度变化更为敏感。焓值代表的是系统中过热蒸汽所含能量, 也可以看作是其作功能力, 由于中间点焓值的敏感性, 可以实现对锅炉负荷的有效监控, 避免超负荷运转的发生, 中间点焓值给水控制系统比较适合自动化操作系统。3) 在过热器中, 因存在过热蒸汽压, 使得中间点温度控制易出现给水控制失调现象。当过热器中蒸汽压负荷降低时, 会出现凝水现象, 机组动力也会降低;当过热器中蒸汽压负荷增加时, 又会引起过热蒸汽温度过高, 容易对水冷凝壁出口造成损耗。

4 结论

超临界直流锅炉给水控制是电力机组自动化中的重点, 同时也是难点, 给水控制是一项复杂的控制项目, 本文介绍的两种给水控制系统, 需要工作人员结合直流锅炉在实际运行中的具体情况, 通过分析总结, 科学合理选择给水控制系统, 使超临界直流锅炉能够正常高效运行。

参考文献

[1]樊景星.超临界直流锅炉给水控制逻辑分析与优化[J].广东电力, 2015 (1) .

[2]高明明.600MW超临界循环流化床锅炉控制系统研究[J].中国电机工程学报, 2014 (35) .

[3]谷俊杰.超临界直流锅炉煤水比控制系统机理建模及定量反馈控制[J].动力工程学报, 2014 (12) .

直流锅炉 第5篇

主蒸汽温度是直流锅炉运行中需要监视的一个重要参数,过高或者过低都会影响机组的安全经济运行。随着高参数、大容量机组逐步参与电网调峰,机组负荷会发生大幅变动,主蒸汽温度也将承受剧烈变化[1]。优化主蒸汽温度控制方法,提高控制精度和稳定性,能够减少爆管事故的发生,提高机组变负荷快速响应能力,对于机组长期的安全、经济运行具有重要意义。

常规主蒸汽温度控制结合前馈补偿和串级系统等策略[2],采用固定参数或分段PID构造控制器,没有完全考虑主蒸汽温度在变负荷下模型变化的影响,工况复杂时还需手工操作和监督控制,严重影响了机组的经济性和安全性,可见常规控制方法在对象模型变化时,往往达不到理想效果。而自校正控制可以不断测量系统状态,进而调节控制器参数,在解决模型不确定控制问题时具有明显优势[3]。自校正控制思想最早在1958年由Kalman提出,并于1973年由Astrom等发展形成,该方法具有较好的解决非线性、多模态、变工况控制问题的能力,因而受到广泛关注并逐步得到推广应用,如文献[4]采用了自校正模糊控制策略解决多变量非线性控制问题,文献[5]提出了基于遗传算法(GA)的自校正PID用于化工过程温度控制,仿真试验结果表明,这些控制策略均比传统方法具有更好的控制效果。

本文将自校正控制方法引入直流锅炉主蒸汽温度控制中,分别采用GA和最小方差率辨识被控对象模型参数和构造控制器,以满足变负荷下的主蒸汽温度控制要求。为了使辨识过程达到较好的收敛精度和速度,对遗传算子、种群初始化方法和概率选择方式等进行了改进,并将GA引入自校正控制系统中,设计了控制算法的运算流程。最后对某超临界直流锅炉的主蒸汽温度控制进行仿真,结果表明本文所提自校正控制方法具有较快的响应速度和较强的抗干扰能力。

1 主蒸汽温度控制系统结构

超(超)临界机组主蒸汽温度具有复杂的动态特性,影响因素包括水燃比、中间点温度和减温水量等,其中喷水减温是主蒸汽温度的直接调节方式。在减温水量扰动下的主蒸汽温度θ1有较大容积迟延,而减温器出口蒸汽温度θ2有明显导前作用,因此可以将主蒸汽温度控制系统构建为以θ1为主参数、θ2为副参数的串级回路,其结构如图1所示。其中,r为参考输入,W1(s)、W2(s)分别表示主、副回路控制器、γ1、γ2分别表示主、副回路测量变送器。

自校正控制是目前研究较为系统的一类自适应控制方法,它根据控制系统的期望输出、实际输出、控制作用和外部扰动等可测变量实时改变控制器参数,使系统高性能指标达到最优[6]。自校正控制系统结构如图2所示,自校正控制器主要包括模型参数估计器、控制器参数设计器和可变参数控制器3个部分。

将自校正控制策略引入主蒸汽温度串级系统中,采用GA在线辨识被控对象模型参数,并根据辨识结果设计控制器参数,其基本结构如图3所示。由于串级系统中包含主、副回路2个部分,因此需要同时辨识导前区和惰性区对象,并根据辨识结果优化主、副回路控制器参数,最终实现稳定控制。

2 GA的分析与改进

GA是一种全局优化搜索方法,利用随机化技术对被编码的参数空间进行高效搜索,具有简单通用、鲁棒性强和搜索效率高等优点[7],其主要内容包括编码方式、适应度函数、遗传算子、初始种群和遗传参数等。本文采用实数编码问题参数,辨识过程中采用的适应度函数为:

其中,为预测模型参数;为预测输出;y(i)为实际输出;N为数据样本总数。为提高算法的收敛速度和精度,对GA部分结构进行了改进,其改进策略如下。

2.1 遗传算子

简单GA(SGA)选择算子为比例选择,其选择概率与适应度值直接相关,体现不出优秀个体的竞争力。为了使优秀个体繁殖到下一代的概率更大,又防止因其繁殖过多而造成早熟收敛的问题,本文采用线性排序选择,其个体概率计算公式为:

其中,M为群体大小;j为降序序号;η+为最佳个体期望数,η-为最差个体期望数,η++η-=2。

交叉算子通过在下一代产生新个体来保持种群的多样性,实数编码GA的交叉方法很多,以算术交叉最为简便,本文采用非均匀线性交叉[8]。设父代个体为X1t和X2t,则交叉后产生子代个体为:

其中,t为当前进化代数;c为比例因子,其取值在(0,1)之间随机产生。

变异算子的作用是保证种群一定程度的多样性,实数变异需要选择一定步长在父代个体的基础上进行加减运算。本文采用高斯变异算子[9],子代个体的计算公式为:

其中,N(0,σ)为高斯分布,σ为方差。为了使变异步长随遗传代数的增加而减少,本文将σ设定为动态参数σ(t),即:

其中,T为遗传代数。

2.2 初始种群均匀设计

SGA的初始种群是随机产生的,这种方法容易造成初始种群多样性较小,不利于种群进化,从而导致过早收敛。因此,在无法预知最优解具体区域的情况下,应该使初始种群的个体均匀分布在解空间中,使种群具有较好的多样性,从而降低种群过早收敛或陷入局部最优的概率。本文采用均匀设计方法构造初始种群,先构造均匀设计表[10],再根据设计表构造初始种群。若需要辨识的参数有n个,如果设定种群大小为m,则可以构造一个n因素m水平的均匀设计表,使初始种群个体以散点形式均匀分布在n维空间中。

2.3 概率适应性选择

交叉概率Pc和变异概率Pm对GA的性能有重要影响,在SGA中通常以经验法估算,具有很大的盲目性,且固定概率不适用于种群进化特征。为了提高GA收敛精度和速度,提出了Pc和Pm的适应性选择方法。Pc初值较大,后逐渐递减;Pm初值较小,后逐渐增大。概率调整曲线采用Sigmoid函数[11],其计算公式为:

其中,Pc1为初始交叉概率,Pc2为终止交叉概率;Pm1为初始变异概率,Pm2为终止变异概率;α为形状因子,设定为20;Ns为分界点,设定为0.25。采用此概率选择方法,能够适应种群进化前期收敛快而后期收敛慢的特征,提高GA搜索性能。

3 自校正控制算法

3.1 单步输出预测模型

由于主蒸汽温度具有大滞后特性,即在主蒸汽温度串级系统惰性区对象中存在纯延时d,因此要使输出方差最小,就必须提前d步预测输出量,再根据预测值来设计控制器参数。单回路最小方差自校正控制系统结构如图4所示[12]。

被控对象模型为受控的自回归滑动平均差分方程(CARMA)模型,用差分方程可以表示为:

其中,y(k)为系统输出;u(k)为控制量;ξ(k)为白噪声;d为对象纯时延;A(z-1)、B(z-1)和C(z-1)为被控对象和扰动对象的加权多项式。

k+d时刻预测输出记为则预测误差记为:

为使性能指标最小,d步预测输出出出出出程:

其中,各阶次分别为ne=d-1,ng=na-1,nf=nb+d-1。

3.2 广义最小方差控制律

广义最小方差自校正控制,在求解控制率的性能指标中引入控制量的加权项,从而抑制控制作用的剧烈变化[13],控制器目标函数设计为:

其中,E{}表示方差计算;y(k+d)、yr(k+d)分别为k+d时刻系统实际输出及期望输出;u(k)为控制量;P(z-1)、R(z-1)和Q(z-1)为实际输出、期望输出和控制量的加权项,分别具有改善闭环系统性能、柔化期望输出和约束控制量的作用。

在设计控制系统时,一般可取P(z-1)=1、R(z-1)=1和Q(z-1)=q0,从而在不影响控制精度和稳定性的前提下简化运算。q0需根据实际情况加以调节,q0过小则会失去对控制作用的约束,难以保证稳定性;q0过大则无法实现最优控制。使性能指标最小的广义最小方差控制率为:

3.3 基于GA的自校正控制流程

使用GA在线辨识模型参数时,采用递推修正策略,通过辨识修正项来更新模型参数,其原理为:

其中,为新参数;为旧参数;为参数修正项。该方法既可以改善辨识精度,又能降低对模型参数范围设定的要求。基于GA的自校正控制,在已知模型结构和阶次等条件下,首先利用GA在线估计模型参数,再以式(14)作为控制目标函数,通过广义最小方差率实现控制过程,具体流程如下。

步骤1设置初始值,包括模型初始参数θ赞(0)、遗传参数;输入初始数据,包括期望输出和白噪声等,并设置加权系数多项式P(z-1)、R(z-1)和Q(z-1)。

步骤2采样当前实际输出y(k)、期望输出yr(k+d)。

步骤3根据上次辨识结果估计参数范围,利用改进GA实时辨识参数修正项通过式(16)计算其过程分为以下几步:

a.采用实数编码方式编码修正项

b.采用均匀设计方法构造初始种群;

c.计算种群各个体的适应度值

d.对种群进行选择、交叉和变异操作,以进化到下一代群体P(t+1);

e.如果达到最大进化代数,则完成搜索得到最优解,否则返回步骤c。

步骤4根据参数辨识结果求解丢番方程式(12)、(13),得到多项式E、F、G的系数。

步骤5利用式(15)计算控制量u(k)。

步骤6令k=k+1,返回步骤2,循环计算。

对于主蒸汽温度串级系统,主、副回路采用相同流程进行控制,通过反复迭代计算,辨识不同工况下的对象模型,并根据所获模型参数调整控制器参数,从而最终实现对主蒸汽温度的稳定控制。

4 主蒸汽温度控制仿真

锅炉主蒸汽温度被控对象模型可以用多容惯性传递函数表示,当阶次较高时,也可以用带纯迟延的一阶惯性传递函数替代。仿真试验采用某600 MW超临界机组在不同工况下的主蒸汽温度模型[14](如表1所示),包括惰性区和导前区2个部分,其模型结构可以表示成式(17)、(18)形式[15]。

其中,K、T、τ分别为惰性区对象模型的比例系数、时间常数和延迟时间;K2和T1、T2分别为导前区对象的比例系数和时间常数。控制过程是将传递函数转化为差分方程形式后,对方程系数进行辨识,以便在计算过程中直接利用辨识结果。

使用改进GA辨识被控对象模型时,需要现对GA部分参数进行设置,以保证模型参数辨识过程具有较好的收敛精度和速度。鉴于控制过程中数据样本数量较少和在线控制对速度的要求,本文在大量实验基础上确定了GA参数设置如下:种群大小P=20;进化代数G=40;选择压力Sp=1.6;初始交叉概率Pc1=0.6,初始交叉概率Pc2=0.9;初始变异概率Pm1=0.01,终止变异概率Pm2=0.1。

将改进GA应用于模型辨识单次测试,采用37%负荷下的惰性区模型,构造随机扰动下的数据样本,样本长度l=289,采样周期为1 s,并与SGA辨识结果进行比较。图5反映了改进GA和SGA在进行一次辨识时的目标函数进化曲线。从图中可以看出,改进GA比SGA更快找到最优解,且搜索到的目标值更好,即改进GA具有更好的收敛速度和收敛精度。

仿真试验分无噪声和有噪声2种条件进行,采用时间长度为8000 s的单位阶跃输入,采样周期为1 s,有噪条件下,在主、副回路均引入期望为0、方差为110-4的白噪声。对象模型采用37%、50%、75%、100%4组不同负荷下的模型,以模拟实际控制中模型随负荷变化的过程,每段负荷持续2000 s,并通过阶跃变换对负荷进行切换。考虑到现场锅炉启动时主蒸汽温度并非从0开始上升,且初始状态调节过程复杂,为尽可能模拟实际情况,仿真试验仅分析稳定运行后的调节过程和工况切换过程。

模型辨识前需对CARMA模型系数初值和修正项范围进行设定,且初值设定宜较小。主回路为一阶模型,系数初值设为a1=0.001,b0=0.001,c1=0,系数对应修正项范围均设为[-0.01,0.01],初始延迟时间d设为10,修正项范围设为[-10,10];副回路为二阶模型,系数初值设为a1=a2=0.001,b0=b1=0.001,c1=0,对应修正项范围均设为[-0.01,0.01],延迟时间d=1不参与辨识。建立好初始条件后,采用改进GA实时辨识模型参数,并结合广义最小方差率完成主蒸汽温度的自校正控制过程,同时采用基于SGA的自校正控制进行对比分析,无噪和有噪条件下的仿真结果分别如图6、7所示。

从图6可以看出,无噪声扰动条件下,采用基于改进GA的自校正控制比基于SGA的自校正控制具有更稳定的控制过程,负荷切换时具有更短的调整时间,各阶段最大动态偏差也更小。改进GA在2000 s、4 000 s、6 000 s 3处切换点,恢复到稳定状态的调节时间分别为523 s、228 s、137 s,最大偏差分别为4.99%、5.88%、4.43%;SGA的3处切换点调节时间分别为873 s、1 029 s、982 s,最大偏差分别为4.99%、5.94%、6.04%,即基于改进GA的自校正控制具有更强的状态恢复能力,更能适应模型变换的影响。

从图7可以看出,有噪声扰动条件下,采用基于改进GA的自校正控制比基于SGA的自校正控制具有更小的误差。仿真过程中,改进GA的累积方差为29.8820,均方差为0.003 7;SGA的累积方差为81.778 9,均方差为0.010 2。可见,基于改进GA的自校正控制具有更强抗干扰能力。

根据仿真分析结果可知,基于改进GA的主蒸汽温度自校正控制具有更快的响应速度,输出曲线变化趋势更为平稳,在控制过程的各阶段都实现了稳定控制,虽然在模型切换时超调增加,但又迅速回到了稳定状态,没有出现较大波动。而基于SGA的主蒸汽温度自校正控制,其调节品质相对较差,容易出现超调或者调节不足的情况。因此,采用本文所提改进GA进行主蒸汽温度自校正控制具有更好的调节品质,更能满足大型火电机组主蒸汽温度的实际控制需求。

5 结语

直流锅炉 第6篇

关键词：直流锅炉,蒸发受热面,热偏差

在省煤器和过热器中, 工质为单相的水和蒸汽。单相流体的水动力问题较为简单, 由于在工质和烟气的热交换中, 只有温度的升高而无状态变化。而蒸发受热面中, 工质为两相流体, 它的水动力特性复杂, 在热交换过程的同时, 还伴随工质状态的不断变化, 如进口变为饱和蒸汽。从水动力工作的角度看, 直流锅炉与自然循环气包锅炉的区别在于炉膛蒸发受热面内工质的流动特性不同。直流锅炉炉膛蒸发受热面的流动特性, 包括两相流体的水动力不稳定性, 并联管圈的流体脉动现象和热偏差。管内工质为单相流体的过热器热偏差, 适用直流锅炉的蒸发受热面。因此, 应分析直流锅炉蒸发受热面中影响热偏差的因素及相应的措施。

1 热偏差的影响因素

热偏差与热力不均、水力不均及结构不均等因素相关。对蒸发受热面可不考虑结构不均对热偏差的影响。热偏差主要是因热力不均和水力不均共同作用造成的。

1.1 热力不均

炉膛内烟气温度分布从宽度、深度或高度来看都不均匀。锅炉的结构特点、燃烧方式和燃料种类不同, 热负荷不均匀程度也不同。通常垂直管屏的吸热不均匀程度大于水平管圈, 燃油锅炉的吸热不均匀程度大于燃煤锅炉。锅炉运行时, 如火焰偏斜、炉膛结渣等, 造成较大的热偏差。

以上适用直流锅炉, 也适用其他类型锅炉, 如自然循环锅炉。除一次垂直上升管屏在低负荷下运行的状况外, 直流锅炉都没有自补偿能力, 这与自然循环锅炉有较大差异。在直流锅炉蒸发受热面中, 吸热多的管, 因其工质比体积大、流速高, 阻力大, 管内工质流量减少;而流量的减少反过来促使工质的焓增更大, 比体积大, 这就造成热偏差达到较为严重程度。直流锅炉的吸热不均, 还可能影响流量不均, 扩大热偏差, 这对管壁的安全产生影响。

1.2 流量不均

流量不均是因并联各管的流动阻力不同、重位压头不同及沿进口或出口联箱长度上压力分布特性的影响而造成的。水动力不稳定和脉动也是引起流量不均的原因。应分析流动阻力和重位压头的不同造成的流量不均问题。

1.2.1 流动阻力的影响

水平围绕及螺旋式管圈, 因本身流动阻力较大, 远超过重位压头和联箱中压力变化对流量不均的影响。所以, 对这种形式的受热面仅需考虑流动阻力对流量不均的影响。

工质流量与管圈阻力系数及管内工质的平均比体积有关。吸热多的个别管圈的阻力系数及工质平均比体积比同组各管圈相应的平均值大时, 会造成该管圈中的流量降低, 导致热偏差增大。

阻力系数的大小由管圈的结构和安装质量决定。管的长度不同、管内的粗糙度不同、弯曲度不同及管内焊瘤等, 都能导致管阻力系数的不同。

工质平均比体积的不同, 是由吸热不同引起的。在流动阻力起主要作用的水平管圈中, 平均比体积较大的管子内工质流量较小。在两相流体的比体积随焓值的增加而剧烈增加时, 因吸热的不同而造成的流量偏差较大, 就是阻力系数均匀, 也会造成较大的热偏差。

1.2.2 重位压力降的影响

在垂直上升的蒸发管屏中, 重位压降在总压降中的作用不可忽视, 要考虑重位压力降对热偏差的影响

垂直上升蒸发管屏中, 若流动阻力损失占的份额大, 在个别管圈热负荷偏高时, 由于偏差管中工质平均比体积的增大可能出现流动阻力增大, 并使其流量降低。同时, 由于偏差管中工质密度减小导致重位压力降低, 又促使流量回升。所以, 在垂直上升管屏中, 重位压力降有利于减小流量偏差。而若管屏总压降中流动阻力损失占的份额较小 (低负荷时) , 重位压力降占总压降的主要部分, 重位压力降会导致不利影响。受热弱的偏差管中会因平均密度较大, 重位压力降较大, 造成该管中流动停滞。

2 减轻与避免热偏差的措施

为减小热偏差, 在锅炉结构上要使并联各管的长度及管径等尽量均匀;燃烧器的布置和燃烧工况应考虑炉膛受热面热负荷均匀;在锅炉设计布置上也要采取一些相应的措施。

2.1 加装节流圈

在并联各管进口加装节流圈或在管屏进口加装节流圈以减小热偏差。与各管屏的热负荷相应, 在各管屏入口前装设不同节流程度的节流阀或节流圈, 在锅炉投运时进行调整, 使热负荷高的管屏中具有较高的质量流速, 以使各管屏得到几乎相近的出口工质焓值。在具体设计和调整节流圈时, 应同时考虑水动力稳定、消除脉动和减小热偏差。

2.2 减小管屏与管带宽度

减小同一管屏或管带中的并联管圈根数, 在相同的炉膛温度分布和结构尺寸状况下, 可减少同屏或同管带各管间的吸热和流量的不均匀性, 使热偏差减小。

2.3 装设中间联箱和混合器

在蒸发系统中装设中间联箱和混合器, 能使工质在其中充分混合, 再进入下一级受热面, 这样前一级的热偏差不会延续到下一级, 工质进入下一级的焓值均匀, 能减小热偏差。

2.4 采用较高的工质流速

这能降低管壁温度, 使受热多的管子不过热。对于垂直管屏, 因其重位压力降较大, 若质量流速过低, 则在低负荷运行时可能因吸热不均而导致不正常, 所以, 额定负荷时工质质量流速采用较大的数值。

2.5 合理组织炉内燃烧工况

直流锅炉 第7篇

关键词：循环流化床,直流锅炉,给水调整

循环流化床燃烧技术是目前比较先进的煤洁净发电技术之一。采用较高的超临界运行参数发电较亚临界及其以下的机组能提高发电效率, 所以超临界和CFB锅炉结合起来成为了高效、低排放的发电锅炉。河坡发电是首批350MW超临界直流CFB锅炉的使用者, 在没有同类型机组运行经验的情况下, 通过逐步摸索, 逐渐对350MW超临界直流CFB锅炉各个工况下的给水调整有了一些认识和心得。

1 锅炉简介

锅炉型号DG1184/25.31-Ⅱ1, 与350MW超临界汽轮发电机组配套。

锅炉为超临界参数变压运行直流炉, 单炉膛、半露天M型布置、平衡通风、一次中间再热、固态排渣、水冷滚筒式冷渣器、循环流化床燃烧方式, 采用高温冷却式旋风分离器进行气固分离, 锅炉整体为全钢架结构, 整体支吊在锅炉钢架上[1]。锅炉最大连续蒸发量和额定工况如表1所示。

锅炉的启动系统由汽水分离器、储水罐、大气扩容器、水位控制阀 (361阀) 、截止阀、疏水泵 (一用一备) 、管道及附件等组成。工作流程为水冷壁出口集箱→汽水分离器→储水箱→361阀→大气扩容器→疏水泵→至汽机凝汽器或机组排水槽。

2 锅炉上水及冷态清洗

锅炉进行相关检修后停运时间≥150h或锅炉长期运行后, 再次启动前必须进行冷态清洗。冷态清洗的标准是:炉水含铁量<l00μg/L, 电导率<1μs/cm。

具体操作:启动电动给水泵, 维持给水流量80~150T/H (具体视水冷壁温差) , 通过给水旁路调整门 (俗称小阀) 给锅炉上水。此处需注意以下两点:

(1) 冬季上水要注意水冷壁壁温, 防止炉水上冻。

(2) 要验证储水罐水位计的准确性, 通过水位计正压测、负压侧排水以及查看排空平台均可。

3 不同工况下的给水调整

3.1 锅炉启动期间给水调整

3.1.1 第一阶段:点火阶段

在锅炉水质合格后, 锅炉就可以点火了。根据厂家给出的指导意见, 在点火升温期间锅炉一直保持355T/H流量运行, 目的是保证有足够的工质吸热保护水冷壁。

但是, 实际应用中遇到了一些问题:

(1) 锅炉长期保持355T/H运行, 化学制水跟不上, 有除盐水断水的可能;

(2) 启动初期床温较低, 给水量大造成产汽量较小, 旋风分离器过热器以及后续过热器管内冷却介质少, 容易超温;

(3) 启动初期产汽量小, 大量的水经过361阀排入机组排水槽, 带走了热量, 延长了启动时间。

改进措施:在启动过程中, 给水流量不要一成不变, 根据床温的升高逐渐提高给水流量, 使大部分水能变成蒸汽, 冷却过热器管子, 同时能减少用水量, 减少热量损失。

3.1.2 第二阶段:投煤阶段

当床温达到投煤要求时, 往往主汽参数已经升高到一定阶段, 汽机旁路已经打开, 锅炉的疏水、排空系统均已关闭。在这个阶段投煤目的主要是尽快将参数升至汽机冲转要求。此时, 给水流量仍然是根据床温来控制。由于是投煤初期, 这个阶段容易出现锅炉燃烧忽强忽弱的情况。值班员要特别注意根据燃烧及时补水。

3.1.3 第三阶段:并网带负荷

此阶段锅炉投煤量增多, 床温上升至无烟煤着火点以上, 锅炉内部燃烧强度明显增强, 如不及时调整, 水冷壁温差会增大, 威胁锅炉安全。这时应观察床温变化率, 在床温达到快速上涨的拐点时, 迅速同步增加电泵转速, 提高给水压力和上水流量, 保证储水罐水位稳定, 避免水冷壁温出现偏差。

3.1.4 第四阶段:干湿态转换

转态负荷推荐是30%BMCR, 在这个阶段电负荷为105MW, 给水流量355T/H (尽量不要超过400T/H) , 主汽压力最好不超13MPa。在这参数控制下转态比较安全, 给水流量太大或太小, 都会导致锅炉水冷壁过热段的推后或前移, 主汽温度难以控制, 受热面管壁超温。转态完成以后, 控制给水流量适当低于蒸汽流量。此时应多观察中间点温度, 保持燃烧稳定, 防止机组干湿态反复转换。

3.2 正常运行中的给水调整

由于没有汽包, 锅炉转入直流运行以后, 循环倍率变为1, 给水一次蒸发为蒸汽, 给水流量即蒸汽流量。此阶段给水的控制和以前几个阶段大不同, 它不再控制储水罐水位, 而是和煤量一起控制负荷和汽温。煤水比和汽水分离器出口过热度是该阶段两个重要的监视参数。由于循环流化床锅炉燃烧具有较大的热惯性, 煤水比反应不及时, 所以按照反应速度来看, 过热度能快速灵敏的反应出给水流量和锅炉放热量是否匹配。在投入给水自动和焓值自动后, 值班员只需监视过热度参数即可, 如果过热度偏高或偏低, 可以设置过热度偏置来调整给水流量。在条件允许的范围内, 尽量降低过热度, 这样可以减少过热器减温水的用量, 主汽温度的调整也有一定裕量。

3.3 停炉时的给水调整

正常停炉时, 干态和干湿态在转换时的给水调整同锅炉启动。锅炉停运后, 由于床温尚高, 为保护水冷壁管, 锅炉应继续上水。同样, 根据床温下降及时调整给水量, 保证水冷壁壁温下降速度始终<100℃/H。当床温<400℃, 水冷壁壁温<200℃, 可以停止锅炉上水。

3.4 事故状态的给水调整

在异常事故工况下, 如风机跳闸, 自动给水不能满足迅速调节的需求, 应及时将给水控制切至手动控制, 及时将CCS切除 (如果CCS未自动切除) , 锅炉主控、汽轮机主控切手动, 同时手动调节汽泵转速控制给水流量维持中间点过热度。

事故状态下仍然还是盯住过热度来调整给水流量, 同时还有一个经验值:即1万电负荷对应锅炉负荷29T/H蒸汽, 根据此比例计算即可得知对应负荷下应该调整的给水流量。

4 结束语

综上所述, 给水流量的调整是直流锅炉的一个重点, 同时也是一个难点, 对于CFB直流锅炉更是如此。因此这就要求相关工作人员需要对锅炉在不同工况下的给水调整控制方法具有清晰的认识, 并不断的摸索研究, 以此来保证CFB直流锅炉安全稳定运行。

参考文献

直流锅炉 第8篇

关键词：水冷壁,沉积物,爆管,酸洗

0 引言

某电厂2600 MW超临界锅炉于2008年8月开工建设,锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1950/25.4-HM15直流锅炉。1号锅炉于201 1年5月7日酸洗结束,6月6日吹管结束,7月7日机组进行了整套启动工作。在随后的锅炉启动过程中,1号锅炉标高55～58 m的垂直水冷壁右、前、后、左墙先后于7月11日、17日、28日,8月7日、14日、26日及9月3日连续爆管。

2号锅炉于2011年9月18日酸洗结束,10月28日吹管结束。11月126日机组整套启动并进行了相关试验。在随后的锅炉启动过程中,2号锅炉标高55～57 m的垂直水冷壁右、左墙分别于12月10日、17日发生爆管。垂直水冷壁材质为15CrMoG,规格为31.8 mm6.2mm。

本文通过宏观检查、化学成分检验、金相检验和能谱测试等方法对垂直段水冷壁爆管原因进行了分析,认为管内壁沉积物脱落沉积在弯管处造成通流不畅或堵塞,是爆管的直接原因[1],并采取了相应的措施去除管内壁的沉积物,有效地解决了水冷壁爆管问题。

1 管内沉积物分析

由于爆管位置和砖红色附着沉积物在炉内随机性分布,通过内窥镜检查发现管内沉积物分布存在随机性,基本可确定管内的沉积物不是正常运行工况下形成。后将管内沉积物原始样品取出进行分析。

发生爆管的水冷壁管(简称超温管)与未发生爆管的水冷壁管(简称正常管)直管与弯管部位管内壁情况分别见图1图4,可见两者存在明显的不同。

(1)颜色不同:正常管内壁为均匀连续钢灰色,超温管内沉积物为砖红色。管内壁沉积物能谱分析结果见表1,结合X衍射晶体结构分析结果可知沉积物主要物质成分为Fe2O3占78.6%,Fe3O4占21.4%。15CrMo的抗氧化温度为540℃当温度低于540℃时,生成氧化物Fe2O3及Fe3O4,超过550℃,则生成氧化物FeO,因此可排除因超温形成该沉积物的可能。

(2)附着形态和尺寸不同:正常管内壁流动正常,宏观上应较为平整。实际正常管目视观察也基本平整,显示工况正常(见图1及图3)。而超温管内壁存在明显的砖红色沉积物,堆积部分更甚,内窥镜观察管内堵塞程度超过20%(见图2及图4),这不是正常工况腐蚀产物的应有沉积形态。

(3)垢层分布具有随机性:在1号锅炉换管过程中对换下的管子进行抽查,抽查716根管(共计1 468根),仅发现26根管存在不同程度的结垢,并且垢层在管内的分布呈不连续性。显然与普遍的均匀汽水化学条件无关。

对有沉积物的管样,采用盐酸溶垢法测垢量,溶垢液的成分为5.0%盐酸+0.3%盐酸缓蚀剂,在50～60℃温度下清洗7 h。结果显示沉积物最严重的管子结垢量接近2 800 g/m2,远远超过了DL/T 7942012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》所规定200 g/2的清洗垢量;清洗内壁垢层后发现垢下存在密集m分布的腐蚀坑(见图5及图6)。

2 管内沉积物成因分析

垂直水冷壁位于中间集箱和上集箱之间,结构型式如图7和图8所示。

管内壁砖红色沉积物为铁的氧化物,从其形态和构成上分析应为外来沉积物,不是管子本身在运行中形成的氧化腐蚀产物[2]。查阅化学水处理水质检测报告,机组运行期间水质合格,因此判断沉积物可能是基建期间的酸洗残留物。

1号、2号机组均采用柠檬酸清洗,其主要原理是柠檬酸铵络合氧化铁形成柠檬酸铁铵及柠檬酸亚铁铵,柠檬酸铁(亚铁)铵随着温度的降低溶解度急剧下降,清洗期间,因启动锅炉加热能力有限,且环境温度较低,未能达到酸洗要求的75℃以上,清洗出来的柠檬酸铁(亚铁)铵部分被还原生成柠檬酸铁(亚铁)沉淀,附着在炉前系统、下联箱、螺旋水冷壁、省煤器等上。

机组启动后,水温超过260℃,柠檬酸亚铁又溶解到水中,变成铁的氧化物。在清洗过程中由于泵流量不足,管间阻力有差别,流量较低的管内酸洗残留物更容易沉积,从而造成残留物随机分布。

残留物随炉水进入垂直水冷壁54 m至上联箱之间的水汽变化过渡区,因热负荷高、蒸发快,汽/液比随标高急剧增大,水汽中溶解的杂质及残留物易在此区域聚集沉积[3]。急剧蒸发时的紊流作用不利沉积;过渡区后单相蒸汽流动降低紊流程度,形成沉积集中分布区。

分布区中这种疏松状的沉积物在一定工况下很容易脱落堆积在弯头或管孔部位,导致管内部介质流通不畅,堵塞到一定程度会使管壁温度急剧升高引发短期过热爆管;另外垢层的存在对管子传热极为不利,会使管壁温度明显升高,从而导致长期过热爆管[4]。

3 处理措施

(1)更换水冷壁管:2011年9月1号锅炉垂直水冷壁1468根管从中间联箱出口55米处更换至67米处。更换后机组顺利通过168 h试运行。

(2)2号锅炉酸洗:2012年3月对2号锅炉垂直段水冷壁进行了取样分析,对结垢量较大的管样进行了模拟酸洗试验,依据试验结果重新制定酸洗工艺并进行了酸洗。酸洗后机组顺利通过168 h试运行,运行至今正常。

(3)1号锅炉酸洗:2012年10月对1号锅炉水冷壁进行割管检查和垢量分析,最大垢量251.9 g/m2。2013年7月在1号机组第1次A修期间,重新对锅炉进行了有机酸酸洗。

2013年4月对2号锅炉水冷壁进行割管检查和垢量分析,垢量114 g/m2未超标。

4 结论和建议

(1)水冷壁管内壁整周存在的砖红色的垢层为铁的氧化物,不是管子本身在运行中形成的氧化腐蚀产物,应为外来沉积物,疏松状的沉积物脱落堆积,造成通流不畅或堵塞,是爆管直接原因。同时垢层的存在对管子传热极为不利,会使管壁温度明显升高,从而导致长期过热爆管。通过大面积换管和酸洗的方法去除管内壁附着的沉积物后可以解决因结垢引起的水冷壁频繁爆管问题。

(2)超临界机组锅炉水冷壁管径较细,如果管内存在异物很容易在弯头处形成沉积阻塞,进而造成锅炉爆管,保持管内清洁十分重要。建议:1)新建机组在安装过程要严格控制安装工艺,安装前严格通球,安装后及时清理管内、联箱的异物,防止外来异物堵塞管路;2)选择合理的酸洗方案,酸洗过程中要严格控制酸洗工艺,做好酸洗过程各项参数的监督,酸洗后尽可能做到冲洗排放干净;3)在机组运行过程中加强水质监视,确保水质合格。

参考文献

[1]李士武.600 MW超超临界锅炉水冷壁爆管原因分析[C].广州:全国超(超)临界发电机组技术交流研讨会,2011.

[2]周颖驰.锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及对策[J].热力发电,2013,42(7):138-141.

[3]李刚,李锡孝,魏铜生,等.1 025 t/h锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及解决措施[J].热力发电,2012,41(2):53-56.