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锅炉本体和汽水系统

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锅炉本体和汽水系统锅炉本体和汽水系统 锅炉本体和汽水系统课件 (目录) 一、锅炉本体结构 1(总体布置 2(水冷壁 3(汽包 4(空气预热器 5(过热器 6(再热器 7. 锅炉吹灰 8(锅炉水容积表 9(设计压力和水压试验压力 二、锅炉汽水系统 1(水循环系统 2(过热蒸汽系 3(再热蒸汽系统 4(喷水减温系统 5(管路系统 6(安全阀 7(锅炉疏水排污系统 8(汽温度变化的因素及调节方 9(锅炉启动过程中的保护 9.1膨胀监护 9.2升压过程中汽包的安全监护 9.3过热器和再热器的保护...

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锅炉本体和汽水系统 锅炉本体和汽水系统 课件 超市陈列培训课件免费下载搭石ppt课件免费下载公安保密教育课件下载病媒生物防治课件 可下载高中数学必修四课件打包下载 (目录) 一、锅炉本体结构 1(总体布置 2(水冷壁 3(汽包 4(空气预热器 5(过热器 6(再热器 7. 锅炉吹灰 8(锅炉水容积表 9(设计压力和水压试验压力 二、锅炉汽水系统 1(水循环系统 2(过热蒸汽系 3(再热蒸汽系统 4(喷水减温系统 5(管路系统 6(安全阀 7(锅炉疏水排污系统 8(汽温度变化的因素及调节方 9(锅炉启动过程中的保护 9.1膨胀监护 9.2升压过程中汽包的安全监护 9.3过热器和再热器的保护 9.4启动中省煤器与空气预热器的监护 9.5启动中汽包水位的监护 9.6启动中蒸汽品质的监护 9.7升温、升压过程中的安全措施 9.8洗硅 10(水冷壁管爆破及其防治 11(过热器管和再热器管的爆漏及防治 12(省煤器爆管 13(锅炉四管爆破事故现象及处理综述 14(关于定排有什么规定 15(锅炉水压试验 16(停炉后的保养 17(锅炉防冻措施 1 一、锅炉本体结构 1.总体布置 1.1锅炉型号 锅炉型号:B&WB-2028/17.4—M。 本锅炉采用美国B&W公司RBC自然循环“W”火焰燃煤锅炉的 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 布置。采用自然循环、一次再热、单炉膛、“W”火焰燃烧方式,平衡通风、固态排渣、露天布置的全钢架结构燃煤锅炉形式 。 尾部分烟道倒竖直平行布置。炉膛由膜式水冷壁构成。炉膛上部布置屏式过热器,炉膛折焰角上方有二级高温过热器。在水平烟道处布置了垂直再热器。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道,前部布置水平再热器,后部布置一级过热器和省煤器。在分烟道底部设置了烟气调节挡板装置,用来分流烟气量,以保持控制负荷范围内的再热蒸汽出口温度。烟气通过调节挡板后又汇集在一起经两个尾部烟道引入左右各一的三分仓容克式回转空气预热器。 锅炉采用平衡通风--:利用风机分别克服锅炉风、烟道的流动阻力,确保炉及及烟道处于微负压运行工况,炉膛出口真空度为20~30Pa。 送风机:从风道吸入口到进入炉膛的全部风道阻力,空预器、燃烧设备引风机:从炉膛出口到烟囱出口的全部烟道阻力,管束、省 煤器、空预器、除尘器、烟囱等优点: ?炉膛和全部烟道在负压下运行,锅炉房的安全和卫生条件好 ?与负压通风相比漏风量较小,保持较高的经济性 本锅炉炉膛冷灰斗下部配有刮板捞渣机,独立支承式安置于锅炉零米层。 锅炉正常连续排污率?1,BMCR。 1.2性能要求 a.炉膛设计承压能力按?5.8kPa考虑,炉膛最大瞬时承受压力按?8.7kPa考虑。当炉膛突然灭火或送风机全部跳闸,引风机出现瞬间最大抽力时,炉墙及支承件不应产生永久变形。锅炉在运行中,炉墙及炉内悬吊受热面完全不允许有晃动。 b. 锅炉采用双拱,W型火焰,炉膛出口左右两侧的烟温偏差不超过50? c. 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5?和10?。 d. 总减温水量的实际值在设计值的50,150,范围内。 e. 在BMCR工况下,过热器(汽包至过热器出口)的压降不大于1.30MPa。 f. 在BMCR工况下,再热器(低再入口至高再出口)的压降不大于0.19MPa。 g. 省煤器入口联箱至汽包的压降不大于0.4Mpa(包括静压)。 h. 在锅炉正常运行条件下,当环境温度小于或等于27?时,锅炉炉墙、热力设备、管道等的保温表面 2?;当环境温度大于27?时,上述保温表面温度允许比环境温度高25?,散热量不超过290W/m温度不超过50。 i. 不投油最低稳燃负荷不大于40,BMCR。 1.3锅炉整体布置 锅炉采用双拱炉膛、燃烧器布置在前后拱上。在装设燃烧器的拱区和下部炉膛四周敷设了一定数量的卫燃带。炉膛由膜式水冷壁构成。炉膛上部布置屏式过热器,炉膛折焰角上方有二级高温过热器。在水平烟道处布置了高温过热器。尾部竖井由隔墙管组分隔成前后两个烟道。前部烟道内布置低温再热器,后部布置一级过热器和省煤器。锅炉整体布置如图1-1所示 2 图1-1锅炉整体布置图 汽包安置在锅炉上前方,汽包中心线标高为65.92mm,大直径下降管共4根,2根布置在汽包筒身底部, 3 2根布置在左右封头下部,下降管弯向锅炉两侧将锅水引到水冷壁下集箱位置,经分配管分配到每个水冷壁下联箱。 锅炉主要尺寸如下表1-9: 锅炉深度 47100 mm 锅炉高度 60000 mm 锅炉顶梁标高 73400mm 锅筒中心线标高 65420 mm 顶棚管标高 61150 mm 水冷壁下集箱标高 7500 mm 炉膛宽度 32100 mm 该锅炉设有标准的膨胀中心,保证锅炉运行时能按预定的三向膨胀位移运动。其位置是左右方向处于锅炉对称中心上,前后位置为后水冷壁中心线向前2062.5 mm。其轴线与顶护板上沿交合处即为膨胀中心,标高为67150 mm。而设定的膨胀中心又是通过整个吊杆和刚性梁系统以及止晃装置等结构设计来实现的,同时它又作为锅炉各部位膨胀量和管子应力与柔性分析的计算根据。此外膨胀中心的设定也有利于实现良好的锅炉密封,特别是炉顶密封。 锅炉构架除屋顶外全部按露天布置的要求设计,构架的整体稳定是借助于水平支撑保证,按7级地震设防。 2.水冷壁 2.1水冷壁特点 本台锅炉采用的是鳍片管膜式水冷壁,下面简单介绍一下它的情况。 1(膜式水冷壁的优点 1)膜式水冷壁能保证炉膛具有良好的气密性;对负压锅炉而言,可以显著降低炉膛的漏风系数,改善炉膛的燃烧工况。 2)膜式水冷壁能很好的保护和支持炉墙;并且当采用敷管炉墙时,炉墙只需用保温材料,而不需用耐火材料,这样可大大减轻炉墙的重量和减少钢架的金属耗量。 3)采用膜式水冷壁可增加有效蒸发辐射受热面,从而减少了蒸发受热面金属耗量。 4)采用膜式水冷壁后,由于炉墙的重量和壁厚大大减小,从而使炉墙的蓄热量减少了3/4,4/5,这样可以缩短锅炉启动、停炉时间。 5)当炉膛爆燃时,膜式水冷壁可以承受冲击压力所引起的弯曲应力。 6)采用膜式水冷壁结构,使得炉墙连接紧固件不受炉内热烟气的直接冲刷,提高了连接紧固件的使用寿命。 7)当某根水冷壁管因堵塞而冷却变坏时,相邻管子能起到辅助冷却作用,可防止管壁温度过高或超温。 2.2采用螺旋管圈水冷壁 所需管子根数大大减少,而且这种减少水冷壁管子根数的办法不加大管子之间的节距,使管子和肋片的金属壁温在任何工况下都安全。 防止亚临界状态下的传热恶化,提高高负荷下的安全裕度。水冷壁安全裕度得到极大的提高,汽水阻力仅增加10%。 2.3自然循环的原理 整个自然循环回路是由不受热的下降管、受热的上升管(即水冷壁管)、汽包、水冷壁下集箱、水冷壁上集箱和汽水引出管等组成。汽包具有较大的容积,其中下半部充17满水,上半部为蒸汽空间,两者之间的分界面叫做蒸发面;整个回图6-1 自然循环原理 8路中的水称为锅炉水。上升管中受热达到饱和温度并产生部分蒸 1-汽包;2-下降管;汽,而下降管中为饱和水或未饱和水(欠热水)。由于蒸汽的密度623-分配水管;4-下联箱;小于水的密度,因而上升管中汽水混合物平均密度小于下降管中5-上升管;6-上联箱; 7-汽水引出管;水的密度,这个密度差推动上升管中汽水混合物向上流动进入汽 8-旋风分离器;包,并在汽包中进行汽水分离;分离出来的蒸汽由汽包送出,分离5 出来的饱和水和给水混合后进入下降管,并且从上向下流动,这样 就构成了汽水循环。 4 43 自然循环回路中的运动压头将用于克服下降管、上升管和汽水分离装置中的流动阻力。 运动压头的大小取决于水和饱和蒸汽的密度、上升管中的含汽率和循环回路高度。随着压力的升高,饱和水和饱和蒸汽的密度差减小,运动压头也将减小,这使得组织稳定的水循环趋向困难;因此随着压力的升高,应适当增大上升管中的含汽率和循环回路高度,以维持足够的运动压头;目前采用的自然循环方式锅炉,最高饱和蒸汽压力为19MPa。 自然循环的优点是可以利用连续排污和定期排污来调整和保证炉水品质,因而对给水品质要求不太高。自然循环锅炉的水容积和蓄热能力较大,对自动化控制水平要求较低;给水泵的耗电量较少。与强制循环锅炉相比,不需要在高温条件下工作的循环水泵,因而工作较可靠。 自然循环锅炉的流动压头很小,给水冷壁管的布置带来一定的困难。为了降低循环回路的阻力,水冷壁管和下降管的直径较大,管壁较厚,并需要汽包,使得钢材的使用量较大。自然循环锅炉因为有壁很厚的汽包,所以锅炉的启动时间很长,中压锅炉需要2,4小时,高压锅炉需要4,5小时,超高压锅炉需要6,7小时。 2.4水冷壁的高温腐蚀 水冷壁一般都会受到烟气中灰粒的沾污,甚至造成结渣。所谓水冷壁的沾污又称为积灰,是指温度低于灰熔点的灰粒在受热面上沉积。说到结渣,是指由高温烟气夹带的溶化或部分熔化的粘性颗粒碰到炉墙或受热面上,粘结形成灰渣层。由水冷壁沾污和结渣引起的水冷壁高温腐蚀主要有硫酸盐型和硫化物型两种,此外,炉内SO、HS、HCL气体也会对水冷壁产生高温腐蚀。 32 1( 硫酸盐型腐蚀 ?左右时,熔融硫酸盐的熔融硫酸盐积灰层对金属面的腐蚀速度比气态硫酸盐要快得多。当温度在600 腐蚀速度约为气态时的4倍。炉内水冷壁管壁温度通常在600?以下,所以熔融硫酸盐的腐蚀速度随着管壁温度增高而加快。高参数锅炉的水冷壁温度高,高温腐蚀快,因而容易发生爆管事故。 2(硫化物型腐蚀 在水冷壁管子附近,呈现还原气氛并且有硫化氢(HS)存在时,就会产生硫化物腐蚀 2 FeS将被氧化成FeO,使管壁腐蚀: 34 3(SO和SO的生成及腐蚀 23 。三氧化硫气体穿过灰层直接与壁面的氧化铁膜反应生成硫酸铁: FeO+SO?Fe(SO) 23343 硫酸铁与氧化铁的混合物结构疏松,为进一步腐蚀创造了条件。 2.5防止高温腐蚀的措施 1)采用低氧燃烧技术。过量空气系数小的时候生成的自由氧原子的数量少,烟气中的三氧化硫浓度低,发生高温腐蚀的机会减少。 2)合理配风和强化炉内喘流混合,避免出现局部还原性气氛,以减少HS和硫化物型腐蚀。 2 3)加强一次风煤粉输送的调整,尽可能使各燃烧器煤粉流量相等,以及燃烧器内横截面上煤粉浓度分布均匀。避免局部缺氧、着火困难、燃烧不稳以及局部结渣。 4)合理控制煤粉浓度。在煤粉较粗时燃尽困难,火焰延长冲刷水冷壁管,造成水冷壁管管壁磨损和局部壁面结渣,引起高温腐蚀。 5)过高的水冷壁管壁壁温度是引起水冷壁结渣和高温腐蚀的重要原因。应当避免出现水冷壁局部管壁温度过高现象。 6)燃烧器区域是炉内烟气温度最高的区域,火焰中心偏斜会造成水冷壁局部热负荷过高而产生结渣和腐蚀。 7)采用烟气再循环,可降低炉膛内火焰温度和烟气中的SO含量,降低高温腐蚀。 3 8)在结渣和腐蚀的水冷壁壁面附近喷空气保护膜。就是在受腐蚀的水冷壁区域的炉壁上布置一些小孔,人为地喷入一定的空气,在壁面附近形成氧化气氛,避免高温腐蚀。 9)在燃料中加入添加剂,改变灰渣特性。 10)提高水冷壁管的抗腐蚀能力。 11)对出现高温腐蚀的水冷壁管子及时更换,避免发生爆管。对于下列的情况的水冷壁管子要及时更换: 5 管壁减薄厚度大于30%;碳钢管涨粗超过3.5%直径,合金钢管超过2.5%直径;腐蚀点深度大于30%壁厚;石墨化大于4级;表面裂纹肉眼可见;常温条件下机械性能低,现有壁厚已不能满足强度需要。 3. 汽包 是锅炉蒸发系统中一个重要组成部件,也是自然循环锅炉及强制循环锅炉中最重要的承压部件,与下降管、水冷壁和导汽管等连接组成水循环回路;汽包是加热、蒸发和过热各个受热面的明显分界限;存有一定水量,以保证锅炉水循环;汽包内部装有汽水分离器及排污等设备,以保证蒸汽的品质。汽包的主要作用有:我厂锅炉采用单锅筒,锅筒内径φ1775mm,壁厚185mm,筒身直段长25248mm,材料采用SA-299钢板,封头壁厚170mm,材料采用SA-299钢板。 锅筒内部装置采用成熟的锅内分离装置。194 个φ292mm旋风分离器分前后三排,沿锅筒长度 均布,以保证负荷大幅度变化使水位波动时,能 有效地进行汽水分离。旋风分离器上部斜置一级 百叶窗分离器,在锅筒顶部布置二级百叶窗分离 器。一、二级百叶窗分离器进一步分离蒸汽中的 水份,使进入过热器的蒸汽干度达到99.9%以上。 结构示意图如图7-5所示 锅筒内还设置了给水分配管、加药管、连续 排污管和蒸汽取样管等。 本锅炉在锅筒上装设两只双色水位计、两只 电接点水位计和三个单室平衡容器,分别接水位 自动保护,水位调节和及盘装水位表。 图7-5 汽包结构示意图 汽包温差形成原因及措施 由于汽包壁很厚,在锅炉起停时,汽包内、外壁,上、下壁面温度差别很大,在大型锅炉中尤为突出,因此必须引起足够的重视并采取相应的安全措施。 一、温差形成的原因 1、锅炉点火过程中,随着压力的升高,炉水和蒸汽的温度也随之升高。汽包的下半部被炉水加热,而上半部被蒸汽加热。虽然炉水温度和蒸汽温度在升火过程中基本相同,但是由于蒸汽和炉水对汽包上下壁的放热系数不同,使得汽包上、下壁温度升高的快、慢不一样。饱和蒸汽遇到温度较低的汽包上壁,凝结成水, 2放出汽化潜热,此种放热属于凝结放热,其放热系数约为7000W/(m.?)。炉水对汽包下半部的传热,在点火初期,水循环还没有完全建立时,属于自然对流,其放热系数只是凝结放热的1/4,1/3。因此在升火中,汽包的上半部的壁温比下半部的壁温高。这样汽包上、下壁就形成了温差。上部壁因温度高,有膨胀的趋势,但由于下半部壁温低,阻止了上半部膨胀,上半部汽包壁承受压应力,而下半部在上半部膨胀的影响下被拉伸,而承受拉伸应力。汽包将会产生向上拱起的变形,这种变形称为香蕉变形,形成较大的热应力。 2、在停炉过程中,汽包上、下壁也会形成温度差。随着锅炉的冷却,压力逐渐下降,饱和温度也随之下降。汽包外壁有保温层,温度下降很慢。与点火情况相反,停炉以后是汽包向上部的蒸汽和下部的炉水传热。汽包内的饱和蒸汽被上壁加热成为过热蒸汽,过热蒸汽的比重较饱和蒸汽小,在汽包的上部内壁上形成一层过热蒸汽薄膜。过热蒸汽的导热性能较差,而且也不能形成对流换热,因此在汽包的上部的冷却很慢,而汽包下半部接触的是炉水,在停炉冷却过程中,炉水仍在循环,汽包下部在炉水对流换热的冷却下,温度下降较快。所以在停炉冷却过程中,仍然是汽包上半部温度高,下半部温度低,而形成温差。 二、措施 1、为确保汽包的安全,一般规定汽包的上、下壁温度差不得超过50?。在高压炉或压力更高的锅炉的汽包上下部都有测量汽包壁温度的测点,以便在升火时可以监视。当汽包上、下壁温差接近50?时,要降低升压速度。由于在压力较低时,饱和温度随压力的升高增长较快,水循环较弱,炉水的扰动不强,饱和蒸汽和炉水对汽包上、下壁的放热系数差别较大,汽包上、下壁较大温差容易出现在0,1MPa这段时间。因此,运行人员在这段时间内要特别监视汽包上、下壁温度和温差。 6 2、为了防止汽包产生过大的热应力,锅炉停炉以后必须按照规定的速度冷却。停炉后,过热器疏水阀或排空阀开启0.5小时后应关闭;停炉后6小时内关闭一切炉门挡板等都是为了防止锅炉冷却太快的措施 3、汽包采用环形夹套结构。美国CE公司控制循环锅炉通常采用环形夹套汽包结构,某些亚临界参数自然循环锅炉在设计中亦借鉴了该技术的先进经验,整个汽包或仅汽包下部采用内夹套结构。汽水混合物由汽包上部进入,沿着汽包两侧流下,进入用挡板形成的狭环夹套中。该挡板夹套与汽包筒体是同心,其中充满具有足够流速的汽水混合物。夹套把锅水、省煤器来水与汽包内壁 分隔开,其内壁均与汽水混合物接触,从而使汽包上、下壁面温度均匀。在锅炉启、停过程中,不再需要汽包上、下壁温差的监视,可加快启、停时间,确保汽包安全运行。 4、锅炉启、停初期,适当的进水与放水,可以保证汽包各部分受热均匀,促进锅内水循环的建立。炉膛点火时,燃烧器投入要对称且均匀,使炉内温度场尽量均匀。 5、维持汽包正常和平稳的水位是自然循环锅炉安全运行的重要措施之一。因此,大型锅炉汽包上通常设置几种不同功能的水位监控仪表。 锅炉的升温升压 为使汽包和受热面的温升不过快,以免由于温差过大产生较大的热应力而引起设备发生变形,故锅炉的升压速度不能太快。锅炉点火后升温升压速率按照机组启动曲线进行,升温升压率限制如下: 点火升压阶段 升 温 率 升 压 率 锅炉起压前 66?/h < 0.1MPa/min 0.1-5MPa(100-265?) 90?/h 0.1MPa/min 5MPa以上 100?/h < 0.15MPa/min 在升压过程中汽包金属的温差和应力可分三个阶段来说明。第一阶段,在升压初期,只有少数油枪或喷燃器投入,燃烧较弱,炉膛里火焰充满程度较差,所以升压过程初始阶段的温升速度应比较缓慢。第二阶段,随着锅炉的受热加强,水循环渐趋势正常,汽包上下温差也逐渐减小,但是汽包壁的内外温差始终存在。工质升温愈快,内外壁的温差和由此而引起的热应力也愈大。所以必须限制升压速度。第三阶段,汽压升高到接近额定值时,汽包金属的机械应力亦接近于设计值。这时如再有较大的热应力是危险的,升压过程中要求饱和温度的上升速度不大于1?/min,瞬时不大于2?/min。机组在启动过程中应严格控制升压、升温速度,严格监视汽包上、下壁温差不超过40?。从起压至1Mpa范围内要特别注意汽包上、下壁温差,若有超过的趋势应采取下列措施:联系汽机适当开大二级旁路,增加排汽量,加强定期排污。 汽包的作用: 1连接 连接上升管和下降管组成自然循环回路,同时接收省煤器来的给水,还向过热器输送饱和蒸汽。因而,汽包是加热,蒸发与过热这三个过程的连接枢纽。 2储水和储汽 汽包储存有一定数量的水供水冷壁蒸发用,不必要求给水流量与蒸汽流量时刻保持平衡,增加过路的稳定性。另外起到缓冲压力波动的作用。 3蒸汽净化 汽包加药管可进行锅内水处理,改善蒸汽品质,汽包有排污装置,可降低炉水含盐量。 4汽水分离 汽包内分离装置分离出蒸汽进入过热器,成为过热蒸汽。 汽包水位测量装置: 双色水位计(显示比实际水位要低),电解点水位计,压差式水位计(锅炉MFT的依据)。 4. 空气预热器 是利用锅炉尾部烟气热量来加热燃烧所需空气的一种热交换装置。由于它工作在烟气温度最低的区域,回收了烟气热量,降低了排烟温度,因而提高了锅炉效率。烟气向下、一次风和二次风向上。通过改变扇形 7 板和轴向密封板的宽度可以实现双密封和三密封,以满足电厂对空预器总漏风率和一次风漏风率的要求。 驱动装置启动时必须通过变频器进行,以降低启动力矩,保护减速箱和传动机构。严禁驱动电机直接启动驱动装置。 空预器的静态密封件由扇形板和轴向密封板组成。扇形板沿转子直径方向布置,轴向密封板位于端柱和转子外壳上,与上、下扇形板連为一体组成一封闭的静态密封面。转子径向隔板上、下及外缘轴向均装有密封片,通过有限元计算和现场的安装调试经验来合理设定这些密封片,可将空预器在正常运行条件下的漏风率降至最低。 转子顶部和底部外缘角钢与外壳之间均装有外缘环向密封条。底部环向密封条安装在底部过渡烟风道上,与底部外缘角钢底面组成密封对;顶部环向密封条焊在转子外壳平板上,与顶部外缘角钢的外缘组成密封对。 回转式空预器的优点是: 1、结构紧骤、体积小,节省场地,金属耗量省。故多用于大容量的锅炉上。与管式相比,其容积约23为管式的1/10左右。如管式空预器用ф40×1.5mm管子时,容积仅为50m/m,而回转式空预器达300,2340m/m;金属容量约为管式的1/3。因为管子壁厚为1.5mm,而层层叠起的的波形板厚度仅0.5,1.25mm。 2、回转式空预器布置方便。因为它和省煤器受热面分开布置。 3、抗腐蚀性较好,因为烟气侧受热面的温度较高,并且波形板允许有较大的腐蚀。在波形板上即使出现孔洞也不象管式那样导致漏风。一般只有当波形板的腐蚀量等于其初始重量的20%时,才需要更换。 回转式空预器的缺点是漏风量大。一些采用弹簧片的密封元件,在热态运行情况下,不能保证有良好的密封性能。尤其是大容量锅炉,其预热器直径更大,转子的热变形量也相应增大。目前,我国回转式 或更高,而管式空预器的漏风系数一般均不空预器的漏风系数多数在10,15%,密封不好时,可高达30% 超过5%。 回转式空预器的另一缺点是结构比较复杂,制造工艺要求高。由于增加了转动机构,运行维护工作较多,检修也较困难。 回转式空预器可单独使用,也可与管式空预器联合使用,当热空气温度在300,350?以上时,可采用双级布置方式,此时,高温级常采用管式,而低温级采用回转式。 转子转速:0.75 转/分(正常运行),0.38 转/分(水洗) 空预器配有Wormald 消防喷水设备,分别安装在顶部烟风道内。 各喷管的喷水量见下表 烟气侧(1) 1019~1193升/分 烟气侧(2) 290~338升/分 8 烟气侧(3) 290~338升/分 二次风侧 1021~1193升/分 一次风侧 290~338升/分 工作压力范围 0.38~0.52 MPa 火灾监控装置 每台空预器的空气(二次风)出口侧装有7 个火灾监控探头,并配有一个就地柜。冷端综合温度: 即烟气出口温度+空气入口温度 (请参考空预器性能参数) 不低于给定的“最低冷端综合温度”。 如燃料是含硫量小于1.5% 的烟煤,该冷端综合温度不能低于138?。 注:在空预器调试时将空预器的扇形板和密封条调整为适应最高温度: ,t = 308.4 ?,其中: ,t = 热端平均温度 - 冷端平均温度 如空预器有可能在 ,t 大于308.4?的条件下运行,则必须重新设定空预器的密封系统,此时应提前向豪顿华工程有限公司咨询。 注:空预器最高允许烟气入口温度不得超过BMCR工况下烟气入口温度的15 ?,即: 428 ?。 空气预热器采用了径向—轴向及径向—旁路的密封系统,密封周界短;密封效果好。设置了径向、轴向和旁路等主要密封置。 1)径向密封装置 径向密封片安装在转子径向隔板的上、下缘。 密封片由 1.6mm 厚的考登钢制成,与 6mm 厚的低碳钢压板一起通过自锁螺母固定在转子隔板上。所有密封片均设计呈单片直叶型。径向密封片用来减小空气到烟气的直接漏风。 2)旁路密封装置 旁路密封是用来防止烟气或空气在转子与壳体之间通过的,也即防止部分烟气或空气不经过转子中的受热面而直接从转子与外壳之间的间隙中通过,走“短路”。同时旁路密封也作为轴向密封的第一防线,对防止漏风起到了一定的作用。 环向密封条安装在转子中心筒和转子外缘角钢的顶部和底部,其主要功能是阻断因未经过热交换而影响空预器热力性能的转子外侧的旁路气流。此外,环向密封还有助于轴向密封,因为它降低了轴向密封片两侧压差的大小。 在转子底部外缘,由1.6mm 厚等同考登钢加工的单片环向密封条安装在底部过渡烟风道上并与转子底部外缘角钢构成密封对。由于在满负荷运行时转子向下变形,因此安装该密封条时需预先考虑到这一间隙要求。该密封条用螺母以及 压板固定。 顶部环向密封由焊在转子外壳上的的密封条组成。在设置该密封条时应预先考虑到满负荷时转子以及外壳的径向变形差。 内缘环向密封条安装在转子中心筒的顶部和底部,与顶部和底部扇形板一起构成密封对,通过螺栓与焊在固定板内侧的螺母一起锁定。 3)轴向的密封装置 本炉预热器转子的截面呈圆形,固定不动壳体呈九边形。在转子与外壳之间有较大的空间,如果不采取措施,空气和烟气会在这空间“短路”。为了防止空气在转子外围沿其周向漏入烟气区,故需要设置此种轴向密封装置。 轴向密封片和径向密封片一起,用于减小转子和密封挡板之间的间隙。轴向密封片由 1.6mm 厚的考登钢制成,安装在转子径向隔板的垂直外缘处,其冷态位置的设定应保证锅炉带负荷运行以及停炉时无冷风时与轴向密封板之间保持最小的密封间隙。轴向密封的固定方式与径向密封片相同。 轴向密封片供货时两端均留有修整余量,现场可根据转子外缘角钢最终的实际位置进行裁切。 4)转子中心筒密封 中心筒密封的主要功能是减少空气漏入到大气中。中心筒密封为双密封布置,密封片安装在扇形板上,与中心筒构成密封对。内侧密封由两个 1.6mm 厚等同考登钢制作的圆环组成,两个圆环之间用低碳钢支撑环固定,内侧密封直接装到扇形板上。 为便于更换,内侧密封分作两段安装,可以直接进行更换和安装。 外侧密封为盘根填料密封。盘根填料座的支撑板固定在扇形板的加强板上。盘根填料选为非石棉石墨专用盘根 ,盘根耐热温度不低于 500 ? 。盘根填料设为三层,截面为 15mm , 15mm。 上述中心筒内、外侧密封之间的填料室设有一直接通向烟气侧的槽形管道,通过烟气侧的负压将漏入填料室的空气和灰一同导入烟气侧。 9 空气预热器对轴向密封、旁路密封(以及前面已经提到过的径向密封)均采用在冷态下予留间隙的方法进行调整。使转子在热态变形后获得满意的密封间隙。冷态时轴向、径向和旁路密封时调整予留间隙值见图表9-1。 在回转式预热器的上述三种密封间隙中,漏风量最大的是径向间隙,其次是旁路间隙,轴向密封间隙漏风量最小。而在旁路密封间隙中又以冷端处的漏风量为大,因为在同样的间隙条件下,其空气区及烟气区的压差不同,冷端要比热端大,冷端漏风量一般约为热端漏风量的二倍。 、就地柜 就地柜的正面有三个指示灯,它们分别是: , 报警: 红色灯 , 故障: 黄色灯 , 电源接通: 绿色灯 此外,还有一个指示灯试验按钮。 正常条件下只有绿色“电源接通”指示灯亮。 1)高温报警 如空预器中的某一个热电偶探测到温度升到设定的报警温度以上或温度梯度过高 (超过35?/秒),则就地柜正面的红色灯亮。同时,内部报警继电器 RL2输出干接点报警信号并发至中控室。 为确定报警点,需打开就地柜门查看报警单元,其中应有一个或数个单元处于报警状态,从而给出高温报警的具体位置,并可通过温度显示来监视温度变化趋势及高温扩展情况。 报警消除后应按下复位按钮,将就地柜恢复到正常状态。 2)热电偶断路报警 如热电偶断路,黄色的“故障”指示灯亮,继电器 RL3 输出干接点报警信号并发至中控室。为确认是哪个热电偶发生故障,需打开就地柜门查看热电偶信号处理单元。其中某一个单元的故障指示灯亮,从而表明相应的热电偶或其连接线路断路。 故障清除后应按下复位按钮将就地柜恢复到正常状态。 3)电源故障报警 如出现电源故障,所有三个报警输出继电器都将动作。其中继电器 RL1 输出电源故障报警信号并发往中控室。电源出现故障后就地柜上的所有指示灯都将熄灭。 16、转子失速报警装置 转子失速报警装置的功能是在转子失转时给出报警信号以便现场采取措施防止转子发生异常变形。 转子失速报警装置的详细说明见 ,空预器安装 手册 华为质量管理手册 下载焊接手册下载团建手册下载团建手册下载ld手册下载 ,。 速度探头通过接线盒与就地柜相连,转子失速报警继电器装在就地柜内。 空预器的腐蚀与积灰 一、低温酸腐蚀 对电站锅炉来说,低温对流受热面的烟气侧腐蚀,主要发生在低温空气预热器,特别是在冷风进口端。 烟气中含有水蒸汽和硫酸蒸汽。当烟气进入低温受热面时,由于烟温降低可能有蒸汽凝结;蒸汽也可能在接触温度较低的受热面时发生凝结。酸性蒸汽的凝结液接触到金属将发生酸腐蚀。水蒸汽在受热面上的凝结水也会造成氧腐蚀。在电厂,尤其是在高压以上电厂中,给水温度远超过烟气中的硫酸蒸汽和水蒸汽的凝结温度。因此,所以低温受热面的烟气侧的腐蚀,主要是指空气预热器的腐蚀。 水蒸汽开始凝结的温度称为露点。水蒸汽的露点决定于它在烟气中的分压力。 VHO2 P,,PHO2V,VgyHO2 V式中:, Vgy—水蒸汽和干烟气的容积;P—烟气总压力。 HO2 根据上式算出的分压力,可由蒸汽表查出对应的饱和温度,也就是水蒸汽的露点。一般水蒸汽的露点为30,65?,而排烟温度远大于此值,可见一般蒸汽不易在低温受面结露。烟气中还含有硫酸蒸汽,为燃用含硫燃料时,硫在燃烧后生成SO,其中少部分进一步氧化生成SO,三氧化硫与烟气中的水蒸汽化合23 生成硫酸蒸汽。烟气中的硫酸蒸汽的凝结温度称为酸露点,烟气中SO含量愈多,则酸露点愈高。酸露点3 可高达140,160?。当硫酸蒸汽在壁温低于酸露点的受热面上凝结下来时,就会对金属受热面产生腐蚀 10 作用,使受热面穿孔、损坏,严重的只要三、四个月就要更换受热面,对锅炉的正常运行影响很大,也增加了金属和资金的消耗。与腐蚀同时,液态硫酸还会粘结烟气中的飞灰使沉积在潮湿的受热面上,从而造成堵灰现象。使烟道通风阻力增加,排烟温度提高,甚至被迫停炉,极大地影响了锅炉的安全性和经济性。 二、积灰 除低温腐蚀外,水、硫酸两相混合物在冷端受热面上凝结所导致的第二个问 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 是积灰。腐蚀和积灰总是相互促进的,当受热面结露后,就会容易粘住未燃尽的剩余物,形成积灰层,它对于生成硫酸液膜也更有利,因为此时硫酸处于积灰层的毛细孔之中,当预热器周期性加热时,硫酸的蒸发比其它处于光滑的液膜时更为缓慢,故积灰受热面上的腐蚀比清洁受热面快。另外,积灰还会影响空气预热器的换热和烟气的流通,严重的积灰还会堵塞烟气通道,以致降低锅炉出力甚至被迫停炉。 在烟温低于600,700?的尾部热面的积灰,大多是松散的积灰。这是因为烟气中碱金属盐蒸汽的凝结已结束,在金属受热面外表面不再会有坚实的沉积层。本台空预器的传热元件分为三段,即热段、中段和冷段三层。热段传热元件是在干燥区域,由于部分飞灰的冲撞、产生粘附沉积,但粘附力很小,加上烟气的冲刷,热段基本上无积灰现象。而冷端由于烟气中的硫酸蒸气已经开始在金属壁面上凝结,并将灰粒粘聚,故已形成粘结灰。 空预器低温腐蚀的根本原因在于烟气中含有SO,使烟气中酸露点高于了金属壁温t>t,要减轻空3slb预器低温腐蚀就得从两方面着手:一是采取措施,降低烟气中SO含量,使酸露点降下来;二是采取措施3 提高空预器冷端的金属壁温。使之高于壁温,至少应高于腐蚀速度最快时的壁温。 2、我厂空预器减轻腐蚀和积灰的措施 1) 在空预器投入运行前应注意确保其“冷端综合温度”(即烟气出口温度+空气入口温度) 始终不低于给定的“最小综合温度”值,对于燃料含硫量低于 1.5% 的煤,这一温度通常是 138?。 2)将空预器的传热元件沿其高度方向分为三段:高温段、中温段和低温段。在布置上将易遭受腐蚀的低温段与高、中温段分开,其目的在于简化传热元件的检修工作及降低维修费用。当低温段的波形板被严重腐蚀和磨损时,只需更换冷端的波形板即可,而不影响高、中温段受热面。 3) 易严重腐蚀的冷段传热元件采用耐磨蚀的低合金钢材---考登钢。该钢材料在试验时,其腐蚀速度约为0.1mm/a,而碳钢则达0.7mm/a。而且,该钢材传热元件较厚、厚度达1.2mm。可作上下翻转和调换使用,以增加其抗腐蚀和耐磨损的能力。 4) 设置专门吹灰器 回转式空预器的传热元件布置得十分紧密,比较容易造成受热面的积灰和堵灰。为此,本炉每一台空预器布置有四支半伸缩式吹灰器,其行程为970mm。 5) 装设有受热面水冲洗装置 本炉空预器还装有受热面的水冲洗装置,当用吹灰方法已无法清降受热面上的积灰情况下,在停炉时,则可对受热面进行水洗。由于沉积物很多都是水溶液,因此,用水清洗可以收到良好的除灰效果 5.过热器: 过热器系统的组成 过热器由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器及二级过热器组成。 1)顶棚管和包墙管 顶棚管位于炉膛和水平烟道上部,由φ76×9mm,12Cr1MoVG管子和12Cr1MoV扁钢(或扁销钉)焊成鳍片管组成,节距为150mm,便于过热器和再热器管子穿过。 顶棚管和包墙管的蒸汽流程(见图8-2)为: 11 图8-2 顶棚管和包墙管蒸汽流程图 锅筒顶部引出的饱和蒸汽由46根ф133×13mm,SA-106C的饱和蒸汽连接管引入顶棚管进口集箱。经过顶棚管之后,汇集于尾部竖井前墙上集箱,然后再分两路进入一级过热器。 一路的流程为:尾部竖井前墙上集箱(ф245×50mm 12Cr1MoVG)?285根фφ44.5×4.5mm、SA213T12管的HCP前包墙管组?尾部竖井前墙下集箱;其中部分?2x6根ф133×13mm,包墙下部连接管?水平烟道两侧墙下集箱?2x61根φ44.5×4.5mm、SA213T12管子的水平烟道两侧包墙?水平烟道两侧墙上集箱?2x6根ф133×13mm,包墙上部连接管?引入尾部竖井隔墙上集箱? 285根ф51×7,15CrMoG管子的尾部竖井隔墙管组?一过入口集箱;其中另一部分由尾部竖井前墙下集箱?2x3根ф133×13mm,包墙下部连接管?尾部竖井前两侧墙下集箱?2x34根φ44.5×4.5mm、SA213T12管子的尾部竖井前两侧包墙管组?尾部竖井前两侧包墙上集箱?2x3根ф133×13mm,包墙上部连接管?引入尾部竖井隔墙上集箱?同上至一过入口集箱。 另一路流程为:尾部竖井前墙上集箱?285根φ44.5×4.5mm、SA213T12管子的尾部竖井后包墙管组?尾部竖井后墙下集箱?2x6根ф133×13mm,包墙下部连接管?尾部竖井后两侧墙下集箱?2x67根φ44.5×4.5mm、SA213T12管的HCP后两侧包墙管组?尾部竖井后两侧墙上集箱?2x6根ф133×13mm,包墙上部连接管?引入尾部竖井隔墙上集箱?同上至一过入口集箱。此路自HCP后墙下集箱后有一小部分蒸汽通过6根ф133×13mm,包墙下部连接管引入至隔墙下集箱,再经285根φ44.5×4.5mm、SA213T12管的下部隔墙管组进入一过入口集箱。 一级过热器位于尾部竖井后部,由水平的进口管组和悬垂的出口管组组成,水平管组由外径φ51mm、壁厚6mm、材质为SA210C和12Cr1MoVG钢管的上、中、下三个管束组成,横向节距112.5mm,沿炉宽有285片,其中283片三管圈并绕,2片二管圈并绕,由省煤器引出管悬吊。出口管组由φ51×6.5mm、12Cr1MoVG钢管组成,横向节距225mm,六管圈并绕,沿炉宽有142片。 屏式过热器位于炉膛上部,由外径φ51mm、壁厚7~8mm、材质为12Cr1MoVG和SA213T91钢管组成,横向节距1500mm,28根管子组成一排分前后两束,沿炉宽布置20片。 二级过热器位于折焰角上方,由入口和出口两个管组组成。入口管组由管径φ51mm、壁厚7.5~8.5mm、材质为12Cr1MoVG和SA-213T91钢管组成。入口管组系24根管子组成一排,横向节距600mm,沿炉宽有53片。出口管组由外径φ42 mm、壁厚6~7mm、材质为12Cr1MoVG和SA-213T91钢管组成,横向节距300mm,18根管子组成一排,并使出口管束夹在中间,以减少烟气辐射热,保护高温的出口管束。出口管组沿炉宽共有106片。 12 6.再热器: 滇东电厂锅炉再热器系统由低温再热器、高温再热器及两者间的过渡管组成。 1)低温再热器 低温再热器水平布置于尾部竖井前部,蒸汽自下而上与烟气作逆向流动,它由四个水平管组组成。四个水平管组由管径为φ60mm、壁厚为4.5、材质为SA210C、12Cr1MoVG钢管组成,横向节距112.5mm,沿炉宽布置285片,其中283片3管圈并绕,2片2管圈并绕。每个管组的管片下端焊有上支承,架在位于相应的前包墙和隔墙的下支承上,全部重量通过包墙管、隔墙管传递到前包墙、隔墙的上集箱。过渡管组由φ60×4.5mm、12Cr1MoVG钢管组成,横向节距225mm,6管圈并绕,沿炉宽有142片,与垂直管组相对应。位于水平烟道的垂直管组,由外径φ60mm、壁厚为4.5mm、材质为12Cr1MoVG及SA213T91钢管组成,横向节距225mm,6管圈并绕,沿炉宽布置142片,垂直管组可分为入口段和出口段,入口段由吊挂管圈承重,出口管段由集箱承重。 再热器每个水平管组上方两端弯头上均设有防磨盖板,盖板断面为半径为31mm的半圆形,材料为1Cr18Ni9Ti,以防止产生局部的飞灰磨损。为了保持蛇形管圈平面的平整及纵向节距的固定,每排蛇形管用管夹和插销板加以固定,管夹由两块钢板对焊而成,为确保管夹在高温下有足够的强度,材料采用1Cr18Ni9Ti,固定管夹沿竖井深度方向设有一道。在低温再热器的进口管道上布置有事故喷水减温装置。 2)高温再热器 高温再热器垂直布置于水平烟道,采用逆流布置方式。高温再热器的垂直管组分为进口段和出口段,进口段由吊挂管圈承重,出口管段由集箱承重。 高温再热器的纵向定位采用管夹式板型结构,固定管夹沿蛇形管长度方向共设三道。高温再热器为了防止产生局部的飞灰磨损,在每排蛇形管束迎烟侧,最外圈的管子上设有防磨盖板。高温再热器管子间的横向定位采用流体冷却定位管,与高温过热器管子的横向定位类似。 2末级再热器受热面积 m 5463 末级再热器片数 片 142 末级再热器片矩 mm 225 )再热器系统的流程: 3 从高压缸排出的蒸汽经由两根(φ863.6、A672B70CL32)再热蒸汽管道从左右侧引入再热器进口集箱(φ736.6×30mm、SA-106C),先通过布置在尾部竖井前部的4个水平管组,然后经过渡管组进入垂直管组,最后汇集到再热器出口集箱(ID753.6×60mm、SA335P22),由左右两端引出与再热蒸汽管道延伸段(φ762×45mm、SA335P22)相接。 综述:了解过热器和再热器结构位置以及流程,了解DCS汽温与壁温测点与就地的安装位置,对于调节汽温了解锅炉两侧燃烧偏斜情况有极大的好处,从而可以更好的控制壁温提高汽温。 7.锅炉吹灰 在炉膛,各级对流受热面和回转式空气预热器装有98只吹灰器,其中在炉膛四周布置52只断吹灰器,对流受热面布置42只长吹灰器,每个空预器烟气进、出口处布置2只吹灰器,吹灰器采用DCS程序控制。 吹灰器 炉膛吹灰器 型号 IR-3D 行程 267 mm 吹扫角度 340? 速度 2.5 rpm 安装位置 标高33m至46m的区域 数量 52只 输入转速 1400 r/min 输出转速 22 r/min 长吹灰器 型号 IK-555 行程 16000 mm 吹灰管转速 24 rpm 吹灰管移动速度 2500 mm/min 安装位置 屏过、末过、末再及尾部竖井数量 24只 标高55m处 长吹灰器 13 型号 IK-525EL 行程 5400 mm 吹灰管转速 24 rpm 吹灰管移动速度 1440 mm/min 安装位置 尾部竖井标高47m至54m 数量 18只 空气预热器吹灰器 安装位置 入口烟道、出口烟道 数量 4只 制造 上海克莱德-伯尔格曼公司 吹灰蒸汽参数 高压汽源 屏过出口集箱 汽源压力 18.1 MPa 汽源温度 435 ? 压力控制阀后压力 2.0,3.0 MPa 压力控制阀后温度 380 ? 低压汽源 锅炉辅助蒸汽联箱 汽源温度 300,350 ? 汽源压力 1.0,1.6 MPa 吹灰蒸汽 压力 1.2,1.6 MPa 吹灰的目的: 锅炉运行过程中受热面管壁上会积灰或结渣,水冷壁上结渣或积灰,受热面吸热量会减少,炉膛出口烟温会升高,引起过热汽温和再热汽温升高。对流受热面上积灰,会降低传热效果,使过热汽温和再热汽温降低,排演温度升高,排演热损失增大,如果结渣和积灰严重,会影响锅炉的安全运行,因此应定期吹灰。 吹灰顺序:正常吹灰时,按空预器——水平烟道长吹——水平烟道长吹——尾部烟道半伸缩长吹——空预器 长时间未吹时:按空预器——尾部烟道半伸缩长吹——水平烟道长吹——水平烟道长吹——空预器 吹灰时间:正常运行每天白班全面进行一次吹灰,空预器每隔8小时进行一次;每次停炉全面进行一次吹灰;空预器两侧压差超过1.2KPa,应加强吹灰,机组启停过程中或有油枪投入时空预器要连续吹灰: 炉膛手动吹灰 按“手动启动”按钮,指示灯变红。一支吹灰器能够启动,“吹灰器进/退”状态变绿。 按下需要的吹灰器按钮,直到“吹灰器进”灯在锅炉流程图上变红。 发开主阀信号,主阀将自动打开。 主阀打开后,减压站开始暖管,同时根据就地管道温度调节疏水阀开度。 当疏水温度达到280?暖管结束,疏水阀关,减压阀开始调整。 压力正常后,吹灰器开始工作。 全部吹灰运行完成,主阀关闭,疏水阀开启。 空预器吹灰: 1)当锅炉负荷大于30%MCR时,空预器吹灰汽源由屏过供应。 2)当锅炉负荷大于30%MCR或在锅炉启动阶段,空预器吹灰汽源由辅助蒸汽供应。 工作程序:打开自动疏水阀,疏排凝结水,直至热电偶指示蒸汽温度达到规定值并延时一段时间,关闭疏水阀,同时自动打开吹灰器的进汽阀,吹灰器驱动电机动作,进行吹灰。 1)吹灰前应将吹灰蒸汽管路适当预热并按要求进行彻底有效的疏水。 2)按 使用说明 爱威a9效果器使用图word使用说明在哪儿钻床数控系统用户手册玻璃钢风机使用说明书控制器用户说明书 书操作吹灰器。 3)检查吹灰器进汽阀已完全打开且吹灰器阀前压力达到规定值,确保蒸汽品质符合调试要求。 4)检查吹灰器的时间继电器的停滞,吹灰时间的设置是否与参数一致,否则将无法保证换热原件整个表面能完全吹净。 5)吹灰结束后关闭进汽阀。 6)在吹灰过程中若发现冷端温度低,应提前采取措施(投运暖风器)提高换热原件冷端壁温,确保空预器“冷 0端综合温度不低于138C。 7)吹灰蒸汽温度必须具有足够的过热度。 严禁使用带水的蒸汽吹灰,以免加剧换热原件的堵塞和吹灰器喷嘴的腐蚀。 运行的检查和维护: 14 1监视吹灰器前进行程时间和返回行程时间准确。 2吹灰器吹扫范围内的管子要定期检查,若管子有损伤或磨损要分析原因,根据实际情况及时调整吹灰次数和介质压力。 3吹灰器运行期间,应定期在内管表面涂一次二硫化钼进行润滑,并清理吹灰器上的积灰。 4运行期间,检查各个吹灰器密封完好,没有泄漏。 5锅炉本体吹灰减压站减压阀压力定值2.5 Mpa。 灰系统4只疏水阀启闭温度值为280?,空气预热器吹灰疏水阀启闭温度值为350?。 6锅炉本体吹 7锅炉本体吹灰系统和空气预热器吹灰系统压力低开关设定值为1.5 Mpa,压力高开关设定值为3.5 Mpa。 8(锅炉水容积表 序号 名称 水压时容积m3 正常运行水容积m3 1 锅筒 65 33 2 水冷系统 240 116 3 过热器系统(含包墙) 275 4 再热器系统合计 290 5 省煤器系统 46 46 6 锅炉范围内管道 9 9 锅炉水容积合计 925 204 9.设计压力和水压试验压力 部件 设计压力,MPa(psi) 水压试验压力,MPa 锅筒,水冷壁,下降管, 19.65 (2850) 29.5 过热器和包墙管 省煤器 20.17 (2925) 30.3 再热器 5.17 (750) 7.76 锅炉整体水压试验压力 29.5 二、汽水系统 汽水流程: 机侧给水——省煤器—— 汽包 ——下降管—— 分配联箱 —— 水冷壁 ——汽包—— 顶棚管进口集箱——尾部竖井前墙上集箱——后包墙下集箱 ——分隔墙下集箱——低温(一级)过热器进口集箱—— ——尾部竖井前墙上集箱——尾部竖井前墙下集箱——水平烟道侧包墙下集箱—水平烟道侧包墙上集箱 —— 分隔墙上集箱——一级(低温)过热器进口集箱——低温(一级)过热器出口集箱 —— 屏式过热器进口集箱 —— 屏式过热器出口集箱 ——二级(末级)过热器进口集箱 —— 二级(末级)过热器出口集箱 ——机侧蒸汽管道 1(水循环系统 锅炉给水通过100%主给水和30%旁路给水两条并联管路,进入省煤器的进口集箱,然后经由两根导管引入汽包内沿汽包长度布置的给水分配管中,分4路分别进入4根大直径下降管,从省煤器来的欠焓水和炉水直接在下降管中混合。水冷壁管中炉水向上流动,不断受热而产生蒸汽,形成汽水混合物,经引出管被引入汽包中,通过装在汽包中的轴流式旋风分离器和立式波形板把汽与水进行良好的分离,分离后的炉水再次进入下降管,饱和蒸汽则被引入炉顶过热器进口集箱,从而进入过热蒸汽系统。水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置。 锅炉的汽水循环系统包括锅筒、大直径下降管、水冷壁管、汽水引入和引出管。来自省煤器的未沸腾水 15 在沿着锅筒长度布置的给水分配管中分别进入四根大直径下降管。在四根下降管的下端接一分配器,与水冷壁引入管相连接,引入管把欠焓水送入水冷壁的四周下集箱。水冷壁由, 60的管子组成,按受热情况分成76个循环回路。炉水随膜式水冷壁向上流动而不断被加热,逐渐形成汽水混合物,工质经汽水引出管被引入锅筒,在锅筒内经轴流式旋风分离器和立式波形板使汽水进行良好的分离,分离后的炉水再次进入下降管,干蒸汽则被连接管引入炉顶过热器进口集箱。 2(过热蒸汽系 过热蒸汽系统由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器及二级过热器组成。流程为:来自锅筒的饱和蒸汽流经炉膛顶棚管之后,汇集于尾部竖井前墙上集箱,然后再分两路进入一级过热器,从一级过热器出口集箱经左右两根导管经一级喷水减温器进入屏式过热器进口集箱,经屏式过热器受热面管子汇集到屏式过热器出口集箱。经两根管道将屏式过热器出口集箱与二级过热器进口集箱相连。该管道系统布置上使蒸汽沿炉膛宽度左右交叉,并在管道上设置二级喷水减温器。经交叉和减温后的蒸汽进入二级过热器进口集箱。经过二级过热器管组导入二级过热器出口联箱,然后引出至汽轮机高压缸作功。 3(再热蒸汽系统 再热蒸汽系统分为布置在尾部竖井前部的4个水平管组和水平烟道后部的垂直管组。流程为:经过在高压缸作功的蒸汽首先经过再热器的事故喷水减温器进入低温级再热器的进口集箱,再进入四个水平布置的低温再热器管组,在经过过渡管组进入水平烟道后部的垂直管组,加热至额定温度后,引至高温再热器出口集箱,然后引出至汽轮机中压缸继续作功。 再热器的工作特性如下: 1)再热蒸汽压力低,蒸汽与管壁之间的对流放热系数小,对于超高压机组,再热蒸汽的对流放热系数只有过热器的25%。再热蒸汽对管壁的冷却效果差,而再热蒸汽出口温度与过热蒸汽相同,为了使再热器管壁不超温,在出口段采用高级合金钢,并且将再热器尽量布置在烟气温度较低区域。 2)再热蒸汽的质量流量约为主蒸汽流量的80%左右,但由于再热蒸汽压力低、温度高、比容大,再热蒸汽的容积流量比主蒸汽大得多,因此再热蒸汽连接管道直径比主蒸汽管道大,再热器本身也采用大管径多管圈受热面。 3)再热器蒸汽侧阻力的大小直接影响机组热效率,阻力每增加0.98MPa,汽轮机的汽耗增加0.28%,因此再热蒸汽的连接管道和再热器本身的阻力越小越好。再热器本身的阻力一般限制在0.2MPa左右(约 222kgf/cm),再热器内工质的流速一般在250,400kg/(m.s)之间。 4) 再热器对汽温偏差较敏感。由于再热器内的蒸汽压力比较低,比热要小得多,总焓增较小,因而再热蒸汽相对的热偏差大于过热蒸汽。因此,在相同的热偏差下(即偏差管的焓增差与平均管的焓增差相同),再热器出口汽温偏差比过热蒸汽大。汽温很容易升高,也就是说再热器的管壁金属比过热器更易超温。为了再热器工作的安全可靠,在运行时必须注意不使热偏差过大。 5)再热器出口汽温受进口汽温的影响。单元机组在定压下运行时,汽轮机高压缸排汽温度随着负荷的降低而降低,再热器进口温度也相应降低,从而使再热器出口汽温降低。对于对流式再热器,其对流汽温特性更加显著,汽温调节幅度比过热器大。 6)当汽轮机甩负荷或机组启、停时,再热器无蒸汽冷却,可能烧坏,因此在过热器和再热器之间装有高压旁路,将过热蒸汽通过高压旁路上的快速减温减压装置引入再热器,从而起到保护再热器的作用。 7)再热器的壁温较高,这是由于再热器蒸汽压力低、密度小、蒸汽侧放热系数低造成的。再热蒸汽对管壁的冷却能力较差,管壁温度较高,很容易超温。 4(喷水减温系统 锅炉的喷水减温系统分两路,一路是从给水泵出口至锅炉过热器系统的喷水减温系统,另一路是从给水泵中间抽头至再热器的事故喷水系统。 过热蒸汽的减温器采用笛管式,喷水减温分二级。第一级喷水减温器布置在低温过热器出口至分隔屏进口的汇总管道上,用以控制进入分隔屏的蒸汽温度。第二级喷水减温器则布置在后屏过热器出口的左右连接管道上,用以控制末级过热器的出口蒸汽温度。 再热器喷水减温器采用雾化喷嘴式,喷水来自给水泵中间抽头,其压力不大于6.9Mpa,在喷水总管道上 16 设置一个电动闸阀,送至再热器进口的事故喷水减温器,在机组发生事故时保护再热器。热器的调温主要通过位于尾部竖井底部的烟气偏流挡板。 5(管路系统 锅炉的管路系统主要由疏水、放水、排污、放气和排汽等管路组成,并配有相应的阀门和管道。 1)疏水、放水和加药管路。 锅炉的疏水,放水管路:省煤器进口集箱前左侧;包墙下集箱疏水管;放水分集箱上引出两条放水管路(其中一路是汽包事故放水管路,管路上配有2只电动截止阀);顶棚管进口集箱疏水管路;屏式过热器进出口集箱;二级过热器进出口集箱疏水管路;水冷壁集中下降管疏水管道;汽包上的水位平衡器和水位计的疏水管路;再热器进出口集箱疏水管;减温水管道疏水。加药管路布置在炉前。 2)放气、取样、充氮管路。 锅炉一级过热器出口集箱到屏式过热器进口集箱之间的连接管道、省煤器出口集箱至汽包的管道上、屏式过热器出口集箱、二级过热器出口集箱和再热器出口集箱处均装有放气充氮(N)管路,只有再热器出口2 集箱的放气门为两只手动门,其余均为一只手动门和一只电动门。 锅炉的取样管路包括:给水取样、即炉水取样、饱和蒸汽取样、过热蒸汽取样和再热蒸汽取样。给水取样设在给水管道上,炉水取样设在汽包的连续排污管道上,而在汽包至炉顶进口集箱的连接管道上布置有饱和蒸汽取样点,过蒸汽和再热蒸汽的取样点则设置过热器和再热器的出口管道上。每只取样器前均配有2只串联的截止阀。 3)排污管路 锅炉的排污有连续排污和定期排污两种。 连续排污管路从汽包下方引出。连续排污管路一次门为一只闸阀,二次门为一只电动截止阀。 定期排污管路从放水分集箱中引出。 6.安全阀: 本锅炉的主蒸汽系统中,汽包装有6只安全阀,过热器出口装有2 只安全阀和2只电磁泄压阀。汽包上6只安全阀的整定压力分别为19.82MPa,20.02MPa,20.22MPa,20.41MPa,20.41MPa,20.41Mpa。过热器出口装有2 只安全阀整定压力分别为18.54MPa和18.63MPa,2只电磁泄压阀整定压力分别为17.89MPa和18.19MPa。 再热器蒸汽系统中则设置有8只安全阀,即再热器进口处6只,出口处2只。 所有主蒸汽系统的安全阀排放量应大于锅炉最大蒸发量。 安全阀是受内压的管道和容器上起保护作用,当被保护系统内介质压力升高超过规定值(即安全阀的启座压力)时,安全阀自动启动,排放部分介质,防止超压。当介质压力降低到规定值(即安全阀的回座压力)时,安全阀自动关闭。 汽包装有6只安全阀,整定压力分别为19.82MP,20.02MP ,20.22MP ,20.41MP,20.41MP,20.41MP。 过热器出口装有2只安全阀和2只电磁泄压阀,安全阀整定值为18.54MP和18.63 MP,2只电磁泄压阀整定值为17.89MP和18.19MP。 再热蒸汽进口6只安全阀(安全阀起座压力4.25,4.32,4.32,4.38,4.38,4.38 MP),出口2只安全阀(起座压3.90,4.10 MP)。 在锅筒封头处安装六只弹簧安全阀,型号为1749WB,3”x6”,安全阀的总排放量约为83.1%BMCR(锅炉最大连续负荷)。安全阀安装时按整定压力由低到高左右交叉布置。 在二级过热器出口管道上装有两只弹簧安全阀,安全阀型号1740WD,3”x 6”, 过热器安全阀和锅筒安全阀总排放量为100.6%BMCR,主汽管道上还装有两只型号为3537W,2.5”x4”的动力控制泄放阀,此外还有压力测点及压力冲量,压力讯号接头、蒸汽取样等阀门。 再热器出口集箱管道上装有两只弹簧安全阀,型号1705RWD、1705RRWD 6”x8”,两只安全阀总排放量是再热器最大蒸汽流量的19.6%符合ASME法规定和B&W标准规定的要求。出口管道上还装有压力表、压力讯号接口阀门和热电偶插座。此外,在出口左右管道上各装有一只水压试验用堵阀。 再热器进口集箱管道上装有六只弹簧安全阀,型号是1705RRWB,6”x10”,再热器安全阀总排放量是再热器最大蒸汽流量的101%,符合ASME法规和B&W标准规定的要求。在再热器进口左右管道 17 上各装有一只水压试验堵阀。 再热器进口安全阀安装时沿管道介质流向方向将安全阀整定压力由低到高左右交叉排列安装。 7(锅炉疏水排污系统 一阀门统计 名称 数量 位置 操作方式 电动门 末级过热器进出集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 末级过热器进口集箱疏水电动门 2 锅炉右墙后侧 电动 屏式过热器进出集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 屏式过热器进口集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 汽包连续排污管道电动门 1 给煤机层 电动 省煤器进口集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 汽包排污至定排扩容器电动门 1 电动 顶棚管进口集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 汽包事故放水管道电动门 2 0米 电动 (5%启动)疏水电动门 1 13.7米 电动 汽包定期排污管道电动门 2 0米 电动 尾部竖井前墙下集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 再热蒸汽进口集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 分隔墙下集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 再热蒸汽出口集箱疏水电动门 1 锅炉右墙后侧 电动 尾部竖井侧包墙下集箱疏水电动门 2 锅炉右墙后侧 电动 水平烟道包墙下集箱疏水电动门 2 锅炉右墙后侧 电动 手动门 水平烟道包墙下集箱疏水手动门 2 锅炉右墙后侧 手动 屏式过热器进口集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 屏式过热器出口集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 分隔墙下集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 末级过热器进口集箱疏水手动门 2 锅炉右墙后侧 手动 省煤器进口集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 末级过热器进出集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 再热蒸汽进口集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 再热蒸汽出口集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 一级过热器减温水管道疏水手动门 4 13.7米 手动 二级过热器减温水管道疏水手动门 4 13.7米 手动 集中下降管疏水手动门 8 0米 手动 双色水位计疏水手动门 2 汽包旁 手动 再热气减温水管道输水手动门 4 13.7米 手动 汽包事故放水管道疏水手动门 2 0米 手动 尾部竖井侧包墙下集箱疏水手动门 2 锅炉右墙后侧 手动 汽包定期排污管道疏水手动门 2 0米 手动 汽包连续排污管道手动门 1 汽包右侧 手动 尾部竖井前墙下集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 炉水取样手动门 1 手动 汽包排污至连排管道排空门 2 手动 汽包排污至连排管道疏水门 2 手动 汽包排污至连排扩容器一二次门 2 手动 (5%启动)疏水手动门 1 13.7米 手动 汽包排污至定排扩容器手动门 1 手动 连排至定排前后手动门 2 手动 18 顶棚管进口集箱疏水手动门 1 锅炉右墙后侧 手动 连排至定排旁路门 1 手动 连排至定排排空门 1 给煤机层 手动 连排至定排疏水门 1 给煤机层 手动 定排扩容器至定排水坑手动门 1 0米 手动 排污泵出口逆止门 2 0米 手动 排污泵出口手动门 2 0米 手动 定排疏水集管排空一二次门 2 手动 排污泵再循环手动门 2 0米 手动 电动门23个(电动调节阀1个,电动截至阀22个) 手动门62个 关于5%旁路 在包墙下集箱设有截止阀进行疏水,后包墙下集箱上设有5%启动旁路,由于本工程有汽机旁路系统,5%启动旁路一般情况下不作为启动旁路用,可作为后包墙疏水使用。 排污的主要作用是控制水的含盐浓度和除去炉水中的沉积物,排污量和排污次数取决于过路的运行工况。 过路排污分为连续排污和定期排污: 连续排污:连续不断的排出一部分含盐浓度较高的炉水,使炉水含盐浓度不致过高,并维持炉水具有一定的碱度。 定期排污:炉水中可能有沉渣和铁锈,为防止这些杂质在水冷壁管沉积和堵塞,所以经过一段时间后必须把这些杂质排出,这就是定期排污。 1正常情况下,连续排污能满足锅炉要求,但在给水处理异常,固形物含量高,沉积物形成过多的情况下,锅炉就需要通过定期排污来满足水质要求。 2锅炉排污量的大小应根据炉水含盐量,蒸汽含盐量的分析,由化学人员决定:一般情况炉二氧化硅含量控制在100ug/l左右,导电度10us/cm左右。当二氧化硅含量在150ug/l,导电度超过20us/cm时可开大连续排污,当二氧化硅含量超过250ug/l时,可开大连续排污的同时开定期排污。为保证汽水品质合格锅炉连续排污应保持约3%~5%。连续排污正常应使用连续排污扩容器,其作用(蒸汽回收至除氧器,污水排至定排扩容器)只有当连续排污扩容器不能正常投入时,方可将两续排污直接倒入定期排污扩容器。 3定期排污根据化学要求定期进行,锅炉启动阶段因负荷变化较快,易造成水质较差,需要进行定期排污加快水质的恢复。正常情况可根据锅炉的运行工况和炉水水质状况按规定进行定期排污。排污前,应先进行暖管,防止发生水击:排污前,适当提高汽包水位且严格监视水位变化情况,必要时给水切手动控制。 4定期排污应在较低负荷下进行,汽包压力较高时,排污易造成排放管及阀门和定期排污扩容器损坏,对炉安全有危险,可能会破坏水循环:当主蒸汽压力低于5.17MP时开启排污电动门进行定期排污,注意汽包水位变化,定期排污阀门全开时间不宜超过30秒,排污时防止定期排污扩容器超压。 锅炉升压过程中,进行以下操作: 在 汽包压力至0.18MPa,0.34MPa,检查关闭下列各电动阀门及手动隔离阀。 汽包放空气阀。 尾部竖井侧包墙下集箱疏水阀。 水平烟道侧包墙下集箱疏水阀。 尾部竖井前墙下集箱疏水阀。 隔墙下集箱疏水阀。 一级过热器到屏式过热器进口集箱的连接管上的放气阀。 顶棚过热器进口集箱疏水阀。 汽包压力至0.3,0.5MPa冲洗汽包各水位计,并核对各水位计、水位变送器指示正确。 汽包压力达0.69MPa时,关小下列阀门留两圈。 屏式过热器进、出口集箱疏水阀 二级过热器进、出口集箱疏水阀 二级过热器出口集箱放气阀 当负荷达5,MCR时,关闭上述过热器各疏水电动阀、放空气电动阀以及电动阀前手动隔离阀 19 汽包压力升至0.6MPa左右,通知检修热紧螺栓,通知热控人员冲洗有关仪表管路 当主汽压力上升至3.45MPa时,过热器出口PCV阀手动门开启并投入自动 旁路系统投入后,根据情况可关闭5%旁路疏水阀。 8( 汽温度变化的因素及调节方法 影响蒸汽温度变化的因素: 1)汽压波动时 、2)锅炉负荷变化时、3)煤质变化时、4)给水温度变化(如启、停高压给水加热器等)时、5)风量变化时、6)磨煤机启、停时、7)水位变化时、8)锅炉吹灰时 。 汽温调节方法:蒸汽侧调节和烟气侧调节; 为控制过热器蒸汽温度,锅炉配置了两级喷水减温装置,通过调节喷水量使高温蒸汽和低温水混合达到所需的蒸汽温度。喷水来自锅炉的给水系统,在高压加热器前引出,通过管路引至喷嘴,第一级喷水减温器布置在一级过热器到屏式过热器进口集箱之间的连接管道上左、右各一。喷水管路由设计院与本公司配合设计,管道为ф219×28,ф159×20,喷水调节阀的规格是Fisher,4”HPT结构,调节特性为等百分比型。在调节阀前后设有电动闸阀,减温器为文丘利式。 二级喷水减温器也是文丘利式,布置在二级过热器进口集箱左、右各一只,喷水管路是ф219×28,ф133×18。喷水调节阀的规格是Fisher,3”ETH结构,调节特性为等百分比型。在调节阀前后设有有电动闸阀。 按设计要求:第一级减温水量将受到进入屏式过热器集箱的允许最低蒸汽温度的限制。当第一级喷水量达不到要求,需对汽温进行细调时,采用第二喷水减温器进行控制。 再热蒸汽调温的主导手段是挡板调节。再热器喷水减温器布置在再热器进口管段上,在正常进运行情况下,无喷水要求,仅作为过渡和事故工况下紧急喷水用。再热器喷水管路为ф133×12,ф89×8。调节阀为FISHER2”HPS结构。在调节阀前后各装有一只电动闸阀。 过热器温调节采用两级喷水减温器调节蒸汽温度。喷水减温器为笛形喷管式(即多孔喷管式减温器),第一级喷水减温器位于一级过热器出口集箱到屏式过热器进口集箱的连接管道上,左右各一,起主调节作用,并可保护屏式过热器不超温。第二级喷水减温器位于屏式过热器出口集箱到二级过热器进口集箱的导管上,左右各一。 再热器调温以烟气调温挡板为主要手段,锅炉的尾部竖井烟道被隔墙分成前后两个烟道,低温再热器管组布置在前烟道内,低温过热器管组与省煤器布置在后烟道内,烟气调温挡板布置在低温再热器烟道和低温过热器烟道下方,通过调节挡板的开度调节再热器的温度。 布置在再热器进口管山的事故喷水减温器,只在再热器出口蒸汽超温及汽轮机因事故停机时,作为紧急处理使用。喷水减温器为雾化喷嘴式减温器,左右各一个。 影响汽温变化的因素多种多样,有些因素还可能同时发生影响。对于自然循环锅炉,影响过热汽温的因素有:锅炉负荷、给水温度、炉膛过量空气系数、燃料性质、受热面污染情况等。由于辐射式和对流式的汽温特性相反,同时采用辐射式和对流式联合布置的过热器 与再热器系统,可以得到比较平稳的汽温特性。 汽温过高将引起管壁超温、金属蠕变寿命降低,会影响机组的安全性;汽温过低将引起循环热效率的降低。根据计算,过热器在超温10,20ºC下长期工作,其寿命将缩短一半以上;汽温每降低10ºC,循环热效率降低0.5%,而且汽温过低,会使汽轮机排汽湿度增加,从而影响汽轮机末级叶片的安全工作。 通常规定蒸汽温度与额定温度的偏差值在-10,+5ºC范围内。由于锅炉不可能始终在设计工况下运行,汽温变化不可避免,所以,熟知汽温变化特性,运行时及时调节,显得非常重要。 如果再热汽温低于额定温度、将使循环热效率降低影响电厂的经济性。据计算,再热汽温每降低10?,汽机汽耗约增加3%,使燃料消耗率增加0.225%。如果再热汽温高于额定值就可能影响再热器金属的安全。特别应当注意,当再热汽温急剧变化,会导致汽机中压缸转子发生显著的伸长或缩短。影响汽轮机的安全运行。所以,调节再热汽温就非常必要。 20 9(锅炉启动过程中的保护 9.1膨胀监护 锅炉在升压过程中,由于温度升高各部件都要相应的发生热膨胀。对新安装的锅炉或大修后的锅炉,都必须严格监视汽包、各联箱和管道的热膨胀情况,定期检查和记录汽包各监视点的壁温,各处膨胀指示器的指示方向值,以判断其膨胀是否正常。如果膨胀不正常时,必须限制升压速度,并查明原因,采取消除措施。 若各水冷壁的受热情况不同,则各水冷壁管子膨胀差异将使下联箱下移的数值也不同。因此水冷壁的受热均匀性可以通过膨胀量加以监督。当水冷壁及其联箱不能自由膨胀时即有热应力产生弯曲或顶坏其他部件。 对各部件膨胀指示值,在点火或炉底蒸汽加热前要做好指示记录,点火或炉底蒸汽加热后要定期记录好指示值外,一般在升压初期和汽轮机同步带负荷暖机,直到锅炉负荷达到70%额定负荷前,还应多次进行膨胀指示检查和记录,一般在升压初期检查间隔时间要短些。 当水冷壁管和联箱因受热不同而产生不均匀膨胀时,可用加强放水的方法,特别是加强膨胀量小的水冷壁回路放水的方法来解决。 9.2升压过程中汽包的安全监护 大容量高参数锅炉在启动过程中,汽包壁温度差是必须控制的安全性指标之一。锅炉启动时要严格控制升压速度,很主要的一个因素就是考虑到汽包的安全。 1、汽包壁温差过大的危害 当汽包上、下壁或者内、外壁有温差时,将在汽包金属壁内产生附加热应力。当温差过大时还可能使汽包发生弯曲变形。当汽包上部壁温高于下部壁温时,由于上部温度高,膨胀量大,并且力图拉着下部一起膨胀;而下部温度低膨胀量小,又企图限制上部的膨胀。因此汽包上部金属受到压缩应力,而下部金属壁则受到拉伸应力。同样当汽包内壁温度高于外壁温度时,内壁因温度高膨胀量大,将受到压缩应力,而外壁温度低,膨胀量小,将受到拉伸应力。汽包产生热应力的大小,除与钢材的性能及和制造质量有关外,主要取决与温差的大小,温差大产生的附加热应力也大。理论计算表明,由于汽包壁温差而产生的热应力能够达到十分巨大的数值。 锅炉在启动过程中,如果经常出现汽包壁温差过大,再加上其它因素的影响,例如高机械应力、高碱度炉水的侵蚀作用等,则最终可能使汽包遭到破坏(如产生裂纹等),其后果使很严重的。因此,对于升压过程中汽包的安全监督应予以足够的重视。 2、产生温差的原因 从生产实践可知,锅炉启动过程中汽包上、下壁和内、外壁总是存在温差的,产生温差的原因主要有以下几点: 1)由启动前锅炉的上水引起 进入锅炉的水都具有一定的温度,水进入汽包首先与汽包下部接触,因此时汽包尚未点火产生蒸汽,所以汽包的下半部而且是内壁首先受热。这样汽包的上部与下部,内壁与外壁之间就必然存在温差而产生热应力。进水温度越高,进水速度越快,温差就越大,产生的热应力也越大。 2)锅炉升压初期汽包壁受热不均 升压初期水循环尚未正常,汽包中的水流动很慢,汽包的上部内壁同蒸汽接触,由于此时金属温度低,蒸汽就在上部壁面上凝结放出凝结热;而汽包的下部同水接触,发生的是水对金属的接触放热。但凝结放热要比水的接触放热系数大2,3倍。所以上部汽包壁的受热比下部汽包壁的受热剧烈得多,上部金属的温升速度快,因此造成汽包上下壁有温差,锅炉升压速度越快,产生的温差也越大。 3)汽包壁厚及长度造成的温差 现代大容量锅炉的汽包很长而且很厚,汽包内水和蒸汽的饱和温度随着汽压的升高而升高。同水和蒸汽接触的汽包内壁,其温度接近于饱和温度,但外壁温度则是靠汽包金属壁的导热而升高,这就意味着内外壁存在温差。在汽包内工质达到额定温度的过程中,这种内、外壁温差始终存在,该温差的大小与升压速度有关,升 。 压速度越快,饱和温度的升高速度越大,汽包的内、外壁温差也越大 4)其他原因 如省煤器再循环门不严密,在启动过程中向锅炉补水时(此时再循环门应关闭),一部分低温给水就会不经省煤器直接进入汽包,导致汽包壁产生温差等。 3、温差最大值出现的时间和部位 21 温差最大值出现的时间,一般是在启动初期,汽包压力较低的情况下。其原因为:启动初期,水循环弱,水侧扰动小,水对汽包下部的放热能力也弱,汽包下半部金属的温升慢,饱和温度是随压力而变化的,但由于压力升高与饱和温度升高的数值不一样,且在低压阶段,饱和温度随压力变动的变化率大,因此在低压阶段,压力不大的变化就会引起饱和温度较大的变化,亦即引起炉水和蒸汽温度较大的变化,使水和蒸汽对汽包壁的放热量也相应的发生较大变化。这就促使汽包壁温差加大。随着蒸汽压力的提高和正常水循环的建立并逐步加强,当整个锅炉机组逐渐处于热稳定状态后,汽包壁温差就会逐渐减小,汽包的弯曲变形也会逐渐消失或仅剩下微不足道的数值。 至于启动过程中汽包壁温差最大值出现的部位,一般认为是在汽包中段。其理由是在汽包上部,中段是蒸汽引向过热器去的部位,因此这里蒸汽对金属的放热较汽包的两个端部要强烈,使金属温度上升得快;而在汽包下部,给水经分配管进入汽包后,两端的给水量多,中段少,因此中段的扰动小,即中段的炉水处于相对比较静止的状态,故中段壁温较两端要低。 但是上述结论是不全面的,它应视汽包的具体结构如蒸汽管的引出方式,给水的引入方式以及下降管的布置等情况而定。 4、汽包应力分析 汽包所受应力由以下几个方面构成:a.内压引起的机械应力。此应力随锅炉启动的升压过程中内压的变化而变化;b.热应力。汽包在启动过程中内、外壁及上、下壁存在温差,此温差产生热应力。C.汽包自重引起的应力及金属壁内的缺陷引起的残余应力等。由于前两项占主要地位,一般进行汽包的应力分析时只考虑机械应力及热应力。在锅炉的启、停过程中,机械应力与热应力同向迭加的工况及部位是危险工况及危险区域。由于汽包筒体下部开有较大的下降管孔,因此在孔边存在应力集中。汽包的应力分析表明,汽包应力最大的部位在汽包筒体内壁下降管接头的肩部。 5、内、外壁温的监视 在实际运行过程中对汽包内、外壁温差测定,实质上就是如何测定汽包内、外壁温度。根据试验规律,在启动初期及稳定运行阶段,蒸汽引出管的外壁温度与汽包上部内壁温度相差仅0,3?范围内,故可以直接用引出管的外壁温度代替汽包上部内壁温度;在启动初期及稳定运行阶段,尤其是先经底部蒸汽加热在点火启动的初期阶段,集中下降管外壁温度与汽包下部内壁温度相差仅0,5?范围内,故可以用前者代替后者。因此在升压过程中,运行人员应严格监视汽包壁温测点的温度变化,如发现温差过大,应找出原因并根据设备情况,采取有关措施,使温度差不超过规定值,以保证汽包安全。 6、防止温差过大的措施 目前国内各高压和超高压锅炉的汽包上、下壁温差允许最大值均控制在50?以下,这个数值是根据实践经验总结出来的。实践证明,温差只要不超过50?,产生的附加温度应力不会造成破坏。在锅炉启动中防止汽包壁温差过大的主要措施有: 1)严格控制升压速度。尤其是在低压阶段的升压速度要尽量缓慢,这是防止汽包壁温差过大的根本措施。为此,升压过程应严格按给定的曲线进行,如果发现汽包壁温差过大时,应减缓升压速度或者暂停升压。对于单元机组采用滑参数启动时,升压速度更应严格控制,因为低参数启动阶段,蒸汽的容积流量大,如果升压太快,则蒸汽对汽包上半部内壁加热更激烈,引起的温差就更大。 控制升压速度的主要手段是控制好燃料量。此外,还可加大对空排汽量;对于中间再热单元机组则可通过调整旁路系统调整门的开度进行升压速度的控制。 2)升压初期,汽压按升压曲线稳定上升,应尽量不使其波动太大。因为在低压阶段,压力波动时饱和温度的变化率很大,必将引起温差控制。 3)设法迅速建立正常的水循环。如前所述,当锅炉点火后尚未建立起正常的水循环以前,水同金属的接触传热很差,因而使汽包上、下壁温差很大。而当水循环逐步建立以后,汽包中的水流扰动增加,使水与汽包壁的传热加强,因此能使水冷壁受热均匀,而且也直接影响到汽包上、下壁温差的大小。在升压过程中,使水循环尽早建立稳定正常的措施一般有以下几点: a.炉膛燃烧 炉膛燃烧稳定,炉膛热负荷均匀并且有一定水平是水循环提早建立并稳定正常的必不可少的条件。点火后,初投燃料量太小时,对快速建立水循环稳定、燃烧热负荷均匀是不利的。但如果初投燃料量过大也会对各部的均匀加热不利。特别是对再热器等部件的保护,要限制炉膛出口烟温不大于538?。投油枪要均匀对 22 称。单个油枪油量小,所以油枪根数要多,也可以采取轮流调换投运油枪,以达到均匀炉膛热负荷的目的。 b.升压速度 对自然循环锅炉,要建立起稳定的水循环,水冷壁中必须产生一定的蒸汽量才行。锅炉压力较低时,虽然水的汽化潜热较大,但饱和温度上升,金属和水的蓄热量增大,部分燃料放热要消耗在蓄热上,而且汽水密度差也会相应减少。因此,在启动初期,较低的升压速度对提早建立稳定的自然循环是有利的。 c.炉底蒸汽加热 为了在启动初期尽快建立起稳定的水循环,大型单元机组水冷壁下联箱通常均装有炉底加热装置,借助邻炉汽轮机抽汽或者启动锅炉蒸汽送入水冷壁下联箱,加热炉水。在点火以后,水冷壁就可立即产生蒸汽,大大加快了水循环的尽早建立和稳定。投用炉底加热后,由于水空间会产生汽泡,水体积会膨胀而引起汽包水位上升。所以,此时运行人员应密切注意保持汽包的正常水位;同时,在进行炉底加热时,应注意控制炉水升温速度,以免受热面产生过大的温差热应力。 d.锅内补放水 锅内补放水就是利用定期排污在水冷壁的下联箱底部放水,同时对汽包补水以维持汽包的正常水位,这样受热较小的水冷壁管中冷水就被热水代替,提早建立水循环。 9.3过热器和再热器的保护 1、过热器蒸汽温度、压力应符合汽轮机的冲转、升速、并网及升负荷的要求。 2、过热器管壁温度不应超过其使用材料的允许使用温度,其联箱及管子等不会产生过大的周期性的热应力。 再热器的情况与过热器相似。在汽机高压缸进汽之前,锅炉产生的蒸汽只有通过高压旁路才能进入再热器。对于中间再热式的单元制锅炉,由于再热器通常布置在烟温较低的烟道处,只要控制炉膛出口烟温在538?以内,对再热器使用的材料来说,即使再热器"干烧"也不会使其超温。从厂家建议的启动方法来看,对再热器也是准备干烧的,因为只要控制炉膛出口烟温限制在538?以下,即使再热器内没有蒸汽流过,仍然是安全的。在本机组系统中设置的高、低压旁路又为再热器在启动和事故中提供了有效的保护措施。 所以上述炉膛出口烟温538?的上限,对再热器的安全更属必要。但是在启动初期,由于再热器吸热量少,如果采用真空滑参数启动,很难提高再热汽温。所以采用压力法滑参数启动。 控制烟温的手段主要是限制燃料量或调整炉内火焰的高低。 随着汽包压力的升高,过热器内的蒸汽流量增大,冷却作用增强,这时就可逐步提高烟温。同时可用限制出口汽温的办法来保护过热器,此限值通常比额定负荷时低50,100?。此外,过热器管壁上一般都装有若干温度测点(尤其是新安装的锅炉)以监视金属温度。由于屏式过热器直接吸收炉内放热,所以本炉限制炉膛出口烟温在机组带上负荷之前不得超过538?。在点火之前,过热器可能疏水的联箱,管道都应经过无背压的管道把水疏净,然后关闭,只留出处的疏水门一直开启,直到机组并网带上负荷为止。当锅炉压力升高和主蒸汽管暖管用汽量增大时,视情况可把这阀门关小节流。 对于再热器,在启动初期也要放汽和尽可能地彻底疏水,直立弯管内的积水在点火以后亦令其逐渐蒸发。当凝汽器开始抽真空时,所有对外的放气门和疏水门都必须半闭,而从高、低温再热汽管通往凝汽器的疏水阀都应继续开启,直到机组带上初始负荷时方能关闭。 为了保护过热器,应制定过热蒸汽的温升曲线。在正常运行中,当没有过大的热偏差时,过热器管壁金属温度与蒸汽温度相差不大;但在升压期间,二者的差值则较大,且差值是变动的。因此,应根据管壁金属温度的测定来制定过热蒸汽的温升曲线。 9.4启动中省煤器与空气预热器的监护 对于回转式空气预热器首先要防止二次燃烧,其次是不正常的热变形。为防止回转式预热器异常的变形,在锅炉点火前空气预热器必须启动。当有热烟气通过时,它必须是转动的。二次燃烧主要是在启动初期燃烧不完全,烟气将可燃物带到尾部受热面存积下来,在烟温逐步上升,燃料逐渐氧化升温达到自燃温度后出现。因此,启动时应密切监视空气预热器的出口烟温,当发现排烟温度突然不正常升高时,应立即停炉或者停止启动,进行灭火处理。空气预热器启动后应投入连续吹灰,以防二次燃烧发生。一般锅炉启动时,利用汽包于省煤器下集箱的再循环管,形成经过省煤器的自然循环回路,来保护省煤器,使之不致过热。采用单元机组启动时,为了保证汽包水位,一般采用小流量连续给水的方式,使省煤器得到冷却。 9.5启动中汽包水位的监护 23 在升压过程中,锅炉工况的变动比较多,例如燃烧调节,汽压、汽温的逐步升高,蒸汽流量的改变,进行锅炉下部的放水等。这些工况的变化都会对水位产生不同程度的影响,如调节控制不当,很容易引起事故。对于高参数锅炉,由于给水压力很高,水位相对难以控制。因此,升压过程中如何保持水位正常应予以足够的重视。大容量锅炉在启动过程中,应派有专人监视一次水位计的指示,对水位的控制与调节应密切配合锅炉工况的变化来进行。 在点火升压初期,炉水逐渐受热汽化,由于体积膨胀将使水位逐渐升高。此时,一般要进行锅炉的下部放水,以使水冷壁受热均匀。在放水过程中,应根据水量的多少和水位的变化情况,决定是否需要补充给水,以保持水位正常。 在升压过程中期,当主燃烧器投入运行,炉内燃烧逐渐加强后,汽压、汽温也逐渐升高。因排汽量的增大,消耗的水量也增多,将使水位下降,应注意及时地增加给水量。由于主给水管流量大,不易控制,此时一般是使用给水小旁路或低负荷进水管给水。 在升压过程后期,进行冲转或校验安全门时,在开始的瞬间,由于大量蒸汽突然外流,锅炉汽压会迅速降低,引起严重的“虚假水位”现象,使水位迅速升高。为避免造成饱和蒸汽大量带水,事先应将汽包水位保持在较低的位置。若虚假水位现象很严重时,还应暂时适当减少给水,待水位停止上升时开大给水门增加给水。 9.6启动中蒸汽品质的监护 在锅炉启动过程中,随着锅炉工作压力的提高,蒸汽密度不断增大,蒸汽密度也愈接近于水,溶盐的能力也就愈强。蒸汽的溶盐有以下的特点: 1.饱和蒸汽和过热蒸汽均可溶盐,凡能溶于水的盐也可溶于蒸汽中。 2.蒸汽溶盐能力随着蒸汽的提高而增大。 3.炉水中含盐愈高,则溶于蒸汽中的盐也愈多。 4.蒸汽对盐分的溶解具有选择性。蒸汽通常溶解的盐分主要是硅酸盐。 蒸汽中的溶盐严重影响了蒸汽的品质,硅酸盐随蒸汽进入汽轮机,蒸汽在汽轮机中膨胀做功,随着压力的下降,盐就从蒸汽中析出,沉积在汽轮机的低压通道和叶片上难溶于水,严重影响汽轮机的安全经济工作。因此锅炉在启动过程中,对炉水含硅酸盐量应进行严格控制,根据含硅量限制锅炉升压,排去硅浓度高的给水,保证蒸汽含硅量在0.02ppm以内,此过程称为洗硅。不同压力下炉水容许的含硅量见表11-2。 当压力升至9.8MPa时开始洗硅,以后锅炉升压必须受炉水中的含硅量的限制。根据化学分析取样,炉水中含硅量达到一级压力容许的含硅量时,才能升压至相应级,并继续进行洗硅,直至正常运行。机组启动期间蒸汽质量标准见表12-3。 表11-2 不同压力下炉水容许的含硅量 蒸汽压力(Mpa) 9.8 11.8 14.7 16.7 17.6 炉水中SiO含量(ppm) 3.3 1.28 0.5 0.3 0.2 2 表11-3 机组启动期间蒸汽质量标准 电导率经氢离子锅炉压力二氧化硅/(μ铁/ 铜/ 钠/ 炉型 交换后(25?)/(MPa) g/L) (μg/L) (μg/L) (μg/L) (μs/cm) 锅筒锅炉 5.9,18.3 ?1 ?60 ?50 ?15 ?20 直流锅炉 — — ?30 ?50 ?15 ?20 9.7升温、升压过程中的安全措施 自然循环锅筒锅炉点火以后,应控制炉水饱和温度温升率符合制造厂要求。运行中要控制锅筒任意两点间壁温差不超过制造厂家限额,厂家无规定时可控制?50?。 通常以控制升压速度来控制升温速度。其余几乎都是由升温条件决定的。升温速度决定于燃烧率,为了保证锅炉设备的寿命,启动过程中升温速度和燃烧率都有严格的限制。但升温升压太慢又势必拖长启动时间和增加启动损失。 在升压过程的不同阶段,锅筒壁金属温差和应力变化是不一样的。在升压初期,只有少数油枪或燃烧器投入,炉膛火焰充满程度较差,水冷壁受热的不均匀性较大。同时,炉内温度以及炉墙、受热面和工质的温度都较低,而工质在低压下时的汽化潜热较大,所以水冷壁内产汽量较小,自然循环不良,锅筒内水流也很 24 慢。此时锅筒下部与几乎不动的水接触传热,升温速率低,故金属温度升高不多。锅筒上部与饱和蒸汽接触,蒸汽对锅筒壁凝结放热,放热系数比锅筒下部大很多,如表11-4。所以金属温度升高较快,就产生锅筒上、下壁温差。这种上高下低的温度分布必然会产生热应力,影响锅筒寿命。因此,在锅筒内、外壁上通常装有若干热电偶,用以监测锅筒壁各处温度。启动过程中,锅筒壁任意两点间的温差不许超过50?。 随着锅炉的受热加强,水循环渐趋正常,汽包上、下温差也逐渐减小。但汽包筒壁径向的内、外壁温差始终存在。该温差引起的热应力与温差大小呈线性关系。温差与升温速度亦呈线性关系。工质升温愈快,内、外壁的温差和由此而引起的热应力也愈大,为保证锅炉汽包的工作寿命,对升温、升压速度也做了限制。 对于回转式空气预热器首先要防止二次燃烧,其次是不正常的热变形。二次燃烧往往发生在锅炉启停过程,因而应密切监视空气预热器的出口烟温。当发现排烟温度突然不正常的升高时,应立即停炉或停止启动,采取灭火水洗等措施。 9.8洗硅 随着锅炉压力的提高,蒸汽密度增大,溶解盐类的能力也愈强。不论饱和蒸汽还是过热蒸汽均可熔解盐类;随着压力升高溶盐能力增加,压力降低则盐分析出;炉水含盐量越高,直接熔于蒸汽的盐分也越多。 蒸汽对盐分的溶解具有选择性,锅水中常遇到的各种盐类可分为三类: 第一类盐类:硅酸(H2SiO3),它在蒸汽中溶解度最大; 第二类盐类:NaOH、NaCl、CaCl2等,这类物质在蒸汽中溶解度比第一类低得多。 第三类盐类:NaSO4、Na2SiO4、Na3PO4、Ca3SO4、MgSO4等,在蒸汽中溶解度极低,不考虑其溶解问题。 对于亚临界压力的锅炉,最主要的是硅酸在蒸汽中的溶解。蒸汽中的溶解硅酸会产生极坏的后果,硅酸随蒸汽带入汽轮机,蒸汽在汽轮机中膨胀作功,压力下降,硅酸以固态从蒸汽中析出,沉积在汽轮机低压部分,严重影响汽轮机安全流经运行。 为控制SiO2在蒸汽中的溶解量、保证蒸汽品质,除加强化学补给水的处理,保证给水中SiO2含量在允许值以外,在锅炉启动过程中,对不同压力阶段的炉内含硅量进行 严格控制,通过排污调整的降压排除SiO2浓度高的炉水,保证蒸汽中含硅量小于0.02ppm,称之为所谓的“洗硅”。 停炉时,用过热器疏水控制降压速度。当过热器出口汽压降至0.1MPa,汽包下壁温?111?时,打开水冷 壁各放水门、省煤器各放水门和汽包空气门,将炉水放尽。如需干燥热放水,当汽包压力降至?0.5MPa 时,开启锅炉各放水门快速放掉炉水。 注意:在强制冷却过程中,应按照汽包冷却曲线进行。 10(水冷壁管爆破及其防治 水冷壁管的爆破损坏也是锅炉常见的事故之一,亦应引起注意怀防范。 10.1水冷壁管爆破的主要原因 锅炉机组水冷壁爆破的主要原因有超温、腐蚀、磨损和膨胀不均匀拉裂等。 1(超温爆管水冷壁的管壁温度是由两部分组成的;一是管内工质的温度,另一部分则是管外壁热流密 度没有被工质吸收而使管外壁温度升高的部分。如果燃烧调整不当,锅水品质不好,则可能发生管壁超 温爆管。若炉膛燃烧发生在水冷壁附近,或粘墙燃烧时,该区域的热负荷将很高,它不但会引起水冷壁 结渣,而且由于该区域水冷壁汽化中心密集,则可能在管壁上形成连续的汽膜,即产生膜态沸腾。可能 导致水冷壁超温爆管。2(腐蚀损坏1) 管内垢下腐蚀,也称酸碱腐蚀,这是因为锅水中的酸性和碱性盐 类破坏金属保护膜的缘故。在正常运行条件下,水冷壁管内壁覆盖着一层FeO保护膜,使其免受腐蚀。34 如果锅水pH值超标,就会使保护膜遭到破坏。研究表明,当pH值为9,10时,保护膜最稳定,管内 腐蚀最小;当pH值过高时,易发生碱性腐蚀;当pH值过低时,又会发生酸性腐蚀。 25 2) 管外高温腐蚀。当水冷壁外有一定的结积物,周围有还原性气氛,管壁有相当高的温度时,就会发生管外腐蚀。水冷壁的管外腐蚀有硫化物型和硫酸盐型两种,其中以硫酸盐型最常见。 硫化物型管外腐蚀主要发生在火焰冲刷管壁的情况下。这时,燃料中的FeS黏在管壁上受热分解成S,2 S与金属反应生成FeS,随后氧化生成FeO可见硫化物腐蚀与硫酸盐腐蚀是同时发生的。 34 当水冷壁的温度在310,420?时,其表面会生成FeO,即 23 4Fe + O = 2FeO 2 4FeO + O= 2FeO 2 23 与过热器的管外腐蚀一样,其后它又与碱或硫酸盐NaSO和SO反应生成复合硫酸盐NaFe(SO)。与243343过热器腐蚀不同的是,由于水冷壁管温度较低,此处的复合硫酸盐呈固态,加之固态排渣炉的炉壁附近SO并不多,所以一般腐蚀也较轻。如果渣层脱落,则暴露到表面的复合硫酸盐在高温下又分解为氧化硫、2 碱金属硫酸盐和氧化铁,使上述过程重复,因而将加剧腐蚀过程,致使水冷壁管因腐蚀爆破的可能性加大。 3(磨损爆管 水冷壁管易受磨损的部位主要是一次风口喷口周围。另外,吹灰器的冲刷也可能使水冷壁爆管。在一次风、粉混合物中,每千克空气中有0.2,0.8kg的煤粉,当一次风喷入炉膛时,如果燃烧器安装角度不对或缩进太多,燃烧器喷口结渣、烧坏或变形,以及稳燃器安装不当等,都会使煤粉气流冲刷水冷壁管,使其磨损减薄导致爆破。另外,如果吹灰前吹灰器未疏水,在吹灰时凝结水就要冲刷到水冷壁上,使其冷却龟裂,产生环状裂纹而损坏。如进汽压力调节失控超过设计值,也会导致水冷壁磨损而爆管。 4(其它损坏形式 冷炉进水时,水温、水质或进水速度不符合规定;锅炉启动时升压、升负荷速度过快;停炉时冷却过快,放水过早等,都会使水冷壁管产生过大的热应力,致使爆管。 水冷壁管因受热不均匀,膨胀受阻也会拉裂爆管。被拉裂的部位通常以炉膛四角和燃烧器附近居多。如燃烧器大滑板与水冷壁在运行中膨胀不一致,经多次启、停的交变应力作用后,就会从焊点处拉裂水冷壁致使爆破。 水冷壁选用钢材不当,焊接质量不符合要求,弯管质量不高,使管壁变薄等,也都有可能使水冷壁产生爆管。 10.2水冷壁爆管处理及防治 水冷壁管爆破以后,会有如下现象:汽包水位下降;蒸汽压力和给水压力均下降;炉内有刺汽声;炉膛冒正压,有烟气从炉膛喷出;炉内燃烧火焰不稳或灭火;给水流量不正常地大于蒸汽流量;锅炉排烟温度降低等。 如果水冷壁管爆管不甚严重,不致于在短期内扩大事故,且在适当加强给水后能维持汽包正常水位时,可采取暂时减负荷运行,待备用炉投入后或调度处理后再停炉。但在这段时间内,应加强监视,密切注意事故发展情况。如果爆管严重,无法保持汽包正常水位,或燃烧不稳定,事故扩大很快,则应立即停炉。此时,锅炉引风机应继续运行,抽出炉内蒸汽。停炉后如加强给水汽包水位可以维持,则应尽力保持水位;否则应停止给水。为提高水冷壁管的运行安全性和可靠性,应根据其爆管的原因,采用不同方法防治。 1(超温爆管的防治 通常亚临界压力以上的锅炉,设计时应控制循环倍率K不能太小;为了防止传热恶化,首先应降低受热面的热负荷。在运行时应调整好燃烧火焰中心位置,不能出现贴墙燃烧。设计时可采取减小水冷壁管径,增加下降管截面等,提高水冷壁管内工质的质量流量,提高α值;也可在蒸发管内加装扰流子,采用来2 复线管或内螺管等,使流体在管内产生旋转的扰动边界层,提高α。 2 为了防止出现循环故障带来的超温爆管,除要求燃烧稳定,炉内空气动力状况良好,炉内热负荷均匀外,还应避免锅炉经常在低负荷下运行,而且设计时水冷壁管组的并列管根数不能太多,管子组合亦应合理。 2(腐蚀防治 为了防治水冷壁管的垢下腐蚀,应加强化学监督,提高给水品质,保证锅水品质,尽量减少给水中的杂质和锅水的NaOH含量,防止凝汽器泄漏,保证锅炉连续排污和定期排污的正常执行。对水冷壁管应定期割管检查,并根据情况进行化学清洗和冲洗等。 为防止水冷壁的管外腐蚀,应改善燃烧,煤粉不能过粗,避免火焰直接冲刷墙壁,过剩空气系数不宜过小,以改善结积物条件。控制管壁温度,防止炉膛局部热负荷过高,以防水冷壁温度过高,加剧腐蚀。保持炉膛贴墙为氧化气氛,冲淡SO的浓度,以降低腐蚀速度。也可以在水冷壁管表面采用热浸渗铝技术,2 提高其抗腐蚀性能。 10.3磨损爆管防治 防止水冷壁管的磨损主要是燃烧器设计与安装角度应正确;应组织好炉内空气动力场,要求配风均匀, 26 注意运行调整。运行时如燃烧器喷口或附近结渣应及时清除,如燃烧器烧坏或变形,应及时修复或更换。吹灰器在吹灰前应先疏水,吹灰蒸汽压力应控制在设计值范围。吹灰器在吹灰前应先疏水,吹灰蒸汽的压力应控制在设计的范围内。 10.4(其它防治 为了防止锅炉启动、停止、运行时损坏水冷壁管,在锅炉点火、停炉时,应严格按规程规定进行。 为保证受热面的升温自由膨胀,在安装和检修时,在水冷壁管自由膨胀的下端应留有足够的自由空间,并采取措施防止异物进入,以免管子膨胀受到顶或卡而使其破坏。应注意加强金属监督工作,防止错用或选用不合格的管材。在制造和安装、检修时应严把质量关,尤其应保证焊接质量符合要求,确保水冷壁管运行的安全。 11(过热器管和再热器管的爆漏及防治 过热器和再热器通常布置在锅炉烟气温度较高的区域。锅炉过热器和再热器由于工质吸热量大,受热面多,总有一部分受热面布置在炉膛的上部,直接承受炉膛火焰的辐射,因此,其工作条件比较恶劣。特别是屏式过热器的外圈管,它不但受到炉膛火焰的直接辐射,热负荷较高,而且由于屏管结构的差别,其受热面积大,流阻大,流量小,其工质焓增通常比平均值大40,50%以上,所以很容易超温爆管。 再热器实际上是一种中压过热器,其工作原理与过热器相同,一般不单独讨论。但由于中压蒸汽压力较低且比热较小,所以它对热偏差比过热器更敏感。且由于受到流阻损失要求的限制,不能采用过多的交叉和混合措施,因此使得再热器工作条件比过热器还要差。所以,再热器受热面总是布置在烟温稍低的区域,并采用大管径和多管圈结构。 11.1 过热器管和再热器管爆破的原因 过热器和再热器损坏主要有高温腐蚀和超温破坏等。 1(高温腐蚀 过热器管(再热器)的高温腐蚀有蒸汽侧腐蚀和烟气侧腐蚀。 1) 蒸汽侧腐蚀(内部腐蚀)。过热器管子在400?以上时,可产生蒸汽腐蚀。化学反应过程如下: 3Fe + 4H2O = Fe3O4 + 4H2 蒸汽腐蚀后所生成的氢气,如果不能较快地被汽流带走,就会与钢材发生作用,使钢材表面脱碳 并使之变脆,所以有时也把蒸汽腐蚀叫做氢腐蚀。反应式如下: 2H2+ Fe3O4 = 3Fe + CH4 2H2 + C , CH4 CH4积聚在钢中,产生内压力,使内部产生微裂纹,即钢材变脆。 2) 烟气侧腐蚀(外部腐蚀)。在高温对流过热器和高温再热器出口部位的几排蛇形管的管壁温度通常 都在550?以上,因此会发生烟气侧腐蚀。这种腐蚀是由燃煤中的硫分和煤灰中的碱金属(钠Na、钾 K)所引起的。煤灰分中的碱金属氧化物Na2O和K2O在燃烧时会挥发、升华,微小的升华会靠扩散作 用到达管壁并冷凝呈液态附在壁面上。烟气中的SO2与这些碱性氧化物在壁面上化合生成硫酸盐, 即 M2O + SO3 = M2SO4 液态复合硫酸盐有向低温处积聚的特性,可使腐蚀过程不断进行,其反应过程为: Fe + 2M3Fe(SO4)3 = 3M2SO4 + 3FeS + 6O2 3FeS + 5O2 = Fe3O4 + 3SO2 6SO2 + 3O2 = 6SO3 管壁上的硫酸盐再与飞灰中的氧化铁及烟气中的三氧化硫作用生成复合硫酸盐,即 3M2SO4 + Fe2O3 + 3SO3 , 2M2Fe(SO4)3 将上几式的左边与右边分别相加,消去相同各项,则得 2Fe + O2 + 2Fe2O3(飞灰)= 2Fe3O4 以上各化学式中M代表Na和K。 从上式可见,虽然烟气侧的高温腐蚀化学反应经过很多中间过程,但是实质上还是铁的氧化过程。 过热器管内部腐蚀和外部腐蚀的结果,使壁厚减薄,应力增大,以致引起管子产生蠕变,使管径胀 粗,管壁更薄,最后导致应力损坏而爆管。 27 2(过热器管与再热器管超温 1)过热器(再热器)管超温损坏的原因。 过热器管材在400?以上高温和应力的长期作用下会发生蠕变,使管子胀粗而逐渐减薄,然后出现裂纹,当积累到一定程度时即发生爆破。锅炉在正常运行时,过热器出现少量的蠕变是允许的,它不影响使用寿命。但如果过热器长期超温,蠕变过程就加快,且超温越多,应力越高,蠕变也越快,会使管子在很短时间内就发生爆管。 2) 过热器管超温的影响因素。 影响过热器超温的原因首先是热偏差。在过热器管组中偏差管壁温度严重时比管组平均值高出50?以上,因此偏差管容易发生爆管。 炉膛燃烧火焰中心上移也是造成过热器超温的主要原因之一。燃煤性质变差,如挥发分降低,煤粉变粗;炉膛漏风增大;燃烧配风不当,过量空气系数过大;炉膛高度设计偏低;燃烧器布置偏高等,都会引起火焰中心上移,造成过热器管超温。 炉膛卫燃带设计过多,运行时水冷壁管发生积灰或结焦而未及时清除,锅炉超负荷工况下运行等,会使炉膛出口烟温升高,引起过热器超温。 过热器本身积灰、结渣或管内结垢均会增加传热阻力,使得传热变差,管子得不到充分冷却,这都是造成过热器管超温的重要原因。 3(过热器管(再热器)磨损及其它 过热器爆管除高温腐蚀和超温损坏以外,磨损也是原因之一。过热器的磨损原因与省煤器相似,这里就不再重述。需要说明的是,在过热器区域,因为流过的烟气温度较高,所以灰分的硬度也较低;而且,过热器管通常都是顺列布置,因此,灰分对过热器管的磨损要比省煤器轻得多。故而,过热器管的磨损爆管通常不是主要原因。 过热器管损坏除了上述原因之外,还有以下因素:制造有缺陷,安装、检修质量差,主要表现是焊接质量差;过热器管的管材选用不符合要求;低负荷时减温水未解列,造成水塞以致管子局部超温等。 11.2.过热器管、再热器管泄漏的原因及其防治 1(过热器管与再热器管的损坏及处理 过热器管爆管以后,在过热器爆管区域有刺汽声,蒸汽流量不正常地小于给水流量,燃烧室冒正压,烟道两侧有较大的烟温差,过热器泄漏侧的烟温较低,过热器的汽温也有变化。再热器损坏的现象与过热器损坏的现象相似,其差别在于,再热器损坏时,在再热器区域有刺汽声,同时,汽轮机中压缸进口汽压下降。 过热器管或再热管爆破时,应及时停炉,以免破口喷出的蒸汽将邻近的管子吹坏,致使事故扩大,检修时间延长。只有在损坏很小,不会危及其它管子损坏时,才可以短时间运行到备用炉投入或调度处理过后再停炉。 2(过热器管(再热管)的爆管防治 1)高温腐蚀的防治。 高温腐蚀的程度主要与温度有关,温度越高,腐蚀也越严重。另外,腐蚀程度也与腐蚀剂的多少有关,腐蚀剂越多,腐蚀也越重。可见要完全防止高温腐蚀,只有去掉灰中的Na2O和K2O等升华灰成分,这显然是做不到的。通常只有在燃煤供应允许的情况下,通常在燃料允许的情况下,选用升化成分较小的煤,以减轻过热器管的腐蚀程度。同样,要想将过热器管温度降到500?以下,使升华灰完全固化以达到防腐目的也不可行,所以只有控制管壁温度才是行之有效的办法,这样做虽在不能完全防止高温腐蚀,但可以减轻腐蚀程度,延长管子使用寿命。 将过热汽温限制在一定的范围内,可达到控制管壁温的目的。我国现在趋向于将汽温规定为540?/540?;国外目前基本上也将汽温控制在560?以下。高温腐蚀最强烈的温度区是650,700?。因此,应合理选择过热器与再热器布置的区域,使金属壁温应维持在危险温度以下。 为了防止过热器管内的氢腐蚀,过热器内工质应有相当的质量流速,不过它比保证过热器管冷却所需要的管内工质流速通常要低,所以防止氢腐蚀一般不成问题。 2) 超温爆管的防治。 28 引起过热器和再热器管超温的原因,归结起来有三个方面,即烟气侧温度高,管内工质流速低,管材耐热度不够(包括错用管材)。为了防止超温,应减小管组热偏差。为了防止燃烧火焰中心上移引起过热器管超温,除了锅炉设计应保证炉膛及燃烧器布置高度适当外,在运行中应注意燃烧器的配风、内外二次风的旋流强度应当合理;炉膛负压不能太大,以免漏风过大;注意调节汽温;同时应注意及时清除受热面的积灰和结焦,特别是过热器本身的积灰和结焦,因为过热器积灰和结渣不但使传热恶化,而且容易形成烟气走廊,加大管组的热偏差,同时造成走廊两侧的过热器管的磨损加剧;如果炉内卫燃带过多,应在停炉检修时适当打掉一部分。还应注意不能使锅炉长期超负荷运行;过热器管材应符合要求等。 3) 其它防治。 为防止过热器的磨损爆管,过热器区域的烟速应选择适当,通常不应超过14m/s。严格监视过热器的制造、安装和检修质量,特别是焊接质量关应把好关。在运行中应密切监视过热器的运行情况,如发现异常应及时调节和处理,保证过热器的正常运行。 12(省煤器爆管 12.1省煤器的爆管现象 省煤器爆管是电厂常见的事故之一,引起省煤器泄漏的原因有:给水品质不合格,给水中含氧量多,造成管子内壁氧腐蚀损坏;给水温度和流量变化,引起管壁温度变化,造成管子热应力过大引起管子损坏;管子焊接质量不好,也会使管子损坏;飞灰磨损,使管壁减薄,强度下降而损坏等。其中省煤器管的磨损是损坏的主要原因。 省煤器管爆漏以后,会出现以下现象:汽包锅炉的汽包水位下降;给水流量不正常地大于蒸汽流量;省煤器区有刺汽声;省煤器下部灰斗有湿灰或冒汽;省煤器后面两侧烟气温差增大,泄漏侧烟温明显偏低等。 省煤器管损坏时,应尽量维持水位,待备用炉投入后,再停炉检查、修复。如果水位不能维持,为避免事故进一步扩大,则应立即停炉。 12.2防止省煤器爆管的设计措施 为了防止省煤器磨损爆漏,可采取如下防治措施: 1.降低烟气流速 省煤器的磨损与烟气流速的三次方成正比,所以防磨的首要措施是控制烟气流速。 省煤器管的使用寿命一般为十年,每年的磨损量应不大于0.2mm。推荐省煤器管束间最大允许烟气流速如表15-1。为防止对流受热面堵灰,烟气流速在额定负荷时也不得小于6m/s。 表13-1 省煤器允许的最大烟气流速 燃煤折算灰分,% ,5 6,7 9,10 30 允许最大烟速,13 10 9 7 m/s 因过热热量和再热热量占锅炉总吸热量的比例相当大,所以需要布置相当多的受热面积。尽管在设计时将其中一部分受热面布置到炉膛上部,但仍需在竖井烟道中布置一定面积的受热面,才能满足要求。因此,实际上留给省煤器的布置空间是有限的。为了保障省煤器的吸热量,提高锅炉效率,同时又能降低烟气流速,减少飞灰磨损,可采用如下方法: 1)采用肋片式、鳍片式或膜式省煤器。 由于扩展表面可避免烟气横向冲刷管束,并改变了飞灰的速度场、浓度场和粒径分布,因此可大大地降低省煤器的磨损速度。 2)避免局部烟速过高,消除烟气走廊。 锅炉省煤器通常采用平行前墙分左、右两边布置的方式。为了防止左右两组管束弯头处留有间隙形成烟气走廊,带来弯头处的局部磨损,应采用左右两组管圈相互交错的布置方式,消除中间走廊。为了防止省煤器边排管产生烟气走廊带来的局部磨损,可采用梳形定位板,保持管排节距均匀。为了减少管子弯头部分的磨损,应采用方弯头,少用圆弯头等。 2.省煤器的直接防磨保护 29 省煤器的直接防磨保护措施通常有:单根管上装置护瓦或钢条,弯头装护瓦,整组管子装置护帘等。 3.运行中防止磨损的措施 上述两点主要是从设计、结构和工艺上采用的省煤器防治措施。实际上运行条件对省煤器的磨损爆 漏也有较大影响。省煤器磨损的运行防治主要有: 1)控制燃煤。应尽量控制锅炉燃煤特性接近设计煤种,以免使飞灰浓度和烟气速度增加过多。 2)锅炉出力。保持锅炉在额定负荷下运行,尽量避免超负荷。 3)煤粉细度。运行时应控制煤粉细度R90不能过大,以免使颗粒增大,飞灰浓度增加,颗粒变硬。 4)燃烧调整。调整好燃烧,可以控制飞灰可燃物的大小及飞灰浓度。应将飞灰可燃物控制在许可的 范围内。 5)减少漏风。锅炉漏风不但使锅炉效率降低,而且使烟速提高,对减少磨损不利。为减少漏风,除 提高炉墙的施工、检修质量,加内护板和采用全焊气密性炉膛外,在运行中应控制炉膛负压不能过 大,关好各处门、孔,防止冷风漏入。 13(锅炉四管爆破事故现象及处理综述 水冷壁、过热器、再热器及省煤器等受热面的损坏爆破事故是锅炉事故中最常见的一种事故。 当受热面管子爆破时,高温、高压汽水从爆破点喷出,不但要停炉限电,严重时会发生人身伤亡。 (一)水冷壁爆破事故 水冷壁爆破的现象: 爆破声音,汽水喷出声 炉膛负压偏向正值 汽包水位下降,Ggs>D 两侧烟温、汽温偏差增大 处理 根据泄露情况分别进行处理 水冷壁爆破的原因 给水品质不良引起管内结垢腐蚀 煤粉流或吹灰气流对水冷壁管直接长期冲涮造成管外磨损 启动停运方法不正确、水循环不正常 沸腾传热恶化等造成管金属长期超温 燃烧器附近高热负荷区水冷壁烟气侧高温腐蚀 制造、安装及检修质量不合格 炉膛大块渣塌落撞击水冷壁等。 (二)过热器再热器爆管事故 过热器爆管的现象 有蒸汽喷出声 炉膛负压下降或变成正压 炉墙、人孔等不严密处向外冒烟气或蒸汽 爆破点后烟道两侧有不正常的烟温差 蒸汽不正常地小于给水流量 爆破点前过热汽温偏低 爆破点后过热汽温偏高,汽压下降 省煤器集灰箱内有潮湿的细灰 处理 各项参数(汽温、炉膛负压、汽包水位等)不能维持在正常范围内时应紧急停炉~ 30 过热器与再热器爆管的原因 蒸汽品质不良引起管内结垢、腐蚀 炉膛出口烟温升高引起管壁超温 启动停运时保护不当 烟气侧高温腐蚀及磨损 制造、安装及检修质量不合格 管材质量不合格 启动前酸洗不合格等 (三)省煤器爆管 省煤器爆管现象: 给水流量不正常地大于蒸汽流量,汽包水位下降 省煤器烟道内有异声,灰斗内有湿灰 省煤器出口左右烟温差增大 空气预热器出口风温下降 烟道通风阻力增加,引风机电流增大等 处理 根据泄露情况分别进行处理 对有省煤器再循环的锅炉,事故停炉后不能开启再循环阀门,防止汽包水经省煤器再循环管通向泄漏处漏掉。 省煤器爆管的原因 给水品质不合格使管内壁发生氧腐蚀 飞灰对受热面的磨损 烟气侧的低温腐蚀 启停时保护不良 制造、安装及检修质量不合格 汽水管道水冲击 现象: 水冲击时,压力、流量大幅度波动。 有水击声,管道发生振动,严重时支吊架损坏。 汽水分离器满水时,分离器水位高报警,当满水严重时,包覆过热器及以后的工质温度明显下降。 原因: 给水管道或省煤器充水时未排尽空气。 蒸汽管道通流前暖管不充分,疏水未排尽或操作过快。 热态启动时,由于省煤器、冷渣斗处工质处于汽化状态而进水量大时,管内工质的压力、流量、温度发生剧 烈变化。 管内蒸汽温度突降。 汽水分离器满水造成水冲击。 处理: 给水管道或省煤器水冲击时,应适当降低流量充分暖管、排尽空气,直至恢复正常。 蒸汽管道通汽充压时发生水冲击,应降低流量充分暖管、疏水,待水冲击消失后,方可逐步增加流量。 热态启动或停炉后进水时,如省煤器、冷渣斗处发生水冲击时,应迅速降低给水流量。热态启动进水过程中 要待炉本体各点工作温度均低于饱和温度后,方可增大给水流量。 31 由于分离器满水而造成水冲击时,应迅速确认分离器水位控制阀A、B的开度及其前隔绝门开启状态。若系阀门未开启应立即手动开启,恢复分离器水位正常。 当汽水管道内的水冲击消失后,应及时检查设备及支吊等有否损坏。 14(关于定排规定 巴威:在大多数情况下,只采用锅筒上的连续排污就足够。我公司RBC锅炉在以往工程的实际运用中,只要 控制锅炉给水品质及炉水品质符合要求,蒸汽品质完全符合标准,不需要进行定期排污。在运行中若炉水品质超标, 应在锅炉主蒸汽压力低于5.17MPa(750PSI)时用放水分集箱上的定期排污阀进行定期排污,并严格监视锅筒水位, 每次排污不超过30秒,高负荷时应避免进行锅炉定期排污。 15(锅炉水压试验 锅炉水压试验的目的:是在冷态下检查锅炉强度和严密性,整体水压分两部分:一是炉本体水冷壁、过热器系统 ,二是再热器系统。 整个水压试验的流程为: 风压试验 ? 管道冲洗 ? 锅炉上水 ? 锅炉升压 ? 再热系统试验压力 10, ? 再热器系统检查 ? 再热系统工作压力 ? 再热系统全面检查 ? 再热系统试验压力 ? 再热系统降压至工作压力 ? 再热系统全面检查 ? 再热系统降压 ? 再热系统水压结束。 水冷壁、过热系统开始升压 ? 水冷、过热系统试验压力的10, ? 水冷、过热系统系统检查 ? 水冷、过热系统工作压力 ? 水冷、过热系统全面检查 ? 水冷、过热系统超压试验 ? 水冷、过热系统降压 ? 水冷、过热系统工作压力 ? 水冷、过热系统全面检查 ? 水冷、过热系统降压 ? 水压结束。 试验压力:锅筒,水冷壁,下降管,过热器和包墙管设计压力19.65 MPa,水压试验压力29.5MPa 省煤器设计压力20.17 MPa试验 30.3 MPa再热器设计5.17 MPa 试验7.76 MPa 锅炉整体水压试验压力29.5 MPa 16(停炉后的保养 锅炉中许多腐蚀问题是在锅炉停用时开始出现的。当炉管表面形成红色的Fe2O3铁锈时,它不仅使管子的表面变得粗糙,而且使母材进一步遭受腐蚀。不论三氧化铁的形成是由于大气腐蚀的结果还是由锅炉附属设备中带到锅炉里来的,只要出现Fe2O3铁锈,锅炉的金属材料就会受损。 16.1. 湿法保护 在锅炉中要使所有的回路完全干燥是困难的,故若有可能采用化学处理过的水对锅炉进行湿法保护将是最好的方法,所谓化学处理过的水指的是经过除氧的并加入了氨及联氨的水。 如果锅炉停用七天以上,应在除氧水中氨的浓度为1/105,联氨的浓度为2/104,这样可使水的PH值达到10。如果停用七天以下,则应将上面所述联氨的浓度提到2.5/104。 上水时应先向过热器内上水,直至水向锅筒内溢出,然后再经由正常的上水系统上水,为使化学药品均匀,通常是将氨及联氨的浓溶液自上水水泵的入口端加入。 再热器一般采用干法保护,最好是在锅炉已经熄火停炉,机组已解列,但汽轮机轴封还维持着的时候,把再热器与冷凝器的真空相连,这样可使再热器管圈中的残存冷凝水自己蒸发掉。 如果预计锅炉内的水会结冻,则必须将可疏水受热面里的水全疏掉。必须采取某些措施来加热不能疏水的受热面,以解决结冻的问题。在结冻期过后,应重新将化学处理过的水充入锅炉。 汽轮机的调节门和再热器的截止门在低压时并不是一点不漏的,在机组长期停用时汽轮机的疏水应该打开。如果机组停炉几个月,应每隔一个月,补充化学处理水以弥补经由截止阀泄漏掉的水量。 16.2. 充氮保护 如果锅炉停炉时间较长,还可采用充氮保护法对锅炉进行保护: 锅炉保养(新型十八烷胺法) 停炉保养技术措施 在停炉前8,10小时值长通知化学运行人员做好配药工作,通知维护部在运行凝结水泵前的空气门加装临时管道,安装临时加药箱。 在停炉前6小时左右,将机组负荷降至380,410MW,保留4,5台磨煤机运行,尽量不投油,维持主汽压力为11,12MPa,主汽温不高于450?,再热汽温不高于430?。 工况稳定后,将除氧器的排气阀关小,锅炉关闭连排,停止一切排污。控制汽包低水位运行,保持,80mm左右。 32 机组稳定后切除精处理系统,凝结水走旁路运行。 稳定后值长通知化学人员加药,药液直接通过凝结水泵前的空气门用塑料管靠负压吸入(塑料管与空气门连接应严密,加药过程中严禁空气进入系统),时间在2,3小时内加完。在加药过程中,要求蒸汽温度控制在450?以下,在整个加药期间,温度可逐渐降低,但以不低于300?为好。加药期间,切除所有在线仪表(pH表、氢柱前电导率表除外),在加药前务必解列凝结水精处理系统的运行。在加药期间,凝结水的硬度、导电度等指标可能较正常运行时高,这是证明保养剂将水汽系统中的积盐洗脱,说明保养剂的成膜良好。保养过程中如果出现炉水PH值下降的现象,向炉水中加入少量氢氧化钠溶液,以保证炉水PH值在9-10之间。 加药时在主汽温度降至450?以下时,第一个小时内加总药量的1/2,停20分钟;然后在30分钟内再加入药量的1/4,停30分钟,最后加入剩余的药量。锅炉保养加药过程中,停止向系统内加入NH3、联胺、磷酸盐药品。 加药过程中,给水、炉水、凝结水PH每30分钟分析一次。 药品加完后保持机组水汽循环2,3小时,以保证过热器、再热器及汽轮机等部位保护效果。 在循环过程中,机组按正常停炉方式继续滑停,但应保证蒸汽温度不低于300?。 水汽循环3小时后机组正常停运。 停炉后采用热炉放水(P?0.5MPa时放水,炉水温度?160?)余热烘干法烘干炉体,保证机组干燥,确保保养效果。 17. 锅炉防冻措施 运行人员应密切关注环境温度的变化~如环境低至0?~应执行如下机组防冻措施。 一、 停运锅炉防冻措施: 1、 打开再热汽减温水母管放水门,过热汽减温水母管放水门,锅炉吹灰母管疏水门,放水2小时 后注意关闭以上各放水门。 2、 汽包就地水位计、电接点水位计放水,水放尽后关闭放水门。 3、 检查暖风器疏水箱是否有水位,如果存有疏水应将疏水放尽然后将放水门关闭。 4、 增加压缩空气管道、罐体的放水次数。 5、 联系检修将压力表管内的积水放尽,以免管道冻裂。 6、 检查就地各变送器柜柜门关闭。 7、 各转机轴承、冷油器冷却水的保持畅通,若冷却水停用应打开管道放水门,把水放尽,无放水 门时要联系检修解法兰放水。 8、 如环境温度低至0?,应将#4炉底部加热投入,保持炉水温度20?以上。 二、 运行锅炉防冻措施: 1. 运行机组,要加强各冷却水、冷油器、压力表管等工作环境较低设备的巡检,经常用测温仪检 查各部温度不低于5?,否则要及时汇报,并采取措施处理。 2. 每4小时开启压缩空气储气罐、供气管道的放水门一次,放尽积水,以免积水结冰。 3. 机组运行中要注意DCS画面中汽包水位指示情况,经常与就地双色水位计校对,如发现偏差 较大,立即联系检修处理,并做好隔离措施。 4. 机组运行中要注意PCV阀的状态,发现PCV阀误开要及时切手动关闭,并及时联系检修处理。 5. 各辅助设备油系统油温低于15?时要投入电加热。 6. 运行机组中的磨煤机,要经常检查磨煤机大牙轮自动喷油装置,保持油温30,45?,油温过 低时要投入电加热。 7. 保持各转机轴承、冷油器冷却水的畅通,若冷却水停用应打开管道放水门,把水放尽,无放水 门时要联系检修解法兰放水。 8. 因检修拆除的保温要及时恢复,以防设备冻裂。 9. 运行机组加强对锅炉暖风器系统的检查,发现缺陷及时联系维护处理。 10. 任何异常情况都要在运行日志上做好记录,并详细说明所采取的措施。以防交接班时交接不清。 (结束 谢谢~) 33
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