超临界锅炉问题知识点全总结.docx

《超临界锅炉问题知识点全总结.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《超临界锅炉问题知识点全总结.docx（21页珍藏版）》请在第壹文秘上搜索。

1、超临界锅炉问题知识点全总结1褐煤.劣质煤等煤种掺烧问题1.1 掺烧带来的安全问题。掺烧给锅炉及辅机磨损造成的不利影响，过高的灰分增加了烟气中的飞灰浓度，过高的水分增加烟气量和烟气流速,因而锅炉及辅机磨损加剧。掺烧给锅炉稳然带来巨大压力，部分低热值劣质煤着火比较困难，燃烧不稳定，易灭火；部分劣质煤煤质变黏，经常出现原煤仓堵塞、给煤机不下煤的情况，给制粉系统的安全运行带来极大的隐患。掺烧带来锅炉腐蚀问题,煤质含硫比较大时,容易引起水冷壁高温腐蚀,以及锅炉尾部烟道、省煤器、空气预热器等处的低温腐蚀，造成锅炉爆管，影响锅炉安全运行。易引起锅炉除灰除渣系统事故燃煤发热量降低,会导致锅炉排灰量增大,捞渣机

2、内渣量增大。1.2 掺烧带来的经济性问题。掺烧褐煤导致总煤量增大，总烟气流量大幅增加，一次风率升高明显，燃烧推迟致使减温水量增大，排烟温度上升约5。（：，锅炉效率下降。虽然通过燃烧器改造、空预器换热元件改造等方式可以减少再热器减温水的用量、加强对排烟温度的控制，但褐煤入炉后的热惯性较大，会引起汽温大幅度波动。且随着褐煤掺烧比例的加大，这种惯性也随之加大，锅炉效率1各有所下降。掺烧劣质煤后，燃烧工况恶化，排烟温度升高，排烟热损失增加；燃尽性能差，飞灰、炉渣可燃物升高；石子煤内夹粉现象严重，石子煤量大幅增加；磨煤机、一次风机等辅机耗电率上升；再热器减温水量大，使机组的循环效率降低；煤质变差锅炉燃油

3、量增加；影响机组协调自动反应，不利于AGC及两个细则考核；受热面磨损、制粉系统磨损，检修成本大幅提高。根据掺烧比例、褐煤水分及具体炉型不同，影响发电煤耗上升普遍在1%2%之间，例如国电某600MW公司通过试验，在600MW掺烧两仓褐煤时锅炉效率降低了0.79个百分点影响供电煤耗2.45gkWh;厂用电率同比升高了0.37个百分点，影响供电煤耗L15gkWh0共计影响供电煤耗1.16个百分点，即影响供电煤耗3.6gkWho水分对煤耗实际还存在隐性影响。国家现行计算标准采用低位热值，原煤水分对锅炉效率的影响未得到体现，也没有引起发电企业的充分关注。虽然计算发电煤耗不受原煤水分影响，但烟气中的水分将

4、汽化潜热(2512kJkg)带走，这部分热量也是原煤提供的有效能。一般认为水分每升高1%,实际发电标准煤耗约升高0.13%,约为04gkWh.1.3 合理配煤掺烧应对措施:(1)根据燃用煤质灰熔点的高低，通过试验确定适当的掺烧比例，以及掺烧方式(如分磨掺烧、煤场掺配炉内混烧)；将低熔点煤质布置在燃烧系统下部，可有效减轻结焦情况的发生；(2)通过试验，依据燃用煤质挥发份、灰熔点的高低，设置合理的一次风风速。(3)通过试验，依据受热面参数的变化，合理的调整二次风配风方式，保持燃烧器区域适当的运行氧量和二次风刚性。(4)通过试验，制定煤粉细度随静叶挡板开度和动态分离器转速的变化曲线，依据煤质挥发份、

5、灰熔点的高低，合理的选取煤粉细度。(5)燃用低熔点煤质时，磨煤机组合尽量采用下层燃烧器,并根据煤质的掺烧比较，采取燃烧器断层或降低部分燃烧器出力，以降低燃烧器区域的热负荷；合理的控制燃烧器摆角角度，防止火焰中心偏高或偏低；(6)核算未燃带的面积，并根据实际燃用情况，优化未燃带的铺设；(7)通过试验，依据燃用煤质挥发份、灰熔点的高低，煤粉细度的控制，合理的选取旋流燃烧器的旋流强度；(8)优化吹灰方式，尽量做到按需吹灰。2对冲燃烧锅炉汽温偏差及运行控制2.1 汽温偏差形成原因。国电集团某600MW机组，2010年2011年期间,汽温偏差问题较为突出。通过查阅相关资料,汽温偏差严重时，锅炉450MW

6、以上负荷运行，在A侧有减温水而B侧没有的情况下，A侧汽温达到57CzB侧仅490530oCz两侧偏差达4181,过热器出口母管汽温仅530550C,低于设计值2040。&2013年9月，现场检查了解，通过多年的燃烧调整摸索，汽温偏差问题较投产初期有较大程度改善，出现汽温偏差的几率有所降低，偏差程度也有所缓解，但是汽温偏差问题仍然存在。通过分析认为，引起对冲锅炉汽温偏差的主要原因是锅炉燃烧偏差引起的。根据经验，煤种热值偏低，总煤量较大时，磨煤机出口5根粉管的煤粉浓度会出现较大偏差，同时煤粉燃烧所需的氧量分布也难以达到平衡，易引起燃烧热负荷偏差，从而影响锅炉汽温偏差。2.2 汽温偏差处理措施2.2

7、.1 运行调整：(1)重视运行调整总结，摸索偏差调整规律，是解决燃烧偏差的主要方向。当出现较大的汽温偏差时，注意及时保存运行工况参数，为分析总结调整经验提供参考。(2)当出现主汽温偏差时，可在水冷壁不超温的情况下，适当提高分离器出口过热度，以提高两侧出口蒸汽温度，再通过过热减温水降低汽温偏高侧的汽温，以此来缩小汽温偏差。(3)在DCS系统增加各段受热面蒸汽温升、烟气温降和AB侧偏差的监视画面，以便于在锅炉出现偏差时，为运行人员燃烧调整提供有效的监视手段(4)不同的磨煤机组合也对偏差有较大的影响，运行人员应注意摸索不同磨煤机启停对锅炉燃烧的影响，包括对汽温偏差、烟温偏差、水冷壁左右侧壁温偏差的影

8、响。(5)开展燃烧调整试验，特别是对一次风速进行热态调平和制粉系统调整，测量各种工况(不同负荷、不同煤种等)煤粉浓度偏差，优化调整二次风方式，为调整提供依据；燃烧调整时测量各层燃烧区域温度的偏差,为燃烧调整提供依据。(6)加强配煤掺烧工作，在机组高负荷时，尽量燃用高热值煤种，降低总煤量，缓解设备压力，改善锅炉燃烧工况。(7)出现偏差时，及时通过燃尽风两侧风量的偏差调整，总结燃尽风对汽温偏差调整的影响。(8)某一制粉系统长期运行，导致该燃烧器附近容易结焦，该区域基本上无吹灰器。此时通过制粉系统的启停来改变此区域燃烧情况及燃烧器的壁温，强迫掉焦，可对汽温偏差有一定的改善。(9)根据相关经验，可根据

9、偏温情况，进行制粉系统切换，对调整汽温偏差有一定的效果。(10)高负荷高煤量时，易造成部分区域缺氧，需尽可能多的进行燃烧调整，合理控制氧量，保证炉内不会缺氧燃烧，从而防止或缓解燃烧偏差的产生。2.2.2 检修技改：(1)在锅炉尾部烟道加装适量的烟温测点、一氧化碳测点，为分析汽温偏差提供有利条件，可借鉴同类型机组，在末再后烟道开始，逐级增加烟温测点。(2)对制粉系统进行系统检查与调整，包括进行一次风速热态标定与调平，磨煤机出口折向挡板检查，磨煤机出口一次风缩孔磨损、卡涩情况检查更换、开度核对，通过制粉系统优化，消除制粉系统对燃烧偏差的不利影响。(3)水冷壁壁温测点检查，特别是超温测点的检查，确保

10、水冷壁金属无过热老化的情况，防止超温造成的水冷壁爆管。(4)二次风小风门、旋流装置的检查，挡板定位检查，以及二次风箱积灰检查，若积灰严重，可考虑增加二次风箱吹灰装置，另外需检查燃烧器烧、磨损及结焦情况，为燃烧调整提供有利条件。(5)部分同类型机组锅炉安装有动态分离器，可进行调研，研究动态分离器对消除汽温偏差的效果及作用。3氧化皮问题及锅炉受热面壁温控制3.1 氧化皮生成及剥落机理。根据查阅相关文献资料，超临界机组高温腐蚀及氧化皮的生成机理如下：(1途属的氧化是通过氧离子的扩散来进行的,若生成的氧化膜牢固，氧化过程就会减弱，金属就得到了保护。(2)管壁温度对氧化的作用。管壁温度在570。C以下时

11、生成的氧化膜是由Fe2O3和Fe3O4组成，Fe2O3和Fe3O4都比较致密(尤其是Fe3O4),因而可以保护钢材被进一步氧化。当管壁温度超过570。C时，氧化膜由Fe2O3.Fe3O4xFeO三层组成(FeO在最内层)，其厚度比约为1:10:100,即氧化皮主要是由FeO组成，因FeO不致密，因此破坏了整个氧化膜的稳定性，这样氧化过程得以继续。(3)当温度超过450。C时，由于热应力等因素的作用，生成的Fe3O4不能形成致密的保护膜，使水蒸汽和铁不断发生反应。当汽水温度超过570。(:时，反应生成物为FeO,反应速度更快。(4)金属表面的氧化膜并非由水汽中的溶解氧和铁反应形成的，而是由水汽本

12、身的氧分子氧化表面的铁所形成的。氧化皮的产生与给水中溶解氧的控制关系不大，其产生是必然的，氧化皮的生长速度与温度和时间有关。(5)氧化皮的剥离有两个主要条件：其一是氧化层达到一定厚度；其二是温度变化幅度大、速度快、频度大。由于母材与氧化层之间热胀系数的差异，当垢层达到一定厚度后，在温度发生变化尤其是发生反复或剧烈的变化时，氧化皮很容易从金属本体剥离。在机组启停过程中，管子的温度变化幅度是最大的，管内的氧化皮也最容易剥落。加之在启动初期蒸汽流量较小，不能迅速班各剥落下来的氧化皮带走,大流量时，已经在管径较小的弯头处形成堵塞就会产生超温。所以氧化皮堵塞造成爆管大多发生在机组启动后的短时间内。3.2

13、 某600MW机组超温氧化皮爆管案例。2012年2月国电某600MW机组氧化皮爆管事故，此次末级过热器的爆管，爆管和超温的数量较多，有4根爆管，6根过热，爆管位置在末过带夹持管的管子的进口段T91材质处。现场通过检查，爆破管子未查到异物。对夹持管进行射线检查，发现几个弯管内有类似氧化皮堆积的影像，其中第1屏的第13号管夹持管内堆积氧化皮影像几乎充满管子。现场诊断后，为防止以后运行中发生类似事件，给出的建议如下：(1)锅炉启动阶段：a.通过控制燃料投入速率，严格控制锅炉升压、升温速率。b.80-100MW负荷以下，尽量不投减温水。减温水的使用应以一级初调、二级微调为原则。C,高、低压旁路尽可能开

14、大，使过热器、再热器保持较大的通流量；汽机冲转前可以适当提高蒸汽参数，利用高、低压旁路对过、再热器进行冲洗；冲洗时可以将旁路开大关小若干次，以提高冲洗效果，但应注意控制好分离器水位。d.严格监视锅炉过、再热器各部分的壁温及其变化趋势，发现有超温现象应及时调整运行方式。若调整无效时，在汽机冲转前可以用开大关小旁路的办法进行冲洗。在并网后应停止升负荷，可以用负荷较大变动的办法进行冲洗。e.进行上述调整和处理后，过、再热器壁温仍不能恢复正常，应考虑停止锅炉运行，避免发生爆管事故增加检修工作量。停炉后应查明超温原Sof.本次启动，负荷和主、再汽温宜按阶段缓慢提升。(2)锅炉正常运行阶段：a.严格控制过

15、、再热器壁温不超温，在保证额定主、再汽温的前提下尽量降低壁温运行。b及时调整燃烧，控制热负荷沿炉膛横向的均衡性，防止两侧壁温偏差过大，降低壁温峰值，减缓高温蒸汽氧化。C,磨煤机合理组合，防止粉管煤粉浓度差异的叠加，造成锅炉局部热负荷过高。d.控制较小的煤粉细度，合理调整燃烧器的旋流强度，尽量降低火焰中心，防止过、再热器超温。e.及时和合理吹灰，防止烟温过高使过、再热器壁温升高，防止吹灰造成高温受热面壁温剧变导致氧化皮剥落。(3)锅炉停炉冷却：a.锅炉停炉一般应按滑参数方式进行。b锅炉停炉后无特殊抢修任务，应闷炉以减缓受热面降温速度。C.正常检修应严格按照运行规程进行通风冷却。若抢修，则必须制定

16、严格的冷却措施。(4)锅炉检修阶段：a.定期检修时，应对过、再热器容易沉积氧化皮的部位进行检查和清理。并建立氧化皮沉积记录档案，分析氧化皮生成与脱落的规律。b若有临修机会，应有重点的对氧化皮进行抽检。(5)其它:a.现有过、再热器壁温测点太少，不能满足安全、经济运行要求，应适当增加壁温测点数量。壁温测点的加装部位要有代表性，应选择每屏壁温最高和次高点，其他位置适当增加测点。壁温测点的绝热块要单独保温，防止测量值偏低。测点的位置、编号和DCS或SIS画面确保一致。b.有条件情况下，建议加装壁温在线监测和控制系统(PSSS)o它对指导运行燃烧调整，防止超温，减缓高温蒸汽氧化等有较好的作用。C.建议更换4根爆破、6根过热管子的