300MW机组汽包壁温差的控制.docx

机组汽包壁温差的控制李 乐300MW摘要： 为了保证汽包的安全运行和使用寿命， 本文分析了 300MW 机组锅炉汽包壁温差产生的原因， 并从机组启动、 正常运行、 机组停 运、 水冷壁泄露等方面总结出了有效防止汽包壁温差增大的措施采取文中所提出的措施， 可以将汽包壁温差有效地控制在合格的范 围内， 保证机组的安全稳定运行 关键词： 锅炉； 汽包； 壁温差； 控制汽包是锅炉的核心部件汽包的温差控制直接关系汽包的 安全运行和寿命黔北发电厂 300MW 机组 #1、 2 锅炉为北京巴 威公司生产的引进美国巴威公司技术的产品 锅 炉 型 号 B&WB-1025/17.4-M3、 4 锅炉为东方锅炉厂生产的引进美国 CE 公司技术的产品 锅炉型号 DG1025/18.2-Ⅱ15 由于汽包壁 厚， 汽包较长， 且承受的压力又特别高， 在投产以来， 汽包壁温 屡屡超过规定值， 给设备带来了很大的安全隐患因此， 在机组 运行过程中， 有效控制汽包壁温差十分重要现经过几年的运 行总结， 针对锅炉的具体特性， 对汽包壁温差产生的原因进行 分析， 对汽包壁温差的控制方法进行总结， 并提出有效的控制 措施。

7） 检修工艺的原因， 造成省煤器再循环门电动门关不严， 或人为的误操作使该门误开， 在启动过程中， 汽包补水时， 低温 的给水不经省煤器， 直接进入汽包， 导致汽包壁温差增大 （8 ） 事故情况下， 如水冷壁爆管等， 锅炉汽压快速下降一 方面， 炉水随汽压下降， 发生汽化， 吸收汽化潜热， 加剧与炉水 接触的汽包下壁温度下降另一方面， 汽压下降后， 炉水温度相 应下降， 增大汽包下壁的对流传热温差， 使汽包下壁冷却条件 更好， 使得上壁温迅速大于下壁温控制措施22.1 进水期间的控制措施 严格控制水温和上水速度，进水温度应大于汽包壁温 20℃， 且与汽包壁温差不大于 50℃， 当汽包壁温低于除氧器最 高加热水温时， 必须采用正温差进水 进水应缓慢、 均匀 而且， 进至汽包正常水位所需时间： 夏季不少于 2h， 进水流量在 80～ 90t/h； 其它季节不少于 4h， 进水流量控制在 40～45t/h； 若水温与 汽包壁温接近， 可适当加快进水速度， 但应始终保持任意两点 间汽包壁温差不大于 50℃原因分析汽包壁温产生的原因经分析主要如下： （1 ） 进水温度与汽包壁温存在温差， 导致汽包壁温差的出 现。

进水初期， 由于采用正温差上水， 水温高于汽包壁温 因此， 在上水至汽包升压阶段， 给水进汽包后， 总是先与汽包下壁接 触， 故汽包下壁温首先上升， 造成汽包下壁温都高于上壁温， 内 壁温都高于外壁温 （2） 启动初期， 锅炉点火后投入炉内的燃料量较少， 炉膛内 火焰充满度差， 导致水冷壁受热不均， 蒸发区内的自然循环尚 不正常， 锅炉内水循环较弱， 汽包内水流较慢， 局部甚至出现循 环停滞区， 这部分水温明显偏低， 对汽包壁的放热系数很小， 所 以汽包下壁温升小而蒸汽在汽包内的蒸汽空间传热相对均 匀， 使汽包壁温差增大 （3） 升炉升压过程中， 由于汽包上部是蒸汽， 压力的上升的 同时， 炉水和蒸汽的温度均得到提高， 而饱和蒸汽遇到较冷的 汽包壁便发生凝结放热， 蒸汽的凝结放热系数是炉水对流换热 系数的 2～3 倍， 导致汽包上壁温大于下壁温， 而且， 升压速度越 快， 壁温差就越大 （4） 停炉过程中， 锅炉进入降压和冷却阶段， 随着汽包压力 的下降， 汽包内炉水压力及饱和温度逐渐下降汽包内的饱和 蒸汽被上部汽包壁温加热成过热蒸汽， 而过热蒸汽密度比饱和 蒸汽小， 在汽包上部内壁形成了一层过热蒸汽， 过热蒸汽导热 性能差， 而且不能形成对流换热， 导致汽包上壁温下降缓慢， 而 汽包下壁接触的是炉水， 仍在自然循环， 因此， 冷却比上壁快得 多， 导致汽包上壁温大于下壁温。

且降压速度越快， 则温差越 大， 特别是当压力降到低值时， 将出现较大的温差 （5） 锅炉停运后， 汽包上下壁的冷却条件不同汽包上壁除 辐射散外， 仅靠内壁对蒸汽传热冷却， 因蒸汽传热系数相对较 小， 故汽包上壁温度下降缓慢汽包下壁一方面辐射散热， 另一 方面与炉水接触的内壁， 通过对流放热， 由于对流传热系数较 大， 故汽包下壁温度下降较快， 此时， 上壁温大于下壁温 （6 ） 设备原因造成壁温差、 由于汽包壁厚 185mm （#1、 2 炉） 、 145mm （#3、 4 炉 ） 传热温差导致汽包内外壁出现温差1启动初期的控制措施 （1 ） 严格控制汽包内饱和蒸气温度温升率不大于 1.5～2.0℃ /min， 或不大于 100℃/h （2） 建立良好的水循环， 并保证小流量的连续补水， 同时及 时切换油枪， 或者定排， 以改善水冷壁受热不均和水循环不均 的情况 （3 ） 尽量保持较高的给水温度 （4 ） 保证锅炉启动后， 省煤器再循环门关严， 不内漏 （5） 若启动过程中发现汽包温差过大， 应减慢升压速度或 暂停升压， 并及时将旁路系统投运以增加蒸汽流通量 2.3 平时正常运行中的控制措施 平时正常运行中加强监控， 每 6h 抄录一次四管壁温， 并进 行对比分析， 保证正常运行中， 上下壁温差不大于 50℃。

发现异 常及时查找原因， 及时处理， 尽早恢复2.2正常停炉过程中的控制措施 （1） 尽量保证滑参数停炉； 滑停过程严格按规定进行操作， 机 组 以 不 大 于 1.5MW/min 的速度降负荷，锅炉以不大于 0.1MPa/min 的速度降压， 主、 再热汽温以不大于 1℃/min 的速度 降温；且在汽包压力低于 4MPa 后每半小时抄录一次汽包壁温 表， 严格控制汽包壁温差 （2） 在停炉之前， 如果汽包壁温差已经比较大了， 可以在低 负荷阶段适当多停留一段时间， 以消除停炉过程中产生的汽包 壁温差 （3） 避免带压放水， 或在放水时降低放水压力； 如需要进行 带压放水，需待汽包压力降至 0.5MPa，汽包壁温各点均低于 200℃时打开排污门， 放水门进行放水 待汽包压力小于 0.2MPa2.4广东科技 2011.9. 第 18 期147图 1 四分线损管理系统结构框图专版电力建设 “四分”线损管理平台的建设与应用吴外红摘 要： 线损率是供电企业十分重要的一项经济技术指标， 线损率的高低能够反映出一个供电企业管理水平的高低， 也直接决定了一 个供电企业经营效益的好坏， 因此降损增效工作是供电企业的一项核心工作， 如何把电能损耗降至最低是每个供电企业永远追求的目 标。

要降低电能损耗， 必须首先要知道损耗在什么地方， 然后才能采取相应的措施去降低它， 但就我们现在的管理模式和线损的统计模 式来看， 线损真正损失在什么地方， 还不一定分析地很清楚 关键词“四分”管理； 结构特点； 系统功能； 效果引 言目前电网电能损耗主要体现在两个方面， 即主网线损 （简 称网损，指 35kV 及以上的线损） 和配网线损 （简称配损， 指 10kV 及以下的线损 ） 据统计网损一般占总损耗电量的 30%， 配损占总损耗电量的 70%， 因此配损为线损的主体相对应的， 我们的降损工作也分主网与配网两个方面， 而降低配损是降低 线损的关键， 而配损主要是电能从配电变压器输送到千家万户 过程中所产生的损失电量由于技术手段落后、 电费回收的压 力等原因，目前客户的抄表工作大部分还是依靠人工抄表， 工 作量大而且很繁琐， 抄表时间不能安排在月末抄表， 一般都是 从月初抄表到月末， 也就是说售电量的统计时间是从月初到月 末， 而供电量的抄表时间一般在月末， 这个先天性的缺陷就造 成了的供电量和售电量统计时间上的不同期和不对应， 造成当 月或当期的线损失真， 就是我们通常所说的管理线损， 并不能 反映当期线损的真实情况， 因此就给线损分析及降损工作带来 了较大难度， 也就不能给降损工作提供正确的指导。

要解决供 电量与售电量抄表不同期的影响， 应用人工抄表方式恐怕永远 都做不到因此我们要利用当今的科技手段， 建设智能型的电 网， 搭建一个“四分”（即分区、 分压、 分线、 分台区） 线损管理平 台， 通过用电信息采集系统自动抄表， 在同一时间内抄录所有 的用电表计表码， 那么就解决了供、 售抄表不同期的影响， 统计 出来的线损反映的就是真实情况， 再通过同期分析或者实时分 析， 是网损高了， 还是配损高了， 是线路的线损高了， 还是台区 的线损高了， 通过系统分析， 就会一目了然， 这样， 我们的降损 工作就有了较强的针对性一方面为管理者提供决策依据， 另 一方面为执行者提供降损依据1 “四分”管理系统实施的技术原理利用远抄、 负控等技术手段， 自动采集表计的相关参数， 包 括表码、 有功功率、 无功功率、 电量、 电流、 电压等， 以现有远抄 系统、 负控系统、 SG186 营销系统为基础， 再通过软件系统 （即 “四分”线损管理系统） 对各种采集的数据信息进行整合分析， 来实现计量装置监测、 线损监测、 预购电、 反窃电等功 能因此， 以我们目前的技术手段以及当前的硬件条件， 完全可 以实现各级线损的监测。

2 “四分”线损管理系统结构特点 “四分”线损管理系统结构如图1 所示 后， 再打开汽包及过热器空气门 （4） 停炉后始终保持汽包水位在高水位状态如停炉后， 汽 包壁温差仍较大， 可将汽包进行几次高水位补换水操作， 补换 水过程尽量保持较高的给水温度 （5 ） 锅炉停运 6～8h 后， 再开启引、 送风机进、 出口烟风挡 板， 打开炉膛各处看火孔和炉底水封门， 进行自然通风冷却， 如 遇汽包壁温差超标， 应立即关闭烟、 风挡板停止通风， 待壁温差 正常后再打开 （6） 锅炉停运 16h 后， 方可启动一台引风机运行以增强通 风， 但必须保证汽包壁温差不超标， 否则停止引风机运行， 当转 向室烟温降到 60℃以下时， 可以停止风机运行， 关闭烟道挡板 2.5 事故情况下， 当水冷壁发生泄漏时的控制措施 尽量控制汽包压力下降速度，使汽包上下壁温度同步下 降同时在机组减负荷过程中， 尽量维持除氧器较高的水温， 必 要时投入除氧器加热， 提高给水温度， 减少给水与汽包壁的温 差 水冷壁泄漏停炉后， 由于汽包壁温非常高， 冷却过程中容易产生温差， 因此锅炉必须采取闷炉措施， 要尽最大可能控制 汽压和炉温下降速度。

同时保持汽水系统密闭， 关闭定排和连 排， 关闭锅炉各疏水， 关闭主蒸汽管道上的疏水， 必要时应关闭 这些管路上的手动门结 语汽包壁温差的增大， 将导致汽包产生强大的热应力， 上下 温差越大， 则应力也越大汽包上部壁温的升高使得上壁金属 欲伸长而被下部限制， 因而受到轴向压应力， 下部金属则受到 轴向拉应力这样将会使汽包趋向于拱背状的变形， 影响机组 的安全运行， 通过采取文中的一系列的措施， 完全可以控制机 组汽包壁温差在允许的范围内， 从而减小热应力对汽包产生的 危害， 切实保证机组的安全稳定运行3（作者单位： 贵州西电电力股份有限公司黔北发电厂 ）148广东科技 2011.9. 第 18 期。