330MW循环流化床汽温水位控制措施解析.docx

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330MW循环流化床汽温水位控制措施解析

330MW循环流化床汽温水位控制措施

运行部锅炉专业

2016年10月

330MW循环流化床汽温水位控制措施

批准：

审定：

审核：

编写：

赵志平

内蒙古能源发电杭锦发电公司运行部

2016年10月27日

330MW循环流化床汽温水位调整

汽温、水位是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温、水位的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温、水位调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。

在机组工况发生变化时，应加强对汽温、水位的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温、水位调节的一些经验，来指导我们的调整操作。

下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。

由于汽温、水位变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。

一、机组正常运行中的汽温调节

汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。

因此正常运行过程中，应保持减温器具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，应及时对燃烧进行调整（可适当加大风量，或设法使火焰中心上移），使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰；使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。

如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），同时也应从燃烧侧调整，或对尾部烟道进行吹灰，以关小各级减温器，使其具有足够的调节量。

调节时要严格控制各级减温器后温度，一级减温器后温度不超过409℃，二级减温器后温度不超510℃，保证各级受热面不超温。

总之，在机组正常运行时，各级减温器后的温度在不同工况下是不相同的。

应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。

避免汽温大幅度波动。

二、机组滑停过程汽温调节的注意事项。

1、机组滑停以前必须对锅炉进行一次全面吹灰，以关小减温器，可以使汽温在下滑过程中较好控制,使滑停过程顺利进行。

2、滑停过程中应尽量依靠减弱燃烧来使汽温下滑，不宜采取开大减温水的方法来下滑汽温，如汽温下降速度较慢或居高不下时，可以采取降低火焰中心高度，或改变稀相区物料浓度，减少给煤机的出力。

另一方面可以适当的减少上排二次风档板，加大下层二次风档板的方法使汽温下滑。

3、滑停过程中，应尽可能的保持给煤集中运行，使燃烧稳定。

停给煤机前应先将煤量减至最小，再停止给煤机运行。

停给煤机后床温下降快，应适当投入几只床上油枪运行，以防止汽温下降速度过快。

4、滑停过程撤油应逐支撤出,不允许一次多支撤出,防止汽温下降速度超限。

5、正常情况下,滑停至给水主、付阀进行切换时各减温水调门及总门应该已经全关。

如果由于操作不当,至给水主、付阀进行切换时各减温水调门及总门仍在开启状态压制汽温时,我们应考虑暂缓减负荷,通过燃烧侧调整或利用随着时间延续炉膛蓄热的减少降低汽温,关闭减温水后再切换。

防止由于切换时给水压力的突增,导致减温水流量突增，使汽温产生突降（低负荷下蒸汽流量很小,减温水量稍增就可能造成汽温突降,因此,大家在负荷越低的情况下使用减温水一定要小心）。

另外,建议主、付阀切换在40～60MW负荷进行，切换前，给煤机应该已经全停。

如果时间不允许,而减温水门未关完,我们也可先全关闭各减温水调门及总门，待主付阀切换完毕,给水压力稳定时，再根据汽温情况来决定是否开减温水总门。

如果此时汽温下降速度较快时，应及时关小汽轮机调门或减负荷至零。

但应注意水位变化。

三、滑参数启动过程中的汽温调节及注意事项。

1、对于打过水压后的锅炉，由于过热器及再热器中存着较多的积水，此时启动存在着汽包压力上升快，而汽温上升速度慢，为了使汽温与汽压相匹配，建议在点火前全开过热器及再热器，主、再汽管道所有疏水门，进行充分疏水；点火后及时开启高旁、低旁阀，使过、再热器中的积水及时排走。

改变上下二次风的配比，以提高火焰中心高度，使过、再热器中的积水尽快蒸发掉。

保证过、再热汽温与压力的匹配关系。

2、对于极热态机组，当汽机调跳闸，锅炉灭火后，应立即关闭所有减温水调门及总门，并开启PVC气动门（汽机允许条件下），开启过、再热器疏水门。

减少过、再热汽温的下降，为短时间恢复作好准备。

锅炉在点火前尽量开大旁路门降压，吹扫完毕后应立即投油枪点火，以减小炉膛热损失，并保持较高的氧量值，以使汽温尽快达到冲转参数。

3、在机组启动初期低负荷时，投入减温水时，应注意一级减温器后的温度以及事故喷水后的温度应高于对应的过、再热汽压力下的饱和温度，以防过、再热器积水振动。

4、滑参数启动过程中，付阀切换为主阀后，给水泵转速下降会使减温水压力降低，汽温上升速度加快。

如果在主付阀切换后短时间内加大给煤量,会使汽温上升速度更快，故建议在启动过程中，主付阀未切换以前，尽量不要投减温水，如汽温上升速度过快时，最好采用调整燃烧的办法来调整汽温。

为了减小对汽温影响程度，可以采用切换油枪的办法或调整风量的办法来弥补。

四、变工况时汽温的调节。

变工况时气温波动大,影响因素众多,值班员应在操作过程中分清主次因素,对症下药,及早动手,提前预防.必要时采取过调手段处理,不可贻误时机,酿成汽温事故.变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。

一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。

因此在变工况时，应尽量的保持锅炉的热负荷与汽机的机械负荷相匹配。

下面对几种常见情况分析如下:

1、正常加减负荷时的汽温调节。

正常加负荷时，在调门开度保持不变时，当燃烧加强后，蒸汽侧的蒸发量要滞后于燃烧侧的热负荷的加强，对于过热器来说，由于蒸发量的逐渐增加，对汽温来说还有一定的补偿能力。

而对于再热器则没有这种补偿能力。

因此在加负荷过程中再热汽温的上升速度要比过热汽温的上升速度快。

这时我们可以采用开大汽轮机调门的办法，或适当开启减温水的办法来调节汽温。

减负荷过程与此相反。

2、快速减负荷过程中的汽温调节。

快速减负荷是指机侧由于某种原因使汽轮机调门迅速关小。

根据前面的分析可得，过再热汽温的上升速度是比较快的。

因此，我们在开大减温水的同时，应根据负荷减少情况立即减少给煤量（正常次序应该是在决定快减负荷时）,在旁路投运正常情况下,可先开启旁路（此时应注意旁路减温水情况,防止对再热汽温造成冲击）,或用开启PCV的办法来控制汽温。

开PCV应注意水位的变化。

3、启、停给煤机时对汽温的影响及调整。

给煤机启动时，相当于燃烧侧负荷突然加强，因此过再热汽温一般为上升趋势，并有可能超温。

故在启动给煤机以前可以先适当的降低汽温，保持总煤量在小范围内变化，并注意风量的调整（在启给煤机前应先适当的增加风量，防止缺风运行，保持氧量在4～6%范围内）。

应将再热汽温降到520～525℃稳定后再启。

启给煤机后可根据汽温情况适当调整下二次风的比例，控制床温的变化，给煤机停运时的情况与此相反。

4、高加投切时对汽温的影响。

高加解列后由于给水温度降低，要维持蒸发量，就必须增加燃料量，故过热汽温为上升趋势。

但由于高加解列后Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段抽汽要进入汽轮机做功，会使机组负荷突然增加，尤其是在330MW时，有可能使锅炉超压，安全门动作，故此时不宜加煤量，相反还应适当减小燃料量，待负荷和压力下降后再加燃料量。

同时，应加强对过再热汽温的调整，以防超温，投入高加时应缓慢投入，以防产生较大的扰动。

高加解列后对再热汽温的影响与过热汽温有所不同，由于抽汽量减少，使再汽压力升高流量增大，在燃烧还未变化时，再热汽温暂时下降（约5-10℃），但随着机组工况趋于稳定，再热汽温随即会迅速上升，监盘人员要做好预想工作，及时进行调整。

5、再热汽温的调节特点及注意事项。

由于再热汽的比热相对于过热汽要小，且补偿能力差，故在负荷以及流量发生变化时，易引起再热汽温的大幅度波动，比较难控制。

因此，在启、停给煤机以及加减负荷时，应加强对再热汽温的监视与调整，并对有预见性的变化可以进行适当的超前调整。

再热汽温的调整主要采用烟气挡板进行调温（由于烟气挡板调整相对于减温水调整来说滞延性大。

故在调节时应多观察，不断积累经验，并加强对火检的监视。

并设有事故减温。

因此，再热汽温的调节不能单纯的依靠减温水进行调节。

另外，我们还可以通过改变燃烧侧风煤配比的办法来调整再热汽温。

例如，我们可以通过改变各给煤机的出力（在总煤量不变时），各二次风的配比等办法来改变火焰中心高度，以达到调节再热汽温的目的。

目前，再热汽温的自动调整特性较差，故在再热汽温投自动时应加强对再热汽温的监视。

如自动调整特性呈发散型时应立即改为手动调整，并及时联系热工进行处理。

在工况变动较大时，应解列再热汽温自动，进行手动调整。

一、保持汽包水位的重要性

维持锅炉汽包水位是保证锅炉和汽机安全运行的重要条件之一。

当汽包水位过高时，由于汽包蒸汽容积和空间高度减小，蒸汽携带锅水将增加，因而引起蒸汽品质恶化，容易造成过热器积盐垢，引起管子过热损坏；同时盐垢使传热热阻增大，引起传热恶化，过热汽温降低。

汽包严重满水时，除引起汽温急剧下降外，还会造成蒸汽管道和汽轮机的水冲击，甚至打坏汽轮机叶片。

汽包水位过低，则会破坏炉水的正常循环，使水冷壁的安全受到威胁；如果出现严重缺水而又处理不当，则可能造成水冷壁爆管。

330MW单元机组的锅炉，汽包的相对水容积变小（我厂330MW机组汽包水容积为35m

，正常运行时水空间容积仅为20m

左右），容许变动的水量就更少，如果锅炉给水中断而继续运行，在几秒到十几秒内汽包水位计中的水位就会消失。

即使是给水量与蒸发量不相平衡，在几分钟内也可能出现锅炉满水或缺水事故，可见对于容量较大的锅炉，汽包水位在任何时候都是必须严密监视的重要参数。

二、影响汽包水位变化的主要因素

1、负荷变化对水位的影响

负荷变化缓慢，锅炉燃烧调整和给水调整也协调配合时，水位变化是不明显的。

但当负荷突然变化时，水位会迅速大幅度变化。

当负荷突然增加时，汽压将迅速下降，这时一方面使汽水混合的比容增大，另一方面使饱和温度降低，炉水和水冷壁金属放出部分热量，促使生成更多蒸汽，汽包水空间汽泡数量剧增，汽水混合物体积迅速膨胀，促使水位上升，形成虚假水位；虚假水位是暂时的，因为负荷增加，炉水消耗增加，炉水中的汽泡逐渐逸出水面后，汽水混合物体积又将收缩，所以如果给水量未随负荷增加时，水位又将迅速下降。

反之，当负荷突然下降时，水位波动过程相反。

实际上虚假水位只有在锅炉工况变化较大，速度较快时才能明显察觉出来，在锅炉出现灭火和安全阀起座等情况下，虚假水位将达到很大程度，如果处理不当就会发生水位事故。

2、燃烧工况对水位的影响

燃烧工况的变化对水位的影响也很大。

如燃料量突然增加，燃烧加强，水冷壁吸热量增加，炉水体积膨胀，汽泡增多使水位暂时上升，同时产汽量增加又会使汽包压力升高，饱和温度相应升高，炉水中汽泡数量将减少，水位又会下降；汽压升高又引起蒸汽流量增大，在汽机调速系统未动作之前，发电机有功负荷增大，如果不加以人为干预，水位进一步降低。

所以正常情况下应尽量投入机组协调控制，保证机组负荷稳定。

如果炉内燃烧减弱，对水位影响与上述过程相反。

3、给水压力

如果给水系统运行不正常使给水压力变化时，将使送入锅炉的给水量发生变化，从而破坏了给水量和蒸发量的平衡，则必将引起汽包水位的波动，在其他条件不改变的情况下。

给水压力高使给水量加大时，水位升高；给水压力低使给水量减少时，水位下降。

4、汽包的相对水容积

汽包越大，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330MW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。

影响汽包水位的因素还很多，是一个复杂的过程，需要在实际工作中不断探索总结。

三、给水调节系统

给水三冲量调节系统调节器接受汽包水位、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。

四、水位的监视和调节

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。

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。

3、了解给水系统设备性能、调节特点

我厂给水系统配两台50％额定容量电动动给水泵，给水操作台设有DN460主给水管路、DN244给水旁路，正常运行使用DN460管路。

锅炉负荷＜25％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勺管转述和调门自动控制）；负荷＞25％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，给水投自动时，水位设定值与实际值偏差大于15自动将跳手动。

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。

5、开、停机过程中的水位控制

（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、给煤机应缓慢，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PCV排汽、旁路系统作为辅助手段来控制汽压上升速度）。

（2）目前在开机过程中采用一台电泵的方式。

由于给水泵出口管路没有设置憋压阀，给汽温、水位的调整带来一定困难，为了适应这一工况，将主路进水阀改为点动调节。

在低负荷期间应适当保证电泵处于较高转速，水位调整时采用主路控制给水流量，旁路控制减温水压力，保证减温水的压力大于蒸汽的压力，有足够的减温水量控制汽温，将电泵再循环切为手动，保持再循环一定开度，用电泵再循环来控制给水压力，要熟悉给水泵再循环的逻辑关系：

当电泵流量低于125t/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100t/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160t/h时，再循环阀自动关小至全关闭。

当出现给水流量小于蒸汽流量较多，汽包水位下降速度过快，应手动调节电泵转速；当电泵运行时出现给水量大于蒸汽流量，可将电泵解手动参与给水调节，调整过程中始终注意给水量与蒸汽流量之间的平衡。

（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。