600MW机组汽包水位偏差分析及对策研究

2016-06-23郭秋实

中文信息 2016年4期

郭秋实

摘要：汽包水位应控制在标准的范围，因为其属于发电机组安全运行的主要保障。对于汽包水位偏差为600MW的机组，均存在机组的影响因素。为此，以内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司为例，对600MW机组汽包水位偏差的不良影响进行分析，并对汽包水位偏差影响试验实行深入研究，制定了600MW汽包水位偏差的完善对策，现分析如下。

关键词：600MW机组汽包水位偏差对策

中图分类号：TM621.8 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）04-0312-01

锅炉汽包水位，控制在要求的范围，属于保障锅炉运行的重要指标。受到负荷、水流量及燃烧工况影响，进而使得汽包的水位发生改变，严重的情况还会发生叶片受损、排污效果差，炉管爆破等问题[1]。所以，应做好汽包水位的测量工作，找到汽包水位偏差的影响因素，制定解决对策，以从根本上确保电厂运行的安全、稳定。

一、600MW机组汽包水位偏差的不良影响

1.汽包水位偏差的影响因素

汽包水位偏差主要为：汽包左右两侧水位偏差问题，产生的原因为炉膛燃烧、汽水循环系统失衡。

1.1锅炉燃烧工况对600MW机组汽包水位偏差的影响

锅炉燃烧情况，对于汽包实际水位偏差的影响为：炉膛内火焰的中心位置产生偏移情况，使得火焰中心的高度发生改变，两侧水冷壁吸热不能达到平衡[2]。同时，会受到炉膛出口两侧烟温偏差影响。

①炉内空气动力场的影响分析

因为一、二次风失衡/气流刚性因素影响，使得炉膛四角切圆燃烧发生较大偏移，出现水冷壁局部结焦的情况。

②磨煤机组的影响分析

磨煤机组的改变，会使得炉内火焰中心的高度也发生改变。还容易发生单台磨煤机四角一次风流量的偏差问题，进而使得火焰中心出现偏移问题。

③炉膛水冷壁结焦和燃烧器摆角的影响分析

炉膛水冷壁局部发生结焦情况，促使两侧水冷壁不能达到吸热均匀的效果，使得吹灰的方式受到一定影响。吹灰器同侧对吹后，水冷壁焦块脱落，就会产生两侧水冷壁吸热不均匀的情况，而燃烧器摆角也会受到不良的影响。而四角燃烧器摆角不规范，同样容易出现炉膛火焰中心偏移的状况。

④二次风门调整的影响分析

主要为可能存在二次风失衡/四角切圆不能满足设计要求的情况下，导致两侧烟温偏差不能满足设计的标准。

2.锅炉汽水循环系统失衡对600MW机组汽包水位偏差的影响

锅炉汽水循环系统失衡的影响因素主要包括：炉水泵出力存在较大差异；水冷壁流量分配失衡；汽包汽水分离装置发生结垢的现象，使得汽水分离不能达到均匀的要求；锅炉给水存在不合理的分配的现象。

二、汽包水位偏差影响的试验研究

为充分的了解锅炉运行工况，对于汽包水位偏差所造成的影响，应在1号炉以不同氧量、负荷和燃烧器摆角、燃烧器投运层等，并通过炉膛水冷壁周围对孔/吹灰孔进行严格的观察，给予专用热流测量装置对四周水冷壁热流分布情况实行测量[3]。此外，还应对锅炉尾部左右侧烟道氧量和飞灰含碳量等进行记录，从而更准确的了解锅炉燃烧工况改变情况、汽包水位偏差间的联系。

1.燃烧器摆角试验研究

炉膛燃烧运行过程，会存在偏左侧墙#1角的现象，但是并不严重。摆角后，#1角下摆、#2上摆情况比较明显，偏差最高达到100mm，而其他摆角也存在显著的改变，但影响非常小。燃烧器摆角和安装的位置、小风门检查、测量的过程，处于水平的位置。燃烧设备摆角的测量偏差应控制在具体的范围。小风门排除#3、#4角的故障，其余部分均达到正常。

2.贴壁烟气试验研究

贴壁位置的氧量多在0.5%之下；CO含量高于3000ppm，存在显著气流贴壁情况[4]。

3.燃烧设备挡板试验研究

OFA和FF、EF的开度应保持适宜，35%开度下，水位会存在一定的偏差。这时，气温、烟气温度的偏差，会逐渐上升。#1、#3角75%，#2、#4角达到35%，效果均为比较理想的状态。可见，两侧氧量、蒸汽壁温差、烟气温度较小的时候，水位的偏差就会较小。

挡板开度的试验能够看出，OF、FF风门在关小的条件下，与BC层风门挡板开大的效果基本一致，OF、FF均可有效的提高炉内的气流旋转强度。

4.吹灰试验研究

吹灰，对于水位的影响不堪设想，最严重的水位偏差达到98mm左右。主要产生的原因为炉膛位置，吹灰对局部煤粉燃烧，而水冷壁换热的影响较大。

①燃烧器区域范围20～34m的标高，在这一范围吹灰的影响非常凸显。尤其对20m标高位置的影响作用非常大。其8、3，8、9、16、17为短吹；3、4为长吹，两侧水位发生偏差，会对80mm的范围均产生影响。吹灰完成，汽包水位又会达到标准数值范围要求。

②非燃烧器区域为：标高38m、41m、45m，吹灰所造成的影响并不非常大，左右水位的偏差波动在50mm的范围内。正对吹、斜对吹存在较大的差异，且斜对吹的效果更好。

③经吹灰试验显示，炉膛清洁度较高的时候，吹灰设备吹灰不会对汽包水位造成较大影响。而左右侧偏差均能控制在50mm之内，这表示吹灰时水位存在较大的偏差。但不能明确吹灰为燃烧不稳定所致，但其与吹灰的相关因素有一定联系。

5.炉内空气动力场的试验研究

一次风煤粉管均匀的检测，#1锅炉使用相同磨煤设备，其风速应设置为可调节各煤粉管节流全均匀性的基础上，进而利于所有的煤粉管均能充分的调节节流圈。以一次风煤粉管的风速来看，D、E、F可确保首次测量的均匀性。锅炉水冷壁结焦的检查能够看出，DEF磨煤设备#3角喷口四周临近水冷壁的位置，容易发生结焦的情况。以节流圈实行充分的调节，应确保D3和E4、F3各开6圈、5圈、4圈。排除F磨#3管风速稍高外，#4管的风速比较低，其他锅炉磨的结果均控制在标准误差的范围。

锅炉炉水棱台循环时，B泵运行过程，左右侧汽包的水位偏差约为50mm。三组泵在相同时间运行中，左右侧汽包水位的偏差在200mm的范围内。

三、600MW汽包水位偏差的完善对策

1.锅炉燃烧的完善措施

1.1对一次风管的缩孔磨损状况，进行严格的检查，并通过冷热不同的调平试验，风速偏差尽量控制在5%的范围内[5]。

1.2二次风门、燃烧器摆角应实行严格的校对和检查，主要的目的为保证四角在相同操作下完成。

1.3对汽包的内部实行全面的检查，检查内容：汽包汽水分离器的清理效果，进而提高其分离的质量。

1.4定期开展锅炉燃烧、炉膛吹灰工作，以降低上述操作对水位偏差构成不良影响。

2.汽水循环的完善措施

2.1通常条件下，应确保三台炉水循环泵共同工作，若两台循环泵同时运行，需做好两者间的泵组的协调工作。

2.2按照检查和修理的方案，对汽包内汽水分离装置实行严格的检查和处理，进而提高其分离的效率。

3.水位测量的完善措施

3.1将原有的4台低置差压水位计平衡设备，调整为2台内置平衡设备，旨在有效的处理环境温度，对于测量所造成的误差，取1台外置平衡设备进行组间的比较。