锅炉培训教材修改版2月27日

前 言为加强运行人员的技术培训，给以后机组的平安稳定运行奠定一个良好的理论根底，特编写该培训教材。编写本书的主要依据是?锅炉设备及运行?、?电力安规?、英巴锅炉设备?运行维护手册?等资料，内容主要包括锅炉方面的各个主要系统介绍运行维护等。本书主要编写人员有主任的大力指导，同时也得到各方面的支持，在此表示衷心感谢！因水平有限，并且受到资料欠缺的限制，尽管我们作了较大努力，但肯定存在不少谬误，万望大家批评并斧正。 编 者 2002226 目 录第一章 锅炉设备总体概述第二章 锅炉蒸发设备及蒸汽净化 第三章 省煤器 第四章 空气预热器第五章 制粉设备第六章 燃烧设备第七章 送引风机第八章 过热器第九章 锅炉平安阀、吹灰装置第十章 锅炉运行控制第十一章 启动锅炉 第一章 锅炉设备总体概述一、 锅炉型式、参数及主要技术标准山东中华发电XX发电厂2600MW燃煤发电机组锅炉系英国三井巴布科克MBEL制造的亚临界压力、燃煤、自然循环、“W火焰、单炉膛、一次中间再热平衡通风固态排渣汽包炉，半露天布置，直吹式制粉系统。1. 型式1.1 锅炉为单汽包、单炉膛、正压平衡通风、一次中间再热、燃煤、半露天式布置、再热器温度热风注入控制、亚临界参数的自然循环锅炉。1.2 锅炉采用轻型敷管式炉墙、全悬吊钢结构型式。汽包中心高度51.5米，采用“W火焰燃烧方式，在23米高度拱处分为上、下两个局部，下炉膛截面为2668021642，八角形；上炉膛为2668010488，呈长方形。1.3 炉膛四周由上升管组成膜式水冷壁，高温区上升管带有内螺纹， 敷设616的卫燃带,六根大直径集中下降管把炉水引下分配到水冷壁进口联箱。汽包内采用旋风子和百叶窗以及顶部孔板进行汽水别离。1.4 锅炉过热器由顶棚、包覆、低温、前屏、末级过热器五局部组成。顶棚及包覆过热器均采用顺流布置；低温过热器分三组，二卧一立，在竖井烟道上部，逆流布置；前屏过热器属辐射式过热器，顺流布置；末级过热器在炉膛出口处，属半辐射式，采用顺流布置。在屏过前、后各有一级喷水减温装置。1.5 锅炉再热器为单级式，采用逆一顺流布置在水平烟道内，进口处装有事故喷水减温装置，正常调温由炉底注入的热风控制。 1.6 锅炉省煤器为单级非沸腾式，由鳍片钢盘绕，逆流、水平布置在竖井烟道内。 1.7 锅炉设计煤种为80%无烟煤和20%贫瘦混合煤。锅炉为负压运行，炉膛两侧火拱处各布置了24组直流下射狭缝式喷燃器，每组有两只煤粉喷嘴、一支油枪,二次风间隔布置,乏气风在靠前后炉墙侧注入。为防结焦,设有前后墙贴墙风.燃烧方式为直吹前、后下射，在炉膛内形成“W型火焰。油枪燃用轻油，由高能点火器直接引燃，24支油枪可带30%MCR。本锅炉设有6只启动油枪，可带7.5%MCR。1.8 锅炉配备正压直吹式制粉系统，由2台密封风机、2台离心式一次风机、6台双进双出钢球磨煤机、12台称重式皮带给煤机组成。6台磨煤机的制粉能力为锅炉MCR时所需煤量的120%。 1.9 锅炉风、烟系统配备2台轴流式送风机、2台离心式引风机、2台空气预热器三分仓回热式、 2.主要参数序号项 目单位BMCRTMCRTHA85%MCR55%MCR1主蒸汽流量t/h20271930.11803.11486.4944.52主蒸汽压力MPa17.2717.2217.1517.0011.043主蒸汽温度5415415415415414再热蒸汽流量t/h1652.21578.81481.91237808.65再热蒸汽压力(进/出)MPa3.92/3.733.75/3.573.51/3.342.94/2.7971.93/1.836再热蒸汽温度(进/出)327.7/5413 3/541316.8/541299.7/541309.0/5417汽包压力MPa18.7718.5918.3617.8411.628给水温度281.6278.4274.1262.0237.59送风温度202020202010热风温度(一次/二次)367.8/337366.7/335362.8/331.7358.0/325.0315.7/294.611炉膛出口烟温111511011082102489712排烟温度已修正11611511511511513预计锅炉效率%92.9892.8592.6991.9291.6214锅炉燃煤量t/h284.76272.16221.763.主要技术标准锅炉保证效率： 以低位发热值为基准：92.5% 燃烧方式： 采用双进双出钢球磨煤机配旋风别离式煤粉浓缩型燃烧器前后墙各12只，W火焰燃烧。点火方式： 高能点火器直接点燃轻柴油。调温方式 过热器： 二级喷水。再热器： 炉底注入热风加事故喷水。空预器型式： 三分仓回转式。运行方式： 定压或滑压运行。不投油最低稳燃负荷： 50%二、 燃烧系统及辅助设备1.煤质设计煤种为80%无烟煤和20%贫瘦混合煤，煤源由山西西山、阳泉矿区供给。2.1 设计煤种特性:燃 煤燃 油序号项 目符 号单位设计煤种校核煤种1应用基碳Cnet.nr%60.6+5.45油种#0柴油2应用基氢Hnet.nr%2.88+0.25水分无痕迹3应用基氧Onet.nr%2.28+0.21灰份0.025%4应用基氮Nnet.nr%0.94+0.1含硫量0.2%5应用基硫Snet.nr%1.3+0.21酸度10mg/100ml6应用基水份Mt%6.09+0.55胶质70mg/100ml7应用基灰份A%25.91+2.4恩氏粘度1.2-1.67 E8枯燥无灰基挥发份Vdaf%10.53+1.59-15.3运动粘度3.0-8.0m2/s9应用基低位发热量Qnet.nrkJ/kg22960+206620239-27070低位发热量41868kj/kg10可磨系数HGI%67+559-81凝固点011变形温度DT14001350-1400闭口闪点6512软化温度ST14501450-150013熔化温度FT1500150014固定碳%372.2 锅炉热力性能计算数据表序号参 数单位55%THA滑压85%THA滑压THATMCRBMCR设计煤种设计煤种设计煤种设计煤种设计煤种1.发电机输出MW330.2510.4600.0634.1659.62.主蒸汽流量t/h944.51486.41803.11930.12026.53.汽机高压缸入口蒸汽压力MPa10.8316.6716.6716.6716.674.汽机高压缸入口蒸汽温度5375375375375375.汽包压力MPa11.6217.8418.3618.5918.776.炉膛压力kPa-0.07-0.07-0.07-0.07-0.077.初级过热器出口蒸汽温度440.3428.9410.2405.6401.08.分割屏过热器出口蒸汽温度488.6478.5480.2481.2481.99.末级过热器出口蒸汽温度54154154154154110.再热器入口压力MPa1.9262.9363.5063.7313.90111.再热器压降MPa0.0930.1390.1680.1800.18912.再热器入口温度309.0299.7316.83 1327.713.末级再热器出口蒸汽温度541541541541535.514.再热器蒸汽流量t/h808.61237.01481.91578.81652.015.中压缸入口汽压MPa1.772.7113.2353.4413.59716.中压缸入口汽温537537537537531.517.省煤器入口水温237.5262.0274.1278.4281.618.省煤器出口水温308.5322.6321.0321.6322.319.送风机风量KG/S494.0690.4681.2690.8687.120.一次风机风量KG/S113.1144.1161.6165.8167.921.省煤器出口过量空气%64.754.932.026.921.822.空预器一次风入口风量KG/S105.9132.8146.4149.4151.023.一次风漏风至烟气侧KG/S18.122.222.222.9 224.一次风漏风至二次风侧KG/S24.326.626.527.127.225.空预器一次风出口风量KG/S63.484.097.799.4100.626.空预器二次及三次风入口风量KG/S380.8546.0519.7524.9519.227.二次风漏风至烟气侧KG/S14.417.317.518.018.128.空预器二次风及三次风出口风量KG/S390.8555.3528.6534.0528.329.空预器泄漏的空气至烟气的泄漏总量KG/S32.539.439.741.041.330.空预器出口过量空气%75.264.840.535.129.731.空预器入口过量空气%64.754.932.026.921.832.送风机入口气温52.530.024.0202033.送风机出口54.532.026.022.522.534.暖风器入口二次风温202020202035.空预器入口一次风温65.042.536.5333336.空预器入口二次风温54.532.026.022.522.537.空预器出口一次风温315.7358.4362.8366.7367.838.空预器出口二次风温294.6325.0331.7335.0336.739.磨煤机入口风温315.7350.0350.0350.0350.040.磨煤机出口风温16517217417641.炉膛出口烟气温度折焰角处897102410821101111542.初级过热器入口烟温62771373174074443.初级过热器出口烟温47152152352652744.末级过热器出口烟温87199310461063107645.再热器出口烟温65874676877878346.再热器入口烟温84696710141030104147.省煤器出口烟温33438038538939048.空预器出口烟温修正11511511511511649.空预器出口烟温未修正11812012012012150.省煤器出口烟气流量Kg/s488.8692.3689.2700.2698.151.空预器出口烟气流量Kg/s521.3731.7728.9741.2739.452.吸风机入口烟气流量Kg/s536.9753.7750.8763.4761.653.预计锅炉效率%91.6291.9292.6992.8592.9854.燃烧中H2和H2O热损失%0.230.230.230.230.2355.空气中水分热损失%0.100.090.080.080.0756.未燃尽热损失%1.961.992.002.002.0057.锅炉辐射热损失%0.330.240.200.190.1958.未计算热损失%0.100.100.100.100.1059.制造余量热损失%0.350.350.350.350.3560.干灰热损失%0.300.310.310.310.3161.总热损失% 8.38 8.08 7.31 7.157.0262.NOX排放率mg/Nm31100 1100 1100 1100110063.省煤器烟气压降kPa 0.05 0.13 0.130.13 0.1364.空预器烟气压降kPa 0.33 0.77 0.77 0.810.8065.电除尘烟气压降kPa0.120.280.280.290.30/0.2966.炉膛至烟囱进口包括自拔风总烟气压降kPa1.372.712.712.802.83/2.7967.空预器空气压降kPa0.52 0.91 0.80 0.790.80/0.7868.空预器出口至风箱的挡板及风道空气压降kPa 0.420.46 0.42 0.41 0.40/0.4069.燃烧器及风箱空气压降kPa0.410.690.650.730.80/0.8070.送风机出口至炉膛空气阻力kPa1.642.722.472.552.66/2.6071.汽包至过热器减温器压降MPa 72.省煤器入口压力MPa11.83 18.11 18.68 18.9419.1473.省煤器入口至汽包静压头MPa0.210.280.330.350.3774.汽包至过热器出口压降MPa0.580.841.211.381.5075.过热器减温水总量(设计工况一 级)kg/s32.4 37.924.918.410.776.过热器减温水总量 二级kg/s7.04.15.05.45.677.正常运行再热器减温水量kg/h0000078.锅炉水循环倍率3.23.23.279.至冷灰斗的热风喷射量Kg/s131.2155.668.345.820.380.燃烧器及旋风筒一次风空气压降kPa1.762.031.972.072.10/2.1181.一次风机进口至炉膛包括自拔风一次风空气压降kPa8.149.089.019.319.52/9.4682.通过汽机止回阀NRV的压降kPa0.0110.0170.0200.0220.0233.燃烧及制粉系统 制粉系统采用双进双出钢球磨煤机冷一次风正压直吹式。每台炉配6台双进双出磨煤机。当6台磨煤机运行时，可满足锅炉120%BMCR工况运行时燃用设计煤种的耗煤量。每台磨煤机引出4根煤粉管道，共24根煤粉管道连接到锅炉前后墙各12个旋风别离式煤粉浓缩型燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机。与磨A、C、E相连接的12个燃烧器布置在后墙，C磨的4个燃烧器居中，A、E的每侧各两个，其中A磨的四个燃烧器布置在两旁外侧。前墙燃烧器分别与磨B、D、F相连，其布置与后墙相似。每台锅炉配置12台称重式皮带给煤机，每台出力为82.6t/h。每台锅炉配置6座钢制原煤仓，每台原煤仓的有效容积为620m，按六座煤斗计算能满足锅炉BMCR负荷下12小时的燃煤量。4.辅助设备每台锅炉配置两台动叶可调轴流式送风机。送风机风量选择计算取锅炉燃用设计煤种和锅炉在BMCR工况时所需要的二次风量、炉底注入热风量、空气预热器的漏风量及一次风进风量之和。送风机采用动叶可调轴流式，运行中可以借助液压装置和一套特殊机构改变动叶片的安装角，从而使风机在转速不变的情况下实现调节，其效率高，节能效果好。为使两台风机出口风压平衡，并可能采用单台风机运行，在出口风门后设有联络风管但无隔离门。每台锅炉配置两台离心式一次风机。一次风机采用与送风机串联方式。一次风机的风量包括锅炉在BMCR工况时所需的一次风量，全部磨煤机的密封风量和制造厂保证的空气预热器的漏风量。为使两台风机出口风压平衡，并可能采用单台风机运行，在风机出口设有联络风道及电动隔离挡板。空气预热器出口的热一次风和调温用冷一次风均设有母管。每台锅炉配置150%容量的密封风机两台，一台运行，一台备用，供给给煤机和磨煤机的密封风，防止煤粉外漏。密封风机接自一次风机出口联络风道。每台锅炉配置两台单速双吸离心式引风机。引风机风量选择计算按锅炉燃用设计煤种和锅炉在最大连续蒸发量时的烟气量、空预器漏入烟气侧的风量及锅炉烟道漏风量之和考虑。双吸结构消除了轴向推力，可减轻轴承负荷。每台锅炉配置两台四电场静电除尘器，除尘效率为99.81%，除尘器阻力为300Pa，漏风率为3%两台锅炉合用一座单筒烟囱。该烟囱可在两台炉运行时保证内部静压力为负压，两台炉运行时烟囱出口流速为21.43米/秒。5. 汽水系统1. 锅炉汽水系统流程1.1 给水与过热蒸汽给水 省煤器T形联箱 省煤器入口联箱 省煤器蛇形管 省煤器悬吊管省煤器出口联箱 汽包连接管汽包大直径下降管 水冷壁下前联箱 前墙水冷壁管 前墙出口联箱 汽包 前墙悬吊管出口联箱 汽包 水冷壁下后联箱后墙水冷壁管 对流前束出口联箱 汽包 悬吊管出口联箱 汽包水冷壁两侧墙联箱两侧墙水冷壁管 两侧墙上联箱 汽包 前厅出口联箱 汽包顶棚管过热器 顶棚过热器入口联箱 饱和蒸汽引出管环行联箱包覆管入口联箱 转向室顶部包覆管 后包覆管 对流管束 前包覆管 左侧包覆管入口联箱 左包覆管 右侧包覆管入口联箱子 右包覆管 一级减温器 低温过热器出口联箱 低温过热器管 前屏入口联箱 前屏入口短管箱 前屏过热器管 前屏出口短管箱 前屏出口联箱 二级减温器 末级过热器入口联箱 末级过热器入口短管箱 末级过热器管 末级过热器出口短管箱 末级过热器出口联箱1.2再热蒸汽系统高压缸排汽事故喷水减温器再热器进口联箱再热器蛇形管再热器出口联箱汽轮机中压缸1.3 锅炉烟、风系统流程 风系统流程空气暖风器送风机预热器二次风道二次风箱 喷燃器 一次风机预热器一次风道磨煤机进风管磨煤机别离器喷燃器 密封风机 烟气系统流程炉膛产生的烟气前屏过热器末级过热器再热器低温过热器省煤器空气预热器电除尘器引风机烟囱三、 炉膛及受热面炉膛高度为51.153m，炉膛上部深度为10.488m，最大深度为21.642m，炉膛宽度为26.68m。 省煤器布置在空预器上方的尾部烟道内，采用逆流布置。省煤器管共有230排，排间节距为115mm，每排有12根管子，管间节距为76mm，每根管子直径为51mm。 一级过热器布置在省煤器上部的尾部烟道内，分为三段。其入口段和中间段为逆流布置，出口段为顺流布置。入口段共有管排230排，排间节距为115mm，每排共有三根管子，管间节距为20.1mm，每根管子外径为51mm，壁厚4.6mm。中间段共有管排230排，排间节距为115mm，每排共有三根管子，管间节距为20.1mm，每根管子外径为51.0mm，壁厚4.6mm。出口段共有管排115排，排间节距为230mm，每排共有六根管子，管间节距为20.1mm，每根管子外径为51.0mm，壁厚为4.6mm。冷再布置在折焰角上部的水平烟道内，为逆流布置。冷再共有管排115排，排间节距为230mm，每排共有八根管子，管间节距为21.0mm，每根管子外径为54.0mm，壁厚为4.5mm。热再布置在折焰角上部，为混合流布置，先逆流后顺流。热再共有管排115排，排间节距为230mm，每排共有八根管子，其中联络段管间节距为21mm，管子外径为54mm，壁厚为4.6mm；出口段管间节距为24mm，管子外径为51mm，壁厚为4.5mm。末级过热器布置在炉膛上部，共有管排32排，排间节距为805mm，每排共有22根管子，其中直管段管间节距为17.8mm，弯管段管间节距为12mm，管子外径为44.5mm，壁厚为7.6mm。屏式过热器布置在炉膛上部，共有管排32排，排间节距为805mm，每排共有管子28根，其中直管段管间节距为5mm，管子外径为38mm，壁厚为6.0mm；弯管段管间节距为12mm，管子外径为38mm，壁厚为6.3mm。四、 汽包汽包水平长度为24311mm，内径为1830mm，壁厚为116mm，封头壁厚为100mm。汽包计算压力为19.95Mpa，制造厂水力实验压力为29.93Mpa，设计温度为366。汽包共有214只旋风别离器，其外径为298mm。汽包共有六根下降管。在汽包左右两侧封头上部各有两只平安阀。五、 四大母管主蒸汽管道、低温再热蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及自#1高加出口、三通焊口至省煤器入口的高压给水管道属于MBEL供货范围。主蒸汽管道内径为488mm，壁厚为65mm，承受压力为16.67Mpa，温度为537，流量为2027t/h，计算流速为59.84m/s，材料为P91。低温再热蒸汽管道外径为1006mm，壁厚为30mm，承受压力为4.0Mpa，温度为327，流量为1652t/h，计算流速为41.46m/s，材料为A106GrC。高温再热蒸汽管道内径为950mm，壁厚为25mm，承受压力为43.6Mpa，温度为537，流量为1652t/h，计算流速为69.04m/s，材料为P91。高压给水主管道内径为350mm，壁厚为51.5mm，承受压力为23.0Mpa，流量为2027t/h，计算流速为5.85m/s，材料为A106B。六、 灰渣系统1. 除灰系统本期工程除灰系统采用高浓度水力除灰系统。电除尘器灰斗内的干灰经插板门、电动锁气器、三通落灰门落至箱式冲灰器被制成低浓度灰水比112灰浆，然后经灰沟自流至灰浆池。 省煤器灰斗中的干灰经气动插板门进入水力喷射制浆器，被制成灰水比约为15的灰浆，然后经灰沟自流至灰浆池。 灰浆池内的灰浆由灰浆提升泵提升至浓缩机，在浓缩机内浓缩成灰水比约为12.57的灰浆，然后由柱塞泵经管道输送至灰场。浓缩机的溢流水溢流至回收水池，由除尘水泵供给箱式冲灰器和水力喷射制浆器循环使用。2. 除渣系统锅炉采用水浸式刮板捞渣机除渣方式，并配置相应的皮带、渣仓、汽车除渣系统。炉底落渣经过渣斗初步喷淋冷却后落入刮板捞渣机并被进一步水浸冷却，充分冷却后的渣由刮板捞渣机刮至碎渣机破碎，破碎后的渣落至输渣皮带A，由输渣皮带A再运至输渣皮带B，然后由输渣皮带B输送至渣仓，渣仓作为中转贮存之用，渣仓中的渣随时由汽车运往渣场。刮板捞渣机溢流水及输渣皮带 A、B尾部排出的水进入溢流水坑，然后由溢流水泵经管道输送至除灰系统的灰浆池，作为除灰系统的补水。第二章 锅炉蒸发设备及蒸汽净化一、 自然水循环的可靠性锅炉炉膛四周布满膜式水冷壁，水冷壁组成了循环系统的主要局部。省煤器来的炉水由汽包下降管通过分配管进入水冷壁下联箱。下联箱位于锅炉下部的前、后墙及两侧墙，它向水冷壁提供炉水。水冷壁是由下联箱引出的鳍片管组成的膜式水冷壁，前、后墙水冷壁分别有23根管子在火拱起点处从水冷壁上分出，作为悬吊管；炉后墙水冷壁在标高40298mm处分叉，一局部水冷壁28根垂直向上，而另一局部水冷壁106根延伸到未分叉的水冷壁管组成锅炉折焰角。组成折焰角的水冷壁管在前廊底部成扇形分布，形成前廊水冷壁和出口隔离屏；其余132根管子作为水平烟道侧墙分为6个管屏对称分布在两侧。水冷壁出口联箱共28个的汽水混合物由74根导汽管引入汽包。 全部水冷壁管下端与28个水冷壁下联箱前后墙各10个，两侧墙各4个，前后墙水冷壁下部形成50与水平面的夹角V型炉底，形成冷灰斗。汽包下部接出6根集中下降管，然后由64根分散供水管与水冷壁下联箱连接。锅炉顶棚及尾部烟道省煤器以上的前后墙，两侧墙及顶局部别由顶棚过热器管和包覆过热器管所包覆，以保证炉顶和烟道的密封。在炉膛上部垂直布置有前屏过热器和末级过热器，水平烟道上布置了再热器，在尾部烟道竖井中由上而下分别布置了低温过热器和省煤器；烟气经省煤器后转向进入三分仓再生式回转空预器、电除尘器，由引风机通过烟囱排向大气。省煤器位于尾部竖井烟道的下部，给水经省煤器蛇形管并通过悬吊管聚集到两个出口联箱，然后由20根出口管与汽包相连。为保证锅炉水循环的可靠性，在结构和运行中均采取了相应的措施： 1、适中选取循环倍率 循环倍率k的选取。首先应考虑使锅炉具有良好的水循环特性，在锅炉负荷变动时始终保持较高的循环水量，使水冷壁得到充分冷却，而且当热负荷增加时，各回路循环水量也能随之增加。另一方面，如果循环倍率过低那么水冷壁管内蒸汽质量含汽率就大。在亚临界压力下如热负荷高时，就可能发生传热恶化，也就是平安性差的管子将是受热最强的管子。为此，应保证所有上升管的出口含汽率都不高于04，本锅炉在额定蒸发量时的循环倍率为K3.2。循环倍率较低是采用内螺纹管阻力增加的结果。2、采用内螺纹水冷壁管为了防止在炉膛热负荷较高的地带出现膜态沸腾现象；本锅炉在水平烟道前厅以下局部采用了内螺纹水冷壁管。工质在内螺纹管内流动时，发生强烈扰动；将水压向壁面并迫使汽泡脱离壁面被水带走，从而破坏汽膜层的形成，使管内壁温度降低。为了保证循环的平安可靠，在炉底部到前廊入口位置采用螺纹水冷壁。前墙在42297 mm以下范围内为内螺纹管，后墙在42415mm以下范围内为内螺纹管，侧墙在42297mm以下范围内为内螺纹管，其范围以上为光管。英国三井巴布科克公司针对60万千瓦亚临界参数自然循环高热负荷的燃油锅炉，曾进行过采用光管和内螺纹管时不同循环回路设计方案的比拟。结果发现：采用内螺纹管后，虽然循环倍率由6减为3.2，供水管和导汽管的总截面也有较大幅度的减少，但是水循环的平安裕度却反而增加了。3、减少并列管束的受热不均为了提高水循环的可靠性，循环回路的合理布置是非常重要的。一般来说，炉膛内温度是中间高，旁边低。为了减少循环回路中各水冷壁受热的不均匀性，以及流动阻力的不均匀性，常将水冷壁分成数个独立的循环回路，以提高循环工作的可靠性。当然，划分的回路越多，每一回路的并联管数越少，吸热就越均匀，但结构也复杂了。本锅炉炉拱以下炉膛横截面设计成八角形，主要是考虑到炉角管子的吸热最差。为防止发生循环事故，下炉膛设计成八角形，以增加炉角管的吸热量，减少受热不均。本锅炉的水冷壁系统共分为22个循环回路，前后墙各8个回路，两侧墙各3个回路。锅炉炉膛四周布满水冷壁，水冷壁组成了循环系统的主要局部。省煤器来的给水进入汽包后，由汽包下降管通过分配管进入水冷壁下联箱。 全部水冷壁管下端与28个水冷壁下联箱前后墙各10个，两侧墙各4连接个，前后墙水冷壁下部形成50与水平面的夹角V型炉底，形成冷灰斗。汽包下部接出6根集中下降管，然后由64根分散供水管与水冷壁下联箱连接。4、防止下降管带汽下降管内含有蒸汽会使下降管的重位压头减小，同时由于下降管中有蒸汽存在，平均容积流量要增加，下降管里的流速就会增加，因而流动阻力也增加。因此，下降管含汽会使总压差变小，对水循环不利下降管产生蒸汽的原因有：(1) 在汽包中导流管出口与下降管入口距离太近，或下降管的入口位置太高，均会由于蒸汽被吸或水位波动而突然降低时，使下降管入口露出水面而使蒸汽进入下降管。(2) 炉水在进入下降管时，蒸汽随锅水一起进入下降管。(3) 汽包水室含汽，蒸汽随锅水一起进入下降管。(4) 汽包内的水在进入下降管的过程中，由于流动方向和流动速度的突然变化，在管口处产生旋转涡流。涡流的中心区是一个低压区，形成空心旋涡斗。如果斗底很深，一直进入下降管，那么蒸汽就会由旋涡中心吸入下降管。下降管带汽的原因虽然很多。但对现代大型锅炉而言，由于结构上考虑得较合理，导汽管与相邻下降管的距离一般比拟大。下降管从汽包最低部引出，可以防止蒸汽被抽吸或下降管入口露出。另外，高参数锅炉的锅水欠焓一般比拟大本锅炉汽包压力下的饱和水温度与省煤器出口工质的温度之差达约57，并且采用较大直径的下降管，所以自汽化的可能性比拟小。下降管带汽主要是水室含汽及下降管入口截面产生旋涡斗水面所引起的。因在亚临界压力下,汽水别离困难，汽水别离出来的水中含有蒸汽。另外由于采用大直径下降管，下降管入口水速比拟大，而蒸汽在水中的上浮速度较小，下降管带汽是很难防止的为消除旋涡斗，本锅护在下降管进口截面上都加装了防旋格栅和十字板，将下降管入口器面分割成许多细小截面，用以破坏旋转涡流的产生，从而到达防止旋涡斗出现的目的。运行中为防止下降管带汽， 应维持正常的汽包水位， 防止汽压和负荷的突变。因 炉膛内所能布置的水冷壁的数目取决于炉膛周界和管子节距，而管子的高度那么取决于炉膛高度。随锅炉容量的增大，炉膛周界的相对长度折合到每T/H蒸发量的周界长度减少，使每T/H蒸发量所能布置的管子数目也减少，但水冷壁管子的高度也增加。也就是说，随着锅炉容量的增加，每根水冷壁管必须产生更多的蒸汽。所以，大容量锅炉水冷壁管出口含汽率和循环流速都比拟高。炉膛水冷壁管径的选取要考虑多方面的因素。采用较小的管径可以节省金属耗量。从水循环平安方面考虑，为保证管子长期平安工作，应维持足够大的循环流速不太高的出口含汽率。5、水冷壁的支吊和膨胀 水冷壁采用全悬吊结构，在所有水冷壁出口联箱上均焊有吊耳，通过悬吊杆悬吊在炉顶梁上。 以炉顶部为零点，在锅炉运行时，各墙水冷壁均向下膨胀。二、汽包1、 汽包的技术标准：序 号 名 称有 关 参 数1数量1个2汽包正常水位线中心线上51mm3计算压力19.95Mpa4试验压力29.93Mpa5设计温度3666汽包内径壁厚1830116mmmm7汽包长度(mm)24311(不包括两侧封头)8封头弯曲半径915mm9风头壁厚(mm)10010汽水别离装置共214只298 mm的四排旋风式别离器，每侧有两排11材质BS EN 10028-2 1993 GRADE NC 271汽包水位报警、跳闸值： 期望的最大汽包水位变化 100mm 正常水位 汽包中心线以上51mm +200mm 水位变送器来 延时3秒MFT +100mm 电接点水位计来 报警 -100mm 电接点水位计来 报警 -350mm 两电接点水位计来或变送器来 跳闸 2、 汽包的作用和结构汽包是自然循环锅炉蒸发设备中的重要部件，它的主要作用有以下三个方面：1它与下降管、联箱、水冷壁等组成水循环系统，同时接受从省煤器来的给水，还供给过热器饱和蒸汽。所以汽包是加热区段、蒸发区段、过热区段三者的连接枢纽。2在汽包中装有各种设备，以净化和提高蒸汽品质。如汽包中的汽水别离装置能别离掉蒸汽中含盐的水滴；清洗装置能去掉蒸汽中的溶盐；汽包中的间隙排污，可以降低炉水含盐量，另外还有进行锅内水处理的加药设备等。3汽包是一个聚集炉水中的饱和蒸汽的圆筒形容器，起储水蓄汽的作用，以适应负荷的骤然变化。汽包内部结构如下图。+254 Top of Cyclones + 200 HWLTB-419 Bottom of Cyclones-365 LWLT NWL正常水位汽包中心线以上51mm HWLT 高水位跳闸 HWLA 高水位报警 L WLA 低水位报警 LWLT 低水位跳闸汽包内部结构简图3、锅炉排污： 锅炉运行中，由给水带入汽包的杂质，除了很少一局部被蒸汽带走外，绝大局部被留在炉水中，使炉水的含盐浓度不断增大。当炉水合盐浓度超过允许值时，将使蒸汽品质恶化。因此，必须排走一局部含盐浓度较大的炉水，代之以比拟清洁的给水，以将炉水的含盐浓度维持在一定的范围之内。在锅炉运行中，排走一局部含盐浓度较大的炉水叫做锅炉排污。我厂锅炉有间断排污。 间断排污是间断地排出一局部炉水，使炉水合盐浓度不致过高，并维持炉水有一定的碱度。炉水中还可能有些沉渣和铁锈，这些杂质多沉积在汽水系统的较低处，所以经过一定时间后必须把这些杂质排出，这就是定期排污的作用。 锅炉排污有炉水损失，也有热量损失，因此锅炉的排污量也应受到限制。我国规定对于凝汽式电厂排污率为1一2。 4炉内加药处理 给水带入的盐分一大局部随排污除去，小局部随蒸汽带入汽轮机，其余那么留在炉水中，在蒸发系统内循环。为了防止受热面结垢，汽包锅炉的给水标准中规定了硬度、Fe、Cu等含量。但为了进一步去除炉水中的剩余硬度，在汽包锅炉中还应用对炉水的校正处理：其方法是在汽包内参加药剂磷酸三钠 Na3PO4。磷酸盐与炉水中易形成水垢的盐类作用后能生成松散的混渣沉淀，然后由排污除去。稀释后的磷酸三钠由加药系统的加药泵压入汽包，由加药管均匀分配进入汽包水容积中。三、点火后汽包水位的控制1、冷态和温态启动，汽包水位控制如下：a. 一旦要求的汽包水位冷态-300mm，温态-150mm到达，那么锅炉可点火，炉膛热量被水冷壁吸收，汽包内水膨胀，水位上升。b. 一旦第一只燃烧器点火，单冲量汽包水位控制设定点以一个稍低的裕量跟踪实际汽包水位，直至汽包水位上升至0mm的正常水位。这样当汽包水位在0mm以下时，给水15%启动控制伐关闭当汽包压力大于7Mpa时，正常水位同样变成汽包水位设定点。c. 连续膨胀直至水位上升至正常水位以上，这是DCS翻开或操作员翻开汽包放水阀减低汽包水位至正常，然后关闭。d. 防止省煤器产生蒸汽，如果探测到省煤器出口温度高在饱和温度的10内，汽包放水阀翻开，同时单冲量汽包水位控制设定点上升至+100mm，迫使省煤器通水降低它的温度，当省煤器温度降至正常范围内，单冲量汽包水位控制设定点降至正常值，当汽包水位降至正常值时，关闭汽包放水阀。e.一旦汽包水位降至正常水位设定点0mm以下，单冲量汽包水位控制将通过调整给水15%启动控制阀上水。2. 热态启动水位控制如下：a. 热态启动，汽包水位膨胀不明显，这样，当汽包水位升至正常以上时，DCS或操作员翻开汽包放水阀降低汽包水位至正常后关闭放水阀。b. 一旦汽包水位降至正常水位设定点0mm以下，单冲量汽包水位控制将通过调整给水15%启动控制阀上水。c. 当蒸汽流量建立，汽包水位开始下降，单冲量汽包水位控制将维持汽包水位。d. 在给水15%控制伐开度达70%、给水流量超过10%前 ，电泵将维持定速运行，之后转换为转速控制，给水主电动截止伐翻开，另外，给水15%控制阀逐步关闭。e. 负荷至25-30%BMCR汽包水位控制将自动地转换为三冲量控制。f. 降负荷至小于20%BMCR，汽包水位控制将自动地转换为单冲量控制。如果双色水位计不清晰，应排污冲洗，电接点水位计不能排污。3 正常运行这局部描述了在升温升压及正常运行期间系统的运行情况，操作员必须熟悉这些。a. 锅炉水侧运行主要包括汽包水位、水质和金属温度的监视和控制。冷态启动，如果汽包水温低于95或汽包压力1.25Mpa，必须使用炉底加热将水温加热到95，这样可节约启动时的燃油。b. 锅炉蒸汽侧的运行包括升压、升温、启动疏水的循环开闭、低点疏水和预暖疏水的顺序操作等大局部自动控制。一旦到达预定负荷，疏水伐关闭，过热汽和再热汽温度控制释放到自动。汽包水位：必须经常观察在集控室后备盘上显示的电接点水位监视器，确保给水控制系统工作正常。汽包金属温度：确保不能超过允许的温差，如果水和蒸汽侧壳体受到不同的加热或冷却率超过高限时，DCS屏上提供报警。c.升压汽包饱和压力上升率在点火初期阶段，饱和温度100以下相当于汽包压力0.1Mpa温升率不能超过1.1/min。当饱和温度在100-265之间相当于汽包压力0.1-5Mpa允许温升率 1.5/min确切的设定和转换是可调整的，在这个温度之上，没有温升率限制。假设温升率超过限制有报警发出,可通过调节燃烧率或运行的燃烧器的数量使温升率保持在限制范围内。4. 锅炉汽包自动给水控制系统汽包锅炉自动给水控制系统的任务维持汽包水位在一定范围内变化，使给水量适应蒸发量。汽包水位是锅炉正常运行中的最重要的监视参数，它间接地表示了锅炉负荷和给水的平衡关系。维持汽包水位在一定范围内变化，是保证汽轮机和锅炉平安运行的重要条件。因此，汽包水位保护设计了高保护、低保护。如果汽包水位过高，影响汽包内汽水别离装置的正常工作，造成出口蒸汽水分过多，结果导致过热器受热面结垢，从而导致过热器烧坏，同时还会使过热器温急剧变化，直接影响机组的经济性和平安性，汽包水位过低，那么可能使锅炉循环工况受到破坏，造成水冷壁管道供水缺乏而烧坏。 4.1 对于给水系统来说，影响汽包水位变化的主要因素有三个：1、给水流量的变化，包括给水压力变化，调节阀开度的变化 ，这个扰动主要是来自给水管道和给水泵，亦称为内部扰动。2、蒸汽流量负荷扰动，包括蒸汽管道阻力的变化和汽轮机调门开度变化。3、燃料量扰动，包括燃料发热量引起的种种变化。其中蒸汽流量扰动经常发生，扰动幅度大，而且影响快。当外界负荷突然增加时原来给水流量等于蒸发量的平衡被打破，此时蒸发量瞬间大于给水流量 但此时汽包水位不但不下降，反而迅速上升，这种现象称虚假水位。当然影响汽包水位变化的因素很多，只有了解了这些原因之后，才会在做汽包水位试验、系统分析、参数整定时取得良好的效果。对于运行人员来说也需要了解一些这方面的知识，才能维持机组运行中汽包的平安水位，当然仅靠运行人员辛勤劳动和热情是不够的，热工人员必须经过无数次的试验将水位系统投入自动，汽包水位保护完全投运。在这里根据以往的经验，简单介绍一下日常维护中常见的水位系统问题：1、汽包水位监视设备之间的偏差。水位监视手段有：变送器测量水位、电接点式、就地双色水位计，由于内在和外在的因素，这几种设备测量出来的水位没有方法一致，只能是采取一定的措施把这些偏差减到最小，让它们的结果比拟接近。2、变送器测量误差的原因：变送器校验偏差，实验室校验与就地校验有一定的误差；变送器投运偏差，变送器投运不正确，使变送器受到较大冲击产生的偏差，或者是应该开的阀门没有开或者没有开全，应该关的阀门没有关或者没有全关，都会造成变送器测量偏差；变送器测量系统渗漏偏差，大家知道，汽包压力高达20MPa左右，高温高压也很容易出现渗漏点，都会影响测量结果的准确性；系统误差，变送器本身有误差，系统卡件有误差，显示表有误差等等，在每一次大小修系统投运之前，必须将此系统误差消除到最小允许范围内；环境温度的影响，环境温度变化对汽水凝结有很大影响，凝结程度不同，汽水密度也会有偏差，环境温度冬夏季温差很大，加上一次测量表管保温不全，拌热系统冬季投运等等，都会对汽包水位产生一定的影响。既然影响水位测量的因素很多，在实际工作中，应该逐一进行分析，才能将水位偏差减至最小程度。运行人员在机组运行中，主要监视CCS变送器来这个水位，正常运行水位投自动为主要手段，一般认为CCS这个最准，因此，保持这个水位的准确性可信度是很重要的，如果这个水位经常不准，或者偏差大，运行人员会经常找你，会使你厌烦，且对你的工作产生疑心，凑合、应付等等。3、就地水位计，和汽包是联通的，一旦汽包就位后，就地所标注的刻度就没有人疑心它不准，所以首次标注要准确。随着温度压力参数的升高，汽水冷凝程度不同，汽水密度发生不同变化，对水位的测量会有一定的影响，就地远传电接点水位计也是同样情况，经常指示不准、漏汽，所以许多电厂的电接点水位计投运不好或弃用。4、2 三冲量给水控制系统 在这个系统中，调节器接受三个信号：水位H、蒸汽流量D、给水流量W，其中水位H是主被调量主要反响信号，给水流量为辅助反响信号，而蒸汽流量作为补偿信号前馈信号:前馈信号一般是引起系统快速随动的信号，具有一定的超前性，补偿因系统惯性迟延产生的误差，上述所说的三个信号同时在一个系统中，这就是三冲量给水系统。在这个系统中，水位H是主要信号，水位升高时减少给水流量，水位降低时增加给水流量W，保持水位根本不变。给水流量W和蒸汽流量D是引起水位变化的主要原因，把它们作为水位的前馈信号，当蒸汽流量发生变化时，调节器立即动作，去适当改变给水流量；而当给水流量自发地变化时，调节器也能立即动作，使给水流量恢复到原来的数值，这样才能有效地控制水位。由于系统中采用了蒸汽流量信号D，所以当负荷改变时，就有一个使给水流量与负荷同方向变化的信号，从而可以减少或抵消由虚假水位现象而引起的水位上升而使给水流量减少的趋势，也就是使虚假水位不至于太严重。我厂600MW机组采用一台30%容量的电泵和2台50%容量的汽泵，根据机组实际运行需要均可采用变速运行。低负荷时，如果虚假水位不严重，可只根据水位信号来控制其系统称单冲量系统，一般地300MW和600MW机组均设计了单、三冲量可以相互无扰切换的给水系统。现在300MW和600MW机组水位测量一般采用三个变送器加上显示表用的变送器甚至更多3至5台，三个变送器测量信号经过汽包压力变送器补偿压力不同那么水的密度不同后，经过一个中选器后，作为调节系统的水位信号参与调节，这个信号一般是比拟反映实际汽包水位，这个水位还同时送出高/低报警信号。水位上下跳闸信号分别是取自三个变送器中的两个信号，三取二逻辑，少数服从多数，二个出现高即发高跳闸信号，二个出现低即发低跳闸信号，宁可误跳，不可拒跳，当然还是该跳那么跳。600MW机组给水系统采用了串级三冲量给水调节系统，系统中只有一个调节器的叫单回路调节系统，有两个串在一起的调节器的系统叫串级调节系统，一个叫主调节器，一个叫副调节器，共同构成给水调节系统。前馈信号、副调节器、执行器构成内回路，要求该回路具有快速随