水泥余热发电培训丛书

水泥余热发电培训资料专业资料祝氏丛书图4.34. AQC炉的蒸汽和水样采集装置炉水、蒸汽水、凝结水和疏水的取样装置（图4.34），均安装了冷却器，取样冷却器应有足够的冷却面积和充足的冷却水源，以保证水样流500700ml/min时，水样温度低于3040oC。还应定期检修取样冷却器的阀门及管线，清除水垢。锅炉的水和蒸汽取样化验项目有给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽。采集水样时，应调节取样阀门开度，使水样流量在500700ml/min范围内，并保持流速稳定，调节冷却水水量，保证水样温度在3040oC。取样瓶须是硬质玻璃瓶或塑料制品，采样前应用水样冲洗三次，采样后迅速盖上瓶塞；所采集水样的数量应满足实验和复查的需要，全分析应不少于5L，单项分析应不少于0.3L。要采用固定的取样瓶取样，并适当粘贴标签，注明：水样名称、采样人姓名、采样点、时间、温度及其他情况（如气候条件等）。6）污水排放为了排放3个汽包（SP锅炉汽包、AQC锅炉的高压及低压汽包）的污水，在AQC锅炉0 m平台和在SP锅炉0 m平台各安装了1台连排扩容器，（图4.35）。 来自汽包的连排污水、定排污水以及锅炉紧急放水的温度和压力都比较高，要在连排扩容器中经过扩容降压、汽水分离后，将污水从下部出口排出，蒸汽从上部出口排出。虽然连排污水的水量较大，温度较高，有一定利用价值（例如输送到除氧器加热给水），但由于其安装地点距离除氧器太远，只能将其放空，排至大气。图4.35. 连排扩容器及其管道示意图第四节 过热器与锅炉热循环系统图一过热器 为了说明过热器的作用，先看下表： 汽包与过热器蒸汽参数对照表汽包饱和蒸汽参数过热器出口过热蒸汽参数温 度（°C）压 力（Mpa）温 度（°C）压 力（Mpa）SP炉2071.83201.6AQC高压2071.83451.7AQC低压1550.45190035 汽轮机最怕蒸汽在汽缸内膨胀做功的过程中，凝结成水，因为转子高速旋转，一旦发生水击叶片，特别是在最后几级，叶片直径越来越大，蒸汽凝结成水滴的几率也越来越大，水击必然会使叶片变形，甚至断裂，酿成重大事故。因此汽轮机要求蒸汽在做功过程中，从主汽门到凝汽器入口，决不允许蒸汽结成水。显然饱和蒸汽是满足不了这个要求的。 为此汽包内的饱和蒸汽要经过过热器进一步加热，成为过饱和蒸汽（干蒸汽），再进入主汽门（AQC低压过热器进入补气门），输送到汽轮机内做功。过热蒸汽的温度比饱和蒸汽的温度高得多，它能满足在汽轮机中自始至终不凝结成水的要求。由于汽轮机端的汽压较低，因此过热蒸汽的压力比饱和蒸汽压力略低。图4.36、4.37和4.38是SP炉和AQC炉过热器出口集箱的构造。 图4.36. SP炉的过热器出口集箱 图4.37. AQC炉的高压过热器出口集箱 图4.38. AQC炉的低压过热器出口集箱二锅炉热循环系统图至此已经介绍完了锅炉各部分运转的原理，以图4.39的SP炉热循环系统图作为总结。在此就该图作一些补充说明：1高压给水泵出口温度约42°C，经过AQC炉的共有省煤器，升温到121°C，再进入SP炉省煤器，给水在进入省煤器时的温度称为给水温度，所以SP炉的给水温度是121°C。2在停机检修时，给水泵可以向过热器提供一条反冲洗用水通道，即将除盐水从过热器出口集箱打入，再从进口集箱排出，这就是反冲洗的含义。图 4.39. SP锅炉热循环系统图三给水自动调节系统 在锅炉运行中，锅炉参数是随工况的变动而变化的，为使参数稳定在规定范围内，就需要调节和控制，以适应运行条件的变化。给水自动调节系统的任务是使给水量适应蒸发量，使汽包水位保持在允许范围内。目前常用三冲量给水自动调节系统。在该系统中调节器接受汽包水位H、主蒸汽流量D和给水流量W三个信号，如图4.40所示。在此调节系统中，汽包水位是控制目标，任何原因引起的水位变化，都将使调节器动作，改变给水调节阀开度，使水位维持在规定值。（可以在图4.39中，找到自动调节系统的有关传感器和水位控制器）图4.40. 三冲量给水自动调节系统主蒸汽流量与给水流量的不平衡是引起汽包水位变化的原因。而主蒸汽流量是水位调节的补偿信号。正常运行中，如果需要增加发电机负荷，505数字调速器通过电液转换器CPC，由油压伺服系统将调速汽阀开大，使蒸汽流量增大，这会引起汽包水位降低，水位调节系统接受到该信号，驱使给水电动调节阀开大，稳定了汽包水位，完成了调节任务。如果并没有得到调度调整负荷命令，由于汽水系统偶然出现的某种扰动，主蒸汽流量突然增加，调节系统接受信号也会驱使给水电动调节阀开大，但这种情况下调节系统同时还会接受到一个“虚假水位”信号：由于蒸汽流量突然增加，汽包汽压降低，饱和温度降低，汽包水面沸腾程度加剧，引起虚假的“水位”升高，要求关小电动调节阀。由于此时调节器接受到的两个信号所要求的变化方向相反，相互抵消，所以调节器基本上不动作。这正是我们所希望的结果。由于汽包容量足够大，上述随机出现的扰动，对锅炉安全运行毫无威胁，可以置之不理，我们不希望因为这些扰动的存在而使电动调节阀频繁动作。在实际运行中，即使对电负荷不作任何调整，屏幕上显示的输出电功率数字也会在某一小范围内不断上下波动，可见汽水系统是处于一种小扰动不断的动平衡状态中。实际运行中用于种种原因，经常停运给水自动调节系统，由值班员手工操作电动调节阀的开度，值班员不要被“虚假水位”所迷惑，只有当给水量与蒸汽流量不平衡引起的汽包水位变化时，才需要操作。 由于给水调节阀受到上述三种信号的作用，保证了给水调节质量。三冲量的给水调节只适于锅炉正常运行。在锅炉起动、停止过程及小于30额定负荷时，调节器只接受水位信号进行调节。第五节 余热锅炉的运行和维护锅炉是压力容器，在正式投入运行前，不但要通过业主方对建设施工单位的验收鉴定，而且必须取得地方政府质检部门的安全运行许可证。比起汽轮机、发电机、厂用电系统、化学水处理系统，锅炉系统更容易发生人身和设备安全的事故，况且工作环境差，锅炉是半露天结构，烟气和灰渣有腐蚀性化学残留物，所以对于锅炉运行要特别强调安全第一。一锅炉启运前的检查新锅炉启运前及锅炉机组每次大修后，锅炉运行人员应按照规程对锅炉本体及烟道进行重点检查。1炉墙完整、严密、无严重损坏现象。2蒸发器、省煤器及烟道内清洁无杂物。3各人孔门应完整无损、开闭灵活、严密无漏。4各测量仪表和控制装置的位置正确、完整、严密、畅通。5系统挡板完整严密、传动装置完好、开关灵活、位置指示正确。6无焦渣及杂物，脚手架已拆除。7锅炉内部检查完毕后，确认内部无人，将各人孔门、检查孔洞严密关闭。8检查传动装置，明确下列各项：（1）各风门闸板开关灵活、方向正确、传动装置牢固可靠；（2）各传动、减速机构，装置完整，并有适量的润滑油。9检查转动机械应符合下列要求：（1）所有安全遮拦及保护罩完整牢固、靠背轮联接完好、传动皮带完整齐全、紧度适当、地脚螺丝不松动；（2）检查汽水管道应符合下列要求：A. 支吊架完好、管道能自由膨胀；B. 保温完整、表面光洁、其颜色符合电力工业部技术管理法规规定；C. 管道上有明显表示介质流动方向的箭头；D. 与系统隔绝用的堵板拆除；E. 检查各阀门、风门、应符合要求；F. 与管道连接完好、法兰螺丝已坚固；G. 手轮完整、固定牢靠、门杆清洁、无弯曲及锈蚀现象、开关灵活；H. 阀门的填料应有适量的压紧余隙、丝堵已拧紧，主要阀门的保温良好；I. 传动装置的连杆、接头完整、各部销子连接牢靠固定电控或油控装置良好。10. 具有冲洗时防止烫伤工作人员的防护罩。11. 照明充足。12. 检查安全阀应符合下列要求：（1）排汽管与疏水管、完整、装置牢固；（2）弹簧完好、压紧。13检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求：（1）指示板牢固地焊接在锅炉的骨架或主要梁柱上，指针垂直焊接在膨胀元件上；（2）指示板的刻度正确、清楚、在基准点上、涂有红色标志；（3）指针不能被外物卡住，指针与板面垂直，针尖与板面距离38mm；（4）锅炉在冷态时，指针应垂直在基准点上。14检查压力表应符合下列要求：（1）表盘清晰，锅筒压力表在工作压力处应划有红线，表针指示在零点；（2）校验合格，贴有校验标志，并加铅封；（3）照明充足。上述检查完毕以后，应将结果记录在有关记录簿内，对所有发现的问题应通知安装和检修的负责人予以消除。二水压试验作为压力容器的余热锅炉在投运前及每次大修后，都必须按管道技术规范（DL5031-94）进行水压试验。1水压试验的目的：检验锅炉受压部位的耐压强度和严密性，不允许出现外观变形和渗漏现象。2 水压试验的范围：锅炉本体，锅炉范围内的管道及有关附件，包括汽包、蒸发器、省煤器；高、低温过热器等受压部件以及下降管、上升管、主蒸汽管、给水管等锅炉范围内的管道，还包括成型件和阀门仪表等。但不包括安全阀和水位表，安全阀的整定和水压试验单独进行；水位表不作水压试验。3水压试验压力：是汽包工作压力的1.25倍。水压试验开始加压前，参加试验的所有部件内都应上满水，不得残留气体，因为容器内存在气体，易出现压力不稳现象。水压应缓慢地升降，当水压上升至工作压力时，应暂停升压，检查各部份有无漏水和异常现象，然后再升至试验压力，保持20分钟，压力无波动；再降至工作压力进行全面检查，检查期间压力应保持不变，检查中若无破裂变形及涌漏水现象，则认为水压试验合格。由于锅炉给水泵升压速率太快，不能满足水压试验逐步、渐进式的升压要求，所以应当采用调试专用的试压泵；同时还必须配备2只经过校验合格的1.5级或更高精度的压力表安装于汽包顶部，用于读取数据。4水压试验的用水：应采用软化水或加有一定剂量氨的除盐水，如无条件也可用澄清水加上一定剂量的氨或联氨，水温不应过高或过低，以2050°C为宜。锅炉水压试验合格后应及时放水，并办理签证。对于新建锅炉，水压试验合格后，方可进行炉墙砌筑和炉墙外护板的安装。三锅炉试运前的准备工作1、煮炉水源：除盐水，无条件时允许使用清洁水质，加到汽包最高水位。锅炉安装完毕后，应有一星期以上的自然干燥期，并经常检查炉墙是否有龟裂现象，如未发现变形开裂，就可以进行煮炉。煮炉的目的：利用碱性物质的皂化作用，以清除受热面内部的油脂、铁锈及其它污垢。 （1）采用碱性煮炉时，加药量按锅炉实际水容积计算，每立方水加氢氧化钠和磷酸三钠各23 kg（按100纯度），药品加入后，通入烟气进行加热，升压到汽包工作汽压的75左右，对空排汽量为1015额定蒸发量，煮炉48小时后，从下部排污管轮流排污换水，直到水质达到试运标准为止。（2）煮炉期间，应定期从汽包取样分析，当炉水碱度低于45mmol/L时，应补充加药。（3）煮炉前应制定煮炉操作规程，并严格执行。（4）药品应溶化后加入锅内，煮炉时应严格控制水位，药液不得进入过热器。（5）煮炉结束，锅炉停炉放水后，应检查汽包及各下集箱内部，彻底清扫内部附着物的残渣。2管道的吹洗锅炉的汽包出口管道、过热器及其通向汽轮机主汽门的管道，在投入供水及供汽之前，必须用蒸汽进行吹洗，以清除管道内的杂物和锈垢。如果不清除干净，投产后它们会随着蒸汽带到各处，轻则损坏阀门结合面，重则被带入汽轮机，引发调速汽阀故障，甚至损坏汽轮机叶片。蒸汽管道上的流量表（流量孔板）不能吹洗，以免杂物堵塞。蒸汽管道的吹洗，一般在煮炉后进行，吹洗是利用蒸汽压力产生的高速汽流，也就是用高速汽流的冲刷力，将杂物冲走；同时依靠冲洗时高温蒸汽造成管壁温度的升高和变化，使附着于管路内壁的杂物脱落并被吹出。用水进行吹洗时，其水质宜为除盐水或软化水，吹洗水流量应大于正常运行时的最大水流量，当出水澄清，出口水质和入口水质相接近时为合格。过热器及其蒸汽管道系统吹洗时，应注意下列要求：（1）所有临时管的截面积应大于或等于吹洗管的截面积，临时管尽量短捷以减少阻力。（2）吹洗时控制阀门应全开。（3）被吹洗系统各处的吹管系数应大于1，以保证蒸汽吹洗时对异物的冲刷力大于额定工况时汽流的冲刷力。 吹管系数【 ( 吹管蒸汽流量）2×吹管时蒸汽比容)】/【（额定负荷流量）2×额定负荷时蒸汽比容】（4）吹洗时压力为1.0MPa，蒸汽流量为锅炉额定蒸发量的6070。（5） 锅炉吹洗时的压力下降值应控制在饱和温度下降值不超过24°C范围内。（6）各阶段吹洗过程中，至少应有一次停炉冷却（时间8小时以上）以提高吹洗效果。（7）采用稳压吹洗，每次不小于15分钟，应按电建规要求，装设靶板检查，达到电建规的合格要求。所谓靶板检查，是在被吹洗管路末端（通常在汽轮机主汽门前）安装的临时排汽管内（或排汽口处）装设靶板，以检查冲洗质量。靶板一般用铝板制作，宽度为装设靶板处管道内径的10左右，长度等于管子内径，装设方向应对正汽流冲击方向。在保证吹管冲刷力合格的前提下，连续两次更换靶板检查，靶板上冲击斑痕粒径小于1mm，且用肉眼观察斑痕不多于10点时为合格。（8）管道冲洗和吹洗完后，应整理记录，办理签证。最后再说明一下，煮炉和管道的冲洗和吹洗的重点对象是不同的：煮炉的范围包括除过热器以外的炉水循环系统的全部管路；而管道的冲洗和吹洗，只限于汽包出口后的汽水管道和过热器，不包括蒸发器和省煤器。3、蒸汽严密性试验当锅炉煮炉完毕，蒸汽管道吹洗结束后，锅炉即可升到工作压力，进行蒸汽严密性试验。锅炉的水压试验是在锅炉冷状态下检查锅炉的严密性，而蒸汽严密性试验则是在热状态下对锅炉的严密性进行检查。（1）试验检查项目：1）锅炉的焊口、人孔、手孔和法兰等的严密性；2）附件和全部汽水阀门的严密性；3）汽包、集箱、各受热部件和锅炉范围内的汽水管路的膨胀情况，支座、吊杆和弹簧的受力，移动和伸缩情况是否正常，是否有妨碍膨胀之处；4）检查护墙外部是否有裂纹；5）蒸汽严密性试验的检查结果应详细记录，并办理签证。对新安装的锅炉必须进行蒸汽严密性试验。（2）蒸汽严密性试验检查方法：l）先加热升压至0.30.4MPa，对锅炉范围内的法兰、人孔、手孔和其它连接部份的螺栓进行一次热态下的紧固，继续加压至工作压力检查人孔、手孔、阀门、法兰等处的严密性，并检查锅筒、集箱、管路和支架等的膨胀情况。2）打开本体炉门，注意倾听炉内有无泄漏的响声。检查人员必须站在炉门的一侧，并戴上必要的劳动保护用品。3）用眼睛观察泄漏的部位和发现泄漏线索，只要巡回检查不漏项就能发现泄漏的部位。检查轻微漏汽时，可以用温度较低的玻璃片、手电筒或其他金属物件，在接合面或接合缝四周放置一会，观察是否有水珠凝聚在其上。还可以通过保温材料变色、灰尘痕迹等线索来发现泄漏部位。4）在巡回检查中，还可以通过人体感觉热量的变化来发现泄漏的部位。4安全阀调整：安全阀是锅炉运行中汽包或过热器发生事故，出现汽压异常超高时，避免事故范围扩大的一道保险屏障。SP和AQC锅炉每个汽包及过热器出口集箱都装设有1只全启式弹簧式安全阀。对新安装的锅炉，在进行蒸汽严密性试验之后，若无重大缺陷，即可升压进行安全阀调整（即定铊）。检修后的安全阀也必须进行调整，以保证安全阀的动作准确、可靠。安全阀的调整试验，是一项技术性较强的重要工作，关系到锅炉运行中的安全防爆，故应由有经验的专业人员来主持与操作。调整安全阀的压力以各就地压力表为准，压力表应校验合格。弹簧式安全阀在调整前应将调整螺丝调至较高压力值的位置，调整试验开始后，要求把汽压缓慢上升到调整试验压力后，用旋紧螺母来调整弹簧的压紧力，以保证蒸汽压力稍高于弹簧压紧力时，安全阀即动作。安全阀调整试验，必须注意安全，首先要防止锅炉超压。因此安全阀的调整试验只能逐个进行，而且是先调整定值最高的工作安全阀，然后调整定值低的控制安全阀，在调整试验各安全阀的压力数值时，为防止其他安全阀动作，可在其他安全阀上压上重物。在整个调试过程中，应多次对照汽包就地压力表与操作盘监视的压力表，指示的压力值不应相差太大；调试人员应站立在安全位置，以防止被安全阀动作时喷出的蒸汽烫伤，无关人员不得在旁边逗留。安全阀在调试中，若由于设备的问题而不能回座时，应停止调整，进行检修。安全阀调整压力：汽包工作安全阀： Prl.06PN汽 (PN汽为汽包内蒸汽压力)；过热器集箱控制安全阀：Pr=1.04 PN过 (PN过为过热器蒸汽压力)。三锅炉的启动在做完上述工作后就可与汽轮发电机组一起进行72小时试运行， 72小时试运行主要是对施工、设计和设备质量进行考核，检查设备是否达到额定出力，是否合乎规定。对于锅炉每次大修后的启动，可参照执行。为避免管子粘灰，SP炉启动时炉水应保持较高温度，因此要求AQC炉先运行，使SP炉启动时炉水有较高温度；AQC炉故障需要退出时，SP炉一起退出。72小时试运行结束后，施工单位应向使用单位办理试运签证和设备技术资料的移交工作。1锅炉启动前的检查和锅炉上水（1）锅炉附属设备状态检查：各种传动设备是否完好；给水泵、循环水表是否正常；振打除灰装置及螺旋出灰机能否正常工作；（2）按以下位置开放和关闭阀门： 蒸汽系统：主汽门关闭，对空排汽门开启、过热器疏水门开启；给水系统：给水门开启； 各集箱放水门、排污门关闭；蒸汽、炉水取样一次门、汽包加药门开启；汽包过热器放空阀开启，水位报警器、平衡容器门处于工作状态；安全阀处于完好状态；给水压力表、汽包饱和蒸汽压力表、过热器压力表门开启； 汽包水位计、低置水位计处于工作状态； （3）关闭炉墙各人孔门和检查孔，检查其严密性；（4）检查除盐水箱及除氧水箱的水位，保证锅炉运行有足够的水量。检查工作完毕后，启动给水泵向锅炉上水，上水速度不宜过快，上水时间一般不小于2小时，水温不宜过高或过低，以4050°C为宜，当汽包水位上升到最低水位时，停止上水。停止上水后，汽包水位应保持不变，如发现水位有上升或下降时应查明原因予以处理；2启动拉链机，启动机械振打除灰装置。3关闭锅炉烟气旁通烟道，缓慢开启锅炉烟道进、出口电动百叶阀门（先开启出口阀门，再开启进口阀门），与水泥窑运行人员密切联系，使通过锅炉烟道的烟气量及烟温逐渐增大和增高，使炉温缓慢上升，按每分钟10°C左右增加，避免炉温变化过快，使锅筒及受热面、护板炉墙受到损伤。4启动时必须严密监视汽包水位，正常运行水位为±30mm，极限水位为±75mm，当汽包水位上升超高时，可适当的放水，并进行排污。保证正常水位的同时，应使汽温汽压均衡地上升，并使锅炉各部分温度均匀。5检查确认汽包压力升至0.1MPa时关闭汽包排汽阀、过热器排汽阀,蒸汽管道疏水阀；6在升压过程中,检查确认各承压部件的受热膨胀情况,如有异常,应立即查明情况及时处理; 7. 确认汽包压力升至0.3 MPa时,依次对过热器及各蒸发器放水阀放水,同时注意汽包水位变化(主要是为了消除受热面各部分受热不均匀等情况). 8. 当汽包压力升至0.3 MPa时,及时热紧主要管道上的阀门、法兰及阀门压盖螺栓; 9. 当确认汽包压力升至0.6 MPa时,冲洗水位计并核对水位;10.当确认汽包压力升至0.6 MPa时,开启主蒸汽管道上各疏水阀前后手动阀; 11.当汽包压力升至1.0MPa时,全面检查锅炉系统,如发现有不正常情况,应立即停止升压,待故障消除后继续升压; 12.确认汽包压力升至1.0 MPa时,接值长通知准备启动汽机系统,对汽机系统作全面检查.13.确认蒸汽压力升至1.6MPa、过热蒸汽330°C时,与锅控操作员核对锅炉主要参数。 14.在启动过程中，必要时可打开对空排气阀，对空排气阀的开度应适当。在升压过程中，必须监视水位变化情况，维持正常水位。三并炉1开启蒸汽母管和主汽管上疏水阀排出凝结水。2当锅炉汽压低于运行系统的汽压0.05-0.1Mpa时，即可开始并汽。3先开启并汽阀上的旁通阀后缓慢开启并汽阀，然后关闭旁通阀和母管、主汽管上疏水阀。4并汽时应保证锅炉正常水位，保证汽压比运行系统低0.05-0.1Mpa，有水击现象时及时疏水并排净。5供汽前主动通知中控操作人员做好准备工作，先暖管再供汽。 四锅炉的正常运行运行人员的任务就是要保证运行参数的稳定和绝对安全。为做到上述两点，要求余热锅炉的运行人员必须随时监视运行工况的变化，主要是监视汽压、汽温、水位、以及汽水品质。汽水品质不可忽视，汽水品质不合格易造成受热面结垢、积盐、恶化传热，严重的还会引起超温爆管。在余热锅炉正常运行中，要求每班至少进行4次全面巡视检查，如果发现异常，应该及时处理。一般巡视检查的范围包括余热锅炉房内的全部设施，对巡视检查出的问题，除及时处理外，还需做好记录，以备查用。 余热锅炉房的日常记录工作是每小时进行一次。记录的目的在于分析运行情况，合理进行操作，判断事故的隐患。1汽压调节保持汽压稳定是余热锅炉运行中一个很重要的指标。如果汽压过高，会引起安全阀的频繁动作；余热锅炉汽压波动太大，则不能满足汽轮机运行的要求，同时也可能引起锅炉本身发生事故。因此运行人员必须密切注视运行压力的变化，做到勤与水泥生产操作人员联系，与汽轮发电机操作人员联系，调整负荷，保持汽压稳定。2汽温调节如锅炉投入运行后出现过热蒸汽温度偏低，应关注受热面的积灰情况，监视除灰器等设备的运行情况是否正常。3烟气温度检测：排烟温度过高，其原因除进口烟温过高外，也有可能因锅炉各受热面积灰严重，使热效率变差而引起，所以排烟温度过高时，应监视锅炉进口烟温，如超过375°C时应与水泥生产线运行人员联系，控制进口烟温。如果锅炉进口烟温正常，那么应检查锅炉各部受热面积灰情况，积灰严重应采取措施，使受热面保持清洁，以提高受热效率。如果排烟温度过低，说明锅炉的炉墙有严重的漏凤，人孔门关闭不严或锅炉进口烟温过低，这样会降低锅炉的热效率，使锅炉出力降低到影响汽机的正常运行，对锅炉除尘系统的运行带来不利的影响。在下表所列的有关部位安装有Pt100热电阻，用来监视烟气温度。SP锅炉烟气温度测点位序名 称安 装 位 置量 程数量1热电阻锅炉进口烟温0600°C12热电阻锅炉出口烟温0600°C13热电阻省煤器进水温度0600°C14热电阻省煤器出水温度0600°C15热电阻过热器集箱温度0600°C16热电阻过热蒸汽温度0600°C17热电阻过热器前烟温1 0600°C18热电阻过热器前烟温2 0600°C19热电阻过热器后烟温1 0600°C110热电阻过热器后烟温2 0600°C111热电阻省煤器前烟温1 0600°C112热电阻省煤器前烟温2 0600°C113热电阻省煤器后烟温1 0600°C114热电阻省煤器后烟温2 0600°C1AQC锅炉烟气温度测点位置序名 称安 装 位 置量 程数量1热电阻锅炉进口烟温0600°C12热电阻锅炉出口烟温0600°C13热电阻高压过热器前烟温 0600°C14热电阻高压过热器后烟温 0600°C15热电阻低压过热器前烟温 0600°C16热电阻高压段省煤器I后烟温 0600°C17热电阻高压段省煤器II前烟温 0600°C18热电阻高压段省煤器II后烟温 0600°C19热电阻共用省煤器后烟温 0600°C110热电阻高压过热器前烟温 0600°C111热电阻高压过热器后烟温 0600°C112热电阻低压过热器前烟温 0600°C113热电阻高压段省煤器I后烟温 0600°C114热电阻高压段省煤器II前烟温 0600°C115热电阻高压段省煤器II后烟温 0600°C116热电阻共用省煤器后烟温 0600°C14水位监测水位监测的重要性不言而喻，而冲洗水位计是一项基本功。为了清洁水位计玻璃板，便于观察水位，并防止水汽连通管堵塞，以免运行人员被假水位现象所迷惑而造成汽包缺水或满水事故。冲洗水位计的操作步骤是：（l）全开水位计的放水阀，冲洗汽联管、水联管和玻璃板；（2）关闭水位计水侧旋塞，冲洗汽联管和玻璃板；（3）关闭水位计汽侧旋塞，开水侧旋塞，冲洗水联管；（4）开汽侧旋塞，缓慢地关闭放水门，此时水位应立即上升至冲洗前正常水位，并有轻微波动；（5）如冲洗后校对水位计发现异常，应当重新冲洗、校对。冲洗水位计时，操作人员要有切实的防护措施，操作时面部不要正对水位计；以防玻璃板破碎伤人。5定期排污为保证炉水和蒸汽品质，锅炉设有连续排污和定期排污。定期排污应在低负荷时进行，每次持续排污时间不宜超过半分钟，不准两个或更多的排污门同时开启，以免破坏水循环。排污时要密切监视水位，现开靠近集箱的第一道排污门，再稍开离集箱较远的第二道排污门，待排污管预热后，再逐渐开大；停止排污时先关第二道门，再关第一道门。 6取样余热锅炉的补给水、给水、锅水、排污水、饱和蒸汽和过热蒸汽等都应定期取样，送化验分析，用以改进操作，达到安全运行的目的。 7加药给水采用氨或联氨处理时，均应保持剂量稳定；锅水采用磷酸盐处理时，药液要均匀地加入汽包，并定期检查给水对蒸汽质量的影响。如果锅水含磷酸盐与磷酸加入量不成比例时，要立即查明原因，采取措施加以纠正。五停炉1正常停炉由于水泥生产线或余热电站正常检修或其它原因，需要有计划的停炉时，按以下及个步骤进行：（1）对锅炉机组全而检查，了解机组部件损伤情况，核定检修项目。（2）根据拟定的检修项目，提出检修周期，与生产部门协调，并通知水泥生产相关单位，做好相应的准备工作。（3） 按上述停炉准备工作完成后，必须得到汽机值班员通知，汽轮机停运后方可以关闭主汽门；再与水泥窑运行人员联系，逐渐关闭烟气入口和出口的电动百叶阀门，用23小时将烟气温度降至30°C以下。 在此阶段中，锅水应保持正常水位，停止给水泵；打开对空排汽阀向空排汽，使汽压按0.03 MPa/min速度降低。开启过热器疏水门冷却过热器，待压力不再上升时关闭疏水门。（4）锅炉烟道温度降至正常温后，打开人孔门，检修门，进行通风自然冷却，同时每隔一段时间（时间间隔约2小时）从连排及定排管道放水一次，使锅炉各部分均匀冷却，至水温70°C左右时，就可以将炉水全部放出。2、紧急停炉当锅炉发生以下事故需紧急停炉：（1）锅炉严重缺水；（2）锅炉严重满水；（3）炉管爆破不能维持正常水位；（4）炉墙有倒塌危险；（5）锅炉受热面严重积灰，采取措施仍无法解决时； （6）给水泵故障不能给水； （7）锅炉汽水品质严重低于标准，经努力协调暂时无法恢复时；（8）锅炉所有的水位表、安全阀、压力表有一项全部失灵时； （9）厂用电路断电等情况必须停炉；（10）水泥窑系统严重损坏，烟气供应可能中断，必须停炉时。紧急停炉时，炉温变化较快，必须采取一定的技术措施，以防止事故的扩大，或发生新事故。紧急停炉时应与水泥窑生产系统取得联系，关闭烟气进气百叶阀门，并打开旁通烟道；停运汽轮机，关闭主汽阀，打开对空排汽阀，防止汽压过高，造成安全阀动作。此时改给水自动调节为手动调节，维持汽包水位。只要不是严重缺水、炉管爆破和炉墙有倒塌危险，就有可能待事故消除后重新启动。特别注意：当锅炉严重缺水（即用“叫水法”把水位计上部的汽门关死，只开下部的水门，也看不到水位，参看图4.23）时，严禁向锅炉再加水，当炉管爆破加强给水也不能维持正常水位，也应停止向锅炉进水。当重新启动无望时，停炉的冷却过程和正常停炉的步骤相同，但时间约少一半。一般水泥窑熄火6小时后，即可进行自然通风，同时上水、放水一次，以后每隔1小时以上放水一次。当放水温度到7080°C时，即可放掉全部炉水。六停炉的维护和保养如果需要作长期停炉，则应先用空气将锅炉中残留的烟气吹干净，并将炉内受热面及烟道中的积灰清除干净，再用空气吹扫，然后放入足够数量的干燥剂生石灰、无水氯化钙和硅胶等，关闭所有门孔，并定时检查更换干燥剂，干燥剂用量：无水氯化钙约0.51kg/m3，生石灰13kg/m3，硅胶12kg/m3。在汽包内部安放干燥剂时，要把干燥剂放置在扁平的防腐蚀的盘内，放入汽包中，注意不要堵住开孔处，不要撒出任何干燥剂，否则会产生腐蚀。对受热面内及汽包内部还可用湿法保养，用经过处理的水灌满锅炉，将锅水煮沸排空后将锅炉内的所有门孔关严，用碱度较高的软水注满锅炉防止腐蚀，通常往软水中加NaOH （2 kg/m3）或Na3PO4 （5 kg/m3），往锅水中注入药剂有 NaOH（5 kg/m3）或Na3PO4（1520 kg/m3）。此法用于短期锅炉保养，并要求锅炉受热面外部及炉膛干燥。冬季不宜采用此法。当锅炉需要长期（24周以上）停炉时，可采取充氮保养法。当疏水后充入氮气是隔离氧气的有效方法。当锅炉降到0.07MPa时，从锅筒或上部连接管中充入氮气。锅炉开始疏排水时吹入氮气以置换水。当氮气从各疏水管道排出时，关闭疏排水阀门。保持氮气的压力在0.035MPa以防止外部空气进入。七SP炉振打装置的使用和灰渣的清除使用振打装置时可根据余热锅炉出口烟气的变化情况确定振打装置的使用周期。在使用前检查振打装置是否有卡阻异常现象。在运行中排烟温度能保持正常，可采用低频率（1次/分钟）振打，随着运行时间的推延，排烟温度不断升高，说明受热面上有积灰而使受热面传热恶化，此时可采用低频率（3次/分钟）振打。 第六节 锅炉运行中事故的处理余热电站在运行中不可避免地会出现故障，发生事故。值班人员处理事故的原则是： 1. 发生事故时，运行人员应迅速判明事故发生的原因，果断地解除人身和设备的危险，保证设备继续运行； 2. 全面分析仪表指示（确认仪表指示正确）和设备外部征兆，确定事故已发生及发生的原因，采取措施进行处理； 3. 在处理事故时切忌慌乱，应考虑周密，行动要敏捷准确，防止事故扩大化； 4. 在交接班发生事故时，要停止交接班，由交班人员进行处理，接班人员协助处理，待事故处理后经值班长同意方可交接班； 5. 故障消除后，详细记录好事故现象和处理方法，并汇报给有关领导。一、缺水事故1. 现象1）汽包水位低于正常水位或低到不能看见水位；2）低置水位计指示负值增大；3）水位报警器发出低水位报警信号；4）过热蒸汽温度升高；5）给水流量不正常，小于蒸汽流量；6）水位计内充满蒸汽；7）用“叫水法”判断缺水。缺水分不严重缺水和严重缺水两种，只有用“叫水法”也看不到水位时，才是严重缺水。2. 原因：1）运行人员疏忽对水位监视不严；2）设备有缺陷，如给水自动调节器失灵，水位计脏污或联接管堵塞而形成假水位、给水泵阀发生故障或给水管路故障等；3）锅炉放水阀或定期排污阀泄漏等；3. 事故处理1）进行各水位计指示对照，并可冲洗汽包水位计，以判断指示的正确性；2）检查给水泵、给水管道及锅炉各放水门，如有严重损坏应立即停炉； 3）如水位计尚有水位，而且设备无缺陷，应加强上水，待水位恢复正常后，适当关小给水门，保持正常水位，必要时可减少负荷； 4）如用“叫水法”仍然看不到水位，属于严重缺水，应立即通知机电部门甩掉负荷，关闭给水门，停止锅炉上水，紧急停炉。二、满水事故 1现象与判断 l）汽包水位高于正常水位； 2）低位水位计指示正值增大； 3）水位报警器发出高水位报警信号； 4）过热蒸汽温度下降，严重时大幅下降； 5）给水流量不正常，大于蒸汽流量； 6）水位计内充满炉水，因此水位计颜色稍暗； 7）严重满水到过水时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒白汽。 满水分不严重满水和严重满水两种。 2事故处理 1）进行各水位计指示对照，并可冲洗汽包水位计，以判断指示的正确性； 2）将给水调节由自动控制切换为手动操作； 3）关小给水调节门，减少给水，必要时关闭给水门； 4）如果属于不严重满水，应采取下列措施： 开启事故放水门和锅炉下部排污门； 根据汽温下降情况，开启过热器及锅炉蒸汽管道疏水门，并通知汽轮机间开启蒸汽管道及汽水分离器疏水门； 水位正常后，关闭各放水门，恢复正常运行。 5）如果属于严重满水，应采取下列措施： 紧急停炉； 立即通知机电部门甩掉负荷，关闭给水门，停止锅炉上水，紧急停炉。三汽水“共腾”事故 1，现象与判断 1）汽包水位计水面发生剧烈波动，严重时看不清水位； 2）蒸汽和炉水含盐量增大； 3）过热蒸汽温度急剧下降； 4）给水流量不正常，大于蒸汽流量； 5）汽水“共腾”严重时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒白汽。 2事故处理 1）通知机电部门降低负荷，并保持稳定负荷； 2）全开连续排污门，必要时开启事故放水门；3）通知化学部门取样化验，并停止加药； 4）开启过热器及锅炉蒸汽管道疏水门； 5）上水、放水，以改善炉水水质； 6）汽水“共腾”现象消失，炉水水质合格后，应恢复负荷正常运行，同时应冲洗汽包水位计。3汽水“共腾”产生的原因及预防措施 1）炉水含盐量超过规定值造成蒸汽带水； 2）主要预防措施是控制炉水含盐量。四汽压过高事故 余热炉在运行中，锅内的压力超过规定的值时，就可以认定为汽压过高事故。1. 原因及判断1）用户负荷突然降低或完全甩去；2）安全阀失灵，压力表指示错误；3）运行人员操作不当。2. 事故处理1）减少或切断水泥系统烟气；2）以手动开启排汽阀，降低锅内压力；3）校对压力表，加强锅内进水，加强排污；4）必要时紧急停炉。五锅内水击事故1. 原因与判断1）锅内水位降到低于给水管边缘2）给水过猛3）接到汽包内给水槽上的给水管法兰不平。4）给水管道逆止阀不正常会引起锅内水击事故。2. 事故处理：检查锅内水位，并调整到正常水位，并检查给水管法兰。六炉内积灰事故根据水泥窑工况特征，烟气中会有浓度较高的粉尘，随着温度的升高很容易引起受热面积灰，严重时会破坏锅炉正常传热，使锅炉排烟温度急剧上升，也可能引起对流管束管子的爆破，而且与爆破的水形成水泥结块，影响正常除灰，严重时损坏除灰系统的设备。为防止积灰事故的发生，应严密监视锅炉各部的积灰情况，注意除灰器工作正常，定期通过人孔门检查炉内积灰，必要时用其它方法清除。第五章 化学水处理系统第一节 化学水处理的基础知识一从给水品质标准看化学水处理的必要性在第四章第三节讲到锅炉给水品质标准。余热电站的用水取自隆尧当地深井水源（称为生水），其品质与标准的差距见下表：总 硬 度(mmol/L)含氧量(mg/L)铁离子(mg/L)铜离子(mg/L)PH值(25)二氧化碳(mg/L)标准0.0020.0150.050.018.89.20.006生水2.360.057.9表中超标最严重的是总硬度，总硬度是指溶液中钙离子（Ca2）和镁离子（Mg2）摩尔浓度的平均值。所谓摩尔浓度指每升溶液中溶质含量的毫摩尔数。例如Ca的原子量为40，1mol Ca2的质量是80g（其化学意义是：1mol Ca2内含6.02×1023个钙离子）。如果1L溶液中含有1g Ca2，那么它的摩尔浓度是1/800.0125mol/L12.5mmol/L。给水水质不良，特别是钙、镁离子超标，会给热力设备造成如下危害：1. 热力设备的结垢：如果进入锅炉或其它热交换器的水质不良，则经过一段时间运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物,这种现象称为结垢，这些固体附着物称为水垢。因为水垢的导热性比金属差几百倍，而这些水垢又极易在热负荷很高的锅炉炉管中生成，所以结垢对锅炉（或热交换器）的危害性很大；它可使结垢部位的金属管壁温度过高，引起金属强度下降，这样在管内压力的作用下,就会发生管道局部变形、产生鼓包，甚至引起爆管等严重事故。结垢不仅危害安全运行，而且还会大大降低发电厂的经济性。例如，热力发电厂锅炉的省煤器中,结有1mm厚的水垢时，其燃料用量就比原来的多消耗1.52.0%。因此有效防止或减少结垢，将会产生很大的经济效益。另外，循环水的水质不良，在汽轮机凝汽器内结垢会导致凝汽器真空度降低,从而使汽轮机的热效率和出力下降；过热器的结垢会使蒸汽温度达不到设计值，使整个热力系统的经济性降低。热力设备结垢以后,必须及时进行清洗工作，这就要停运设备，减少了设备的年利用小时数；此外，还要增加检修工作量和费用等。 2.热力设备及其系统的腐蚀：发电厂热力设备的金属经常和水接触，若水质不良,则会引起金属腐蚀，如给水管道，省煤器、蒸发器、加热器、过热器和汽轮机凝汽器的换热管，都会因水质不良而腐蚀。腐蚀不仅要缩短设备本身的使用期限，造成经济损失；而且腐蚀产物转入水中，使给水中杂质增多，从而加剧在高热负荷受热面上的结垢过程，结成的垢又会加速炉管的垢下腐蚀。此种恶性循环，会迅速导致爆管等事故。 3.过热器和汽轮机流通部分的积盐：水质不良会使蒸汽溶解和携带的杂质增加，这些杂质会沉积在蒸汽的流通部位，如过热器和汽轮机，这种现象称为积盐。过热器管内积盐会引起金属管壁过热甚至爆管；阀门会因积盐而关闭不严；汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率，即使少量的积盐也会显著增加蒸汽流通的阻力，使汽轮机的出力下降。当汽轮机积盐严重时,还会使推力轴承负荷增大，隔板弯曲，造成事故停机。 总之，给水硬度高，表示钙、镁离子含量大，易造成锅炉各受热面、汽包以及管道内壁结垢，轻则影响热量的传导，重则引起锅炉爆管。 PH值是判断水质酸碱性的指标，PH值-log（溶液中氢离子浓度，mol/L）。纯水中H和OH的含量都是1×107mol/L，因此PH值7。水中若溶入酸，例如盐酸HCl，H浓度就会增加，H浓度越大，PH值越小，PH值7为酸性水质；水中若溶入碱，例如氢氧化钠NaOH，H浓度就会减小，金属钠离子浓度就会增加，H浓度越小，金属离子浓度越大，PH值就越大，PH值7为碱性水质。经过化学方法（离子交换）处理的水，显示弱碱性（PH值8.89.2）。弱酸性水对金属有腐蚀性；采用弱碱性水，具钝化钢、铜表面的优点，使之不易被腐蚀，防止在锅炉及换热器表面结铁垢和铜垢。二水处理的的流程图5.1是余热电站水处理的流程示意图。来自厂区自来水管网的清水经过阳床，阳床的学名是阳离子交换器，水中的阳离子（Ca2、Mg2、Na等）被清除，成为酸性水，水中含有易挥发的碳酸，经过除碳器，把挥发出的CO2除去；水流入除碳器下部的中间水箱，用中间水泵 图5.1. 水处理流程示意图打入阴床（阴离子交换器），除去阴离子，这其实是一个除酸的过程。这时的水称为除盐水，也就是锅炉补给水，存储在除盐水箱，再用除盐水泵打入除氧器，最终经给水泵打入锅炉汽包。三离子交换原理1.离子交换树脂用化学合成法制成的高分子有机质离子交换剂，其外形很像树木分泌出的树脂（如松脂），内部也具有树脂状结构（网状多孔），因此被称为离子交换树脂。离子交换树脂是带有可交换离子的高分子有机化合物。苯乙烯系是现在我国电厂用得最广泛的一种，它是将苯乙烯和二乙烯苯放在水溶液中，使其在悬浮状态下进行共聚，制得高分子化合物聚苯乙烯小球，称为白球。白球是具有立体网状结构的高分子骨架，骨架内分隔出大量空穴。将白球进行浓硫酸处理，引入活性基团SO3 H，这个基团的SO3能够牢固地结合在高分子骨架上,而H则是可以离解出来的离子，它与周围外来的同符号离子（正离子），可以互相交换，称之为可交换离子，白球及与它牢固地结合的SO3在一起，用符号R表示，因此符号RH就可用来表示这种阳性离子交换树脂（型号001×7），由于在水溶液中能够离解出大量的H，所以它具有强酸性（第一个数字0表示强酸性）。图5.2. 给出了阳离子交换树脂的显微结构。白球的粒径约2040目，即0.31.2mm，不过小米粒大小，空穴直径约20100nm（1nm109m）。严格地讲，活性基团具有双电层结构，只有外层（扩散层的离子）才是可以离解出来的离子。将聚苯乙烯白球氯甲基化，然后胺化处理，可获得电站水处理常用的D202型（字母D表示大孔型，第一个2表示强碱性）强碱性阴离子交换树脂ROH，它的活性基团为二甲基乙醇胺。图5.2. 阳离子交换树脂的显微结构图2.离子交换的化学反应电站除盐普遍采用的是带有H 的强酸性阳离子交换基团和带有OH的强碱性阴离子交换基团的离子交换剂，它们置换水中的阳、阴离子，以完成去除水中盐类的过程，称之为离子交换除盐。其交换反应如下：（1）阳离子交换反应：式中RH代表阳离子交换树脂的交换基团（官能基团），括号内的组合表示各种可能出现的情况，例如：2RHCaSO4 2RCaH2S04,表示以硫酸钙形式存在于水溶液中的钙离子被官能基团置换，留在阳床内，硫酸与水从阳床底部排出。2RHMgCl2 2RMg2HCl，表示以氯化镁形式存在于水溶液中的镁离子被官能基团置换，留在阳床内，盐酸与水从阳床底部排出。（2）阴离子交换反应：式中ROH代表阴离子交换树脂的交换基团（官能基因），括号内的组合表示各种可能出现的情况，不过由于经过除碳器，水中残余碳酸含量已经很小。例如：2ROH2H2SiO3 2R（HSiO3）H2O，表示以硅酸形式存在于水溶液中的硅酸根负离子被官能基团置换，留在阴床内，这实际上是一个中和反应。3. 离子交换树脂的再生（1）离子交换树脂的再生原理上述离子交换除盐是先经阳离子交换后再经阴离子交换，随着离子交换过程的进行，官能集团因“俘获”了被交换的离子而相继失效，交换效率会逐渐降低，最终要对阳离子交换树脂采用盐酸（或硫酸）再生，阴离子交换树脂采用氢氧化钠再生，恢复两种离子交换树脂的除盐功能，如此反复进行。 用盐酸再生阳离子交换树脂：用氢氧化钠再生阴离子交换树脂：树脂再生所产生的盐类物质皆可溶于水，作为废液，排入地沟。4脱碳经过阳离子交换器的酸性水，在进入阴离子交换器以前，要经过除碳器脱碳。因为酸性水中的碳酸，即使在常温下，也不稳定，极易分解：因此阴离子交换反应，只需去除脱碳后的残余碳酸。第二节 化学水处理的设备和工艺流程 余热电站的化学水处理设备是由江苏宜津水工业装备公司配套供应的。其产能为714m3/h 。 一过滤设备和工艺水的过滤主要是为了除去悬浮固态杂质，使水澄清。本电站采用的多介质过滤器，器身高约2.6m，外径1.0m，滤层高度0.9m，工作压力0.5MPa,流量Q8m3/h。图5.3是多介质过滤器原理图。从结构上看，器身内滤层上下（相距0.9m），有两块孔板，颗粒细度24mm的无烟煤滤层和细度0.61.2mm的石英砂滤层安装在上下孔板之间。器身外面管道上安装着球阀、四通和三通接头，完成水过滤的以下各项操作。图5.3 多介质过滤器原理图1. 滤水：生水来自厂区进水管网，开进水阀，水从器身上部管道进入过滤器，经过上孔板比较均匀地进入无烟煤滤层及石英砂滤层，过滤后的清水经过下孔板、水帽和出水阀，送至阳床进行阳离子交换。在滤水工序，生水从上部进入，清水从下部流出。滤水过程只打开了进水阀和出水阀，其余阀门关闭。2. 反洗：随着过滤时间的延续，滤层上沉积的固体悬浮物逐渐增多，它们堵塞过滤介质的网孔，使过滤的速度和效率下降，到一定程度，必须停止过滤，清洗滤层。由于滤层上部沉积的固体悬浮物数量多，颗粒大，所以清洗滤层的第一步是反洗。反洗时打开器身下部的反洗进水阀和上部的反洗排水阀，利用生水自下而上逆流冲刷滤层，水夹着污物从上部排到地沟。3. 正洗：反洗完毕，打开上部进水阀和下部正洗排水阀，用生水对滤层进行正洗。为了省水及提高洗涤效率，每次反洗和正洗的时间不宜过长，而是反、正洗交替进行数次，从排水清浊程度，判断是否已将滤层洗净，确认洗净后即可重新开始滤水工序。图5.4. 多介质过滤器的和阴离子交换器二离子交换工艺阳离子交换工艺是为了除去来自过滤器的清水中的金属离子，图5.5是800逆流再生阳离子交换器及其附属设备酸计量箱和酸贮罐工作流程原理图。阳离子交换器器身高3.8m，外径0.8m，交换层层高度2m，工作压力0.5MPa,流量8m3/h。 图5.5. 阳离子交换器及其附属设备工作原理图1. 阳离子交换器固定床阳离子交换器的运行通常分为四个步骤，即交换、反洗、再生、和正洗。这四个步骤组成交换器的一个运行循环。（1）交换：打开器身上部进水阀和下部的出水阀，其余阀门关闭。经过滤后的清水，从进水阀进入后，随即通过喷头(穹形多孔板)均匀地喷洒在压脂层，再经过离子交换层进行离子交换，除去水中的金属离子（等），再经过树脂层下部的滤帽（多孔板单头伞形水帽）过滤后，从下部出水口排出，进入下一步除碳工序。由于多介质过滤器对水的阻力较小，进入阳离子交换器的清水还具有足够的水压，完成阳离子交换工序和下一步除碳工序，其间无需用水泵加压。离子交换器的运行，与进水流速有很大关系，此外和进水水质、出水水质要求、出水水量、水流通过交换剂层的阻力损失以及运行周期等因