发电厂锅炉的运行和维护

1、发电厂锅炉的运行和维护引言在发电厂安全生产中，有很多因素会直接影响着电厂的安全， 但是在各种电厂的 运行设备中，锅炉作为其中的一个最为核心的设备， 它的稳定性将会直接导致其 他设备的安全。但是锅炉蒸汽质量的好坏会决定锅炉的寿命，基于此，本文将对影响发电厂锅炉运行的一些因素进行了充分的研究。1锅炉运行的基本状况1.1锅炉的构成成分及其作用锅炉主要由汽水系统设备（主要包括汽包、水冷壁、过热器、省煤器）；燃烧设 备（主要包括炉膛、喷燃器、空气预热器）；锅炉附件（包括水位计、安全阀、 防爆门、吹灰器）；炉墙及构架；制粉设备（包括磨煤机、粗粉分离器、细粉分 离器、给煤机、给粉机）；通风系统设备（主要设备

2、是引风机和送风机）；除尘 设备；给水设备等。1.2锅炉给水质量标准补给水量：正常时（按B-MCR的1%计）31.6 t/h启动时（按B-MCR的25%计）789.9 t/h补给水制备方式：超滤+反渗透+ 一级除盐+混床1.3蒸汽品质钠： 3 卩 g/kg二氧化硅： 10卩g/kg氢电导率（ 25 C） W 0.15 卩S/cm铁： 5 卩 g/kg铜： 2 卩 g/kg1.4锅炉运行条件负荷性质：带基本负荷并调峰运行。机组运行方式：定-滑-定方式运行制粉系统：采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机系统，每台锅炉配6台中速磨煤机，五运一备，煤粉均匀性指数n=1.1 ,设计煤种煤粉细度R90=20%，

3、校核煤种1煤粉细度R90=10%，校核煤种2煤粉细度R90=23% 。给水系统：每台机组配置2 X 50%容量的汽动给水泵。汽轮机旁路系统：按40%B-MCR容量的二级串联系统考虑。空预器进口冷风加热方式：无。2影响锅炉正常运行的因素2.1炉水中含气量的影响在电厂锅炉的供水中总是或多或少的存在一定的空气含量，其中氧氣所占的比例对锅的影响最为重要。氧气在高温下会与金属发生化学反应，导致锅炉遭受到严 重的腐蚀。根据实际运行经验数据显示，锅炉设备的腐蚀绝大多数是由锅炉供水 中氧气含量超标造成的，因此必须严格控制锅炉供水中氧气含量。 在电厂中，炉 水中的氧气主要是通过除氧器进行清除的， 但是进入除氧器

4、中的水除了软化水以 外，还有机组附属设备上的高温集水和汽轮机组的冷凝水，由于这几种水分的压力和温度存在差异，除氧器难以做到高质量的除水效果， 所以需要及时对含氧指 标进行监测，定时的对含氧指标进行化验检测。2.2炉水中酸碱度影响酸碱度含量过高会导致离子浓度过大，极大的影响锅炉蒸汽质量 这样，会造成 过热器以及汽轮机等设备上在高温下发生化学反应导致积垢的形成， 降低过热器 的传热能力，导致锅炉效率的降低。2.3锅炉负荷超标造成的影响长期处于超负荷运行状态下的锅炉，由于火炉烟气流速加剧，导致管壁磨损，降 低了受热面管壁的使用寿命当负荷超标时，煤粉颗粒流速加快，会导致燃烧不 充分，降低锅炉效率，同时

5、也会造成环境污染.锅炉的超负荷运行也容易造成蒸 汽超温超压，长时间运行在超负荷状态下容易导致爆管事故，严重影响电网的安全运行。2.4蒸汽锅炉水位和浓度如果蒸汽锅炉中的水位偏高，锅筒中蒸汽空间就会受到影响导致缩小， 那么单位 体积空间流通的蒸汽量就必然会增大， 一旦流速增大，再加上水滴的自由分离作 用，导致部分水滴被蒸汽带出，导致蒸汽的品质受到影响。锅炉中沸水中有较多气泡，由于温度较高，锅水浓度不断增加，必然使得气泡厚 度增加。这样就使得锅筒有效空间减小， 气泡破裂时，溅起的小水滴很容易被蒸 汽带出，从而影响蒸汽品质，严重时，还会产生汽水共腾，带出大量锅水。3保护措施3.1进水质量的改善对于锅炉

6、进水严格按照标准进行把关， 减少给水中的杂质，降低含盐量，保证给 水品质.同时还要定期地进行锅炉的排污，降低炉水中的水渣以及沉积物。3.2合理的改善锅炉系统锅炉进行停运检修时，需要将锅炉中的水放放干净，并且采用余热烘干法做防腐 处理。在锅炉停运后，进行冷却，在压力降到 0.5Mpa以上进行放水操作，等待 水放尽时通过余热对锅炉内的金属进行烘干处理。在锅炉停运后进行降压冷却中，当气压下降到0.5Mpa时，向锅炉输送水，使得 锅炉的汽水系统内的水都是除氧合格的水。并且需要电厂的化学检测人员定期地 对溢流水进行检测，保证炉水的含氧量合格。3.3直流锅炉水处理国际上比较流行的直流锅炉水处理有全挥发性处

7、理 （AVT）、复合氧处理（CWT）、 给水加氧处理（0T）三种。随着超临界、超超临界技术的发展，处于安全性和 经济性等方面的考虑，国际上先进的直流锅炉均明确要求机组正常运行过程中， 给水方式必须采用CWT方式。我公司参考国内外水处理发展情况和实际运行现 状，推荐采用CWT方式。锅炉水压试验后应采取可靠的防腐措施，特别是锅炉水压后到酸洗时间间隔较长 时更应严格要求，可参照如下：（1）隔屏过热器、后屏过热器与末级过热器，后屏再热器、末级再热器等无法彻底排水部分受热面设备采用加入氨一一联氨溶液湿保养，即由水压试验临时上水管路注入氨联氨溶液，保养期间应定期抽取水样化验检查联氨溶液浓 度。(2) 煤器

8、、水冷壁、分离器、贮水箱、炉顶过热器、低温过热器及后烟井包墙 过热器等采用充入氮气保养，即由过热器、再热器排空气管道向锅炉充入一定压 力的氮气，并使氮气压力维持在 0.03MPa。(3) 压试验之后，严禁在受压件上开孔施焊。(4) 压后应采取可靠地保护措施。3.4清洗范围本锅炉化学清洗范围原则上包括：高压给水管路、省煤器系统、水冷壁系统、过 热器系统和主蒸汽管道。若选用的清洗介质和缓释剂含有易使奥氏体管材产生晶界腐蚀的氯离子、铁离子和硫元素，则过热器系统不参与清洗，仅用蒸汽吹扫。汽轮机旁路、再热器和冷、热段再热蒸汽管道不需要化学清洗，仅用蒸汽吹扫。 还有其它一些管道，如减温水管道、启动系统中的

9、过冷水管、暖管管路和溢流管 路，以及锅炉本体和管道上的所有疏水、 排气、取样和仪表管路应进行水冲洗或 蒸汽吹扫。3.5机组启、停及运行过程中水处理方式的转换机组在启动、停机及在停炉保护过程中，由于工况变化较频繁，水中加氧浓度难 以控制，水质相对不稳定，很难达到 CWT要求的纯水要求，加氧工艺控制不好 反而会造成受热面的点蚀。因此在启动和停炉保护过程中应采用传统的 AVT (0)； 6处理方式，保证汽水分离器处溶解氧量维持在Oppb，避免氧气进入高温受热面引起大量氧化皮脱落造成爆管。当机组运行负荷趋于稳定，系统水質达到高纯水质要求后，可逐渐转入 CWT运 行工况，初期加氧可适当增加，但省煤器入口溶解氧量最多不超过 20ppb，同 时控制进入过热器系统的氧含量维持在 Oppb。正常运行过程中，一旦转为CWT运行方式，就要严格保证水质要求，保证省煤 器入口溶解氧含量维持在715ppb