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420 th锅炉的热化学试验 谢淑坤 梅县发电厂,广东 梅州 514032 关键词热化学试验;蒸汽品质;汽水分离;炉水 摘 要通过热化学试验,分析了上海锅炉厂420 th锅炉在不同工况下的蒸汽品质变化规律,提出了在机组额 定负荷下保证蒸汽品质合格的炉水水质控制指标。 中图分类号 TM 62118 文献标识码 B 文章编号 10012952920020220035202 处于自动状态时跟踪显示系统的各种状态参数、 系统处于手动状态时显示监控进程、 修改系统曲 线或参数时显示曲线或参数名称、 存储地址及修 改前 后的内容。 控制量输出模块输出模拟或数字 控制量。主程序流程图如图4所示。 兼顾到各层次的用户,输出的控制量既有模 拟信号又有数字信号,风机性能曲线及各种参数 的设置,针对用户的具体情况可采取以下两种方 式进行 1曲线、 参数的设置可以由PC机或便携式 电脑通过RS2232接口来实现。 2曲线、 参数的设置直接通过键盘来实现, 设置期间系统状态由LCD显示。 5 应用前景 本仪表采用了风机防喘振高级控制方法,成 本低、 响应快,能及时地检测风机的运行情况,提 高风机运行的安全性,具有较高的经济意义。 适用 于没有DCS,需要对风机喘振进行防治的厂家。 对于已经有DCS的厂家,本仪表可作为现场仪表 使用,能大幅度提高系统的响应速度。 而对于采用 FCS的厂家,本仪表仅需加一适配器就能接入现 场总线。 收稿日期 2001210211 梅县发电厂3号炉是上海锅炉厂制造的超高 压、 中间再热、 自然循环燃煤单汽包炉。其额定蒸 发量为420 t h, 额定压力为1512M Pa。 给水采用 加氨和联氨调节,炉水采用磷酸三钠处理。 机组于 1996年11月投产。为考查此锅炉运行工况、 炉水 品质对蒸汽品质的影响, 1999年12月对3号炉 进行了热化学试验。试验前炉水指标按部颁标准 控制,即Si O2≤0145 mgL , PO 3- 4 2～8 mg L , pH 9～10。 1 炉水含盐量对蒸汽品质的影响试验 1炉水含硅量的临界浓度 试验时维持汽包压力在1410～1512M Pa,锅 炉蒸发量在389～420 t h, 机组负荷在10～1215 MW ,汽包水位在020mm。 锅炉排污全部关闭。 因凝汽器无泄漏,机组补给水是Si O2 20ΛgL、 DD 012ΛScm的除盐水,炉水自然浓缩非常缓 慢。采用通过磷酸盐加药系统向汽包加入硅酸钠 溶液,以提高炉水中二氧化硅的浓度;用 “8891” 在 线硅表连续监测炉水、 饱和蒸汽、 过热蒸汽的二氧 化硅,确定维持蒸汽Si O2合格的炉水中Si O2的 最高浓度。 在此期间,维持炉水pH值在9155～9192,炉 水PO 3- 4在1174～3193 mgL。试验过程中,人工 测定蒸汽含钠量一直合格。蒸汽中二氧化硅浓度 随炉水中二氧化硅浓度变化如图1所示。由图1 可见,炉水二氧化硅含量为118～210 mgL时蒸 汽的二氧化硅含量达到最大允许值。 图1 炉水Si O2与蒸汽Si O2的变化趋势 2蒸汽对磷酸盐的携带 磷酸盐在饱和蒸汽中只以水滴携带形态存 在,所以汽水分离较好时蒸汽中的磷酸根浓度非 53 2002年第2期华东电力 1994-2006 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. 常低。 试验时采用浓缩方法,先将饱和蒸汽样品浓 缩后再测定其磷酸根浓度。 测试结果为当炉水中磷酸根的浓度为1174 ～3193 mgL时,饱和蒸汽的磷酸根含量在516 ～1716ΛgL。 2 锅炉运行工况对蒸汽品质的影响试验 1汽包水位及水位变化速度 机组负荷维持在110MW左右,炉水pH在 9149～9156, Si O2在111～112 mgL , PO 3- 4在 210～214 mgL。锅炉排污全部关闭。12 00开始 分别进行 30、 50、 80 mm水位试验,每个水 位维持015 h。15 25水位试验结束后, 16 06开 始进行水位变化速度试验。试验表明,当炉水的 Si O2含量在111～112 mgL时,汽包水位在250 ～ 100 mm的范围,稳定的水位对蒸汽品质无 明显影响。 汽包水位以小于30mmm in速度波动 时,蒸汽Si O2变化不明显。 2锅炉负荷及负荷变化速度 锅炉汽包压力随机组负荷变化而变化。在额 定负荷时,汽包压力为1512 M Pa,出力约为420 th。由于机组负荷低时汽包压力也低,蒸汽的溶 解携带少,在汽水分离效果相同的条件下,如高负 荷时蒸汽品质合格,则低负荷时也能合格。 维持炉水Si O2为0186～110 mg L , 分别进 行90、100、110、120、130MW负荷试验,每次负 荷维持115～2 h。试验表明,在额定负荷及其以 下的每个负荷稳定运行,蒸汽品质无明显变化,但 负荷每升高10 MW ,蒸汽Si O2含量大约上升1 ΛgL。 维持炉水Si O2为0194～111 mg L , 负荷从 90MW以5 tm in速度升至125MW ,稳定运行 1 h;从70MW分别以10、25 tm in速度升至125 MW ,稳定运行 1 h。 试验表明,锅炉负荷变化速度 在 5 t m in和15 tm in时对蒸汽品质无明显影 响;负荷变化速度至25 tm in时,饱和蒸汽Si O2 从12ΛgL升至14Λg L , 钠含量基本不变。 3 试验结果分析 1汽水分离效果 蒸汽的污染是由蒸汽的机械携带和蒸汽的溶 解携带杂质而造成的。本锅炉汽包内设有旋风分 离器和波形板分离器。 但在汽包水位、 炉水含盐量 过高或锅炉压力、 负荷剧变时可能使汽水分离效 果变差,蒸汽品质劣化。试验结果表明,汽包水位 在- 50～ 100 mm内,水位变化速度在30 mm m in以下,锅炉负荷变化速度在25 tm in以下 时,汽水分离效果良好。 蒸汽对杂质的溶解携带随 蒸汽的压力增高而增大。本锅炉由于汽包内有蒸 汽清洗装置,杂质在蒸汽中的溶解携带量相对较 小。试验结果表明,在机组正常运行、 给水水质合 格情况下,炉水含硅量控制在118 mgL以下,可 保证蒸汽的二氧化硅含量小于20ΛgL。 2锅炉排污 在试验前,机组正常运行时炉水的二氧化硅 按部颁参考值不大于0145 mgL进行控制,该值 大大低于试验得出的118mgL。 说明以往的锅炉 排污过大,增加了汽水损失。在试验过程中,锅炉 表面排污和底部排污都关严的情况下,炉水的含 硅量浓缩速度很小。 说明在锅炉给水水质较好一 般小于12ΛgL、 凝汽器不泄漏的情况下,即使 排污全部关闭,蒸汽品质也能长时间合格。 但为了 降低炉水的铁、 铜含量,必须保持一定的连续排污 量及每周一次的底部排污。 4 结论 1炉水运行控制指标 除汽水分离装置外,炉水杂质浓度是影响汽 水分离效果的主要因素之一。 炉水杂质浓度过高, 可能使汽包水位膨胀加剧或在汽包水汽分界面产 生泡沫,此时蒸汽的机械携带增大。 为了防止凝汽 器泄漏、 加药过量或排污太小时引起炉水杂质浓 度过高而造成蒸汽品质劣化的现象,炉水含硅量 应控制在112 mgL以下。为了防止汽轮机等部 位积结磷酸盐垢,在凝汽器不泄漏的情况下应尽 量降低炉水中磷酸盐浓度。机组正常时炉水磷酸 根控制在1～3 mgL较合适。 2锅炉运行工况 汽包水位、 锅炉负荷等运行工况的变化也是 影响汽水分离效果的主要因素。125MW机组是 电网的主要调峰机组,锅炉工况的变化与波动是 必然的。 为了保证蒸汽品质稳定,锅炉工况应控制 在汽包水位在- 50～ 100 mm的范围内,水位 变化速度小于30 mmm in。机组负荷在额定负荷 以内稳定运行,锅炉负荷变化速度小于25 tm in。 收稿日期 2001212228 63 华东电力2002年第2期 1994-2006 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved.