600 MW燃煤锅炉汽包带水问题分析及处理

电力18讯：    1  概述
        北仑电厂二期工程3台600 MW燃煤发电机组是日本IHI公司设计并提供，该炉主要参数：蒸发量2045t／h，汽包运行压力18．56 MPa，再热温度343℃／538℃，省煤器水温282℃／313℃，排烟温度135℃，锅炉效率94．0％。该锅炉引进了美国F・W公司的设计、制造技术，其受热面布置、汽包内部装置带有F・W技术特色，该炉系单炉膛、平衡通风，前后墙对冲燃烧。
    汽包总长28857．5 mm，汽包直段长25760mm，汽包两端采用球型封头，一次分离元件为水平式旋风分离器，二次分离器为立式百叶窗。

2  汽包的饱和蒸汽带水现象
        1999年1月，在3号炉试运行中，当负荷升至400 MW时，开始暴露出锅炉主蒸汽温度偏低问题，现象为主蒸汽温度达不到额定值537℃，且过热器一、二级减温水全关，发生多次主蒸汽温度在短时间（5 min）内急剧下跌（530～490℃），同时伴随低温过热器出口汽温的大幅度下降（约15℃），锅炉顶棚温度也下降（约5℃），汽包压力及主蒸汽压力明显升高，锅炉的入炉煤量、燃烧工况、减温水、汽机调门等无异常动作，由此判定主蒸汽温度的骤然下跌是由于汽包饱和蒸汽带水引起。
    针对锅炉主蒸汽温度偏低及汽包饱和蒸汽带水问题做了如下试验：燃烧调整、配风调整、投运所有上层磨煤机、降低汽包水位设定值、降低主蒸汽压力、切高加运行、变压运行、变煤种试验、汽水分离器热化学试验等。试验在额定负荷和压力下，汽包带水水位为汽包正常水位（NWL）以上20 mm处，且450 MW负荷时额定压力下汽包饱和蒸汽带水水位为NWL＋85 mm进行的。
    根据以上试验结果证实了机组在低水位时才能满足稳定运行要求，但抗干扰性很差，离合同及规范要求相差甚远，在这种情况下，如果因某种原因引起水位较大波动，机组将被迫MFT。
　　对于电站锅炉，合格的蒸汽品质是保证锅炉和汽轮机安全经济运行的重要条件，一旦发生饱和蒸汽带水就可能影响主蒸汽温度，即使受热面足够，主蒸汽温度不下跌，也可能引发锅炉爆管，影响汽轮机安全运行等严重后果，因此，必须解决这个问题。
3  确定汽包饱和蒸汽带水的方法

    （1）热化学试验法 通
　　过锅炉热化学试验，监视离开汽包的饱和蒸汽的含盐量随汽包水位的变化情况，以证实当汽包水位上升到一定高度时，饱和蒸汽带水问题的存在。
    （2）水位试验方法 当
　　汽包水位达到一定值，若汽包饱和蒸汽开始带水时，会引起锅炉顶棚的金属壁温，低温过热器出口汽温及过热器减温水量的持续下降，由此可以确定该水位时饱和蒸汽开始带水。
4  影响汽水分离效果的因素
    影响一次汽水分离效果有下列因素：
    （1）汽包压力；
    （2）汽包内径及直段长度；
    （3）锅炉蒸发量；
    （4）一次分离器的结构、尺寸及布置方式；
    （5）汽包内汽水管布置及喷水口方向；
    （6）下降管的布置；
    （7）进入汽包的上升管布置；
    （8）炉水的化学成份；
    （9）汽包水位；
    （10）一次分离器汽水混合物入口的线速度；
    （11）入口速度的保持系数；
    （12）一次分离器的筒体高度和汽水混合物在筒内的停留时间。
        影响二次百叶窗分离器性能的原因是进入分离器的蒸汽流速，当百叶窗入口蒸汽速度超过该型分离器的临界流速时，二次百叶窗分离器将失效。
5  汽包饱和蒸汽带水问题的分析

　　通过对锅炉的汽包水容器、汽包水位测量系统、炉膛尺寸、汽包运行压力、给水温度、汽水的喷入角度、炉水含盐量、水平一次旋风分离器结构、负荷、安装位置；二次分离器结构及安装位置的检查，分析造成汽包饱和蒸汽带水有以下主要原因。

5．1水平一次旋风分离器热负荷不均匀的影响

　　由于该炉采用“2＋3”水平式一次旋风分离器布置方式，使得进入前后汇流箱的蒸汽负荷（根据水循环计算结果）为33％和67％，后三排水平式一次旋风分离器的平均蒸汽负荷要比前二排至少大25％，如果再考虑由于锅炉实际运行中热负荷分配不均引起汽包长度方向的分离器间的负荷分配不均，固有的三排分离器间负荷分配不均及三排分离器间的相互影响不利因素，就有可能使部分后排的旋风分离器由于过负荷而造成汽水分离器失效，从而引起汽包饱和蒸汽带水。<