330MW机组汽包壁温差的控制

330MW机组汽包壁温差的控制

蒋 帅

华能海南股份有限公司海口电厂，海南省澄迈县 571923

摘要：为了保证汽包的安全运行和使用寿命，本文分析了330MW机组锅炉汽包壁温差产生的原因，并从机组启动、正常运行、机组停运、水冷壁泄露等方面总结出了有效防止汽包壁温差增大的措施。采取文中所提出的措施，可以将汽包壁温有效地控制在合格范围内，保证机组的安全稳定运行。

关键词：锅炉；汽包；壁温差；控制

汽包是锅炉的核心部件，汽包的温差控制直接关系汽包的安全运行和寿命。华能海口电厂#8/9机组锅炉型号为HG1018/18.6－YM23型，是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术生产制造的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧器，冷一次风正压直吹式制粉系统、水封斗式刮板捞渣机连续固态排渣，全钢构架悬吊结构,露天布置。设计燃料为烟煤。锅炉的最大连续蒸发量为1018t/h，额定蒸发量为969t/h。锅炉汽包位于炉前上方，内径为1778mm、壁厚190mm，汽包材质为SA-299汽包是锅炉汽水系统中最大的部件（长20184 mm，φ2158 mm，壁厚90mm），且承受压力又特别高，因此，在机组运行中，有效控制汽包壁温差十分重要。现经过几年的运行总结，针对锅炉的具体特性，对汽包壁温差产生的原因进行分析，对汽包壁温差的控制方法进行总结，并提出有效的控制措施。

1. 原因分析

汽包壁温产生的原因经分析主要如下：

（1）进水温度与汽包壁温存在温差，导致汽包壁温差的出现。在上水至汽包升压阶段，给水进汽包后，总是先与汽包下壁接触，故汽包下壁温首先上升，造成汽包下壁温都高于上壁温，内壁温都高于外壁温。

（2）启动初期，锅炉点火后投入炉内的燃料量较少，炉膛内火焰充满度差，导致水冷壁出现受热不均，蒸发区内的自然循环尚不正常，锅炉内水循环较弱，汽包内水流较慢，局部甚至出现循环停滞区，这部分水温明显偏低，对汽包壁的放热系数很小，所以汽包下壁温升小。而蒸汽在汽包内的蒸汽空间传热相对均匀，使汽包壁温差增大。

（3）升温升压过程中，由于汽包上部是蒸汽，压力上升的同时，炉水和蒸汽的温度均得到提高，而饱和蒸汽遇到较冷的汽包壁便会发生凝结放热，蒸汽的凝结放热系数比炉水对流换热系数高很多，导致汽包上壁温大于下壁温，而且，升压速度越快，壁温差就越大。

（4）停炉过程中，锅炉进入降压和冷却阶段，随着汽包压力的下降，汽包内炉水压力及饱和温度逐渐下降。汽包内的饱和蒸汽被上部汽包壁温加热成过热蒸汽，而过热蒸汽密度比饱和蒸汽小，在汽包上部内壁形成了一层过热蒸汽，过热蒸汽导热性能差，而且不能形成对流换热，导致汽包上壁温下降缓慢，而汽包下壁接触的是炉水，仍在自然循环，因此，冷却比上壁快的多，导致汽包上壁温大于下壁温。且降压速度越快，则壁温越大，特别是当压力降到低值时，将出现较大温差。

（5）锅炉停运后，汽包上下壁的冷却条件不同。汽包上壁出辐射散热外，仅靠内壁对蒸汽传热冷却，因蒸汽传热系数相对较小，故汽包上壁温度下降缓慢。汽包下壁一方面辐射散热，另一方面与炉水接触的内壁，通过对流放热，由于对流传热系数较大，故汽包下壁温度下降较快，此时上壁温大于下壁温。

（6）检修工艺的原因，造成省煤器再循环门关不严，或人为的误操作使该门误开，在启动过程中，汽包补水时，低温的给水不经省煤器，直接进入汽包，导致汽包壁温差增大。

（7）事故情况下，如水冷壁爆管等，锅炉汽压快速下降。一方面，炉水随汽压下降，发生汽化，吸收汽化潜热，加剧与炉水接触的汽包下壁温度下降。另一方面，汽压下降后，炉水温度相应下降，增大汽包下壁的对流传热温差，使汽包下降冷却条件更好，使得上壁温迅速大于下壁温。

2. 控制措施

   1. 进水期间的控制措施

严格控制水温和上水速度，进水温度应大于汽包壁温20℃且与汽包壁温差不大于50℃，汽包上水应缓慢均匀，上水温差不大时，控制啥灌水时间2小时左右。如果水温与汽包壁温接近，可适当加快上水速度，但应始终保持任意两点间汽包壁温差不大于50℃。

1. 2. 启动初期的控制措施

(1)严格控制汽包壁温变化率不大于1℃/min。如壁温差有超限趋势时，应暂缓升温升压。

(2)建立良好的水循环，保证小流量的连续补水，同时及时调整煤量或适当开启定排，以改善水冷壁受热不均和水循环不均的情况。

（3）尽量保持较高的给水温度。

（4）保证锅炉启动后，省煤器再循环门关严，不内漏。

（5）若启动过程中发现汽包温差过大，应减缓升压速度或暂停升压，并及时将旁路系统开大以增加蒸汽流通量。

2.3平时正常运行中的控制措施

平时正常运行中加强监视，进行分析对比，保证正常运行中，上下壁温差不大于50℃，发现异常及时查找原因，及时处理，尽早恢复。

2.4正常停炉过程中的控制措施

（1）尽量保证滑参数停机；滑停过程中，严格按规定进行操作，机组负荷变化率设定3MW/min，在减负荷过程中严格控制主、再热蒸汽压力下降率≯0.1MPa/min，主、再热蒸汽温度下降速度≯50℃/h。在降温降压过程中，应保持主、再热蒸汽温度过热度>80℃，主、再热蒸汽温差≯28℃，并严格监视并控制汽包壁温差。

（2）在停炉之前，如果汽包壁温差已经比较大了，可以在低负荷阶段适当多停留一段时间，以消除停炉过程中产生的汽包壁温差。

（3）当主汽压力降至0.5MPa、汽包壁温降至160～180℃、汽包壁温差不大于50℃时，开启所有排污门、疏水门、联箱放水门及给水管道放水门进行放水，当压力降至0.2MPa～0.5MPa时开启所有空气门，放水时要迅速，防止蒸汽在过热器和再热器内凝结。

（4）停炉后始终保持汽包水位在高水位状态。如停炉后，汽包壁温差仍较大，可将汽包进行补换水操作，补换水过程中尽量保持较高的给水温度。

（5）停炉8～10小时后可开启空预器进、出口风、烟挡板，二次风调节挡板，引、送风机进、出口挡板及动、动叶，进行自然通风冷却，如遇汽包壁温差超标，应立即关闭烟、风挡板停止通风，待壁温差正常后再打开。

（6）停炉18小时后汽包上、下壁温差≯40℃时，可根据检修需要启动一台吸风机对炉膛通风冷却。

2.5事故情况下的控制措施

尽量控制汽包压力下降速度，使汽包上下壁温度同步下降。同时在机组减负荷过程中，尽量提高给水温度，减少给水与汽包壁的温差。

3. 结束语

汽包壁温差的增大，将导致汽包产生强大的热应力，上下温差越大，应力越大，影响机组的安全运行。通过采取文中的一系列的措施，完全可以控制机组汽包壁温差在允许范围内，从而减小热应力对汽包产生的危害，切实保证机组的安全稳定运行。