200 MW燃煤机组汽包水位的控制

汽包水位是锅炉运行中的一个重要监控参数,它反映了锅炉负荷与给水的平衡关系。汽包水位过高会造成汽空间缩小,将会引起蒸汽带水,影响汽水分离效果使蒸汽品质恶化,以致在过热器管内产生盐垢沉积,使管子过热,金属强度降低而发生爆破;满水时蒸汽大量带水,将会引起管道和汽轮机内产生严重的水冲击,造成设备的损坏。水位过低会造成锅炉水循环的破坏,使水冷壁管超温过热;严重缺水时,容易使水全部汽化烧坏锅炉甚至爆炸造成更严重的设备损坏事故。因此加强对水位的监视和调整至关重要。这就要求汽包水位在一定范围内,适应各种工况的运行。     

锅炉汽包水位控制方法分析

叙述了锅炉汽包水位控制系统的基本工作原理和控制方法,提出了在锅炉不同负荷下采取不同控制方法的汽包水位全程控制方案。锅炉给水控制的对象是汽包水位,其任务主要是保持汽包水位的正常,使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量,保持汽包水位在给定的范围内变化。图1所示为锅炉汽水系统示意图。如果水位过高,会影响汽包内汽水分离效果,使汽包出口的饱和蒸汽带水增多,蒸汽带水会使汽轮机产生水     

两炉一机汽包给水系统的研究

<正>锅炉汽包水位控制系统的功能是维持汽包水位在允许的范围内,使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量。锅炉的汽包水位能够间接反映锅炉蒸汽负荷和给水量之间的平衡关系,维持汽包水位正常是保证锅炉和汽轮机安全运行的必要条件。汽包水位过高,会造成汽包出口蒸汽水分含量过多,导致过热器关闭结垢而被烧坏,影响机组稳定运行。汽包水位过低,将破坏锅炉内水循环导致水冷壁烧坏破裂,引起爆管。     

特殊工况下控制循环汽包炉汽包水位的调节方法

锅炉运行中,汽包水位是一个重要的监视参数,汽包水位的过高、过低都将危及锅炉和汽轮机的安全运行。汽包水位过高,易造成过热器管内积盐、积垢、超温和汽轮机通流部分结垢;严重满水时,还会造成蒸汽大量带水,引起过热器受热面管壁急剧冷却产生巨大的温变应力而变形、爆管,甚至造成管道和汽轮机水冲击事故。汽包水位过低,易引起下降管带汽,破坏水循环,造成水冷壁超温爆管;还会使炉水泵进口汽化,引起泵组剧烈振动;严重缺水时,还会引起水冷壁大面积超温爆管事故。在火力发电厂中,大部分事故出之于锅炉,而锅炉大部分事故来至于汽包水位。     

MCS—51单片机在汽包水位测量中的应用

1.问题的提出锅炉汽包水位测量对于锅炉安全运行极为重要,水位过高或过低都将引起蒸汽品质变坏或水循环恶化,直接影响机组安全。但是,由于汽包水位测量平衡容器是按照额定参数进行设计的,机组启停过程中汽包压力是不断变化的,汽水重度也随之变化,因此给水位测量带来很大误差,影响运行人员正常监视水位,给机组安全启停带来了不利因素。为此对汽包水位进行压力补偿是十分必     

300MW火电机组全程给水自动方案设计

<正>汽包水位是汽包锅炉极其重要的运行参数,维持汽包水位在允许范围内是保证锅炉和汽轮机安全运行的必要条件。水位过高会影响汽水分离装置的正常工作并且蒸汽的品质也会降低,使过热管壁和汽轮机的叶片结垢,如果蒸汽带水还会对汽轮机造成水冲击损坏叶片。     

发电厂汽包差压式水位变送器测量精度校核计算方法研究

发电厂汽包锅炉水位控制是机组稳定运行的重要保证，汽包水位信号的准确测量直接关系到机组的安全稳定运行及汽水调节品质。文章重点对差压式水位变送器测量误差进行了分析，对因汽包压力及取样管温度引起的水位测量误差进行了校核计算，并科学地提出了适用于发电厂汽包水位校核计算及实际补偿的通用原理和试验方法。     

旋流燃烧锅炉的汽包水位偏差综合治理

亚临界锅炉的左右侧汽包水位偏差是影响汽包水位自动控制投入的重要原因。针对1台2 070 t/h旋流燃烧锅炉的汽包水位偏差问题,从汽包水位测量逻辑检查,锅炉无燃烧影响时的汽包水位偏差分析,燃烧器和燃烬风喷口一二次风调平,风箱两侧进风量调平和炉膛水冷壁吹灰等方面开展工作,实现了汽包水位偏差的综合治理。     

汽包水位自动控制和改进措施

保持汽包内正常水位,是保证锅炉和汽轮机安全运行最重要的条件之一。水位过高会造成汽包出口饱和蒸汽含水过多,含盐过量,使过热器结垢,管道过热烧坏,严重时,造成蒸汽大量带水,过热汽温急剧下降,管道及汽轮机内产生严重水冲击,甚至打坏叶片;水位过低,则破坏锅炉的水循环,威胁水冷壁的安全,严重缺水可能造成炉管爆破。汽包水位必须在标定值(一般定在汽包中心线之下50～150mm处)的±50mm范围内。因之,汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数之一,火电厂锅炉汽包水位调节系统也是一套极为重要的热工控制系统。     

某锅炉水冷壁连续3次爆管的原因分析及处理

某电厂4台420 t/h汽包锅炉采用膜式水冷壁,直流双通道风包煤燃烧器,每台炉12只燃烧器分3层布置在前、后墙角区.水冷壁壁板由20号钢d60mm×6 mm的钢管与6 mm×20 mm的条钢焊接而成,水冷壁壁板的管子中心间距为80 mm.前、后墙水冷壁的下部形成50°倾角的冷灰斗,在燃烧室上部由后墙水冷壁管形成折焰角.后墙水冷壁由4个蒸发性壁板组成,由2根集中下降管和8根分散供水管与后墙水冷壁壁板的下联箱相连接.用8根混合式管子将汽水混合物由后墙水冷壁壁板的上联箱引入汽包中.     

冷凝水温度对汽包水位计测量误差的影响及消除

发电厂汽包水位的准确测量直接关系到机组的安全稳定运行和汽水调节品质。分析了用于电站锅炉汽包水位测量的差压式汽包水位计测量误差产生的各种原因,并针对取样管冷凝水温度变化对测量误差产生的原因进行了讨论。通过计算校核,得出不进行冷凝水温度补偿,将导致汽包水位测量误差远大于国家电力公司规定的测量允许误差范围,会给机组的安全运行带来隐患,并就冷凝水温度动态补偿给出了一种切实可行的方案。该方案简单实用,便于推广。     

锅炉水冷壁上升管插座疲劳裂纹检验及处理

介绍了汽包水冷壁上升管插座检验过程及方法,通过对腐蚀性热疲劳裂纹的原因分析及汽包水冷壁上升管插座焊接应力的分析,对插座更换过程中如何控制焊接残余应力进行论述,并采取热焊法及冷焊法2种处理方案,对汽包水冷壁上升管插座进行更换,保证了锅炉安全稳定运行。     

W火焰锅炉汽包水位异常及处理

某330 MW机组w火焰锅炉在试运初期汽包水位异常,水位测量值波动大且两侧水位值偏差大.经过对汽包水位取样系统处理、汽包内部给水分配管的检查处理,以及锅炉燃烧调整等综合措施,消除了汽包水位值波动大及两侧水位值偏差大的故障,锅炉可以正常、稳定运行.     

水冷壁泄漏引发汽包壁温差大的原因分析及处理

华能珞璜电厂三期2×600 MW机组锅炉为DG2030/17.45-II3型亚临界参数、一次中间再热、自然循环、W火焰锅炉,每台锅炉配置2台额定流量为1 016 t/h的汽动给水泵和1台额定流量为610 t/h的电动给水泵.2008年1月,6号锅炉在运行中后墙水冷壁拉稀管爆破,停炉后在维持汽包高水位的过程中,汽包上下壁温差最高达120℃,严重超过运行规程要求的56℃,影响汽包的安全运行.     

汽包水位测点的改进

陡河电厂装有武汉锅炉厂制造的400吨/时中间再热锅炉。一九七七年投产以后,由于汽包水位二次指示表不能反映真实的水位,因此不得不在汽包就地处设置司水员。试运初期,当锅炉带满负荷以后,二次表总是指示满水,其原因是汇汽室的汽水混合物通过正压侧入口向平衡容器灌水所致。后来,在正压侧入口处装一短管,把测点入口和汇汽室分开。二次仪表指示满水的现象虽然得到解决,但是水位指示表却变化无常,图1是当时的记录曲线(实际水位并不是这样变化)。对此现象,我们进行了分析研究,认为汽包水位     

秦岭电厂锅炉汽包水位测点布置的改进

秦岭电厂二期工程1、2号炉是东方锅炉厂生产的DG-670/140-4型单汽包自然循环锅炉.汽包上除装有两套玻璃水面计外,还装有六套不同型式的低位水位计及水位自控装置元件.在安裝前的检查中,发现六套水位汽侧取样管并未伸进汽室,而是全部被封闭在汽水联通箱内,见图1.这样,在联通箱的汽水混合物通过正压侧入口大量向平衡容器灌水.而且开孔部位又正好对着旋风分离器百叶窗,因而经常受到汽水扰动的冲击,致使信号极不稳定,难以保证仪表指示     

汽包水位计平衡容器的改进

在火电厂生产中,经常要监视和控制各种容器中介质分界面的位置,如汽包水位等.电厂设备中界面位置是否正常,对于安全生产有很大影响.例如:汽包水位过高,造成蒸汽带水,蒸汽品质恶化,轻则加重管道和汽轮机积垢,降低出力和效率,重则使汽轮机发生事故;水位过低对水循环不利,可能使水冷壁管局部过热甚至爆管.所以对电厂设备中介质分界面的准确测量特别是对汽包水位位置的准确测量是很重要的.     

1 000 MW超超临界机组直流锅炉水位控制

以华电邹县发电厂1000 MW超超临界机组直流锅炉为例,介绍和分析了配有炉水循环泵内置式汽水分离器起动系统的锅炉水位控制策略。分离器储水罐水位控制与汽包水位控制有相似之处,但过程更为复杂。探讨了超超临界机组在热工控制上的技术特点。     

600 MW机组汽包水位运行值及其影响探讨

分析６００ＭＷ机组锅炉汽水分离的基本过程，探讨汽包高水位运行的原因及其对安全经济性的影响，提出一些看法。     

锅炉停炉后汽包壁温差的控制方法

对广州员村热电有限公司HG220／9．8-YMl0型锅炉停炉后汽包壁温差偏大的原因进行了分析，认为其主要是因停炉后汽水系统压力下降速度过快、汽包水位偏低、补水频繁、采用全压停炉方法等所致。对此，提出尽可能减慢停炉后汽压下降速度、采用滑参数停炉方式，以及在维持汽包较高水位前提下尽量减少补水次数的控制对策。在采取这些对策后，停炉后汽包壁温差基本控制在允许范围内。