600 MW燃煤锅炉汽包带水问题分析及处理
600MW亚临界汽包炉炉水处理工艺优化试验
600MW亚临界汽包炉炉水处理工艺优化试验摘要：600MW临界汽包炉炉水处理方式的好坏对锅炉的品质以及使用寿命有很大的影响，使用恰当且合理的处理方式可以有效的提高锅炉的工作效率还能延续锅炉的使用寿命。
本文通过对我国600MW亚临界汽包炉使用现状进行分析，对600MW亚临界汽包炉在使用过程中出现的问题进行分析，并通过对三台600MW亚临界汽包炉采用不一样的炉水处理方式，提出一些改进的措施和对策，进而确定最优的炉水处理工艺及炉水水质监控指标最优控制方案，从而提高600MW亚临界汽包炉的工作效率，延长其工作的寿命。
关键词：600MW亚临界汽包炉；低磷酸盐处理；平衡磷酸盐处理；蒸汽钠含量一、600MW亚临界汽包炉使用现状600MW亚临界汽包炉在我国的使用非常广泛，在我国各大电厂都有使用，我国已经对600MW亚临界汽包炉的使用有成熟的技术，但是在实际应用的过程中还存在一些问题。
近几年里，我国有多台600MW亚临界汽包炉发生严重的事故，天津某电厂的对机组大修的时候发现，汽轮机积盐现象特别严重，这对600MW亚临界汽包炉工作效率有很大的影响，经过原因分析发现主要是由于600MW亚临界汽包炉炉水处理不当造成的，在处理的时候没有多方面考虑汽轮机积盐对锅炉的影响，导致发生汽轮机积盐过多，从而发生严重的事故。
汽轮机积盐是在使用的过程中由于饱和蒸汽品质过差产生的，600MW亚临界汽包炉在工作的时候可以加入适量的磷酸三钠，可以有效的减少汽轮机积盐的产生，本文通过试验，采用不同的方式加入不同含量磷酸三钠，对汽轮机积盐的产生进行探讨，进而减少汽轮机积盐的产生，保证600MW亚临界汽包炉正常运行，进而保证工作人员的生命财产安全。
二、试验过程和结果分析讨论2.1试验过程本试验主要是对600MW亚临界汽包炉炉水进行不同方式的处理，进而寻找一种可以减少汽轮机积盐的最优方法，从而减少意外事故的发生概率。
试验使用的是600MW亚临界汽包炉机组，试验条件为机组负荷保持在550-600MW之间；气泡压力为19.5MPa；炉水PH为8.9-9.6之间。
锅炉水处理中存在的问题及解决措施
锅炉水处理中存在的问题及解决措施摘要：在我国工业化经济快速发展的前提下，锅炉行业的应用范围也在呈现出逐年提升的良好状态。
而锅炉水的处理能够直接的影响着锅炉的使用寿命和是否能够正常运行，因此锅炉水的处理在锅炉使用的过程中起到了非常重要的作用。
但是，就目前来看，在很多的企业中因为锅炉水处理的过程不标准，而造成锅炉事故的现象频繁发生。
因此，人们对于锅炉水处理的问题也是非常的关注。
本文主要分析了锅炉水处理过程中存在的相关问题，并且根据相关问题又提出了对应的措施方法，希望能够为锅炉水处理的过程中提供参考性的意见或者是建议。
关键词：锅炉水处理、存在问题、解决措施引言：锅炉水处理对于锅炉来讲起到的非常关键性的作用，不仅能够有效地将锅炉中的杂质进行处理，而且在很大程度上确保了锅炉的稳定运行。
因为锅炉在运行的过程中想要能够有效地节约能源，就需要对锅炉进行定期的清理，以便于锅炉能够安全、节能的稳定运行下去。
一、锅炉水处理存在的问题（一）锅炉水处理工作得不到重视大多数的工业企业在生产的过程中往往离不开锅炉的有效支持。
因此锅炉水成为能够有效支撑锅炉正常运行的首要因素。
想要锅炉能够正常的运行离不开锅炉水的有效保护。
但是锅炉水在处理的过程中不仅过程比较繁琐，而且还要耗费大量的资金，所以，锅炉水处理的问题往往不被企业所重视。
他们认为锅炉水处理工作是一项可有可无的内容，每当锅炉需要进行处理换水时或者是根据相关要求加入定量的化学试剂进行清理时，都没有按照相关要求来进行严格的执行。
时间久了，锅炉水得不到很好的处理，就会在锅炉的内壁上形成厚厚的水垢，情况严重的还会对锅炉的内壁造成腐蚀现象。
[1]。
（二）锅炉水处理方法不合理有些企业单位为了能够最大程度的减少企业的成本开支，在进行锅炉水处理的过程中没有利用科学合理的方式对锅炉水进行监测分析，最终导致在对锅炉水进行处理的过程中使用了质量不合格的除垢剂、电子防垢仪等进行锅炉水处理工作的开展，这种操作方式不仅不能够将锅炉内的水垢和腐蚀现象进行解决和处理，而且还降低了锅炉的使用年限。
锅炉调整中影响汽包水位的因素及调整方法分析
锅炉调整中影响汽包水位的因素及调整方法分析摘要汽包水位是反映锅炉和汽轮机正常安全运行状况的重要参数之一，直接反映了锅炉负荷与给水的平衡关系。
影响汽包水位的因素有：主汽压力、燃烧工况、锅炉负荷等。
汽包水位调节在主要分为以下三种情况：正常工况调节、事故情况调节、启停机过程中调节，本文将对以上情况下水位调节方法进行浅析。
关键字：汽包水位、主汽压力、工况、负荷在锅炉正常运行中，由于受负荷变化、燃烧工况的改变等因素的影响，汽包水位处于实时的变化之中。
汽包水位过高或过低都会对机组安全运行造成极大的隐患。
所以在正常运行中，汽包水位的监视是运行人员日常工作的重点。
1.维持汽包水位的重要性汽包水位过低，有可能造成下降管带汽，破坏水循环，蒸汽温度上升，水冷壁过热爆，管炉水泵入口汽化，造成设备严重损坏。
汽包水位过高时，蒸汽中水分增加，品质恶化，易发生过热器内部积盐、超温，影响锅炉热效率。
1.影响汽包水位的因素影响汽包水位的原因是多方面的，汽包水位是多个变量相互作用的直观体现，也是显示系统平衡的重要参数。
1.主汽压力主汽压力对保持汽包水位的稳定有最观的联系。
主汽压力稳定时，对应压力下的饱和温度是一定的，此时汽包内汽泡数量是相对稳定，在负荷不变的情况下，蒸发量稳定，此时汽包内水位是保持稳定的。
主汽压力变化时，由于对应的饱和温度发生变化，汽包内汽泡数量发生变化，对汽包水位的稳定起相反作用。
1.燃烧工况在锅炉负荷稳定和给水系统正常平稳运行时，锅炉燃烧工况发生变动多是由于给煤质变化、给煤机煤量不稳定等原因所造成的。
当燃烧增强时，如炉内燃料量突然增多，煤质由坏变好等原因，造成汽水体积膨胀，因而使水位暂时升高，由于产生的蒸汽量不断增多，使气压上升，饱和温度上升，炉水中的蒸汽泡数量又减少，水位又会下降，由于气压上升使蒸汽做功能力提高了，而负荷又没变化，因而气轮机调节机构将调速汽门关小，减少进汽量，于是锅炉蒸汽流量减少。
此时由于给水流量没有变，因而将使水位又升高。
600 MW机组锅炉汽包水位保护系统存在的问题及处理
600 MW机组锅炉汽包水位保护系统存在的问题及处理王学;魏向国;倪敏【摘要】针对河北国华定洲发电有限责任公司600 MW机组锅炉汽包水位保护系统逻辑实现存在的问题,提出对该机组汽包水位保护系统逻辑设计的改进方案,改进后的系统在DCS 系统中实现了汽包水位高低保护的三取二、二取一、一取一的自动切换,消除了原有保护系统存在的安全隐患,保证了机组的安全、稳定运行.【期刊名称】《河北电力技术》【年(卷),期】2010(029)004【总页数】2页(P37-38)【关键词】汽包水位;保护系统;逻辑;自动切换【作者】王学;魏向国;倪敏【作者单位】河北国华定洲发电有限责任公司,河北,保定,073000;河北国华定洲发电有限责任公司,河北,保定,073000;华北电力大学,河北,保定,071003;保定电力职业技术学院,河北,保定,071051【正文语种】中文【中图分类】TK3231 概述河北国华定洲发电有限责任公司(简称“定洲电厂”)一期工程安装有2台600 MW机组，分别于2004年4月和9月投产，其锅炉均为亚临界参数汽包炉，采用控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置燃煤，蒸发量为2 008 t/h ,主蒸汽温度为540 ℃,主蒸汽压力为17.47 MPa。
汽包锅炉满水和缺水事故对火力发电厂来说属于重大恶性事故。
现阶段解决该问题的重要措施是通过启动设计缜密的锅炉汽包水位保护系统,来保证锅炉顺利启动及正常运行。
汽包满水将会造成主蒸汽严重带水，携带大量的盐分进入过热器，导致过热器受热不均，缩短过热器使用寿命，是过热器爆管的主要诱因；同时会造成主蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击；进入汽轮机内，会造成汽轮机叶片损伤、断裂，大轴弯曲等；然而汽包水位过低将不能维持锅炉的正常水循环，使蒸汽温度急剧上升，不能充分冷却水冷壁管，从而造成水冷壁大面积爆管。
600MW亚临界强制循环汽包炉给水控制及调节探讨
600MW亚临界强制循环汽包炉给水控制及调节探讨摘要：汽包水位是锅炉运行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，汽包水位过高过低均危害巨大，加强对水位的控制和调节至关重要，本文主要介绍600MW亚临界强制循环汽包炉水位调节原理及各工况给水控制分析，阐述了水位调节的原则。
关键词：强制循环汽包炉、水位、因素、控制1汽包水位调节的意义给水调节的任务是使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，反映汽包蒸发负荷与给水量之间的平衡关系，维持汽包水位在安全范围内是保证锅炉和汽轮机安全运行的必要条件。
运行中，水位过高会造成饱和蒸汽带水急剧增加，严重时可能危及汽轮机安全；水位过低影响水循环的安全，过低引起严重缺水时，将会给锅炉造成灾难性的事故。
2汽包水位调节原理2.1旁路单冲量调节模式。
机组在启动和低负荷（负荷小于30%额定容量）时，由一台电泵向锅炉供水，此时给水控制系统按单冲量调节方式工作。
初期用给水旁路阀调节，给水旁路阀达到一定开度时，依靠提高给水泵转速来满足给水量的增加，此时由电泵转速调节，调节回路为单回路调节，被调量是汽包水位。
2.2给水三冲量调节。
当锅炉负荷进一步升高超过30%额定容量时，系统自动切换到三冲量调节方式。
调节器接收汽包水位、蒸汽流量、给水流量三个信号。
其中，汽包水位是主信号，任何扰动引起的水位变化，都会使调节器输出信号发生变化，改变给水流量，使水位恢复到给定值。
蒸汽流量是前馈信号，是为使进入锅炉的给水量与流出锅炉的蒸汽量随时保持平衡，主要作用是消除外扰，同时也是防止由于“虚假水位”造成的调节器误动作，改善蒸汽流量扰动时的调节质量。
当给水流量由于扰动而发生波动时，测量孔板前后的压差变化很快并及时反应给水流量的变化，所以给水流量信号作为介质反馈信号，使调节器在水位还没变化时就可以消除内扰，有效克服给水波动，起到稳定给水流量的作用，蒸汽流量和给水流量两个信号相配合，可消除系统的静态偏差。
3影响汽包水位变化的主要因素锅炉运行中，引起汽包水位变化的基本因素有：工质平衡关系破坏，即给水量与蒸发量的不平衡；工质状态变化等。
浅析锅炉水处理存在的问题及解决措施
浅析锅炉水处理存在的问题及解决措施随着人们生活水平与生活质量的不断提高，越来越重视锅炉水处理存在的问题，锅炉水处理是否可合理在一定程度上直接影响着锅炉运行的有效性与安全性，与人们日常生活与社会生产息息相关。
基于此，文章就锅炉水处理存在的问题积以及解决措施进行探究。
标签：锅炉；水处理；问题；解决措施锅炉水处理是锅炉环保、节能与经济运行的重要保证，也是锅炉房进行科学管理的十分重要的环节。
高效、安全完成锅炉水处理工作对于社会经济发展以及人们日常生活具有至关重要的影响。
因此，加强水处理工作的管理，对当前锅炉水处理存在的问题进行深入个分析具有深远的现实意义。
一、锅炉水处理过程中存在的主要问题分析1.水处理方式不科学，且安全意识不强锅炉与人们日常生活与社会生产息息相关，是当前社会经济发展的必备设置之一，在某种程度上对人们生活以及经济发展具有一定的推动作用。
但是相关技术与施工人员并没有意识到锅炉质量的重要性，有的单位为了节省开支，采用没有经过科学理论鉴定方式来进行水处理，并且采用没有达到相应标准的电子防垢仪器或者防垢剂等进行水处理，不仅无法解决锅炉的腐蚀与结垢问题，在很大程度上对人体健康造成负面影响。
此外，在實际安装中，安全意识不够，只是片面的认为锅炉安装之后就可以正常使用，没有对锅炉进行水压试验，也没有对锅炉使用的档次标准进行严格审核与综合考虑，导致在后期运行中相对失去稳定性与安全性，性能不理想，经常出现各种异常现象或者其他问题，严重影响锅炉正常使用。
2.补给水水处理设备再生剂比耗偏高，污染严重。
锅炉是人们日常生活与社会生产必须要具备的设备之一，对社会生产生活具有至关重要的影响与作用。
锅炉水处理是管理当中十分重要的内容，在锅炉水处理过程中，不可避免的使用再生剂，但是这些再生剂使用量往往过高，依旧没有从根本上解决锅炉的腐蚀与结垢问题，还浪费了再生剂资源，并且在水处理中会排放大量的废液，对周围的环境、空气以及自然生态系统造成严重污染，在某种程度上影响着人们生活质量。
近年来汽包水位异常分析及处理方法
近年来汽包水位异常分析及处理方法对于汽包锅炉来说，汽包水位是运行中的一个重要参数，它的正常与否对机组安全运行有重大影响，严重缺水将会造成水冷壁大量过热爆管，严重满水将会造成汽轮机水冲击的恶性事故。
防止锅炉严重缺水满水是25项反措中的重要一项。
只是因为现在机组水位保护比较可靠，才很少发生这些恶性事故，但是因为水位异常造成停炉、停机的却为数不少，它们都对发电厂的安全运行构成重大威胁。
下面就列举近几年我厂发生的几期典型的水位事故。
一、05年11月23日8:05#4机负荷250MW，#4小机跳手动，给水流量到零，锅炉灭火。
原因：#4炉减温水手动总门漏水，喷到入口电动门上，加负荷时，#3高加水位高，汽、水侧跳闸，当投入#3高加水侧时，#3高加入口电动门实际没开（保险爆），但由于喷入水汽开接点短路显示开启，当旁路门关闭后，给水中断。
分析：因为事发突然，处理相当困难。
但是运行人员在给水系统上有工作时，发生异常，没有事故预想，也没有进行反向操作，将#3高加水侧解列。
二、06年3月17日9:00 #3机给水流量突然增大，水位高机、炉跳闸。
原因：#3机负荷190MW，给水流量从530t/h突升至1180t/h，汽泵转速从4000rpr 升到5200rpm，并且跳到立盘控制，立即开事故放水，但水位高机、炉跳闸。
原因为汽泵转速失控。
分析：处理不好，虽然汽泵转速、给水流量迅速上升，但看到水位上涨迅猛，没有果断打闸汽泵。
其实设备是为我们服务的，它有问题，严重威胁安全运行，要有勇气停掉它。
也许控制员在紧张地操作，考虑不到事件对整个机组的危害，但是班长、值长要有全局意识，要清楚事态发展的后果，敢于负责果断停运故障设备，保整个机组的安全。
作为值长一定要全局指挥，不能只盯住一个参数、一项操作，要从小圈子里跳出来，转换思维，头脑清醒，关键时刻，要果断处理，因为值长是最后一道防线。
三、2004年11月15日9时06分，＃3小机振动大跳闸，水位低锅炉灭火，汽机跳闸。
锅炉蒸汽带水的分析
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锅炉蒸汽带水的分析
陈 国 强
（ 佳木斯市特 种设备检验研 究所 ， 黑龙 江 佳木斯 １ ５ ４ ０ ０ ２ ）
摘 要： 蒸汽锅 炉在 生产饱和蒸汽的时候 ， 由于蒸汽锅炉本 身的一些原 因会导致蒸汽 中含有水 ， 导致蒸汽的干度 不够 ， 致使饱和蒸汽 中带水 ， 本 文对锅 炉蒸汽带水的原 因进行 了分析 。 关键词 ： 锅 炉； 蒸汽带水 ； 原因 对于锅炉蒸 汽带水 ， 如果是采暖用汽 ， 将在管道 内产生水击 ， 在 进行分离 ， 汽水分离效果较差 。 为 了提高分离效果增加 了网的层数 ， 管道链 接处 、 焊 口以及散热器等处产生泄漏 。如果工业用汽还将影 但在 实践中 ， 许 多制造厂大多采用普通碳 素钢做铁 丝网 ， 耐 腐蚀性 效果也不佳 。又改成分离孑 Ｌ 板式 ， 采 用了双重 分离孔板后 ， 其 响产品质量。 对于电站锅炉 因水 中含盐量高 ， 在过热器里积盐 ， 过热 较差 ， 器易产生过热 、 爆管 。 因此 ， 蒸汽锅炉在设计 、 制造、 运行及改造方 面 分离效果大大改善 。例 如桦南县 一企业 的一台 Ｄ Ｚ Ｌ ４ 一 １ ． ２ ７型锅炉 ， 要严格 控制锅炉蒸 汽带水 问题 。 由于长期满负荷运行导致蒸 汽带水 ， 在原分离孔板上增加 了一层三 １ 设 计 制 造 方 面 角形分离孔板 ， 解决 了气带水问题。 １ ． １ 锅筒的蒸汽空间如果太小 ，蒸汽 中带水 的水滴会一起被蒸 ４ ． ２ 单筒 式分离器 ， 也是早期设计 的一种 ， 采用简 下钻孔 。分离 以后 经过改进 ， 由上部进气 ， 蒸汽引 出管向下延长一段 ， 汽带走 。这种现象一般发生在小型锅炉上。如果对蒸汽品质要求较 效果 较低 ， 蒸 高， 就要考虑在锅筒内增设 汽水分离装置 。 而增设汽水分离器后 ， 又 这样分离效果就比以前好 了。这种汽水分离器适用 于无过热器 ， 缩 小了蒸 汽空间。 如果汽水 分离器离水 面距离太近 （ 一般 为 ５ ０ ０ ｍ ｍ） 汽品质要求不太 高的低压小 型锅炉 。 或 达不到规定值 ， 可在 主蒸汽管上加装 一个 集气罐 ， 以降低 蒸汽 流 ４ ． ３离心式 汽水分 离器 ，是现在最常用 的一种 是 双层 套管组 成。 外套在顶部开孔 ， 内套在下部开孔 。 距蒸汽引出管近的孔 间距也 速来 实现汽水分离 的 目的。 １ ． ２汽水分离装置 ：如果蒸汽空间距离足够 ，加装汽水分离器 小 ， 远者 的孔逐渐增大 ， 距离也逐渐增 大 ， 下部装设输水管 。制造时 使输水流 畅。在离心式汽水分离器 的基础上 后， 蒸 汽碰到汽水分 离器壁后 ， 水滴被格挡 下来 ， 重新 回落 到水 面 ， 最好两端 比中间稍低 ， 又进一步发展 ， 出现旋风式汽水分离器 ， 分离效 果更好 ， 但在锅筒 内 因而降低 了蒸汽带水 的比例 ， 提 高了蒸汽 品质 。 蒸汽空间 占很大的位置 。 １ ＿ ３ 主蒸 汽管的选用 ， 管径过大浪 费金属材料 ， 管 径过小 ， 蒸 汽 流速过快 ， 也很容易产生蒸汽带水。 ４ ． ４百叶窗式分离器 ， 分离效果也不 太好 ， 可 与其它分离装置配 ２ 运 行 使 用 方 面 合使用 。 ４ ． ５集气管 ， 管的两端 封死 ， 开缝两 端大、 中间小。分离效果也不 ２ ． １ 运行 中， 超 负荷运行 ， 蒸汽流量大 ， 蒸汽气流速就快 ， 导致蒸 汽 带水 。 理想 ， 也 可与其它分离器配合使用。 ４ ． ６阻气板 ， 也 叫分 离挡板 ， 可选 ５ ａｍ钢板加工制造 ， ｒ 与锅简 固 ２ ． ２长期在高水位运行 ， 人 为的造成 蒸汽空间减小 ， 而使蒸 汽带 定并保持严密。 挡板 与气 流方 向夹角不应大于 ４ ５度角为宜 ， 水冷壁 水。 ２ ． ３蒸汽压力突然下降 ， 使炉水急剧汽化 ， 造成蒸汽瞬间带水。 管 口与挡板距离应 为水冷壁直径 的 ２ 一 一 ３ 倍。 ５ 其 它 方法 ２ ． ４由于锅炉水含盐量 过高 ， 形成汽水共腾 ， 产生蒸汽带水。 ５ ． １水 下 孔 板 ，水 下 孑 Ｌ 板 是 在 锅 筒 内 的 正 常 水 位 以 下 ３修理改造方面 佳 木斯市一个教学 单位 ， 于２ ０ ０ ７年安 装一 台 Ｌ Ｓ Ｇ ０ ． ２ — ０ ． ７型蒸 １ ４ ０ ａ ｒ ｍ １ ５ ０ ｍｍ处装设与 出气管相对的孔板 。孔 的直径选取 １ ０ ａ ｒ ｍ 为宜 ， 孔 中心距为 ３ ０ ａｍ ｒ 一 ４ ０ ｍ ｍ， 孔的流速 ２ ￣ ５ ｍ ／ ｓ ， 一般取 ３ ｍ ／ ｓ 。 汽锅炉 ， 供给食堂用汽 ， 投人运行后发现蒸汽带水。 ５ ． ２ 增设干气 鼓 ， 在 锅筒上部 增设小气鼓 ， 用 管连接起 来 ， 这种 ３ ． １ 通过测量 和计算 ， 该炉 主蒸汽 管内径为 ４ ６ ｍ ｍ ， 而实际选用 设备增加 了造价 ， 比扩容的集气罐分离效果更好 。还可在干气鼓 内 主蒸汽管为 ５ ７ ｍ ｍ满足使 用要求 。 ３ ． ２测量正常水位与主蒸汽出 口的垂直距离为 １ １ ０ ｍ ｍ，蒸汽 空 增设分离装置 。 间过小 。 ３ ． ３降低水位加装汽水分离器。
锅炉缺水、满水事故的原因分析及解决措施
锅炉缺水、满水事故的原因分析及解决措施第一篇：锅炉缺水、满水事故的原因分析及解决措施锅炉缺水、满水事故的原因分析及解决措施1.1 锅炉缺水事故在锅炉重大事故中，缺水事故是最常见的一种。
我国多年的锅炉事故统计数据显示，缺水事故约占锅炉重大事故的50%左右。
缺水事故常造成严重后果。
对锅炉缺水事故必须给予足够的关注。
1.1.1 锅炉容水的特点锅炉中容水的特点在蒸汽锅炉运行中，锅筒(锅壳)内容纳和维持一定的水量，可使蒸汽压力和锅炉水位相对稳定，也有利于锅炉自然循环和汽水分离，是锅炉安全运行的基本条件。
锅炉中容水有以下特点：(1)锅炉中容水多少是相对于锅炉蒸发量而言的。
比如锅炉中容纳有1吨水而中断供水，若锅炉蒸发量为1吨，则锅炉中的水1小时可蒸干；若锅炉蒸发量为10吨/小时，则锅炉中的水1/10小时即可蒸干。
锅炉蒸发量越大对供水可靠性的要求越高。
(2)锅炉是在密闭承压条件下容水的。
锅炉水位不便显示，用水位表显示时有时不十分可靠；容水系统的任何破裂或泄漏都会影响水位的维持。
1.1.2 根据缺水的程度不同，可分为一般缺水和严重缺水(1)一般缺水：液位计水位在规定的最低水位以下，但还能看得见；或水位虽看不见，但用“叫水法”后可见到水位时，称为一般缺水。
(2)严重缺水：液位计水位通过“叫水法”后，仍不能看见水位时，称为严重缺水。
1.1.3 锅炉缺水现象锅炉缺水现象及危害锅炉运行中，水位表显示的水位低于最低安全水位线时，叫锅炉缺水。
严重缺水时水位表内看不到水位；低水位警报装置发出低水位报警声响；有过热器的锅炉，过热蒸汽温度升高；给水流量不正常地小于蒸汽流量。
严重缺水会使锅炉蒸发受热面管子过热变形甚至被烧塌；管子胀口渗漏以致胀管脱落；受热面钢材过热或过烧，降低或丧失承载能力，管子爆破；炉墙损坏。
处理不当时可能导致锅炉爆炸。
1.1.4 锅炉缺水的原因(1)运行人员疏忽大意，对水位监视不严；或运行人员脱岗睡岗，放弃对水位的监视。
防止锅炉汽包满水和缺水事故措施
防止锅炉汽包满水和缺水事故措施1、锅炉汽包水位保护的运行要求：（1）汽包水位保护是锅炉启动的必备条件之一，该保护未正常投入，严禁锅炉启动。
（2）在锅炉启动前应进行汽包水位保护的实际传动校检，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代，而必须用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验。
（3）汽包水位保护的投退与控制逻辑的整定修改，必须严格执行审批制度。
（4）锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。
当有一点因某种原因须退出运行时，并经公司生产副经理或总工审批，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并制定相应的安全运行措施，经公司生产副经理或总工批准，限期恢复（不宜超过8h），如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。
（5）锅炉汽包水位保护的整定值和延时值应依照锅炉厂家规定，不得自行确定。
2、锅炉汽包水位计的运行要求：（1）锅炉应至少确保配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。
水位计采用两种以上工作原理共存的配置方式，集控室内至少要有两只性能可靠的远传水位计，每个远传水位表在运行规程规定的最低、最高安全水位刻度处应有明显的标记。
其指示值应定时与就地水位计进行校对，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视和调节。
（2）当一套水位测量装置因故障退出运行时，应立即告知生技部热控主管，并填写缺陷单，加强其它水位计的对照检查，避免加减负荷或进行重大操作，维持机组稳定运行。
故障水位计一般应在8h内恢复。
若不能完成，发电部会同热控人员制定相应技术措施，经公司生产副经理或总工批准，允许延长工期，但最多不能超过24h。
处理故障水位计时必须办理工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险点分析等事项。
（3）对水位计要定期检查、冲洗、校验，确保水位计运行正常可靠。
运行人员必须按规程要求定期进行水位计校验，当发现各水位计间误差较大时，应立即汇报值长，通知维检热控人员，查明原因予以消除。
600MW机组汽包水位偏差分析及整改措施.解答
一、汽包水位偏差影响因素分析
2.1燃烧器摆角试验
试验表明，正常运行时炉膛燃烧火焰中心居中度良好，略有偏左侧墙 #1角迹象，但不严重（与水位B侧略偏高相符），摆动角度考察时， #1角下摆和#2角上摆影响最明显，表明摆动此角度对炉内燃烧影响较 大，最大偏差大于100mm，其他摆角水位也有明显变化，但影响幅 度较小。两种磨煤机组合的吻合度较好，有明显的重复性。
2.2贴壁烟气成分分析
贴壁处氧量多数情况低于0.5%，而CO含量大于3000ppm，有明 显的气流贴壁现象
2.3燃烧器挡板试验
（1）OFA、FF、EF开度不宜太小，在35%开度情况下水位偏差， 汽温偏差、烟气温度偏差加大。
（2）在#1、#3角75%和#2、#4角35%和#1、#2角75%和#3、#4角 35%情况下，效果最合适：两侧氧量、烟气温度和蒸汽壁 温偏差均较小，水位偏差也较小，此试验也部分表明切 圆略偏向于左侧墙。
一次风测试
煤粉管速度 A磨
偏差
煤粉管速度 B磨
偏差
煤粉管速度 C磨
偏差
煤粉管速度 D磨
偏差
煤粉管速度 E磨
偏差
煤粉管速度 F磨
偏差
单位 m/s
% m/s
% m/s
% m/s
% m/s
% m/s
%
＃1 18.7 0.3 22.8 -0.4 22.9 -1.9 24.1 0.7 26.4 -0.3 22.5 -2.6
600MW亚临界机组汽包水位调整分析
600MW亚临界机组汽包水位调整分析摘要：随着火电厂单机容量的增大，锅炉汽包的相对水容积减小，同时主汽压力的提高。
锅炉汽包在不同工况下的水位调节难度增加，尤其在事故处理情况下。
本文主要针对600MW机组亚临界锅炉汽包水位在不同工况下水位变化特性及调节手段进行分析，希望能解决相同类型机组锅炉的汽包水位调节的难题，有效地防止锅炉汽包水事故导致的机组非停。
关键词：火电厂锅炉汽包水位非停引言火电厂燃煤锅炉的汽包水位调节非常重要，锅炉汽包都是圆筒形平放于锅炉炉顶，水位的0点在汽包中心线下120mm附近，一般大于+50mm、小于-50mm水位高、低一值报警，达大于+120mm、小于-120mm水位高、低二值报警，提醒运行人员及时检查并调节水位正常，防止发生水位事故，当水位大于+300mm延时2秒锅炉熄火、延时5秒汽机跳闸，小于-350mm延时2秒锅炉熄火，目前600MW亚临界机组大多数采取锅炉熄火汽机不跳闸的热工逻辑，大大的减少由于锅炉熄火引起的非停，为防止由于锅炉熄火在事故处理过程中导致的汽轮机水冲击事故，都采取配置蒸汽过热度低跳闸汽轮机，一般是蒸汽过热度低于70℃时，热工保护直接出口跳闸汽轮机。
一、锅炉汽包水位调节原理机组正常运行中，锅炉汽包水位投入自动调节，采用主汽流量、给水流量、汽包水位三冲量自动调节汽包水位在正常范围，其中汽包水位为主信号，主汽流量作为前馈信号，使给水流量能及时跟踪主汽流量，满足汽包水位自动调节要求。
600MW压临界锅炉汽包水位调节配置两台小汽轮机拖动的给水泵（以下简称汽泵）及一台电动给水泵。
汽泵的流量随小汽轮机转速的变化而变化，当汽包水位变化时，控制系统采取改变小汽轮机调门的开度，使小汽轮机转速的变化，以满足给水流量适应汽包水位的变化。
正常运行中两台汽泵均投入自动，电动给水泵投入备用。
两台小汽轮机的工作汽源为本机的四段抽汽，排汽排至凝汽器。
小汽轮机的备用汽源有冷再和辅助蒸汽，冷再经管道调节阀处于热备用状态，当小汽轮机低调开度大于60%时，管道调节阀自动开启维持正常的给水流量，防止小汽轮机不能满足正常的给水流量，避免汽包水位事故的发生。
锅炉水处理存在的问题及应对措施
锅炉水处理存在的问题及应对措施摘要：目前锅炉容器是我国各领域常见的设备之一，其在我国工业生产过程中具有不可替代的地位，锅炉的工作状态也能够对工业制造产品质量起到决定性影响，直接关系到整个工业行业的水平高低与发展方向。
而锅炉水是能够保障其正常工作的基本条件，其水质优劣能够直接影响锅炉蒸汽品质、相关工作人员的人身安全以及锅炉实际使用寿命等。
下面我们一起来简单了解下有关“锅炉水处理存在的问题及应对措施”的详细内容。
关键词：锅炉水；处理；存在的问题；应对措施近年来随着我国时代快速发展与社会经济的繁荣，锅炉开始在人们的日常生活中以及工业生产中获得了广泛应用。
而锅炉水是能够保障其正常工作的基本条件，若锅炉水的处理环节存在问题则容易给锅炉管理造成不好的影响。
锅炉水中包含的某些杂质会在炉内生成水渣、水垢，从而产生腐蚀作用对锅炉带来严重的危害。
科学处理锅炉水是锅炉管理中非常关键的环节，其水质优劣能够直接影响锅炉蒸汽品质、相关工作人员的人身安全以及锅炉实际使用寿命等。
科学处理锅炉水能够有效节约锅炉运行及管理成本、节约燃料、节约水资源。
由此可知，我们要对锅炉水处理环节给予足够的重视。
一、锅炉水处理存在的问题(一)没有按照规定标准实施锅炉水处理管理锅炉容器在我国居民生活、工业生产以及经济建设等领域中被广范应用，其用途与设计都存在很大的差异，不仅有10米高的球形容器、也有容量较小的锅炉。
某些不会长期使用的锅炉或者体积相对较小的锅炉没有受到足够的重视，同时对这些锅炉进行管理的工作人员也没有足够的经验，在实际管理过程中无法采取科学有效的措施来对锅炉水进行处理，从而导致出现严重的腐蚀、结垢情况，长期以往就对锅炉产生不好的影响。
(二)锅炉水处理采取的措施不科学很多公司为了大幅的降低对锅炉管理投入的经济成本，从而偷工减料导致锅炉水处理环节存在很多问题，如：在处理锅炉水环节采用的防垢仪器等机械设备相对劣质，其各项属性不符合要求标准，甚至是“三无”产品。
600MW亚临界机组汽包水位调整
600MW亚临界机组汽包水位调整【摘要】首先介绍了锅炉汽包水位控制的意义，针对影响亚临界汽包锅炉汽包水位主要因素，对某电厂一期600MW大机组的锅炉进行运行了分析，提出有效的汽包水位调整控制手段，以保证锅炉安全稳定运行。
【关键词】600MW亚临界机组；锅炉；水位；调整1.引言汽包炉的机组跳闸大部分是由于水位控制不当引起，特别是对于某电厂一期600MW大机组，锅炉汽包容积偏小，汽包水位的控制相对更难。
从一期各台机组的启动、运行过程来看，出现过多次汽包水位控制不好引起MFT。
所以，对于运行人员而言，能否在事故处理或者机组启停过程中控制好水位，是运行人员一项极为重要的素质和技能，关系到事故处理的成败，所以运行人员必须经常对汽包水位调整进行专门的训练和学习总结，牢牢把握各种工况下汽包水位控制的方法。
2.锅炉汽包水位控制的意义在机组发电运行中，要重点控制汽包锅炉的水位，必须严格进行监视，控制其在允许范围内。
如果汽包水位高于允许的正常水位，就会使汽包蒸汽空间的高度及容积减小，饱和蒸汽的机械携带增加，影响蒸汽品质；如汽包水位过高，就会使饱和蒸汽带水急剧增加，严重危及到汽轮机的运行安全；如果汽包水位低于正常水位，会使水面到下降管的入口高度减小，静压会降低，下降管入口水有可能自行汽化，引起下降管带汽，会影响水循环的安全。
如汽包水位过于低而引起严重缺水时，将会给锅炉造成灾难性的事故。
而大容量锅炉汽包内的容水量相对于其蒸发量的比例很小，一旦给水中断，可在很短时间内，使汽包水位从正常水位下降到事故水位。
因此，机组发电运行过程中，必须严格对锅炉汽包水位的监视与调整，保证锅炉的安全运行是重中之重。
3.锅炉汽包水位变化的影响因素影响机组正常运行调整中汽包水位变化的因素有很多，汽包作为一个承压水、汽容积，最终引起变化的因素分别为汽水平衡打破和汽包压力变化。
汽水平衡破坏引起水位变化容易理解，然而因为压力的突变而引起的水位变化我们称之为“虚假水位”。
600MW汽包炉炉水品质异常原因分析与改进
温 、 衡 通 风 、 态 排 渣 、 钢 悬 吊 结 构 、 身 封 闭 平 固 全 紧
２ ｕ ｈ ａＪ ｊ ｎ ｒｙＣ ． ｔ．Ｙ ｌ １ ３ ９ Ｃ ｉａ ．Ｇ ｏ ｕ ｉ ｉ Ｅ ｅｇ ｏ Ｌｄ ， ｕｉ ７ ９ １ ， ｈｎ ） ｎｅ ｎ
Ａｂｔａｔ ｃｏｄｎ ｂ ｏｍ ｌ ｕ ｌｙｏ ｏ ｅ ａｅ ｕ ｈ ａＪ ｊ ｎ ｒｙＣ ． ｔ．Ｕｎｔ ，ｅｐ ｒ ｅ ｔ ｌ ａ ｓｒｃ ：Ａ ｃｒｉｇｔ ａ ｎ ｒ ａ ａｉ ｆ ｉ ｒ ｔｒ ｎＧ ｏ ｕ ｉ ｉ Ｅ ｅｇ ｏ Ｌｄ ｏ ｑ ｔ ｂｌ ｗ ｉ ｎｅ ｉ３ ｘ ｅｉ ｎ ｐａ ｗ ｓ ｍ ｎ
文 献 标 识 码 ： Ｂ
文 章 编 号 ：０ ３９ ７ （ ０ １ ０ —０ １ ４ １ ０ — １ １ ２ １ ） ２０ ４ — ０
Ａｎ ｌ ｓｓ ａ ｄ Ｍ ｅ ｓ ｒ ｓ ｏ ｎ ｒ ａ ｉ ｒ ａ ｙ ｉ ｎ ａ ｕ ｅ ｆＡｂ ｏ ｍ ｌＢｏ ｌ ｅ
Ｗ ａｅ ａｉ ｏ ０ Ｗ ｏｌｒ ｔｒＱｕ ｌｙｆｒ６ ０Ｍ ｔ Ｂｉ ｅ
结果 表 明 该 机 组 汽 包 内的 炉水 取 样 系统 存 在 问题 ， 最后 根 据 试 验 结 果 提 出 了相 应 的 改进 措 施 ， 该 问题 得 到 顺 使
利解决。
关 键 字 ： 包炉 ； 水品 质 ； 包 水位 ； 验 汽 炉 汽 试
中图 分 类 号 ： Ｋ ２ ． Ｔ ２９１
锅炉水处理中存在的问题及对策分析
锅炉水处理中存在的问题及对策分析发布时间：2023-01-30T08:23:06.585Z 来源：《中国电业与能源》2022年8月16期作者：易琮訾[导读] 锅炉是我国工业生产或能源生产中的常见设备易琮訾广环投清新环保能源有限公司广东省雷州市 524200摘要：锅炉是我国工业生产或能源生产中的常见设备，锅炉的使用安全关系到国家的能源安全及工业安全。
常见的锅炉都是以水作为工质，进行加温、转换、输出作业。
因此，锅炉水处理中的不当操作，往往会造成很多问题。
本文将对锅炉水处理中存在的问题进行分析，并提出解决问题的对策。
关键词：锅炉水处理；解决策略；安全运行引言：锅炉水处理是锅炉运行过程中的重要工作，锅炉水处理过程中的不当操作，很可能会对锅炉造成损害，影响锅炉的制热效率和使用安全。
出于节能、安全、适应政策要求的多方面考虑，必须要对锅炉水处理的现状和重要作用进行介绍，对锅炉水处理中的问题进行解决。
一、锅炉水处理的现状及重要性锅炉作为一种能源转换设备，在火电厂、汽车船舶企业、工矿企业中都有着大量的应用，锅炉水处理作为锅炉进行工作时的重要部分，理应得到一定的重视。
根据《工业锅炉水质》标准，锅炉用水的纯净程度、锅炉水的总硬度、锅炉水的总碱度、水中的氧气含量、固态物质含量等等都一定要进行严格的管控和检查，但在实际上，大部分工厂的锅炉水处理仍远远达不到标准水平。
锅炉的用水质量无法保证，会让水中的钙镁离子含量过高，经过加热后形成钙镁元素的相关化合物，这些化合物的大量产生，会导致锅炉内部水垢的积累和锅炉内壁腐蚀程度的加剧，进而造成锅炉加热效率的降低，甚至造成锅炉的损坏。
锅炉水后期的排污处理，也常常因为对水质的要求不符合标准，对环境造成了损害。
锅炉水的正确处理可以大量减少锅炉燃烧时的消耗，同时还可以对锅炉做出更好的保护，使锅炉能够正常运行。
另外，锅炉水的严格管控，也可以使后期的排污工作更好的实行，使排污达到规定的标准。
二、锅炉水处理中存在的问题（一）锅炉水处理人员不够专业锅炉水的处理需要频繁的进行检查和专业化的监测作业，并且需要专业化的人员经常进行相关的检修和除垢工作。
600mw机组汽包水位偏差分析及整改措施
600MW 机组汽包水位偏差分析及整改措施发表时间:2010-2-8作者：刘卫国1 黄河1 孙长生2摘要：汽包水位保持在正常范围内，是发电机组安全运行的重要保证。
汽包水位偏差是600MW 机组普遍存在的影响机组安全稳定运行的重大隐患。
国华宁海电厂1 号锅炉汽包水位两侧偏差较大，两侧水位正常运行时偏差达到60mm，不符合二十五项反措要求，因此1 号机组汽包水位偏差问题被列为0 引言浙江国华浙能发电有限公司一期建设工程4×600MW 国产亚临界燃煤汽轮发电机组的锅炉设备采用上海锅炉厂有限公司生产的亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的Π型汽包炉，锅炉型号为SG－2028/，系引进美国CE 公司燃烧技术产品。
锅炉汽包内径为1743mm，外径2149mm，沿筒身长度方向布置6 根大直径下降管，炉水由汇合集箱汇合后，分别接至布置于炉前的三台低压头循环泵。
每台循环泵有二只出口阀，再由出口阀通过6 根连接管引入水冷壁下部环形集箱，在环形集箱内水冷壁入口处均装有节流圈。
汽包水位测量系统配置5 套低置差压液位计、2 套云母水位计和1 套全量程电接点液位计，其中汽包左侧布置3 套低置差压液位计和1 套云母水位计，汽包右侧布置2 套低置差压液位计、1 套云母水位计和1 套全量程电接点液位计。
保持锅炉汽包水位在正常范围内是锅炉运行的一项重要的安全性指标。
由于负荷、燃烧工况及给水流量的变化，汽包水位会经常变化。
众所周知，水位过高或急剧波动会引起蒸汽品质恶化和带水，造成受热面结盐，严重时会导致汽轮机水冲击振动、叶片损坏；水位过低会引起排污失效，炉内加药进入蒸汽，甚至引起下降管带汽，影响炉水循环工况，造成炉管大面积爆破。
由于汽包水位测量和控制问题而造成的上述恶性事故的情况时有发生，严重影响火电厂运行的安全性。
#1 锅炉汽包水位存在偏差，在进行汽包水位试验时，水位计最大偏差为193mm，最小为71mm，不符合《防止电力生产重大事故的二十五项要求》第条中“按规程要求对汽包水位计进行零位校验。
600W锅炉给水处理方式分析
600W锅炉给水处理方式分析发布时间：2023-02-03T05:49:31.679Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：任宇英[导读] 锅炉水处理工作是保证锅炉有效运行的重要环节，倘若对相关环节忽视管理与监督任宇英浙江大唐乌沙山发电有限责任公司浙江宁波 315722摘要：锅炉水处理工作是保证锅炉有效运行的重要环节，倘若对相关环节忽视管理与监督，那么不仅会造成锅炉水异常，影响锅炉正常使用，严重者还有可能引发相关的安全事故，因此加强锅炉水处理的监督与管理具有极强的必要性。
本文在这样的背景下，将对锅炉水处理监督与管理的具体措施展开深入探讨。
关键词：锅炉给水；处理方式；分析1锅炉水处理过程中存在的问题1.1对锅炉水处理的重点环节存在误解锅炉水处理主要分为两大环节，一方面是处理水垢，另一方面是处理腐蚀部位。
大多数工作人员在工作的过程中仅仅关注处理水垢这个问题，主要原因在于水垢是锅炉表面较为直观的污染物现象，也是人们认为最为关键的污染物，但其实水垢给锅炉正常运转带来的危害要远远小于腐蚀带来的危害。
锅炉的腐蚀并不是一时造成的，而是日积月累导致形成。
倘若不能及时发现，那么锅炉的腐蚀问题将会日益严重，等到解决的时候就可能发生不可逆转性的灾害，不仅有可能造成相关的安全事故，同时也可能进一步增加成本开支。
因此，工作人员在处理锅炉维修保养的过程中，必须对锅炉水处理的重点环节进行清晰的辨析，对防腐等问题引起高度重视。
在锅炉日常使用的过程中，应该重点加强锅炉防垢、除氧等相关问题的维修和保养，防止腐蚀问题出现的概率。
而对于锅炉水垢等问题也不能掉以轻心一旦发现就应该立即解决，倘若水垢问题也没有得到实时的解决，那么锅炉水的污染程度可能会更高，水的酸碱程度可能与标准值的偏离程度更高。
总而言之，在锅炉水处理的过程中应该对锅炉水质涉及到的各项问题都引起高度重视，并根据工作能力的优先将相关问题排清优先顺序，优先处理锅炉防腐问题，但同时也应该注意锅炉防垢问题。
600MW机组启动、停运过程中蒸汽温度和汽包水位的控制-秦皇岛网
600MW机组启动、停运过程中蒸汽温度和汽包水位的控制王延华（国电聊城发电厂山东聊城252000）【摘要】聊城发电厂600MW机组将汽包水位和蒸汽温度作为机组在启动、停运过程中的主要控制对象。
本文着重对水位和汽温的控制关系进行分析。
【关键词】机组启动停运汽温控制水位控制 秦皇岛网/ 秦皇岛论坛0概述聊城发电厂600MW机组启动过程中汽包水位以及汽温的控制是机组开机过程中很重要的一项操作。
在开机过程中，启动的设备、系统较多，操作烦琐、频繁，如果稍微不注意，很容易出现操作过失，小则延误开机，大则损坏设备，造成无法挽回的损失。
特别是机组在低负荷情况下，由于汽包水位和汽温控制的互相制约，致使参数大幅度波动。
鉴于此，本文从发电机并网前、并网后以及进行阀切换过程中的汽包水位控制和汽温的控制进行分析。
1发电机并网前情况分析和参数控制汽轮机冲转前，为了尽快提高冲转参数和加强换热，锅炉侧的低温过热器、屏式过热器和末级过热器的疏水都有部分开度，在汽轮机高压主汽门前的所有主蒸汽管道疏水门也在开启状态，同时由于水质不合格，汽包需要进一步加强换水，所有这些，无论是过热器的疏水、主蒸汽管道的疏水，还是汽包的大量换水，所有的这些汽、水量都是通过给水泵上水到汽包后产生的。
也就是说，此时的锅炉上水量并不是汽轮机的蒸汽流量，所以，此时的锅炉上水量为疏水总量和换水总量的和，即Q上水=Q疏水+Q换水。
为了保证汽包水位和下一步的汽温调整，此时的上水量应该作为基础值记好。
随着下一步的疏水门的关闭和换水量的减少，该基础值应该随时调整，直至该基础值到零，也就是说，锅炉上水量等于通过汽轮机的蒸汽量，即Q上水=Q蒸汽。
为了保证并网后的参数要求，一般在汽轮机冲转过程中执行一台磨煤机的启动程序，同时增加一次风流量，尽快提高一次风温度，为下一步的投粉做充分准备。
根据汽轮机第一级金属温度来决定机组的启动状态。
严格按照汽温、汽压的升温率和升压率准备冲转前的参数。
600MW锅炉省煤器汽化原因分析及处理
600MW锅炉省煤器汽化原因分析及处理为解决启动初期省煤器出口水汽化问题，对省煤器的结构布置等进行了综合分析。
结果表明，一级省煤器省煤器分体式设计、省煤器再循环设计不合理、较高的给水温度、机组启动初期给水流量低等，是锅炉省煤器发生汽化的主要原因。
通过增大给水流量，将省煤器再循环管路移位至一级省煤器入口，合理开启汽机高低旁路及降低给水温度等措施，保证了省煤器出口水处于欠饱和状态，较好地解决了启动初期前墙省煤器汽化问题。
相关经验对类似机组的启动运行具有实际借鉴意义。
标签：省煤器汽化;分级改造;解决措施0 引言为满足机组节能减排的要求，京能岱海电厂二期改造机组容量增加10%，由600MW增至660MW。
同时为满足脱硝装置投运对烟温的要求，对省煤器作分级改造，割除部分原省煤器。
同时为了满足锅炉对排烟温度的要求，避免锅炉热效率降低，在脱硝装置出口新增分级省煤器（一级省煤器），与原省煤器串联构成分级省煤器，一级省煤器布置于锅炉左右侧脱硝出口烟道内。
在机组启动初期出现了严重的省煤器汽化问题，导致锅炉停炉，试运中断。
针对如何避免省煤器出现汽化现象，成为了亟待解决的工作。
1 汽化过程描述锅炉采用等离子点火方式启动。
在汽包压力5.3Mpa时，给水温度86℃、一级省煤器出口水温230℃、一级省煤器内给水温升144℃;二级省煤器出口水温267℃，二级省煤器内给水温升37℃。
而此时的汽包饱和温度为268.7℃，省煤器出口水温几乎达到饱和温度，省煤器内汽化严重，导致汽包进水困难，汽包水位剧烈波动，汽包水位低保护动作，触发锅炉MFT。
2 汽化原因分析2.1 一级省煤器省煤器分体式设计导致进水量分配不均本机锅炉一级省煤器布置于锅炉左右侧脱硝出口烟道内，左右烟道分别布置，互不联通，从高加出口引来的锅炉主给水管道，一级省煤器入口、出口各4个汇合集箱，但不直接连接，只通过给水管道实现连接，其上并未设置调节阀门，因此无法实现对流向两部分省煤器的给水量的调节控制，这将不可避免的左右侧省煤器流量分配不均，一旦某一侧省煤器出口水达到饱和温度，就会产生蒸汽引起管束“气塞”，增大管道流通阻力，随即阻力大的一侧，进水流量会更低，两者互相促进的恶性循环就建立了起来，最终将发生严重气化。
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600 MW燃煤锅炉汽包带水问题分析及处理赵刚1柴锡强2（1．浙江省火电建设公司浙江杭州310016；2．浙江省电力建设总公司浙江宁波315010）摘要：通过对北仑电厂二期工程的锅炉汽包水平式一次旋风分离器的深入研究，分析了汽包水位测量、汽包容积、水平式一次旋风分离器、重力分离空间、二次立式百叶窗分离器等对汽包饱和蒸汽带水的影响。
在对可能引起汽包饱和蒸汽带水的各有关因素进行了比较系统的研究后，进行了汽包内部装置的改造。
关键词：汽包；水位试验；带水；原因分析；改造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。
5．2水平一次旋风分离器安装位置的影响分离器安装位置偏低，造成一次疏水口下沿低于NWL＋30 mm，上沿位于NWL＋164 mm，主出汽口位于NWL＋180 mm，当汽包水位达到NWL＋125 mm（高水位报警）时，一次疏水口的70％已被饱和水淹没，当水位达到NWL＋275 mm时（水位高高MFT），一次疏水口全被饱和水淹没，主出汽口75％也被饱和水淹没，因此，当水位高于NWL＋180 mm时，饱和水将倒流入一次旋风分离器，使之失效。
5．3一次旋风分离器总出力不足根据试验结果（见图1），当汽水流量增加，饱和蒸汽带水水位降低。
如果汽水分离器容量足够，则饱和蒸汽带水水位不会与锅炉给水量有关，因此一次旋风分离器的总体出力不足是影响饱和蒸汽带水的主要原因之一。
5．4一次旋风分离器阻力的影响水平式一次旋风分离器的出口有3个，即饱和蒸汽出口（主出汽口）、饱和水出口即二次疏水口，汽水混合物出口即二次疏水口，汽包水位低于正常水位线时，二次疏水口有85 mm 深度没入饱和水形成的水封，当水位较低时，其水封功能消失，所以3个出口中的饱和蒸汽、饱和水流量取决于3个出口的阻力，即处于平衡状态，3个出口的压降应相等。
如果主出汽口阻力增加，势必引起一次疏水口负荷的增加，即一次疏水口带汽量的增加，而饱和蒸汽从离开汽包液面较近的一次疏水口出来，加热炉水造成水位膨胀（虚假水位），增加了汽包内的泡沫层的厚度，而且部分带入水室的蒸汽因来不及凝结，在上升过程中冲破水面也会引起二次携带。
因而主出汽口的阻力增加，严重影响汽包带水现象。
5．5重力分离空间及二次分离器安装位置的影响重力分离空间划分为4个区段。
第一区段为细水滴的传送区，重力分离的作用很小；第二区段为粗水滴的非传送区；第三区段为大水滴的喷溅区；第四区段为含有汽泡的水室。
第二区段与第三区段的分界面称为喷溅前沿，喷溅前沿以下，蒸汽部分急剧增加，重力分离效果也十分明显。
因此，汽包内重力分离空间合适与否与汽包饱和蒸汽带水有直接关系，当二次立式百叶窗分离器的位置低于喷溅区前沿时，蒸汽将大量带水，这个空间也就是水平式一次旋风分离器出口与二次立式百叶窗入口的空间高度，在提高一次旋风分离器高度同时，必须在不降低其流通面积前提下，同时提高二次百叶窗的高度。
6 汽包饱和蒸汽带水问题的处理方法根据以上分析结果及汽包可能改造的实际情况，根据专家建议，IHI公司对汽包进行了二次改造。
6．1第一次改造（1）把水平式旋风分离器安装位置整体提高＋85 mm，分离器汽水混合物入口增加一段方管，方管两端法兰面分别与分离器法兰面和汽包汇流箱出口法兰相联；分离器二次疏水口也增加一段方管，与分离器套接，另一端与原出口段套接后再施以密封焊接，二次疏水口直接插入汽包水侧，使之形成水封，以免饱和蒸汽被直接带入水侧。
（2）水平式一次旋风分离器入口处再增加一不锈钢多孔板，厚度为2 mm，孔径为16 mm，错列布置，可减小流通面积20．50％。
（3）更换水平式一次旋风分离器饱和蒸汽出口处的钢丝网除雾器，使厚度由原来的30 mm 减小到20 mm。
（4）为减少汽包水面波动及一次疏水带汽至水侧，增加一层不锈钢多孔板，厚度为4．5 mm，孔径为6 mm，孔距为13 mm，开孔率为20％，安装在＋175 mm处。
6．2第二次改造（1）为减少二次立式百叶窗分离器的占据高度，增加汽包重力分离空间，把74只二次立式百叶窗分离器增加到148只，在保证百叶窗分离器流通面积不变情况下，百叶窗分离器的占据高度缩小一半。
（2）在每只百叶窗分离器底部增设一根Φ30mm的疏水管，把百叶窗分离器收集下来的水引流到汽包正常水位线附近，以减少湿蒸汽的二次携带和飞溅（如图2）。
（3）为提高水平式一次旋风分离器一次疏水口离正常水位的距离，并保证水平式一次旋风分离器顶部至二次百叶窗分离器的顶部仍有120mm的间距，在第一次改造时将分离器抬高85 mm的基础上，把水平式一次旋风分离器再往上抬高30 mm（如图3）。
（4）更换除雾器、降低除雾阻力，把主出汽口钢丝网除雾器的厚度由20 mm减薄至10 mm，以增加水平式一次旋风分离器主汽量，从而进一步减少一次疏水口的带汽量。
（5）为改善二次疏水口的水封，把原直插式疏水口改成“U”型疏水口，且底部开两小孔，孔径为Φ11 mm，水封高度也由原来的85 mm增加到120mm，这样可以减少二次疏水口带汽的可能性，而且也有利于汽包内水面的稳定（如图4）。
（6）为减少汽包水面波动及一次疏水带汽至水侧，把多孔板由原来的NWL＋175 mm处下移至NWL＋75 mm处。
7 改造后的评价汽包的二次改造，不同程度改善了汽包饱和蒸汽的带水问题。
第一次改造，由于只考虑到汽包水平式一次旋风分离器一次疏水口的位置与汽包饱和蒸汽带水的密切关系，把水平式一次旋风分离器的安装高度提高85 mm，而对汽包内汽水重力分离空间对饱和蒸汽带水考虑不足，影响改造效果。
第二次改造在提高一次旋风分离器高度的同时，也对二次百叶窗式分离器进行了改造，提高了二次分离器的高度及一次旋风分离器与二次分离器间的汽水重力分离空间，因而效果明显。
第二次汽包内部装置改造后，水位试验结果见表1。
试验表明，汽包内部装置经过第二次改造后，汽包带水水位已提高到NWL＋140 mm，与第一次改造后的NWL＋50 mm相比有了明显的提高，虽然与IHI公司原水位定值（水位高报警NWL＋125 mm，水位高高MFTNWL＋275 mm），尚有很大差距，但已基本上能满足机组安全运行要求。