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300MW循环流化床锅炉泄漏原因分析及报警优化
发布时间：2013-09-25 08:52 来源：未知
0、引言
循环流化床( CFB)燃烧技术是一种新型高效、低污染清洁燃烧技术，循环流化床燃烧方式使床内产生强烈的湍流和物料循环，在往复循环燃烧的作用下，加剧了炉内“四管”的磨损，其燃烧方式决定了“四管”泄漏的几率远大于煤粉炉。某电厂#5，#6锅炉型号为SG - 1036/17.5- M4506，安装了l套QN/XL型炉管泄漏自动报警装置。该电厂自2010年6月投产以来，锅炉多次发生过热器、再热器爆管，使机组被迫停运，严重影响了机组的安全、稳定运行，造成较大的经济损失。在机组长期运行中，因CFB锅炉的泄漏无法避免，运行人员不仅要做好各项预防措施，还应对泄漏现象仔细分析，及早发现，及时处理。通过查看分散控制系统(DCS)参数的历史曲线可以发现，发生泄漏的初期或中期，一些相关参数会在一定范围内波动，而这时距发展成严重泄漏、机组无法维持稳定运行而被迫跳闸停炉还有一段相当长的时间，这段时间完全可以让运行人员申请滑参数停炉�；�
L、泄漏现象分析
锅炉泄漏的初期或中期，泄漏量较小时，DCS参数的变化不明显，锅炉会通过自动调节，增加燃料量来维持机组负荷运行，一些相关参数在～定范围内波动后会缓慢恢复至正常值。虽然DCS参数的变化不明显，但还是可以捕捉到这些参数的变化，加以分析就可以判断出是否有泄漏发生。当锅炉发生泄漏时主要有以下几方面的现象：
(l)补水率大幅增加。补水率为锅炉每小时的补水量除以锅炉的总蒸发量，它比较直观地反映了锅炉或汽轮机是否有较大的泄漏。当泄漏发生时，部分汽水外漏，不能循环使用，需增加给水流量，使除氧器水位降低；为维持除氧器水位，又要增大凝结水流量，凝汽器水位降低；为维持凝汽器水位，必须加大凝汽器补水量，从而机组补水率大幅增加。该电厂的补水率设计值为1.0%，正常运行时不允许超过1.5%，若补水率超过1.5%，应当引起运行人员注意，立即检查是否有炉管泄漏发生。有较大泄漏时，给水流量与总蒸发量将会出现较大的偏差。富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗�；⒛拘伎帕；怪频纳镏士帕Ｈ剂�，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
(2)过热器、再热器出口汽温温降大。锅炉在正常稳定运行时，过热器、再热器出口汽温一般稳定在额定值535℃附近，不会发生大幅变化。当炉管发生泄漏时，泄漏侧的烟温会下降，使相应侧的过热器或再热器出口汽温在一定范围内下降。由于汽水泄漏造成了部分热损失，机组负荷会略有下降，锅炉主控输出自动增加，从而导致燃料量增加、炉膛出口的烟气流量增加、烟温升高，使汽温上升至额定值，以维持机组负荷。
(3)炉膛负压变化。锅炉正常稳定运行时，炉膛负压会在-50—50 Pa波动。当锅炉发生泄漏时，泄漏侧的负压值会下降或变为正压，这与锅炉燃烧不稳引起的负压波动不同。锅炉燃烧不稳时，负压会正、负往返波动；而锅炉泄漏发生时，会引起负压下降或突然变为正压。若锅炉在初始阶段泄漏，在风机的自动调节作用下（初始阶段引风机出力变化不大，风机电流几乎没有变化），负压的变化不会太明显，即使负压有一定下降，也会慢慢升上来；若锅炉发生严重泄漏时，负压会瞬间巨幅下降，可能触发炉膛负压高三值压力开关，主燃料跳闸（MFT）�；ざ�。经验表明，当炉膛负压超过+100 Pa且有继续下降的趋势时，说明锅炉的泄漏已经比较严重。
(4)机组负荷、主蒸汽压力略有下降�；檎Ｎ榷ㄔ诵惺�，锅炉总燃料量不变，送、引风量不变，机组负荷和主蒸汽压力都不会发生太大的变化。当锅炉发生泄漏时，主蒸汽压力、温度会缓慢下降，机组负荷也会随之略有下降。当机组实际负荷与负荷指令出现一定偏差时，锅炉主控输出会上升，使燃料量增加，主蒸汽压力、温度随之缓慢回升，使机组维持正常负荷运行。
(5)炉管泄漏自动报警装置报警。当锅炉发生泄漏时，DCS报警画面上会有泄漏装置发来的报警信号；同时，在工控机上可以看到泄漏的大致位置并会发出刺耳的报警声，就地泄漏点附近的人孔、检查孔等可能冒烟或汽、水等。但泄漏报警装置容易误报，也有时候迟迟不报，可将泄漏装置的报警信号作为参考，结合其他参数判断是否发生泄漏。
2、DCS参数历史曲线分析
通过分析泄漏现象可知，当锅炉发生泄漏时，在某一段时间内，补水率、炉膛负压、过热器出口温度、再热器出口温度、机组负荷、主蒸汽压力等参数波动比较明显。图1、图2为该电厂发生一次再热器泄漏、一次过热器泄漏时相关参数的历史曲线。
由图1可以看出：
(1) 08: 48开始，机组补水率由0上升至2. 079%后，稳定在1.800qo一2.000%。补水率上升且远大于额定值，说明锅炉极有可能发生了泄漏。
(2)08:58开始，左侧高温再热器出口汽温由538. 020℃降至524. 399℃，降幅达13. 630 aC/10rmn，说明锅炉有可能发生泄漏。
(3)炉膛负压变化不大，但多数时间是微正压。
(4)机组负荷几乎没有变化，主蒸汽压力在15. 322~14. 73 MPa缓慢变化，属于机组允许范围内的波动。所以负压和主蒸汽压力都不能作为判断锅炉泄漏的依据。
由图2可以看出：
(1)机组补水率持续为4.794%，严重超标，说明锅炉极有可能发生较大的泄漏。
(2)07：53开始，左侧高温过热器出口汽温由539. 515℃降至520. 361℃，降幅达19. 154℃/10min，说明有可能发生泄漏。
(3)炉膛负压变化较大，持续打正压至488. 276Pa(正常值为-50—+50 Pa)，由于此时锅炉负荷指令变化，锅炉负荷发生变化，负压的变化也可能是燃烧不稳引起的，主汽压力也随负荷的变化而变化，所以负压和主汽压力变化都不能作为判断锅炉泄漏的依据。
根据2次锅炉泄漏的历史参数并结合该电厂运行经验可得出：机组补水率和过热器、再热器出口温降可以作为判断锅炉是否泄漏的重要参数。
3、锅炉泄漏报警逻辑优化
该电厂机组安装有l套炉管泄漏自动报警装置，报警信号引入DCS报警画面中。由于报警装置有时误报，有时迟报，一般将其作为参考。通过上述分析，可将报警装置信号、机组补水率、过热器出口温降、再热器出口温降、高压缸进汽温降等信号结合起来进行分析判断，可做以下2个方面的改进：
(1)在DCS过程画面上增加过热器出口、再热器出口、高压缸进汽在10 min内的温降监视点。若10 min内温降大于或等于8℃，监测点立即变为红色，提醒运行人员注意，使运行人员可更加直观地监视过热器、再热器汽温的变化，及时发现并处理问题。
(2)增加一个炉管严重泄漏报警信号。原来的炉管泄漏报警信号直接取自报警装置，信号单一，容易误报和迟报。增加报警信号为：任意一侧过热器或再热器或高压缸进汽在10 min内温降达10 ℃，同时机组补水率超过1. 8%且有自动报警装置报警信号存在时，DCS报警画面发出炉管严重泄漏报警信号。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗�；怪频纳镏士帕Ｈ剂鲜强突遣淮淼难≡瘛�
4、结束语
CFB锅炉的泄漏是无法避免的，不仅要做好各项预防措施，还要在运行中及早发现泄漏，及时处理。对多次泄漏进行分析后，在过程画面上增加了监测点，同时增加了更加可靠的报警信号，使运行人员更容易在锅炉泄漏的初期或中期发现问题，及时申请滑参数停炉，有效减少了因严重泄漏而触发MFT�；ざ魈⒌拇问�，延长了机组的寿命。
