省煤器及给水旁路9
高压锅炉省煤器更换后的化学清洗
节能与环保—382—高压锅炉省煤器更换后的化学清洗张丽丽（中国石化集团资产经营管理有限公司齐鲁石化分公司热电厂，山东淄博255000）摘要：齐鲁石化热电厂8号锅炉为杭州锅炉集团有限公司制造的NG-410/9.8-M8型高温高压、单汽包、自然循环锅炉。
该锅炉在2020年大修时更换了全部省煤器和部分水冷壁管，为防止发生残留铁锈引发的三管爆破事故，清除水冷壁在长期运行中形成的污垢，进行了化学清洗。
本文详细介绍了清洗前的小型试验、清洗前的准备工作、清洗过程，对清洗效果进行了评价。
对类似情况的化学清洗积累了经验。
关键词：高压锅炉化学清洗腐蚀速率省煤器更换1前言齐鲁石化热电厂8号锅炉为杭州锅炉集团有限公司制造的NG-410/9.8-M8型高温高压、单汽包、自然循环锅炉。
2005年投运，2020年大修时更换了全部省煤器和部分水冷壁管。
为去除更换的省煤器和水冷壁管在制造、运输、安装过程中产生的金属氧化产物，清洗锅炉受热面上运行中形成的污垢，2020年12月进行了化学清洗。
2清洗方案2.1化学清洗的必要性8号炉自2005年投运后一直未进行化学清洗，清洗间隔已超过15年。
对大修时更换下的8号锅炉水冷壁管进行垢量测定，平均垢量为463.6g/㎡。
结垢量及清洗间隔年限均达到了《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2012规定的需要化学清洗的条件[1]。
同时考虑到2019年7号炉更换省煤器后未进行化学清洗，启动后出现水冷壁爆管问题，经分析为残留铁锈和氧化皮所致。
为避免在8号炉出现类似问题，保证锅炉启动前汽水系统内残留异物、水垢全部清洗干净，确定实施化学清洗。
2.2小型试验为确定清洗工艺，2020年11月提前进行了化学清洗小型试验。
首先对垢样成分进行了分析。
根据垢样成分分析，试验中采取了7%复合酸+0.3%缓蚀剂（温度60℃）的酸洗工艺。
试验结果显示：样管内垢均已清洗干净，无过洗现象；腐蚀指示片表面光滑、光亮，无点蚀现象；腐蚀指示片腐蚀速率为1.93g/（m2.h），符合标准规定。
火力发电厂汽水系统流程
火力发电厂汽水系统流程
火力发电厂的汽水系统流程包括以下步骤：
1. 化学制水系统供来的除盐水通过凝补水箱储存，凝补水泵将除盐水送往除氧器和凝汽器热井。
2. 汽机厂房外的凝补水箱中的除盐水经过凝补水泵（一般两台，一运一备）供往除氧器和凝汽器热井。
3. 除氧器中，给水被加热并除氧，水位高低是机组运行的重要指标。
4. 除盐水在除氧器中经过加热和除氧后，进入前置泵，前置泵的作用是提高给水泵入口的水流压力，防止给水泵发生汽蚀。
5. 前置泵出口连接给水泵入口，经给水泵加压后进入高压加热器，给水泵出口后一般称为主给水。
6. 高压加热器一般有三个，主给水依次经过3、2、1号高加。
高加设有旁路，方便高加发生泄漏及其他故障时方便解列隔离。
7. 高加出口进入锅炉省煤器，省煤器加热后进入锅炉汽水分离器，也称为汽包。
汽包水冷壁流程图显示汽包通过下降管把水供到水冷壁底部联箱，经水冷壁加热后蒸汽回到汽包，在汽包内汽水分离后蒸汽进入过热器。
8. 过热器加热后出口的蒸汽称为主蒸汽。
主蒸汽进入汽机房经过主汽门和高调门后进入汽轮机开始做功。
9. 主汽门前有高压旁路阀，在机组需要时开启。
主蒸汽经过高压缸做功后经过高排逆止门返回锅炉再热器，这段蒸汽称为冷段蒸汽。
10. 再热器加热后称为热段蒸汽，经过中主门和中调门后进入中压缸做功，中主门前有低压旁路阀，低旁与凝汽器相连，在需要时开启。
以上流程仅供参考，如需了解更多信息，建议查阅火力发电相关书籍或咨询专业人士。
四大管道安装
• 8、管道安装使用临时支吊架时，应有明显标记，并不得 与正式支吊架位置冲突。在管道安装及水压试验完毕后应 予及时拆除。
支吊架安装
• 9、安装管部时，应从根部上吊点放下线坠，确定管部位 置，保证有偏装设计的能满足偏装要求，无偏装设计的能 保证拉杆的垂直度。
量，应对给水管在地面进行组合安装，以方便现场的施工 与吊装。
管道安装
• 11、在管线安装前仔细审查图纸。根据管线位置、标高与 土建设施相对照，核对管线是否无碍通过；设备接口位置 是否符合设计要求。如果发现问题尽早提出。
• 12、管道及管件的核实工作：对到达现场的管段，应核实 管道、管件的规格、实际尺寸、壁厚是否符合设计要求。
支吊架安装
• 3、支吊架根部焊接符合图纸及《火力发电厂焊接技术规 程》（DL/T869-2004）的要求，不允许有漏焊、欠焊， 焊缝及热影响区不允许有裂纹或严重咬边等缺陷。焊接变 形应予矫正。
• 4、支吊架生根结构上的孔应采用机械钻孔。 • 5、 在混凝土柱或梁上装设支吊架根部时,应先将混凝土抹
面层凿去,然后固定。若固定在平台或楼板上的吊架根部 妨碍通行时,其顶端应低于抹面层高度. • 6、在混凝土基础及柱子上用膨胀螺栓固定支吊架生根时, 膨胀螺栓的打入深度必须按设计要求达到规定的深度值。
支吊架安装
• 7、支吊架安装应与管道安装同步进行，支吊架位置应正 确，严格按设计图纸要求安装。安装应平整、牢固，并与 管子结合良好，要求如下：
• 7.1导向支架和滑动支架的滑动面应洁净、平整、，滚珠 、滚柱、托滚、聚四氟乙烯板等活动零件与其支承件应接 触良好，以保证管道能自由膨胀。
600MW机组给水系统
600MW%组给水系统施晶给水系统是指从除氧器给水箱经前置泵、给水泵、高压加热器到锅炉省煤器前的全部给水管道，还包括给水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等。
给水系统的作用主要是把除氧器内除氧水升压后，通过高压加热器加热后供给锅炉，提高循环的热效率；通过调整和改变锅炉的给水量，以满足机组负荷的需要；同时提供高压旁路减温水、过热器减温水及再热器减温水等。
一、给水系统流程给水系统包括除氧器、锅炉给水前置泵、锅炉给水泵（A、B、C），六、七、八号高压加热器，锅炉给水总门及锅炉给水调整门（FW004）。
凝结水在除氧器内加热后，经除氧器底部流出（在此管上有给水取样门及加氨、联氨门）。
然后分成三条支路，分别接至锅炉给水前置泵A、B、C上，前置泵进口装有前置泵进口门及进口滤网，分别用于相应泵的隔绝和过滤。
前置泵的出口即是给水泵的进口。
在给水系统中，有一路给泵中间抽头通往再热器的喷水系统；给水母管上接有高压旁路喷水支路；给水经液压三通阀FW003B顺序进入六、七、八号加热器，八号高加出口有液压阀FW005再经锅炉给水总门FW006在FW006后接有过热器喷水系统支路。
最后给水经锅炉给水调整门FW004后进入锅炉省煤器。
二、给水系统主要设备除氧器（在凝结水系统中介绍）高压加热器前置泵电动给水泵汽动给水泵锅炉给水调门FW004三、高压加热器采用给水回热加热器是提高机组循环效率的措施之一。
我厂采用的是八级回热加热（三高四低一除氧）。
六、七、八号为高压加热器。
除了除氧器外，一律采用表面式加热器，表面式加热器在热经济性方面存在端差（加热器的饱和温度和加热器出口水温之差）。
随着高参数大容量机组的发展，表面式高压加热器都设有过热段、凝结段和疏水冷却段，加热器端差可趋于零或甚至为负值。
我厂六号、八号高加设置了过热蒸汽冷却段以减小加热器端差。
加热器的正常投运与否对机组的安全、经济、满发影响很大。
对直流锅炉来讲，由于给水温度下降（我厂正常运行给水温度284 C，高加全切给水温度下降100C左右），若要维持蒸发量及过热器出口温度不变，势必增加燃煤而使单位面积热负荷上升，有可能导致传热恶化，水冷壁结焦超温甚至发生爆管事故。
低温省煤器技术简介及应用讲解
低温省煤器LTE 技术介绍及应用分析福建紫荆环境工程技术有限公司2014年目录1.低温省煤器系统概述 (1)2.国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置 (1)3.低压省煤器节能理论及计算 (3)4.某工程低温省煤器的初步方案 (6)5.加装低温省煤器需要考虑的问题 (8)6 低温省煤器的特点分析 (9)1.低温省煤器系统概述排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般约为5%--12%，占锅炉热损失的60%--70%，影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.6%--1%，相应多耗煤1.2%--2.4%。
若以燃用热值2000KJ/KG煤的410t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力力煤，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值,约比设计值高20—50℃。
所以，降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的实际意义，实践中以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造较多。
但由于大多数电厂尾部烟道空间太小，防磨、防腐要求较高，引风机的压头裕量不大等实际情况。
为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高电厂的运行经济性，可考虑在烟道上加装低温省煤器。
低温省煤器的具体方案为：凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。
在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。
同时，由于进入脱硫塔的烟温下降，还可以节约脱硫工艺水的消耗量。
2.国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置2.1低温省煤器目前在国内外的应用情况低温省煤器能提高机组效率、节约能源。
目前在国内也已有电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。
山东某发电厂，两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100—10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。
除氧给水系统
1100t/h蝶型stork喷嘴
喷嘴的作用
喷嘴的作用在于使凝结水形成适当的水膜，以获得最佳的水滴，既增大水与蒸汽的接触表面积，又缩短了气体离析的路径。
除氧器布置有喷头,由于喷头弧形圆盘的调节作用，当机组负荷大时，喷头内外压差增大，弧形圆盘开度亦增大，流量随之增大。当机组负荷小时，喷头压差降低，弧形圆盘开度亦减少，流量随之减少。使喷出的水膜始终保持稳定的形态，以适应机组滑压运行。
过热蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的过热蒸汽的一部分显热来提高给水温度的；它位于给水出口流程侧，并有包壳板密闭。采用过热蒸汽冷却段可提高离开加热器的给水温度，使它接近或略超过该抽汽压力下的饱和温度。
01
从进口接管进入的过热蒸汽在一组隔板的导向下以适当的线速度和质量速度均匀地流过管子，并使蒸汽保留有足够的过热度以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态，这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可防止湿蒸汽冲蚀和水蚀的损害。
给水泵的出口母管通过高加组的进口三通阀进入高加组，高加组出口设有出口电动门，出口电动门与进口三通阀一起控制高加组的投切。高加组进口三通阀上设有注水门 。
高加组由三台高压加热器组成，各高加之间只有给水管道相连，中间不设阀门 。
每台高加的水侧出口管道上设有安全门 。
各高加的水侧进口管道以及高加组出口电动门前后都设有放水门 。
STEP5
STEP4
STEP3
STEP2
STEP1
按高加投入检查卡恢复系统完毕，确认各阀门位置正确。
开启高加注水门，以不大于55℃/h的温升率向高加注水，加热器水侧放气阀见连续水后关闭。
高加全压后关闭注水门，检查水压不下降；关闭高加疏水门检查高加水位计无水位指示，确认高加水侧无泄漏。
缓慢开启高加出口电动门至全开。
压火操作步骤
锅炉压火操作步骤压火步骤：一、接到锅炉压火命令后, 通知汽机,准备压火。
二、投入风机大连锁，并将备用高压流化风机解除连锁。
三、加强排渣，将锅炉床压控制在4～5KPa。
根据床压将一次风量维持在最小风量，两侧给煤量均匀，总量约在40t/h。
四、待床温达到最少850℃，床温变化率为+10—+15℃/min变化，氧量急剧下降时，手动MFT，停1#、2#引风机，所有风机连锁停机。
五、关闭风烟系统各风门,减少热损失，避免局部出现复燃，造成结焦。
六、关闭汽水系统各疏放水门、连排门、取样门，减少汽水损失。
七、维持水位正常, 关闭主给水阀、旁路给水阀,打开省煤器再循环门,注意：1、汽包水位低时,关闭省煤器再循环门，给水旁路上水。
2、汽包水位可维持高水位。
八、如果主汽和再热蒸汽压力高，可通过开对空排气进行泄压。
九、关闭过热和再热减温水气动总门。
压火过程中详细记录床温、床压、一次风量、氧量等重要参数。
压火时间不可超过5小时。
压火后启动步骤：一、接到锅炉启动命令后，通知汽机，准备启动。
二、切除风机大连锁，解列MFT和OFT跳闸条件。
三、燃油打至炉前循环，油压维持在3.0～3.3MPa。
四、各辅机检查完毕，具备启动条件。
五、打开过热和再热减温水气动总门。
六、开启风烟系统各挡板，建立空气通路，依次启动引风机、高压流化风机、二次风机、一次风机。
七、迅速加大一次风量至压火前的风量,对照压火前的床压，判断炉膛是否结焦，若没有结焦，则将风量调节到最小临界风量。
此时，床温变化率非常快，氧量迅速降低。
八、启动1#和2#给煤系统，总给煤量为锅炉最低稳燃给煤量，刮板给煤机转速可比压火前稍快一些。
十、根据床温和氧量变化决定是否投油。
十一、床温上升后,逐渐增大一次风量,在低负荷范围内运行一段时间。
十二、若床压有上升趋势，可根据锅炉床压进行排渣。
待床温稳定正常后,可根据实际情况带负荷运行。
锅炉汽包水位调整指导书
锅炉汽包水位调整指导书一期锅炉汽包水位调整指导书1、影响汽包水位的因素总的来说，影响汽包水位变化的因素有两个：物质平衡关系的变化和汽包水空间内工质状态的变化。
前者是给水量与蒸发量之间的平衡关系，后者是汽包压力变化所带来的水和水蒸汽比容的变化。
1、负荷变化负荷缓慢增加，蒸汽流量缓慢增加，汽包水位缓慢下降；负荷缓慢降低，蒸汽流量缓慢减小，汽包水位缓慢上升。
负荷急剧增加，蒸汽流量快速增加，汽包压力突降，汽包水位先升后降；负荷急剧降低，蒸汽流量快速减小，汽包压力突升，汽包水位先降后升。
2、燃烧工况燃料量突然增加，锅水吸热量增加，汽泡增多，体积膨胀，水位暂时升高，而后由于蒸发量增大，汽包压力上升，饱和温度相应升高，汽泡减少，水位下降；燃料量突然减少，锅水吸热量减少，汽泡减少，体积缩小，水位暂时下降，而后由于蒸发量降低，汽包压力下降，饱和温度相应降低，汽泡增多，水位上升。
3、给水压力给水压力增大，给水流量增大，汽包水位上升；给水压力降低，给水流量减小，汽包水位下降；严重时给水压力过低，汽包无法进水。
4、其他因素平安门起座，汽包压力突降，饱和温度随之降低，汽泡增多，水位暂时升高，而后由于蒸汽流量的增大，水位降低；平安门回座与之相反。
高旁突然开大，主汽压力降低，饱和温度随之降低，汽泡增多，水位暂时升高，而后由于蒸汽流量的增大，水位降低；高旁突然关小与之相反。
2、锅炉上水上水前要注意：1〕确认汽包事故放水门送电并开关试验正常；2〕汽包水位联锁和保护确已投入；3〕确认云母水位计、电接点水位计、差压式水位计已投入，调整好水位电视的位置；4〕上水前后抄录膨胀指示。
锅炉上水采用双前置泵上水，在汽包壁温差允许的情况下，可关闭前置泵再循环电动门提高前置泵上水压力。
上水水温控制在35~90℃，上水流量控制在30~60t/h，夏季上水时间不少于2小时，冬季上水时间不少于4小时。
省煤器、水冷壁、汽包的水容积分别为24.1t、122t、51t，以上水流量50t/h计算，大概2.5~3小时汽包可见水。
直流锅炉启动系统
相关的阀门管道等 组成。
启动分离器 贮水罐
1、汽水流程：
工质合格的水在分离器贮水罐361阀的 控制下，由分离器贮水罐再返至凝汽器 的疏水扩容器来达到控制启动分离器贮 水罐水位在控制范围内的目的。饱和蒸 汽送往过热器，在汽机进汽前通过高低 压汽机旁路阀回收到冷凝器。
系统流程
末级过热器 屏式过热器 低温过热器
高温再热器 低温再热器
启动分离器 启动分离器贮水罐
水冷壁
省煤器
高压 加热器
③ 高压汽机旁路阀
高压汽机 HP
IP
中压汽机
低压汽机旁路阀 ④
L P 低压汽机
冷凝器
启动分离器 贮水罐 361 阀
②
启动排污
冷凝水泵 冷凝水净化器
给水调节阀
①
锅炉给水泵
除氧器
低压 加热器
2）炉前段 清洗：
清洗高压 加热器段 管路。
末级 过热器 屏式 过热器 低温 过热器
高温 再热器 低温 再热器
③ 高压汽机旁路阀
低压汽机旁路阀 ④
高压汽机 HP IP 中压 汽机
L P 低压汽机
水 冷 壁
省煤 器
启动 分离器
冷凝 器
启动 分离器 贮水罐
启动 分离器 贮水 罐溢流 调节阀
② 启动排污
冷凝 水泵 冷凝 水净化 器
高压 加热 器
给水 调节阀
①
锅炉 给水泵
除氧 器
低压 加热 器
3）锅炉上水
上水前记录膨胀指示一次; 向凝结水及给水中加联铵; 水品质Fe＜200ppb;水温>60℃; 开启疏水泵后至机组排水槽电动门,关闭至凝汽器
关于锅炉燃烧、给水、及CCS自动调节的说明
技术交底关于锅炉燃烧、给水、及CCS自动调节的说明目前一号机已经陆续投入了一些自动，我们有必要对一些自动的原理作以了解，以帮助我们根据机组的实际运行情况加以调整，保证机组的安全、稳定运行，同时维持自动准确、可靠、好用。
一、给水自动的说明：1、启动阶段，给水的调节自动是单冲量的，自动方式为：1.1用电泵的转速来控制贮水箱水位正常（6400MM）。
1.2用给水旁路调节阀来维持电泵出口压力为12MPA。
1.3用炉水泵的出口调节阀来控制省煤器的入口流量680T/H。
2、正常运行时，汽泵投自动后，汽泵的转速受给水主控来控制，若电泵运行，电泵不受给水主控控制，电泵只能人为根据需要设定相应的转速。
2．1当省煤器入口流量>900T/H后,方可以投入两台或一台小机的自动。
给水主控投自动时给水的指令会根据计算值自动加到投自动的一台或两台小机上，给水主控解手动后，可人为的来通过给水主控来调节汽泵的出力。
若单台汽泵跳闸，所有给水的指令全部加给运行汽泵上，此时要特别注意运行汽泵，以防超速。
必要时解除该汽泵的自动。
2．2 给水主控手动时可以根据分离器出口温度人为的设置偏技术交底差，在投自动时要确认偏差为0。
投自动后，接受机组主控发出的给水指令，机组的给水指令为当前负荷下的给水指令经过煤水比修正及中间点温度的合适设定来控制。
实际的中间点温度是通过4个分离器出口温度经MAX（T1，T2），MIN（T3，T4）与MIN（T1，T2），MAX（T3，T4）后再求平均得到，以保证即使有一个坏点不影响自动的准确可靠。
给水主控盘面上的中间点温度为分离器出口压力下的饱和温度+12℃做为基准，然后根据实际要求加上修正，现在的修正为8℃。
修正最好不要经常改，以保证调节的可靠性。
给水主控盘面上的煤水比其实准确的叫法应该为汽水比，它是通过设定负荷根据煤的发热量算出燃料量，然后根据煤水比（1：8.28）算出需要的蒸汽量，再比上给水量。
根据实际情况可以加以修正，现在煤水比的修正系数是1.1。