锅炉给水处理

锅炉给水处理（精选11篇）

锅炉给水处理 篇1

锅炉是目前最常见的供暖设备之一, 在整个供暖系统中, 合格的锅炉补给水是保证锅炉安全经济运行的重要指标。供暖锅炉使用的补给水主要有两种来源, 一是自打井水、二是自来水厂供给水, 其中自打井水未经过处理, 含有大量泥沙等杂质, 需进行初步过滤处理。自来水厂供给水虽经过初步处理, 但在硬度、碱度等指标上不满足锅炉使用标准, 若不进行进一步处理, 易导致锅炉腐蚀、结垢, 且易引发锅炉热效率降低, 严重时可发生重大事故, 对人民生命财产造成威胁。

1 供暖锅炉的水质标准

供暖企业实际运行中涉及到的水质标准有硬度、碱度、含盐量、p H等。

1.1 硬度

补给水的硬度, 主要是指溶解在水中, 易形成沉淀的碱土金属及过度金属离子 (如Ca2+、Mg2+、Fe3+、Mn2+等) , 为了计量方便, 常采用在天然水中最常见的钙、镁离子为指标量。

对于额定出口蒸汽压力小于等于2.5MPa, 以水为介质的固定式蒸汽锅炉和汽水两用锅炉以及固定式承压热水锅炉和常压热水锅炉来说, 我国GB1576-2001《工业锅炉水质》标准规定:总硬度≤0.03mmol/L。

1.2 碱度

补给水的碱度, 主要是指水中能接受氢离子的一类物质的量 (OH-、CO32-、HCO3-等) 。碱度在天然水中的主要表现为碳酸氢盐和少量的腐植酸等弱酸。而实际生产中, 供暖锅炉补给水的碱度主要表现为OH-、CO32-的量。

当用甲基橙作指示剂, 表示水的全碱度, 也叫甲基橙碱度;如用酚酞作指示剂, 表示水的酚酞碱度。测定水中碱度时, 所用的指示剂不同, 碱度值也不同。

1.3 含盐量

含盐量是表示水中溶解盐类的总和, 可根据水质全分析的结果, 通过计算求出。有物质的量表示法以及重量表示法两种表示方式。

1.4 p H值

p H值即酸碱度, 是衡量补给水中氢离子浓度的量, 具体计算方式为水溶液中氢离子浓度的对数值, p H=7为中性, p H<7为酸性, p H>7为碱性。天然水的p H值在6.8左右。

对于额定出口蒸汽压力小于等于2.5MPa, 以水为介质的固定式蒸汽锅炉和汽水两用锅炉以及固定式承压热水锅炉和常压热水锅炉来说, 我国GB1576-2001《工业锅炉水质》标准规定:给水p H (25℃) ≥7, 锅水p H (25℃) =10~12。

1.5 含氧量

供热锅炉在高温高压下运行, 若补给水中氧含量过高, 会加速炉体的氧化腐蚀, 易造成寿命缩减与运行事故。热水锅炉补给水的含氧量是指1L水中可溶解氧的质量, 单位为mg/L。

通常锅炉所使用的原水不同程度地存在着硬度过高、碱度过高、p H值不达标等有害指标, 对热水锅炉的热效率和运行寿命产生重大影响, 因此需对原水进行处理使其达到热水锅炉供暖所需的水质标准。水处理工作的主要目的就是通过科学合理的工艺将补给水硬度、碱度、含氧量降低, 并调节p H值, 最终使各项指标符合国标要求。

2 现存问题及改进措施

2.1 锅内加药水处理排污不规范

锅内加药水处理方便快捷的同时, 需要规范排污才能达到去除锅内水垢的目标。进行有计划、有目的、科学地操作, 既能保证蒸汽质量又能防止金属腐蚀。然而实际工况下, 排污装置的安装、操作都缺乏规范, 锅炉运行期间排污操作没有依据。这就需要运行厂家首先正确安装排污装置, 其次司炉工和水质化验员应严格遵守操作规程, 密切相互配合, 及时排污以确保锅炉水质达标。

2.2 水的回收利用率不高

对供暖锅炉的补给水进行再生循环利用, 对节约能源、绿色环保具有重要的意义。供暖回水回收后需进行水质检测, 根据重新分析的结果, 制定处理再生方案, 达到水质要求后方可进入锅内循环利用。除了利用供暖回水之外, 还应利用锅炉的冷凝水和排污水, 提高锅炉内各资源的再生比耗, 提高利用率, 减少资源浪费。

2.3 从业人员专业素质不高

由于水质硬度越低锅炉结垢的可能性就越小, 所以在实际工作中一般只重视给水硬度, 往往忽略其他水质指标的控制, 这样就会导致水质不符合国标, 引起严重后果。例如, 若锅内水的碱度长期超过标准 (22~26) mmol/L, 炉体极易产生碱性腐蚀和苛性催化。又例如, 若氯离子含量超过规定值, 锅炉内水面易使形成较厚的泡沫, 进而发生汽水共腾, 恶化蒸汽品质。

这就要求供热企业重视锅炉水处理工作, 加强职工业务培训, 加强监管力度。推进操作规程规范化, 严格规定水质化验分析的次数、时间节点、测试指标与测试结果报备, 及时获得锅炉水质情况, 以便尽快采取相应措施, 确保锅炉水质达到国家相关标准的规定。

3 结语

节能减耗是国家工业发展的重要组成部分, 供热企业的高效安全运行, 是关系着民生的重要工作。随着对供热企业的要求日益提升, 希望企业能够提高水处理水平, 规范操作规程, 实现水质实时监控, 这样才能提高锅炉运行效能、延长锅炉使用寿命, 确保锅炉安全、经济运行, 为企业增加效益, 为国家节能降耗。

摘要：供暖用锅炉的安全高效运行需及时进行水处理, 其目的在于保护炉体免于腐蚀、防止结垢。锅炉水处理对确保锅炉安全经济运行、节约能源、保护环境有重大的意义。本文从水质指标以及目前水处理工作中存在的一些问题及能效改进措施进行论述, 仅供同行参考。

关键词：供暖锅炉,锅炉水处理,改进措施

参考文献

[1]郝景泰, 于萍, 周英.工业锅炉水处理技术[M].气象出版社, 2008.

[2]蔡丽霞.锅炉水处理的现状分析及对策[J].价值工程, 2013 (17) .

[3]王倩倩.关于锅炉水处理问题和措施探讨[J].中国科技纵横, 2015 (12) .

[4]GB1576-2001, 工业锅炉水质[S].

锅炉给水处理 篇2

这次锅炉给水自动控制系统的设计对我而言与其说是一种挑战，不如说是一次自我瓶颈的跨越，一次巨大的进步。

这次课程设计是从6.27日开始的，截止日期为7.8日，历时十多天。短短的十多天，于我，要设计出有自己见解、认识、创新点的一套锅炉给水控制系统出来，难度确实很大。而我又是这次自动控制系统设计的负责人，虽说不上指导与帮助其他组员完成设计要求，但我知道，我不能偷懒，我要起到带头的积极作用。刚开始，挺有热情的，我查了很多图书馆的资料，借阅了众多图书，并做好标识，供设计所需。我收集了本次所需的大部分资料，并和其中的一个小组成员，积极配合，认真讨论，构建了基本的设计模块和方案。从设计目的、要求、动态特性到控制方案的选择与创新，以及仪器仪表的选择及汽包水位线性化简化之后的主要测量，到最后数据采集和控制页面的设计与布置。如此繁杂而巨大的工作量靠两个人的协作根本就不可能做得很完善，何况是在短短的十天的时间里。在缺乏团队合作与讨论的条件，我想我不管遇到什么重大的困难，只要有一个队友相伴就不能放弃。除开一起讨论的时间里，我也一个人做了很多相关的工作，特别是软件这一块。我天生对电脑不敏感，LABVIEW的独立学习，我感受到了巨大的压力。单单是装软件这一块就弄得我很疲惫了，自己没装好，又到学院楼，请师兄帮忙安装并且聆听了相关的技术指导，再加上自己相当长时间的摸索才勉强绘制出了给水的控制系统流程图以及界面操作图。我想不管自己的成果如何，只要我尽心去做了，努力并为之而奋斗就不会后悔的了。

锅炉给水处理 篇3

【关键词】锅炉；给水自动调试；管理

锅炉给水工作能够帮助锅炉保持长时间的高效运行，同时，这也是电厂保持正常生产的基本要素，但是给水工作在实际运作过程中呈现了出了一定的问题，必须要通过自动调试的方式来保证给水工作对于锅炉是有益的。否则，不仅无法帮助锅炉保持正常运作，还会使得锅炉受损更加严重。

1.电厂锅炉给水自动调试处理中的防腐蚀问题

1.1除氧防腐

我国的对于电厂中锅炉除氧防腐这项处理措施有着严格的规定，一般来说，蒸汽量等于或者超过每小时两吨的蒸汽锅炉以及水温超过九十五摄氏度的热水锅炉都必须要进行除氧，这样才能保证锅炉的部件不被腐蚀。

当前，锅炉除氧的途径主要有三种：

第一种是通过物理方式除去水中的氧气；第二种是通过化学的方式除氧，通常使用的是药剂除氧法和钢屑除氧法，其原理就是保证含有氧气的水在进入锅炉之前能够转变为稳定的金属物质或者是化合物；第三种就是通过电化学反应的方式，使用某种容易和氧气反应的物质在含氧的水进入到锅炉之前就把氧气消耗掉，进而达到除氧的目的。目前，应用最多的除氧方式就是热力除氧技术，主要就是通过给锅炉水加热到沸点，减少氧气的溶解度，进而达到不断排出氧气的目的，这种方式操作简单被广泛使用，但是这种除氧方式也有缺点，例如消耗气量大，容易出现汽化现象等等，相比这种除氧技术来说，真空除氧技术具有比较好的除氧效果，这种技术是当前的一种新型技术，主要是在水温达到三十到六十摄氏度之间进行，实现低温状态下除氧，对于那些使用热力除氧技术效果不佳的锅炉都可以采用这种技术，通常情况下能够获得很好的除氧效果。此外，化学除氧技术主要包括解析除氧、亚硝酸钠除氧等，除氧效果也比较明显。

1.2加氧除铁防腐

电厂锅炉给水自动调试的过程中，为了能够达到预防锅炉部件出现腐朽的现场出现，我们就必须要对锅炉进行加氧处理，但需要加氧的情况通常都是出现在水中的铁离子含量远远超过规范标准的情况下，在这期间，锅炉的内部就会出现氧化铁污堵的现象，该现象对于锅炉正常运行来说有着极大的影响。通过加氧除铁技术则能够有效的避免这一情况的出现。但在实际操作的过程中，究竟选择除氧还是加氧的方式来处理锅炉，主要根据锅炉当前的实际情况来选择。现目前，能够选择加氧除铁处理方式的锅炉只有直流锅炉，对锅炉进行给水处理工作，就是利用有效的方式来降低锅炉给水内的铁含量，通过这种方式能够极大的抑制锅炉内部各个管道部位出现的腐蚀现象，从而避免了因为腐蚀而影响水流动速度。同时，这种方式还能够减少锅炉内部壁管氧化铁所呈现出来的沉降率，最终达到延长锅炉使用寿命的目的。

2.电厂锅炉给水自动调试处理中的环保问题

电厂锅炉给水自动调试处理工作不当，就会使得锅炉的内部出现污水，从而极大的影响了电厂周围的自然环境。必须要极大对锅炉水处理环保问题的重视力度，尤其是在电厂进行给水添加化学剂的过程中，都会使得电厂周围环境所受到的污染越来越大。

采用污水回收再利用技术为电厂锅炉进行给水自动调试处理需要我们结合不同的水质情况而运用相应的处理技术开展工作，其主要包括三个等级的处理，即：一级处理、二级处理和进行深度处理。污水处理技术按其作用机理又可分为物理法、化学法、物理化学法和生物化学法等。通常，污水回用技术需要集中污水处理技术进行合理组合，即各种水处理方法结合起来处理污水，这是因为单一的某种水处理方法一般很难达到回用水水质的要求。

污水回收再利用中通常采用的回用技术包括传统处理混凝、沉淀、过滤、活性炭吸附、膜分离、电渗析和土地渗滤等。如膜分离工艺，由于膜固液分离技术具有良好的调节水质能力，从悬浮物到细菌、病毒、孢囊，不需要投加药剂，设备紧凑且易于自动化，因此有人将它称为21世纪的水处理技术；生化与物化组合工艺流程，采用节约能耗、运行费用低的生物处理作为前段处理，去除水中大部分有机物，再配以物化方法进行把关处理，具有出水水质优于生物处理为中心的工艺流程，运行成本低于以物理化法学法为中心的流程。

3.电厂锅炉给水自动调试处理中的管理问题

在上述文中已经对给水自动调试处理中的一些问题从技术角度进行研究和探讨，但即使再成熟的技术也仍然需要人来操作实施，所以管理问题就成了一个核心问题。当前，在锅炉给水自动调试的管理中也确实在一定程度上存在着重视不够、管理不严、执行不力等一系列的问题。同时，国家质检总局也于2008年批准颁布了新版的《锅炉水处理监督管理规则》，旨在规范锅炉水处理的管理工作。管理规则中鼓励和支持国家锅炉水处理行业协会加强行业自律，并对锅炉水处理系统的设计与制造、安装与调试、使用与管理、锅炉水处理的检验、锅炉的清洗和监督等事项进行了明确的规定。

电厂在加强水处理管理时，应该以国家相关的法律法规为依据，同时要结合电厂的自身情况，制定符合企业发展的管理制度，并保证制度能够及时地落实到具体的工作中，明确岗位职责，实行责任到人的制度，并制定相应的奖惩制度，提高员工的工作积极性。

4.结语

总而言之，我国目前电厂锅炉给水自动处理技术虽然说已经随着科技技术水平的发展而得到了进一步分提高，但是这其中任然存在着一些问题，还需要通过科学有效的手段来不断的完善、创新，利用实践经验来不断的发展。而在不断创新的过程中所出现的问题，则需要通过科学的手段来处理，促使电厂生产技术能够走上可持续发展的道路。

【参考文献】

[1]陈小云.模糊控制在锅炉水位控制中的应用研究[J].中国科技信息，2006（06）.

[2]谢发忠，马修水，聂宗瑶.变频器在锅炉燃烧系统中的应用[J].安徽大学学报（自然科学版），2006（04）.

锅炉给水泵振动分析及处理措施 篇4

关键词：锅炉给水泵,振动,措施

重庆天然气净化总厂某分厂3200#锅炉单元的2台锅炉给水泵为多级离心泵, 其型号为DGF12-50×9, 运行工况见表1。该泵投运以来, 经常出现泵体振动超标, 多次维修后仍解决不了根本问题。

一、振动原因分析

1. 键与轴键槽侧隙过大

泵轴直径35mm, 键槽宽度6.1~6.2mm, 键宽5.3~5.4mm, 轴键槽与键侧隙最大值达0.8mm, 不符合要求。

2. 叶轮端面与中心线不垂直

叶轮两端面平行, 但与叶轮中轴线不垂直, 导致该面在运转中会严重磨损, 影响平衡盘工作。这是引起泵振动的主要原因之一。

3. 叶轮质量不均匀

叶轮静平衡试验不合格, 叶轮质量不平衡, 工作时会引起泵体振动。

4. 叶轮口环磨损

泵在运行过程中, 叶轮衬套处有不同程度的磨损, 致使叶轮衬套与导叶间隙增大超标。

经测量, 叶轮径向跳动的最大跳动值为0.23mm, 转子跳动超差可引起转子与壳体发生偏磨和转子振动, 影响泵的正常工作。

二、修复措施

1. 加工键

使轴键槽与键过盈量为0.01mm, 以保证其配合的紧密。

2. 叶轮端面的修正

现以叶轮中轴线为基准线, 上车床加工叶轮两端端面, 使其与叶轮中轴线垂直。加工完后叶轮与衬套的轴向总长度缩短了2mm, 为此加工4个厚度为0.5mm的环形铸铁垫片, 分别加在叶轮之间, 以此保证泵的尺寸链。

3. 叶轮静平衡

把叶轮装在假轴上, 放在静平衡试验台上对叶轮进行静平衡测量, 以达到静平衡标准校正。

4. 叶轮衬套磨损部位的修复及口环与衬套的配制

在车床上用胎具胀住叶轮的内孔, 再对磨损部位进行车削, 并配制口环、衬套与2-M5×10齐缝钉, 保证衬套与导叶间隙均为0.50mm。叶轮衬套经车床修整后, 再检查并处理转子径向跳动达标, 修复内孔同心度, 误差<0.02mm。并保证各级转配后其内孔相对同心度误差<0.05mm。

5. 口环间隙及泵窜量的调整

使壳体口环与叶轮口环的间隙均达标 (0.60~0.80mm) 。回装配件及泵体, 测量总窜量为2.3mm。平衡盘因磨损使其轴向分窜量过大, 用车床对平衡盘磨损面进行修复并对平衡盘轴套进行适当的车削, 调整分窜量为1.0mm, 完全符合技术要求。

三、修复效果

经过对零配件及配合尺寸的修配, 该设备盘车轻松, 无杂音, 无卡涩, 一次性试车成功。泵启动运行后, 对轴承端和泵体进行振动测量, 振动值2.5~4.1mm/s, 完全符合标准要求, 前后端轴承温度稳定在28℃和32℃, 各项工艺性能指标均达到设计要求, 泵运行平稳, 无杂音, 运行1个月无任何故障, 修复获得了成功。

参考文献

给水处理除藻技术进展 篇5

摘要：我国地表水源富营养化日趋严重,进而导致严重的.藻类污染.藻类及其副产物的污染不仅给传统净水工艺带来了诸多不利影响,增加了水处理难度,而且使得供水安全难以保证.文章对饮用水中藻类去除技术进行了具体的论述,并系统分析各技术去除效果、局限性,展望了藻类去除技术发展前景.指出目前控制饮用水中藻类污染必须将水源污染的综合治理、开发高效低廉的新工艺结合起来.作 者：刘广奇 刘杰 宋兰合 LIU Guang-qi LIU jie SONG Lang-he 作者单位：刘广奇,宋兰合,LIU Guang-qi,SONG Lang-he(中国城市规划设计研究院城市水系统规划设计研究所,北京,100044)

刘杰,LIU jie(承德石油高等专科学校建筑系,河北承德,067000)

锅炉给水处理 篇6

【关键词】多级泵;轴向力;ZDG型高压自平衡泵

1、引言

近年来，随着世界性石油价格的上涨及我国石油储量相对贫乏、油品需求量逐年上升等因素的影响，使的油品市场的供需矛盾日趋突出。而我国煤炭资源比较丰富，因此，充分利用煤炭资源优势，发展煤炭深加工的高新技术产业，已经上升到了一定的战略高度。它对优化我国能源结构，实现能源的多元化，降低石油进口的依存度，保证我国石油的安全性都具有重要的战略意义。

随着神宁煤化工大甲醇装置投料试车到现在的正常生产，整个装置暴漏除了许多问题，在解决问题过程中，气化720变换界区P-2005高压锅炉给水泵作为重要的锅炉补水、作为T1401水洗塔的重要补水，还承担气化界区多数机泵的机械密封冲洗水以及气化炉R1301A/B/C黑水系统V1309黑水过滤器的冲洗工作，作为气化装置的核心设备，它对装置的正常运转起着决定作用。

2、ZDG型高压自平衡锅炉给水泵介绍

高压锅炉给水泵共2台，安装在气化720变换装置厂房内，用P2005A和P2005B表示，为ZDG210-63多级离心泵。

2.2 ZDG型锅炉给水泵结构

ZDG型锅炉给水泵为高压自平衡多级离心泵，具有对称的叶轮转子部件，各级叶轮所产生的轴向力相互抵消，不用平衡盘或平衡鼓结构就能实现转子轴向力的平衡。除此之外，ZDG型高压自平衡泵的末端设置了承担瞬时轴向力和残余轴向力的推力轴承，当泵启动、停车瞬间及系统工况突然发生变化时，该推力轴承可承受足够大的轴向力以保证泵不至于损伤。

一般多级离心泵在正常运行时，由于平衡盘或平衡鼓机构随转子高速旋转，转子部件产生的巨大轴向力是靠泵体上的固定件（即平衡盘座）与转动件（即平衡盘）之间形成一定的液膜而承受该轴向力。平衡盘与平衡盘座之间的间隙小，易发生气蚀和振动现象。而在离心泵的启动、停止以及负荷发生变化时轴向力会随之发生巨大变化，为使平衡该轴向力，转子部件必须轴向移动（一般窜量在1-3mm内），导致平衡盘与平衡盘座之间的间隙的突变，在惯性力的作用下，平衡盘与平衡盘座直接接触，必然造成平衡盘与平衡盘座之间的摩擦而磨损，通常出现平衡盘与平衡盘座发生干磨而咬合，平衡机构被破坏，严重时主轴扭断出现重大停车事故。

特别是在输送高温、含气体和固体颗粒的介质时，极容易破坏平衡盘与平衡盘座之间的液膜发生干摩擦现象，大大降低了使用周期。

2.3 优越的水力性能

锅炉给水泵在运行过程中，要求泵的流量-扬程曲线平坦、高效区宽。ZDG型泵在叶轮及导叶水力设计时，充分考虑了泵运行水力性能的要求，其性能曲线平坦，高效区宽广，保证操作在较宽范围内调整流量而不致压力有大的下降及效率的下降，保证设备安全可靠及经济运行。由于其结构及密封方面的先进性，同时采用优化设计的水力模型，其效率比同流量、同扬程、同级数的平衡盘式多级离心泵高。

2.4 轴端密封与级间密封结构

ZDG型泵通过精密研制的螺旋密封巧妙实现泵腔的级间无接触密封，利用反螺旋反抽的原理，泵腔内高压经过叶轮级间密封、平衡轴套密封以及节流衬套密封等一系列反螺旋密封衰减达到常压，并通过平衡管部件使泵腔高压端的介质与泵吸入口相通，从而实现泵腔液体的内循环和无泄漏，轴端的密封采用螺旋密封与机械密封组合形式，特别是泵的高压端，首先由螺旋密封把高压水的压力衰减达到常压，使械密封的介质压力较低，为机械密封提供了良好的密封条件，极大地提高的机械密封的使用周期，由于ZDG型泵采用无接触密封，泵几乎无易损件，大大降低了维护和维修的工作量，将维修成本减少到了最低限度，并减低了操作工人的劳动强度。

2.5 转子的轴向定位及止推轴承

此泵结构形式为，转子在径向滑动轴承的径向定位下，其止推轴承面对面装配，靠高压侧止推轴承内侧有转子定位的调整垫片，两盘止推轴承中间安装定距轴套，在定距轴套上安装甩油环来使止推轴承润滑，此泵最特殊的就是两盘止推轴承在径向上悬空，底部是軸承箱，因此止推轴承的防转用钢带包裹止推轴承外圈在上下轴承箱中分面上用6mm螺栓预紧，并在此设计防转销已达到防转的目的。独特的结构形式，避免了以往普通结构推力轴承安装过程中的安装不到位，轴承跑外圈等常见问题，使检修工作量更小，检修效率，检修质量得到提高。

推力轴承间隙调整：ZDG型泵配置是双面推力轴承时，推力间隙为0.30mm-0.35mm,随着金属磨损，这个只会增大，在装配时可能达到0.50mm以上，此时调整轴承端盖处的调整垫片或推力轴承的定位环等。滑动轴承的间隙考虑到磨损等原因，间隙值用压铅法或双表法测定，设计规定值0.12mm-0.16mm，当超过0.25mm时应更换轴瓦。

3、此高压锅炉给水泵在运转过程中出现的问题与分析

神宁煤化工大甲醇装置从2009年建成并投料运转到现在，这两台泵在运行过程中也出现了一些问题，介绍如下：

3.1主轴瓦及止推轴承磨损：

此泵在运行过程中，出现径向轴瓦、止推轴承磨损、烧死现象。由于机械密封泄露，高温冷凝液进入轴承箱，使润滑油变质或无油润滑而导致径向轴瓦与止推轴承磨损、烧死现象。

3.2高压侧节流套与节流环磨损：

高压锅炉给水泵在运转过程中，出现无法盘车现象，拆检过程中发现，非驱动侧节流环与固定件泵壳的固定为过盈配合，依靠0.02-0.04mm的过盈量使其定位，在长期运行过程中，由于介质工况不稳定带来的冲击、冲刷与泵振动，造成节流环脱落，与之配合的节流套磨损、烧损而无法正常运转。

3.3驱动侧、非驱动侧机械密封泄露：

3.3.1机械密封循环冷却水管堵塞

在泵运转过程中，出现机械密封频繁泄露现象，拆检发现，机械密封冷却水管堵塞，机械密封在144℃的高温冷凝液下，动、静环磨损严重，辅助密封圈因高温老化、变形，无法密封导致机械密封泄露。

3.3.2驱动侧、非驱动侧机械密封压缩量不合适

拆检过程中发现，驱动侧、非驱动侧机械密封压缩量不相等，动、静环磨损加剧导致机械密封泄露。

4、技术改进机完善措施

针对高压锅炉给水泵在运转过程中出现的以上问题，提出了一些整改完善措施并付诸实施，取得了较好的效果。在后续试验过程中，两台泵运行平稳，未出现大的问题，对气化装置的正常运转起到了决定性作用。

在驱动侧、非驱动侧机械密封于轴承箱间加装挡水环，机械密封泄漏后，高温冷凝液无法进入轴承箱，保证径向轴瓦机止推轴承的正常运转。

在更换径向轴瓦时，新轴瓦再不刮削情况下，转子的半抬轴量大于转子总抬轴量的55%，说明轴承箱与泵体的装配位置不当，轴承箱下移（ZDG型高压自平衡锅炉给水泵轴承箱与泵体的装配方式为：定位销定位，法兰连接，无微量调整轴承箱相对位置的调整螺栓）。为使转子径向定位，在拆除原定位销同时，调整轴承箱相对位置，保证转子径向定位后在轴承箱与泵体配合处钻孔、绞孔，重新安装定位销，固定轴承箱位置，保证转子的径向定位而使高压锅炉给水泵正常运行。

在节流环与泵壳配合端面处打磨坡口并点焊处理，保证节流环与泵壳装配牢固实现了高压锅炉给水泵的稳定运转。

经常拆卸疏通循环冷却水管，并在循环水入口处架设过滤器，保证机械密封的良好冲洗、润滑与冷却，实现高压锅炉给水泵的长周期运行。

5、检修总结

ZDF型高压自平衡锅炉给水泵独特的结构形式，与以往一般多级泵检修不同，其必须注意：

注：图为ZDG型高压自平衡锅炉给水泵转子居中，非驱动端转自定位调整示意图。

A1：非驱动端轴承箱深度。

A2：转子剧中后，非驱动侧轴承箱端面距对中调整垫片的距离。

有三种情况：

（1）A1=A2，对中调整垫片轴向尺寸合适，止推轴承装配后转子对中。

（2）A1＞A2，对中调整垫片轴向尺寸过大，应车削去(A1-A2)mm,止推轴承装配后转子对中。

（3)A1＜A2，对中调整垫片轴向尺寸过小，应加厚(A2-A1)mm,止推轴承装配后转子对中。

ZDG型高压自平衡锅炉给水泵装配首先考虑转子居中（以上三种情况），转子居中后对中调整垫片尺寸是否合适，做相应调整，在保证转子对中的前提下，调整驱动侧、非驱动侧机械密封压缩量相同，最后调整转子工作窜量在0.50mm,此值可根据实际情况适当调整。

ZDF型高压自平衡锅炉给水泵，利用对中调整垫片及两盘止推轴承的轴向定位，利用泵轴两侧锁母调整叶轮与流道中心的对中，还要注意高、低压侧机械密封压缩量的一致，最后通过调整止推轴承压盖处的垫片厚度保证转子的工作游隙，一般多级泵要求间隙为0.30-0.50mm,根据现场检修经验一般调整到0.20-0.30mm,工作游隙的减小，适当的减小转子的轴向、水平及垂直各项振动，保证设备的长周期、满负荷稳定运行。

新型多级泵凭借其各项优越性能，简单的操作，检修周期的延长，检维修工作量的降低，更加受到企业的青睐.熟悉操作规程，加强设备巡检，掌握运行规律，紧跟发展，随时熟悉并掌握相关多级泵的知识，才能更好的提高检修效率，保证检修质量，使整个装置安全、稳定、高效生产。

参考文献

[1]任晓善.化工机械维修手册.化学工业出版社,2004.2 .

[2]王者顺.机泵维修钳工. 中国石化出版社,2007.

[3]《石油化工设备维修手册》.中国石化出版社,2004.

锅炉给水处理 篇7

废热锅炉是中海石油化学股份有限公司化肥一部从意大利引进的, 具有90年代先进生产技术的产汽锅炉。生产能力为100T/H高压蒸汽, 废热锅炉具有FDF运行方式和TEG运行方式。

在废热锅炉的仪表设备选型中, 锅炉给水调节阀选用了MASONELIAN生产的高差压调节阀 (FV-02030) , 该调节阀调节锅炉汽包液位的稳定, 起到着关键的作用。锅炉给水调节阀 (FV-02030) 引进汽包三冲量控制, 所以锅炉给水调节阀对生产100T/H高压蒸汽非常重要。否则, 将危及锅炉及高压蒸汽的安全稳定运行。

中海石油化学股份有限公司化肥一部自1995年投产到2009年14年期间, 锅炉给水调节阀基本上能够安全稳定运行, 但有时会发生对锅炉汽包液位调节不稳定的紧急情况。2005年在一次开车过程中发现该调节阀 (FV-02030) 投用后, 发现阀芯、阀杆旋转偏向180°造成反馈杆扭断, 调节阀失控的现象, 险些造成汽包泛液的重大事故, 严重影响了开车的顺利进行。

下面对锅炉给水调节阀 (FV-02030) 本次事故进行全面分析及处理作以下介绍。

2 锅炉给水调节阀 (FV-02030) 的事故诊断过程

2.1 锅炉给水调节阀 (FV-02030) 的结构图 (如图1所示)

2.2 锅炉给水调节阀 (FV-02030) 的技术指标

介质:HP炉水;温度:120℃;压力:13MPa;压差:2.24MPa;液量:96.8T/H;液量特性:等百分比;行程:80mm;阀体尺寸:3;阀体材质:WCC;阀内形式:单座笼式;阀芯材质:17-4PH;阀杆材质:17-4PH;阀笼材质:17-4PH;阀座材质:A316ST;CV:105;膜头型式:37-41321。

2.3 锅炉给水调节阀 (FV-02030) 发生事故的原因分析

根据故障发生状态, 可能为阀门内平衡密封圈损坏或脱落, 阀内件尺寸配合间隙过大, 气动薄膜执行机构等问题。

3 锅炉给水调节阀 (FV-02030) 的处理过程

(1) 将该阀工艺隔离、泄压后, 解体检修。首先, 检查气动薄膜执行机构部分没有发现问题, 各紧固件, 弹簧预紧力完好。解体阀体部分, 发现阀芯与阀笼间平衡密封环 (材质为特氟隆R-TFE) 安装方向反向, 且有裂纹, 初步确定为平衡密封环装反和损坏, 影响该阀的导向、密封, 并由于高压差作用而发生震荡。

(2) 在对阀体内件阀芯、阀笼的检查中, 发现阀笼内壁上有密集的环状凹形痕迹, 经实际测量, 发现阀笼与阀芯之间间隙尺寸最大处 (中间部分) 0.6㎜, 最小处 (上下两端) 0.3㎜, 超出了合理的装配尺寸, 经分析后认为阀芯在高差压作用下产生高频振荡, 使阀芯、阀笼间隙量增大, 高压差水流在阀芯、阀笼的间隙中形成涡流致使阀芯转体, 这才是该阀产生故障的直接原因。

(3) 在处理过程中, 阀内平衡密封已无备件, 根据渗碳F4具有抗磨性、自润滑性及温度使用范围 (耐温250℃以下) , 本人选用渗碳F4加工成C型平衡密封环, 并将原平衡密封环内衬螺旋形钢圈小心拆下, 安装在新加工的平衡密封环内, 形成新加工平衡密封环的内骨架。

在修复阀芯、阀笼过程中, 根据阀内件材质 (阀芯材质为AISI17-4PH, 同SUS630, 国内材料对照为0Cr17Ni4Cu4NB) 决定选用SUS316 (国内材质为00Cr18Ni14M02Ti) 焊条, 阀芯表面堆焊, 考虑到阀芯较阀笼更容易机械加工, 先将阀笼找正后用机床将阀笼内径车去0.2㎜, 由阀笼尺寸做为基准来配合加工阀芯, 由于该调节阀工艺操作条件独特, 温度高且差压大, 对阀内件材质选择、间隙量控制尤其重要, 间隙过小, 阀芯与阀笼会在工作状态下发生热膨胀突然抱死, 间隙过大, 又会发生阀芯振荡, 产生流量波动。根据其材质的机械性质, 在无原厂装配图纸的情况下, 本人参考国内外同类材质, 类似结构形成调节阀的产品技术参数, 根据多年的实际工作经验, 将阀笼内径与阀芯外径的间隙量控制在0.1mm～0.15mm之间。机加工完成后, 阀笼、阀芯实际装配间隙为0.13mm。回装投用后, 工作状况稳定, 再未发生旋转现象, 经过本次对给水调节阀的事故处理, 在投用期间再没有出现过任何问题, 满足了工艺生产要求。

4 结论

(1) 在调节阀检修处理中, 对调节阀的结构、性能必须熟练掌握。

(2) 在修复选择备品备件的替代品时, 应根据工艺要求, 调节阀自身要求, 选择合理的替代材料及备件。

(3) 机加工修复的阀内件, 应严格控制其加工尺寸, 保证在尺寸公差范围内。

(4) 调节阀装配严格按照装配程序进行, 检修质量是保证生产稳定运行的关键。

锅炉给水处理 篇8

给水泵的技术性能见表1, 高压锅炉给水泵主要零部件材料见表2。

2 问题的产生

100–P14C泵自2011年10月10日设备更新并投入正常运行, 截至目前累计运行5a, 从检测情况观察振动、温度良好。但从2016年7月开车以来, 机泵运行效率开始有下降趋势, 直至8月系统低负荷运行, 机泵运行效率偏低。在8月底, 随着页岩气并入系统, 装置高负荷运行, 100 P14C运行效率明显下降 (见表3) , 对8月27日效率计算较刚投运时降低了10%;电流由刚投运时的117A涨至123A;出口压力也降低了1MPa左右, 目前系统在负荷30 500m3 (标) /h时高压压力只能维持在12.3MPa左右, 才能维持两汽包液位稳定;而平衡腔压力在泵运行初期为0.34MPa, 运行至2016年8月27日为0.4MPa, 可见系统提升负荷后, 压力逐渐上涨 (表4) 。

3 高压锅炉给水泵解体检查

为了解决100–P14C平衡腔压力偏高的问题, 2016年8月28日, 对100–P14C进行解体检查。拆除轴承及机封, 取出平衡鼓, 吊出泵盖, 拆下平衡套, 发现泵盖与平衡套密封端面冲刷严重, 最大深度达50mm, 出现的凹坑有多处, 整个密封面均有冲刷的痕迹, 平衡套密封O环碳化, 泵盖冲刷严重部位呈孔状 (见图2) , O环严大部分已被冲掉。平衡套O环剩余部分断面见图3。

4 引起高压锅炉给水泵平衡腔压力高的原因浅析

4.1 高压锅炉给水泵平衡套O形密封圈方面的原因

现场查看高压锅炉给水泵泵盖内表面极不圆整, 有很多麻点 (见图2) , 经分析密封面存在着同轴度偏差, 密封高度不相等以及O形密封圈截面直径不均匀等现象, 可能使得O形密封圈的一部分压缩过大, 另一部分过小或不受压缩。当密封面存在偏心即同轴偏差大于O形密封圈的压缩量时, 密封沟槽同轴度偏差大的另一个害处是使O形密封圈沿圆周压缩不均。此外, 还有由于O形密封圈截面直径、材质硬度等的不均以及平衡套表面粗糙度等因素的影响而失效。O形密封圈失效导致流体冲刷, 高压锅炉给水泵泵盖与平衡套密封间隙越大, 大量的锅炉水长时间更加冲击泵盖, 在不断的锅炉水冲击力的作用下, 导致泵盖内表面被一点一点剥落, 进而导致大量泄漏, 因而出现平衡腔压力高。

4.2 工艺运行方面的原因

由于使用温度是影响O形密封圈永久变形的一个重要因素。高温会加速橡胶材料的老化。工作温度越高, O形密封圈的压缩永久变形就越大。当永久变形大于40%时, O形密封圈就失去了密封能力而发生泄漏。因压缩变形而在O形密封圈的橡胶材料中形成的初始应力值, 将随着O形密封圈的驰张过程和温度下降的作用而逐渐降低以致消失。氟橡胶耐热性界限为140℃, 而100–P14C工作温度最高达到141℃, 对O环造成影响, 降低其强度, 减少其寿命, 由于泵盖与平衡套间歇本身比较大, 所以水量的冲击更可能加剧了O环的损坏。在系统停运时, 由于泵长期处于常温状态, O形密封圈由于温度的急剧降低而减小或完全丧失回弹性能, 多次作用使O环失效, 最终导致密封端面泄漏, 造成平衡腔压力高。

综上所述, 高压锅炉给水泵平衡腔压力高主要是由于平衡套O形密封圈失效造成。O形密封圈失效的原因有两个方面, 一是O形密封圈材质耐高温及抗温差性能;二是与工艺系统经过长期运行后大修停运有关, O形密封圈硬化失去回弹性能。

5 处理方法选择

当初考虑100–P14C泵盖修复难度大, 准备重新加工套环进行镶嵌处理, 因检修公司车床精度不高, 极易造成偏心, 难以达到原设计要求。由于2014年大修距离现在仅2个月, 只要措施得当进行局部修复处理, 完全可以满足工艺要求。

6 处理过程

6.1 高压锅炉给水泵泵盖缺陷打磨、补焊处理

高压锅炉给水泵泵盖与平衡套密封端面需用电磨打磨后上车床进行加工, 而现场不具备条件, 决定将其拉到检修公司压容部机加厂房配作修磨, 密封部位与平衡套配套进行, 组对间隙努力控制使其不能偏大。清除坡口及两侧的油, 污、水分等污染物。

采用氩弧焊补焊时严格控制好熔深, 焊缝只能在泵盖内腔进行, 严禁熔到泵盖底部本体上 (见表5) 。按规范施焊, 严格控制热输入, 认真清理各层间焊渣、飞溅及其它缺陷。整圈焊缝分段 (沿圆周均分为8等分) 对称施焊。焊前进行预热处理, 焊后进行消氢处理, 工艺评定:277.GTAW/SMAW-Ⅶ-5/Ⅳ-1-1G-12。

6.2 高压锅炉给水泵泵盖内腔直径的确定

依据在现场所测得的高压锅炉给水泵泵盖内腔直径、平衡套外径、高压锅炉给水泵泵盖O环密封函等尺寸, 确定高压锅炉给水泵泵盖O环密封函的精确尺寸, 经咨询嘉利特荏原泵业有限公司售后技术服务人员, 设计间隙值为0.02mm, 结合现场测绘实际情况, 最终确定高压锅炉给水泵泵盖内腔直径为240.07mm (图4) 。

6.3 PT.探伤检查检测

冷却后, 焊缝进行100%PT.探伤检查, 检测标准:JB/T4730-2005, 合格级别:PT.Ⅰ级。

6.4 高压锅炉给水泵泵盖补焊部位光刀

据先前确定的高压锅炉给水泵泵盖内腔直径 (240.07mm) 。采用C5225万能双柱2.5m立式车床, 为防止出现车床跳动造成进刀量偏差, 避免出现泵盖与平衡套间隙大, 先将内控尺寸粗加工到239.9mm, 然后将其精加工到240.07mm, 最后表面做抛光处理及PT.探伤检查检测。

7 修复效果评价

高压锅炉给水泵泵盖机修复完成以后 (图5) , 立即进行了装配并投入使用。经过近一周运行, 平衡腔压力均保持0.36MPa, 电流较修复前最多下降了12A (表6) , 达到设计时水平, 运行十分稳定, 证明本次采取修复方法是成功的, 达到预期的目的。

8 结束语

为了避免高压锅炉给水泵在装置运行过程中再次出现平衡腔压力高, 一方面在炉给水泵泵盖加工过程中应提高炉给水泵泵盖内腔直径加工精度, 在平衡套安装过程中严格控制其安装间隙, 提高密封面的加工精度以及减小偏心是保证O形密封圈具有可靠的密封性和寿命的重要因素。同时避免平衡套与泵盖间隙过大造成O形密封圈压缩量不够无法完全密封。另一方面应加强运行管理, 特别在系统停运时, 应保持泵内水温, 避免O形密封圈由于温度的急剧降低而减小或完全丧失回弹性能, 延长O形密封圈使用寿命。特别在运行一段时间后长时间停运系统, 应尽量更换O形密封圈, 或者选择抗温差变化能力强的O形密封圈。

参考文献

[1]董定元.金属管焊接[M].北京:机械工业出版社, 1997.

[2]黄振仁.压力管道安全技术现状及对提高压力管道安全性的建议[J].化工机械, 1997, (6) :359-363.

锅炉给水处理 篇9

我公司日产2 500 t甲醇装置中压锅炉给水泵透平J542由美国Elliott公司设计并制造,透平型号为DYR PE111,厂家序列号为E902320,型式为背压式,调速系统为气动式,见图1。中压锅炉给水泵透平J542现场外形见图2,设计参数见表1。中压锅炉给水泵J442A由嘉利特荏原泵业有限公司设计并制造,型号为TDF150-120×5,厂家序列号为GR09402601,设计参数见表2。

1故障现象

中压锅炉给水泵透平J542于2010年10月投用,投用以来运行正常。直到2012年2月10日,中压锅炉给水透平两端轴承振动大,超出报警值,透平进汽端轴承振动趋势见图3,排汽端轴承振动趋势见图4。

2原因分析

为了分析中压锅炉给水泵透平J542轴承振动大的原因,彻底解决轴承振动大的问题,从在线状态监测系统调出透平两端轴承振动频谱图(见图5和图6),发现轴承振动大主要由工频引起。0.5倍频非常小,说明透平没有发生摩擦故障;2倍频也比较小,说明透平找正对中没有问题。

从在线状态监测系统调出中压锅炉给水泵透平转速趋势图,发现透平转速波动大,见图7,与振动趋势的对比见图8,发现每当透平转速发生较大的波动时,振动也跟着增大,因此,判断透平振动大是由转速波动大引起的。

为了解决中压锅炉给水泵透平轴承振动大的问题,必须先解决透平转速波动大的故障。透平转速波动大可能由以下原因引起:

(1)透平进汽压力变化;

(2)透平进汽温度变化;

(3)透平排汽压力变化;

(4)透平排汽温度变化;

(5)透平所驱动中压锅炉给水泵入口压力变化;

(6)透平所驱动中压锅炉给水泵入口温度变化;

(7)透平所驱动中压锅炉给水泵出口压力变化;

(8)透平所驱动中压锅炉给水泵出口温度变化;

(9)透平调速系统执行器动力气源压力变化;

(10)透平缸体积水;

(11)透平调速阀卡涩;

(12)透平调速系统定位器进气过滤器堵塞;

(13)透平调速系统定位器滑阀卡涩。

中压锅炉给水泵透平入口蒸汽来自中压蒸汽管网,进汽压力一直为3.1 MPa左右, 进汽温度一直为353 ℃左右;出口蒸汽连接低压蒸汽管网,排汽压力一直为0.5 MPa左右,排汽温度一直为198 ℃左右。透平所驱动的中压锅炉给水泵入口锅炉水来自脱氧槽,入口压力一直为38 kPa左右,入口温度一直为100 ℃左右;出口锅炉水至辅助锅炉汽包,出口压力一直为4.05 MPa左右,出口温度一直为109 ℃左右。透平调速系统执行器动力气源来自工厂空气储罐,压力一直为0.6 MPa左右。在中压锅炉给水泵透平转速波动前后,以上参数均没有明显变化,说明中压锅炉给水泵透平转速波动不是由于工艺参数所引起。

打开中压锅炉给水泵透平缸体疏水器旁路阀门检查,确认透平缸体没有积水情况;缓慢打开透平加载阀,观察调速阀开关情况,确认透平调速阀没有卡涩现象。拆开中压锅炉给水透平调速系统定位器进气过滤器,发现过滤器较脏。拆开透平调速系统定位器滑阀,发现定位器滑阀有卡涩现象。判断中压锅炉给水透平转速波动大是由于调速系统定位器进气品质差,导致定位器滑阀卡涩,造成透平转速波动大。

3处理措施

中压锅炉给水泵透平两端轴承振动大是透平转速波动大造成,而透平转速波动大是由于透平调速系统定位器进气品质差,导致定位器滑阀卡涩所造成。为了彻底解决中压锅炉给水透平两端轴承振动大的问题,我们做了以下工作。

(1)中压锅炉给水泵透平调速系统执行器动力气源更改为仪表空气储罐气,因为工厂空气比较脏,而仪表空气经过了过滤和干燥处理,相对比较干净。

(2)清理中压锅炉给水泵透平调速系统定位器进气过滤器。

(3)清理中压锅炉给水泵透平调速系统定位器滑阀组件。

4结语

优化给水流程提高锅炉效率 篇10

1 问题的提出

近几年来, 该企业开展节能降耗活动, 采取了一系列技术改造措施, 收效颇为明显。例如, 该锅炉房针对用户生产用汽的需求, 合理调节燃烧工况, 而现实情况却是, 生产用汽负荷经常在 (2-4) t/h之间, 使用一台炉子满负荷运行应该有富余量, 但实际情况并非如此, 经过多年运行数据的统计, 分析得出以下结论:在除氧器正常工作的情况下, 除氧器本身耗汽量约占锅炉总产汽量的10%左右。这就是说, 锅炉若产生4t蒸汽, 首先除氧器要消耗掉0.4t蒸汽, 然后才能将剩余的蒸汽向外供应。由于除氧器属于锅炉房范围内设备, 所以, 通常将除氧器的耗汽称作“自用汽”。那么, 如果能将“自用汽”降低, 相应地就增大了外供汽量。

2 可行性分析

较大的工业锅炉通常在后部烟道内都布置有铸铁式省煤器 (或钢管式省煤器) , 一般工业蒸汽锅炉的给水流程是:软化水箱→软水泵→除氧器→除氧水箱→给水泵→省煤器→锅炉。

进入锅炉的给水必须经过除氧处理。大多数锅炉都配有大气式热力除氧器, 要求软化水在进入除氧器的时候, 通过新鲜蒸汽加热软化水, 使水温度达到 (102-105) ℃时才能将水中的氧气析出, 以满足锅炉给水中对溶解氧指标的要求。

另外, 工业锅炉所用的铸铁省煤器属于非沸腾式, 按规程要求, 省煤器出口水温应低于饱和温度 (40-50) ℃, 否则会引起沸腾和发生水击故障。但是, 由于工业锅炉运行压力较低, 按上述要求运行有一定的困难, 例如, 该锅炉房锅炉压力通常为 (0.6-0.8) MPa, 其饱和温度为 (164-174) ℃, 所以运行中允许省煤器出口水温最高为 (120-130) ℃。试想把 (102-105) ℃的水送入省煤器去加热, 给水只能在省煤器内加热提高 (20-30) ℃, 如果用热负荷大, 运行起来还比较正常;但若在用热负荷小的情况下运行, 司炉工就得关小给水阀门, 势必容易发生超温现象。这样的给水工艺流程, 需要经常监视出口水温情况, 并且经常要使用循环阀门进行水量调整 (即让水通过省煤器循环到除氧水箱中去) , 有时还因循环水量过大而引起除氧水箱内水的温度过高, 又被迫把热水放掉一部分而白白地浪费掉能量。

综合上述情况, 对传统的给水工艺流程有必要进行改造, 改造后的给水流程改变为:软化水箱→软水泵→省煤器→除氧器→除氧水箱→给水泵→锅炉。

新的给水流程把省煤器从锅炉的水泵压力系统中分隔出来, 另外形成低压系统, 对省煤器的安全运行更有保障。同时, 让低温软化水直接进入省煤器预热, 由于温差较大, 能有效利用烟气余热提高给水温度, 降低排烟温度。另外, 新的给水流程更能节约除氧器的蒸汽耗用量, 因为锅炉给水首先在省煤器内预热到 (70-90) ℃之后, 加热除氧器内软化水的蒸汽用量将会大大减少, 这样势必提高了锅炉外输送蒸汽的能力, 也就是说增大了锅炉的有效出力。

不久前我们按上述方案对该锅炉房的锅炉给水管道进行了改造。给水实现了新的流程:“软化水先经过省煤器预热, 然后再流入除氧器”, 这样, 控制“自用汽”消耗的阀门开度开的很小, 操控更加简化。

需要说明的是, 改造后的给水流程不适合于钢管式省煤器, 只适用于铸铁式省煤器, 其原因是软化水在省煤器内加热后, 水中的部分溶解氧要析出来对金属产生腐蚀, 由于铸铁式省煤器本身具有耐腐蚀性, 壁厚又在10mm以上, 所以铸铁式省煤器长期使用该系统应该不会有什么问题。同时, 对省煤器出口至除氧器入口的这一段管道也要加强防腐措施。

3 效果总结

锅炉给水处理 篇11

1.1 制粉系统漏风对锅炉效益的影响

在锅炉的各项热量损失中, 排烟热量损失所占比例最大, 大概为4%~8%。而排烟温度在一定程度上决定了排烟损失的大小。根据理论计算和运行经验表明, 锅炉排烟温度每升高10℃~15℃, 锅炉热效率就会下降0.8%~1.0%。

在实际运行过程中, 由于磨煤机出力不足或低负荷运行中, 经常手动开启冷风门的方式降低磨煤机出口温度, 导致制粉系统大量漏风, 长时间的运行严重影响了锅炉的安全性和经济效益。现就2010年11月1日#4锅炉运行数据进行分析:运行方式:#2、3、5、6磨煤机运行, #3、5磨煤机冷风门开度分别为50%、70%, 4小时后#3、5冷风门全部关闭, 根据11月1日#4锅炉实时运行数据得出:1-4时冷风门开启时排烟温度的平均值为t1=125.375℃, 5-8时冷风门关闭时排烟温度的平均值为t2=121℃, 排烟温度下降值△t=4.375℃。

根据理论计算和运行经验计算, 锅炉效率上升△η=0.35%。计算燃料确耗量D0为99.56t/h, 由于锅炉效率上升节约的燃料量为:

△D=D0*△η=99.56*0.35%=0.348t/h

每小时节约燃料核算为 (煤炭价格为174元/吨) :

M=0.348*174=60.552元/小时

#5锅炉去冬今春大负荷期间, 由于磨煤机出力不足、回粉管回粉不畅以及给煤发热量高等原因, 造成磨煤机出口温度过高, 为降低磨煤机出口温度, 4台磨煤机的冷风门基本上处于开启状态运行, 由于开启冷风门造成的排烟损失按损失燃料煤计算, 时间设定为5个月。

M=60.552*24*30*5=217987.2元

通过计算可以看出, 仅仅是由于开启冷风门导致制粉系统漏风, 排烟温度升高, 所带来的损失就高达217987.2元, 同时还有引风机电流增大所带来的电耗在这里不在进行计算。

1.2 对策

基于制粉系统漏风对锅炉效率的影响, 在今后的运行中应采取以下相应措施:

(1) 加强对制粉系统的巡回检查, 发现回粉管堵塞时及时进行倒磨放粉, 保证磨煤机出力; (2) 对高温炉烟管路进行缩减改造。今年夏季#5炉#1制粉系统高温炉烟管道进行缩减改造, 改造后, #1磨煤机在实际运行过程中, 在不开启热风门和冷风门的情况下, 磨出口温度能够控制在规定值内且运行较平稳。 (3) 加强燃烧和配风调整。

1.3 制粉系统漏风对省煤器的影响

由于制粉系统漏风, 锅炉负压波动大, 较大颗粒的灰粒被带到尾部烟道, #4、5锅炉吹灰器故障, 运行中长期无法正常投入, 同时省煤器落灰管排灰不畅, 从而造成尾部烟道堵灰, 从检修期间打开观察孔观察, 局部形成了烟气走廊。

今年#3、4、5锅炉省煤器都相继发生漏泄问题。从抽样检查中发现, 管子表面出现明显的小凹坑, 主要是大的颗粒飞灰对管壁的垂直冲击即冲击磨损。

1.4 对策

基于制粉系统漏风对省煤器等尾部烟道管道的堵灰磨损, 在今后的运行中应采取如下改进措施: (1) 加强锅炉给水的水质化验, 保证水质合格。 (2) 加强对锅炉吹灰设备的检修和更新, #4-5炉保证吹灰压缩空气压力在0.8MP以上, 确保运行期间吹灰器的正常投入。 (3) 保持省煤器落灰管通畅减少锅炉尾部烟气的含灰量, 降低了烟气比重, 减少尾部烟道堵灰的可能性。

2 给水温度低分析

2.1 给水温度低对锅炉效率影响

在实际运行中, 一般认为, 汽机高加退出后, 给水温度降低, 会导致排烟温度升高, 锅炉热效率下降。这种观点有一定道理, 依据是:给水温度降低时, 为保证锅炉的蒸发量, 必须加入更多的燃料, 从而导致锅炉对流受热面热量增加。这种观点在锅炉运行良好、排烟温度正常的情况下可能成立, 但是在锅炉排烟温度高于设计、运行状况不太好的情况下就不能成立了。通过我们多次实际试验, 退出高加后, 给水温度降低会使排烟温度也明显下降。分析原因, 结合上面所讲, 给水温度降低确实会使燃料量增加, 但是一方面由于退出高加后, 用汽量减了下来, 锅炉负荷会降低, 另一方面, 由于本来排烟温度偏高, 给水温度降低后, 省煤器换热温压增加, 增加了换热效果, 因此排烟温度会下降, 锅炉热效率会增加。当然, 并不是可以一味地退出高加, 只是在目前排烟温度偏高的情况下的权宜之计, 因为用高加来提高水温, 利用的是电厂的回热循环, 效率必然要高, 除非高加有泄漏。

2.2 给水温度低对锅炉容量的影响

给水温度的确定取决于锅炉参数 (压力) 和容量 (额定负荷) 。那么当锅炉给水温度降低, 锅炉参数不变情况下, 如何确定锅炉的容量, 下面进行了相应的计算。

首先假定主蒸汽温度为额定值的535℃, 主蒸汽出口压力变化值为9.0MP-8.0MP, 主蒸汽焓值如表1。

在温度 (t=535℃) 不变的情况下, 汽压变化值8.0MP-9.0MP, 焓值 (h″) 变化幅度仅为1%, 变化影响幅度不大, 所以压力变化对于负荷影响不大。

给水温度变化时, 在不考虑锅炉燃烧情况以及各项热损失的影响, 对于锅炉负荷 (D) 的影响如表2: (汽压变化时主蒸汽焓值变化不大, 因此假定锅炉主蒸汽温度t=535℃, 主蒸汽压力为9.0MP, 主蒸汽焓值h″=3472.05 kJ/ (kg.K) , 主给水压力为13.0MP)

D1=△h1″/△h0″*D0 (公式1)

式中:

D0-给水温度为额定值时的锅炉最大额定负荷, t/h;D1-给水温度为t1时的锅炉最大额定负荷, t/h;△h0″-给水温度为额定值时的蒸汽与给水焓值, kJ/ (kg.K) ;△h1″-给水温度为t1时的蒸汽与给水焓值, kJ/ (kg.K)

2.3 给水温度低对锅炉超负荷运行影响

2.3.1 锅炉给水温度低造成锅炉超负荷运行

锅炉实际运行过程中, 由于给水温度降低, 导致锅炉燃料量增加, 容积热负荷增大, 为了追求锅炉负荷和蒸汽压力, 常常存在强带负荷现象, 同时由于给水温度对于锅炉容量关系无法正确判断, 造成锅炉长期超负荷运行, 长期超负荷运行对于锅炉的危害非常大。在日常运行当中依照表2所计算出的给水温度下锅炉最大额定负荷运行, 避免锅炉超负荷运行。

2.3.2 对策

针对锅炉由于给水温度降低造成的超负荷运行情况, 在今后的运行中应采取如下改进措施: (1) 在满足汽机要求负荷的情况下, 尽量使机组运行在额定处理以内, 避免超负荷运行。 (2) 在给水温度降低导致排烟温度降低时, 采取热风再循环等措施, 避免尾部受热面低温腐蚀。 (3) 加强燃料调整和配风调节, 避免炉膛局部超负荷运行, 造成炉膛结焦和出口温度过高

参考文献

[1]严家騄.余晓福.水和水蒸气热力性质图表[M].北京:高等教育出版社, 1995.