电厂启动锅炉

电厂启动锅炉（共12篇）

电厂启动锅炉 篇1

1 汽包壁上部与下部的温度差异

在升温、升压过程中,汽包上下壁温差表现在汽包壁上部温度比下部温度要高,如图1所示。导致这种现象的原因主要是:

第一,汽包壁上部是蒸汽,下部是水。在锅炉启动的升压过程中,工质温度也随之上升,汽包壁金属温度低于工质温度,形成工质对汽包的加热。汽包下部为水,对汽包壁对流放热,汽包上部为蒸汽,对汽包壁凝结放热传热。后者的放热系数比前者要大3～4倍,因此,汽包上半部壁温升得要比下半部壁温快。第二,上部饱和蒸汽温度与压力在升压过程中是单一的关系,温度与压力同时上升。汽包蒸汽空间的蒸汽只会在压力下降时过热,而不会欠热。下部水温的上升要靠工质的流动与混合,上升迟缓。升压速度越快,汽包上下部介质温差就越大。第三,在启动开始阶段,蒸发区内的水自然循环还不正常,汽包内的水流动缓慢或局部停滞。存在局部停滞区的水温明显偏低,汽包上部壁温高,金属膨胀量大。下部壁温低,金属膨胀量相对较小。结果是上部金属的膨胀受到下部的限制,上部产生压缩应力,下部产生拉伸应力,如图2所示。上下壁温差越大,则热应力就大,为避免汽包壁出现过大的热应力,通常规定汽包上下壁金属的温差要控制在50℃以下。

2 汽包壁内外的温差

在锅炉启动过程中,汽包金属从工质吸收热量,其温度不断升高,并通过保温层向外界散热。所以,汽包壁的内表面温度较高,外表面温度较低,从而产生热应力。其应力部位在内外表面较大。内表面金属承受压应力,外表面金属承受拉应力。

3 内压产生的应力

随着锅炉内部工质压力的升高,汽包筒壁会承受渐趋增大的机械应力。汽包的上下壁金属温差和筒壁金属的内外温差均可能导致热应力。这些温差的大小在一定程度上决定于工质的温升速度,温升速度越大则温差越大。一般规定汽包内工质的平均温升速度要在1.5℃～2.0℃/min。只有对于充分掌握锅炉性能和具有丰富操作经验的运行技术人员而言,温升速度才可以适当加快。通常一定要根据锅炉升温、升压曲线进行升温、升压。

在开始阶段,汽包内的压力较低,筒壁金属主要承受由温差引起的热应力,而这时的各种温差一般较大,因此,温升速度必须小一些。同时,压力越低升高单位压力的相应饱和温度上升值越大,所以,开始阶段的升压应尤其要缓慢。在此阶段内,要采取各种措施促进水冷壁管内的水循环,加强汽包内水流动,以减少汽包的上下壁温差。之后,水循环逐渐正常,汽包上下壁温差逐渐减小,而此时仍要限制升压速度,使汽包壁的内外温差不致于过大。在压力接近额定值时,汽包壁金属的机械应力接近设计值,这时仍要限制升压速度,同时要注意,在锅炉启动前的进水和停炉的冷却过程中,也要尤其重视汽包的热应力问题。在锅炉启动前,要向锅炉注水。向锅炉进的水都是经过处理的除氧水,也就是进入锅炉的水必须满足锅炉给水的品质要求。进水温度要在90℃以上,防止具有压力的水进入无压力的汽包时出现大量的蒸汽,导致给水和热量损失。此外,还必须避免进水温度太高而造成汽包内外壁之间形成过大的温度梯度,出现很大的热应力,防止汽包出现弯曲变形或焊口产生裂纹等。但是,在汽包的材料具有较高的冷脆性时,进水温度也不可过低,要按具体材料的要求确定。向锅炉进水的速度也不可过快,特别是在进水初期更要缓慢,防止由于受热不均而损伤设备。进水时间要看水温、气候、锅炉型式和设备是否有缺陷而确定。高压以上锅炉进水时间通常为2～4h,冬季的进水时间要比夏季长,对有缺陷的锅炉,其进水时间要适当延长。锅炉点火以后,因为锅水受热膨胀、汽化,水位必须不断上升,所以,锅炉进水仅允许进到汽包水位计的最低可见水位。这个最低可见水位即为点火水位。

4 水冷壁的保护

在启动初始阶段,水冷壁受热缓慢,管内含汽量较少,水循环不太正常,这时投入的燃烧器数目较少,水冷壁受热和水循环有较大的不均匀性。若同一联箱上并列管子的金属温度不同,就可能出现一定的热应力,如果严重,可能使下联箱变形或管子损伤。对于膜式水冷壁，特别要注意此类受热不均的问题。

电厂启动锅炉 篇2

4.1锅炉禁启动项目

4.1.1大修后的锅炉未进行水压试验或水压试验不合格。

4.2.2锅炉过热蒸汽温度表、压力表、壁温表、炉膛压力表、汽包水位表等主要表计缺少或不正常。

4.1.3锅炉对空排汽门、事故放水门、燃油快关阀及主要执行机构，经试验动作不正常。

4.1.4炉膛安全监控系统、监测计算机及火焰监视电视不能投入正常运行时。4.1.5当充压汽水管道发现裂纹时。

4.1.6大修后的锅炉启动前应做好冷风动力场试验并合格。4.1.7主要保护联锁试验不合格或不能投入运行时。4.2锅炉启动前的检查： 4.2.1锅炉启动前检查内容

a.锅炉本体及辅机检修工作全部结束，现场清洁，验收合格，工作票全部收回。

b.锅炉大、小修后改进的设备和系统，运行人员必须熟悉设备异动情况，并做好记录。

c.检查燃烧室、水冷壁、过热器、省煤器、空预器、烟风道、制粉系统等设备系统完好，内部清洁无杂物，炉墙、各孔门完整，确认无人后关闭；

d.检查燃烧器设备外型完好，无焦渣，二次风调整装置动作灵活，风门位置正确，程控点火装置及油枪完整好用。炉前油系统及蒸汽吹扫系统完好；

e.检查汽包水位计均在投入状态，水位计应有清楚明显的正常、高低极限水位的刻度。水位计保护罩牢固，照明充足，事故照明可靠。汽水侧阀门及放水门操作灵活，不泄漏。试验汽包小间电话畅通。检查安全阀、排汽门、压力表等附件完整齐全。

f.检查各风压、负压、压力表管，各温度、壁温测点，各取样、监测表管齐全完好，各测量、控制、指示仪表齐全完好并投入。

g.检查各电动门，各调整门及气动门执行机构外形完整，开关灵活，传动装置连接牢固，电动门均在电动位置，气动执行机构均在自动位置，就地开度与表盘指示一致。电动门均已送电。气动门气源压力正常。

h.检查各处膨胀指示器完好，指示正确。i.检查各处炉墙，管道保温齐全完整。

j.检查炉膛下部灰斗内无杂物，灰沟畅通，捞渣机轴封水已投入，液压挡板已打开，渣斗密封严密，不漏风。锅炉底部渣斗及水封槽已注水正常，捞渣机渣斗内有一定的溢水量；

k.检查火检冷却风机及系统完好。

l.检查各项自动、保护装置应具备投入条件。

m.检查火焰监视电视系统、水位监视电视系统工作正常，图象清晰。n.检查消防系统完好备用，各处照明充足。4.1锅炉上水

按“锅炉启动前检查内容”检查合格，锅炉本体及汽水系统检修工作结束，工作票已收回，接值长锅炉上水通知后，可向锅炉上水。如炉中有水，应化验水质合格，不合格应将水放掉，重新上水；按“锅炉启动前上水检查卡”要求检查各系统阀门位置正确

a水质应为除过氧的合格除盐水；

b上水温度：以汽包壁温为依据，不高于汽包壁温40℃，必须控制上水后的汽包壁温>30℃；一般控制给水温度不高于90℃

c上水速度：进水速度应均匀缓慢，锅炉从无水至水位达到汽包水位计负100 毫米处所需时间为夏季不少于2 小时，冬季不少于4 小时。如对锅炉补充上水，上水时间可适当缩短，但炉水温度与上水温度之差不许大于40 ℃

d上水前通知化学，联系汽机值班员，利用给水小旁路经省煤器向锅炉上水。上水时可先用给水小旁路，然后根据需要切换大旁路；

e上水过程中，应检查汽包、联箱的孔门及给水管路各处的阀门。当发现法兰、堵头等处漏水时，应停止上水予以处理

f上水过程中严格控制汽包上下壁温差不超过50℃，若超出时，应停止上水，并做好记录，待汽包壁温差恢复后方可继续上水；

g上水过程中，省煤器空气门冒水后及时关闭；上水至汽包水位－100mm时，停止上水，并注意水位不应有明显变化，如有应查明原因，及时消除；上水后校对主控与就地水位计一次，水位偏差较大时及时联系检修处理。

h上水前和上水后各记录膨胀指示值一次。i上水结束后，开启省煤器再循环门 4.3锅炉启动前的试验

锅炉启动前应进行以下项目的试验，其试验方法及步骤按第六章试验内容的要求进行：

a锅炉承压部件检修后的水压试验 b辅机启停及事故按钮试验。c锅炉联锁保护试验。d转机动力试验。e阀门挡板试验

f安全门大修后校对试验。4.4 点火前的检查：

4.4.1检查汽水风烟系统，各门状态如下： 4.4.1.1 给水系统：

a.主给水管道截止门关，调整门关。b.给水大旁路截止门、调整门关。c.给水小旁路截止一道门、二道门关。d.给水管路各放水门关，空气门关。e.反冲洗总门关，给水采样门开。4.4.1.2 减温水系统：

a.减温水总门关。

b.一减左右调整门、手动门、放水门关。c.二减左右调整门、手动门、放水门关。d.一、二减流量表一次门开。4.4.1.3 疏放水系统：

a.左右侧连排手动门开，调整门关。b.连排至定排扩容器直通门开。

c.炉水采样门开，加药门联系化学同意后关闭。d.集中下降管排污一、二道手动门关。

e.各循环回路排污手动门关。

f.各循环回路加热门，手动门关，自用蒸汽手动门关，底部加热手动总门关闭后加锁，关闭疏水门。

g定排母管放水一、二道门关。h.省煤器放水手动门关。i集汽联箱疏水门开。j高过中间联箱疏水门开

k前包墙下联箱，前、后侧包墙下联箱左右侧疏水门开。l就地水位计水门、汽门开，放水门关。m事故放水一、二道电动门关。4.4.1.4 蒸汽系统：

a.对空排汽一、二道电动门开。b.汽包空气门开。c.屏过入口空气门开。d.屏过出口空气门开。e.省煤器出口空气门开。

f.高过中间联箱（上、下）空气门开。g.左右前侧包墙上联箱空气门开。h.低过入口联箱空气门开 i.集汽联箱空气门开。

j.主汽系统各安全门、脉冲门开。k.饱和、过热、各压力取样一次门开。l.给水、水位、蒸汽各流量取样一次门开。m.饱和、过热、炉水采样门开。4.4.1.5除渣供水系统：

a.除渣水供水封手动联络门开。b.左右侧灰渣漕各冲灰门开。c.冷灰斗各水门开。d.捞渣机各轴封水门开。e.输渣机轴封水门开 f.除渣供水泵供捞渣机水门开 g.工业水供除渣补水门关（第一次启动前补水完毕后关）4.4.1.6 风烟制粉系统：

a.吸风机入口调整挡板关。b.送风机入口调整挡板关。c.四角各二次风总风门关。

d.四角喷燃器各二次风分门关。e.磨煤机入口总风门关。f.磨煤机入口冷风门关。g.磨煤机入口热风门关。h.磨煤机再循环风门关。i.排粉机入口风门关。j.排粉机出口三次风门关。k.送风机入口再循环门关。

l.送风机至一次风混合风门关。m.各一次风门关。

n.三通挡板向粉仓侧关。

o.输粉机向粉仓落粉挡板关。p.输粉机、粉仓吸潮门关。q.四角各三次风冷却风门开。4.4.1.7燃油系统: a、来油总门及回油总门关，供回油调整门，速关阀关

b蒸汽吹扫总门，调整门关闭； c各油枪吹扫蒸汽手动门关 d各油枪油阀、手动门关 4.5点火前准备

4.5.1锅炉大小修后，具备条件时，点火前2小时投入底部加热；投入底部加热之前，应先开启火检冷却风机。4.5.1.1投入底部加热步骤如下：

a.检查汽包水位已上至－100mm。b.汇报班长、值长，锅炉准备投加热。c.开启锅炉底部加热联箱疏水门。

d.联系机侧稍开厂用汽至炉底部加热母管总门，进行疏水暖管，充分疏水暖管后关闭加热母管疏水门，联系机侧逐渐全开厂用汽至炉底部加热门。

e.缓慢开启锅炉底部加热来汽总门，疏水暖管后关闭加热联箱疏水门。f.逐渐开启底部加热联箱来汽总门，缓慢开启底部加热联箱的各加热分门，利用底部加热来汽总门控制加热集箱压力在0.4MPa以上，控制炉水温升速度。

g.汽压升到0.2MPa，空气门冒汽后，依次关闭炉顶各空气门。

h.汽压升到0.4MPa，冲洗校对水位计，通知热工人员冲洗压力表管，联系检修热紧螺丝。关闭包墙管过热器各疏水门 4.5.1.2停底部加热步骤：

a通知机侧锅炉准备停止底部加热。

b依次关闭锅炉底部加热联箱各加热分门，关闭底部加热联箱来汽总门。c开启加热联箱疏水门。

d疏水完毕后，关闭上述疏水门。投入加热时的注意事项：

a.投入底部加热时，如发生水冲击及撞管，应相应关小加热总门。b.投入底部加热时，汽包上下壁温差不大于50℃。

c.投入底部加热期间，注意维持汽包水位，汽包水位高于＋200mm时可用下降管的分集箱放水门放水，特殊情况下，用事故放水门进行放水。

d.新装或大修后锅炉在投加热前，停加热后，记录膨胀指示一次。e.加热过程中，机侧调整加热来汽门时应联系供汽锅炉值班人员。

f.加热过程中，必须保证锅炉底部加热联箱来汽总门前压力大于锅炉汽包压力0.4MPa以上。

g.点火前停运底部加热。

4.5.2联系热工，将各仪表、声光报警、保护电源、程控装置及计算机等送电，投入运行。

4.5.3联系电气将各动力装置送电。

4.5.4检查吸风机、送风机,制粉系统具备启动条件，原煤斗有足够煤量。4.5.5检查燃油系统油压、油温正常，燃油、蒸汽各阀门法兰和盘根应不渗油，不漏汽；油系统具备供油条件后，投入炉前油循环，（注：油枪各手动门应关闭），冬季应投入伴热。

4.5.6应试验各油枪推进、点火、雾化良好。

4.5.7如粉仓无粉，联系邻炉向本炉输粉，粉位输至1米，开启＃1－＃8给粉机下粉插板。

4.5.8通知除灰人员，将除渣系统投入运行；投入炉底水封及捞渣机水封，并保持捞渣机内一定的溢水量；捞渣机在点火前2小时投入运行。4.6锅炉点火

4.6.1接到值长点火通知后，停止底部加热。4.6.2联系热工人员投入火焰监视电视。4.6.3联系热工人员投入锅炉联锁、保护。

4.6.4启动一台引风机，送风机，正常后启动另一侧引风机(禁止在无送风机运行的情况，启动两台引风机运行)，维持炉膛负压－50～－100Pa，并适当调整风量不小于额定风量的30％。

4.6.5调出炉膛吹扫画面，当同时满足下列条件时，绿色的吹扫允许窗口变红，吹扫条件具备：

a送风机已运行； b有引风机运行 c燃油快关阀关； d油枪油阀均关； e给粉机均停； f排粉机均停；； g一次风挡板均关；

h所有层3／4火检均无火； i无锅炉跳闸指令。

j汽包水位满足（－200～＋200mm）

吹扫条件具备后，吹扫自动开始进行，时间窗口由300秒进行倒计时，时间到零后，吹扫完成窗口变红，表示吹扫完成，MFT信号自动复归，即可进行点火。吹扫结束，开启供油速关阀、回油速关阀，利用供、回油调整门调整油压正常（一般保持油压2.0～2.5MPa）。4.6.6锅炉点火步骤

4.6.6.1锅炉吹扫结束，开启各油枪的来油手动门。

4.6.6.2在FSSS操作画面上调出油系统画面，检查油压正常。选择所投油枪，启动油枪，油枪进行自动点火，对应的油枪火焰指示变为红色。

4.6.6.3投油后立即检查油枪着火情况，油枪未着或雾化不良时应停止该油枪，查明原因并消除后，方可重新启动。

4.6.6.4点燃油枪后应调整风量，使燃烧稳定。4.6.6.5点火时注意事项：

a点燃油枪必须逐支进行，不得同时投入两支油枪。b视升温升压情况，对冲投入油枪。

c 点火后，应设专人负责定期检查油枪的雾化、燃烧情况，发现异常及时联系调整，保证燃烧良好。同时注意油系统运行状况的检查，发现油系统泄漏应及

时解列并联系检修处理。

d锅炉点火后，注意监视水位；

e点火时，开关供、回油调整门调整油压时，应与邻炉密切联系，避免系统油压波动过大。

f如果锅炉点火失败，必须重新进行炉膛吹扫后重点。4.7升温升压

4.7.1锅炉点火后，应严格按照炉水饱和温升率控制升温升压速度（见升温升压曲线），升压期间的操作：

a.汽压升至0.2MPa时关所有空气门，此时对空排汽不得关闭；

b.汽压升至0.4MPa冲洗，校对冲洗水位计，联系热工冲洗压力表管，联系检修热紧螺丝；

c.汽压升到0.5Mpa时关闭包墙过热器疏水门，锅炉开始暖管，锅炉暖管指对锅炉主汽门到锅炉隔离门之间的管道进行预暖，冷态启动时锅炉暖管和升压应该同时进行。

暖管方式一般采用正暖的方式，即点火升压前将锅炉主汽门开启，同时开启隔离门前的疏水，蒸汽通过锅炉主汽门暖到锅炉隔离门前，通过隔离门前的疏水排出，暖管前必须先通知机侧值班员充分疏水。采用倒暖的方式：锅炉主汽门及旁路门关闭，锅炉升压后，开启隔离门的旁路门，利用母管蒸汽进行暖管。压力平衡后，逐渐关小疏水门，全开隔离门并关闭旁路门。采用此方法必须注意升压期间过热器的冷却，防止管壁超温,(暖管操作应缓慢小心，发生撞管现象时，应立即停止操作，开大疏水，正常后才可继续操作。)4.7.2冷态蒸汽管道的暖管时间一般不少于2小时；热态蒸汽管道的暖管时间一般不少于0.5小时。暖管升温速度可控制为2～3℃/分钟。4.7.3预热器出口风温在200℃以上运行情况良好，可进行制粉，待粉位升至1m，炉内燃烧良好，可进行投粉。投粉时应对角投入，严禁两台给粉机同时投入，此时应注意参数变化，尤其注意过热器管壁温度上升情况，严格杜绝超温现象。4.7.4.投粉时应注意着火情况。如投粉不着，应停止给粉，增大炉膛负压进行充分抽粉，待热风温度升高后再投。

4.7.5 汽压升到6MPa时，通知化学化验蒸汽品质。如不合格，停止升压，加强下部联箱及后竖井联箱放水。蒸汽品质合格后方可继续升压。

4.7.6暖管升压期间应严格控制汽包上、下壁温差不超过50℃，如超过，应立即停止升压，在升压过程中应注意以下事项：

a注意调整燃烧，保持炉内温度均匀上升，承压部件受热均匀，膨胀正常，从以上曲线可以明显看出，在低压阶段升压速度很慢，而在高压阶段，压力越高，升压越快。

b升压过程中，严禁关小过热器出口集箱疏水门或对空排汽门赶火升压，以免过热器管壁温度急剧升高。

c在升压过程中，应开启过热器出口集箱疏水门、对空排汽门，使过热器得到足够的冷却。同时，应监视过热器温度及过热器管壁温度的变化，蒸汽温度不得超过其额定值；管壁温度不得超过金属允许承受的温度。

d在升压期间，停止上水后省煤器再循环门必须开启，在锅炉进水时，应将再循环门关闭。

e在升压过程中，应利用膨胀指示器监视各承压部件的膨胀情况。4.8锅炉并列

4.8.1具备并列条件后，汇报机长，值长，在机长指挥下并炉，注意监视汽压和汽温的变化

4.8.2并列前，冲洗水位计，校对各水位计和压力表的指示，并试验高低水位报警信号，验证其可靠性。

4.8.3锅炉并列应具备下列条件：

a锅炉设备和主要辅机运转正常，燃烧稳定，各给粉机处于良好的备用状态 b汽压低于母管压力0.3－0.5Mpa，即8.5～8.8 Mpa c汽温低于母管温度10－20℃

即520℃～530℃

d汽包水位计和DCS画面水位指示完好并指示正确，保持汽包水位在负50毫米左右

e各表计已投入并指示正确 f蒸汽品质合格

单元式滑参数启动时，锅炉的汽压汽温按汽机要求保持。

4.8.5进行并列时，逐渐开启锅炉隔离门的旁路门，当启动炉压力与母管压力平衡时，缓慢开启隔离门，开完1/3开度后，可以加快，直至全开，然后关闭旁路

门。并列时缓慢增加锅炉蒸发量，注意汽温汽压水位的稳定。

并列过程中，如引起汽机的汽温急剧下降或发现蒸汽管道水冲击，要立即停止并列，减弱燃烧，加强疏水，恢复正常后，重新并列。

并列后，应再次检查水位计和汽压表的准确性，注意观察各参数的变化趋势。4.8.6 锅炉并列后，视汽温关闭各疏水门和对空排汽门。

4.8.7并列后，为确保锅炉水循环正常，应及时增开给粉机，将蒸汽量逐渐增加到额定值的50%以上。

4.8.2根据燃烧情况逐个停用油枪，及时调整风量达到燃烧稳定。主汽流量到80％上时，应停用全部油枪，油枪停用以后应用蒸汽逐个吹扫干净，并将其移至炉外，油枪全部停用以后，要及时汇报值长。联系热工人员检查各保护及自动装置，热工人员检查正确、无误后，运行人员方可投入保护及各自动装置。4.8.3主汽流量升到额定时，所有控制仪表，自动装置均应运行正常。4.8.4 对锅炉全面检查一次，作好记录。4.9锅炉启动注意事项：

4.9.1点火时油枪应逐步投入，点着后应经常检查油枪燃烧情况，如发现油枪熄灭，或投油时油枪不着，应迅速将油枪退出，经吹扫后重新投入。

点火初期炉膛温度较低，应加强检查和燃烧，调整二次风压为适当值，保证油、粉充分燃烧，同时严格检查风烟系统温度，以防尾部烟道发生再燃烧。4.9.2启动过程中，合理调整燃烧，加强烟气温度监视，烟温差≯30℃。

4.9.3投粉或启动制粉系统时，要经常检查燃烧情况，防止煤粉不着而引起炉膛爆燃。

4.9.4启动过程中应严格监视汽包壁温差不得超过50℃，否则，应停止升压，采取措施消除，待温差小于50℃时再继续升压，并做好记录。

4.9.5启动过程中注意控制汽包水位在0±50mm范围，给水泵倒换和切换主给水阀时，操作要缓慢，避免汽温、水位大幅度波动。

电厂锅炉检修特点及安全问题 篇3

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中图分类号：TK22 文献标识码：B文章编号：1008-925X（2012）11-0123-02

摘 要 主要介绍了电厂锅炉检修的意义和检修作业的特点，锅炉检修前的准备工作，以及检修中要注意的安全问题。对锅炉检修工作，有一定指导作用。

关键词 锅炉； 检修； 安全

0 前言

由于锅炉设备在煤、烟、灰、水和高温条件下工作，极易发生安全危机问题。如果对检查和修理工作中的安全问题稍不注意，就会造成伤亡事故，给电厂及国家造成极大地经济损失和安全威胁，所以每个参加检修的人员，必须注意检修工作中的安全。

1 电厂锅炉检修作业的特点

电厂检修作业的特点普遍反映为 “ 急、难、险、重、脏、累、苦、差”，具体表现在以下方面：

1.1 事故抢修、故障检修时间紧迫，往往是事故出现要进行马上的检查和维修，劳动强度大，有时存在两班、三班连续作业，加班现象不可避免体现了“急”、“累”；

1.2 作业过程中不可预测因素较多，不同单位、不同工种同时交叉作业，相互协调配合不充分，可能造成维修工期的延长，体现了“难”和“重”；

1.3 作业场所环境恶劣，通风不畅，混合了煤粉、铁锈、蒸汽等杂质的粉尘四处飞扬，超标严重，体现了“脏”和“苦”；

1.4 一些较早建成的电厂以石棉作为主要保温材料，在拆除过程中难以避免致癌性的石棉粉尘进入呼吸系统，体现了“险”和“差”。

2 检修前的准备工作

2.1 安排好电厂锅炉检修日期：对电厂锅炉进行检查或检修，一般应该有计划的结合生产情况妥善安排停炉时间。没有充分准备就做停炉检查和修理，往往要影响检修质量，而且容易发生人身事故，造成不必要的安全和经济损失。所以每年停炉检修的日期，应该由锅炉检查人员和有关部门共同商定，确定好检修时间，以便能做好充分的检修前准备。

2.2 对锅炉进行停炉冷却：

对那些设有备用锅炉的单位，需要缩短停炉时间的应注意进行合理的冷却，通常采用边上冷水，边放水达到换水冷却的作用，同时对煤粉炉可配合以适当的炉膛通风冷却。在冷却时间上，卧式有砖墙的锅炉一般不小于24 小时；立式锅炉一般不小于10 小时。待炉水温度降低到70℃至80℃左右，方可将炉水排除，完成停炉冷却工作。

2.3 开启各种孔和门：当锅炉炉水放出时，应先打开空气门，尽量将水排尽。打开人孔、检查孔和手孔时，要注意留在炉内的残余热水，防止冲出烫人或者由于炉内造成真空将人吸入孔内，造成伤害。打开烟道门和各种灰门时，要注意防止炉内残余热烟气窜出伤到人。

2.4 切断和关闭并联运行的管道阀门：

当被检修的锅炉与其他锅炉并联运行时，应将进水管道、蒸汽管道、排污管道上阀门可靠切断，一般最好用足够厚度的金属堵板隔住，或者可靠关闭阀门来实施，并挂上检修工作标志，做好安全警示工作。

2.5 清除烟灰、水垢：

大检修前要先清除炉膛和烟道烟灰。烟道中的积灰，有时往往含有炽热灰粒，清除前一定要注意，特别要防止浇水冷却产生的蒸汽烫伤人。对于炉内水垢泥渣，一般要先洗干凈，便于检查结垢情况，然后除垢。近年来常用酸洗方法除垢，要特别注意酸洗过程中的安全操作。一是防止酸液溅出伤人，二是要防止除垢中产生氢气遇明火燃烧爆炸。某废水处理服务站，在洗炉时，曾经发生气体溢出造成火灾伤人的事故。

2.6 检修人员的服装和工具需要：

检修人员的服装要求紧身舒适，一般采用带防尘帽的连身工作服，手口与脚口均用松紧带包紧，防止灰尘进入，膝盖部分还可用厚毡贴上，防止钻入炉内后膝盖碰伤。工作服上还开有口袋，装量具和记录本时能扣着不致脱落。锅炉检修人员进入大型锅炉炉膛时一定要带安全帽，防止灰渣耐火砖掉落受伤。检查人员主要的检验工具一般应包括：0.5 千克重小尖头检查手电筒，以及简单测量工具，必要时还应配备超声测厚、探伤等检查仪器。对于检修人员则应根据检修的需要而配备各种工具，但应力求精简实用。

2.7 准备安全照明电源：进入锅炉检修的照明电源电压为12 伏。严禁采用油灯或电石灯进入炉内，以免引起火灾或气体爆炸。此外对于照明灯具所用电线一定要有良好的绝缘措施。中间不得有接头，以防接头线脱开而造成电气事故。

3 检修中的安全工作

3.1 进炉前要再次复查安全工作：

检修人员一定要自己复查一下安全准备工作是否妥当，如是否切断汽、水，排污照明电压是否合适、检修工具是否准备齐全等。有时由于准备工作匆忙，又没复查，结果钻入炉内后出了问题，可能造成一定的危险。

3.2 检修时炉外要有人监护：

当检修人员进入炉内检修时，在炉外一定要有人监护，对突发的问题进行及时的配合和处理，一旦进入炉内发生突发情况，也可以迅速采取措施，避免危险的产生或者减少危险的扩大。

3.3 足够通风后才能进入锅筒和炉膛内：在进入锅炉的锅筒和炉膛内之前，一定要确保锅筒和炉膛内进行足够的通风，保证有足够呼吸的氧气。某市有一锅炉检查员，由于急于要钻入锅筒内检查，锅筒仅打开一个人孔后就马上钻入，造成缺氧窒息昏倒在炉内，幸好在炉外有人监护才得到了及时抢救。

3.4 进入大型炉膛注意事项：

钻入大型炉膛时，对悬吊的灰渣瘤和松动耐火砖一定要想法去掉。要带上安全帽。钻入烟道还应带上防风眼镜，防止细灰迷眼，对于一些可转动的灰门、挡板一定要注意是否能可靠站人，防止因重心偏移，灰门翻转使人摔伤。

3.5 检修结束后的安全工作：

检查结束后，一定要检查所带工具是否如数带出，防止工具、棉纱、手套等漏落在炉内。曾由于上述东西堵塞管子而造成管子爆裂事故或堵塞排污管的事故。全部检修工作结束，要撤掉切断管道的堵板。

4 结论

在电厂锅炉检查和修理工作中，一定要熟悉电厂检修的基本特点，做好检修前的准备工作，在检修时按部就班，注意安全。对于检修人员的安全保护千万不能疏忽大意，每个检修人员一定要从血的教训中引起注意，绝不能马虎迁就。确保电厂锅炉检修的正常进行，保证电厂的人员安全和电厂的经济运行。

参考文献 

[1]李阳旭. 工业锅炉检修中的安全问题[J]. 企业标准化 ，2008，（17） 

[2] 李晓光. 锅炉检修所作用大[J]. 劳动保护 ，1979，（12） 

[3] 彭展. 安全问题不能“顺便讲”[J]. 中国个体防护装备 ，1999，（05） 

电厂启动锅炉 篇4

关键词：火力发电厂,锅炉,水处理

火力发电厂是我国发电厂中的主力, 在火力发电设备中锅炉的传热效率对于提高单位能源发电量有着十分重要的意义, 在锅炉的运行过程中, 水中水含有的Ca、Fe等离子经过化学反应后沉积在锅炉的内壁从而影响了锅炉的热传递效率, 对于火力发电造成了不好的影响。因此在火力发电设备的运行过程中需要做好锅炉水的处理工作, 并做好锅炉内壁水垢的清洗。

1 发电厂锅炉内壁水垢的形成与危害

1.1 锅炉内部水垢的形成。

在锅炉长时间运行后, 会在锅炉的内表面上形成一层水垢的覆盖物, 水垢是由水中所含有的Ca、Mg等元素在锅炉运行时产生的高温而从水中析出的, 形成的一层盐类, 这些盐类物质吸附在锅炉内壁中形成一层泥壳状的物质, 阻碍了锅炉的热传递。

1.2 电厂锅炉内水垢分类。

电厂锅炉内水垢的形成与锅炉内的结构、锅炉内的运行方式、锅炉内的压力以及补给水、凝结水和给水循环水等紧密联系, 据统计, 锅炉内的水垢类型根据沉积物的类型可分为以下几种: (1) 水垢中所含有的物质以磁性四氧化铁为主要沉积物, 此种水垢物表面光滑、质地坚硬, 此种水垢主要是由烧油的直流炉、超高压等的汽包炉水冷壁管炉所产生的。 (2) 水垢是由四氧化三铁和氧化铜所组成, 其中四氧化三铁占到了主要的4~8成左右, 此种水垢形成后呈现一种鱼鳞状、红土色的位置, 此种物质较为容易产生在凝结水水质不良、补给水所使用的是一级除盐加混合的水处理锅炉中。 (3) 水垢主要成分为二氧化三铁和四氧化三铁并混以其他的物质, 此种水垢是分层的坚硬的。 (4) 此种水垢是由四氧化三铁占据一半且铜、钙、镁盐等物质占据另一半所形成的水垢, 此种水垢表面呈现出土红色且在水垢的表面之下呈现出白色。 (5) 沉积物中所含有的物质以氧化铁、氧化硅等物质为主并伴以钙、镁盐等形成的副物质, 此种水垢表面是一层褐色的松软附着物, 且下面是黑红色的主垢等。锅炉中的水垢除了以上几种外还有其他三种水垢, 根据不同的锅炉类型以及补给水的不同分为不同的水垢类型, 都会对锅炉的运行造成不小的困扰。

1.3 电厂锅炉水形成的水垢造成的危害。

电厂锅炉形成的水垢是在锅炉运行过程中较为常见的问题, 其对锅炉运行会造成热传递效率较低、降低锅炉的使用寿命且增加电厂锅炉中有害物质的排放量等危害。锅炉中的水垢所产生的导热效率较低, 据统计, 锅炉中所产生的水垢的导热率只有锅炉内壁导热效率的2%~30%, 同时随着锅炉内壁水垢的厚度的不断增加, 使得锅炉的导热效率也会越来越差, 为达到同样的效果需要消耗更多的燃料。据有关数据表面, 锅炉内壁的水垢每增加1.5mm则需要增加6%的能源消耗, 当锅炉内壁中的水垢达到5mm时, 总体的锅炉热传递效率只能达到85%左右, 通过对内蒙古某电厂的1台2t的锅炉使用情况统计后表面, 当锅炉内壁中水垢的厚度达到1.5mm时, 每天需要额外消耗2t左右的煤炭消耗, 从而造成了更多的能源消耗。当在锅炉内壁形成水垢后, 在形成水垢的地方导热效率较差, 从而使得锅炉中各处受热不均, 锅炉水垢处受热后无法依靠锅炉水进行冷却, 从而造成锅炉受热面的表面温度不断增高, 使得锅炉钢材的抗拉强度降低, 长期的锅炉运行后容易使得锅炉的钢板鼓包或是爆裂。在锅炉运行时如未能采用较为合理的除垢方法会严重降低锅炉的使用寿命。当锅炉中形成水垢后, 会使得锅炉的热传递效率下降, 与新锅炉或进行良好的除垢锅炉相比, 其会排出更多的烟尘、热气、二氧化硫等有害物质, 对环境造成更多的危害。

2 电厂锅炉内水垢的化学清洗

2.1 锅炉水垢清洗前需要对锅炉进行检查。

在对锅炉进行清洗前需要对锅炉进行前期检查, 其中检查主要关注在以下几个方面:需要对锅炉的型号以及锅炉类型、锅炉的基本参数 (锅炉的编号、额定蒸发量、额定压力以及给水温度、使用压力等) 进行检查, 对锅炉内壁的沉积物等以及锅炉的受热面的腐蚀等进行检查记录。

2.2 锅炉清洗清洗剂的的选取与清洗工艺的确定。

通过对锅炉内壁的沉积物进行分析后确定清洗的工艺与清洗剂, 并在清洗后使用水进行冲洗, 酸洗后用水冲洗后当p H>4.5时, 冲洗停止并将锅炉中充满水, 并使用中和剂进行中和, 从而使得水呈碱性且p H控制在11~12, 此时开启人孔、手孔, 人工冲洗清除脱落下来的水垢, 关闭人孔、手孔后, 在将锅炉重新充满水, 并选用钝化处理剂及浓度, 将温度控制在80℃~95℃, 确定钝化的时间。

2.3 缓蚀剂的使用。

在进行锅炉内壁水垢的清除过程中, 既要将水垢清除且需要保护锅炉内壁不受到清洗剂的腐蚀。在使用清洗剂的过程中, 需要根据清洗工艺对锅炉内壁的水垢进行清洗试验, 并根据锅炉所使用材质来确定清洗剂的选用, 同时为了保护锅炉, 在进行酸洗时, 应当先加入一定剂量的缓蚀剂, 并在锅炉中循环均匀, 而后加入酸洗剂, 对于缓蚀剂和酸液需要同时加入的, 应在两者配置均匀后再行加入。

2.4 锅炉清洗的范围以及清洗方式的选取。

锅炉的清洗所包含的范围有锅炉的内壁、水冷壁管以及联箱等水侧表面, 其中清洗的方式需要根据清洗锅炉的类型以及水垢的种类进行确定, 其中多采用的是高 (低) 进低 (高) 出、循环或是浸泡相结合的方式来完成水垢的清除。

结语

锅炉是发电厂发电设备中的重点, 在锅炉的长时间运行过程中, 水中所含有的杂质等在高温下析出并吸附在锅炉的内壁, 从而影响锅炉的正常运行, 本文主要对锅炉水垢的组成及分类进行介绍, 并对锅炉的化学清洗中需要注意的问题进行了介绍。

参考文献

电厂锅炉专业总结 篇5

2007年即将过去，这一年里在公司、安生部、发电部的领导下，按照公司年初制定的生产目标和任务，做为发电部锅炉运行专责工程师能够严格执行并认真落实，保证了本专业的安全、经济运行，完成了本的安全生产任务,特别是在保“元旦”、“春节”、“五一”、“十一”节日用电,在保“两会”及党的“十七”政治用电期间,制定了详细的措施,未出现了任何异常情况,确保了用电的安全,在年内凡大的操作如:开停机、主要设备的试验、大小修后的设备验收等工作,都是亲自到现场指导监督,在日常运行中加强了运行人员的技术培训工作,提高了运行人员技术水平,积极参加并认真落实了集团公司安评复查整改工作和集团公司运行规程审核修订的工作,能够协调好与维护部、安生部及运行各值的工作关系,具体主要体现在如下几个方面：

一、安全运行方面

1.针对#

6、#7炉在冬季、夏季大负荷期间，炉内结焦问题，在总工、安生部的领导下，组织了本专业的燃烧调整工作，统计了相关数据并进行了分析研究，制定了相关运行措施，根据公司来煤煤种的不同，逐渐摸索出合理的配烧方式和最佳的运行模式，使今年掉焦情况明显低于去年,特别是对准格尔、张家口煤的配烧，在本着确保安全的前提下，降低了公司运营的成本。

2.针对往年运行中出现喷燃器烧损问题，今年加强了这方面的工作，分析、研究、总结了以往的现象、原因、措施，分别从煤质方面、一次风风速、一次风风温和喷燃器构造等方面着手，采取了相应的措施，确保了今年未出现喷燃器烧损现象的发生。

3.针对#

6、#7炉捞渣机因运行年头长，设备老化，容易出现故障而影响机组运行的情况，采取了由除灰班长与零米值班工共同加强对捞渣机的巡检工作，发现问题及时联系检修处理，避免了事故的扩大,在今年未因捞渣机故障造成机组降负荷甚至被迫停炉的事故的发生.4.针对脱水仓经常出现溢流问题，组织了除灰专业进行了分析，通过零米与回水泵两岗位之间反复调试，在目前设备状况下（灰管路积灰,流通面积变窄），在保证除灰、除渣系统正常的情况下，在保证捞渣机、渣泵正常运行的前提下，控制额外用水量，多用回水,减少溢流情况的发生.5.天然气调压站系统、油站系统泄漏检查

做为防火重点的天然气升压站，检漏工作非常重要，尤其在系统有泄漏点后，从新制定巡检路线和巡检次数，并建立了检漏记录。在油站运行中除正常巡检外，配备了油气浓度检测仪，建立了检漏记录，尤其在汽车卸油过程中,加强了油气浓度的测检工作,确保了安全卸油工作,强化了油站出入登记制度和防火制度.二、经济运行方面

1.按照公司的月度指标计划，认真执行并加以落实，首先确保每月发电量任务的完成，没有因锅炉专业问题造成机组出力受阻,如因#6炉屏过第一点温度测点指示偏高问题，影响#6炉指标，经过认真分析、观察,在对照其材质查阅了相关资料后,并报总工批准进行了定值修改，从而提高了机组的效率。2.#

6、#7炉排烟问题

针对#

6、#7炉尤其#7炉排烟温度偏高，进行了专项试验工作，组织运行各值燃烧调整试验工作，分析了影响排烟温度的每项因素，如一次风风速的高低的影响，一次风风温高低的影响，二次风配风的影响，炉膛氧量的影响,不同媒质的影响,基本控制在#7机满负荷时排烟温度在160℃左右,比去年同负荷下要降低10℃.3.飞灰问题

飞灰可燃物直接影响锅炉的效率，组织了多次针对锅炉飞灰的几次专题分析,对飞灰出现异常时进行了跟踪调查、统计,找出了影响飞灰的因素,制定了降低飞灰可燃物的措施,锅炉运行人员班班注意飞灰的变化,根据媒质、负荷情况,合理控制炉膛氧量,加强燃烧调整,提高了锅炉效率.4.水耗分析

根据公司用水水源情况及费用分析,进行了全厂用水情况的摸底调整工作,锅炉专业在保证安全的前提下,对转动设备的冷却水进行限量控制,对捞渣机锅炉冷灰斗水封用水进行了调整,对停用的渣泵、灰浆泵射水、轴封水关闭或调小,减少了工业水的用量,多用回水及循环水,降低了用水量.三、本专业运行人员的培训

运行人员的技术素质的提高,是安全经济运行的前提条件,为此采取了自上而下逐级培训的办法,通过运行岗位分析、技术问答、专题分析的形式,专工对司炉、除灰班长进行培训,司炉、除灰班长对班组成员进行培训,使员工的技术水平有了很大的提高,使安全生产有了保证.四、安评整改工作

根据集团公司安评检查组提出的整改意见,锅炉专业进行了认真落实,能够进行的立即进行了整改,当时不具备条件的制定了整改时间,并已在期限内完成,对根据公司具体情况暂不进行整改的,也制定了相关措施及应急预案,圆满地通过了专家组的安评复查审核.虽然在今年做了许多工作,取得了一定的成绩,但离公司、发电部的要求还有一定距离,自己在工作中还有不足之处,主要在以下几个方面.1.年内出现了几次炉内掉焦,造成锅炉保护动作锅炉熄火的事故,虽然制定有防结焦燃烧调整的措施,有后夜负荷波动的制度等,说明在防止锅炉结焦掉焦灭火方面工作还有待进一步加强和摸索.2.对于因天然气调压站值班工误操作造成燃机跳机的事故,说明在防止误操作方面相应的措施不细；在对新人员培训方面工作还不到位.3.对于燃机在做定期设备轮换,做给水泵倒换工作时,因水位低燃机跳机事故,说明在运行管理,在规范现场操作方面还有漏洞.根据公司明年具体情况,#

6、#7机面临关停,燃机改供热、启动锅炉的上马建设,新机组扩建前生产准备工作等,任务多、责任大,做为锅炉专工有信心继续做好本职工作,吸取2007年工作中好的经验,改进工作中不足,并有能力去面对新的形势和新的任务.明年的工作思路:继续严格控制本专业事故、障碍、异常的发生,牢牢树立“安全第一”方针,在确保安全的前提下,抓好济济运行工作,认真对待运行指标工作,降低发电成本,搞好在岗人员的技术培训工作及扩建新机组人员学习培训,为我公司的发展壮大做出贡献.重点做好以下几点: 1.明年1～4月份,两台煤机仍将担负发电供热的任务,且供热期间负荷较大,工作重点是防止锅炉大面积结焦,防止因掉焦造成锅炉灭火,从这几个方面:入炉煤煤种及配比、锅炉根据不同煤种的燃烧调整、防止结焦后夜负荷波动等措施,减少或杜绝掉焦灭火事故的发生.2.整理、修编运行各种专业管理制度,各项运行措施和应急预案,修编运行规程,并且主要抓落实情况,重点是“两票三制”和习惯性违章行为,严格管理,奖罚分明,真正做到有章可循

3.明年除继续做好在岗人员的技术培训外,对煤机停产后人员按照发电部统一布置,组织好培训学习,主要是大机组集控运行的研究学习工作.2008年的工作要在今年的基础上,使本专业更上一个新的台阶,要有新的发展,新的突破,确保明年生产任务的圆满完成,为公司做大、做强做出贡献.发电部

电厂锅炉燃烧运行的优化问题综述 篇6

关键词：燃烧优化 控制锅炉 发电机组 火电厂

在当前的火电厂工作中，主要是通过煤炭资源作为主要的原料燃烧方式，在煤粉燃烧过程中，煤粉一般都是在锅炉之内停留仅仅到2～3秒钟，这么短的时问要想使得煤粉能够完全燃烧，是一件非常困难的工作，因此要组织好煤粉气流在燃烧过程中的着火方式，控制燃火的合理。影响煤粉气流着火的因素有多种，其中最为重要的影响因素主要包括着火温度亦即燃料性质、在然烧中的一次风量和风温、燃烧器的性能状况和空气动力值状况等等各种方式。在其中燃烧器的影响因素最为严重，是主要的燃烧影响和制约因素。

一、电力资源现状

随着我国电力行业改革的不断深入，各种锅炉燃烧和运行机制不断的涌现而出，“厂网分开，竞价上网”等运行方式和运行机制的进行和应用已成为当前火电厂工作的必然因素，成为当前应用的基础前提和关键性因素。各电厂必须努力提高机组的安全经济运行水平，不断的改善发电机应用成本措施和降低方式，通过提高发电机锅炉燃烧方式来应对激烈的市场竞争环境和竞争模式。节能降耗是我国能源战略的一个重要内容，对于火力发电机组，在系统组成中和结构的构成之中，要通过对机组的运行安全和运行的结构模式综合分析，确保机组在工作中能够安全合理的进行。锅炉运行的安全性和经济性主要是通过锅炉在燃烧中的运行状况和效率来衡量。确保在锅炉工作中各种废弃及其污染物的排放量能够达到当前社会发展控制需求，保证经济与社会环境的合理发展。另外，随着国家对环保的要求日益严格，在锅炉燃烧中对其排出NOx排放的控制已成为保护环境措施中的不可避免因素，更是确保环境质量合理进行的基础。

二、锅炉燃烧控制系统DCS改造

锅炉在燃烧中控制系统的改造是提高燃烧效率的基础前提，更是确保锅炉燃烧中其燃烧方式和燃烧效率良好进行的关键。在当前火电厂工作中锅炉改造主要是通过DCS系统进行，提高DCS结构构成方式和组成模式。结合合理有序的科学方式针对锅炉燃烧控制系统中存在的各种问题进行综合控制。

1.锅炉燃烧器改造

对于锅炉燃烧系统来说，燃烧器是一个重要的部件，起着重要的作用。燃烧器的设计和运行性能是决定燃烧系统运行经济性和可靠性的主要因素。结合热电厂锅炉燃烧器改造，对煤粉燃烧的稳燃原理和降低NOx排放的原理进行了分析，并提出了燃烧器选型应注意的问题。对多级浓缩浓淡燃烧器的机理进行了分析，提出了燃烧器的改造实施方案。

2.锅炉静态燃烧优化研究

锅炉燃烧运行静态优化是指通过锅炉燃烧调整试验，确定燃烧系统的最佳运行参数，达到优化锅炉燃烧运行的目的。首先对影响锅炉燃烧过程的因素进行了分析，并在此基础上介绍了锅炉燃烧调整的内容与要求。最后结合锅炉燃烧调整试验，对试验条件与试验工况要求、试验数据的测量及采样、锅炉效率的计算与修正、试验工况的拟定及试验过程和优化结果进行了详细介绍与分析。

三、锅炉在线燃烧优化研究

首先分析了在线燃烧优化的必要性，并提出了实现在线燃烧优化的技术方案。然后介绍了在线燃烧优化技术方案所涉及的神经网络建模方法及遗传算法优化方法，最后详细讨论了在线燃烧优化的具体应用及应用效果。锅炉燃烧控制系统DCS改造锅炉燃烧控制系统的性能直接关系到锅炉的生产能力和生产过程的安全可靠性。燃烧控制的目的是，在满足外界电负荷需要的蒸汽数量和合格的蒸汽品质的基础上，保证锅炉运行的安全性和稳定性。当负荷变化时，必须及时调节送入炉膛的燃料量和空气量，使燃烧工况相应变动。

1.控制系统设计原则与要求

控制系统应满足机组安全启、停及安全经济运行要求，针对在应用中锅炉运行中的各个阶段所需要面临的问题进行控制和优化，最终确保锅炉快速和稳定地满足负荷的变化，并保持稳定的运行。控制系统应划分为若干子系统，子系统设计应遵守“独立完整”的原则，以保持数据通讯总线上信息交换量最少。系统组态应采取冗余措施，在控制系统局部放障时，不引起机组的危急状态，并将这一影响限制到最小。控制系统应能在从最低不投油稳燃负荷到满负荷范围内运行，而且不需任何性质的人工干预。系统应有联锁保护功能，以防止控制系统错误的及危险的动作，联锁保护系统在锅炉辅机安全工况时，应为维护、试验和校正提供最大的灵活性。如系统某一部分必须具备的条件不满足时，联锁逻辑应阻止该部分投“自动”方式，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分应不再继续自动运行，或将控制方式转换为另一种自动方式（超驰控制）。控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由聯锁系统自动的，均应平滑运行，不应引起过程变量的扰动，并且不需运行人员的修正。当系统处于强制闭锁、限制或其它超驰作用时，系统受其影响的部分应随这跟踪，并不再继续其积分作用（积分饱和）。超驰作用消失后，系统所有部分应平衡到当前的过程状态，并立即恢复其正常的控制作用，这一过程不应有任何延滞，并且被控制装置不应有任何不正确的或不合逻辑的动作。应提供报警信息，指出引起各类超驰作用的原因。

2.燃料控制

对于中间储仓式制粉系统，当负荷改变时，所需燃料量的调节可以通过改变给粉机的转速（给粉量）和燃烧器投入的数量来实现。当锅炉负荷变化不大时，改变给粉机的转速就可以达到调节的目的；当锅炉负荷变化较大，改变给粉机转速已不能满足调节幅度时，则应先以投、停给粉机作粗调节，再以改变给粉机转速作细调节。

四、结论

对锅炉控制系统迸行改造是锅炉燃烧速度改进的基础前提，是提高锅炉燃烧控制系统的性能，确保锅炉在运行中安全经济合理工作的主要手段。针对锅炉在工作中控制系统的各个阶段进行分析，就燃烧速度和燃烧的质量问题的控制系统进行优化，主要对锅炉的主控系统、燃料控制、送风控制等各个阶段进行详细的分析和设计，使得锅炉在燃烧控制中能够正常合理进行，并且能够满足设计需求合理运行。

参考文献：

[1]刘焕章，刘吉臻，常太华，等.电站锅炉风煤配比的优化控制[J].动力工程，2007，27（4）：515-517.

[2]张春光，姚晓峰，陈晓侠.锅炉燃烧系统模糊优化方案及实现[J].大连铁道学院学报，2005，26（4）：40-42.

电厂锅炉系统的技术优化 篇7

现代家用电器的增多以及生产机械用电量的增加提高了对我国电力供应的需求, 同时现代市场经济也对电力供应提出了更高的要求。要求电力供应系统不仅能够有效保障居民日常生活用电及生产用电的需求, 同时还要以现代市场经济为基础提高电力应用的性价比。这就要求电力供应企业通过多方面管理能力的提升以及技术改造降低发电成本, 提高电力能源市场竞争力。火力发电是我国电力供应的主要形式, 其锅炉系统是火力发电的重要系统, 加强锅炉系统技术优化与改造、提高煤炭能源利用率、降低发电成本是有效提高电力能源市场竞争力、提高能源利用率的关键。

1 关于锅炉系统技术优化的分析

近年来为了满足我国电力供应需求, 我国火力发电厂与新建机组的投入使用不断增多。这也凸显了原有老式发电机组存在的问题, 老式火电厂的锅炉系统已经不能满足现代发电技术要求, 满足我国节能减排的目标, 加快我国火电厂锅炉系统技术优化与改造已经成为影响电厂发展的重要因素。锅炉系统的技术优化在很乏程度上能够提高能源的使用效率、提高燃煤经济性, 对我国可持续发展战略实施、节能减排战略实施的有着重要的影响。

2 电厂锅炉燃煤系统的技术优化

目前我国许多火力发电厂中的锅炉为老式锅炉, 如进行拆除新建费用高、周期长, 严重影响电力供应的稳定性。因此, 针对锅炉型号、特点等有针对性的对老式锅炉进行技术优化与改造是解决火电厂老式锅炉燃煤经济性不高的最佳方式。锅炉系统的技术优化与改造能够以较短的周期与较低的费用提高老式锅炉燃煤经济性、提高电厂成本管理效果、提高电厂技术水平, 在达到现代锅炉燃煤技术指标的同时尽可能的减少对供电的影响。目前较为常用的电厂锅炉系统技术优化主要集中在循环流化床系统、出灰系统以及脱硫等几方面。

2.1 循环流化床系统的脱硫技术优化

锅炉系统是火电厂的重要组成部分, 其运行的稳定与效率对电厂成本控制有着重要的影响。目前我国多数火力发电厂的锅炉系统已经通过改造或新建改为循环流化床锅炉, 有效的降低了电厂运行成本、提高电厂设备使用率。随着电厂锅炉技术的不断发展, 利用现代技术提高流化床锅炉系统的运行效率已经成为电厂技改部门的首要工作。循环流化床锅炉炉内脱硫是锅炉烟气达到排放标准的关键, 如何通过技术优化达到锅炉烟气排放标准是现代锅炉技术优化的重点。通过合理的布置炉膛接口、选用适宜的脱硫固化剂是保障循环流化床锅炉烟气脱硫效率的关键, 是保障烟气达到排放标准的关键。在进行循环流化床锅炉技术优化前, 要通过对脱硫用石灰石的质量管理为技术优化奠定基础, 选用0.2~1.5mm、平均粒径0.1~0.5mm的石灰石以保障石灰石反映表面的利用率。选用质量符合要求的石灰石能够保障石灰石颗粒随炉灰进行不断的循环, 使SO2扩散至石灰石脱硫剂核心、增加反映面积、提高石灰石利用率。单级料仓连续输送石灰石系统是现代火电厂常用系统, 其具有投资少、气源和发送方式选择大的优势, 通过进一步的技术优化能够极大的提高现有方式的可靠性、实用性与经济型。其具体技术优化主要是在料仓内部增加高压热风气化板、在螺旋计量给料装置增加防漏风措施、根据实际情况选用高压罗茨风机、对分仓设备管道等进行保温等。通过上述技术的应用能够有效提高石灰石利用率、提高烟气排放质量。

2.2 循环流化床锅炉技术优化

通过对循环流化床锅炉的应用与分析发现, 循环流化床锅炉受热面极易发生磨损严重的情况、分离器料腿下方的返料器返料故障时常发生、点火过程操作繁琐、冷渣器的排渣对流化床运行有着重要的影响等, 这些问题对循环流化床锅炉的稳定运行有着重要的影响, 同时也对锅炉运行成本控制有着重要的影响。针对这样的情况, 通过循环流化床锅炉技术优化对循环流化床锅炉存在问题进行解决、避免出现故障、提高燃煤经济性是现代循环流化床锅炉技术优化的重要方向。在给煤机下方落煤管上适当部位增加小角度倾斜的导流式“输煤风”管, 已达到促进燃烧、降低堵煤、避免落煤管烧损、促进床温稳定均匀的目的, 以此改进循环流化床锅炉存在的不足, 提高燃煤经济性、提高锅炉运行稳定型。另外在放渣管加装水冷套, 以防止放渣管在油枪点火过程中的烧损, 达到启动保护作用。

3 电厂循环流化床锅炉出灰系统的技术优化

火力发电厂循环流化床锅炉技术优化中出灰系统的优化对锅炉的运行有着重要的影响, 目前常用的煤粉循环流化床锅炉除尘出灰系统多采用电除尘出灰。在实际使用中常会出现仓泵堵灰, 出灰不畅, 灰斗大量积灰, 电极短路引起电除尘高压柜跳闸等情况。同时仓泵设备可靠性差, 阀门磨损量大等原因还导致了仓泵的出灰效率降低。加上系统管路较为复杂, 且一般需通过双轴搅拌机制浆后用灰浆泵输送至灰场, 且灰浆对双轴搅拌机及灰浆泵磨损较大, 管道冲洗不当易造成堵管, 运行中既提高了厂用电, 又增加了维护人力和成本。针对这样的情况在电除尘出灰系统的每个灰斗增加一路水力出灰, 在干灰设备不能满足出灰要求或出现故障时, 使用水出灰系统, 避免灰斗积灰, 可提高除尘效率, 保护环境。此种技术优化能够有效的减少辅机运行数量, 既降低了厂用电, 也减少设备维护量及费用。但是由于水出灰系统会造成冲灰水碱性大的问题需要对设备进行酸洗, 因此其中方式仅能够在电除尘出灰系统不能满足出会工作需求时采用, 长期或频繁的对设备进行酸洗极易腐蚀设备同时也增加了设备的运行费用。其具体技术优化与改造方法是在电场灰斗的仓泵和气力输灰系统没有改变的基础上, 在单一仓泵前增加1路水出灰, 其主要有锁气器、冲灰水箱、灰沟、喷咀组成。并设置一条主灰沟, 采用两个炉共用的方式将水出灰接到灰渣泵缓冲池里, 由灰渣泵打至灰场。此方法改造简单、维护方便是现代火电厂锅炉系统电除尘出灰技术优化的首选。

4 结论

火电厂作为我国电力供应的重要组成部分, 其安全稳定的运行对我国居民生活与工业生产都有着重要的影响。加快火电厂锅炉系统的技术优化、提高设备燃煤效率、降低供电成本、提高电力供应的稳定性与安全性是现代电厂技改部门的首要工作, 是现代火电厂稳定运行的关键, 其对电力供应有着重要的意义。电厂技改部门必须加强自身专业人员的培训, 通过加深对现有锅炉系统的组成、原理、存在问题的分析, 运用现代技术对其进行技术优化与改造, 提高锅炉系统运行的安全性和稳定性、同时注重提高运行效率、降低供电成本, 为我国经济技术的发展奠定坚实的基础。

摘要：随着现代科学技术的发展以及人们生活水平的提高, 日常用电与生产用电的需求也不断加大。火力发电作为我国电力供应的主要形式, 其生产成本对企业的发展有着重要的影响。锅炉系统是火力发电的重要组成部分, 其技术优化的实施能够极大的提高发电效率、降低火力发电成本。就电厂锅炉系统的技术优化进行了简要的论述。

关键词：电厂,锅炉系统,技术优化

参考文献

[1]张洪军.火电厂循环流化床锅炉系统技术优化[J].锅炉前沿, 2008, 6.

[2]杨健.流化床锅炉的系统改造[J].锅炉技术, 2009, 8.

[3]刘子豪.火力发电锅炉系统除尘出灰系统的改造[M].北京:电力科学技术出版社, 2009, 3.

[4]李洪福.电厂锅炉循环流化床系统常见问题分析[M].北京:电力教育出版社, 2008, 11.

电厂锅炉风机安装技术浅析 篇8

1 工程案例

本次研究的工程是四川福溪电厂2×600 MW新建工程, 其2号锅炉烟风系统共配备了8台大型风机, 包括ANT-1812/1250N型动叶可调轴流式一次风机2台 (豪顿华工程公司) 、ANN-2660/1400N型动叶可调轴流式送风机2台 (豪顿华工程公司) 、YA16636-8Z型静叶可调轴流式引风机2台 (成都电力机械厂) 、MF6-48-12No12D型离心式密封风机2台 (沈阳高科电力设备有限公司) 。风机全部布置在锅炉炉后及电除尘后方, 另有2台离心式火焰监测冷却风机布置在锅炉左侧14.7 m标高处。

2 风机安装的前期准备

施工前组织相关人员对图纸进行会审, 及时处理会审中发现的问题。施工方案的具体操作步骤已与相关人员进行讨论, 并报总工程师批准。本施工方案编制完成, 经专业负责人、总工审批合格。施工需要的临时材料已确定, 并编制相关材料计划报物资部门采购。施工作业前, 对施工人员进行安全技术交底, 交底人和被交底人在交底记录上签字完整。在人员安排上包括:钳工班长、钳工、起重工、质检员、安全员、焊工、辅助工、技术员;运用到的仪器、仪表有:钢卷尺、百分表、千分尺、游标卡尺、深度卡尺、框式水平仪;安全工具:安全带、安全帽、安全警示牌、防滑鞋。[1]此外, 设备全部到齐, 且已开箱、清点, 保证安装所需的平垫铁、斜垫铁已配置齐备, 所有安装风机的工、器具均完备且性能可靠。

3 离心式风机的安装技术

离心式风机是电厂锅炉风机常用的一种装置, 其安装工艺流程如图1所示。在风机安装前要做好充分的准备工作, 控制好每个环节的操作步骤。

(1) 垫铁安装。吊装风机下机壳, 然后将转动组与叶轮组件吊装就位, 安装好垫铁, 调整垫铁高度来调整主轴标高与水平度, 水平移动基框位置来调整主轴承座纵横中心位置, 使其偏差不超过±3 mm。然后拧紧地脚螺栓并检查垫铁安装情况, 保证每个结构之间的合理搭配。

(2) 集流器安装。本体找正后, 找正下机壳, 然后再安装上机壳与集流器。上、下机壳法兰面加好密封垫, 拧紧螺栓。安装集流器之前, 应再次确认集流器与机壳的法兰和连接螺栓的对应性。机壳与集流器安装完毕后找正机壳, 保证机壳的垂直度、各级同心度、叶轮后盘、机壳间隙与标准一致。

(3) 联轴器安装。本体部分初步找正后, 将电机及其台板吊装就位并初步找正, 调整标高及纵横中心位置, 用千分表测量联轴器偏差, 保证两半联轴器的径向偏差、轴向偏差、端面间隙等符合设备技术文件要求, 如无规定时应≤2 mm。本体、机壳、电机初步找正后, 检查螺栓受力及垫铁安装情况。

(4) 主轴承安装。待二次灌浆强度达到70%以上后, 进行二次找正。二次找正时必须将地脚螺栓拧紧且保证受力一致, 垫铁必须受力良好[2]。主轴承二次找正时应复查其纵横中心位置及水平度, 机壳二次找正时应保证集流器与叶轮之间的径向间隙与轴向插入深度符合图纸要求且均匀。

(5) 调节门安装。本体、机壳、电机安装完毕后, 再安装风机进气箱、入口调节门、联轴器护罩、测量元件等附件及冷却水管等。入口调节门安装前应核对叶片开度方向, 保证其与叶轮旋转方向一致;同时调节执行机构方位使其符合设计;冷却水管安装前应检查其是否畅通。

(6) 油管路及油站安装。油管道安装前要认真清理管道内的杂质, 管道焊接采用氩弧焊打底的方式[3]。油站设备到货后应检查设备有无损坏, 基础画线后将油站吊装就位, 再连接油管道。油管路安装完毕后要进行严密性试验, 确保各装置性能符合要求。

4 动叶可调轴流式风机的安装技术

动叶可调轴流式风机在安装过程中要注意一些重点机构装置的分布, 如:中间段、轴承组、调节轴、叶轮机壳等的安装, 其工艺流程如图2所示。

(1) 中间段安装。用汽车将中间段倒运至现场, 把中间段清理干净, 挂好M20×400的地脚螺栓, 放置在一次风机基础上, 使地脚螺栓与地脚孔对中。在基础和中间段底部法兰间放置约50 mm厚的垫铁, 垫铁应尽量靠近地脚螺栓两侧, 且每组不得超过3块, 保证中间段主轴水平且与基础中心线重合。

(2) 轴承组安装。对于一次风机, 根据图纸将轴承内筒中的润滑油软管连接并引出轴承外壳。对于送风机, 轴承组安装前需安装一临时支撑, 采用2根2.5 m的20#工字钢, 将其插入轴承组支座内, 该临时支撑须伸出入口锥度约1.6 m;将轴承组放于临时支撑上, 用起重滑车将轴承组拖入内筒中。

(3) 轮毂、调节轴安装。驱动端、调节端轮毂安装前要将轴端和轮毂孔表面的润滑油脂和其他杂质清理干净[4]。安装调节连接前, 应将所有接触表面小心清理干净。在中间段上安装叶轮外壳;安装驱动端和调节端叶片时, 给每个轮毂留一个叶片不安装, 直到2个轮毂间的调节连接安装完毕。

(4) 叶轮机壳安装。对于一次风机, 用25 t汽车吊将叶轮机壳吊装到位, 安装2个导向销, 使其与中间段连接, 在螺栓孔内侧放置10×3的密封条, 然后拧紧螺栓。装一叶片, 在叶轮机壳内转动检查同心状况。对于送风机, 将叶轮外壳安装在进气箱上, 在进气箱法兰上安装2个专用导向销, 对中轴承组。

(5) 叶片安装。在安装过程中, 一定要注意叶片上的位置标志, 并按其进行安装。安装时首先将叶轮机壳上的检修门拆下, 在凹处放置特氟隆圈, 且保证其就位时必须是可移动的, 接口朝向扩散器侧;安装叶片用专用螺钉固定, 并用二硫化钼润滑。

(6) 滑轨安装。对于一次风机, 按照图纸尺寸在其基础中心线两侧对称放置轨道并调整相对于主轴中心线的位置及距滑轨边上的距离, 在滑轨下加约为50 mm厚的支撑垫片来调整其高度[5]。对于送风机, 在进气箱与轴承箱对中后安装滑轨, 安装前应检查轨道, 不得有变形、损伤等情况。

(7) 扩散器安装。给扩散器支脚安上滑座后将扩散器吊装到轨道上并顺着轨道推进叶轮机壳;在扩散器支脚下加垫片, 以调整扩散器高度;同时调整扩散器相对于叶轮机壳法兰的位置, 使它们相互平行且能轻易将扩散器穿上导向销。对位法兰时不得过分用力, 以免损坏叶轮机壳。

5 结语

总之, 电厂锅炉风机是通风、引风的主要装置, 在安装过程中要根据装置的型号、性能、特点等制定有针对性的安装技术方案, 这样才能保证风机使用后发挥理想的工作性能。此外, 在安装过程中还需要把握好相应的工艺流程, 这是保证安装质量的基本要求。

参考文献

[1]谭耀平.研究电厂锅炉风机安装的工艺流程[J].电厂风机安装, 2010, 19 (5) :76～79

[2]胡佳月.动叶可调轴流式风机安装技术方案的改进[J].工业技术, 2009, 40 (20) :49～52

[3]岳敖海.分析离心式风机安装工艺流程的编制[J].上海理工大学学报, 2009, 32 (5) :17～20

[4]卢友武.国内电厂锅炉风机安装存在的问题与技术改造[J].电力企业管理, 2010, 31 (7) :23～26

电厂启动锅炉 篇9

流化床锅炉启动时需依靠燃油加热一次风将惰性床料加热至燃煤着火温度, 以当前主流的单炉膛1080T循环流化床锅炉为例, 常规冷态启动一次须耗燃油约50吨以上, 耗电量5万KWh左右。为了节约能源, 必须采取行之有效的方法来降低启动耗油量及耗电量。

1 启动过程耗油及耗电分析

(1) 风量及风温。循环流化床锅炉在启动过程中, 需满足最低流化风量保证炉内床料处于流化状态 (不同炉型有所差异, 单炉膛1080T炉型一般为20Nm3/h左右) , 由于炉膛横截面积为定值, 流化风通过炉膛的时间亦为定值, 且启动时炉膛内为纯吸热状态, 故风量过大必然导致大量的热量随排烟损失掉。同时风量过大风机耗电量增加, 因此合理控制最低流化风量能够降低燃油及耗电量。

(2) 锅炉加热速度。启动过程实际上是炉本体合理膨胀、汽水系统加热、床料加热至燃煤着火点的过程。加热速度过慢, 将延长启动时间, 造成耗油量、耗电量增加。因此合理控制升温升压速度, 能在安全启动的同时节约燃油及耗电量。

(3) 床料温度。如入炉煤为高燃点的煤种, 势必需加热床料至较高温度, 如此将造成投入燃油时间延长, 耗油量增加。

(4) 退出油枪时间选择。油枪运行时间与耗油量基本成正比, 所以启动基本正常后及时退出油枪运行能够降低燃油耗量。

(5) 启动床料的选择。启动床料的总量以及特性 (粒径分布、成分) 等直接关系到投油时长及燃油耗量;床料厚度、粒径不合理会导致一次风机电耗增加, 因此合理选择启动床料是实现经济启动的重要前提。

2 节能启动改进措施

(1) 在热态下核定最低流化风量。在整定循环流化床锅炉的最低流化风量时锅炉处于冷态, 但随着投油, 空气受热后膨胀, 故实际流量要远大于实际所需最低流化风量, 大量的热能无谓流失, 我们根据盖·吕萨克定律V1/T1=V2/T2计算及实际实验, 我们确定了满足锅炉点火的启动流化风量如图1:

在实际点火过程中, 起始以锅炉最低流化风量满足锅炉进入流化过程, 我们以控制实际最低流化风量为开始的调整依据, 随烟温的上升逐渐减少风量, 同时以保证床温温升速率及汽水系统温升速率在合理范围内, 解决了以往风量过大排烟温度较高且床温不易控制的难题。按照改进后的措施, 冷态启动平均节油一半以上 (在其他启动条件相同的情况下) , 风机耗电量也大幅降低。

(2) 提前投入炉底加热及暖风器。锅炉冷态启动时床料温度低、进入汽包的水温低, 锅炉启动时间延长, 燃油耗量也越大。因此, 在确定启动并网时间后, 提前于合理的时间投入炉底加热可以低值热源取代高值热源为锅炉启动提供部分热量。

锅炉冷态启动热量传导介质为空气, 因此进入炉膛的空气温度越低, 意味着将其加热至要求温度消耗燃油量越大, 因此在吹扫前投入暖风器系统可降低燃油耗量, 同时起始温度高可意味着达到要求烟气温度的时间较短, 高温烟气在炉膛内滞留时间延长, 可将更多的热量在炉膛内散发。

(3) 分阶段选择燃料。启动前煤斗上部分挥发分高、着火点低的煤种 (一般选择着火点为380℃的褐煤, 上600吨左右) , 在床温达到着火点即投入燃煤, 后续锅炉升温过程的热量主要靠燃煤提供, 微量燃油只起到安全作用, 待启动正常后, 再转换为常规燃料。

(4) 控制启动床料粒度、床层厚度。启动床料的多少及物理特性严重影响耗油、耗电量。根据实际情况, 根据本厂锅炉特点及燃料特性, 启动时床压控制于5KPa, 静止的床料厚度约为600mm左右即可满足启动要求, 同时床料选择尽量避免大颗粒床料, 一方面颗粒度大受热面积小, 与热空气热量交换效率低;另一方面因降低风量后颗粒大易造成流化不良;三是细颗粒对于提高锅炉温度效果明显。

3 收效

(1) 节油量。传统启动方式冷态启动耗油每次在50吨左右。优化后耗油平均在20吨/次。

(2) 节电的效果。非节流调整的风机风量与电流基本成正比。在采用新的启动方式后, 由于最低流化风量 (冷态) 及床压大幅降低, 风机耗电量也大幅降低 (如图2) 。

启动风量在20万m3/h, 一次风机电流在75A左右, 启动风量降至10万m3/h, 一次风机电流在50A左右, 冷态启动一次锅炉耗电量约37500KWh, 比优化前节电12500 KWh。

4 总结

经优化启动方式, 实现了CFB锅炉节能、安全启动, 经一年多的实践, 该启动方式安全、快速, 节能效果明显, 有推广的价值。

摘要：以两台DG1089/17.4-Ⅱ1型循环流化床锅炉运行启动过程中进行的节能措施为切入点, 总结循环流化床锅炉启动节能的创新措施, 以提供普遍的借鉴经验。

关键词：最低流化风量,节油,节电

参考文献

浅析电厂锅炉补给水处理问题 篇10

关键词：锅炉,补给水,防腐,环保,管理

电厂锅炉补给水的处理在锅炉整体运转中起着至关重要的作用, 直接影响着机组的安全、健康和平稳运行, 但其中有几个问题需要我们在电厂锅炉补给水处理中加以注意。

1 电厂锅炉补给水处理中的防腐蚀问题

电厂锅炉在补给水过程中的防腐蚀问题, 关系着锅炉的安全运行, 关系着锅炉能否发挥出设备厂家设计的相关指标和标准, 关系着电厂的运行成本和作业效率。因为, 电厂锅炉如在补给水这一工艺环节处理不当, 容易使锅炉内体产生腐蚀性的化学物质, 其在锅炉内沉积或附着在锅炉管壁和受热面上, 会进而形成难熔和阻障热传导的铁垢, 而且腐蚀会造成锅炉管道的内部壁体出现点坑, 导致阻力系数的变大, 管道腐蚀到一定程度, 会产生管道爆炸的安全生产事故, 给企业和国家的财产造成不必要的损失。目前, 针对这一问题主要有以下几种解决办法。

1.1 除氧防腐

国家规定蒸发量大于等于2吨/小时的蒸汽锅炉、水温大于等于95摄氏度的热水锅炉都必需进行除氧, 否则会腐蚀锅炉的给水系统和零部件。

目前, 除氧防腐的途径主要有三种, 一是通过物理的方法将水中的氧气排出;二是通过化学反应来排除水中的氧气, 使含有溶解氧的水在进入锅炉前就转变成稳定的金属物质或者除氧药剂的化合物, 从而将其消除, 常用的有药剂除氧法和钢屑除氧法等;三是通过应用电化学保护的原理, 使某易氧化的金属发生电化学腐蚀, 让水中的氧被消耗掉, 达到除氧的目的。例如, 热力除氧防腐技术是将电厂锅炉给水加热到沸点, 以达到减小氧的溶解度的目的, 这时水中的氧气就会不断地排出, 这种方法操作控制相对简便, 是目前应用较多的除氧防腐方法, 但这种方法也存在着自身的不足, 如易产生汽化、自耗汽量大等。相对于热力除氧防腐技术的是真空除氧技术, 这种技术一般情况下是在30摄氏度至60摄氏度之下进行的, 可以有效实现水面低温状态下的除氧, 对热力锅炉和负荷波动大而热力除氧效果不佳的锅炉, 均可采用真空除氧而获得满意的除氧效果。化学除氧防腐技术主要有亚硫酸钠除氧、联氨除氧、解析除氧、树脂除氧等, 都可以达到较好的除氧防腐效果。

1.2 加氧除铁防腐

电厂锅炉补给水系统中铁含量的升高对锅炉内体造成的腐蚀可以导致锅炉氧化铁污堵、结垢等腐蚀现象, 在实践工作中可以通过给水加氧技术有效解决这一问题。补给水加氧技术与补给水除氧技术截然相反, 是结合锅炉不同工况而采用的一种防腐技术。目前, 我国已在《直流锅炉给水加氧处理导则》行业标准中将电厂普遍采用的给水加氧、加氨处理称为给水加氧处理。给水处理采用加氧技术的目的就是通过改变补给水的处理方式, 降低锅炉给水的含铁量和抑制锅炉省煤器入口管和高压加热器管等部位的流动加速腐蚀, 达到降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期的目标。

电厂锅炉补给水加氧技术主要利用了氧在水质纯度很高的条件下对金属有钝化作用这一性质, 其处理的原理是在给水加氧方式下, 不断向金属表面均匀地供氧, 使金属表面形成致密稳定的双层保护膜。这是因为在流动的高纯水中添加适量氧, 可提高碳钢的自然腐蚀电位数百毫伏, 使金属表面发生极化或使金属的电位达到钝化电位, 在金属表面生成致密而稳定的保护性氧化膜。直流炉应用给水加氧处理技术, 在金属表面形成了致密光滑的氧化膜, 不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题, 还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升的缺陷。但给水加氧处理必须在水质很纯的条件下才能进行。要控制好给水的电导率、含氧量、含铁量、电导率等参数。其前提是机组要配置有全流量凝结水精处理设备, 因为凝结水处理设备的运行条件和出水品质的好坏, 是锅炉给水加氧处理是否能正常进行的重要前提条件。同时, 在应用给水加氧处理前锅炉原则上应进行化学清洗, 除去热力系统中的腐蚀产物, 可在炉前系统获得最薄的保护性氧化膜。但同时要明确的是, 加氧处理之所以可使炉前系统金属的表面产生钝化, 除水质高纯度这一先决条件外, 还必须有水流动的条件, 即在流动的高纯水中加入氧气才能在金属表面产生保护性氧化膜, 可以避免与除氧防腐技术相冲突, 以达到较好的防腐效果。

2 电厂锅炉补给水处理中的环保问题

电厂锅炉补给水处理的环保问题, 主要是指在补给水处理过程中产生的污水如果处理不当, 会对环境造成一定的污染, 尤其是当前多数电厂在补给水过程中都添加了一定的化学药剂, 对环境产生的危害不断增加。因此, 如何通过锅炉补给水的污水回收再利用技术, 以达到节能减排的环保目标就至关重要。同时, 这也是企业社会责任的一种体现。

采用污水回收再利用技术为电厂锅炉进行补给水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:传统物理化学工艺方法, 即以混凝、沉淀、过滤、吸附等理论为基础, 采用砂滤、活性炭吸附、混凝沉淀等工艺进行污水的回收再利用;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 电厂锅炉补给水处理中的管理问题

在上述文中已经对补给水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, 在锅炉补给水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。

电厂启动锅炉 篇11

关键词：电厂；锅炉；正常运行；衡量标准；优化

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）18-0133-02

锅炉是电厂的重要组成设备之一，对维持电厂的正常运行具有重要意义。为保障电厂正常运行就必须保持锅炉处于持续稳定运行状态并定期对锅炉进行维护和优化，及时解决锅炉运行使用中出现的问题。

1 电厂锅炉运行

1.1 锅炉的运行阐述

锅炉处于正常运行状态时其各个参数维持在一个平衡状态，如内外负荷一致等。若希望改变锅炉的负荷平衡，需要通过对锅炉运行的多个参数调整实现，如调整锅炉进水量、进气量、燃烧温度等，让锅炉运行重新进入一种新的平衡状态。即锅炉运行中的各项参数之间是相互关联的，彼此之间存在一个动态平衡，在某一参数发生变化时其他参数也需要随之改变。因此为保持电厂锅炉处于稳定运行状态必须对其运行参数和运行状态进行实时监视和动态微调。具体来说重点监测内容包含以下部分：（1）保持电厂机组负荷与锅炉所产生的蒸气量一致；（2）保持锅炉水位在正常范围内；（3）保持锅炉气温和气压处于正常水平。

1.2 锅炉运行中的重要衡量标准

锅炉中的给水应该保持在要求的品质范围内，过多的杂质会在锅炉运行中产生水垢，影响锅炉的传热效率，甚至对锅炉中的管壁、汽轮机叶片等出现损坏。

首先，按照严格的标准对锅炉用水进行过滤或制取，保证给水的水质中杂质的含量维持在允许范围内。其次要对锅炉进行排污操作，如定期或连续排污等。再次要对锅炉汽包水位进行适时调整，防止水位的突然变化对锅炉生产蒸汽的影响，进而保护锅炉系统的运行安全。最后要保证锅炉的负荷不超过额定状态，特别需要避免锅炉处于长时间超负荷运行状态，避免出现因水质不佳导致的蒸汽品质恶化、因锅炉负荷过大导致的炉膛结焦、因烟气流速加剧导致的管壁磨损加剧和煤粉燃烧不足等现象的出现。

1.3 保障锅炉运行原则

在实际工作中，相关锅炉运行人员应该遵循如下三条规则以保障锅炉的正常运行。

（1）当锅炉发生故障时应该根据故障表现症状及时对故障进行定位和解决。（2）在保证工作人员人身安全的前提下选用恰当的符合转移方式将故障锅炉处所承担的负荷转移给其他非故障机组，尽量保证电厂供电不中断。（3）若故障性质较为严重，无法通过符合转移等方式维持电厂的正常运转，则必须进行停机处理并及时上报有关领导。

1.4 电厂锅炉运行安全管理与检查

鉴于锅炉运行状态波动较大，故检查时间间隔的设置不宜过长，最多不能超过三小时。具体的工作内容有对锅炉的附属设备如鼓风机、上煤机、引风机、除渣机等进行状态检查；对电厂锅炉运行中使用到的轴承升温幅度进行检查；对锅炉关键部位的元器件进行检查；对锅炉运行参数如水位、温度、给水压力等进行检查等。检查过程和每一被检查部分的状态和参数等应该形成具体的记录报告，便于分析和使用。

2 电厂锅炉设备故常产生的问题及其维护

2.1 排烟温度过高的设备检查与维护

在实际应用中电厂锅炉设备的布置不当或部分设备损坏会使得电厂排烟温度过高。总结其发生原因，主要表现在以下方面：若制粉系统、炉膛、烟道等部位发生漏风现象则非常容易造成排烟温度的升高，此时应该及时对锅炉的本体和相应的制粉系统进行排查，确认这两部分是否存在漏点，若存在则应该对这部分设备进行及时修复。特别需要注意的是锅炉炉底和炉顶的密封性以及给煤机的落粉管封闭性是检查和维护重点。若锅炉掺冷风量变多也会产生排烟温度的升高，此时应该对制粉系统的磨煤机设备进行检查和维护。一次风率偏高也是导致排烟温度升高的原因之一，一次风率偏高通常是由风管使用不当造成的，此时需要更换通风面积适当的一次风管。当制粉系统的出力发生下降时同样会导致排烟温度升高，此时就需要对磨煤机的护甲等组成部件进行更换或维修，保持磨煤机处于正常运转状态。

2.2 结焦、结灰的设备检查与维护

当锅炉内温度过高时会加剧燃料内的金屬物质发生氧化反应，进而生成高温性结焦，该结焦通常产生在锅炉炉膛受热面和对流受热面上，这两个位置是锅炉日常清洁和维护的主要位置之一。低温性结焦产生的杂物也会粘连在受热面附近。在实际运行中烟气中会掺杂一定浓度的灰粒，这些灰粒在环境温度低于支持烟气产生可支撑灰粒的最小浮力时会沉积下来，发生结灰现象。该现象主要发生在对流过热器、空气预热器以及省煤器等部位，因此对这些部位应该经常进行除灰维护。

3 电厂锅炉运行的优化

3.1 优化燃烧方式

锅炉燃烧率主要受炉膛内氧气含量、水分干燥程度以及进风风速和次数决定。若能够根据锅炉的参数将炉膛内氧气含量控制在一定范围内，通过适当的方式调整燃料水分比调整一次进风和二次进风之间的关系等可以有效提升锅炉的综合燃烧效率，增强电厂的运营效果。尤其是是吹风调节的作用效果十分明显：一次风可以对煤粉进行预热，同时增大锅炉炉膛进入氧气的含量；二次风可以降低锅炉炉膛的热度偏差，保证锅炉综合燃烧效率处于最佳状态。

3.2 提升排烟效果

对锅炉机组的漏风现象进行控制和消除。一方面在满足燃烧需求的条件下尽量调整送风量与排烟量样表与炉膛量样表之间的关系维持在最佳状态；另一方面要尽量减少冷风的使用，而尽量选择使用热风，以便于增强保温层的利用率。另外要及时清理空气预热器，维持其处于干净无积尘状态，便于减少排烟损失。

4 结语

电厂锅炉运行是一个复杂的涉及内容繁多的过程，在电厂锅炉的运行过程中，必须采取严格的操作规范以确保锅炉运行在正常状态，同时对相关设备进行定期维护和检查，消除影响锅炉燃烧效率的因素造成的不利影响，对于有条件或有需求的运行内容可以采取适当的改造措施对其进行优化。

参考文献

[1] 肖琦.电厂锅炉运行及其设备维护问题探讨[J].机电信息，2013，（9）.

[2] 崔艳东. 锅炉排烟温度升高和结灰、结焦的综合治理[J].电力安全技术，2006，8（10）.

[3] 高盛喜.浅析电厂锅炉的运行与维护[J].中小企业管理与科技，2010，（18）.

[4] 刘春英.热力发电厂锅炉设备腐蚀及防护的初步探讨[J].商，2012，（19）.

火电厂锅炉节能减排技术 篇12

目前, 随着工业高科技的高速发展, 要使得锅炉的节能减排水平进一步得到提高, 我们需要开展更多的节能减耗的工作。在我国, 工业锅炉的总量达到很高的水平, 据统计每年的消耗量巨大, 所以说在工业锅炉的资源消耗方面, 存在很多较为严重的缺陷, 比如未让煤进行完全充分的燃烧, 造成能源大大的浪费;不能有效地利用煤炭资源, 燃烧过程中的热能不能充分地释放出来。所以这种低水平的发展导致了节能减排的发展停滞不前。

1 火电厂锅炉节能减排技术

在节能减排的工作中, 最关键的因素是调动每一个参与者的积极性和参与性。在很多地方, 大多是注重了工业锅炉产生的经济效益, 却忽略了资源的浪费和对环境造成的损害, 使得节能减排的工作难以顺利地进行下去。所以针对这些现象, 我们采取了以下措施。

1.1 提高锅炉的燃烧率

要顺利进行节能减排工作, 首先应当采取措施来提高锅炉的燃烧效率, 锅炉燃烧中的主要热量损失是排烟过程中的热损失, 主要是气体和热固体没有被完全而充分的燃烧, 要想减少排烟中的损失, 我们所要做的首先是控制火焰的中心位置, 其次减少局部出现的高温现象, 保持受热面积的清洁、择优选择好的空气质量, 最后优化煤的细度和纯度。为了可以让锅炉充分地燃烧, 还需要对风量进行科学的配比, 让一、二次风适时混合等等, 要想燃烧得充分, 要调整空气系数, 因为空气系数无论变大还是变小, 都会影响锅炉的运行效率。空气系数过大, 气流传递的速度很快, 会使得燃烧中无法和空气进行充分的混合, 这样便让煤粉在锅炉中的停顿时间不够长, 最终导致了煤的不完全燃烧。所以在锅炉的正常运行过程中, 应当合理地调整风量的大小, 对锅炉进行调整和优化, 降低散热中的损失, 采用先进的保温材料和降低排渣量和排渣的温度, 只有这样才能实现节能减排的目标。

1.2 防止锅炉漏风

能源损耗的一个最根本原因是火力发电厂锅炉自身的缺陷所引起的, 所以, 锅炉能够保持良好的运行状况是决定节能减排工作能够取得好的成效的一个非常重要的因素。如果火电厂锅炉某个方向或部位发生了漏风状况, 都会让锅炉内部的气体体积急速地膨胀变大, 这样造成的严重结果是排烟的热损耗变大, 增加了吸风机的用电消耗。锅炉漏风不仅仅会造成吸风机在运行一次的过程中电耗的急速增加, 同时还会对空预器的温度有一定程度的影响, 导致风温降低以及干燥能力大大下降。所以采取相应的措施来预防锅炉的漏风状况, 可以有效地避免锅炉中出现的能源损失情况。首先我们要确保锅炉的严密度, 防止由于大强度的漏风影响吸风机的工作效率, 让锅炉内气体的体积分散开来无法聚集, 减少了送风口接风, 让锅炉内的煤不能够得到完全的燃烧, 导致锅炉内积累了大量的残渣, 阻塞了锅炉中热量的传递。针对这些现象, 锅炉的漏风状况必须要采取科学的、严密的措施来进行严格的监视和管理, 对锅炉的漏风状况定期进行督查, 及时发现并采取措施来处理问题, 保证锅炉设备能够良好地运转, 从而达到节能减排的目标。

1.3 提高煤的质量

要想真正实现节能减排这一目标, 眼下最实际的行动应该是提高火力发电厂各个锅炉所利用的燃烧煤的质量, 燃料的选择是发电厂节能的源头。一般煤燃烧所消耗的成本是发电厂的最主要的成本来源, 煤质量的优劣直接影响着经济稳定高速的发展。所以, 如果火电厂锅炉用煤的质量很差, 不仅不会减少能源的消耗, 反而要消耗更多的能源物质。更糟糕的是还会让火电厂的用电率大幅度地攀升, 给锅炉自身带来严重的负担, 影响它正常有序的运行, 也让其他的锅炉辅助设备的损耗增加, 寿命大大降低。但是如果锅炉用煤的质量好, 上述一系列问题都会不复存在。锅炉的燃烧效率自然而然会大幅度提高, 达到稳定高速的运转状态, 这样不但能大大减少燃料的多余消耗, 还能节约发电厂的成本。所以, 提高煤的质量是实现节能减排的重要因素, 只有选择质量好的煤, 才能为进一步实现节能减排这一目标奠定良好基础。

2 结语

总的来说, 要从全面优化能源资源的结构布局、提高锅炉的燃烧率、防止锅炉漏风、提高煤的质量这几个方面来降低火力发电厂的能源资源消耗, 减少燃烧过程中有害污染气体二氧化硫、烟尘等等污染物, 确保我们国家每个火力发电厂的能源消耗和污染物排放量处于较低的水平, 我相信通过我们不懈的努力, 最终能够实现节能减排的目标。

参考文献

[1]杨代刚.火电厂节能减排现状问题及对策探讨[J].低碳世界, 2013 (8) :39-40.

[2]王鸿儒.初探火电厂节能减排存在的问题及对策[J].电源技术应用, 2013 (11) :499.