锅炉性能试验（共9篇）
锅炉性能试验 篇1
摘要：在2台310 t/h循环流化床锅炉上进行热工性能试验, 分析比较了烟气温度、汽水流量、灰渣含碳量及尾部烟气污染物等参数。2台循环流化床锅炉均燃用煤和石油焦混合物, 炉内添加石灰石脱硫。1#和2#锅炉额定运行负荷热效率分别为89.22%, 90.70%, 日常运行负荷热效率分别为88.10%, 89.88%。2台锅炉炉内密相区温度分布均匀;床温、分离器入口温度、回料腿温度和排烟温度稳定;主蒸汽流量、给水流量、减温水流量波动较小;烟气污染物均可达到设计要求。试验结果可对混烧煤和石油焦循环流化床锅炉的设计和运行提供参考。
关键词：循环流化床锅炉,混烧煤和石油焦,热工性能试验,热效率
0引言
石油焦属于炼油工艺副产品, 其热值高, 挥发分及灰分低, 硫、氮元素及钒、镍等碱金属含量高, 属劣质燃料［1］。石油焦中硫的含量决定了其最终用途: 硫含量小于2% 的石油焦通常用于生产电极, 硫含量在2% ~5% 之间的石油焦通常被认为是燃料级石油焦［2］。近年来, 随着石油焦产量的逐年增长, 将石油焦作为一种替代燃料是其产量增长后较为切实可行的出路。循环流化床 ( CFB) 锅炉技术作为一种高效低污染的燃烧技术, 具有燃料适应性好, 污染物排放量低, 燃烧效率高, 负荷调节性能好等特点。 因此, 利用循环流化床锅炉混烧石油焦与煤是一种高效、低污染处理石油焦的最佳方式［3 －9］。
某公司2台310 t/h高温高压CFB锅炉 ( 以下称1#锅炉和2#锅炉) 由Foster - Wheeler成套供应, 设计燃料为100% 石油焦, 校核燃料为70% 石油焦掺烧30% 贫煤, 测试燃料为60% 石油焦掺烧40% 贫煤。本文对2台混烧石油焦和煤310 t/h锅炉进行了热工性能试验研究, 为运行优化和技术改造提供依据, 为混烧煤和石油焦CFB锅炉的设计和运行提供参考。
1锅炉概述
1-布风板;2-二次风下部;3-水冷屏;4-二次风上部;5-炉膛;6-过热器;7-锅筒;8-分离器;9-省煤器;10-空气预热器
1. 1锅炉总体结构
该型号锅炉是高温高压、单汽包、无中间再热、 自然循环CFB锅炉。炉内布置膜式水冷壁, 布风板装设箭头型空气喷嘴; 炉膛出口处有汽冷旋风分离器, 内衬耐磨耐火材料, 采用吊挂式全汽冷膜式壁包墙。石油焦经沥干、破碎后由前墙的播煤口送入炉膛; 破碎后的脱硫剂由石灰石中间仓通过气力输送系统送至炉膛给料口进入炉膛; 锅炉燃烧室两侧各装设风水联合冷渣器。旋风分离器出口的烟气依次经过热器、省煤器和空气预热器的尾部竖井烟道, 进入静电除尘器、布袋除尘器除去飞灰, 再经引风机送入烟气脱硫系统脱硫, 最后经过烟囱排入大气。310 t / h CFB锅炉结构示意图见图1。
1. 2锅炉主要设计参数
锅炉主要设计参数见表1。
2热工性能试验工况
评价锅炉在日常及额定运行参数下的热工性能状况, 为进一步运行优化和技术改造提供参考依据, 测试内容包括:
1#锅炉: ①工况1 - 310 t / h ( 额定运行工况) , ②工况2 - 290 t /h ( 日常运行工况为主工况) ;
2#锅炉: ①工况1 - 310 t / h ( 额定运行工况为主工况) , ②工况2 -290 t/h ( 日常运行工况) 。
3燃料及脱硫剂分析
试验燃料为60%石油焦和40%贫煤混合燃料, 表2是混合燃料元素和工业分析, 试验煤和石油焦混合物掺混均匀, 混合燃料成分波动较小, 入炉燃料热值相对稳定。表3是石灰石成分分析, 石灰石中CaCO3质量分数为92. 5%。
4热工性能试验结果及分析
试验结果表明, 1#锅炉工况1、工况2的热效率分别为89. 22%、88. 10%, 2#锅炉工况1、工况2的热效率分别为90. 70%、89. 88%。1#、2#锅炉热工性能试验数据汇总表见表4。
4. 1炉内温度
图2为1#、2#锅炉炉内温度测点分布示意图, 图中01 ~ 10为炉内测点编号。表5为1#、2#锅炉炉内温度分布。可知, 1#锅炉工况1前、后墙炉内密相区平均温度分别为898. 4℃、895. 7℃, 2#锅炉工况1前、后墙炉内密相区平均温度分别为912. 9℃、 906. 8℃ ; 1#锅炉工况2前、后墙炉内密相区平均温度分别为881. 1℃、877. 6℃, 2#锅炉工况2前、后墙炉内密相区平均温度分别为898. 4℃、892. 1℃。由此可知, 在指定测试工况下, 2台锅炉炉内密相区温度分布均匀。在对应工况下, 2#锅炉的炉内平均温度均比1#锅炉高10℃左右。在一、二次风量基本相同的情况下, 2#锅炉入炉燃料的灰分较低, 导致炉内床温相对较高。
4. 2烟气运行参数
图3 ~ 图4为2台锅炉主工况下烟气系统运行温度随时间的变化。由图可见, 2台锅炉烟气系统运行温度随时间的变化较小, 运行相对稳定。试验工况下, 整理得到2台锅炉烟气系统运行温度见表6。由表可知, 在试验工况下, 2#锅炉分离器出现后燃, 分离器温度偏差17℃ 左右。在一次、二次风量基本相同的情况下, 由于2#锅炉入炉燃料中细粉状颗粒较多, 固定碳含量较高, 焦炭颗粒来不及在炉膛全部燃尽, 导致分离器后燃。
4. 3工质运行参数
图5 ~ 图6为2台锅炉汽水流量随时间的变化。由图可见, 2台锅炉的汽水流量相对稳定, 2个工况下减温水流量波动基本重合。从烟气和工质相对稳定的运行参数来看, 试验燃用煤和石油焦混合物掺混相对均匀, 混合燃料成分波动较小。
4.4污染物排放
4.4.1 SO2排放
试验工况下2台锅炉的石灰石加入量约5 t/h。1#锅炉SO2平均排放浓度为538.57 mg/m3, 工况1的Ca/S摩尔比为1.96, 脱硫效率为89.26%;工况2的Ca/S摩尔比为2.01, 脱硫效率为89.59%。2#锅炉SO2平均排放浓度为662.86 mg/m3, 工况1的Ca/S摩尔比为1.93, 脱硫效率为86.85%;工况2的Ca/S摩尔比为2, 脱硫效率为86.59%。可见, 2台锅炉脱硫效率较高, 炉内SO2排放浓度满足设计要求, 但仍然很高。因此, 锅炉尾部安装了一套湿法脱硫系统, 保证SO2的最终排放满足GB13223-2011所规定小于200 mg/m3的要求。
2台锅炉的石灰石通过旋风分离器回料腿的给料口加入, 石灰石在回料腿内经过高温灰煅烧后, 形成的高活性多孔CaO进入炉膛进行脱硫反应, 在最佳Ca/S摩尔比为2左右时［10］, 具有较高的脱硫效率和较低的SO2排放。
4. 4. 2 NOx排放
1#锅炉在床温862.9~880.6℃、排烟处过量空气系数1.18~1.2条件下, NOx平均排放浓度为45~84 mg/m3;2#锅炉在床温877.3~890.7℃、排烟处过量空气系数1.15~1.19条件下, NOx平均排放浓度为51~97 mg/m3, 均满足GB 13223-2011所规定小于100 mg/m3的排放要求。
4. 5灰渣含碳量
1#锅炉工况1炉渣可燃物含量和飞灰可燃物含量平均值分别为6. 9%和20. 82%, 工况2炉渣可燃物含量和飞灰可燃物含量平均值分别为6. 83% 和20. 97% ; 2#锅炉工况1炉渣可燃物含量和飞灰可燃物含量平均值分别为2. 78% 和17. 68%, 工况2炉渣可燃物含量和飞灰可燃物含量平均值分别为2. 49% 和18. 12% 。2台锅炉的飞灰可燃物含量都明显偏高。1#锅炉灰渣可燃物含量比2#锅炉灰渣可燃物含量高。这是由于1#锅炉炉内温度相对较低, 入炉燃料相对较差, 且分离器没有明显的后燃, 都导致1#锅炉灰渣含碳量高于2#锅炉。建议提高旋风分离器效率, 尽可能的捕捉细小颗粒, 同时使用尾部飞灰再循环装置。飞灰再循环不仅可以降低飞灰含碳量, 提高锅炉效率, 还可以提高钙利用率, 降低SO2的排放量［2］。
5结论及建议
( 1) 试验期间2台锅炉炉内密相区温度分布较为均匀, 烟气循环系统各点温度相对稳定, 工质流量波动范围在 ±3%内, 符合测试要求。
( 2) 在额定运行工况下, 1#、2#锅炉平均热效率分别为89. 22%、90. 70%, 在日常运行负荷工况下平均热效率分别为88. 10%, 89. 88%。能效试验值均低于锅炉设计值。
( 3) 混合燃料中细粉颗粒较多, 导致2台锅炉的飞灰可燃物含量较高, 这是锅炉热工性能试验效率低于设计效率的主要原因。建议提高旋风分离器效率, 尽可能的捕捉细小颗粒, 同时使用尾部飞灰再循环装置。
(4) 采用炉内添加石灰石脱硫, 2台锅炉Ca/S摩尔比为2.0左右, 1#锅炉SO2平均排放浓度为538.57 mg/m3, 脱硫效率超过89%;2#锅炉SO2平均排放浓度为662.86 mg/m3, 脱硫效率超过86%。通过增设尾部湿法脱硫装置, 可进一步降低SO2排放浓度并满足现行的排放标准。2台锅炉NOx平均排放浓度较低, 均能满足现行的排放标准。
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锅炉性能试验 篇2
水压试验方案
湖北宜化集团化工机械设备制造安装有限公司
编制人： 审核人：
25T/h锅炉本体水压试验方案
水压试验成员组成
指
挥：古兴佳
副指挥：廖景理 方春
成员：简斌 李强 冯晓东 李爱国 鄢辉荣
（一）试验目的：
锅炉受热面安装好后，要进行一次整体水压试验，其目的是在冷状态下检验承压部件是否足够。
（二）试验范围
锅炉水压试验的范围应包括受热面系统全部承受部分，也是从给水进口，蒸汽出口的汽水管道，阀门等都在内，有关的排污管，仪表应打开一次阀，并关闭二次阀，让二次阀至锅炉之间处于水压范围内，但锅炉上的水位表，安全阀不参加水压试验，试验前水位表阀门关死，安全阀用盲板隔离。
参加试验的部件：
1、锅炉的本体受热面管子（包括过热器，省煤器管系）
2、包括给水操作台在内的锅炉给水管路系统
3、下列系统二次阀以内的受热管道： A、所有空气系统及排污系统 B、排污疏水系统 C、加药、取样系统 D、事故放水、再循环系统 E、热工仪表各测点
（三）水压试验前的检查和准备：
1、水压试验前应订制切实可行的试验方案，各部门根据试验方案，要求做好试验前的检查和准备工作。
2、水压试验前应将水压试验方案报技术质量监督部门和有关检查部门审批，共同参加水压试验。
3、水压试验前的检查工作如下：
（1）承压部件的安装是否全部成，包括焊接，焊缝取样检验以及受热面管子支吊架的安装等；
（2）锅筒、集箱等受压元部件内部和表面应清理干净。（3）水冷壁、对流管束及其他管子应畅通。
（4）汽水系统管道上所有的阀门启闭位置，使其符合水压试验要求。
（5）安装时用的临时设施，如临时加固、支撑等是否全部拆除，要清除干净。
（6）合金钢材质的光谱复查是否完成。（7）核对受热面系统各处的膨胀方向。
（8）所有安装技术资料，焊接及无损探伤等检查报告整理好，并且齐全。
4、水压试验前的准备工作如下：
（1）临时上水、升压、放水及放气系统要全部装好，并可以使用。（2）锅炉装上三只10MPa精度等级为1.6表盘直径≥100mm的压力表，其中二只在汽包上，另一只装在过热器出口集箱上，压力表须经校验合格，压力表读数为汽包压力为准。
（3）在难以检查的地方，应搭设必要的脚手架，并有充足的照明。
（4）配备工作人员，落实分工检查范围，确定通信联系方式，并准备好必要的工具。
(5)试验用水最好是除氧水，如有困难，也可用经过化学处理的软化水，考虑到高温度段过热器管材质为合金钢材质，所以水温不低于20℃，但不应高于70℃。
（6）锅炉水压试验的环境温度一般应有5℃以上.（四）水压试验的压力规定，合格标准：
1、锅炉水压试验的压力为锅筒工作压力的压力1.25倍，即：4.2MPa×1.25=5.25MPa
2、水压试验合格标准：
（1）在试验压力下，压力保持20分钟。保压期间压力下降不应超过0.05MPa。
（2）在试验压力达到保持时间后回降到额定工作压力进行检查，检查期间压力应保持不变。在检查中若无破裂，无可见残余变形及金属和焊缝上没有水雾、水珠等现象，则认为水压合格。
（五）、水压试验程序
1、关闭各放水阀，本体管道上的二次阀，打开各至高点放空阀，然后开启锅炉临时进水阀门向系统内进水。
2、当汽包上水位计指示满时，同时各处高点放水阀冒及时打开，排除炉内空气，即可关闭空气阀，暂停进水，对锅炉进行一次进水检查，并将各部膨胀指示值记录下来。
3、经检查没有泄漏后，可启动试压泵开始缓慢升压，当升压到0.3~0.4MPa时，暂停升压，作一次全面检查。
4、检查如未发现渗漏或其它缺陷，可以继续升压，升至工作压力4.2MPa检查有无漏水和异常现象，然后继续升到试验压力5.25MPa，保持20分钟后降至工作压力进行全面检查。
5、压力速度0.1MPa/分钟。
6、检查期间应保持工作压力不下降，检查完毕后，结束试验，此时降压速度每分钟0.3MPa,待压力接近零时，打开各放空阀门和产水阀，将水放尽，也可利用炉内余压对排污等系统进行余压冲洗。
（六）、水压试验的检查和缺陷处理
1、水压试验的检查中应着重检查承压部件的渗漏、变形损坏情况，并检查各膨胀部位的移位情况。
2、在升压中如有局部渗漏，不影响继续升压的，可以继续升压，渗漏待试压后一齐处理。
3、对试验中焊缝出现的缺陷，并按公司质保手册中《焊缝返修》篇的要求执行。
（七）、水压试验的注意事项
1、在水压试验中要组织落实，岗位职责明确，工作人员坚守岗位，按水压试验方案进行。
2、炉顶压力表监视人员要与泵操作人员联络及时，可靠。
3、如发现部件发现有渗漏，应及时做好标记、记录，并监视其渗漏发展程度。
4、在进行超压试验时，应撤出无关人员，停止任何检查，并严禁敲打试压部件。
5、冬季进行水压时，必须提高室温在5℃以上，试压后，炉水要放净，对于过热器内积水，要采取切实可靠的防冷措施。
6、超压试验的次数应尽量少做。
7、水压试验合格后，安装单位、建设单位及到场的技术质量监督部门代表在试验合格证书上签字。
湖北宜化集团化机公司仙隆锅炉安装项目部
型煤锅炉节能环保性能评估 篇3
近几年一些城市的环保部门为改善城区环境的空气质量状况, 以解决城区内由于锅炉燃烧散煤造成的环境污染问题, 在洗浴行业和部分采暖企业大力推广型煤锅炉。国家也制订了一些相关的产业政策, 旨在鼓励、推广型煤锅炉或锅炉燃用型煤。
笔者经过多年的管理、监测和分析, 发现型煤锅炉在减少环境污染方面确实起到了一定的作用, 正常使用能起到减少大气污染物排放、减轻环境污染的目的, 但在实际运行中也存在一些不足, 暴露了许多弊端, 影响其推广和使用, 有关型煤和型煤锅炉已有相关分析和研究。
本文以2000～2002年丹东市安装的型煤锅炉为研究对象通过对其进行运行监测, 来评估此类锅炉的优缺点, 并分析其原因, 为洗浴行业生产锅炉和采暖选型、锅炉行业及管理部门提供依据。
2 型煤锅炉优缺点
2.1 型煤锅炉现状
以丹东市为例, 型煤锅炉的大面积推广是在2000～2002年, 3年间丹东市建成区内的洗浴和采暖行业共安装此类锅炉61台。到2009年底, 在用锅炉只剩下27台, 占这3年安装总数的44.3% (见表1) 。
2.2 型煤锅炉优点
文中的型煤锅炉指小吨位的民用型煤锅炉, 型煤指由碎煤、黄土、脱硫固硫剂和少量的粘合剂混合压制而成方形蜂窝煤, 具有固硫及防止烟尘污染的优点, 可有效降低烟尘、二氧化硫等的排放。经多年测试表明, 烟尘排放浓度90～130mg/m3, SO2排放浓度120～350mg/m3, 烟气黑度的Ⅰ级以下, 无需另加除尘设备即可达到排放标准, 可在城市居民区中使用;无引风机和鼓风机, 靠自然通风燃烧, 节省设备。
2.3 型煤锅炉缺点
(1) 型煤质量难控制。
一般型煤中挥发分含量较低, 不易引燃, 停炉时易断火;型煤在制作上质量不易监管, 偶有掺入大量的发热值低的电厂粉煤灰充当原煤;黄土的比例都很大, 常常是往锅炉房推进一车黑色的蜂窝型煤, 燃烧后又推出一车黄色的蜂窝黄泥土, 把农村优质土地搬到城市当垃圾本身就是极大浪费。据抽检测定, 市场上的型煤发热多数低于3500kcal, 灰分在60%以上, 达不到标准。
(2) 型煤锅炉出力低, 供热速率慢。
型煤锅炉燃烧的受热面一般都比较分散, 炉温不易提高, 供热速率比烟煤锅炉要低。热效率在50%左右, 适用于平稳理想化的供热方式。这种锅炉用在采暖上还可以适用, 提前点火, 慢慢烧, 可以满足要求。但这种锅炉由于炉温低、型煤热值低、火苗低且小, 其热量供应速率就显得很慢, 使得锅炉使用者想方设法让锅炉供热迅速上去, 不顾环保指标, 造成很多型煤锅炉混烧散煤。由于型煤锅炉燃烧空间和燃烧方式的不同, 燃烧散煤出现大量的漏煤和冒黑烟现象, 使许多可燃气体排放到大气中, 污染环境, 同时散煤投放需要人工操作, 经常开启炉门, 使本来低的炉膛温度多次下降, 燃烧效果不好, 浪费能源, 增加劳动强度。
(3) 型煤锅炉造成室内污染, 使用寿命短。
型煤锅炉在封炉期间, 由于炉膛的温度相对较高, 会烘烤产生大量的挥发性可燃气和CO, 造成室内污染, 丹东地区由于型煤锅炉夜间封炉造成CO中毒事件已有多起。由于炉体的腐蚀漏风或正压燃烧, 燃烧或封炉期间炉体烘烤产生的挥发性可燃气和CO会污染锅炉房内环境, 尤其是在居民楼下安装的锅炉, CO等污染物会从楼道或墙壁空隙窜到楼上住户室内, 造成房屋内环境严重污染。例如四库小区一居民楼下安装型煤锅炉, 其5楼有一住户室内检测CO含量达到12mg/m3, 超过室内空气质量标准;对家中3个人进行血液检查, C反应蛋白 (CRP) 、白细胞 (WBC) 、嗜中性拉细胞比例 (N%) 水平较高, 属CO中毒。另外, 对几家型煤锅炉房进行了检测, 锅炉房内CO浓度达到11～15mg/m3, 严重超标。
型煤锅炉由于是低温常运行, 出口温度不超过60℃, 一般在40℃左右, 易形成化学腐蚀, 造成型煤锅炉使用寿命短。型煤锅炉燃用型煤的价钱却比散煤高出许多, 大约高出30%～40%, 因此, 用户对强行推广型煤和型煤锅炉很不满意。
2.4 原因分析
究其原因, 不是这种环保产品本身的问题, 也不是环境管理部门管理不到位的问题, 是这种产品的能源费用和供热速率等指标在制约着它的推广和使用。由于在研制、推广、使用型煤锅炉时人们往往只注重环保指标, 而忽视与此相关的非环保指标, 如安全性、节能性、煤种、供热效率等环保节能指标, 以及对于这些指标的实施与技术保障等。
正常情况下, 型煤锅炉燃用型煤, 其脱硫、消烟、除尘效果都很好, 排放的烟尘、SO2浓度和烟气黑度可达到或低于Ⅰ级国家排放标准, 这种燃烧型煤的锅炉比燃烧大烟煤的锅炉排放的污染物低得多。通过几年的监测和检查发现, 这种锅炉有很多也在燃烧散煤, 这时排放的污染物更多, 污染更加严重。同时, 由于设计原因燃用散煤出现烧不尽、漏煤、手烧等浪费能源现象, 使用者对此种产品的推广使用怨声载道, 谓之受骗上当, 最后多数是由使用单位自行拆除。
3 结论
型煤锅炉经过几年在洗浴和采暖行业的推广使用, 表明它在供热采暖方面应用较好, 但不能把锅炉建在居民楼下。在洗浴方面应用较差, 型煤质量差, 供热速率慢, 应当加以改进和完善。同时, 型煤锅炉这样的环保产品是环保、安全、节能、运行操作方便及设计美观等各项指标的综合产物, 它的推广应考虑多方面的因素, 既要考虑环保指标, 也要考虑节能指标、供热速率, 还要考虑到实现这种指标的经济、技术、管理上的条件和可行性, 要考虑环保产品的使用范围和应用条件。因此, 评价节能环保产品应考虑多方面的因素, 就环保本身谈环保产品则会使环保产品在推广应用中出现这种那种的漏洞, 造成工作上的失误, 从而起不到节能环保产品应起的作用。
摘要：以型煤锅炉在丹东市的推广为例, 介绍型煤锅炉在丹东市的应用情况。经调查研究, 型煤锅炉在实际运行中暴露出型煤发热值低、锅炉出力低、易造成室内环境污染、使用寿命短等问题, 影响了其推广使用。最后得出结论:在大力推广型煤锅炉环保方面优点的同时, 要改进其缺点从而发挥节能环保产品的作用。
关键词：型煤锅炉,节能,性能,评估
参考文献
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锅炉水压试验安全技术措施 篇4
我公司#
1、2炉大修后按照部颁规程要求应做水压试验，为了使试验顺利进行，特编制安全技术措施。1 编写依据：
1.1 山东电力工业局《发电企业电力技术标准》； 1.2 华电淄博热电有限公司《#
1、2锅炉运行规程》。2 试验范围： 2.1 汽水系统：顶棚管及联箱、包墙过热器及联箱、屏过及各联箱、一、二级过热器及联箱、减温水系统、各导汽管和主蒸汽管道、水冷壁、下降管及联箱、汽包、给水操作台、给水管道、省煤器及各联箱、省煤器出水管及联络管等。
2.2 隔离点：锅炉主汽门、截汽门（门前疏水一、二次门开启）。3 技术要求：
3.1 试验压力：水压试验压力为汽包工作压力11.28MPa（超压水压试验压力为汽包工作压力的1.25倍，即14.1MPa），试验压力数据以汽包就地压力表和DAS内汽包压力为准（试验前汽包就地压力表和DAS内汽包压力必须核对一致），该表必须是经校验合格、精度等级为0.25级标准压力表，该表量程为16MPa，刻度间隙不大于0.1MPa。3.2 整体水压试验用水容积152.05m3。
3.3 试验用水应为温度35～70℃，合格的除盐水。进入汽包的水温与汽包金属壁温度差值不超过40℃。
3.4 上水要求：先底部上水至各空气门冒水，由锅炉检修逐只关闭各空气门。其上水时间不少于2小时，严格控制汽包上下壁温差不超过50℃。
3.5 升压用水：给水泵低温水，锅炉给水母管充分暖管疏水后，关闭给水操作台疏水门，用锅炉给水电动总门的旁路门控制升压。4 水压试验应具备的条件： 4.1 锅炉分场：
4.1.1 炉膛、烟道及各承压部件检修完毕，汽水系统排污疏水系统所有管道、阀门工作票全部注销或交到炉运班长处、检修人员撤离工作现场。
4.1.2 所有焊口及更换的承压部件应按有关规程规定处理完毕、金属探伤确认合格。4.1.3 水压试验用的临时设施、照明及脚手架应准备完毕。
4.1.4 所有蒸汽管道和支架、水压试验前全面检查合格后、支吊架需要加固的要采取加固措施并经生技部、安监部验收合格。4.1.5 各部位膨胀指示器恢复好。
4.2 汽机分场：水压试验用给水泵及给水管道阀门检修完毕，试验良好。4.3 热工分场：
4.3.1 热工分场应将汽包、过热器、给水系统的压力表、电接点水位表投入运行。
4.3.2 热工人员按技术要求将汽包就地压力表（精度0.25 级标准压力表）和DAS内压力进行校对准确。
4.3.3 将水位计所用的工业摄像机对准汽包就地压力表，并调整好。4.4 化学分场：准备好足够合格的除盐水。5 水压试验前运行分场应做好如下工作： 5.1 检查并关闭锅炉下列阀门： 5.1.1 水冷壁下联箱所有放水门； 5.1.2 集中下降管放水门； 5.1.3 一、二级省煤器放水门； 5.1.4 甲、乙主汽门及其旁路门； 5.1.5 甲、乙连排电动门； 5.1.6 所有取样一次门； 5.1.7 加药一次门； 5.1.8 紧急放水一次门；
5.1.9 各水冷壁下联箱加热一、二次门； 5.1.10 各安全阀隔绝门； 5.1.11 排汽一次门；
5.1.12 主蒸汽系统各疏水门（截汽门前疏水门除外）； 5.1.13 甲乙截汽门及其旁路门； 5.2 检查并开启锅炉各空气门。5.3 锅炉运行班长应复查以下项目
5.3.1 锅炉紧急放水门接通电源，开关灵活，放水管畅通； 5.3.2 检查锅炉汽包压力表投入、显示正常； 5.3.3 检查锅炉主蒸汽系统与汽机系统确已隔离。5.4 准备好试验卡及足够的对讲机。6 锅炉上水：
6.1 联系水处理及汽机给水泵值班人员，锅炉开始从底部上除盐水，上水时间不少于2小时。6.2 锅炉上水过程中，应检查管道、阀门等设备是否有渗漏现象，若有应停止上水，待检修人员消缺后再重新上水。
6.3 汽机高加系统注水，并将低温给水系统暖管，做好锅炉升压准备。6.4 锅炉各空气门冒水后，逐只关闭所有空气门，停止上水。6.7 汇报总指挥准备升压。7 升压操作：
联系汽机开启汽机低温给水系统联络门、高加进水门、出水门（至锅炉高温给水联络门应关闭严密）。开启锅炉给水操作台疏水门，开启锅炉给水电动总门旁路门，充分暖管疏水后，关闭给水操作台各疏水门，关闭锅炉给水电动总门旁路门。7.2 接到总指挥的锅炉升压命令，安监部、生技部、生产运营部、锅炉检修分场、热工分场、运行分场有关主任和专工到位后，方可进行锅炉升压操作（司炉操作，班长监护）。
7.3 缓慢开启给水电动总门之旁路门，缓慢升压，严格控制升压速度不大于0.3MPa/分钟。7.4 汽包压力升至5MPa时，关闭给水电动总门之旁路门，停止升压。7.5 检修人员对锅炉本体汽水系统进行全面检查，无异常时方可继续升压（主蒸汽下汽温应无明显下降）。
7.6 微开给水电动总门之旁路门继续升压。
7.7 汽包压力升至11.28MPa时，关闭给水电动总门之旁路门，停止升压，记录5分钟压力下降值。
7.8 在关闭进水门停止升压后，经过5分钟，汽包压力下降值不大于0.5MPa；然后再微开进水门保持工作压力，检修人员进行检查。
7.9 做锅炉超压水压试验时，在关闭进水门停止升压后，经过5分钟，汽包压力下降值不大于0.5MPa；检修人员检查完毕后，解列汽包各水位计，方可微开给水电动总门之旁路门继续升压，否则停止升压，经检修查明原因消除，工作压力水压试验合格后方可继续升压。7.1 汽包压力升至14.1MPa时，停止升压，控制给水电动总门之旁路门的开度，保持压力14.1MPa 20分钟。此时，不允许检修进行任何检查处理工作。7.2 保持汽包压力14.1MPa 20分钟后，关闭给水电动总门之旁路门，汽包压力下降至11.28MPa时，微开给水电动总门之旁路门，保持汽包压力在11.28MPa，锅炉检修人员再次对锅炉本体设备进行全面检查。8 水压试验合格标准：
8.1 汽包压力升至11.28MPa时，在关闭进水门停止升压后，经过5分钟，汽包压力下降值不大于0.5MPa。
8.2 在受压元件金属壁和焊缝上没有任何水珠和水雾。8.3 受压元件没有明显的残余变形。9 锅炉泄压操作：
水压试验结束后，关闭锅炉给水系统各阀门，微开过热器取样门降压，降压速度不得大于0.5MPa/分钟。
汽包压力降至0.2MPa时，开启各空气门和排汽门。
白云铁矿工业锅炉性能研究 篇5
目前,中国在用的工业锅炉约有50×104台,蒸发量为180×104 t/h。燃煤锅炉约48×104台,占工业锅炉总容量的85%左右,平均容量的蒸发量约3.4 t/h,其中,20 t/h以下超过80%。100多个大气污染防治重点城市中约有燃煤工业锅炉24×104台,蒸发量90×104t/h,均占中国的1/2。工业锅炉主要用于工厂动力、建筑采暖等领域,消耗原煤约4×108 t/a[1]。2009年5月1日起施行的新《特种设备安全监察条例》增加了对特种设备节能减排的要求,这就需要特种设备用户把节能减排工作作为1项重要的工作任务来抓[2]。因此,了解燃煤工业锅炉的性能,对提高能源利用率、做好节能减排工作,意义重大。大。笔者就内蒙古包钢钢联股份有限公司白云铁矿燃煤工业锅炉的性能进行了研究,分析其运行中存在问题的产生原因及影响因素,提出了相应的改进措施。
1 测试部分
1.1 测试工况
整个测试过程在燃煤工业锅炉正常生产运行工况下进行,测试时间大于1 h,监测项目参数每隔15 min采集1次,取算数平均值作为测试结果。
1.2 炉体表面温度测定
通过OPTLS型红外测温仪测试锅炉的排烟温度。炉体表面温度的测试点均匀地布置在锅炉外壁的各个侧面上,每侧墙测点为20个,观火孔、人孔门300 mm范围内不布测点。
1.3 排烟温度的测试
利用HCT-300型电脑化数字测温仪测试锅炉的排烟温度。排烟温度的测试在锅炉最后一级尾部受热面出口1 m以内的平直烟道上进行,测温元件插入烟道中心处并保持热电偶插入处的密封。
1.4 空气系数的测定
烟气取样在锅炉最后一级尾部受热面出口1 m以内的烟道中心位置,烟气取样与烟温测量同步进行。利用取样袋收取烟气样,首先用烟气对取样袋进行洗袋,洗袋3次后,再收取烟气样。
空气系数采用奥氏分析仪进行计算,测出烟气含O2量φ(O2)、CO含量φ(CO)以及RO2含量φ(RO2)。按以式(1)计算空气系数[3]。
式中,α为空气系数;φ(O2),φ(CO),φ(RO2)为干燃烧产物的体积分数。
1.5 炉渣含碳量的测试
在锅炉出灰口处每隔15 min取炉渣样,所取炉渣样本具有均匀性和代表性。此外,炉渣样品的数量不少于测试时间段总炉渣数量的2%。
1.6 燃煤工业锅炉参数
此次对燃煤工业锅炉性能进行测试,其额定热功率Q,MW[或蒸发量D,(GJ/h)]的范围为1.4≤Q<4.2(5≤D<15)。
2 结果与分析
2.1 燃煤工业锅炉保温性能
经对燃煤工业锅炉表面温度的测定,得出以下结果。a)GB/T 15317-2009燃煤工业锅炉节能监测[3]中规定额定热功率(或蒸发量)在1.4≤Q<4.2(5≤D<15)范围内燃煤工业锅炉的侧面表面温度应不大于50℃。此次,燃煤工业锅炉炉体各个侧面的表面温度经过测定为25℃,达到考核指标;b)燃煤工业锅炉顶部温度经过测定为20℃,符合GB/T 15317-2009燃煤工业锅炉节能监测规定中顶部温度应不大于70℃的要求。
2.2 燃煤工业锅炉排烟温度
GB/T 15317-2009燃煤工业锅炉节能监测中规定燃煤工业锅炉排烟温度的考核指标为180℃,该次测试锅炉的排烟温度为158℃,符合要求。影响排烟温度的主要因素有:a)锅炉结垢;b)受热面积灰;c)漏风。
为防止锅炉结垢,需要做好三方面工作:a)对锅炉供水加强监测,做好水处理工作;b)经常检查水处理设备,避免因其出现故障而降低锅炉供水的品质;c)对锅炉受热面产生的结垢应及时排除,防止它们在受热面引起二次结垢现象,使锅炉在无垢或薄垢条件下正常运行。
为避免锅炉受热面积灰,应该加强三方面的工作:a)选取灰分含量低、熔融性能良好的煤作为燃料;b)合理配风,控制煤粉的颗粒度,减少煤灰被吹起的机率;c)定期对锅炉吹灰。用定期吹灰法清除在锅炉受热面初步形成的呈松散状的积灰。
为减少燃煤工业锅炉漏风对排烟温度的影响,应采取以下措施:a)经常检查炉墙、炉顶、观火孔、人孔门及炉底水槽处的密封状况,确保不发生漏风现象;b)采用拥有良好密封性能的观火孔、人孔门材料,及时关闭观火孔、人孔门;c)及时消除制粉系统、烟道的漏风,使其在在密封状况下正常工作。
2.3 燃煤工业锅炉空气系数
经过监测、计算得出燃煤工业锅炉的排烟处空气系数为1.9,小于考核指标2.2,符合要求。
2.4 燃煤工业锅炉炉渣含碳量
燃煤工业锅炉炉渣的含碳量的计算结果为14.92%,小于GB/T 15317-2009燃煤工业锅炉节能监测中规定的15%,但是,已经非常接近规定的含碳量值。
燃煤的品级高低、颗粒度大小直接影响着锅炉的燃烧效率,进而影响炉渣的含碳量。中国供应的燃煤大多数是原煤,没有经过加工处理,供应商们也往往将各种品级的煤混合在一起出售给工厂,导致了煤炭质量不稳定、品种混杂,热值往往低于锅炉的设计热值。此种供应状况使得锅炉燃烧状况差、输出功率降低、燃料燃烧不完全、热效率降低,同时,也容易造成污染[4]。此外,燃煤工业锅炉由于结构的限制,人工拔火的范围小,不适宜用强黏结性煤。煤的颗粒度应适中,3 mm以下的碎屑含量不宜超过30%,最大颗粒也不应超过40 mm。否则,燃烧效率将大为下降。另外,煤中要保持适当的水分,屑的含量比较多时,适当的水分能够降低漏煤、飞灰现象的发生,并使煤层松,有利于通风。但是,水分过高,会使着火延迟,炉温下降,排烟热损失增大。一般水分应控制在8%～12%[5]。
燃煤工业锅炉理想的燃烧工况是,在距离煤闸门约300 mm处开始着火,过早可能烧毁煤闸门,过迟则会使燃烧阶段推后,导致尚未燃尽就排入灰渣斗,在挡灰板前约300 mm～500 mm处燃烧完毕,灰渣呈暗色。为了进一步降低燃煤工业锅炉炉渣的含碳量,可采取以下措施:a)燃用经过筛选而保持一定颗粒度的煤,则可避免因颗粒度不均而在煤斗中产生机械分,并使燃烧过程均衡﹑稳定﹑连续,从而大大提高燃烧效率;b)调节煤层厚度。煤层过薄,细煤粒易被吹起,使煤层工作不稳定、不均匀;煤层过厚,通风阻力过大,燃尽区裹灰严重。煤层厚度随煤种而异:黏结性烟煤,煤层应较薄(约60 mm～120 mm);不黏结烟煤为80 mm～140 mm,无烟煤和贫煤为100 mm～160 mm。易着火高挥发分燃料,煤层要薄些,炉排速度要快些,因煤层薄可减少煤层上方气体沿炉排长度的不均匀。对于高水分劣质煤,煤层应厚些,并适当降低炉排速度,以保证前部着火并稳定燃烧,减少后部未燃尽灰渣的数量[5,6]。
3 结语
白云铁矿工业锅炉的炉墙、炉顶温度均符合GB/T15317-2009燃煤工业锅炉节能监测规定要求,保温性能良好。排烟温度仍可通过处理好锅炉结垢、受热面积灰、漏风等方面的工作来将其降低。排烟处空气系数经过计算为1.9,小于考核指标2.2,符合要求。炉渣的含碳量为14.92%,虽然小于GB/T 15317-2009燃煤工业锅炉节能监测中规定的15%,但是,已经非常接近规定的含碳量值,可该采取相应的措施将其降低。
参考文献
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[5]周浩康.工业锅炉节能的途径和方法[J].科技传播,2010(4):137-137.
提高电站锅炉综合性能的措施分析 篇6
电力生产过程中,燃煤电站锅炉不仅要消耗大量资源,还会排放大量污染物,并且环保设备的运行现状会影响锅炉的综合性能,因此需要电厂从经济与环保两方面加以考虑。
1燃煤电站锅炉的性能
1.1环保性能
正常情况下,燃煤电站锅炉的脱硫、消烟、除尘效果都较好,所排放烟气的黑度、烟尘的浓度等都能达到国家排放标准,甚至更低[1]。然而随着锅炉燃煤量的不断增加,燃煤电站排放的污染物也越来越多,严重污染环境。与此同时,由于参数设置不合理,或是设计、设备等问题,都会使电站锅炉产生煤燃烧不彻底、 漏煤等能源浪费现象,不仅影响锅炉的经济性能,也降低了锅炉的环保性能。
1.2经济性能
实践证明,随着负荷的逐渐升高,平时用来对锅炉的经济性能进行评价的指标的发电煤耗逐渐降低, 同时导致厂用电率也慢慢降低。究其原因,锅炉在高负荷条件下运行时会增加发电量,经济性能得到整体提高。同时,在单位发电量下,脱硫脱硝的石灰石、液氮等资源的成本会随着负荷的升高而逐渐降低,消耗各种资源的成本增加都会使高负荷条件下运行的锅炉的经济性能被降低。但当锅炉的运行负荷较低时, 资源消耗性能将变得更高,因为厂用电率、煤耗量的值会伴随负荷的增加而逐渐升高,脱硫脱硝剂的总成本也会随着污染物脱除量的增加而逐渐增加。因此, 在不同的负荷运行条件下,锅炉的经济性能都会受到影响。
1.3综合性能
在不同的负荷下,燃煤电站锅炉的综合性能灰色关联度如图1所示。
锅炉的负荷运行条件不同,其综合性能的表现也不同。随着负荷的不断增加,一方面,燃煤电站锅炉的环保性能会逐渐增加,因为负荷较高时锅炉的发电量会增加,污染物脱除设备的资源利用率、耗电率都较高,脱除效率也逐渐升高;另一方面,燃煤电站锅炉的经济性能将得到提高,因为负荷较高,锅炉的资源消耗量、热效率对锅炉综合性能的影响较大,指标性能也相对较好。因此,当负荷逐渐升高时,燃煤电站锅炉的综合性能也逐渐升高。
2提高燃煤电站锅炉综合性能的措施
2.1优化锅炉运行,合理调整参数
一方面,燃煤电站锅炉所用燃料的煤质不同,对锅炉经济性能产生的影响较大,如低挥发煤质的使用会降低锅炉的经济性能。另一方面,如果能提高空气预热温度,并选择恰当的空气过量系数,就能减少煤燃烧环节不可逆的损失,优化锅炉运行,从而提高锅炉的燃烧火用效率。此外,为提高燃煤电站锅炉设备的换热火用效率,可采取优化吹灰系统,或避免换热设备表面积灰或积渣,以确保设备表面清洁,或解决截面存在的热偏差问题,使温度均匀分布等方法,促使换热过程保持流畅。较亚临界机组而言,超临界机组在提高换热火用效率上的表现更加优异,所以从火用角度来综合分析超临界机组能促使燃煤电站锅炉的综合性能得到有效提高[2]。
2.2改造锅炉设备,重视设备检修
为把燃煤电站锅炉换热设备的火用损降低,把传热火用效率提高,电厂应针对换热设备展开研究工作,把火用损分为两部分:其一,传热温差导致的火用损;其二,流动阻力造成的能量机械高品位火用损。前者是受热面布置位置不同,换热面积不同等,造成不同换热设备的火用效率也存在相应的差别,如果锅炉炉膛上方的传热温差较大,那么其分隔屏过热器具备的火用效率最低,可考虑采取加快工质流速、扰动管道内侧并加入促进物等方式加以解决。后者的管道粗糙度越大,损失的有用功就越大,可尝试采取改变换热管道内外表面的材料、结构的方式加以解决,但这样做会增加材料的制造成本、锅炉的运行成本等。
上述燃煤电站锅炉综合性能的提高方法是在运行锅炉时就可以操作的,为进一步提高锅炉的综合性能,还可在改造设备上下手,通过对锅炉设备进行检修的手段来完成设备改造工作,只是该方法不能在运行锅炉的过程中使用。很多大型的火电机组目前都加装了低温省煤器,目的在于利用烟气的余热把凝结水的温度提高,以降低汽轮机抽汽,使汽轮机的做功能力得到显著提升。站在热力学的角度,汽轮机内做功的工质流量比之前要大,当做功需求相同时,如果能提高送往再热器的工质温度,就能降低烟气换热环节的不可逆损失,从而有效提高再热器的火用效率,最终成功提高燃煤电站锅炉的综合性能。
除此以外,锅炉燃烧器的设计也对锅炉运行时的综合性能有非常重要的影响。为提高锅炉炉膛的稳定性、燃烧效率,一般选择的方法是提高燃烧区的温度, 然而该方法极易导致NOx排放量的提高,这对提高锅炉综合性能不利[3]。所以,在设计锅炉的燃烧器时, 可选择使用水平浓淡分离技术,其目的在于降低生成NOx的量,同时降低脱硝压力,并提高燃烧区的温度, 促使燃料转化成热能的过程更加充分、彻底,不断提高燃烧火用效率,最终同时提高锅炉的经济性能、环保性能,以满足提高综合性能的要求。
2.3实施节能改造,实现节能减排
电力企业、电厂等是节能减排的主体,在当前的低碳经济背景下,节能减排势在必行。为此,企业应认真实施节能改造,以实现节能减排。如电站锅炉房务必要完善建立严格的环保制度,指定专人负责除尘、 防噪等,并定期保养设备设施,做好运行维护记录。同时,锅炉燃用煤炭必须使用硫份低于0.8%,灰份低于18%的优质煤炭,已使用清洁燃料的锅炉不得擅自改变燃料,司炉人员应勤清扫、勤洒水、保持锅炉房内外环境干净整洁;要及时清扫除尘器内的灰渣;要对煤堆渣堆采取遮盖或喷覆盖剂等措施,防止发生二次扬尘。
在最近几年,环保节能已经成为电力工业结构调整的核心方向,在“上大压小”的政策导向之下,产业结构得到了优化与升级,将大批污染重、效能低的小火电机组关闭。这样的措施使得火电设备得到了更新换代,也使得燃煤电站锅炉的综合性能因为政策的 “福利”得到“节能”改造。此外,随着循环流化床技术等清洁技术的日益成熟,让新环保标准下的锅炉脱硫脱硝改造设计得到了实现,这样也使其燃料的适应性更加广泛、负荷调节比更宽,进而将节能减排落到实处。
3结语
锅炉性能试验 篇7
答:INOS系统是一个在常态运行中补充DCS控制不足的新型环保、节能、实用型必备工作软件。系统以先进的测控产品为支撑, 运行控制为目的, 煤-风-温度合理匹配为基础, 在安全可靠下优化燃烧, 进行了控制策略的研究和数据挖掘, 合理调配设备冗余、设备与人的运行操作冗余;合理回收热、充分利用热资源、提高热效率、挖掘该企业的节能空间并与DCS和其他节能系统进行结合, 以能效评估与决策为管理方法, 构成一个包括监测、控制、优化、评估、管理等为一体的智能应用体系。
记者:通过和您交流发现INOS系统在节能方面效果十分显著, 那在环保方面是否也有作用呢?
答:节能和环保不分家。我们的INOS系统其中有一个板块就是环保板块, 从NOX生成源头出发, 通过动态烟气监测装置控制炉内燃烧温度, 进而减少NOX排放。
记者:INOS系统既节能又环保, 那么它可以应用到哪些锅炉中呢?
答:目前我们的主要客户是燃煤锅炉 (大型锅炉400~3000/t蒸发量锅炉及辅机系统和35~350/吨蒸发量锅炉及辅机系统) , 后期我们也会将技术和产品逐步应用于燃油和燃汽炉。
记者:看得出您对INOS系统充满了信心, 通过INOS系统进行节能和环保项目的改造, 它的投资回收情况怎样?就天津而言它的市场空间有多大?
答:INOS系统由硬件、软件、技术调整三部分组成。硬件只占20%, 其安装无需停炉, 极大的减少了停机成本。而项目投资额约占采购能源费用的0.75%~1%;投资回收期为0.5~2年;效益持续期为投运开始, 持续产生效益。经调研, 天津10t-35t锅炉有790余台;35t以上的锅炉约420余台, 大型火电燃煤机组30余台 (200MW以上) , 若能实施性能优化, 预计年节约标煤64.05万吨, 降低碳排放167.811万吨, 市值不低于4亿元, 若项目能得到政府奖励资金的支持, 其市场份额将不低于6亿元, 市场前景可观。
记者:看得出您对INOS系统在建设美丽天津所做的贡献显得很有信心?
高温高压大容量锅炉水压试验研究 篇8
1 大容量锅炉概况
以本单位安装的超超临界压力直流锅炉为例, 它在运行负荷时能够达到2035t/h的最大蒸发量。锅炉型式为超临界参数、直流变压运行、带启动循环泵、单炉膛、Ⅱ型布置、一次中间再热、平衡通风露天布置、全钢构架、全悬吊结构锅炉、固态排渣煤粉炉, 燃烧器采用四角切圆摆动燃烧技术。其中过热器出口压力可以高达26.15MPa, 而再热汽进口压力可以达到5.75MPa。
2 水压试验的原则
本单位的大容量锅炉水压试验为超压水压试验, 所以在试验之前首先确定试验范围。一般来说, 将试验分为一次和二次汽系统两部分同时进行。一次汽系统水压试验范围:启动系统 (启动分离器、贮水箱、下降管至启动系统电动闸阀等高压侧全部设备) 、水冷循环系统 (水冷壁、集箱、管道及水循环系统其它部件) 、过热蒸汽系统 (炉顶过热管、包墙过热器、屏式过热器、低温过热器、末级过热器、过热器集箱、蒸汽连接管道、定位管、一二级减温器) 、省煤器系统 (低过侧省煤器、低再侧省煤器、省煤器集箱、连接管道) 。即从省煤器进口集箱堵板至末级过热器出口管道堵板之间的所有受压件。它所涉及的操作步骤中含有诸如排污、排空、取样、减温水、加药、疏水等等管道至二次门;二次汽系统水压试验范围:各级再热器管束、集箱、蒸汽连接管道、低再抽汽管道临时堵板、即从再热器进口外管道端堵阀前至末级再热器出口外管道端堵阀前之间的所有受压组件。需要实施例如疏水、放空等步骤。
近些年来, 随着本单位在安装与实践中不断积累经验也发现, 各个工程项目中的试验范围有所不同, 并没有按照严格遵守企业对于锅炉水压试验的要求, 基于此主要有两点考虑。第一点, 锅炉安装的进度需要。一般情况下, 大多数工程都会有明确的里程碑精度, 因为对水压试验来说, 里程碑进度一定要按照规定时间进行, 但同时有些管路安装工作还没有完成, 所以在上述所提到的试验范围从实际来看并没有被完全包含进去;第二点, 虽然锅炉本体部分安装进程会很快, 但是锅炉管道一般都要在后期才能安装。所以为了不影响正常工期, 管道系统的试压试验常常会被忽略, 这就造成了各个工程项目中水压试验范围的不一致。比如说, 有些给水管道的试验只做到给水泵出口, 而有些则试验到了给水操作平台截止阀以后。但按常理来说, 由于所有管道在安装后都要试试1.25倍严密性试验, 如果某些部分部件不能同锅炉本体水压试验一同展开, 在以后的施工中也将很难弥补, 所以还是应该与锅炉本体一起进行水压试验。
另外在试压试验的试验压力方面, 采用国家标准, 其不同的规程限定情况下, 试验压力的标准也是不同的。例如本次试验中二次汽系统的试验压力设定为再热器进口压力的1.5倍, , 一次系统试验压力为过热器出口设计压力的1.25倍, 且不小于省煤器进口设计压力的1.1倍。
3 水压试验重点问题分析
3.1 试压前的风压试验
考虑到大型锅炉机组的复杂性, 且其结合面多而焊口数量大, 所以要防范它有较大的泄漏可能性。利用空气泄漏能力大于水50倍这一特性在正式的水压试验之前进行一次风压试验。风压试验的主要目的就是检验水压试验所涉及的容器以及管道的严密性, 如果在试验中检查发现管道裂纹、裂纹、漏焊等问题, 一定要适当减少试压次数。另外, 也要保证风压试验与水压试验的试验范围相同。本单位为了风压试验, 准备一台空压机, 空压机出口管道接至临时上水泵出口阀门后上水管道上。在对系统进气过程中, 当压力上升至0.2~0.3Mpa (本次风压试验压力取0.3Mpa) 时系统充气结束, 组织人员对整个锅炉水压范围内汽水管道、受热面等进行检查, 若有泄露点, 及时进行消缺。保证之后水压试验的正常展开。
3.2 水压试验压力标准
本单位在本次水压试验中严格遵照我国《电力建设施工技术规范》 (锅炉机组) 中的规定, 并按照劳动部所颁发的《蒸汽锅炉安全技术监察规程》行使技术操作流程, 对水压试验过程中所涉及的试验压力标准作出了以下要求:
首先, 一次系统试验压力为过热器出口设计压力的1.25倍, 且不小于省煤器进口设计压力的1.1倍, 注意控制升压速度每分钟不超过0.3MPa。二次汽系统的试验压力设定为再热器进口压力的1.5倍, 注意控制升压速度每分钟不超过0.3MPa。在标准确定过程中, 应该考虑水压试验依据来源, 它是从安全材料、系数的选用准则和计算公式两方面得来的。所以必须率先考虑提供锅炉设备厂家的制造依据规范, 如果锅炉设备要严格遵照所指明压力进行实验, 则必须遵照说明规范。另一方面, 要按照规范中主汽管道试验压力为过热器出口额定压力的1.25倍进行试验。如果主汽管道在与锅炉本体同时进行试压时, 主汽管可能承受的试验压力应该大于所规范的常规压力标准。此时应该注意在试压前对主汽管道的检查, 一旦发现问题要实施快速降压处理措施。
本单位结合我国锅炉水压试验的实际情况, 将试验重点主要放在检验锅炉在制造安装过程中可能存在的问题, 如工艺方面的不足之处、材料缺陷以及现场焊接操作不完全可能导致的泄漏问题, 而在受热面强度试验方面则按照普通情况处理。通常讲, 锅炉超压超过1.25倍而引发危险事故的案例在我国还十分罕见, 所以在进行锅炉水压试验标准制定时没有考虑此方面因素, 但是如果锅炉种类及型号不同, 还是要按照不同的标准来执行试验。当锅炉机组是按照国际标准设计时, 一般采用ASME标准展开水压试验, 如果锅炉是国内设计, 则必须参照国内标准进行水压试验[2]。
3.3 水压试验准备工作
本单位在水压试验进行前部署了两方面准备工作, 首先是试验用水和压力表的准备。在水压试验之前, 要对试验用水进行加药处理, 水压试验后锅炉采用湿法保养。保养过程中控制除盐水的联氨浓度为300mg/L, 氨水浓度为500mg/L, PH值为10~10.5。防止锅炉设备因为水压试验而遭到氧化腐蚀。
其次是压力表的准备, 压力表首先按照规范要求, 保证精度不能低于1.0级。如果在实际试验操作中发现所安装单位的压力表不符合上述精度, 要进行压力表的调整。一般来说, 保证压力表的量程为试验压力的1.5~2.0倍, 而且压力取样点一次汽系统应该选取在高温过热器出口连接管就地压力测点处, 而二次汽系统选取在高温再热器出口连接管就地压力测点处。在进行升压操作时, 应该时刻观察压力表的数据变化, 实时发现堵塞等问题的出现并及时解决。
3.4 水压试验合格判别标准
基于《电力建设施工技术规范》 (锅炉机组) , 中所规范的水压试验合格判别标准, 首先受压元件的金属壁与焊缝应该无泄漏及湿润现象, 比如水雾和水珠的出现;其次在水压试验以后, 不应该发现任何元件出现残余变形状态。规程中就指出, 焊缝处不应该有裂缝和裂纹、管道没有泄露现象而且管道不会变形。所以在水压试验过程中应该特别强调和注意这些细节。
4 结束语
本单位对此次高温高压大容量锅炉水压试验给予了极高的重视程度, 严格按照规程制度, 调试、监理等在各个试验环节进行了核查和技术加强, 并统一规范标准, 做到了试验的一步步稳妥实施, 确保了日后锅炉机组的正常生产。
摘要：高温高压大容量锅炉水压试验就是以水作为介质, 以高于锅炉的正常工作压力进行承压部件的超压试验。它的目的就是为了检验锅炉中受压部件在运行中是否具有可靠的耐压强性和密闭性。基于高温高压锅炉水压试验的测试过程, 重点探讨了水压试验压力标准、合格判别标准等问题, 以期为同行在锅炉安全稳定运行方面提供参考。
关键词：高温高压大容量锅炉,水压试验,风压试验,压力标准
参考文献
[1]党林贵, 张海营, 王焱, 等.超临界机组锅炉水压试验参数分析[J].热力发电, 2012, 41 (3) :18-21.
锅炉性能试验 篇9
某电厂2台HG–1025/17.45–YM28型锅炉干式排渣机主要参数如下:
钢链输送带最大出力为40 t/h;钢链输送带速度为0.559～3.98 m/min;钢链输送带最高使用温度为900 ℃;清扫链速度为0.469～3.480 m/min。
干式排渣系统结构如图1所示。
2干式排渣系统运行中存在的问题及解决措施
某电厂投产时间不到180 d,锅炉干排渣系统就出现了一系列问题,甚至造成停炉事故。
2.1锅炉冷灰斗底部积焦严重
该炉运行一段时间后,冷灰斗底部结焦、积灰严重,大量炉渣粘连在一起卡在液压关断门上方,导致锅炉无法排渣,造成停炉事故。停炉以后,从炉膛内部观察,发现冷灰斗下部到钢链输送带区域已经被炉渣堵死;靠近干渣机尾部通风孔上部炉渣已经堆积到下层燃烧器;水冷壁处燃尽风喷口上方有明显结焦痕迹。
经分析,认为燃烧调整不当造成炉内局部结焦,大块的熔融状态炉焦掉落到冷灰斗底部,被干式排渣机冷渣风迅速冷却变硬结成焦块卡在冷灰斗底部。不断下落的炉焦堆积在此处,造成锅炉排渣更加困难,尤其是冷渣风量最大的干式排渣机尾部上方区域炉焦堆积量最大。对此,提出采取如下措施,避免今后锅炉运行中发生类似事故。
a.保证锅炉燃料和设备符合设计要求,如燃烧器、制粉系统、烟风系统等。适当调整一、二次风速,防止一次风速过高、二次风速过低导致风粉混合物冲刷水冷壁结焦。
b.在保证磨煤机出力的前提下,适当调整一、二次风比例,增加周界风和助燃二次风的风量,使煤粉充分燃烧,防止炉膛局部区域温度过高。
c.在钢链输送带温度允许、干式排渣系统安全运行的条件下,适当调整冷渣风量,减小干式排渣机尾部通风孔开度。
2.2斗提机叶片变形
在锅炉停运期间检修时,发现斗提机叶片存在过热变形现象。斗提机允许最高工作温度为250 ℃,渣块较大时外部遇冷渣风迅速形成坚硬渣层,渣块内部并没有被很好地冷却,通过碎渣机形成小颗粒进入中间过渡仓后,个别位置的炉渣依然温度较高,超过斗提机的允许最高工作温度,造成叶片过热变形。
建议在碎渣机后或中间过渡仓加入通风装置,降低炉渣温度。或者将斗提机叶片改成耐高温材质。
2.3钢链输送带卡涩
煤质实际渣量超过设计渣量,燃煤含灰分较大会导致炉渣炉灰含量较大。大量的炉灰从钢链输送带的缝隙漏下,清扫链出力不够会导致钢链输送带发生卡涩现象。建议燃煤尽量靠近设计煤种,同时对清扫连进行改造,增加运转速度,加大清扫链的出力。
3干式排渣系统的性能计算
3.1冷渣风量
针对严重影响锅炉运行的冷灰斗底部积焦问题,适当选取进入干式排渣系统的冷渣风量很重要。下面就干式排渣系统的冷渣风量进行计算和分析。
干式排渣机进入炉膛的冷渣风量为
qT=3 600·A·v, (1)
式中qT为冷渣风体积流量,m3/h;A为冷渣风通风截面积,m2;v为冷渣风流速,m/s。
干式排渣机通风孔由尾部主通风孔和两侧(前后墙)各6个通风孔组成,规格分别为0.9 m×0.4 m和0.12 m×0.12 m。运行时通风孔基本全开,可得A=0.9×0.4+0.12×0.12×12=0.532 8 m2。
伯努利方程为
式中p为流体的压强,Pa;ρ为流体的密度,kg/m3;g为重力加速度,m/s2;h为流体铅垂高度,m;v为流体速度,m/s;c为常量。
对于气体,可忽略重力,方程简化为
式中p为流体的静压强,Pa;p0为流体的总压强,Pa。
由式(3)可得
设p0-p=Δp,若冷渣风通风口处静压p=0,则冷渣风的总压强为动压,由式(4)可得
式中v为冷渣风流速,m/s;Δp为冷渣风的动压,本文取炉膛负压,Pa;ρ为冷渣风密度,kg/m3。
锅炉运行时的炉膛负压通常为-100 Pa左右,Δp=100 Pa。
式中ρθ为标准状态下气流密度,kg/m3;pa为大气压力,Pa;t0为冷渣风的初始温度,℃。
标准状态下气流密度ρθ=1.293 kg/m3;大气压力取1.01×105Pa; 冷渣风温度(取环境温度)t0=20℃。由冷渣风质量流量计算公式qZ=qT·ρ,计算可得到干式排渣机进入炉膛的冷渣风量为29.77 t/h。
3.2冷渣风吸收热量
由冷渣风通风孔的截面积比例可得尾部通风孔进入风量占总冷渣风量的比率为67%,其它两侧通风量占33%。而头部基本没有冷渣风,这样很容易造成炉渣冷却不均。额定负荷下锅炉总风量为1 134.9 t/h,冷渣风量占总风量的比率为2.62%(超过了一般冷渣风量小于锅炉总进风量1%的设计要求)。干式排渣机通风孔结构如图2所示。
由图2可以看出,逆流的冷渣风在炉膛负压作用下进入炉膛吸收热量主要由高温炉渣被冷却放出的热量、炉渣中二次燃烧的碳放出的热量、炉膛冷灰斗下部对外的辐射热量构成。
3.2.1 高温炉渣被冷却放出的热量
高温炉渣被冷却放出的热量为
式中QL Z为高温炉渣被冷却放出的热量,kJ/h;B为入炉燃料质量,kg/h;Aar为燃料收到基灰分,%;kLZ为炉渣占锅炉总灰渣量的百分比,%;C
炉渣的平均比热计算公式为
经检测,入炉燃料量为149 790 kg/h,燃料收到基灰分为40%,炉渣占锅炉总灰渣量的百分比(取经验值)为10%。假设炉渣冷却前温度为800 ℃,冷却后温度为150 ℃,炉渣最终含碳量经化验为2.12%,炉渣平均比热计算为0.948 kJ/(kg·K)。计算得到高温炉渣被冷却放出的热量为3 870.26 MJ/h。
3.2.2 炉渣中二次燃烧的碳放出的热量
炉渣中二次燃烧的碳放出的热量为
式中Qc为炉渣中二次燃烧的碳放出的热量,kJ/h;qc为碳的发热量,kJ/kg。
假设炉渣中二次燃烧的碳占炉渣总含碳量的百分比取50%,二次燃烧的碳放出的热量全部被冷渣风吸收,碳的发热量为33 727 kJ/kg。计算得到炉渣中二次燃烧的碳放出的热量为4 473.76 MJ/h。
3.2.3 炉膛冷灰斗下部对外的辐射热量
假设炉膛冷灰斗出口截面和干式排渣机的钢链输送带为2个互相平行的黑体壁面,则二者的发射率ε=1。
由斯忒潘-柏耳兹曼定律,表达式为
式中QFS为炉膛冷灰斗底部对炉膛外部的辐射热量,kJ/h;Α为冷灰斗底部的长度,m;Β为冷灰斗底部的宽度,m;σ为斯忒潘-柏耳兹曼常数,W/(m2·K4);TLT为冷灰斗底部的炉膛温度,℃;TGZ为干式除渣机钢链输送带上平均温度,℃。
经检测,锅炉冷灰斗底部长A=12 m,宽B=1.5 m;斯忒潘-柏耳兹曼常数σ=5.67×10-8 W/(m2·K4)。假设冷灰斗底部的炉膛温度TLT取400 ℃,干式除渣机钢链输送带上平均温度取250 ℃,计算得炉膛冷灰斗下部对外的辐射热量为79.71 MJ/h。
3.3理论冷渣风量冷渣风的吸热量为
QLK = (QLZ + Qc + QFS) , (11)
QLK = (tK-to)×CK×qZ0 , (12)
式中tK为冷渣风吸热后进入炉膛后的温度,℃;t0为冷渣风的初始温度,℃;CK为冷渣风的平均比热,kJ/ (kg·K);qZ0 为理论冷渣风量,kJ/h。
由式(9)、式(10)可得
假设冷渣风吸热后进入炉膛后的温度取为400 ℃,冷渣风初始温度取环境温度为20 ℃,冷渣风的平均比热取200 ℃的空气比热1.302 kJ/(kg·K)。计算得到理论冷渣风量为21.49 t/h,实际冷渣风量为理论冷渣风量的1.4倍。
由于过多的冷渣风从锅炉底部进入,一方面减少了二次风流经空气预热器的流量;另一方面温度较低的冷渣风从炉膛底部进入沿负压向上流动,对温度较高的炉膛烟气形成冲击,提高炉内火焰中心的高度,因此间接导致炉膛出口烟温升高、排烟温度升高,容易引起受热面超温,降低锅炉效率。
4结论
按照冷渣风通风孔面积和开度计算,在干式排渣机两侧12个通风孔全开的情况下,尾部通风孔开度为60%可以达到理论冷渣风量。需要注意的是,冷渣风过小会影响炉渣冷却效果。当煤质变化较大、渣量增加时,需要适当增加冷渣风量和调整一、二次风比例,以确保干式排渣系统安全运行。
参考文献
[1]国家技术监督局.电站锅炉性能试验规程(GB10184-88)[S].北京:水利电力出版社,1989.
[2]杨世铭,陶文铨.传热学[M].北京:高等教育出版社,1998.
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