电站锅炉

电站锅炉（精选12篇）

电站锅炉 篇1

目前, 我国的电力供应仍以火力发电为主, 从我国火力发电技术水平来看, 新投产的机组逐步向大容量、高参数方向发展, 而作为火力发电厂三大主机之一的锅炉更是火电生产的重要设备, 所以电站锅炉的定期检验具有十分重要的意义。

一、锅炉概况

锅炉型号:TG-130/5.29-M6;出厂编号:9310-122;额定蒸发量:130t/h;额定蒸汽压力:5.29MPa;额定蒸汽温度:450℃;给水温度:104℃;循环方式:自然循环;设计燃料:褐煤;燃烧方式:循环流化床;锅炉构架:全钢构架、全悬吊结构;除渣方式:机械出渣;水处理方式:除氧+除盐;投运时间:2013年10月;检验次数:首次检验。

二、检验前的准备工作

电站锅炉在进行内部检验之前, 由锅炉的使用单位准备资料, 检验单位审查。因为此台锅炉是首次检验的锅炉, 对技术资料的审查更要详细一些。通过检查发现锅炉厂提供的出厂资料齐全, 锅炉安装资料不齐全, 锅炉安装单位在交底时没有提交无损探伤射线底片。在检查记录和档案资料时, 发现锅炉膨胀指示器检查记录没有, 锅炉金属监督制度没有。资料审查完以后, 检验员要制定检验方案, 并和锅炉使用单位交换意见, 明确检验部位、确定检验项目、检验重点以及现场安全管理等。在进行锅炉内部检验之前, 锅炉使用单位应做好检验前的准备工作:在炉膛内搭设好脚手架;将锅筒两侧的人孔门全部打开;将炉膛、过热器、省煤器等清理干净;拆除受检部位的保温材料;根据检验方案打开水冷壁集箱、省煤器集箱、过热器集箱的手孔。准备好安全照明和检验工作时需要的电源;当进入锅炉内部工作时锅炉外面应该设有专人监护。同时, 检验单位也要做好准备工作:成立现场检验工作小组, 配齐有资格的检验员;准备需要的主要仪器、设备和物资器材;准备好现场工作需要的各种记录表格。

三、锅炉各部件的检验

(一) 锅筒的检验

对锅筒内表面进行宏观检验:检查内表面没有裂纹、腐蚀等缺陷, 对封头和筒体进行必要的测厚, 没有低于最小需要壁厚的数值;对锅筒的纵、环焊缝进行表面探伤检验, 没有发现超标缺陷;检查锅筒底部没有结垢, 只有轻微的氧腐蚀。检安全阀管座等没有发现异常现象, 检查汽水分离器未见异常。检查锅筒与吊挂装置接触正常, 检查吊杆装置比较牢固, 受力均匀, 支座的预留膨胀间隙足够, 方向正确。

(二) 水冷壁的检验

在炉膛内定点对前、后、左、右水冷壁管壁进行厚度和胀粗抽查, 数值都在允许范围之内。肉眼可见范围内的水冷壁管没有发现变形、鼓包、磨损、胀粗等现象。吹灰器附近和炉膛出口窗的水冷壁管没有发现磨损减薄。膜式水冷壁没有发现开裂和严重变形, 固定件没有发现损坏、脱落现象。对水冷壁上下集箱应抽查的集箱内外表面没有发现严重腐蚀, 测厚的数值也在允许范围之内;检查管座角焊缝没有发现超标缺陷, 进行表面探伤未见异常;检查集箱支座接触良好, 吊耳与集箱焊缝没有裂纹, 进行表面探伤未见异常。

(三) 省煤器的检验

定点检测省煤器上部管排管子壁厚, 没有低于最小需要壁厚的数值;检查省煤器管排没有发现积灰和低温腐蚀情况, 吹灰器附近管子表面没有吹损和磨损, 检查膜式省煤器管膜片焊缝两端没有发现裂纹、咬边等缺陷。对省煤器进出口集箱应抽查的集箱内部发现有少量的泥垢;检查省煤器入口集箱内部发现有轻微的氧腐蚀现象。

(四) 过热器的检验

对高温出口段管子的外径进行胀粗检测未见异常, 测量的胀粗量都在允许的范围之内。做金相检验也未见异常, 组织没有发生变化;检查高、低过热器管没有发现磨损、腐蚀、氧化、变形、鼓包等缺陷, 其管排间距比较均匀, 没有发生变形、移位现象, 高温过热器管束的管卡部分脱落, 需要进行处理。对高、低过热器管子测厚抽查没有发现低于最小需要壁厚的数值。抽查过热器弯头没有发现裂纹和蠕变。对过热器集箱和集汽集箱应抽查的表面没有发现腐蚀等现象;高、低过集箱简体能够自由膨胀。

(五) 减温器的检验

简体表面没有发现严重氧化、腐蚀情况, 测厚没有低于最小需要壁厚的数值。简体环焊缝、封头焊缝没有发现裂纹等缺陷。简体能够自由膨胀。

(六) 锅炉范围内管道的检验

抽检导气管、主蒸汽管、给水管、旁路管等未见异常;对其抽查测厚, 没有发现低于最小需要壁厚的数值;应用无损探伤检查没有发现裂纹或其它缺陷;抽查其它承压管道没有发现裂纹等超标缺陷, 测厚和无损探伤也没有发现异常情况。

(七) 膨胀指示装置和主要承重部件检验

检查所有膨胀指示装置, 发现省煤器入口集箱指示不正确, 需要重新处理;检验大板梁挠度没有发现明显变形;测量的挠度值在允许的范围之内。

三、检验结论

检验结束以后, 根据现场了解到的情况和检验记录, 编制检验报告, 做出此台锅炉允许运行的检验结论。只有通过定期检验, 才能不断发现电站锅炉在运行过程中产生的缺陷及安全隐患和使用管理方面的问题, 不断解决检验工作中遇到的这些问题, 才能消除事故隐患, 保证锅炉安全经济运行。

摘要：我国的电力供应仍以火力发电为主, 作为火力发电厂三大主机之一的锅炉更是火电生产的重要设备, 所以电站锅炉的定期检验具有十分重要的意义。本文通过对一台电站锅炉定期检验的实例, 较为全面地介绍了电站锅炉定期检验的方法, 希望能够对以后的检验工作有所帮助。

关键词：锅炉,定期检验,检验方法

参考文献

[1]周春林.电站锅炉定期检验有关问题的探讨[J].电力与电工, 2008, 28 (01) .

电站锅炉 篇2

煤的工业分析：水分、挥发分、固定碳、灰分

变形温度DT、软化温度ST、流动稳定FT 当受热时由固态逐渐向液态转化，但没有明显界限温度的转化特性称为灰的熔融性。理论空气量：1kg燃料完全燃烧所需的最少空气量（空气中没有剩余）。

HGI大于86的煤为易磨煤，HGI小于62的现代大型锅炉，水冷壁普遍采用模式水冷壁，小形是光管水冷壁。

炉膛热力计算中，炉膛受热面的污染系数被定义为水冷壁实际吸收热量占投射到水冷壁受热面热量的份额。

对流过热器采用逆流布置方法，具有最大的传热温压。

根据一二次风向的分布情况，直流煤粉燃烧器分为均等配风和分级配风两种形式。假想切圆：在采用直流燃烧器锅炉中，以直流燃烧器同一高度喷口的几何轴线作为切线，在炉膛横截面中心部所形成的假象几何圆。

炉膛截面热强度定义为以锅炉燃料消耗量和燃料收到基低位发热量乘积为分子，与燃烧器区域炉膛横截面积的比值。

旋转射流燃烧器特点：1气流初期的扰动非常强烈，但后期的扰动不够强烈使其射程比较短2具有内外两个回流区3旋转射流的扩展角较大。

锅炉排污：放掉一部分浓缩的锅水，即排掉一部分盐分，代之以比较干净的给水，这样可维持锅水品质。

气温特性：锅炉负荷变化时，过热器和再热器出口的蒸汽温度跟随变化的规律。多相燃烧：物质在相的分界面上发生的反应，投粉后立即检查燃烧器喷嘴着火情况和总体燃烧工况。3投粉后要认真监盘，精心操作，根据燃烧情况，及时调整一二次风、风速、风率和总风量，防止风分比例失调。4锅炉各处严密，发现漏风及时联系堵塞，运行中要关闭所有孔门、检查门、着火孔等。防止冷风漏入，保证炉膛温度。

特别注意控制汽包水位原因：锅炉升压过程中，锅炉工况变化比较多，气温、气压升高后，排气量改变，进行定期排水等过程里它的变化都会对水位产生不同程度的影响，如果对水位调节控制不当，将很容易引起水位的事故，因此在锅炉升压过程中应该特别注高位发热量：煤在氧弹中燃烧放出的热量减去硫和氮生成酸的校正值后所得到的热量。低位发热量：煤的高位发热量减去煤样中的水和氢燃烧时生成的水的蒸发潜热后的热值。

锅炉尾部烟道再燃烧现象和处理

现象：尾部烟道烟气温度不正常地突然升高、炉膛和烟道负压剧烈变化、烟道孔门等不严密处冒烟或冒火星。

处理：1烟道内烟气温度不正常时，应立即调整燃烧，对受热面吹灰，加强对受热面的冷却。2尾部烟道发生严重的再燃烧时应立即停止锅炉运行，停止送、引风机运行，关闭各受热面泄露、风机单侧运行、空颈器故障或堵塞、一侧风挡板未开、燃烧不均匀、漏风、仪表坏、吹灰不均、尾部烟道二次燃烧。蒸汽温度调节：喷水减温、汽-汽热交换、蒸汽旁通、烟气再循环、分隔烟道挡板、调节和改变火焰的位置。四种流型以及传热恶化 流型：泡状、弹状、柱状和液雾

第一类传热恶化：当热负荷很高时，管子内壁汽化核心数急剧增多，气泡形成速度超过气泡脱离速度，使管子壁面形成一个连续的蒸汽膜，a2急剧下降，壁温急剧上升，这种由核态沸腾转变为膜态沸腾的传热恶化称为煤为难磨煤。

煤粉完全燃烧原则条件：1充足合适的空气量2适当高的炉温3空气和煤粉的良好混合4在炉内有足够的停留时间。

直流燃烧器布置在炉膛四角，......四角布置切圆燃烧方式。

循环故障的具体表现：停滞、倒流、下降管带气

干燥无灰基挥发分Vdaf <10%为无烟煤，>10%为烟煤，>37%为褐煤。

粗粉分离器是利用重力、离心力、惯力作用 使粗煤粉分离出来。

汽水分离装置工作原理：惯性分离、离心力分离、水膜分离、重力分离。

影响钢球磨煤机工作的主要因素：转速、钢球充满系数、钢球直径、通风量、筒内存煤量

自然循环锅炉的蒸发设备由汽包、下降管、联箱和汽水分离器及其连接管道组成。燃煤锅炉的火焰中具有辐射能力的介质是三原子气体、飞灰粒子、焦炭粒子和炭黑粒子。锅炉热力计算分为校核计算和设计计算。锅炉各个受热面中，金属壁温最高的受热面是过热器。

煤中有害物质有：氮、灰分、水分、硫。烟气中含有二氧化硫，会使烟气露点温度升高。

在自然循环中，循环倍率为上升管进口的循环水量与上升管出口产生的蒸汽量的比值 钢球滚筒磨煤机临界转速只取决于磨煤机钢球直径。

按工质在蒸发受热面内的流动方式，可将锅炉分为自然循环锅炉、强制循环锅炉、直流锅炉、复合循环锅炉。

现代电厂大型锅炉各项热损失中，最大的一项热损失是排烟热损失。固定碳和灰分组成了焦炭。

锅炉运行中存在的热损失有：排烟热损失、固体未完全燃烧热损失、气体未完全燃烧热损失、灰渣物理热损失、散热损失。对流受热面热力计算基本方程：排烟侧热平衡方程、工质侧热平衡方程、管壁的导热方程。

自然循环具有自补偿能力的工况为：上升管内含气率小于界限含气率的工况。

自补偿特性：当自然循环锅炉的循环倍率大于临界循环倍率时，循环速度随着热负荷增加而增大的特性。

自然循环循环流速：上升管开始沸腾出的饱和水速，可以表征流动的快慢，是反映循环水动力特性的指标。

质量含气率：上升管中汽水混合物中蒸汽的质量份额。

热偏差系数：平行工作管中，偏差管内工质的焓增与整个管组工质的平均含增的比值。管间脉动：在管屏两端压差相同，当给水量和流出量总量基本不变的情况下，管屏里管子流量随时间作周期性波动。是一种不稳定的水动力特性。

额定蒸发量：指在额定蒸汽参数，额定给水温度和使用设计燃料时，长期连续运行时所能达到的最大蒸发量。

经济煤粉细度：指机械不完全燃烧损失、排烟热损失和制粉电耗之和为最小的煤粉细度。

蒸汽的溶解携带：蒸汽通过直接浴盐而污染称之为蒸汽的溶解性携带。

烟气焓：指在等压条件下，1kg燃料所产生的烟气量从0℃被加热到某一温度所需的热量。煤的可磨性系数：煤被磨成一定细度的煤粉的难易程度（越大越好磨）。

锅炉热平衡指锅炉输入热量与输出热量及各项热损失之间的热量平衡。

蒸汽污染原因是饱和蒸汽的机械携带和选择携带。

且燃料与氧化剂的相态不同。

动力燃烧区：当燃烧反应温度不高时，化学反应速度不快。此时氧的供应速度远大于氧的消耗速度。即扩散能力远大于化学反应的能力，这时燃烧工况所处的区域称为动力燃烧区。

扩散燃烧区：当燃烧反应温度很高，化学反应速度远大于扩散能力，这时燃烧工况所处的区域称为扩散燃烧区。

气蚀：当离心泵入口的最低压力低于该温度下的被吸液体的饱和压力时，产生大量的气泡，气泡的形成、发展和破裂过程中，会对叶轮材料产生破坏作用，这种现象叫气蚀。漏风系数：锅炉受热面所在烟道漏入烟气的空气量与理论空气量之比，亦即该烟道出、进口处烟气中过量空气系数之差。

高温腐蚀：高温受热面表面粘附的烧结性积灰下发生的金属腐蚀。

低温腐蚀：受热面壁温接近或低于烟气露点时，烟气中的硫酸在壁面凝结后对壁面产生的腐蚀。既有化学腐蚀又有电化学腐蚀。提高自然循环安全性的措施：1减少受热不均匀2确定合适的上升管吸热量3确定合适的上升管高度和管径4确定合适的汽水管高度和截面积5减少旋风分离器阻力6减少下降管阻力。

直吹式：具有系统简单，设备部件少，运行电耗低，钢材消耗省，占有空间小，投资少和爆炸危险性小等优点。

仓储式：增加了煤粉仓，有较多的煤粉储存，因此磨煤机的出力不再受锅炉负荷的限制，始终可以在最佳工况下运行，具有较高经济性，锅炉负荷变化时，可以通过改变给粉机转速直接调整给粉量。

锅炉点火初期投粉防爆措施有：1投粉前各油枪运行良好，并保持最大出力，油枪全部投入使用，着火正常。2投粉不着火时，应立即停止该给粉机运行，严禁使用爆燃法投粉，意控制汽包水位在正常范围内。

水冷壁角系数：投射到受热面上的热量与投射到炉壁的热量之比。

直流燃烧器有哪几种配风方式，有什么特点？

均等配风方式：一二次风口相间布置并相互紧靠，其喷口边缘的上下间距较小。沿高度间隔排列的各个二次风口的风量分配接近均匀。

分级配风方式：一次风口喷口相对集中布置，并靠近燃烧器下部，而且一二次风口的边缘保持较大距离，二次风分层，分阶段送到燃烧着的煤粉气流中去。

过热器和再热器设有旁路系统：锅炉点火生炉或汽轮机甩负荷时，过热器和再热器没有蒸汽通过，管壁会因得不到冷却而产生爆管或烧损。

锅炉负荷增加，辐射式过热器、对流式过热器中气温变化热性？

气温特性：随着锅炉负荷的增加，过热器中的蒸汽流量和燃料消耗量都会增大，但锅炉火焰温度升高甚少，不及过热器中蒸汽流量增加的比例大，因此辐射式过热器中蒸汽焓增减少，蒸汽出口温度下降。燃料消耗量的增加会使炉膛出口烟温升高，烟气流量增大，对流式过热器换热量增加许多，过热蒸汽焓增增大，出口气温升高。

均相模型：1气和水均匀的混合在一起，与泡状液近似，只考虑汽和水的不同。2汽和水之间没有相对运动。

分流模型：水在管中紧靠管内壁流动，占据管截面积F‘，汽在管子中间由水形成的“水管”中流动，占据管截面积F“，考虑汽和水的相对速度。

弹筒发热量：将煤样放在充满压力为2.6~3.0Mpa的氧气的氧弹内，点火燃烧后，使燃烧产物冷却至煤样的原始温度，在此条件下单位质量的煤所放出的热量。

风烟挡板，隔绝通风。3待再燃烧现象消除时，进行必要的通风冷却和吹扫，锅炉吹扫冷却后要进行内部检查，确认设备正常后可重新点火。

锅炉运行过程中，当给水温度降低时，过热蒸汽温度将怎样变化？

给水温度降低，为保证锅炉负荷不变，必须增加炉膛燃料，使炉内烟气量增加，炉膛出口烟温增加，对流式过热器出口蒸汽温度随给水温度降低而升高，辐射式过热器出口汽温影响小基本不变。

蒸汽清洗是利用什么原理来提高蒸汽品质？为什么亚临界压力锅炉不采用蒸汽清洗？ 蒸汽清洗是利用杂质的溶解度在水中的高于在蒸汽中的这一特性，同时补充水的杂质远低于锅水汽包表面的杂质含量，这样就可以提高蒸汽的品质，亚临界参数时杂质在汽相和液相的溶解度非常接近，因此清洗的作用已经很不明显，这样只有通过提高补水水质来实现提高蒸汽品质。

在组织锅炉燃烧时，为什么将燃烧所需空气分为一二次风，确定一次风率的依据是什么？

将其分为一二次风可以使燃料与氧化剂及时接触，而且接触的很好。这样使燃烧猛烈强度大并能以最小的过量空气系数达到完全燃烧，保证锅炉安全经济运行，依据是煤粉颗粒的大小和燃烧初期对氧气的需要。影响尾部受热面松散积灰的主要因素有哪些？常采用哪些方法减轻积灰？

1受热面温度2烟气流速3飞灰颗粒大小4管子的排列方式和节距5管子的直径

措施：1设计时选择合理的烟气流量，额定的负荷不低于5~6米/秒。2采用小管径和错列布置。3正确采用和布置吹灰装置，运行时合理的吹灰时间间隔和一次吹灰的持续时间。分析哪些原因会造成两侧排烟温度偏差较大？

第一类传热恶化。

在用电站锅炉定期检验工作探讨 篇3

【关键词】锅炉 ；检验方法；定期检验

目前，我国的电力供应仍以火力发电为主，而锅炉更是火电生产中必不可少的重要设备。由于电站锅炉运行条件比较恶劣，经过运行一段之后，锅炉就会出现不同程度结垢、腐蚀、堵灰、结渣、裂纹等现象，影响锅炉的安全经济运行。因此必须对在用电站锅炉进行定期检验，以便发现设备存在的缺陷，避免锅炉在运行中发生事故。《锅炉定期检验规则》、《 电站锅炉压力容器检验规程》等国家法律法规和行业标准对电站锅炉的检验做了一些规定，下面结合检验实践探讨在检验过程中经常遇到的问题。

1. 资料审查 

在检验过程中，检验人员首先应对锅炉的技术资料进行查阅。了解锅炉制造、安装、修理改造情况以及运行中出现的问题，另外还要区分检验的锅炉是首次检验还是非首次检验，对首检的锅炉，应重点审查锅炉制造、安装过程中发现缺陷或者安全隐患的相关记录，而对于非首检的锅炉则将修理改造及变更的资料、以往检验报告及运行中的各种缺陷记录做为资料审查的重点，并要及时与运行人员进行交流。在检验中如果发现缺少和有不符合实际的资料，应查明原因，帮助使用单位尽可能补齐和修正，，为今后检验工作提供依据。 

2. 编制检验方案

在对技术资料审核的基础上，检验人员应根据锅炉技术资料、被检验锅炉的实际使用情况以及同类型设备故障特点编写检验方案。检验方案应包括检验项目、检验方法、检验部位，检验依据和检验实施中应注意的问题等内容。检验方案的编制要结合被检锅炉的设备特点，重点突出，具体详尽。例如循环流化床锅炉要重点检测水冷壁、过热器、省煤器等部位的磨损情况。对运行时间超过1 0万小时的锅炉，应增加检验项目扩大检验范围，重点检验设备老化的状况和做好寿命评估。

3. 检验方法 

电站锅炉的检验方法有宏观检验、无损检测、硬度测定、金相检验、光谱检测等，其中宏观检验方法非常重要，对于受热面检验来说，主要是对锅炉受热面的结构和外观进行检验，可以发现设计制造时及运行后出现的外观缺陷，也是现场内部检验的第一步。但在实际工作中有些检验人员只注重利用检验仪器可以进行定量分析的检验方法，而忽视宏观检验方法。宏观检验可以发现受热面及管道在结构设计上存在的不合理缺陷以及运行后外观出现的腐蚀、磨损、变形、胀粗、焊缝开裂等许多缺陷。通过宏观检验发现缺陷后加以分析再决定是否需要测厚、无损探伤、金相分析等检验方法进行进一步检验。宏观检验要求检验人员有较强的责任心，丰富的检验经验，对发现的缺陷做出正确判断，所以在检验工作中应重视宏观检验方法。 

4. 受压元件及汽水管道的检验

4.1水冷壁的检验。

水冷壁的检验应根据锅炉炉膛的结构、水质、燃烧稳定性等因素来确定检验项目和质量要求，要求重点检测热负荷较高区域，燃烧器周围、冷灰斗区域、折焰角区域、吹灰器附近及各门孔等部位的水冷壁的磨损、变形、 过热、胀粗、高温腐蚀等情况，割管检查热负荷最高处水冷壁。除对以上部位检测外，还应检查水冷壁刚性梁、燃烧器及人孔门框架与水冷壁连接部位情况、水冷壁集箱膨胀情况。

（1）随着锅炉容量的增大，水冷壁的尺寸也增大，而刚性则相应的变差。所以应检查水冷壁刚性梁变形情况。

（2）燃烧器、炉膛人孔门框架与水冷壁受热膨胀不均，连接处角焊缝一般都存在温差压力，所以应检查燃烧器、炉膛人孔门框架与水冷壁连接部位有无焊缝开裂。

（3）现代锅炉的水冷壁受热多是向下膨胀的，升压初期，炉膛内热负荷分布不均，连接在同一集箱上的水冷壁管会受热不均，严重时会使下集箱弯曲或管子受损，所以应检查水冷壁下集箱的膨胀情况。

4.2省煤器的检验。

省煤器应重点检验省煤器管排的积灰和低温腐蚀情况，吹灰器附近管子表面有无吹损和磨损，对于鳍片省煤器管鳍片焊缝有无裂纹、咬边等缺陷。根据运行的情况，确定是否进行割管检查，并且要合理的选择割管的位置，确保检验的效率和准确性。

4.3过热器及再热器的检验。

过热器检验要区分过热器的低温段和高温段，根据所处位置和结构的不同，合理选择检验方法。重点检查过热器、再热器是否有磨损、腐蚀、氧化、变形、鼓包等缺陷，其管排间距是否均匀，有无变形、移位现象，对高温

段管子的外径和金相应进行定点监测，并计算蠕胀值。检测弯头、穿墙管、烟气走廊及吹灰器附近的管子的磨损情况，必要时割管进行金相和碳化物分析。另外，还要检查固定件、管卡、支吊架，是否有烧坏、脱落、变形、移位、磨损等情况。由于管卡、固定件、支吊架松动，定位块脱落，在运行过程中与管子相互磨擦，时间长久后，容易出现管子磨损爆管。 

4.4锅炉范围内管道的检验。

锅炉外管道主要检验是否有腐蚀、裂纹等缺陷，对弯管进行测厚和无损探伤检查，另外还要进行以下检测：

（1）主蒸汽和再热蒸汽管道要重点监视弯头的外弧侧表面的微裂纹，外表面的高应力区促进高温蠕变的发展，容易形成蠕变孔洞 或蠕变裂纹而发生损坏，所以应进行硬度、蠕变裂纹和金相检查。

（2）对于运行1 0万小时以后的主蒸汽管道、再熱蒸汽管道的支 吊架应进行全面检查和调整， 必要时还应进行应力核算。

（3）对于过热器出口集箱、集汽集箱、主蒸汽管道引出的管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行1 0万小时后应结合检修进行更换。

4.5锅炉主要承重部件检验。

锅炉受热面、集箱、管道等都是通过支吊架、梁、桁架由钢柱来承重。承重部件主要检验大板梁挠度和焊缝，确认大板梁是否有变形，焊缝是否有裂纹等超标缺陷，此外还应检查各承力柱及梁的表面是否有腐蚀；吊杆是否受力均匀，有无腐蚀、过热氧化、表面裂纹等现象，吊杆的安全性取决于力的分配及吊杆高温部位的强度是否满足要求。吊杆的断裂常发生在具有应力集中特征的螺扣处，因而具有突发性，所以对吊杆的检验应引起重视。

5. 结束语 

电站锅炉无损检测技术 篇4

1 超声相控阵测验工艺

相控阵测验属于超声波测验的一个类型, 其探头内包含有若干个晶片, 任何一个晶片的激活时间均可独立控制, 并且确定好声束轴线及焦点等数据。相控阵测验能够运用超声波束在任何一个对应部位测验较为复杂的立体图形, 还可用一只相控阵探头置换数个各种方位的常用探头。过去因为相控阵机构繁琐而且投入较大, 因而导致其在特种设备无损测验领域的使用很难普及。最近一个时期以来, 我国科学技术水平不断提高, 各种设备装置的制作成本持续下降, 这就极大促进了超声相控阵测验工艺在工业生产行业中的普及运用。比如, 在汽轮机叶片连接部位及涡轮圆盘区域进行检测、铁路列车轮轴检测, 还有核电站检测等项目。当今时期, 相控阵检测方法在针对锅炉的无损检测运用不是特别普及, 然而, 在针对某些关键部位检测的过程中具有相当程度的运用。比如, 针对锅炉换热部分的盘管和与箱体连接的孔桥区域检测。锅炉检测规程中已有明确要求:对于锅炉换热器、二次预热器出孔箱体连接管孔桥区域适合采用超声波检测从而判断其内表面有无裂缝出现。然而, 箱体连接管孔桥区域过热盘管, 二次预热器管排列紧密, 进行常规超声波检测时, 其测试探头没法实现来回移动测试, 因而达不到所要求的精细检测标准, 所以, 没法实现有效利用超声波进行检测的目标。而相控阵测试工艺能够依托软件不断更新换能器片排列方式, 使其发出的波束方位及焦距连续发生改变, 由此达到无需改变探头位置即可将所有焊口实施彻底检验。基于此, 必使电站锅炉箱体孔桥区域检测的精确度大幅度增加。经过实践检验, 此种检测过程是非常成功和有效的, 而且获取了理想的检测结果。另外, 相控阵工艺在电站锅炉厚壁焊口测验中运用也有广阔的市场。尽管如此, 因为相控阵测试设备和其所使用的探头成本还相当高, 现在在电站锅炉检测中还没有条件完全用相控阵测试仪器替换常规数字式超声测试装备。

2 低频电磁检测工艺

低频率电磁测验过程系运用一套装置来激活探头且在需测试的管壁上引进一束低频电磁信息进行检测的方式。在检查到存在问题的部位时, 引入探头的信息一定出现变化, 所以可以察觉异常情况的存在, 而且能参照引入信息的个性表现判断问题程度的大小。西方国家某企业曾经运用低频电磁探伤设备实施针对锅炉的测试已有数年历史。他们对外界发布的资料信息说, 截止到现在, 在整个国际行业内运用过低频检测工艺实施测试的危险性锅炉设备已达150多套。低频电磁检验系统系最近一时期从国外购入的, 我们特种设备检验所是第一个从外国生产企业购入该型低频电磁测试装置的职能部门。依托数次的试验探讨, 我们都有力的验证了低频电磁测试工艺在应用于电厂锅炉测验中具有较佳的性能表现。

3 超声导波检测工艺

电厂锅炉所安装的气液相管路纵横交错、纷繁复杂, 不容易做到在常规检测时达到百分之百的测试。特别是针对四类特型管道进厂原材料的测试过程, 现时阶段仅能够就焊缝具体情况实施抽样检查。另外, 由于具体安装部位的局限性, 使某些区域的管段在使用普通测试设备检测时, 由于探头本身构造的原因根本无法实现预定的检测目标, 比如进入炉墙内的管段。现实新应用的超声导波先进检测工艺能够圆满地处理好此类问题, 导波属于超声波的一个单独类型, 导波在板体结构中传送时, 其声波贯穿整体壁厚, 传送跨度大而且强度降低有限, 在实施测试时, 没有必要对整个板面结构展开透射。经过数次实践检验证实, 超声导波测试能够测验出一米多深度的介质结构内部异常情况, 而且测试结果与实际相符, 能够达到很高的精度。

4 超声衍射时差测试 (TOFD)

超声衍射时差测试工艺系最近一段时期才提倡并推行的一类先进工艺, 它所具备的特殊优越性是能够实施对厚度很大的管壁焊口的测验过程。并且能够精准地测验出异常部位的具体情况。还能够完成整个测量内容的详细记录, 不可能留下测量盲区, 问题检出比率很大, 测试结果相当理想。我们国家于2007年组织了该项测试工艺的行业学习培训活动, 且在后续的阶段陆续引进此种技术, 并且对其检测过程规定了相应的测试规范, 另外这些管理规范也处在持续完善和应用阶段之中。

结语

电厂锅炉装置属于工业生产的动力型装备, 它的安全稳定工作直接关系到整个发电厂的优质、高效生产过程。科学、快捷、精准的锅炉设备无损伤测试是保障锅炉安全生产的有效手段。它不但可以促使危险系数很大的锅炉运行装置实现长周期优质、稳定、高效、安全的经济运行, 还可以有效地减少和杜绝各类恶性安全生产事故的发生。在电厂锅炉无损伤测试实施过程中, 必须严格遵守相关的规范和基准, 恰当选用各种类型的无损伤测验方法。要针对现实众多重型超临界限电厂锅炉陆续使用的现状, 必须对无损探伤测试实施更高水平和更严格的操作, 以圆满达到测试的效果。

参考文献

[1]质技监局锅发 (1999) 202号, 锅炉定期检验规则[S].

[2]李衍.大厚度容器接管焊接接头的相控阵检测[J].无损检测, 2008, 30 (12) .

电站锅炉灭火应急预案演练脚本 篇5

批

准： ***

复

审： ***

审

核： ***

编

写：***

编制单位：******发电有限责任公司

2018年06月08日

一、演练人员及场景说明

（一）演练参加人员

生产副总经理、发电部部长、设备部部长、维护部部长、当值值长、集控运行人员、设备检修维护人员。

（二）演练场景

共有3个场景，各场景相互独立。

场景1：3号机组不具备停炉不停机条件，锅炉发生灭火，不重新恢复运行。

场景2: 3号机组具备停炉不停机条件，锅炉发生灭火，灭火原因很快查明，不具备可以重新恢复运行的条件。

场景3：3号机组具备停炉不停机条件，锅炉发生灭火，灭火原因很快查明，可以重新恢复运行。

二、组织机构

（一）现场演练组 1.集控室演练组 组长：当值值长

成员：***、***、***、***、***、***、当值各岗位运行人员

2.***发电公司演练组 组长：*** 成员：***、***、***、当值值长、***、***、******、***、******、***、******、***、******、***、******、***、***、各岗位运行人员。

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职

责：

1.负责对演练的组织、指挥、协调及各项工作的检查、指导；

2.负责批准演练的启动与终止； 3.负责组织对演练效果进行评价;4.负责对演练方案进行修编、对暴露问题闭环整改;5.按照本演练脚本要求，模拟可能发生的情况，采取相应的响应行动，处理不同场景下的突发事件。

（二）演练裁判组 组

长： *** 集控室裁判组：*** ***发电公司裁判组：*** 职

责：

1.设定演练中的问题、障碍，控制参演人员的进度； 2.解答演练中参演人员的疑问； 3.解决演练中出现的问题。

（三）演练监护组

组

长：*** 集控室监护组：***、***、******、***、******、***、******、***、******、***、******、***、******、***、******、***、*** ***发电公司监护组：***、***、******、***、******、***、******、***、******、***、******、***、*** 职责：

1.监护被演练人员的一切行动，防止演练过程中可能出

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现的误操作；

2.防止发生危及人身和设备事故。

三、运行方式

***发电公司3号机组负荷330 MW、3号机组并入220kV甲母线运行、2号启备变在乙母运行，3522线路正常备用，4号机组停备。A、B、C、D、E台磨运行，煤量160 t/h，总风量750 t/h，两台引风机、送风机、一次风机、汽泵运行，电泵备用，机组运行正常。

外部环境：根据当日演练情况确定或自行设定。

四、演练内容 锅炉灭火。

五、演练物资准备

1.对讲机、强光手电、操作把手、安全帽、防护服、防护眼镜等。

2.以上物资材料由发电部准备。

六、总体演练要点

1．锅炉发生灭火后，值长作为现场处置的第一指挥人员，要及时向上级领导及电网调度部门汇报。

2.锅炉确认熄火，Fsss未及时动作，运行人员应立即紧急手动停炉，切断进入炉膛所有燃料。

3.严禁“爆燃法”点火，熄火后须通风5分钟，将炉膛未燃烧的燃料和可燃性气体排出。

4．锅炉灭火处理期间，各专业、岗位人员应在值长统一指挥下按照运行规程规定，正确判断，果断、迅速处理，3 / 17

遵循保人身、保设备安全的原则，将事故影响降至最低。

5．锅炉灭火后，停炉不停机时，汽机减负荷速度要快，但要注意控制汽温和汽压，汽温不能降太快，汽压不能超压引起安全门动作。

6．锅炉灭火后恢复时，必须检查并消除熄火原因后方可重新点火。

7.停炉不停机，恢复过程中要注意汽温和水位的调整，精调细调，防止大幅度调整，引起波动。

8.锅炉发生灭火后，设备维护人员、专业技术人员和相关部门部长在接到值长通知后，要第一时间响应，现场进行协助处理。

七、演练步骤

值长向总指挥申请：报告总指挥锅炉灭火事故演习人员已到位，安全交底已完毕，可以开始演习，请指示。

总指挥***：现在是 X时X分，***发电公司3号机组锅炉灭火演练现在开始。

场景1：3号机组不具备停炉不停机条件，锅炉发生灭火，不重新恢复运行。

场景交待：集控室运行人员（主操***）监盘中发现锅炉熄火，立即汇报单元长、值长并进行处理。

1.集控室运行人员（主操***）汇报单元长：“我是演练运行人员***，发现3号机组蒸汽流量、汽温汽压快速下降，炉膛负压突然增大，烟气含氧量快速增大，炉膛火焰变暗，工业电视火焰信号消失，所有火检信号消失，锅炉MFT动作”。

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2．单元长***汇报值长：“我是演练单元长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，首出为全炉膛无火”，“汽包水位高三值”保护动作，引起汽轮机跳闸。并命令监盘运行人员“立即检查停炉停机后的锅炉、汽机和电气相关保护动作情况，锅炉燃料确定切除、汽轮机转速下降，交流油泵联启，汽机转速下降至2000转/分，顶轴油泵联启，各轴瓦油压正常，轴封汽源根据压力已切换至主汽带，跟踪调整轴封系统压力正常，巡检XXX去现场监视汽轮机惰走情况，注意发电机主开关2203、灭磁开关Q02已断开，厂用电源切换正常”同时检查灭火原因。

3.当值值长***汇报***：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，“汽包水位高三值”保护动作，汽机跳闸，现在运行人员正在处理，检查灭火原因”。并电话通知环保专工、化学、脱硫、燃运、电除尘运行人员：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，汽机跳闸。注意相关系统运行方式的调整”，环保专工作好记录，做好和环保部门的汇报”。

4.生产副总经理***命令发电部***、设备部***、维护部***、安监部***：“我是演练副总经理***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，汽机跳闸。立即安排发电部专业技术人员、设备部点检人员、维护部人员赶赴现场，协助处理、查明灭火原因”。

5.单元长***令机组长***安排对3号机组检查：（锅炉）（机组长***）汇报单元长：“我是演练运行人员

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***，检查锅炉MFT后锅炉侧相关的保护动作正常，A、B、C、D、E磨煤机、给煤机，运行中的一次风机、密封风机跳闸，各风门挡板联关正常，各油枪油角阀、燃油主跳闸阀、回油调节阀均已关闭，过再热器减温水阀自动关闭，各减温水手动门均已关闭。吹灰系统已退出，解列连排，停止定排。炉膛正在吹扫中，即将结束，锅炉汽包水位正常，脱硝系统供氨调整门、供氨关断门已关闭，退出运行”。

6.（汽机）（主操***）汇报单元长：检查汽机跳闸后汽机侧相关的保护动作正常，主机交流油泵自启，高中压主汽门、调门、高排逆止门、各段抽汽电动门及逆止门关闭，抽汽管道疏水开启，旁路系统正常，各加热器水位正常，各高、低压疏水阀动作正确，各减温水系统正常投入，汽机转速下降至2000转/分，检查顶轴油泵联启，各轴瓦油压正常，顶轴油泵未联启时手动启动，轴封汽源根据压力已切换至主汽带，轴封系统压力跟踪调整正常，汽机转速下降中，TSI各参数正常”。

7.（电气）（主操***）汇报单元长：检查发电机主开关2203、灭磁开关Q02、厂用工作电源开关63A、63B跳闸,备用电源开关03A、03B自动合闸，快切装置动作正常，各厂用电压正常”。

8.集控巡检人员（副操***）汇报单元长：“我是演练运行人员杨泽睿，现场汽轮机惰走情况正常，监视3号机组振动、瓦温、汽缸金属温度、缸胀等参数正常，现在继续监视”。

9.化学运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练化学

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运行人员***，已按3号炉灭火调整系统运行方式”。

10.燃运运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练燃运运行人员***，已按3号炉灭火调整系统运行方式”。

11.单元长***命令机组长***：3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，“汽包水位高三值”保护动作，汽机跳闸，要对3号汽机主汽管道疏水手动门进一步检查。令3号“锅炉吹扫结束后，汽包水位上至最高可见水位，停运引送风机、关闭所有风门挡板封闭炉膛，监视汽包壁温差，注意汽机转速，转速到零后，将盘车投运，盘车投运后，作好汽轮机焖缸工作，检查大机偏心及各瓦顶轴油压参数”。监视轴封压力，当主汽至轴封调整门全开后，轴封压力仍低于0.021MPa时，机组破坏真空，撤轴封，加强上下缸温差的监视。

12.脱硫运行人员***汇报单元长：“我是演练脱硫运行人员***，3号机组脱硫系统相关设备已停运，调整正常”。

13.电除尘运行人员***汇报单元长：“我是演练电除尘运行人员***，3号机组电除尘系统相关设备已停运，调整正常”。

14.待机组已经安全停运，当值值长***汇报调度及上级部门：“我是***发电公司3号机组锅炉灭火演练值长***，我厂3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，“汽包水位高三值”保护动作，汽机跳闸，要对3号汽机主汽管道疏水手动门进一步检查。机组暂不具备恢复运行条件，待查明原因后，再向您汇报”。

15.生产副总经理***令：“运行和维护人员要尽快将3号

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机组锅炉灭火跳机原因查明，根据3号汽机主汽管道疏水手动门检查情况，及时向调度和上级部门汇报，确认机组重新启动时间”并宣布“本次演练结束”。

演习结束。（关闭锅炉灭火演练预案）

场景2：3号机组具备停炉不停机条件，锅炉发生灭火，灭火原因很快查明，不具备可以重新恢复运行的条件。

场景交待：集控室运行人员（主操***）监盘中发现锅炉熄火，立即汇报单元长、值长并进行处理。

1.运行人员（主操***汇报单元长：“我是演练运行人员***，发现3号机组蒸汽流量、汽温汽压快速下降，炉膛负压突然增大，烟气含氧量快速增大，炉膛火焰变暗，工业电视火焰信号消失，所有煤火检消失，锅炉MFT动作”。

2.单元长***汇报值长：“我是演练单元长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，首出为全炉膛无火”。并命令监盘运行人员“快速减负荷，注意汽包水位调整及汽温的变化情况，汽温低到停机条件时要及时停机，检查锅炉侧相关保护动作情况，锅炉燃料确定切除，注意汽压、汽温符合要求，机组振动、瓦温、汽缸金属温度、缸胀均正常，跟踪调整轴封系统压力正常，各高、低压疏水阀开启正确，注意电气逆功率不要动作，负荷45MW将厂用电切换至备用电源”同时检查灭火原因。

3.当值值长***汇报生产副总经理***：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，现在运行人员正在处理，检查灭火原因，机组负荷正在快速降低”。并电话通知、化学、8 / 17

脱硫、燃运、除尘运行人员：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，注意相关系统运行方式的调整”，及时联系环保人员：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火，目前氮氧化物超标，请注意记录，做好和环保部门的汇报”。

4.生产副总经理***命令发电部***、设备部***、维护部***、安监部***：“我是演练副总经理***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，立即安排专业技术人员、设备维护人员赶赴现场，协助处理、查明灭火原因”。

5.单元长***令机组长***安排对3号机组检查：（锅炉）（机组长***）汇报单元长：“我是演练运行人员***，检查锅炉MFT后锅炉侧相关的保护动作正常，A、B、C、D、E磨煤机、给煤机，运行中的一次风机、密封风机跳闸，各风门挡板联关正常，各油枪油角阀、燃油主跳闸阀、回油调节阀均已关闭，过再热器减温水阀自动关闭，各减温水手动门均已关闭。吹灰系统已退出，解列连排，停止定排。炉膛正在吹扫中，即将结束，锅炉汽包水位正常，脱硝系统供氨调整门、供氨关断门已关闭，退出运行”。

6.（汽机）（主操***）汇报单元长：机组快速减负荷中，汽压、汽温符合要求，机组振动、瓦温、汽缸金属温度、缸胀均正常，解列1、2、3号高加，5、6号低加以及7、8号低加，检查各加热器水位正常，轴封压力正常，各高、低压疏水阀开启正确，电泵联启后运行正常”。

7.（电气）（主操***）：厂用电已切至备用电源，快切装置动作正常，各厂用电压正常”。

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8.化学运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练化学运行人员***，已按3号炉灭火调整系统运行方式”

9.燃运运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练燃运运行人员***，已按3号炉灭火调整系统运行方式”。

10.设备维护人员***汇报值长：“我是演练设备维护人员***，3号机组灭火原因已确定为保护误动，误动原因未查清，需要进一步检查，不具备立即重新恢复运行的条件，需要机组停运进行处理”。

11.值长***汇报副总经理***：“3号机组锅炉灭火原因为保护误动，误动原因未查清，需要进一步检查，不具备重新点火条件，准备汇报调度和上级部门，机组停运”。

12.副总经理***：“立即汇报调度和上级部门机组停运，检修人员尽快处理灭火原因，待原因消除后，再联系调度，争取机组尽快恢复运行”。

13.值长***汇报调度及上级部门：“我是***发电公司3号机组锅炉灭火演练值长***，我厂3号机组发生锅炉灭火，锅炉MFT，机组负荷已降至5MW左右，灭火原因为保护误动，现正在查找原因，不具备重新点火条件，申请停机”。待调度同意后，命令单元长：“锅炉不具备重新点火条件，立即解列机组”。

14.单元长***命令监盘运行人员“立即将3号机组解列，1）接到值长的3号机组停机命令后，操作台上同时按下两个“汽轮机跳闸”按钮或在机头将危急保安器手动遮断与复位杠杆置于“脱扣”位置.10 / 17

2）检查负荷指示到零，确认高、中压各自动主汽门、调速汽门及各段抽汽逆止门、电动门、高排逆止门均已关闭，“汽机跳闸”声光报警信号发；

3）检查发电机联跳成功，注意机组转速不应升高，否则应立即查明原因，采取破坏真空降速措施；

4）单操启动交流润滑油泵和高压密封油泵，确认润滑油压正常；

5）确认低旁三级减温器喷水阀以及后缸喷雾调节阀已手动开启，凝汽器真空及低压缸排汽温度正常；

6）检查电动给水泵运行正常，停止A、B汽动给水泵，注意监视凝汽器水位，除氧器水位的变化；

7）轴封汽源根据压力已切换至主汽带，确认轴封供汽压力，轴封供汽温度正常；

8）.检查确认四段抽汽至辅汽联箱供汽电动门已联锁关闭，除氧器用汽由辅汽联箱供给；

9）确认高、低压门组各疏水阀已联锁开启；

10）确认1、2、3号高加，5、6号低加以及7、8号低加已解列；

11）确认四段抽汽电动门已联锁关闭；

12）单操关闭小机辅汽电动门和小机四抽电动门；

13）在转速下降过程中，应全面检查，倾听机组声音，注意机组振动，注意监视发电机密封油压及轴封供汽压力的变

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化；

14）转速降至2000r/min，顶轴油泵应自启动，否则单操启动顶轴油泵运行，确认顶轴油压正常；

15）转速到零，投入盘车装置，检查一切正常后，记录盘车电流、盘车电流摆动值及转子偏心率，并完成正常停机中的其它操作。作好汽轮机焖缸工作，检查大机偏心及各瓦顶轴油压参数”。监视轴封压力，当主汽至轴封调整门全开后，轴封压力仍低于0.021MPa时，机组破坏真空，撤轴封，加强上下缸温差的监视。

“锅炉吹扫结束后，汽包水位上至最高可见水位，停运引送风机、关闭所有风门挡板封闭炉膛”。监视汽包壁温及空预器电流正常。

15.脱硫运行人员***汇报单元长：“我是演练脱硫运行人员***，3号机组脱硫系统相关设备已停运，调整正常”

16.电除尘运行人员***汇报单元长：“我是演练电除尘运行人员***，3号机组电除尘系统相关设备已停运，调整正常”。

17.待机组已经安全停运，值长***汇报调度及上级部门：“我是***发电公司3号机组锅炉灭火演练值长***，我厂3号机组现已安全停机，待灭火保护误动原因消除后，再向您汇报”。

18.生产副总经理***令：“运行和维护人员要尽快将3号机组锅炉灭火原因查明，及时向调度和上级部门汇报，确认

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机组重新启动时间”并宣布“本次演练结束”。（关闭锅炉灭火演练预案）

演习结束。

场景3：3号机组具备停炉不停机条件，锅炉发生灭火，灭火原因很快查明，可以重新恢复运行。

场景交待：集控室运行人员（主操***）监盘中发现锅炉熄火，立即汇报单元长、值长并进行处理。

1.运行人员（主操***）汇报单元长：“我是演练运行人员***，发现3号机组蒸汽流量、汽温汽压快速下降，炉膛负压突然增大，烟气含氧量快速增大，炉膛火焰变暗，工业电视火焰信号消失，所有火检消失，锅炉MFT动作”。

2.单元长***汇报值长：“我是演练单元长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，首出为全炉膛无火”。并命令监盘运行人员“快速减负荷，注意汽包水位调整及汽温的变化情况，汽温低到停机条件时要及时停机，检查锅炉侧相关保护动作情况，锅炉燃料确定切除，汽压、汽温符合要求，机组振动、瓦温、汽缸金属温度、缸胀均正常，检查各加热器水位正常，各高、低压疏水阀动作正确，轴封汽源根据压力已切换至主汽带，轴封系统压力跟踪调整正常，注意电气逆功率不要动作，将厂用电切换至备用电源”同时检查灭火原因。

3.值长***汇报副总经理***：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，现在运行人员正在处理，检查灭火原因，机组负荷正在快速降低”。并电话通知通知化学、脱硫、燃运、电除尘运行人员：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭

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火，锅炉MFT，注意相关系统运行方式的调整”，及时联系环保人员：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火，氮氧化物超标，请注意记录，做好和环保部门的汇报”。

4.副总经理***命令发电部***、设备部***、维护部***、安监部***：“我是演练副总经理***，3号机组锅炉灭火，锅炉MFT，立即安排专业技术人员、设备维护人员赶赴现场，协助处理、查明灭火原因”。

5.单元长***令机组长***安排对3号机组检查：（锅炉）（机组长***）汇报单元长：我是演练运行人员***，检查锅炉MFT后锅炉侧相关的保护动作正常，A、B、C、D、E磨煤机、给煤机，运行中的一次风机、密封风机跳闸，各风门挡板联关正常，各油枪油角阀、燃油主跳闸阀、回油调节阀均已关闭，过再热器减温水阀自动关闭，各减温水手动门均已关闭。吹灰系统已退出，解列连排，停止定排。炉膛正在吹扫中，即将结束，锅炉汽包水位正常，脱硝系统供氨调整门、供氨关断门已关闭，退出运行”。

6.（汽机）（主操***）汇报单元长：“机组快速减负荷中，汽压、汽温符合要求，机组振动、瓦温、汽缸金属温度、缸胀均正常，解列1、2、3号高加，5、6号低加以及7、8号低加，检查各加热器水位正常，各高、低压疏水阀动作正确，各减温水系统正常投入，轴封汽源根据压力已切换至主汽带，轴封系统压力跟踪调整正常，电泵联启后运行正常”。

7.（电气）（主操***）汇报单元长：厂用电已切至备用电源，快切装置动作正常，各厂用电压正常”。

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8.化学运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练化学运行人员***，已按3号炉灭火调整系统运行方式”

9.脱硫运行人员***汇报单元长：“我是演练脱硫运行人员***，3号机组脱硫系统相关设备已停运，调整正常”

10.燃运运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练燃运运行人员***，已按3号炉灭火调整系统运行方式”。

11.电除尘运行人员***汇报单元长：“我是演练电除尘运行人员***，3号机组电除尘系统相关设备已停运，调整正常”。

12.设备维护人员***汇报值长：“我是演练设备维护人员***，3号机组灭火原因已确定为3号炉A一次风机变频器故障跳闸，（造成机组RB保护动作，E、D磨煤机跳闸，汽包水位低二值，锅炉MFT动作，锅炉灭火，）请运行立即将A一次风机变频切至工频，可以恢复运行”。

13.值长***汇报副总经理***：“3号机组锅炉灭火原因已确认，具备重新点火条件，准备汇报调度，申请恢复正常运行”。

14.副总经理***：“调度同意后，立即点火，恢复正常运行”。

15.值长***汇报调度及上级部门：“我是***发电公司3号机组锅炉灭火演练值长***，我厂3号机组发生锅炉灭火，锅炉MFT，机组负荷已降至5MW左右，灭火原因为3号炉A一次风机变频器故障跳闸，RB保护动作，E、D磨煤机跳闸，汽包水位低二值，锅炉MFT动作，锅炉灭火，目前已（切至工频）消除，具备重新恢复正常运行条件”。汇报完毕后，15 / 17

命令单元长：“锅炉重新点火，恢复正常运行，注意水位及主、再热蒸汽汽温、汽压，不要波动太大，注意监视锅炉壁温”，并通知化学、脱硫、燃料、除尘运行人员：“我是演练值长***，3号机组锅炉马上重新点火，注意相关系统运行方式的调整”，及时通知环保人员：“我是演练值长***，3号机组锅炉灭火原因已查明，马上重新点火，注意记录期间氮氧化物超标情况，做好和环保部门汇报工作”。

16.单元长***命令监盘运行人员3号“锅炉吹扫结束后，复归MFT后重新点火，调整好水位，注意控制汽温、汽压，及时投运减温水，烟温达到条件后及时投入脱硝系统运行，汽机侧根据炉侧主汽压上升情况加负荷，及时关闭相关减温水，切换轴封汽源至辅汽带，负荷到45MW，将厂用源电切至工作电源”。

17.集控运行人员（锅炉）（机组长***）汇报单元长：“锅炉吹扫结束，重新点火后，汽温、汽压目前正常”。

18.化学运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练化学运行人员***，已按3号机组启动重新调整系统运行方式”

19.脱硫运行人员***汇报单元长：“我是演练脱硫运行人员***，3号机组脱硫系统相关设备已开启”

20.燃运运行人员（班长***）汇报单元长：“我是演练燃运运行人员***，已按3号机组启动重新调整系统运行方式”。

21.电除尘运行人员***汇报单元长：“我是演练电除尘运行人员***，3号机组电除尘系统相关设备根据锅炉点火后情况重新投入，保证参数正常”。

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22.集控运行人员（汽机）（主操***）汇报单元长：“已根据锅炉侧参数，逐步升负荷，高、低压疏水阀门已关闭，准备切换轴封汽源至辅汽带”。

23.负荷至45MW左右，集控运行人员（电气）（主操***）汇报单元长及值长：“请稳定负荷，准备切换厂用电”，待值长同意后执行操作，结束后汇报“厂用电已由备用电源切至工作电源，各厂用电压正常”。

24.单元长命令监盘运行人员“继续升负荷，注意调整各系统、各参数正常”，待机组恢复正常运行后汇报值长。

25.值长***汇报调度及上级部门：“我是***发电公司3号机组锅炉灭火演练值长***，我厂3号机组已重新恢复正常运行，向您汇报”，并汇报副总经理***及通知各相关人员，机组重新恢复运行。（关闭锅炉灭火演练预案）

演习结束。

电站锅炉 篇6

第二作者：王文猛，男，（1985.7-） ， 邹城巿公安局刑警大队刑事科学技术室，理化

摘要：本文主要围绕电站锅炉水质的两种类型，对其化验方法和化验的意义进行了具体探讨，希望能为锅炉水质检验提供指导。

关键词：电站锅炉水质；化验方法；意义

水是工业生产中不可缺少的一种介质，特别是在电站锅炉的生产过程中，水扮演的角色是传热介质，通过它来实现热量和动力之间的传输[1]。如果作为传热介质的水中含有杂质，而且不经过任何处理就直接进入锅炉，就很可能导致锅炉内部发生腐蚀、结垢和鼓包等问题，甚至还会因为受热不均而导致锅炉爆炸。同时，如果水中含有钙离子或者镁离子，经过锅炉的不断蒸发，会在锅炉底部形成水垢，会影响受热的均衡，影响热传导的效率，还会增加锅炉生产的能源消耗。所以，水质会对电站锅炉的安全以及节能减排具有重要意义，必须定期进行化验。下面的，我们就将从如下三个方面对锅炉水质的化验方法和重要意义进行讨论。

一、电站锅炉水质的影响分析

就目前来看，电站锅炉运行过程中，因为锅炉用水水质不良，受热面结垢状况经常发生，导致锅炉热效率明显降低，管道、锅炉壁面均出现腐蚀状况，锅炉结垢状况严重的时候还可能出现爆管或者熔孔等不良状况，对锅炉运行造成直接影响。

水垢的导热系数大约为钢铁导热系数的七分之一至千分之一，锅炉内出现水垢状况之后，锅炉受热面具备的传热性能会出现恶化状况，燃料燃烧之后释放的热量无法传输至锅炉介质中，烟气带走大量热量，导致排烟热损失增大，造成蒸汽品质、锅炉出力降低，影响锅炉热效率。相关报道中明确指出，锅炉受热面结1mm水垢之后，消耗的燃料大约增加9%左右。

因为水垢造成锅炉出力、热效率下降，为了有效保持与增强锅炉出力，主要采用增加锅炉燃料量与鼓引风风量，以此提升炉膛温度，强化换热。水垢导热性能差，肯定会对锅炉的稳定、安全运行造成影响，锅炉在经过能效测试之后，结果限制锅炉热效率下降的主要原因是因为水侧污垢热阻过大，锅炉的传热性能一旦降低，会导致大量的热量随着烟气一同排放到室外环境中；除此之外，结垢引起钢管过热之后会造成其强度降低，与设计工况出现偏离状况，极易导致爆管、过烧等不良状况的出现。

二、电站锅炉水质的化验、处理方法

（一）电站锅炉水处理技术

1、加氧除铁防腐处理

锅炉内部中的氧化铁导致堵塞、结垢等一系列腐蚀状况的原因，主要在于补给水中含有的铁量过多，其有效处理方式就是将氧气加入补给水中。这种方式与除氧技术相互对立，主要按照锅炉的实际工作情况予以选择。加氧除铁技术主要是對给水处理方式进行变更，降低补给水中的含铁量，预防高压加热器管、锅炉节煤器人口管等多个位置的流动加快导致腐蚀状况出现，使水冷壁管中锅炉内氧化铁的沉淀速度减慢，延长锅炉的化学清洗周期。

2、氧气隔离防腐处理

现阶段，主要有3种氧气隔离防腐处理方式：①应用电化学保护原理，实质上就是在水中加入某种易氧化的金属，与水中氧气发生电化学腐蚀反应之后就能够将氧气消除；②应用化学原理消除氧气，通常采用钢屑除氧与药剂除氧等方式，在补给水中添加化学物质，与水中氧气发生化学反应产生固定金属物质，消除水中的氧气之后再进入锅炉之中；③采取物理方式将水中的氧气消除。

（二）水质PH值的化验方法

化验电站锅炉水质酸碱度的PH值时，可以根据标准测试方法的步骤进行：（1）本测验方法的指示电极宜选择玻璃电极，参照物比较电极可以选择饱和甘求电极，并选择PH4或者PH9作为标准的缓冲溶液进行定位，检验锅炉水样本的PH值。（2）精确称取重量为10.21克的KHC8H2O4，即邻苯二甲酸氢钾，在试剂水中溶解，并将容量确定为1000毫升。因为这种溶液不具备较强的稀释效应，所以在称量之前，没有下燥的必要。同时，这种溶液的保存时间不长，存放的时间超过几周之后就会发霉变质。为了预防发霉，可以在其中添加少量的微溶性酚或者百里酚等化合物作为防霉剂。（3）将长期没有使用或者崭新的玻璃电极提前放在PH4的标准溶液中浸泡24小时。

三、化验电站锅炉水质的重要意义

（一）能为锅炉的安全运行提供保障

电站锅炉的安全运行与其水质、PH值等具有密切关联，其中硬度也扮演着重要角色，是不可忽略的影响因素之一。这是因为水质、PH值和硬度等都和锅炉本身的热传导效率和燃料的消耗量具有不同程度的联系。通过定期对锅炉的水质进行化验，观察水的PH值很硬度的变化情况，既可以确保锅炉水的质量符合生产要求，又可以预防由水质变化导致的安全事故。

（二）能为锅炉的工况提供参考依据

完成电站锅炉水质的化验之后，并不代表工作的结束。在每次水质化验之后，还应该详细、完整的记录每次化验的结果和数据，这样可以将多次检验的结果进行直接对比。而且，这些数据的变化能够基本反映出电站锅炉的工作情况，能够反映出它的运行状态，并为锅炉的检修提供数据参考。

（三）能实现故障的快速诊断

电站锅炉的使用是一个长期过程，所以对其进行定期检测和化验。如果锅炉在运转的过程中突然发生故障，即便有比较先进的检测和诊断设备，在短时间内也可能无法确定故障发生的部位。但是，将之前定期的水质化验数据作为参考，就可以从详细的记录中基本确定故障可能发生的部位，然后逐一验证，可以快速的诊断故障。

结束语

综上所述，电站锅炉的水质会对锅炉的运行状况产生非常重要的影响，如果水质发生变化，不符合生产要求，还会给锅炉的安全生产带来极大的隐患。因此，我们必须电站锅炉的水质检验引起足够的重视，定期检验，密切观察水质的变化。本文在简单分析了电站锅炉水质的类型之后，重点对水质化验的方法和意义进行了讨论，希望能引起大家对电站锅炉水质化验的重视。

参考文献：

[1]温伟方.基于VFP6.0工业锅炉水质检验管理系统的设计与实现[J].计算机光盘软件与应用，2012，05（26）：177-179.

[2]齐金莲，张文辉，王洁，等.浅析蒸汽锅炉排污率过高的原因及解决办法[J].化学工程与装备，2012，06（11）：184-186.

[3]陈建芬.工业锅炉用水水质化验操作步骤及方法[J].内蒙古科技与经济，2012，10（03）：81-82.

电站锅炉节能技术措施分析 篇7

1 减少电站锅炉能耗损失的对策

1.1 注重锅炉运行管理

锅炉运行期间, 管理人员必须对其进行节能管理, 这是减少锅炉能耗损失的重要方法, 而且对锅炉运行管理也能够提高电站整体的管理水平。其具体的管理方法如下:

首先, 动力管理。因为现代电站锅炉主要是依靠煤来运行, 因此对于耗煤量非常大的电站, 做好煤种控制工作十分关键。但是由于电站所使用的煤种类比较多, 要想完全的掌握煤种情况难度非常大, 因此必须对煤场进行监管, 按照煤质的特点动力配煤, 以此确保每一种煤都能够燃尽, 不损失, 以此真正的做到锅炉节能, 进而提高电站的经济效益。

其次, 参数管理。锅炉能耗损失的减少, 单纯的依靠动力管理并不能完全的做到, 管理人员还需要对锅炉运行的参数进行管理, 以此保证锅炉运行时期, 所有的参数都处于正常状态, 另外, 还需要对一次、二次风量有所控制, 达到最佳优化程度。注重管理吹水系统, 以此减少系统排烟期间, 释放的热量, 此外, 还应该对锅炉各个零件展开管理, 以此确保锅炉整体运行优良。

最后, 检修管理。任何一种锅炉长时间的运行都会出现质量问题, 此时必须做好检修管理工作, 以便检修人员能够随时发现锅炉故障, 之后进行快速的维修, 以免影响锅炉运行。再加之, 由于煤种质量低劣、季节变化等都会影响锅炉运行, 为此检修人员必须定期检修锅炉, 以此保证锅炉能够成功启动。

1.2 注重运行调整

锅炉运行的各个环节, 热量都会不同程度的损失, 为此, 需要管理人员随时对锅炉运行的某些参数数据进行调整, 以此达到最优化, 减少热量损失。热量损失减少, 锅炉的煤耗量就会减少, 进而减少成本。另外, 管理人员还应该注意对锅炉局部的某些方面展开调整, 也能够有效的减少热量损失, 使得煤炭燃烧更加充分。

1.3 注重劣质煤种燃烧技术的研发

由于煤炭开采程度越来越高, 有很多优质煤种已经开发殆尽, 还有些优质煤由于技术原因无法开发出来, 因此现如今电站使用的煤种根本无法确保是优质煤, 绝大部分情况, 锅炉只能够应用劣质煤来完成相应的工作任务, 但是由于煤种质量时常在锅炉运行期间就发生灭火以及磨损等情况, 为此研究人员必须对劣质煤种燃烧技术进行研发, 这是今后电站锅炉需要解决的首要问题。

1.4 注重技术改造、应用新技术

技术改造与应用新技术是减少电站锅炉损耗的主要措施之一。目前, 我国着重倡导发展低碳经济, 这就需要实现低碳环境, 但是锅炉耗煤量过大, 必然会对环境造成一定的影响, 因此低碳环境在这种情况下, 才能实现。要想推动了低碳环境的开展, 提高煤炭燃烧质量, 就需要加强电站锅炉的节能技术改造, 推进新技术研究与利用。

2 电站锅炉节能技术措施

2.1 电站锅炉风机节能改造

定制高效节能风机。根据以往案例和相关测试, 通过更换低转速低压电动机、双速电动机以及压力变频器等部件对风机进行节能改造, 均可以在一定程度上实现风机节能。在实际的电力生产中, 要最大程度上实现节能效果, 在对高效节能风机进行改造时, 可以进行经济因素和技术因素的比较。对风机进行变频节能改造。对风机实施变频调速, 对降低风门挡板的能量损耗有一定帮助, 获得较好的经济效益。

2.2 电站锅炉在线监测系统节能技术

目前, 很多火力发电工厂都引入了计算机监控系统, 对发电机组的安全运行和高效益运行进行监控, 这样一方面可以对生产过程中的数据进行实施记录和监视, 对于超出安全生产指标的数据进行预警, 最终实现锅炉运行的最优效益和最高节能。另一方面, 实现对电力生产的智能化和自动化管理, 有效降低人员的劳动强度。通过该项技术, 可以实现电站锅炉运行在线优化和燃烧监控, 实现整个机组的节能目的。

2.3 电站锅炉节能点火技术

随着科学研究的深入, 当前我国大型电站也开始庆用节能点火技术, 在这方面每年就节省了大量的燃用油量, 降低了能源的消耗, 节省了发电的综合成本。因为在传统的锅炉点火过程中, 需要利用燃用油来进行, 这就导致了极大的能源消耗, 增加了锅炉运行的成本。而通过对节能点火技术的应用, 有效的降低了能源, 节约了成本, 确保了锅炉运行的经济性。

2.4 降低锅炉能损的两项技术

空气分级燃烧技术通过减少锅炉中NOX排放量来实现节能效益, 这项技术的节能成本投入低, 节能综合效益好, 这项技术在优化锅炉运行设计的同时, 可以有效降低飞灰中的含碳量, 是优化排放废气的重要手段。排烟热量回收节能技术。降低电站锅炉的排烟温度长期以来都由于酸腐蚀及温度灰问题而成为一大难题, 所以要想解决这一难题, 则需要突破环境的限制, 实现低温省煤, 尽管当前低温省煤器已在实际工作中得以应用, 但存在着硫酸的腐蚀及潮湿积灰的问题, 这是低温省煤器运行的阻碍, 有等于加快研究力度, 使其得以有效解决。

3 结论

综上所述, 可知电站锅炉节能技术的开发十分重要, 这不仅仅是针对电站自身而言, 更是针对国家未来发展而言。目前我国的电站锅炉依然需要消耗大量的煤量才能够保持运行, 这严重影响了环境与电站的经济效益, 而出现这一问题的原因就是煤种质量低劣、管理不到位等, 为此, 管理人员一定要选择优质煤种, 进行全方位的管理。

摘要：电站锅炉节能事关电站的经济效益以及国家的社会效益。随着电网逐渐健全, 电能已经基本普及。电能量的增加, 用煤量也随之增加, 在这种情况下, 如果锅炉未能做到节能, 不仅电站的生产成本也因此增加, 环境也会因此受到非常严重的污染, 因此电站锅炉的节能技术的研发十分必要。首先对降低电站锅炉能耗损失的对策进行了研究, 其次对电站锅炉节能技术措施进行了探讨, 仅供参考借鉴。

关键词：电站锅炉,节能技术,措施,分析

参考文献

[1]黄新元, 邢凡勤.大型电站锅炉节能降耗的主要途径[J].华电技术, 2009 (10) .

[2]吴剑恒.电站锅炉风机的节能改造工程[J].电力需求侧管理, 2008 (1) .

[3]周云龙, 张炳文.电站锅炉排烟热量回收节能技术[J].长春工业大学学报 (自然科学版) , 2007 (S1) .

[4]王家新.电站锅炉在线监测系统的节能技术探讨[J].节能, 2006 (12) .

电站锅炉安装质量的控制 篇8

一、锅炉安装前的质量控制

(一) 技术准备

施工前应先对锅炉基础图纸进行核实, 并现场核实钢架地脚螺栓定位、 基础标高是否与锅炉安装图纸相符。基础交安是一项重要的节点验收工作, 需要在锅炉安装前进行验收签证后才能施工。

锅炉在安装前还应进行图纸会审, 仔细检查图纸的完整性、齐全性、一致性。检查锅炉各部件的重量、尺寸、材质特点, 检查各部件的安装尺寸配合情况, 制定施工组织设计。全面规划锅炉的施工程序、吊装及安装顺序、各工序的交叉配合和衔接方法, 结合设备到货计划, 规划出合理的安装顺序, 既要便于施工, 满足施工进度要求, 又要满足安装质量的控制要求。

(二) 人员准备

锅炉安装人员主要涉及到钳工、起重工、焊工、无损检测和热处理人员。 安装人员的素质直接关系到整个锅炉安装的质量, 因此, 需要对安装人员进行科学的管理。从事锅炉安装的人员在上岗作业之前需要经过相关部门的严格培训, 取得相应的上岗证书之后方能进行作业。焊工和无损检测人员属于特种设备作业人员, 必须取得国家质监总局颁发的资格证书才能上岗作业。在锅炉安装的整个环节中, 焊工技术水平和素质的高低严重影响着锅炉安装质量。因此, 必须对焊工的技术水平进行考核, 持有相应项目的资格证书是前提, 施工现场再次考核合格后才能从事相应的作业。无损检测人员对质量的控制也起着重要的作用, 必须持证上岗, 取得相应证书方可从事相应的检测项目。

(三) 设备控制

当安装的设备到达现场之后, 需要对安装的设备进行检查, 防止由于设备原因而导致安装后返工。检查的项目主要包括:外观检查, 几何尺寸复查, 合金部件光谱复查, 对于高合金材料的管道, 应按DL/T438-2009进行金相和硬度抽查。对于集箱、汽包类设备, 应打开孔盖进行全面检查。集箱应进行内窥镜检查, 重点检查集箱管座有无加工遗留下来的的杂物。锅炉经常出现杂物堵塞集箱管孔引起爆管的事故。打开汽包入孔盖, 仔细检查内部结构件是否齐全, 附焊件生根焊缝是否有裂纹, 汽包接管的管孔内有无杂物, 检查完毕, 应清理干净汽包内所有的杂物, 并进行封堵。

(四) 材料控制

锅炉材料大部分是制造厂提供, 有很少部分是施工单位采购。设备材料应做好标识, 尤其是合金钢材料, 安装前应做100%的光谱复查, 并做好材质标识和标识移植。合金钢材料安装完毕, 应进行系统性光谱复查, 对于标识不清晰的应进行二次光谱复核。不少施工单位发生过合金材料错用成碳钢的质量事故, 天津某电厂就发生主汽疏水管道合金钢弯头错用成碳钢弯头, 导致了爆管死人事件。施工单位自已采购的材料应控制材料标准是否正确、材料性能是否符合规程要求, 发生材料代用应办理材料代用审批手续。在进行材料管理的过程中, 需要专业人员负责保管、发放、回收。焊接材料也是安装质量控制重点, 曾有不少施工单位发生焊材错用的情况。焊材错用既有焊材发放人员发错, 也有焊工用错, 还有技术人员图纸看错引起焊材错用, 所以焊材的管理, 应引起各方面度重视。材料相当于锅炉的肌体, 材料用错相当于机体出现了问题, 必然会出现大的质量事故。

二、锅炉安装过程中的质量控制

(一) 锅炉钢架安装质量控制

锅炉钢架安装前, 应进行锅炉基础检查验收。土建单位与安装施工单位应有交接验收签字程序, 预安装基础经双方验收合格后才能进行钢架安装。钢架安装前应重点检查基础沉降情况, 基础标高, 各立柱的地脚螺栓定位尺寸。锅炉钢架首层安装验收是重点, 应确定1m安装标高, 检查各立柱的垂直度、各立柱间距和各立柱对角线尺寸, 检查各横梁的标高和水平标高。在其它各层钢架的安装过程中, 重点控制立柱的垂直度和横梁的水平度。

(二) 锅炉受热面安装质量控制

1汽包的安装

对于亚临界机组, 汽包是整个锅炉质量最大、最重要的组成部分, 重量一般超过100t, 其直径可达到2m~3m。汽包的吊装是重要的控制节点, 需要合理设计吊装方法。汽包找正也是一项重要的工作, 汽包的十字中心线必须与其设计中心位置相吻合, 准确地划出汽包安装的十字中心线是相当重要的。汽包找正包括标高、水平度和位置的确定。汽包安装位置是否正确, 会影响到锅炉汽水管道对口质量, 会影响到受热面安装精度, 也会影响到后期锅炉的正常运行。

2受热面的组合安装

锅炉受热面组合 (安装) 前首先应进行设备清点检查, 进行外观检查, 几何尺寸测量;其次是通球试验;再次是联箱找正划线;最后进行管子就位对口和焊接等。锅炉受热面组合 (安装) 形式是根据设备的结构特征及现场的施工条件来决定的。在组合场, 组件的组合形式包括:直立式和横卧式。直立式组合就是按设备的安装状态来组合支架, 将联箱放置 (或悬吊) 在支架上部, 管屏在联箱下面组装。横卧式组合就是将管排横卧摆放在组合支架上与联箱进行组合, 然后将组合件竖立后进行吊装。两种安装方法各有优缺点, 应结合现场实际情况组合运用。锅炉组件吊装原则是:先上后下, 先两侧后中间, 先中心再向炉前、炉后进行。

3承压部件焊接质量控制

锅炉安装过程最为常见的焊接方法是手工钨极氩弧气体保护焊和手工电弧焊, 焊工的技术能力是焊接成败的关键。从事锅炉受热面的焊工, 应精心选择, 严格执行考试合格上岗制。对于焊接位置困难的焊口, 应根据焊工的技术水平, 灵活调配, 让技术水平高的焊工攻克焊接难题;对于焊接位置容易, 工艺要求简单的焊口, 可以选择技术水平相对弱的一些焊工承担焊接任务。

重点关注高合金材料的焊接质量。 随着锅炉参数的不断提高, 使用的材料合金含量也越来越高, P91、P92、 P122、HR3C等高合金材料在大量使用。 这些材料有优良的抗氧化、耐腐蚀、耐高温特点, 但是焊接工艺要求严格, 焊接质量难于控制, 所以焊接过程应严格执行焊接工艺。

三、锅炉安装后期试运行的质量控制

锅炉试运行是锅炉从冷态到热态转变的过程, 锅炉试运行的程序如下:

电站锅炉需要经过分部试运行合格以后, 才能进行整套启动试运行。锅炉转动机械包括引风送, 送风机, 磨煤机、捞渣机等主要机械。这些转动机械必须试运行合格, 才能参与整套启动。 在燃烧器的调整、漏风试验、烘煮炉、 化学清洗、吹管、蒸汽严密性试验, 安全阀整定全部完成合格后, 才能最终整套启动, 试运行的质量决定着整套启动成功与否。

当锅炉在整套启动完成以后, 如果遇到缺陷, 需要分析缺陷原因, 查找出问题根源, 采取合理的方法解决, 最终保证整个锅炉的质量。

结语

综上所述, 本文针对锅炉安装过程的质量控制点进行了分析, 针对每个论述的环节, 相关的技术人员和管理人员都需要引起足够的重视, 对于关键的质量控制点需要重点进行把握, 从根本上确保锅炉安装的质量, 提高锅炉的安全性。

参考文献

[1]邓恒聘.锅炉安装施工过程的质量控制要点探析[J].中国高新技术企业, 2015 (9) :75-76.

电站锅炉优化运行影响因素分析 篇9

1 运行参数分类

电站锅炉在运行调整过程中根据是否可以直接控制参数的变化, 使锅炉安全经济运行, 把运行参数分为可控参数和不可控参数两类。

1.1 可控参数

可控参数主要包括以下几项:主蒸汽温度, 主蒸汽压力, 再热蒸汽温度, 再热蒸汽压力, 煤粉细度, 过量空气系数等。这类参数的运行特点是在锅炉的运行过程中可以直接控制, 从而达到锅炉安全经济运行的目的。按照参数是否与负荷有关, 可控参数又可分为与负荷有关的运行参数和与负荷无关的运行参数。

1.2 不可控参数

不可控参数又称为被控参数。这类参数包括排烟温度、煤质、炉渣含碳量、飞灰含碳量、漏风系数、减温水温度、给水温度等。此类参数的特点是不能通过直接控制参数的变化来调整锅炉燃烧工况, 也可分为与负荷有关的不可控参数和与负荷无关的不可控参数。

与负荷有关的不可控参数包括排烟温度、炉渣含碳量、灰渣含碳量、漏风系数、减温水量、给水温度等。由现场的运行经验可知, 漏风量随着锅炉负荷的增加而增加, 不同负荷下蒸汽参数不同, 导致给水温度也不同。在运行中, 可以调节减温水量以保持蒸汽温度稳定, 减温水量随着负荷的增加而增加。

与负荷无关的不可控参数包括煤的成分。对于国内的大多数火电厂, 可供选择的煤种有限, 所以电厂运行的其它参数必须由电厂来煤的性质确定。

2 AHP (层次分析法)

AHP法是系统工程中对非定量事件作定量分析的一种简便方法, 也是对人们主观判断做出客观描述的一种有效方法。AHP本质上是一种决策思维方式, 体现了人们决策思维的基本特征, 即分解、判断、综合。

用AHP法作系统分析, 首先, 要把问题层次化。根据问题的性质和要达到的总目标, 将问题分解为不同的组成因素, 并按照因素间的相互影响以及隶属关系将因素按不同层次聚集组合, 形成一个多层次的分析结构模型。并最终把系统分析归结为最底层 (供解决的方案、措施等) , 相对于最高层 (总目标层) 的相对重要性权值的确定或相对优劣次序的排序问题[3]。

3 基于AHP法的电站锅炉优化运行影响因素分析

3.1 利益相关者分类体系构建

针对影响锅炉燃料消耗量的几个主要可控参数, 假设煤粉细度一定, 现在分别从安全性、经济性、稳定性三个维度, 将它们的影响进行定量分析。

3.2 建立判断矩阵

按照AHP理论, 利用MATLAB软件[4], 将在锅炉运行中所获数据输入, 详细计算各要素权重, 进行层次单排序。

首先, 对准则层各要素进行权重分析, 即分析安全性、经济性、稳定性的权重, 获得数据列入, 经计算可知:, 此时, 检验通过, 具有满意的一致性。

依据“经济性”准则对方案层各要素进行权重分析, 获得数据列入, 经计算可知:, 此时, 检验通过, 具有满意的一致性。

依据“稳定性”准则对方案层各要素进行权重分析, 获得数据列入, 经计算可知:, 此时, 检验通过, 具有满意的一致性。

在进行完上述层次单排序之后, 要进行层次总排序及层次总排序的检验。层次总排序, 层次总排序如下:

依据“安全性”准则对方案层各要素进行权重分析, 获得数据列入, 经计算可知:, , 此时, 检验通过, 具有满意的一致性。

检验通过, 具有满意的一致性。

3.3 分析结果

综合各要素在三种属性中的权重排序, 得到如下最终结果:烟气含氧量 (0.333) >主蒸汽参数变化 (0.189) >主蒸汽温度 (0.184) >锅炉负荷 (0.165) >再热蒸汽流量 (0.128)

所以, 在锅炉运行调整时应先使权重较大的影响因素满足最佳值或接近最佳值, 再调节相对权重较低的影响因素。从而达到锅炉的优化运行。

4 结论

本文首先对电站锅炉的主要运行参数进行了分类, 将其分为可控参数和不可控参数。针对可控参数利用AHP法进行分析, 把非定量的参数定量化, 利用层次分析理论找出各可控参数影响权重的大小。在锅炉运行调整时应先调节权重较大的影响因素使其达到或接近最佳值, 然后再调节相对权重较低的影响因素, 从而实现锅炉运行的优化。利用本文所采取的分析方法, 同样可以拓展到锅炉运行的其它参数分析中去, 具有广泛的工程推广价值。

参考文献

[1]叶江明.电厂锅炉原理.北京:中国电力出版社, 2010.

[2]阎顺林, 张斌, 刘帅, 焦世超.负荷对电站锅炉运行参数影响特性分析及应达值的确定.2009, 6:32-36.

[3]赵焕臣, 许树柏, 金生.层次分析原理.北京:科学出版社, 1986.

电站锅炉状态检修技术进展分析 篇10

火力发电厂实施设备状态检修是要根据不同设备的重要性、可控性和可维修性, 科学合理地选择不同的检修方式, 形成一套融故障检修、定期检修、状态检修和主动检修为一体的、优化的综合检修方式, 以提高设备可靠性、降低发电成本。自1998年, 国内的状态检修工作逐渐开展, 通过几年的努力, 在电力行业得到普遍重视和关注, 有力推动了相关技术的研究和应用, 逐渐建立了以锅炉在线状态监测、部件寿命管理系统为核心的锅炉设备状态检修[1]。

1 设备评估技术

R C M、R B M设备评估方法虽在近几年刚刚开始, 但发展很快[2]。与传统的预防性检修相比, 进行R C M的维修决策, 需分析设备对系统可靠运行影响的重要程度以及识别设备丧失功能的故障模式, 并且需要考虑维修效果与维修经济效益的关系。其基本步骤包括:确定重要功能部件;进行故障模式及影响分析;应用逻辑决策图确定预防性维修工作的类型;确定预防性维修工作的周期及维修级别。R B M集成预防维修、预测维修和主动维修, 通过综合平衡地运用, 修改和优化企业以往的设备故障处理状态。在这个平衡系统中, 预测维修是支撑点, 拥有监测设备状态的工具, 通过状态监测获得的信息, 可用于优化预防维修的任务分配和频率, 也可用于选择确定使用主动维修、根源分析的具体对象。

在锅炉设备评估技术方面, 寿命评估技术已被国内电厂越来越多地采用。针对锅炉重要的承压设备, 如汽包、联箱、四管等, 开发了一系列状态监测和剩余寿命评估技术, 取得相当好的效益, 尤其是四管的剩余寿命评估技术[3]。

2 锅炉本体、辅机的在线监测和诊断技术进展

2.1 承压部件

目前国内已经成功开发了锅炉厚壁承压部件应力和寿命在线监测系统[4,5], 主要应用于汽包、高温过热器和再热器联箱及其三通等高温厚壁承压部件的寿命管理。监测系统硬件包括压力传感器和热电偶等一次元件、数据采集板、数据通讯网络以及数据终端, 还接入机组部分的运行参数。为满足在线监测的要求, 系统采用简化应力集中系数的方法直接计算应力幅值, 运用累积蠕变损伤Robinson法则、累积疲劳损伤Miner法则, 进行累积寿命损伤的计算。主要功能是在线监测锅炉厚壁承压部件的寿命损耗。利用监测到的寿命损耗数据, 优化电厂的运行、操作和维护。系统充分应用了计算机数据采集技术和网络通讯技术。尚需要解决的主要问题:1) 目前, 我国还没有针对国内锅炉受压部件的常用钢种给出较适用的疲劳和蠕变曲线;2) 如何保证应力幅值计算足够简化以满足在线监测的同时又可以满足多变的工况;3) 如何直接考虑引起高温部件寿命损伤的主要因素——塑性和蠕变应变;4) 蠕变和疲劳交互作用的机理和对寿命损伤的影响还有待于进一步的研究。

对于炉管等薄壁元件, 特别是高温炉管, 目前已经开发了锅炉高温受热面寿命在线监测技术[6]。该技术采用理论计算和现场监测相结合的方式, 通过实时监测受热面管束的介质温度和压力, 计算管束的热力特性, 根据不同管子的历史温度、应力分布, 分析炉管的寿命损耗情况, 并结合检修期间的抽样检验结果对寿命损耗进行矫正, 以预测各受热面管束最终的剩余寿命。受热面壁温在线监测是整个监测系统和寿命实时监测的关键和难点。系统通过过热器和再热器特性试验, 获得不同工况下同一受热面沿炉宽方向的热偏差分布及同一排管子的同屏热偏差分布, 然后通过有限的炉外壁温测点以及锅炉传热和水动力特性的精密计算, 从而求得管子的管壁温度分布。寿命评估方法则采用L-M参数法。该监测技术对实施锅炉高温受热面的状态检修, 防止长期超温爆管的发生, 为运行人员提供有效的操作指导, 及时调整运行方式, 防止受热面超温等方面具有积极的意义。由于在进行传热和水动力特性的精密计算时涉及锅炉的结构形式、运行方式、煤种等, 因此锅炉结构型式的多变、运行方式的多变、炉内传热工况的多变 (如结焦、积灰程度) 以及锅炉燃煤煤种的变化, 一方面局限了该技术的大面积推广和应用, 另一方面也影响炉内管壁金属温度计算的准确程度, 而管壁金属温度对炉管的寿命影响是极其显著的。另外尚需进一步考虑材料长时间运行后的老化、焊缝弯头等薄弱环节、管壁壁厚减薄后应力水平的升高等影响炉管寿命的各种因素。

近几年材料分析技术在炉管寿命评估的应用也取得了突破性的进展。由于炉管等高温部件的寿命和失效取决于温度、应力、时间、材料老化等4个基本因素, 目前国内已经通过研究1 2 C r 1 M o V、T 2 2 (1 0 C r M o 9 1 0) 、G 1 0 2等电厂常用材料老化因子C a的变化规律, 利用老化因子对L-M参数法进行修正, 实现对炉管寿命评估[7]。在此基础上, 开发了锅炉管寿命管理系统 (B T L M S) , 从而初步构建了较完整的高温锅炉管寿命管理技术体系。该技术主要结合检修期间开展的内壁氧化膜测量[8]、硬度测量、显微组织老化、碳化物相变化等管壁超温状态诊断技术, 建立材料老化与性能变化的定量表达式, 综合考虑力学性能分析、老化分析, 实现对高温炉管的寿命评估以及全寿命周期的有效管理。该技术从材料分析角度出发, 结合检修期间开展的无损检测、理化分析等手段, 并首次在炉管寿命评估中考虑了材料老化对寿命的影响, 实现了炉管寿命评估技术从估算到精算的跨越, 炉管寿命评估领域具有很好的运用前景。由于炉管使用的材料等级随着高参数机组的投运, T91、奥氏体不锈钢等高等级材料大量使用以及随之而来的异种钢焊接等, 需要积累更多的常用材料老化因子Ca的变化规律、材料蠕变损伤和失效的规律以及奥氏体不锈钢的当量金属温度评估技术。

对于省煤器、水冷壁等因磨损、腐蚀、冲蚀引起壁厚减薄而导致失效的受热面管, 国内已经有利用风险评估技术对锅炉水冷壁进行状态检验和风险评估的实例[9]。由于磨损、腐蚀分布的随机性, 在进行壁厚测量时, 抽测的数量有限, 不可能将最危险的壁厚最小部位检测到, 因此, 在大量实测厚度数据的基础上, 对实测数据依次排序, 并进行极值计算, 预测出最小壁厚数值, 然后根据概率风险评估 (P R A) 进行定量的风险评估。该技术对于解决省煤器、水冷壁等受热面存在的大面积减薄有很积极探索意义。对于局部的减薄、过热、拉裂等, 尚需要在历次的大修、小修、临修加强检查方能解决。

2.2 承重部件

在实际工作过程中, 锅炉支撑部件的失效也是影响整体寿命重要原因之一。目前, 锅炉部件及压力管道的支吊架状态检查和评估技术也在电厂得到了广泛的应用, 已经逐渐建立了承重部件的日常维修和检查制度, 及时评估、修复损坏或异常的构件。另外, 可以在重要支撑构件上装设应变仪, 实现压力、荷重、位移等物理量的多点高速巡回检测, 以确定在使用期间可能发生的负载转移情况, 为运行中的负载测量提供数据。在锅炉的寿命期限内, 定期观察随着运行时间的增长而产生的负载转移, 并尽可能找出负载转移原因[10]。

2.3 辅机

对于辅机, 如给煤机、磨煤机、分离器、风机、空预器、泵组等, 主要开发了辅机在线监测和诊断系统, 包括电站烟风系统状态分析软件、电站风机运行故障诊断系统、电站泵组性能分析与运行故障诊断系统[11]。系统通过监测送风机、引风机、空预器、给水泵等重要辅机的运行状态, 监控这些辅机的当前状态, 并评估其实际性能, 对偏离正常状态时进行报警, 并诊断故障原因, 提出维修建议。结合系统运行历史数据, 为辅机的正常运行和检修提供辅助决策功能。

2.4 其他先进的诊断和监测技术

先进的诊断技术将为锅炉设备的状态检修提供强有力的技术支持, 并在各电厂得到广泛的运用。主要包括:炉管泄漏报警装置、金属磁记忆检测技术、远红外热成像技术、转动部件的振动监测和摩擦分析技术、油液检测分析技术、超声衍射时差技术 (T O F D法) 、管内壁微裂纹检测技术等。

3 结语

1) 状态检修技术是一项设备管理优化的长期解决方案, 在电厂实施需要各方面的努力和配合。电厂采用时一般要根据自己的机组特点和设备维修重点, 探索出适合电厂自身的状态检修模式。

电站锅炉 篇11

摘要：华能集团上都发电公司在一期2X600MW机组中引入

DLZ-200型等离子点火装置，通过运行实践弥补了国内火电厂大机组锅炉无油点火技术在应用领域的空白。几年来，此技术在节能降耗方面取得明显效果并运行稳定。

关键词：等离子 燃油 点火

大型工业煤粉锅炉的点火和稳燃，都通过燃烧燃料（天然气或柴油）来实现。近几年，能源匮乏已成为全球性的问题，原油价格居高不下，致使靠燃烧燃料发电的火电厂运营成本只增不减。电厂为了控制成本消耗量，将锅炉点火及稳燃用油纳入生产考核指标。以往业界普遍采用提高煤粉磨细度来提高风粉混合物及二次风的温度，并通过预燃室燃烧器、小油枪点火来控制重油（天燃气）耗量。这些传统的方法有赖于燃油点火，虽有助于节省油耗，但并未真正脱离燃油时代。如果要求彻底摆脱燃油，就需要在传统点火方法的基础上研究新工艺。因此，应用直流空气等离子体为点火源的DLZ-200型等离子煤粉点火燃烧器作为现代火力电厂点火及稳燃的首选设备逐渐进入公众视野。它不用一滴燃油就能将挥发份较低（10%）的贫煤轻松点燃，实现了锅炉冷态启动。

1 点火机理

DLZ-200型等离子点火装置采用直流（280～350A）在介质汽压0.01～0.03MPa的条件下接触引弧，并在强磁场下获得功率稳定的直流空气等离子体。在燃烧器的一次燃烧筒中，该等离子体形成T>5000K的局部“火核”高温区，使得煤粉在高温环境中释放出挥发份快速燃烧。该反应是在气相中进行，因而能够改变混合物组分的粒级，从而促进煤粉快速而充分地燃烧，有助于减少引燃能量E。经试验验证（E等离子=1/6E油）。

等离子体内所含的能够促进热化学能量转换的法学活性粒子，如原子（C、H、O）、原子团（OH、H2、O2）、离子（O2-、H2-、OH-、O-、H+）和电子等，能够使燃料充分燃烧，而且在这种条件下等离子使煤粉释放的挥发份比以往提高了20%～80%，由此可见，等离子体能够再造挥发份以促进煤粉充分燃烧。这在挥发份低的煤粉燃烧中非常实用。在锅炉实际运行过程中，有的锅炉燃烧的煤质较为复杂，利用它可以大大提高燃烧效率。

2 等离子发生器工作原理

发生器（如图1所示）系由阴阳极和线圈构成的磁稳空气载体等离子发生器。阳极为导电、导热性能良好且具有抗氧化性的金属材料，阴极为导电性能良好的金属材料或非金属材料。阴阳两极采用能够承受电弧高温冲击的水冷方式。在250℃的运行环境中，线圈能够抵抗2000V直流电压击穿。系统应用全波整流且具备恒流性的电流。拉弧原理：先对输出电流进行设定。阴极3前移至阳极2的位置后系统电流恒定，且具备了抗短路性能。当它离开阳极时，线圈磁力作用于电弧将喷管外部拉出。一定压力的空气被电弧电离成能量密度为105～106W/cm2的能够将不同煤种点燃的高温等离子体。

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图1 等离子发生器工作原理

3 等离子系统组成

等离子系统的构成如下：

3.1 燃烧系统

通过等离子发生器的电弧对煤粉的煤粉燃烧器点火的等离子燃烧器（如图2），相较于煤粉燃烧器来讲，它是在煤粉进入燃烧器的初始阶段就通过等离子弧点燃煤粉，并在燃烧器内促进其燃烧，具有内燃型燃烧器的燃烧特性。在炉膛内无明火的条件下它可以轻松点火，真正的不用一滴油启动锅炉，且实现了无油低负荷稳燃。

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图2 等离子燃烧器示意图

3.2 电气系统

等离子发生器电源系统是通过三相全控桥式晶闸管整流电路，将三相交流电源转换成稳定的直流电源以维持等离子电弧稳定的装置。它包括电源柜、隔离变压器两个主要元件。电源柜内配有由六组大功率晶闸管组成的三相全控整流桥、大功率直流调速器6RA70、直流电抗器、交流接触器和控制PLC等。

3.3 冷却水系统

冷却水系统是由冷却水泵、压力表、冷却水箱、管路、换热器及阀门构成的闭式循环系统，其中3台冷却水泵互为备用。其运行原理是基于水冷的方式冷却形成电弧的等离子发生器的阴极和阳极。

3.4 气膜风系统

等离子燃烧器系内燃式燃烧器。它在运行过程中，燃烧器内壁承载较高的负荷，为了在不损坏燃烧器的前提下提高燃烧度，必须配装等离子燃烧器气膜风。气膜风可以从送风机出口处引取，也能够从原二次风箱取。

3.5 控制系统

等离子控制系统的两大组成元件为触摸屏和控制柜。控制柜柜内PLC采用SIEMENS S7-300系列的可编程控制器完成。该CPU模块中的Profibus接口能够连接多个点火控制器，利用网络集中操控点火装置。该系统的操作界面为Digtal公司生产的GP触摸面板，信息显示完整、间接。

3.6 监视系统

在实际工作中，我们可以通过由工业电视、图像火检探头和四画面分割器组成的监控系统来监测炉膛等离子燃烧情况。

4 小结

DLZ-200型等离子点火系统从多年前安装调试到现在无重大事故产生，其安全性和稳定性已在多年的运行实践中得到验证，说明这套设备在火电厂具有较好的应用性。具体来讲，DLZ-200型等离子点火系统的优点主要体现在以下几个方面：

①简单：火电厂实现了单一燃料运行，辅助系统和运行方式都进一步简化。

②安全：取消了炉前燃油系统，燃油可能引发的油泄漏火灾事故也因此避免，安全性有保障。

③经济：应用等离子点火技术，运维成本比燃油点火降低了15%～20%。节省的费用可用于电厂升级改造，经济性自不必再说明。

④高效：等离子体内含有大量加速热化学转换的化学活性的粒子，有助于燃料充分燃烧。

⑤环保：不用一滴油的点火方式只需在点火初期投入电除尘装置，烟尘量大大减少。而且，单一的点火方式有助于节省燃油资源，也省去了油运储成本，有利于优化调整电厂环境。

由于拉弧电流大小不一，使得阴、阳极头损耗不一致，元件的使用时间长短不一，总体来看，阴极一般50h更换一次。鉴于此，为可在启机等关键工序确保等离子点火系统时时可用，必须及时检查调换阴、阳极头。

参考文献：

[1]芦丽君，刘士香，钱颖洁，都淑丽.等离子无油点火技术及现场应用[J].江西电力，2000（04）.36-38.

[2]毛正中.等离子点火技术的应用一例[J].热力发电，2007（02）.

[3]殷立宝，崔振东，余岳溪，温智勇，王力.等离子无油点火技术应用中存在的问题及应对措施[J].热力发电，2007（01）.

[4]田振宇.试述火电厂等离子点火控制系统[J].内蒙古石油化工，2009（14）.

[5]奚晓东，宫晖.等离子点火技术在燃油锅炉上应用的可行性[J].化工装备技术，2003（05）.

作者简介：

杨颖（1975-），女，本科，工程师，2005年内蒙古工业大学毕业，一直从事发电厂热控系统检修维护工作。

安正军（1969-），男，本科，助理工程师，2004年内蒙古工业大学毕业，一直从事发电厂热控系统检修维护工作。

提高电站锅炉综合性能的措施分析 篇12

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