锅炉系统

锅炉系统（通用11篇）

锅炉系统 篇1

秸秆发电锅炉采用自然循环的汽包锅炉, 过热器分两级布置在烟道中, 烟道尾部布置省煤器和空气预热器。由于秸杆灰中碱金属的含量相对较高, 因此, 烟气在高温时 (450℃以上) 具有较高的腐蚀性。此外, 飞灰的熔点较低, 易产生结渣的问题。如果灰分变成固体和半流体, 运行中就很难清除, 会阻碍管道中从烟气至蒸汽的热量传输。严重时甚至会完全堵塞烟气通道, 将烟气堵在锅炉中。由于存在这些问题, 因此, 专门设计了过热器系统, 并在国际上的大多数秸杆发电厂中得到运用。

锅炉系统 篇2

一、我厂锅炉除渣系统简介：

我厂锅炉除渣系统采用机械输送，在锅炉底部从东至西一共设有三个排渣管，在东西两个排渣管下方，各安装有一台SC8-43/20型气槽式冷渣机（编号为1#、2#）。1#、2#冷渣机均由南侧进渣，北侧排渣。在1#、2#冷渣机排渣口下，沿东西方向布置有一部DS540型链斗输送机（编号为1#）。在1#斗式输送机的出口转载点下方，沿北南方向布置有一部DS540型链斗输送机（编号为2#），2#斗式输送机的出口进入渣库。

排渣工艺流程为：

正常运行时：锅炉排渣管——――1#、2#气槽式冷渣机——－1#斗式输送机——2#斗式输送机——――渣库————汽车运输至排渣场地。

机械输送系统发生故障的情况下，用1#、2#气槽式冷渣机中间的事故排渣管放渣，然后由人工运输。

二、现有除渣系统存在的问题与不足之处：

1、冷渣机的出力低，不能满足锅炉正常运行的需要。

设计工况下，锅炉的排渣量计算为12.06T/h（290T/d），而冷渣机的额定出力只有8 T/h，两台冷渣机必须同时运行才能满足运行。而在校核工况下（煤：矸为3：7，实际取样化验低位发热量只有1846千卡/千克），锅炉的排渣量计算为23.5T/h（564 T/d），两台冷渣机同时运行，出力只有16 T/h，远远不能满足运行。

2、锅炉事故排渣口处的场地狭窄，事故情况排渣时，场地空间太小，无法使用平车运输。

3、排渣系统是单系统运行，一旦其中一部输送机发生故障，都会使整个系统停运。

4、气槽式冷渣机采用风、水两种冷却工质作为冷却介质，因此又专门配有冷渣风机和冷却水系统。一旦冷渣风机出现故障就会使冷渣机降负荷或停运。而冷却水系统的问题更突出：由于采用循环水作为冷却水，极易引起结垢，损坏冷却水管。

5、采用这一除渣系统，必需设置专人在锅炉零米监视设备运转情况，并及时处理下渣不畅、堵塞等问题，员工的劳动强度大。

6、由于系统的正常运行完全依赖与转动设备的运转状况，可靠性小，维护工作量大。

7、由于炉渣在冷却、运输过程中处于非封闭状态，跑灰、二次扬尘会严重污染厂房及厂区环境。

三、改造目的：

四、改造方案：

针对锅炉除渣系统存在的问题与不足之处，我厂组织有关技术人员进行了研究，认为采用目前的除渣系统从根本上不能保证锅炉按额定工况正常运行。为此，应该对锅炉除渣系统进行改造。同时确立如下原则：

1.改造后的系统要有高度的运行可靠性；

2.在保证运行可靠的前提下，应尽量采用非机械除渣系统，以减少运行值班人员的工作量和检修维护工作量。

在上述原则的指导下，我厂组织相关人员进行研讨后认为，采用水利冲渣是一种较理想的除渣方式。具体的方式是： 从成庄热电厂冲渣泵出口管上引一根DN300管道，直埋于地，沿北南方向由新电厂东侧道路进入厂区，到气化风机房北侧后，向西拐约45度后进入锅炉零米，作为冲渣水源。排渣沟由铸石板砌筑，沟道走向与冲渣管路平行，直通到成庄热电厂沉渣池。

采用水力冲渣的原因有以下几个方面：

1.成庄热电厂采用水力冲渣，从97年电厂投产一直到现在，运行非常稳定可靠。

2.利用成庄热电厂的沉渣池及灰渣泵系统，可以减少投资，节约成本。目前热电厂冲渣泵房共有四台灰渣泵，两运两备。全部开起来后，预计能满足所需水量（需要进一步的设计计算才能确定）。即使现有设备不能满足，泵房里也有足够的场地安装增加的泵。

3.采用水力冲渣，运行费用低，维护成本少。4.采用水力冲渣，可以减轻除渣工的劳动强度。5.采用水力冲渣，可以保持锅炉零米环境清洁。

6.采用水力冲渣，拆除冷渣机等附属设备后，锅炉零米的空间开阔，便于在故障情况下人工除渣。

7.采用水力冲渣，锅炉二次返料的放料可以直接放到冲渣沟中，一并解决锅炉二次返料放料的问题。

水力冲渣系统管路布设示意图附后。

锅炉排渣、排灰量计算

一、设计工况下灰渣量： 1.查锅炉热力计算汇总表知：

a.设计工况下，燃料的应用基低位发热量Qdwy＝13588kj/kg 燃料的应用基灰份Ay=34.54% 燃料灰份中灰渣份额αhz=0.6 烟气带走飞灰份额αfh=0.4 机械不完全燃烧热损失q4=2.84% 灰渣总量M=Ay+q4×Qdwy/8100=20.1T/h 灰渣中渣量为0.4M=0.4×20.1=12.06T/h 灰渣中灰量为：0.6×20.1＝8.04T/h

二、校核工况下灰渣量：

校核工况下，燃料的应用基低位发热量Qydw＝1846千卡/千克（7716.28kj/kg）燃料的应用基灰份Ay=65% 锅炉有效利用热量Qyx=170856.73kj/s 燃料消耗量

浅谈锅炉房燃气系统设计 篇3

【摘要】本文从锅炉房的角度出发，对锅炉房燃气系统设计思路进行阐述，进而对提出了若干问题进行探讨，对于后期更好地优化与完善锅炉房燃气系统设计，具有一定的借鉴价值。

【关键词】锅炉房；燃气系统；设计

引言

在我国发展的早期阶段，由于经济与科学技术受到很大方面的限制，能源开采与提炼技术水平还处于较低的程度，使用煤炭供给锅炉房的占有率较高，但随着天然气能源的出现，煤炭能源燃烧的缺陷逐步暴露了出来。实践证明，燃气锅炉的热效率更高，不仅能够在实际中得到充分的燃烧，并且对环境的污染也非常低，不过从锅炉房本身的运作来看，由于天然气具有易燃易爆且气体有毒的特性，因此对锅炉房燃气系统的设计需要十分谨慎，合理的燃气系统设计，才能够在很大程度上确保锅炉房运作的安全可靠性。

一、锅炉房燃气系统设计概述

1.锅炉房燃气系统设计的涵义

通常锅炉房包含了锅炉设备、输送管道、压力表及其他设备，对于燃气为主的锅炉房还包含有燃气输送管道、燃气控制阀等等。锅炉房燃气系统设计的目的主要是为了适应以气体燃料为主的锅炉房的运作，这是因为传统意义上大多数锅炉房主要以煤炭为主要燃料，而无法被直接用作燃气系统的锅炉房，有的锅炉房虽然经过了一定的改造，但用于燃气锅炉房具有很大的安全隐患。因此需要在实际中对锅炉房燃气系统进行设计，这样才能从本质上让锅炉房以气体燃烧为主要燃料，并且在很大程度上确保了锅炉房运作的安全可靠性。由此来看，锅炉房燃气系统设计的总体目标是在确保锅炉房运作安全可靠的基础上，对燃气管道、各种压力控制仪表及锅炉本身进行系统的合理设计。总之，对锅炉房燃气系统设计需要引起高度重视，对于大型的锅炉房燃气系统设计则会更加复杂，在设计中也需要考虑更多的影响因素，只有这样，才能在让锅炉房燃气系统设计变得更加完善，让锅炉房在后期的运作中更加安全可靠。

2.锅炉房设置的一般规定

锅炉房中的核心设备是锅炉，而锅炉作为压力容器，往往会受到各种因素的影响，像燃烧气体的进入速度、一次进入量等，这些参数的不合理设置都很有可能造成爆炸性的安全事故，所以对锅炉房需要明确相关规定，这同时也是锅炉房燃气系统设计过程中需要参考的重要依据。1）一般来说，锅炉房应作为独立的建筑物存在，而不应与其他建筑混合在一起，假如实际情况限制或存在需求需要与其它功能的建筑进行相连接或需要设置在建筑内部的时候，则需要将锅炉房设置在人员稀疏或无人员过往的内部区域，并且锅炉房不宜设置在建筑物重要楼层的上一层、下一层，紧邻位置以及用于人员疏散的重要通道的两侧。通常为了确保建筑物内其它人员或设备的安全，应将锅炉房设置与建筑物地下一层或首层，位于建筑物外墙部位。2）锅炉房不宜设置在住宅建筑物的内部空间中，这是因为住宅建筑内人员密集，人员出入活动量大，而一旦锅炉房出现安全隐患或发生安全事故，对其住宅内的局面生命威胁过于严重，同时也会难以进行人员疏散。同时锅炉房在实际中的选址，不能与甲乙类和可燃烧液体的丙类等具有一定危险性的建筑物紧邻，防止因意外发生安全事故。3）假如拟将锅炉房设置在多层或高层建筑的半地下室或首层的时候，应该对锅炉的额定蒸发量进行考虑，一般应小于10t/h，额定蒸汽压力不超过1.6MPa；锅炉房不适宜设置在多层或高层建筑的地下室中或者楼层中间以及最顶层，不过当实际条件受到一定限制的时候，每台锅炉的额定蒸发量不超过4t/h，额定蒸汽压力不超过1.6MPa，且需要经过有关部门的审核。

二、锅炉房燃气系统设计探讨

1.燃气管道与设备的位置确定

1）燃气管道位置确定。在锅炉房燃气系统设计中，燃气管道适合选择单母管，当存在一年四季持续供热的情况下，适宜采用具有调压功能的双母管，在进行燃气管道具体设计是，应结合实际情况进行，例如管道埋置深度、管道架空的有关规定以及燃气管道与其他用途管道的安全距离等多方面的因素，确定燃气管道的走向与位置。2）调压设备位置的确定。调压装置宜设置在单独的建、构筑物内，也可设置在有围护的露天场地内（调压柜），并应满足《城镇燃气设计规范》中所规定的与其他建、构筑物的水平净距要求。如受条件限制，也可设置在锅炉房建筑内专门的燃气调压间内，燃气调压间应是靠外墙的单层建筑，与相临的房间用无门窗和洞口的防火墙隔开，建筑耐火等级不低于二级。3）计量设备位置的确定。计量设备的安装位置应便于读数、维护、检修；避免磕碰、震动，并应考虑环境温度、油烟、粉尘对燃气表使用寿命的影响。计量装置的工作环境温度宜高于0℃ ，但不得高于40℃。计量设备应安装在非燃烧结构内并通风良好的地方，根据气质（干、湿燃气）情况可安装在室内，也可安装在室外，室外安装的燃气计量设备应装在防护箱内。

2.水力计算

1）计算锅炉的小时最大和最小用气量。锅炉用气量的计算主要是根据锅炉的热负荷和燃气的热值进行计算，也可以根据锅炉现用燃料量进行折算，为了使水力计算结果更加准确，最好联系锅炉厂家提供锅炉的小时最大和最小用氣量。2）调压器后管道管径的计算。目前所使用的锅炉燃烧器的燃气压力要求一般为5～30kPa，因此调压器后管道内的燃气压力有中低压之分。如果燃烧器的燃气压力要求不小于10kPa，应按中压燃气管道的单位长度摩擦阻力损失计算公式来计算各节点压力，从而确定调压器的出口压力。若燃烧器前的压力要求小于10kPa，则应按低压燃气管道单位长度的摩擦阻力损失计算，局部阻力损失按燃气管道摩擦阻力损失的5%～10%考虑，同时计算出因高程差而引起的附加压力将计算出的从调压器出口处至锅炉的燃烧器接口处燃气管道的总压力降，与燃烧器的运行压力相加，即得出调压器的出口压力。

三、结束语

随着我国各大城市污染越来越严重，以煤炭为燃料的锅炉房势必会在未来被逐步淘汰，而燃气系统的锅炉房也将会得到更多的关注，锅炉房燃气系统设计将更进一步得到完善与优化。

参考文献

[1]朱娜.燃气锅炉房燃气供气系统的设计[J].科技传播，2012（07）：87.

锅炉集散控制系统 篇4

关键词：PLC,锅炉控制系统,WINCC

1. 引言

集散控制的基本思想是集中管理, 分散控制。即将自动控制过程与操作管理人员对自动控制过程的管理过程相对分散;自动控制过程由各控制站相对独立地自动完成, 而操作人员对自动控制过程的管理则由中央控制室的操作站来完成。中央操作站与各现场控制站既各自相对独立地运行, 从而将各种故障限制在局部范围内;又相互进行实时数据通讯和信息交换, 实现了操作人员在中央控制室的操作站对整个自动控制过程进行管理和调整。

本系统由一套PLC和两台上位机组成。PLC对现场的数据进行采集判断, 对风机、泵和电动调节阀等进行控制, 同时将现场数据通过通讯传送到上位机显示监控。

2. 系统概述

每台锅炉采用一套PLC作为现场控制站及一台工控机作为操作员站, 并且各操作员站之间通过工业以太网相互连接, 各操作员站之间可作为相互备用, PLC控制站对整个锅炉和辅机所有工业参数进行采集、数据处理和控制。

3. 硬件组成

PLC控制系统由工艺过程监控系统、通讯系统、可编程序控制器及检测仪表组成。PLC选用的是SIEMENSS7-300可编程序控制器, 它具有模拟量、开关量的采集处理和计算功能以及逻辑控制、计时比较等顺序控制功能, 并且具有集成的批处理功能和高速数据通讯网, 以满足连锁控制的快速响应的要求。

监控级应用软件为WINCC监控软件。它具有实时数据库、趋势和实时图表、模拟画面、报警管理、数据库巡航等功能, 采用全汉化界面, 设计有工艺流程图、各工艺单元流程图、趋势图、报警、各种设备的操作和参数设定画面。

操作站以高性能的研华工业控制计算机为核心, 具有超大容量的内部存储器和外部存储器, 同时配置了两个冗余的网路适配器, 实现与过程控制网连接。

4. 锅炉控制

4.1 控制思想

由于水温和汽化压力存在一定对应关系, 因此为保证锅炉在运行中不发生汽化, 必须维持一定的压力。锅炉的调节依据出锅炉的热水的温度来调节燃烧系统中的风与煤。锅炉送风、引风、给煤通常采用变频调节实现。由于锅炉的回水量会有损失, 因此在锅炉的回水管道上需向锅炉系统补水, 通过回水压力决定补水量的大小。

4.2 控制回路

PLC对锅炉的循环水流量、补水流量、炉膛负压、出水温度进行控制。

4.2.1 燃烧调节 (锅炉出水温度、给煤、送风调节)

锅炉燃烧控制依据供热负荷的不同, 通过调节给煤量、送风量, 保证锅炉出口热水温度维持在需要的值上。燃烧给煤、送风调节依据出水/回水温差、热水流量与温差变化进行调节。煤量和风量依据比例函数予以配比, 从而维持一个合适的风煤比例关系。

4.2.2 炉膛负压调节

为使炉膛压力维持在一定负压范围内, 实现鼓风及引风的平衡, 保证安全、合理燃烧。炉膛负压调节采用单回路+前馈调节方式实现。框图如下:

4.2.3 补水控制

采用常规PID控制。补水泵作用: (1) 补充水量; (2) 维持锅炉入口水压。

4.2.4 联锁停炉控制

联锁停炉按先停送风机, 后停引风机的程序执行。

5. 操作显示画面

本系统具有强大的显示功能和丰富的显示画面, 机组运行人员可以通过操作站上显示的各种画面实现对机组运行过程的操作和监视。运行人员可对画面中任何被控装置进行手动控制和手动切换等。对顺控过程, 模拟图能反映出运行设备的最新状态, 用文字显示出自动程序目前进行至哪一步。若自动程序失败, 画面将用文字显示当前步。同时该文字背景颜色发生改变, 发出故障报警声。

5.1 模拟图

用二维或三维的图形形象的表示锅炉、辅机、用电等子系统的工艺流程, 活参数每秒进行刷新。活参数包括模拟量数据、开关量状态、液位、竖棒等。流程图上工艺设备的颜色由当时该设备的开入状态决定, 状态变化时相应的设备的颜色也随之变化。模拟图上的所有设备均可直接操作, 如泵、风机、阀门、开关等的投切或开关。

5.2 相关画面

由几个主要参数及若干与其相关的参数组成, 以便对主要参数的综合监视与分析。当主要参数越限或开关量调变时, 可自动推出相关画面。

5.3 各种一览画面

其中包括模入一览、开入一览、计算一览、追忆一览、成组一览、模入报警一览、开入跳变一览等。一览画面为运行人员提供了检索系统数据库的手段。

5.4 启停曲线

在机组启动或停机阶段, 将机组主要参数如主汽温度、主汽压力等组成一幅随时间变化的曲线图, 它们具有共同的时间坐标及各自的量程坐标, 并可以在组态时用虚线给出各自的设定曲线, 以指导机组启停操作。

5.5 历史曲线

操作员站可以用曲线的形式向运行人员提供历史数据记录。历史曲线的量程坐标及步长可变, 光标所在位置对应时间的参数值显示在屏幕上方。

5.6 趋势曲线

显示当前参数运行曲线, 向运行人员提供所监视参数的变化情况和趋势。

5.7 经济计算及效率监控画面

向运行人员提供实时经济计算及偏差分析结果, 以三分钟均值、时均值、班均值分页显示, 指导运行人员最佳经济运行操作。

5.8 棒图

棒图以三维立体竖棒的长短表示模拟量的数值变化。

5.9 控制成组画面

每个控制回路为一个三维立体单回路调节器面板, 其中定值用数值及箭头表示, 过程值、输出值用数值及条形图表示, 阀位用数值及滑块表示, 控制回路运行方式用字符和模拟键表示。

5.1 0 控制回路画面

控制回路画面中除了表示该回路的单回路调节器面板外, 还包括定值、过程值、输出值、自选量的趋势曲线;控制回路内部参数表;显示量程;自选量的名称、数据等。画面上的曲线可用时标增大和时标减小键改变时间标度。

6. 结束语

该锅炉控制系统具有以下特点:

(1) 具有集散系统的安全性、冗余功能、网络扩展功能、集成的用户界面及信息存取功能。

锅炉干排渣系统的日常维护 篇5

【关键词】干排渣；碎渣机；链斗输送机

0.引言

大唐安阳热电有限责任公司2×300MW热电机组锅炉自2008年投产以来已有5年，期间干排渣系统频繁出现故障，对机组的安全平稳运行带来了很大的挑战。因此加强对干排渣系统的运行监视与日常维护，保证干排渣系统的稳定运行，显得尤为重要。

1.干排渣系统介绍

干式排渣系统主要由过渡渣斗、炉底排渣装置、液压油站、干式排渣机、碎渣机、缓冲渣斗、电动给料机、链斗输送机和渣仓、仪表及电气控制系统组成。

锅炉正常运行时，由冷灰斗下落的热渣，经炉底排渣装置输送到变速运行的干排渣机不锈钢输送带上，冷却风通过干排渣机壳体两侧和头部可调送风口，进入排渣机内部，使热渣在不锈钢输送带上逐渐被冷却，冷空气与高温炉渣间完成热交换后升温到300-400℃进入炉膛，约占锅炉总风量的1%，炉渣将逐渐降低到150℃左右，排渣机头部接碎渣机，对大块渣进行破碎，破碎后的灰渣经旋转给料机输入到链斗式输渣机，直接将渣输送到位于锅炉房后的渣仓内，输送过程灰渣的温度进一步降低，达到存储的温度要求，定期通过加湿搅拌机将干渣通过汽车运往用户。

2.干排渣系统对锅炉效率的影响

干排渣技术中炉底的特殊设计和水力除渣相比较，干式排渣不仅能节约大量的水资源和提高干渣的综合利用价值而且还能提高锅炉效率。在水力除渣系统中炉渣的热量通过下灰斗进入冷却水中然而在干式排渣过程中穿过锅炉下灰斗的热量直接返回锅炉在干排渣机中逆流的冷却空气将在锅炉负压作用下带着灰渣所含热量、灰渣再燃烧释放的化学热量和辐射热进入锅炉根据锅炉热力特性计算结果分析，当锅炉负荷为100%时，给定炉底漏风温度，炉底漏风系数对锅炉效率的影响如下图：

从图中我们可以清晰的看到，锅炉满负荷状态，当炉底进风温度为100℃时，随着漏风系数从0.01增加到0.04，锅炉效率相对于炉底没有进风时的锅炉效率是在逐渐下降的。而当炉底进风温度为140℃时，随着漏风系数的增加，锅炉效率相对于炉底没有进风时的锅炉效率也是在逐渐下降的，但下降的幅度相对于漏风温度为100℃时的要小。当炉底进风温度为160℃时，当漏风系数介于0.01-0.02之间的时候，锅炉效率相对于炉底没有进风时的锅炉效率稍有提高，但如果再增加漏风系数，当漏风系数大于0.02时，锅炉效率相对于炉底没有进风时的锅炉效率稍有下降。当炉底进风温度超过220℃，炉底漏风系数小于0.04时，锅炉效率相对于炉底没有进风时的锅炉效率均有提高，且随着漏风温度的升高，锅炉效率有较明显的提高。

3.干排渣系统的日常维护

锅炉运行期间运行人员需加强对风量的调整，保证锅炉煤粉充分燃烧，防止出现煤粉燃烧不充分，在钢带输渣机上燃烧，造成钢带机箱体烧热、烧红。出现此现象时，及时打开钢带机箱体上的消防水或消防蒸汽。如果效果不是很明显则需关闭液压关断门维持钢带输渣机的运行待锅炉运行一段时间后，逐一打开冷灰斗的液压关断门将积压在灰斗内的灰渣排放掉。

干排渣清扫链为刮板形式，干排渣系统运行期间，加强对干排渣清扫链巡检力度，根据当日锅炉燃煤灰分含量情况，选择清扫链的运行方式，燃煤灰分大时清扫链采取连续运行方式，灰分小时清扫链采取间歇运行方式，清扫链间歇运行时，随时观察清扫链灰量情况，防止出现灰量大清扫链 “压死”现象。灰量大时可以将清扫链电机频率调低，将清扫链积灰及时运走。新安装后清扫链经过长时间的运行后，链环连接部位有磨损现象。整个干排渣清扫链变长，清扫链变长后，容易出现清扫链“打滑”现象。巡检期间，检查清扫链的松紧情况，干排渣尾部清扫链承力段与回程段出现接触时，应及时对干排渣清扫链进行断链。

锅炉运行期间运行人员需加强对整个干渣系统设备的监视和巡检，集控室通过DCS监视画面加强对输送链、清扫链、碎渣机、电动给料机、链斗输送机电流的监视，一旦发现异常，及时派人去就地检查。在外巡检人员定期对干渣系统仔细检查，发现问题及时汇报，联系检修处理。

锅炉燃烧时由于煤质有差异有时易结焦，焦块会堵在液压关断门处，长时间的堆积会影响干渣系统的正常运行。这时就需要开关液压关断门，通过挤压将堵在此处的渣块挤碎。在挤渣的过程中，集控室与就地加强联系，开关液压关断门要缓慢，防止炉膛负压大范围波动。同时结焦的焦块硬度较大不易破碎，易造成碎渣机故障，所以加强对碎渣机的监视。

在满足灰渣冷却用风的情况下，应防止干排渣系统出现漏风量偏大的现象，干排渣系统位于炉底，漏风偏大将对锅炉的热效率及炉膛火焰中心位置产生影响。根据理论研究与实践证明：用合理的调整手段来控制冷却用空气的漏风量和入炉温度。必要时适当调整锅炉炉内的配风。控制漏风系数小于0.02，漏风温度≥160℃，干排渣系统的漏风不会影响锅炉正常运行、不会降低锅炉效率。

4.目前干渣系统存在的主要问题及原因分析

从近年的应用实践来看，各电厂的应用情况参差不齐，有些电厂应用较好，而有些却存在较大的问题：

3.1部分干渣机运行清扫链稳定性差，存在清扫链脱链、断链、刮板变形、底部堵渣等问题。受干渣机底部空间限制，干渣机清扫刮板的刚性较差，遇较小的外力卡阻就会发生变形，稳定性较差。链条规格小，抗拉强度低、表面硬化层深度较薄，在底部细灰量较大时，清扫链连续运行，两侧链条由于磨损而不等长，造成刮板偏斜，而且大多数厂家设计的刮板链条为刚性联结方式，形成一侧链条牵引刮板，刮板牵引另一根链条，刮板极易发生扭曲、变形。刮板的扭曲、变形又致使链条出现脱链、夹链等故障。

3.2干渣机输送网带出现打滑、细灰散落过多，增大清扫链负荷。 在渣量较大情况下，尤其在吹灰过程中，干渣机输送网带容易出现打滑故障，需要及时加大对输送网带的张紧力。随着张紧力的加大，网带的节矩加大，而且随着干渣机的运行，输送网带磨损，致使鳞板间出现间隙，细灰散落过多，清扫链负荷加大。

3.3 干渣系统碎渣机存在堵渣、齿板、鄂板脱落、碎渣机卡堵、咬渣能力差等缺陷。 目前干渣系统所用碎渣机的设计理念仍来自湿式除渣系统的碎渣机，对干渣系统结焦的渣适应性差，在锅炉结焦较轻，渣温较低的工况应用还可以，但遇到锅炉强结焦，焦块的硬度高、温度高的工况就表现出明显的不足，主要表现在耐磨程度差、齿板、鄂板脱落等故障，造成碎渣机卡阻，咬渣能力差，从而致使干渣机堵塞甚至发生故障，碎渣机的质量直接关系到后续设备乃至整个除渣系统使用稳定性。

4干渣系统存在问题解决建议

4.1相对于干渣机清扫链故障频发的问题，建议从两方面考虑解决：

a）在现有结构上进行改进。 清扫链链条采用表面硬化处理的高耐磨链条，最好选用进口高耐磨链条，提高链条的使用寿命，并在供货及安装过程中配对，防止链条两侧不等长。链条刮板的连接方式改为柔性连接，改善刮板的受力，防止刮板变形。

b）取消清扫链 干渣机采用自清扫机构，输送钢带采用鳞板式输送，鳞板自带清扫机构，取消清扫链。

4.2对干渣机输送网带打滑，细灰散落等问题，建议改变传动型式，将输送鳞板改为模锻链条传动，（建议改变输渣方式，将网带输送改为鳞板输送，输送鳞板为模锻链条传动）可有效杜绝输送网带打滑，而且表面硬化处理的模锻链采用铰链式联结，可防止输送鳞板出现间隙。

4.3对于干渣系统碎渣机存在堵渣、齿板、鄂板脱落、碎渣机卡堵、咬渣能力差等缺陷，建议采用专为干渣系统设计的碎渣机，采用耐高温耐磨损材料，齿辊的设计与功率的选择适应强结焦的要求，改善齿辊的受力条件，增加碎渣机的稳定性。

5.结束语

5.1锅炉正常运行期间保证煤粉的充分燃烧防止出现煤粉在炉底于排渣钢带机上出现再燃烧现象。

5.2干排渣系统的清扫链为易磨损部件平时巡检过程中应重点检查。

5.3干排渣钢带机箱体部位的漏风检查也应给予重视炉底干排渣漏风量的偏大不仅造成锅炉排烟温度偏高还会对半辐射半对流受热面的换热效果产生影响火焰中心如果严重偏高将会造成受热面出现超温的现象。

【参考文献】

锅炉系统 篇6

1.1 制粉系统漏风对锅炉效益的影响

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

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

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

△D=D0*△η=99.56*0.35%=0.348t/h

每小时节约燃料核算为 (煤炭价格为174元/吨) :

M=0.348*174=60.552元/小时

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

M=60.552*24*30*5=217987.2元

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

1.2 对策

基于制粉系统漏风对锅炉效率的影响, 在今后的运行中应采取以下相应措施:

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

1.3 制粉系统漏风对省煤器的影响

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

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

1.4 对策

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

2 给水温度低分析

2.1 给水温度低对锅炉效率影响

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

2.2 给水温度低对锅炉容量的影响

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

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

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

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

D1=△h1″/△h0″*D0 (公式1)

式中:

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

2.3 给水温度低对锅炉超负荷运行影响

2.3.1 锅炉给水温度低造成锅炉超负荷运行

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

2.3.2 对策

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

参考文献

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

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.

锅炉燃烧控制系统优化 篇8

关键词：锅炉,燃烧器,燃烧控制,检漏器,PLC,DCS,触摸屏

1 引言

我厂20t/h中压锅炉自2007年底建成投用,负责我厂顺酐和溶剂油两套装置1.4MPa中压蒸汽的供应。它的正常运行直接关系到溶剂油装置的开停和顺酐装置的负荷大小。锅炉自投用以来多次发生意外停炉故障,停炉后检查故障原因困难,工作量大,耗费时间长,严重影响我厂两套装置的正常生产。原有锅炉采用芬兰奥林燃烧机,由于燃烧机厂家要求国内锅炉上使用的燃烧机必须成套燃烧程控器,因此锅炉控制系统采用PLC配套燃烧机专用燃烧程控器形式进行控制,两套控制器联合运行故障点多,锅炉故障信息输出不直观。通过对控制系统进行改造,取消原有专用程控器,独立应用西门子S7-200 PLC实现锅炉燃烧和运行的控制,大大提高了锅炉运行稳定性和故障判别能力。

2 方案研究

2.1 原有锅炉控制结构浅析

原有中压锅炉燃烧器控制系统采用上位P L C与燃烧器自带的下位专用程控器联合配套方式对锅炉进行控制,其中专用程控器负责对中压锅炉的燃烧系统进行控制和连锁,PLC则负责燃烧系统之外锅炉运行部分的控制和连锁,触摸屏为整套控制系统的人机接口,操作工可以通过触摸屏操作锅炉和完成对锅炉状态的监控。同时P L C将关键工艺参数通过MODBUS通信传送至中央控制室的D C S上进行显示。P L C只能启停燃烧程控器不能干涉燃烧程控器的动作,也不可修改燃烧程控器的动作参数,PLC只能接收专用程控器的燃烧故障和正常运行二种运行结果,不监视燃烧专用程控器的全部动作过程。

2.2 原有锅炉控制系统存在的问题

锅炉原有控制方式比较复杂,一个完整的控制系统采用两套相对独立控制器进行分段控制。燃烧器专用控制器比较封闭,锅炉投用后存在的问题难点主要集中在锅炉点火系统的监控。

锅炉点火过程中经常发生点小火故障和点大火故障故障。由于点火故障条件较多,通常包含“空气压力低”、“燃气压力低”、“燃气压力高”、“燃气泄漏”、“无小火火焰”、“无大火火焰”和“程控器故障”等多个联锁源。“故障后信息输出仅为“燃烧故障”信息,因此无法直接判断出故障原因,如果逐一排查各个联锁源,会花费大量时间,严重影响装置正常生产。

2.3 锅炉控制系统改造

针对原有控制系统结构,改造过程需要解决原有燃烧程控器专用、独立和封闭的特性。因此,需要取消专用的燃烧程控器和检漏程控器,控制功能移植到P L C,由P L C接管燃烧程控器的全部工作。

燃烧机专用程控器和检漏控制器所检测的仪表信号主要包括:“空气压力”、“燃气压力1”、“燃气压力2”、“小火火焰”、“大火火焰”、“燃烧机全关位”、“燃烧机点火位”、“最小比例调节位”、“最大负荷位”和“检漏状态”等信号。输出“燃烧运行”、“燃烧停止”和“燃烧故障”信号至PLC。同时通过检漏控制器实现对“点火电磁阀”、“燃烧先导电磁阀”、“主燃烧电磁阀”、“点火变压器”和“负荷比例调节电机”等进行控制。

改造后的控制结构图见图2。控制系统保留原系统的全部功能,除实现DCS对锅炉实时远程监控外,主要是处理燃烧器的燃烧故障问题。当出现联锁停炉时,控制系统在触摸屏上输出具体故障信息,并记录进历史数据列内保存,直接给出了精确地故障信息点,方便了故障维护和处理。

改造后的P L C程序基本逻辑框图见图3所示。

3 效果分析

中压锅炉联锁停炉后能准确记录联锁源信息和联锁发生时间。触摸屏和D C S对历史故障信息记录均正常。当锅炉出现联锁停炉情况是,操作人员和维修人员可以方便的通过历史故障信息判断具体故障点情况,大大节省了故障处理时间和锅炉恢复速度。点火过程中发生“燃烧故障后”系统准确显示出众多联锁源中到底是哪一个出现的问题,方便技术人员对锅炉点火位燃气阀门、空气阀门和风门位置进行准确调整,调整后的点火顺利,锅炉一次点火成功率接近100%。锅炉运行正常,能保证长期正常运行。自2011年9月份改造完成至今,锅炉一直保持点火一次成功的状况。

4 结束语

国内市场在采购锅炉要求配套进口燃烧机的时候,由于国外燃烧机牵涉到技术壁垒和技术专利的情况,所以进口燃烧机一般情况均配套有燃烧机专用的燃烧程控器。这使得使用进口燃烧机的锅炉控制系统均使用P L C+燃烧器装用程控器的控制方式进行控制。因此,在锅炉控制结构方面大大增加了控制系统和硬件配线方面的复杂程度。增加了日常故障处理的难度。本文通过对锅炉控制系统的改造,取消了进口专用燃烧程控器,降低了系统复杂程度,提高了稳定性,同时,也为系统故障处理节约了时间。这种控制方案的采用,也为取消进口燃烧机配套专用燃烧程控器的应用奠定了基础,能够有效节约企业成本。

参考文献

[1]芬兰奥林燃烧器GP系列操作维护说明书[Z].

[2]DUNGS检漏程控器DK2F系列说明书[Z].

[3]DUNGS双电磁阀DMV-D型说明书[Z].

[4]西门子LFL1...系列燃气燃烧器控制器说明书[Z].

[5]西门子STEP_7参考资料[Z].

[6]日本横河CENTUM CS3000组态手册[Z].

锅炉暖风器疏水系统改造分析 篇9

暖风器设计是以蒸汽的凝结放热为基础, 设计思想就是使加热蒸汽冷凝放热变成饱和水后不断地排放出去。采用暖风器后, 可以避免在空气预热器金属表面造成的氧腐蚀和三氧化硫造成的硫酸腐蚀, 使金属壁的积灰大为减轻, 不致因堵灰造成引风阻力的增加, 从而大大延长空气预热器的使用寿命, 确保机组的安全运行。

2 锅炉暖风器疏水泵存在问题分析

我公司锅炉配备2台SD-NFT-I型二次风暖风器, 2台由江苏双轮泵业有限公司生产的D12-25×6型卧式暖风器疏水泵, 具体性能参数如表1所示。

我公司暖风器疏水系统采用“暖风器→疏水箱→疏水泵→除氧器” (即“去除氧器”) 布置方式 (图1) 。由于疏水泵运行启停频繁、疏水系统运行环境差等原因, 疏水泵自运行以来一直不稳定, 泵体振动大、轴封频繁漏水等现象频繁发生, 不仅使大量高品质疏水不能回收, 而且还影响现场的安全文明生产水平。因此, 有必要对暖风器疏水泵运行状态进行分析, 进行必要的系统改造, 以提高疏水的回收率, 减少能量的损耗, 同时降低设备维护的费用及工作量, 改善暖风器疏水系统的运行状态及管理水平。

3 锅炉暖风器不同疏水方式的运行分析

目前火电厂常用的暖风器疏水方式有2种, 一种是传统的“去除氧器”布置方式;另一种是近几年来国外普遍采用的“暖风器→疏水器→排汽装置 (凝汽器) ”。

3.1“去除氧器”疏水方式的缺点

(1) 系统复杂。疏水箱和疏水泵占据较大面积。疏水箱需要高位布置以避免疏水泵入口汽蚀, 且要有足够的空间进行汽水分离, 根据水位高低联锁疏水泵。运行中疏水泵的频繁启停和入口处易发生汽蚀都可能造成疏水泵非正常工作, 因此必须设置备用泵。同时疏水泵和除氧器的标高相差较大, 泵必须要有足够的扬程。

(2) 设备存在的问题较多。最常见的问题是疏水箱液位计故障及疏水泵发生汽蚀。液位计故障一方面可能会造成疏水箱满水甚至向暖风器倒灌, 使暖风器发生水击和振动;另一方面可能会造成疏水箱缺水, 导致疏水泵空转, 损坏泵体部件。同时由于泵的启停频繁, 对泵体部件的使用寿命带来很大的影响。

(3) 设备运行经济性分析。从2011年12月份机组运行后投入暖风器疏水泵以来, 暖风器运行参数较稳定, 各参数趋势基本一致, 以16日为例:在环境温度-7~-15℃, 暖风器出口温度控制在16~25℃之间, 暖风器疏水泵约55 min启动一次, 运行15 min停运, 1天暖风器疏水泵运行19次。疏水量计算:

每月 (30天) 疏水量为:Q=11 m3/h×15×19×30/60=1 567.5 m3。

疏水泵耗电量 (按疏水泵实际运行电流计算) :P泵=1.732×U×I×cosφ/1 000=1.732×380×23×0.85/1 000=12.867 kW。

则疏水泵每月 (30天) 耗电量为:W泵=P泵×t=12.867×15×19×30/60=1 833.55 kW·h。

3.2“去排汽装置”疏水方式的特点

“去排汽装置”疏水方式与“去除氧器”疏水方式相比, 系统大大的简化, 但对疏水调整门调节品质的要求提高。其工作原理:将疏水箱的排水管道接引至排汽装置, 在管道上安装调整门, 用控制疏水箱的液位来保证疏水箱的水封作用, 万一调整门故障, 可以用疏水旁路电动门进行调整, 以控制好暖风器疏水箱的液位, 即可保证暖风器系统正常运行, 如图2所示。

4 采取不同冷凝水回收方式经济性对比

(1) 暖风器疏水的回收问题主要是回收到高压场合 (除氧器) , 还是低压场合 (排汽装置) 的问题。有人认为低压疏水会损失热量, 因而不经济。其实这是一种误解。从理论上讲没有冷源就不会有热量损失, 空冷机组与湿冷机组不同, 低压疏水系统将暖风器冷凝水直接导入排汽装置, 正是避开冷源, 所以疏水导入凝汽器并没有热量损失的问题, 低压疏水损失了一些功, 但其疏水量非常小, 可以忽略不计。所以, 采取低压疏水至排汽装置后, 1个月可以节省电能1 833.55 kW·h。 (2) 由于我公司已经安装高压疏水系统, 对于改造成为低压疏水系统, 其部分管道、上水手动门、调整门还可以重新利用, 只是增加部分管道、人工的成本, 实际改造费用6 500元 (包括人工成本) 。 (3) 根据多家电厂的运行经验, 长期以来疏水箱水位检测故障和疏水泵严重汽蚀、轴封漏泄等问题相当普遍, 据有关资料披露, 该系统投入率仅为50%。我公司机组投运以来, 暖风器疏水泵也频繁出现故障, 以2011年12月为例:机组共运行22天, 2台疏水泵轴封均出现漏泄现象, 经向检修人员了解, 每套轴封约900元, 如果取消疏水泵, 可以大大地减轻维修费用和维护工作量。 (4) 很多电厂冬季投入暖风器时由于疏水泵故障, 正常疏水很难回收, 因此现在不只是计算维护成本的问题, 节能减排的形势要求我们必须杜绝直排现象。

5 结语

2012年9月我公司对锅炉二次风暖风器进行系统改造, 进入冬季投运后将暖风器疏水回收至排汽装置, 从实际运行状态来看, 不论从安全、经济哪个方面都是可行的, 具备推广的实际意义。

参考文献

[1]张晓梅.燃煤锅炉机组.北京:中国电力出版社, 2009

锅炉房电气及自控系统设计实例 篇10

关键词：锅炉房负荷PLC

进入二十一世纪以来，随着经济的迅猛发展，人民群众的生活水平也在不断提高，伴随着对生活质量的不断追求，作为城市供暖系统重要组成部分的锅炉房近些年来越发受到人们的重视，特别是科技的进步带来了更多的新技术、新方法，传统的锅炉房配电及控制系统依然不能满足日益不断发展的需求，下面就以某锅炉房的电气及自控设计为例，试引入新技术，考虑设计一套合理、高效、节约的配电及自动控制系统。

1 工程概况

本工程的锅炉房设计规模为1台29MW和3台58WM的燃煤热水炉，工程设计时主要应考虑以下方面：供电电源的选取、锅炉房用电负荷的计算、供电系统的设计（直流电系统、电力线路）、综合保护、自控系统设计（DCS、PLC）等，作为设计的第一准则，应该在不违反国家相关法律法规及行业规范的前提下，尽可能的做到详实准确、高效节约。

2 供电电源

本工程的锅炉房属于重要的城市基础设施，其直接关系到所在地居民的日常生活，其负荷等级属于二级负荷，故其电源应采用双电源供电，本工程的10KV电源引自附近变电站，电源采用两回10KV引用，接入锅炉房的变电所，变电所的10KV采用单母线分段连接方式，两段母线之间设联络开关，平时两路电源同时供电，分列运行，互为备用。母联开关需与进线开关闭锁，不允许两路电源并联运行。380/220V配电则采用单母线分段系统。

3 负荷计算

配电系统设计的重中之重就是负荷的合理计算，一个优秀的设计方案起始于良好的前期计算，在设计时应尽可能的做到准确、认真、负责，本工程的锅炉房、消防泵、水泵、采暖循环泵等重要设备均采用二级负荷，其余则采用三级负荷。本工程中安装容量为1665KW，其中备用容量为193KW，高压动力设备容量为725KW，低压设备容量为747KW，按照相关参数确定其利用系数cosφ=0.95，则锅炉房低压有功计算负荷Pjs=451KW，无功计算负荷为Qjs=194Kvar，视在功率Sjs=475KVA，由此可以推算出需要两台变压器容量为2×630KVA的变压器，一用一备，负荷率β=75.4%，当一台变压器出现故障时，必须能够保证另一台变压器能够负担得起整个锅炉房的全部用电负荷。

4 供电系统设计

由于锅炉房的变压器一般都选用环氧树脂浇注干式变压器，其配备温度监测及报警装置，变压器的接线组为DYn11，其保护罩的防护等级不应低于IP20，10KV开关柜选用金属铠装封闭开关柜，配真空断路器。低压选用金属全封闭抽屉式开关柜。在锅炉房的变电所设一套免维护性直流电源装置，采用二路进线，多路馈出。为高压系统合、分闸控制和中和保护等回路用电。蓄电池应装设充电和浮充电两套装置，直流系统采用单母线分段接线，直流屏内配有绝缘监测装置。

5 线路敷设

本工程的动力线路采用电缆沟、直埋与桥架相结合的敷设方式，高压柜之至变压器和变频器及高压电动机之间采用电缆连接，变压器至低压柜之间采用封闭母线槽连接，低压柜至所有低压用电设备之间采用电缆连接，电动葫芦等移动受电设施采用安全性滑触线连接。照明线路采用BV-450/750V铜芯导线穿阻燃PVC管沿顶板和墙暗敷，选用管径为2-3根导线穿阻燃PVC15,4-5根导线穿阻燃PVC20。

6 综合保护

变电所采用的是综合保护系统以进行控制和数据的采集、处理、屏幕显示、事故追忆、性能计算及保存重要的常规测量仪表。10KV高压进线：过流保护，电流速断保护；10KV高压母联开关：过流保护，电流速断保护；变压器保护采用过流保护，电流速断保护以及变压器低压侧中性线的零序电流保护；过温、开门报警，超温跳闸；10KV高压电动机采用过负荷保护，电流速断保护，单相接地保护；以上所有保护均配智能型危机监控单元与集中控制单元通讯凡是连接构成计算机分布监控系统。

7 照明设计

本工程中得动力系统与照明系统合用变压器，照明电压为380/220V，检修、局部照明电压为24V或12V，照明电源由低压配电屏以专用线接出，分车间按放射式供电至各分照明配电箱，在装设锅炉水位表、锅炉压力表、给水泵以及主控制室等主要操作的地点和通道处应设置必要的紧急照明系统，应急照明系统应自带全封闭镉镍电池且持续时间不小于30分钟。照明光源在主厂房高跨等处采用金属卤化物灯，其它场所采用荧光灯或白炽灯。厂区照明应采用符合环境的庭院灯，且由于厂区照明的特殊性，建议采用半夜灯以节约能源。在地下凝结水箱间、出灰渣地点和安装热水箱、锅炉、金属平台等设备和构件处的灯具，当距地面和平台工作面高度小于2.5m，为防止触电应采用不超过36KV的电压；手提行灯的电压不宜超过12V，在烟囱顶部应设置红色的航空障碍标志灯，以保证飞过上空的飞机行驶安全。

8 自控系统

锅炉房的自控系统主要采用DCS和PLC结合控制，其中DCS自控系统主要有上位监控管理层，即冗余配置，现场控制采集层和数据通讯网路等部分组成。其中的上位监控管理层，主要负责对运行时的数据进行处理，监控系统运行状态，当系统出现轻微故障时，能够在不影响系统安全运行的前提下进行自我诊断并尝试解决处理故障，能够将实时的数据画面传输回监控中心，并支持打印报表管理功能。现场控制采集层的主要功能是输入处理数字滤波功能，输出处理功能，通讯功能，运算控制调节功能等。PLC系统要根据工艺的要求，确定I/O点数和I/O点的类型（数字量、模拟量等），并列出I/O点清单。进行内存容量的估计，适当留有余量。根据经验，对于一般开关量控制系统，用户程序所需存储器的容量等于I/O总数乘以8；对于只有模拟量输入的控制系统，每路模拟量需要100个存储器字；对于既有模拟量输入又有模拟量输出的控制系统，每路模拟量需要200个存储器字。确定机型时，还要结合市场情况，考察PLC生产厂家的产品及其售后服务、技术支持、网络通信等综合情况，选定性能价格比好一些的PLC机型。

自此，一套基本的锅炉房电气及自控系统设计基本完成，从这里可以看出，在设计时，应仔细认真，同时在设计选择上应该以尽可能的在满足需求的同时以减少投资浪费为宗旨，积极运用新的科学和技术，让电气及自控系统真正的能为未来发展做出积极的贡献。

从锅炉系统谈如何降低煤耗 篇11

对选定锅炉而言, 主要是通过尽量减少各种损失来实现提高生活服务公司效率, 达到节能效果。在所有损失中, 排烟热损失和机械未完全燃烧损失占主要部分。

1 影响排烟热损失的主要因素

影响排烟热损失的主要因素是排烟温度和排烟量。一般来说, 排烟温度每上升10℃, 则排烟热损失增加0.6%~1%。排烟量主要由过剩空气系数和燃料中的水分来决定, 燃料中的水分由入炉煤成分确定。下面具体分析各种因素的影响。

1.1 漏风

漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风、烟风系统漏风、锅炉烟道漏风等。漏风将直接导致排烟热损失增加。漏风直接导致排烟热损失增加, 实践证明, 炉膛漏风系数每增加0.1, 排烟温度将随之增加3℃~8℃, 排烟热损失将增加0.2%~0.4%。制粉系统、烟风系统漏风主要是由于制粉系统阀门关闭不严造成。

1.2 受热面积灰和结渣

受热面积灰和结渣主要包括空预器堵灰、炉膛和烟道结焦、积灰等。空预器堵灰严重影响传热效果, 使排烟温度大幅度上升。炉膛和烟道积灰将使蒸汽从高温烟气中所吸收的热量减少, 从而使空预器入口烟温提高, 空预器传热温差增大, 排烟温度升高。炉膛结焦使炉膛出口烟温升高, 造成排烟温度升高, 增加了排烟热损失, 降低了锅炉效率。

1.3 合理运行煤粉燃烧器

大容量锅炉的燃烧器一次风喷口沿炉膛高度布置有数层, 当锅炉减负荷或变工况运行时, 合理的投停层次的燃烧层, 会对排烟温度有所影响, 在锅炉各运行参数正常的情况下, 一般应投用下层燃烧器, 第炉膛出口温度和排烟温度。

1.4 注意给水温度的影响

锅炉给水温度降低会使省煤器传热温差增大, 省煤器吸热量讲增加, 在燃料量不变时排烟温度将降低, 但在保持锅炉蒸发量不变时, 蒸发受热面所需热量增大, 就需增加燃料量, 使锅炉各部烟温回升, 这样排烟温度受给水温度下降和燃料量增加量方面因素影响, 一般情况下保持锅炉负荷不变, 排烟温度会降低但里利用降低给水温度来降低排烟温度不可取, 会因汽机抽气量减小使生活服务公司热经济性降低。

1.5 避免进入锅炉风量过大

锅炉生成烟气量的大小, 主要取决于炉内过量空气系数锅炉的漏风量, 锅炉安装和检修质量高, 可以减少漏风量, 但是送入炉膛有组织的总风量却和锅炉燃料燃烧有直接关系, 在满足燃烧正常的件下, 应尽量减少送入锅炉的过量空气量, 过大的过量空气系数, 既不利于锅炉燃烧, 也会增加排烟量使锅炉效率降低, 正确监视和分析氧量表和风压表, 是合理配风的基础。

1.6 其他因素

环境温度季节性的变化将使空预器传热端差变化, 从而使排烟温度变化。煤中水分增多, 使着火推迟, 炉内温度下降, 烟气量增大, 使排烟温度升高。

2 影响机械未完全燃烧损失的主要因素

2.1 合理调整煤粉细度

煤粉细度是影响灰渣可燃物的主要因素之一, 理论上, 煤粉越细, 燃烧后的可燃物越少, 有利于提高燃烧经济性, 但煤粉越细, 受热面越容易粘灰, 影响传热效率, 增大制粉耗电量, 但煤粉过粗碳颗粒大, 很难完全燃烧, 飞灰可燃物含量将会大大升高, 所以选择合理的煤粉细度值来降低固体未完全燃烧损失。

2.2 风量

炉膛过剩空气系数过小, 会使燃料燃烧不完全, 而且由于烟气中未完全燃烧产物的存在会给锅炉带来二次燃烧的威胁;炉膛过剩空气系数过大, 则排烟热损失也大, 锅炉效率降低。

2.3 控制适量的过量空气系数

碳颗粒的完全燃烧需要与足够的氧气混合, 送入炉内的空气量不足, 不但会产生不完全燃烧气体, 还会使碳颗粒燃烧不完全, 但空气量过大, 又会使炉膛温度下降, 影响完全燃烧。因而过量空气系数过大或者过小均对碳颗粒的完全燃烧不利, 应通过燃烧调整试验确定合适的过量空气系数。

2.4 燃烧过程

缩短煤粉着火的时间同时延长煤粉在炉膛中燃烧停留时间, 使煤粉尽可能完全燃烧, 降低未完全燃烧损失, 提高锅炉效率。

2.5 加强燃烧调整

炉膛内燃料燃烧的好坏, 炉膛温度的高低, 煤粉进入炉膛时着火的难易, 对飞灰及灰渣可燃物的含量有直接影响, 炉膛内燃烧工况不好, 就不会有较高的炉膛温度, 煤粉进入炉膛后, 就没有足够的温度预热和点燃, 必将推迟燃烧, 增加飞灰含碳量, 要是炉膛内燃烧工况正常, 需对燃烧器的风率配比, 一次风粉浓度及风量进行调整, 掌握燃烧器特性, 使锅炉处于最佳燃烧工况, 重视燃烧工况的调整是减少固体未完全燃烧热损失的重要方面。

2.6 再热器

采用可靠的烟气挡板调温方式, 不采用喷水调温, 提高机组的效率。

3 节能优化措施