热电锅炉（精选10篇）
热电锅炉 篇1
0 引言
目前随着自动化程度的提高,越来越多的锅炉配置了自动点火装置以及相应的控制系统。这不仅节约了人力,提高了点火的安全可靠性,而且更加经济有效。金陵石化热电厂6台锅炉均采用手工点火,不仅工作强度大,而且安全性低,特别是当设备存在故障隐患或者操作失误时所造成的损失不可估量。而自动点火能有效降低危险性。
但这六台锅炉喷燃器近几年陆续进行过改造,点火燃料呈多样化,有燃油,有干气,现有的自动点火控制策略已不能适用,只有针对其锅炉及点火特点研究控制策略。
1 锅炉简介
金陵热电厂应环保要求,对燃烧器进行了相应的改造,改造成低氮燃烧器,其燃烧过程为缺氧燃烧,这样能有效地减少NOx的产生和排放。改造中将原来四个角的三层二次风减少为两层二次风,同时增加了两层sofa风(燃尽风)。这样就需要对点火中的控制做相应的改变。
点火从锅炉四个角依次进行,每个角各有一个干气枪和油枪以满足不同燃料点火。整个点火过程不但需要进行一系列的操作,还要进行正确的判断,每一步操作都要有相应的依据。
2 设计思路
根据工艺特点和安全性的要求,利用现有设备和控制系统(HONEYWELL TPS)进行改造。方案分为吹扫条件逻辑、吹扫程序及点火程序两部分。设计中强调安全和环保因素:安全方面,吹扫效果通过对可燃气浓度进行监测,点火中对枪温进行监测,枪温低于设定值需切断燃料,对火焰实行实时监测;环保方面,通过对排放参数的检测实时调节sofa风(燃尽风),使点火中保证缺氧燃烧,减少整个过程NOx的产生。整个过程均通过DCS对仪表的检测进行判断、控制,实现完全自动。
当锅炉处于备用状态后,操作员发出吹扫指令,DCS的吹扫程序会进行吹扫条件的判断,条件满足后会发出开启吹扫的相关设备进行吹扫,完成吹扫时间同时可燃气浓度检测合格后进入点火程序。点火程序会依次对四个角进行点火控制,开启二次风门以及SOFA风门,推进油枪或干气枪,推进点火枪,触发高能点火器打火,同时打开油阀或气阀,点火过程中对重要参数进行实时监测,并根据情况作出相应的调整。最后通过检测火焰信号判断点火是否成功,并作下一步的控制。点火成功退出点火枪,不成功退出点火枪的同时关闭油阀气阀,退出油枪或干气枪,再次进行吹扫。
吹扫条件逻辑如图1所示,吹扫及点火流程如图2所示。
3 结语
此方案投资小,安全环保,节约了人力成本。
参考文献
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[2]吴明亮,赵坤,吴明永,等.基于PCS7的沸腾炉节油自动点火控制系统的设计与应用[J].化工自动化及仪表,2014,41(10):1158-1161
[3]任继红,刘沛津,孙长飞.基于S7-300PLC与触摸屏的火炬自动点火控制系统[J].微计算机信息,2010,26(22):60-61
热电锅炉 篇2
各位领导、各位同事：
大家好！我是###，今天很荣幸、欣慰能够站在严肃而耀眼的演讲台，和同事们在一起参加这次竞选，首先要衷心感谢公司领导给我提供了一个锻炼自己的机会、一次展示自我的平台，也衷心感谢大家对我的支持和信任。谢谢！
我今天演讲的主要内容分两个部分：一是我竞聘工程部水电班长的优势;二是做好工程部水电班长的工作思路。
〈一〉 竞聘工程部水电班长的优势。
从事于电器设备自动化维修工作已经有18年经验，曾在多个工厂企业
担任电气技术员，维修方面积累不少宝贵的经验；2006年经过###职业技 能鉴定所考核并颁发高级电工职业资格证书，经过培训高级电工的课程，并努力学习，使自己掌握plc编程与触摸屏技术、单片机的汇编语言编写
程序能力，并不因持高级电工职业资格感到满足；而更多追求更高科技水
平，因有求知若渴的心境将我引入到一个科技信息的领域。读书让人受尊、让人更多智慧、让人更接近人生的目标。经自我努力，勤奋自学广泛应用在单片机c51开发中的一种高级语言（c语言），并开 始学习更多应用windows 操作平台中运行应用一种计算机更高级语言 visual c++；只有追求才有超越，只有追求才有卓越，只有追求才能焕发
出人生的光彩。
〈二〉 做好工程部水电班长的工作思路。
回顾本人两年来的工作深入体会感受，可以总结为七个方面。
一．主动做事是对公司，也是对自己的恩惠
平时多了解天气预报，提前作好工作准备，防止大厦防水薄弱环节中漏
水、排污、雨水水管道阻塞；实行三查：查岗位、查职责、查隐患；进行三防：防火、防漏电、防水浸；处理三快：投诉处理快、事情跟进快、解决问题快；主动对设备定期检查、保养、维修、清洁。
对于消防工作，严格贯彻“以防为主”“消防安全重于生命”的精神，及时更换
检查消防设施，使设备处于良好工作状态。除每天安排定时安全巡查以外，不定期、特别是节假日前后对一些重点部门、重点环节进行用电检查，并记录在案，发现问题以书面的形式提出要求整改。
针对物业各项管理进行日查、周查、月查、季查、年查，并将检查情况如
实的登记在相应的表格内，发现问题及时汇报并作出相应的解决方案。针对物业各项管理制定岗位职责、管理规定、工作标准、工作制度、工作流程、应急预案等主动检查辖区内各种公共设施、安全卫生情况。
默默地坚守岗位，履行岗位职能，让公司倍受人尊敬受人信赖的物业服
务名星；只有每位员工都为我们的公司集体出一份力、尽一份心，我们的公司才能有高度的凝聚力，才能在各方面取得蒸蒸日上的业绩，我们前面的道路越走越宽敞。
二．力在则聚，力亡则散。
班组是公司的细胞，是公司的基础。班组长是公司基层的管理者，承
担了一个兵头将尾的角色，在公司管理中起承上启下的作用，公司的大
多数工作是以班组进行的，只有班组充满活力，公司才有希望； 有亲和力的团体就是有共同力量表示的团体精神，这种友好表示，使得管理处每位员工有合作的精神，有一种合作的意识。作为班长要营造一个和睦的工作环境，同事间亲和融洽，上下一心，更直接促成工作的执行力。
三．语言的力量，获得成功的蓝图。
身体语言与说话声调是给人好印象的第一要素。一位语言学家曾说
过：“如果领导说话的语气非常柔和，我们就得避免粗声大气地和说话”。现实当中要学会用对方的音频和语言状态沟通，才能帮助我们与之达成和谐的境界；在工作中主动能够了解领导的工作内容，那么自然也可以换位置思考，站在领导的角度思考，分析问题，在这个过程中，就能得到一种更高的能力提升。
四．掌握工作管理的技巧和方法，高效完成工作任务。班长的职能是处理好班组的各种事情,搞好同事之间的关系。班长是一个班组的领头羊,有责任管理好班组事务，处处维护好班组荣誉,应该具有统御全局的大德大能。
因为本人具有较高的组织能力和协调能力，凭借这一优势，保证做到将班组成员的积极性都调动起来，使每个班组成员扬长避短，互促互补，形成拳头优势。
其次，还具有较强的应变能力，所谓“处变不惊，临乱不慌”，能够处理好各种偶发事件，将损失减少到最低限度。
五．工作责任高于一切。
对自己所负使命的忠诚和恪守。每一个人都扮演着不同的角色，每一种角色
又都承担着不同的责任，从某种程度上说，对角色饰演的最大成功就是对责任的完成。正是责任，让我们在困难时能够坚持不懈，让我们在成功时能够保持冷静，让我们在绝望时努力不放弃。
工作责任就是对自己所负使命的忠诚和恪守，责任就是对自己工作的出色完成，责任就是忘我的坚守，责任就是人性的升华，责任就是对公司的忠诚，责任就是职业的格守。
正是责任心造就了工作中的自律，要经常敦促使每位同事自觉地在工作精益求精。其抓住“责任”这个突破口，就拥有了在平凡的工作中脱颖而出的利器。因为经验、能力固然重要，但缺少了责任心，其作用就都会大打折扣。
如果把一个人职业生涯的奋斗历程比做一场游戏，那么，我们肩负起所有自己应该肩负的责任，不逃避、不退缩，就是这场游戏最重要的规则，除非没有人生职业生涯，否则你必须遵守，因为“工作责任高于一切”！
最后，由于本人写作能力有限，可能在某些事情体会不足的地方，敬请各位领导、同事多多指教；也希望领导给予我一次锻炼的机会！
谢谢！
管理处：### 二0一二年六月十四日篇二：竞聘班长演讲稿
竞聘班长演讲稿
各位领导、同事：
大家好！首先感谢给予我这次展示自己的机会！班长实行公平、公正、公开的竞争上岗，我一是坚决拥护、二是积极参与。本着锻炼自己，为大家服务的宗旨我站在了这里，希望能得到大家的支持。
今天，我竞争班长，我认为这有利于提高自己的综合素质，全面发展自己。我觉得越是新的工作新的环境越富有吸引力和挑战性，越是能够学到新知识，开拓新视野，挖掘新潜力。挑战与机遇同在，压力与动力并存，这次竞争新的岗位，目的在于为公司服务，提高自身综合素质，从而在今后更好的锻炼自己。篇三：竞聘调度班长演讲稿
竞聘调度班长演讲稿
尊敬的各位领导、各位同事：
您们好！我叫**，现年**岁，电力工程及自动化专业大学学历，91年参加工作，从事火电运行、98年从事电网调度工作至今，今天我竞聘的岗位是调度班长。
回顾我工作二十年多年走过的历程，虽然没有辉煌的成绩，没有耀眼的光环，然而通过这二十多年来的工作和学习，特别是在调度工作期间，在领导的言传身教，同事们的悉心帮助，和自己的努力工作下，使我对电网调度运行有了一个更清晰、更崭新的认识，使我更清醒地认识到电网调度运行岗位的重要，深感责任的重大，也更加体会到调度在电网运行管理中的重要使命，但我渴望迎接人生历程中的任何挑战，所以我今天竞聘调度班长岗位。
我若有幸在这个岗位上工作，将在主管领导的带领下，认真履行岗位职责，以更加积极主动的态度对待工作、开展工作，对工作负责，让领导放心，让同志们满意，并重点做好以下几方面工作： 第一、努力提高自身的综合业务水平。
作为班长必须时刻努力提高自身的综合业务水平，以身作则、身先士卒，严格执行调度的有关规章制度，用自己的实际行动去感染、影响班组成员，激发班组成员学习业务技能的积极性。为此，我将首先深入学习电网理论知识和有关规程以及本局和调度运行部的各项规章制度，保证在处理棘手的调度业务时，能冷静、果断地分析原因，并及时做出准确的判断；其次在平时注意灵活掌握电网调度的有关知识，注意汲取自己、班组成员和相关事故通报的经验教训，同时注意学以致用，将所学到的理论与实际调度任务相结合。
第二、努力抓好班组安全管理工作。
为防止误调度事故的发生，力求抓好班组安全管理的每一个细节工作，把事故隐患消灭在萌芽之中，确保电网安全运行。首先，我将做到有针对性地组织开展每周安全日活动，注意收集调度员遇到的业务难题，做好记录，与大家一起分析和探讨，增强班组成员间的经验交流，提高自我保护意识，变“要我安全”为“我要安全”，这样不仅有利于问题的解决更重要的是在探讨中学习了知识，提高了自己，并根据工作实际，及时向所领导并提出合理化建议；其次是多总结班组多年的调度运行经验，制定适合本班组的《防止误调度及调度“两票”实施细则》，并在实际使用过程中，根据遇到的新问题及时修改和完善；还要有针对性地开展每日事故预想活动；并且要有针对性地组织反事故演习活动，并通过业务测试使调度人员处理电网事故的能力得到提高;还要规范调度工作流程,流程是班组技术骨干长期工作经验的结晶，是有关规程的总结，如经常学习并持之以恒，则对正确处理调度业务会带来事半功倍的效果.第三、努力创建一个团结向上的先进班组。
搞好电网调度，确保电网安全运行，需要有一支素质高、技术硬的队伍，因此，班长的首要任务就是要努力创建一个团结向上的先进班组。我在今后工作中，一是重视班组成员思想教育，培养团结协作
精神组织班组成员深入学习电业职工职业道德规范及有关法规，树立为电力事业服务的责任感。通过挖掘本班组的先进典型，利用身边出现的先进个人与事迹，营造班组团结向上的氛围和班组成员全新的精神面貌。二是明确分工、责任到人为充分发挥班组成员的智慧和能力，将班组的目标和任务分配到个人，责任落实到人，并力求创造宽松和谐的工作环境，激励个人的工作热情和创新精神。三是大力抓好培训工作，提高业务水平。首先要订好培训计划，培训中做到定人员、定时间、定内容、按计划、分步骤进行。要充分发挥班组技术骨干的作用，成立班内培训小组，有针对性地研讨培训过程中需解决的技术和业务难题，使培训工作能有序地展开，并取得实效。尊敬的各位领导、各位同事，最后我只想说一句话，那就是：“您给我一次机会，我还您一个满意！”
谢谢大家！篇四：维护班班长竞聘演讲稿 维护班班长竞聘演讲稿
作者：文晓 日期：2011年04月17日 来源：本站原创 浏览： 8 次
尊敬的各位领导你们好：
为了积极响应工区全员竞聘上岗的精神，我特参加此次竞聘活动。首先我对自己做一个简单的介绍：我叫xxx，今年xx岁，高中文化，具有变电运行技师职称。1981年进入电力企业工作，在变电运行工区使赵变电站从事变电运行工作xx年，xxxx年转到运行工区从事管理工作至今。在这近三十年的工作中没有出现过任何差错。在单位受到了领导和大家的一致好评。
今天我参加竞聘维护班班长一职，我认为我有以下几点优势：
首先，我在变电站担任过xx职务，在工区担任过xx职务。在多年的工作实践中，我具有了一定的组织、管理、协调和公文写作能力，通过自学，掌握了一般性的计算机应用知识，对待工作认真、细致、沉着，熟知变电的工作流程，无论理论知识方面还是实践工作方面都具有一定的基础。掌握全工区生产工作流程，熟悉大修工程、预（核）算的编制和审查程序，熟悉和掌握工程“三措”的编制和审批，并具有各种工程的可研、初（施）设计的审查能力。其次，在工作中我顾全大局、识大体，能团结他人。最重要的是我热爱我的工作，对我的工作充满无限的热情。
如果各位领导能给我一次锻炼的机会，我将在此工作岗位上做到以下几点：
1、认真遵守工区的各项规章制度，严格要求自己，以身作则，处处起带头作用。
2、在工区的领导下，积极配合工区领导的工作，以公平、公正、严明的方式管理好本班人员，争创无违章和安全优胜班组。
3、认真组织贯彻执行安全生产的各项规章制度，合理分工、安排工作任务，并监督、检查完成，高质量的完成好上级交给的一切工作任务。
4、根据上级要求，结合工作实际编制本班组的工作计划和总结，并组织实施安全教育培训计划。
5、在工区的领导下坚持以“安全第一、预防为主”的方针全面负责本班安全工作，带领全班人员认真做好维护工作。
6、落实全班人员的岗位职责，严格执行标准化作业程序，使本班各项工作走向标准化、规范化。
7、组织进行变电站季节性工作计划的制定和方案落实、总结上报工作；进行年度大修、反措计划的制定、落实和督办。
8、组织进行可靠性、同业对标工作的分析和督办。尽职尽责，做好本班各项工作，完成工区和上级部门交办的其它工作。
热电锅炉 篇3
关键词：热电厂 锅炉给水 化学水处理
中图分类号：TM6 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（c）-0000-00
前言
近年来，随着经济发展过程中对能源的需求量不断增加，我国电力行业取得了较快的发展，特别是电厂的发展速度更为突出。目前我国的电厂仍以火力发电厂为主，在火力发电厂内就离不开锅炉的应用。在锅炉使用过程中锅炉化学水处理技术至关重要，目前我国火力发电厂锅炉化学水处理技术还存在着许多不完善的地方，这些问题的存在在很大程度上制约了火力发电厂的发展速度，氢需要采取切实可行的措施努力提高火力发电厂锅炉化学处理技术，确保电厂热力设备能够安全、经济的条件下运行。
锅炉中的水为自然水，其中含有各种物质成分极易与锅炉内的物质产生化学反应，长期会形成结垢、腐蚀的情况而影响到锅炉的正常运行，为了确保锅炉运行的正常进而使其在发电厂中发挥重要的作用。锅炉内水垢多由硬度较大的硬度盐类受热而形成，这些水垢会使锅炉的加热效率降低从而加大能耗，更为严重的是会导致锅炉内壁局部温度过高而产生爆炸。因此，水垢不仅会对人们的生活造成影响，对于生产的影响也是巨大的。对于低压和高压锅炉要针对性的进行水的软化处理，高压锅还要进行脱盐处理。目前，电厂化学水处理的技术在一步一步向前迈进，机组参数和容量在逐渐增大，先进的水处理技术和材料也开始投入应用，大大地方便了锅炉的水处理过程。1 锅炉补给水的处理分析
1.1 锅炉给水处理步骤
目前，针对不同类型的锅炉给水处理采用不同的方式，使用用氨和联氨的挥发性处理来处理新建的机组，而当水质渐渐稳定后，则对锅炉水处理采用中性处理或是联合处理的方法。加氧处理技术在我国还处于研试阶段，还存在着许多不成熟的地方，这种处理方式不需要使用传统的除氧器和除氧剂，可以通过创造氧化还原气氛来确保在低温状态下生成保护膜，从而起到有效的预防腐蚀的作用。而且利用加氧处理还可以有效的降低药品的用量，可以使化学清洗间隔的时间处到一定程度的延长，对于运行成本的降低具有积极的作用。但这种处理方式只对高纯度的给水具有适用性，而且还要充分的考虑系统材质与之种氧化性水化学运行方式的是否具有较好的相容性。
1.2 除氧防腐处理方法
对于部分蒸汽锅炉和热水锅炉在使用过程中，国家有明确的除氧规定，从而有效的保护好锅炉的给水系统和零部件，降低由于腐蚀而带来的损坏。目前对于锅炉给水进行除氧防腐的方法主要有三种，即物理、化学和电化学保护等方法。可能通过物理的方法将锅炉给水中的氧气排出。也可以就用药剂或是钢屑除氧法来将对锅炉补给水在进入锅炉前就转化为稳定的金属物质或是化合物，从而将氧消除。此外，还可以通过化学腐蚀容易发生氧化作用的金属而消耗水中的氧气。
1.3 清除炉内腐蚀问题的办法
采用加氧技术来应对电厂锅炉补给水水质具有较高的纯度这种情况，从而达到防腐的目的。因为在较高纯度的水质环境下，金属具有钝化的作用，这样通过向金属表面进行均匀的供氧，这时金属表面会发生极化，同时金属的电位也会达到钝化电位，从而使金属表面形成一层具有良好稳定性的保护膜。由于加氧处理技术需要在形成保护膜之后，不仅预防了水流加速引起的腐蚀问题，而且避免了压差上升的问题，因为锅炉压差在水冷壁管内的纹状氧化膜的影响下会上升，而保护膜的形成却有效的阻止了此类情况。
由于加氧处理技术需要高纯度的水质才能使锅炉投入使用，这就需要机组配置有全流量凝结水处理设备同时还要对给水的各项参数进行有效的控制，这样才能确保出水具有良好的品质同，确保锅炉给水加氧处理技术的能够很好的应用。但在给水加氧处理技术实施前，需要对锅炉进行化学清洗，这样不仅能够去除掉热力系统中的腐蚀产物，而且还能够确保形成一层保护性氧化膜。另外在应用加氧处理技术时，还需要确保水流动，这是另一个十分重要的前提条件，因为在水流动的状态下不仅能够形成有效的保护性氧化膜，而且还不会与除氧防腐技术产生冲突，从而达到非常好的防腐效果。
2对汽、水的处理分析
2.1加药处理和排污在处理炉水中的应用
结垢是锅炉内产生的最麻烦的问题，由于锅炉壁管的承受温度是有一定限值的，而结垢会影响热量的传导而使锅炉内壁温度升高，进而诱发爆管事故；炉内的水渣也要及时处理，否则会堵塞炉管影响锅炉安全运行，还会影响炉内的水质。针对上面两种情况，要在锅炉内加药清除钙、镁离子来避免PH值的不稳定；还要做好锅炉的清除排污工作，避免由于“汽、水共腾”现象产生而造成汽轮机损坏的问题。
2.2锅炉给水处理
在汽轮机启动时，要严格进行监督从而防止积水系统内部金属的腐蚀情况，防止游离CO2、残留氧等物质造成的酸性、氧气腐蚀，并且在一定程度上阻止结垢问题的发生。对高压给水的联胺也要严加监控，区别性处理不同的情况。在以控制加药泵为主的同时，注意到奇迹人员失误而造成的门堵、泄露等的特殊情况。2.3对循环水进行防垢，防腐和防止有机物附着处理
汽轮机冷凝器的冷却效果、循环水系统内的其他设备、管道的安全性以及供热机组的经济型都取决于循环水的水质和水量。在一般的电厂内，加稳定剂和联合处理是最主要的处理方式。其中，加稳定剂这种处理方法的具体方式是通过稳定剂来遏制析出的碳酸钙。联合处理方式为分别在循环水的补充水以及循环水中使用氧化性杀菌剂和非氧化性杀菌剂。尽量水质浓缩倍率大于4.0倍，而且要在水质保持正常状态，不会导致结垢的前提下进行。还要特别注意春秋两个季度，由于自然条件的差异，需要调整阻垢剂量，从而在一定程度上降低循环水的浓缩倍率，这就需要调整阻垢剂量。
3 结束语
随着科学技术发展，热电厂化学水处理技术也在不断的提高，在应用中也不断的创新，这对于电厂锅炉机组的正常运行提供了良好的前提条件，对于电厂运行的安全性和经济性也奠定了良好的基础。相信在锅炉化学水处理技术不断成熟的情况下，火力发电厂的发展必将迈上一个新的台阶。
参考文献
[1]赵林峰.电厂化学水处理系统综合化控制发展趋势[J].中國电力，2001
[2]王家风.化学除岩系统的水质问题及改进途径[J].电力技术，2013（05）.
[3]马福刚.浅谈电厂化学水处理方法[J].科技论坛，2011
热电锅炉爆管成因的检测与分析 篇4
热电锅炉炉管是锅炉关键部件之一,长期承受高温、高压、炉气、水蒸汽的腐蚀与冲刷,工作环境恶劣。炉管的爆炸开裂往往造成巨大的人身伤亡和财产损失。自从锅炉问世以来,人们一直在研究锅炉管爆炸失效机理,寻求预防该类事故的方法。但由于各地水质、使用的能源、炉管质量及具体环境的不同,迄今未能完全了解锅炉管爆裂的所有原因。尽管人们竭力设法预防,但这类事故仍经常发生。一般认为,事故发生的原因有:锅炉水质不良造成的炉管损坏;炉管的质量缺陷造成的损坏;炉管受热不均匀或过热;管内水循环不正常等。
2 采样和检测
2.1 采样
现场观察发现,爆裂炉管破口处内壁有严重蚀坑,管径没有明显涨粗现象,破口内壁附着有白色致密水垢,向火侧比背火侧水垢厚,背火侧未发现点蚀坑.为查找爆管原因,特对炉管破口处向火侧与背火侧各选3点采集力学试样,样品尺寸30mm×2mm×2mm;在炉管未破裂处向火侧与背火侧各选1点采集金相试样,并对样品进行塑料镶嵌;对水垢进行相同采样,将质量0.5g样品碾成粉末后进行分析;对锅炉实际供水和锅水进行分批采样,各取50mL作为检测试样。
2.2 检测
对样品进行了成分、金相、力学性能和水质等检测和分析。
(1)炉管成分检测.从各炉管中分别提取0.4g样品,经5mL王水溶解后烘干,再加入稀硝酸1mL,将其吸入容量瓶内定容后,用FSQ型直读光谱仪分析,其测量结果(平均值)列于表1.为比较,同表列出了GB5310-1995《高压锅炉无缝钢管》标准(材质:20G).可见,向火侧处的碳低于标准值,具有脱碳现象,且向火侧处的氢含量是背火侧处的100倍以上。
(2)金相检测.将向火侧破口处的炉管样品,经初磨-水砂机上半精磨-金相砂纸光磨-抛光-侵蚀(4%硝酸酒精溶液)-清洗并吹干处理后,用XJP-6A型金相光学显微镜配摄相头TK-C72EC摄得显微组织图,发现存在大量沿晶裂纹,且珠光体含量明显少于一般20号钢,裂纹经过珠光体边沿,其附近有严重脱碳现象。
(3)用X射线衍射仪对水垢样品进行XRD物相检测的结果表明,炉管内壁水垢中含Mg CO3,CaSO4,Al2O3,Fe2O3和Mg O等耐热性组分,从表3可见,实际供水和锅水的pH值超标,呈酸性,其它指标均在标准值范围内。
(4)力学性能检测.将力学样品经修光处理后,用WE-100型万能材料试验机(配专用夹头)检测所采样品的力学性能(抗拉强度σb和延伸率δ),其结果如表2所示。
3 结果与讨论
准确的采样和严格的检测结果,支持和证实了炉管中氢的渗入和氢致裂纹的产生是导致炉管腐蚀和爆裂的主要成因。
(1)向火侧炉管处氢的渗入
由于锅炉实际供水(锅水)的pH值明显超标,由菲克第一定律为氢离子浓度梯度、J为扩散通量、D为扩散系数)知,pH值偏底使氢离子浓度梯度c x增大,导致扩散通量J增大.因扩散系数D随热力学温度T的升高而增大,而炉管内壁水垢生成的结果,阻碍了炉管与水介质的热交换作用,使炉管向火侧长时间工作于高温状态,使氢离子向炉管内渗透趋势进一步增强.炉管氢溶解度受炉管体心立方α-Fe或面心立方γ-Fe等显微结构织的影响,随着炉管温度上升,氢溶解度升高,尤其是炉管局部过热超过910℃奥氏体化后氢溶解度更是大幅度上升。上述各因素综合作用的结果,导致向火侧样品的氢含量比背火侧处高出100倍以上。
(2)氢致裂纹
向火侧炉管内渗入的氢在高温状态下与晶界处Fe3C结合生成甲烷CH4:2H→H2;H2+Fe3C→CH4+3Fe.CH4分子在α-Fe晶界(铁素体-珠光体界面)夹杂物上(或微裂纹上)形成CH4气泡,因压力不断增大而与相邻气泡产生互连.若锅炉停止运行,温度降到室温时,其向火侧炉管内氢的溶解度将随之下降,会给锅炉带来致命的影响.由于此时固溶于炉管本体内的氢呈过饱和状态,除部分向体外释放外,其余将向附近夹杂物与微裂纹扩散和聚集,形成很大的内应力,使内部组织产生塑性变形,前端形成应力集中点(三向应力状态),更因进入原甲烷气泡内的氢原子结合生成氢分子,使气泡(夹杂物、不连续处)内压力不断增加,炉管内应力上升,在由脱碳造成的铁素体-珠光体界面断裂强度弱化处(表1所示)形成发裂(白点)和原有甲烷气泡的进一步扩展连接,从而生成附图中铁素体-珠光体界面的大量沿晶裂纹。
(3)电化学腐蚀
由于氢裂纹扩展连接撕裂炉管的表面钝化膜,使炉管新鲜创面暴露于富氢离子水中,由于20号锅炉钢管基本组织由珠光体与铁素体组成,有大量露头缺陷、位错等,它们在电化学反应进程中会发生溶解腐蚀,在水垢下面形成闭塞电池效应,并加剧局部腐蚀的发展。综上所述,供水pH值超标(呈酸性)是造成锅炉爆管的根本原因,锅炉的偶然停运可加速炉管腐蚀穿孔的进程.在氢致裂纹与电化学腐蚀的共同作用下,大量沿晶裂纹与电蚀坑的形成,可导致锅炉爆管的发生.因此,避免除盐设备长期向锅炉输送酸性水;对锅炉结构进行改造,消除水流不畅致热问题和维持连续作业等,均能降低和防止锅炉爆管事故的发生,尤其是在锅炉生命周期内保持正常运行,避免输送酸水具有决定性的作用。
(4)原材料对锅炉管爆裂的影响
试验中还发现锅炉管生产厂家管理混乱,错用20G钢来代替12Cr1MoVG钢。由于20G钢的蠕变性能低(20G在500℃时材料的蠕变强度仅为20MPa,而12Cr1MoVG钢在520℃时的蠕变强度可达到130 MPa),而该管的设计使用温度是540℃,即使是正常使用也会导致管壁金属过热蠕变。
在断口分析时发现,在断口的宏观表面覆盖很薄的蓝紫色氧化膜,表明该管爆裂时的温度达800℃,受高温氧化的作用,断面不光滑。在管的内表面有一层较厚的氧化层,该氧化层的结构有三层(即Fe O、Fe3O4、Fe2O3层结构),而通常只有在环境温度高于570℃时才形成有Fe O结构的氧化层[3],因此可以判定该锅炉管运行时出现超温现象。超温过热的蒸气发生高温循环氧化,使管壁氧化层逐渐增厚。氧化层导热性能差,又促使管壁温度升高,致使管壁金属长期过热运行,金属组织珠光体球化,球化结果不仅使钢材的强度下降,而且蠕变极限也降低。
综合上述分析,一是锅炉超温运行,导致管壁金属蠕变极限降低,二是用错材料,实际使用的管材抗蠕变性能比设计要求低得多,管材在短短一年多的时间内就已发生蠕变。在爆管前瞬间,该锅炉管短时温度达到800℃,在工作应力的作用下,很容易达到材料的破断强度极限,特别是弯曲部位承受着内应力、弯曲应力和热膨胀应力,其应力总和大于直管部位,该部位工作应力与原先产生蠕变裂纹前端应力共同作用,导致裂纹迅速扩展至爆口。
4 结束语
锅炉爆管是一个量变到质变的过程。锅炉作为承压特种设备,要在高温高压的恶劣环境下连续作业,因此,维持正常运转,防止意外事故发生,具有十分重要的意义
参考文献
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[2]柳青,阎维平.电站锅炉尾部受热面磨损及防磨途径的探讨[J].电站系统工程,2005,(04).
[3]朱志平,黄可龙,杨道武,汪红梅.锅炉给水系统腐蚀原因分析[J].腐蚀科学与防护技术,2005,(03).
热电锅炉 篇5
【关键词】结焦；锅炉热效率；炉膛温度
1.前言
炉内结焦后会使结焦处水冷壁吸热量减少，水冷壁管壁温度升高，减少水冷壁使用寿命，严重时可造成水冷壁爆管，炉内结焦使炉内吸热量减少，造成炉膛温度升高，出口烟温升高，造成过热器管壁温度升高，减少过热器使用寿命，严重时造成过热器壁温超温。炉内结焦后会自动加剧大块焦落下，可能会砸坏水冷壁，所以说锅炉结焦不仅会降低锅炉运行的热经济性，甚至会影响锅炉的安全运行，严重时还会发生设备损坏、人身伤害事故。
2.结焦的形成
锅炉结焦是个比较复杂的物理化学过程，根据其结焦机理的研究，可以分为两种形式。
2.1 锅炉结渣
在煤粉炉中，炉膛燃烧火焰中心温度在1500—1700℃之间，燃煤中的灰分在这样高的温度下，熔化为液态或软化状态。由于炉膛内水冷壁的吸热火焰温度靠近水冷壁的部分越来越低，随着火焰温度变化，燃煤中的灰分也从液态或软化状态逐渐变为固态，而当灰分在软化状态时就碰到受热器时由于受到冷却而粘结在受热器上就形成了结渣，也称高温结焦。
2.2 锅炉积灰
锅炉受热器上的积灰有粘结性和疏松性积灰两种。煤粉在锅炉中不完全燃烧时，烟气中含有很多未燃尽的碳颗粒，这些碳粒子烟气中的CO2、SO2、H2O发挥吸附作用，进而形成硫酸蒸汽。当烟气流经处于低温区域的锅炉尾部受热器时，如果烟气中的硫酸蒸汽及受热器金属壁温度低于烟气露点，则烟气中的硫酸蒸汽就会凝结在受热器管壁上，黏住灰粒并形成水泥状的堵灰。
同时，另一种疏松灰是煤粉炉中比较常见的积灰方式，它发生在锅炉所有受热器上。当烟气冲刷受热器管束时，在管子的背面形成涡流区，烟气中小的灰粒由于惯性动能小，被卷进漩涡撞在管壁上并通过静电引力和摩擦阻力等方式粘结在管壁上面形成积灰。
3.结焦的危害
3.1 结焦时锅炉运行安全性的影响
3.1.1 炉内结焦，水冷壁受热器辐射吸热量降低，使炉膛出口烟温升高，对流受热器热负荷增加，从而导致蒸汽温度、金属壁温超温
3.1.2 由于结焦不均匀性，使得过热器热偏差增大，同时造成水冷壁局部受热不均，对其热偏差及水循环安全性带来不利影响。
3.1.3 炉膛上部结焦焦块掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管，造成炉膛灭火或排渣口堵塞，使锅炉被迫停运或减负荷运行，焦块掉落时，如果有人员在冷灰斗附近工作还可能造成人员伤害。
3.1.4 炉内焦块掉落时，如除渣时间长，炉膛持续漏入冷风太多会使燃烧不稳甚至灭火。
3.2 结焦时锅炉运行经济性的影响
3.2.1 受热器结焦后，传热效果下降，吸热量减少，排烟温度升高，锅炉热效率下降。
3.2.2 燃烧器出口结焦后，造成炉内动力工况发生变化，可能造成气流偏斜，燃烧恶化，使得机械不安全燃烧损失增大
3.2.3 对流受热器结焦后，造成通风阻力增大，引风机耗电量增加，厂用电量上升。
3.2.4 炉膛出口受热器结焦灰影响蒸汽温度，甚至增加通风阻力，严重时还可能造成烟气通道的堵塞，限制锅炉出力。
4.结焦原因
4.1 煤粉细度
对于低挥发份煤，如果煤粉过粗，灰造成燃烧中心上移，使炉膛出口温度升高，由于烟气直接冲刷受热器，很容易在炉膛出口处结焦，但高挥发份煤如煤粉太细，则会因着火点前移，使喷燃器出口及其附近区域结焦，此时如一次风速太低，则有可能发生回火，使喷燃器结焦甚至烧坏。
4.2 氧量
7#炉送风机出力不佳，使炉内空气量不足，燃料与空气混合不均匀。
4.3 火焰中心偏斜易结焦
因7#炉各燃烧器磨损程度不同，各给粉机出力不同等原因使火焰中心偏斜，使局部温度过高而结焦。
4.4 炉膛漏风量大
因7#炉较5#、6#炉的打焦孔、着火孔各尾部多孔门（共多三十多个），这些孔门关不严或漏风都易结焦。
4.5 结焦时未能及时清除
各孔门结焦时未能及时清除，结焦有自动加剧性，会造成更严重结焦
4.6 燃烧器安装偏高
7#炉两层燃烧器较5#、6#炉燃烧器在水平高度上要高半米，而炉膛出口水平高度一样，这样火焰中心上移，炉膛出口结焦严重。
4.7 燃烧区域热负荷较高
燃烧区域炉膛温度较高，火焰中心温度在1500℃以上，该区域热负荷过于集中导致炉膛容易结焦。
5.锅炉结焦的治理
5.1 确定煤粉细度
副司炉每班要根据煤粉化验情况，及时调整煤粉细度在规定范围内。可以通过对分离器及系统通风量的调整，保持合适的煤粉细度和均度，使煤粉适时着火、燃烧，避免造成结焦。
5.2 及时正确配风，防止火焰中心偏斜
燃烧过程中，司炉要保证火焰中心不偏斜，实现炉内各角风量基本平衡，充满程度良好，不出现切圆偏斜现象。一二次风正确配风，风压适当，其出口气流有足够刚度，没有刷墙现象。另外，为防止火焰中心上移，尽量上排粉少于下排粉，各给粉机出力要均匀，正常情况下，不得偏烧。
5.3 保证炉内充足氧量
要保证炉内足够空气量，使燃料燃烧充分，司炉不应降低送风机变频而减少送风量，低氧量运行。只有增大炉内送风量，炉内富氧燃烧，才可抑制还原性气氛，有利于防止炉膛结焦。
5.4 降低炉膛热负荷
积极提高锅炉运行热效率，在效率提高的情况下，同样的负荷燃用的燃料量减少，炉膛热负荷降低，在炉膛容积一定的情况下，燃料在炉内的停留时间就会延长一些，燃烧比较完全，有利于减少结焦现象。另外还需一点，必须保证给水温度在200℃以上，以减少送入炉内燃料量。
5.5 及时清焦
每班司炉要对炉墙各孔门清焦，以防结焦加剧。打焦之后，需要及时关闭各孔门，对漏风的炉墙及时修复。
6.结束语
锅炉结焦存在设计、运行等多方面原因，尤其是7#炉，自投产以来结焦掉大块现象就尤为突出。在综合分析各种因素基础上，针对性的制定了有效对策，严格执行各项防焦技术措施，使结焦掉大块现象明显减少，提高了锅炉运行的安全性和经济性。
热电厂锅炉送风系统的变频控制 篇6
1 热电厂锅炉送风系统变频控制的概述
变频调速是目前国际上先进的调节控制技术，热电厂锅炉送风系统变频控制技术在电子技术充分发展的基础上，实现了热电厂锅炉稳定运行和精确调控。不仅可以调节热电厂锅炉的性能平稳，而且可以实现热电厂锅炉精度控制，还可以实现对热电厂锅炉的保护功能，是一种新型、灵活、高效节能的控制技术。在目前我国科学发展和和谐社会的实践中，是一项值得推广的控制技术。
2 热电厂锅炉送风系统变频控制的特点
2.1 热电厂锅炉送风系统变频控制具有简便性
首先，热电厂锅炉送风系统变频控制操作可靠，通过大功率的集成线路，变频器可以实现对送风系统的控制、护功和自诊功能，具有很高的可靠性。其次，热电厂锅炉送风系统变频控制系统维护简单，变频器内置有的软件功能强大，同时外设有多个控制端子和外部计算机通讯接口，很容易实现自动控制和过程控制。最后，热电厂锅炉送风系统变频控制系统易于升级，方便新工艺和新技术在锅炉送风设备中的应用。
热电厂锅炉送风系统变频控制属于变频变压法，因此锅炉送风系统可以很好地实现软启动、软停止和无极变速。锅炉送风系统变频器对送风速度的控制准确，送风量控制合理，启动力矩大，启动电流小，而且功率因数很高，在很好满足热电厂锅炉送风系统正常调节功能的同时，改善了供电电网的负荷，节约了大量的燃煤，实现了电能的高效开发。
2.2 热电厂锅炉送风系统变频控制的方式
热电厂锅炉送风系统常用的控制方式有3种:手动变频控制方式、自动变频控制方式和手———自一体变频控制方式。
首先，手动变频控制方式。通过对操作台上的启、停按钮控制变频器运行、停止;给出速度信号控制变频器的转速，从而实现压力、风量的手动调节。速度信号的给定是靠操作台上的点动上升、点动下降按钮来实现的。这种全数字给定方式接线简单、操作方便，适合较远距离传输，能保证速度给定的准确性。其次，自动变频控制方式，通过上位机发出控制信号，控制变频器的运行;调节器控制输出模拟信号作为变频器的速度给定，实现对压力、风量的自动控制。这种方式自动化程度高，控制精度高。最后，手———自一体变频控制方式，在自动变频调控方式的基础上，设置若干控制关键节点，在特殊情况实现自动向手动的切换，进一步保障送风系统的运行。
3 热电厂锅炉送风系统变频控制的优点
首先，热电厂锅炉送风系统变频控制实现了降低能耗的作用，通过降低挡板载流能耗，减少了电机恢复运行的时间，一个功率单元出现故障时，可以由旁路系统将其隔离，在降低负载能力的情况下维持运行。其次，热电厂锅炉送风系统变频控制采用变频调速后可实现软启动，延长了电机和风机的使用寿命。再次，热电厂锅炉送风系统变频控制控制单元与功率单元采用高精度、高速度的光纤数字通讯，保证了控制信号传输的精度和速度，同时也保证了低压控制电源部分与高压电源部分有很好的隔离。最后，热电厂锅炉送风系统变频控制具有可靠的保护性能，通过过压、欠压、缺相，输出接地、输出短路、过流、过载保护、柜门打开及控制电源掉电后跳高压开关、功率单元故障诊断等功能实现对送风系统的有效保护。
4 热电厂锅炉送风系统变频控制的选择
4.1 安川G7系列热电厂锅炉送风系统变频控制器
G7系列变频器是一种通用锅炉送风系统变频控制器，它采用“3电平控制方式”，解决了冲击波的问题，可以放心地驱动现用电机。通过最大效率控制，矢量和V/F控制都能进行高效率运行。不仅风机、水泵，连普通机械都能发挥超常的节能效果，实现闭环控制。G7系列变频器的过载能力非常强，可实现对温度、压力、流量闭环的精度控制。
4.2 完美无谐波高压变频器
完美无谐波高压变频器是美国罗宾康公司生产的PWM(电压源型脉宽调制变频器)控制器，是一种新型的直接输出高电压的变频器。采用若干个低压PMW变频功率单元串联的方式实现不同电压等级的高压输出。
热电锅炉 篇7
1 存在的主要问题
在机组检修期间, 打开#2锅炉汽包人孔门检查发现汽包实际运行水位线在+180mm, 水位偏高:汽包A侧检查时在+120mm处有一条明显的分界线, 而在B侧+160mm处也有一条线, 但不明显。
通过用水平管检查, 得出因汽包和水位计内介质温度差的影响, 原就地水位计实际偏移补偿了110mm。
2 设计参数及水位测量偏差分析
汽包设计就地水位计水侧取样孔距汽包零水位552mm。汽侧取样孔距汽包零水位628mm。差压水位计汽水侧取样孔距离A1为1180mm, A2、A3为1270mm。
汽包正常水位线在汽包几何中心线以下120mm处。
2.1就地云母水位计
就地云母双色水位计相对结构简单, 就地直观显示水位, 如图1, 它采用工业电视将水位进行远传至控制室。其利用联通管原理测量水位, 当被测量的水位在相同压力、温度等条件下, 连通管内各个支管的液位均处于同一高度。
由于云母水位计内的水的温度比汽包内水的温度在正常运行中总是相对偏低, 因此, 二者的密度始终是不相等的, ρw小于ρa, 故汽包内真实水位始终会高于水位计显示的水位值。偏差值为:
由公式 (2) 得知:汽包就地云母水位测量偏差与水位计内水的温度、汽包的运行压力、汽包内的真实水位等多种因素相关。
由此可得出汽包就地双色云母水位计的特点:
特点一:由于是利用连通管的原理测量水位, 即在当被测量的水位在相同压力、温度等条件下, 连通管内各个支管的液位均处于同一高度。但是由于就地双色云母水位计因安装周围环境温度, 就地云母水位计内的水的温度比汽包内水的温度在正常运行中总是相对偏低, 即使就汽包中水的密度高总是比就地双色云母水位计内水的密度底, 从而汽包内水的真实水位比就地双色云母水位计显示水位始终高, 并且随着汽包压力的升高, 就地水位计显示水位比汽包真实水位越底。
特点二:在汽包运行压力恒定条件下, 当汽包水位偏离设计运行水位时, 就地双色云母水位计显示的水位变化值较汽包中的真实水位变化值要小。
就地双色云母水位计的误差值为非定值, 显示值和汽包内真实水位不是一个确定的、一一对应的关系。在不同工况下, 其误差的变化有很大的差异。因此, 即使我们按锅炉汽包设计工况下, 将就地云母水位计显示值下移进行补偿, 及当汽包运行正常水位时, 就地云母水位计恰好在零水位附近, 但是当锅炉运行工况发生变化时, 由于受到汽包内压力、水位、压力变化速率、以及表体结构、环境温度、风向等散热条件影响到水位计的温度, 致使水位测量产生较大的、且变化十分复杂的偏差, 偏离设计工况越多, 误差值就越大。
2.2 差压式水位计
差压式水位计利用液体静力学原理:在汽包汽侧取样管上安装有平衡容器, 将汽包水位转换成压力差, 再用差压计将压力差信号转换为水位, 从而简介显示汽包内水位, 主要是采用智能式差压变送器来测量汽包水位, 由于计算机控制技术的引入, 使差压式水位计从技术性能、安全性、可靠性都有了极大的保障, 目前主要做为汽包水位控制、保护信号用。
当饱和蒸汽从锅炉汽包汽侧取样孔引入平衡容器, 进入平衡容器后饱和蒸汽不断凝结成水, 当凝结水水位偏高时, 从取样管溢流回汽包, 使平衡容器内的水位始终保持恒定。因此, 差压变送器的正压头由于平衡容器有恒定的水位而保持不变, 负压头则随着汽包水位的变化而变化。通过测量这种差压的变化使之转化为汽包内水位高度的变化, 这种差压与汽包内真实水位一一对应的关系, 所以差压式水位计测量的准确性关键点在差压与水位之间的转换准确性。如图2所示:
正负压管输出的压差值△P按下式计算:
为了分析差压式水位计的测量和计算, 对五沙热电#2锅炉历史曲线进行了查询, 并逐一进行了分析和计算, 对计算结果和DCS水位计算值进行对比发现:当汽包压力为15.06MPa, 汽包内部实际水位比差压水位计DCS计算值高97mm, 当汽包压力增加到17.8MPa时, 汽包内部实际水位比差压水位计DCS计算值高113mm。
3 水位偏差整改对策
3.1 水位取样装置与管路
在机组检修期间将就地双色云母水位计原先垂直安装的汽、水侧取样管上的二次阀门改了水平位置安装的2个截止阀, 以防止在阀体内积水或积汽, 影响测量。将差压式水位计的汽侧取样管按1:100倾斜度向上引入平衡容器, 而正压侧则从平衡容器低于汽侧取样管的侧面引出后按1:100向下倾斜延长500mm后再垂直向下引出, 使参与计算的水柱温度上、下基本保持相同。并对两种水位计的汽、水侧取样管和取样阀门良好保温, 而参与计算的水柱不得保温。
3.2 运行检修维护
差压式水位计测量由于平衡容器的安装位置的偏差和由于机组冷、热态情况下热膨胀位置偏移的影响, 在机组检修期间对平衡容器的安装位置标高在冷、热态情况下分别进行测量对比, 当发生偏差时用热态测量数据进行替代。在每次机组检修时打开左、右侧汽包人孔门, 检查汽包内水痕迹, 核对汽包水位测量显示的值, 及时对水位偏差进行修正, 提高汽包水位测量的准确性。当锅炉停运时, 及时检验变送器是否有零点漂移等现象。在机组启动期间汽包压力为2MPa左右时, 对汽包水位变送器进行排污, 保证水位测量管是畅通。在机组运行中, 可用测温仪测量运行的单室平衡容器的外壁温度, 如果平衡容器上、下壁温差不在正常范围内, 检查取样管的倾斜度是否满足要求等工作。
3.3 采用测量新技术
根据对国内一些电厂实际运行情况的调研, 我们已将现在的就地双色云母水位计改造为低偏差免冲洗云母水位计, 此种水位计由于有温度补偿管从而可以消除因环境温度变化产生的偏差, 提高了测量的准确性、并在使用中由于使用了更好的云母组件时使用寿命得到延长、并且减少定期运行维护工作量。
浅析热电厂锅炉受热面检修策略 篇8
关键词：锅炉受热面,检修,策略
锅炉受热面是一个金属壁面, 其作用是把燃烧物与水汽工质两者进行隔离, 是锅炉的基本架构。锅炉受热面, 也称锅炉的“四管”受热面, 包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器四个部分。针对热电厂锅炉受热面出现的磨损泄露等问题, 要进行相应的检修, 查找故障原因, 采取适当的检修策略, 使得锅炉的受热面处于安全、正常的工作状态。
一、锅炉受热面组成部分
1、水冷壁。
水冷壁属于锅炉的蒸发受热面, 其作用是将炉水进行加热从而变为饱和的水蒸气, 而且由于蒸发受热面的存在, 锅炉内壁自身比较轻薄, 温度偏低, 不易被腐蚀。
2、过热器。
过热器又称为过热器受热面, 其目的是把上述饱和的水蒸气进行加热, 使其变为符合标准的过热水蒸汽, 从而增加热电厂锅炉的工作效率。因此, 对于过热器受热面的选择应当谨慎、认真, 包括过热器材质、适用合理性等方面, 以保证锅炉的正常工作。
3、再热器。
再热器也称作再热器受热面, 其工作机理是将汽轮机高压缸排出的中温中压水蒸气进行加热, 使其变为中压高温水蒸气。同时, 也有利于保证汽轮机自身的正常运行。
4、省煤器。
省煤器属于锅炉的省煤器受热面, 其作用是将较低温度的给水加热至饱和温度, 从而增强了锅炉的功用, 提高了燃料的使用率。
二、热电厂锅炉受热面的故障表现
锅炉受热面之所以产生故障主要指的是其失去了应有的功用。热电厂锅炉受热面故障主要体现在以下三个方面:
1、早期故障
早期故障是按故障产生的时间所做的划分, 其指的是锅炉开始运行时早期出现的频率较高的故障。一般是设备设计方面或者人员操作方面的问题, 因此, 应当给予较高的关注, 及时发现问题, 排除故障, 便于设备的正常运行。
2、耗损故障
耗损故障指的是锅炉受热面在运行过程中由于物理或化学作用而产生的耗损或退化, 从而引起了一定范围内的故障。针对这一故障, 应当在设备运行一定时期之后, 及时更换, 预防故障的发生影响锅炉正常工作。
3、偶然故障
偶然故障的发生时间是早期故障结束后, 耗损故障发生之前的这段时间。在设备运行过程中偶然故障的发生具有随机性, 且不可完全避免。
三、检修策略的选择
针对热电厂锅炉受热面进行检修, 一般应考虑两方面的问题:其一, 检修方法的选择;其二, 检修策略的选择, 即在什么时间对设备的哪些方面进行检修, 从而通过检修行为, 排除设备的故障隐患, 实现设备的科学管理与维护。由于每个热电厂的具体情况不同, 因此, 通过统筹安排, 定期检修的举措并不合理, 会产生检修频率过高或者过低的问题, 从而使得设备处于一定的风险之下, 存在较大的安全隐患。
1、检修策略的风险决策和经济分析
热电厂锅炉受热面的检修必须考虑到两方面的问题, 其一, 锅炉检修的风险决策;其二, 锅炉检修的经济分析。对于锅炉受热面的检修应当将设备的预知和分析转化为经济层面的价值分析, 实现设备最优的经济价值。
2、保障必要的检修维护费用
对于锅炉设备的管理人员来说, 在安排经费的用途时, 应当充分考虑到设备必要的维护费用, 以此保证设备处于正常的运行状态。同时, 要通过定量分析, 提高材料的使用率和设备的运行周期, 发挥设备最大的价值。
3、检修方案的定量分析
针对热电厂锅炉受热面的检修, 应当进行相应的定量分析。其主要包括以下几个方面: (1) 预测设备运行后出现故障的几率; (2) 评估设备在不检修状态下运行的成本; (3) 预测检修状态下故障的发生几率; (4) 将各种检修方案予以量化, 进行对比, 选择最佳的检修策略。
4、最佳检修周期的确定
最佳检修周期的确定是检修策略中的一个重要的问题。通常锅炉受热面的检修是根据时间来确定的, 但是存在着检修过剩或检修不足的弊端, 使得设备处于一种不安全的状态。因此, 对于这一问题, 我们可以依据热电厂锅炉运行和维护的数据进行调查、统计和分析, 从而确定锅炉受热面的最佳检修周期, 维护锅炉运行的稳定性和安全性, 充分发挥其最大的功用, 提高其利用效率。
小结
针对锅炉受热面而言, 存在着由预防性维护向检修转变的发展趋势。对于锅炉受热面的检修, 应当在科学分析的基础上制定相应的检修策略, 从而保证锅炉设备处于正常的工作状态。此外, 随着现代科学技术的发展, 先进的检修手段得以不断的进行研发, 并得到了广泛地推行, 为锅炉受热面的科学检修提供了广阔的运用前景, 从而降低了故障的产生几率, 提高了锅炉的使用寿命和设备的使用率。
参考文献
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热电锅炉 篇9
关键词：热电联产,调峰锅炉房,设置原则
目前, 许多城市相继建成了以热电联产为主供热面积超过1000×104m2的集中供热系统。常规设计按照采暖室外计算温度, 即历年平均不保证5天的日平均温度下热负荷选择供热机组, 但采暖热负荷是随着室外气温的变化而变化的, 整个采暖期内最大热负荷的持续时间应在5天以内。为了在现有基础上提高热电厂的利用率, 降低能源的成本、减少城市污染, 北京、天津等城市在热电联产集中供热管网上均采用了设置调峰锅炉房的形式, 以热电厂作为主热源, 一个或者几个锅炉房作为调峰热源。在采暖初期和末期, 采用热电厂单独运行的方式, 充分发挥热电厂的作用;在采暖高峰期, 当热电厂的供热量无法满足管网需热量的时候, 启动调峰锅炉房, 此时整个系统需要的总热量是由热电厂和调峰锅炉房这两个热源共同承担。调峰锅炉房的应用, 使热电厂的能力在整个采暖期可以充分发挥, 采取热电厂与调峰锅炉房联合运行的方式实现了资源的合理整合, 能源利用率得到最大限度的发挥, 使得热电厂及调峰锅炉房都能高效运行[1]。
1 调峰锅炉房连接方式及位置选取
调峰锅炉房可设置在热电厂内, 也可在热电厂外设置。调峰锅炉房的连接方式应根据调峰热源位置、主热源的热媒参数以及系统的调节方式等因素确定。常见的连接方式有串联运行、并联运行和解列运行。国内目前常见的有两种连接方式:串联运行和切断运行。当调峰热源设在热源厂内或距主热源较近时可采用串联连接, 即主热源入口或出口的热水经高峰加热器的两级加热方式。当调峰热源设在主热源较远或几个调峰热源地位置比较分散时, 则可采用解列运行的连接方式[2]。调峰锅炉房的位置也可根据距离主热源的远近进行选取。常规情况下, 相对于集中调峰锅炉房设置, 分布式调峰锅炉房可以降低供热系统能耗, 提高供热效率, 降低管网初投资和热损失[3]。调峰锅炉房设置在热电厂内时的管网初投资和输送电耗远大于热电厂远端调峰方式。但如果考虑到热电厂内厂用电价格有一定优势, 在一定情况, 调峰热源位于热电厂内运行经济效益更佳[4], 具体需要技术经济比较。
2 热化系数与调峰锅炉房规模的确定
热化系数表示热电厂机组所承担的热负荷在热网最大热负荷中所占的比例, 热化系数=热电厂供热能力/用户最大热负荷。在拟定各种热源规模和管网骨架时, 关键问题是通过技术经济论证确定集中供热、热电结合水平, 而确定水平的核心问题, 是选择合理的热化系数。热化系数大说明调峰锅炉规模较小, 热电厂热源的利用率降低, 造成其运行经济性的降低, 热化系数过大虽然调峰热源投资小, 但又降低了全采暖季热电厂的节能环保效果。因此, 热化系数是否合理不仅影响调峰锅炉房本身的经济性和投资, 而且对这个供热系统的综合经济效益也有一定的影响。在热负荷一定的条件下, 不同地区有不同的合理的热化系数值。在可行性研究阶段应根据具体条件从地区热化系数的合理数值范围内, 选取其中的合理数值来确定调峰锅炉房的容量, 从而进一步确定调峰锅炉单台容量, 同时也就确定了调峰锅炉的台数。根据天津市城市规划设计研究院的测算, 天津地区的合理热化系统为0.7~0.8为佳[5]。
3 调峰热源形式的选取原则[5]
目前调峰锅炉房主要有燃煤锅炉房和燃气锅炉房两种形式, 两种形式锅炉房比较如下。
3.1 建设及运行成本
在建设成本方面, 燃煤锅炉房及煤场占地面积大, 特别是位于城区范围的调峰锅炉房征地成本及锅炉房土建成本较高, 因此, 燃煤锅炉房总体投资高于燃气锅炉房一倍左右。在运行成本方面, 在我国的资源禀赋决定了燃气一次能源价格高于燃煤价格, 进而造成了锅炉房燃气成本高于燃煤锅炉房, 但燃煤锅炉房通常设备复杂, 自动化水平较低, 导致运行管理人员较多, 折旧也相对较大, 但考虑到调峰锅炉房运行时间相对较短, 总体来说, 燃煤锅炉房运行成本稍低于燃气锅炉房。
3.2 环境保护方面
虽然近年来燃煤锅炉房在除尘、脱硫技术等方面有了较大发展, 但相对于燃气锅炉房仍存在较大差距, 同时燃煤锅炉房的燃料和灰渣的运输和储存等方面也存在难以回避的劣势, 因此, 北方很多城市相继出台了一系列城区禁止燃煤锅炉房运行的政策, 并且针对燃气价格较高的缺陷出台相关财政补贴政策。
除了燃气调峰锅炉房在建设成本和环境保护等方面具有较大优势, 燃气锅炉房还存在占地小便于规划选址、启停灵活、负荷调整速度快等优势, 因此, 燃气调峰锅炉房也越来越得到广泛应用。
4 结语
热电联产供热管网设置调峰锅炉房方式, 增加了供热管网供热面积, 降低了供热公司经营成本, 产生了很好的经济、环保和安全效益。随着我国各大城市的建筑面积的不断扩大, 该系统也正迎来更加广阔的发展空间。
参考文献
[1]颜增祥.热电厂与区域锅炉房联合供热.哈尔滨工程大学硕士论文, 2009, 06.
[2]郑雪晶, 由世俊, 朱宴琳.热电联产集中供热调峰方式的对比研究.全国暖通空调制冷2006年学术年会论文集, 2006.
[3]张群力.集中供热系统不同调峰供热方式的技术经济性分析, 北京建筑工程学院, 2012.
[4]王海超, 邹平华, 焦文玲.调峰锅炉房位置对以热电厂为基本热源供热系统的能耗和经济性影响分析.2014集中供热优化运行系统节能技术交流研讨会论文集, 2014.
浅谈热电厂锅炉节能的重要性 篇10
1、煤炭供应紧张, 高参数的锅炉对煤种要求高。
2、节能、环保的设备还不够完善,
包括燃烧与换热、水处理、除尘脱硫、余热回收和灰渣利用等方面还有进一步改善。
3、热工设备和电器设备的应用都不是很先进。
4、主辅机不配套, 辅机性能差、效率低。
5、运行调节智能化程度比较低,
燃烧过程不能实现完全的自动检测、自动调节, 加煤、调风、除渣、给水及排污等过程调节主要是凭司炉工经验手工操作。
二、电厂锅炉状况分析
热电厂前期工程采用二台45h/t层燃链条炉配二台3000KW汽轮发电机组。链条炉有厂用率低{10%左右};设备制造及运行经验成熟;炉膛容积相对较小、辅机设备较少、建设投资紧缺;设备及受热面磨损不严重、维护费用偏低;烟尘初始排放浓度较低;适合在低压状态下运行。给水泵、送风机、引风机、炉排等电机采用变频调节, 热控采用电脑控制系统, 通过过程控制站的调控系统。故不再配置二次仪表 (设备自带除外) 和后备硬手操。除尘器采用较为成熟的水膜除尘器, 除尘器冲洗下来的灰水通过冲灰沟流入多格迷宫沉灰池进行沉淀。沉灰池沉淀后出口的清水经灰水泵打到除尘器用作水封使用, 并同时送至冷渣机当作冷却水及冲洗细灰管用。实现了水的循环使用, 达到节约的目的, 降低了用水成本, 减少了排污费用支出。但是烟气中的酸度较高, 多次循环后沉灰池中水的酸度将持续增高。为此, 我们利用了内部化工厂碱量机排出的碱水作为补冲水, 引入沉灰池进行中和, 使沉灰池中水的PH值稳定在7以上。安装了石灰石脱硫装置, 使经过除尘、脱硫后附合国家环保要求的烟气排入80米高的烟囱释放。
后期工程采用两台80h/t循环流化床锅炉配一台6500KW汽轮发电机组、一台12000KW汽轮发电机组。循环流化床锅炉有以下特点:煤种适应性强;燃烧效率高 (可达90%以上) ;负荷调节灵敏, 并能在低负荷下稳定燃烧;加石灰石可实现炉内脱硫, 脱硫效率可过80%以上;且因低温燃烧, NOX生成量一般可控制在200~300mg/Nm3。二期工程所有的热力设备均选用国家推荐的高效、节能产品。如何选择水泵、风机, 避免设备型号的不匹配, 减少厂用电率。相关的热电设备和相关的蒸汽管道均进行严格保温, 减少管道的能量损失。锅炉及辅机的冷却水接到排污池, 达到节约工业用水的目的。使用自动调节的实时监视系统, 人工操作失误率大大降低, 通过使用专家库系统的控制算法, 提高了自动化水平, 锅炉运行工况的得到改善, 提高了效率, 减少了燃料耗量, 使机炉系统在高效率下运行。采用电气除尘器进行除尘, 泵气力除灰, 干灰由气力输送系统运至灰库, 通过密闭罐车运至附近水泥厂, 进行综合利用, 并把干净的烟气排入110米高的烟囱释放;对各种能源实行三级计量, 做到进站、进车间、进设备计量。
三、综合节能分析
成立专门的节能管理机构, 设各级组织。“节约能源靠大家”, 确实很有必要, 一个人的力量虽小, 但集腋成裘、聚沙成塔, 加强设备维修保养, 杜绝跑、冒、滴、漏, 修旧利废, 多修少换, 节约维修成本。对设备要经常的检维修, 要认真总结经验, 彻底解决。切实做好设备巡检和点检工作, 把设备的缺陷消灭在初始状态。做好事故预想工作, 减少停炉停机概率。部门及至厂部重点锁定在对设备的改造;如将汽轮机通流部分和锅炉省煤器、对流过热器、锅炉受热面进行改造, 提高热能利用率, 实施锅炉降排烟温度改造工程。对减轻循环流化床锅炉水冷壁的磨损、返料腿易堵塞等状况进行合理化的技术改造。对入炉煤进行较为合理的煤分质量管理及相关配送, 进一步提高锅炉的效率。煤分的科学管理, 对干煤棚的飞煤、流煤的回收利用, 从而减少库存煤的经济损失。