汽轮机启动过程分析

2024-07-27

汽轮机启动过程分析（精选7篇）

汽轮机启动过程分析篇1

摘要：50MW汽轮机在启动升速、带负荷过程中振动异常大多是因操作不当引起, 针对某自备电厂2×310t/h CFB项目配套的两台2×50MW汽轮发电机组在启动过程中的振动异常进行原因分析, 主要从操作方面进行原因分析, 并提出包括调整润滑油的温度、防止汽缸膨胀不均匀及防止动静部分摩擦等解决措施。

关键词：汽轮机,振动,原因,对策

某自备电厂2×310t/h CFB项目, 配套两台2×50MW汽轮发电机组, 采用的是南京汽轮电机 (集团) 有限责任公司生产的型号为CC50-9.5/4.0/1.27, 高压、单缸、单轴、双抽汽、冲动冷凝式汽轮机, 该机组用于向下游炼油装置提供蒸汽及电力保障。

汽轮机的启动过程是汽轮机设备运行中最重要的阶段, 影响汽轮机的安全、稳定运行特别是振动的问题将集中在此过程中暴露出来[1]。汽轮机在开工过程中尤其是启动过程中常出现振动明显增大甚至跳停的情况, 这不仅造成装置能耗的大幅上升, 若处理不当, 甚至可能造成汽轮发电机组损毁的恶性设备事故。为此, 本文主要对50MW双抽凝汽式汽轮机启动过程中的振动异常问题进行探讨。

1 50MW双抽凝汽式汽轮机启动过程中振动异常的原因分析

机组启动过程中, 发生振动多在中速暖机及其前后升速阶段, 特别是通过临界转速的过程中, 机组振动将大幅增大。汽轮机的振动是一个比较复杂的问题, 造成振动的原因很多, 但机组在启动过程中发生振动大的原因, 大多是操作不当造成。主要原因如下:

1.1 润滑油温度不适当

一是冷油器出油温度过高或过低, 二是轴承回油温度过高。

汽轮机油粘度受温度变化的影响, 油温高, 油的粘度小, 油温低, 粘度大。油温过高、过低都会使油膜不好建立, 轴承旋转阻力增加, 工作不稳定, 甚至造成轴承油膜振荡或轴颈与轴瓦产生干摩擦, 而使机组发生强烈振动。

1.2 汽轮机汽缸膨胀不均匀

汽轮机启动过程中, 汽缸内蒸汽温度急剧上升, 汽缸金属温升速度快, 使汽缸上下缸温差、内外壁温差增大, 容易引起汽缸膨胀不均匀。汽缸膨胀受阻, 将会引起轴承的位置和标高发生变化, 从而导致转子中心发生改变, 会引起动静部分摩擦, 因而引起机组的振动[2]。

1.2.1汽轮机疏水不当或不畅, 造成下缸温度突降, 使上下缸温差增大, 引起汽缸变形, 使汽缸向上拱起, 使下缸底部径向间隙减少甚至消失, 造成动静摩擦, 引起机组振动。

1.2.2未严格控制新蒸汽的进汽量, 保持合理的升温升压速率。例如用主汽隔离阀旁路阀控制主蒸汽压力、温度, 用高调门单阀控制控制汽轮机的进汽量, 达到控制转速的联合调节方式, 但实际操作中由于受旁路系统容量的限制, 当旁路阀和高调门开度过小时, 开启旁路阀就容易造成汽轮机进汽量突然增加, 造成蒸汽对汽缸金属进行剧烈的放热, 使汽缸内外壁温差增大而产生受热膨胀不均匀。

1.2.3 未严格按制造厂规定, 将温升、温差控制在一定范围内。

1.2.4 升速, 带负荷速率, 未根据厂家提供的负荷升速率进行调整。

2 解决办法

针对以上原因, 经过多次试验摸索, 并结合实际的运行调整情况, 建议可采取以下措施进行解决。

2.1 调整润滑油温度至正常

2.1.1冷油器出油温度过高或过低, 运行中通过调整冷油器的冷却水流量, 控制轴承进油温度为35-45℃。

2.1.2轴承回油温度过高, 应检查润滑油系统、冷油器或化验油质有无变化。轴承进出口油的温差应在10-15℃, 保证最热的轴承回油温度不超过70℃。

2.2 防止汽缸膨胀不均匀

2.2.1及时打开导汽管和汽缸本体的疏水门, 并通过导汽管壁和高压内缸壁温度检查疏水是否正常。

2.2.2严格控制好新蒸汽的进汽量。根据机组实际, 选择合适的阀门启动方式。机组采用主隔离阀旁路阀和高调门单阀控制的联合控制方式控制难度较大, 不能严格控制好新蒸汽量。故可考虑采用高调门全开, 采用主汽隔离阀的旁路阀控制转速[4]。

2.2.3在启动过程中, 要严格按照制造厂的规定, 控制好蒸汽温升速率, 上下缸、汽缸内外壁、法兰内外壁、法兰与螺栓等温差指标。尤其是蒸汽温升速率必须严格控制, 不允许温升率超过规定值, 更不允许有大幅度的突增突降。

2.2.4在满足温升、温差控制规范的前提下, 根据实际情况加以调整。

厂家供参考的升速速度, 如下表1:

根据实际情况加以调整后升速速率, 冷态滑参数冲转升速时间分配如下表2, 要求冲转前控制主蒸汽进汽压力为3.0-3.5MPa, 主蒸汽进汽温度250-300℃。并在准备开始冲转前的5分钟才能投入前后汽封, 投入后真空达到60-k Pa时立即冲转。热态冲转升速时间分配见表3。要求冲转前控制主蒸汽3.0-3.5MPa或额定参数, 主汽温度大于缸温50℃以上, 并且导汽管温度高于缸温即可冲转。导汽管暧管时即可投入前后汽封, 冲转前真空维持60-70k Pa (开真空破坏阀) 。

3 结语

通过对开机过程中振动异常的原因分析及结合实践不断优化冲转的时间分配并逐一破解影响振动的因素, 两台50MW双抽凝汽机组在开机过程中的振动异常情况得到了明显的改善, 从而确保了机组的安全启动和长周期平衡运行。

参考文献

[1]侯曼西主编.工业汽轮机.重庆:重庆大学出版社, 1995.

[2]李作正主编.乙烯生产与管理.北京:中国石化出版社, 1992.

[3]南京汽轮电机 (集团) 有限责任公司.CC50-9.5/4.0/1.27型50MW双抽凝汽式汽轮机产品说明书.2008.

[4]靳智平, 王毅林.汽轮机原理及系统.北京:中国电力出版社.2004.

燃煤汽轮发电机组启动节能分析篇2

广东某电厂汽轮发电机组为超高压、中间再热、双缸双排汽、单轴、冲动凝汽式机组,与WX21Z—073LLT型空冷发电机及SG—440/13.7—M566循环流化床锅炉配套,锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。汽轮机组配备低速盘车装置(变频)和中速盘车装置(工频),配有两台顶轴油泵。该循环流化床锅炉采用平衡通风单汽包自然循环、集中下降管、全膜式水冷壁炉膛,属中温燃烧,采用床上点火方式,床上布置有4支3t/h的点火油枪,A、B侧各2支,炉膛前墙布置有4个给煤口,设有石灰石脱硫装置,SNCR脱硝系统,烟气经过FE270/2-1Q型电袋复合式除尘器从烟窗排向大气。

随着电力供需矛盾缓解,该电厂机组利用小时下降,调峰次数增多,增加了开、停机的费用,提高了发电成本,面对这种不利的局面,该电厂组织各专业技术人员积极分析做好内部挖潜,不断降低生产费用,提高公司的市场竞争力,其中,特别是对2015年机组冷态启动费用进行了估算,并对开机过程中影响较大的费用进行了深入的比较和分析。

1 机组启动费用和消耗情况分析

2015年该汽轮发电机组冷态启动4次,经过对整个启动过程各个阶段的油煤水电的消耗量和费用进行统计分析,统计时间为锅炉点火前启动第一台6KV高压电机至锅炉四支油枪全部退出,给煤量按统计时间内给粉机转速进行估算,三次风按统计时间内磨煤机运行时间T乘以额定出力的15%估算,统计分析情况详见表1中。

按2015年12月份的上网电价、燃煤、燃油、商业用水价格计算,冷态启动平均启动费用为302180元,其中燃油耗量212.4t,占总费用的70.18%,耗煤64.65t,占总费用的21.4%,消耗厂用电23862kwh,占总费用的8.0%,消耗除盐水1222t,占总费用0.42%,燃油占总费用的比重最大[1],从各个阶段的费用情况分析:点火至冲转消耗费用57233元,占20.83%,冲转至并网消耗费用27241元,占10.01%,并网至全退油枪217705元,占69.16%,并网至全退油枪的费用最大,启动油耗方面,与集团内同类型机组相比有一定差距,广东云浮某电厂冷态启动用油130t左右,我公司去年平均每次205t,在降低油耗方面有较大的潜力,同时也是降低启动费用的关键。

2 降低油耗分析

2.1 充分利用科技进步成果,采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术,对喷燃器进行改造,对降低启动费用是最有效的措施[2]。

2.2 充分利用邻炉加热装置,如果投入邻炉加热将炉水从60℃加热到100℃,可节约启动用油4t以上。邻炉加热的投入不仅可以节油,而且减小汽包上、下壁温差,缩短启动时间,建议在机组启动前尽早投入,以往在这方面由于工期、时间投用效果不明显[3]。

2.3 采用低风量启动方式,启动时风量的调整各不相同,运行人员按自己的经验调整,启动风量偏大。其中存在二方面的原因:一是设备问题,由于引、送风机风门严密性差,漏风大,在启动初期只能增加风量来平衡炉膛负压,这方面需要通过设备改造[4],提高风门严密性来解决;二是运行人员调整方面的问题。启动风量大在启动过程的影响主要体现在以下几方面:

2.3.1 汽包起压慢,风量大,烟气带走的热量多,炉膛温度上升慢,水冷壁吸热量少,所以汽包起压慢。

2.3.2 主蒸汽温度和主汽压力不匹配,风量过大时热量带到烟道[5],过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数,开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济,减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动,另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。

2.3.3 延长启动时间,冷态启动时汽缸温度低,主汽温度上升过快[6],导致汽机胀差上升过快,只有通过控制主汽温度、延长暖机时间、投入法螺加热的措施来缩小胀差,延长机组启动时间,另一方面由于炉温低,延长投煤时间。

采用低风量启动,能满足燃油完全燃烧的风量即可,在这方面有过成功的经验,正常情况下冷态启动用油控制在30t以下。

2.4 及时调整旁路系统,缩小冲转前主、再温差。在启动过程中常出现主、再汽温不匹配问题[7],温差过大,延长机组启动时间,当主汽参数达到冲转要求时,汽机侧再热蒸汽温度仍达不到冲转要求,主要原因在于旁路系统调整滞后,当主汽压力达到1 MPa时应适当关小二级旁路,对中压缸进汽管道进行充分的暖管,减少冲转前主、再汽温偏差,缩短启动时间。

3 节约用煤分析

节煤方面的主要措施是利用邻炉送粉启动,锅炉点火后通过输粉机进行邻炉送粉,提高粉位,并网后可及时投粉提高炉温,以往是并网后烟温达到要求时启动制粉系统运行[8]。在启动初期由于炉温低,启动制粉系统后,带有大量的煤粉三次风未经燃烧直接进入尾部烟道,试验组提供的资料三次风占制粉出力的15%以上,每小时大约有6吨左右的煤粉,造成大量的煤粉损失,从启动制粉至煤粉着火需要2h左右的时间,从中可以节约12t左右的原煤。

制粉系统在煤粉着火燃烧稳定后启动,充分利用三次风[9],减少原煤损失。过早启动制粉还存在着火初期燃烧波动大,炉温上升快,主汽压力和温度上升快的情况,对过热器的安全运行存在不利的影响。

4 节约用电分析

现阶段开机辅机的启动方式是启动两台引风机、送风机的方式,但从节能角度考虑电耗较大,不经济。启动初期用风量较小,风门开度很小,单台引、送风机能满足50~60MW负荷的风量,从点火到机组带50MW负荷需要7h左右时间,采用单台风机启动方式可节省引风机、送风机的电耗[10],启动初期每台引风机每小时电耗为270KWh、每台送风机每小时电耗为420KWh,按7h计算可节省厂用电4830KWh。

5 意见与建议

5.1 做好启动前的凝结水系统、除氧给水系统的冲洗工作,使机组启动用水能及早回收,并网后可以让机组尽快带上负荷,缩短启动时间,减少补水量。

5.2 建议将原来开机的节油奖励改为启动成本竞赛奖,通过竞赛来充分调动公司运行人员的积极性,不断探索节能降耗经验,提高开机水平,降低启动成本。

5.3 在技术角度的节能分析,机组启动是一个复杂的操作过程,需要各个岗位的通力合作,相互配合才能做到安全、经济启动。

6 结论

经过汽机、锅炉、电气、热控等专业技术人员的协同合作和深入分析,对该电厂135MW汽轮发电机组启动过程进行了优化,分别对启动过程中的油耗、煤耗、电耗进行了多角度的分析,通过采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术、喷燃器升级改造、邻炉加热炉水等措施,使机组启动过程的费用大幅下降,节能成效显著,具体指标参数及费用见表2中所示。

由表2可以看出,机组采用多种具有针对性的节能措施后,启动费用为199268元,比前四次启动所耗费的启动总成本降低了约34%,油耗、煤耗、电耗、水耗均得到了有效的控制,使整个机组的启动过程得到了明显的优化,节能降耗的效果很显著。

摘要：主蒸汽温度和主汽压力不匹配。风量过大时热量带到烟道,过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数。开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济。减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动。另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。

关键词：燃煤机组,冷态启动,低油耗,节煤,节电,节水

参考文献

[1]黄新,王健,陈海峰.火电机组能耗及排放综合考核管理方法研究[J].华东电力,2011(10).

[2]王春林,周昊,等.基于遗传算法和支持向量机的低NOx燃烧优化[J].中国电机工程学,2007(11).

[3]谷俊杰,孔德奇,等.电站锅炉燃烧优化中最佳烟气含氧量设定值的计算[J].华北电力大学学报(自然科学版),2007(6).

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[5]李琳.基于SVM的火电厂锅炉飞灰含碳量软测量方法研究[D].华北电力大学,2013.

[6]徐剑锋,彭琦,付加林.火电厂热力系统分析[J].能源工程,2001(5).

[7]程伟良,陈党慧,等.火电机组的热经济性分析[J].动力工程,2004(4).

[8]郭江龙,张树芳,等.电厂热力系统能效分布矩阵方程式及其应用[J].热能动力工程,2004(1).

[9]李华.热电厂能量利用与节能技术改造研究[D].山东科技大学,2010.

分析Windows启动过程篇3

这一系列过程中都用到了哪些重要的系统文件?系统的启动分为几个步骤?在这些步骤中计算机中发生了什么事情?本文将试图为你解释上述的疑惑。以Windows XP为例详细分析下启动过程。大体启动过程如图1。

1 概述

首先按下电源开关时,主板开始加电,主板上的芯片组会接收到电信号,此时CPU开始复位(RESET),CPU每次复位都会执行0xFFFFFFF0这个地址的程序,此地址指向的就是BIOS,然后BIOS会检测电脑的硬件,比如硬盘,光驱,网卡等等,检测完毕BIOS会将操作权转交给MBR(MAIN BOOT RECORD)既主引导扇区,其为512字节,其中有446为引导程序和出错信息,另外64字节为分区表,最后两个字节为55AA,代表主引导分区,MBR会从分区表中搜索引导分区既活动分区,找到活动分区后系统会加载活动分区引导扇区的引导代码,此引导代码会加载NTLDR(在操作系统初次安装时活动分区就写入了加载NTLDR这段代码),NTLDR通常在c盘根目录下,NTLDR完成一些基本操作后会将控制权交给内核文件NTOSKRNL,NTOSKRNL依赖于HAL.dll,BOOTVID.dll,和KDCOM.dll等几个文件,固NTLDR会将它们一同加载。图2中我们可以看见其加载的顺序。

NTOSKRNL启动时间比较长,你主要任务是内核的初始化,期间会调用一系列的函数,在我们看见进度条的时候其实就是复杂的初始化过程,初始化结束后NTOSKRNL就会创建系统的第一个进程SMSS.exe,随后SMSS.exe会创建两个进程CSRSS和WINL-OGON进程,WINLOGON进程会创建三个进程,LSASS,SERVICES和LOGONUI,LOGONUI会启动USERINIT进程,USERINIT进程会启动SHELL,最后USERINIT会自动退出。

2 MBR结构

硬盘主引导扇区占据一个扇区,共512(200H)个字节,具体结构如下:

1)硬盘主引导程序,位于该扇区的0-1BDH处;

2)硬盘分区表,位于1BEH-1FDH处共64字节,每个分区表占用16个字节,共4个分区表,16个字节各字节意义如下:

0:自举标志,80H为可引导分区,00为不可引导分区;

1~3:本分区在硬盘上的开始物理地址;

4:分区类型,其中1表示为12位FAT表的基本DOS分区;4为16位FAT表的基本DOS分区;5为扩展DOS分区;6为大于32M的DOS分区;其它为非DOS分区。

5~7:本分区的结束地址;

8~11:该分区之前的扇区数,即此分区第一扇区的绝对扇区号;

12~15:该分区占用的总扇区数。

3)引导扇区的有效标志,位于1FEH-1FFH处,固定值为AA55H。

3 NTLDR工作工程

1)使CPU从16位实模式进入到32位的保护模式,CPU默认情况下是16位的,我们需要将其转为32位,这样可以执行多用户登陆。

2)启用CPU的页机制,大家都知道虚拟内存吧,系统的物理内存总是有限的,所以需要在物理硬盘上划分一块区域用做虚拟内存,当我们打开某个程序或者文件却暂时没有用它时,系统会暂时将其存如硬盘,以节约宝贵的内存,当用户需要用此文件时,系统会将其从硬盘调用内存,此文件在硬盘上默认是pagefile.sys

3)如果发现有效的hiberfil.sys则加载并恢复Hibrtnate。hiberfil.sys是休眠文件,通常大小与物理内存一样,比如当我们下班时可以将计算机设置为休眠模式,这样当我们第二天开机后就可以将系统恢复到昨天的状态。

4)打开boot.ini文件,读取并执行其中的设置,如果boot.ini文件中有多个选项,则显示菜单让用户选择;如果只有一项,则不显示菜单而是直接跳过去。

5)如果期间用户按下F8,则会显示相应选项,如安全模式,带命令提示符的安全模式等等。

6)加载并执行ntdetect.com,调用BIOS收集系统的基本信息(时间,系统类型,磁盘,显卡等)保存到注册表HKEY_LOCAL_MA-CHINEHARDWAREDESCRIPTION下。

7)加载系统的内核NTOSKRNL.EXE,HAL.dll,BOOTVID.dll,和KDCOM.dll等几个文件。

4 NTOSKRNL.EXE的工作过程

NTOSKRNL的工作过程很复杂,期间涉及很多函数的调用,这些函数的调用我们是不需要掌握的,我们只需要知道出现长时间的windows logo滚动条的背后是内核NTOSKRNL.EXE的初始化过程,既一系列函数的执行过程。

smss.exe(Session Manager Subsystem)是微软Windows操作系统的一部分。该进程调用对话管理子系统和负责操作你系统的对话。这个程序对系统的正常运行是非常重要的,我们要着重注意在注册表中的HKEY_LOCAL_MACHINESYSTEMControlSet001ControlSession Manager下BootExecute键值,HKEY_LOCAL_MACHINESYSTEMControlSet001ControlSession ManagerMemory Management下pagingFiles键值,HKEY_LOCAL_MACHINESYS-TEMControlSet001ControlSession managerSubSystems下Kmode和Windows键值,其工作过程如图3。

csrss.exe(Microsoft Client/Server Runtime Server Subsystem)是微软客户端/服务端运行时子系统。该进程管理Windows图形相关任务。

5 WinLogon的工作过程

WinLogon进程会创建三个进程,LSASS(Local Security Authority Subsystem Service),SERVICES和LOGONUI,其中LSASS用来管理本地安全的,比如用户名和密码的验证,SERVICES用来管理服务的启动和终止,LOGONUI是用来显示登陆画面的。当用户输入用户名和密码时WinLogon(GINA.dll)将用户名和密码发给LSASS,LSASS调用验证模块对用户名和密码进行验证,如果通过则创建一个访问令牌对象,LOGONUI会启动USERINIT进程(默认启动HKEY_LOCAL_MACHINESOFT-WAREMicrosoftWindows NTCurrentVersionWinlogon下Userinit下存放的程序,其值是c:windowssystem32userinit.exe),随后UERINIT会启动一些登陆脚本和其他自启动程序,另外还会启动SHELL进程,过程如图4。

6 UserINIT的工作过程

UserINIT执行登陆和初始化脚本,其位置在组策略—计算机配置—windows设置—“脚本--(登陆注销)”和“组策略—用户配置—windows设置—“脚本--(登陆/注销)”如图5,6。

然后启动HKEY_LOCAL_MACHINESOFTWAREMicrosoftWindows NTCurrentVersionWinlogo下shell键下的程序,默认是Explorer.exe,接着启动HKEY_LOCAL_MACHINESOFTWAREMicrosoftWindowsCurrentVersionRun和HKEY_CURRENT_USERSoftwareMicrosoftWindowsCurrentVersionRun下的键值。USERINIT完成工作自动退出。

参考文献

[1]颜玉兰.计算机组装与维修教程[M].北京:科学出版社,2003:110-150.

[2]杨季文.80X86汇编语言程序设计教程[M].北京:清华大学出版社,1998:45-90.

汽轮机启动过程分析篇4

白俄罗斯别列佐夫电厂采用的是上海汽轮机厂生产的140MW联合循环汽轮机,型号为LZN140 - 12. 78 /0. 39 /563 /551。该汽轮机为双缸、单轴布置,设有1个高压缸、1个中低压缸,各轴承底座均为落地结构[1]。该机于2013年12月完成调试并投入使用,在汽轮机组单体试运以及后续运行中相继出现了许多问题,如: 液压盘车无法自动投入,顶轴油系统出现漏油等。上述故障对于机组的正常安全运行影响严重,通过对汽轮机组的顶轴油和盘车系统进行了全面地检查,对发现的问题进行及时解决,并深入分析其中原因,更换损坏零部件,从而保证汽轮机组安全正常的运行。

1顶轴油及盘车系统简介

顶轴油系统通常是由2台轴向柱塞泵( 1运1备) 、滤网及其双向切断阀、逆止阀、溢流阀以及轴瓦上的油囊等零部件组成。当汽轮机组在盘车、启动、停机等低速运转的过程中,转子由于自身重力的作用,如果轴颈和轴瓦之间存在摩擦,将损坏汽轮机转子和轴瓦。顶轴油系统在机组低速运转时能够自动地在转子与轴承之间形成一层静压油膜, 这层油膜能够将转子顶起[2],使之与轴承分离开来,从而避免转子与轴承之间的干摩擦,防止低速碾瓦事故发生,该系统保护转子和轴承,延长汽轮使用寿命。

来自于主机润滑系统的原油先经过柱塞泵升压,高压力油经过滤装置之后进入到分流器之中, 而后再经过节流阀、单向阀之后进入到各个轴承和液压盘车系统之中。顶轴油系统柱塞泵的出口压力根据溢流阀的开度大小所确定,通常出口压力控制在16MPa左右,每个轴瓦进口处安装有一节流阀,通过控制该处节流阀的开度控制进入轴瓦的油量和油压, 从而使得转子的顶起高度处于合适的范围[3]。

汽轮机盘车装置位于凝汽器侧轴承座上通过外壳与轴承座相连,液压马达通过特制的短轴和轴法兰与离合器的外环相连,外环通过球形轴承与外壳相连,离合器的内环直接安装在转子的末端上。在盘车运行时,离合器与内外环相连,传递力矩,当转速上升,由于离心力的作用,离合器与外环脱离。液压马达的动力油来自顶轴油系统,电磁阀控制顶轴油进入盘车装置,配备一个节流阀调整盘车转速。

2顶轴油及盘车系统调试

由于调试机组吹管要求需要投入盘车,第1次进行顶轴油系统投入,B顶轴油泵运行,顶轴油母管压力调整至16MPa( A顶轴油泵由于电气故障无法启动) 各轴瓦顶起高度均为60μm。盘车装置手动不能灵活顺利投入,后经多次试验调整,各轴瓦顶起高度均为100μm,以满足锅炉吹管时手动盘车。

吹管结束,盘车电磁阀接线、完成带电,进行第2次顶轴油系统调试,2台顶轴油泵分别运行时,顶轴油泵母管压力均为16MPa。各轴承顶起高度均为60μm。顶起高度和各轴瓦油压如表1所示。

顶轴油系统第2次调整完毕,调整顶轴油至盘车液压马达进油手动阀,打开电磁阀,电磁阀失电( 电磁阀带电时泄油,盘车液压马达无法进油) ,发现盘车未能正常启动。后经调整试验分析,发现液压马达回油管温度较低,进油管温度也低于实际油温,怀疑进油不畅通。检查后发现润滑油至液压马达的截流孔板装入顶轴油管路,随后进行更换。恢复完成后再次启动顶轴油泵,然后打开盘车电磁阀,盘车仍然未能正常启动。此时进行手动盘车, 盘车较费力。再次调整各轴瓦顶起高度至80μm, 然后进行手动盘车,手动盘车几圈后,液压盘车系统自动投入。盘车转速最高至72r/min,然后调整顶轴油至盘车液压马达进油阀,控制盘车转速在51r / min,盘车连续运行4h。

但在试运过程中盘车装置任然存在问题,通过对盘车运行检查,判断各轴瓦顶起高度不够,导致液压马达无法带动盘车,然后重新调整各轴瓦顶起高度至100μm。具体顶起高度与各表油压如表2所示。然后再次投入盘车电磁阀发现液压盘车仍然不能正常投入,电建单位人员及上汽厂家从汽轮机末级叶片处带动后,液压盘车自动投入,盘车转速49. 7r/min。

3顶轴油及盘车系统存在的问题及分析处理

3.1顶轴油泵及其相关模块

检查发现顶轴油泵出口的溢流阀处于关死状态。考虑到油泵的安全性因素,将该溢流阀整定压力调节到17. 5MPa( 出厂状态) 。由于投入盘车之后顶轴油母管油压下降幅度> 2. 0MPa,怀疑是顶轴油出口溢流阀泄漏,解体检查后发现该阀门密封良好,不存在漏油现象,特性良好。复装后配合其他检查工作对该阀门进行了多次调节,最终综合考虑了现场情况将该阀门整定值调整到15. 5MPa ( 出厂整定值应为14. 5MPa) 。

3. 2转子顶起高度

对所有轴承安装百分表检查后发现转子顶起高度与设计状态存在较大差异,相应数值如表3所示。

μm

随后对各个瓦块的顶起高度进行了重新调整, 经过多次反复调整,综合考虑了顶轴油母管油压以及手动盘车带动力矩,最终调节数据如表4所示。

经过各瓦对比测验,发现2#轴承与手动盘车力矩关系最大,故在顶轴油系统余量足够的前提下将2#瓦顶起高度提升较大。

将顶起高度和油泵各溢流阀都调节过后,系统油压已经可以达到优秀水平,手动盘车可以做到一人盘起,但是依然存在液压盘车无法自动投入,需要手动带起的现象; 且发现盘车投入后油压大幅度下降,从15. 5MPa降至13. 3MPa。

3. 3盘车装置的分析及处理

在排查检修油泵及顶轴油系统之后,尚存无法自动投入盘车的缺陷,故对盘车系统进行检修。

由于盘车电磁阀投入后,系统油压立即大幅下跌,故判断盘车系统管路存在泄漏现象,现场以由简至繁的顺序排查了各个管路。

检查盘车装置顶轴油进油组合阀的管道,发现其阀前与润滑油连接接头处节流孔板未安装。该处润滑油在机组正常运行时作为液压马达的动力油,使液压马达以10r/min左右的速度转动,防止马达长期闲置损坏。

由于节流孔板未安装,润滑油流量增加,导致机组正常运行期间,盘车长期处于高速空转状态, 同时带动超越离合器外圈长期高速运转。容易导致马达及离合器故障。

重新安装该路节流孔板后,油压下降的现象依旧存在,故进入凝汽器内部继续排查盘车装置的其他管路。拆除管道后发现盘车液压油进油管三通处节流孔板未安装。液压油从该三通处分流至盘车轴承处作润滑用。由于节流孔板未安装,导致出现以下问题: 1) 盘车液压油启动时,液压油从该三通处大量泄漏,盘车供油不足,无法正常启动。2) 大量的高压油直接作用于盘车轴承,导致盘车轴承损坏。同时将轴承顶高,盘车小轴与盘车轴承产生摩擦,导致盘车轴承磨损甚至损坏。现场重新配作该节流孔板后,发现启动盘车电磁阀油压下降幅度得到明显改善,但是盘车依旧没能顺利投运。

继续排查盘车润滑油三通处的节流孔板。本应安装在液压马达侧的节流孔板实际安装在主管进油侧。导致进入盘车轴承的润滑油量严重不足。机组运行时,盘车小轴与盘车轴承之间长期处于磨损状态。

重新安装该处节流孔板后问题依旧存在,故对盘车马达进行拆卸。盘车马达拆除后,用手人工转动盘车小轴时发现其转动明显感觉到卡涩。最终找到故障原因: 由于安装缺陷导致盘车轴承卡涩造成轴瓦乌金脱落,进入离合器中并造成离合器损坏。通过更换离合器,盘车装置顺利投入,圆满解决了盘车装置不能投运的故障。

4结语

通过对顶轴油及盘车系统的分析处理,进一步了解并掌握了顶轴油、盘车系统的工作特性及调控方法,这为今后进行汽轮机组的安装调试及维护提供了经验,同时也为今后处理同种事故问题提供了相应的解决办法。

摘要：以白俄罗斯别列佐夫电厂汽轮机顶轴油系统和盘车系统在启动过程中无法正常运行为例,介绍该厂汽轮机出现顶轴油系统和盘车系统故障的处理过程,结合顶轴油系统和盘车系统的结构原理及现场实际,通过各种试验诊断,分析故障原因,制定相应的解决方案,对今后汽轮机事故的判断提供一定的参考依据。

关键词：顶轴油,盘车系统,故障分析及处理

参考文献

[1]李东峰,苏俭奎.大型汽轮机顶轴油系统原理及调试[J].机械工程师,2009,(11):145.

[2]石淑莲,余红兵.汽轮发电机顶轴油系统的调试与分析[J].机械工程师,2012,(1):150-152.

ORACLE数据库启动过程分析篇5

一﹑数据库的启动过程

如果数据库出现了故障，一般在启动时会出现错误信息，所以要对数据库的启动过程进行分析，了解数据库的启动过程。ORACLE的启动过程分为三个阶段：启动数据库实例﹑安装数据库﹑打开数据库。数据库实例主要包括两个部分，一是分配内存SGA，二是启动ORACLE的后台进程。也就是说一个实例的处理包含分配一个SGA和后台进程的建立。安装数据库是将数据库与已启动的实例相联。当实例安装一数据库之后，该数据库保持关闭，在数据库安装时按照参数文件中CONTROL＿FILES所指定的控制文件名读取控制文件，如果控制文件被破坏，则数据库安装失败。打开数据库是使数据库可以进行正常的操作处理。当数据库打开时，所有用户可连接到该数据库并且可以存储信息。在数据库打开时，在线数据文件和日志文件也被打开。由此可以看出，数据库在启动过程中文件的读取顺序是参数文件→控制文件→数据文件及日志文件。这三类文件全部打开后，数据库就正常启动了。

二﹑数据库启动的选项配置

在数据库启动的过程中，可以使用一些选项来控制数据库启动步骤。常用的选项参数有NOMOUNT﹑MOUNT﹑OPEN﹑FORCE﹑RESTRICT等。在启动数据库时，增加NOMOUNT选项表示数据库启动实例，不安装数据库，不打开数据库。增加NOMOUNT选项只用于数据库的控制文件全部损坏，需要重新创建数据库控制文件或创建新的数据库时使用。在数据库启动时，增加MOUNT选项表示数据库启动时能完成如下：启动数据库实例﹑安装数据库﹑不打开数据库。增加MOUNT选项用于修改数据库的运行方式，比如可以将数据库归档改为非归档方式。

在数据库启动时增加MOUNT选项完成数据库安装后，可以使用ALTER命令增加选项READ ONLY, 表示将数据库打开后，数据库以只读方式运行状态，这时整个数据库是只读属性，不得修改数据库，也就是不能对数据库中的表记录进行写操作。数据库启动时，增加MOUNT选项完成数据库安装后，可以使用ALTER命令增加选项READ ONLY, 表示数据库打开后，以读写方式运行，这是数据库的默认方式，在数据库启动时，增加OPEN选项，表示数据库可完成如下操作：启动数据库实例﹑安装数据库﹑打开数据库。这是数据库默认启动选项，一般用于数据库正常启动。在启动数据库时，增加RESTRICT选项表示数据库以受限方式打开，以这种方式打开数据库后，具有RESTRICT权限的用户可以连接数据库，没有RESTRICTED SESSION权限的用户不能连接。在数据库启动时，增加PFILE选项指出数据库参数文件名及路径，这适用于参数文件不在规定的路径，或者参数文件名被修改时启动数据库，例如SQL>startup PFILE=/u02/user/new.ora。在数据库启动时，增加FORCE选项表示以强制方式启动数据库，适用用于数据库的重新启动。

三﹑数据库启动异常时的分析处理

数据库在启动的时候，也会出现失败的情况，总结有如下情况

1、数据库实例启动失败。数据库启动时，首先启动实例，如果实例不能启动，则数据库安装打开都要失败。失败的原因可能是数据库实例设置不正确，或参数文件有误。

2、数据库安装失败。在数据库启动时，系统按照参数文件中CONTROL＿FILES所指定的控制文件名读取控制文件，并将控制文件打开。所以，如果数据库安装失败，是由于控制文件读取错误引起的，需要检测控制文件是否正确。

3、数据库打开时，需要打开所有数据文件和所有日志文件，如果数据库不能打开，也有可能是由于数据文件或日子文件损坏。

摘要：本文对ORACLE数据库系统的启动过程的详细分析, 以及相关配置文件的设置, 通过数据库启动失败情况的分析, 总结出数据库启动过程中的注意事项的处理办法和经验

含蜡原油再启动过程流型分析篇6

对于再启动过程, 国内外学者进行了大量研究, Sesteak[1] 以等温管道为对象, 提出胶凝原油管道启动压力和清管时间的简单计算方法。Cawkwell[2]对原油结构参数λ进行二维划分, 认为结构参数与径向位置和启动时间有关, 通过基本方程的求解来描述启动过程, 在理论上有一定新意。刘天佑[3]对启动压力进行理论分析, 但在压力传播速度计算、触变性模型、触变性计算所选用的剪切率等方面处理较为粗糙。刘刚[4]将启动过程中的胶凝原油分为初始屈服段、残余屈服段、屈服裂降段分别计算, 但其根据小型环道试验数据回归的经验公式运用到实际管道上产生很大误差。邢晓凯[5]使用的启动模型没有考虑凝油的触变性, 当管道的非牛顿流体段较长时, 此种处理过于粗糙, 并且计算时, 将所涉及的参数作为定量进行计算显然不当。

研究大部分模型涉及的只是整个管道开始流动以后的过程, 建模过程中往往忽略了压力沿管道的传播过程、原油的屈服过程、黏度由初始状态裂降至平衡状态的过程和管道的清管过程。且未考虑管道从施压开始到整个管道开始流动这一过程 (管内胶凝原油全部屈服前的过程) 中管内压力的变化规律, 导致很难找到一种更符合实际管道的启动模型。本文试图通过含蜡原油压缩性研究压力沿管道的传播过程, 通过胶凝原油的触变特性研究再启动过程中原油的屈服过程、黏度变化研究黏度由初始状态裂降至平衡状态的过程, 并采用逐时变化法研究管道的清管过程。建立含蜡原油再启动数学模型并给出求解结果, 并且分析了再启动过程含蜡原油流态变化。

1 再启动过程物理及数学模型

再启动过程是可压缩流体 (ICF) 通过泵压替换凝油 (OGF) 的过程, 替换流体ICF可以是水或油, 为了简化模型, 我们假设ICF是牛顿流或宾汉流体。ICF和OGF的界面假设为平面 (由于径向的变化相对于管长是非常小的) , 当启动压力作用在流体上时, 超过管道的静屈服应力, 凝油开始改变晶格结构并破裂, 最后ICF流体取代OGF。

1.1 屈服前压缩

在启动过程中首先产生屈服过程, 屈服过程如图1所示:屈服首先在管道壁产生, 当t=0时, 在入口处外部压力的作用下, 只有一小段Lf产生变形, 如果剪切力超过网格的静屈服应力, 晶格将会破裂, 然后沿管道开始运动。如图1a所示。入口的高压继续压缩凝油的后部, 使可压缩流体ICF进入管道, 当屈服前端到达管道末端时t=t0。凝油和替换流体以同样的质量流速流动, 如图1c所示。

通过非黏滞性流体的压力波分析[7,8,9]得:

$\frac{v_{c}}{v_{f}} = \frac{Δ ρ_{f}}{ρ_{0}}$ (1)

式 (1) 中:ρ0代表前端密度;vf、vc代表前端和流体的密度;Δρf代表屈服前端的密度变化。

定义压缩系数为 $β = - \frac{\frac{Δ V}{V}}{Δ Ρ}$ , $\frac{Δ V}{V}$ 表示当压力变化ΔP时体积的变化值。根据密度和压力关系有[10]:

$ρ = \frac{ρ_{0}}{1 - β Ρ}$ (2)

通常压缩系数β随温度、压力和原油成分而变。这里我们假设β为常数, 等于刚刚开始启动时的值。

前端凝胶油的压缩速度近似等于当地声速。

$v_{f} = c = \sqrt{(\frac{d Ρ}{d ρ})_{ρ = ρ_{0}}} = \sqrt{\frac{1}{β ρ_{0}}}$ (3)

屈服前端凝胶压缩所经时间为: $t_{0} = \frac{L}{v_{f}}$ 。

1.2 启动过程

启动过程如图2所示。当t=t0时整个凝胶在管道内作为一个整体一同运动。所需压力由流型决定, 为了计算当t≥t0后的轴向压力变化。当t=0时, 把凝油划分成M段, 每段长度为 $Δ L_{0} = \frac{L}{Μ}$ , 由于每段足够短, 每一段不可压缩且特性相同, 但对于任一时刻, 轴向各段原油的特性是不同的。假设凝胶开始时刻t=0时各段特性均匀分布, 但经过一段时间, 每一段具有不同特性, 且随着时间而变。

1.2.1 运动方程

同CNR及其它模型一样, 管道内的运动方程假设为准静态过程, 剪切力和压降相等。

$τ_{w k} = \frac{D Δ Ρ_{k}}{4 Δ L_{k}}$ (4)

式 (4) 中:ΔLk表示每段ICF或OGF的长度。

1.2.2 连续性方程

在任一时刻, 第K段体积流量Qk通过管壁剪应力τwk求得, 根据流动质量守恒关系有:

ρkQk=G (5)

1.2.3 ICF和OGF的流变性方程

ICF和OGF的流变性假设不随压力而变, 凝胶的流变性假设为宾汉模型, 屈服应力随时间而变, 流变性参数关系为[11]:

$τ = τ_{y} (t) + η (t) \dot{γ}$ , τ>τy (t) (6)

$τ_{y} (t) = \frac{τ_{y} (0) - τ_{y} (\infty)}{1 + k t} + τ_{y} (\infty)$ (7)

式 (7) 中:τy (0) 和τy (∞) 表示当t=0和t→∞时的屈服应力, k为凝胶凝化系数。

ICF流体流变性不随时间变化, 流变方程为[12]:

$τ = τ_{B} + η_{B} \dot{γ} ‚ τ$ >τB (8)

式 (8) 中:ηB-宾汉流体塑性黏度。

2 数值计算

为求解任一时刻体积流量、OGF-ICF界面位置、压力p, 首先确定摩擦系数fk, 当流动为层流时, OGF、ICF流体的摩擦系数由B-R[13]方程得到:

$f_{k} = \frac{16}{R e_{B k}} (1 + \frac{Η e_{B k}}{6 R e_{B k}} - \frac{Η e_{B k}^{4}}{3 f_{k}^{3} R e_{B k}^{7}})$ (9)

式 (9) 中:ReBk为宾汉流体Re数, ReBk=Dρv/ηB;HeBk 为ICF段的宾汉流体He数, HeBk=D2ρτS/η $_{B}^{2}$ 。

当停输原油发生屈服且在管内流动时, 流速增大, 流动状态由层流变为紊流, 对于ICF和OGF紊流, 通过Hanks和Dadia[14,15]公式计算紊流内摩擦系数:

fk=10aRe $_{k}^{- 0.193}$ , (10)

式 (10) 中:a=-1.738 (1+0.146exp (-2.9×10-5Hek) ) 。

式 (18) 和式 (19) 的计算仅适用于He≥1 000[14]时的情况, 当He<1 000时, 流体按层流计算, 在Re=2 300处层流变为紊流, 摩擦系数为

确定摩擦系数fk后, 在每一个时刻t, 根据流程即可求出再启动过程管道内体积流量、界面位置及压力变化情况 (见图3) 。

OGF段逐渐减少直至清除, 在每个时间步长内, OGF的位置被更新, 如它还没到达管道末端, 再启动过程就没有停止。OGF的特殊处理必须进行, 计算总压降时流出管线的压降要去掉。

3 模拟计算结果

大庆含蜡原油流动性参数选取如下:τy (0) =32 Pa, τy (∞) =5.5 Pa, k=0.002 58 s-1。L=10 km, D=0.305 m, 启动泵压ΔPT=4.4 MPa, 室外温度-18℃, β=1.127×10-7。

当Rek≥Rekc时, 产生紊流。紊流出现的时间在图4中有标记, ICF (○) , OGF (●) , 流体全部是紊流的标记为:ICF (□) 和OGF (■) 后, 当ΔPT≥1 900 000 Pa时, (○□) 几乎同时出现。ICF首先出现紊流, 是因为ICF流体屈服应力小, 低于OGF屈服应力, 当ΔPT=4.4 MPa时, ICF开始流动时就是紊流, 当作用压力下降时, 紊流出现推迟, 当ΔPT=1.4 MPa时, ICF和OGF一直保持层流状态, 只是在OGF清除管道时ICF的始端出现紊流。

图5是Re数分布图, 从图5中可以看出, 当ΔPT=3 400 000 Pa时, 临界Re 数对应图5中符号出现的位置。Re 数与体积流量成正比, 与塑性黏度成反比, 当η=ηB, Re数沿管道均匀变化, 由于体积流量增加, Re数升高。临界ReC数表示ICF-OGF所在位置的Re数, ICF的ReC小是因为它的屈服应力小于OGF的屈服应力, 由于管线压力使密度沿着管线位置变小而使ICF和OGF的ReC沿管线减小, OGF的ReC随着时间变小是由于凝油屈服应力降低。而在ICF中屈服应力不随时间而变是常数, 所以它的ReC保持某一常数不变。

从图5中可以看出, 紊流首先在ICF-OGF界面开始出现, 然后快速传递给ICF, 当t=269 s时, ICF完全变成紊流。当t=390 s时, OGF的紊流首先在下游末端出现, 然后向上传递, 直到t=485 s时, OGF流体全部变为紊流。

4 结论

当压力较大时, 紊流首先在ICF-OGF界面开始出现, 然后ICF出现紊流, ICF逐渐完全变成紊流后, 接着OGF的下游末端开始出现紊流, 然后向上传递。当作用压力下降时, 紊流出现推迟, 如果启动压力太小, ICF和OGF一直保持层流状态, 只是在OGF全部流出管道时ICF的始端才出现紊流。

再启动过程中, Re数沿管道均匀变化。ICF的ReC小于OGFReC, ICF和OGF的ReC沿管线减小。

汽轮机启动过程分析篇7

关键词：CFB,锅炉,启动,问题分析,对策

前言

某电厂2台DG450/9.81-1型CFB锅炉，它的燃烧设备由燃烧室、给料装置、分离装置、回送装置、燃油点火装置等主要部件组成。燃烧室底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，通过膨胀节与风道点火器相连，有2台风道高能点火燃烧器，炉膛密相区水冷壁前后墙上还分别设置了2只床上点火油抢，用于锅炉启动点火和低负荷稳燃。一次风由点火风道进入燃烧室底部的水冷风室，进而通过布风板、风帽，提供足够的流化风。

1 启动过程的问题及原因分析

1.1 床料的选择

床料作为一个蓄热体，在循环流化床锅炉的点火过程中具有很重要的作用，床料一般要经过加热升温、快速引燃和向稳定状态过渡等几个阶段。从DG450/9.81-1型循环流化床锅炉的启动升温曲线可以看出，床料的加热是一个相对较长、较平稳的过程，升温的热量来自于床下热烟气。在以往启动过程中，有时担心启动过程中出现其他问题，增加启动时间，使得在并网初期只剩下较少的床料，大部分床料以被吹走，所以选择较厚的床料启动。但是由于床料多，炉膛床压就比较高，点火初期升温速度还比较好控制，可以按照升温曲线进行。随着床温的增加，由于床料太厚，要使床料正常流化，需要较大的流化风，加热床料提高床温需要更多的热量，这就需要增加风道高能点火燃烧器出力，根据规程要求，将床下风道点火器出口烟气温度控制在982℃且风室风温在870℃以下，这时还应考虑到点火风道中耐火材料的承受能力，根据厂家的要求，风道壁温要小于1300℃，由于高能点火燃烧器周界风量小，风道点火燃烧器出口烟温得不到很好的控制，经常处于超温状态，烧坏点火风道。由于加热床料需要较长的时间，所以既增加了点火时间，又增加了耗油量。

1.2 点火风道爆燃

运行人员在点火过程中，为提高床温温升率，缩短点火时间，使用流化风量较小，床料得不到良好的流化，启动燃烧器燃烧不良，燃油不能充分燃烧，产生的油气不能及时吹进炉膛抽走，点火风道内积聚大量油气，常造成启动燃烧器灭火。点火初期往往用1只点火燃烧器，待此燃烧器灭了以后，风道不进行充分的吹扫，就紧急点另1只点火燃烧器，此时由于风道有大量的油气，有充分的空气（流化风），一但遇到明火，会使点火风道内油气爆燃，造成点火风道损坏。

1.3 主蒸汽压力偏高，主蒸汽温度低

在点火过程中，压力上升较快，温度上升较慢，当压力达到汽轮机冲转要求时，温度却达不到。只能缓慢升温，增加了点火时间。

1.4 主蒸汽压力、温度急剧升高

床温达到750℃左右时，燃煤易发生爆，床温变化率大幅上升。在几次调峰启动过程中，床温600℃时开始试投煤，此时燃煤得到加热、干燥，挥发，分析出燃烧，夹带少量的细颗粒燃烧。床温从600～750℃，床温虽然不断升高，但燃煤颗粒并没完全燃烧，当挥发分析出时，煤颗粒的表面积最小，此时随着煤粒内部气相物质的逐渐析出煤粒开始膨胀，有时会在煤粒中形成很高的压力，使煤粒产生破损，即产生煤粒的一级破碎。使床内积聚着大量的易燃焦碳，当床温达到750℃左右时大量的焦碳颗粒开始燃烧，造成床温变化率大幅上升，床温跳跃式升高。主蒸汽压力、温度急剧升高。

2 采取的措施

2.1

在床料的选择上, 初始床料可以是粗石灰石也可以是炉渣, 粒径为0～6mm。加入量为850～900mm床高。床料添加完毕后, 应做流化实验, 检验流化是否正常。按规定依次启动各风机, 然后调整流化风量, 随着流化风量的增加, 床面才开始出现鼓泡现象, 最终达到初始流化状态, 记录最小流化风量, 以便在点火、运行时做为参考。床料的粒径分布应该合理, 符合锅炉厂提供的粒径宽筛分要求。床料过细, 不利于蓄热;床料过粗, 会延长加热时间。另外床层不能太薄, 床层太薄不仅不利于蓄热, 而且容易造成床面吹穿, 流化不良, 对后期着火及带负荷不利。选择了合适的床料量和床料粒度, 在点火过程中, 基本可以按照给定的升压曲线进行, 点火燃烧器的出力得到了控制, 风道点火燃烧器出口烟温也控制在合理的范围内, 缩短了点火时间, 避免了烧坏点火风道, 节省了点火用油。

2.2点火风道的防爆。

根据流化实验确定的最小流化风量, 在吹扫和点火过程中, 流化风量不小于最小流化风量, 以保持点火风道到炉膛的通风良好。点火前炉膛吹扫5min, 按程序启动点火燃烧器, 调整油量, 观察燃烧情况, 调到最佳燃烧状况。当点火燃烧器灭火时, 及时切除燃料, 吹扫5min, 待将油气充分吹扫干净后, 方可再次启动点火燃烧器, 包括启动另外1只。2只点火燃烧器启动时间间隔应在5min以上, 并且运行中的点火燃烧器应燃烧良好。

2.3循环流化床锅炉在启动过程中的升温

为提高启动过程中主蒸汽温度的温升率, 加大了汽轮机电动主闸门门前疏水管管径, 加大了总的排汽量。同时在点火初期将旋风分离器的向空排汽打开, 以增大总的排汽量。通过增大总的排汽量, 升温、升压基本上按照锅炉厂给定的曲线进行。值得注意的是, 随着压力、温度的升高, 要密切监视过热器的壁温, 随时关闭旋风分离器的向空排汽, 避免过热器超温。

2.4防止爆燃及发生暴燃后采取的对策

当床温达到600℃时, 达到投煤条件, 此时可以, 在左右炉膛区域各启动1台给煤机, 并将出力调至炉膛额定燃料量的50%, 进行一次3～5min的给煤, 然后停止给煤机, 观察氧量变化及床温变化, 当床温先降后升并且逐渐增大, 氧量开始下降时可判断燃煤已经着火。在此阶段主要以挥发分析出与燃烧为主, 化学反应速率远低于扩散速率, 挥发分析出后形成的多孔大颗粒焦碳在此工况下也开始燃烧, 无孔大颗粒焦碳则不能燃烧, 所以此时不能连续给煤, 应采用脉动的给煤方式进行, 使床温缓慢上升, 避免聚集大量未燃烧的焦碳颗粒。随着床温的逐渐升高, 焦碳处于动力燃烧或过度燃烧工况, 此时焦碳内部的小孔增加, 这样就削弱了焦碳内部的连接力, 当连接力小于施于焦碳的外力时, 焦碳产生碎片即二级破碎, 二级破碎是在挥发份析出后的焦碳燃烧阶段发生的, 控制好此阶段的床温上升速率, 就能避免焦碳爆燃, 避免床温阶跃, 此时床温达到750℃左右, 可以连续给煤。如果没控制好升温速度, 发生床温大幅升高时, 不要盲目的大幅加大流化风, 应在调节流化风的同时观察床温变化率, 待床温变化率上升变缓, 可停止加流化风。接下来会发现床温变化率有下降趋势, 此时应注意及时补充相应的煤量, 否则会由于循环流化床的热惯性, 使床温下降较快, 如果调节不及时, 会使床温出现多次反复, 影响升温升压。

3 结束语

通过对循环流化床点火过程各阶段的分析，针对点火过程中出现的问题，找出了相应的对策，避免了烧坏点火风道、点火风道爆燃、床温阶跃变化等事故的发生，有效的缩短了锅炉启动时间，节省了启动用油。由于循环流化床锅炉较大的热惯性，所以在投煤以后煤量变化所造成的扰动有一定的迟滞性，所以要根据煤量、风量的变化总结其变化规律，更好的指导锅炉的启动，使锅炉启动按照锅炉厂给定的升温升压曲线进行。

参考文献

[1]岑可法, 倪明江等.循环流化床锅炉理论设计与运行[M].中国电力出版社, 1997.

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