循环运行（精选12篇）
循环运行 篇1
现阶段, 大中小型热电厂、炼油厂选择的冷却水系统都是用水来作为冷却介质的系统, 根据其冷却形式主要分为直排式和循环式。以我们中石油系统炼化企业循环水装置为例, 大多采用间接式敞开循环冷却方式, 水的冷却主要是在冷却塔内完成的, 循环水经过换热设备升温后至冷却塔, 通过蒸发散热, 接触散热和辐射散热三个过程而得以冷却, 冷却过程主要是由蒸发散热和接触散热同时来完成的。在冷却水循环利用时, 由于悬浮物、溶解盐类的浓缩等原因, 在循环冷却水中易发生腐蚀、结垢、微生物粘泥等水质问题, 造成循环水水质恶化。循环水水质直接影响整个循环水系统安全平稳的运行, 同时对于环境也起到很大影响, 下面就循环水主要水质指标对循环水系统和环境影响进行分析:
一、p H值的影响
由于中石油炼化企业循环水系统的材质大都采用的是铸铁材质, 因此p H值对金属腐蚀速率有很大的影响。其原因主要取决于该金属氧化物在不同的p H值下的溶解程度。例如我们公司循环水系统材质主要采用的是铸铁材质, 因此对p H值的要求较为严格, 因为铸铁材质的氧化物易溶于酸性溶液, 不易溶于碱性溶液, 因此该循环水系统材质在p H较低的情况下腐蚀较快, 则p H呈中性或者略大约7的时腐蚀较慢。因此在实际生产运行中, p H值大于4.3且小于9.0之间时, 腐蚀速度变化很小;在p H值小于4.3时, 会发生酸性腐蚀, 金属腐蚀加快, 在p H值大于9时, 在循环水管网和设备内部表面形成钝化膜, 减小设备和管线的腐蚀速率。
二、浓缩倍数
浓缩倍数是冷却水系统安全平稳和节能的一个很重要的指标, 通常采用循环水中和补充水中的氯根的比值作为循环水的浓缩倍数。因为氯根物质大都溶解于水, 不会在系统管线和换热设备上产生沉积, 因此一般采用氯根计算浓缩倍数。理论上浓缩倍数越高, 所需的补充水量越少, 因此节水率就越高, 但是, 浓缩倍数与节约水量之间并非是线性关系。实际上, 过多地提高浓缩倍数, 首先会使循环冷却水中的硬度、碱度和浊度升得太高, 水的结垢倾向增大很多, 从而使结垢控制的难度变得太大;其次还会使循环水中的腐蚀性离子和腐蚀性物质的含量增加, 水的腐蚀性增强, 从而使腐蚀控制难度增大;最后如果过多地提高浓缩倍数, 会使循环水投加的药剂在冷却水系统内的停留时间增长而水解。因此浓缩倍数不是越高越好。因此, 一般循环水的浓缩倍数控制在5以上。
三、腐蚀速率
腐蚀速率主要是造成循环水系统管线和换热器的腐蚀, 极易造成管线腐蚀泄露, 换热设备腐蚀损坏, 严重的造成换热器大量泄露和安全事故, 减少设备寿命, 增加不必要的经济损失和人身安全事故。因此需添加相应的缓蚀剂来控制循环水系统的腐蚀速率, 所以循环冷却水经化学处理后, 其效果应达到国家〈〈工业循环冷却水处理设计规范〉〉GB50050—95标准要求:碳钢≤0.125mm/年铜、铜合金及不锈钢≤0.005mm/年。
四、循环水水垢
首先循环水水垢垢层越厚, 换热器换热效率越低, 能源消耗也越大, 不但造成循环水系统水源上和能源上的大量损失, 而且还会影响生产装置产品的产量和质量;其次, 水垢大量的形成减少循环水换热面积, 增加能耗, 同时系统阻力增加, 使生产装置的介质达不到换热效果而直接影响生产;结垢最严重的甚至将换热管道完全堵死, 循环水系统无法实现循环流通而造成生产事故或紧急停车;水垢在金属壁上的沉积, 从而导致循环水材质发生垢下腐蚀, 增加了循环水管线和设备的腐蚀速率;最后, 水垢的形成增加清洗次数和费用, 并且频繁的清洗必将加速设备的损耗, 影响材料性能, 降低使用寿命, 造成很大的经济损失和严重的安全隐患。现阶段, 循环水系统大多采用定期投加阻垢剂的方式来控制循环水系统污垢形成速率。
五、浊度
如果循环水系统水质浊度较高, 会导致循环水结垢倾向变大, 因此循环水水质浊度越低越好。循环水浊度值的变化也直接反应了循环水水质的变化, 因此, 要时刻监控在线浊度值的变化, 如果发现较大变化就要及时查找原因, 例如:生产装置物料的泄露、循环水直补水或者回用水水质情况等都会造成循环水浊度的波动。
六、溶解盐类
水中溶解盐类的浓度对腐蚀的影响有两个方面: (1) 水中溶解盐类浓度增加时, 使水的导电性增大, 容易发生电化学作用, 增大腐蚀电流, 使腐蚀增加; (2) 当溶解盐类增加到一定浓度时, 可使水中氧的溶解度下降, 阴极过程减弱, 腐蚀速率变小, 在通常情况下, 可以认为水的腐蚀性随盐类浓度的增加而增加。
七、悬浮物
如果循环水系统中悬浮物含量较高, 那么微生物与悬浮物、二价铁离子能吸附和聚集在换热器和管道壁上形成结垢和粘泥, 从而加剧换热设备和管线的腐蚀并影响换热效果。此外, 悬浮物还有促进微溶盐结晶沉淀, 因此根据国家标准要求悬浮物浓度一般控制在10~20mg/l。
八、微生物
由于循环水系统温度适宜, 一般循环水温度范围20~40℃;p H值适合, 一般循环水PH值在6.5~9.0;氧的供给情况, 水中溶解氧升高, 而污垢下缺氧, 固耗氧菌、厌氧菌都有生长的条件;营养丰富, 水的浓缩倍数, 水处理剂, 工艺泄漏, 大气及水源污染等增加营养。因此, 循环水很适宜微生物的生长和大量繁殖。微生物的繁殖、新陈代谢易造成循环水的微生物腐蚀和结垢腐蚀, 而且微生物的滋生加速了循环水中粘附物的沉积, 使循环水系统内结垢的倾向变大。而微生物造成的微生物腐蚀和结垢又会加剧循环水系统的腐蚀和结垢, 因此而恶性循环。
九、总铁、铜
总铁、铜离子析出在碳钢表面形成腐蚀微电池, 加速金属的腐蚀。
因此, 除了以上指标外, 循环水系统运行压力、运行温度、电导率、余氯、COD等指标都会影响循环水系统安全平稳的运行。除了以上所述增加必要的阻垢剂、缓蚀剂、杀菌剂等药剂外, 还要对循环水循环量的3%-5%进行旁滤 (一般采用石英砂滤料) , 并定期进行循环水和直补水的置换, 以保证循环水水质的合格。若循环水水质不采取必要的水处理技术加以解决, 不仅会造成循环水水量浪费、设备损坏、换热效果降低, 严重的会造成汽机、锅炉和其他生产装置的紧急停车, 甚至造成更大的安全事故和环境污染, 给公司的生产运行造成巨大的经济损失。
循环运行 篇2
批准： 审核： 编写：
前 言
本规程根据以下资料编写：
1、济南锅炉厂YG－130/3.82-M6型循环流化床锅炉《设计说明书》和《使用说明书》。
2、《电业安全工作规程》（热力机械部分）。
3、济南明水热电有限公司YG－75/3.82-M1型循环流化床《锅炉 运行规程》。本规程的编写过程中，综合吸取了许多厂家130t/h循环流化床锅炉的运行经验结合本公司75t/h循环流化床锅炉的运行实际情况和新建130t/h循环流化床锅炉的特点，力求使本规程规范、实用，具有可操作性。
4、锅炉运行管理制度同＃6、7、8炉，本规程不再编制。
本规程为使用版本，待锅炉正常运行后，执行的过程中有补充改进建议，请反馈给生产部，按规定予以重新修订，使本规程得到不断的完善。
2005年10月1日
目录
第一篇 设备技术规范
第一章 锅炉机组的简要特性
第二章 锅炉技术规范
第二篇 锅炉机组的启动
第一章 锅炉机组启动前的检查与准备
第二章 锅炉点火、升压及并炉
第三篇 锅炉运行调节
第一章 锅炉运行参数的控制与调整
第二章 锅炉运行中的监视及调整
第三章 锅炉的排污
第四篇 锅炉压火和停炉 第一章 锅炉压火
第二章 锅炉的正常停运
第五篇 锅炉机组的故障处理 第一章 总则
第二章 事故分析及处理
第一篇
设备技术规范 第一章 锅炉机组简要特性
一、锅炉简介
1、锅炉概况：
（1）型号：YG130/3.82—M6（2）制造厂家：济南锅炉集团有限公司（3）制造日期：2005年7月
（4）安装日期：2005年7月－10月（5）投产日期：2005年11月
（6）安装单位：山东省建设第三安装有限公司
2、设备概述：
本锅炉是一种自然循环水管锅炉，采用由燃烧室、炉膛、水冷旋风分离器、返料器组成的循环燃烧系统，炉膛为膜式水冷壁结构，过热器分高、低II级过热器，中间设I级喷水减温器，尾部设两级省煤器和一、二次风预热器。设备简介：
（1）锅筒
锅筒内径为1500mm，壁厚为46mm筒体全长10566 mm，筒身由20g钢板卷焊而成，封头是用同种钢板冲压而成。
锅筒内部装置由旋风分离器、顶部分离板、连续排污管、加药管等组成。旋风分离器直径为φ290，共40只。
由旋风分离器出来的蒸汽穿过上部波形板箱，再经锅筒顶部波形板分离器箱，然后由蒸汽引出管到过热器系统。在锅筒顶部布置有波形板分离箱做为细分离，并在波形板分离器下装有12根水管，把分离箱中带进的水分再送回锅筒的水容积之中，以保证蒸汽品质。在集中下降管进口处布置了十字挡板，消除下降管带汽及抽空现象，锅筒上除布置必需的管座外，还布置了再循环管座，吹灰管座，备用管座。为防止低温的给水与温度较高的锅筒筒壁直接接触，在管子与锅筒筒壁的连接处装有套管接头。给水进入锅筒之后，沿锅筒纵向均匀分布。
锅筒内正常水位在锅筒中心线下100 mm处，最高、最低安全水位距正常水位为上下各75mm。锅筒装有两只就地水位表，此外还装有两只电接点水位表，可把锅筒水位显示在操作盘上并具有报警的功能。另外，锅筒上配有备用水位管座，用户可用于装设水位记录仪表水位冲量等仪表，可实现对水位的自动控制、自动记录。为提高蒸汽的品质、降低炉水的含盐浓度，锅筒上装有连续排污管和炉内水处理用的加药管，连续排污率为2％。
锅筒通过两套悬吊装置悬挂于钢架上，可沿轴向自由胀缩。（2）水冷系统
炉壁、炉顶均由膜式水冷壁组成，通过水冷上集箱上吊杆悬挂于钢架上。炉膛横截面为3972×7750mm 2；炉顶标高为31380 mm，膜式水冷壁由φ60×5和6×45 mm扁钢焊制而成。燃烧室为φ60×5的膜式壁管组成，其上焊有销钉，用以固定耐火材料。燃烧室上部与炉膛膜式水冷壁相接，下部与水冷风室及水冷布风板相接。水冷风室由膜式水冷壁钢管组成，内焊销钉以固定耐火材料。水冷布风板由φ60的钢管及6×45扁钢组焊而成，在扁钢上开孔与钟罩式风帽相接。
为了增加受热面，使锅炉有一定的超负荷能力，在炉膛内增加3片自然循环的翼形水冷壁，每片水冷壁由16根φ60的钢管及6×20.5扁钢组焊而成，为减小锅炉管子磨损，整体弯头由耐磨浇筑料防护。
除翼形水冷壁外，炉膛部分分成左、右、前、后四个水循环回路，引汽管由φ133×6组成及φ108×4.5钢管组成，集中下降管由5根φ273×12钢管组成，在每隔集箱装有排污阀门以便定期排污。
为了降低返料温度，降低炉墙重量，缩短起炉时间，增加密封信及运行的可靠性，设置了两个水冷旋风分离器。
水冷旋风分离器有以下特点：
1、耐火材料用量降低，从而使锅炉承重减轻，用户耐火材料费用减少。
2、锅炉启动时间明显缩短。
3、与炉膛相对膨胀量减少，增加了密封的可靠性。
4、锅炉本体耗钢大幅增加。但用户成本降低明显。
每个分离器由120根φ51×5管子和上下两个环形集箱焊接而成，管子上焊有销钉以敷设高强度耐火浇筑料，整个分离器有上集箱支吊向下膨胀，下集箱与固定料腿设有膨胀节以保证密封。
旋风分离器内衬采用耐磨、隔热材料。耐磨、隔热材料不修补的运行周期为二年，二年后每年的更换量不超过总重量的5% 在锅炉正常运行的条件下，环境温度为27℃时，旋风分离器外表面温度不大于50℃，当环境温度大于27℃时，旋风分离器外表面温度允许比环境温度高25℃。
旋风分离器下端回料立管结构合理，确保分离效果，并避免噎塞或气流扰动影响分离效果。旋风分离器上部烟气出口即中心筒采用耐磨耐高温材料制造，出口管延长进旋风分离器筒体一定长度以阻止烟气短路。
以上所用钢管材料均为20（GB3087－1999）无缝钢管。（3）过热器
本锅炉过热器分II级，分为保护旋风筒出口及尾部烟道顶部的炉墙，在此部位特别设有炉顶包覆管，包覆管下部含有销钉，其上固定耐火浇筑料，过热蒸汽从锅筒由连接管引入顶棚管进口集箱再进入吊管进口集箱，经悬吊管引入吊管出口集箱进入低温过热器加热后，分别进入两个喷水减温器后引入高温过热器进口集箱，经高温过热器管系加热后进入高过出口集箱。再由连接管引入集汽集箱，经主汽阀送至汽轮机。
低温过热器管系、高温过热器管系均由φ38×4的管子组成，为降低磨损和集灰均采用顺列布置。每级过热器迎风第一排管都设有防磨罩。过热器减温系统采用喷水减温，减温器置于两级过热器之间，这样既可保证汽轮机获得合乎要求的过热蒸汽，又能保证过热器管不致于因工作条件恶化而烧坏。
为保证安全运行和传热效率，低温过热器采用逆流布置，高温过热器采顺流布置，低温过热器采用20（GB3087－1999）无缝钢管。高温过热器高温段采用15Cr2MoG的低合金无缝钢管。
（4）省煤器
省煤器系II级布置。采用螺旋鳍片管省煤器。
均为φ32×4的20G无缝钢管弯制的蛇形管，给水沿蛇形管自下而上，与烟气成逆向流动。螺旋鳍片管共45排，顺列布置，横向节距70mm，横向节距100mm，由省煤器管支架支撑在空心梁上。
为保护省煤器，在汽包和下级省煤器之间设有再循环管道，以确保锅 炉在启动过程中省煤器管子的水能进行自然循环。
锅炉尾部烟道内的省煤器管组之间，均留有人孔门和足够高度得空 间，以供检修之用。
省煤器入口集箱设置牢靠的固定点，能承受主给水管道一定的热膨胀 推力和力矩。（5）空气预热器
锅炉采用管式水平布置空气预热器。空气预热器为两级，三流程布置，空气分别由一次风机和二次风机从上下两个入口空气预热器，上面入口为二次风空气预热器，下面入口为一次风空气预热器，两级空气预热器除末级外均用φ41×1.5的焊接钢管制成，末级采用搪瓷管，以缓解冷端低温腐蚀。烟气在管内自上而下流动，空气在管外横向冲刷，二次风经过三个行程后进入二次风管，一次风经三个行程进入一次风管。
一、二次风预热温度分别达到150℃。空预器设置安装露点测量装置的预留位置。
空预器每级漏风系数保证第一年运行不超过0.03，长期运行不超过0.05。空预器下部烟风接口距地面有足够的净空，供烟风道及除灰设备的布置。（5）燃烧系统
燃烧系统由燃烧室、炉膛、旋风分离器和返料器组成。炉膛下部是密相料层，最低部是水冷布风板,在布风板上的鳍片上装有耐热铸钢件风帽，该风帽为钟罩式风帽。锅炉燃烧所需空气分别由一、二次风机提供，一次风机送出来的风经一次风空气预热器预热后，由风室通过安装在水冷布风板上的风帽进入燃烧室。燃煤经设在炉前的4条刮板给煤机送入燃烧室落煤口上方设置了播煤风。
二次风约占总空气量的50％（根据煤种稍有区别），经过空预器预热后，通过喷嘴分上、下两层进入炉膛，以利于燃烧调整和控制氮氧化物的排放。整个燃烧是在较高流化风速下进行，炉温控制在800～900℃，含灰烟气在炉膛出口处分左右两股，切向进入两个旋风分离器，被分离的细颗粒经返料器返回炉膛循环再燃烧，离开旋风分离器的烟气经过热器进入尾部烟道，随烟气排走的微细颗粒可由锅炉后部的电除尘器收集。
旋风分离器采用特殊成熟结构，可保证分离效率≥99.5％。由于分离效率高，可保证炉膛内有足够的循环灰量，减少尾部烟气含灰量，有利于尾部受热面的防磨。为保证返料器的工作可靠，进入返料风室的高压风需单独高风压、低风量风机以保证返料器畅通、降低循环灰在返料器内的再燃率，同时在分离器处布置水冷系统，以降低循环灰温度。每个水冷套由管子和上下两个环形集箱焊接而成，管子上焊有销钉以敷设高强度浇注料，整个水冷套由下集箱支撑在返料器耐火材料上整体向上膨胀，上集箱与锥体固定耐火材料处设有膨胀缝且上集箱引出管与护板设有膨胀节以保证密封。
燃烧后的灰渣，较大颗粒可经炉底4个φ159的冷灰管排走，而较小颗粒可以从旋风分离器下的返料器的细灰管排走。
本炉为床下动态点火，在风室后侧布置点火器，点火用油为0＃轻柴油，油压为2.45Mpa。（6）炉墙
由于采用膜式水冷壁，炉膛部分采用敷管轻型炉墙，旋风分离器、斜烟道、炉顶和尾部烟道用耐火砖或耐火混凝土和保温层砌成，其重量分别通过钢架传到基础。考虑到炉墙受热后的膨胀，对于炉墙面积较大的部分及其接合处设有膨胀缝，为了保证炉墙金属及浇注料安全运行，炉墙升温和降温速度应控制在每小时100~150℃之间。（7）锅炉管路 锅炉采用单母管给水，锅炉给水通过操纵台，然后进入省煤器，从省煤器出口集箱出来后，由汽包给水管引入汽包。
在汽包和省煤器之间装有不受热的再循环管，为保证锅炉点火启动和停炉冷却过程中省煤器内水的流动，在点火和停炉过程中不向汽包进水时，开启再循环管路上的阀门，这时由于省煤器管内水温较高，而产生自然循环，使省煤器管子得到冷却。在汽包上装有连续排污管，在各水冷壁下集箱分别装有定期排污管，在各需要疏水的部位还装有疏水用的阀门和管路。（8）锅炉脱硫
锅炉在燃用含硫量较高的燃料时，脱硫是通过炉前螺旋给煤机向炉内添加0~2 mm的细粒石灰石来实现的（现由燃料添加），由于本燃烧系统采用低温燃烧，该温度区对脱硫最有利。细粒石灰石在高流化风速下在整个炉膛内与烟气充分混合接触，又经分离器和返料器多次循环利用，石灰石利用率高，脱硫效率高。煤中所含硫分在燃烧后被固化在炉渣中，随炉渣排出。
锅炉采用露天布置，运转层高为7米，锅炉标高从零米算起，锅炉的构架全部为金属构架。
3、主要参数：
额定蒸发量
130t/h 脱硫效率
87% 额定蒸汽压力
3.82MPa 钙硫比
2—2.3 额定蒸汽汽温度
450℃
燃料消耗量
30910 Kg/h 给水温度
150℃
燃料的颗粒度要求 ≤13mm
一次风预热温度
150℃
含氧量
3—5% 二次风预热温度
150℃
热效率
90.2% 一二次风占总风量份额
6：4 燃烧效率
95－99％
排烟温度
140℃
减温方式
混合式一级减温 连续排污率
2% 除尘方式
静电除尘 水压试验容积
66.4 m3 煮炉水容积
m3 正常运行水容积
m3
设计燃料
Qdw=12146KJ/Kg 石灰石的颗粒度要求 ≤2mm
锅炉外形尺寸：宽度（包括平台）14400mm
深度（包括平台）23200mm
锅筒中心线标高
34500mm 本体最高点标高
38400mm 锅炉总量：935000Kg 室外露天布置,地震烈度7度
第二章 锅炉技术规范
一、辅机规范 #9炉送风机
技术项目
技 术 规 范 型
号
QAG—2C—16D 主轴转速
1450转/分 全
压
14871Pa 风
量
89748m3∕h 电机功率
560KW 出厂编号
1026 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
YKK450—6—4 功
率
560KW 定
子
10000V 39.8A 频
率
50Hz 转
速
1490r∕min 功率因数
0.87 轴承型号
NU228E∕C3 轴 伸 端
6226∕C3 重
量
3850kg 防护等级
IP44 冷却方式
1C611 绝缘等级
F 接
法
Y 环境温度
40℃ 出厂编号
510001 出品日期
2005年10月
制造单位
西安西玛电机(集团)有限公司 配用调速型液力偶合器 型号
YOTCGD650 额定转速
1500r∕min 功率范围
250—730KW 重
量
1800kg 出厂编号
0509 出厂日期
2005年9月20日 制造单位
大连液力偶合器厂
#9炉引风机
技术项目
技 术 规 范 型
号
QAY—1×2—21F 主轴转速
960转/分 全
压
5602Pa 风
量
329100m3∕h 电机容量
800KW 出厂编号
1028 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
YKK560—1—6 功
率
800KW 定
子
10000V 57.7A 频
率
50Hz 转
速
990r∕min 功率因数
0.85 轴承型号
NU2234E 6234E 轴 伸 端
NU2232E 重
量
6750kg 防护等级
IP54 冷却方式
1C611 绝缘等级
F 接
法
Y 环境温度
40℃ 出厂编号
510001 出品日期
2005年10月
制造单位
西安西玛电机(集团)有限公司 配用调速型液力偶合器
型
号
YOTCGD875
额定转速
1000r∕min
功率范围
355—960KW 重
量
3000kg 出厂编号
0509 出厂日期
2005年9月20日 制造单位
大连液力偶合器厂
#9炉二次风机
技术项目
技 术 规 范 型
号
QAG—7—14.5D 主轴转速
1450转/分 全
压
9200Pa 风
量
94400m3∕h 电机容量
315KW 出厂编号
1027 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
YKK450—1—4 功
率
315KW 定
子
10000V 23.0A 频
率
50Hz 转
速
1490r∕min
轴承型号
NU228E∕C
3轴 伸 端
6226∕C3 重
量
3520kg 防护等级
IP44 冷却方式
1C611 绝缘等级
F 接
法
Y 环境温度
40℃ 出厂编号
510001 出品日期
2005年10月
制造单位
西安西玛电机(集团)有限公司
#9炉返料风机(2台)技术项目
技 术 规 范 型
号
8—09—9D 主轴转数
2900转/分 风
量
4138 m3∕h 全
压
20558Pa 出厂编号
1029 1030 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
Y225M—2 电机功率
45KW 电压
380V 电
流
83.9A 频
率
50Hz 转
速
2970r/min 噪
声
97dB（A）绝缘等级
B 工 作 制
S1 电机重量
286kg 防护等级
IP44 接
法
△
出厂编号
72633 30028 制造日期
2004年9月
制造单位
渐江永发机电有限公司
#9炉刮板机(4台)技术项目
技 术 规 范 型
号
KSⅢ300×6.82M 出厂编号 31 32 33 制造单位
博山社会福利水泥机械厂 配 用 电 机
型
号
Y132M—4×5 电机功率
7.5KW 转
速
1440r/min 电
压
380V 电
流
15A 频
率
50Hz 绝缘等级
B 防护等级
IP44 工 作 制
S1 接
法
△ 电机重量
82kg 出厂编号
2235 2682 2683 2684 制造日期
2005年6月
制造单位
山东开元电机有限公司
给 水 泵(2台)技术项目
技 术 规 范 型
号
DG150—100×6 流
量
155 m3∕h 扬
程
603m 转
数
2980r/min 轴 功 率
350KW 吸入压力
0.66MPa 效
率
73% 配用功率
440KW 重
量
2735kg 出厂编号
430192 430193 出厂日期
2005年7月 制造单位
沈阳水泵厂 配用热功汽轮机
型
号
0.4—0.8/0.2 额定功率
0.4MW 进汽压力
0.7MPa 排汽压力
0.2MPa 进汽温度
300℃ 冷却水温
20/33℃ 额定转速
3000r/min 出品编号
2005—08 2005—012 出品日期
2005年6月
制造单位
青岛华捷透平动力设备有限公司
四、A48Y100Ⅰ型弹簧式安全阀
技术项目
技 术 规 范 型
号
A129(A48Y100Ⅰ型 开启压力
4.24 MPa 回座压力
3.82 MPa 开启高度: 25mm 排放压力
4.32 MPa 密封压力
3.82 MPa 排放系数
0.75 公称通径
150mm 弹簧压力级
4.0— 5.0 MPa 喉 径
100mm 工作温度
510℃
出厂日期
2005年6月
五、设计煤种成份分析 1 碳Car % 31.1 2 硫Sar % 3.07 3 氢Har % 2.81 4 氮Nar % 0.81 5 氧Oar % 6.6 6 灰份Aar % 47.8 7 水份War % 7.81 8 挥发份Vdaf % 31.7 9 低位发热量Qnt ar KJ/Kg 12669 10 粒径
mm 0—13
六、热力参数汇总（设计值）：
名称
单位
炉膛
高过
低过
省煤器
二次风预热器
一次风预热器 管径及壁厚
mm×mm 60×5 42×5 42×5 32×3.5 41×1.5 41×1.5 工质入口温度
℃
255 342 255 150 30 30 工质出口温度
℃
255 450 356.1 255 153.4 152.8 烟气入口温度
℃
900 864.00 745 515.00 228.4 185.00 烟气出口温度
℃
892 715.00 620 238.4 185.00 151.00 烟气流速
m/s 5.374 6.613 5.716 6.536 11.4 10.7 工质流速
m/s
20.724 16.397 1.042 5.600 4.500
七、炉水蒸汽品质标
1、炉水标准
序号
名称
分析项目
单位
控制标准
间隔时间
备注 1
给水
PH
硬度
EPb
溶解氧
PPb
二氧化碳
PPM
含铁量
PPb
铜
PPb
含油量
PPm 炉水
PH
PO4－3 PPm
碱度
EPm
SiO2 PPb
导电度
US 饱和
蒸汽
钠离子
PPb
导电度
US
SiO2 PPb
碱度
EPm
过热
蒸汽
钠离子
PPb
SiO2 PPb 疏水
硬度
EPb
Fe量
PPb
第二篇 锅炉机组的启动
第一章
锅炉机组启动或检修后的检查与试验 第一节 禁止锅炉启动的条件
1、锅炉启动的系统和设备检修工作未结束，工作票未销，或检修工作虽结束，但经验收不合格
2、大修后的锅炉冷态试验、水压试验不合格。
3、锅炉过热蒸汽压力表、温度表、炉膛压力表、烟温表、壁温表、汽包水位表、床温表、床压表、床层差压表、炉膛差压表、返料器料温度表、点火风道温度表及流化风量、风压等表记缺少或不正常。
4、锅炉对空排汽阀、事故放水阀、油系统阀门不正常，主要执行机构经实验动作不正常
5、锅炉DCS控制系统不能投入正常运行时
6、大修后的锅炉启动前冷态动力场试验、炉膛布风板阻力试验、U型阀返料器风帽阻力试验以及不同工况下的流态化试验不合格。
7、主要保护连锁试验不合格或不能投入。
第二节 启动前的检查及试验
一、锅炉本体的检查
1、燃烧室、旋风分离器、返料器、烟风道内无人工作，无工具及其它杂物，风帽无损坏小孔无堵塞，流化床风室、点火燃烧器内浇筑料完整、无杂物，各受热面无积灰，排渣门开关灵活并能关闭严密，渣管畅通无阻塞，给煤机及二次风喷嘴无结焦、堵塞。
2、看火门、人孔门完整无缺，检查后各门严密关闭，各种测量和控制仪表附件完整，指针指示在零，并处在工作状态测温热电偶安装就位,校正准确。
3、水冷壁、过热器、省煤器等承压部件经试压合格。
4、各部平台、楼梯、栏杆完好牢固，通道无障碍物和积灰，检修用的脚手架已拆除，各部照明充足。
5、各部控制门、风门、挡板开关灵活，指示位置与实际相符。
6、各部膨胀指示器安装齐全，指针调整零位。
7、盘面清洁，DCS各种指示与实际相符。
8、所有检修工作票注销。
9、安全门正常投入，检查排汽管连接牢固。
二、汽水系统的检查
1、给水系统：给水调节门、给水旁路调节门、辅助给水调节门及放水门关闭。
2、减温器手动门开启，电动调节门关闭。
3、集汽箱出口，主汽门经开关试验开启，旁路门关闭，母管来汽门关闭。
4、疏水系统：主汽门前所有疏水及主汽门后的疏水门开启。
5、放水系统：各联箱的排污门关闭、连续排污二次门、事故放水手动门关闭，定期排污总门、连续排污一次门开启，反冲洗门关闭。
6、给水、蒸汽及炉水取样门、汽包加药门开启。
7、汽包水位计的汽门、水门开启、放水门关闭。
8、所有空气门开启，过热器联箱上的对空排汽手动门及电动门开启。
9、汽包及集汽箱压力表一次门开启，所有流量表的一次门开启。
10、省煤器再循环门上水时关闭，停止上水时开启。
11、检查除尘器处于良好备用状态。
三、给煤设备的检查
1、给煤机插板开关灵活，能严密关闭。
2、给煤机内无杂物，空转运行正常，无异音，处于备用状态（分别空载运行15－20分钟）。
3、煤仓内有足够的存煤量。
四、冷渣器的检查及注意事项
1、检查冷渣器冷却水进口水压是否在规定值（0.2－0.8Mpa）。
2、机器运转平稳后，缓缓打开除渣阀。
3、按运行需要调整筒体的转速，达到要求的排渣量，同时调整冷却水量，以保证排渣温度。
4、检查转动设备的润滑是否正常。
注意事项：
1、若遇有冷渣器事故时可通过紧急排渣，而不影响锅炉正常运行。
2、运行时一定要先通水，然后再转机，最后打开渣门，停机时则步骤相反，同时应确认旋转方向。
3、停机时应先关闭排渣门，然后使设备至少再运行30分钟或无渣排出，方可停机。1小时后方可关闭水门，也可常开。
4、长期停用可通过排水门将筒体内的存水排掉。
五、启动点火器的检查
1、检查油点火器的窥视孔和火焰检测器必须清洁。
2、检查点火器油枪的雾化喷嘴雾化正常。
3、检查油泵及各管路阀门正常。
六、主要辅机的检查
1、引风机、返料风机、一次风机、二次风机、入口挡板完整无缺，调整自如，开关指示与实际相符。
2、风机轴承冷却水畅通、充足。
3、保护罩完整、牢固，各对轮联结完好，地脚螺栓牢固，平台上无杂物。
4、液力偶合器经检修重新注油，第一次启动前其油面应达到最高油位，否则其油位应在最高与最低油位线之间，冷却水畅通，各部位不得有渗漏。
5、轴承座内的润滑油清洁，油位指示在规定位置，清晰可见。
6、电动机周围清洁，地角螺栓牢固，接地线接触良好，停止运行三天以上或检修后的电动机经电气测绝缘合格后方可启动。
七、转动机械的试验
1、各转动机械检修完毕后，请示值长要求送电。
2、带液力偶合器的风机，当新安装或经检修后第一次启动前，应检查电机、偶合器、风机的转向是否相同，只有相同才能试机。
3、检查液力偶合器的电热动执行器的调节灵活性及准确性。启动时和停机前导管须调到开度K=0%位置上，以确保电机空载启动。
4、电动机启动电流在规定时间内恢复正常，否则应将其停止，待缺陷消除后重新启动。
5、加油时打开偶合器箱盖上的注油器帽，把油注入，使油位达到规定的“最高油位”，然后开启设备，将液力偶合器导管调到最低转速位置，进行短时间运转，供油泵使油通过管路和冷却器进行循环，停机后加油，使油面达到“最高油位”处，但必须注意不能注油过多。油的牌号为6#液力传动油或20#汽轮机油，不允许使用混油，加油用容器必须保持清洁。
6、启动风机的顺序是：引风机、返料风机、一次风机、二次风机、此时可检查风门的严密性，试运时注意转动方向是否正常，有无磨擦和振动及轴承发热现象。
7、试运时间新安装和大修后为6—8小时，轴承温度不超过80℃，风机轴承振动：引风机不超过0.13mm，一、二次风机不超过0.10mm，返料风机不超过0.06mm，串轴不超过2—4mm。
八、操作室及DCS检查
1、操作室照明充足，光线柔和。
2、DCS系统所有仪表、信号开关及切换开关配备齐全，完整好用，指示准确。
3、盘面规整，系统走线清楚正常，所有标志齐全，名称及颜色正确，字迹清晰。
4、报警器好用，响声宏亮。
5、联系热工，确认一次元件完整良好，且与DCS联调完毕。
九、联锁试验
1、投入总联锁开关。
2、启动引风机、一次风机、二次风机、给煤机。
3、用事故按钮依次停止给煤机、二次风机、一次风机及引风机以检查事故按钮的灵活性。
4、用事故按钮停止引风机，此时一次风机、二次风机、给煤应相继跳闸。
5、若试验动作不正常，通知电气、热工人员处理。
6、全部试验合格后，投入联锁开关，请示值长，做好设备的启动准备。
7、联系热工及电气将仪表及电动阀门电源送电。并试验其灵活性。第二节 水压试验
新安装的锅炉或承压部件经过检修，应进行水压试验（压力为正常的工作压力），以检查受热面、汽水管道及其阀门的严密性；特殊情况下须做超水压试验。
一、水压试验范围：、汽包及附件、人孔门、管座等。、水系统：下降管、导水管、布风板水冷管、水冷壁及其进出口联箱、导汽管、翼形水冷壁、省煤器及其进出口联箱、水冷套及其进出口联箱、给水管、再循环管等。、过热器系统：饱和汽引出管、顶棚包覆管过热器、吊管、低温过热器、高温过热器，各级过热器进出口联箱、各级过热器连通管道、减温及主汽门前过热蒸汽管道。、锅炉范围内管道：
一、二级减温水管、事故放水管、定连排管、疏放水管、安全门、水位计（只参加常压试验，不参加超压试验）、压力表盘管,压力表，温度取样等一次门前的管道及阀门。
二、水压试验前的准备工作、在锅炉承压部件检修完毕，汽包、联箱的孔门封闭严密，汽水管道及其阀门附件连接完整，堵板拆除后进行。、司炉在上水前，应详细检查锅炉承压部件的所有热机检修工作票已经终结或注销。检修工作负责人及工作许可人共同确认与试验设备有关处无人工作。
3、锅炉值班员应该做以下工作：
4、通知检修人员将所有安全门锁定（做超水压试验）（即解列所有安全门）。
5、检查关闭锅炉所有疏、放水门、排污门，取样一次门、主蒸汽电动门、旁路门。
6、开启本体空气门，汽包就地水位计投入（超压试验时应解列）。
7、通知化学备足试验用除盐水，并关闭各化学取样二次门。
8、检查完毕，准备工作结束，汇报值长，开始锅炉上水。
9、锅炉水压试验上水的水质、温度、时间要求：（1）上水必须是合格的除盐水。
（2）上水温度一般控制在20—70℃之间，上水温度与汽包温度的差值不大于40℃。（3）、上水速度应绶慢、上水时间夏季不少于1.5小时，冬季不少于2小时，若水温与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。（4）、上水前后，应分别检查和记录机组各部膨胀指示器数值。（5）、在上水过程中应经常检查汽包、联箱的焊口，各部阀门、堵头等是否有泄漏现象，上水至水位-100mm，停止上水，观察汽包水位应不变，若水位有明显变化应查明原因，予以消除。
二、工作压力水压试验操作
1、当锅炉上水到过热器空气门来水后，关闭空气门。
2、上满水后报告值长，联系汽机做好防止汽轮机进水的措施。
3、锅炉升压用给水总门控制压力，缓慢升压，升压速度每分钟不超过0.3Mpa。
4、当压力升至工作压力时（3.82Mpa）应立即停止升压，维持压力稳定，通知有关人员进行全面检查，当全面检查及试验完毕后方可降压，降压应缓慢，降压速度每分钟不超过0.1－0.2Mpa。
5、停止升压5分钟后压力下降不超过0.1—0.3 Mpa，承压部件无漏水及湿润现象，无残余变形即为合格。
三、超水压试验操作
锅炉除定期检验外，有下列情况之一时，应进行超水压试验。
1、新装、迁装的锅炉。
2、超水压试验压力为汽包工作压力（4.2Mpa）的1.25倍即5.2MPa。
3、超水压试验时应解除水位计和安全门。
4、在工作压力之前的升压过程同正常工作压力水压试验方法步骤相同。
5、从工作压力上升至超压试验的压力时，压力的上升速度每分钟不超过0.1 Mpa为限，当压力达到汽包压力的1.25倍时，立即停止升压，保持5分钟后降到工作压力，再进行检查，检查期间压力保持不变。
6、经检查受压之元件金属壁和焊缝无水珠和水雾的漏泄痕迹，经宏观检查，受压部件无明显的残余变形即为合格。
四、水压试验注意事项
1、整个水压试验（超压试验）应设专人监视和控制压力，并将试验结果及发现问题做好记录。
2、试验前压力表应校验准确，并不少于二块，试验压力以汽包压力为准，两块压力表的取点不允许来自一个表管。
3、若在控制室监视压力应考虑高度差，为防止误将压力升高，应在压力表试验压力刻度处作临时红线，以示醒目。
4、水压试验时不允许影响运行炉的运行工作。
5、水压试验如在冬季进行，应做好防冻措施。
6、水压试验时，由运行分场专业主任主持，生技部部长、安监部部长、专工参加，当班运行人员操作，检修人员检查。第三节 冲洗过热器
锅炉大、小修或煮炉后，应根据化学人员的意见对过热器管进行反冲洗，冲洗应用凝结水或给水进行，适当控制冲洗水量，水温应在100℃以下。
冲洗程序
1、联系汽机值班人员启动疏水泵。
2、开起反冲洗门向锅炉上水。
3、轮流开启水冷壁放水门。
4、通知化学人员取样分析水质，待合格后停止冲洗，关闭反冲洗门及水冷壁的放水门。
5、冲洗完毕，恢复反冲洗管上的堵板，同时关闭反冲洗门。第四节 漏风试验
锅炉经过检修后应在冷态下以负压或正压的方法试验检查锅炉本体及烟道的严密性，程序如下：
1、关闭各处人孔门、检查孔。
2、用负压法试验时，可启动引风机，保持炉膛出口负压50—100pa左右，用蜡烛检查燃烧室、烟道时火焰即被吸向不严密处。
3、用正压法试验时，启动引风机、一、二次风机，保持炉膛出口50pa左右，用蜡烛靠近锅炉本体烟道、预热器时火焰即被从不严密处吹向外侧。
4、用正压法试验检查空气预热器的严密性时，关闭送风机、二次风机风门挡板，分别启动一、二次风机，进入空气预热器，检查漏风情况，详细记录，予以消除。
5、发现不严密处做好记录，试验完毕加以消除。
6、试验完毕恢复各风门挡板正常位置，将试验结果记录在记录薄内。第五节 冷态试验
循环流化床在大小修或处理布风板、风帽后，在点火启动前，必须进行冷态试验，以保证锅炉顺利点火和稳定安全运行。
一、冷态试验的目的: 1、鉴定送风机风量、风压是否满足锅炉设计运行要求。
2、检查风机、风门的严密性及吸、送风机系统有无泄漏。
3、测定布风板的布风均匀性，布风板阻力，料层阻力，检查床料流化质量。、绘制布风板阻力、料层阻力随风量变化的曲线，确定冷态临界流化风量和热态运行的最小风量。
二、布风均匀性试验、锅炉铺料之前必须消除炉内杂物，风帽清理完毕，无堵塞、损坏。
2、在炉底铺设一层沸腾炉渣，粒度0-8mm，高度约350-400mm，总量约铺设要均匀、平整。
3、关闭炉门，启动引、一次风机，调节挡板开度，保持燃烧室负压-50～-100Pa，使底料全部流化。打开炉门，用扒子进行试验，当扒子较顺利推拉碰到风帽时，确定最低流化风量，关闭主风道（运行风），倒为副风道（点火风），重复上述试验。、约5分钟后，关闭一次风机，打开炉门观察底料平整情况，底料表面应无凹凸，堆积及沟流现象。如存在上述现象，应查明原因，予以消除。并重做一次。5、将试验时的挡板开度、风量风压、电机电流等各项参数记录好。第六节 锅炉的烘炉与煮炉
一、烘炉的目的：
烘炉是指新安装好或检修后的锅炉在投入运行之前对炉墙衬里及绝热层等进行烘干的过程。新砌筑的锅炉墙内含有一定的水分，如果不对炉墙进行缓慢干燥处理以提高其强度，而直接投入运行后，炉墙水份就会受热蒸发使体积膨帐而产生压力，致使炉墙发生裂缝、变形、损坏，严重时使炉墙脱落。同时烘炉还可以加速炉墙材料的物理化学变化过程使其稳定，以便在高温下长期工作，因此锅炉在正式投运前，必须经小火按一定要求进行烘炉。(一)烘炉的方法及过程
烘炉应根据耐磨材料厂家提供有关资料及要求制定烘炉方案，确定烘炉曲线。在流化燃烧室和返料器下部分别进行烘炉。
1、流化室烘炉
待燃烧室、炉膛出口、旋风返料器施工完毕，经流化试验合格后，养护期结束后，在布风板上装入底料350mm厚，用木柴燃烧烘烤，利用燃烧的辐射热烘干炉墙，初期用小火，后期用大火烘烤，烘炉时间为12天。（据烘烤时试样含水率具体定）。
2、在返料器布风板上盖上铁板，防止存灰堵塞风帽孔，在铁板上放上木柴点火，根据取样含水率确定烘炉时间和火势大小。
（二）、烘炉过程及检测标准
1、用疏上水向炉内上软化至汽包正常水位。
2、上水过程中打开炉顶空气门，以防空气堵塞。
3、将木柴置于流化床及旋风除尘器，返料器下部点燃，打开引风机挡板，关闭所有炉门、人孔门、看火门，初期要控制木柴的燃烧，使燃烧温度不要过高，木柴要置于火床中心。
4、第一天烘炉炉墙温升不应超过50℃，以后每天温升逐渐递减，控制温升不超过20℃/天。
5、烘炉时，在燃烧室及旋风返料器中部，过热器两侧1m高处。省煤器、墙左右前后各选一处取样，测其含水率，并作好记录。
6、取样应在耐火层与保温层交界处，每份大约50克左右。
7、取样次数每隔3天取一次，测其含水率，当试样含水率达到 7%以下时，可以煮炉，烘炉过程结束，煮炉后取样含水率达2.5%以下即为合格。
8、温升由高过热器前烟温控制，后期要控制烟温不超过200℃—220℃。
（三）、烘炉时注意事项
1）汽包水位必须在正常范围之内，上水采用间断上水，上水时关闭省煤入口再循环，上水后开启。
2）严禁直接在布风板上燃烧木柴或其它燃料以免烧坏风帽。
二、煮炉
一、碱煮炉的目的：
为清除锅炉在制造、运输、存放及安装时所形成的锈蚀及油垢，必须在投产前进行碱煮炉。
二、煮炉前的准备工作
1、准备好煮炉人员用的胶皮手套、毛巾等劳保用品。
2、加药：每立方米水氢氧化钠4kg和磷酸三钠各4kg(纯度按100%)，锅炉水容积按42立方米计算，上述药品各需168 kg。加药前将药品在溶剂箱内全溶解后入炉内，浓度不准大于20%。
3、加药由化学人员操作、监督。
4、加药时汽包保持低水位（－80mm），药液一次注入汽包内防止药液进入过热器。
5、根据煮炉系统图，将需要的临时设备、管线连接完毕。
三、煮炉工艺过程
1、加药完毕即可点火开始煮炉，升压、升温工作根据规程要求，煮炉时用一只就地水位计，其余备用，维持好汽包水位在0－30mm，补给水时应均匀缓慢，警惕锅炉满水，不允许带有碱性的炉水进入过热器；煮炉期间应打开汽包与省煤器之间的再循环门，过热器疏水门全部打开。
2、升压至0.1Mpa时即可关闭空气门，冲洗水位计一次。
3、压力升至0.3——0.4MPa时，稳住压力进行承压部件的螺丝热紧。
4、热紧完后即可升压，升压至1.96——2.45MPa，并维持该压力进行24小时煮炉，进行燃烧强度的控制，控制汽阀，保持排汽为15%的额定蒸发量。
5、煮炉中每隔3小时化验一次炉水，在汽包与省煤器间联箱放水处进行炉水取样、碱度和磷酸根，当碱度低于45毫克当量/升，补充加药。
6、煮炉后期当磷酸根含量变化不大，渐渐稳定时，煮炉结束。
7、煮炉期间，运行人员加强检查，发现问题及时汇报处理。
8、加强水位监视，设专人就地监视汽包水位，尽量保持汽包的正常水位，每班冲洗水位计2次。
9、煮炉24小时结束后，从下部各排污点轮流排污换水至水质达到标准为止。
10、煮炉结束后，应交替进行持续上水和排污，直到水质达标为准，然后停炉放水，检查排污阀有无堵塞现象。
11、煮炉后打开汽包、联箱，检查汽包、联箱内壁应无油垢，擦去附着物后，金属表面应无锈斑。
第三章 锅炉机组的启动 第一节 启动前的准备
一、锅炉的上水
1、上水的注意事项
1）锅炉上水应为化学处理后并除过氧的水，至少为除盐水。
2）锅炉上水不应太快，水温较高时应缓慢，对于已怜却的锅炉上水温度不许超过20℃—70℃，如超过此温度应采取间断上水。
3）上水时间夏季不少于1小时，冬季不少于2小时。
4）上水过程中，经检查各处阀门，人孔及各水管放水门有无漏泄，如发现漏泄应停止上水。
2、上水需用小旁路门进行上水，注意给水管路的空气门见水后关闭，当水位达到-75mm停止上水。
3、锅炉有水时，通知化学化验合格后，可进行补水或放水，保持水位计最低水位。
4、锅炉上水后应注意水位上升或下降情况，发现问题，查明原因、进行处理。停止上水后，省煤器再循环门应开启。
二、空气清扫
1、使一次风量达到最低。
2、二次风挡板和油燃烧器挡板打开。
3、维持一次风量在30％。
4、油燃烧器投入清扫。
5、油燃烧器清扫完成后，点火试验。
6、清扫完成（空气清扫停）。第二节 锅炉点火
一、接到值长点火命令后，按照以下程序操作：
1、进行布风均匀性试验：在布风板上均匀铺上350—400mm厚、粒度为0—8mm的炉渣（床料），启动引风机和一次风机，保持炉膛出口压力－50pa，逐渐增大风量，直至料层完全流化，观察流化是否均匀，流化5分钟后，关闭一次风档板，检查流化床面料是否平整，如不平整再开启一次风挡板，使料层再次完全流化平整，如仍不平整，应查明原因，予以消除。然后记录薇流状态及全流状态时的风机挡板开度、风机电流及风量做为运行时指导参数。
2、启动返料风机，全开返料风门。
3、启动点火油泵，在油路内打油循环。
4、调整油路循环门，保持油路油压正常，投入点火油枪点火，依次点燃两只油枪将一次风量增至最低流化风量；初期保持有枪油压0.5Mpa,随后逐渐增加油压至2.0Mpa，加强巡回检查，检查油枪燃烧情况及火焰稳定性，保持床层温度稳步上升。
5、调整点火风门及油枪油压，控制风室温度小于700℃。
6、待床温升至550℃时，启动给煤机手动调节，少量给煤，保持床温稳定上升。同时调整一次风量，根据床温上升情况适当调整给煤量，可以采用间断给煤的方式。
7、当床温升至850 ℃时，将油枪退出运行，床温900℃以上时停止油泵运行，燃烧稳定后半小时投入电除尘器运行。
8、调整进煤量和风量，保持床料流化，使燃烧室保持微负压，控制床温在900℃－950℃。调整返料风门，控制返料器温度在980℃以下。观察返料器循环灰流化循环是否正常，如不正常，迅速查明原因，并予以消除。第三节 锅炉升压
一、锅炉升压： 锅炉自点火至并炉，夏季不少于180分钟。冬季或承压部件有缺陷时，应适当延长升压时间，升压过程中应注意调整燃烧，保持炉内温度均匀上升，各承压部件受热均匀，膨胀正常，整个升压过程控制在2－3小时左右。升温速度要均匀，做好监视和记录。升压的操作
1、在升压过程中，应监视过热蒸汽温度不应超过额定值。点火至并炉过程中，须进行下列工作。
（1）当汽压升至0.05—0.1Mpa时，冲洗汽包水位计，并核对其它水位计指示，与汽包水位计进行对照。
(2)当汽压升至0.15—0.2Mpa时，关闭汽包空气门，减温器联箱疏水，过热器、减温器的空气门。
（3）当汽压升至0.25—0.35Mpa时，依次进行水冷壁下联箱排污放水，注意汽包水位。在锅炉上水时，应关闭省煤器再循环门。
（4）当压力升至0.35—0.4Mpa时，热紧法兰，人孔及手孔等处的螺丝。如发现局部受热不均影响膨胀时，应在联箱膨胀较小的一端进行放水，使其受热均匀，记录各膨胀指示数值一次。
（5）当汽包升至1Mpa时，通知热工投入水位表。
当汽压升至2Mpa时，稳定压力，对锅炉机组进行全面检查，如果发现不正常，应停止升压，待故障消除后继续升压，检查各转动设备一次。
（6）当汽压升至2.5Mpa时定期排污一次，冲洗水位计一次，与其它水位表进行对照。（7）当汽压升至3.0—3.5Mpa时，进行水位计对照，并通知化水人员化验汽水品质，对设备进行全面检查，调整过热蒸汽温度，保证燃烧稳定，准备并炉。注：冲洗水位计的操作方法
冲洗水位计应站在水位计侧面，开启阀门时应该缓慢小心，冲洗人员应戴手套，使用专用板手。冲洗方法如下：
A开放水门，冲洗汽管、水管、水位计。
B关闭水门，冲洗汽管、水位计。
C开启水门，关闭汽门，冲洗水管。
D开启汽门，关闭放水门，恢复水位计运行，水位计应有轻微波动，并与其它水位计进行对照，如指示不正常应重新冲洗。升压时间如下表： 序号
饱和压力（Mpa）时间（分）1 0—0.5 50—60 2 0.5—1.0 30—40 3 1.0—2.0 30—35 4 2.0—3.0 20—25 5 3.0—3.9 15—20
二、调整安全阀 安全阀的调整标准： 汽包工作压力4.2 Mpa 过热器工作压3.82 Mpa 回座压力按安全阀的回座压差一般为起座压力的4～7％，最大不得超过起座压力的10％。
1、汽包安全阀两只：
（1）汽包工作安全阀动作压力：1.06倍的工作压力：1.06×4.2＝4.45 Mpa（2）汽包控制安全阀动作压力：1.04倍的工作压力：1.04×4.2＝4.37 Mpa
2、过热器安全阀一只：
安全阀动作压力：1.04倍的工作压力：1.04×3.82＝3.97 Mpa
3、锅炉安全阀的调整应注意以下各项：
（1）调整安全阀时，生技部、安监部、锅炉运行，检修分场人员应在场。
（2）调整安全门时，司炉要保持燃烧稳定，锅炉压力稳定，如压力变化大，可用过热器疏水和对空排汽控制，并注意监视和控制水位。
（3）调整安全门的压力以就地压力表为准。
（4）调整安全门时应逐台进行，先调压力高的，然后压力低的。（5）将安全阀的调整试验结果记录在有关记录簿内。参加人员应签字。
第五节 锅炉并列
一、并列应具备的条件
1、接到值长命令，通知邻炉与汽机联系，注意汽温变化。
2、并炉时，主汽压力低于蒸汽管压力0.05—0.1Mpa,如果锅炉汽压高于母管压力禁止并炉。
3、过热蒸汽温度低于额定值30℃，保持过热蒸汽温度400℃以上。
4、保持汽包水位-50―-100mm处。
5、蒸汽、炉水品质合格。
6、设备运行情况正常，燃烧稳定。
二、锅炉并列及接带负荷：
1、并炉的操作：
（1）开启主蒸汽截门时应缓慢小心。
（2）在并炉过程中，如引起汽温急剧下降或发生主蒸汽管道水冲击时，应停止并炉，关闭主汽截门，减弱燃烧，加强疏水，待恢复正常后重新并炉。
（3）并炉后，汽机温度无变化，关闭过热器疏水，主蒸汽截门前疏水，对空排汽门。对锅炉机组进行一次全面检查，将点火至并炉过程中的主要操作及新发现的问题详细记录。
2、接带负荷：（1）、锅炉并列正常后，可逐渐增加负荷至40％，停留一段时间，然后在一般情况下将负荷增至额定负荷。（2）、在带负荷时，司炉应集中精力调整燃烧，保证汽压、汽温、水位的稳定。专人监视给煤机，防止给煤机断煤。根据汽温情况及调整减温水流量。第四章 运行中的监视和调整 第一节 运行调整的任务和目的
一、锅炉运行调整的任务和目的
锅炉正常运行中，为保证其安全经济运行，要做到“四勤”、“四稳”（勤检查、勤调整、勤联系、勤分析、汽压稳、汽温稳、水位稳、燃烧稳）并做好以下调整：
1、保证锅炉蒸发量满足电负荷的需要。
2、保证并维持汽包在正常水位。
3、保证正常的汽温、汽压。
4、保证蒸汽品质合格。
5、保证燃烧良好，提高锅炉热效率，在运行中还应加强对设备的巡回检查，保证运行工况稳定及锅炉机组的安全运行。
为了完成上述任务。锅炉运行人员应充分认识到自己工作的重要性，对工作必须有高度的责任感：在技术上要精益求精。要弄清楚锅炉设备的构造和工作原理。掌握设备的特性和各个系统。充分了解各种因素对锅炉工作的影响。并具备熟练的实际操作技能。第二节 水位的调节
一、保持锅炉水位正常，值班人员必须坚守岗位，密切注意水位变化，保持水位在±50mm范围内，最高最低不许超过±75mm，在正常运行中不允许中断锅炉给水。
二、监视水位
1、应以汽包就地水位计为准，接班和值班期间应经常与低地水位计、电接点水位计校对每班不少于3次，低地水位计只做监视和参考。
2、注意给水压力的变化，母管压力5.5Mpa，给水压力稳定，给水温度不得低于150℃，异常情况下不得低于104℃。
3、给水流量变化平稳，避免给水流量变化太大给汽温、汽压带来影响。
三、水位计运行情况
1、汽包水位计指示应清晰，并有轻微波动，否则应及时冲洗，每班对汽包水位计冲洗一次。
2、不允许水位计各部的零件有严重的泄漏，否则将影响水位计指示的正确性。
3、水位计有良好的照明（正常照明和事故照明）。
四、当给水自动调节失灵，使水位不正常时，运行操作人员应将给水“自动”改“手动”，恢复水位至正常范围，并通知热工人员及时处理。
五、每月15日在热工人员的协助下，试验水位高低报警一次，当给水调节门或其他转动部分发生故障，应改为旁路上水。第三节 汽压和汽温调节
汽温、汽压的调节：
1、锅炉运行时，汽压的稳定取决于锅炉蒸发量和外界负荷这两个因素，汽压是衡量锅炉蒸发量与外界负荷是否平衡的标志。过热蒸汽压力是蒸汽质量的重要指标，在锅炉运行中，汽压是必须监视和控制的主要运行参数之一，如果汽压波动过大，会直接影响锅炉和汽轮机的安全。
2、过热蒸汽温度的调整主要靠调整减温器的喷水量，应注意两侧温度相等，两侧减温水量数值应相差不大。
3、运行中，应根据锅炉负荷的变化，调整主汽温度在445±510℃，压力在3.82+0.1-0.2Mpa范围内变化。
4、并列运行的锅炉应采取下列措施，保证蒸汽系统压力的稳定：（1）班长应经常掌握与合理分配各炉的负荷。
（2）增减负荷时，及时调整锅炉蒸发量，尽快适应外界负荷的需要，此时床温变化不应过大。
（3）当汽温变化时，相应地调整减温水量，保持汽温在正常范围内变化，避免汽温变化幅度过大。
（4）当用减温水不能维持正常汽温时，在燃烧工况允许的情况下，可适当减弱燃烧，降低床温，改变炉膛出口过剩空气系数。
（5）当汽温变化不正常时，应检查是否因燃烧室结焦，如有上述情况，应立即采取措施消除。
第四节 燃烧调整
燃烧调整的任务是调节给煤量，使炉内放热量适应锅炉负荷的变化；调节送风量，保持合理的风煤比；调节引风量，保持合理的炉膛负压；调节一、二次风量，保持合理的一、二次风配比。在安全的基础上，通过调节风煤比，尽量达到最佳经济值，使锅炉热损失趋于最低。、流化床温度控制（1）、正常运行床温保持在850～950℃之间，过高容易结焦，过低容易灭火。（2）、通过增减给煤量可调节床温，但调节要缓慢，避免大幅波动。（3）、通过调节一次风量的方法，对调整床温的效果很明显，但用此方法必须保证床层的良好流化状态。（1）、改变密相区的燃烧份额，可以达到控制床温的目的。（1）、注意煤质及燃煤粒径的变化，及时调整，控制床温在合理范围内。（1）、正常运行时如床温低经多方调整无效，若床温降至700℃应立即停炉，查明原因后再启动。
1.8调整燃烧时，应防止结焦。在锅炉高负荷运行或燃用灰熔点低的煤时尤其注意，如发现结焦及时处理。2 料层差压的控制：
料层差压是CFBB监视的重要参数之一，是监视床层流化质量、料层厚度的重要指标。2.1 料层差压是表征流化床料层厚度的量，一定的料层厚度对应一定的料层差压，料层太薄，流化床上炉料量少、易造成流化质量不良燃烧不稳定，同时炉渣含碳量高造成不经济。料层太厚，使料层差压增大，电耗损失增加，料层差压应由排渣量来控制，排渣量大，料阻小，反之亦然，如排渣管堵，要尽快疏通；如因排渣系统故障，应用事故排渣，并适当减负荷，一般料阻应保持在7.5－9kpa，放渣的原则是勤放、少放，最好连续放渣，避免料层差压变化过大，使燃烧不稳。
2.2调节给煤量和排渣量，尽量使炉膛进煤量和冷渣器排渣量达到动态平衡。3 炉膛差压：
炉膛差压表明的是稀相区的颗粒浓度，反映了稀相区的燃烧份额，对控制压力和负荷有重要作用。正常运行中，炉膛差压一般控制在500～1500Pa，炉膛差压过大或过小会使密相区和稀相区的燃烧比例失衡，造成锅炉效率下降，并对受热面出力和磨损有重大影响。调整炉膛差压，可通过调整一、二次风比和调节返料器放灰来控制。4 运行中要加强返料器、床温的监视与控制
一般返料器处的床温最高不宜大于950℃，当返料器床温升得太高时，应减少给煤量和降低负荷，查明原因后消除。投入和调整一、二次风的基本原则
一次风调整流化、炉床温度和料层差压，二次风控制总风量。在一次风量满足流化、炉温和料层差压需要的前提下，当总风量不足时，可逐步增加二次风量。当达到额定蒸发量时，一、二次风比例为6：4或5：5（根据煤质和燃煤颗粒调整）左右，正常运行时氧量在5-8%左右，以过热器后氧量为准。6、增减负荷
锅炉改变负荷时，按先加风，后加煤，先减煤后减风的次序稳定缓慢交替进行。即采用“少量多次”的调整办法，避免床温大幅波动。7、运行中最低风量的控制
最低运行风量是保证和限制循环流化床低负荷运行的下限风量，风量过低就不能保证正常的流化，时间稍长，就有结渣的危险，在冷炉点火时，不宜低于最低运行风量。、锅炉运行中，还应经常注意监视各部位的温度和阻力变化，烟气温度或阻力不正常应检查原因，采取措施消除并做好记录。第四节 燃烧的调整
循环流化床锅炉燃烧调整主要是适应锅炉负荷变化，锅炉负荷调节主要是通过风与煤的搭配，来实现锅炉循环量的改变，以达到调节锅炉负荷的目的。因此，正常运行中合理配风，保证良好的流化燃烧是使锅炉安全、经济运行的重要因素。
1、燃烧室出口压力保持在－20pa。
2、正常运行中，流化床温度一般控制在850—950℃，通过调整给煤量、一次风量、控制流化床温度。
3、在床温正常范围内尽量保持在上限运行。
4、风量的调节主要是以二次风作为变量调节的，可参照低温过热器后烟气含氧量，使之保持在6－8％范围内。
5、返料温度的监视与控制
运行中要加强对返料温度监视一般返料器入口烟气温度不超过950℃，当返料温度升得太高可适当减少给煤量和负荷，及时调整至正常范围。
6、料层差压的控制
第五节 锅炉压火与热启动
1、接到值长压火命令后，应对锅炉设备全面检查一次，将发现的设备缺陷做好记录，汇报值长。
2、在压火前可适当增加给煤，保持床温和料层阻力略高些，床温在930—950℃时，首先停止给煤，当床温略有下降趋势，烟气的氧量指示值增加到正常值2倍时，将一、二次风机、液力偶合器调至0，并将其停止，关闭其入口挡板和风道控制挡板，然后停止高压风机（有并列炉运行时关闭该炉反料器高压风）、并将引风机、液力偶合器调至0，并停止引风机关闭挡板。
3、为了防止挥发份在炉内积累，停止给煤机后可适当延长停止风机的时间。
4、压火时间的长短取决于静止料层温度降低的速度，料层较厚压火前温度较高，压火时间就可长些，只要静止料层的温度不低于760℃，就能比较容易的再启动。如果需要延长压火时间，只要在炉温不低于760℃之前，可启动一次使料层温度升起来，然后再压火即可。
5、热备用压火后，如果需要再次启动时，启动前打开炉门观察料层状况是否结焦。启动引风机高压风机（若有邻炉运行时开启该炉高压风门）、一次风机调整到流化风量，启动给煤机给煤，通过调整煤量和一次风量控制床温，待运行平稳后启动二次风机。
6、若启动过程中，或因某种原因床温降至650℃以下时，可启动油燃烧器使床温升高，然后给煤。
7、如果热备用时间较长，可每隔一段时间启动一次（根据床温情况）重新压火。
压火注意事项：
1、在整个压火、热启动过程中应保持锅筒的正常水位。
2、当锅炉燃烧用煤的挥发份和水份较高时，必须在锅炉风室、风道容易集烟气的部位将检查门打开将烟气排出后，方可启动。第六节 锅炉排污
1、为了保证受热面内部清洁，保证汽水品质合格必须进行排污。
1）连续排污：从循环回路中含盐浓度最大的部位放出炉水以维持炉水额定的含盐量。
2）定期排污：排出沉淀在锅炉下联箱的杂质，改善炉水品质。
2、连续排污由化学人员控制调整，定期排污由运行人员操作，每日白班一次，排污门全开时不准超过30秒，不准两点以上同时排污。
3、排污前应做好联系，排污时应注意监视给水压力和汽包水位的变化，并保持正常水位，排污后应进行全面检查确认各排污门关闭严密。
4、排污一般程序是先开一次门，缓慢开启二次门，排污完毕后先关二次门，后关一次门，两炉在同一系统内禁止同时排污。
5、在排污过程中，如果锅炉出现异常或事故时，应立即停止排污（汽包水位过高和汽水共腾除外）。
排污注意事项：
1）排污地点及通道应有充分的照明，排污人员应戴手套。
2）禁止用长扳手或两人用力合开排污门。
3）门杆弯曲或不动时禁止排污。
4）运行中不许修理一次门。
5）排污系统有人工作或检修禁止排污。
6）排污半小时后应以手试排污门是否关闭严密。
7）排污时应注意汽包水位若发现异常应立即停止排污。
8）排污时必须保证运行炉的水位正常。第十节 转动机械运行
各转动机械至少应每二小时检查一次，对有缺陷或可出现故障的设备应缩短检查间隔，主要应检查项目：
1、转动机械及周围地面应保持清洁，安全罩完整，地脚螺栓牢固。
2、设备无异音和摩擦声音，传动链松紧适度。
3、轴承不漏油，油位计指示正确，油位正常（在最高与最低油位线之间），油质清洁。使用干油的润滑部位应定期注入适量的润滑油。
4、各部冷却水充足，畅通;冷油器、冷却水压≥0.2Mpa。
5、各滚动轴承温度不许超过80℃，液力偶合器工作油温45～88℃之间，不得超过88℃（最低工作温度70±5℃）。
6、各转机在额定转数时振动：引风机不许超过0.13mm，一、二次风机不许超过0.10 mm，返料风机不许超过0.06 mm。液力偶合器振动：一次风机不大于160m m，引风机不大于235m m，其噪声不大于90dB。
7、串轴不大于2～4 mm。
8、转机不许超额定电流运行，电气设备完好，电机温升不超过铭牌规定。
9、偶合器供油泵的滤芯应定期清洗，新机运转500小时，其后每运转3000小时清洗一次。
10、偶合器的工作油运转3000小时后，必须对其进行油品检查，如有污染老化现象，则应更换新油。第五章 锅炉机组的停止 第一节 锅炉的停炉
1、接到值长停炉命令后，应对锅炉进行全面检查一次，将设备缺陷详细地记录在缺陷记录薄内，同时能知车间领导和检修人员。
2、凡需停炉后长期备用或大修时，需将原煤斗中的煤燃烧完，以防止煤在其中结块和自燃。
3、冲洗对照一次水位计，保证其工作稳定性，并根据负荷情况将给水自动改为手动。
4、上述工作完成后，司炉组织本炉人员按停炉操作顺序进行停炉操作，并填好停炉记录。
5、逐渐减少燃料量和风量输入，当负荷降至50％时，将二次风机液力偶合器调节器调至0，停止二次风机运行。
6、当负荷降至20％时，开启对空排汽门及Ⅰ、Ⅱ级过热器及和包墙过热器疏水门。
7、当床温降至400℃时，将一次风机、引风机、液力偶合器调节器关至0，停止一次风机、引风机，关闭风量控制挡板。
8、引风机停止运行30秒后，再停高压风机（有并列运行炉时，关闭返料器高压风）。
9、整个停炉过程中，保证承压部件的壁温<50℃/h的速率进行降温。
10、主汽门的关闭根据汽机需要是否关闭，当连接蒸汽母管截止门关闭时，应联系汽机开启该连接母管截止门前疏水门。
11、停炉后根据汽压、汽温的降低情况及时关闭排汽门和疏水门，以保证锅炉不急剧冷却。
12、关闭各汽水取样门，加药门。
13、停止电除尘器运行。
14、停炉后将汽包水位上至最高可见水位，同时开启省煤器再循环门。
15、停炉后再进行一次全面检查。第二节 锅炉停炉后的冷却
1、停炉备用的锅炉只需自然冷却即可。
2、停炉6小时内，应紧闭所有人孔门和烟道挡板，以免锅炉急剧冷却。
3、停炉6小时后，打开烟道挡板逐渐通风，并进行上、放水工作。
4、当压力降至0.2 Mpa，应开启空气门，炉水温度降到80℃，可将炉水排掉。
5、当需要紧急冷却时，则允许在关闭主汽门4—6小时后启动引风机，加强通风，并增加上、放水的次数。
6、停炉需紧急冷却由总工程师批准方可执行。
7、在锅炉汽压尚未降至零或电动机电源未切断时，不允许对锅炉机组不加监视。
8、停炉冷却过程中，严密监视汽包上、下壁温差不能大于50℃。第三节 锅炉停炉检查项目
一、锅炉停炉冷却后，应该办理检查锅炉本体的检修工作票，在办理风机停电检修票后，进入燃烧室等处行检查。
二、对燃烧室的检查
1、检查风帽是否磨损严重，磨损严重的应及时更换。
2、检查风帽孔是否有硬物堵塞现象，应及时处理。
3、检查给煤机落煤口处无结焦或磨损，如有结焦应及时清除。
4、检查一、二次风喷嘴是否有堵塞，挡板是否开关灵活自如。
5、检查炉膛四周耐火浇筑部分磨损和脱落现象，应及时采取措施进行处理。
6、检查浇筑料上部水冷壁管的磨损情况，个别磨损严重的应采取措施进行补焊或更换。
三、对风室及旋风筒的检查
1、将风室及旋风筒两侧人孔门打开，检查浇筑料是否有脱落裂纹现象，检查送风风道及上部烟道内部是否有异常，发现异常应及时通知检修人员进行处理。
2、检查排渣管是否有变形、漏风、漏渣、膨胀节是否损坏，管内是否有堵塞及排渣插板是否完整。
3、检查返料器筒壁浇筑料磨损情况及墙壁有无裂缝，膨胀填料是否脱落。
4、返料料器处是否有结焦现象，如有应及时清除。
5、检查返料器小风帽、小风孔是否有堵塞、床面有无杂物，若有应疏通及清除。
四、对尾部烟道及设备的检查
1、检查过热器管是否有变形和积灰，如有变形应通知检修，如有积灰应清除。
2、检查省煤器磨损情况，防磨罩是否脱落，如有问题，应通知检修处理。
3、空气预热器是否有积灰现象，如有积灰应及时进行处理。
4、预热器下灰斗及排灰管无积灰现象，预热器后水平烟道应及时将积灰全部清除干净。
5、检查引风机挡板是否有挂灰，并及时处理。
6、检查风机风道有开焊等异常时，应通知检修及时进行补焊。第四节 锅炉的防冻
1、冬季锅炉厂房内室温不能低于5℃。
2、锅炉厂房内四周窗户应完整并严密关闭。
3、停炉后必须按照规定将炉内水放净。
4、打开所有疏水门，利用锅炉余热烘干受热面。
5、各转动机械设备轴瓦冷却水应开启，使水畅通。
6、锅炉所有人孔门及风机挡板应严密关闭，防止冷风漏入。
7、锅炉厂房所有的取暖设备投入使用，维护厂房温度在5℃以上。第五节 锅炉停炉保护
一、锅炉充压防腐
1、在锅炉内充满合格的给水，用水泵顶起压力为0.5Mpa，每天分析水中的溶解氧情况，使其保持含氧不超过规定值，冬季应有防冻措施。
二、联氨法
1、在锅炉停用后不放水，用加药泵将氨水和联氨注入，使之充满汽水系统保持水中过剩联氨浓度为150-200mg/L、ph值大于10。
2、如果锅炉是大修后进行保养，则应先往锅炉上满经过除氧的除盐水，然后再往水中加氨水和联氨，上完水后将锅炉点火升压到0.4—0.6 Mpa，放出水中氧，待炉水合格后，停止燃烧。
三、干燥保护法：
1、干燥法：当锅炉停用后，汽压降至0.5 Mpa以上时，将锅炉带压放水，当炉水放净后，利用锅炉余热或利用点火设备在炉内保持微火烘干金属表面。
2、干燥剂法：
1）停炉后，当锅炉水温下降到100—120℃时，彻底放空各部分炉水利用余热将金属表面烘干，事先清除内部的水垢和水渣，然后在炉内加入干燥剂，并将各阀门全部关闭，以防外界空气进入。
2）常用的干燥剂有氧化钙、生石灰和硅胶等。
3）放置干燥剂的方法是将药品分盛几个搪瓷盘中，沿汽包长度均匀排列，放在汽包等直径的设备中，关严全部阀门，经7—10天后，检查干燥剂状况，如失效及时更换新药品，以后每隔一个月左右检查或更换一次失效药品。第六章 锅炉的事故及处理 第一节 故障停炉
一、遇到下列情况之一者，应立即停止锅炉机组运行：
1、锅炉严重缺水，低于汽包下部可见水位时。
2、锅炉严重满水，水位超过汽包上部可见水位时。
3、炉管爆破，不能维持正常水位时。
4、所有水位计失效，无法监视水位。
5、燃料在尾部烟道再燃烧，使排烟温度不正常升高时。
6、主蒸汽管道、主给水管道和锅炉范围连接导管爆破。
7、锅炉超压或安全门拒动，对空排汽门又打不开时。
8、引风机或送风机故障不能继续运行时。
二、发现下列情况之一，应请示停炉
1、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。
2、锅炉承压部件漏泄无法消除时。
3、过热蒸汽温度超过规定值，经多方调整或降低负荷时仍无法恢复正常时。
4、流化床、返料器、旋风分离器内部结焦或堵灰，运行中无法处理时。
5、汽包水位计的二次仪表全部损坏时。
6、放渣管堵塞，经多方努力无法消除，料层阻力超过极限时。
7、安全门动作不回座，经多方调整采取措施仍不回座或严重泄漏时。
8、尾部烟道积灰严重，经提高引风机出力，但仍无法维持炉膛正常压或威胁设备安全时。第二节 锅炉缺水
一、缺水现象：
1、汽包水位低于正常水位。
2、所有水位计指示负值，水位警报器发出水位低的信号。
3、给水流量不正常的小于蒸汽流量。
4、严重时过热蒸汽温度升高。
二、缺水原因：
1、给水自动调节器失灵，给水调整装置故障。
2、水位表、蒸汽流量表或给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。
3、给水压力低。
4、锅炉排污管道、阀门漏泄、排污量过大。
5、水冷壁管或省煤器管爆裂。
6、运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。
三、缺水的处理
1、当锅炉汽压及给水压力正常，而汽包水位低于正常水位时，应冲洗水位计，对照水位计指示是否正确。
2、若因给水自动调节器失灵而影响水位下降时，应将“自动”改为“手动”给水，增加给水量。
3、如用主给水调节阀不能增加给水时，则应改为旁路管道增加给水。
4、经上述处理后汽包水位仍下降，且降至-100mm时，除应继续增加给水外，尚须关闭所所排污门及放水门，必要时可适当降低锅炉蒸发量。
5、如汽包水位继续下降，且在汽包水位计中消失时，须立即停炉，关闭主汽门，经叫水水位计中出现水位时，可继续向锅炉上水。
6、由于运行人员疏忽大意，使水位在汽包水位计中消失，且未能及时发现，依电接点水位表的指示能确认为缺水时，须立即停炉关闭主汽门及给水门，并按下列规定处理：
1）用叫水法进行叫水
A经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可向锅炉上水，并注意恢复水位。
B经叫水后，水位未在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水。
7、当给水压力下降时，应立即联系汽机值班人员提高给水压力。
8、如果给水压力迟迟不能恢复，且使汽包水位降低时，应降低锅炉蒸发量，维持水位。
9、在给水流量小于蒸汽量时，禁止增加锅炉蒸发量。
10、叫水程序如下：
1）叫满水：首先关闭汽包水位计水门，缓慢开启放水门，注意观察水位，如水位计中有水位下降时则称轻微满水，若没有水位出现时则称严重满水。
2）叫缺水：首先关闭汽包水位汽门，开启放水门后再缓慢关闭，注意观察水位，如水位计中水位上升时则称轻微缺水，若没有水位上升时则称严重缺水。第三节 锅炉满水
一、满现象
1、汽包水位高于正常水位。
2、电接点水位表指示值增大。
3、二次仪表水位指示超过正常水位。
4、水位警报器鸣响，并发出水位高的信号。
5、给水流量不正常的大于蒸汽流量。
6、过热蒸汽温度下降。
7、严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，从法兰盘向外冒汽。
二、满水原因
1、给水自动调节器动作失灵，或给水调节装置故障。
2、水位指示不正确，使运行人员误操作。
3、锅炉负荷增加太快。
4、运行人员疏忽大意，对水位监视不够或误操作。
5、给水压力突然升高。
三、满水的处理
1、当锅炉给水压力及蒸汽压力正常，而汽包水位超过正常水位时，冲洗对照水位确定其指示正确性。
2、因给水自动调节器失灵面影响水位升高时，应立即将自动给水改为手动给水，减小给水量。
3、如调整门不能控制给水时，改为大旁路控制给水。
4、如水位继续上升，应立即开启事故放水门或排污门。
5、经上述处理后，汽包水位仍上升且超过100mm时，应采取下列措施：
1）关小或关闭给水门（停止上水后，应开启省煤器再循环）。
2）加强锅炉放水。
3）根据汽温下降情况，关小或关闭减温器水门，必要时开启过热器和蒸汽管道疏水门，通知汽机司机开启有关疏水门。
6、如汽包水位已超过汽包水位计上部可见水位时，应采取下列措施：
1）立即停止锅炉运行，关闭主汽门。
2）停止向锅炉上水，开启省煤器再循环门。
3）加强锅炉放水，注意水位在汽包水位计中的出现。
4）故障消除后，尽快恢复锅炉机组的运行。
7、由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时，则应缓慢增大负荷。
8、因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即与汽机值班人员联系，尽快将给水压力恢复正常。第四节 汽水共腾
一、汽水共腾的现象
1、水位计内水位剧烈波动，失去指示的正确性。
2、过热蒸汽温度急剧下降。
3、严重时蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。
4、饱和蒸汽含盐量增大。
二、汽水共腾的原因
1、炉水质量不合格。
2、排污不及时，炉水处理不符合规定。
3、化学加药调整不当。
4、负荷增加过快，汽水分离装置损坏。
三、汽水共腾的处理
1、请示值长，降低负荷使负荷稳定维持低水位运行。
2、开启过热器出口联箱疏水，通知汽机开主蒸汽管道疏水门。
3、开大连续污门，必要时开启定期排污门。
4、停止加药。
5、通知化学人员取样化验，采取措施改善炉水质量。
6、在炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷。
7、故障消除后冲洗对照水位计。第五节 汽包水位计损坏
一、汽包水位计损坏的预防
1、必须防止水位计的温度发生突然变化，如冲洗水位计时汽门、水门不可同时关闭，室外空气不可直接吹向水位计等。
2、冷水滴不可溅及水位计表面上。
3、水位计的外部保护罩应保持完好。
二、汽包水位计损坏的处理
1、当汽包水位计损坏时，应立即将损坏的水位计解列，关闭水门及汽门，开启放水门，通知检修人员进行处理。
2、如汽包水位计损坏一台，而另一台不久前曾校对过可以继续运行。
3、如汽包水位计全部损坏，在电接点水位计好用情况下经常校对，允许锅炉运行2小时，但必须具备下列条件：
1）给水自动调节动作正常。
2）水位警报器好用。
3）应保持锅炉负荷稳定，并采取措施尽快修复一台汽包水位计。
4）如汽包水位计全部损坏，电接点水位表DCS电子水位计运行不可靠时，应立即停炉。第六节 给水管道水冲击
一、给水管道水冲击的现象
1、给水压力晃动，给水管道内发生水冲击的响声。
2、给水泵运行不正常，水压变化大。
3、给水管道支吊架发生振动。
二、给水管道水冲击的原因
1、给水压力或给水温度剧烈变化。
2、给水管道逆止阀动作不正常。
3、给水管道或省煤器充水时，没有排尽空气或给水流量过大。
4、减温水量过小、水温过高，致使给水汽化。
三、发生水冲击的处理
1、关小给水门，将给水管道的空气门全开，排尽管内空气。
2、联系汽机保持汽温、汽压稳定。
3、如锅炉给水门后的给水管道发生水冲击时，可关闭给水门（开启省煤器与汽包再循环门）而后再缓慢开启的方法消除。
4、如面式减温器发生水冲击时，可关闭其入口水门，而后再缓慢开启，若不能消除时，可暂时解列减温器。
5、在发生水冲击后，应检查支吊架的情况，及时消除所发生的缺陷。第七节 蒸汽管道水冲击
一、蒸汽管道水冲击的原因
1、送汽前没有很好疏水和暖管。
2、有水或湿蒸汽进入管内。
3、疏水管的位置不对或疏水系统设计不合理无法疏水。
二、蒸汽管道水冲击的处理
1、开启锅炉的对空排汽门和各部疏水门，通知汽机值班人员开启主汽门前疏水门。
2、根据汽温下降情况，适当关小减温水门。
3、锅炉并列时发生水冲击，应停止并列。
4、联系检修处理不牢固的支吊架，修改不合理的疏水系统。第八节 水冷壁管损坏
一、水冷壁管损坏的现象
1、汽包水位低严重时水位急剧下降。
2、给水流量不正常的大于蒸汽流量。
3、蒸汽压力和给水压力下降。
4、燃烧室变正压，并从炉内喷出烟气。
5、轻微漏泄时，燃烧不稳，床温波动。
6、爆破时，有明显的响声。
7、严重时锅炉灭火，排渣管内有水流出。
8、各段烟温下降。
二、水冷壁损坏的原因
1、锅炉给水质量不良，炉水处理不合理，化学监督不严，未按规定进行排污，致使管内结垢腐蚀。
2、检修或安装时管子被杂物堵塞，致使水循环不良引起管壁过热，产生鼓包和裂纹。
3、锅炉严重缺水时使水冷壁过热爆破。
4、运行人员调整不当，烟速过高造成管壁磨损漏泄。
5、浇注料脱落没有及时修补，造成磨损漏泄。
6、长期低负荷运行，热负荷偏斜或排污量过大。
7、管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。
三、水冷壁损坏的处理
1、水冷壁管发生爆破，不能保持汽包水位时，应按下列规定处理：
1）立即停炉、保留引风机，高压风机运行，排除炉内的烟气和蒸汽。
2）停炉后，立即关闭主汽门。
3）提高给水压力，增加锅炉给水。
4）如损坏严重致使锅炉汽压继续降低，给水消耗过多，经增加给水仍看不到水位时，应停止给水。
5）处理故障时，须密切注意运行炉的给水情况，如故障炉的给水影响到运行炉的给水时，应通知汽机投入备用给水泵，仍不能保证运行炉的正常给水时，应减少或停止故障锅炉的给水。
6）在故障锅炉的蒸汽基本消除后，方可停止引风机，高压风机的运行。第九节 主蒸汽管道爆破
一、主蒸汽管道爆破现象：
1、爆破时发出巨响，大量蒸汽外喷。
2、主蒸汽压力明显下降。
二、主蒸汽管道爆破的原因：
1、蒸汽管道腐蚀、磨损使管道变薄。
2、蒸汽管道水冲击或膨胀补偿不良引起。
3、材料不合格，焊接质量不良。
4、送汽前，蒸汽管道未进行充分的暖管。
三、主蒸汽管道爆破的处理
1、发现蒸汽管道损坏时，立即报告值长。
2、主蒸汽管道或并联管损坏不严重时，应加强给水、降低锅炉负荷，请示停炉。
3、如爆管严重危及人身及设备安全时，应立即停炉。
4、关闭主汽门，设法挡住外喷蒸汽或划立危险区，禁止人员通过。
5、若主汽门至主汽母管之间的管段爆破时，应立即报告值长，停止有关机组及事故炉的运行，先关闭联络门，关闭主汽门，开启过热器疏水门。
6、在处理事故过程中，要设专人监视汽包水位，防止锅炉缺水。第十节 省煤器管损坏
一、省煤器管损坏现象：
1、给水流量不正常的大于蒸汽流量，严重时汽包水位下降。
2、省煤器和空气预热器的烟气温度降低或两侧温差增大。
3、烟气阻力增加，引风机电流增大。
4、省煤器烟道有异音。
5、从省煤器烟道不严密处向外冒汽、严重时下部烟道漏水。
6、炉正压增大。
二、省煤器管道损坏的原因：
1、飞灰磨损造成管壁减薄。
2、给水质量不合格，造成管壁腐蚀。
3、焊接质量不良或材质不对。
4、管子被杂质堵塞，造成管子过热。
5、启、停过程中省煤器再循环使用不正确，对省煤器没有保护好。
6、长时间炉膛负压过大。
三、省煤器管损坏的处理：
1、增加锅炉给水，维持汽包正常水位，适当降低锅炉蒸发量，并尽快使备用锅炉投入运行或增加其它运行锅炉的蒸发量，以尽早停炉检修。
2、如故障锅炉在继续运行的过程中，汽包水位迅速下降，故障情况继续加剧或影响其它锅炉的给水时，则应立即停炉，保留引风机，高压风机继续运行以排除蒸汽和烟气。
3、停炉后，关闭主汽门。
4、为维持汽包水位，可继续向锅炉上水、关闭所有放水门，禁止开启省煤器再循环门。第十一节 过热器管损坏
一、过热器管损坏的现象：
1、蒸汽流量不正常的小于给水流量。
2、严重时锅炉汽压下降。
3、炉膛负压不正常地减小或变正压，由不严密处向外喷汽和冒烟。
4、过热器后的烟汽温度降低或两测温差增大。
5、过热蒸汽温度发生变化。
6、过热器处有漏泄的声音。
二、过热器管损坏的原因：
1、化学监督不严，汽包内汽水分离器结构不良或存在缺陷，致使蒸汽品质不好，在过热器内结垢，检修时又未彻底清除，引起管壁温度升高。
2、燃烧不正常，致使过热器处的烟温超高。
3、由于运行工况或煤种改变，引起蒸汽温度升高，而未及时调整处理。
4、在点火升压过程中，过热器通汽量不足而引起过热。
5、过热器结构布置不合理，受热面过大，蒸汽分布不均匀，蒸汽流速过低，引起管壁温度过高。
6、过热器管安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。
7、过热器管有杂物堵塞。
8、高温过热器的合金钢管误用碳素钢管。
9、飞灰中含尘浓度大，粒度大，磨损过热器。
10、过热器运行年久，管材蠕胀。
11、煮炉药物进入过热器管。
三、过热器损坏的处理
1、过热器管损坏严重时，必须及时停炉，防止从损坏的过热器管中喷出蒸汽，吹损邻近的过热器管，避免扩大事故。
2、如过热器管漏泄轻微时，可适当降低蒸发量，在短时间内继续运行，此时应经常检查漏泄情况，并尽快启动备用炉。若故障情况加剧时，则须及早停炉。
3、停炉后关闭主汽门，保留引风机、高压风机继续运行以排除炉内的烟气和蒸汽。第十四节 锅炉灭火
一、灭火时的现象
1、床温下降的很低且燃烧室负压显著增大。
2、水位瞬间下降而后上升。
3、蒸汽流量减小。
4、蒸汽压力和温度下降。
二、灭火的原因：
1、锅炉负荷过低，操作调整不当。
2、给煤机断煤。
3、运行操作不当造成大量返料涌入炉膛。
4、煤质突然变劣，挥发份或发热量过低。
5、排渣时出现操作失误，造成渣放净或渣位过低。
6、炉管严重爆破造成大量水涌入炉内。
三、灭火的处理：
1、停止二次风机、减小一次风量。
2、根据床温情况适当调整煤量，若因给煤中断造成灭火可增加给煤量，若不是断煤应停止给煤，待查清原因后重新启动。
3、灭火后保持汽包水位略低于正常水位。
4、根据汽温情况关小减温器或解列，开过热器疏水门。
5、如短时间不能消除故障，则按正常停炉处理。第十五节 炉床超温及结焦
炉床超温及结焦分点火过程中及日常运行中两种情况
一、点火过程中炉床超温及结焦现象
1、流化床温度局部超温及结焦现象：
1）流化床温度局部超温造成局部结成焦块，而其它地方温度较低未达到结焦温度，这种焦的特点容易打碎、粘结性小。
2）原因：点火过程中床温升至700℃以上需要向炉膛内加煤时，一次风量过小未达到临界流化风量，加入的煤在流化床内堆积燃烧，整个料层未均匀地达到较好的流化状态，从而导致局部温度过高，并粘结周围的颗粒面逐渐扩大，形成焦块，流化床其它地方温度还较低，这种结焦称启动结焦。
3）处理：对于启动过程中产生的结焦，可以适当增大一次风量，若面积不大，仍可继续启动，但须注意排渣管堵塞。
二、运行中炉床超温结焦现象
1、流化床温度迅速上升，温度超过灰的熔点温度。整个流化床结成焦块，破坏正常的流化燃烧，排不出渣。
2、过热蒸汽压力，流量瞬间上升然后下降，无法维持正常运行。
三、运行中炉床超温结焦的原因
1、运行中给煤量过大，使料层中煤量过多，炉床内呈严缺氧状态，待还原后，流化床内爆然迅速，使料层温度上升过快，控制不住造成超温而结焦。
1）给煤机超速未能及时发现没能将给煤机停下来，使大量的给煤进入炉床。
2）给煤机断煤时，操作不当加煤过多，床温回升时未能及时将风煤恢复到原来的正常运行位置，导致床温上升过快而超温结焦。
3）煤质突然变好，使给煤量相对增加，未能及时发现和调整。
4）煤质水份过大，风量没有及时跟上。
2、对流化床温度监视不够，若运行中发现床温急剧上升，表明出现结焦苗头就应该立即减煤，必要时加大一次风量，尽快将床温调整到正常温度。
3、正常运行炉床超温结焦处理：
1）报告班长。
2）当发现床温急剧增加，应减少给煤、增大一次风量。
3）若因结焦影响排渣时，应请示有关领导做压火或停炉处理。第十六节 返料器结焦
一、返料器结焦的现象
1、流化床温度上升，控制不住。
2、返料器温度上升迅速至结焦温度（灰熔点温度以上），然后缓慢下降与床温变化不同步。
3、料层差压降低、炉膛出口压力减小。
4、汽温、汽压均下降，负荷下降。
二、返料器自身故障
1、返料器自身故障
1）小风帽损坏或风孔堵塞，通风能力减弱，使返料器堵灰结焦。
2）浇筑料脱落将返料器堵塞。
2、炉膛出口烟气温度超过950℃，使返料器超温结焦。
3、煤中细颗粒比例过大，造成返料器后燃严重，返料器负担加重而堵灰结焦。
4、返料回料口挂煤堵塞。
5、温度指示不正确，使运行人员误操作。
三、返料器结焦的预防
1、认真监视加强检查。
2、定期更换热电偶，确保返料温度指示准确。
3、保持炉膛负压在规定范围内，炉膛出口烟气温度不超过950℃。
4、根据煤种的变化及时调整返料温度。
四、返料器结焦的处理
1、确定返料器结焦后，报告值长。
2、做停炉处理。第十七节骤减负荷
一、负荷骤减时的现象
1、锅炉汽压急剧上升。
2、蒸汽流量减小。
3、严重时安全门动作排汽。
4、过热蒸汽温度升高。
5、汽包水位瞬间下降后上升。
二、负荷骤减的原因。
1、电力系统故障。
2、汽轮机或发电机发生故障。
三、负荷骤减的处理
1、解列自动装置改为手动减少给煤量，但必须保证送风风量，使炉处于流化状态。
2、开启对空排汽门，根据汽包水位计，蒸汽流量和给水流量的指示，保持汽包水位略低正常水位，待事故处理后迅速增加锅炉负荷。
3、根据过热蒸汽温度的降低情况，关小减温水或解列减温器，必要时可开启过热器疏水门。
4、如安全门在规定值没有动作，应立即手动开启安全门或过热器疏水门进行泄压。
5、锅炉安全门动作，在锅炉汽压降到工作压力以下不回座时，应采取措施使其恢复原位。第十八节 厂用电中断
一、厂用电中断现象
1、所有交流照明灯熄灭，事故照明亮。
2、电压表指示归零，事故报警响。
3、各风机风压风量指示回零。
4、所有电动机跳闸停止转动。
5、汽压、蒸汽流量、水位、汽温突降，锅炉灭火。
6、锅炉床温降低。
二、厂用电中断的原因
1、电力系统故障。
2、发电机故障。
3、厂用变压器故障。
4、电气人员误操作。
5、备用电源自投失灵。
6、380V母线故障。
三、厂用电中断的处理
1、联系电气迅速恢复电源。
2、将各转机开关至停止位置，将自动调节器改为手动。
3、锅炉按压火进行处理，关闭各风机挡板。
4、手动将给水门关闭，开省煤器再循环门。
5、注意保持汽包水位。
6、关闭减温器水门，尽量保持汽温。
7、做好一切再启动准备，当电源恢复时应立即启动。第十九节 风机故障
一、风机故障的现象
1、电流指示摆动过大。
2、风机出口风压风量发生变化。
3、风机处有冲击或摩擦等不正常声音。
4、轴承温度过高。
5、风机振动，串轴过大。
二、风机故障的原因
1、叶片磨损造成转子不平衡。
2、风机或电动机地角螺丝松动。
3、轴承润滑油质量不良、油量不足、造成轴承磨损。
4、轴承、转子等制造和检修质量不良。
三、风机故障的处理
1、遇有下列情况，应立即停止风机运行：
1）风机发生强烈的振动、撞击和磨擦时。
2）风机和电动机的轴承温度不正常的升高，虽经采取措施处理仍很快超过允许极限时。
3）电动机温度过高，超过允许极限时。
4）电气设备故障，须停止风机时。
5）发生火灾危及设备安全时。
6）发生人身事故必须停止风机方能解救时。
2、如风机所产生的振动、撞击或磨擦不致于引起设备损坏时，可适当降低风机负荷，使其继续运行，并随时检查风机的运行情况，查明故障原因，尽快消除。如上述处理风机故障未消除且继续加剧时，应停止风机的运行。
3、当风机轴承温度升高时，应检查油量、油质、冷却水量及润滑油的工作情况，必要时可增加冷却水量和换油。如经上述处理、轴承温度仍继续升高且超过允许极限时，应停止风机运行。
4、当电动机发生故障重新启动风机时，必须取得值长和电气值班人员的同意。
5、若锅炉风机在跳闸前机械部分无严重缺陷和电流无过大现象时，可将跳闸风机重新启动一次。如启动无效，则关闭跳闸风机挡板，但听见风机有异音或电动机冒烟时，禁止重新启动。
6、启动不起来后，按压火处理。
循环水系统双机一塔运行分析 篇3
为了缓解冷却塔结冰、降低发电水耗，某电厂通过分析、论证、调整冷却塔运行方式，实现了循环水系统双机一塔运行，经28天的运行实践得出：在凝汽器真空度基本不变的情况下，双机一塔运行较为经济，也无安全隐患，而且运行方式较为灵活，根据机组负荷以及循环水温度可随时切换循环水系统运行方式。
系统简介
某电厂2€？30MW机组汽轮机为北重汽轮机，额定功率为330MW，额定采暖抽汽量为550t/h，最大抽汽量为600t/h。循环水系统按一机一塔设置，冷却塔淋水面积为4500m2，每台机组配置2台循环水泵。冷却水塔分内、外区配水。两台机组循环水泵出口有联络管、凝汽器出水也有联络管，通过阀门切换循环水系统可实现扩大单元制运行。
双机一塔的论证
必要性：发电厂中循环水损耗主要有：风吹损耗、蒸发损耗、冷却塔排污。机组长期负荷低时，虽然冷却塔负荷减小，但冷却塔损耗减少不多，发电水耗反而增大；冬季冷却塔切外区配水后，冷却塔结冰依然严重，且冷却塔结冰后填料存在被冰块坠落损坏威胁；冬季机组供热后，若供热负荷过大时凝汽器排汽量减少，循环水带走热量减少，循环水温度会更低，冷却塔结冰更严重；若机组运行中清理冷却塔淤泥等工况均要求冷却塔必须调整运行方式。
可行性：该电厂循环水系统设计扩大单元式供回水系统。夏季工况，每台机组的循环水量为38115m3/h；冬季工况，每台机组的循环水量为16347m3/h。因此，冬季双机一塔运行，冷却塔流量可以满足要求。
该地区当地平均大气压力95.2KPa，汽轮机低压缸排汽压力设计5.2KPa，，冬季该厂1、2号机组真空均在91～92KPa之间，机组真空允许进行双机一塔运行。
正常运行中，循环水系统各联络门开启，循環水系统为扩大单元制运行方式。若进行一塔双机运行，在扩大单元制运行方式基础上，维持冷却塔全塔配水时，关闭需停用塔的两个回水门，即可实现两机一塔运行方式，操作十分简单。
实施及效果
为了缓解冷却塔结冰、降低发电水耗。2010年1月6日该电厂切换冷却塔运行方式，关闭1号冷却塔内、外区回水电动门，1、2号机组凝汽器循环水均回至2号冷却塔，维持2号冷却塔正常补水和排污，关闭1号冷却塔补水、排污，维持双机一塔运行方式。具体运行参数见表：
冷却塔运行方式切换为双机一塔后，检查冷却塔淋水密度良好，运行片刻后，冷却塔大冰开始掉落，为了防止冷却塔冰块堵塞冷却塔出口滤网，组织人员利用一定工具阻止冰块流向滤网。
通过近28天运行观察，双机一塔运行期间1、2号机组真空均大于91KPa，机组真空完全达到设计要求；通过调整维持循环水浓缩倍率小于4.4时，2号冷却塔自来水平均补水量为560t/h（取28天平均值），而调整前冷却塔总补水量为793t/h（取2009年12月平均值）。
安全及经济性
安全性：该电厂双机一塔运行时，2号冷却塔运行水位1.88m、1号冷却塔停运水位1.57m，循环水泵前池水位均为正常10m；经过调整循环水浓缩倍滤维持3.5～4.4之间；设计冷却塔全塔配水时，最多运行两台循环水泵。双机一塔运行时，为了保证安全、防止循环水系统超压，只能投入一台循环水泵联动备用，同时在DCS上冷却塔配水电动门挂上“禁操”。这样也解决了循环水系统超压的可能。总之双机一塔运行采取措施后不存在安全隐患。
经济性：通过2010年01月6日至2月3日该电厂循环水系统进行双机一塔运行试验，试验期间双机真空远远大于设计真空，真空略微变化对机组负荷影响可忽略。（注：试验时当地大气压力95.3kPa、低压缸排汽设计背压力5.2kPa。）
双机一塔运行时，循环水压力升高0.01MPa，1B循环泵电流上升6A、2A循环泵电流上升2A，循环水泵每小时耗电量增加：
W=1.732€譛Icos€%O=€？000€祝？+2）€？.85=70.67KW.h
折合人民币每小时增加电费损失=0.3€？0.67=21.2元。
双机一塔运行时2号冷却塔平均补水量为560t/h，双机双塔运行时冷却塔补水总量为793t/h，每小时节水233t，目前该地区自来水价格每吨3.5元，折合人民币=233€？.5=815.5元。
综合经济效益=815.5-21.2=794.3元。
在机组低负荷或机组真空达到设计要求时，维持双机一塔运行经济效益明显，根据性能试验数据参考，若双机一塔运行对机组真空造成较大的影响，即真空下降>0.4KPa时，应立即恢复双机双塔运行。
[1]大唐宝鸡热电厂设计资料
热网循环水泵运行的控制 篇4
关键词：循环水泵,节能,变温差控制
变频调速是近几十年里发展比较迅速的电力产业, 它在我国的低压电器控制领域应用十分广泛, 例如热网循环水泵的供热控制系统。这种控制系统的运行负荷随着室外的温度变化而相应的变化。为了满足用户的使用要求, 确保供暖的质量, 使输送和热能制备达到经济和合理, 就要对热网供热系统进行控制和调节。一般是通过集中调节的方式, 当供暖室外的计算温度低于室外温度的时候, 即可以运用循环水泵变频调节来控制热网的循环流量, 这样的控制方式减少了热量损失, 达到节能的效果。不过要实现这种控制方式的节能效果, 必须要有一个行之有效的合理的变频控制策略。当前, 常用的控制方式包括温差控制盒压差控制两个方面。本文从理论上分析节能的潜力入手, 进一步研究变温差的控制策略。
1 热网的调节方式
热网的调节方法在目前来说, 主要有四种控制方式:即量调节只是改变整个网络的循环水量;间歇地调节每天供暖的时间 (小时数) ;质调节只是改变网络循环水的温度;分成几个阶段来改变流量质调节。以上四种控制方式适应场合不甚相同。对于质调节方式, 它的特点是管理快捷, 水力的工况运行稳定、操作简单, 但耗电量很大, 一般来说, 区域的锅炉和小型的的热网适合采用此方式。而间歇的调节方式由于对热源的供热裕量和舒适性都特别大, 所以受到限制, 应用很少。对于分阶段来改变流量的质调节, 按照室外的温度高低把它分成几个不同阶段 (在供暖期) , 每一个阶段, 网络中的流量都保持不变, 在这个过程中, 以质来适应环境变化。这种方式适合在大中型的热网中进行使用。最后的量调节, 要保持网路的供回水的温度保持不变, 要实时来调节循环水量, 这种调节方式的节能效果是最好的, 所以也是今后热网控制的发展方向。
2 变频调速节能原理
变频调节是目前比较完善的一种调节方式, 它的节约性能显著。在传统的工艺控制中, 水泵在运行时的时候, 一般要进行流量的调节, 大多采取变阀调节。即通过阀门的开度来控制风机与水泵之间的流量。这种控制方式不稳定, 阀门如果开关过快, 会影响风机与水泵的调节特性, 甚至使水泵和风机跳闸。在调节频率的时候, 风机和泵的输出功率始终不变, 即它的性能曲线不发生变化, 不过, 管道阻力的特性曲线将发生相应变化。泵和风机新的管道阻力特性的曲线和最开始的性能曲线交点就是新的工作点。
变频调节功能就是利用改变频率的大小, 来实现对电机的调速。这种调节方式, 控制精确, 可以实现远程控制和报警设置, 没有现场的阀门阻力等限制, 是较为理想的调节方式。变频调节通过改变性能的曲线来改变最终的工作点。风机和泵变速调节运行时, 流量会随着转速的一次方与之发生变化, 并且, 轴的输出功率则按三次方的规律与之发生变化, 这样, 效率总体来说就不会发生改变。利用变频的调节功能, 能减轻轴磨损, 降低风机和泵整个系统的噪声, 延长设备的使用寿命。
如图1所示。R1是工艺阀门在极限开度的阻力特性;S1为额定运行的水泵扬程—流量的特性, M1是额定的运行点, 与此对应的扬程为H1, 流量是Q1。电动机消耗功率与Q与H的乘积成正比。公式为P1=KH1Q1, 若减小阀门的开度, 流量降至Q 2时。此时的管网阻力特性是R2。水泵的运行点则为M3。这时, 水泵的扬程反而增加了。电动机的消耗功率则略有减少。公式为P2=KH3Q2, 其中K是比例系数, 如果降低转速, 那么流量与扬程的特性变为S2, 此时管网的阻力特性仍是R1不变, 水泵的运行点变为M2, 这时的扬程降低很多。电动机消耗的功率也降低了很多。公式为P3=KH2Q2, 其中K为比例系数。从图1中能明显看出, 在相同流量Q2时, 采用变频来降低转速时的扬程 (H2) 则比关小的阀门的扬程 (H3) 要小的许多, 因此电动机消耗的功率就大为减少, 这就是水泵变频调速节能的原理。
3 改造方案
为了实现节能降耗的目标, 我们以热电厂热网为例, 对循环水泵控制方式和调节进行了如下改造:热电厂通常有五台热网循环水泵, 为了节能降耗、减少投资。我们选择两套“一拖二”高压变频装置。分别来带#1、#4和#2、#3的热网循环泵, #5的热网循环水泵暂不改造。变频器的6k V电源从6k V的母线段来选取。高压的变频系统电气连接系统, 如图2所示。
此方案为“一拖二”的手动旁路的典型方案:由高压断路器QF1、QF2, 6个高压隔离开关QS6—QS1、TF高压变频器和电动机M组成。高压开关QF2、QF1、电动机M2、M1为现场的原有设备。Q S2和QS 3之间则需要可靠的机械互锁, 要求一定不能同时闭合;QS5与QS5间要达到可靠的机械互锁, 一定不能同时闭合;QS4和Q S1实现电气的互锁, Q S 5 Q S 2实现电气互锁, 保证系统运行的可靠性。M1在变频运行时, 要求QS4、QS5、QS3断开, QS2和QS 1闭合。此时M2可以闭合Q S6, 实现工频运行;M1工频运行时, 要求QS2和QS1断开, QS3闭合。当M2变频运行的时候, QS1、QS2、QS6断开, QS5和QS4闭合。这时M1允许闭合Q S3, 真正达到工频运行;当M2在工频运行时, 则要求QS4与QS5必须断开, QS6处于闭合状态。每台电机可以实现工频运行和变频运行两种方式, 当变频器发生严重故障时, 电机就可以通过手动的方式切换到工频电网运行。最后, 变频器检修结束。手动切换模式可以返到变频调速的状态。
4 结语
通过上述分析, 采用热网循环水泵的自动控制, 不仅可以实现操作方便, 运行稳定, 维护量小、方便, 而且还可以节省成本, 实现工艺的智能化控制是一种趋势。
参考文献
[1]徐甫荣.大功率风机水泵调速节能运行的技术经济分析[J].电源技术应用, 2 00 2.
[2]马仲元, 冀卫兴, 李德英.热水供热系统变频循环水泵节能分析[J].暖通空调, 2008, 3.
循环运行 篇5
循环流化床是正压运行，炉内压力呈一定的脉动状态，并且炉内气流含灰浓度很高，因此密 封 问题显得尤为重要。如果处理不好就会向外漏灰，不但影响工作环境和安全生产，而且严重 影响锅炉的经济运行和带负荷能力。漏灰或漏风量过大，带来循环系统阻力过大，返料量减 少，锅炉带负荷能力必然下降。发生漏风或漏灰的主要部位是燃烧室中部四周膜式壁下集箱 穿墙处、炉室和惯性分离室隔墙与侧墙的交接处、炉顶、膨胀缝外护板接缝处。
造成漏灰漏风的主要原因是：
a.炉室部分及惯性分离室部分正压燃烧，内外压差造成的泄漏； b.采用的耐火材料达不到技术指标，耐火材料断裂脱落而造成的泄漏； c.密封结构不尽合理；
d.施工工艺、质量未能按技术要求。
避免漏灰漏风所采取的技术措施有：
a.燃烧室中上部四周下集箱向下延伸至布风板下，使整个燃烧室被膜式壁所包裹，从根本 上避免了漏灰漏风现象的发生； b.膨胀缝处采用耐火砖或钢板遮挡；
c.炉室与惯性分离室隔墙交接处和炉顶采用迷宫及柔性密封结构。3 磨损问题分析及处理方法
循环流化床锅炉主要磨损部位在燃烧室卫燃带上沿、炉室顶部、惯性分离室后墙、惯性分 离室烟气出口、旋风分离器顶部、过热器前顶部、左侧过热器及靠近后墙的省煤器管处。根 据材料种类，磨损分为耐火材料磨损和管子磨损。3.1 耐火材料的磨损
耐火材料的磨损在循环流化床锅炉上比较常见，分析磨损原因有下面两方面： a.燃烧循环回路中灰浓度的运动速度比较高，对耐火材料磨损比较严重。
b.锅炉运行时，耐火材料达不到技术要求的强度和耐磨指标，一般情况下不到指标的2/3。在锅炉改进结构时，尽量使烟气分布均匀，在磨损不可避免的部位采用技术指标较好的耐火 材料。不定型材料如碳化硅质、硅线石质、HF-150等。耐火砖如碳化硅质、硅线石质等。其 它磨损不严重的部位不定型材料用HF-130、HF-135等，耐火砖用磷酸盐质高强耐磨砖。耐火 砖砌筑用耐火胶泥。磷酸盐耐火混凝土因其配料、养护条件不易达到，在锅炉运行温度下，不能很好的发挥其优 势，现在已很少使用。3.2 管子的磨损
3.2.1 燃烧室卫燃带上沿膜式壁管的磨损
灰沿膜式壁管由上向下流到卫燃带上沿受到阻碍，转向时灰粒撞击膜式壁，造成膜式壁的磨 损，磨损范围在卫燃带上沿150mm范围内。根据灰粒流动特点，采用了疏导和粉末合金喷焊措施，使灰粒的着力点不在膜式壁管上，避 免了膜式壁磨损。3.2.2 过热器管的磨损和省煤器管的磨损
循环运行 篇6
【关键词】循环流化床锅炉；运行维护；防范对策
循环流化床(CFB)锅炉是近几十年来发展起来的新型环保节能锅炉，但随着其被广泛应用，一些国产循环流化床在设计、安装和运行中也逐渐暴露出了某些问题。如受热面易磨损、锅炉易结焦及物料循环系统不畅是运行中常见的故障。因此，本文将主要分析循环流化床锅炉常见故障及预防措施，以提高循环流化床锅炉稳定运行水平。
１．磨损及其预防措施
循环流化床锅炉中高速度、高浓度、高通量的流体或固体颗粒以一定的速度和角度对锅炉受热面和耐火材料的表面进行冲击，会造成锅炉金属部件磨损，加上炉内温度的循环流动，造成对炉内耐火构件的热冲击，而且耐火构件不同热膨胀系数的材料之间也形成机械应力，这些都加剧循环流化床锅炉磨损破坏。
但实践中发现，循环流化床锅炉的磨损是可以避免的。所以在运行中，可通过以下措施来预防CFB锅炉的磨损：
(1)降低风速减小给煤粒度，确保流场的均匀性；同时，在安装过程中要特别注意烟道的平滑组合，避免安装原因造成几何尺寸的突缩或突扩，形成烟气走廊。
(2)定期对CFB锅炉进行检修，发现已磨损的部件和材料应及时更换；在水冷壁、落煤口、过热器等加装防护件。
(3)在安装时，应确保烟气进出口处、中心筒、导流设备的安装尺寸满足设计要求；在施工中，应严格控制旋风分离器简体组合尺寸和焊接变形；在耐火保温内衬施工之前，要检查简体内壁弧度，对凸凹部分做好记录，在筒体施工时进行调整；对向火面材料的施工，要保证严密度、严整度、垂直度以及内壁弧度和表面质量等，以减少受热面的磨损。
(4)运行期间，应尽量降低循环流化床的流速，以减少水冷壁及各部的磨损。
(5)严格控制金属锚固件的焊接定位、浇注料拌合、浇注振捣、浇注模装设、脱模以及膨胀缝等施工工艺步骤，不可随意简化修改。
2.循环流化床结焦的成因及预防措施
结焦是高温分离器物料循环系统的常见故障。结焦后形成的大渣块能堵塞物料流通回路，会导致锅炉热效率下降，如锅炉受热面结焦后，使传热恶化；排烟温度升高，燃烧恶化；有可能使机械未完全燃烧热损失、化学未完全燃烧热损失增大；使锅炉通风阻力增大、厂用电量上升等。同时，结焦还会影响锅炉运行的安全性，如床面结焦使流化阻塞，增大风机出力，影响床料流化；使流化不良的区域再次结焦。造成恶性循环，严重时导致停炉。一般情况下，结焦发生在在锅炉的点火或压火启动过程中，或给煤异常，返料异常中。
2.1结焦的成因
通过在实践中观察，我们发现，引起循环流化床锅炉结焦主要有以下几种原因：
(1)燃烧室运行期间温度超温，则会导致旋风分离器的循环温度容易超过灰的变形温度，甚至引起炉内未燃碳的着火燃烧，从而形成床温上涨而导致结焦。
(2)运行期间，物料循环系统漏风，大量空气进入旋风筒内，使得热的床料中的可燃物获得氧气，产生燃烧，但由于燃烧产生的热量不能及时带走，使局部区域床料超温而引起结焦。
(3)启动期间，煤油混烧时间过长，或运行中风量与燃煤粒度匹配不佳，或燃用矸石、无烟煤等难燃煤，因其挥发份少、细粉量多、着火温度高、燃烧速度慢等原因，都可导致未燃烧完全的油渣易与床料板结成块，炉内流化不良，导致床料结块，形成疏松性渣块；或是进入旋风分离器而使循环灰中含碳量增加，从而增大了结焦的可能性。
(4)循环灰量太少，使得循环灰在物料循环系统中移动太慢，易引起结焦；同时灰量太少易使燃烧室烟气携带煤粒倒卷入返料器，也会引起结焦。
(5)运行期间，停床下油枪时，床温偏低，切风不及时，大量冷风进入炉量，会导致床温下降，从而引起结焦。
(6)返料器堵塞也是造成结焦的原因之一，如果返料器突然停止工作将会造成锅炉内循环物料量的不足，床温难以控制、调整不及时极易造成高温结焦事故的发生。
2.2结焦预防措施
(1)保证结焦易发地带流化良好，颗粒混合迅速均匀或处于正常的流化状态，使温度均匀，防止超温或局部超温，这是防止结焦的最好办法。
(2)点火前，应及时了解和控制人炉煤种及其粒径配比符合设计的要求，保证充分燃烧；燃用矸石、无烟煤时，应尽早按一二次风6：4比例投入二次风，以保证风煤混合充分，加强煤在燃烧室中的燃烧，减少机械和化学不完全燃烧，防止其在分离器和返料机构内发生后燃而超温。
(3)运行过程中，应密切监视高温旋风分离器温度，发现分离器超温，调节煤量、风量比例，严格控制床温及料层差压等运行参数，如不能纠正则立即停炉查明原因。
(4)加强返料器的监视工作，检查其床层的温度是否正常，并根据循环量大小，及时调整返料风，确保循环物料能及时回送；注意防止返料装置的漏风，发现漏风及时解决。
3.旋风分离器的故障及预防措施
旋风分离器结构简单，分离效率高，是循环流化床锅炉应用最广泛的一种气固分离装置。在实际运行中，旋风分离器的效率是保证分离器工作性能的重要指标，其分离的效率与形状、结构、进口气体速度、人口烟温、人口颗粒浓度与粒径等都有很大的关系。它随着分离器入口风速、入口颗粒度的增大而增大，随着人口烟温的升高而降低。若分离器的运行效率低于设计值，将会导致未燃尽的颗粒得不到有效燃烧影响锅炉的运行经济性；飞灰量增大加剧尾部受热面的磨损，增加除灰设备的能耗；进入循环回路的循环灰量减少，循环量下降，不能有效控制床温，影响锅炉的满负荷运行及炉膛传热特性等。
3.1分离效率下降原因
分离效率下降的原因有：中心筒结构不合理；分离器内壁严重磨损、塌落从而改变了其基本形状；分离器有密封不严之处导致空气漏入，产生二次携带；床层流化速度低，循环灰量少而且细等，均会导致分离效率下降。
3.2预防措施
(1)定期检妥分离器内壁磨损情况，如磨损严重应及时修补。
(2)定期检查分离器是否有漏风、窜气，如有应及时解决。
(3)检查燃煤粒度和流化风量，当发现回料不正常时，应及时做出相应地调整，使流化风量与燃煤粒度相适应，以保证一定的循环物料量；加强对分离器风量配比的经验总结，寻找分离器各部分最优化参数。
(4)入炉煤中所含大、中、小颗粒的比例有一合理数值改善旋风分离器的角度，提高烟气的流速，可实现增加分离器效率；或是通过提高料层压差增加床料的厚度来增加返料量，来提高锅炉的效率。
综上所述，循环流化床锅炉受热面磨损、旋风分离器效率下降、返料器积灰结焦等故障是影响运行可靠性的主要原因。因此，循环流化床锅炉在设计、结构、安装、燃烧调整上还需不断地完善，同时还需努力提高运行人员循环流化床锅炉技术的理论水平，多借鉴同类机组的运行经验，分析循环流化床锅炉常见故障的主要原因，执行各项预防措施，在实践中认真积累操作经验，从而降低故障，提高运行可靠性，为循环流化床锅炉继续发展做出贡献。 [科]
【参考文献】
［１］冯俊凯，岳光溪.循环流化床燃烧锅炉[M].北京：中国电力出版社,2003,(7).
钢铁企业循环水系统运行管理 篇7
1 钢铁企业用水及水处理现状
“十一五”以来, 钢铁企业在对工艺及产品结构调整的同时, 对用水系统及循环水设施等也加以改扩建, 早期的直流直排系统基本被取消, 部分企业的水循环利用率可以达到90%以上。淘汰小高炉, 建大型高炉, 相应地建设完整的高炉冷却水循环系统 (含密闭循环系统) 及冲渣闭路循环系统, 转炉、高炉在技术、经济条件许可时采用干法除尘, 焦化工序加强焦炉改造, 重点发压展干熄焦[1], 焦化废水处理后循环回用, 以上措施减少铁前废水的外排, 节约了水资源, 也大大减轻了循环水中浊环系统水处理的压力。间接冷却水未与污染物直接接触, 循环利用率高, 保证高浓缩倍数下水系统的正常运行是企业循环水管理的关键。
2 目前钢铁企业浊循环水控制重点
2.1 转炉废水处理
引废水进去旋流沉淀池, 通过废水中投加聚丙烯酰胺, 促进水中的悬浮颗粒的絮凝沉淀, 经过足够时间的静置, 利用重力分离的原理, 将大颗粒的悬浮物去除。由于炼钢工艺的影响出水水质也有所不同, 在吹氧时部分石灰粉尘随烟气一起进入除尘系, 统, 因此水中Ca2+含量相当多, 致使水中的暂时硬度较高。采用燃烧法处理后的净化废水, 往往有大量CO2、SO2等酸性气体溶解, 污水的p H会有所降低, 一般在6～9之间。而未燃法产生的污水, 石灰粉末使污水pH值增高, pH在9～12之间。为防止产生结垢, 对设备造成不利影响, 投加碳酸钠除去硬度时一种较为经济可行的水质稳定方法。反应如下。
反应生成的NaOH能与水中的CO2继续作用生成碳酸钠, 使得碳酸钠的平衡得以保持。
2.2 轧钢热轧废水
该工艺的主要污染物是油和悬浮物, 早期的处理重点是放在去除氧化铁皮方面, 分别设有一次坑和二次坑, 一次坑用于去除大块的氧化铁皮, 二次坑用于清渣, 但处理效果不是十分理想。目前运用较为成熟的工艺如下。
废水→旋流井→平流沉淀池→-快速过滤器→凉水架→回水池→循环利用。
此种工艺在处理效果方面要好于一次坑和二次坑, 出水能够满足循环用水的要求, 其需要进一步完善的重点是对油类和氧化铁皮从水中分离回收的效率, 做到既减少环境污染, 满足生产要求, 又能产生一定的经济效益。
3 腐蚀结垢的控制
3.1 腐蚀结垢的经验判断
水循环系统中, 大多数情况下结垢的主要成分是碳酸钙, 而碳酸盐在水中是极不稳定的。目前主要的结垢腐蚀倾向的判断方法有一下几种。
朗格利尔饱和指数法;赖兹纳稳定指数法;极限碳酸盐硬度判断法;临界pH结垢指数法。以上方法从不同方面考虑, 制定了衡量腐蚀结垢倾向的计算方法, 但有各自局限。在实际工作中较常使用的是经验饱和指数法, 该方法是根据以上几种方法在工程实践中总结而得来的, 较为方便快捷。公式如下[2]:
式中Is为饱和指数;pH为水的实际pH值;pHs为水的饱和pH值。
当Is=0～2.5, 无腐蚀结垢倾向;Is≥2.5, 可能产生结垢;Is≤2.5, 可能产生腐蚀。
pHs的常数表达法计算式:
Ns为总溶解固体量的函数;N i为温度的函数;Nh为钙硬度的函数;Na为总碱度的函数。
我司循环冷却水pH7～9, 钙硬度10～5 0 0 m g/L, 水温9～6 4°C, 总碱度2 8～534mg/L, 查pHs计算常数表[2]并结合公式可以得出Is的范围在-1.6～2.3之间, 所以我司循环水系统中水质具有腐蚀倾向, 防止管道、换热器的腐蚀时是间接冷却水处理中的重点。
3.2 腐蚀机理以及主要腐蚀方式
在循环冷却水系统中, 水经过冷却塔与空气接触, 溶解氧的含量常常处于饱和状态。在密闭的冷却水系统中, 水中的溶解氧浓度也比较高。最普遍存在的腐蚀是氧的去极化腐蚀。在不同的水溶液中有着不同的电极反应[3]:
中性偏碱性中:4OH-→O2+2H2o+4e
酸性水溶液中:2H2o→O2+4H++4e
其标准的电极电位为1.229v, 所以在酸性溶液中氧化还原反应更容易发生, 腐蚀就更为普遍。金属在溶液中的腐蚀速率不仅与溶解氧浓度和pH有关, 循环水的流动状态、金属表面与液体的接触状态、溶液中某些离子的浓度、循环水的热流密度也有很大的影响, 是综合作用的结果。在系统运行前期, 可以对水处理系统进行清洗预膜, 通过配置适当浓度的药剂对系统进行清洗, 去除水垢、腐蚀产物 (多为铁锈) 和微生物黏泥等沉积物。避免由于以上因素造成循环水系统材料局部温度升高引起管道的破坏、传输的热效率降低或是局部的沉积物堆积形成回路导致电腐蚀加速。清洗的过程中要注意控制循环系统中液体的流速、pH、浓度和温度, 一般以水系统中铁离子升高后到达稳定状态作为清洗的终点。清洗后用较高浓度的水处理药剂对管道进行预膜, 使其在金属表面形成一个保护层和, 抑制金属的腐蚀。
3.3 结垢预防和处理
南方水源较为充足, 进水离子浓度较低, 在高浓缩倍数下, 硬度以及其它离子浓度增大, 正常情况不会直接导致结垢, 要防止串水, 有其它含磷酸根、碳酸根离子的旁路水混路, 导致在管路和换热器中迅速产生永久硬度, 影响生产。
4 循环水系统日常运行管理
目前使用较为广泛的防腐阻垢药剂多为含磷配方, 可以通过对循环水中总磷的含量大致确定水中的药剂浓度是否合适。加药的方式方法也是十分重要, 要根据生产工艺用水情况采取相应的措施。除了杀菌灭藻剂是间歇性冲击式投加以外, 其它药剂一般采用连续自动加药, 同时加药供水系统采用变频装置调节水量, 保证系统中药剂浓度的稳定。如供水水量过大药剂浓度被过度稀释, 效果大打折扣;水量过小, 药剂无法完全溶解进入系统, 甚至会造成局部加药管路的堵塞, 影响后续处理。按照设计规范, 考虑到对循环水系统的加药管理和水质控制, 系统的保有水量一般设置为系统水量的三分之一为宜, 但是类似钢铁高温行业, 需要足够水量储备作为生产安全水, 其保有水量往往远大于此, 这在药剂控制方面必须予以考虑, 才能确定保证系统正常运行的最佳投药量。
我司一炼钢方坯结晶循环水系统, 2009年7至12月系统维护管理权交接初期, 新接手单位对该系统水量供给情况未做深入了解, 导致外排水量过大, 药剂浓度控制不好, 系统水池低水位时甚至部分管道暴露于空气中, 管道的腐蚀远远超标, 起初数月系统腐蚀状况不能达到0.075mm/a的要求后经过3个月的调整, 采取以下措施: (1) 控制水系统浓缩倍数, 由原来的1.5提高的2.5左右, 大大节约不必要的外排水量。 (2) 根据生产供水状况, 及时调整水量水位, 使得药剂浓度稳定。 (3) 系统因为生产非正常原因导致污水意外混入, 及时合理调整补排水, 在最短时间内使系统恢复正常。
2009年10月以后的水质稳定, 腐蚀率基本控制在0.010mm/a以下, 符合规范的要求, 2009年7～12月的腐蚀率数据如图1。
5 结语
合理的药剂配方设计, 能够有效地解决系统中存在的问题;准确及时的监测数据, 能够正确的判断系统运行状况;根据生产实际灵活改变投加药方式、加药药量和供水水量, 能使得处理效果事半功倍。三者相辅相成, 缺一不可。“三分药剂, 七分管理”, 在企业循环水系统的运行控制过程中, 综合考虑多方面因素, 使之有机结合, 是保证水循环系统运行正常, 企业生产稳定的关键所在。
参考文献
[1]李春风, 李新创.我国钢铁工业用水现状[N].中国冶金, 2003, 9, 5.
[2]王绍文, 钱雷, 邹元龙.钢铁工业废水资源回用技术与应用[M].北京:冶金工业出版社, 2008:221～223.
循环水系统优化运行的研究 篇8
在火电厂汽轮机辅助设备中,循环水泵是耗电大户之一,约占汽轮发电机组额定发电量的1.5%左右。据笔者统计,张家口发电厂300 MW凝汽式机组的循环水泵耗电量约占机组额定发电量的0.6%～1.2%,占厂用电量的13.85%～19.67%。其次,循环水系统又是电厂耗水大户。一般1台600 MW凝汽式发电机组所需循环水量为65 000 t/h左右,1台300 MW机组所需循环水量为30 000 t/h左右,由于蒸发、风吹和排污的原因,循环水会不断损失,如果循环水的损失率按2.5%(与各地的环境温度和气候条件有关)计算,那么600 MW和300 t/h凝汽式发电机组所需的循环水的补充水量分别为1 625 t/h和750 t/h。在缺水地区,这是一个令人瞩目的数字。如果循环水系统采用闭式循环,这些损失的水量需要用地下水来补充,而地下水的价格是比较昂贵的。因此,无论从耗电方面还是从耗水方面来说,合理优化循环水系统运行方式都是至关重要的。
目前,最佳真空和最佳循环水流量的确定是按以下方法所确定的:改变循环水流量使机组电功率的增加值与循环水泵所耗功率的增加值之间的差值达到最大时所对应的真空称为最佳真空,最佳真空时的循环水流量为最佳循环水流量。上述最佳循环水流量的确定方法对于实现运行费用的优化起到了很重要的作用;但其最大的问题是在循环水运行费用处理上只考虑到输送循环水所消耗的循环水泵电功率,而没有考虑循环水本身的费用。实际上,水费用的日益上涨,由此造成的经济损失已不容忽视。例如张家口发电厂1台300 MW凝汽式汽轮机额定循环水流量为30 560t/h,该地区循环水的损失率为2.5%,1 a运行时间按7 000 h计算,如果循环水费用为0.5元/t,则该厂1台300 MW汽轮机每年因为循环水费用而支出267元。张家口发电厂现在有8台300 MW机组,那么该厂1 a中花费在循环水上的费用总和为2 136×104元。因此,最佳循环水流量的确定应考虑循环水本身的费用。
1 目前最佳循环水流量的确定方法
为了便于说明,本文以1台汽轮机配两台定转速循环水泵为例,来说明在某一确定的汽轮机排汽量和循环水入口温度下最佳循环水流量计算方法的步骤[1,2]。
在某一循环水入口温度、循环水流量下,当汽轮机排汽量取不同的值时,由式(1)计算循环水温升Δt,由式(2)计算凝汽器端差δt,然后由式tc=tw1+Δt+δt计算出凝汽器的饱和温度tc,其中tw1为循环水入口温度,℃。然后依据水蒸汽程序得到相应的凝汽器压力pc。
式中,Dw为循环水流量,t/h(其余公式中同);Dc为汽轮机的排汽量,t/h(其余公式中同);称为凝汽器的冷却倍率,它表明循环水量是凝结蒸汽量的多少倍。
式中,Ac为凝汽器的冷却面积,m2;K为凝汽器总体传热系数,kW/(m2·℃),K由别尔曼公式计算。
当循环水泵运行台数改变后,先根据上述步骤计算出循环水流量改变后的凝汽器压力,然后根据背压变化对汽轮发电机组电功率的影响的计算方法算出汽轮发电机组电功率的变化值,并将其表示在图1(a)中。这样就得到不同的循环水入口温度tw1,min～tw1,max下,汽轮机各个排汽量与汽轮发电机组电功率增加值之间关系的一簇曲线ΔP=f(Dc,tw1),如图1(a)所示(图中只表示出了由单台泵变为两台泵运行的情况)。
测量由单台泵变为2台泵运行时的循环水泵耗功增量ΔPp=Pp2-Pp1,并在图1(a)的纵坐标上表示该点。由该点做平行于横坐标的虚线,与ΔP=f(Dc,tw1)相交,这些交点表示当循环水泵台数由单台变为两台时,汽轮发电机组电功率的增加值等于循环水泵功耗的增加值的工况。把这些交点描在图1(b)Dc=f(tw1)坐标图上。
对于循环水量连续调节的循环水泵,只有汽轮发电机组电功率净增加值ΔPnet达到最大时,才是最有利的,但对于循环水量不能连续调节的定转速循环水泵,当改变循环水泵的运行台数后,并不能保证所得到的循环水量是最佳值,而只能是接近最佳值。也就是说改变循环水泵的运行台数并不能保证达到最大值,因此,判别循环水泵的运行方式是否属于经济工况,应该根据ΔPnet值的大小来判断,当ΔPnet>0时,即当循环水泵的运行台数改变以后,汽轮发电机组电功率的增加值ΔP大于循环水泵泵耗的增加值ΔPp时可以采用双泵运行,否则应采用单泵运行。这样就可以根据ΔPnet>0或ΔPnet<0而把Dc=f(tw1)坐标图分为两部分,ΔPnet>0对应Dc=f(tw1)坐标图上的B区间即双泵运行区间,ΔPpet<0对应Dc=f(tw1)坐标图上的A区间即单泵运行区间。如图1(b)所示。
同理,也可以得到2台泵过渡到3台泵工作时的经济分界线。
2 最佳循环水流量的确定方法的改进
上述计算方法为确定凝汽器最佳真空和循环水泵最佳组合方式提供了重要的理论依据,但是以上计算循环水泵最佳运行方式的方法没有考虑循环水本身的费用,考虑了循环水本身的费用以后,最佳循环水流量的确定方法如下所示。
在考虑了循环水本身的价值后,汽轮机的净收益ΔCb为:
式中,Rd为上网电价,元/(kW·h)(其余公式中同);τ为机组运行时间,h;Rw为循环水本身的价格,元/t(其余公式中同);α为系数,对于循环水开式循环,α=1;对于循环水闭式循环,α为循环水系统的补水率;Dw为机组所需的循环水流量;ΔP为由于循环水流量的增加汽轮机功率的增加值;ΔPP为由于循环水流量的增加循环水泵所多消耗的功率。
显然,为了获得最大净收益,需要合理选择循环水流量,最佳循环水流量的数值应满足:
上式化简得:
考虑了水费用以后所确定的凝汽器的最佳真空和循环水量才是真正意义上的最佳真空和最佳循环水量。这种确定凝汽器最佳真空的方法能保证汽轮机运行的经济收益最大。
而常规的不考虑循环水本身价值的最佳真空和最佳循环水量的确定方法认为所消耗的循环水本身并不存在费用。亦即认为Rw=0=0,式(3)变为:
显然,由式(6)所确定的凝汽器的最佳真空和最佳循环水流量在考虑了循环水本身的价值以后就变为非最优了。
3 应用计算
本文以张家口发电厂2号机组为例进行计算,得到了对应不同循环水入口温度和不同的汽轮机排汽量下单台循环泵运行和2台循环泵运行的区间。2号机组配置了2台循环水泵,1台循环水泵的循环水量为25 989 t/h,两台循环水泵的循环水量为30 560 t/h,一台循环水泵投入运行时所消耗的电功率为1 740kW/h,循环水系统的补水率α=2.5%。本文通过编程计算得到了在不同的排汽量Dw和不同的循环水入口温度tw1条件下,对于不同的循环水费用,2号机组由单泵运行变为双泵运行的分界线如图2所示。
图2中的横坐标表示循环水的的入口温度,纵坐标表示汽轮机的排汽量。图中下面的那条曲线表示循环水的费用Rw=0.6元/t时的由单泵变为双泵运行的分界线,上面的那条曲线表示循环水的费用Rw=0.7元/t时的由单泵变为双泵运行的分界线。每一条曲线上面的区间表示双泵运行的范围,下面的区间表示单泵运行的范围。由图2可见,所取的循环水的价格不同,由单泵运行转变为双泵运行的分界线不同。循环水的价格越低,分界线越向左、向下移,单泵运行的范围越小,双泵运行的范围越大。也就是说当循环水的价格上长时应推迟投入双泵运行。由上分析可知,在确定循环水泵最佳运行方式时,要视当时的循环水的价格而定,而不能一概而论。
同时,图2也为张家口发电厂2号机组在什么时候投入双泵运行提供了一定的理论依据。
4 运行中节省循环水的措施
4.1 采用循环水泵变速调节
前面已经讨论了最佳循环水流量的确定方法,但目前循环水泵的调节大都采用整台泵调节方式,这种调节方案并不能保证所得到的循环水量是最佳值,而只能是近似最佳值。因此,不仅不利于保持凝汽器在最佳真空下工作,而且也不利于循环水流量的节省。因此,建议循环水泵采用变速调节方式,并实现以考虑循环水本身费用的最佳真空为目标的最优控制。
4.2 防止凝汽器出现极限真空
在冬季寒冷地区,如果单纯保持凝汽器在最佳真空下运行。可能出现凝汽器真空高于极限真空的情况。该优化的结果,应当是减少了循环水流量,以保证凝汽器真空低于极限真空。如果此时的凝汽器压力已经低于极限背压,则增加循环水流量就没有任何效益了,此时应减少循环水量,减少循环水泵耗功,使凝汽器压力高于极限压力。
5 结语
a)本文对循环水最佳流量和最佳真空的确定方法进行了改进,考虑了循环水的费用,并计算出了常规方法和改进方法下由单泵运行转变为双泵运行的分界线。使凝汽器实现了真正经济意义上的最佳真空;
b)张家口发电厂2号机组的实例计算说明,循环水的价格不同,由单泵运行转变为双泵运行的分界线不同。循环水的价格越低,分界线越向左、向下移,单泵运行的范围越小,双泵运行的范围越大。也就是说当循环水的价格上长时应推迟投入双泵运行;
c)本文提出的考虑节水因素的凝汽器最佳真空的确定方法,为实现汽轮机的低污染、低耗水量运行,奠定了一定的基础。
参考文献
[1]李勇,孟芳群.凝汽器最佳真空确定方法的改进[J].汽轮机技术,2005(2):84-86.
循环流化床锅炉运行问题探析 篇9
关键词：循环流化床锅炉,事故,预防措施
因为自循环流化床锅炉的出现循环流化床燃烧技术已广泛应用于世界。循环流化床锅炉是一种国际公认的清洁煤燃烧技术, 其广泛的适应性, 良好的脱硫效果, 低NOx排放, 方兴未艾的燃煤电厂的负载调节性能优势。循环流化床锅炉技术已进入世界先进水平, 循环流化床锅炉的总装机容量也居世界第一, 但锅炉脱硫的现状并不十分乐观的脱硫系统, 锅炉的可用性脱硫效率不高, 所以循环流化床锅炉还存在许多问题, 与国际先进水平还有一定的差距。
1 循环流化床锅炉简介
循环流化床锅炉是在鼓泡流化床锅炉技术的基础上发展起来的新炉型, 它与鼓泡床锅炉的最大区别在于炉内流化风速较高 (一般为4 m/s~8m/s) , 在炉膛出口加装了气固物料分离器。被烟气携带排出炉膛的细小固体颗粒, 经分离器分离后, 再送回炉内燃烧床上循环燃烧。循环流化床锅炉可分为两个部分:第一部分由炉膛 (快速流化床) 、烟气气固物料分离器、固体物料再循环设备和外置热交换器 (有些循环流化床锅炉没有该设备) 等组成, 上述部件形成了一个固体物料循环回路。第二部分为对流烟道, 布置有过热器、再热器、省煤器和空气预热器等, 与其它常规锅炉相近。循环流化床锅炉燃烧所需的一次风和二次风分别从炉膛的底部和侧墙送入, 燃料的燃烧主要在炉膛中完成, 炉膛四周布置有水冷壁用于吸收燃烧所产生的部分热量。由气流带出炉膛的固体物料在气固分离装置中被收集并通过返料装置送回炉膛。
被一次风吹起来处在悬浮状态的床上大颗粒, 这部分具有流体的性质, 被吹走的为小颗粒, 气流带出炉膛的固体物料在气固分离装置中被收集并通过返料装置送回炉膛, 这部分成了循环燃烧, 于是得名循环流化床锅炉工作原理。
2 炉膛爆炸事故
锅炉炉膛或烟道内燃料突然强烈燃烧或熄火, 燃气压力骤增或骤减, 超过炉墙或烟道内所能承受能力而造成破裂的事故。有外爆和内爆两种, 前者是炉膛或烟道内聚集的可燃混合物被引燃, 导致急剧不可控的爆炸性燃烧, 燃气体积迅速膨胀, 使炉墙或烟道向外爆裂。后者是炉膛灭火, 烟气体积随温度降低迅速减小, 这时, 如送、引风机调整不当引风机抽力瞬间过大, 使炉墙或烟道承受很大的负压力而向内爆裂 (大容量锅炉易出现此问题) 。爆裂危害很大, 特别是外爆, 不仅会造成炉膛或烟道破裂, 锅炉的钢架弯曲或断裂, 也会使有关的受热面管子破坏和造成人身伤亡, 修复工作困难, 停用时间长, 直接和间接损失都很大。
2.1 事故原因
外爆起因主要是炉膛灭火处理不当, 继续送入燃料, 使炉内燃料与空气比 (即煤粉浓度) 增大, 达到一定程度并被引燃形成爆炸。目前对锅炉的炉膛结构部件 (包括炉墙包壳, 水冷壁刚性梁, 水冷壁与冷灰斗的连接部分) 、烟道的设计瞬态承压能力, 国内外均按不超过±8.7k Pa考虑, 即使如此, 也不能承受煤粉爆然所产生的压力。另外, 爆炸的强烈程度和规模取决于点燃时的可燃物量和瞬间混入的空气量。在煤粉炉中, 当煤粉/空气混合物浓度处于0.3 kg/m3~0.6kg/m3时, 爆炸的可能性和危害性就很大, 浓度大于1 kg/m3时, 爆炸产生的压力反而见效, 小于0.1 kg/m3时, 一般不会爆炸。气粉混合物中相对含氧量, 对可爆性也有影响, 含氧量的比例越大, 爆炸的可能性越大, 产生的爆炸力越强, 含氧量小于14%时, 一般无爆炸危险。其次是在炉内已积存的燃料被突然引燃而爆燃, 如点火前已有油、可燃气体或煤粉漏入炉膛, 未进行吹扫即点火, 或反复点火未成功, 以及油枪雾化不良、点火能量小, 锅炉长期在低负荷下运行、个别燃烧器灭火等, 都可能在锅炉内不同部位上积存燃料, 当这些积存的燃料, 被增大的通风或吹灰等扰动时也会形成爆燃。运行中媒质变化、风煤比失调以及给粉自流, 燃料、空气瞬间中断等, 都可能引起灭火和爆炸事故。发生内爆的原因主要是炉膛灭火、燃料中断, 还有可能是送风机跳闸和起、停炉过程中操作不当, 使炉内平衡通风破坏, 瞬间负压过大等。
2.2 预防措施
主要是防止炉膛灭火及灭火后能正确处理, 停止向炉内送入燃料, 进行吹扫后再按规定点火。另外应根据锅炉容量的大小, 设置炉膛安全监控系统, 如炉膛压力保护和火焰监视器等。对较大容量的锅炉应配置较完善的炉膛安全监控系统, 它具有对炉膛火焰监视、报警、自动定时吹扫以及炉膛压力保护、灭火保护、自动切除燃料 (MFT) 等功能, 是防止炉膛外爆最有效的手段之一。在防止内爆方面, 除对炉膛和烟道的强度设计应考虑低烟气流量下引风机可能产生的最大抽力外, 在控制系统上应对炉膛压力信号传诵给引风机的控制系统, 使其在负压过大时直接闭锁和减载, 以降低内爆的可能性。
3 燃烧熄火
流化床燃烧烷是一种燃烧方式且介于层燃燃烧与煤粉悬浮燃烧之间。层燃料燃烧不容易发生意外熄火;易产生燃烧熄火事故的多数是粉煤燃烧悬浮燃烧, 只要停止粉末供给, 立即出现熄火。流化床燃烧处于层燃燃烧和煤粉燃烧之间, 这样就容易发生熄火的危险。
3.1 事故原因
断煤是引起流化床燃烧的熄火的主要原因。燃烧的流化床中有大量灼热的床料, 床温度通常为850℃~1050℃, 95%的热灰渣于床料中, 剩下约5%为可燃物质, 以焦炭为主。同时每分钟添加新的燃料只占约1%。大量的热灰床材料是惰性的物质, 它不会与新添加的燃料氧气竞争。相反为新型燃料加热和点燃提供了丰富的热量。因此, 在循环流化床燃烧过程中, 点火和燃烧条件对新添加的燃料是最好的。当循环流化床燃烧发生短时断煤时, 床料中的5%左右的可燃物质还能维持3min~5min的燃烧。因此, 在循环流化床燃烧过程中, 只要保持连续的煤并根据负载的变化, 根据煤的量的变化适当调整, 一般不熄火。
煤的水分大于8%是造成断煤的主要原因, 煤在煤仓内搭桥、堵塞、不下煤, 而运行人员没有发现, 未能及时消除。
3.2 预防措施
在实际运行中, 应设计较大的干煤棚, 控制煤的水分低于8%;加强给煤监视, 设计断煤警报器或语音提醒是防止断煤的有效措施。
通过对循环流化床锅炉运行中出现问题的分析及研究以及循环流化床锅炉在中国能源方面的重要作用, 让我们更深层次的理解了循环流化床锅炉在未来的发展趋势。
参考文献
[1]胡玉龙.在用工业锅炉节能运行与改造[J].应用能源技术, 2009 (3) :15-17.
为循环流化床锅炉运行“把关” 篇10
1.1 搞好设备的进厂检验。
循环流化床锅炉由于自身的特点和国家对环保锅炉的政策倾斜,循环流化床锅炉纷纷上马,行情非常紧俏达到供不应求的地步,许多锅炉生产厂家都超出生产能力,为此锅炉用户特别是锅炉专业技术人员一定要严把进厂检验关,尤其是关键部件祥查随即资料和出厂检验报告,保证锅炉材料和部件的质量为以后的锅炉健康运行做好基础。
1.2 严格执行安装标准和监理制度。
在整台锅炉的建设过程中,要严把质量关,严格按照安装工艺要求施工,对主要部位的焊接要求和膨胀缝的尺寸要求一定要把关,在整个工程建设期间要充分发挥监理的作用,注意施工的工序,要有先有后。
1.3 搞好锅炉水压试验和锅炉严密性试验。
循环流化床锅炉在本体安装结束后保温之前要进行锅炉水压试验和锅炉严密性试验,来检验锅炉汽水系统的承压能力和风烟系统的严密性。为以后的锅炉健康运行做好基础。
2 严把调试关
2.1 风机调门试验。
辅机安装完毕后要进行风机的挡板调门试验和液力耦合器的试验,调整其线性和行程,为锅炉的调试工作的准确性和可靠性提供保证。
2.2 风量标定。
一、二次风机性能的测定和风量的标定,主要是鉴定风机的出口风量、风压能否达到设计要求,能否满足燃烧需要,并且校正测量装置的准确性。在测量中应注意电厂锅炉风道截面大,直管段长度短,弯头多,虽然一般都采用标准的测风装置进行风量测量(目前最普遍的是采用机翼型测风装置)。但是在运行前仍必须对风量进行现场标定。
2.3 空板阻力试验。
布风板阻力是指布风板上不铺底料时空气通过布风板的压力降。布风板提供阻力的目的是使通过布风板进入流化床的气流能够重新取得均匀分配,使空气按设计要求通过布风板,形成稳定的流化床层。根据大量的运行经验,布风板阻力为整个床层阻力(布风板阻力与料层阻力之和)为25%-30%才能维持床层稳定运行,而布风板阻力的大小取决于布风板的结构设计、布置形式、风帽的选型及风帽的开孔率的选择,在设计中必须综合考虑。布风板阻力特性试验可以与一次风机调节特性试验一起进行,试验应该在风烟道严密性试验合格后进行。
2.4 料层阻力试验测定。
料层阻力是在布风板上铺放一定厚度的料层,象测定布风板阻力的方法一样,测定不同风量的风室静压。以后每改变一次料层厚度,重复一次风量———风室静压关系的测定,风室静压等于布风板阻力与料层阻力的总和,即:料层阻力=风室静压-布风板阻力。
2.5 床内料层流化均匀性的检查。
测定时在床面上铺上颗粒为10mm以下的料渣,铺料厚度约300-500mm,以能流化起来为准,流化均匀性可用两种方法检查。一种是开启引风机和送风机,缓慢调节送风门,逐渐加大风量,直到整个料层流化起来,然后突然停止送风,观察料层表面是否平坦,如果很平坦,说明布风均匀,如果料层表面高低不平,高处表明风量小,低处表明风量大,应该停止试验,检查原因及时予以消除。布风均匀是流化床点火、低负荷时稳定燃烧、防止颗粒分层和床层结焦的必要条件。
3 严把点火关
3.1 炉安装完毕验收合格后,首先应做冷态试验,其目的是检验
炉子流化状况,了解布风装置阻力特性,发现锅炉在设计安装中存在的问题,提出解决办法,并且将数据记录存档。
3.2 点火前,在床上铺放粒径0-10mm的底料约350-500mm
厚,或根据料层流化均匀性试验时,所掌握的最薄良好流化厚度为准,这样可以缩短点火时间,节约点火燃料。底料中含炭量不应超过3%。,太厚,虽着火初期比较稳定,但点火所需的流化风量大,加热升温时间长,还易造成加热不匀的现象;料层太薄,虽着火时间短、省油,但底料局部容易被吹穿可能造成结焦。着火初期床温不稳定,易受断煤或堵灰的影响,发生灭火或结焦事故。
3.3 点火过程分底料预热、着火和过渡三个阶段。
首先启动引风机、一次风机,各风门开到冷态试验确定的正常流化位置,保持一定的炉膛负压,投油枪,注意观察烟气发生器出口烟温(≤800-900℃)。底料预热过程应缓慢升温,采用油量和风量控制床温,特别是冷态启动初期更应严格控制床温度,控制床温增加速度不超过150℃/h,主要从耐火材料的热膨胀要求和水循环的安全问题两方面考虑。待床温升至400-450℃时,可少量间断投煤,密切注视床温变化。一般来说床温在300℃以下时,因物料吸热量大,温升较快,到300-450℃时温升较慢,450℃以上时投煤一段时间后温升又开始加快,说明投入的煤开始着火,床温接近600℃时,加入炉内的煤开始大量着火,此时应加大流化风量,控制温升速度以防止结焦,并记录各受热面膨胀指示器情况。当床温升到800℃以上时,切除燃烧器,同时适当增加给煤量来维持炉内热负荷,维持床温920℃左右。一次成功的点火过程,主要应注意的是床料厚度、床料筛分特性以及床料性质及配比,操作中严格控制点火风量。实践证明,每一种型式的循环流化床锅炉其点火特性都有一定的差别,需要运行管理人员在实际操作中不断摸索和总结,找出最佳点火升温方案,确保一次点火成功。根据锅炉容量不同冷态启动时间不同,锅炉容量越大,启动时间越长。直到进入正常运行温度850-950℃,到此点火启动过程全部结束。这里要说明一点,加大风量是指引、送风同时匹配加大。
参考文献
[1]循环流化床锅炉理论设计与运行[M].北京:中国电力出版社.
循环运行 篇11
关键词：PDCA循环；医院权力运行风险防控建设
中图分类号：R197 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0050-02
随着党风廉政建设的不断深入，对廉洁医院的建设要求越来越高。加强公立医院权力运行风险防控建设，是医院反腐倡廉的根本之策，必须将医院运行中具有高风险，廉洁风险易发多发的重点岗位，医疗服务中社会关注度高、容易发生损害群众利益问题的关键环节等，作为重点预警防控的关键，对权力进行有效、常态的制约、制衡，防止权力寻租和预防腐败现象的发生。本文通过一所区级二甲综合医院在晋升为三级综合医院背景下，运用PDCA质量管理实践，探索医院权力运行风险防控建设的有效路径和方法。
1 PDCA循环法简介
PDCA循环又叫“戴明循环”，简称“戴明环”，是管理学中的一个通用模型，在质量管理中得到广泛的应用，并成为质量改进不可缺少的工具。最早由休哈特于1930年构想，后来被美国质量管理专家戴明博士在1950年再度挖掘，并广泛运用于持续改善产品质量。PDCA是英语单词Plan（计划）、D0（执行）、Cheek（评价）和Act（改进）的第一个字母，PDCA循环是按照这样的顺序进行质量管理，并且循环地进行下去的科学程序，它是对持续改进、螺旋式上升的一种科学总结。将PDCA的这种质量思想运用于医院权力运行风险防控建设也充分体现现代医院管理的动态性、系统性。
2 全面评估诊断，明确建设目标及计划
本文所述的医院是当地最大的一家区属大型综合医院，在建设医院权力运行风险防控工作之初，被当地区纪委和区卫生局确定为医疗卫生系统权力运行风险防控工作试点单位。全院上下高度重视，医院一把手亲自挂帅负责，确定建设“构建权力运行风险防控网络，遏制医疗卫生领域腐败行为”为目标，组织人员学习借鉴外地医院的工作先进经验。开展清权确权工作，为下一步执行工作奠定基础。
①清理权力事项。依据工作职责，对本部门、本岗位形式的工作职权和重要业务事项进行全面、准确的清理和确认，明确权力事项的名称、内容、行使主体、监督渠道和依据等。
②梳理工作流程，明确工作职责，重点围绕决策、执行、监督三个环节，明确与之相对应的每一个岗位名称、工作职责、时间期限等内容，编制科学合理、高效有序、简明清晰的职权行使和业务运行流程图。
3 创新建设举措
3.1 全面梳理，查准风险点
按照“自己查、群众提、互相找、领导点、组织审”的方法，围绕职业道德要求、工作流程规范、制度规章规定、岗位职责标准四个方面，深入查找各个岗位在日常工作中的直接风险和潜在风险，共查找出风险点842个，其中制度机制风险点27个，工作流程风险点31个，岗位职责风险点604个，思想道德风险点180个。在查摆、明确、公示权力运行风险点的基础上，按照性质、程度、范围等因素，将分险点分为三个等级，由医院纪检监督小组负责监督。
3.2 分解权力，化解风险
实行决策权、执行权、监督权相对分开，独立运行，相互监督，做到“一把手”不直接分管人事、财务、基建工程、药品、耗材和设备采购等六大重点项目工作，建立起“副职分管、正职监管、集体领导、民主决策”的工作机制。成立各学科专家共同参与的专业管理委员会，充分发挥其专业技术优势，在进行项目可行性论证和分析中发挥民主决策的作用。
同时，成立医院纪检监督小组，建立岗位回避制度，明确纪检监察岗位职责和监督步骤，强化对重大工作流程的监督，确保监督的公正性、有效性，使不同的岗位和职务之间能够相互监督、相互制约，形成有效的制衡机制。
3.3 编制权力运行流程图
对照部门权力和岗位职责，编制部门整体业务工作、重点岗位工作流程图和权力运行流程图，搭建部门职能业务规范化流程公开平台，确保权力运行公开公正。如新药引进事项，新药资料经药学组初步形式审查，由临床科组主要骨干讨论签名后提出申请，再经医院药事管理委员会（主要由各专业组专家、相关行政管理人员组成）会议讨论纪检小组监督通过，经公示后方可进行采购，医院领导及药剂科无特权直接干预引进或采购药品。又如基建工程事项，科、组先提出申请，经主管部门同意，财务科提出审核意见，再经院务会讨论通过，总务科才能按正常程序进行招投标。
3.4 推进财务内部审计制度
设立内部审计工作办公室，制定内部审计工作制度、修订内部审计工作组织架构、绘制内部审计工作流程图，逐步推进财务事前审定、事中监督和事后审计工作，实现问题止于苗头，发现问题不放过，所有费用支付做到合理规范、有章可循、有证可查，使医院财务管理计划性更强、资金使用更高效、更合理，确保医院可持续发展。
3.5 强化规范处方用药机制
推行“阳光用药”工作机制，成立医院药事管理委员会。不断完善制度，规范药品引进、采购、使用和监控环节。积极推进处方点评工作，每月抽取100份门诊处方进行审查、抽取50份处方进行点评，并在医院OA公示栏、《药讯》里公示。同时充分利用信息化平台，建立监控专门机构并利用反统方软件监督监测，设置分级权限管理，以保密和合理利用药品统计的信息资源，对门诊医生工作站、住院医生工作站进行动态监测，实时监控医生用药，保证执业医师在临床诊治过程中因病施治、合理用药，杜绝和防范不廉洁行为发生。
4 建设实施效果评价
医院在完成权力风险防控建设工作后的第二年，实现了历史性的跨越式发展，成功晋升为三级甲等医院；并作为廉政风险防范工作的示范点，多次承办省、市、区各级廉政风险防控现场会。医院构建起的完善的权力运行风险防控网络，使医院各项工作更加规范地开展，推动了医院的可持续发展，获得“广东省劳动用工守法标杆单位”、“全国无烟医院”、“广东省优质护理服务先进单位”、“全国争创绿色医院建筑示范工程先进单位”等多种荣誉称号，多年来无发生重大违法违纪及医疗事故纠纷。
5 持续改进，推动医院权力运行风险防控建设的传
承与发展
从本院权力运行风险防控建设实践成效评价中，说明了医院权力运行风险防控取得了一定成效。但随着医院晋升三甲医院后，业务量增长较快，工作岗位逐渐细化，各岗位职责随之变化，需要在医院发展中继续运用科学的PDCA管理工具，不断地持续改进和优化医院权力运行风险防控建设的内涵。
参考文献：
[1] 朱天阳，尚长浩.PDCA循环与医院耗材库房管理[J].科学管理，2011，（3）.
[2] 杨琴凤，徐勇.PDCA循环在医院文化管理中的应用[J].江苏卫生事业管理，2014，（1）.
尾气循环压缩机运行效率技术探究 篇12
1.1 尾气循环压缩机结构及主要技术参数
本压缩机为六列二级立式迷宫压缩机, 气缸为无油润滑、水冷式双作用。工艺气由0.32-0.37MPa (G) 压缩至3.2-3.7MPa (G) , 为单层平面布置, 其整机结构简图如下。
压缩机主要技术参数。容积流量:60m3/min;各级吸气压力:0.35/1.3Mpa (G) ;各级排气压力:1.3/3.7Mpa (G) ;各级吸气温度:24/40℃;各级排气温度:119/122℃;润滑油压力:0.55Mpa (G) ;压缩机转速:370r/min;轴功率:1 390KW;额定功率:1 600Kw;额定电压:10 000V;额定转速:375r/min;活塞行程:375mm。
1.2 尾气循环压缩机作用
安彩高科天然气液化装置设计进气量为50×104nm3, 其中液化10×104nm3, 产生再生尾气12×104nm3。用作膨胀制冷的膨胀气流30×104nm3经膨胀降压后成为低压膨胀尾气, 通过该压缩机增压后返送至原料气进口, 降低原料天然气进气量, 降低装置吸附塔处理负荷, 提高装置液化效率。
2 合理利用压缩机, 降低压缩机电耗
尾气循环压缩机动能消耗主要为电耗, 其额定功率为1 600KW, 每天电能消耗为:1 600×24=38 400KW。如何在满足工艺要求的前提下降低压缩机的电耗是我们研究的主要课题。
2.1 通过降低压缩机能级降低压缩机电耗
为节能降耗, 2012年2月份将压缩机能级降为80%负荷运行, 将部分膨胀尾气送往动力厂供各池炉使用, 减小压缩机的压缩量, 增加原料气量。这样吸附塔处理的原料气量由220 000方/天增加为240 000方/天, 尾气压缩机电耗日均节约6 000千瓦时。2012年5月由于吸附塔原料气处理效果达不到工艺要求, 造成冷箱CO2微冻堵, 5月27日尾气循环压缩机恢复为100%负荷运行。
2013年4月系统进行了大修, 更换了吸附塔分子筛、活性炭填料, 并对吸附塔系统进行了改造。2013年5月装置大修开机后, 为节能降耗, 尾气循环压缩机按80%负荷运行。2013年11月12日在对装置维修检查时, 发现二级缸活塞连杆小轴套损坏, 压缩机震动偏大。2013年12月15-16日厂家人员对损坏的轴套进行了更换维修, 系统继续维持80%运行。2013年12月28日检修时发现该轴套已出现损坏现象。
根据上述2012年2月与2013年5月压缩机降低至80%能级负荷运行来看, 压缩机电耗的确有大幅的降低。但2012年5月份由于原料气进气量的增加造成吸附塔处理质量不能达到工艺要求, 造成装置液化系统冻堵, 不能满足工艺要求。2013年4月份更换了吸附塔分子筛, 5月份压缩机降为80%负荷运行后, 2014年11月发现二级缸活塞连杆小轴套损坏。经分析原因为:压缩机在80%负荷运行下, 该气缸空负荷运行, 造成气缸受力不均匀, 造成轴套损坏。
通过上述降低压缩机能级以降低压缩机电耗的结果来看, 不但使装置运行存在隐患, 同时对压缩机稳定运行也是不利的。
2.2 探究通过调整压缩机吸气压力节约电耗的合理性
本压缩机设计进口压力为0.32-0.37MPa, 排气压力为3.2-3.7MPa。在压缩机运行时, 压缩机排气压力始终与进装置原料气保持一致, 但压缩机进口压力根据装置工况情况进气量和进气压力会出现变化。通过设计的压缩机进出口回流阀调节压缩机吸气压力, 稳定压缩机吸气压力。
现在我们分析一下压缩机吸气压力与压缩机用电量的关系。
(1) 在压缩机排气压力一定的情况下, 压缩机入口压力越低, 其压比越大, 压缩机入口压力越高其压比越小, 压比越大电耗越高。
(2) 在压缩机转速一定的情况下, 压缩机吸气压力越低, 其压缩量越小;压缩机吸气压力越高其压缩量越大, 压缩量越大电耗越高。
(3) 当压缩机吸气压力由0.35MPa降为0.30MPa, 吸附塔排气压力3.5MPa不变的情况下, 其压比和小时循环压缩量变化情况如下:
通过以上计算公式可以看出, 吸气压力由0.35MPa降为0.30MPa后, 其压缩比增加了0.16倍, 而压缩量缩小了0.143%。
根据以上计算, 吸气压力降低后, 电耗增加或减少无法得到结论, 具体压缩比占主导作用还是压缩量占主导作用无法确定。
本压缩机采用两级压缩, 我们将分析当一级吸气压力发生变化时, 压缩机运行受到的影响。
由于该压缩机为容积压缩机, 制造时根据其设计总压比, 其一二级压比已经确定。当吸气压力变小时, 其二级排气压力相对较小, 而二级排气压力根据生产工况与原料气压力一致。这样改变压缩机吸气压力, 相对地改变一级排气压力和二级压比, 当吸气压力降低后, 一级排气压力较小, 造成二级压缩比较大。从而降低吸气压力后, 由于二级压缩比较大, 可能造成二级排气压力适当偏高。
下表是在压缩机吸气压力由0.34-0.35降为0.30-0.32MPa时, 装置其他负荷没有改变的情况下, 2014年6月1日-10日装置系统的电耗情况及参数变化。
通过上表发现在装置其他负荷不变的情况下, 由于尾气循环压缩机吸气压力的降低, 装置能耗日均降低1 991.25 Kw.h。
通过上表看出:当压缩机吸气压力降低后, 压缩机横向和纵向震动参数变小, 一级排气温度没有变化, 二级排气温度升高了5度左右, 但依然低于一级排气温度。
综上:在不改变压缩机能级的情况下, 适当降低压缩机吸气压力, 不但可降低压缩机电耗, 同时对压缩机运行也是有利的。
因此在压缩机100%负荷运行时, 如果膨胀机尾气量较小的前提下, 可降低压缩机吸气压力运行, 没有必要非通过压缩机回流阀调节吸气压力维持压缩机吸气压力在设计要求范围之内。
当然在压缩机吸气压力也不能太低时, 一级排气压力较低, 造成二级压比较大, 可能会影响压缩机各部分的受力, 需及时调节。应不低于设计入口压力的0.05MPa为宜, 即在压缩机设计吸气压力为0.35MPa的情况下, 吸气压力应不低于0.30MPa。
3 降低压缩机泄漏损耗量, 稳定油池压力, 提高润滑效果
3.1 稳定油池压力, 降低天然气消耗
压缩机活塞杆密封填料, 是压缩机重要部件之一, 用以密封气缸中高压气体沿活塞杆的外泄漏, 本机密封填料由若干组密封环组成。材料为石墨, 其内壁开有迷宫槽, 是通过对气体的节流来达到密封作用, 填料环与活塞杆之间有较小间隙。由于活塞杆和填料之间存在一定的间隙, 间隙过大和过小均会造成泄漏量增大。
间隙较大时, 密封不严, 造成高压天然气沿活塞杆间隙外卸;间隙较小时, 填料磨损较快, 填料迷宫槽极易损坏, 造成迷宫密封失效, 造成泄漏量逐步增加。
由此发现活塞和填料之间的间隙难于调整, 同时即使调整到位, 随着压缩机的运行, 填料在逐步磨损, 轴侧泄漏量将逐步增加。泄漏的天然气进入机身和油池, 造成油池和机身油池压力逐步增高。
本压缩机设置有机身漏气回收系统, 泄漏的天然气通过漏气回收管道回到压缩机入口, 但压缩机入口吸气压力为0.32-0.37MPa, 现在调整后为0.30-0.32MPa, 这样油池压力将达到0.32MPa左右。
油池设计压力为0.15MPa, 超过此压力将造成供油压差达不到压缩机运行要求, 同时可能造成机身机械密封漏油。
为稳定机身油池压力, 当泄漏量较大时不得不通过油池压力排空, 造成天然气浪费。
为稳定机身油池压力, 同时杜绝浪费, 我们采用了增加机身漏气回收管线, 将泄漏到机身的天然气送到本装置再生气加热炉燃烧使用 (加热炉燃料用压力为0.07MPa) , 这样保证了油池压力稳定在0.1MPa左右。不但供油压差得到了保证, 同时杜绝了排空浪费现象。进一步提高了尾气循环压缩机的运行效率。
3.2 提高压缩机润滑效果, 稳定设备运行
本机的运动机构 (曲轴、连杆、十字头等) 采用强制润滑。机身油池作为油箱, 其端面设有油标, 用于显示机身油池油位, 整个润滑系统由油池、稀油站、润滑管线组成。主机启动后, 当相对油压≤0.2MPa, 压缩机报警, 并自动启动稀油站辅油泵;如果相对油压≥0.4MPa时, 报警手动停稀油站辅油泵;如相对油压≤0.15MPa时, 主电机立即停机, 以保证摩擦部位不至于因无油润滑而损坏。
本机润滑系统相对较完善, 当压缩机油压差低于要求会发出报警和停机, 保证压缩机的正常运行。
在压缩机运行时, 由于活塞与填料之间的间隙逐步增大, 轴侧天然气泄漏逐步增大, 造成油池压力逐步升高。油池压力升高后, 造成供油压差较小。可通过对供油油泵适当改造, 将供油压差适当提高0.05-0.1MPa以进一步提高润滑效果。即使油池压力适当升高的情况下, 也能满足润滑效果。
4 结论
通过采用以上研究对策, 压缩机运行效率得到了明显提升, 压缩机电耗日节约1 991.25Kw.h左右, 杜绝了压缩机泄漏损耗, 稳定了油池压力, 提高了润滑效果, 压缩机运行各参数得到了优化。
参考文献