调试与运行

调试与运行（精选十篇）

调试与运行 篇1

1 对燃煤电厂锅炉运行调试与优化进行研究的必要性

随着经济的发展, 人们对于能源的需求与日俱增。但国家却面临着来自能源需求的压力, 尤其是社会经济增长与环境保护之间的矛盾越多越突出。现代世界各国的竞争, 不仅在于科技与人才的竞争, 还在于以煤、天然气等为代表能源的储备量的竞争。能源是国家发展的重要动力, 国家经济发展的越快, 能源的消耗就越多。现阶段, 我国正在面临的主要问题则不仅是不断严重的环境污染, 还包括日益缩减的化石燃料。我国地大物博, 能源相比较多, 但在经济不断发展的情况下, 能源消耗日益增加, 使得我国每年的能源消耗量都在不断上涨, 并以每年7%至8%的速度上升, 进而加重了我国能源消耗负担[1]。

此外, 为满足我国人们的用电需求, 缓解用电压力, 各地城市纷纷兴建燃煤电厂, 这样一来促进了煤炭价格上涨。随着电力企业体制发生重大改革, 燃煤电厂想在激烈的市场竞争中占有一席之地, 就应在确保机组运行实现安全环保的状态下, 不断缩减管理与发电成本, 但这样一来就要求燃煤电厂的锅炉运行一定要实现节能, 优化管理方式, 缩减与其他国家在锅炉运行技术上的差距, 真正提升燃煤电厂锅炉运行空间。

2 燃煤电厂锅炉的运行调试

燃煤电厂的锅炉主要由四部分构成, 分别为下降管、自然循环、单锅筒以及四回程布置[2]。在炉膛中应用膜式水冷壁, 并分别在热器室和冷却室安装高温、中温和低温过热器。同时在锅炉尾部的竖井烟道四周均使用钢架支撑结构。在调试锅炉运行时发现, 影响锅炉运行的因素有很多, 主要可以归结为以下几点:

2.1 风机失速

在每次启动锅炉时, 风机运行产生的流量都很小, 一旦出现一次风压过高情况, 就很容易使锅炉失速, 然后将威胁到锅炉的正常运行, 严重的会使整个电厂的运行都受到影响。一般情况下, 在解决这一问题时, 都是提升一次风道流量。如果在跳台阶段, 制动转叶运转速度异常快, 也会使风机出现失速情况。因此, 需要对风机出口压力进行有效控制, 以便是降低风母管压力, 防止其出现失速值情况, 加大风机失速余量。

2.2 烟道振动

在调试锅炉运行时, 如果发现机械负荷值达到150M W或200M W时, 锅炉尾部随之出现振动, 集控室也伴有强烈振感, 这时就需要专业技术人员研究产生这种现象的原因所在[2]。经过长期实践得知, 一般产生烟道振动的主要原因在于锅炉尾部烟道出现卡门涡流, 使得与其振动频率极为接近烟气流同时与烟道尾部发生振动才出现这种情况。现阶段, 最常用的解决办法就是将适当的平行班板加入到驻波外部的地点, 将驻波振动频率与波长作为基准, 并计算出各个板子之间的距离, 以便将较大共振烟道分隔开, 隔断成众多小烟道, 进而增加烟道横向声振动频率。但需要注意的是在锅炉运行时, 随着使用时间的推移, 沾污系数会不断增加, 也会随之出现不同程度的振动。因此, 在实际工作中应根据情况确定控制方式。

2.3 控制水位

以往的控制方式主要使用前馈汽包水位完成控制任务, 但这种控制方式在调式时, 扰动现象十分严重, 因此, 在实际工作中应通过降低水的温度来实现降低蒸汽流量, 并应用串级进行控制。这种方法所取得的控制效果较好, 且十分符合锅炉运行实际。

3 优化燃煤电厂锅炉运行的主要措施

3.1 做好锅炉运行参数的优化

在锅炉容量与蒸汽参数都得以提高时, 锅炉结构也发生了变化, 与之间相比更为复杂, 无论从经济角度看还是出于安全考虑, 都对锅炉运行与调节提出了更高要求。锅炉运行中的所有参数是确保其运行的关键, 因此, 一定要使用有效措施, 把控参数变化。锅炉的运行参数通常包括汽包水位、过热蒸汽温度与压力等, 实际运行中, 变化情况十分复杂, 加之实际工况运行不够稳定, 所以, 应做好全面控制工作[3]。要做好这一工作可以从以下几方面入手:

首先, 确保汽包水位正常和蒸汽品质, 同时, 保证锅炉正常运行时的过热蒸汽温度与压力, 并消除各种异常现象, 了解锅炉时刻变化规律, 正确操作。如将优化试验方法应用其中, 摸底试验锅炉相关性能, 完成参数值调整, 找出最佳运行基数值。在锅炉初启动阶段, 可以确保风机运行处流量, 严控锅炉失速, 进而确保锅炉与电厂能够稳定运行。

其次, 进行冷态空气动力场试验, 在明确优化设备以后, 找出锅炉需要调整的范围与运行方式。如在制动情况下, 掌握好转叶速度, 根据试验结果完成不同负荷下锅炉情况的分析工作, 应用最佳运行方式实现运行基准值。

3.2 调节锅炉燃烧

锅炉燃烧状况与锅炉机组有直接关系, 更会对电厂运行是否安全产生影响。通常情况下, 调节锅炉燃烧需要借助外界负荷能力, 只有这样才能使机组实现高效经济。主要可以通过下列方法进行研究:

首先, 如果锅炉负荷出现变化, 应立即调整炉内风量与燃烧量, 并对燃烧工况进行改变, 同时, 为将损失降到最低, 提升工作效率, 应结合燃料性质, 完成空气系数的降低[4]。如果锅炉处于低负荷运行状态, 应适当降低炉膛负压, 以便提升炉膛温度, 避免出现漏风情况, 不仅能够实现稳定燃烧, 还能减少热损失。

其次, 调节燃烧量。对于负荷量较小的锅炉燃烧, 只要改变给料频率即可, 对于负荷变化较大的, 只通过改变给料频率难以实现调节。因此, 应充分考虑料机的细节调节, 如通过改变振动频率等方式完成调节燃料量工作。

4 结论

总之, 燃煤发电厂锅炉运行的主要目的是确保电厂能够正常运行, 增加电厂经济效益。所以, 在调试与优化电厂锅炉运行时, 应选用合适的锅炉设备, 注重相关参数的优化, 时刻了解其动态变化, 保证锅炉机组正常安全运行。

参考文献

[1]白涛.燃煤锅炉低NOx燃烧系统的数值模拟与试验研究[D].华北电力大学, 2014.

[2]张静.电厂锅炉运行调试与优化分析[J].门窗, 2013.

[3]冯真祯.燃煤电厂矩形烟道烟气流速确定方法研究[D].南京信息工程大学, 2011.

浅谈机电设备安装调试与运行维护 篇2

摘要：调试运行的目的是考验设备设计、制造和安装调试的质量，验证设备连续工作的可靠性。文章对工程机电设备的安装施工后的运行检查和调试质量进行了相关的阐述。

关键词：机电设备;运行;检测;维护

1电动机起动前的检查与试运行检查

1.1启动前的检查

新安装的或停用三个月以上的电动机，用兆欧表测量电动机各项绕组之间及每项绕组与地(机壳)之间的绝缘电阻，测试前应拆除电动机出线端子上的所有外部接线。通常对500V以下的电动机用500V兆欧表测量，对500～3000V电动机用1000V兆欧表测量其绝缘电阻，按要求，电动机每1kV工作电压，绝缘电阻不得低于1兆欧，电压在1k伏以下、容量为了1000千瓦及以下的电动机，其绝缘电阻应不低于0.5兆欧。如绝缘电阻较低，则应先将电动机进行烘干处理，然后再测绝缘电阻，合格后才可通电使用。

检查二次回路接线是否正确，二次回路接线检查可以在未接电动机情况下先模拟动作一次，确认各环节动作无误，包括信号灯显示正确与否。检查电动机引出线的连接是否正确，相序和旋转方向是否符合要求，接地或接零是否良好，导线截面积是否符合要求。

检查电动机内部有无杂物，用干燥、清洁的200-300kPa的压缩空气吹净内部(可使用吹风机或手风箱等来吹)，但不能碰坏绕组。检查电动机铭牌所示电压、频率与所接电源电压、频率是否相符，电源电压是否稳定(通常允许电源电压波动范围为±5%)，接法是否与铭牌所示相同。如果是降压起动，还要检查起动设备的接线是否正确。

检查电动机紧固螺栓是否松动，轴承是否缺油，定子与转子的间隙是否合理，间隙处是否清洁和有无杂物。检查机组周围有无妨碍运行的杂物，电动机和所传动机械的基础是否牢固。

检查保护电器(断路器、熔断器、交流接触器、热继电器等)整定值是否合适。动、静触头接触是否良好。检查控制装置的容量是否合适，熔体是否完好，规格、容量是否符合要求和装接是否牢固。

电刷与换向器或滑环接触是否良好，电刷压力是否符合制造厂的规定。

检查启动设备是否完好，接线是否正确，规格是否符合电动机要求。用手扳动电动机转子和所传动机械的转轴(如水泵、风机等)，检查转动是否灵活，有无卡涩、摩擦和扫膛现象。确认安装良好，转动无碍。

1.2电动机试运行过程中检查

1.2.1启动时检查

电动机在通电试运行时必须提醒在场人员注意，传动部分附近不应有其它人员站立，也不应站在电动机及被拖动设备的`两侧，以免旋转物切向飞出造成伤害事故。接通电源之前就应作好切断电源的准备，以防万一接通电源后电动机出现不正常的情况时(如电动机不能启动、启动缓慢、出现异常声音等)能立即切断电源。使用直接启动方式的电动机应空载启动。由于启动电流大，拉合闸动作应迅速果断。

一台电动机的连续启动次数不宜超过3～5次，以防止启动设备和电动机过热。尤其是电动机功率较大时要随时注意电动机的温升情况。电动机启动后不转或转动不正常或有异常声音时，应迅速停机检查。使用三角启动器和自耦减压器时，软启动器或变频启动时必须遵守操作程序。

1.2.2试运行时检查

检查电动机转动是否灵活或有杂音。注意电动机的旋转方向与要求的旋转方向是否相符。检查电源电压是否正常。对于380V异步电动机，电源电压不宜高于400V，也不能低于360V。记录起动时母线电压、起动时间和电动机空载电流。注意电流不能超过额定电流。检查电动机所带动的设备是否正常，电动机与设备之间的传动是否正常。检查电动机运行时的声音是否正常，有无冒烟和焦味。用验电笔检查电动机外壳是否有漏电和接地不良。检查电动机外壳有无过热现象并注意电动机的温升是否正常，轴承温度是否符合制造厂的规定(对绝缘的轴承，还应测量其轴电压)。检查换向器、滑环和电刷的工作是否正常，观察其火花情况(允许电刷下面有轻微的火花)。

2电动机发生故障的原因

2.1故障外因

电源电压过高或过低。起动和控制设备出现缺陷。电动机过载。馈电导线断线，包括三相中的一相断线或全部馈电导线断线。周围环境温度过高，有粉尘、潮气及对电机有害的蒸气和其它腐蚀性气体。

2.2故障内因

机械部分损坏，如轴承和轴颈磨损，转轴弯曲或断裂，支架和端盖出现裂缝。所传动的机械发生故障(有摩擦或卡涩现象)，引起电动机过电流发热，甚至造成电动机卡住不转，使电动机温度急剧上升，绕组烧毁。旋转部分不平衡或联轴器中心线不一致。绕组损坏，如绕组对外壳和绕组之间的绝缘击穿，匝间或绕组间短路，绕组各部分之间以及换向器之间的接线发生差错，焊接不良，绕组断线等。铁芯损坏，如铁芯松散和叠片间短路。或绑线损坏，如绑线松散、滑脱、断开等。集流装置损坏，如电刷、换向器和滑环损坏，绝缘击穿。震摆和刷握损坏等。

3电动机运行中的监视与维护

电动机在运行时，要通过听、看、闻等及时监视电动机，以期当电动机出现不正常现象时能及时切断电源，排除故障。具体项目如下：

听电动机在运行时发出的声音是否正常。电动机正常运行时，发出的声音应该是平稳、轻快、均匀、有节奏的。如果出现尖叫、沉闷、摩擦、撞击、振动等异声时，应立即停机检查。观察电动机有无振动、噪声和异常气味电动机若出现振动，会引起与之相连的负载部分不同心度增高，形成电动机负载增大，出现超负荷运行，就会烧毁电动机。因此，电动机在运行中，尤其是大功率电动机更要经常检查地脚螺栓、电动机端盖、轴承压盖等是否松动，接地装置是否可靠，发现问题及时解决。噪场声和异味是电动机运转异常、随即出现严重故障的前兆，必须随时发现开查明原因而排除。

通过多种渠道经常检查。检查电动机的温度及电动机的轴承、定子、外壳等部位的温度有无异常变化，尤其对无电压、电流指示及没有过载保护的电动机，对温升的监视更为重要。电动机轴承是否过热，缺油，若发现轴承附近的温升过高，就应立即停机检查。轴承的滚动体、滚道表面有无裂纹、划伤或损缺，轴承间隙是否过大晃动，内环在轴上有无转动等。出现上述任何一种现象，都必须更新轴承后方可再行作业。注意电动机在运行中是否发出焦臭味，如有，说明电动机温度过高，应立即停机检查原因。

保持电动机的清洁，特别是接线端和绕组表面的清洁。不允许水滴、油污及杂物落到电动机上，更不能让杂物和水滴进入电动机内部。要定期检修电动机，清洁内部，更换润滑油等。电动机在运行中，进风口周围至少3米内不允许有尘土、水渍和其他杂物，以防止吸人电机内部，形成短路介质，或损坏导线绝缘层，造成匣间短路，电流增大，温度升高而烧毁电动机。所以，要保证电动机有足够的绝缘电阻，以及良好的通风冷却环境，才能使电动机在长时间运行中保持安全稳定的工作状态。

要定期测量电动机的绝缘电阻，特别是电动机受潮时，如发现绝缘电阻过低，要及时进行干燥处理。

对绕线式电动机，要经常注意电刷与滑环间的火花是否过大，如火花过大。要及时做好清洁工作，并进行检修。

保持电动机在额定电流下工作。电动机过载运行，主要原因是由于拖动的负荷过大，电压过低，或被带动的机械卡滞等造成的。若过载时间过长，电动机将从电网中吸收大量的有功功率，电流便急剧增大，温度也随之上升，在高温下电动机的绝缘便老化失效而烧毁。因此，电动机在运行中，要注意检查传动装置运转是否灵活、可靠;连轴器的同心度是否标准;齿轮传动的灵活性等，若发现有滞卡现象，应立即停机查明原因排除故障后再运行。

变电设备安装调试与运行维护技术 篇3

关键词：变电设备；安装；调试技术；运行维护技术

中图分类号： TP218 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）31-190-2

0 引言

随着用电负荷的不断增加，人们对电力系统中的电力设备的质量提出了更高的要求，从变电设备的安装调试到设备的运行维护，时刻不放松对变电设备的质量管理，从而保证整个电力系统的安全性、可靠性。变电设备在电力系统中具有重要的作用，保证变电设备的运行质量，对整个电力系统而言都具有重要的现实意义。

1 变电设备安装技术

1.1 变压器设备的安装

变压器是变电设备中最具代表性也是最重要的部件之一，其安装技术具有较高的科技含量，在安装的过程中，首先应该根据工作实际需求，做好安装设计，并且还要结合变压器的具体结构以及特征，综合考虑变压器的安装程序以及安装量。同时在变压器安装的过程中，还要注意以下三方面的内容：一是，对变电设备做好绝缘检查工作。绝缘检查工作直接关系到设备安装人员的生命安全，因此，必须做设备的绝缘检查工作，例如设备的绝缘强度分析以及设备的酸碱反应分析等；二是，合理确定变压器设备的放置位置以及放置方式。只有保证变压器放置的位置以及方式合理、科学，才能保证变压器的运行质量以及使用寿命；三是，变压器安装所需要的工具以及材料合理的选取。上述的三点内容都是变压器安装前所要做好的准备工作，只有准确完成上述工作，才能保证变压器设备安装的顺利实施。

1.2 隔离开关的安装

隔离开关也可以叫作刀闸，是变电设备中应用最广泛的电器。隔离开关本身的构造以及工作原理都较为的简单，但是其在电力系统中的应用数量非常的多，并且对电力系统运行的安全性、稳定性都具有重要的影响，因此电力系统对隔离开关的工作质量也有较高的要求，对其安装过程也较为的关注。隔离开关的安装过程，首先是选择科学、合理的安装地点。为了有效发挥隔离开关的效能，基本上都将隔离开光安装在以下几处：在电缆连接架空线的位置；在电路器的电源侧面安装；安装在架空引下线与跌落式开关之间；在分支线“T”交接处进行安装。并且在隔离开关安装的过程中也必须注意以下问题：一是，在安装的过程中，不要使用过大的力，以免造成隔离开关的内部齿轮不吻合，从而使三相交流电出现不同期的问题；二是，在调整隔离开开关触点时，必须多加关注动静触点的接触情况，规范操作。

1.3 母线的安装

母线在整个变电设备安装的过程中一直处于核心的地位，其中硬母线、软母线以及封闭母线一直是电力系统中最为常用的，在实际的电力安装过程中根据电力设计需求，以及电力运行环境合理的选择母线的结构类型，从而全面地发挥出其应有的效能。为了充分保证安装人员的生命安全，在母线安装的过程中一定要进行断电，并且在完成安装后还要进行检查，以便及时的发现漏洞，保证母线的安全。

2 变电设备调试技术

2.1 对母线的调试和维护

母线是变电系统的重要组成部分，其运行效率直接关系到整个变电系统的运行好坏。当前，母线调试和检查工作主要针对的是配电设备的导线金具以及接头，具体的内容有，检查接头是否破、金具是否光滑、导线接头是否出现过热等问题。在检查之初，应该先将母线与金具接头固定，然后在检查母线的涂漆以及温度片的变化情况。如果在检测的过程中，裸母线接头处的温度达到70℃以上或是焊接处的温度达到100℃以上时，必须强行停止设备，以保证设备运行的安全性。同时，还要定期清理母线或是绝缘子，对于设备运行环境较差的区域，要较大清理次数。

2.2 对电缆线路的调试

电缆线路是保证电气设备正常运行的基础条件，因此在安装完变电电气设备之后一定要对所涉及的电缆线路进行调试，避免因电缆线路故障影响设备的正常运转。在对电缆线路进行调试时，必须先制定一个完善的检修计划，定期对电缆线路进行检查，及时发现电缆线路运行过程中出现的问题，更换或维修磨损或是腐蚀的线路，保证线路运行的安全性、稳定性。同时，还要最好电缆线路清污工作，保证电缆线路运行的高效性。电缆线路检修工作的开展不仅仅是为了保证电气设备的正常运行，也是为了保证变电站人员的人身安全。

3 变电设备安装调试与运行维护流程（见图1）

4 变电设备的运行维护技术分析

4.1 遵循设备运行维护原则

为了有效保证变电设备的运行质量，在运行的过程中一定要加强设备检修力度，提高变电设备的管理水平。而且在设备检修的过程中一定要遵循设备运行维护相关原则，并且以原则为基础，严格规范检修措施，保证电气设备以最好的状态投入到电力系统的工作中。并且在变电设备运行维护的工作中时刻坚持预防为主的原则，将电力设备中的安全隐患及时的消除，保证变电设备的高效运行。

4.2 建立和健全变电设备的运行维护制度

为了使变电设备的运行维护工作更加高效、有序，首先应建立比较完善的运行维护管理制度，明确设备维护管理的各项内容，清晰划分设备运行维护的各项职责，使变电运维实现制度化、规范化管理。变电设备运行维护是保证设备性能得到充分发挥的基础，而建立完善的变电设备运维管理制度是保证变电设备运维措施得到切实落实的基础。在变电设备日常的运行过程中，必须严格遵循设备运行维护管理制度，全面落实制度要求，对变电设备进行维护，这样不仅有利于提高设备的运行效率，还能有效保证设备操作人员的人身安全，从而提高变电设备的安全性、可靠性，增强变电站的整体运行水平。

4.3 实行动态运维管理技术

目前，我国的科学技术不断地发展，其中信息技术、电力技术发展的十分迅速，在人们的日常生产和生活中广泛地应用了信息传感器、光纤技术以及多媒体技术等。而且无线监控、无线检测也逐渐的应用到社会生产中。因此在变电设备运行维护工作中，可以积极的采用新技术，将无线检测技术应用到变电设备运维管理工作中，实现对变电设备的实时监测，对变电设备的运行状态进行全面的掌控，促进电力设备周期性检修到状态检修的发展步伐。通过智能化、数字化新技术，提高电力系统设备安装、维护的水平。

4.4 提高变电设备运维人员的专业素质

运维人员是变电设备运行维护工作主体，为了提高设备的运维水平，必须提高运维人员的工作水平，提升其专业素质。首先，运维人员上岗之前必须进行考核，只有其专业能力合格之后才能正式上岗工作；而对于不合格的运维人员应该对其开展培训工作，使其具备岗位专业能力之后在进行上岗作业。同时还要对运维人员进行定期的培训，及时更新运维人员的知识储备，使其更加适应新设备的要求。还可以开展运维部门之间的交流会，使其在交流的过程互相学习。

5 结语

总之，变电设备在电力系统中具有重要的作用，其运行质量直接关系到电力系统的总体运行水平。因此，加强对变电设备的管理，从变电设备的安装调试到日常的运行维护，提高变电设备的运行效率，保证变电设备运行的可靠性、稳定性，从而提高电力系统的运行水平，使其更好的为人民服务。

参 考 文 献

[1] 陈程.浅析变电设备安装调试与运行维护技术[J].低碳世界，2013（4）：40-41.

[2] 袁有敏.基于变电电气设备安装调试与运行维护技术分析[J].价值工程，2014（15）：69-70.

[3] 韦世宝.运行维护技术及变电电气设备安装调试探讨[J].大科技，2015（36）：271-272.

调压柜的调试与试运行探讨 篇4

关键词：调压柜,调试,运行

建筑小区居民是城市燃气经营企业最基本的用户,而建筑小区燃气设计安装则是最常见的燃气工程。早期的建筑小区规模比较小,用户也相对单一,因此小区的燃气管网设计一般为楼栋调压管网系统。而随着社会的发展,建筑小区规模越来越大,功能越来越齐全,因而对燃气应用的需求越来越多样化,对燃气企业的要求也越来越高,现在规模较大的建筑小区燃气管网设计则一般以撬装调压柜管网系统为主,因此调压柜的安装、调试及运行管理显得更为重要,本文对调压柜的调试和试运行略作探讨。

一、调试及试运行人员要求

燃气调压装置的调试、维护和抢修及专职安全管理人员应是经过专业技术培训并取得相关资质,对燃气调压系统及设备较熟悉的专业人员。

二、运行及调试步骤:

1. 空气置换

通常采用惰性气体间接置换法。先用惰性气体(通常使用氮气)置换燃气调压装置中的空气,置换时气体流速宜小于5m/s或按设计文件和操作规程要求。按照流程图上气体流动的路径,分别对各单元进行置换。在管道末端的放散管处进行放空。空气置换完成后,再按上述方法用燃气将惰性气体置换,用浓度检测仪在放散管的检测口检测燃气浓度,判断置换是否完成。

置换过程中的注意事项置换过程中的注意事项:

(1)氮气、燃气可令人窒息,置换过程中应随时检测氧含量。(2)注意控制气体管道流速。(3)燃气放空,应在四周做好浓度监控,杜绝火源。(4)置换调压器管段时,调压器入口置换压力应不高于调压器的允许最高工作压力,调压器的出口置换压力应低于调压站的出口设定压力。(5)做好置换应急预案,预防突发事件发生。

2. 运行前的准备及注意事项

(1)检查安全切断阀、调压器、放散阀是否安装到位,包括主阀体和引压管的安装是否正确和通畅。(2)运行前调压柜所有的管路截断阀门应处于关闭状态。(3)通气前应关闭所有仪表根部阀,应打开所有信号管小球阀。(4)确定流量计的润滑油已添加。

注意:安装调试时,调压柜有截断阀门(包括主管线球阀、放散根部阀、排污根部阀等)都应缓慢开启和关闭。以保护站内的设备及仪表。

3. 气密性试验

燃气调压装置在安装或维修完毕后,应进行整体气密性试验。

(1)试验条件:燃气调压装置进行气密性试验时,气体的温度不应低于5℃,保压过程中温度波动不应超过±5℃。(2)试验介质:干燥、清洁压缩空气或惰性气体。(3)试验压力:调压前的试验压力为设计压力,调压后的试验压力为防止出口压力过高的安全装置的动作压力的1.1倍,且不低于20KPa。(4)试验方法:进行气密性试验时,调压器前后管道的气密性试验应分别进行,分别向调压器前后管道内增压(调压器应处于关闭状态,并对调压器采取保护措施,使调压器不承压),若试验压力≤0.8MPa时,可一次升压至试验压力;若试验压力>0.8MPa时,应缓慢升压至试验压力的30%,检查各连接部位有无泄漏,合格后继续按试验压力的10%逐级升压,每级稳压3~10min,检查有无异常现象。至试验压力的60%时,再检查各连接部位有无泄漏,合格后继续按试验压力的10%逐级升压至试验压力,每级稳压3~10min,检查有无异常现象。管内压力升至气密性试验压力后,用检漏液对所有焊接接头和连接部位进行检查。经检查无泄漏,再保压不少于60min,压力应无泄漏,试验过程中温度如有波动,则压力经温度修正后不应变化。

(注:调压器出口端到调压器最近阀门的管道按最高出口压力进行气密性试验,当该管段气密性试验压力大于最高出口压力时,调压器应处于关闭,并对调压器采取保护措施,使调压器不承压,否则会损坏调压器内部零件。严禁采用酸性或碱性洗洁剂作为检漏液,宜采用中性新鲜肥皂液作为检漏液。)

4. 调试运行程序:

(1)进站单元:

①缓慢打开进口球阀,如果该球阀有旁通,先开旁通,再开球阀;

②略微开启进柜单元的压力表的根部阀,观察气体压力情况,待压力稳定后再完全开启。

(2)过滤单元:

①缓慢开启过滤器前球阀;

②缓慢开启差压计根部阀。若过滤器配置有压差变送器,调试运行前确认三阀组的三个阀门全部关闭,运行时首先开启中间阀门,然后开启两端阀门,再关闭中间阀门;

③缓慢打开过滤器下的排污阀组,排出杂质;

④缓慢打开过滤器后球阀;

⑤其他支路分别按上述步骤进行操作。

(3)计量单元

(4)调压单元:

①检查信号管小球阀是否全部打开;

②打开调压管路上压力表根部阀,若采用的是低压膜盒表,则应略为开启压力表根部阀;

③缓慢地略微开启调压器前阀门导入前压;

④稍微打开调压器后阀门或适度打开调压器后的小排气球阀;

⑤确认切断阀处于开启状态,否则则按6.5.2节开启切断阀,同时观察调压器的运行是否正常,观察出口压力是否为所需设定压力,否则按6.5.3节内容进行调压器压力设定;(由于调试中流量过小,出口压力表可能有微小的波动,待调压器前后阀门打开正常通气后会自动消除。)

⑥当气流稳定后关闭小排气球阀,完全开启出口压力表,缓慢将调压器前后阀门全部打开,观察进口压力变化时,出口压力值均在设定范围内;(说明:燃气调压装置出厂前均严格按设计要求进行参数设定,如需调整调压器的出口压力,应相应调节切断阀动作压力及安全阀的放散压力。)

⑦其他支路分别按上述步骤进行操作。备用路调压器设定压力略低于主路,备用路切断压力略高于主路切断压力;

⑧应先调试出口压力设定点低的调压支路,再调试出口压力设定点高的调压支路,即先调试备用路,再调试工作路。

(5)放散单元

确认安全阀前球阀处于全开启状态。由于安全阀的设定压力在设备出厂时已调整好并铅封,一般现场不需作调试。

(6)出柜单元

为防止流速过大,损坏流量计,缓慢打开出柜阀门。如果该球阀有旁通,先开旁通,再开球阀;

(7)打开远传仪表下面的根部阀,进行远程仪表的设定及调试。

注意:柜内所有截断阀门(包括主管线球阀、放散根部阀、排污根部阀)都必须缓慢开启和关闭。以保护站内的设备及仪表。

5. 调压器参数设定

(1)超压切断压力设定

当用户调整了出口压力后,应相应调整切断阀的动作压力。其动作压力应以保证下游设备安全为准。调整切断阀动作压力时,应缓慢调节切断压力设定弹簧至要求的设定值,缓慢升压至切断阀启动,重复操作三遍,检查切断压力是否与设定值相符。

(2)检查切断压力的方法如下:

方法1:关闭调压后阀门,开启切断阀,缓慢略微开启调压前阀门,直接利用管线气体的压力,缓慢升高调压器出口压力,直至切断阀启动,检查此时压力表读数是否与设定值相符,应重复检查三遍。再次测试前应先排掉调压后管高压。如果调压器出口压力不能调至切断压力,请按方法2进行操作。

方法2:如下图所示,下图中开启切断阀,关闭信号启闭阀,打开检测阀,利用其他气体(如氮气等),缓慢均匀地向切断阀传感器P2腔内充入气体,直至切断阀启动,检查此时压力表读数是否与设定值相符,应重复检查三遍。

6. 调压器出口压力调压器出口压力设定设定

调压器出厂时均按用户提供参数或设计要求设定其额定出口压力。若需改变调压器的出口压力,操作如下:

(1)关闭调压器后阀门,关闭出口压力表;

(2)打开调压器后直管上的检测阀门;

(3)缓慢地略微开启调压器前阀门,压力稳定后开启出口压力表,转动调节螺杆,顺时针为增压,逆时针为减压。调整完毕后关闭检测阀门;

(注:升压调节时,关闭检测阀门后若出口压力一直上升,则调压器产生直通,此时应立即打开检测阀门泄压,并更换合适的调压器弹簧。)

(4)缓慢打开调压器后阀门。

7. 调压器关闭压力值检查

(1)缓慢关闭调压器后阀门;

(2)当流量等于零或出口压力稳定时读取出口压力值,即为调压器的关闭压力。

(注:若关闭压力过高,则可能关闭调压后阀门太快或出现故障。)

8. 主路与副路的人工切换方法

为确保主副路调压器始终保持正常状态,应定期对调压装置的主副路进行人工切换(建议切换周期不超过6个月)。方法如下:

(1)副路切换为主路:

①缓慢关闭副路调压后阀门;

②将副路切断压力调至原主路切断压力值;

③将副路调压器出口压力升至原主路调压器出口压力;

④缓慢开启副路调压后阀门,缓慢关闭原主路调压后阀门,精调原副路出口压力至需要的大小。此时完成了副路切换为主路的工作。注意将主副路的标识进行调换。

(2)主路切换为副路:

①缓慢关闭原主路调压后阀门;

②将原主路切断压力降至原副路切断压力值;

③将原主路调压器出口压力调至原副路调压器出口压力;

④缓慢开启原主路调压后阀门,缓慢关闭原副路调压后阀门,精调原主路出口压力至需要的大小。此时完成了主路切换为副路的工作;

⑤缓慢开启原副路调压后阀门,完成主副路人工切换。

9. 停机的操作程序

(1)长期停运

当燃气调压装置停止使用时,可按下述过程进行:

首先,关闭进站阀门,待压力下降至调压器前后压力平衡时关闭各出口阀门;

然后,打开各处放空阀,将站内残余气体放净;打开过滤器和各汇管上的排污阀,将残余液体排干净,并打开过滤器盖板清理滤芯。最后,将微压表、压差表拆下用纸盒保存。仪表阀、放空阀和排污阀等直通大气的阀门在燃气调压装置停用期间应关闭。当调压支路需中断使用时,可关闭其支路进口阀门,待该路压力下降至前后压力平衡时,关闭支路出口阀门。然后,打开该路管线上的放空阀,将残余气体放净。

(2)紧急停运

直接关闭出口和进口阀门,打开放空阀将站内气体放净。然后按步骤一中所述排净残留液体,处理故障。

(3)长期停用后重新启用时应按本章内容重新置换和调试。

参考文献

[1]中华人民共和国国家标准—城镇燃气设计规范GB50028-2006.

[2]中华人民共和国行业标准—城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程CJJ51-2006.

[3]中华人民共和国行业标准城市燃气调压器CJ274-2008.

调试+运行工艺总结 篇5

考虑到我们设备的目标是打造标准化产品，故以下分析重点针对典型生活污水。

以下分析数据及结论以西科大试验机、云南项目、紫阳项目（贝斯-50型号）为基础分析实际总结为依据：

总的来说，对于确定工艺（A3/O+MBBR）后的调试（含运行）之所以还能分出不同，主要是针对不同进水水质来分的。众所周知，不同类型（污染程度）的污水在同一工艺下运行，在前期调试及后期运行中，在工艺控制方面肯定是不一样的。下面就针对不同类型的污水，在小型一体化设备调试及日常运行中可能出现的问题进行分析及给出对应解决措施：

一、典型生活污水：即各个污染物浓度比例正常，在合理范围内，一般来讲指COD在400左右，氮类污染物在30左右，磷类污染物在4左右，PH在7左右，该类水系统启动较容易，且后期运行也会比较稳定（试验机已验证），该类污水的达标处理我们的一体化设备是完全没有难度，即便在我们早期设备中也已经得到过充分证明，下面就这一类型污水做下关于调试及运行的分析总结。

1、调试： 系统启动：

1）设备初次启动接种污泥，好氧池污泥沉降比（SV30）要求达到20%以上，系统闷曝24小时，此阶段主要是为恢复接种污泥活性，若接种为新鲜活性污泥（非脱水干污泥）可省略此步骤直接进入驯化阶段，注意，就我们贝斯设备来讲闷曝时间不宜过长；

2）完成系统污泥接种后就开始污泥驯化，期间要注意控制以下条件参数：a、调试期间，控制好氧DO值，2mg/l左右即可，不宜过高。之所以要强调一下这个常识，主要是我们的设备总体积较小（相对污水厂），各个功能池就更小，且调试期间系统污泥性状处于恢复适应期，微生物活性处于非活跃期，代谢较慢，因此在这个阶段，充氧设备稍微一开，充氧区溶解氧就会很快升到很高值，对填料挂膜及生物量稳定造成不利影响，进而给调试造成不必要延期；b、系统调试期间需控制好每天原水进水量（不宜大于设计处理能力的50%），需现场人员密切观察系统污泥量变化（可通过简易观察沉降比来判断）及填料生物膜附着情况，以确定时间段内合理的原水进水量。一般来说，在系统初次启动时期，主要观察每天系统内生物量有无增减（有缓慢增长视为正常）；c、我们的一体化设备受水质分析条件限制，调试主要靠现场人员细心观察判断，以产水目测比较清亮透彻为主要估算依据，在b项基础上，如果观察到系统产水较清亮，则可缓慢增大进水量，增大多少以产水与上次相比是否清澈透亮为依据，直到达到设计进水量，产水仍稳定清澈透亮，申请化验；d、现场调试人员调试阶段主要通过观察控制系统生物量及生物物理性状（比如颜色为土黄色、气味无厌氧臭味、沉降性较好泥水分界明显、污泥絮体较大呈片状等）来判断设备系统是否已经完成调试，只要设备各功能区生化性能正常，产水达标是水到渠成的事（试验机已经证明）； 3）特别强调：系统充氧搅拌力度不宜控制过大，否则不宜填料挂膜；如此基本15天可实现系统产水主要污染物达标，填料生物膜有一定量的附着，基本完成系统生化调试；

2、日常运行：

日常运行的主要目的是通过各种控制干预手段维护处理系统的稳定性，进而来实现系统产水稳定达标，一体化设备的日常运行也是如此，合理的工艺控制模式在调试阶段已经被确定，日常运行就是维护控制的稳定，并根据来水变化和季节等因素对这个控制模式进行校准，以保证产水稳定达标。

1）夏季控制：好氧DO值不宜大于4m/l，否则挂膜填料极易脱模；同时考虑到系统除磷主要是通过排放剩余污泥来实现，过高的溶解氧条件下，系统污泥自身消耗加剧对系统除磷不利；剩余污泥控制每3天左右排放一次，自动排泥时每次排泥时间不宜超过20秒，若监测到产水氮类污染物浓度超标，视超标情况，需适当延长剩余污泥排放间隔，减少系统剩余污泥排放，若监测到产水磷类污染物浓度超标，视超标情况，需适当减短剩余污泥排放间隔，以实现增大剩余污泥排放量；沉淀池污泥回流设定间歇回流，回流目的是将沉淀池截留系统污泥重新返回系统循环，因此，需视系统污泥量情况确定回流间隔及大小，以目测不到沉淀池有大量污泥上浮，视为合适的污泥回流间隔，该时间间隔因不同型号设备沉淀泥斗大小及回流数量不同而不同，需具体型号分析；沉淀池排渣设定时间间隔以每天排渣1次为宜，每次排渣时间30秒以内，若系统仍有污泥在池表面积累，则说明污泥回流设定欠合理，否则若任意减短排渣间隔延长排渣时间必然造成系统污泥非正常流失，进而影响系统稳定性；

2）冬季：考虑到我们设备因规模较小造成的整体保温效果较低现实，冬季低温环境必然严重影响设备生化处理效率，且冬季系统原水污染物浓度会有一定增高，因此系统需适当增加生物量，具体做法就是适当提高系统污泥浓度，具体参考西科大实验室相关运行经验；

二、非典型生活污水

非典型生活污水也是生活污水，只是由于一些仅存在某些特有生活习惯的地区或环境，而造成的该类生活污水出现的污染物浓度比例失调的生活污水。该类水其中某项污染物浓度偏高或偏低，进而造成适宜微生物生长的营养比例失调，系统微生物无法正常生长，而影响产水很难实现全部指标达标。

以下就该类列举集中我们遇到的情况进行分析。

1、原水COD偏高，但可生化性能良好，氮、磷类污染物浓度正常，该类污水只需在运行中提高系统污泥浓度同时维持好氧区溶解氧2mg/l即可，以云南曲靖白龙树村项目为例，原水COD浓度检测在1000mg/l左右，但氮磷类污染物浓度不高，SV30在35%左右即可保证产水达标排放，该类水缺点就是剩余污泥产量较大；

2、原水总体污染物浓度偏高，但各种污染物浓度比例合理，即有机污染、氮、磷类污染都处于较高值，但总体浓度值接近合理的100:5:1范围。该类水在运行中需考虑放大停留时间，否则氮类污染物不易达标，同时需增大系统生物量；

3、原水氨氮总氮偏高，60mg/l以上，COD、TP正常，需延长剩余污泥排泥间隔4-5天排一次剩余污泥，需保证厌氧、缺氧段充分满足工艺对DO值的控制要求，一定避免DO值过高；

4、原水总污染浓度较低，COD污染在100mg/l左右，属于微污染污水，该类水在一体化设备这种小型水处理项目中，想稳定长时间达标，只能通过填料挂膜来实现，因为有机物污染较低，污泥很难正常生长。该类水在调试及日常运行中必须特别注意系统充氧量及充氧强度不能高，以保证填料有效挂膜，只要填料能正常挂膜，在运行中生物膜能正常更新，则产水必然能稳定达标；

浅谈变压器的安装及调试运行 篇6

关键词:变压器;安装;调试运行

中图分类号:TM406 文献标识码:A 文章编号:1000-8136(2009)27-0017-02

变压器在电力供电系统中占有重要的地位,电力系统通过区域变电站的升压变压器,实现远距离输电到工业区和城市网络,多个电站联合起来组成一个系统时也要依靠变压器,变压器在电力系统中是不可缺少的重要设备,本文主要就变压器的安装施工程序和调试运行的技术要求做以下简述。

1变压器的安装

1.1变压器安装前的准备及检查

安装前的准备:熟悉图纸资料,注意图纸和产品技术资料提出的具体施工要求,确定施工方法且进行技术交底;并准备搬运吊装和安装机具及测试器具。

变压器的安全性检查:变压器应有产品出厂合格证、随带的技术文件应齐全;应有出厂试验记录;型号规格应和设计相符;备件、附件应完好;干式变压器的局放试验PC值及噪声测试dB(A)值应符合设计及标准要求。

变压器外观检查:外表不应有机械损伤;油箱密封良好,带油运输的变压器,油枕油位应正常,无渗漏油现象;所有附件应齐全,瓷体无损伤等;变压器轮距离应与设计轮距相符。

变压器身的检查:变压器到达现场后应进行器身检查。但凡满足下列条件之一时,才可不进行器身检查:①制造厂规定可不作器身检查者;②容量为1 000 kVA及以下,运输中无异常情况;③就地产品作短距离运输时,器身总质量符合要求,运输中无异常情况。

1.2变压器就位安装应注意的问题

(1)变压器安装的位置,应符合设计图纸的要求;在推入室内时要注意高、低侧方向应与变压器室内的高低压电气设备的装设位置一致,否则变压器推入室内之后再旋转方向就比较困难了。

(2)变压器基础导轨应水平,轨距与变压器轮距相吻合。装有气体继电器的变压器,应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1 %～1.5 %的升高坡度(制造厂规定不需要安装坡度者除外)。防止气泡积聚在变压器油箱与顶盖间,只要在油枕侧的滚轮下用垫铁垫高即可。垫铁高度可由变压器前后轮中心距离乘以1 %～1.5 %求得。调整时使用千斤顶。

(3)变压器就位符合要求后,将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定;不允许用电焊焊死在轨道上。

(4)装接高、低压母线时,母线中心线应与套管中心线相符。母线与变压器套管连接,应用两把扳手,以防止套管中的连接螺栓跟着转动。特别注意不能使套管端部受到额外拉力。

(5)变压器的外壳必须作良好接地。如果变压器的接线组别是Y/Yo,则还应将接地线与变压器低压侧的零线端子相连。变压器基础轨道亦应和接地干线连接。接地线的材料可用铜绞线(16 mm2或25 mm2)或镀锌扁纲(-40×4),其接触处应搪锡以免锈蚀,并连接牢固。

(6)当需要在变压器顶部工作时,必须用梯子上下,不得攀拉变压器附件;变压器顶部应做好防护措施,严防工具材料跌落,损坏变压器附件。变压器油箱外表面如有油漆剥落,应进行喷漆或补刷。

(7)变压器就位安装完毕后,再次进行外观检查;并用1 kV兆欧表测量各绕组间及绕组与外壳间的绝缘电阻。

2变压器送电调试运行

2.1实验内容

(1)测量线圈连同套管一起的直流电阻。

(2)检查所有分接头的变压比。

(3)检查三相变压器的联结组标号和单相变压器引出线极性。

(4)测量线圈同套管一起的绝缘电阻。

(5)线圈连同套管一起做交流耐压试验。

(6)油箱中绝缘油的试验。

2.2变压器送电调试运行前的检查

(1)检查各种交接试验单据是否齐全、真实合格,变压器一、二次引线相位、相色正确,接地线等压接触良好。

(2)变压器应清理擦拭干净,顶盖上无遗留杂物,本体及附体无缺损,且不渗油。

(3)通风设施安装完毕,工作正常,事故排油设施完好,消防设施齐全。

(4)油浸变压器的油系统油门应拉开,油门指示正确,油位正常。

(5)油浸变压器的电压切换位置处于正常电压档位。

(6)保护装置整定值符合规定要求,操作及联动试验正常。

2.3变压器送电调试运行

(1)变压器空载投入冲击试验。即变压器不带负荷投入,所有负荷侧开关应全部拉开。必须进行全电压三次冲击实验,以考核变压器的绝缘和保护装置,第一次投入时由高压侧投入,受电后持续时间不少于10 min,经检查无异常情况后,再每隔5 min进行冲击一次,励磁涌流不应引起保护装置动作。最后一次进行空载运行24 h。

(2)变压器空载运行检查方法主要是听声音。正常时发出嗡嗡声,而异常时有以下几种情况发生:声音比较大而均匀时,可能是外加电压比较高;声音比较大而嘈杂时,可能是芯部有松动;有吱吱放电声音,可能是芯部和套管表面有闪络;有爆裂声响,可能是芯部击穿现象。

(3)在冲击试验中操作人员应注意观察冲击电流、空载电流、—、二次测电压、变压器油温度等,做好记录。

2.4变压器半负荷调试运行

(1)经过空载冲击试验后,可在空载运行24 h～28 h,如确认无异常便可带半负荷进行运行。

(2)将变压器负荷侧逐渐投入,直至半负荷时止,观察变压器各种保护和测量装置等投入运行情况,并定时检查记录变压器的温升、油位、渗油、冷却器运行,一、二次测电压和负荷电流变化情况,每隔2 h记录一次。

2.5变压器满负荷试运行

(1)经过变压器半负荷通电调试运行符合安全运行规定后,再进行满负荷调试运行。

(2)变压器满负荷调试运行48 h,再次检查变压器温升、油位、渗油、冷却器运行。一、二次测电压和满负荷电流指示正常并每隔2 h记录一次。

(3)经过满负荷试验合格后,即可办理移交手续,方可投入运行。

3结束语

变压器的交接试验应由当地供电部门许可的试验室进行。变压器开始带电起24 h后无异常情况,应办理验收手续;整理出安装检查及试验过程中的相关记录资料,包括出厂时随设备带来的合格证、说明书、技术文件、试验报告单等。特别是交接试验报告单,并经由当地供电部门的认可。

Discusses Transformer’s Installment and the Debugging Movement

Xiong Zuoming,Jiang Huquan

Abstract: The transformer the installation and trial run movement to follow the construction order and the operating procedure, achieves the present national standards and the approval standard stipulation, only then moves the production. this article main discussion transformer installment and the debugging should pay attention question.

调试与运行 篇7

佛山市某污水处理厂远期规模为27.5×104m3/d, 分五期建设。一期工程处理规模为5×104m3/d, 于2002年10月开始建设, 2005年12月正式投入运行, 处理工艺为威立雅水务集团的专利技术———曝气生物滤池工艺。一期工程部分预处理构筑物及尾水消毒接触池、储泥池已考虑二期的建设规模, 污泥脱水机房土建工程已按总规模建设。

二期扩建工程的处理规模为5×104m3/d, 2008年2月开始土建工作, 2009年1月开始调试运行。与工程规模配套的污水管网工程也已同步实施建设。

二期工程设计进、出水水质 (见表1) , 出水执行《城镇污水处理厂污染物排放标准》 (GB 18918-2002) 的一级B标准。

2 工艺流程

一期工程处理工艺为曝气生物滤池, 运行效果显示, 该工艺具有良好的有机物去除和除磷效果, 但脱氮和抗冲击负荷能力较弱, 且池体构造复杂, 给施工带来不便, 建设期较长, 土建费用高, 因此二期工艺不再沿用曝气生物滤池。结合污水处理厂的水质、水量、和远期征地等具体条件, 二期工程采用具有良好的脱氮除磷效果, 抗冲击负荷强, 池体结构简单, 施工建设期短, 投资较少, 并可根据水质水量变化灵活调整运行工况的CASS工艺[1]。

污水处理CASS工艺流程见图1。

循环式活性污泥法实质是将可变容积的活性污泥工艺过程与生物选择器原理有机结合的SBR工艺[2]。本工程CASS反应器由三个区域组成:生物选择区、预反应区和主反应区。生物选择区是设置在CASS前端的小容积区, 通常在厌氧或缺氧条件下运行。预反应区具有辅助生物选择器对进水水质水量变化的缓冲作用, 还具有促进磷的进一步释放和强化反硝化的作用[3]。CASS工艺的连续进水模式在一定程度上破坏了SBR的时间上的推流特点, 因此前置生物选择池和预反应区, 使得连续进水的CASS工艺获得空间上推流的特点, 在不同的反应区域形成不同的生物相, 有利于控制污泥膨胀和提高处理效率[4]。

3 工艺调试

二期构筑物于08年12月底通过验收, 活性污泥培养从1月10日开始。根据一期实际进水水质情况, 平均CODcr为120mg/L, BOD5为50mg/L, 大大低于设计值, 不利于微生物的快速繁殖。鉴于CASS工艺的特点, 我们采取满负荷连续培菌法, 将CASS池注水至设计水位, 闷曝24h, 之后按照设计水位滗水, 进水。采用8h为一周期, 其中曝气6h, 沉淀1h, 滗水40min, 闲置20min, 曝气期间控制DO为2~4mg/l, 期间逐渐缩短曝气时间至2h, 每周期为4h。

图2为活性污泥浓度增长曲线。培菌的初期, 污泥量增长缓慢。因此拟接种培菌, 由于邻近的桂城污水处理厂干污泥量有限, 我们只接种了1#、2#CASS池。由曲线可看出, 连续投加干污泥后MLSS约为1500mg/L, 而3#、4#CASS池MLSS上升为500mg/L左右。接种污泥一星期后, 1#、2#CASS池MLSS均有所下降, 可能接种的污泥有部分死亡或随出水流失了。之后的20d, 污泥浓度上升很快, 到培菌第49d, 1#、2#CASS池的MLSS约为3000mg/L。第75d, 3#、4#池MLSS也达到了3000mg/L。此时的污泥呈黄褐色, 沉降性能良好, SV30值在15%左右。镜鉴发现有钟虫, 并有少量的后生动物轮虫出现。这表明, 系统内活性污泥已培养成功。

4运行效果及经济分析

4.1运行效果

污水处理厂二期于3月25号交由厂方运行。运行控制参数如下:

(1) 采用连续进水方式, 每周期4h, 其中曝气2h, 沉淀1h, 滗水50min, 闲置10min。

(2) 对DO的控制, 生物选择池在0.3mg/L以下, 预反应区在1mg/L左右, 主反应区为2~3mg/L, 最高可达到8mg/L。

(3) 混合液回流比为20%~30%, 全程不间断回流。

(4) 对剩余污泥系统的控制, 采用MLSS兼顾SVI来指导排泥。具体操作是MLSS大于4000mg/L时, 增大剩余污泥排放量, 小于3000mg/L时, 减小排泥量, 同时SVI控制在50~120ml/g的范围内。

目前, 二期系统处理水量稳定在 (4~4.5) ×104m3/d, 系统2009年4月和5月的进、出水水质如表2所示。

TN的去除率较低, 由进水有机物浓度低, 生化池DO偏高, 缺氧反硝化效率不高所导致。出水TP超标一次, 可能为进水BOD5太小, 碳源不足、厌氧释磷不充分所导致。二期工程设计了物化辅助除磷, 以备原水碳源不足时投入使用, 以强化除磷效果。

4.2经济分析

二期工程不设独立计电表, 因此计算二期耗电量必须从总电耗中扣除一期电耗量。一期满负荷稳定运行时单位电耗为0.179k W·h/m3, 即结合总电耗和一、二期的处理水量可算得二期单位电耗为0.200 k W·h/m3;同理, 可由总泥量及一期产泥率0.26m3/km3 (含水率80%) 推算得二期CASS工艺产泥率为0.17m3/km3。二期工程平均直接生产成本为185元/km3 (电费、氯气和PAM费, 2009年5月价格) , 一期工程的直接生产成本为224元/km3 (电费、氯气、PAM和PAC费, 2009年5月价格) , 可见, CASS工艺因为没有物化段, 在运行成本上比曝气生物滤池具有较明显的优势。

5 结语

(1) 该CASS工艺工程设计合理, 处理后出水达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》 (GB 18918-2002) 的一级B标准。

(2) 在进水浓度较低时, 接种培菌需50天左右。另外, 接种培菌比自然培菌用时可缩短1/3。

(3) 由于进水水质参数严重小于设计值, 工程投入运行后, 主反应区内DO值常为5~7mg/L, 影响了反硝化, TN的去除效率较低, 后期运营管理中应注意控制曝气量, 必要时补充碳源。

(4) CASS工艺没有物化段, 污泥产量较小, 处理成本低于曝气生物滤池工艺。

参考文献

[1]田立江, 姚志彬.SBR工艺与CASS工艺的比较[J].江苏环境科技, 2003, 16 (2) :14-15.

[2]张自杰.排水工程下册[M].北京:中国建筑工业出版社, 2000.

[3]王秋艳, 林华东.CASS工艺在重庆某污水处理厂的应用[J].市政工程, 2008, 26 (6) :26-27.

调试与运行 篇8

某污水厂位于广东省, 二期工程于2007年动工兴建, 处理规模40万m3/d, 服务面积180km。该污水厂所服务范围大部分为建成区, 污水厂配套管网工程同步进行, 在此期间生活污水直接排放至河道, 无法通过管网输送至污水厂。污水厂调试初期, 只能抽取河水进行调试运行, 河水的水质特点是进水各项指标均低于设计值, 其设计进出水水质指标如表1所示。

mg/L

2 工艺流程及原理介绍

该污水厂采用曝气生物滤池工艺, 污水通过截污管网进入厂内25mm粗格栅去除大的漂浮物, 然后进入集水井, 通过提升泵后经过6mm中格栅, 在中格栅后投加铝盐进行混合, 然后进入强化预处理池。污水在预处理池同时进行沉砂、除油和沉淀, 达到降低进水中的磷和悬浮物的作用。沉淀池出水经过2mm细格栅, 在细格栅后投加甲醇 (作为反硝化碳源) , 同时与硝化液回流污水充分混合, 混合污水先经过DN滤池进行反硝化, 主要是利用反硝化菌将污水中的硝态氮转化为氮气达到脱氮的目的。DN滤池出水进入CN滤池, 同时对CN滤池进行曝气, 好氧菌和硝化菌在有氧情况下, 将污水中的有机物和氨氮氧化, 达到降低污水中的污染物的目的。CN池出水一部分回流到DN池进行反硝化脱氮, 一部分作为反冲洗用水, 其余部分排放到出水口通过紫外消毒后排放。该污水厂生物滤池采用的是上向流曝气生物滤池, 其将许多生化、给水单一处理工艺、生物膜机理和截滤功能结合在一个紧凑的反应池中, 因此滤池后面不再需要沉淀池。其具体工艺流程如图1所示。

3 曝气生物滤池调试

曝气生物滤池工艺与常规活性污泥法的最大不同在于其微生物生长方式不同, 常规活性污泥法工艺中微生物是悬浮生长在水中, 而生物滤池工艺中微生物是附着生长在滤料表面。根据其工艺特点, 调试与常规活性污泥法工艺有明显差异, 主要分为3个阶段, 分别为滤料清洗、滤池反冲洗程序调试和工艺调试, 其中滤料清洗和滤池反冲洗程序调试阶段只能使用清水进行, 待滤池反冲洗程序调试正常后, 方可开始进污水进行工艺调试。

3.1 滤料清洗

在生物滤池中, 滤料是最核心部分, 其对曝气生物滤池处理效果和运行控制极为重要。滤料作为生物膜的生长载体, 其影响着生物膜的生长、繁殖、脱落, 为微生物提供栖息和繁殖的稳定环境, 并能保持较多的微生物量。该污水厂滤料采用陶粒滤料, 滤料在制备、运输及投加过程中, 混入了部分杂质, 因此在滤料挂膜前, 需要对滤料表面进行清洗, 主要是为了清除滤料表面杂质, 同时将滤料中部分密度偏轻的滤料通过清洗排出滤池, 为后续滤料挂膜创造有利条件。

为了节省调试时间, 在滤池反冲洗设备远程调试期间, 同步进行滤料清洗。通过远程手动控制各阀门及设备, 利用清水对滤池滤料进行冲洗, 冲洗按照设计反冲洗流程顺序进行操作, 当清洗后的水变清后, 表明滤料冲洗干净, 即可停止清洗。

3.2 滤池反冲洗程序调试

曝气生物滤池工艺中, 附着生物膜的滤料不仅能够降解污水中的溶解性污染物, 同时对非溶解性颗粒物有截留作用, 随着运行时间的推移, 滤料表面生物膜不断增殖, 同时截留颗粒物不断增加, 滤池运行阻力上升, 滤池过水能力开始下降, 此时需要对滤池进行反冲洗, 将老化的生物膜和截留的颗粒物通过反冲洗清除出滤池, 使滤池恢复污染物降解和截留功能。

滤池反冲洗包括降水、气冲、气水冲、水冲几个阶段, 通过中控设定程序, 现场设备及阀门根据程序设定启闭, 并设定每个阶段的运行时间。

3.3 工艺调试

两级曝气生物滤池处理污水的原理在于反应器内滤料上所附生物膜中微生物氧化分解作用及滤料、生物膜的吸附阻流作用、沿水流向上形成的食物链分级捕食去除作用, 以及生物膜内部的反硝化作用。因此生物膜的培养与形成是能否正常运行的关键[1], 工艺调试的主要目的就是对滤料进行挂膜, 以保证生物滤池各种功能的正常发挥。由于进水浓度要低于设计值, 为了缩短工艺调试时间, 尽快完成生物滤池挂膜, 同时确保出水水质达标, 需要提高滤池进水有机物浓度, 针对提高进水浓度采取了以下措施。

3.3.1 降低预处理投药量

在采用曝气生物滤池工艺处理污水时, 其磷的去除效率很低, 出水磷浓度远远满足不了国家排放标准对磷浓度的要求, 也就是说其生物除磷效果较差[2]。为了保证出水能够达到一级A排放标准, 在该工艺的预处理阶段设置了化学除磷装置, 在投加除磷药剂后, 污水中的含磷污染物与除磷药剂进行反应, 然后进入沉淀池沉淀, 达到除磷的目的。在除磷的同时, 污水中部分有机物也与除磷药剂进行反应, 导致污水中的有机物浓度下降。

由于进水碳源浓度已经偏低, 为了提高生物滤池进水有机物浓度, 在调试期间, 适当降低预处理加药量, 减少了有机物在预处理的去除率, 同时在滤池进水适量投加碳源。

3.3.2 停止预处理配水渠道预曝气系统

在预处理池配水渠道中安装有曝气头, 含有生物膜的生物滤池反冲洗废水通过废水泵均匀回流至预处理池前端, 利用曝气充氧, 能有效降低原水中的部分污染物, 减轻后续工艺单元的负荷。由于调试期间, 进水污染物负荷较低, 为了避免污染物在预处理过度消耗, 暂时停止了配水渠道预曝气系统的运行。

3.3.3 CN池曝气的管路改造

该污水厂共有48个CN滤池, 每个滤池安装有1台曝气风机, 并安装有变频器, 正常情况下, 可以通过变频器调整风机频率, 从而控制每个滤池的曝气量, 但由于进水污染物浓度偏低, 在单台风机频率控制在较低水平下, 滤池出水溶解氧仍然偏高, 溶解氧过高的回流液进入DN池, 破坏DN池的反硝化缺氧环境, 进而影响脱氮效果, 同时也浪费了电能。

为了改善目前曝气量过大的情况, 对现场曝气管路及控制程序进行改造, 最终达到1台风机控制2个CN滤池, 同时结合变频控制, 将CN滤池溶解氧控制在合理范围, 确保CN池在满足碳源性污染物去除和氨氮硝化反应的同时不致溶解氧过高, 避免溶解氧过高的回流液进入DN池而影响反硝化。

4 曝气生物滤池运行优化

通过采取一系列调整措施, 该工艺最终顺利完成调试, 并通过环保验收。曝气生物滤池工艺无论从设计还是运行来讲, 在国内成功的案例较少, 因此可以借鉴的经验不多, 在运行过程中发现存在较多问题。污水厂在运行过程中, 结合现场实际情况, 对部分设备及工艺参数进行了改造及优化, 为工艺稳定运行提供了有效保障。

4.1 进水粗格栅改造

厂内粗格栅采用的是耙斗式格栅, 设计有4条渠道, 共用1个耙斗, 在运行过程中发现, 由于格栅选型不适合厂内实际情况, 导致在使用过程中多次出现故障, 且当耙斗出现故障时进行检修时, 将无备用耙斗可以使用。同时由于耙斗完全依靠耙斗本身重量来清除栅条上的垃圾, 导致日常运行效果较差, 在雨季垃圾量大时尤为明显。为了确保格栅有备用和有较好的清渣效果, 厂内增加了1个耙斗, 做到1用1备, 同时要求增加的格栅增加液压装置, 增加耙斗夹住垃圾的力量, 提高了格栅的清渣效果。

4.2 预处理沉淀池排泥

预处理沉淀池内安装后有泥位计和污泥浓度计, 沉淀池排泥根据泥位或浓度进行排泥, 实际运行过程中, 泥位计或污泥浓度计显示数据不稳定, 导致经常出现排泥浓度异常, 甚至出现沉淀池因泥位高而无法排泥的情况, 后对程序进行优化, 增加根据时间周期进行排泥, 同时在沉淀池排泥管路上增加了流量计对排泥量进行监控, 日常运行过程中根据进水SS浓度和数量情况对排泥时间进行设定, 从而保证了沉淀池的稳定运行。

4.3 调整滤池运行周期

DN滤池设计运行周期为24h, CN滤池设计运行周期为48h, 由于该工艺采用的是前置反硝化, 在运行过程中, 污水先经过DN滤池, 再进入CN滤池。污水经DN滤池过滤后, 悬浮物含量很低, CN池滤料阻力的增加主要来源于生物膜自身的增殖, 但由于进水污染物浓度偏低, 生物膜增殖速度较慢。根据现场实际情况, 将CN池运行周期调整为72h, 这样减少了CN池的反冲洗频次, 在确保工艺运行正常的情况下, 降低了能耗, 同时也减少了反冲洗对滤料的磨损。

5 结语

曝气生物滤池工艺是从欧美发展起来的一种新型生物膜法污水处理工艺, 在国内城市污水处理厂的应用还处于初级阶段, 主要以引进国外设计理念并结合国内设备现状为主。

针对低浓度进水曝气生物滤池工艺的调试, 需要根据进水情况编制合适的调试方案, 采取多项措施来提高生物滤池进水有机物浓度, 同时控制好滤池溶解氧, 可以有效加快滤池挂膜速度。

参考文献

[1]邱立平, 杜茂安, 冯琦, 二段曝气生物滤池处理生活污水的试验研究[J].环境工程, 2001, 19 (2) .

调试与运行 篇9

1 电网计量装置简述

从行业特点来看, 我国电力部门在实际运作管理的过程中, 有很大一部分工作都是凭借不同种类型的自动化控制装备来辅助完成, 其中, 电网计量装置就是其中的一种。电网计量装置由电能表、计量使用的电压表、电流互感器及其二次回路等模块组成, 它的主要功能就是为了计算终端电力用户的用电量, 并通过计量的过程及其结果来调整同一电网环境中的用电状况。该装置在电力系统的日常工作中起到了极为重要的作用。

2 在电网计量装置中应用终端定检技术与联合调试技术

从以往我国电网系统的运作状况来看, 传统的电网计量装置在运行过程中存在一些弊端, 如电网计量的准确性不够、电网运行环境不稳等, 这都是传统的电网计量装置本身技术的滞后性所造成的。因此, 将终端定检技术以及联合调试技术与电网计价装置进行整合应用, 能够强化电网系统运行的安全性与稳定性。

2.1 电网计量装置终端定检技术分析

从专业化的角度来看, 电网计量装置本身的配置、设计、故障处理等内容都有一定的原则性, 因此, 电网计量装置及其运行模式需要遵循行业规定与技术管理规程来执行。在过去的一段时间里, 我国电力部门所构建的电网环境与电网计量装置的实际运行都能够满足用户的用电需求, 但近几年来, 需要对这两项内容进行调整, 所以, 就需要新型产业技术来实现这一目标。电网计量装置所采用的终端定检技术实质上是一种安置在电力用户终端设置中的一种新型行业技术, 该技术能够在一定程度上保证电力用户的用电安全, 还能防止用户或违法窃电分子私自盗用电能, 能够维护电力系统环境的稳定性。在终端定检技术下的电网计量装置的实际运行状态较为良好, 具备一定的实践价值。

2.2 电网计量装置联合调试技术分析

从以往的研究文献以及实践中可以了解到, 电网计量装置本身并不复杂, 鉴于电网计量装置所采集到的数据具有繁杂的特性, 为了保证电网计量系统数据采集模块的可靠性, 将计量报告数据分析、主站数据监控以及变电站遥测终端定检等模块整合到一个系统管控平台之上, 以便于执行联合调试处理。数据处理单元、显示设备以及时钟电路等装置是联合调试技术所需的基本硬件设备。

2.3 基于终端定检与联合调试技术的电网计价装置运行模式的效能分析

在整个系统运作的环节中, 最为重要的便是联合调试技术的实践应用, 该技术的应用提升了电网计量装置的运行模式的总体运作效能。在技术升级后的电网计价装置的运行之下, 有效降低了以往电网环境中出现电压异常、电流异常、三项不平衡以及电能表异常等问题的概率, 而且凭借联合调试技术的有力支撑, 令电网计量装置的运行模式发生了改变, 即大部分的系统职能是在一个统一的电网环境中发挥出来的, 因此, 在该电力网络环境中, 如若出现异常情况, 则很快就能在联合调试平台上反映出来, 以便于技术人员及时做处理。

总而言之, 通过对我国传统模式下的电网计量装置运行模式的了解, 以及对基于终端定检与联合调试技术的电网计量装置运行模式的分析, 可以明确一个问题, 那就是在新时期的市场经济环境中, 无论任何行业或产业要向发展, 就必须顺应时代发展的潮流, 运用一切可以利用的技术或手段来提升行业本身的科技含量, 从而实现科技现代化、智能化等产业发展目标。

3 结束语

一段时期以来, 科研项目专家或行业技术人员对于电网计量装置的运行进行了较为深入的研究, 其目的就是为了找到一种行之有效的方法来代替以往固化的电网计量系统, 以此来满足日益增长的电力能源需求量。现阶段, 我国电网计价装置大多都采用了这种在终端定检以及联合调试技术作用下的新型电网计量装置。实践表明, 该类型装置的运行情况良好, 且能够为我国电网系统环境安全与稳定的维护提供有力的技术支撑。

参考文献

[1]程瑛颖, 杨华潇, 肖冀.电能计量装置运行误差分析及状态评价方法研究[J].电工电能新技术, 2014, 05 (05) :79-80.

[2]李斌勤.一种提高计量管理水平的关口电能表运行状态管理系统[J].重庆电力高等专科学校学报, 2012, 01 (01) :78-80.

调试与运行 篇10

本项目申请3项发明专利 (2项实审, 1项授权) 和1项软件著作权 (已登记) , 发表论文10篇 (2篇EI收录, 3篇中文核心期刊) 。本项目关键技术在云南镇雄、威信电厂4台600 MW超临界W火焰机组成功应用, 产生了显著的社会和经济效益。技术成果被给予高度评价。相关成果鉴定意见指出“项目研究的超临界W火焰机组运行调试关键核心技术具有创新性, 项目整体技术达到了国际先进水平, 其中基于快速自适应燃煤热值变化的超临界机组机炉协调控制技术达到了国际领先水平”。

项目主要创新点包括:

(1) 首次提出的超临界W火焰锅炉水冷壁超温优化控制技术, 采用调节拱上拱下二次风及磨煤机投运方式, 解决了水冷壁超温问题。

(2) 首次提出了快速的煤质热值软测量算法与基于能量需求五项叠加的改进型直接能量平衡协调控制方法, 解决了对机组控制稳定性与变负荷能力影响最大的煤质扰动问题, 实现了机组的快速调峰与稳定、经济运行。

(3) 提出了超临界W火焰机组负荷控制的动态非线性仿真模型, 搭建了煤质自适应超临界W火焰机组自动控制仿真系统, 仿真验证了项目研究的先进控制策略的可行性。

(4) 提出一种模拟磨煤机一次风量的控制方法, 解决了双进双出磨煤机的风量测量不准时一次风挡板自动调节投入的问题, 保证了机组协调控制与AGC功能的投入。

(5) 首次提出超临界W火焰机组间歇式稳压与降压吹管技术, 在保证吹管质量和节约燃油的同时, 有效减少了吹管时间, 缩短了调试工期。

(6) 首次提出超临界W火焰机组汽轮机变参数暖机方法, 明显加快了暖机的速度, 缩短了启动时间, 节约了燃油消耗。