蒸汽锅炉运行方式分析

蒸汽锅炉运行方式分析（精选九篇）

蒸汽锅炉运行方式分析 篇1

关键词：锅炉,脱硝,氮氧化物,方法

0 引言

为改变燃烧器改造后锅炉现有运行状况下脱销出口NOx偏高现象, 首先通过磨煤机通风量调整试验、锅炉总风量调整试验、热态一次风测量试验、一次风机及送风机通风量测量试验分析和研究, 得出相关参数调整方向。本研究按照能够保证较高的锅炉效率和较低的氮氧化物排量的原则, 进行不同负荷阶段的燃烧调整, 总结和建立合理的配风方式, 达到锅炉脱硝最佳控制技术指标条件。

1 降低脱硝出口NOx前的实验分析

1.1 磨煤机通风量调整试验

磨煤机通风量调整试验的目的是通过试验尽力降低目前偏高的一次风量, 使一次风率接近锅炉设计一次风率。试验时, 维持给煤机出力不变, 兼顾磨煤机电流、出口温度等参数, 逐一降低磨煤机通风量。试验结果见表1。

试验表明, 除A磨煤机风量降至54k Nm3/h, 出口温度已降至60℃外, 其它磨煤机出口温度60-70℃时, 最低风量约50 k Nm3/h。这为锅炉运行提高提供了有力参考, 同时也指出了相关参数调整的方向。在本次试验过程中, 因磨煤机风量测量装置处风道内气流流场紊乱, 风量测量存在的误差较大, 但不影响探索可能降低的参考一次风量。

1.2 锅炉总风量调整试验

该锅炉原设置机组负荷与空预器入口氧量的对应关系 (取自DCS) , 见表2。

鉴于中低负荷氧量设置值偏大, 对上述设置定值进行了修改, 见表3。

1.3 热态一次风测量试验

一次风速调平试验目的是使燃烧器保持均匀合理的一次风速, 热态一次风速不平会造成炉膛内热负荷分布不均, 导致结焦或水冷壁超温等问题。试验前后各磨煤机参数, 见表4。

测得各粉管一次风粉速度, 见表5。

从以上试验结果分析, C、D、E磨煤机各粉管间速度差距较小, 而A、B磨煤机部分粉管间速度偏差大, 然后对个别可调缩孔进行调节, 其中B磨#3管开大3圈, 其他动不了, 建议对A磨#2管可调缩孔进行处理。

1.4 一次风机及送风机通风量测量试验

通过测量风箱通道面积及风速, 可以算出风机风量, 测量前后各风机参数, 见表6。

2 配风方式确定

通过对不同负荷阶段的燃烧调整, 总结出合理的配风方式, 可以保证较高的锅炉效率和较低的氮氧化物排量, 总结出锅炉运行配风卡片参数, 见表7。

3 机组低负荷入口NOx调整结果

为解决脱硝低负荷入口NOx超标, 华电电科院、西安电科院、山东烟台龙源三方面专家对#3机组低负荷入口NOx进行了调整, 调整结果如下。

(1) 华电电科院专家对入口NOx数据进行了实测, 对SOFA风进行了调整, 调整后入口NOx仍然超标, 入口NOx均值在1000mg/Nm3, 无法实现脱销出口超净排放50mg/Nm3的标准。

(2) 西安电科院专家对一二次风配比和氧量、总风量实施了合理控制, 总风量保护由原来的393k Nm3/h降到301k Nm3/h, 条件允许情况下总风量控制由原来不低于500k Nm3/h改为不低于400k Nm3/h。150MW负荷下氧量由原来的7%降到5.5%, 制定了不同负荷下最佳氧量曲线。#3机组按此方法调整后脱销入口NOx由原来的1000mg/Nm3降至均值558mg/Nm3。

(3) 山东烟台龙源电力公司专家对#3机组氧量、一二次风、空预器漏风、磨风量进行了标定, 对二次风 (托底风、周界风、辅助风、SOFA风) 进行了深度调平, 对主燃烧区和燃尽区二次风进行了合理配风, 制定了机组配风卡, 为运行人员调整提供依据。#3机组按此方法调整后脱销入口NOx由西安电科院专家调整后均值的558mg/Nm3降至现在均值468mg/Nm3。

(4) #1、2机组按照专家优化调整和配风方法进行了试验, 在150MW低负荷下均可由原来的600-850mg/Nm3降至现在均值400mg/Nm3以下。

4 技术经济性分析

解决脱硝低负荷NOx超标燃烧调整后, 不仅各台机组脱硝入口NOx大幅下降, 而且喷氨量和厂用电均有所降低。

(1) 机组喷氨量降低情况:#1-3机组喷氨量不同程度减少, #2、3机组由于原来脱硝入口NOx偏高, 喷氨量下降幅度较大, 均值在100Nm3/h左右, #1机组相对下降较少, 均值在50Nm3/h以上。按一期三台机组推算, 此方式下运行, 小时可节氨量270Nm3。

(2) 机组耗电降低情况:#1-3机组一次风机、送风机、引风机、增压风机电流不同程度下降, 由于总风量降低主要依靠降低各磨煤机风量来实现, 送风机挡板开度原来低负荷已限制很低, 调整空间有限。因此风机电流的下降一次风机和引风机较为明显。从调整前后数据情况看, #2、3机组一次风机电流下降较大, 下降比例占一次风机厂用电的7%左右, #1机组一次风机电流下降较小, 下降比例占一次风机厂用电3%左右;引风机电流以#3机组下降较为明显, 由于此机组未引增合一, 增压风机电流同时随着大幅下降, 引风机和增压风机厂用电降低幅度已达到两个设备总耗电的30%以上, #1、2机组由于实施了引增合一, 引风机电流下降幅度偏小, 均值下降在引风机耗电的4-7%范围内。按四大风机节电总量推算, 一期机组全天150MW负荷下运行, 厂用电可下降0.26%左右。

5 结论

经过对锅炉系统进行各项性能试验及数据采集, 得到了大量有实际意义的试验数据和经验参数, 建立了合理、可行的锅炉运行配风方式, 聘请三个不同单位专家调整锅炉低负荷入口NOx运行参数, 使得最大可能降低了锅炉烟气氮氧化物, 达到了预期各项指标要求。通过对锅炉脱硝运行方式改变前后参数对比, 各台机组脱硝入口NOx变化明显, 大幅度下降, 同时, 脱硝用喷氨量和厂用电量也有较大降低, 收到了良好的效果, 为其他电力企业锅炉脱硝降低NOx提供了技术方法和理论支持。

参考文献

[1]黄伟.燃煤电厂NOx污染及其控制技术[J].电力环境保护, 2004 (3) :22-23.

[2]任剑峰, 等.大气中氮氧化物的污染与防治[J].科教情报开发与经济, 2003 (5) :92-93.

锅炉运行成本分析 篇2

二、以10吨燃气锅炉每小时消耗812Nm3，年消耗天然气3215520Nm3，天然气单价2.7Nm3，年消耗燃气成本868.2万元

三、以10吨煤粉锅炉每小时消耗1037公斤煤粉，年消耗4106.5吨煤粉，煤粉单价1100/吨，年消耗煤粉成本451.7万元

四、以上燃料成本分析：按每年锅炉运行330天，每班运行12小时计算，燃气锅炉比煤粉锅炉年费用高416.5万元，比水煤浆锅炉高364.5万元。何况现在煤炭便宜，燃气贵了不少，成本可想而知！

蒸汽锅炉运行方式分析 篇3

【关键词】超临界直流；启动系统；结构特点；控制方式；炉水循环泵；内置式

随着超临界火电技术的发展和商业化规模的应用，“节能减排、改善环境”已经成为未来火电发展的重要课题。提高机组的效率和环保性是非常重要的，而采用启动系统的直流炉不仅保证了设备的安全性，同时在提高机组效率和经济性方面也比较显著。目前，国产化超临界直流锅炉的启动系统一般可分为内置式和外置式两种。内置式启动系统又可分为扩容器式、疏水热交换式及循环泵式，对于带循环泵启动系统，就其布置形式有并联和串联两种。我厂#1、#2锅炉均采用带循环泵呈串联布置的启动系统，包括汽水分离器、循环泵、大气式扩容器、集水箱和暖管系统。此系统提高了水冷壁在低负荷下运行的可靠性和经济性以及机组对负荷变化的跟踪性能，本文将主要以带循环泵串联布置的内置式启动系统的结构特点和运行中的控制方式及其注意事项进行阐述。

1、我公司直流锅炉简介

大唐彬长发电厂Ⅰ期工程2X630MW超临界机组，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、露天布置、∏型燃煤锅炉，型号SG-2084/25.4-M，是上海锅炉有限公司在吸收Alstom—Power Lnc.，USA公司超临界锅炉设计制造技术的基础上制造的，以确保机组的可用率和获得高的經济性。

2、带循环泵串联布置的内置式启动系统的结构特点和运行优势

2.1启动系统的作用和特点

2.1.1建立启动压力和启动流量，保证给水连续地通过省煤器和水冷壁，并保证水冷壁的足够冷却和水动力的稳定性。2.1.2回收锅炉启动初期排出的热水、汽水混合物、饱和蒸汽以及过热度不足的过热蒸汽，实现工质和热量的回收。2.1.3固定蒸发受热面终点，实现汽水分离，从而使给水量调节、汽温调节和燃烧量调节相对独立，互不干扰。2.1.4根据需要还可设置保护再热器的汽轮机旁路系统，以此实现系统的快速、经济启动，简化启动操作。

2.2我公司直流炉启动系统的工作流程和主要组成

我公司Ⅰ期锅炉采用带循环泵的内置式分离器系统，在锅炉的启动及低负荷运行阶段，炉水循环泵确保了在锅炉达到最低直流负荷之前的炉膛水冷壁的安全性。在炉前沿宽度方向垂直布置2只汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。每个分离器筒身上方切向布置4根进口管接头，顶部布置有2根至炉顶过热器管接头，下部布置有一个疏水管接头，汽和水的引出方向应与汽水引入管的旋转方向相一致，以减少阻力。分离器内设有阻水装置和消旋器。分离器的设计参数应按全压设计，能适应变压运行锅炉快速负荷变化和频繁启停的要求。疏水扩容器的最高工作压力小于1.0MPa。

2.3汽水分离器作用

⑴组成循环回路，建立启动流量。⑵蒸汽进入过热器系统，分离出来的水通过启动系统进入扩容器，使分离出来水的质量和热量得以回收。⑶在启动时它能起到固定蒸发终点的作用，这样使汽温、给水量、燃料的调节成为互不干扰的独立部分。⑷在35%负荷以上运行时，分离器呈干态，也就是进入了纯直流运行。此时，分离器只起一个通道作用。⑸提供启动和运行工况下某些参数的自动控制和调节信号的信号源（即作为中间点温度）。

2.4炉水循环泵的运行特点

炉水循环泵属串联布置，有分离器下降管或锅炉给水管两路水源，因此在启动条件上满足分离器水位大于6米或省煤器入口流量大于680T/h任一即可。炉水循环泵首次启动前必须进行充水排气而且其操作要自下而上缓慢进行，直至把机内空气排干净为止。当机组负荷高于30%BMCR时，锅炉进入纯直流运行工况，循环泵可以停运，也可继续运行，待主汽流量稳步上升到937T/H时自动停运。在循环泵运行中，当对分离器压力过低、水位过低、入口静压头过低、省煤器入口流量过低<500T/h以及过冷水量（<17m3/h），较低时 ，循环泵入口汽化或冷却不良（电机腔室温度超过65℃）等不安全的运行工况，此时循环泵将跳闸，导致给水量过低，严重威胁水冷壁安全。

2.5带循环泵串联布置的内置式启动系统的特点

2.5.1带循环泵型和简单疏水扩容型启动系统的比较：⑴带泵的启动系统能够回收更多的热量，同时也可减少工质损失。⑵对于疏水型的启动过程，所有最小流量都在炉膛中被加热，没有蒸发成水蒸气的部分则携带着从炉膛吸收的热量被排到扩容器中。与此相反，带泵的启动系统由于很小的排放量，其热损失也很小，其启动过程的热损失大约为疏水型启动系统的3%。⑶在扩容器中，热量和水都被损失。当含有高热量的排放水进入扩容器后，在接近大气压力下转化为大量蒸汽和水的混合物被损失掉。而对于带泵的启动系统，所有的水都被回收了，其中包括在汽水膨胀期间排到扩容器中的水。⑷带泵的启动系统在启动的整个过程中能100%吸收疏水热量，可有效缩短冷太和温态启动时间。更适合于频繁启动、带循环负荷和两班制运行机组。

2.5.2循环泵和给水泵呈串联布置的启动系统具有以下优点：⑴进入循环泵的水来自分离器下降管或锅炉给水管或同时从这两者中来；⑵保证了各启动过程中泵的流量恒定；⑶锅炉给水的欠焓可增加循环泵的净吸压头；⑷当分离器由湿态转向干态时，疏水流量为零，可保证分离器平滑地从湿态转向干态，不用进行循环泵的关停操作。

3、启动运行过程和控制

3.1我公司启动系统的主要保护逻辑和参数意义：

3.1.1启动分离器出口蒸汽温度（即中间点温度）高超限（≥457℃ 2选，左右或）触发MFT；3.1.2省煤器入口流量低（≤600.2T/h 3取2）触发MFT；低（<500T/h）跳炉水泵；

3.1.3负荷小于30%且启动分离器水位高（≥14.5m 2选，左右或）触发MFT；3.1.4分离器水位：启动分离器总高度21米，总容积11立方米。水位控制最低2米，高14.5米MFT，即汽水膨胀时的最大缓冲容积仅6立方米。在冷态点炉时，汽水膨胀阶段发生在启动分离器压力0.5MPa以前，热态点炉发生在点火后。3.1.5中间点温升率和中间点过热度。中间点温升率给了运行人员提供控制过热汽温的方向及所使用手段的大小；中间点过热度给运行人员提供控制过热汽温的一个量化的概念；异常工况下，水煤比仅能作为控制中间点温度或过热汽温的一种参考，不能与正常运行水煤比值进行对比来作为调节的依据。

3.1.6过热器进水保护。取分割屏进口导汽管蒸汽温度与启动分离器出口温度差值形成DT，当分离器水位超过14.5米且此温差小于3℃并报警，则说明分割屏处可能进水。

3.2启动系统的运行过程和控制事项

3.2.1启动阶段：冷态启动时，先进行冷态清洗，水质合格后，关闭HWL閥。分离器水位正常后，启动循环泵（首次启动要电动排气），锅炉点火，进行热态清洗，通过炉水质量来确定是否升温升压。升温升压进行过程中，汽水分离器分离的水逐渐减少，在汽水分离器进口的水全部变为蒸汽时，汽水分离器为干态运行，此时锅炉进入直流运行状态，炉水循环泵停运，炉水泵出口调阀关闭，机组进入直流运行状态。

3.2.2启动阶段的控制方式：此阶段是以控制分离器水位和省前流量为主，即炉水循环泵出口调阀主要控制本生流量，其开度根据省煤器入口流量设定值与实际流量的偏差来调节，用分离器水位加以流量修正。

3.2.3启动阶段控制的注意事项：水位的调节要根据变化趋势缓慢调节，避免猛增猛减。水位的猛增猛减只会导致水位波动更大。在增加给水流量时，先提升给水泵转速，后开大给水调节阀；减小给水流量时，先关小给水调阀，后降低给水泵转速。

3.2.4启动阶段转直流运行阶段：随着蒸发量的增加，逐渐开大给水调门或增大给水泵转速，直到给水倒至主路运行。随着负荷增加.炉水泵和给水泵控制的给水流量稳定不变，当总燃料量的缓慢增加，分离器出口过热度的建立，以及分离器水位的消失，自然完成由湿态运行到干态运行的转变，即纯直流运行。机组负荷一般在180MW～210MW（这与汽温、汽压、真空等参数有关）左右即完成此方式的转变。

3.2.5转直流运行后的控制方式：机组进入直流状态，给水控制与汽温调节和启动阶段控制方式有明显不同，给水不再控制分离器水位.而是和燃料一起控制汽温。直流炉的水煤比参数是一个区别汽包炉的表征参数，值班员根据其变化可提前控制，从而保证过热器入口温度的稳定。

3.2.6转直流运行控制的注意事项：保持省前流量不变（一般在800t/h）左右，缓慢的继续增加燃料量，中间点过热度开始正向增大，就顺利的转态了。转直流后，锅炉由汽包调整特性转变为直流炉调整特性，此时要及时增加l台磨煤机，增加燃料量，尽快提高机组负荷，使燃料跟上负荷变化，防止频繁转换。

4、结论

超临界直流锅炉的启动系统在技术和功能上已逐步成熟，在启动控制的灵活性和锅炉运行以及启动系统的安全可靠性方面有了很大提升，也保证了大机组在启动阶段和低负荷运行的经济性，与其它启动系统相比，带炉水循环泵的技术优势十分明显，但应就其运行特点和控制策略仍需继续探索和优化。

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漏风对锅炉运行影响分析 篇4

漏风是锅炉机组运行过程中常见的问题, 它对锅炉机组运行的经济性有重大影响。锅炉漏风一般出现在炉膛、炉膛出口以后的烟道和制粉系统。处于工作状态的锅炉机组炉内为微负压状态, 可防止冒烟、漏灰, 同时避免向炉外喷火。烟道、炉门、炉墙、检查孔等部位不严密, 外界空气就会进入烟道或炉膛, 降低锅炉运行效率。锅炉漏风不利于锅炉的安全运行, 会加剧受热面的磨损;同时会降低受热面的传热及锅炉热效率, 如果炉膛某些部位不严密, 使得空气进入炉膛内, 就会降低锅炉的燃烧效率, 烟气所带走的热损失和风机耗能都会增加, 最终加大锅炉运行成本。严格控制锅炉漏风问题, 有助于降低能耗, 改善锅炉运行的经济性和稳定性。本文将以国电集团吉林热电厂10号炉 (500t/h锅炉) 为例着重分析锅炉漏风对锅炉运行的影响。

2 漏风对受热面传热性能的影响

吉林热电厂10号炉系俄罗斯西伯利亚动力机械制造有限公司生产的超高压参数的塔式汽包炉, 本塔式炉在炉膛上面的上升烟道内布置有过热器和两级省煤器, 在两个下降烟道内布置有两级空气预热器。该锅炉系固态排渣煤粉炉, 使用燃料为黑龙江产的烟煤 (干石煤) 。主要参数为:锅炉蒸发量为500t/h, 给水温度为228℃, 给水压力为15.94MPa, 过热蒸汽温度为560℃, 过热蒸汽压力为13.8MPa。

2.1 漏风对水冷壁传热的影响

该炉水冷壁为膜式水冷壁。因上升烟道布置大量过热器和省煤器, 受热面布置集中, 因此炉膛负压也较上升烟道负压大, 漏风量也就相对大些。所以炉膛漏风对锅炉运行的影响也较比其它部位漏风明显。自检查孔和炉墙不严密处漏入的空气使得炉膛温度降低, 使传热温差变小, 从而降低了传热效率。而且由于炉膛温度的降低使得同样条件的煤粉需要更长的时间才能达到着火温度, 推迟了煤粉的燃烧进程, 使火焰中心上移, 火焰拉长, 使炉膛出口的烟温升高。同时漏风也增加了炉膛内的空气量, 破坏了正常运行的一、二次风速度场, 大大影响炉膛燃烧的稳定性, 机械不完全燃烧损失及化学不完全燃烧损失相应增大。同时, 漏风量增大也会增加烟气体积, 烟气流速加快, 造成排烟损失, 锅炉传热效率大幅下降。

炉膛大量漏风时还易使水冷壁结焦。这是因为炉膛内漏入的大量冷风破坏了炉膛内原有的空气动力场, 使火焰的充满程度和搅拌混合情况恶化, 造成火焰偏斜。特别是水封被破坏时, 由冷灰斗会漏入大量冷风, 将造成炉膛温度大幅度下降, 推迟煤粉的着火, 火焰中心上移且逐渐拉长, 致使炉膛出口处的烟温升高, 造成水冷壁结焦。结焦严重时会破坏锅炉正常的水循环, 尤其在低负荷时对水循环影响很大;还导致排烟温度大幅提高, 降低了锅炉效率;当锅炉掉焦时使炉内空气动力场产生较大波动, 容易导致灭火保护动作, 造成锅炉灭火;当结焦严重时甚至影响机组的正常出力。

2.2 漏风对过热器传热的影响

在炉膛出口后的上升烟道内安装过热器。锅炉本体负压运行时有空气混入就会导致过热器漏风。过热器处于烟气温度高的部位, 传热在考虑烟气对过热器的对流传热的同时也要考虑到烟气对过热器的辐射传热。漏风降低了烟气温度, 使传热温差变小, 从而降低辐射传热系数;但空气的漏入又增加了烟气量, 使烟气流速增加, 从而增加了对流传热系数。那么, 传热性能到底如何变化呢?当烟道漏风量较小时, 烟气温度下降不明显, 使得烟气侧辐射传热系数的下降可以忽略不计。而此时由于烟气流量的增加使得烟气流速增大, 提高了烟气侧对流传热系数, 所以烟气侧放热系数提高了。当漏风量较大时, 大量空气进入烟道, 使得烟气温度大幅下降, 过热器的传热温差变小, 漏风量越大传热温差越小。辐射传热系数下降的幅度比对流传热系数上升的幅度大, 所以烟气侧放热系数仍然下降了, 其降幅根据传热温差的降幅而定。

2.3 漏风对省煤器传热的影响

省煤器中的对流传热与过热器的对流传热是相同的, 差异之处仅是烟气侧温度较低, 烟气侧的辐射放热相比对流传热系数较小, 此时对流传热起主导作用。产生如此的结果主要是由于烟气流速增大使烟气侧对流放热系数增大, 烟气温度降低使烟气侧辐射放热系数减小。但是由于省煤器处在接近锅炉顶部, 烟气的平均温度较低致使整个烟气侧辐射放热程度也较小, 因此整个烟气侧放热系数是增大的。此时的传热系数是随着漏风量的增加而增加。

烟气流速的增大还会加剧对省煤器的磨损, 造成受热面漏泄, 不得不停炉处理, 影响机组正常运行, 同时更换受热面还会带来附加的经济损失。

2.4 空气预热器漏风对锅炉效率的影响

空气预热器布置在锅炉的尾部, 漏风对传热的影响与省煤器基本相同。但空气预热器漏风来源于空气侧, 漏风的温度高于环境温度, 此外空气预热器的漏风直接影响排烟温度。故这里主要分析漏风对锅炉效率的影响。

本炉空气预热器分为高温段和低温段。从高、低温段漏风所导致排烟温度下降幅度来看, 高温段温降幅度较大。低温段锅炉漏风后, 炉膛燃烧效率和温降幅度较小, 但高温段漏风后锅炉运行效率明显下降。空气预热器高、低两个温段相比, 高温段漏风所导致的锅炉热效率下降幅度较大。在运行实践中, 空气预热器高温段漏风所漏入的空气温度虽然高, 但仍与烟气温度有一定差距。因此高温段漏风会降低烟气平均烟温, 继而影响其热传热性能, 因此出口烟温降低不大。进入低温段的烟气热传递系数有所提高, 但进口烟温略有下降, 导致总的烟气传热量增加不多, 因此低温段出口烟温较低。高温段大部分的放热量会随烟气排走, 因此造成较大的热损失, 继而降低锅炉机组运行效率。当低温段漏风时, 漏入的空气温度虽然较低, 但烟气与冷风的温差比高温段小得多。因而, 低温段传热温差的减小不如高温段大, 导致总传热量减小的幅度也明显小于高温段, 排烟损失的增加和锅炉效率的降低均小于高温段漏风的影响。空气预热器处的漏风还影响制粉系统的出力;当漏风量过大时严重影响送风机的处理, 造成锅炉出力下降。

2.5 制粉系统漏风对锅炉的影响

本炉采用的是负压式制粉系统, 因此漏风量较大。大量冷风的进入将使制粉系统干燥出力大幅下降, 直接影响磨煤机的正常出力;另一方面, 漏风将使携带煤粉的一次风风温降低, 造成锅炉燃烧不稳, 使锅炉的不完全燃烧损失增大, 低负荷运行时可能造成锅炉灭火。同时漏风量的增大还会使烟气流速增大, 烟道磨损加剧。

3 结论

锅炉机组可能发生漏风的部位有炉膛、排烟口等多个部位, 各个部位漏风后对锅炉燃烧效率的影响各有差异。对受热面来说, 漏风会大大降低其热传递温差, 同时提高流传热系数。漏风后烟气高温段原有固定的烟气辐射放热量会随之减少;受热面烟气辐射放热系数也会因烟气温降而减小;尾部烟道等烟气低温段的烟气辐射放热量极少, 因而可基本忽略漏风的影响。

在实际运行中, 应尽量减少炉膛出口处受热面的漏风, 防止排烟温度的升高。

空气预热器漏风会影响锅炉燃烧效率, 从影响程度来分析, 高温段漏风对锅炉燃烧效率的影响较大, 因为高温段漏风温度与烟气之间会形成较大的温差, 使得传热温差大幅下降。鉴于此, 在锅炉运行实践中, 应该密切关注空气预热器高温段的漏风问题, 及时预控, 以免造成更大的损失。

锅炉机组漏风通常会造成排烟热损失, 降低其热传递性能, 还会加剧受热面磨损, 增加风机运行负荷, 因漏风过大而迫使锅炉降低出力运行, 因此需及时采取技术措施, 最大限度控制漏风所造成的影响。

参考文献

[1]姜宏, 姜忠.锅炉漏风问题不容忽视[J].工业锅炉, 2000 (03) .

[2]王春昌.锅炉漏风对排烟温度及排烟损失的影响[J].热力发电, 2007 (08) .

浅谈如何加强锅炉运行故障检测分析 篇5

【关键词】锅炉；运行；检测

1.锅炉运行故障的可预测性

锅炉是由汽水、燃烧及烟风等子系统组成的复杂多层次系统，而每个子系统又可以划分为若干次级子系统和部件，各层次子系统是相互关联的，只要某一个子系统出现异常或失效，就可能会使其它子系统产生功能异常或失效，甚至使整个机组处于故障状态，并且从原发性故障到系统级故障的发生、发展是一个量变到质变的过程。故锅炉运行故障具有层次性、相关性、延时性的特点。

锅炉运行故障一般具有一定的时延性，即从原发性故障到系统故障的发生、发展与形成，是一个渐变过程。以其高温过热器壁温为例，其某一时刻的壁温值，与其在过去时刻的壁温值有一定的关系，使其壁温序列间有一定的关联性（确定性），这种关联性是锅炉故障预测的基础。另外，由于影响高温过热器壁温的因素很多，如负荷、烟气温度、主蒸汽温度等，它们之间相互关联，且在锅炉运行中还受一些不确定因素的影响，使其运行故障预测具有一定的随机性，这种随机性使壁温序列间的关联性减弱，这就决定了高温过热器壁温值小能准确地预测，而只能从统计意义上做出最佳预测，使预测误差满足一定的精度要求。故障预测是故障诊断的一部分，故障诊断的最终目的就是为了指导运行和维修，因此，进行锅炉运行故障预测，对提高锅炉现代化运行水平和机组可用率具有重要意义。

2.锅炉运行故障预测相关知识

人工智能故障诊断与预测技术是随着现代化技术、经济高速发展而出现的一门新型技术，它能鉴别设备的状态是否正常，发现和确定故障的部位和性质并提出相应的对策，以提高设备运行的可靠性，延长其使用寿命，降低设备全寿命周期费用。且采用故障预测技术可以实现对故障的早期发现并预测其未来的发展趋势，便于对火电机组及时调整以避免恶性事故的发生，使机组能安全可靠的运行，同时提高机组的经济性。

根据预测期限长短的不同可将故障预测分为：长期预测，为了制定锅炉机组的长远维修计划和维修决策而进行的预测。时间一般为一个月以上。预测精度要求低；中期预测，对锅炉机组在未来比较长的时间内的状态进行预测，为机组的中期维修计划和维修决策服务。时间一般为一周左右。预测精度要求较低；短期预测，对锅炉机组的近期发展情况进行预测。时间为一大左右。对预测精度要求高。对于中、长期预测，由于精度要求不高，可考虑采取简单的预测模型，建立单变量时间序列模型进行预测。而对于短期预测，由于对精度要求较高，同时也由于各相关因素对当时的状态值影响较大，因此在进行短期预测时，除了要考虑时间序列本身外，还应适当将其他相关因素考虑进去，这就需要建立多变量时间序列模型进行预测，以满足短期预测对精度的要求。

3.常用的锅炉运行故障预测方法

近年来不少研究者采用线性回归分析法、时间序列分析法、灰色模型预测法、专家系统、人工神经网络等方法进行锅炉设备故障诊断研究，以探索快速有效的故障诊断与预测方法。常用的预测方法有：

3.1线性回归分析法

回归分析是寻找几个不完全确定的变量间的数学关系式之间进行统计推断的一种方法。在这种关系式中最简单的是线性回归分析。

3.2时间序列分析法

时间序列是指按时间顺序排列的一组数据：时间序列分析法是指采用参数模。型对所观测到的有序的随机数据进行分析与处理的一种数据处理方法。时间序列。分析法主要参数模型有以下四种：①曲线拟合②指数平滑③季节模型④线性随机模型。时间序列分析法主要适用于进行单因素预测，而对锅炉故障预测这种既有确定性趋势，又有一定的随机性的多因素预测时，需要进行确定性趋势的分离，计算比较复杂，同时还需对分离残差的零均值及平稳性进行假定，且其预测的精度不高。

3.3灰色模型预测法

灰色模型预测法是按灰色系统理论建立预测模型，它是根据系统的普遍发展。规律，建立一般性的灰色微分方程，然后通过对数据序列的拟合，求得微分方程的系数，从而获得灰色预测模型方程。

应用灰色系统理论作故障预测主要有两种方法，一是基于灰色系统动态方程GM（或DM）的灰色预测模型，二是基于残差信息数据列的残差辨识预测模型。其中，GM（1，1）预测模型即1阶1个变量的微分方程描述的灰色模型比较常用。灰色预测的解从数学的角度看，相当于幂级数的叠加，它包含了一般线性回归和幂级数回归的内容，故灰色预测模型优于一般的线性回归或指数曲线拟合，也好于确定性时间序列分析法。灰色预测模型不要很多的原始数据，短数据GM（1，1）模型有较高的预测精度，并具有计算简单速度快的优点。

3.4专家系统预测法

专家系统能成功地解决某些专门领域的问题，也有很多优点，但经过多年的实践表明，它离专家的水平总是相差一段距离，有时在某些问题上还不如一个初学者。分析其原因，主要有以下几方面： 知识获取的“瓶颈”问题；模拟专家思维过程的单一推理机制的局限性；系统缺乏自学习能力。

3.5人工神经网络预测法

神经网络的故障诊断存在很多问题，它不能很好的利用领域专家积累的经验知识，只利用一些明确的故障诊断实例，而且需要一定数量的样本学习，通过训练最后得到的是一些阑值矩阵和权值矩阵，而不是像专家经验知识那样的逻辑推理产生式，所以缺乏对诊断结果的解释能力。目前应用神经网络进行故障预测的网络训练收敛速度慢，因此无法应用于实时诊断，只能处理历史记录数据。

3.6专家系统和人工神经网络相结合

蒸汽锅炉运行方式分析 篇6

1 锅炉蒸汽吹灰系统简介

目前, 蒸汽吹灰器在电站锅炉上的应用非常广泛, 其工作原理是:利用具有一定压力和温度的过热蒸汽对积灰受热面进行吹扫, 以达到清除积灰的目的, 保证受热面的安全运行, 提高受热面与烟气的换热效果。

某电厂每台锅炉本体部分有96 台炉膛吹灰器布置在炉膛部分, 46 台长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部、对流烟道、尾部烟道省煤器区域, 4 台伸缩式双介质吹灰器布置在空预器烟气侧进、出口端。锅炉本体吹灰汽源取自后屏过热器出口集箱, 在额定工况下, 蒸汽温度为508 ℃, 压力为25.8 MPa。吹灰蒸汽需经调节阀减压, 减压阀前管路上布置有手动截止阀和电动截止阀作关闭汽源用, 减压阀后管路上设有一只安全阀, 以防吹灰蒸汽超压。

2 问题的提出与分析

由于锅炉蒸汽吹灰用的蒸汽一般为高压力的过热蒸汽, 因此容易出现阀门磨损快, 导致蒸汽泄漏, 受热面吹损, 吹灰蒸汽焓值高, 热能损失大等一系列问题。

2.1 阀门磨损快, 导致蒸汽泄漏

锅炉本体吹灰汽源取自后屏过热器出口集箱, 而后屏过热器出口集箱蒸汽参数较高, 吹灰调节阀前后压差较大 (约23 MPa) , 吹灰调节阀工作环境恶劣, 使得吹灰调节阀磨损较快, 容易造成吹灰调节阀泄漏, 阀门磨损加剧, 增加了维护成本。

2.2 受热面吹损

由于个别吹灰提升阀不严密, 增加了受热面被吹损的概率, 从而对锅炉的安全运行造成了严重威胁。

2.3 吹灰蒸汽焓值高, 热能损失大

锅炉本体吹灰汽源取自后屏过热器出口集箱, 在额定工况下, 蒸汽压力为25.8 MPa, 温度为508 ℃, 焓值较高, 蒸汽经调节阀减压后, 阀后压力为2 MPa, 由等效热降法可知, 蒸汽损失较大。因此, 采用后屏过热器出口集箱的高参数作为吹灰汽源, 降低了热力系统的经济性, 具体如表1 所示。

3 解决方案

3.1 吹灰系统对汽源的要求

根据吹灰器制造厂家对吹灰汽源压力、温度的要求来选择吹灰汽源。具体要求为: (1) 炉膛吹灰器压力为0.8~1.5 MPa, 温度不超过370 ℃; (2) 空预器吹灰器压力为1.0~1.5 MPa, 温度不超过380 ℃; (3) 长伸缩式吹灰器压力为1.0~1.5 MPa, 温度不超过380 ℃。由于炉膛和烟道吹灰蒸汽至少有80 ℃的过热度, 空预器吹灰至少有130~150 ℃的过热度, 因此, 炉膛与烟道吹灰蒸汽温度应在280~380 ℃之间, 空预器吹灰需要有350 ℃以上的过热度。

3.2 两种汽源的对比分析

根据上述要求, 对拟选定的两种汽源进行对比分析, 结果如下。

表2 所示为不同负荷下低再进口蒸汽节流到2 MPa时的温度。

表3 所示为不同负荷下低再出口蒸汽节流到2 MPa时的温度。

3.3 吹灰汽源的选定

如果选用低温再热汽进口汽源, 优点是降压后的汽温不超过450 ℃, 不需要减温水装置;缺点是汽温偏低, 过热度低, 不能满足空预器吹灰过热度的要求。

如果选用低温再热汽出口汽源, 优点是该汽源参数能满足炉膛、烟道和空预器吹灰降压后过热度要求;缺点是降压后汽温超过450 ℃, 需要增加减温水装置, 且改造后经济性并未得到提升。

从安全性和经济性综合考虑, 将吹灰汽源改为取自低温再热器进口的蒸汽, 压力为4.4 MPa, 温度为327 ℃, 同时保留后屏出口汽源, 供空预器吹换切换时使用。这样的改造可同时满足空预器吹灰、烟道和炉膛吹灰降压后过热度的要求, 且经济性较好。

在原后屏过热器出口吹灰汽源管道处加装手动隔离阀和电动切换阀, 再在低温再热进口蒸汽母管上开口, 将装设管道接至原锅炉本体吹灰母管, 并将吹灰汽源改为取自低温再热器进口的蒸汽。

4 改造效果分析

改造后的吹灰汽源取自锅炉低温再热器进口蒸汽母管, 蒸汽参数降低, 吹灰蒸汽系统吹灰阀门的工作环境得到了大大改善, 阀门泄漏故障大大减少。更重要的是, 在改造后, 吹灰器的热能消耗明显降低, 取得了安全、经济双重效益。

4.1 减少吹灰调节阀泄漏, 降低维护成本

通过对改造后的吹灰系统进行监测可知, 在改造后, 吹灰蒸汽的各项参数完全满足锅炉蒸汽吹灰的要求。具体体现在以下两方面: (1) 由于吹灰调节阀前后压差减小, 调节阀工作环境得到改善, 吹灰调节阀内漏故障大大减少, 运行安全性提高, 维护成本降低; (2) 吹灰汽源参数降低, 通过减压损失的热能也大大减少, 吹灰器本身消耗的热能降低, 从而提升了机组的经济性。

4.2 降低受热面吹损故障, 延长使用寿命

汽源改造后, 吹灰阀门泄漏的概率降低, 锅炉受热面被吹损的概率大大降低, 锅炉安全性提高。另外, 将吹灰汽源改为取自低温再热器进口的蒸汽后, 当机组负荷从100%降至50%时, 吹灰母管蒸汽温度仅变化了46 ℃, 减少了金属的热疲劳, 延长了其使用寿命。

4.3 节能分析

根据锅炉吹灰控制逻辑, 可计算出吹灰耗汽量为37.04 t/d。改变吹灰汽源后, 对照改变前、后的吹灰蒸汽压力和温度 (降压前) , 根据焓熵图, 锅炉本体吹灰蒸汽参数焓值由3 316 k J/kg下降至3 022 k J/kg, 焓值下降了10 889 760 k J[ (3 316 k J/kg-3 022 k J/kg) ×37 040 kg=10 889 760 k J], 换算为功, 相当于多发电1 361.22 k W·h (10 889 760 k J/3 600×45%=1 361.22 k W·h) 。机组年运行按330 d计算, 一年节约的热能用于发电449 202.6 k W·h (1 361.22 k W·h×330=449 202.6 k W·h) 。

按上网电价0.433 元/k W·h计算, 每年每台炉可创收益19.45 万元 (449 202.6 k W·h×0.433元/k W·h=194 504.725 8元≈19.45万元) , 2 台机组一年可创收益38.9 万元, 经济效益显著。

5改造后系统存在的问题及其解决对策

5.1空预器吹灰问题

锅炉在启动期间处于油、煤混烧的状态, 再加上此时燃料的燃尽率较低, 很多未燃尽的油、煤燃料会聚集在空预器的蓄热元件上。这时, 必须对空预器连续吹灰。将蒸汽吹灰汽源改为低再进口蒸汽后, 低再进口蒸汽参数无法满足空预器吹灰要求。此时, 可将邻机辅汽作为吹灰汽源。

选用低再进口汽源的缺点是汽温偏低、过热度小, 不能满足空预器吹灰过热度的要求, 存在因吹灰蒸汽过热度较低而导致空预器堵塞的可能。解决对策:保留后屏过热器汽源, 供空预器、管道及阀门吹灰用, 当空预器进出口烟气压差超过一定值时, 将空预器吹灰汽源切换至后屏过热器蒸汽, 并通过编制逻辑来实现吹灰汽源的切换, 但要注意先进行暖管和疏水。

5.2 吹灰蒸汽压力波动问题

低温再热蒸汽压力是随机组负荷的变化而变化的, 因此, 当机组负荷变化时, 可能导致吹灰蒸汽压力波动。解决对策:当机组负荷变化时, 可采取滑压运行方式。这样, 既可以提高机组低负荷运行的经济性, 又可以维持低温再热蒸汽的压力。因此, 将低温再热蒸汽作为吹灰汽源还是比较稳定的。

6 结论

综上所述, 蒸汽吹灰系统对电站锅炉的正常工作有着极为重要的意义。因此, 我们必须要保障蒸汽吹灰系统的稳定运行, 对存在的问题进行科学的分析, 并做好蒸汽吹灰系统的改造工作, 以提高锅炉运行的安全性和经济性。

参考文献

[1]高新新.电站锅炉蒸汽吹灰系统运行优化[J].节能, 2014 (01) .

锅炉安全运行及管理策略分析 篇7

1 危及锅炉安全运行的因素

1.1 使用未办理使用登记证的锅炉

凡是未办理使用登记证的锅炉, 都是有问题的, 要么是非法制造的, 要么是非法改装的, 未经过安装检验和定期检验, 更没有进行安全阀、压力表校准检定。

1.2 相关负责人不遵守锅炉设备定期检验制度

一般来讲, 锅炉设备在投入使用后, 经过磨损腐蚀, 其安全状况会日益下降。所以, 要靠相关负责人的定期检验来判断设备的安全状况, 及时发现问题并进行维修改造。目前, 不少厂矿企业为了节省运行费用, 就不按时定期检验锅炉的运行状况, 这是非常危险的。

1.3 操作人员违章操作

比如, 司炉工脱岗、睡岗。对于大部分浴池锅炉和餐饮业所使用的锅炉, 在用气高峰时, 假如司炉工不坚守岗位, 脱岗回来后发现水位表上看不到水位了, 会进一步违反操作规程慌忙加水, 这就很容易引发爆炸。近年来发生的锅炉事故, 大部分都是由于操作人员违章操作造成的。

1.4 安全附件不按时校准检定

锅炉的安全阀、水位表、压力表通称为锅炉的3大安全附件这3大安全附件如果失灵, 锅炉就极有可能发生危险。按照要求, 应该每年校准一次安全阀, 半年检定一次压力表, 并经常冲洗水位计。但是目前, 不少锅炉没有按时校准检定安全阀、压力表。

1.5 超参数运行

一些锅炉业主或司炉工为了加大送气量, 私自改装额定工作压力为0.04MPa的小型汽水两用锅炉的安全阀, 使锅炉实际工作压力超过其额定工作压力3倍以上, 这都是不允许的。

2 加强锅炉安全管理的措施及建议

2.1 锅炉点火前

2.1.1 在运行锅炉之前要认真审查锅炉各项证书。

必须要对锅炉使用登记证、操作人员锅炉使用资格证、特种设备运行证等进行检查, 而且还要定期检查是否已解决锅炉中存在的问题, 定期检查锅炉检查报告。此外, 还要认真检查锅炉操作规程, 对是否建立岗位责任制予以确认, 对锅炉操作人员的规章制度熟记情况进行考核。

2.1.2 锅炉内部检查。

对锅炉进行安装与检修之后, 在关闭手孔和人孔之前, 要认真检查锅炉中的集箱、锅筒以及管子, 确认其中是否留有多余的工具或物件。在结束检查时, 必须及时关闭手孔与人孔, 一定要将盖垫放正后方可上紧。

2.1.3 锅炉外部、附件以及辅机等的检查。

一定要对锅炉中的烟风道与炉壁是否存在裂纹或者缺损等情况进行检查, 而且在检查过程中要观察其密封是否良好。此外, 还要检查锅炉烟道的闸门是否完好, 确保锅炉操作的灵活性, 保持烟道处于开启状态。如果省煤器存在旁通烟道, 则要及时开启烟道中的挡板, 关闭同省煤器中的挡板。此外, 还要对锅炉出风口的开关灵活性进行及时检查, 确保开关开启的具体位置。检查燃油锅炉时, 要及时清理掉炉膛中的积油。认真检查过热器、汽包与省煤器中的安全开关安装正确与否。检查输水管和排气管是否固定与通畅。对水位表中的气旋塞和水能否灵活转动进行检查, 要保证水位表处于开启状态, 对防水旋塞进行关闭。确保压力表和水位表的表面干净、清洁, 保证标识明显[2]。此外, 还要检查压力表的指针是否位于零刻度。

2.2 正常运行

2.2.1 锅炉燃烧。

在正常运行锅炉的过程中, 前提是锅炉一定要与正常变化相符合, 并及时调整燃烧, 使锅炉的热效率得到提高。对锅炉燃烧时的火焰进行观察, 并判断烟囱所排气体等燃烧情况。若锅炉燃烧过程中的火焰为金黄色、没有黑色煤粒, 炉渣为白色、浅灰色烟气, 那么这就说明锅炉燃烧情况比较正常。如果火焰为暗红色、存在煤粒、炉渣为黑色, 那么说明锅炉中存在过量的空气[3]。因此, 在锅炉工作的过程中, 一定要勤看火, 并适当调整。

2.2.2 锅炉安全附件。

为确保水位表汽水连管通畅, 至少要在每班进行一次水位表的冲洗。如果水位表出现不动状况, 那么就要对其进行及时冲洗。若水位表波动比较轻微, 说明水位表运行正常。若水位表出现玻璃板、汽水考克以及玻璃管出现漏水漏气或者出现照明受损等状况, 一定要对其进行及时修理。此外, 还要定期进行自动、手动排气的实验, 避免发生安全阀生锈的情况。如果安全阀出现漏气现象, 一定要进行停炉检查。

2.2.3 锅炉排污。

通常情况下都会将锅炉排污分为两种, 即:定期排污与连续排污。在锅炉工作过程中的排污是具有连续性的, 而且在这种情况下, 锅炉能够排出上层高盐分浓度的锅炉水。锅炉排污的分量要与水质化验结果进行结合, 整个排污的过程主要是由排污管阀门来调节与控制的。对锅炉进行定期排污的主要目的就是能够将集箱与锅筒底部的水垢与泥渣等排出去, 并依照化验的结果来决定排污的数量与次数。

2.3 停炉

2.3.1 正常停炉。

正常停炉一定要将锅炉的温度进行缓慢的改变, 防止由于应力过大而造成部件受损的情况。具体操作程序为:燃料停止供应, 减弱引风与送风。等到燃料烧完而且没有火时, 对引风予以停止。对于那些燃气、油以及煤粉的锅炉, 在火焰熄灭后, 至少还要进行5分钟的引风。最后, 对炉门和烟道挡板等予以关闭[4]。在火焰熄灭时, 锅炉中会放出很多存留的热气, 在这种情况下, 就要对锅炉进行升压, 确保及时泄压与排气。此外, 还要对水位的具体情况进行观察, 缺水时要及时补水。

2.3.2 紧急停炉。

锅炉在工作的过程中, 若出现以下状况, 则需紧急停炉。这些状况主要有:水位低于锅炉运行过程中的安全水位;采取水位调整等措施后, 依旧存在水位下降情况;给水设备不能正常工作;受压机械存在损害情况以及安全阀或水位表不能正常工作等。锅炉具体操作步骤为:快速切断燃料供给, 及时清除未燃尽的锅炉燃料[5]。停止送风与引风, 在炉火熄灭后, 一定要及时打开灰门与风闸, 使其自然冷却, 将主汽阀予以关闭。如果不是因为缺水而对锅炉进行停止, 那么可以在锅炉中多补充水。如果是因为缺水而停止锅炉运行, 那么可以中断给水, 避免由于温度骤然降低而造成受压元件开裂的情况发生。

3 总结

在进行锅炉安全运行的具体实践中, 锅炉操作人员要对其实践经验进行不断总结, 多分析, 多观察, 进一步完善锅炉安全运行技术。通过以上探讨锅炉的安全运行及管理策略, 希望能够对锅炉正常工作献上微薄之力。

摘要：在我国, 由于管理运行不善而导致锅炉事故的发生率占85%。据统计, 从总体上来说, 我国锅炉热效率要比鉴定锅炉热效率低大约7%。所以, 对锅炉管理运行的力度予以加强, 对锅炉维护保养工作的水平予以提高, 能够有效减少锅炉事故的发生, 而且这也是提高锅炉热效率的关键, 需要安全部门以及相关单位予以高度重视。

关键词：锅炉,管理,安全运行,策略分析

参考文献

[1]刘波.关于加强锅炉安全管理的几点建议[J].黑龙江科技信息, 2007 (14) :123-124.

[2]罗庆明, 陈安保.影响沸腾炉运行的主要参数及控制[J].中国设备管理, 2001 (04) :163-164.

[3]薛雷, 李艳, 段跃非, 田军, 吕秀春, 杜守国, 董伟.ALSTOM循环流化床锅炉的运行和控制[J].电站系统工程, 2002 (05) :120-122.

[4]曹伟, 张春林, 潘君华.锅炉安全运行分析及管理建议[J].河南科技报, 2012 (2) :156-157.

40吨与100吨锅炉运行分析 篇8

1 热效率分析

锅炉的热效率是指天然气燃烧所产生的热量中有效热量所占的百分数。提高锅炉热效率就是增加有效利用热量, 减少锅炉各项热损失。在实际运行中排烟温度和散热损失是两个重要的指标。

1.1 相关数据对比。

(1) 在相同档位下炉膛温度与排烟温度对比 (以锅炉报表为依据) , 以常用的7档、8档为例, 见表1和表2。通过以上对比可以看出4#炉的有效利用热量高于其它3台锅炉。 (2) 在相同档位下散热损失对比 (以西北节能中心的测试报告为依据) , 以6.5档为例。通过以上对比可以看出1#炉的散热损失大于4#炉, 见表3。 (3) 西北节能检测中心在2006年、2010年对40t锅炉、100t锅炉进行了热效率测试, 结果见表4。通过以上对比可看出100t锅炉的热效率大于40t锅炉的热效率。

1.2 现状。

(1) 我单位40t锅炉采用110k W的鼓风机供风, 由于该锅炉容易产生CO, 不易采用变频对鼓风机的风量进行调节, 所以热效率不能再提高。 (2) 100t锅炉采用355k W的鼓风机进行供风, 在实际运行中风量大于设定风量的20%左右。

2 经济性分析

40t锅炉的最大耗气量在3200m³/h左右, 单吨位耗气量80m³/t。100t锅炉的最大耗气量在7800m³/h左右, 单吨位耗气量78m³/t。 (燃烧器的耗气量均由扎克技术人员调试并确定) 。从表5可以看出2008年以后的保温期天然气单耗均小于2008年以前。而2009~2010年保温期天然气单耗较大是因为该保温期较寒冷, 供热温度在100℃以上的天数就有55天, 比其它保温期多10天左右。

3 安全性分析

3.1 燃烧方面。

通过4年的运行对比及烟气监测, 我们发现3台炉均为40t锅炉, 具体见表6。从表6可以看出, 40t锅炉燃烧不稳定, 最容易产生不完全燃烧。我们每年对4台锅炉进行多次烟气检测, 发现不完全燃烧及时与设备科联系, 对燃烧器进行重新调试, 确保排烟中CO含量小于100ppm以下才能正常运行。通过5年的运行对比, 1#-3#燃烧器 (40t) 调试频率最高, 而4#燃烧器 (100t) 从未进行过维修调节。

3.2 燃烧器的火焰调节方面。

40t锅炉炉膛容积小、火焰长度短且不易调节, 火焰高温区始终靠近燃烧器, 致使锅炉内部末端管束的温度始终最高 (可达162℃) , 容易产生局部汽化。100t锅炉炉膛容积大, 火焰长度容易调节, 火焰高温区位置容易避开锅炉内部循环较差的末端管束。在2008年至今1#-3#炉 (40t) 靠燃烧器处的炉管曾发生过爆管现象。

3.3 在运行方面。

在高负荷期我们优先选用4#锅炉 (100t) 为主要燃烧锅炉, 而1#-3#锅炉 (40t) 配合使用。在最冷的12月、1月、2月4#锅炉的使用均率在99%以上, 运行负荷均在7档~9档 (满负荷为10档) 。而其它锅炉平均使用率在65%左右, 运行负荷在5档~10档。如果采用3台40t的锅炉为主要燃烧锅炉, 不但该3台锅炉振动较大, 各部件易损坏, 而且在忽然停电的情况下很容易发生汽化, 给供热生产带来严重影响。

4 环保分析

(1) 通过以上对比分析, 我们发现100t锅炉天然气单耗量较小, 所以CO2排放量小于40t锅炉。通过天然气燃烧的分子式 (CH4+2O2=CO2+2H2O) 可以看出:多燃烧1m³天然气就会多产生1m³二氧化碳, 同样也会产生相应的氮化物。 (2) 40t锅炉容易产生不完全燃烧, CO泄漏容易使工作人员中毒, 浓度较大时存在爆炸的危险。

结语

通过以上分析我们认为无论是在热效率、能耗及安全、环保方面, 安装100t的燃气锅炉要比40t燃气锅炉经济、安全、实用。

摘要：本文从热效率、能耗、安全、环保这四个方面对SZS型40t热水燃气锅炉与100t热水燃气锅炉进行了对比分析。

关键词：热效率,耗气量,不完全燃烧,氮氧化物

参考文献

火力发电厂锅炉运行优化策略分析 篇9

关键词：火力发电厂锅炉,运行优化,管理

0前言

火力发电对社会经济发展以及人们日常用电生活具有重要影响, 随着社会经济发展, 国家对可持续发展战略的重视, 火力发电厂在电力市场受到的监管力度也随之加大。火力发电厂发电, 以消耗煤炭资源产生动能, 进而依靠机器设备产生发电的机械能。火力发电厂的发电, 是以消耗能源为前提, 这样一来, 如何进行能源的优化配置, 对于提升经济效益有着重要影响。火力发电厂锅炉是产生动能的主要机组之一, 所以, 针对这种状况, 优化电厂锅炉运行, 对火力发电厂产生的经济效益有着直接影响。

1 火力发电厂锅炉简介

火力发电设备当中, 有三大部分构成, 分别是火力发电厂锅炉、火力发电厂汽轮机、火力发电厂发电机。这三个部分当中, 最为核心的部分则是火力发电厂锅炉。火力发电厂锅炉是产生能量的根本, 通过燃烧煤炭产生热能, 进而提供动力资源。

火力发电厂的锅炉有两个部分构成, 分别是锅炉本体和辅助设备。其本体部分当中, 由省煤器、下降管、过热器、联箱等设备构成, 而辅助设备, 则由点火装置、烟风道等部分构成。火力发电厂锅炉产生动能的关键是对燃料进行燃烧, 吸收其产生的热量, 进而对炉内的水进行加热产生蒸汽, 转化为蒸汽动能。在这一过程当中, 煤炭的充分燃烧, 将会促进热能的生成, 进一步增加动能。

2 火力发电厂锅炉运行发电的基本原理

火力发电厂锅炉产生动能的基本原理分为三个方面, 这三个方面关系到火力发电厂锅炉的运行效率。

(1) 火力发电厂锅炉进行燃料的燃烧, 多以煤炭为主。煤炭燃料在锅炉内燃烧, 随着燃烧反应产生大量的热能, 并且以化学反应的方式提供给汽轮机, 从而推动汽轮机运作, 产生电能。

(2) 除了蒸汽动能外, 高温燃烧下, 煤炭会产生碳物质和杂质, 形成高温烟气。高温烟气之中, 同样具有大量的热能, 这些热能会随着火力发电厂锅炉的内壁运行, 逐渐提升锅炉内的温度。这样一来, 随着高温传递效应, 将会产生大量水蒸气, 推动汽轮机运作。

(3) 高温烟气和水蒸气同时作用于汽轮机, 蒸汽能转化为动能, 推动汽轮机运转。这是火力发电厂锅炉运行的最后一部分, 是燃料燃烧最终产生的动能, 是推动火力发电厂产生电能的关键。

3 影响火力发电厂锅炉运行存在的问题

3.1 火力发电厂锅炉的蒸汽参数

火力发电厂在发电过程中, 火力发电厂锅炉是重要组成部分之一, 它为发电机组提供动能, 它的运行平稳对发电具有重要意义。蒸汽参数的高低对火力发电厂锅炉有着极为重要的影响, 必须要保证蒸汽参数平稳, 这样才能根据煤炭质量以及负荷等因素确定耗煤量高低, 保证火力发电厂锅炉平稳运行。

3.2 火力发电厂锅炉的热损问题

火力发电厂锅炉做功的主要动力就是蒸汽动能, 而蒸汽动能的产生是以燃料燃烧的热量为主。在火力发电厂锅炉运行过程中, 热损问题是影响能效消耗的关键问题之一。其中, 排烟是主要热损原因。除此之外, 就是煤炭没有完全燃烧, 造成了资源浪费。

4 火力发电厂锅炉运行优化策略

火力发电厂锅炉运行优化策略, 主要考虑的问题是火力发电厂锅炉的各种参数, 以及使用煤炭燃料的质量和火力发电厂锅炉本身的结构及性能问题, 这三方面直接影响着火力发电厂锅炉运行问题。

4.1 蒸汽参数优化

蒸汽参数的数值要保持一个平稳状态, 这需要工作人员拥有较强的责任心, 时刻关注蒸汽参数变化。一般来说, 火力发电厂锅炉都会有保热自动装置, 这是平衡蒸汽参数的一个重要工具。例如发电厂使用自然循环煤粉炉, 它的蒸汽参数变化会随着主蒸汽温度变化而变化, 具体表现为主蒸汽温度被提高11-15度时, 发电厂的煤耗会降低1.45g, 而当热气温在提升13度后, 煤耗会降低0.83g。

4.2 针对热损问题进行优化

热损问题是火力发电厂锅炉运行优化的关键, 解决热损问题对于优化运行方面来说, 有着举足轻重的意义。固体燃烧不能充分燃烧, 这是造成热损问题的一个关键, 同时也是资源浪费的关键。燃料的燃烧方式, 以及燃料的质量, 是造成不能充分燃烧的一个原因。除此之外, 火力发电厂锅炉本身也是一个重要影响因素。

针对这种问题, 火力发电厂可以对煤炭进行合理配置, 对不同的煤炭进行混合搭配, 保证运行参数稳定。第二, 煤炭燃烧时, 煤粉的细度也要适宜, 以热力实验结果为前提。因此, 火力发电厂在发电过程中, 要注意到燃料变化规律, 对燃料的燃烧情况运用科学的方式进行调整, 确保资源的合理利用。

排烟问题也是造成热损问题的影响因素, 针对排烟热损问题, 可以从两个方面进行解决。首先, 对过量空气系数进行控制, 对排烟的氧量表和风量表进行监控, 控制风量输入。其次, 在条件允许的情况下, 避免出现漏风, 保持较小负压。

5 结束语

通过对火力发电厂锅炉运行情况研究, 掌握如何优化火力发电厂锅炉的方法, 将会降低资源消耗, 以此提高经济效益的产出, 这对于未来火力发电厂的发展具有重要意义。优化火力发电厂锅炉运行, 要注意对这些影响因素的把握, 将其控制在一定的有利范围内, 这样一来, 可以确保火力发电厂锅炉的高效率运行, 保证火力发电厂的效率性和经济性。同时, 在研究过程中我们也可以发现, 优化火力发电厂锅炉运行, 需要科技和人力的投入, 只有两者结合, 才能完成火力发电厂锅炉的最终优化工作。

参考文献

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[2]韩志强.DGG75/3.82-2循环流化床锅炉运行调整[J].科技专论, 2014 (03) .