油田热电厂范文（精选4篇）
油田热电厂 第1篇
一、产生背景
吉林油田热电厂成立于1995年7月, 拥有3台50兆瓦汽轮机组、8台220吨/小时锅炉, 辅助设备2000多台套, 固定资产达23亿元, 年产值6亿多元, 肩负着吉林油田矿区员工住宅冬季采暖及采油厂工业伴热任务。近年来, 热电厂高度重视内控体系建设和管理水平提升, 相继开展了“管理基础年”“管理增效年”“管理创新年”“管理升级年”等主题活动, 并取得了一定的成效。
为进一步加强企业管理、夯实发展根基, 按照国资委的统一部署和吉林油田“十二五”总体发展思路, 2012年5月, 热电厂成立了相应的管理提升活动领导小组, 并结合自身实际就活动内容、工作目标、重点任务、保障措施等进行了部署, 全面启动了管理提升活动。与此同时, 随着中油公司控投资、降成本、提效益等一系列举措的出台及煤炭市场价格的上涨, 热电企业成本压力越来越大, 严峻的形势要求我们必须在管理上探索一条切实可行的新途径, 必须在管理上求得生存、谋得发展, 以精细化管理推动了企业高质量、有效益、可持续的发展。
二、精细管理主要做法
精细管理的本质是思想上的精细、作风上的精细和行动上的精细, 就是通过精益求精的管理来节约成本、提高效益。
在实施精细化管理的过程中, 我们以重点成本管控为突破口, 以控投资、降成本、节费用、增效益为目标, 明确管理内容、落实管理措施, 从安全生产、优质运行、管理创新等方面, 不断强化精细量化管理, 提升企业发展的质量和效益, 具体采取了以下措施:
1. 强化精细管理, 实现管理提升, 安全生产是前提。
坚持把安全环保做为硬指标和第一要求, 重在加强领导、完善体系、严抓严管、巩固提升上下功夫, 着力构建全员、全面、全过程的质量安全环保责任体系。加强HSE体系建设, 大力推行“两票三制、二三级监护、风险评估”等管理制度, 强化责任落实、风险管控。明确“三违”行为, 加大日常监督考核力度, 促使安全环保重心下移。仅一季度, 共查改问题237项, “三违”比率同比下降12%。全面实施岗位风险奖励机制, 充分调动了员工积极性, 确保安全生产无事故。通过精细化的安全管理, 一季度, 热电厂机组平均利用时数达到了1317.7小时, 为增收节支工作奠定了坚实的基础。
2. 强化精细管理, 实现管理提升, 优质运行是保障。
实现管理提升, 关键是查找管理问题, 有针对地制定整改措施并落实到位。在设备运行管理中, 我们抓牢三个环节, 补短板、破瓶颈, 实现管理提升。首先, 明晰管理职责, 严格落实设备专责制, 加强设备日常巡视和养护, 有效保证了机组稳定运行, 为完成指标奠定了坚实基础。其次, 加强生产计划管理, 科学安排运行方式, 精细分解生产任务, 制定了“抢尖峰、压低谷、控总量”等策略, 尖峰比达35.86%以上, 同比增加1.83个百分点, 创收350余万元。第三, 建立对标、提标管理体系, 强化精细运行调整, 大力推进技术创新, 通过热网泵加装变频、避免高峰时段制粉、上煤等措施, 真空度、厂用电率等指标均创造了历史最好水平。热电综合单耗达到了52千克/吉焦, 较上年同期下降1.58个百分点。
3. 强化精细管理, 实现管理提升, 管理创新是基础。
近年来, 我们紧密结合实际, 通过实施管理创新、制度创新, 认真落实成本控制措施, 取得了较好的经济效益。加强内部控制, 有效落实责任。严格执行预算管理, 细化分解成本指标, 突出了预测预控、过程控制、动态调控、成本预警、考核兑现五个环节, 有效的控制了成本开支。一季度, 实现收入2亿元, 盈利2000万元。强化制度约束, 提高管控能力。定期梳理、修订管理制度和流程, 着力实施了厂内价格联审、价格指导目标、最高限价等管理制度, 及时跟踪市场价格走势, 合理制定最高限价, 使成本控制手段更加科学。一季度, 通过招标商谈节约成本126.3万元。注重内涵发展, 规范运作程序。坚持精益求精抓管理、精打细算创效益, 广泛开展修旧利废活动, 修理费、材料费等重点成本得到有效控制。同时, 严格落实“三控制一规范”, 大幅压缩非生产性支出, 截至3月末, 减少支出129万元, 成本控制效果明显。
4. 强化精细管理, 实现管理提升, 人员技能是根本。
精细管理、管理提升都离不开全员的参与。我们紧紧抓住培训这个关键环节, 员工的技能水平有了很大提高。第一, 反映在精细运行调整上。员工通过自觉调整运行参数、减少耗能设备运转台数等, 真空度、厂用电率等指标不断改善。第二, 倡导节约文化, 大力推广新技术, 使节约的效果真正体现在企业经济效益增长中。第三, 加大规程培训, 突出其实践指导作用, 有效避免了误操作, 在保证设备长周期优质安全运行的同时, 大大降低了设备检维修成本。截止目前, 共培训各类人员495人次。每年我们都举办技能大比武活动, 技能状元在评先选优、岗位竞聘、住房分配等方面都享有相应的待遇, 提高了员工“学技术、比技能”的积极性, 促进了企业管理水平的提升。
5. 强化精细管理, 实现管理提升, 煤炭成本是关键。
热电厂的燃料有煤炭和天然气两种, 燃料成本占直接变动成本的75%以上, 是成本控制的重中之重。在煤源管理上, 主要采购国矿煤, 以保证煤炭供货质量。在煤炭入厂时, 严格执行质价协议和“双采、双化”管理制度, 并发挥纪检监察作用, 强化过程控制, 严把入厂煤检斤、采制磨化验等验收关。在煤炭储存上, 定期对煤场进行碾压、喷淋、整形, 确保煤炭卡数不丢失, 消除潜亏因素。在煤炭使用上, 采用煤炭与天然气混烧的办法, 在保证生产运行的同时减少了原煤的消耗和助燃油的投入。在天然气计量上, 完善计量措施, 严格执行国家有关规定, 保证了天然气计量的准确性。截止一季度, 天然气消耗1.68亿立, 节约助燃油投入成本近40万元。
油田热电厂热网循环泵节电潜能研究 第2篇
许多集中供热锅炉房以及热电厂的热网循环泵通常是工频运转,或是多个工频泵并联运转,没有采用合理的调节方式,造成不必要的能源浪费。而单纯的对热网循环泵进行优化配置,会引起供热量不足或“大马拉小车”的情况。因此,本文基于大庆油田热电厂的集中供热系统的不同运行调节方式,对热网循环泵的节电潜力进行研究,以达到供热与节能双赢的目标。大庆油田热电厂一期工程热网系统现有循环泵的设计供水流量为13 500 t/h,其中向市热力公司管网供水流量10 000 t/h,向油田物业管理三公司管网供水流量2 800 t/h,向厂区及厂前区管网供水流量700 t/h,总供热面积1 014.2×104m2。
1 不同调节方式的节电效果分析与评价
供热系统运行调节一方面要满足热用户的供热负荷需求,同时又要最大限度地降低热源单位的供热煤耗和电耗。集中供热系统调节的方法主要有质调节、量调节、分阶段改变流量的质调节、间歇调节及质量一流量调节。由于单纯的质调节方式热网循环泵的运行能耗较高、量调节方式控制管理和运行调节较困难、间歇调节方式一般只作为供暖期开始或结束阶段的一种辅助调节手段,因此,本文仅就分阶段改变流量的质调节及质量一流量调节这2种不同调节方式下热网循环泵的节电潜力[1,2,3]进行分析与研究。
为便于说明问题,本文做以下3个假设:1)某一时刻,不管电厂循环泵运转台数的多少,都将其理想化为1台变频泵在运行;2)某一采暖期,热电厂向市热力公司管网供水流量始终保持10 000 t/h连续运行,仅根据天气变化改变供水温度进行供热调节,此时,供水流量设定为100%,循环泵耗电量设定为100%;3)供水流量在电厂厂区内的损失在整个供热管网供水流量中忽略不计。
1.1 分阶段改变流量的质调节
2012—2013年采暖期以前,油田热电厂供热调节基本采用分阶段改变流量的质调节,即将采暖期按室外温度高低分成几个阶段,管网在室外温度较高的阶段保持较小的流量,在室外温度较低的阶段保持较大的流量,在不同的阶段内改变供水温度。
大庆市2011—2012年采暖期共194天,根据采暖期室外气温变化特点,将热网运行和调节分为3个阶段:室外温度+5～-10℃时为初寒期(36天);室外温度-10～-26℃时为严寒期(115天);室外温度-10～+5℃时为末寒期(43天)。定义实际供水流量与假设供水流量(10 000 t/h)的比值为相对流量比,则这3个阶段相对流量比分别为:0.8,1和0.8。
水泵运行功率的计算公式为:
式中:N为实际工况下循环泵的电耗功率;G为相对流量比;L为设计工况下热网体积流量;H为设计工况下的系统压力损失;ρ为水的密度;η为循环泵效率。
由式(1)可知:循环泵的运行功率与相对流量比的三次方成正比。则分阶段改变流量的质调节的运行调节方式与假设运行方式循环泵耗电量比值为:
可见,分阶段改变流量的质调节方式循环泵耗电量是假设运行方式的80.13%,节电19.87%。
1.2 质量一流量调节
在热网运行调节过程中,根据供热系统的热负荷变化情况来同时改变供热系统中的供水温度和供水流量的调节方式称之为质量一流量调节。质一量并调时管网的供水流量和供水温度均随热负荷减少而减小。根据每1个室外温度下不同的热负荷利用供热管网流量计算公式以及供热调节基本公式便可以计算出与之相对应的最佳供水温度和流量。2012—2013年采暖期油田热电厂与市热力公司通力合作,采取了质一量并调的运行调节方式,经统计管网平均供水流量为8 591 t/h,相对流量比为0.859 1。
则质一量并调运行方式与假设运行方式循环泵耗电量比为:
质一量并调的运行调节方式热网循环泵耗电量是假设运行方式的63.41%,节电36.59%。
质一量并调是以热负荷为主要的调整参数,2012—2013年采暖期市热力公司与油田热电厂通力合作,以满足用户需热量为前提,进行供水流量与供水温度的调节。据统计:2012—2013年采暖期热网循环泵耗电量为1 929.88×104 kWh,比采用分阶段改变流量的质调节方式减少了509.05×104 kWh (电价按0.5元/kWh计算,折合人民币254.52万元)。
2 供热循环泵节电潜能研究
2.1 负荷查找法对节电潜能的研究
将对应采暖期内的2-4月份做为统计期,统计期内2011-2012年和2012-2013年供热面积分别为571.7×104 m2和741.7×104 m2,对应供水流量的加权平均值分别为7 514 t/h和8 385 t/h,供回水温差的加权平均值分别为19.3℃和23.4℃。
采暖热负荷热水热力网设计流量计算公式[4]:
式中:G为热力网设计流量;Q为设计热负荷;c为水的比热容;t1为热力网供水温度;t2为各种热负荷相应的热力网回水温度。
运用式(4)在温差保持不变的情况下,将2011—2012年统计期数据按2012—2013年统计期热负荷(即741.7×104 m2供热面积)进行换算,得出换算供水流量的加权平均值为9 748 t/h。
再运用式(1)进一步计算出2个统计期内循环泵的耗电量分别为92.63%和58.95%,与假设运行方式相比,节电量分别为7.37%和41.05%。
2.2 温差查找法对节电潜能的研究
根据统计:2012—2013年采暖期比2011—2012年采暖期平均供回水温差提高了3.6℃,统计期内提高了4.1℃。电厂供水温度设计是1 15℃,回水温度设计是70℃,温差是45℃。2012—2013年初寒期的供回水温差平均为14.8℃,严寒期为31.3℃,末寒期为18.8℃,整个采暖期平均为25.7℃,最大为39.8℃。
按采暖期供回水温差平均提高45℃-39.8℃=5.2℃,即提高1.2倍,根据流量计算公式,供水流量降至原来的83.2%,从而循环泵耗电量降至原来的57.87%,有63.4%×57.87%=36.69%,与假设运行方式相比,节电量是63.31%。
2.3 运行方式调节方法研究
由上述研究可以看出,采用质一量并调,合理地设定热网系统供水流量,提高供回水温差,能够克服“大流量、小温差[5]”的运行方式带来的弊端,可以大量节省循环泵耗电量。
供热系统出现“大流量、小温差”的原因是热力失调。市热力公司的诸多热力站供热管网水力存在不平衡[6],流量上不去,靠近热电厂的几个站(万宝、澳龙、东城领袖、三永湖等)流量过大,住户室温较高,引发开窗降温,造成热量流失;远离电厂的几个站(格林小镇、湖滨、堤香、彤基等)流量不足,室温较低,“近热远冷”现象比较普遍。
对于市热力公司,在每个热力站投入运行前,都要合理分配一级管网供水流量,仔细进行管网调节,使各热力用户分配热负荷接近设计值,在给热电厂的供热函中,要以供热负荷为主要调节参数。
对于热电厂,应使循环泵处于良好的运行或备用状态、做好泵的运行调节方式和提高供回水温差的集中运行调节,针对大庆市采暖期长,初、末寒期昼夜室外温差大的特点,采取质一量并调的运行方式,对于安全、环保、经济运行的效益是不言而喻的。
3 结论与展望
(1)采用质一量并调的运行调节方式,合理地设定热网系统供水流量,提高供回水温差,能够大量节省循环泵耗电量。油田热电厂目前的运行调节方式“以质调节为主、量调节为辅的方式控制[7,8]运行参数”应予以修订。
(2)循环泵理论节电量63.31%,随并联运行泵台数的增多而减少,同时泵多容易出现检修质量及运行随意性操作等问题,因此应寻求减少循环泵台数的途径。方法适用于各电厂机组凝结水泵、循环水泵等的节电分析。
目前我国正在加速推广采暖热能分户计量,供热企业可以根据用户实际热量需求进行供热系统调节,既提高了住宅用户的舒适度,又节能减排,实现社会可持续和谐发展。大庆市热力公司所辖供热管网主干线于2013年以前进行了整体更换,有81所间供站,3所直供站,1所直供与间供共存,直供站随时可以改成间供站,现正在进行多热源联网、分阶段改变供热面积2方面的系统优化运行项目的研究;油田物业管理三公司所辖供热管网直供改间供工程和东光小区直供改间供项目早已完工,正进行配套设施完善和优化运行调整工作。如何在此契机当中,摸索出一条最优的供热循环泵节电办法,对于油田热电厂实施热网系统优化运行、厂区及厂前区热网改造以及循环泵更换大泵及变频改造可行性研究具有现实指导意义。
参考文献
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油田热电厂 第3篇
全球卫星定位系统(Global Positional System,GPS)可以向全球提供免费的时钟信息和地理信息，作为当前比较成熟的广域时钟同步的方法已经广泛用于民用，可实现微秒级的时钟同步精度[1]。但是，由于目前GPS受美国军方控制，国计民生的电力行业过分依赖GPS是国家安全的巨大隐患，因此替换GPS采用新的时钟同步系统具有重要的意义。
“北斗一号”系统是我国自行研制和建立的一种区域卫星导航定位通信系统，具有快速定位、简短通信和精密授时三个主要功能。本文对目前电力系统自动化设备中常用的授时系统进行了比较，设计北斗/GPS双模热电厂同步授时系统，可以减少火力发电厂对GPS的依赖。
1 电力系统时钟同步方式
1.1 目前常用时钟同步方式
目前，国内外电力系统自动化厂家使用的时钟同步系统，采用的对时方式包括以下三种:
(1)GPS时钟同步方式[2]。目前应用成熟，但其美国军方对GPS信号进行严格管制，不承诺服务质量，可以对任意区域和时段进行控制。一旦出现特别情况，大面积使用GPS将对我国的国计民生构成巨大的国防和竞技隐患。
(2)网络时间协议(Network Time Protocol,NTP)时钟同步方式和简单网络时间协议(Simple Network Time Protocal,SNTP)时钟同步方式。该方式采用互联网同步个人计算机时间非常方便，前者采用RFC1059标准，在广域网可以达到几十毫秒的精度，局域网达到0.1毫秒;后者采用RFC2030标准，精度可达毫秒级。
(3)同步数字体系(Synchronous Digital Hierarchy,SDH)网络时间同步方式，该方式把铯钟同步的时间编码信号嵌入到SO-NET STM-N的复用段开销(MSOH)的空闲字节，信息长度5 bit，其帧结构符合ITU-T G708协议，只要不阻断MSOH信息，就可实现长距离传输。其50 km的时间传输准确度是10 ps～50 ps，但其弱点是不能得到广泛应用。
1.2“北斗”导航系统时钟同步系统定时
相比较GPS，“北斗”导航系统时钟同步定时系统具有以下优势:(1)北斗导航系统由我国自主控制，而GPS由美军控制;(2)北斗授时体制好、精度高;(3)北斗具有双向通信能力[3,4,5]。
考虑到油田热电厂中已经配备了GPS时钟对时装置，本文采用北斗/GPS双系统电力时钟同步设计，该设计保留原有GPS同步系统，与北斗卫星信号互为备份。相比原系统，本文的国产化同步定时系统精度更高、可靠性更好。
2 电网授时总体方案
本设计的系统的方案框图如图1所示。油田电厂待同步区域为网控室、#1机组控制室、#2机组控制室、#3机组控制室、热网DCS机房、化学程控机房、输煤集控室这七个位置。将北斗主时钟主机和GPS主机放置在信息中心微波机房中，通过主时钟对上面七个子网进行授时。子网1包括网控室、热网DCS机房、化学程控机房、输煤集控室;子网2包括#1机组控制室、#2机组控制室、#3机组控制室。基于IEEE-1588协议，主时钟通过交换机对网络中所有从时钟进行同步，各个主时钟通过北斗/GPS同步，实现了在时钟同步过程中可以获得的最高精度，同一子网内的从时钟通过以太网IEEE-1588协议进行时钟同步。这种方法一方面减少了北斗/GPS模块的用量，另一方面以太网下的时钟同步可以满足热电厂子网中各个节点的时钟精度。
将油田热电厂原有的GPS单源授时方式修改为北斗/GPS双源授时方式。系统对北斗、GPS、本地时钟模块进行分析比较，结合星数、经纬度数据、时间有效性，对时钟的异常情况进行判断，然后通过IEEE-1588协议送出报文，进行主时钟与从时钟进行通信，完成北斗/GPS双源授时。
3 北斗/GPS时钟同步系统设计
本文的设计原则是，尽量减少原有系统的改动，新系统能够兼容油田热电厂原有的GPS单源授时方式。这里，保持原有的交换机、从时钟以太网子网不变，设计可兼容油田热电厂原有的GPS单源授时方式的北斗/GPS双源授时方式的主时钟同步方式。
3.1 主时钟系统软件设计模块划分
主网系统采用如图2所示的软件结构，软件结构分为三个部分:北斗/GPS信号解析部分、本地时钟部分、IEEE1588协议模块。
北斗/GPS信号解析分为两个部分:北斗信号解析模块和GPS信号解析模块，两者分别用于接收北斗接收机的秒脉冲信号和GPS接收机的秒脉冲信号，并分别提取秒脉冲信息。北斗/GPS信号解析可以采用三种工作模式:北斗工作模式(只用北斗信号工作)、GPS工作模式(只用GPS信号工作)、组合工作模式(采用北斗和GPS中信号更强的模式进行工作)。
IEEE1588协议模块和用于本点发送报文、接收需要上报CPU的报文。
本地时钟用于实现精确计时、时间修正和通信接口。
3.2 精确时钟的实现
精确时钟的实现在系统软件的本地时钟模块中进行，主要包括精确计时、时间修正和通信接口几个部分如图3所示。时间修正模块根据IEEE1588协议模块计算得到的时间偏差数据offset，通过时间修正策略对精确计时器进行修正。本文修正方式采用直接加减修正法:通过产生CNT＿en信号，作为精确计时器的计时使能信号来控制精确计时器的计时快慢，从而达到修正时间的效果。另外，PPS信号作为精确时钟小数计数器的清零信号。
3.3 IEEE1588协议的实现
IEEE1588协议的实现分为七个部分，包括主控程序、最佳主时钟程序、主时钟发送程序、从时钟接收程序、从时钟发送程序、主时钟接收程序和扩展程序。其中，主控程序根据各种状态控制和协调其他程序模块的执行，同时负责实现仪器的基本功能。为了减少网络冲突，主控程序采用主时钟先发送后接收，从时钟先接收后发送的策略。程序流程图如图4所示。
4 北斗/GPS时钟同步系统在油田热电厂的应用
本文研制的北斗时钟同步系统样机的硬件电路采用基于ALTERA公司的现场可编程逻辑门阵列EP2C5Q208I8N，电路板如图5所示。与油田热电厂原有的GPS同步授时系统进行并联连接，并对两者的获取时间进行比对。实验结果如图6所示，两者之间的时间抖动最大值约为0.3μs，满足油田热电厂的时间同步需求。
5 结束语
热电厂的运行状况受到多方面因素的影响，需要记录每一时刻的运行状态和信息。采用扩展北斗/GPS双模同步系统作为油田热电厂各种系统和自动化装置的实时统一时钟，除在正常时为我厂保护系统和自动装置提供准确的对时信号外，其作用更在于对设备故障分析时能提供统一的时间基础，有利于提高对设备故障分析的准确性，对油田热电厂机组乃至油田电网的安全平稳运行有着重要的意义。
摘要：基于北斗卫星系统对油田热电厂的时间同步系统进行了研究,采用北斗、GPS互备份的方式对时钟同步系统进行冗余设计。系统同步精度可以达到微秒级,符合发电厂的时间同步系统要求,具有一定的国产化价值。
关键词：北斗卫星系统,GPS,时间同步,油田热电厂,IEEE-1588协议,FPGA
参考文献
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油田热电厂 第4篇
我国电站锅炉和大部分工业锅炉基本上以燃煤为主, 锅炉用煤普遍存在质量偏劣、燃烧时易造成受热面的结焦、积灰和腐蚀等问题, 当锅炉结焦和积灰后, 会使锅炉蒸发量降低, 排烟温度和烟气阻力上升。
锅炉结焦对发电厂锅炉的安全经济运行造成的危害是相当严重的。其危害性随结焦部位不同而异, 如受热面结焦以后会使传热减弱, 工质的吸热量减少。为了维持锅炉出力就必须供给更多的燃料, 使得锅炉的运行经济性降低;炉膛水冷壁结焦会引起炉膛出口烟气温度升高和过、再热器壁面超温, 甚至发生受热面爆管的严重事故;喷燃器出口结焦会影响煤粉气流的正常流动状态和炉内燃烧过程, 严重时结焦可能堵塞喷燃器出口, 引起锅炉灭火。此外, 炉膛上部积大焦掉落时还可能砸坏下部的水冷壁、堵塞排渣口使锅炉被迫停运。
因此, 维持锅炉受热面清洁、防止锅炉结焦是锅炉运行调整的一项重要任务。
2 我厂锅炉结焦的现象及原因
2.1 结焦的现象
(1) 水冷壁结焦:分离器入口温度再相同负荷下偏低, 但是过再热减温水量偏大, 就地看火孔能看到水冷壁上有明显的焦块, 水冷壁局部结焦时, 将导致分离器入口温度有较大偏差 (如锅炉燃烧存在偏斜时, 当水冷壁温度出现结焦时, 各分离器入口温度会逐渐趋于一致, 等水冷壁所结焦发生脱落后, 分离器入口温度又重新出现偏差) , 锅炉左右侧减温水量差别比较大。
(2) 屏式过热器结焦:屏过进、出口蒸汽温升减少, 屏式过热器后各受热面烟气出现较为明显的温度偏差, 左右侧二级减温水量有明显偏差, 屏式过热器发生掉焦后, 屏过出口温度上升明显。
(3) 发生结焦时, 锅炉排烟温度明显上升。
2.2 锅炉发生结焦原因
当温度高于灰熔点的烟气冲刷受热面时, 烟气中呈熔融状态的灰渣粘附到受热面上形成结焦, 锅炉结焦除了与锅炉燃煤结构有关以外, 还受锅炉结构、燃烧器型式及布置、炉膛温度、炉内动力工况 (烟气贴墙) 等因素有关。
(1) 煤质原因造成锅炉结焦:燃煤变形温度t2温度偏低, 为易结焦煤种。
(2) 锅炉设备原因造成结焦:直流燃烧器:
(1) 炉内空气动力场不好, 造成锅炉切园中心偏斜;
(2) 燃烧器摆角不灵活或不同步, 造成炉内局部火焰中心偏斜, 造成局部结焦;
(3) 各角一次风粉不均匀。
(3) 运行调整:
(1) 氧量控制:氧量控制偏低或锅炉部分区域缺氧造成炉内出现还原性气体, 灰熔点大幅降低;
(2) 一次风速:一次风速提高, 煤粉着火点远离燃烧器, 避免燃烧器区域结焦;
(3) 煤粉细度或磨出口温度控制过高:煤粉过细或磨出口温度控制过高使煤粉着火提前, 易造成燃烧器区域热负荷过高, 煤粉过粗着火推迟, 火焰中心升高, 灰粒容易脱离主流直接冲刷炉墙导致结焦。
(4) 锅炉吹灰系统原因造成锅炉结焦:吹灰器布置不合理导致部分受热面不能进行有效吹灰引起锅炉结焦或者因为吹灰系统出现故障导致锅炉在高负荷情况下长时间未进行有效吹灰。
3 锅炉结焦的预防
(1) 运行中加强配风工况调整, 调节二次风, 使火焰不贴壁, 使其提供充足的氧量保证煤粉的充分燃烧;调节一次风, 使火焰长度合适;调节吸风机, 保持炉膛负压在-70pa左右;既要保证煤粉在炉膛内充分燃烧所需要的时间, 又要避免在下炉膛形成扩散燃烧。控制氧量在4%-6%之间, 严禁缺氧燃烧。
(2) 加强燃烧调整, 避免大起大落, 幅度太大。严格控制升温升压速度, 防止出现两侧烟气温度偏差。
(3) 加强制粉系统检查, 防止喷燃器结焦运行。
(1) 正常巡回检查中, 一定要注意检查燃烧器区及粉管闸板门前、后温度, 发现异常, 及时汇报, 进行处理。
(2) 磨煤机正常运行中, DCS CRT一定要注意监视制粉系统各个参数, 并注意其变化趋势。发现异常, 要立即就地检查并处理。
(3) 磨煤机正常停运 (包括正常减负荷停单侧) 后, 运行人员要就地检查分离器出口挡板、旋风子煤粉出口挡板、伐气出口挡板在关闭位置。
(4) 磨煤机停运后, 其相应的二次风控制挡板应保持5-10%的开度以保证对狭缝式喷燃器的冷却, 防止喷燃器烧坏。
(4) 坚持锅炉定期吹灰工作, 根据汽温变化、炉膛出口烟温及两侧烟温差变化可适当增加吹灰次数。
(1) 减温水量不正常地升高, 应进行吹灰。
(2) 两侧任一侧烟温不正常, 应进行吹灰。
(3) 过热器、再热器管壁温度比正常值偏高, 应进行吹灰。
(4) 省煤器、空气预热器部位温度不正常升高时, 应进行吹灰。
(5) 加强燃烧调整, 严防缺氧燃烧, 在缺氧状态的还原性气氛中灰熔点会大幅下降, 诱发严重的结焦。
(6) 燃料上煤煤质发生变化时, 要及时向值长汇报清楚。值长要通知到机组长及值班人员, 并做好记录, 以便值班人员提前做好预想, 烧至变化煤种时能及时调整。
(7) 机组正常运行中的组织协调:
(1) 燃料及辅机煤化验应严格按照标准进行煤样化验, 并且及时将化验结果送交给值长, 使运行人员做到心中有数, 便于及时调整燃烧;
(2) 加强入炉煤的监督和化验, 化验员每班不少于两次的取样化验, 并将化验结果发送到值长, 以便作为集控人员调整燃烧的依据。
(3) 要有高岗位人员 (副值以上) 每两小时对炉内燃烧和结焦情况进行检查, , 特别是喷燃器处, 发现有结焦情况要及时调整和清理, 避免结焦加剧。
(4) 在负荷适当时 (每天白班) 要对水冷壁进行吹灰, 降低炉膛的容积热负荷, 高负荷运行时要加强受热面壁温的监视, 防止超温爆管。
(5) 运行中根据挥发分的情况, 严格控制磨煤机出口温度不超过120℃, 在负荷过低的情况下, 要保持一次风速不要过低, 避免烧坏喷燃器和喷燃器附近结焦。
(6) 发现结焦时要注意捞渣机、碎渣机的运行情况, 防止大焦落下卡坏捞渣机、碎渣机。
(7) 加强炉膛负压的监视和调整, 做好掉大焦灭火的事故预想。
4 锅炉发生结焦时处理
(1) 机组运行中应加强对锅炉减温水量、及各受热面壁温、烟温监视, 发现异常时应及时分析, 并进行适当的燃烧调整。
(2) 加强就地看火检查, 当发现燃烧器区域水冷壁结焦时, 应通知检修人员进行人为除焦, 在进行除焦时应做好相应的安全措施。
(3) 发现锅炉结焦严重时, 可以通过值长联系中调进行升降负荷, 进行辅助除焦, 但是在降负荷时应做好防止锅炉掉焦灭火的事故预想。
4 打焦注意事项
(1) 打焦时, 要保持锅炉负荷和燃烧稳定, 不得启停制粉系统。
(2) 打焦人员要佩带劳动防护用品, 最好在锅炉负荷较低、燃烧稳定时打焦, 且炉膛负压应控制在50～70Pa。燃烧不正常时, 应禁止打焦和除灰。
(3) 做好打焦吹灰记录。
5 结束语
锅炉结焦对发电厂锅炉的安全经济运行造成的危害是相当严重的。为了维持锅炉出力就必须供给更多的燃料, 使得锅炉的运行经济性降低;严重时结焦可能堵塞喷燃器出口, 引起锅炉灭火。此外, 炉膛上部积大焦掉落时还可能砸坏下部的水冷壁、堵塞排渣口使锅炉被迫停运。
因此, 维持锅炉受热面清洁、防止锅炉结焦是锅炉运行调整的一项重要任务。
摘要：本文通过对锅炉燃烧过程中结焦产生的过程分析, 结合我厂锅炉运行实践, 提出防止锅炉结焦的一些措施及处理方法。
关键词：发电厂锅炉,燃烧调整,结焦
参考文献
[1]大型火电机组锅炉运行技术问答