影响煤炭化验分析结果精确度的分析

在煤化学的分析化验中，常常会在同一实验中得到不同的结果，这些不同的结果有准确度和精确度之分，它们影响着煤炭的化验分析结果，会对煤炭的性能和价值提供错误的信息，因此，在煤化学的分析化验中，一定要把分析化验的结果，数值精确度和准确度搞清楚。

在煤化学的分析化验中数值的准确度，是指通过一定的方法得到的分析数据，例如你测得煤炭水含是0.0513g，而煤炭真实的水含是0.0563g，那么，你得到的测定结果与真实值之间就存在0.050g的误差，这种误差越小，证明测得的结果越接近真实值。测得数据的精确度，它是指在煤化学的分析化验中，使用同种备用样品，利用同一条件，统一方法进行重复测定所得到的结果之间的重现性。在煤炭的测量过程中，得到的准确度高，是指测试过程中系统误差较小，这时测量数据的平均值偏离真值较少，得到的数据接近真实值，但如果测得的数据在分散的情况，即偶然误差的大小不明确。对测得的数据精确度高，是指偶然误差都比较小，这时在煤化学的分析化验中，测量数据比较集中在一个数值附近，这时候就是精确度比较高。

 影响煤化学分析结果精确度的因素分析

在煤化学的分析化验中，测得的分析数据结果，常常会出现精确度不高的情况，但影响测试结果精确度不高的因素很多，必须对这些影响因素认真分析，才会提高在煤化学的分析结果，提高数据结果的精确度。

煤粉粒度组分对测试结果的影响

煤粉的粒度大小对煤质的特性具有重大的影响，而煤质分析的结果又对煤的质量具有较大的影响，因此，在测试中要根据燃煤锅炉的设计及运行情况进行调整，通过调整基础参数，可以提高对于锅炉效率重要作用。例如，如果利用超细煤粉（0～20um）燃烧条件，这是目前一种比较先进的燃烧方式，它具有燃烧效果好、燃烧效率高、氮氧化物排放少以及使用经济性高等特点，可以有效的减弱，甚至消除飞灰在炉内的沉积和结渣现象，因此，在煤化学的分析化验中，要注意煤粉粒度和组分对测试结果的影响。

煤质工业分析结果对精确度的影响

在煤化学的分析化验中，随着煤粉粒度的减小，其水分的含量基本不会发生较大的变化，但灰分含量却会增加，挥发分的含量降低。从煤化学的分析化验的实验数据来看，混煤煤粉的中径从由大降低时时，煤粉中的挥发分也会有从高下降的趋势；而灰分的含量却会从有从增加的趋势。这主要是由于煤粉的偏析所导致的。煤主要是由无机矿物质以及部分的有机物所构成，由于这种组成在煤粉中并不是均匀分布的，尤其是煤样在磨制过程后，无机矿物质的析出能力将会增加。因此，在不断的重复粉碎过程中，就会导致随着煤粉越细，灰分的含量越高；不可燃矿物质的含量也增加，挥发分也就自然越低。

 元素分析结果与煤炭的分析影响

从煤炭所含元素的分析结果也可以看出。随着煤粉不断变细，C含量有所下降。这主要是由于煤粉偏析导致煤粉中的矿物质含量增加，C含量伴随着可燃物质含量的下降而下降。同时，在煤化学的分析化验中，可以看到，随着煤粉的变细，H和N的含量也在降低。煤粉粒度减小时，H的含量也随着下降；N的含量也同样减小。这主要是由于是随着煤粉偏析造成细煤粉中可燃性物质减少，导致H和N含量降低。

在煤化学的分析化验中，分析过程中的系统误差主要是由于仪器、试剂以及测量方法和操作人员的技术水平造成，在具体的分析测试过程中，首先要做到使用的所有仪器一定要校正，这样就可以避免由于仪器的准确性带来的误差。同时一定要保证试剂的准确性，试剂的容器一定要清洁，称量过程中，一定要注意天平的精度和准确性，同时保证要使用去离子水进行试验分析。同时，酸碱滴定中，要选用正确的、标准的指示剂，就可以减少滴定误差。

在煤化学的分析化验中，要保证煤粉质量的关键，在分析试验的过程中要充分的分析试验中影响分析精度的各个因素，努力提高分析的精确度和准确度，这样，才能够使粉煤的质量得到可靠保证。（建湖公司   胡洋）

煤质检验数据精确度的控制分析

在煤质的相关检测工作当中，对其起到决定性的有两大环节：di一是样本的采集，第二就是实际的化验工作。实际的检测数据是判定煤矿质量标准的重要根据，所以，检测数据的精准程度必须具备可靠性和准确性。

煤炭的质检工作是煤矿生产领域的主要工作环节，同时也是质量检测工作中的重点内容之一。所以说，相关工作人员必须要以仔细严谨的工作态度去对待煤质检测方面的工作。煤炭质量层次的高低会直接影响到人们在实际使用过程中的效果和安全性，同时它也对我们国家的社会主义经济体制建设有一定的影响。

对此，相关的煤质检测工作人员须时刻持有一个科学认真的工作观念、优良的工作风尚、细致严谨的工作态度，大程度地提升煤质检测工作的有效性。

煤矿作为是一种多种物质混合型的物质，在对煤矿进行采集和制备的环节上，必须要做到符合国家相关的采集和制备的标准，并且要经过合理有效的方式进行实施。

采集样品的科学合理化，才可以准确的对煤炭整体质量进行准确有效的判定，才能使样品的质量大程度地接近煤炭的整体质量。假如所采集的煤炭样品任何一个环节出现了差错，那么相关的检测工作就变成了空谈，得出的检验数据也并不具有实质性的说服力。

因此，煤炭样品的采集工作是煤质检测工作准确与否的直接决定因素。那么在实际的采集样本的环节上，如何做到科学有效的实施煤炭样本的采集，首先需要对采集样本的具体位置以及对应的采集量进行科学的定位和分析，而且要控制煤炭样本在制备的环节上的质量和粒度二者的之间的相互关系以及接下来进行的粉碎、混合、分样以及空气平衡等基础操作，以此为最终送往检测机构的样品达到国家相关的检测要求提供有力保障。

相关检测实验室主要的检测形式和方法主要是以物理分析法和化学分析发为主，实验室当中各种各样的仪器设备、各种检测试剂是构成实验室的基本条件和结构，它们是检测工作的基本工具。因此，相关的实验室检测机构必须对相应的仪器仪表进行周期性的维护，确保在实际检测工作中的科学性和准确性。另外，在实验室相关设备都正常的条件下，在针对不同的检测对象实施检验的过程中，必须依据国家的相关检测机制进行工作，对不同的样品采用不同的检测手段，这样才会使最终的检测数据更具备科学性和有效性。

对样本检测实验室的先关检测设备实施周期性的维护和检查，是对最终检测数据科学性和有效性的基本保障。具体来说，就是利用相关的样本周期性对仪器设备进行校正，比如在检测相关煤炭样本中硫的含量过程中，所使用的仪器就是自动化测硫仪。为了保证实验室检测工作的正常运行，定期对四组铂金电极实施维护、清理以及相关的调整，对检测仪器的密闭性要进行重点的检查，随时随地做好相关的准备和解决措施。在检测工作进行之前，检测人员首先需要将仪器电解液当中的电极点位调整到相关标准的数值，之后再具体对煤炭样本的硫含量进行检测，以此避免实际检测数据低于正常数值。其次，在具体的检测实验环节中，要随时随地对电解液对应的PH值进行观察和记录，要是电解液的PH值低于1的时候，就必须要对其进行换新。针对零点是否有移动、对应的仪器设备是否产生漏气的状况，应该每隔4～5 d利用样本实施校检。在煤矿样本的挥发检测工作中，温度的控制对最终检测出来的数据会起到至关重要的作用。因此，相关的实验室需要周期性的对发热电阻、控温等设备实施的精准度进行检验，以此避免由于温度设备的因素造成检测数据上的误差。

在煤炭样本的挥发检测过程中，如果对样本燃烧的时间长短以及温度回升时间点的控制存在误差，就会对最终的实验数据的精确程度造成严重的影响。

因此，相关的工作人员需要在检测的过程中，严格按照相关规定的步骤和标准进行检测和实验，大程度地避免由于人为的原因引起的数据偏差，以此为样本的检测数据提供有力的保障。

在煤质的相关检测工作当中起到决定性的有两大环节，di一是样本的采集，第二就是实际的化验工作。实际的检测数据是判定煤矿质量标准的重要根据，所以检测数据的精准程度必须要具备十分的可靠性和准确性。相关检测工作人员应依据煤矿生产和出售的不同需求，对各种层次的煤炭进行不同的检测和化验工作，从而提供科学准确的检测报告。在煤质检测的实际工作中，检测数据的精准度是检测工作重要的任务之一，所以必须要保证煤质检测数据的准确度（建湖公司  左成丽）

国内循环流化床锅炉排渣技术的应用现状

1前言

循环流化床锅炉以煤的洁净燃烧技术及其较好的煤种适应性，具有燃烧效率高、不易灭火、灰渣可利用性好等特点，在我国中小型热电企业中得到迅速推广正向大型化方向发展。但作为CFB锅炉的辅机——排渣设备及系统的应用和发展确实存在相当的滞后性。国内已投产的75t/h、130t/hCFB锅炉几乎没有成型的排渣系统能长期连续运行。因此，开发、研制、推广新型整套排渣设备势在必行。   

2国内外应用CFB锅炉排渣设备的差别

国外CFB锅炉均配有灰渣冷却装置、灰渣输送设备来冷却高温灰渣和输送低温灰渣，这些装置设备应用基本是成功的，这不单与其设计、制造和运行水平有关，而且还与其燃料特性(含灰量低、粒度小)等有关。由于灰渣量少，且粒度较小，灰渣的冷却和输送易于实现。我国的CFB锅炉多数燃用高灰低热值煤，灰渣量大，颗粒较粗，冷渣、输渣问题未得到解决。我国现运行的75t/h、130t/hCFB锅炉中几乎很少有成型的、完善的干式冷渣、输渣设备。多数冷渣设备却无输渣设备。少数CFB锅炉还采用完全人工排放热渣，自然堆放冷却或用水直接冷却。不单增加灰渣物热损失，还污染环境，也不利于灰渣的综合利用。

3国内CFB锅炉排渣设备的现状

 循环流化床锅炉的排渣方式可分为湿式排渣和干式排渣两种形式。

3.1湿式排渣系统

是由工业水循环系统、渣沟、冲渣水泵、沉渣池等设备组成水力除渣系统。是大型发电厂的典型排渣方式，虽然应用技术过关，但应用于CFB锅炉，水淬后的灰渣活性变差，不宜于灰渣的综合利用，且占地面积大，灰渣物理热损失较大。同时还带来了水污染及水资源浪费，因此对于CFB锅炉应用湿式除渣不是一种合理排渣方式，不作推广使用。

3.2干式排渣系统

干式排渣是CFB锅炉推广采用的主要排渣方式，一般干式排渣系统由冷渣设备、输渣设备、储渣仓、冷渣器进料阀和储渣仓放料阀等设备组成。目前国内运行的75t/h、130t/hCFB锅炉使用的干式冷渣、输渣设备主要有以下几种。

3.2.1螺旋水冷式冷渣器

俗称水冷绞笼，热渣沿螺旋槽道前进，具有一定压力冷却水在绞笼外壳水套内和轴心、叶片的水套内流动，两种介质逆向流动换热，热渣可从850℃冷却到 200℃左右，可由调速电机调节转数实现自控。其优点是换热量较大，再燃性小，运行稳定，调节方便，外型尺寸较小。缺点是主轴、叶片磨损量大，易漏泄，每年需更换叶片防磨护瓦维护量大，冷却水水质要求高(除盐水或软化水)应合理设置一套水循环系统，目前仍有许多用户在使用。

3.2.2滚筒水风冷式冷渣器

热渣进入滚筒后沿其内筒壁螺旋槽道前进，内外筒夹套内通过冷却水与热渣进行表面逆向换热，同时可接入风冷系统，可将850℃的热渣冷却至 200～300℃。滚筒冷渣器的优点是磨损小，维护量小，使用寿命长，结构简单，运行可靠。对冷却水水质要求不高(软化水或工业水即可)。缺点是换热量略低故外形尺寸略大，目前应用范围很广。

3.2.3钢带风冷式冷渣机

该设备是应用于220t/h煤粉炉上的一种新型干式排渣设备，也可应用于大型CFB锅炉。其结构主要由大量条形耐热钢板组成，靠两侧链条带动低速前进，热渣落在钢板上受到负压通风大面积冷却至200℃，冷风吸热升温至300～400℃，可当做送风利用，该设备优点是清洁卫生，运行稳定可靠，热能利用性好，易于自控。但设备造价太高，投资大，设备体积庞大，只适合于大型CFB锅炉。

3.2.4移动床式冷渣器

移动床冷渣器中灰渣靠重力自上而下运动，并与受热面或空气接触换热，冷却后的炉渣从下渣口排出。有水冷式、风冷式和风水共冷式移动床冷渣器。该设备具有结构简单、运行可靠、操作简便等优点。缺点是体积庞大、换热效果差、应用较少，只作为小容量或低灰份流化床中使用。

3.2.5风水共冷式流化床冷渣器

该冷渣器利用流化床的气固二相流特性传热，以风冷为主，水冷为辅，冷渣温度随风量增加和渣量的减少而降低，冷渣效果好。采用合理的风水共冷式流化床冷渣器无机械设备，结构简单，维护费用低，无需单独设置风机节电，出口风温高于200℃可作二、三次风入炉，冷渣水可选择低温给水或其他冷凝水，出渣温度在 120℃左右，热能回收利用性好，节能效果好，使配套输渣设备工作安全可靠，密封性好，缺点是体积略大。是一种很有发展前途灰渣冷却设备，应广泛推广应用。

3.2.6CFB锅炉的输渣设备

目前国内应用的输渣设备主要有刮板输渣机、耐温皮带输渣机、斗式提升机、链斗输送机、正、负压气力输渣设备等。刮板、斗提输渣机故障率高，皮带耐高温性差，只能耐温150℃，且扬升角度小，而链斗、气力输送使用效果与之相比较好。

3.3国内几种典型的排渣系统

3.3.1由滚筒或水冷绞笼冷渣器、灰刮板、斗式提升机、储渣仓等组成的机械排渣系统

该系统在锦州二热于1993年底投入使用，刮板、斗提经多次改造，能长期运行，出力较大。但排渣温度在200～300℃刮板受热膨胀，总刮板传输距离长，机械故障较多，斗提外壳及提斗磨损量大，传动链节距离长，拉力负荷大易折断，检修量大，运行连续性差，对环境污染较大，不作推广使用。

 3.3.2由滚筒或水冷绞笼、链斗输送机、储渣仓组成的机械排渣系统。

 该系统采用链斗输送机运行状况有所提高，链斗运行状况较稳定，出力较大。但在较高的渣温下，转动部件也易损坏，有待进一步改进。但链斗的扬升角度可达到60度，适合于高位传输且距离长、短均可，目前应用较多。

3.3.3国电建设研究所为220t/h煤粉炉研制的较完善的干式排渣系统

可应用于大型的CFB锅炉，原耐温皮带输渣机因烧损而改为链斗，运行状况较稳定，设备清洁，达到环保要求，但设备投资太大，不太适合于中小型CFB锅炉。

3.3.4由滚筒或水冷绞笼冷渣器

配套气力输渣系统在沈阳新北热电公司已运行四年，经多方位改造，已逐渐形成合理、完善的干式排渣系统，有一定的成功经验。（建湖公司  郑健忠）

汽轮机常见故障分析及措施

一、汽轮机原理

汽轮机是用蒸汽做功的一种旋转式热力原动机，具有功率大、效率高、结构简单、易损件少，运行安全可靠，调速方便、振动小、噪音小、防爆等优点。主要用于驱动发电机、压缩机、给水泵等，在炼油厂还可以充分利用炼油过程的余热生产蒸汽作为机泵的动力，这样可以综合利用热能。

二、不正常震动

汽轮机运行存在不同程度、方向的振动，凡是限定范围内的振动不会对设备造成危害，是允许的。但由于各种原因，机组运行过程尤其在试运行时会出现振动异常，固然产生不正常振动的原因很多，振动异常大多是安装不合要求及运行维护不当引起的。由于汽轮机转子在厂内进行了高速动平衡，并经空负荷运转合格后出厂，所以除进行了修理、更换过零件或已产生永久弯曲变形的转子外，一般汽轮机转子无须复校动平衡。汽轮机和机组起动、运行过程出现振动异常，主要从上述两方面查找原因，根据振动特征借助频谱仪或其它实时分析器进行测试、分析，判明原因并加以解决。

1、 安装或检修质量不良

1.1 二次灌浆浇注质量不好，支座（底盘）与基础贴合不紧密；地脚螺栓松动；基础不均匀下沉。汽轮机起动后，随着升速站在机旁就能感觉到基础与汽轮机一起振动，轴振动振幅变化不明显，振动信号中有低频分量，轴承座壳体振幅明显增加，振幅不稳定。这种情况最好的解决办法是重新安装。

1.2 管道

1.2.1 蒸汽管路：法兰接口明显错位强制连接或管路布置不合理，作用在汽轮机上的力和力矩超过允许值。振动异常时特征是：振动与汽轮机热状态有关，达到一定负荷（温度）振幅明显增加，振动频率与转速合拍，振动信号中有低频分量。在汽轮机前、后部位检测轴及轴承座的振动，前部振动大很可能是进汽管路有问题；后部振动大，大多是排汽管路问题所致。

处理措施：管道按要求重新装接或调整管路支吊架。

1.2.2 主油泵进、出油管道：法兰接口严重错位强制连接，管道的干扰力使汽轮机振动不正常，随着转速升高，前轴承座壳体振动明显增加，振动信号中有低频分量。

处理措施：按要求重新装按管道。

1.3 汽轮机滑销系统装配、调整不当：汽轮机起动、运行时热膨胀受阻，致使转子与汽缸、轴承座的对中被破坏而引起振动，振动与汽轮机热状态有关，振动频率与转速合拍，在前、后轴承座三个方位测量振动，可判断哪个部位导向键卡涩。

处理措施：停机检查，重新调整导向件。

1.4 对中不好

1.4.1 汽轮机转子与汽缸对中不好：汽轮机安装时若转子与汽缸找中不好，在汽轮机单机试车时就会出现振动异常，汽轮机起动过程中，随着转速和机内温度的升高，由于动、静体产生碰擦，在轴振动振幅增加的同时还伴有刺耳的尖叫声，振动信号中有高频分量，振动波形紊乱。

处理措施：停机后复校中心，修复或更换损坏的汽封。

1.4.2 汽轮机转子与被驱动机转子对中不好：汽轮机单机试车振动良好，机组试出现振动异常，如振动波形有二倍频谐波，大体上可判定振动是由转子对中不好所致，检测轴承座壳体振动，轴向振幅增加表明端面平行度超差；径向振幅增加通常是不同轴度偏差过大，不过往往是两者同时存在。

处理措施：停机，重新调整转子对中状态。如由于外部原因，一时不允许校正对中值，可临时在转子的缸外辅助平衡面上进行不平衡校正，不过这只能是一种权宜之计，解决办法是在机组停机后，将转子对中调整到正确位置并复校转子平衡状态。

1.5 轴承：多油楔轴承的承载能力与油楔布置方式有关，该公司汽轮机使用的四油楔轴承，正确的装配位置是轴承中分面与轴承座中分面呈45°，这样运行时载荷正对油楔中心，现场安装时，如四油楔轴承未转45°，则致使轴承承载能力下降，运行时，机组达到某一负荷就出现振动突然增加，振动信号中有低于工频的涡动信号。

处理措施：按要求装配轴承。

1.6 汽轮机与被驱动机的轴向定位不符合要求，尤其在与汽轮机直联的发电机组中，若发电机动、静体轴向间隙小于汽轮机转子的轴向膨胀量，运行时，汽轮机转子膨胀推动发电机转子轴向移动，当发电机动、静部分碰擦时机组产生强烈振动并伴有巨大声响，造成设备损坏事故。

采取措施：机组安装时，正确定位，防患于未然。

2、 运行操作

2.1 轴承工作状态不良，如轴承润滑油量不足，油质不合格（乳化，油中有量气泡、杂质、水份等），油温过低，轴承间隙过大等造成轴承油膜不稳定，因油膜涡动而引起振动，振动时有时无，振动波形紊乱，振动频率与转速不合拍，振动伴有不正常声响。

处理措施：根据查明此原因作相应处理。

2.2改变负荷过程中产生振动大多与操作不当有关，如前次停机后未正常盘车，之后起动时又未充分暧机，如在升速时出现振动异常且在前、后汽封处能清楚听到金属磨擦声，那就表明转子已产生弯曲，这时应降低转速，等振动正常后，保持转速稳定（不得在禁止停留区域内）暧机～15 分钟后再升速，若重复3 次异常振动仍不能消除，那就只能停机，检查、修复转子。运行中负荷变化速度过快时，会因受热件热胀不均匀产生变形而引起振动，如加负荷出现振动应立即减负荷或降速，稳定后按起动曲线给的负荷（或转速）变化率加负荷；减负荷出现振动，同理反向操作。

三、转子轴向位移过大及汽轮机水冲击

在高参数，大容量汽轮发电机组中，轴位移和胀差是直接反映汽轮机动静间隙的两项重要的技术参数，也是两项重要保护。目前，由于许多机组的轴系机械安装零位和监测保护系统的电气零位不统一，经常发生检修后的机组因胀差、位移监测系统传感器的零位锁定不当，使该系统在机组启动后，测量误差较大，甚至无法正常监测和投入保护，只能停机处理。因此，检修后机组的轴位移、胀差传感器的零位锁定是直接影响机组启动后，胀差、位移监测系统能否正确反映汽轮机组的动静间隙，从而可靠投入保护的一项重要工作。

机组运行时，引起汽轮机转子轴向位移增加的原因一般有：

1、负荷或蒸汽流量增加；

2、通流部分损坏；

3、通流部分结垢严重；

4、推力瓦块磨损；

5、汽轮机水冲击；

6、汽轮机排汽压力升高（凝汽式汽轮机为凝汽器真空降低）；

7、水冲击是汽轮机的重大事故之一。机组运行过程中，如汽温急骤降低，轴封处冒出白色蒸汽或溅出水滴；推力轴承温度上升或轴位移增加；振动异常，表明发生水冲击，必须立即紧急停机。汽轮机发生水冲击大多是操作不当引起的，也有一些是因抽汽管路上止回阀关闭不严，管路中的水倒灌进入汽轮机所致。机组运行时如出现锅炉满水或汽水共沸，使进入汽轮机的蒸汽带水，由于水滴流动速度低，撞击在动叶背弧产生制动作用使汽轮机出力显著降低；蒸汽带水使中片应力大为增加，会致使叶片断裂；机组振动异常，同时，蒸汽带水使蒸汽通流面积减少，引起推力急骤增加而危及推力轴承的安全。为避免发生水冲击，在锅炉并炉时一定要注意蒸汽温度的变化，避免汽温过低；有不同汽源的汽轮机，在汽源切换时一定要充分注意疏水。锅炉运行要注意保持蒸汽压力、温度符合规定。汽轮机起动时，如进汽管路未充分疏水，蒸汽管路积水出现水锤现象时，管路、机组会产生强烈振动并伴有沉闷巨大的声响，这种情况汽轮机必须立即停机。

四、凝汽系统故障及排除

凝汽式汽轮机运行时，经常会遇到凝汽系统真空下降的问题，影响系统真空的因素是多方面的，当发现真空下降时，根据特征查明原因，将取相应措施及时处理，下述是一些主要的故障原因。

1、冷却水中断

运行中出现凝汽器真空变为0，同时汽轮机排汽温度急骤升高，凝汽器循环水进口失压的情况，表明冷却水供给中断，这时应立即紧急停机，关闭循环水进水阀，在凝汽器温度降至＜50℃后方可向凝汽器供循环水。

2、冷却水量不足

在一定负荷下，循环水进、出口温差增加，凝汽器真空缓慢降低，大多是冷却水量不足引起的，尤其在夏季，由于循环水进口温度升高，有的机组既使增加冷却水量亦不能维持要求的真空，这种情况下应限制机组负荷，减小汽轮机排汽量，以恢复正常真空。凝汽器部分冷却水管堵塞或循环水泵运转不正常均会引起冷却水量不足，若是前者循环水进、出口差必然增加。

3、凝汽器水位过高

凝汽器中凝结水液面超出热井水位计上限，淹没部分冷却水管时，由于凝汽器汽侧冷却面积减少而使真空缓慢下降，严重时，如水位升高凝结水进入抽气管，则真空迅速下降，抽气器排汽管冒水。水位过高的另一个危害是使凝结水过冷度增加。

4、轴封送汽调整不当

轴封送汽压力过低，大量空气从汽轮后汽封吸入引起真空快速下降。

5、真空系统不严密

真空系统不严密，漏入凝汽器气侧的空气量增多，抽气器超负荷工作引起真空下降。真空下降时，短时间关闭抽气器的空气门（＜1 分钟），若抽气器真空升高而凝汽器真空继续下降，则表明真空降低是由漏入空气量增加所致。负荷降低时真空下降，负荷升高时真空又恢复正常，一般真空降低是由与低压缸连接管道的接合面漏气引起的。真空系统可能发生漏气的地方很多，诸如排汽缸与接管法兰，接管焊口，排汽安全阀，疏水器，阀门、接头等，查找缺陷不单需熟悉系统，而且还需细致和耐心，在查明原因后及时正确处理。

抽气器分射汽抽气器和射水抽气器，以过热蒸汽为工作介质的抽气器叫射汽抽气器，以水作为工作介质的抽气器称为射水式抽气器。

抽气器工作不正常必然引起凝汽系统真空降低，运行中发现真空下降时，可短时间（＜1 分钟）时关闭抽气器空气门，如主抽气器真空表指示真空没有明显变化，则可判断抽气器产生故障。

七、结语

通过以上分析可知，事故是可以预防的，在实际工作中，应加强以下几方面的工作：

1、加强运行监测及巡视检查力度，提高值班人员责任意识。时刻注意温度、压力、油质、振动、位移、胀差、真空等参数变化情况，异常情况及时发现、及时分析、及时调整。

2、规范检修，严格把关，提高检修维护人员的质量意识。贯彻“应修必修、修必修好”的原则，确保每台设备都处于完好状态，性能可靠。

3、加强设备运行状态监测。借助科学仪器，对设备运行过程中的状态进行检测，及时发现隐形缺陷或故障苗头，把设备缺陷或故障消灭在萌芽状态。

4、加强培训，提高运行人员和检修人员的技术、业务水平，培养分析问题、解决问题的能力。

5、完善预案，提高在应急状态下的反应速度和处理问题的能力水平。（建湖公司 刘大勇）

循环流化床锅炉的点火

随着近几年电力工业的高速发展和环保力度的逐步加大，特别是洁净发电技术的推广应用，循环流化床技术（CFB）得到了较快的发展和普及。提高大型循环流化床锅炉运行的安全性、经济性、环保性和可靠性受到了越来越多的关注和重视。循环流化床锅炉在启动运行中，还普遍存在着点火难、易结焦和磨损严重的问题，即人们常说的“三关”。

对于不同的煤种和炉型结构，点火启动方法各有差异，但其共性还是主要的。国产35-75t/h循环流化床锅炉一般都采用轻柴油点火，有床上点火和床下点火两种方式。

 首先，锅炉安装完毕验收合格后，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。冷态试验内容主要包括：点火油枪雾化试验、布风均匀性试验、布风板阻力特性试验、料层阻力试验等。

 第二，烘、煮炉完成以后，根据冷态试验参数决定点火方案。点火前，在炉床上铺设一层点火底料，其厚度一般为350—800mm左右，料层太厚，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，但布风不均匀，底料局部被吹穿可能造成结焦，且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。底料粒度一般在0—5mm之间，如果太细，大量细颗粒易被流化风带走，使料层变薄；颗粒太粗，启动时需较大风量才能将底料流化起来，点火升温困难。一般来说，底料中的细颗粒流化时处于底料的上层，作为着火期的引火源，大颗粒起着在爆燃中吸收燃料热量、自身燃烧后又能储热维持床温的作用。底料热值一般应控制在2093—4186KJ/Kg(500—1000Kcal/Kg)范围内。热值太高，点火时温升速度快，点火难以控制，易造成超温结焦；若热值太低，床温升高困难，易发生挥发性析出并燃尽，但床温仍达不到着火温度的情况。

第三，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（≤950—1000℃），否则开大冷风门降温。底料预热过程应缓慢升温，采用油量和风量控制床温，待床温升至400—450℃时，可少量间断投煤，密切注视床温变化。当床温升到700℃以上时，若给煤正常，燃烧稳定时可解列油枪。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，控制温升速度以避免结焦。当锅炉负荷达到30—40以上时可投入二次风助燃。值得注意的是，点火燃料宜采用发热值较高的烟煤，特别是燃煤中不要掺入煤矸石、造气炉渣、石灰石等其它不易燃烧的燃料或原料。

 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，找出好的点火升温方案，确保一次点火成功。

合适的底料能够有效的控制锅炉的点火时间，降低燃料和工厂用电的消耗量，并能积蓄最多的热量，着火后能够安全过渡到稳定燃烧，克服不安全因素，并达到好的经济点。因此点火底料的选取和合适厚度是非常重要的。

点火时，油燃烧的热烟气经过布风板加热床上的底料，底料起到蓄热作用。底料的粒度应在0—13mm之间，厚度在400±50mm左右。底料备好后，就应确定所需的临界流化风量，就是把炉料从因定状态变成流化状态时最小风量，这是避免点火结焦的重要参考因素。在这里，如果底料的粒度大，那么它就和热烟气的接触面积小，热交换的热量就减小，底料被加热的时间就长；同时粒度大所需临界沸腾风量就大，被风带走的热量也就增加，两者同时都是增加了点火的时间，如果这个时间超出了规定的点火时间，这就浪费了燃料油和工厂用电。料的厚度如果偏大，所需的临界风量也大，所需要的热量还是增加，把料加热到能够投煤的时间自然也就加长，同样也是延长了点火时间，耗费了原料。如果料的厚度较小，所需的风量和热量减小了，但是容易造成点火时间短，水冷壁及汽包的温升过快，会给锅炉带来不安全因素和减少锅炉的使用寿命。同时底料少投煤着火后还会出现燃烧不稳和长时间带不上负荷等现象的发生。

返料系统控制是流化床锅炉的重要操作流程，返料系统能否正常运行往往决定锅炉的点火成败。U型返料系统一般通过调节一二级返料风风门开度来控制循环物料量。在投煤以后应经常监视返料情况及返料床温度，通过观察，当循环量不足时，料柱压力下降，料位高度减小；当循环量加大时，料柱压力上升，料位高度增加。锅炉在投运前通常打开二级返料器风门端盖，放掉旋风筒及返料阀内的积灰，以免在开启返料风后，大量低温返料灰进入燃烧室，造成床面流化不良，床温下降，出现灭火及结焦现象。技术人员曾经通过调节U型返料装置的放灰量来调节进入炉内的循环物料量，后来发现放灰管经常堵塞，现放灰管已停止使用。在开启一二级返料风风门至适当开度后就不再进行调节，留有少量裕量以备床温较高时调节，让其返料风量和风压随着一次风机入口调节挡板开度的变化而变化，实践证明返料量具有自动调整功能。

循环流化床锅炉的点火是锅炉运行的重要环节，实践证明，在点火以前应选择合适的点火底料确保料层厚度、颗粒度大小及炉渣热值等符合要求，认真完成油枪雾化及布风板均匀性等冷态特性试验。在点火过程中，加强床温、风量表、氧量表及风室压力等重要参数的监视和控制，勤调、微调给煤量及送风量，保持合适的风煤配比，严格按升温升压曲线运行，就能够确保点火成功。（建湖公司  许士奎）

生物质上料系统防火工作的几要素

对于生物质电厂，料场的消防管理始终是重点内容；但是由于生物质燃料有别于煤炭，今年来在众多生物质电厂中，料场以及生物质上料系统发生火灾、火情的异常现象也事由发生。近年来行业内部纰漏的较大火情有宝应某生物质电厂、柳堡某生物质电厂等，火情大，损失大。为此，结合我公司以及工作岗位情况，个人总结料场防火的关键有以下几点，供分享：

1、由料场管理员、值班员对料场定期巡检、堆垛测温，严格遵守巡检间隔时间，并认真填写巡检记录；掌握各季节燃料堆垛内温度变化情况，避免因堆垛温度过高造成燃料自燃。

2、对检查中发现火灾隐患，要立即报告，并积极采取防范措施，及时消除隐患。 料场区域实行封闭管理，严禁吸烟，携带火种进入，外来人员未经同意不得进入料场。

3、进入料场机动车辆以及作业车辆排气管必须加装防火帽并定期查看防火帽加装情况、发动机上部积料清理情况。装载机驾驶员要时刻注意装载机制动片的温度和制动系统的运行是否正常，有无发热现象。

4、消防设施要由专人保管和维护，保持消防设施的完好性，如消防龙头、水管以及其他消防器材要保证有效；消防设备及器材不得移作他用。

5、工作人员或维修人员需在料场动火作业时，要严格按照动火审批程序办理“动火工作票”，并在完成安全措施布置后，方可进行动火作业。

坚持动火 “五不”、“四严”、“一清”原则；动火作业前做到“五不”，动火中做到“四严”，动火后做到“一清”。动火结束后，在工作人员撤离前，要根据情况对动火设备、物品、作业现场做洒水降温处理；在工作人员撤离后，要安排人员留守监护2小时以上，在确认安全后方可离开。

6、加强料场内用电安全管理，严禁私拉乱扯临时用电线路；站内严禁使用电炉、火炉烧饭、取暖，严禁焚烧物品。

7、认真做好交接班，详细填写值班记录；并将堆垛温度变化趋势、上一班出现的问题等情况向下一班交代清楚。未办理交接班手续，值班人员不得擅自离岗。（建湖公司   杨娟）

流化床的结焦和现象

循环流化床锅炉结焦一般分为高温结焦、低温结焦和渐进性结焦3种。低温结焦就是当床层整体温度低于灰渣的变形温度，由于局部超温或低温烧结引起的结焦，常在起动和压火时的床层中发生，并有可能发生在高温旋风分离器的锥形灰斗内，以及返料系统特别是自平衡回料阀内。低温焦块是疏松的、带有许多嵌入的未燃烧结颗粒。高温结焦是指床层整体温度水平较高而流化正常时所形成的结焦现象。其特点是面积大，甚至波及整个炉床，而且从高温焦块表面上看是熔融的，冷却后呈深褐色，质地坚硬，并夹杂少量气孔。渐进性结焦是运行中较难察觉的一种结焦形式，运行中床温，床压，流化都正常情况下出现缓慢长大的焦块称为渐进性结焦。主要因布风系统有缺陷、给煤颗粒度超出设计值、床层布煤不均，运行参数控制不当、风帽磨损太大及风帽眼堵塞等所致。这3 种结焦类型并不是明显分离的，不论是哪种类型的结焦，一旦渣块在床料中存在并随着时间的推移，焦块将越来越大，造成流化更加困难，即结焦影响流化，流化不良易结焦，结果会堵塞下渣口，甚至被迫停炉。

结焦现象主要有：

⑴盘面显示床温、床压极不均匀，燃烧极不稳定，相关参数波动大，偏差大。床温测点有数个出现偏差大(差值大于150℃)，并且大幅跳动；两侧床压值偏差大，有时达到3kPa左右。

⑵结焦初期(局部)料层差压下降，结焦严重时，料层差压急剧增加。

⑶氧量快速下降，几乎近于零。

⑷炉膛负压增加，一次风量，风室风压波动大。

⑸负荷、压力、汽温均下降。

⑹排渣不畅，布风板下渣口排渣管发生堵塞，单个或放渣口都放不出渣或放渣中有疏松多孔烧结性焦块(局部结焦)；

⑺从看火孔观察流化床内有白色火花，可见渣块，床料在炉内不正常的地运动；

⑻料层差压或返料风压突然增高，短时后很快下降，判断为炉内浇注料大面积塌落。（建湖公司  彭海金）