除氧器改造研究论文

除氧器是如何进行热力除氧 除氧器是作为驱除锅炉给水中所含的溶解氧的设备，以保护锅炉避免氧腐蚀。工作原理给水的除氧是电站锅炉或工业锅炉防止腐蚀的主要方法。在容器中，溶解于水中的气体量是与水面上气体的分压成正比。采用热力除氧的主法，即用蒸汽来加热给水，提高水的温度，使水面上蒸汽的分压力逐步增加，而溶解气体的分压力则渐渐降低，溶解于水中的气体就不断逸出，当水被加热至相应压力下的沸腾温度时，水面上全都是水蒸汽，溶解气体的分压力为零，水不再具有溶解气体的能力，亦即溶解于水中的气体，包括氧气均可被除去。除氧的效果一方面决定于是否把给水加至相应压力下的沸腾温度，另一方面决定于溶解气体的排除速度，这个速度与水和蒸汽的接触表面积的大小有很大的关系。大气式热力除氧原理根据水中气体的溶解特性，要想将水中任何一种气体除去时，只要将水面上存在的该气体除去即可，因此希望排除水中的各种气体，最好水面上只有水蒸汽而无其它气体。热力除氧就是将水加热至沸点，氧的溶解度减小而逸出，再将水面上产生的氧气排除，使充满蒸汽，如此使水中氧气不断逸出，而保证给水含氧量达到给水质量标准要求。热力除氧器：为了保证水面上只有水蒸汽存在，必须将水加热至沸腾温度（在稍高于大器压力即1.02绝对大气压力下进行），在这种除氧设备又称大气式热力除氧器。在热力除氧时、要保证有可靠的除氧效果，应该在设计和运行中满足下列条件针对除氧效果条件本技术改造拟达到的目标及采取具体措施1、增加水与蒸汽的接触面积，水流分配要均匀，不锈钢填料均匀厚实。2、在整个水面上应保证水中溶解气体的压力与水面上该气体分压力之间有压力差。系统工作压力：19.6kPa（1.02 kg/cm2绝对大气压力）；3、使水与蒸汽成相对方向流动，这样可以保证有最大可能的气体压力差和得到较完全的除氧。4、必须迅速将水面上的气体去除，以免它们在水面上的分压力增高，这样就要求除氧器中气汽混合物要有足够的剩余压头，且排气管要有足够大的断面，装置要有足够的出力。排气管管径设计合理；5、使水能很可靠地被加热到除氧器工作压力下的沸腾温度。工作温度：tg = 104±1.5℃ 。4.大气式热力除氧器耗汽量计算DQ= （5～10%）·G（i2—i1）/（i—i2）0·98 kg / h式中G —— 除氧处理最大水量，kg / h ； i2 ——除氧器出口水的焓，kcal / kg ；i1 ——进入除氧器水的焓，kcal / kg ； i ——进入除氧器蒸汽的焓，kcal / kg ；0·98—除氧器效率； 设计大气式热力除氧注意事项，设计具体措施1、大气式热力除氧器应放在给水泵上方，除氧水箱最低水位与给水泵中心线间的高差应不小于6~7米。锅炉房土建结构4.5米,不能满足高差要求，设计采用降温措施以解决；2、进入除氧器前给水混合温度，一般不低于70○C；本方案设计：除氧器前给水混合温度80○C；3、大气式热力除氧器的可靠运行只有对除氧器压力和温度以及除氧水箱水位高度进行自动调整时才有可能达到；除氧器进水管上安装水位变送器、温度变送器，并采集相关信号；4、保证除氧器中水力工况和热力工况均衡：当补充大量比较冷的化学处理水时，应当尽可能均匀地送进，并在几个并列运行的除氧器间适当地分配。蒸汽凝结水在送入除氧器前最好先蓄积在中间贮水箱中，然后将这些凝结水均匀地送入除氧器，以保证除氧器负荷的稳定。本方案设计：两台除氧器化学处理水均匀地送进，并在除氧器间适当地分配。以保证除氧器负荷的稳定。5、除氧器装置应具备下列控制测量仪表：监督除氧头内蒸汽压力用的压力表，蒸汽管减压前后的压力表和温度表，除氧水箱上的玻璃水位表，除氧水箱进水管和出水管上的温度表。本方案设计：除氧器装置测量仪表：监督除氧头内蒸汽压力用的压力表，蒸汽管减压前后的压力表和温度表，除氧水箱上的水位表，除氧水箱进水管和出水管上的温度表。6、最好用测氧计自动监督水质，在没有测氧计的情况下，为了监督除氧器的工作，安装水温或压力记录表是有好处的。安装水温或压力记录表。7、在除氧器运行时，必须特别注意监视空气引出管的作用，如果空气引出管应当经常有微量的蒸汽冒出。 8、除氧水箱水位自动调整器前应有闸门，在出水短管上应有取样（经冷却器）用的短节，以便监督含氧量。9、两台除氧器并列运行时，为了平衡除氧器内压力和水位，各个除氧水箱上须有可以连接的汽及水的平衡管。除氧器自动控制1、在除氧器进水管安装温度变送器、流量传感器，在除氧器安装水位变送器，检测进水温度、进水流量、除氧器水位等信号，并将检测信号输入给计算处理模块，以控制除氧器进水与加热蒸汽的水力工况和热力工况平衡，为达到的除氧效果，保证除氧温度（104±1.5℃），调节安装在蒸汽管道上的电动执行器调节阀门，通入的蒸汽进行加热，随除氧水温高低变化而自动调整蒸汽流量大小。补水停止后，电动执行器自动关闭。需要通入一定量的蒸气加热。压力传感器、温度传感器将温度信号也传入处理模块，除氧器实现自动控制的基本原理为： G = G ±△G 式中：G —— 电动执行器调节阀门开度G —— 电动执行器调节阀门计算开度 △G —— 电动执行器调节阀门修正开度上述关系说明：电动执行器调节阀门开度G与两个因素有关， G 为电动执行器调节阀门计算开度，与进水温度、进水流量有关，近似为常量；△G为电动执行器调节阀门修正开度，当除氧水温低于设定温度时，开度增大；反之，开度减小。除氧器水位变化控制，当水位降低时，自动启动软化水泵（冷凝水泵），给除氧器补水；当水位升高时，水泵自动停止。2、对蒸汽锅炉给水系统控制，应修复锅炉原设计的单冲量自动给水系统、既根据汽包水位传感器提供的信号，调整蒸汽锅炉给水电动执行器调节阀门开度，从而改变给水流量，使汽包水位相对稳定。3、防止蒸汽锅炉给水泵、热水锅炉补水定压泵汽化的技术处理除氧器出水热水温度高于锅炉给水泵、锅炉补水定压泵入口允许水温，并且锅炉房土建结构4.5米,不能满足高差要求，可能使蒸汽锅炉给水泵、热水锅炉补水定压泵入口处可能产生汽化（汽蚀）现象，水泵无法正常工作。本方案设计：在软化水泵（冷凝水泵）与除氧器之间安装水—水换热装置。一是为了提高除氧器进水温度，使除氧器工作状态稳定，二是降低除氧器出水热水温度，可使蒸汽锅炉给水泵、热水锅炉补水定压泵入口处不产生汽化（汽蚀）现象。要保证有可靠的除氧效果，应该在设计和运行中满足下列条件 1:增加水与蒸汽的接触面积，水流分配要均匀。(采用旋膜管—填料相结合的除氧头) 2:在整个水面上应保证水中溶解气体的压力与水面上该气体分压力之间有压力差。（系统工作压力：19.6kPa）； 3:使水与蒸汽成相对方向流动，并保证被除氧气100%排出除氧头和得到较完全的除氧。(旋膜式除氧头结构已满足)； 4:必须使将水产生紊流翻滚，水传热传质效果最理想，才能节省加热蒸汽，达到节能目的。 5:使水能很可靠地被加热到除氧器工作压力下的沸腾温度，又要在极短时间很小的行程上产生剧烈的混合加热作用。旋膜式除氧器工作原理（射流、吸卷、紊流、传热、传质、水膜裙、淋雨状、饱和）旋膜式除氧器工作原理由安百利品牌提供：凝结水及补充水首先进入除氧头内旋膜器组水室，在一定的水位差压下从膜管的小孔斜旋喷向内孔，形成射流，由于内孔充满了上升的加热蒸汽，水在射流运动中便将大量的加热蒸汽吸卷进来（安百利经试验证明射流运动具有卷吸作用）；在极短时间很小的行程上产生剧烈的混合加热作用，水温大幅度提高，而旋转的水沿着膜管内孔壁继续下旋，形成一层翻滚的水膜裙，（水在旋转流动时的临界雷诺数下降很多即产生紊流翻滚），此时紊流状态的水传热传质效果最理想，水温达到饱和温度。氧气即被分离出来，因氧气在内孔内无法随意扩散，只能随上升的蒸汽从排汽管排向大气（老式除氧器虽加热了水，分离出了氧但氧气比重大于加热蒸汽，部分氧又被下流的水带入水箱，也是造成除氧效果差的一种原因）。经起膜段粗除氧的给水及由疏水管引进的疏水在这里混合进行二次分配，呈均匀淋雨状落到装到其下的液汽网上，再进行深度除氧后才流入水箱。水箱内的水含氧量为高压0-7 цɡ/L,低压小于15цɡ/L达到部颁运行标准。 因旋膜式除氧器在工作中使水始终处于紊流状态，并有足够大的换热表面积，所以传热传质效果越好，排汽量小（即用与加热的蒸汽量少,能源损失小带来的经济效益也可观）除氧效果好产生的富裕量能使除氧器超负荷运行（通常可短期超额定出力的50%）或低水温全补水下达到运行标准。

本人1976年毕业于哈尔滨电力学校汽轮机专业，从事汽轮机专业已37年，1976年～1983年在呼伦贝尔电业局电力安装工程处，从事发电厂汽轮机安装工作，任汽轮机技术员。1983年3月调入东海拉尔发电厂，任汽机分场技术员，1994年，调入安全生产部，任汽机专责工程师，1992年通过工程类工程师资格的行业评审，晋中级职称。在从事汽轮机运行、检修管理的工作中，积累了丰富的工作经验，为我国电力建设和电力生产做出了较大的贡献，下面把我多年来在专业技术工作中所取得的成绩总结如下：

1、25MW机组胶球清洗装置改进： 1993年，对东海拉尔发电厂2台25MW机组胶球清洗装置进行改造，由活动式改为固定式，解决了原胶球清洗装置收球率低不能正常投入而需人工清洗凝汽器的问题，改造后胶球系统收球率100%。此项目荣获1993年伊敏煤电公司科技成果二等奖。本人在此次改造中起着重要作用。

2、锅炉及热网补水改用循环水余热利用： 1996年，进行25MW机组循环水余热利用改造，将机组的循环水输送到化学水处理室，进行处理后作为锅炉和热网的补水；充分利用循环水的余热。改造后取消了生水加热器，提高了机组的经济性。本人在此次改造中起着重要作用，此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果三等奖。1999年，本人撰写论文《循环水余热利用及节能效果》，在《节能技术》编辑部，最全面的范文参考写作网站黑龙江省能源研究会优秀论文评审中被评为壹等论文。

3、解决#1机组调速系统工作不稳定，负荷摆动问题： #1机组调速系统工作不稳定，负荷大幅摆动，严重威胁机组的安全运行。经过组织专业研究、分析及试验，确定是危急遮断油门上油门活塞的排油孔的位置偏离设计位置，阻碍排油，使保护油路各滑阀间隙的泄油不能及时排出而进入速闭油管路，推动错油门上移，使调速系统不能正常调节而形成摆动。改进措施是：在油门活塞上重新钻孔使排油通畅，消除系统摆动，改进后调速系统工作正常。此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果四等奖。

4、主持25MW机组锅炉连续排污扩容器疏水装置改造： 锅炉连续排污扩容器的疏水器厂家设计为吊桶浮子式疏水器，此装置关闭不严内漏严重，运行中连续排污扩容器无水位运行，将锅炉连续排污中的蒸汽白白浪费掉。为此将此疏水器改为液压水封疏水装置，改造后连续排污扩容器水位稳定，不需维护，回收了蒸汽，减少了热损失。此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果四等奖。

5、主持#1、2机组PYS—140型除氧器及补水系统的节能改造： #1、2除氧器为喷雾淋水盘式大气式除氧器，运行中排汽带水严重。存在着疏水泵打水困难疏水箱满水溢流现象。1997年主持对#1、2除氧器及补水系统进行改造，具体措施是：

（1）在除氧器头部加盖挡水装置并在排氧管上安装节流孔。

（2）将进入除氧器的疏水与凝结水分开，疏水经喷嘴单独进入除氧器。改造后除氧器消除了排汽带水现象。疏水箱不满水不溢流减少了热损失，范文写作疏水泵打水快可间断运行降低了厂用电。此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果三等奖。本人撰写《PYS—140型除氧器及补水系统节能改造》，在《节能》杂志2001年第2期发表。

6、厂内热网系统补水改造设计： 厂内热网系统补水箱设计在主厂房25米层，补水阀门为手动调节。

1、由于热网循环泵入口静压高使热网供水压力升高大于暖气片的工作压力，因此经常发生暖气片崩裂现象。

2、由于我厂热网循环水与生活热水为同一个系统，生活热水用量不恒定，时大时小。人工调节热网补水量不及时，经常发生热网补水箱满水溢流现象。1999年，对厂内热网补水系统进行改造，改进方案是：将热网补水箱改在热网加热站的屋顶，在补水箱内安装浮子套筒式补水调节阀。改造后热网供水压力稳定控制在0.4MPa以内，补水调节阀根据用水量自动调节水量，此装置免维护。

7、修改#1、2机组低真空改造辅机冷却水系统设计： 在2001年#1、2机组低真空循环水供热改造中，对辅机冷却水系统设计不合理的地方提出修改意见，将辅机冷却水泵入口负压吸水改为正压进水，将冷却水塔内增加取暖设备防冻改为辅机冷却水伴热防冻。提高了辅机冷却水系统运行可靠性，解决了水塔冬季停运后塔盆和进水管道防冻的问题。

8、#3、4机组凝结水泵入口管道改造： #3、4机组凝结水泵入口管道设计为159×4、5的管道。其管径设计偏小，机组的凝结水不能及时排出。在机组试安装期间对凝结水泵入口管道进行改造，将泵入口管道改为219×6管道，改造后消除了缺陷。

9、#3、4水塔压力管道防冻设计： #3、4机组冬季抽凝运行1台水塔停运，该系统设计没有考虑冬季停运的水塔上水管道防冻的问题。在机组安装期间将#3、4水塔进水管道安装了防冻阀门，解决了冬季停运水塔进水管道的`防冻问题。

10、主持#3、4机组前汽封排汽系统改造： 我厂#3、4机组前汽封排汽设计为三级排汽，第一级（靠汽缸侧）、二、三级排汽分别排至二、三、五段抽汽。

此设计存在的问题是前汽封漏汽排泄不畅，汽封向外漏汽漏入前轴承箱使油中带水，而且各排汽管道未安装阀门，使汽封排汽量无法调节。2006年，对#3、4机前汽封排汽系统进行改造：将前汽封一、二、三级排汽改排至下一级抽汽（四、五、六段抽汽），并在每路排汽管道安装阀门进行调节。改造后前汽封排汽通畅，减少向外漏汽，解决了油中进水的问题。

11、#3、4机组给水再循环系统改造设计： #3、4机组给水再循环系统设计为159×4母管和133×4分支管道，范文TOP100再循环母管联络门和分支管阀门设计为PN2。5MPa阀门，而且再循环母管缺少联络门。当给水再循环系统有故障检修时系统阀门不能关闭，必须2台机组全停才能检修。2007年利用机组全停消缺的机会，对#3、4机组给水再循环系统进行改造，将给水再循环管道改为133×12管道，母管联络门和分支门改为25MPa阀门，在给水泵再循环母管上增加了联络门数量。提高了给水再循环系统的安全性和可靠性。

12、主持#1、2热网补水系统的节能改造： 2007年，主持对#1、2热网补水系统进行改造，将50MW机组的循环水补入#1、2热网系统，回收利用了循环水的余热，改造后回收利用了循环水的余热，提高了机组的经济性。撰写《某电厂热网补水系统的节能改造》，在《节能》杂志2013年第9期发表。

13、＃3、4机组主蒸汽疏水系统改造： 2台50MW机组投产后，存在着主蒸汽疏水故障检修时系统不能隔断、必须2台机组全停才能检修的缺陷，严重影响机组的正常运行，2009年利用机组全停消缺的机会，对2台机组主蒸汽系统进行改造，将主蒸汽疏水改为单机组独立疏水系统，改造后疏水系统运行可靠。此改造项目荣获2009年东海拉尔发电厂《合理化建议和“五小”竞赛奖励》思想汇报专题等奖。

14、#3、4机励磁机冷却水接口改造： #3、4机励磁机冷却水设计接口在发电机空冷器冷却水门后，由于高差的原因使励磁机冷却水量不能满足需求。因此在2009年机组检修时对该系统进行了改造，将励磁机冷却水的接口改到循环泵出口母管上。改造后励磁机冷却水量充足运行可靠。

15、#3、4机射水泵入口管道改造： #3、4机组射水泵入口管道设计为219×6管道，该设计的缺点是泵入口管道管径偏小，射水泵的振动偏大超标，并不能保证水泵安全运行。2010年机组大修时，对泵入口管道进行改造，将泵入口管道改为377×6管道，改造后改善了水泵运行环境消除了振动，提高了水泵运行的安全性和可靠性。

16、参加对#3发电机组轴承振动的诊断及处理： 我厂#3机组（50MW）投产后，就由于发电机轴承座振动超标问题几次停机检查，并在随后的两次大修和几次小修都没有彻底解决，一般运行半年后，发电机振动又会逐渐爬升超标，针对#3发电机轴承振动问题，经过认真的分析研究，制定了处理措施，并在2010年机组大修中实施。具体方案是：

1、更换3、4号轴承座，改为加固型轴承座。

2、拆除台板、垫铁，重新布置垫铁，在3、4号轴承座各增加6副垫铁（修前各为10副垫铁，修后各为16副垫铁），进行基础二次灌浆。转子轴系做高速动平衡，将轴承振幅降到合格范围。大修后机组发电机后轴承振幅降到50μm以内，前轴承轴向振幅降至60μm左右，机组可长期运行。本人在在此次工作中起重要作用。撰写论文《一台50MW汽轮发电机组振动故障诊断及处理》，在《汽轮机技术》2013年第6期发表。

17、#2回水泵站升压泵出口阀门起吊设施设计： 2011年＃2回水泵站4台回水升压泵出入口门由电动蝶阀更换成电动闸阀，泵出口电动闸阀安装在3m标高处，电动闸阀自重1260kg（闸阀960kg，电装300kg）。因泵站未设计回水升压泵和泵进出口门的起吊设施，因此需制作安装泵和出入口门的起吊梁。在#2回水升压泵间顶部固定安装起吊梁（22b工字钢，长25。5m，自重928kg），起吊梁固定在6根引梁下部，引梁为30a槽钢（单梁长4m，重160kg），南侧搭在原电机起吊梁上焊接固定，北侧与厂房混凝土梁预埋铁焊接（预埋铁400×400×12钢板，钢板上焊4根16钢筋横向插入混凝土梁中），起吊梁上安装3t手动单轨小车和3t导链。此起吊设施完成了#2回水泵站升压泵出入口阀门更换的吊装任务，又可进行回水升压泵检修时泵盖和转子的吊装，详见《#2回水泵站升压泵出口门起吊梁强度校核》和《#2回水泵站升压泵出口门起吊梁施工图》。此改造项目荣获2011年东海拉尔发电厂《合理化建议和“五小”竞赛奖励》一等奖。

18、25MW机组工业水与50MW机组工业水管道连接改造： 在50MW机组工业水系统设计时，没有考虑与25MW机组工业水系统连接，当50MW机组工业水系统故障水源中断时没有辅机冷却水源。因此在2012年机组检修时，将25MW机组工业水与50MW机组工业水进行连接改造。改造后系统灵活可互为备用，提高了系统的可靠性。

19、#2热网循环泵叶轮车削，解决热网循环泵出口门开度偏小的问题： #2热网4台循环泵叶轮直径595mm，运行中水泵出口门（DN500闸阀）只能开60mm（此时电机电流46A），开度大于60mm时电机电流超标（额定电流48A），水泵轴功率大于设计值。2013年，将#2热网#1、3循环泵叶轮直径车削20mm（由595mm车削到575mm）并作叶轮的静平衡试验。车削后水泵运行出口门可全开，电流在42A（比车削前降低4A），供水压力和流量不降。在此工况下水泵可长期运行。解决了#2热网循环泵出口阀门开度偏小的问题。2台热网循环泵叶轮车削后，水泵轴功率降低59kw，运行中每个取暖期节省厂用电量659，856kw，上网电价0。326元/kwh，年创效益21。5万元。

20、2013年9月，编制#3机组低真空运行循环水供热改造方案，进行辅机冷却水系统改造设计： 工程于2013年10月12日完成改造并投入运行。实现节能、经济运行的目的。本人负责编制#3机组低真空运行循环水供热改造方案，进行辅机冷却水系统改造设计并指导安装，解决安装中存在的问题。撰写论文《供热初末期50MW机组低真空循环水供热的可行性》，在《节能》杂志2013年第12期发表。

左光华 男，1938年生，山西省翼城县人。书法家，中师毕业，曾任教。平生淡泊名利，喜好文艺，酷爱书法。系中国农民书画研究会、中外书画交流协会、《农民日报》文化艺术联谊会、中国振鸣书画院、中华当代书画艺术研究会、中原书画研究院、山西省临汾地区、翼城县老年书画研究会会员。书法作品曾多次入选国际国内书展，并厚载报刊、杂志。曾获跨世纪中外书画名人金奖，“和平杯”国际书画艺术交流大展赛金奖，第二届“世界华人艺术大奖”赛国际荣誉金奖，享受“华世界华人杰出艺术家称号等多次，作品传略入编《世界当代书画篆刻家大辞典》、《当代中国书画选集》、《当代书家佳作荟萃》、《跨世纪校园艺术人才名典》、《当代书画名人名作博览》、《跨世纪书画家精品集萃》、《国际书画家精品全集》、《国际现代名家教授大辞典》、《跨世纪华人书画艺术鉴赏大观》、《世界艺术家名人录》、《世界华人艺术大奖作品集》、1999世纪经典《中华百年》（人物篇），《中华骄子·专业人才卷》、《中华百年风云人物大典》、《中国改革二十年书画作品集》、《当代著名书画篆刻家润格博览》、《亚洲艺坛名流》、《中国百年风云人物大典》、《祖国颂庆祝建国50周年书画精品集》、《中国人才世纪献辞》、《迎澳门回归书画作品集》、《辉煌成就·世纪曙光》、《二十一世纪人才库》、《全国美术书法民间工艺大展选集》等多部辞书。他的信条是，不求成名成家，但图自娱、陶冶情操，。学海无涯，学无止境，他以加倍努力学习，执着与进取，鞭策自己，以翰墨接缘天下墨友，切磋技艺，不断进步，相互题坤墨宝，不断弘扬祖国书法事业。为祖国繁荣多做贡献。左姓可以翘大拇指

左光斗，左宗棠，左太北，左权，

热能与动力工程专业毕业论文（锅炉专业 锅炉的计算机控制 锅炉微机控制，是近年来开发的一项新技术，它是微型计算机软、硬件、自动控制、锅炉节 能等几项技术紧密结合的产物，我国现有中、小型锅炉 30 多万台，每年耗煤量占我国原煤 产量的 1/3，大多数锅炉仍处于能耗高、浪费大、环境污染等严重的生产状态。提高热效率， 降低耗煤量，用微机进行控制是一件具有深远意义的工作。 作为锅炉控制装置，其主要任务是保证锅炉的安全、稳定、运行，减轻操作人员的劳动 强度。采用微计算机控制，能对锅炉进行过程的自动检测、自动控制等多项功能。 锅炉微机控制系统，一般由以下几部分组成，即由锅炉本体、一次仪表、微机、手自动 切换操作、执行机构及阀、滑差电机等部分组成，一次仪表将锅炉的温度、压力、流量、氧 量、转速等量转换成电压、电流等送入微机，手自动切换操作部分，手动时由操作人员手动 控制， 用操作器控制滑差电机及阀等， 自动时对微机发出控制信号经执行部分进行自动操作。 微机对整个锅炉的运行进行监测、报警、控制以保证锅炉正常、可靠地运行，除此以外为保 证锅炉运行的安全，在进行微机系统设计时，对锅炉水位、锅炉汽包压力等重要参数应设置 常规仪表及报警装置，以保证水位和汽包压力有双重甚至三重报警装置，这是必不可少的， 以免锅炉发生重大事故。 控制系统： 锅炉是一个较为复杂的调节对象，它不仅调节量多，而且各种量之间相互联系，相互， 相互制约， 锅炉内部的能量转换机理比较复杂， 所以要对锅炉建立一个较为理想的数学模型 比较困难。为此，把锅炉系统作了简化处理，化分为三个相对独立的调节系统。 当然在某 些系统中还可以细分出其它系统如一次风量控制回路，但是其主要是以下三个部分： 炉膛负压为主调量的特殊燃烧自动调节系统 锅炉燃烧过程有三个任务：给煤控制，给风控制，炉膛负压控制。保持煤气与空气比例 使空气过剩系数在 1.08 左右、燃烧过程的经济性、维持炉膛负压，所以锅炉燃烧过程的自 动调节是一个复杂的。对于 3×6.5t/h 锅炉来说燃烧放散高炉煤气，要求是最大限度地利用放 散的高炉煤气，故可按锅炉的最大出力运行，对蒸汽压力不做严格要求；燃烧的经济性也不 做较高的要求。这样锅炉燃烧过程的自动调节简化为炉膛负压为主参数的定煤气流量调节。 炉膛负压 Pf 的大小受引风量、鼓风量与煤气量（压力）三者的影响。炉膛负压太小， 炉膛向外喷火和外泄漏高炉煤气， 危及设备与运行人员的安全。 负压太大， 炉膛漏风量增加， 排烟损失增加，引风机电耗增加。根据多年的人工手动调节摸索，6.5t/h 锅炉的 Pf=100Pa 来进行设计。调节是初始状态先由人工调节空气与煤气比例，达到理想的燃烧状态，在引风 机全开时达到炉膛负压 100Pa，投入自动后，只调节煤气蝶阀，使压力波动下的高炉煤气流 量趋于初始状态的煤气流量，来保持燃烧中高炉煤气与空气比例达到最佳状态。 锅炉水位调节单元 汽包水位是锅炉安全运行的重要参数，水位过高，会破坏汽水分离装置的正常工作，严 重时会导致蒸汽带水增多，增加在管壁上的结垢和影响蒸汽质量。水位过低，则会破坏水循 环，引起水冷壁管的破裂，严重时会造成干锅，损坏汽包。所以其值过高过低都可能造成重 大事故。它的被调量是汽包水位，而调节量则是给水流量，通过对给水流量的调节, 使汽包 内部的物料达到动态平衡， 变化在允许范围之内， 由于锅炉汽包水位对蒸气流量和给水流量 变化的响应呈积极特性。但是在负荷(蒸气流量)急剧增加时，表现却为"逆响应特性"，即所 谓的"虚假水位"，造成这一原因是由于负荷增加时，导致汽包压力下降，使汽包内水的沸点 温度下降，水的沸腾突然加剧，形成大量汽泡，而使水位抬高。 汽包水位控制系统，实质 上是维持锅炉进出水量平衡的系统。 它是以水位作为水量平衡与否的控制指标， 通过调整进 水量的多少来达到进出平衡， 将汽包水位维持在汽水分离界面最大的汽包中位线附近， 以提 高锅炉的蒸发效率，保证生产安全。由于锅炉水位系统是一个设有自平衡能力的被控对象， 运行中存在虚假水位现象，实际中可根据情况采用水位单冲量、水位蒸汽量双重量和水位、 蒸汽量、给水量三冲量的控制系统。 除氧器压力和水位调节：除氧器部分均采用单冲量控制方案，单回路的 PID 调节。 监控管理系统： 以上控制系统一般由 PLC 或其它硬件系统完成控制，而在上位机中要完成以下功能： 实时准确检测锅炉的运行参数：为全面 掌握整个系统的运行工况，监控系统将实时监 测并采集锅炉有关的工艺参数、 电气参数、 以及设备的运行状态等。 系统具有丰富的图形库， 通过组态可将锅炉的设备图形连同相关的运行参数显示在画面上； 除此之外， 还能将参数以 列表或分组等形式显示出来。 综合及时发出控制指令： 监控系统根据监测到的锅炉运行数据， 按照设定好的控制策略， 发出控制指令，调节锅炉系统设备的运行，从而保证锅炉高效、可靠运行。 诊断故障与报警管理：主控中 心可以显示、管理、传送锅炉运行的各种报警信号，从 而使锅炉的安全防爆、安全运行等级大大的提高。同时，对报警的档案管理可使业主对于锅 炉运行的各种、弱点等了如指掌。为保证 锅炉系统安全、可靠地运行，监控系统将根据所 监测的参数进行故障诊断，一旦发生故障，监控系统将及时在操作员屏幕上显示报警点。报 警相关的显示功能使用户定义的显示画面与每个点联系起来，这样，当报警发生时，操作员 可立即访问该报警点的详细信息和按照所推荐采取的应急措施进行处理。 记录运行参数： 监控系统的实时数据库将维护锅炉运行参数的历史记录， 另外监控系统 还。设有专门的报警事件日志，用以记录报警／事件信息和操作员的变化等。历史记录的数 据根据操作人员的要求，系统可以显示为瞬时值，也可以为某一段时间内的平均值。历史记 录的数据可有多种显示方式，例如曲线、特定图形、报表等显示方式；此外历史记录的数据 还可以由以为基础的多种应用软件所应用。 计算运行参数： 锅炉运行的某些运行参数不能够直接测量， 如年运行负荷量、 蒸汽耗量、 补水量、冷凝水返回量、设备的累积运行时间等。监控系统提供了丰富的标准处理算法，根 据所测得的运行参数，将这些导出量计算出来。

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