循环流化床锅炉运行经济性分析
摘要
同煤国电王坪发电有限公司#1、2锅炉是华西能源工业股份有限公司生产的HX725/13.34-II1型锅炉，单锅筒、一次中间再热超高压自然循环、高温汽冷式旋风分离器、非机械式J阀回料装置、水冷等压风室、循环流化床燃烧方式、平衡通风。锅炉为岛式半露天布置，分别于2010年8月和2010年9月相继投产运行，由于我公司的两台循环流化床锅炉投运早、容量大、经验少，自机组投运以来曾多次出现问题，影响了机组的安全经济运行。在这期间我们总结了大量的经验和教训，采取了诸多保证锅炉安全运行的措施，取得了较理想的效果，但在经济运行方面与煤粉炉相比还存在较大差距。本文试图从循环流化床锅炉的几个主要经济指标（燃烧效率、飞灰含碳量、煤耗、风机电耗）方面进行分析，并依据我公司现状，总结一些提高其经济性的运行调整经验，以便在实际运行中加以实施，充分发挥循环流化床锅炉的优势。
关键词：循环流化床锅炉经济性燃烧效率电耗运行调整
Circulating fluidized bed boiler Economic Analysis
Document
With coal guodian WangPing power generation Co., LTD. # 1 and 2, the boiler is west China energy industry Co., LTD HX725/13.34-the production II1 type boiler, single pot of tube, a reheat cycles, high temperature high pressure steam cold type cyclone separator, the mechanical J valve back pressure loading device, water cooling wind room, circulating fluidized bed combustion way, balance ventilation. The boiler for island type half open, decorate respectively in August 2010 and September 2010, because I have put into production operation of the company two sets of circulating fluidized bed boiler operation early, large capacity, less experience, put DuoCi since the unit had problems, affecting the safe and economic operation of the unit. During this period we summarize a lot of experience and lessons, and adopted many guarantee the safe operation of the boiler measures, obtained a ideal effect, but in the economic operation of pulverized coal in the furnace and has a large gap. This article attempts from the circulating fluidized bed boiler several main economic index (the combustion efficiency, fly ash, coal consumption, the carbon content of fan electricity cost) were analyzed, and based on the current situation, summarizes some I improve its economy operation experience, in order to adjust the actual operation of the implement, give full play to the advantages of circulating fluidized bed boiler.
Key words：circulating fluidized bed boiler combustion efficiency economy running power consumption adjustment
目录
摘要 (1)
Abstract (2)
目录 (3)
前言 (1)
1.锅炉概述 (2)
1.1循环流化床锅炉基本原理 (2)
1.2锅炉规范 (3)
1.2.1锅炉主要性能参数 (3)
1.2.2锅炉结构尺寸 (4)
1.3锅炉结构特点 (4)
2.锅炉运行状况 (7)
3.提高循环流化床锅炉运行经济性的措施 (7)
3.1运行管理措施 (7)
3.2运行技术措施 (8)
3.2.1低床压燃烧措施 (8)
3.2.2低氧量燃烧措施 (9)
3.2.3高炉膛压力燃烧措施 (9)
3.2.4优化煤粒粒径级配措施 (12)
3.3经济指标分析 (12)
3.3.1降低风机电耗 (12)
3.3.2降低飞灰可燃物 (13)
3.3.3减少循环流化床锅炉的非计划停炉次数 (15)
3.3.4降低循环流化床锅炉点火耗油量 (16)
3.3.5降低供电煤耗 (17)
4.结论 (18)
致谢 (19)
参考资料 (20)
前言
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。目前已投运的高参数循环流化床锅炉，经过不断的经验交流和总结，已基本能保证锅炉的安全运行，连续运行天数可达百日以上，但在运行经济性方面却不容乐观，如风机电耗高、飞灰大、煤耗高、非计划停炉次数多、点火耗油量大等，因此分析和研究循环流化床锅炉的运行调整和优化运行方式，对提高循环流化床锅炉的运行可靠性和可利用率有着重要的现实指导意义。
同煤国电王坪发电有限公司#1、2锅炉是华西能源工业股份有限公司生产的HX725 /13.34-II1型，锅炉各热力参数基本能达到设计值，并能满负荷稳定运行，在安全运行基础上，我公司积极研讨循环流化床锅炉的运行调整和优化运行方式，并进行认真分析，总结经验教训，积极对设备加以改造，目前两台循环流化床锅炉的运行经济性有了显著的提高。本文试图从锅炉设备改造、运行调整等方面进行分析，总结提高循环流化床锅炉经济性的有效节能改造措施，为国内大型循环流化床锅炉的安全、经济运行提供经验参考和借鉴。
1.锅炉概述
1.1 循环流化床锅炉基本原理
在火力发电厂负荷调节范围大、燃煤品质下降、煤种多变、燃煤与环保的矛盾日益突出的情况下，循环流化床锅炉技术已成为首选的高效低污染的洁净煤发电技术。
循环流化床(CFB)锅炉技术是二十世纪七十年代发展起来的新技术，七十年代的世界能源危机、以及八十年代的环境保护运动推动了循环流化床燃烧技术的发展。作为一种新型、成熟的高效低污染清洁燃烧技术，循环流化床锅炉特殊的燃烧方式具有许多其它燃烧方式不具备的优点：可以实现低温燃烧，低NOx排放并可实现在燃烧过程中直接脱硫，大大地减少了作为世界主要大气污染源----燃煤电站的二氧化硫(SO2)和氮氧化合物(NOx)排放，即从根本上解决了酸雨问题。同时，循环流化床锅炉还具有燃料适应性广、燃烧效率高、负荷调节范围大、负荷调节性能好、灰渣活性好便于综合利用、可以实现压火热备用、投资和运行成本相对较低等优点，因此循环流化床燃烧技术在世界上得到迅猛发展，取得了重大的经济效益、社会效益和环境效益。
流化是气流以一定速度穿过布风装置上的固体物料，气流对固体物料颗粒产生的作用力与固体物料颗粒所受到的其他外力相平衡时，使物料颗粒通过与气流的充分接触而转变成类似流体的运动状态。
循环流化床燃烧技术是在鼓泡流化床燃烧基础上发展起来的，循环流化床燃烧方式与鼓泡流化床燃烧方式的根本区别是：在于前者的大量固体物料能在流化床内实现多次循环燃烧。
流化床类别主要取决于床内空床截面速度。鼓泡流化床是在气流空床截面速度低于2～3 m/s的情况下运行，此时床层具有明显的分界面。循环流化床气流空床截面速度一般在3.5～8 m/s，此时床内混合强烈、流化均匀稳定，床层没有明显的分界面。
宽筛分颗粒的煤和脱硫剂被送入锅炉炉膛后，迅速被炉膛内存在的大量高温惰性物料包围，着火燃烧，发生脱硫反应，并在上升烟气流作用下向炉膛上部的密相区和稀相区运动，并对水冷壁和炉内布置的其他受热面放热。粗大粒子在被上升的烟气流带入悬浮区后，在重力及其他外力作用下不断减速偏离上升的主气流，并最终形成附壁下降粒子流。被夹带出炉膛的粒子气固混合物进入高温旋风分离器，大量固体物料(包括煤粒
和脱硫剂)，被分离出来由回料装置送回炉膛，进行循环燃烧和脱硫。未被分离出来的极细粒子随烟气流进入锅炉尾部竖井烟道，进一步对锅炉尾部受热面冷却放热，烟气经过除尘器后，由引风机送入烟囱排向大气。
固体物料经过多次炉内循环和炉外循环，燃烧效率高，高浓度含尘气流强化了对受热面的传热。同时，通过循环灰量、风煤配比等手段来控制床温，实现850～950℃左右的低温燃烧，再通过向床内添加石灰石等脱硫剂以及分级布风形式的采用，有效地控制了SO2和NOx等有害气体的生成量，使锅炉排放达到环保标准。
1.2锅炉规范
1.2.1锅炉主要性能参数
名称单位数值
过热蒸汽流量(B-MCR) t/h 725
过热蒸汽压力(表压) MPa(g) 13.34
过热蒸汽温度℃540
再热蒸汽流量(B-MCR) t/h 628.72
再热蒸汽进/出口压力(表压) MPa(g) 3.078/2.908
再热蒸汽进/出口温度℃336.6/540
给水温度(B-MCR) ℃261.1
切高加给水温度℃167
空气预热器进口冷风温度℃20
空气预热器出口热热风温度℃237.6
排烟温度℃132
冷渣器出口渣温℃≤150
锅炉类型/ 循环流化床锅炉
煤粒度mm 0～9，d
=0.9
50
燃煤耗量t/h 140.1
锅炉效率% 90.56
构架地震设防级别/ Ⅶ
1.2.2锅炉结构尺寸
名称单位数值
炉膛宽度(两侧水冷壁管子中心线间距离) mm 22680
炉膛深度(前后水冷壁中心线间距离) mm 8722
锅筒中心线标高mm mm 53670
锅炉宽度mm mm 40000
锅炉深度mm mm 37500
锅炉顶板主梁上标高mm 61400
锅炉运转层标高mm 10000
1.3锅炉结构特点
HX720/13.34-Ⅱ1型锅炉为单锅筒、一次中间再热超高压自然循环、高温汽冷式旋风分离器、非机械式Ｊ阀回料装置、水冷等压风室、全钢栓焊型结构锅炉构架、循环流化床燃烧方式、平衡通风。锅炉为岛式半露天布置。
锅炉以带基本负荷为主，并具有调峰能力。
锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。
炉膛内布置有屏式受热面：六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和四片水冷蒸发屏。锅炉共布置有八个给煤口和三个石灰石给料口，给煤口全部置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室下部布置有点火风道，点火风道内布置有两台床下风道点火器，燃烧器配有高能点火装置。风室底部布置有4根Φ219mm的落渣管。
炉膛与尾部竖井之间，布置有三台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器。尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置了两组低温再
热器，后烟道从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片管式省煤器和卧式钢管空气预热器，一二次风沿锅炉宽度方向双进双出。
锅炉除尾部空预器采用支撑结构外，整台锅炉均由搁置在构架顶部的顶板悬吊。
锅炉炉膛由Φ60×6.5mm光管加扁钢组焊成膜式水冷壁组成，锅炉水循环系统采用自然循环方式，其水循环系统主要由锅筒、集中下降管和下水连接管、水冷壁上升管和汽水引出管组成。
整个炉膛为悬吊结构，全部重量通过水冷壁上集箱吊于顶板上。为保证各回路的水冷壁管向下的膨胀量大致相同，水冷壁上集箱的各吊点标高大致相同；为保证锅炉运行安全及增强炉墙水冷壁、包墙管的刚性，在水冷壁及过热器包墙管部位设置了刚性梁，刚性梁可随其一起向下膨胀。
锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽冷式旋风分离器、HRA包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低温再热器、屏式再热器及连接管道。
锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱两侧，逆流向上经过水平布置的螺旋鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管从锅筒右封头进入锅筒。在锅炉启动阶段没有建立足够量的连续给水流入锅筒时，省煤器再循环管路可以将锅水从锅筒引至省煤器进口集箱，防止省煤器管子内的水静滞汽化。
锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入锅筒水空间，并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷蒸发屏进口集箱。锅水在向上流经炉膛水冷壁、水冷蒸发屏的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。被分离出来的水重新进入锅筒水空间，并进行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。
饱和蒸汽从锅筒引出后，由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器下环形集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离器上环形集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中隔墙上集箱汇合，向下冷却中隔墙进入中隔墙下集箱，即低温过热器进口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式过热器进口集箱，流经屏式过热
器受热面后，从锅炉两侧连接管返回到尾部竖井后烟道中的高温过热器，最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱两侧引出。
从汽轮机高压缸排汽引入尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱，流经两组低温再热器管组，由低温再热器出口集箱引出，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引至汽轮机中压缸。
过热器系统采取调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有两级喷水。一级减温器(左右各一台)布置在低过出口至屏过入口管道上，作为粗调；二级减温器(左右各一台)位于屏过与高过之间的连接管道上，作为细调。
再热蒸汽温度采用尾部双烟道挡板作为主要调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调节挡板，利用烟气流量和再热蒸汽出口温度的关系来调节挡板开度，从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量，达到调节再热蒸汽温度的目的。流经再热器侧的烟气份额随锅炉负荷的降低而增加，在一定的负荷范围内维持再热蒸汽温度为额定值。烟气挡板调温方式以不牺牲电厂循环效率为基础，是最为经济的调节再热蒸汽温度的方式。但为增加调节灵敏度，再热系统也布置两级减温器，第一级布置在低温再热器进口前的管道上(左右各一台)，作为事故喷水减温器，第二级布置在低温再热器至屏式再热器的连接管道上(左右各一台)，作为微喷减温器。以上两级喷水减温器均可通过调节左右侧的喷水量，以达到消除左右两侧汽温偏差的目的。
锅筒内径1600mm，壁厚90mm，材料13MnNiMo54，锅筒及其内部设备金属总重约为101吨。锅筒由两根U吊杆悬吊在顶板梁上。
锅筒正常水位在锅筒中心线下76mm，运行中允许水位波动76mm，高于或低于此范围的长期运行将影响分离器的性能。如果锅筒水位高于正常水位的125mm(最高安全水位或高报警水位)，DCS发出警报，并可开启锅筒紧急放水；如果高于正常水位200mm(最最高水位或高水位跳闸)，锅炉自动停炉。高水位引起卧式分离器内水泛滥，降低汽水分离能力；低水位时也会使分离器效率降低，湿蒸汽离开汽包进入过热器系统。如果锅筒水位低于正常水位的200mm(最低安全水位或低警报水位)，DCS发出警报；如果低于正常水位280mm(最最低水位或低水位跳闸)，锅炉自动停炉。
空气预热器为卧式管箱结构，一、二次风分开布置。一次风布置在低温过热器和低
温再热器出口，二次风布置在省煤器出口，通过烟气调节挡板调节进入一次空气预热器的烟气量，从而达到调节一次风温的目的。
锅炉采用蒸汽吹灰系统，吹灰介质为再热蒸汽，吹灰汽源取自低温再热器进口集箱，管座为φ60×5，在BMCR工况下蒸汽压力约为2.6MPa(g)，温度为314℃。
2.锅炉运行状况
#1、2循环流化床锅炉投运后，经过不断的经验交流和总结，已基本能保证锅炉的安全运行，连续运行天数可达百日以上，但运行经济性方面与传统的煤粉炉相比却不容乐观，其主要经济指标如风机电耗、飞灰、煤耗、非计划停炉次数、点火耗油量等均不如煤粉炉，提高循环流化锅炉的运行经济性迫在眉睫。我公司上下齐努力，从多方面入手，积极探索并总结提高循环流化床锅炉运行经济性的经验，并取得了显著成效。3.提高循环流化床锅炉运行经济性的措施
3.1 运行管理措施
在成功保证循环流化床锅炉的安全运行后，其运行经济性不高的缺点比较明显，为提高其运行经济性，公司成立了专门的运行管理小组，首先在运行管理上加大力度，采取的措施主要有以下几点：
3.1.1 2010年初，针对#1、2机组刚投产，机组非计划停炉次数较多。从操作技术不成熟、对循环流化床机组燃烧特性不了解等方面，组织技术管理和运行人员，到其他兄弟单位学习、搜资，研讨优化运行调整方案并在实际运行中加以验证和实施。
3.1.2 成立运行攻关小组并积极组织专业技术人员，利用学习天、公休天和工作现场，对#1、2机组人员进行技术再讲课、再培训，将公司和其他兄弟单位运行中遇到的异常，根据现象进行分析原因并制定防范措施，及时将措施编印给运行人员并在运行中严格执行。
3.1.3 将循环流化床锅炉理论和经验交流会的部分成果吸收、消化，转化为与我们机组相适应的技术措施，讲解给运行人员，使所有运行人员深入了解和掌握循环流化床锅炉的原理和调整原则。
3.1.4 每季度在公司仿真机上组织一次反事故演习，不断锻炼运行人员处理事故和应变的能力。
通过以上措施，使运行人员理论知识更加丰富、运行调整能力大大提高、事故处理
应变能力得到加强，相应机组运行水平得到提高。
3.2 运行技术措施
在确保循环流化床锅炉能够安全稳定运行前提下，我公司对机组主要经济指标（如厂用电率、供电煤耗、锅炉效率等）加强了管理，通过搜集资料、多次研讨优化运行调整的方案，制定多项运行调整措施，并在实际运行中加以验证后再次改进，总结一系列针对循环流化床锅炉燃烧调整的经验，提出了四项有效的燃烧措施，使循环流化床锅炉的燃烧经济性得到大幅提高，详述如下：
3.2.1 低床压燃烧措施
床压的大小是反映炉内床料量多少的参数，也是炉床料量多少的唯一判断依据，其数值又受到负荷、风量、床料粒度、煤质、煤种等多因素的影响，因而床压是循环流化床锅炉燃烧技术中最重要而又复杂的参数之一。
在锅炉运行中，床压的测量值会随着锅炉的负荷、炉内灰的粒径、煤的质量、煤的破碎粒度以及风量的调整而变化。因此炉内的床压控制值不是一成不变的，合适的床压控制值应根据大量的运行经验来决定，在不同的锅炉负荷下，依据床压测量值和水冷风室压力判断炉内床料量的多少，并参考密相区三层床压值对床料粒度组成作出正确判断。控制床压在合理范围内运行，即能保证锅炉安全运行，又能维持合理且稳定的床温，还能维持较高的炉内燃烧效率。床压过低与过高的不利影响有以下几点：
1)床压过低：炉内床料量少，床料在炉内的翻滚混合效果减弱，易产生局部流化质量下降，影响安全运行。炉膛内没有足够的床料参与内循环，对流换热减弱，容易使锅炉带不上额定负荷。密相区燃烧份额减少，稀相区燃烧份额增大，炉内高温受热面（二级过热器、高温再热器）的对流传热增强，易造成受热管壁面超温。
2)床压过高：炉内床料量多，为保证流化的良好性，必须增大一次风量，较大的风机压头与较大的一次风量使一次风机电耗过大。
3)炉内床料粒子浓度大，二次风机压头增加，二次风机电耗大。
4)炉内床料粒子浓度大，二次风的穿透能力弱，稀相区煤粒与氧的混合效果差，燃烧效率低。
5)大量的一次风量携带灰粒能力大大加强，颗粒大、风速高，使炉内受热面磨损严重。
因此，床压是一多变而复杂的控制参数，运行中要做到对床料“质”、“量”全面控
制，必须符合循环流化床锅炉燃烧特性及总结众多的运行经验来综合控制理想的运行值。我公司在运行初期，为保证锅炉满负荷稳定运行而采用较高的床压运行控制值，结果造成使用较高的流化风量，炉内耐火材料和水冷壁管交界处管壁的磨损情况十分严重，被迫停炉次数较多，后经过多次逐渐降低床压运行控制值，并总结分析每次改变床压值后的运行情况，最终探索出一较合理的运行控制值（6－7 kPa），比原控制值（9～11kPa）有了较大幅度的降低，高负荷时控制偏低值，低负荷时控制偏高值，在该范围内床压过低、过高的不利影响均得到有效控制。
另外，炉内的床料是大量具有一定粒经分布的颗粒组成，其稳定性决定了锅炉燃烧的稳定性，因此，在运行中锅炉排渣应采取连续或半连续排渣的运行方式，即勤排少排原则，这样可保持床内料层稳定，防止有效循环颗粒的流失，以保证锅炉的燃烧稳定性，同时锅炉的燃烧经济性也得到大幅提高（见表3）。
3.2.2 低氧量燃烧措施
在循环流化床锅炉运行初期，对其燃烧控制经验不足，对氧量的控制大多沿袭传统煤粉炉的燃烧经验及运行设计说明书，采用了较大的过量空气系数，氧量O2控制值在4－6%，引起一系列不利影响，如：磨损大、床温低、飞灰大、风机电耗大等。经过认真分析及总结经验，打破固定思维，考虑到循环流化床锅炉炉膛的密封性好，漏风系数极小，氧量随烟气流向逐渐降低，与传统煤粉炉的氧量随烟气流向因漏风的增加而变大正好相反，因此降低氧量运行是可行且有利的，在经过多次运行分析对比，更加证实其正确性。在采用低氧量燃烧技术后，风量的减少使风机电耗降低；床温的提高使锅炉燃烧效率升高、飞灰含碳量降低；风速的降低使磨损减弱。因此低氧量燃烧技术的采用大大提高了锅炉的燃烧经济性（见表3）。
3.2.3 高炉膛压力燃烧措施
为充分发挥循环流化床锅炉的优势，经充分论证考虑后，炉膛压力的控制先由试运初期的0±50 Pa改进为微正压运行，提高了其运行经济性。在经过长时间运行后，发现炉膛压力的控制可以更进一层，即将炉膛压力微正压运行改为+100～+200 Pa运行，或将其控制零点改为接近三级过热器的入口烟道处烟气压力，可以最大限度的发挥循环流化床锅炉的优势，又可充分避免其炉膛与尾部烟道的内、外漏风。
提高炉膛压力运行的试验对比见下表1：
3.表1 燃烧调整试验参数对照表
序号项目单位调整前调整后备注
1 炉膛压力Pa -30 +150 上升
2 三过入口烟气压力Pa -590 -420 上升
3 给煤量T/h 56.2 56.3 未调整
4 蒸发量T/h 61
5 625 先下降后上升
5 低温再热器壁温℃457.9/455.7 456.4/453.
6 下降
6 一次风量Nm3/h 192265 192156 未调整
7 总风量Nm3/h 431536 430426 未调整
8 含氧量% 4.1 5.0 上升
9 引风机电流 A 95/82 91/80 降下
10 引风机转速rpm 312/445 294/425 下降
11 床压Pa 6.3 6.6 上升
12 炉膛出口温度℃906 909 上升
13 分离器出口温度℃921 922 上升
14 一次风机电流 A 115/181 15/118 未变
15 二次风机电流 A 75/67 74/66 下降
16 水冷风室压力Pa 10.3 10.5 上升
17 排烟温度℃145.5 145.4 微降
18 三过入口烟温℃783 784 微升
19 省煤器入口烟温℃412 412 未变
20 上床温℃901 911 上升
21 中床温℃909 916 上升
22 下床温℃915 919 上升
说明：调整前，#1炉各参数稳定运行，将引风机负压自动调整目标值由-30 Pa改至+150 Pa总共上升180 Pa，其他参数未做任何调整，稳定运行30分钟后，从参数对比表中发现上升的参数有：蒸发量、床压、床温、分离器出口温度、炉膛出口温度、水冷风室压力；下降的参数有：低温再热器壁温、含氧量、引风机电流、引风机转速、二次风机电流、排烟温度、三过入口烟温。
分析：
1)炉膛压力上升后，烟气在离开炉膛时灰粒子的扬析作用加强，一次风离开炉内密相区时的夹带作用增强，因此炉内内循环倍率升高，炉内的灰粒子浓度上升，其对炉内水冷壁面的传热作用加强，有利于提高炉内的热利用率。同时，灰粒子在炉内的停留时间延长，其燃尽程度得到提高，燃烧效率上升，飞灰可燃物下降；另外，飞出炉膛的灰粒子减少，也有利于降低飞灰可燃物。
2)因在炉内煤燃烧后的热量不能及时带走，造成炉膛密相区的床温上升，煤的燃烧效率上升。同时，炉内密相区灰粒子之间的碰撞、磨损、爆裂作用因压力的上升而作用加强，因此灰粒子的燃烧效率上升，锅炉的底渣含碳量降低，锅炉效率上升。
3)炉膛压力的上升，直接降低引风机的转速、引风机的电流下降，其电耗下降；二次风的流动阻力上升，二次风量稍有下降，造成二次风机电流下降，其电耗下降。
4)烟气在炉内及尾部烟道的流动速度降低，对受热面的磨损下降。
5)在尾部烟道内，因烟气流速的降低，其对流传热作用减弱，但同时因进入尾部烟道的烟气温度升高，增强了对流传热作用，在二者共同作用下，排烟温度变化不明显，因此由排烟温度引起的排烟热损失变化不大，而由烟气量的减少带来的排烟热损失降低，因而总的排烟热损失是降低的。
6)低温再热器的壁面温度降低，会引起再热器的减温水流量减少，机组的效率会上升。
7)尾部烟道的压力下降后，可降低其漏风量，既降低磨损又降低引风机的电耗，既提高尾部烟道的热利用率又减少低温腐蚀的可能性（从省煤器入口处与尾部煤道底部处的氧量偏差约0.4%分析，其漏风量是比较可观的）。
从以上分析可以看出：提高炉膛压力运行后，多数参数的变化有利于提高锅炉的燃烧效率，从降低主要指标分析：蒸发量的上升说明发电煤耗下降、锅炉效率上升；引风机电流、二次风机电流的下降说明厂用电率下降；从降低锅炉的燃烧热损失分析：排烟
热损失、不完全燃烧热损失、飞灰可燃物的热损失、底渣含碳量的热损失等均是降低的。因此其优点是明显的，可以较大幅度的提高循流化床锅炉的运行经济性（见表1）。
3.2.4 优化煤粒粒径级配措施
循环流床锅炉的床料内循环及外循环方式增加了灰粒（煤粒）在炉内停留时间，有利于煤粒燃尽，参与内循环的床料直径约为0.3～1mm，而参与外循环的床料直径约在0.09～0.3mm，它们均能在炉内停留足够时间而燃尽。在上述范围以外的粗粒子，只能在密相区翻腾，时间过长（10～30min），它会石墨化，反应活性下降而“失活”；而d ＜0.09mm的细粒子大部分以飞灰形式一次经过分离器而离开锅炉，由于停留时间短，飞灰含碳量也会高。因此，必须根据该煤质的成灰特性，调整入炉煤的粒度级配，尽量减少粒径偏大或偏小的床料，其中，控制入炉煤中d＜0.2mm粒子的份额对降低飞灰含碳量尤为重要。
我公司加大对细碎机的设备管理，提高细碎机效率，增加煤粒取样化验次数，对煤的粒度提出了更高的要求：
1）入炉煤粒度为0-7mm；
2）中位粒径d50=0.6mm（d50=0.6mm代表的意义是煤的粒度以0.6mm为分界各占50%） 3）煤的粒度小于200μm的不大于25%。
4）通过这些措施合理调整且优化了煤的粒度级配，减少煤粒中过大过小的成份，使煤在炉内的燃尽程度有了较大提高，有效降低了飞灰可燃物（见表2）和底渣含碳量，大大提高了循环流化床锅炉的燃烧经济性。
3.3 经济指标分析
3.3.1 降低风机电耗
对于典型的循环流化床锅炉，为适应其燃烧方式的特殊性，在炉膛底部布置了高阻力的布风板，并辅有较厚的床料，这就需要风机有足够的压头将燃烧风送入炉膛内燃烧，一次风机电耗较高；另外，炉内循环物料量大、浓度高，旋风分离器的存在也增加了烟气的流动阻力，因而引风机的全压也较高，引风机的电耗也较高。因此，循环流化床锅炉的风机电耗相对较高，我公司在试运初的一段时间内风机电耗高达14.12kwh/t（以蒸发量为计算基数）,为降低风机电耗我公司采取以下措施:
l）采用四项有效的循环流化床锅炉燃烧措施即：低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了风机电耗。
2）低负荷时采用单风机运行：因循环流化床机组的调峰能力强，经常在较低负荷下运行（50%），一、二次风机、引风机的风机容量裕度大，因此低负荷时积极探索单风机运行方式，合理分配风量，优化风机出力，也直接降低了风机电耗。在最低负荷时一次风机、二次风机、引风机均为单风机运行方式。
3）设备改造：因循环流化床机组的调峰优势，负荷波动大，风机调整范围大，为此将引风机由挡板控制改为液粘控制，改造后引风机平均运行电流由改造前的113.8A下降到86.7A（2006年上半年数据），有效的降低了引风机电耗。
4）排渣系统改造：将原风水联合冷渣器改为滚筒式冷渣器，三台冷渣器风机退出运行，风机电耗显著降低，同时还增加了排渣的可靠性。
经采取以上措施，2006年上半年#3、4炉引风机电耗完成4.23kwh/t，同比降低0.69 kwh/t；一次风机电耗完成5.51kwh/t，同比降低0.46 kwh/t；二次风机电耗完成
2.33kwh/t，同比降低0.01 kwh/t；冷渣器流化风机电耗完成0 kwh/t，同比降低0.89 kwh/t（见表4）。风机电耗的降低直接降低了锅炉的厂用电率。
表2 锅炉主要经济指标对比表
序号项目单位试运初期采取措施后
1 床压kPa 8-11 6-7
2 氧量% 4-6 2-3
3 炉膛压力Pa ±50 +100～+200
4 引风机运行平均电流 A 113.8 86.7
5 引风机电耗kWh/t 4.92 4.23
6 一次风机出口压力kPa 15 13
7 一次风机电耗kWh/t 5.97 5.51
8 二次风机出口压力kPa 11 9
9 二次风机电耗kWh/t 2.34 2.33
10 锅炉燃烧效率% 90 93.2
3.3.2 降低飞灰可燃物
飞灰可燃物是循环流化床锅炉主要性能指标之一，我公司试运初期，飞灰含碳量较高，常常达到15%左右，以至锅炉热效率低于保证值，降低飞灰可燃物的措施有以下几点：
1）采用四项有效的燃烧措施即：低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了飞灰可燃物。
2）提高炉膛温度：循环流化床锅炉的飞灰中，粒径d=40～50μm的灰粒含碳量最高，d＞70μm灰粒的飞灰含碳量则比较低。d=40～50μm的灰粒多为分离器分离不下来而一次通过分离器的灰粒，与煤粉炉中的灰粒直径为一个数量级，其含碳量与炉膛温度有很大关系，在确保SO2及NOx排放指标合理的前提下，适当提高床温是降低飞灰含碳量的有效措施，将控制床温由试运初的860℃提高到900℃。
3）解决循环流化床锅炉炉膛中心缺氧问题：循环流化床锅炉的燃烧是分级燃烧，密相区氧量的供给主要是靠一次风，一次风不能满足燃烧用风量，因此在密相区处于还原性气氛中；在稀相区，二次风的补充使其处于氧化性气氛，但稀相区的气固两相流在横向的混合比较差，因此周围的氧气很难扩散到欠氧区以帮助燃烧，造成欠氧区在狭长通道内向上延伸，不利于不完全燃烧产物的燃尽，炉内缺氧区高。为使缺氧区顶部下降，前述四项有效的燃烧措施的采用均可改善炉内扰动条件，使炉内传热、传质过程得到强化，大大改善炉内缺氧区的分布，提高了锅炉燃烧热效率，延长了物料在炉内的停留时间，并改善物料燃烧环境，使物料在密相区得以较充分的燃烧，提高了密相区燃烧份额，稀相区的不完全燃烧成份降低，飞灰可燃物得到明显的降低。
4）煤质的控制：
A、煤粒：煤粒度过大，煤粒表面易石墨化，造成煤粒不能破碎与燃尽，大量大颗粒床料积攒，床料粒度增大，为保证床料的流化必增加一次风量，造成燃烧上移；煤粒度过小，大量细颗粒来不及燃烧就被流化风吹起，在稀相区燃烧造成稀相区燃烧份额增加。因此煤粒度即不能过大也不能过小。
B、挥发份：煤中挥发份的含量直接影响挥发份在燃烧室中不同区域的燃烧放热量，由于挥发份的热值较高，因而对燃烧份额分布的影响较大。对于高挥发份的易燃煤种来说，其在炉膛上部释放的热量较多，炉膛上部的燃烧份额比较大，需要较高比例的二次风来补充燃料燃尽所需的氧量。在实际运行表现：锅炉下层床温偏低，运行调整中适当降低一次风量来提高床温，提高二次风率以保证燃烧稳定；对于低挥发份的难燃煤种来
说，其热量较多地释放在炉膛下部，炉膛下部的燃烧份额比较大，因此需要较高比例的一次风率来提供一定的氧气并将释放出来的热量带到炉膛上部。在实际运行表现：锅炉下层床温偏高，运行调整中适当提高一次风率来降低床温，降低二次风率以保证燃烧稳定。
我公司因原煤来源紧张，煤质变化较大，不同煤质的燃烧特性差别大，煤的粒度及煤中挥发份、灰份含量对炉内燃烧工况影响很大，因此在运行中及时了解煤质变化情况，并根据不同煤质及时调整运行方式，保持炉内最佳燃烧工况也是降低飞灰含碳量的有效措施（见表3）。
表3 飞灰可燃物分析对比表
序号项目单位采取措施前采取措施后
1 床温℃860 900
2 一次风量Nm3/h 22732 317818
3 上二次风量Nm3/h 28468*2 40468*2
4 下二次风量Nm3/h 45978*2 18759*2
5 过量空气系数 1.4 1.1
6 氧量% 2～3 4～6
7 床压Pa 8～11 6～7
8 炉膛压力Pa 0～-100 ＋100～＋200 3.3.3 减少循环流化床锅炉的非计划停炉次数
投产初期，由于运行经验少，风量配比差异，煤粒径不符合要求等不利因素，由排渣困难、受热面磨损引起的被迫停炉次数较多。
1）针对排渣困难采取的技术措施有：
A、改进冷渣器运行方式：提高冷渣器流化风量，防止冷渣器内低温结焦；
B、排渣方式为勤排少排，增加排渣次数，降低排渣温度；
C、改善煤质，燃烧低灰份燃料，降低冷渣器负荷；
D、将风水联合冷渣器改为滚筒式冷渣器，排渣效果良好。
2) 针对受热面磨损严重采取的措施有：
A、采用四项有效的燃烧措施，合理组织炉内燃烧工况，降低风速运行，减轻了磨损；
B、每次停炉对受热面进行全面检查，重点磨损部位受热面进行喷涂；
C、控制炉内屏式二级过热器、高温再热器壁温，防超温引起的蠕变；
D、通过运行调整控制运行参数不超规定，如床温、汽温、汽压等。
E、总之，通过采取以上积极措施，因排渣和磨损引起的被迫停炉次数大大减少，同时其他影响锅炉非计划停炉次数的因素也有效减少，延长了循环流化床锅炉的连续运行时间。
3.3.4 降低循环流化床锅炉点火耗油量
从试运初期对每次点火进行认真对比分析，从中总结降低点火耗油的经验，主要有以下几点：
1）点火前的准备：点火前炉内加入的初始床料粒度由试运初的0～7mm降为0～3mm，厚度由试运初的600mm降为500mm，点火初期采用较细的床料可增强炉内床料加热的均匀性和燃油热量的热利用率，较少的床料可减少加热床料所必需的热量。
2）保证点火期间油枪的可靠性：点火过程中每只油枪均能可靠投用且燃烧雾化良好，保证炉内热源的均匀性。
3）合理投用床上油枪：因炉膛前墙布置二级过热器和高温再热器，为尽快提升汽温达汽机冲转条件，投用床上油枪时先投用两只靠近前墙的油枪，可缩短油枪投用时间，同时尽可能的投用两只床上油枪完成点火启动过程，减少其他两只床上油枪的点火风量，减少床上油枪的用油量。
4）投煤操作：床温达投煤条件后，及早投用给煤机且严格按规程要求脉动给煤，保证床温稳步上升，避免出现床温大幅波动。
5）降低流化风量和投煤温度：最低流化风量由试运初的129520 Nm3/h降为90000 Nm3/h，投煤温度由试运初的560℃降为520℃。
6）加强运行调整，减少点火期间不必要的风量，二次风保持最低风量运行，以减少风量带走的热量损失。
7）及早停油：每次点火总结经验，在保证床温稳步上升的前提下，及时停止油枪运行，缩短油枪投用时间，停油时的下部床温由试运初的800℃降为760℃。
通过以上措施和多次点火的经验总结，点火耗油量有了明显降低，从试运初期的30t/次降到了18t/次，有效降低了点火耗油量，其对比见表4。
表4 点火耗油量对比表
序号项目单位采取措施前采取措施后
1 初始床料粒度mm 0～7 0～3
2 初始床料厚度mm 600 500
3 流化风量Nm/h 31295 209000
4 床上油枪的投用数量只 4 2
5 床上油枪的燃烧风量Nm3/h 73064 33568
6 投煤时的床温℃560 520
7 停用油枪时床温℃800 760
8 点火耗油量t/次30 18
3.3.5 降低供电煤耗
机组试运初期，其供电煤耗较大，且明显高于同级别的煤粉炉，经一系列措施采取后供电煤耗由试运初的389g/kwh降为目前的381g/kwh（见表2），其主要措施有以下几点：
1）采用四项有效的燃烧措施：即低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了供电煤耗；
2）机组低负荷时采用滑压运行方式：因循环流化床锅炉机组运行调峰能力强，机组经常在低负荷运行，采用滑压运行即可降低节流损失，又可降低给水泵电耗，机组经济性得到提高；
3）煤质：在煤源紧张的情况下，尽可能的保证煤质稳定，保持锅炉燃烧的稳定性，另外保证细碎机的可靠运行，使煤粒粒径级配在合理要求内；
4）经济性实验：积极对机组进行经济性实验，通过实验寻找提高经济性的措施，另外对机组做最大出力试验，通过试验对机组出力进行扩容，由135MW扩容为145MW，机组的出力得到有效提高；
5）运行调整：积极采取一系列优化, 燃烧的运行调整措施，经济性有明显提高，同时再热器减温水量大大减少，也相应提高了机组的经济性。
电锅炉推广经济性分析案例 1经济分析方法 拟定集中式电锅炉不同技术方案，编制典型案例，考虑初投资和年运行成本，以年费用为综合指标，与天燃气锅炉进行经济性比较，年费用低者经济性更优。 年费用计算式为： AC＝I×i×（1＋i）N/〔（1＋i）N－1〕＋C 其中，AC——年费用； I——初投资； i——折现率； C——年运行成本。 年供热运行成本计算式如下： C=D×H/（V×η）×P 其中：C——年供热运行成本； D——运行天数； H——日均供热量； V——燃料热值； η——锅炉效率； P——燃料价格。 鉴于人力成本和维修成本具有较强的地域性，故在案例计算中，不考虑人力成本和维修成本；电力增容及配网改造和燃气管道敷设产生费用与具体工程建设条件密切相关，因
此在典型案例计算中不考虑。 2典型分析范例 常见清洁能源锅炉系统包括电锅炉直供系统、电锅炉蓄热供热系统和燃气锅炉供热系统。鉴于这三种系统可适用于不同的供热规模，故宜建立典型供热范例，针对不同技术类型分别拟定技术方案，与燃气锅炉系统进行经济性比较。为确保典型案例分析的覆盖性，选择天然气价格较高的上海和较低的新疆分别进行计算。 典型范例主要边界条件如下： ●设计热负荷：1400kW ●项目性质为办公楼，正常供热时间设定为08:00～ 18:00，共10小时 ●采暖期的最大单日供热需求量：9100kWh ●采暖期平均单日供热需求量：5915kWh 在满足上述供热需求的情况下，拟定热产品为热水和蒸汽两类共5种类型锅炉系统的技术方案如下： （1）电锅炉蓄热供热系统 最大单日供热需求量在谷电8小时内全部蓄热完毕。国内组装常压电热水锅炉的热效率取98％，则小时装机功率为1160kW，故配置2台储热功率为520kW的电热水锅炉，并配置有效蓄热容积为174m3（供回水温差取45℃）的常压蓄热水箱。系统寿命周期为25年。 （2）电锅炉直供热水系统
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煤的粒度对循环流化床锅炉运行的影响 (2021版) 煤的颗粒度对循环流化床锅炉运行的影响，如何确保煤的颗粒度是保证循环流化床锅炉正常运行的主要因素、循环流化床锅炉相比具有燃料适用性广、燃烧效率高、环保性能好、负荷调节灵活、灰渣便于综合利用等优点。所以，发展利用劣质煤、节约能源、减少环境污染等都具有深远的意义。 煤的粒度对循环流化床锅炉的影响，循环流化床锅炉的燃烧特点是宽筛分的煤粒在适当的气流作用下，在床中一面翻腾运动，一面燃烧，它既不同于煤粉锅也不同于层燃炉的燃烧方式，它是一种沸腾燃烧。 实践证明，入炉煤的颗粒度对循环流化床锅炉的点火启动、运行控制、燃烧效率、风帽及水冷壁等部件的运行均有很大影响。
对点火启动的影响：循环流化床锅炉的点火过程是通过加热锅炉底料至煤的燃点、到正常燃烧的动态过程，这一过程的成败与流化床底料的高度、配风、给煤等诸多因素有关。点火操作是既要把床内底料加热至投煤温度，又要控制投煤过程中不爆燃、不超温结焦，然后过渡到正常燃烧，接受热幅射。 从颗粒度来看，底料中要有足够的细煤粉作为启动前低温阶段的着火物料和底料温升的热源，细煤粉燃烧要求小风量，流化良好，又使煤粉本身以及所发生热量不被风带走过多。另外，细煤粉受热后温升快，对着火有利，可相应缩短加热到着火减少了热风损失，所以控制好点火床底料及入炉煤的粒度，可大大减少点火启动用燃料，节约能源。点火时，底料过少，会使床料流化不均度不均匀，使点火困难，甚至局部超温、结焦；床料过高，又会使底料升温缓慢，锅炉点火用油耗加大，同时料层阻力增大能增加，影响经济运行。因此，点火时底料静止高度一定要保持适当，大量的运行经验表明，底料的静止高度在400～500mm使锅炉点火顺利进行。在点火初期，底料温度、风温均较低，同样尺寸的颗粒达到沸腾状态的风
一、燃气锅炉与煤锅炉、燃油锅炉、电锅炉的经济技术分析比较 锅炉可以燃用各种能源，包括天然气、煤、柴油、电，为了有利于应用，现将对四种规格（1吨、2吨、3吨、4吨）的小型锅炉在燃用天然气、煤、柴油、电的各个方面作出比较，以供参考。 、四种类型锅炉初始固定投入比较
从上表中所给数据可以看出： 1、在1T、2T、3T的锅炉中，燃气锅炉、燃油锅炉的初始固定投资是最少的；在4T的锅炉中，燃煤锅炉的初始固定投入是最少的； 2、在锅炉的使用寿命中，燃气锅炉一般为20年，是各种类型锅炉中寿命最长的； 3、在锅炉的折旧率中，1T、2T、3T、4T的燃气锅炉均远远低于同等规格的其它类型的锅炉，无形之中减少了固定资产的流失。 因此，在各种类型锅炉固定资产的投资方面，投资于燃气锅炉无疑是一种更好的选择。
四种类型锅炉年度运行费用比较（以每日制55℃热水10吨，升温40℃为例）
2、燃煤锅炉的日常维护成本远远高于燃气锅炉，如果把日常维护费用计算在内，燃气锅炉的年运行费 用将远低于燃煤锅炉，为四种类型锅炉中运行成本最低的； 3、燃煤锅炉的人工费用要视生产情况而定， 如果昼夜生产，则必须实行倒班制度，两个人是最少选择， 这将会大大增加燃煤锅炉的年运行费用。 因此，在各种类型锅炉的年运行费用上，燃气锅炉是最有潜在优势的一种选择。 、四种类型锅炉其它因素比较
在影响锅炉选择的其它因素比较中，我们可以发现： 1、从环保的角度来看，燃气锅炉、用电锅炉对环境是无污染的，是首选； 2、从配套设施的要求来看，燃气锅炉、用电锅炉节省了大量人力、物力和场地，是首选； 3、从政府政策方面来看，近些年来，政府对天然气的推广使用是大力提倡和支持，却因为节能减排、粉尘污染、矿渣处理等问题限制燃煤锅炉的应用；因为碳的高排放、二氧化硫等酸性气体排放，不提倡燃油锅炉的推广；出于节能减排的考虑，会适当的拉闸限电，限制了用电锅炉的发展，所以燃气锅炉无疑是首选。 因此在影响锅炉选择的其它因素比较中发现，燃气锅炉是首选。 、四种类型锅炉的经济技术分析比较
供热系统工况分析 1.供热系统工况分析 1.1何为热力工况、水力工况？ 研究供热系统供热量、温度等参数的分布状况称为热力工况。在热力工况的研究中，热用户室内温度的分布状况的分析尤为重要，室内实际温度是否达到设计温度直接关系到供热效果的好坏；当供热成为商品时，室温是否达标，将变为衡量供热这个商品质量优劣的唯一标尺。因此，无论供热系统的设计，还是供热系统的运行，分析供热系统的热力情况都是头等重要的任务。 研究供热系统压力、流量等参数的分布状况称为水力状况。供热系统的供热量是通过热媒（亦称介质，为热水、蒸汽、空气等）输送的。因此，热媒的输送状况，直接影响供热量的分布状况，进而影响室内温度的分布状况。而热媒的输送状况，通常是通过其压力、流量等来描述的。由于水力状况是用来分析热媒传送状况的，因此，水力状况是热力工况的源头，研究热力工况，必须着手研究水力状况。 1.2热力工况与水力工况的关系 在供热行业里，通常困扰我们的最大难题就是冷热不均，处于热源近端的室温过热，被迫开窗户；靠近热源末端的室温过冷。表1.1告诉我们：凡是室外温低的，都是进入散热器的循环流量远小于设计流量造成的。进一步分析，还可得出以下结论：凡室温低于4.5℃的，其循环流量只是设计流量的20%；凡室温在10℃左右的，流量约为设计值的30%左右；凡室温在16以上时，流量均在设计流量的70%以上；
凡实际流量超过设计流量1-2倍以上的，室温都将超过20℃以上。 1.3热力工况与水力工况的稳定性 实现热力工况稳定，供热系统在整个运行期间，并不是始终维持设计流量（最大循环流量）进行定流量运行，而是随着室外温度的升高逐渐减少系统循环流量。在表1.2的实例中，当室外温度tw为设计外温tw=-18℃时，保持热力工况稳定的循环流量为设计运行流量，此时，各热用户皆为室温18℃。当外温升至-4.1℃（当地供暖季的平均外温）时，维持热力工况稳定的循环流量是设计流量的89%（即失调度Xs=0.89）,而不是设计流量。而且随着室外温度的不断升高，维持热力工况稳定的循环流量也将不断减少。这就说明：供热系统，只有实施变流量调节，才能使热力工况得到稳定。因此，通常习惯采用的质调节即定流量调节，是无法维持热力工况稳定的。这种调节的好处是简单方便，因而，多年来，国内长期一直延用这种调节方式。随着信息技术和变频调速技术的普遍应用，变流量调节已经变得十分方便，不但可以保证热力工况的稳定，而且有显著的节电效果，此时，再坚持质调节即定流量调节，就显得太过落后了。 推广供热计量技术以来，行业内仍有一些技术人员主张继续维持定流量运行。他们的理由是：推广供热计量技术以后，由于恒温阀的调节作用，系统的流量肯定是变动的，但这种变动只是系统总流量的10%左右，因此，为了维持热力工况的稳定，建议系统仍然按定流量运行。这种理念的基础，是认定定流量调节才能保证热力工况稳定。根据上述分析，这显然是错误的，根源是对室内供暖系统的工况缺乏
循环流化床锅炉简介 摘要：本文主要对国内外循环流化床发展现状进行了简略的总结、归纳，并通过与 国外循环流化床技术大型化、高参数的发展趋势对比，对我国循环流化床锅炉技术 发展前景进行展望同时，阐述了主要研究方法，技术路线和关键科学技术问题。 关键词：循环流化床；国内外现状；研究方法；技术路线；科学技术问题；前景 Abstract: This paper briefly summarized the current situation about the development of circulating fluidized bed at home and abroad，compared with the foreign circulating fluidized bed technology which has a large development trend，and investigated the prospects of circulating fluidized bed boiler technology in China．At the same time, this paper expounds the main research method, the technical route and to solve the key technological problems. Key words: CFB；development at home and abroad；research method；technical route ； key technological problems ；prospect 1 前言 循环流化床锅炉是从鼓泡床沸腾炉发展而来的一种新型燃煤锅炉技术，它的工作原理是将煤破碎成0～10mm 的颗粒后送后炉膛，同时炉膛内存有大量床料（炉渣或石英砂），由炉膛下部配风，使燃料在床料中呈“流态化”燃烧，并在炉膛出口或过热器后部安装气固分离器，将分离下来的固体颗粒通过回送装置再次送入炉膛燃烧[1]。 循环流化床锅炉的运行特点是燃料随床料在炉内多次循环，这为燃烧提供了足够的燃尽时间，使飞灰含碳量下降。对于燃用高热值燃料，运行良好的循环流化床锅炉来说，燃烧效率可达98%～99%相当于煤粉燃烧锅炉的燃烧效率。 循环流化床锅炉具有良好的燃烧适应性，用一般燃烧方式难以正常燃烧的石煤、煤矸石、泥煤、油页岩、低热值无烟煤以及各种工农业垃圾等劣质燃料，都可在循环流化床锅炉中有效燃烧。 由于其物料量是可调节的，所以循环流化床锅炉具有良好的负荷调节性能和低负荷运行性能，以能适应调峰机组的要求与环境污染小的优点[2]，因此在电力、供热、化工生产等行业中得到越来越广泛的应用。 2 循环流化床锅炉国内外研究现状 2.1 国外研究现状及分析 国际上，循环流化床锅炉的主要炉型有以下流派：德国Lurgi公司的Lurgi型；原芬兰Ahlstrom公司(现为美国Foster Wheeler公司)的Pyroflow型；德国Babcock公司和VKW公司开发的Circofluid型；美国F. W.公司的FW型；美国巴威(Babcock＆Wilcox)公司开发的内循环型；英国Kaverner公司的MYMIC型。 大型化、高参数是目前各种循环流化床锅炉的发展趋势，国际上大型CFB 锅炉技术正在向超临界参数发展。国际上在20世纪末开展了超临界循环流化床的研究。世界上容量为100～300MW的CFB电站锅炉已有百余台投入运行。Alhstrom和FW公司均投入大量人力物力开发大容量超临界参数循环流化床锅炉。由F.W.公司生产出了260MW循环流化床锅炉，并安装在波兰[3]。特别是2003年3月F.W.公司签订了世界上第一台也是最大容量的460MW 超临界循环流化床锅炉合同，将安装在波兰南部Lagisza电厂[4]。由西班牙的Endesa
调速水泵运行工况及相关问题分析 发表时间：2019-05-09T14:17:37.533Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年1期作者：叶龙 [导读] 分析了调速水泵运行压力跌落值及最佳转速计算，给出了水泵调速设备的转速范围的关计算方法。 新界泵业集团股份有限公司浙江温岭 312575 摘要：现阶段，随着社会的发展，科学技术的发展也越来越迅速。·调速水泵在化工企业的供水系统的应用日益广泛，文中阐述了调速水泵与恒速水泵的容量对供水系统的影响，分析了调速水泵运行压力跌落值及最佳转速计算，给出了水泵调速设备的转速范围的关计算方法。 关键词：调速水泵；运行工况；相关问题分析 引言 某化工企业的水泵把水从水源中取出送至净水厂，再把净化的水送至供水管网，同时长距离输送水需要将水加压。水泵站是供水系统中的枢纽，水泵是这枢纽中的主要设备。近几年调速水泵在供水系统发展很快，但在实际应用中仍然存在着较大的盲目性，文中针对调速水泵的常见问题进行了分析。 1调速水泵与恒速水泵容量对运行的影响 调速水泵（简称调泵）和恒速水泵（简称恒泵）容量的变化，对水泵运行有着很大的关系， 1.1调泵容量相等于或小于恒泵容量 调泵和恒泵在相等容量下组合运行。（1）先开调泵，从零到QA，以调泵变换转数运转。（2）调泵开到QA即满转，水泵流量接近QA 点时就须开恒泵。刚一开恒泵满转，为全速的特性曲线，流量到B点。但立即退回到需要点C。（3）从A到B流量，即以调泵变速承担。（4）流量后退到QD点时，AD一段调速曲线成水平线或趋近水平，由于AD段可来回摆动，很可能摆动到QA，一到QA恒泵停转，但流量稍大于QA，又需要开恒泵，造成开停频繁。5）为防止开停频繁，使流量退到E停恒泵才好。但恒泵循本身曲线，在QE点流量时，压力须退到F，这时F点压力大于设定压力，而调泵则要根据压力标定要求，须将F点拉到E点，但恒泵则由于其特性曲张特点不能下降，这样调泵就不得不空转，造成断流现象。调泵容量小于恒泵容量时，由于不稳定区扩大，增加频繁开动次数和由于滞流区增加缔切时间更长，使破坏性更大。 1.2调泵容量大于恒泵容量 调泵容量大于恒泵容量组合运行，（1）先开调泵，以调泵变换转数，从零到A运行。（2）调泵开到A即满转，流量接近A时就须开恒泵，这时流量到B点，但立即退到需要点C，从A到B都以调泵变换承担。（3）流量后退到D点时，D点在调泵的控制点，特性曲线尚在陡峭区，故无不平衡现象，流量在退到A点时，由于过A点还须开着恒泵，故不能关闭恒泵。（4）流量后退至E点，这时可停恒泵，此时调泵还在起作用，故无缔切现象。但调泵绝不能再退到F点以后才停恒泵，这样就如第1种情况一样，又会发生缔切现象。调泵容量小于恒泵容量是不利的，所以可得出结论，在调泵与恒泵组合运行时，每当需要停1台恒泵，只要待停的1台恒泵容量小于继续运行的调泵（包括1台调泵和若干此调泵能带动的恒泵，此种情况可以1台大容量调泵看待）总容量时，运转起来不会发生缔切现象，开停频繁不平稳情况也会减少。实际运行时，一般调泵由于调速设备的影响，使调泵不能维持其预定的转速，而使调速的压力有1个非线性的跌落值。据有关资料推荐，调泵运行，一般要保持要求的最大流量时的压力时，则该泵流量为零时的设定压力，要比该点要求的实际压力约大10%。美国Michata城水泵站的水泵投入生产的共有7台，其中1台调泵、6台恒泵，每台每d额定送水量94625m3，转数900r/min，恒泵功率1337.7kW，调泵功率1385.4kW，调泵比恒泵功率高3.5%，认为就是为了补偿电机在调速状态下，因为不减低要求的水泵转数而增加的功率。为了避免在使用调泵运转时，比该泵在恒速时要有的转数减低，影响使用效果，甚至在出现大流量，不能达到给定压力，同时结合国内情况，使能安全、可靠及有效的运行，以达到预定的结果，建议选择的调速电机，其功率要超过该电机用在恒速运转时功率的5%，或选泵时也可以考虑所选得的调泵H-Q选择性曲线，要适于调速后合乎预定要求。 2水泵站采用调速设备 选用调速设备后，有的水厂并没有得到节电效果，得不偿失。鉴于设备本身价格昂贵，选用它除了要做技术经济比较之外，还需详细计算选择调速设备的必要性，所选调速设备的调速范围，运行中适应工况变化的最佳转速等。 2.1泵站综合效率计算 调速设备选型之后，为判断供水系统是否应该采用调速设备，以及采用调速设备后是否提高效率，应对泵站进行综合效率计算。综合效率计算η综合见（1）式：η综合＝η泵·η传·η管·η电·η池（1）（设η池＝1，忽略水池进出的水头损失之差）式中η泵—水泵工作点效率；η传—由传动方式决定的传动效率；η管—管路输出功率与输入功率之比，η管＝H净／H全；η电—电动机的效率，根据水泵的轴功率N轴及传动效率算出电动机的有效功率N效，再根据电动机的输入功率N入计算得出电动机效率见（2）式N效＝N轴／η传η电＝N效／N入（2）η传＝1（水泵和电动机是直接传动时）。按η综合＝η泵·η传·η管·η电计算出泵站的综合效率。低于55％，应对泵站内各环节的效率进行分析，设法提高该泵站各个环节的效率。采用水泵调速是提高水泵站效率的办法之一。选定调速型式之后，应再计算调速后的综合效率是否提高。 2.2调速泵的最佳转速计算 在采用调速设备的供水系统中，调速设备的最佳转速就是满足管路工况要求时，水泵运行的最佳工况。这工况只有1个点，这个点是管路特性曲线与水泵最高效率抛物线的交点，在转速的变化范围为40％以内满足管路特性曲线上任一工况，都能找到相应的较佳转速。多台泵并联时，C值按水泵并联后的额定工况点参数计算。如果净扬程是变化的，那么最佳转速也是变化的，运行中可根据净扬程的变化，调至最佳转速，使其高效运行。 2.3变频器外置安装 这种安装方式，需要额外的空间放置变频器。变频器与电机之间需要电缆连接，如果距离过长，需要专业的屏蔽电缆连接。在初始投
目录 1 锅炉设备系统简介 (1) 1.1锅炉整体布置 (1) 1.2循环回路 (1) 1.3燃烧系统流程 (2) 1.4过热蒸汽流程 (2) 1.5再热蒸汽流程 (3) 2 设备规范 (4) 2.1锅炉设备概况 (4) 2.2锅炉要紧参数 (9) 3 锅炉主控各系统 (14) 3.1给煤系统 (14) 3.2石灰石系统 (15) 3.3床料的补充 (17) 3.4燃油系统 (17) 4 试验与养护 (19) 4.1检修后的检查验收 (19) 4.2设备试验总则 (19) 4.3主机联锁爱护试验规定 (20) 1 / 1
4.4水压试验 (21) 4.5过热器反冲洗 (25) 4.6安全门试验 (25) 4.7锅炉主联锁爱护 (26) 4.8锅炉烘炉养护 (28) 5 锅炉机组的启动 (29) 5.1总则 (29) 5.2启动前检查工作和应具备的条件 (29) 5.3锅炉上水 (32) 5.4锅炉底部加热 (33) 5.5冷态启动 (34) 5.6锅炉的温态启动和热态启动 (39) 6 锅炉运行中的操纵与调整 (42) 6.1运行调整的要紧任务 (42) 6.2定期维护工作及规定 (42) 6.3运行中要紧参数的操纵范围 (43) 6.4锅炉的运行调节 (43) 7 停炉及停炉后的保养 (51) 7.1停炉的有关规定 (51)
7.2停炉前的预备工作 (51) 7.3正常停炉 (51) 7.4锅炉的快速冷却 (52) 7.5锅炉放水 (52) 7.6停炉至热备用 (53) 7.7停炉的注意事项 (53) 7.8停炉后的保养 (53) 8 锅炉事故处理 (55) 8.1事故处理原则 (55) 8.2紧急停炉条件 (55) 8.3请示停炉条件 (56) 8.4紧急停炉的操作步骤 (56) 8.5床温高 (57) 8.6床温低 (58) 8.7床压过高或过低 (59) 8.8单条给煤线中断 (60) 8.9两条给煤线中断 (61) 8.10水冷壁泄漏及爆管 (62) 8.11过热器泄漏及爆管 (63) 1 / 1
循环流化床给煤机介绍 1、产品概述 目前世界上，专业研制开发循环流化床给煤、给料设备的制造商仍然是美国STOCK设备公司，我国最早的流化床电厂：宁波中华纸业自备电厂，镇海炼化自备电厂均采用美国STOCK给煤机。即便现在，在流化床锅炉给煤设备基本国产化的情况下，国内首台300MW 循环流化床电厂－四川白马电厂的给煤机仍然采用美国STOCK给煤机。 循环流化床电厂在我国发展的历史并不是很长，九十年代初在我国沿海城市开始建设，我公司是国内首家提供与循环流化床锅炉配套的计量给煤机、计量石灰石给料机和埋刮板给煤机的设备制造厂家。目前，国内最早的CFB用户－杭州热电厂、重庆爱溪电厂给煤机已运行8、9年，情况较好。这些电厂是我公司第一代产品。2001年，芬兰FW公司总包的上海石化自备电厂，2004年我国投建的300MW循环流化床电厂云南小龙潭电厂、内蒙蒙西电厂，这些电厂系统及设备的复杂程度均高于目前国内流化床电厂的给煤形式，给煤机和给料机在国内唯一选中沈阳STOCK公司。 微机控制称重式计量给煤机是燃煤电厂锅炉系统中的关键辅机设备之一，在CFB锅炉系统中称重式计量给煤机的首要功能是将煤连续均匀的送入锅炉中，同时通过微机控制系统，在运行过程中完成
准确称量并显示给煤情况，同时根据锅炉燃烧情况自动调节控制不同煤种给煤量，使供煤量与燃烧空气量配比科学，保证燃烧始终处于最佳状态，即保证实际给煤量与锅炉负荷相匹配，进而保证电厂获得最佳经济效益。 我公司生产的给煤机是集十几年研制，生产给煤机的经验,并融合目前世界上先进美国STOCK公司称重式给煤机和其他类型给煤机的优点研制开发的结构合理，性能先进，运行安全可靠的理想给煤设备。 2、产品组成系统说明 对于CFB锅炉系统，称重式计量给煤机系统主要由：煤仓出口煤闸门，上部落煤管，可调联接节，称重式计量给煤机等部分组成。其中称重式计量给煤机由给煤机本体，微机控制系统、主驱动电机、主驱动减速机、清扫机构驱动电机、清扫机构驱动减速机、称重系统、报警保护系统等主要部分组成。 在CFB锅炉系统中，由于燃料（煤）是由给煤机直接给到锅炉中的，因此给煤机能否连续，可靠的运行是尤为重要的。如果给煤机不能可靠的运行，实现连续给煤不仅加大设备的维护量，更为严重的是影响锅炉的运行，降负荷甚至停炉。
质量经济性分析报告 一、基本情况 根据GB/T19001-2008《质量管理体系要求》和G JB9001B-2009《质量管理体系要求》质量管理体系过程“5.6.2.2 财务部门负责提供质量经济性分析报告。”和“8.4.2 d)财务部门负责质量成本统计和质量经济性数据分析（按作业指导书《质量经济性统计和分析实施细则》）”的要求，财务部编制的质量经济性分析报告作为管理评审输入之一。为此，财务部采用了“质量成本法”，根据从质管部、经营部、生产部、经核室、工艺室等部门传递过来的质量、工艺工时、材料消耗等数据，结合本部门形成的生产经营财务数据，按照预防成本、鉴定成本及内、外部故障损失等四个方面进行了质量成本的统计分析，同时结合生产经营财务数据分析了质量成本的变动状况，对质量管理体系的财务支出有效性进行了评价，并针对一些问题提出了相应的改进方向，以便综合实施质量改进，不断提高我公司质量管理体系的有效性和经济性。 为了真实地反映公司质量管理体系的财务状况，财务部根据本公司有关职能部门提供的有关质量成本数据，从财务会计账簿中收集了有关财务信息，按照质量成本核算办法，进行了统计、核算、分析、汇总、报告，并从财务角度识别质量管理体系上的薄弱环节及其无效的管理活动活动，从提出完善质量体系的方向，提高质量管理体系的经济性。 二、综合分析 现将2011.7～2012.6期间的质量经济性分析结果汇报如下：
（一）质量成本构成关系分析 2011年7月至2012年6月质量总成本约为165.13万元(详见下表)。 质量成本构成关系如下图所示。其中比例最高的是鉴定成本，为70.64%；最低的是外部损失成本，为0.31%。 各项质量成本的组成如下：
通过查阅相关资料获悉，8个车速测试工况（除工况6）均是采用国际标准工况，模拟日常道路实际行驶情况。主要是测试汽车在不同的驾驶环境下所产生的油耗，并能通过尾气排放量和成分分析对环境的污染程度，以制定更加合理有效的道路行驶政策。不同国家采用的测试工况是因国情而异的。 由于测试工况只是模拟实际驾驶情况，与实际油耗有一定的差距，如实际路况的差异，不同驾驶员驾驶习惯的差异，但可作为一种参考。一般情况下，正常车辆通过模拟工况碳当量法所测出的油耗与实际油耗在2L以内都属于正常情况。 下面对各个测试工况进行详细分析： 工况1（ECE 15）： 又称作“ECE 15工况”，该限值和试验方法标准是参照联合国欧洲经济委员会（ECE）的排放法规制定的。由怠速、加速、等速、减速等共计15种不同车速和负荷组成一个试验循环的一种试验工况，一个循环周期为195秒，完成整个循环测试需要经过4个循环共计780秒，每个循环的行驶距离为6.95km。最高车速50km/h，平均车速19km/h。适用于市区内的车辆行驶情况。 工况2（EUDC）： 又称作“城郊高速公路工况”，EUDC工况一个循环为400秒，最高车速120km/h，平均车速62.5km/h。 目前一般是将工况1和2结合使用，即四个城市模拟工况加一个城郊模拟工况，如图1所示。工况总运行时间为1180秒，我国和欧洲均采用此测试工况。由图可知，无论是城市工况和市郊工况，变速度行驶时间都比较短，然而在市区日常使用中，基本上没有长时间稳定车速行驶工况出现。 图1 ECE+EUDC工况模拟循环 工况测试基本参数如表1所。
表1 基本参数 工况3（EUDC，Low Power）： 此工况为车辆在低功率情况下行驶的城郊高速工况，最高车速为90km/h。与工况2相比，此工况车速达到90km/h后，没有继续加速至120km/h的过程，而是匀速到359秒时减速至0。 工况4（FTP75,Cold Start）： 即Federal Test Procedure，是美国所采用的一种市区模拟循环测试工况，此工况分为三个阶段，包括冷启动阶段，暂态阶段和热启动阶段。其中从测速曲线图来看冷启动和热启动的车速曲线相同，分别运行时间为505秒，过渡阶段运行864秒，总计1874秒。最大车速91.45km/h，平均车速34.1km/h。工况4为冷启动阶段。 工况7（FTP75,Cold Start，Short）： 从车速曲线上分析此工况为工况4的车速曲线进入第二次怠速之后的部分曲线。 工况8（FTP75，Transient）： 此工况即为上文所提到的第二阶段，过渡阶段。 在实际测试过程中一般将三个阶段结合使用，测试曲线如图2所示。 图2 美国FTP75工况市区测试曲线
循环流化床锅炉的运行
循环流化床的运行 一、点火启动前的检查与准备 1. 检查所有阀门，并置于下列状态 (1) 主汽阀经开关试验后关闭，主汽管旁通阀关闭； (2) 给水头道阀，给水旁通阀关闭。省煤器再循环阀关闭（锅炉需要上水时）。 (3) 各集箱的排污、混合集箱放水阀，连续排污二次阀、事故放水阀关闭；定期排污总阀、连续排污一次阀开启。 (4) 过热器出口集箱疏水阀、主汽管隔离门前疏水阀开启；过热器入口集箱疏水阀关闭。 (5) 蒸汽及锅水取样一次阀、锅筒加药一次阀开启。 (6) 锅筒所有水位计的气阀、水阀均开启；放水阀关闭。 (7) 所有压力表的一、二次阀开启。 (8) 导汽管及汽包空气阀、过热器对空排汽阀开启。 2. 人员联系，做好下列准备 (1) 辅机值班人员：启动给水泵为锅炉上水。 (2) 热工值班人员：各仪表投入工作状态。 (3) 电气值班人员：电气设备送电。 (4) 化验值班人员：化验锅水品质 (5) 燃料值班人员：给煤斗上煤。 3. 锅炉上水 (1) 上水使用软化水，温度不得超过90℃ (2) 如锅炉内原已有水，需经化验合格后才能使用。 (3) 锅炉上水时，应走旁通阀向锅炉给水。 (4) 在上水过程中，应检查锅炉汽包人孔、各集箱子孔、各法兰、阀门等，是否有泄漏现象，当发现泄漏时，应立即停止上水，处理后重新上水。 (5) 锅水上至水位计正常水位处，应停止上水，水位应维持不变，若水位下降，应查明原因，予以消除。 (6) 在升火前，必须开启省煤器再循环阀，以便在升火期间使省煤器形成水循环。 4. 上底料
(1) 启动给煤机将底料输送到炉膛，然后用人工将底料铺开，厚400~500cm，再将煤输送到炉膛，加煤过程中要时刻观察煤的高度免堵住给煤机口卡死给煤机。 (2) 将煤均匀铺开约100mm 厚，然后启动引风机，送风机进行平料，平料的风压应达到8000 Pa。 二、点火启动 (1) 锅炉点火应做好人员、物料的准备工作。 (2) 打开省煤器再循环，检查返料器放灰门是否关闭，其他一切准备工作是否就绪 (3) 启动油泵，打开油路再循环，采用轻柴油点火。 (4) 启动引风机、送风机，保持送风开度约15~20%，保持微流化状态点火，调整油枪，使油枪火焰覆盖火床三分之二。启动二次风机，开度35%。 (5) 增大引风、送风，保持负压，送风开度约35%，风压达到6000 Pa以上，开大油枪进行预热，观察底料温度上升情况，调整喷油量使预热时间约在60~80min。 (6) 预热后，降低送风开度25%~30%，开始升温约5~80℃/min。观察炉膛及底料情况，30min 上升至500℃左右。 (7) 将送风挡板再减少2%~3%，使炉膛温度升高爆燃，发现底料及炉膛温度急骤上升，这时迅速开启送风挡板，若温度达到1000℃左右仍有上升之势可开大引风，送风及二次执风，温度不再上升时启动给煤机，利用给煤调整温度，温度稳定后关闭油枪。 (8) 检查返料器进行少量放灰，全面检查锅炉本体与辅机，若一切正常可停油泵、关闭省煤器再循环。 (9) 在着火初期，严格控制炉膛温度，根据情况停二次风机，开大一次风机 2. 升压 (1) 点火成功正常后，可开启旋风返料风门与下部放灰门，使其流化循环，直到进入正常状态关闭下部放灰门。 (2) 锅炉点火至并汽应不少于3h，特别是点火初期，应严格控制炉膛温度上升不应过快，升压速度也应缓慢进行 (3) 在升压过程中，可根据需要开大或关小对空排汽，如需中间补水应先关省煤
质量经济性分析程序 文件编号：QP0603 1 目的 本程序规定了本企业质量经济性分析的方法，对质量的过程绩效与质量目标 进行比较，识别改进机会。 2 适用范围 本程序适用于本企业军品质量成本的统计、核算和经济性分析。 3 术语和定义 3.1 质量成本——将产品质量保持在规定的水平上，所需的费用，包括预防费 用、 鉴定费用、内部故障费用和外部故障费用。 3.2 预防成本——为预防不合格所产生的费用。 3.3 鉴定成本——评定产品质量是否满足规定要求所产生的费用 3.4 内部故障成本——产品出厂前不满足规定要求而支付的费用 3.5外部故障成本——产品出厂后，因不满足规定的质量要求，导致的索赔、 修理、 更换等支付的费用。 4职责 4.1 核算科负责质量成本的统计核实、汇总、分析管理，质量科配合做好质量 经济性分析。 4.2 相关部门配合实施。
5 管理程序 5.1 质量成本费用的归集原则 质量成本费用的归集从以下四个方面来进行： 5.1.1 为保证产品质量而支付的费用； 5.1.2 为鉴定材料、半成品、成品而支付的费用； 5.1.3 因产品本身缺陷，而处理所发生的一切费用； 5.1.4 售后产品在顾客使用过程中，因质量问题而导致的一切费用。 5.2质量成本费用进入会计核算的分类 5.2.1凡质量培训、质量管理活动、质量改进措施、质量评审等发生的费用，专职质量管理人员工资及提取的职工福利基金等开支，应计入预防成本。 5.2.2凡试验、检验费、质检部门办公费、检测设备维修折旧费、专职从事质量试验、检验工作人员的工资总额及提取的职工福利基金及其开支，应计入鉴定成本。 5.2.3 因报废和不合格损失、返工、返修费用、降级损失、事故处理费及因质量问题而导致的停工、停产损失等开支应计入内部故障成本。 5.2.4凡涉及因外部处理质量问题所发生的索赔损失、更换修理损失和质量争端 的处理费用等开支应计入外部故障成本。 5.3.1质量成本的统计、核算 5.3.1各相关部门确定质量成本统计核算员，随时收集、统计、汇总本部门有关质量成本的所有原始单据、凭证。每季度汇总一次，填写相关的质量成本统计表，经部门负责人审核签字后，并于每季度初10日前报核算科。 5.3.2核算科依据各相关部门上报的数据汇总，按季编制产品质量成本报表。
实用文档 质量经济性分析报告 一、基本情况 根据GB/T19001-2008《质量管理体系要求》和GJB9001B-2009《质量管理体系要求》质量管理体系过程“5.6.2.2 财务部门负责提供质量经济性分析报告。”和“8.4.2 d)财务部门负责质量成本统计和质量经济性数据分析（按作业指导书《质量经济性统计和分析实施细则》）”的要求，财务部编制的质量经济性分析报告作为管理评审输入之一。为此，财务部采用了“质量成本法”，根据从质管部、经营部、生产部、经核室、工艺室等部门传递过来的质量、工艺工时、材料消耗等数据，结合本部门形成的生产经营财务数据，按照预防成本、鉴定成本及内、外部故障损失等四个方面进行了质量成本的统计分析，同时结合生产经营财务数据分析了质量成本的变动状况，对质量管理体系的财务支出有效性进行了评价，并针对一些问题提出了相应的改进方向，以便综合实施质量改进，不断提高我公司质量管理体系的有效性和经济性。 为了真实地反映公司质量管理体系的财务状况，财务部根据本公司有关职能部门提供的有关质量成本数据，从财务会计账簿中收集了有关财务信息，按照质量成本核算办法，进行了统计、核算、分析、汇总、报告，并从财务角度识别质量管理体系上的薄弱环节及其无效的管理活动活动，从提出完善质量体系的方向，提高质量管理体系的经济性。 二、综合分析 现将2011.7～2012.6期间的质量经济性分析结果汇报如下：
（一）质量成本构成关系分析 2011年7月至2012年6月质量总成本约为165.13万元(详见下表)。 质量成本构成关系如下图所示。其中比例最高的是鉴定成本，为70.64%；最低的是外部损失成本，为0.31%。 各项质量成本的组成如下：
电锅炉项目 可行性分析报告 规划设计 / 投资分析
电锅炉项目可行性分析报告说明 该电锅炉项目计划总投资6187.40万元，其中：固定资产投资4904.50万元，占项目总投资的79.27%；流动资金1282.90万元，占项目总投资的20.73%。 达产年营业收入10289.00万元，总成本费用7838.40万元，税金及附 加118.92万元，利润总额2450.60万元，利税总额2907.53万元，税后净 利润1837.95万元，达产年纳税总额1069.58万元；达产年投资利润率 39.61%，投资利税率46.99%，投资回报率29.70%，全部投资回收期4.87年，提供就业职位142个。 重视施工设计工作的原则。严格执行国家相关法律、法规、规范，做 好节能、环境保护、卫生、消防、安全等设计工作。同时，认真贯彻“安 全生产，预防为主”的方针，确保投资项目建成后符合国家职业安全卫生 的要求，保障职工的安全和健康。 ...... 主要内容：概况、背景和必要性研究、项目市场前景分析、建设内容、选址可行性分析、工程设计方案、工艺先进性、环境保护和绿色生产、安 全经营规范、风险评估、节能可行性分析、项目进度方案、投资计划方案、经济效益、综合结论等。
第一章概况 一、项目概况 （一）项目名称 电锅炉项目 （二）项目选址 某某新兴产业示范基地 （三）项目用地规模 项目总用地面积19589.79平方米（折合约29.37亩）。 （四）项目用地控制指标 该工程规划建筑系数59.92%，建筑容积率1.11，建设区域绿化覆盖率7.29%，固定资产投资强度166.99万元/亩。 （五）土建工程指标 项目净用地面积19589.79平方米，建筑物基底占地面积11738.20平方米，总建筑面积21744.67平方米，其中：规划建设主体工程15823.74平方米，项目规划绿化面积1585.43平方米。 （六）设备选型方案 项目计划购置设备共计66台（套），设备购置费1730.25万元。 （七）节能分析 1、项目年用电量407155.46千瓦时，折合50.04吨标准煤。
3＃循环流化床锅炉运行规程 （试用行） 编写： 审核： 批准： 延安热电厂锅炉分场
目录 第一篇锅炉机组的运行 第一章锅炉设备规范和燃料特性 (4) 第一节锅炉设备规范 (4) 第二节燃料及石灰石特性 (13) 第二章锅炉机组启动或检修后的检查与试验 (14) 第一节启动前的检查与试验 (16) 第二节水压试验 (16) 第三节冲洗过热器 (17) 第四节漏风实验 (18) 第五节布风板的均匀性实验 (18) 第六节锅炉的烘炉与煮炉 (18) 第三章锅炉机组的启动 (19) 第一节启动前的准备 (19) 第一节锅炉点火 (20) 第二节锅炉的升压 (21) 第三节锅炉机组启动要求及注意事项 (22) 第四节锅炉的并列 (23) 第四章运行中的监视和调整 (23) 第一节运行调整的任务和目的 (23) 第二节水位的调节 (23) 第三节汽温和汽压调节 (24) 第四节燃烧的调节 (24) 第五节锅炉压火与热启动 (25) 第六节锅炉的排污 (25) 第七节锅炉的吹灰 (26) 第八节锅炉的排渣 (27) 第九节自动装置的运行 (27) 第十节转动机械运行 (27) 第五章锅炉机组的停止 (28) 第一节锅炉的停止 (28) 第二节锅炉的停炉后的冷却 (28)
第三节锅炉停炉检查项目 (28) 第四节锅炉的防冻 (29) 第五节锅炉停炉保护 (29) 第二篇锅炉机组事故处理 第一节故障停炉 (30) 第二节锅炉缺水 (30) 第三节锅炉满水 (31) 第四节汽水供腾 (32) 第五节汽包水位计损坏 (33) 第六节给水管道水冲击 (33) 第七节蒸汽管道水冲击 (34) 第八节水冷壁管损坏 (34) 第九节主蒸汽管道爆破 (35) 第十节省煤器损坏 (35) 第十一节过热器管损坏 (36) 第十二节减温器损坏 (37) 第十三节烟道可燃物再燃烧 (37) 第十四节锅炉灭火 (38) 第十五节炉床超温及结焦 (38) 第十六节返料器结焦 (39) 第十七节负荷骤减 (39) 第十八节厂用电中断 (40) 第十九节风机故障 (41) 第三篇电除尘器运行规程 第一章电除尘器的结构 (42) 第一节结构形式及规范 (42) 第二节主要技术特性 (42) 第二章设备的安全规程 (43) 第一节人身安全 (43) 第二节进入电除尘内部的安全注意事项 (43) 第三章电除尘器的运行 (43) 第一节电除尘器的运行前的检查 (43) 第二节电除尘器的运行、停止 (44) 第四章电除尘器辅助设备的运行 (45) 第一节电除尘器辅助设备的规范特性 (45) 第二节除灰系统运行注意事项 (45) 第三节除尘系统的运行 (45) 附录一：循环流化床锅炉的调整
燃气锅炉与煤锅炉、燃油锅炉、电锅炉、电暖器的经济技术 分析比较 锅炉可以燃用各种能源，包括天然气、煤、柴油、电，为了有利于应用，我们将对四种规格（1吨、2吨、3吨、4吨）的小型锅炉在燃用天然气、煤、柴油、电的各个方面作出比较，以供参考。 四种类型锅炉初始固定投入比较 从上图所给数据可以看出： 1、在1吨、2吨、3吨的锅炉中，燃气锅炉、燃油锅炉的初始固定投资是最少的; 在4吨的锅炉中，燃煤锅炉的初始固定投入是最少的； 2、在锅炉的使用寿命中，燃气锅炉一般为20年，是各种类型锅炉中寿命最长的; 3、在锅炉的折旧率中，1吨、2吨、3吨、4吨的燃气锅炉均远远低于同等规格
的其它类型的锅炉，无形之中减少了固定资产的流失。 因此，在各种类型锅炉固定资产的投资方面，投资于燃气锅炉无疑是一种更好的选择。 :、四种类型锅炉年度运行费用比较 （以每日制55C热水10吨，升温40C为例） 从以上估算模型中，我们可以的出结论： 1、在未明确的日常维护费用数据的基础上，燃煤锅炉的年运行费用是最低的； 2、燃煤锅炉的日常维护成本远远高于燃气锅炉，如果把日常维护费用计算在内, 燃气锅炉的年运行费用将远低于燃煤锅炉，为四种类型锅炉中运行成本最低的； 3、燃煤锅炉的人工费用要视生产情况而定，如果昼夜生产，则必须实行倒班制度，两个人是最少选择，这将会大大增加燃煤锅炉的年运行费用。 因此，在各种类型锅炉的年运行费用上，燃气锅炉是最有潜在优势的一种选择
三、四种类型锅炉其它因素比较 在影响锅炉选择的其它因素比较中，我们可以发现： 1、从环保的角度来看，燃气锅炉、用电锅炉对环境是无污染的，是首选； 2、从配套设施的要求来看，燃气锅炉、用电锅炉节省了大量人力、物力和场地， 是首选； 3、从政府政策方面来看，近些年来，政府对天然气的推广使用是大力提倡和支 持，却因为节能减排、粉尘污染、矿渣处理等问题限制燃煤锅炉的应用；因为碳的高排放、二氧化硫等酸性气体排放，不提倡燃油锅炉的推广；出于节能减排的考虑，会适当的拉闸限电，限制了用电锅炉的发展，所以燃气锅炉无疑是首选。 因此在影响锅炉选择的其它因素比较中发现，燃气锅炉是首选。 四、燃气锅炉与煤锅炉、燃油锅炉、电锅炉的经济技术分析比较 在综合燃气锅炉、煤锅炉、燃油锅炉、用电锅炉的初始固定投入、年度运行费用和其它因素等三大方面的比较，我们不难发现：在初始固定投入、折旧率、年度运行费用和政府政策支持等方面都占优势的燃气锅炉无疑是最佳选择。