过热注汽锅炉与常规注汽锅炉能效对比

YZG22.5油田注汽炉说明书

YZG22.5-14/360-G型油田过热注汽锅炉 使用说明书 编制： 校对： 审核： 哈尔滨鑫北源电站设备制造有限公司 二零一四年二月

简介 油田注汽锅炉是稠油热采的专用设备，属油田专用A级直流锅炉。其产生的高温、高压湿饱和蒸汽注入油井加热原油，降低稠油的粘度，改善稠油的流动性，大幅度提高稠油的采收率。 YZG22.5-14/360-G型油田过热注汽锅炉是卧式强制循环直流锅炉，专门针对SAGD 开发工艺技术的特殊要求而设计的，与传统的注汽锅炉相比，该型锅炉蒸汽出口为过热度为2-23℃，适用于注汽压力在14MPa以下的超稠油区块开发。该型锅炉充分考虑了冬季室外运行的防冻、停炉排水等问题，具有现场安装简单、锅炉管束和耐火绝热层维修方便，运行操作方便等优点。控制系统采用新型触摸屏控制，具有强大的控制和通讯功能。 YZG22.5-14/360-G型油田过热注汽锅炉的主要技术参数如下： 额定蒸发量：22.5t/h 额定工作压力：14MPa 额定蒸汽温度：360℃热效率：90.0% 过热度：2-23℃燃料：天然气 控制方式：触摸屏 + PLC控制承载方式：撬座 外形尺寸(长×宽×高):35900×5798×9985mm 设备重量：125816Kg 由于注油过热注汽锅炉结构的特殊性及较高的安全要求，特制定本说明以指导安装、操作和维护。 2.1 原理 2.1.1 水汽系统 从油田水处理装置来的合格软化水，进入给水泵升至工作压力后，经孔板流量计、单向阀、截止阀后进入水—水换热器外管，与对流段出来的热水换热后，温度（90℃-120℃）升高到露点温度以上，然后进入对流段。对流段入口水温可用旁路阀门来进行调节。水在对流段中经高温烟气对流换热（吸收约40%的热量），再进入水—水换热器内管，与锅炉给水换热后进入辐射段（吸收约50%的热量）继续加热蒸发，使其转变为干度为80%的高温高压湿饱和蒸汽。进入汽水分离器，由于汽和水存在的重度差，干蒸汽在汽水分离器内螺旋上升运动并形成汽柱，而饱和含盐水则旋转下降，从而实现汽水分离。分离出来的干饱和蒸汽在额定工作条件下流量为22.5t/h，温度为340℃，进入过热器，过热器烟气侧烟温可达928℃，干饱和蒸汽被加热为过热蒸汽，过热器出口蒸汽温度可达456℃，工作压力为14MPa,经长颈喷嘴，测量过热蒸汽流量，进入喷水掺混器，过热蒸汽与汽水分离器出来的高温饱和水进行混合，混合过程中，饱和水被汽化，过热蒸汽的温度降低，经单向阀、截止阀后，进入注汽管网的过热蒸汽温度为360℃，工作压力为14Mpa。

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究参考文本

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究参 考文本 使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 注汽锅炉是用于在稠油开采过程中向稠油层注入高压 蒸汽的注蒸汽稠油热采的关键设备，而蒸汽干度是检测油 田注汽锅炉的重要指标，直接影响稠油热采的效果。注汽 锅炉的蒸汽干度控制影响因素中最主要的就是人为因素， 对油田注汽锅炉的运行产生不利影响，同时，直接影响了 稠油热采的效果。因此，对油田注汽锅炉蒸汽干度控制方 法研究正向着自动化控制的方向迈进。本文简单介绍了油 田注汽锅炉蒸汽干度控制的现状，重点分析了注汽锅炉蒸 汽干度控制的重要指标，提出了干度控制的方法，即模糊 控制方法和预测控制方法。 我国社会经济发展越来越快，对石油资源的依赖程度

也越来越高。我国大部分地区勘明的石油资源为高粘度重质石油，也叫做稠油，顾名思义，稠油的粘度和密度都很高，这就给石油开采技术提出了更高的要求。因此，为提高油田稠油开采能力，必须采用注汽锅炉往井下注入适当干度蒸气的方法，这样能够使油层加热，原油受热膨胀，粘度就会降低，大大提高了稠油的开采能力，往井下注入的蒸汽必须是温饱和蒸汽，不能是过热的蒸汽，采用蒸汽干度来检测蒸汽状态。蒸汽干度指的是单位质量湿蒸汽中含有的饱和蒸汽的质量。只有提高蒸汽干度的控制，才能保证注汽锅炉的蒸汽质量。 油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统现状 传统的油田注汽锅炉控制系统采用的是仪表监控和手动控制的方式，控制效率低，能源浪费严重，稠油开采效率较低。国内外加快了对油田注汽锅炉控制方法的研究，目前主要有：串级PID控制方法、模糊-PID双模控制方

锅炉汽温调整的方法和注意事项

锅炉汽温调整的方法和注意事项汽温是机、炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生搬硬套。 一、机组正常运行中的汽温调节 汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大，通常情况下需要3-5分钟左右温度才会开始变化；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。因此正常运行过程中，应保持减温水调整门具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，由于阀门的特性原因它的调节能力减弱，也就是减温水流量变化相对较小，此时应观察同侧另一级减温水流量是否偏大，并及时对其的减温水流量进行重新分配，另外还可以对燃烧进行调整（在炉膛氧量允许时可适当加大风量，或调整风门使火焰中心上移），使汽温回升、减温器开启。如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），

同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以达到关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。 总之，在机组正常运行时，各级减温后的蒸汽温度在不同工况下是不相同的。应加强对各级减温器后蒸汽温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。建议在负荷发生变化时应将减温水且为手动调整，避免汽温大幅度波动。 二、变工况时汽温的调节。 变工况时汽温波动大,影响因素众多,值班员应在操作过程中分清主次因素,对症下药,及早动手,提前预防.必要时采取过调手段处理,不可贻误时机,酿成超温事故。变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。目前机组在投入BLR方式下运行时，机组负荷变化频繁且幅度较大。下面对几种常见情况分析如下: 1、正常加减负荷时的汽温调节。 正常加负荷时，在汽轮机调门开度增加，锅炉压力下降自调系统开始增加燃料量、风量。而汽温的变化要滞后于燃烧侧的热负荷的增加。对于过热器来说，由于蒸发量的增加，对过热汽温有一定的补偿能力，所以过热汽温的变化是滞后与负荷变化速度的（它随着负荷的增加燃料量、蒸汽压力、蒸汽流量的增加而增快的）。也就是说负荷

油田注汽锅炉水处理装置经济运行技术研究

油田注汽锅炉水处理装置经济运行技术研究 顾　嵘,杨　彬,郝　军,赵红岩 (新疆油田分公司重油公司,新疆克拉玛依) 摘　要:简要介绍了油田注汽锅炉水处理装置运行现状、存在问题以及解决方法,通过对软化装置和除氧装置工艺进行改造,合理调控运行参数,引进应用了硬度在线监测装置等手段,有效地降低了水处理装置运行成本。 关键词:钠离子交换剂;交换软化;真空脱氧;化学除氧 油田注汽锅炉是随着重油热力开采而迅速发展起来的一种新型工业锅炉,是一种高压直流锅炉。直流锅炉对给水质量要求较高,为使锅炉给水质量达标,保证锅炉安全经济运行,油田注汽锅炉配有专用水处理装置,来进行锅炉给水处理。由于水处理装置部分工艺流程和控制系统方面存在的不足及缺陷,使得锅炉水处理装置在生产合格给水的同时,吨水处理成本偏高,影响了注汽锅炉安全经济运行。经过深入细致的调研和探索,终于成功的解决了油田注汽锅炉水处理装置存在的问题。1　软化装置运行技术研究1.1　软化再生工艺改造研究 当钠离子交换剂失效后,为了恢复其软化能力,必须用Na +再生剂进行再生,油田注汽锅炉水处理 采用的再生剂为食盐(NaCL)溶液。再生是离子交换器使用过程中十分重要的一个环节,再生效果的好坏直接影响软化器出水质量。现场运行中就出现再生时间长、再生剂流量小、再生后效果差、离子交换剂使用时间短、失效快的现象。经开罐检查发现以上情况均是二级交换器内的布盐器堵塞、脱落造成的。原设计二级罐内装有布盐器,布盐器易堵,再生进盐时压力较低(0.2～0.3M Pa ),盐水不能将堵塞物冲开,造成进盐量小,影响进盐、置换。造成一级罐树脂得不到充分还原,使用时间短。为此联合站技术人员通过研究决定改造原再生工艺流程。根据改造方案,对水处理再生工艺流程进行了改造,去除了二级罐内的布盐器,变更了一、二级罐之间盐路连接方式,如图1 所示。 图1　改造后工艺流程 1.2　交换器软化能力提高研究 1.2.1　交换器的周期制水量的调整 正常工作的离子交换器,不论进入去硬度交换器的生水硬度如何变化,其出水(软水)的残留硬度都不受影响。交换剂开始运行时,软水残留硬度较 高,此情况短时间就消失,这种现象是正常软化水量的。然后软水的残留硬度就很小,并保持平稳,直到快失效前残留硬度迅速增高,失效以后的曲线称为(尾部)。性能越好的交换剂,其尾部的失效曲线应越接近于垂直。若失效曲线很倾斜,则说明尾部交换能 11 　2007年第5期 内蒙古石油化工 收稿日期:2006-11-12

影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施

仅供参考[整理] 安全管理文书 影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共8 页

影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施 锅炉运行中，如果汽温过高，将引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故。从以往锅炉受热面爆管事故统计情况来看，绝大多数的炉管爆破是由于金属管壁严重超温或长期过热造成的，因而汽温过高对设备的安全是一个很大的威胁。蒸汽温度低的危害大家也是知道的，它将引起机组的循环效率下降，使煤耗上升，汽耗率上升，新蒸汽温度过低时，带来的后果就不仅仅是经济上的问题了，严重时可能引起蒸汽带水，给汽轮机的安全稳定运行带来严重的危害，所以规程上规定机组额定负荷下新蒸汽温度变化应在+5℃～-5℃之间。 一、影响过热汽温变化的因素 1、燃料性质的变化：主要指燃料的挥发份、含碳量、发热量等的变化，当煤粉变粗时，燃料在炉内燃烬时间长，火焰中心上移，汽温将升高。当燃料的水份增加时，水份在炉内蒸发需吸收部分热量，使炉膛温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使辐射过热器的吸热量降低，对流过热器的吸热量增加。 2、风量及其配比的变化：炉内氧量增大时，由于低温冷风吸热，炉膛温度降低，使炉膛出口温度升高。在总风量不变的情况下，配风的变化也会引起汽温的变化，当下层风量不足时，部分煤粉燃烧不完全，使得火焰中心上移，炉膛出口烟温升高。 3、燃烧器及制粉系统运行方式的变化：上层制粉系统运行将造成汽温升高，燃烧器摆角的变化，使火焰中心发生变化，从而引起汽温的变化 4、给水温度的变化：给水温度升高，蒸发受热面产汽量增多，从 第 2 页共 8 页

锅炉过热蒸汽温度控制系统设计

课程设计任务书 题目: 锅炉过热蒸汽温度控制系统设计 摘要 本文是针对锅炉过热蒸汽温度控制系统进行的分析和设计。控制系统采用串级控制以提高系统的控制性能，在系统中采用了主控-串级控制的切换装置，使系统可以适用于不同的工作环境。通过使用该系统，可以使得锅炉过热器出口蒸汽温度在允许的范围内变化，并保护过热器营壁温度不超过允许的工作温度。 关键字：过热蒸汽控制串级控制系统自动控制主控-串级切换 目录 1 生产工艺介绍 .................................................. 错误！未定义书签。 1.1 锅炉设备介绍............................................................................ ３ 1.2 蒸汽过热系统的控制................................................................ ５2控制原理简介 ..................................................................................... ６ 2.1控制方案选择............................................................................. ６ 2.1.1单回路控制方案................................................................. ６

注汽锅炉安装使用说明书

8安装 8.1技术资料 8.1.1油田注汽锅炉安装之前应具备的技术资料应按《蒸汽锅炉安全技术监察规程》执行。 8.1.2注汽锅炉出厂时，必须有发货清单和随机配件的装箱清单。 8.1.3注汽锅炉出厂时，必须附有与安全使用有关的技术资料，应包括以下内容: 1锅炉总图。 2锅炉工艺流程图。 3流程图设备名称对照表。 4锅炉质量证明书。 5热力计算结果汇总表。 6水阻力计算书。 7强度计算书。 8烟风阻力计算书。 9安全阀排放量计算书。 10热膨胀系统图。 11安装使用说明书。 12锅炉程序控制图。 13锅炉动力原理图。 14各项报警整定值。 15锅炉配件说明书。 8.2到货验收 8.2.1注汽锅炉和随机配件到货后，供方、需方及安装单位共同检查技术随机文件及设备，并按标识方向拆包装，按发货清单和装箱清单进行清点。 8.2.2对运输中内外部件破损及保温耐火材料破损情况进行检查。 8.2.3所有运输件的损坏及丢失均应向承运方报告。 8.2.4检查验收后履行交接手续。 8.3基础 8.3.1基础必须经验收合格方可安装。 8.3.2安装前必须对基础进行下列复测检查： 1基础表面不应有裂纹、蜂窝、空洞及露筋等缺陷。 2基础上平面水平度的允许偏差在全长范围内不应该大于10mm，基础水平位置的偏差不应大于20mm，基础标高的允许偏差为+10mm。 8.3.3基础表面应修整，表面不应该有油污或疏松层。 8.3.4放置垫铁处（至周边约50mm）的基础表面应铲平。 8.3.5设备安装强应在基础上标出安装中心线和标高基准线。 8.3.6基础混凝土强度必须达到设计要求的75%以上方可吊装设备。 8.4就为及连接 8.4.1安装单位必须熟悉安装技术资料。 8.4.2拆除防护材料时，不得损坏设备。 8.4.3设备吊装应按制造厂推荐的方法进行。 8.4.4应按基础中心线先安装辐射段橇座，以此段为基准依次安装过渡段、对流段及炉前操作平台，然后安装滑道。 8.4.5用垫铁找平撬座上平面，全长范围内的水平度允许偏差不应大于10mm，相临两垫铁组间的距离宜为500mm~1000mm。找平后在垫铁组的两侧进行层间点焊固定，垫铁与撬座

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究正式版

Through the reasonable organization of the production process, effective use of production resources to carry out production activities, to achieve the desired goal. 油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究正式版

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究 正式版 下载提示：此安全管理资料适用于生产计划、生产组织以及生产控制环境中，通过合理组织生产过程，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到预期的生产目标和实现管理工作结果的把控。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 注汽锅炉是用于在稠油开采过程中向稠油层注入高压蒸汽的注蒸汽稠油热采的关键设备，而蒸汽干度是检测油田注汽锅炉的重要指标，直接影响稠油热采的效果。注汽锅炉的蒸汽干度控制影响因素中最主要的就是人为因素，对油田注汽锅炉的运行产生不利影响，同时，直接影响了稠油热采的效果。因此，对油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究正向着自动化控制的方向迈进。本文简单介绍了油田注汽锅炉蒸汽干度控制的现状，重点分析了注汽锅炉蒸汽干度控制的重要指标，提出了干

度控制的方法，即模糊控制方法和预测控制方法。 我国社会经济发展越来越快，对石油资源的依赖程度也越来越高。我国大部分地区勘明的石油资源为高粘度重质石油，也叫做稠油，顾名思义，稠油的粘度和密度都很高，这就给石油开采技术提出了更高的要求。因此，为提高油田稠油开采能力，必须采用注汽锅炉往井下注入适当干度蒸气的方法，这样能够使油层加热，原油受热膨胀，粘度就会降低，大大提高了稠油的开采能力，往井下注入的蒸汽必须是温饱和蒸汽，不能是过热的蒸汽，采用蒸汽干度来检测蒸汽状态。蒸汽干度指的是单位质量湿蒸汽中含有的饱和蒸汽的质

锅炉主蒸汽温度低原因及处理

我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理 近期，我厂#6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象，现总结其原因及其处理方向。 一、主蒸汽温度过低的危害 当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定 负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。一般机组主蒸汽温度每降低10C,汽耗量要 增加 1.3%~1.5%。 主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。其主要危害是： (1)末级叶片可能过负荷。因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变，则主蒸汽流量要增加，末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。 (2)末几级叶片的蒸汽湿度增大。主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命。 (3 )各级反动度增加。由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大，推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低。 (4)高温部件将产生很大的热应力和热变形。若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时，应打闸停机。 (5)有水击的可能。当主蒸汽温度急剧下降50C以上时，往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意，当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。 二、引起主蒸汽温度低的因素： 1)水煤比。 在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。当调节汽阀阶 跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少，并恢复初始值，汽轮机阀前压力 P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小，所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。当负荷扰动时，过热汽温T2近似不变，这是由于给水流量和燃 烧率保持不变，过热汽温就基本保持不变。 燃烧率扰动是燃料量、送风量和引风量同时协调变化的一种扰动。当燃烧率B阶跃增加时，经过一段 较短的迟延时间，蒸汽流量D会暂时向增加方向变化；过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后单调上升，最后稳定在较高的温度上；汽压P T和功率N E的变化也因汽温的上升而最后稳定在较高的数值。 当燃烧率不变而给水流量增加时，一开始由于加热段和蒸发段的伸长而推出一部分蒸汽，因此蒸汽流 量D、汽压P T、功率Nk几乎没有迟延的开始增加，但由于汽温T2的下降，最后虽然蒸汽流量D增加，而输出功率N E却有所减少；汽压Pr也降至略高于扰动前的汽压，过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后，最后稳定在较低的温度。 给水和燃料复合扰动时的动态特性是两者单独扰动时的动态特性之和，由图2可知，当给水和燃料按 比例变化时，蒸发量D立即变化，然后稳定在新的数值上，过热汽温则保持在原来的数值上(额定汽温)。这就是说明严格控制水煤比是直流炉主蒸汽调节的关键。

油田注汽锅炉操作规程

注汽锅炉（燃油、燃气及混烧）操作规程 (SG50系列、SG25系列、SF系列) 1、启动前检查 1.1水处理运转正常，供给锅炉足够的合格的水。 1.2检查锅炉各阀门位置 1.2.1水汽系统 a、打开柱塞泵进口阀门、对流段进口阀和蒸汽放空阀，关闭注汽阀。 b、打开各压力表阀门。 c、打开各流量计阀门和报警开关一次阀。 1.2.2燃油系统（若燃油时） a、打开浮头换热器前、后燃油入口阀门。 b、打开电热带开关（若油温低）。 c、打开火嘴前燃油入口阀。 d、打开回油阀。 e、打开压力表及压力开关阀。 f、点炉前，锅炉前吹扫时间不得少于5-7分钟，后吹扫时间不得少于20分钟。 1.2.3燃气系统（若燃气时） a、打开锅炉天然气入口阀。 b、打开燃气电动阀前的阀。 c、打开各压力表及压力开关阀。 d、点炉前，锅炉前吹扫时间不得少于15分钟，后吹扫时间不得少于

25分钟。 1.2.4油气混烧 a、点炉前，先检查天然气管线各动、静密封点是否存在漏气。如有泄漏现象，应立即整改 b、点炉前，锅炉前吹扫时间不得少于15分钟，后吹扫时间不得少于20分钟。 c、点炉前，必须先点燃油，待燃油点着，锅炉燃烧稳定后，再打开燃气电动阀的手动阀门，再手动缓慢打开天然气管道上的球阀，一边开一边观察燃烧情况。严禁快速打开球阀。 d、待稳定燃烧后，调整油气比例，使其达到锅炉正常运行的要求。 1.2.5引燃系统 a、打开引燃管路进出口阀。 b、打开各压力表阀。 1.2.6雾化系统 a、打开空气雾化入口阀，打开雾化压力表及压力开关阀。 b、关闭蒸汽加热器和蒸汽雾化阀。 1.2.7仪表用空气系统 a、打开空压机出口阀。 b、打开空气干燥器进出阀，关闭旁通阀。 1.2.8排污系统 a、关闭辐射段排污阀。 2 b、关闭蒸汽水分离排污阀。

锅炉过热蒸汽温度控制系统

锅炉过热蒸汽温度控制系统 在燃煤锅炉运行中，过热蒸汽温度是一个很重要的控制参数。过热蒸汽温度是锅炉运行质量的重要指标之一，过热蒸汽温度较高，可能造成过热器蒸汽管道损坏；过热蒸汽温度过低，会降低内功率。所以在锅炉运行中，必须保持过热蒸汽温度稳定在规定值附近。 本文介绍模糊控制在中小型燃煤锅炉过热蒸汽温度中的应用，采用模糊控制系统的思路，并用此方法控制燃煤锅炉的过热蒸汽温度，使得锅炉过热蒸汽温度即使在扰动幅度较大的情况下仍能保持平稳。模糊控制的控制算法不依赖于对象的数学模型,算法简单,易于实现,且对干扰和对象模型时变具有较强的适应性，它能根据输出偏差的大小进行自动调节，使输出达到给定值。能提高国内锅炉的燃烧效率、燃料适应性、负荷调节性能、污染、灰渣等众多独特优点而受到越来越广泛的重视，在电力、供热、工厂蒸汽生产中得到越来越广泛的应用。 以某600MW汽轮发电机组的汽包锅炉为例，其过热蒸汽生产流程简图和流程图如下图所示： 过热蒸汽流程图

1． 1 过热蒸汽温度控制的任务 过热蒸汽温度控制的主要任务是维持过热器出口温度在允许的范围之内，并保护过热器，使其管壁温度不超过允许的工作温度。过热蒸汽温度是锅炉汽水系统中的温度最高点，蒸汽温度过高会使过热器管壁金属强度下降，以至烧坏过热器的高温段，严重影响安全；过热蒸汽温度偏低，则会降低发电机组能量转换效率。据分析，气温每降低5℃，热经济性将下降 1 ％；且汽温偏低会使汽轮机尾部蒸汽湿度增大,甚至使之带水，严重影响汽轮机的安全运行。该机组要求控制过热蒸汽温在5 3 8～ 5 4 8℃的范围内。 2 ．2 影响过热蒸汽温度的主要因素 2 ．2． 1 燃料、给水比(煤水比) 只要燃料、给水比的值不变，过热汽温就不变。只要保持适当的煤水比，在任何负荷和工况下，直流锅炉都能维持一定的过热汽温。 2．2． 2 给水温度 正常情况下，给水温度一般不会有大的变动；但当高压加热器因故障退出运行时，给水温度就会降低。对于直流锅炉，若燃料不变，由于给水温度降低时，加热段会加长、过热段缩短，因而过热汽温会随之降低，负荷也会降低。 2．2． 3 过剩空气系数 过剩空气系数的变化直接影响锅炉的排烟损失。影响对流受热面与辐射受热面的吸热比例。当过剩空气系数增大时，除排烟损失增加、锅炉效率降低外炉膛水冷壁吸热减少，造成过热器进口温度降低、屏式过热器出口温度降低；虽然对流过热器吸热量有所增加，但在煤水比不变的情况下，末级过热器出口汽温会有所下降。过剩空气系数减小时的结果与增加时的相反。若要保持过热汽温不变，则需重新调整煤水比。 2．2． 4 火焰中心高度 火焰中心高度变化造成的影响与过剩空气系数变化的影响相似。在煤水比不变的情况下，火焰中心上移类似于过剩空气系数增加，过热汽温略有下降；反之，过热汽温略有上升。若要保持过热温不变，亦需重新调整煤水比。 2．2． 5 受热面结渣 煤水比不变的调节下，炉膛水冷壁结渣时，过热汽温会有所降低；过热器结渣或积灰时，过热汽温下降较明显。前者情况发生时，调整煤水比就可；后者情况发生时，不可随便调整煤水比，必须在保证水冷壁温度不超限的前提下调整煤水比。对于直流锅炉，在水冷壁温度不超限的条件下，后四种影响过热汽温因素都可以通过调整煤水比来消除；所以，只要控制、调节好煤水比，在相当大的负荷范围内，直流锅炉的过热汽温可保持在额定值。此优点是汽包锅炉无法比拟的；但煤水比的调整，只有自动控制才能可靠完成。

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究(标准版)

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究(标准版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0296

油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究(标 准版) 注汽锅炉是用于在稠油开采过程中向稠油层注入高压蒸汽的注蒸汽稠油热采的关键设备，而蒸汽干度是检测油田注汽锅炉的重要指标，直接影响稠油热采的效果。注汽锅炉的蒸汽干度控制影响因素中最主要的就是人为因素，对油田注汽锅炉的运行产生不利影响，同时，直接影响了稠油热采的效果。因此，对油田注汽锅炉蒸汽干度控制方法研究正向着自动化控制的方向迈进。本文简单介绍了油田注汽锅炉蒸汽干度控制的现状，重点分析了注汽锅炉蒸汽干度控制的重要指标，提出了干度控制的方法，即模糊控制方法和预测控制方法。 我国社会经济发展越来越快，对石油资源的依赖程度也越来越高。我国大部分地区勘明的石油资源为高粘度重质石油，也叫做稠

油，顾名思义，稠油的粘度和密度都很高，这就给石油开采技术提出了更高的要求。因此，为提高油田稠油开采能力，必须采用注汽锅炉往井下注入适当干度蒸气的方法，这样能够使油层加热，原油受热膨胀，粘度就会降低，大大提高了稠油的开采能力，往井下注入的蒸汽必须是温饱和蒸汽，不能是过热的蒸汽，采用蒸汽干度来检测蒸汽状态。蒸汽干度指的是单位质量湿蒸汽中含有的饱和蒸汽的质量。只有提高蒸汽干度的控制，才能保证注汽锅炉的蒸汽质量。 油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统现状 传统的油田注汽锅炉控制系统采用的是仪表监控和手动控制的方式，控制效率低，能源浪费严重，稠油开采效率较低。国内外加快了对油田注汽锅炉控制方法的研究，目前主要有：串级PID控制方法、模糊-PID双模控制方法、多变量预测控制方法等几种控制方法。串联PID控制方法是将蒸汽干度作为主被控变量，水流量为副被控流量，给水流量作为控制变量，组成串级控制。采用PID最优控制算法调整给水流量，主回路控制器自动控制蒸汽干度的控制方法。模糊-PID双模控制器，是将模糊控制模块与PID控制模块相结

自动控制技术在热力注汽锅炉中的应用

自动控制技术在热力注汽锅炉中的应用 随着我国社会水平的提升，经济步伐的推进，我国的油田事业也在这个过程中得到了较大程度的发展。目前，油田在实际生产当中更多的应用注汽锅炉，其也由于所具有的高压、高温、安全性以及高效率特征成为了稠油开采中非常重要的一项注汽设备。在本文中，将就自动控制技术在热力注汽锅炉中的应用进行一定的研究与分析。 标签：自动控制技术热力注汽锅炉应用 1 概述 热力采油是我国目前稠油开采过程中较为经济与成熟的一种方式，其通过油田注气锅炉以及注气站所产生的高温、高压蒸汽将其注入到油层之中，以此在使稠油粘度得到降低的同时使我们的稠油采收率得到提升。而随着近年来我国稠油开展规模以及数量的增加，也使得我国原油的供热站数量已经不能够满足稠油开发的热采要求。而对于所建设的注气站来说，其会由于其中所具有的锅炉都是以人工的方式进行监控的，如果锅炉在实际运行过程中出现了一定的问题故障，很难被现场操作人员在第一时间发现，仅仅在问题出现之后、报警停炉发生时才能够对这部分问题进行处理，大大影响了锅炉注汽质量以及运行时间。同时，由于部分汽站中工作人员技术、数量的缺乏，也会使注气站在工作中往往存在较大的人员操作隐患。近年来，我国的数据通讯技术以及网络技术都得到了较大程度的发展，在这种环境下，使用自动控制技术对注汽锅炉进行操作与监控已经成为了我们稠油充汽过程中的一项重要目标。对此，就需要我们在对该种自动控制技术进行充分把握的基础上掌握其应用要点。 2 以往自控系统存在问题 2.1 在以往自动系统中，油田注汽锅炉更多的是以较为常规的PLC模式进行控制，且能够对多个点实施监控工作。但是，对于这种方式而言，其所具有的参数往往以较为分散的方式分布于监测点中，在工艺流程以及设备参数方面仅能够依靠人工的方式进行调查与分析，所具有的准确性也较低。 2.2 对于锅炉设备运行情况的监控与注汽数据的采集来说，也仅仅依靠现场操作人员的巡查完成。且部分仪表设备如辐射段压力表、温度表等都被安装在锅炉上方，不仅所具有的高度非常难以进行检查，且安装位置处的温度也较高，不利于设备的长久运行。 2.3 原有系统对于各项参数所具有的测量精度较低，且在显示方面也存在着较大的误差。另外测量结果在很大程度上会受到振动情况以及环境温度的影响。 2.4 不能够实现故障预警，很容易出现停炉现象，并对注汽质量以及工作稳定性产生一定的影响。

影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施

编号：SY-AQ-07503 ( 安全管理) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 影响锅炉汽温的因素及汽温的 控制措施 Factors affecting boiler steam temperature and control measures

影响锅炉汽温的因素及汽温的控制 措施 导语：进行安全管理的目的是预防、消灭事故，防止或消除事故伤害，保护劳动者的安全与健康。在安全管 理的四项主要内容中，虽然都是为了达到安全管理的目的，但是对生产因素状态的控制，与安全管理目的关 系更直接，显得更为突出。 锅炉运行中，如果汽温过高，将引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故。从以往锅炉受热面爆管事故统计情况来看，绝大多数的炉管爆破是由于金属管壁严重超温或长期过热造成的，因而汽温过高对设备的安全是一个很大的威胁。蒸汽温度低的危害大家也是知道的，它将引起机组的循环效率下降，使煤耗上升，汽耗率上升，新蒸汽温度过低时，带来的后果就不仅仅是经济上的问题了，严重时可能引起蒸汽带水，给汽轮机的安全稳定运行带来严重的危害，所以规程上规定机组额定负荷下新蒸汽温度变化应在+5℃～-5℃之间。 一、影响过热汽温变化的因素

1、燃料性质的变化：主要指燃料的挥发份、含碳量、发热量等的变化，当煤粉变粗时，燃料在炉内燃烬时间长，火焰中心上移，汽温将升高。当燃料的水份增加时，水份在炉内蒸发需吸收部分热量，使炉膛温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使辐射过热器的吸热量降低，对流过热器的吸热量增加。 2、风量及其配比的变化：炉内氧量增大时，由于低温冷风吸热，炉膛温度降低，使炉膛出口温度升高。在总风量不变的情况下，配风的变化也会引起汽温的变化，当下层风量不足时，部分煤粉燃烧不完全，使得火焰中心上移，炉膛出口烟温升高。 3、燃烧器及制粉系统运行方式的变化：上层制粉系统运行将造成汽温升高，燃烧器摆角的变化，使火焰中心发生变化，从而引起汽温的变化 4、给水温度的变化：给水温度升高，蒸发受热面产汽量增多，从而使汽温降低。反之，给水温度降低汽温将升高。 5、受热面清洁程度的变化：水冷壁和屏过积灰结焦或管内结垢时，受热面的吸热将减少，使炉膛出口温度升高，当过热器本身结

油田注汽锅炉系统节能降耗改造前景分析

油田注汽锅炉系统节能降耗改造前景分析 摘要：油田注汽锅炉的高耗能高成本特点是制约稠油热采高效高产运行的主要原因，针对油田注汽锅炉设备老化，耗能严重和热效率下降的现状进行研究和分析，并提出节能降耗、降低生产成本的有效方法。 关键词：注汽锅炉节能降耗余热回收燃料结构 1 概述 热力采油技术是将饱和湿蒸汽注入稠油油层以降低其粘度，从而依靠机械举升方式将稠油输送至地面的一种开采方法，主要分为蒸汽吞吐和蒸汽驱动两种方式，其核心设备为注汽锅炉。大多数的注汽锅炉使用寿命均在10～20年。操作控制系统的滞后和设备的老化导致注汽锅炉无法达到出厂时设计热效率的要求。所以，降低注汽锅炉的燃料损耗，优化注汽锅炉燃料结构，减少注汽成本在稠油热采损耗总成本中的比重，是未来重质油高效勘探开发的必然方向[1]。 2 注汽锅炉燃料及热损失分析 2.1 燃料分析。以原油为燃料时燃料损耗大，从稠油操作成本构成分析，燃料费约占30～40%。燃油的主要缺点是导致炉管特别是对流段积灰腐蚀严重，炉管积灰腐蚀主要有两方面危害：首先，积灰严重阻碍烟气冲刷翅片管，降低传热效果，制约注汽锅炉本身的热效率；其次，增加锅炉的

维护成本，需定期清灰吹灰和更换炉管，否则注汽锅炉运行的安全性和热效率都无法保障[2]。 2.2 注汽锅炉热损失分析。注汽锅炉的热损失主要包括排烟热损失、机械不完全燃烧损失、化学不完全燃烧损失和锅炉向外环境散热损失，其热损失占锅炉总损失的80%。注汽锅炉设计排烟温度燃气时≤180℃，燃油≤240℃，在现阶段的实际生产过程中，锅炉的排烟温度无法达到这个要求，导致排烟热损失超出设计要求，更多的燃料发热量被排放大气中，造成能源的浪费和大气的污染[3]。 3 改造方案研究和分析 3.1 利用热管技术回收烟气余热加热锅炉给水。燃油时注汽锅炉平均排烟温度能达到280℃-320℃，燃气时平均排烟温度约为200℃-240℃。注汽锅炉烟气余热在原理上可以用余热伴热燃料油，助燃空气和给水。燃油工艺流程中油侧换热系数较低且流动性差，对伴热介质的温度和品质要求较高，燃油流程架高至对流段高度对供油泵和管线的要求都很高，易造成油压不足和油路凝堵的现象。经过综合分析，用回收热管烟气余热伴热锅炉给水是最优选择。烟气余热预热给水方式工艺简单，投资少见效快，对降低锅炉排烟热损失提高热效率有明显作用。锅炉给水加热后温度约为50-60℃，处于水腐蚀金属最严重的温度段，所以对于热管材质的筛选也尤为重要。利用热管回收烟气伴热给水的系统

锅炉汽温的控制与调整

锅炉汽温的控制与调整 锅炉汽温的控制与调整 在电力工业的长期发展过程中，蒸汽参数不断提高，这提高了电厂热力循环的效率。但是蒸汽温度的进一步提高受到必须采用价格昂贵、抗热强度及工艺性能差的高温钢材的限制，故目前绝大多数电站锅炉的过热汽温和再热汽温在．540℃~555℃的范围内，本锅炉的过热汽温和再热汽温均选择541℃。 锅炉正常运行过程中，过热汽温和再热汽温偏离额定值过大时，会对锅炉和汽轮机的安全或经济运行带来不良的影响。 汽温过高时，将引起过热器、再热器、蒸汽管道及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度，降低，导致设备寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故。从以往锅炉受热面爆管事故的统计情况来看，绝大多数的炉管爆漏是由于金属管壁严重超温或长期过热造成的。因而汽温过高对设备的安全是一个很大的威胁。 蒸汽温度过低时，则会使汽轮机最后几级叶片的蒸汽湿度增加，严重时甚至还有可能发生水击，造成汽轮机叶片断裂损坏。此外，汽温过低时还将造成汽轮机转子所受的轴向推力增大。凡此种种，均将严重威胁汽轮机的安全运行。当蒸汽压力不变时如发生汽温降低，还将造成蒸汽焓下降，蒸汽作功能力降低，使汽轮机的汽耗增加，机组热力循环效率下降。所以汽温过低，不仅严重影响设备的安全性，而且还

将对机组运行的经济性带来不良的后果。 过热汽温和再热汽温如发生大幅度变化，除使锅炉管材及有关部件产生较大的热应力和疲劳外，还将引起汽轮机转子与汽缸间的差胀变化，严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静摩擦，造成汽轮机的强烈振动。汽温两侧偏差过大时，将使汽轮机汽缸两侧受热不均，热膨胀不均，威胁机组的安全运行。 因此，锅炉运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析调整，用最合理的方法保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。一、锅炉受热面的传热特性 锅炉的受热面，按传热方式一般可分为辐射受热面、半辐射受热面和对流受热面三种类型。水冷壁蒸发受热面，前屏及包复管受热面等，由于辐射换热量占主要成份，一般属辐射受热面；后屏过热器一方面吸收烟气的对流传热，另一方面又吸收炉膛中和管间烟气的辐射传热，属半辐射受热面；省煤器及对流烟道中的过热器、再热器等受热面由于对流换热量占主要成份，一般属对流受热面。随着锅炉负荷的变化，炉内辐射传热量和对流传热量的分配比例将发生变化。当锅炉负荷增加时，对流受热面的传热份额将增加，辐射受热面的传热份额相对减少，而半辐射受热面则影响较小，见图4-2-1。 锅炉负荷增加时，炉膛温度及炉膛出口烟气温度均将升高，由于炉膛温度的提高，总辐射传热量将增加；但是炉膛出口烟温的升高，又表示了每千克燃料在炉内辐射传热量的相应减少。所以锅炉负荷增加时，

注汽锅炉汽水分离器的安装使用探究

FLQ20-18型 球形汽水分离器 安装使用说明书 中国石油天然气第八建设有限公司 2 0 0 5 年9 月

1设备安装说明 1.1 一般规定 1.1.1设备安装必须按照《蒸汽锅炉安全技术监察规程》和DL/T5047-95《电力建设施工验收技术规范》中的有关规定进行，且应符合制造厂的图纸和技术文件要求。 1.1.2设备安装前应经建设单位（业主）组织“监造”和“安检”合格，如发现制造缺陷应提交业主与制造厂厂家处理及鉴证，由于制造缺陷致使安装质量达不到规范要求时，应由业主和制造单位代表鉴证。 1.1.3凡属设备监察范围内的零部件，必须取得制造厂的设备技术文件，证明所用材料和制造质量符合《蒸规》的规定后，方准施工。 1.1.4安装设备和材料均应有产品合格证书，按规范规定应进行检验鉴定，经现场检验合格后，方准使用。 1.1.5现场自行加工的成品或半成品和自行生产配制的材料也应按有关规定进行检查，符合要求后，方准使用。 1.1.6设备安装过程中，应及时进行检查验收，上一工序未经检查验收合格，不得进行下一工序施工。隐蔽工程隐蔽前必须经检查验收合格。 1.1.7施工中必须经常保持现场整洁。设备安装结束后，必须彻底检查和清扫，内部不得有杂物存留。 1.1.8设备安装结束后，应有完整的施工技术记录，并应符合设计、设备技术文件和有关规范的规定。 1.2 管道的安装 1.2.1管子组合前或组合件安装前，均应将管道内部清理干净，管内不得遗留任何杂物。 1.2.2管子对接焊缝位置应符合下列规定： a.焊缝位置距离弯管的弯曲起点不得小于管子外径或不小于100mm。 b.管子两个对接焊缝间的距离不宜小于管子外径且不小于150mm。 c.支吊架管部位置不得与管子对接焊缝重合，焊缝距离支吊架边缘不得小于50mm。 d.管子接口应避开疏、放水及仪表管等的开孔位置。距开孔边缘，不应小于50mm，且不应 小于孔径。 1.2.3管道上的两个成型件相互焊接时应加接短管。

燃煤注汽系统介绍

48t燃煤注汽 一、概况 本注气站坐落于春风油田排601南区，站内共安装2台48t/h、14.2MPa 固定燃煤注汽锅炉及配套设施。注气站满足排601南区注蒸汽和井口掺蒸汽集输要求。每台注汽锅炉配1套减压装置，产生0.4MPa/143℃低压蒸汽，供给真空除氧器加热给水，并通过汽水换热机组换热为95℃/70℃的热水，供注气站采暖。 注气站主要设备由辽河总机械厂供货，其中包括：锅炉本体、鼓风机、引风机、多管除尘器、水浴脱硫除尘器、水处理撬块、给水撬块、排放扩容器、上煤除渣设备、汽水换热机组、盐液泵、冷却水泵、灰水循环泵、冲灰水泵、排放水回收泵和潜水排污泵，以及以上设备的配电及控制系统。 锅炉型号：QXL48-14.2-AⅡ，为强制循环链条炉排锅炉，额定蒸发量为48t/h，额定蒸汽压力为14.2Mpa的饱和蒸汽，设计用燃料种类为Ⅱ类烟煤。 二、八大系统一本体 八大系统一本体分别是：汽水系统、冷却水系统、燃料系统、灰渣系统、烟风系统、燃烧系统、锅炉本体、控制系统、断电停水保护系统。这八大系统一本体构成了一个完整的锅炉运行。下面详细的说明这八大系统一本体：

汽水系统 烟风系站外来蒸燃料系统 锅炉本体燃烧系统灰渣系统统控制系断电保护系统1.汽水系统 主供水线： 站外来水→400m3生水罐→软化除氧装置→主给水泵（柱塞泵55m3/h）→锅炉→注汽管网→注汽井 断电保护供水线： （软化处理水→分配罐→）400m3软化水罐→辅助给水泵（柴油机直驱泵）→锅炉→扩容器→排放水箱→清水池 水汽流程： 站外来水→生水罐→生水泵（直流离心泵）→单流阀→（空气压缩机）软化罐（一级/二级，气动阀：1、2、3）→分配罐（到软化水罐）→除氧器【循环泵/供水泵（不锈钢卧式单级离心泵/64m18.5kw； 70m15kw）、真空泵、旁通阀】→高压柱塞泵（进口减震器充氮气/出 口减震器机械减震）/应急柱塞泵（柴油机直驱泵、由软化水罐直接 水换热器（外管）→（支路、调节烟温）一-供水）→（主供水）水．级对流段（翅片管）→二级对流段（翅片管）→水-水换热器（内管）→三级对流段（光管）→中拱→防焦管（东）→后拱→防焦管（西）→前拱→盘管→顶棚管→汽水分离器（→干度取样水）（→大压差减 压器→分气缸）→（排放扩容罐）注汽管网