锅炉给水泵，密封水 冷却水系统

火电厂给水泵变频节能改造非常必要，原因如下：

给水泵由于设计中层层加码，留有过大的富裕量，造成大马拉小车现象之外，由于采用节流调节，为满足生产工艺上的要求，造成更大的能源浪费现象。一台200MW发电机组的给水泵，其电动机功率达5000kW，水泵的出口压力为25.0MPa，而正常运行时的汽包压力为16.5MPa。水泵的出口压力与正常的汽包压力之间的差别如此之大(8.5MPa)的原因有两个:

(1) 考虑到锅炉检修以后打水压试验的需要；

(2) 为给水调节阀前提供较大的压力，以提高调节系统的反应速度。

由以上分析可知，当电动机定速运行时，为了维持汽包压力在正常值，必须在给水管道上加装给水调节阀，增加阻力，以至消耗大量的能源。若电机采用火电厂给水泵变频节能改造调速驱动，则可用改变电动机的转速来满足不同的压力要求，节省了因阀门阻力引起的附加损耗，达到节能的目的。同时以调速方法改变压力的响应速度远比改变阀门开度来得快，使锅炉汽包水位自动调节系统的反应加快，改善了锅炉给水调节系统的性能。

为了降低水泵的能耗，除了提高水泵本身的效率、降低管路系统阻力、合理配套并实现经济调度外，采用火电厂给水泵变频节能改造调速驱动是一种更加有效的途径。因为大多数水泵都需要根据主机负荷的变化调节流量，对调峰机组的水泵则尤其如此。根据目前我国电网的负荷情况，大多数125MW机组已参与调峰，为扩大调峰能力甚至一些200MW机组也不得不参与调峰运行。为这类调峰机组配套的各种水泵最好采用火电厂给水泵变频节能改造调速驱动，以获得最佳节能效果。例如，有一台国产200MW机组配备三台DG400-180型定速给水泵，当主机负荷为180MW时运行两台泵，调节阀的节流损失高达2.2MPa，仅此一项每年浪费电能883.9万kW•h。如果改用一台全容量调速给水泵则可以节省大量电能(表1)。由表1可见，当主机采用定压运行方式时，可平均节电20%，当主机采用定-滑-定运行方式时可平均节电30%。以上是没有考虑给水焓升变化的计算结果，如果考虑调速泵中给水焓升较小，则平均节电率将下降3%~5%。

从效率变化方面来看，节流调节法在工况改变时泵的效率曲线不变，因此随着流量减小泵的效率下降比较快，而火电厂给水泵变频节能改造后，当水泵转速改变时，泵的效率曲线也相应改变。因此，可以保证泵始终在高效区范围内运行。

因此，火电厂给水泵变频节能改造转速调节法调节流量可以大幅度节约电能。

如果总数为5台，这种情况下一般都是4用一备。不管是5台同时运行还是4台运行，在设计上都不会选用流量100吨的水泵，都会选用三台50吨的水泵，做两用一备，在低负荷时可以运行一台水泵。这是常规的设计方案。

DL型立式多级泵的日常维护要点：

1、压力表有压力，但是仍不出水主要是由于出水管阻力太大，旋转方向不对。叶轮堵塞，泵转速不足。检查或缩短水管、检查电机。清理叶轮、增加泵的转速。

2、锅炉给水泵流量不足主要有泵叶损坏、管路堵塞或泄露造成。对于采用皮带传动的给水泵还要考虑是否由于皮带打滑造成转速偏低引起流量不足。排查皮带后检查管路，堵塞泄露处流量仍然不足应考虑是否出现叶轮损坏。检查叶轮并对轴承等部位进行润滑，避免由于轴承润滑不畅或损坏造成转速不足引起流量不足。

3、泵不吸水、压力表和真空表指指针剧烈跳动的产生的原因是灌注引水不够。管路与连接处漏气。检查底阀手否漏水、再灌足引水，拧紧漏气处。

4、泵消耗功率过大主要原因是填料压得太紧，并发热、叶轮有磨损、泵流量增大。解决办法调整填料压盖，检查泵轴是否弯曲、更换叶轮、增加出水阻力，降低流量。 5、引起泵体过热是由于轴承损坏造成摩擦所致，或者是由于润滑系统缺油、油质不好造成。因此在发现给水泵泵体过热后应首先检查润滑系统是否缺油或润滑油含有杂质等，其次排查轴承是否损坏。对于刚刚经过检修的泵体出现过热还应检查滚动轴承或托架盖是否间隙过小。经过上述检查后泵体仍然出现发热应检查泵轴是否弯曲或两轴不同心、同时检查叶轮平衡，调整泵轴或调整两轴同心度，清除叶轮平衡孔，以此保证泵轴与叶轮的转动平衡，排除故障。

6、泵内声音反常、泵不出水主要是吸水管阻力过大，在吸水处有空气渗入，说送的液体温度过高。检修吸水管，检查底阀，减少吸水高度，堵塞漏气，降低温度。

7、轴承过热，水泵振动的原因电机与泵不同心，轴承缺油或磨损。高速电机与泵使中心对准，加油或更换轴承。

8、建立给水泵零部件故障及更换记录，详细掌握各部件损坏时间，以便于后期在零部件到使用寿命前及时更换，避免零部件损坏后发现不及时对机组造成损坏。另外，还要加强给水泵润滑系统的保养，经常性检查润滑油量，及时对部件进行润滑，避免“干磨”等情况的发生。润滑油的添加前要注意检查油质与添加口的清洁度，避免添加过程带入杂质损坏轴承。在养护中还要注意及时对给水泵系统管路的检查与保养，对泄露处进行堵漏，管路外侧防锈涂层要经常进行检查，对涂层剥落处及时进行喷涂，以此确保管路的防腐蚀性。养护中还需要注意对给水泵水源处理系统的检查与保养。

摘 要：中小热电厂给水泵拖动方式多数采用电动方式，个别也采用汽轮机拖动利用锅炉富余蒸汽或工业抽汽驱动小汽轮机拖动给水泵，排汽入除氧器作加热蒸汽，是可以提高经济效益或节能效益。本文拟对它进行论述，供参考。

关键词：中小热电厂 电动给水泵 汽动给水泵 经济分析

一、 前言

近年来，世界能源紧张，我国也备受影响，自2003年开始，我国煤、电、油、运全面紧张制约着国民经济发展和人民生活的提高。尤其是近年来煤、油价格飚升，使热电厂的热电成本大增，而上网电价，热价增长有限，使热电企业的利润空间越来越小，甚至造成亏损，难以维继。为了拓展生存空间，除了政府政策支撑改善外部环境外，主要靠热电企业本身“降本增利”进行“节能改造”，增加热负荷，降低消耗，提高效益、扭亏为盈的策略。其中行之有效的一项节能技改是改电动给水泵为汽动给水泵，今论析如下，供参考。

二、 给水泵拖动方式

锅炉给水泵的拖动方式，一般分电动机与汽轮机二种拖动方式。电动机多采用交流电动机，所以给水泵的转速是定速的，锅炉给水调节经过“节流”调节。但电动机操作方便、灵活、占地小，而汽轮机拖动，它有蒸汽管路和操作阀件，运行较麻烦，占地也大，但可变速运行，无“节流”损失。所以，中小热电厂，在电网联接时（上网）一般都采用电动方式，只有孤立热电厂（无电网时）、首期工程，为了首次启动、锅炉上水，必须有一台启动锅炉和配一台蒸汽轮机拖动的给水泵，便于第一次启动用。

电动给水泵耗用的是电厂的发电量（厂用电），是主机从煤经过一系列能量转换而成的，而汽动给水泵是消耗的蒸汽的热能，是由煤经锅炉转换成主蒸汽做功后或不做功入给水泵小汽轮机直接拖动给水泵。也就是说给水泵小汽轮机的拖动蒸汽有二种可能，一种是锅炉的新汽，一种是入主汽轮机后，作了部分功的抽汽。后者是实现了能源的梯级利用，增加了抽汽量。其排汽有二，一为排入回热系统的除氧器，作为回热用，另为排入供热系统作为供热量的一部分，因此热电厂给水泵汽轮机是背压机组，没有冷源损失，能效很高。

三、 利用富余新汽拖动锅炉给水泵

1、 基本机理

在电力供应紧缺的情况下，中小热电厂锅炉容量有富余时，用新汽拖动汽动给水泵，排汽并入外供热网，减少主汽轮机的外供抽汽，同时减少厂用电，增加外供电量。在外供热电负荷相同时，这种方法不节能，但上网电量增多，增加电厂的经济效益。

2、 改造实例

（1）某开发区热电厂概况

设计规模：3×75t/h中温中压CFB锅炉，2×C12-3.43/0.98抽凝机组。2002年底采暖期负荷100t/h，非采暖期75t/h。

采用常规设计三台锅炉配四台电动给水泵，一台备用，三台运行。给水泵型号DG85-67×9，Q=85m3/h，P=6.03MPa，电动机YKK355-2，N=250KW。在采暖期运行时，按汽轮机外供汽100t/h，发电功率24MW计算，汽轮机进汽量190t/h。三台炉总产汽量225t/h，富余蒸汽35t/h，在非采暖期富余汽量更多。

根据新汽富余量和给水量要求，选用两台汽动给水泵，小背压机做功后的排汽与汽轮机0.98MPa供热抽汽汇合后外供。由于小背压机补充了一部分外供汽，从而减少了C12机组的抽汽量。

（2）汽动给水泵汽轮机主要参数

型号：B0.25-3.5/0.98

额定功率：250KW

进汽压力：3.5MPa

进汽温度：450℃

进 汽 量：7t/h

排汽压力：0.98MPa

排汽温度：330℃

排汽焓值：3176Kj/kg

额定转速：3000rpm

（3）技术经济分析

给水泵驱动方式由电动改汽动时，在冬季采暖期外供热量100t/h，发电功率24MW。回热系统：一级高加，用供热抽汽0.98MPa、311℃加热，给水温度150℃；一级大气式除氧器，由0.25MPa、183℃抽汽加热至104℃；一级低加由低压抽汽0.07MPa、111℃加热，出水温度电动与汽动方案分别为60.2℃、64.2℃.经热力计算得出如下表1。

表1 主要技术经济计算结果

项 目

电动给水泵系统

汽动给水泵系统

锅炉产汽量（t/h）

190

194

外供汽量（t/h）

100

100

汽轮机进汽量（t/h）

190

180

发电机发电功率（KW）

24000

24000

汽动给水泵进气量（t/h）

/

14

给水泵电动机功率（KW）

500

/

从表1可见，在外供汽量和发电功率相同的情况下，采用两台汽水泵后，节省电动机功率500KW。但锅炉产汽量增加4t/h，两台汽动给水泵500KW全年节电为[设备年运行小时7000，上网电价0.46元/KWh]

S=500×700×0.46=161×104元。

每年锅炉多耗煤支出生产运营费用为（当地标煤价420元/t）

3.98MPa，450℃， ；ηgl=0.88； gs＝628kj/kg。

S1=[（194-190）×（3394-628）×7000/0.88/29308]×420=122×104元

扣除增加燃料费则每年增收效益为

△S=S－S1=161－122=39万元

设备价格投资每台8万元，两台汽动给水泵配套的管道及阀门费用约15万元，增加设备投资为

S2=[（2×50+15）2×8]×104=99×104元

将电动给水泵与汽动给水泵投资费用进行比较，增额的静态投资回收期为：

TY=99/39=2.54年。

足见，利用富余新汽，采用汽动给水泵拖动，经济效益是显著的，经过两年半后即可回收投资。往后每年可为热电企业增益39万元。从表1中看出，在发电量，供热量不变情况下，锅炉产汽量增加了4t/h，也就是说冷源损失增加约4t/h，发电煤耗略有增加而已，所以有经济效益，并无节能效益。

四、 利用抽汽驱动汽动给水泵

1、利用供除氧器加热蒸汽的压差做功

一般中小热电厂除氧器采用大气式，0.02Mpa压力，加热出水温为104℃。加热蒸汽采用压力为0.05~0.1Mpa，温度为150℃~170℃比较适宜。能级比较匹配。但是，由于种种原因，汽轮机抽汽压力不匹配，在相当多的热电厂中，常遇到以供热抽汽0.9Mpa，300℃左右作为热源，经阀门减压到0.1~0.2Mpa，再送往除氧器。此时，0.9Mpa减压至0.2Mpa的节流压损，存在着明显的能源损失。为此，0.9Mpa300℃供热抽汽先进入背压小汽轮机，使之拖动给水泵，排汽0.1Mpa入除氧器加热给水。既回收了节流损失，又节省了给水泵的厂用电。同时，当建厂初期热负荷不够大，往往热电比达不到四部委[1268]号文要求的100%，（或50%）时，用供热抽汽驱动汽动泵可增加热负荷，提高热电比，争取达标，增加机组利用小时数，提高企业经济效益的好处。

2、利用供热抽汽驱动汽动泵实例

（1）某热电厂概况

装机容量为3万千瓦，两台C12-3.43/0.98抽凝机和一台C6-3.43/0.98抽凝机组，配置四台75t/h中压中温锅炉，除氧器用汽量为12t/h，原采用I级工业抽汽0.98Mpa，310℃，经节流减压送往大气式除氧器。锅炉给水系统采用功率为320KW的三台电动给水泵和一台带变频调节的功率为300KW的电动给水泵。

（2）技改技经分析

经论证分析，将12t/h，0.98Mpa，310℃的工业抽汽先通过小型背压汽轮机其排汽0.05~0.1 MPa，170℃左右用以加热除氧器的汽源，则可产生~1000KW的电能。

0.98Mpa、310℃ =3076ki/kg；0.1 Mpa~170℃ =2946 kj/kg；ηid=0.9。

估算功率：

1200×（3076－2746）×0.9/3600=990KW≈1000KW。

可节省厂用电功率1000KW左右。（按1000KW计）

上网电价为前0.46元/kWh，年运行小时7000计，

S=1000×7000×0.46=322×104元

设备价：每台B1—0.98/0.1热电联产汽轮机100万元。同时可省去两台320KW电动机，每台9万元，汽动泵配套的管道及阀门费用约13万元，增加设备投资为：

S1=[（100＋13）－2×13] ×104=87×104=87万元

可见,将除氧加热汽节流损失回收,采用汽动泵方案,投资增加87万元而年增加上网电收入达322万元,所以静态投资回收期不到四个月,是一个经济效益十分好的改造项目,而热经济也是很好的,发电标煤耗,和供热标煤耗不变,但多供电1000KWh/h,是热电联产的发电煤耗比热电分供的发电煤耗低得多,所以是节能的。

五、结 论

中小热电厂给水泵拖动方式，常采用电动机拖动。建议当采暖期最大热负荷时全厂锅炉蒸发量有富余时，为了节省给水泵的厂用电，可以把电动泵改为汽动泵，利用富余新汽入汽动泵 汽轮机，排汽入外供热网系统，可增加外供电量，提高经济效益，但一般不可能有节能效益。

另一种利用供热抽汽驱动给水泵汽轮机，排汽入回热系统除氧器。如除氧器加热汽源原来就是来自供热抽汽 0.98Mpa。经减压后入除氧器时，则回收的“节流”损失用来驱动小汽轮机，排汽0.1 MPa入除氧器加热给水至104℃，其经济效益和节能效益是最大的。同时，利用供热抽汽驱动给水泵汽轮机，可增加供热量。提高热电比，使建厂初期热电比达不到四部委[1268]号文标准时，增加了内部供热量，提高了热电比，使之达标，争取增加发电运行小时数，提高企业的经济效益，和节能效益。

上两种电动给水泵改为汽动给水泵在缺电情况下，可增加供电量，缓解电力供需矛盾起一定作用。

锅 炉 水 压 试 验 方 案编制： 审核： 批准： 施工单位：年月日

1、适用范围...................................22、编制依据...................................23、作业准备...................................24、作业条件...................................25、作业顺序...................................46、工艺质量要求...............................57、锅炉水压试验安全事项.......................68、锅炉水压试验领导小组组织机构..................81.适用范围：本工程为内蒙古奈曼旗晨烁天易新能源开发有限公司2*75t/h锅炉改造工程，其主要技术参数为：1、额定蒸发量75T/h；2、汽包工作压力为4.22MPa；3、蒸汽温度为450℃。2.编制依据：2.1锅炉厂提供的施工图纸及有关技术资料。2.2锅炉安装工程施工及验收规范（GB50273-2009）2.3劳动部颁布的<<蒸汽锅炉安全技术监察规程>>(96版)2.4国家有关的规范标准及有关文件。2.5《锅炉压力容器安全监督暂行条例》和实施细则(国务院)（1998）22号2.6《压力容器安全技术监察规程》（劳动人事部）劳人锅（1990）8号3.作业准备：3.1 锅炉水压试验需用工具及材料（见附表1）3.2 水压试验用水3.2.1 水压试验采用合格的软化水。锅炉水压试验用水按系统冲洗两次和水压试验一次用水考虑。故在进行水压试验前，应为锅炉水压试验准备好80吨的合格软化水，启动主厂房锅炉给水泵通过#2锅炉给水操作平台输送至#2锅炉本体。4.作业条件：4.1 水压试验应具备的条件4.1.1 检查所有的参加水压试验的部件要焊接完毕。水压试验前容易疏忽的受压部件有：

4.1.1.1 膜式壁扁钢或填块应焊接完成。 4.1.1.2 炉顶、炉膛开孔等一次密封应焊接完成。4.1.1.3 密封穿墙管等处密封应焊接完成。4.1.1.4 承载的附件和支架等应焊接完成。4.1.1.5 焊接在受压部件上的临时吊耳等在水压试验前应割去，并磨平。修磨后按NB/T47013《承压设备无损检测》进行磁粉探伤，一级合格。4.1.1.6 受压部件任何返修的焊后热处理和无损检测均要在水压试验前完成。4.1.2 充水前，应确保锅筒和集箱中的所有杂质清理干净。4.1.3 各受压部件均安装完毕，且安装技术资料齐全，符合规定。4.1.4 各项检测项目全部完成，且全部合格，所有技术资料齐全并符合规定。4.1.5 试压系统中不允许参与试压的仪表、安全阀等已进行隔离，临时盲板设置正确。4.1.6 试压系统中包括焊缝在内的所有待检部位均不得进行涂漆、绝热等隐蔽施工。4.1.7 支吊架数量、位置、结构等均符合设计要求，水冷壁系统、过热器系统等处的吊杆确保负荷分配合理。4.1.8 安装过程中所用的临时设施应全部拆除并清理干净。4.1.9 锅炉本体的主要平台，梯子和栏杆已基本安装完毕，检查时需用的临时设施搭设完毕，且符合安全技术要求。地面和道路清理干净、无杂物、不积水、通行无阻。4.1.10 检查用的照明设施安装完毕。4.1.11 有2块经校验合格且在周检期内的压力表。4.1.12 试压泵经检查和试运行合格。4.1.13 试压用水已引至贮水箱，注水用管道及设备已就位。4.1.14 集中排水地点已经确定。4.1.15 锅炉本体的空气、疏放水、排污等管道已接至一次门，主蒸汽、给水等管道截止试验点阀门、附件等的临时封堵安装完毕。4.1.16 水压试验后的废水排放符合环保要求。4.1.17 水压试验领导小组组成人员、升降压曲线图和水压试验步骤已张挂于现场。

4.1.18 水压试验组织机构和人员分工已落实。4.1.19 试压区域应进行隔离，并有明显的标志。4.1.20 阀门临时挂牌工作已结束。4.1.21 锅炉水压试验前基础沉降测量记录已完成。4.1.22 临时上水、排水管道已安装完，并冲洗完毕4.2 水压试验的范围：锅筒及受热面系统全部承压部件及锅炉范围一次门内的本体管路。4.3 水压试验前应具备的技术资料和文件4.3.1 所有安装记录、验收签证已齐全；4.3.2 所有金属监督方面的技术记录、报告已齐全；4.3.3 施工中使用的图纸资料齐全；4.3.4 工程联系单、设计变更单已整改完毕且回复；4.3.5 施工中使用的规范和规程齐全；4.3.6 有关的安装作业指导书齐全；4.3.7 水压试验用压力表的校验报告齐全。4.4 水压试验前的准备工作4.4.1 接好通讯装置（如无线与有线对讲话机等）。4.4.2 锅炉水压试验用水水质应是经过处理的冷凝水或除盐水，避免使用由固体化学物处理的水，以防止化学物在过热器内沉积，对管子产生腐蚀损坏。4.4.3 给水水质应符合GB/T12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准。4.4.4 锅炉上水前，开启锅炉顶部排气阀，对锅炉进行上水。上水的速度应为缓慢加水，控制水温和锅筒壁的温度相差不大于20℃，或者监视锅筒内外壁温差和锅筒上下壁温差不大于40℃。一般上水时间夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。4.4.5 锅炉水压试验时的环境温度应高于5℃，当低于5℃时必须采取防寒防冻措施。4.4.6 水温不宜太高，不应比环境温度高出40℃。4.4.7 锅炉上水采用主厂房给水泵经锅炉给水操作平台向锅筒内上水。4.4.8 水压试验所用到的临时管道应先进行冲洗。4.4.9 由于水压试验用水的温度要求水温应在30℃至70℃之间，由业主提供。

4.4.10 把表盘直径100mm、量程为0-10.0Mpa、精度等级为0.5级的2块压力表分别安装在锅筒和试压泵上。4.4.11 将试压泵出口与锅炉卸水阀组集箱管道相连接，试压泵主要参数为：流量Q≥2.5-3.5m3/h，压力P=16MPa。5.作业顺序：5.1 水压试验流程图见附图1：水压试验流程图5.2 水压试验的步骤5.2.1 打开锅炉上的放空阀门，关闭所有的排污与疏水阀门。5.2.2 启动主厂房锅炉给水泵，打开锅炉锅炉给水操作平台阀组向锅筒内注水。5.2.3 注意观察低点放气阀，当从排气口溢出水后，即行关闭放空阀。然后观察锅筒和集汽集箱处的放空阀，确认水已充满后关闭。5.2.4 继续上水升压至压力（约0.3MPa），停止锅炉给水泵，关闭给水操作平台阀组。5.2.5 启动试压泵，开始升压,升压应均匀缓慢，速度控制在≤0.3Mpa/min范围内。当压力升至0.6Mpa时,进行初步检查,如无异常情况可以继续升压至4.22Mpa进行全面检查，做好检查记录。5.2.6 若无异常情况，可继续升压至5.28Mpa，保持20分钟后（压降不超过0.05 Mpa），缓慢降压至锅筒的工作压力，进行全面检查。检查期间压力应保持不变，检查中若无破裂、变形及漏水现象，则认为水压试验合格。5.2.7 检查完毕后，应立即降压，降压速度保持在0.3~0.4MPa/min范围内。5.2.8 压力降至零后，打开排气阀及排污阀进行冲洗放水。5.2.9 试压结束后，应及时拆除盲板等临时设施，并排尽积水（把排水管应接入地沟）。5.2.10 若水压试验距化学清洗30天后,充氮气进行防腐保护。6.工艺质量要求：6.1水压试验的要求：6.1.1 锅炉整体水压试验压力为5.28Mpa。6.1.2 试压期间要有三个停检点：0.6Mpa；锅筒工作压力4.22Mpa；从试验压力5.28Mpa降至4.22Mpa时。

6.1.3 压力读数以锅筒上的压力表读数为准。6.1.4 水压试验的环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防寒防冻措施。6.1.5 水压试验的进水温度在30至70℃范围内，水质为软化水（Cl-≤25ppm，附水质报告）。注：软化水为化水车间反渗透装置出水。6.1.6 下雨天不能进行水压试验。6.1.7 监表人应注意压力表值的变化，并记录下来。6.1.8 锅炉在试验压力下的水压试验应尽量少做，争取一次成功。注1：安全阀不参加水压试验，水位计只参加工作试验，不参加超压试验。6.2水压试验的合格标准：6.2.1 锅炉本体各受压部位无明显异常或变形现象。6.2.2 各焊接口无渗漏和汗湿现象。6.2.3 超压试验压力下降不超过0.05 MPa。6.2.4 其他各受压部位无渗漏和汗湿现象。7.锅炉水压试验安全事项：7.1升压和降压过程中的压力升降速度必须按要求控制；7.2在超压阶段严禁进行任何检查，必须待压力降至设计压力时方可进行，升压过程中也不能进行任何检查工作；7.3试验过程中严禁敲击受热面部件及零星管道、支吊架、测量仪表等；7.4对试验过程中发现的渗漏部位的修补处理工作一定要在完全卸压并将处理部位以上的水排出后才能进行，严禁带压和带水进行挖补作业。7.5对过热器的支吊架，在上水过程中应监视其受力变形情况，必要时进行加固处理。对弹簧吊架在上水前应进行加固或将弹簧的吊杆头锁死；7.6水压试验时，升压泵周围应设置围栏，非工作人员不得入内；7.7水压试验过程中，停止锅炉上的一切施工作业，与水压无关的人员不得进入试验区域；7.8进水时，负责管理排空气门及给水门的人员不得擅自离开岗位，以防溢水伤人，负责监护和操作升压泵的人员须坚守岗位，不得擅自离开；7.9升压须在所有检查工作都已结束，检查人员都已撤离后方可进行；7.10水压试验过程中及停止升压进行检查时，所有人员不得站在焊接堵头对面或法兰的侧面或站在这些部位进行检查；

7.11在超压试验后进行降压时，应严格控制降压速度。7.12在检查过程中检查人员需上脚手架时，应拴好安全带，检查用脚手架在试验进行前应专门进行检查以确定是否存在安全隐患，如有应及时消除；7.13试验过程中检查人员和监护人员应配备好通信工具，以便发现问题及时报告试验指挥；7.14检查时，各检查人员必须配备照明手电并保证亮度；7.15水压试验过程中现场应有安全监护人员和应急车辆进行值班，以便发生事故时能及时救护；7.16上水时，必须注意监视水箱的水位不得低于上水泵进口管道的安装高度，严禁打空泵。7.17水压试验中发现的问题严禁私自进行处理，必须由试验指挥小组统一安排。7.18试验前，对锅炉上因故不能完善的平台栏杆，应布置可靠的临时设施，阴暗处应加设临时照明。7.19水压过程中检查时，每组必须两人或两人以上进行工作，禁止单独进行检查工作。7.20所有参加水压试验人员进入现场必须戴好安全帽，与试验无关人员不得进入试验范围。7.21危险源辨识与风险评价及控制对策表见附表2。8. 锅炉水压试验领导小组组织机构：

名称 规格 单位 数量 备注

电动试压泵 流量2.5-3.5m3/h 16MPa 台 1 1用于打压

压力表 0-10.0MPa 1.6级 块 2 在周检期内

扳手 套 1 各种规格

手电 三节 个 10 用于检查

对讲话机 部 6 有线或无线

附表1、水压试验工机具明细表附表2、危险源辨识与风险评价及控制对策表

序号 危险因素 可导致的事故 作业条件危险评价 等级 控制措施 备注

A B C D

一 场地和环境

1 施工现场 绊倒、坠落 √ 3 要求场地平整，物品堆放整齐，有行走通道。

2 作业区域地面 被落物击伤 √ 4 施工人员带好安全帽、加强安全意识

3 夜晚及光线不足 看不清现场环境 √ 3 配备足够的照明设施

二 作业和人员

1 作业时配合不当 烫伤、 √ 3 作业时，相互提醒

2 作业时分工不明确、责任不清 施工混乱 √ 3 严格分工，责任到人

3 人员缺少安全知识、安全意识不够 各种危险 √ 4 施工人员加强安全知识学习，提高安全意识

4 人员技能素质低下 各种危险 √ 3 加强学习提高技能、正确使用劳动保护用品

5 人员身体素质 各种 危险 √ 4 加强锻炼，提高身体素质

6 指挥人员错误指挥 各种危险 √ 5 严格按措施要求作业，正确指挥

7 操作人员误操作 各种危险 √ 5 精力集中，严格执行指挥人员的指挥

附图1、水压试验工序流程

￥

5.9

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75t生物质锅炉水压试验方案

锅 炉 水 压 试 验 方 案

编制：

审核：

批准：

施工单位：

年月日

1、适用范围...................................2

2、编制依据...................................2

3、作业准备...................................2

第 1 页

4、作业条件...................................2

5、作业顺序...................................4

6、工艺质量要求...............................5

7、锅炉水压试验安全事项.......................6

8、锅炉水压试验领导小组组织机构..................8

1.适用范围：

本工程为内蒙古奈曼旗晨烁天易新能源开发有限公司2*75t/h锅炉改造工程，其主要技术参数为：1、额定蒸发量75T/h；2、汽包工作压力为4.22MPa；3、蒸汽温度为450℃。

第 2 页

2.编制依据：

2.1锅炉厂提供的施工图纸及有关技术资料。

2.2锅炉安装工程施工及验收规范（GB50273-2009）

2.3劳动部颁布的<<蒸汽锅炉安全技术监察规程>>(96版)

2.4国家有关的规范标准及有关文件。

2.5《锅炉压力容器安全监督暂行条例》和实施细则(国务院)（1998）22号

2.6《压力容器安全技术监察规程》（劳动人事部）劳人锅（1990）8号

第 3 页

3.作业准备：

3.1 锅炉水压试验需用工具及材料（见附表1）

3.2 水压试验用水

3.2.1 水压试验采用合格的软化水。锅炉水压试验用水按系统冲洗两次和水压试验一次用水考虑。故在进行水压试验前，应为锅炉水压试验准备好80吨的合格软化水，启动主厂房锅炉给水泵通过#2锅炉给水操作平台输送至#2锅炉本体。

4.作业条件：

第 4 页

4.1 水压试验应具备的条件

4.1.1 检查所有的参加水压试验的部件要焊接完毕。水压试验前容易疏忽的受压部件有：

4.1.1.1 膜式壁扁钢或填块应焊接完成。

4.1.1.2 炉顶、炉膛开孔等一次密封应焊接完成。

4.1.1.3 密封穿墙管等处密封应焊接完成。

4.1.1.4 承载的附件和支架等应焊接完成。

摘要：中小热电厂给水泵拖动方式多数采用电动方式，个别也采用汽轮机拖动利用锅炉富余蒸汽或工业抽汽驱动小汽轮机拖动给水泵，排汽入除氧器作加热蒸汽，是可以提高经济效益或节能效益。本文拟对它进行论述，供参考。关键词：中小热电厂 电动给水泵 汽动给水泵 经济分析一、 前言近年来，世界能源紧张，我国也备受影响，自2003年开始，我国煤、电、油、运全面紧张制约着国民经济发展和人民生活的提高。尤其是近年来煤、油价格飚升，使热电厂的热电成本大增，而上网电价，热价增长有限，使热电企业的利润空间越来越小，甚至造成亏损，难以维继。为了拓展生存空间，除了政府政策支撑改善外部环境外，主要靠热电企业本身“降本增利”进行“节能改造”，增加热负荷，降低消耗，提高效益、扭亏为盈的策略。其中行之有效的一项节能技改是改电动给水泵为汽动给水泵，今论析如下，供参考。二、 给水泵拖动方式锅炉给水泵的拖动方式，一般分电动机与汽轮机二种拖动方式。电动机多采用交流电动机，所以给水泵的转速是定速的，锅炉给水调节经过“节流”调节。但电动机操作方便、灵活、占地小，而汽轮机拖动，它有蒸汽管路和操作阀件，运行较麻烦，占地也大，但可变速运行，无“节流”损失。所以，中小热电厂，在电网联接时（上网）一般都采用电动方式，只有孤立热电厂（无电网时）、首期工程，为了首次启动、锅炉上水，必须有一台启动锅炉和配一台蒸汽轮机拖动的给水泵，便于第一次启动用。电动给水泵耗用的是电厂的发电量（厂用电），是主机从煤经过一系列能量转换而成的，而汽动给水泵是消耗的蒸汽的热能，是由煤经锅炉转换成主蒸汽做功后或不做功入给水泵小汽轮机直接拖动给水泵。也就是说给水泵小汽轮机的拖动蒸汽有二种可能，一种是锅炉的新汽，一种是入主汽轮机后，作了部分功的抽汽。后者是实现了能源的梯级利用，增加了抽汽量。其排汽有二，一为排入回热系统的除氧器，作为回热用，另为排入供热系统作为供热量的一部分，因此热电厂给水泵汽轮机是背压机组，没有冷源损失，能效很高。三、 利用富余新汽拖动锅炉给水泵1、 基本机理在电力供应紧缺的情况下，中小热电厂锅炉容量有富余时，用新汽拖动汽动给水泵，排汽并入外供热网，减少主汽轮机的外供抽汽，同时减少厂用电，增加外供电量。在外供热电负荷相同时，这种方法不节能，但上网电量增多，增加电厂的经济效益。2、 改造实例（1）某开发区热电厂概况设计规模：3×75t/h中温中压CFB锅炉，2×C12-3.43/0.98抽凝机组。2002年底采暖期负荷100t/h，非采暖期75t/h。采用常规设计三台锅炉配四台电动给水泵，一台备用，三台运行。给水泵型号DG85-67×9，Q=85m3/h，P=6.03MPa，电动机YKK355-2，N=250KW。在采暖期运行时，按汽轮机外供汽100t/h，发电功率24MW计算，汽轮机进汽量190t/h。三台炉总产汽量225t/h，富余蒸汽35t/h，在非采暖期富余汽量更多。根据新汽富余量和给水量要求，选用两台汽动给水泵，小背压机做功后的排汽与汽轮机0.98MPa供热抽汽汇合后外供。由于小背压机补充了一部分外供汽，从而减少了C12机组的抽汽量。（2）汽动给水泵汽轮机主要参数型 号：B0.25-3.5/0.98额定功率：250KW进汽压力：3.5MPa进汽温度：450℃进汽量：7t/h排汽压力：0.98MPa排汽温度：330℃排汽焓值：3176Kj/kg额定转速：3000rpm（3）技术经济分析给水泵驱动方式由电动改汽动时，在冬季采暖期外供热量100t/h，发电功率24MW。回热系统：一级高加，用供热抽汽0.98MPa、311℃加热，给水温度150℃；一级大气式除氧器，由0.25MPa、183℃抽汽加热至104℃；一级低加由低压抽汽0.07MPa、111℃加热，出水温度电动与汽动方案分别为60.2℃、64.2℃.经热力计算得出如下表1。表1 主要技术经济计算结果项 目 电动给水泵系统 汽动给水泵系统锅炉产汽量（t/h） 190 194外供汽量（t/h） 100 100汽轮机进汽量（t/h） 190 180发电机发电功率（KW） 24000 24000汽动给水泵进气量（t/h） / 14给水泵电动机功率（KW） 500 /从表1可见，在外供汽量和发电功率相同的情况下，采用两台汽水泵后，节省电动机功率500KW。但锅炉产汽量增加4t/h，两台汽动给水泵500KW全年节电为[设备年运行小时7000，上网电价0.46元/KWh]S=500×700×0.46=161×104元。每年锅炉多耗煤支出生产运营费用为（当地标煤价420元/t）3.98MPa，450℃，；ηgl=0.88； gs＝628kj/kg。S1=[（194-190）×（3394-628）×7000/0.88/29308]×420=122×104元扣除增加燃料费则每年增收效益为△S=S－S1=161－122=39万元设备价格投资每台8万元，两台汽动给水泵配套的管道及阀门费用约15万元，增加设备投资为S2=[（2×50+15）2×8]×104=99×104元将电动给水泵与汽动给水泵投资费用进行比较，增额的静态投资回收期为：TY=99/39=2.54年。足见，利用富余新汽，采用汽动给水泵拖动，经济效益是显著的，经过两年半后即可回收投资。往后每年可为热电企业增益39万元。从表1中看出，在发电量，供热量不变情况下，锅炉产汽量增加了4t/h，也就是说冷源损失增加约4t/h，发电煤耗略有增加而已，所以有经济效益，并无节能效益。四、 利用抽汽驱动汽动给水泵1、利用供除氧器加热蒸汽的压差做功一般中小热电厂除氧器采用大气式，0.02Mpa压力，加热出水温为104℃。加热蒸汽采用压力为0.05~0.1Mpa，温度为150℃~170℃比较适宜。能级比较匹配。但是，由于种种原因，汽轮机抽汽压力不匹配，在相当多的热电厂中，常遇到以供热抽汽0.9Mpa，300℃左右作为热源，经阀门减压到0.1~0.2Mpa，再送往除氧器。此时，0.9Mpa减压至0.2Mpa的节流压损，存在着明显的能源损失。为此，0.9Mpa300℃供热抽汽先进入背压小汽轮机，使之拖动给水泵，排汽0.1Mpa入除氧器加热给水。既回收了节流损失，又节省了给水泵的厂用电。同时，当建厂初期热负荷不够大，往往热电比达不到四部委[1268]号文要求的100%，（或50%）时，用供热抽汽驱动汽动泵可增加热负荷，提高热电比，争取达标，增加机组利用小时数，提高企业经济效益的好处。2、利用供热抽汽驱动汽动泵实例（1）某热电厂概况装机容量为3万千瓦，两台C12-3.43/0.98抽凝机和一台C6-3.43/0.98抽凝机组，配置四台75t/h中压中温锅炉，除氧器用汽量为12t/h，原采用I级工业抽汽0.98Mpa，310℃，经节流减压送往大气式除氧器。锅炉给水系统采用功率为320KW的三台电动给水泵和一台带变频调节的功率为300KW的电动给水泵。（2）技改技经分析经论证分析，将12t/h，0.98Mpa，310℃的工业抽汽先通过小型背压汽轮机其排汽0.05~0.1 MPa，170℃左右用以加热除氧器的汽源，则可产生~1000KW的电能。0.98Mpa、310℃ =3076ki/kg；0.1 Mpa~170℃ =2946 kj/kg；ηid=0.9。估算功率：1200×（3076－2746）×0.9/3600=990KW≈1000KW。可节省厂用电功率1000KW左右。（按1000KW计）上网电价为前0.46元/kWh，年运行小时7000计，S=1000×7000×0.46=322×104元 设备价：每台B1—0.98/0.1热电联产汽轮机100万元。同时可省去两台320KW电动机，每台9万元，汽动泵配套的管道及阀门费用约13万元，增加设备投资为：S1=[（100＋13）－2×13] ×104=87×104=87万元可见,将除氧加热汽节流损失回收,采用汽动泵方案,投资增加87万元而年增加上网电收入达322万元,所以静态投资回收期不到四个月,是一个经济效益十分好的改造项目,而热经济也是很好的,发电标煤耗,和供热标煤耗不变,但多供电1000KWh/h,是热电联产的发电煤耗比热电分供的发电煤耗低得多,所以是节能的。五、结 论中小热电厂给水泵拖动方式，常采用电动机拖动。建议当采暖期最大热负荷时全厂锅炉蒸发量有富余时，为了节省给水泵的厂用电，可以把电动泵改为汽动泵，利用富余新汽入汽动泵 汽轮机，排汽入外供热网系统，可增加外供电量，提高经济效益，但一般不可能有节能效益。另一种利用供热抽汽驱动给水泵汽轮机，排汽入回热系统除氧器。如除氧器加热汽源原来就是来自供热抽汽 0.98Mpa。经减压后入除氧器时，则回收的“节流”损失用来驱动小汽轮机，排汽0.1 MPa入除氧器加热给水至104℃，其经济效益和节能效益是最大的。同时，利用供热抽汽驱动给水泵汽轮机，可增加供热量。提高热电比，使建厂初期热电比达不到四部委[1268]号文标准时，增加了内部供热量，提高了热电比，使之达标，争取增加发电运行小时数，提高企业的经济效益，和节能效益。上两种电动给水泵改为汽动给水泵在缺电情况下，可增加供电量，缓解电力供需矛盾起一定作用。

炉膛进料系统，可以采用变频器来驱动的。对于锅炉来讲，一般是锅炉的引风机和鼓风机，是采用变频控制的，但炉膛进料系统，很多还是没有采用变频器的，这也是事实。

锅炉

扩展资料

一、工频锅炉系统的缺陷

锅炉给水泵是连续恒速运行的，且流量的控制是通过调节管路中调节阀和支路回流实现的，采用调节阀调节时，由于阀门开度的减小，水泵出口的压力上升，阀门两边的压差将增大，造成能量的浪费同时还易损害阀门和轴承的磨损。

锅炉的鼓（引）风机的风量随温度（负压）变化而经常产生变化的，采用阀门调节，操作不便还不易控制准确，高速运行的风机产生的噪音对环境也产生极大的污染。由于长时间高速运行，风机轴承和电机温升都很高，设备的使用寿命降低。

二、锅炉变频改造方案

1、鼓、引风机连锁：只能先启动引风机，鼓风机才能启动，鼓风机无法单独开启。若引风机掉电鼓风机立即停机。

2、锅炉的引风机闭环控制，采用微差变送器、变频器、引风机组成的压力闭环回路自动控制引风机的转速,使炉膛保持稳定的微负压。

3、锅炉的鼓风机变频改造闭环控制，采用温度变送器、变频器、鼓风机组成的温度闭环回路自动控制鼓风机的转速。

4、给水泵变频改造闭环控制，采用压力变送器、变频器、给水泵组成的压力闭环回路自动控制给水泵的转速，使汽包水位保持稳定值。

5、系统有变频运行和工频运行两种方式，当变频出现故障时，可切换到工频运行。

余热发电

热力系统中的泵如下所列：

凝结水泵：将凝汽器内的冷凝水重新泵送至系统内循环再利用；

真空泵：将凝汽器内的不凝结气体抽出以使其内部保持较高的真空度；

锅炉给水泵：向锅炉供水，维持锅炉的正常运转；

锅炉循环泵：对PH锅炉蒸发器内的锅炉水进行强制循环；

补给水泵：向热力系统中补充软化水，维持系统正常运转；

冷却水泵：将冷却水送至设备需冷却的部位，维持冷却水闭路循环。

虽然不搞暖通机务，但也做了不少锅炉房。一般情况下锅炉进出水口都要比供暖外网细，包括锅炉给水泵的进出口都比外网细。总的看来在合适位置变径即可。

比如09年做的2x14MW锅炉，单台额定热功率14MW,额定工作压力P=1.25MPa,额定供回水温度：115/70°c,水压试验压力1.65MPa锅炉效率：86.39%；锅炉进出水管径均为D273x7，锅炉给水泵（循环水泵）流量650t/h，扬程54mH2O，泵出入口D325x7，管径D377x7。外网工程设计循环水量650t /h取管径D426×8比摩阻48Pa/m 流速1.42m/s。