工业锅炉论文精选(九篇)

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第1篇：工业锅炉论文范文

摘要：锅炉燃烧离不开锅炉的风系统，风系统包括二次风系统、一次风系统、扫描冷却风系统和炉顶密封风系统。各系统的风均有相应的风机提供。以某热电有限公司2－300MW机组工程4#锅炉烟风系统为例分别讲述了AN轴流式吸风机、FAF轴流式送风机、离心风机的安装步骤。

该热电有限公司2×300MW机组工程#4锅炉烟风系统安装按平衡通风设计，满足一次风机、送风机、吸风机在锅炉低负荷工况或一侧风机故障时单侧运行，空预器进出口烟风道上均设有隔离门。送风机采用50%容量的动叶可调轴流风机两台，吸风机采用静叶可调轴流风机两台，一次风机采用50%容量的定速单吸离心风机两台。

制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式。其密封系统采用母管制的密封风系统，每台炉设2台离心式密封风机，一台运行，一台为备用状态。

根据施工图纸要求：送风机、吸风机、一次风机、磨煤机密封风机都布置在锅炉房零米层，送风机对称布置在炉架两侧预热器冷空气仓的位置，中心线与锅炉纵向中心线垂直，其起重机械扩侧应为HB36B建筑塔吊，固侧应为KH180履带吊；吸风机对称布置在电除尘器后面，中心线与锅炉纵向中心线平行，其起重机械为KH180履带吊；一次风机对称布置在预热器出口水平烟道的下方，其起重机械为KH180履带吊；密封风机布置在炉内预热器进口空气管道的下方，用卷扬机进行配合安装。

一、在施工作业中具体的步骤

（一）AN轴流式吸风机作业方法

该类风机安装的一般性规律，是以机壳装配（后导叶和叶轮外壳）为基准和固定端；其进气箱、集气器和前导叶为前（近电机方向）热膨胀滑动端，其扩压器和扩压器芯筒为向后（远电机方向）热膨胀滑动端。

其具体安装顺序步骤和要求如下：

1.将全部机件存放于基础附近，清理杂物，除毛刺，准备起吊设施。

2.基础清理干净，检查各部分基础标高、各基础孔尺寸；将各部分垫铁、基础板与支腿连接后安放好。基础板找平，检查标高。

3.将机壳装配（后导叶组件与叶轮外壳组件）并在一起联好后吊入预定位置，穿好地脚螺栓。用框式水平仪找正机壳装配的垂直度和水平度。同时，保持机壳轴线与风机进出口管道一致。

4.粗找正后，可对后导叶组件和叶轮外壳组件的基础进行一次灌浆。水泥达到规定硬度后，复查找正情况；无误后紧固地脚螺栓达到所需力矩。

5.将扩压器外壳下半部联好后吊入预定位置，一面与后导叶外壳法兰螺栓相连，另一面将支腿圆弧板与支腿和扩压器外壳分段点焊，焊牢。

6.依次联接小集流器、前导叶组件、大集流器、进气箱各部件下半部。注意：按要求在法兰间加密封材料，其进气箱支腿和圆弧调整好位置后电焊点牢。注意在前后支腿点焊以前，应严格保证其机壳装配的垂直度，防止外悬重力过大，防止倾斜及机壳装配地脚螺栓松动，如吊装就位时不能及时点焊支腿，应用枕木和千斤顶支牢，以保证安全。

7.按总装图要求对进气箱滑动支腿和扩压器滑动支腿安装。注意螺栓头部外露部分适当加长，以后要加一滑动压板位置（如总装图示）。支腿和支腿圆弧板焊接时注意对称分段焊接，以减少焊接变形。

8.安装主轴承座，按要求加装防松垫，按规定力矩拧紧联接螺栓；拧紧后按图安装径向测温元件。按图安装前后冷风罩和轴向测温元件，其中锥形冷风罩上半部分可最后装。

9.吊装叶轮，按规定力矩紧固压盖螺栓，盘车检查轮毂与后导叶芯筒间的轴间隙，叶顶与机壳内壁间的径向间隙尺寸。

10.叶轮侧半联轴器（Form03）与叶轮连接，按规定力矩拧紧螺栓。

11.按图示安装电机端联轴器（Form01），将电机粗定位于预定位置。

12.吊装传扭中间轴，其拧紧力矩应达到要求。吊装前建议在电机端准备一个门形架，其转轴与叶轮端联好后，另一端用滑轮吊在门形架中，调好高度，尽早与电机端联轴器联好。注意：在吊装过程中当叶轮端联好后，另一端偏移距离不得超过5㎜。否则将对膜片联轴器的弹性性能造成不良影响，甚至可能造成联轴器损坏。

13.按AN系列轴流风机转轴系找正原理示意图：以叶轮端半联轴器和电机主轴水平为基准，找平找正。应保证叶轮端后导叶组件中主轴承座位置的热膨胀补偿量，即电机水平位置的预抬量（具体数据见总装图）。应以两个联轴器膜片间的张口值来保证，其张口值大小，可通过计算得知；按一般的比例，其张口值约0.20㎜（因烟气温度也是控制在一定范围内）即可。

14.电机基础、进气箱基础、扩压器基础二次灌浆，达到规定硬度后拧紧地脚螺栓，复查张口数值。

15.组装扩压器芯筒，传扭中间轴护管，轴封筒等。

16.组装冷风管护筒，冷风管路安装，油管安装。

17.进气箱、大集流器、前导叶、小集流器等上半部、扩压器上半部安装。注意各法兰之间加装密封材料，须现场封焊的圆法兰及对口板外不加密封材料。

18.调整前，导叶开启程度应基本保持一致，建议在0度时（即前导叶叶片与主轴中心线平行时）调整和检查。

19.安装前导叶操作执行机构，注意叶片开启，机壳外的指示执行器的指示应保持一致。

20.按图纸要求安装冷却风机、加油装置、现场测温、测振装置、防喘振报警装置（若有）等。

21.安装进出口膨胀节、内外保温防护层，整个风机与管道系统连接。

（二）轴向预拉量的调整

由于该类风机在热态工况时，烟温较高，传扭中间轴较长，其轴热膨胀量较大（约5~10MM）。因此在冷态安装时应将单个联轴器的安装间隙比自然间隙预拉开2.5~5MM。

1.设备清点、检查。在设备到货的情况下，对设备进行清点检查。

2.基础划线、垫铁配置，纵横中心线相对锅炉中心线偏差不大于20mm。地脚螺栓箱标高误差不大于10mm，相对之间误差不大于2mm。

3.轴承组安装。轴承组就位安装，要求：中心距误差5mm，标高误差10mm，轴承组中心线的水平度公差0.1mm/m。调整调平螺栓，紧固地脚螺栓。

4.进气室、扩散器的安装。进气室、扩散器就位，安装好地脚螺栓，通过调整垫铁使之与主轴承风筒对正，其标高允许偏差为0~-10mm，水平度偏差不大于3mm。两者与主轴承风筒之间的间隙按图纸要求为20mm。

5.电机找正和连轴器的安装。风机和电机轴线同轴度公差0.05mm。联轴器端面之间间隙应均匀，间隙偏差不得大于0.08mm。

6.风机的

（1）油站及油管道安装中，严格遵照供油装置的厂家所提出的技术要求进行施工。在需要的各个部位，添加图纸或说明书要求的油或脂。

（2）管道安装力求走向合理，工艺美观，回油管需有3.5的倾斜。油箱及附件检查、清洗，油箱用煤油做渗油试验，冷油器按其工作压力的1.25倍作水压试验，附件清洗后，喷油恢复。

（3）对油管路系统进行油冲洗，冲洗化验合格方可具备试运转条件。

二、离心风机作业方法

（一）设备检查、检修

1.检查叶轮旋转方向、叶片弯曲方向、机壳出风口角度应与图纸相符（特别注意叶轮的左右旋之分）；

2.机壳、转子外观应无裂纹、砂眼、漏焊等缺陷；机壳内部耐磨衬板应牢固、平整、无松动现象；

3.入口调节挡板门应零件齐全、无变形、损伤，且动作灵活同步、固定牢固；

4.轴承冷却水室水压实验应严密不漏，按1.25倍工作压力进行水压试验；叶轮与轴装配应装配正确，不松动；轴承型号及间隙应符合设计，用压保险丝法检测各间隙；风机轴承推力间隙应在0.3～0.4mm之间，用压保险丝检查，膨胀间隙应符合图纸规定；安装时应使轴承纵横中心偏差=10mm，轴水平度偏差=0.1mm/m；

5.拆卸下来的零件应妥善保管按顺序编号，放置在干净的地方，以免带上杂物，不可碰伤。

（二）离心风机安装方法

1.首先，检查地基的外形尺寸、各预留空洞的中心尺寸；地基外型尺寸偏差应在±20mm范围内，各预留空洞的中心尺寸偏差应在±10mm之间；基础划线，以主厂房建筑基点或锅炉纵横中心线为基准，测得基础纵横主中心线偏差应在±10mm，中心线距离偏差应为±3mm，基础标高应在±5mm之间；

2.凿平地基，放置地脚螺栓、布置垫铁，垫铁组一般为2平1斜3付垫铁，厚的放下面，斜垫铁应成对使用；并伸出机框约20mm；找正后应焊牢、不许松动；垫铁应放置在设备主受力台板、机框立筋处或地脚螺栓两侧，在不影响二次灌浆的情况下尽量靠近地脚螺栓孔；

3.机壳下半部粗定位：注意厂家的安装标记，通常揂敗B号各位一台，就位前注意区分与进出口风管的关系、叶轮旋向等；

4.将集流器喇叭口插入叶轮内用铁丝固定后，将整个转动组吊入预定位置；安装地脚螺栓，地脚螺栓的弯曲度应≤L/100（L为地脚螺栓的长度），地脚螺栓底端不应接触孔底、孔壁。地脚螺栓应受力均匀、并螺栓外露2～3扣；然后松开铁丝将集流器下部与机壳下半部用螺栓固定初步调整叶轮与喇叭口的间隙。

5.风机转动组找平、找正：风机主轴与轴承座之间的垂直度采用如下方法找正：将磁力座贴在主轴上，将百分表表头指向轴承外圈或轴承座弹位端面上（既上端盖加工面上）；此时旋转主轴一周以上其表针读数不大于0.15mm即可，此读数值为该轴承座与主轴的垂直情况。

6.电动机找平、找正：调机与电机主轴同轴度（既联轴器找平找正）。用三块百分表找正，轴向两块、径向一块；每盘动轴90度，记录数据，测量其上下左右的读数，调整同轴度，使其误差≤0.05mm；且两靠背轮之间应有10mm间隙。找正后，复查轴中心高度等部分数据，做好记录。

7.在风机找正后，进行机壳上半部扣盖、集流器与机壳安装就位，两机壳之间应垫石棉绳；拧紧连接螺栓，四边螺栓应受力均匀；以叶轮为基准，再次调整叶轮与喇叭口的间隙。

第2篇：工业锅炉论文范文

关键词：工业锅炉；节能改造；技术，能量

中图分类号：TM621 文献标识码：A

0.引言

能源是一个国家的战略性资源，能源对我国社会经济的发展起到了关键作用。我国是一个能耗大国，为经济的发展付出了沉重代价。从统计数据来看，我国万元GDP能耗最高，是欧美发达国家的5～12倍，工业上能源使用率连1/3都达不到。在此大背景下，国家从2007年开始就将节能工程作为重要工程在全国加以推广，并对节能工程项目加以支持和奖励。燃煤工业锅炉是我国重要的耗能设备，具有相当大的节能潜力，针对其进行节能改造技术意义非常重要。作者有着多年的实践工作经验，对工业锅炉的节能改造技术有一定的经验。论文就工业锅炉的节能改造技术进行了总结分析，对节能改造的流程进行了详细阐述，最后提出了实现节能改造的对策。

1.燃煤工业锅炉节能改造技术分析

2007年全国范围进行了层燃煤工业锅炉的热效率测试，结果显示热效率利用率只占80%左右，这比设计效率低了近20%。主要的问题在于工业锅炉在设计、制造以及相应配套辅机不协调，另外还有操作管理方面的问题，都造成了严重的能源浪费。对于使用中的工业锅炉，我们需要对其进行节能技术改造，提高其利用率。当前主要的改造技术主要有以下几种：

1.1 给煤装置改造

链条炉排锅炉原有的斗式给煤装置将来煤不分粒径混合地堆放在炉排上，对于锅炉的进风起到了阻碍作用，结果造成了燃烧率低下。分层给煤装置利用重力筛选将煤块按粒径大小分散的进行排布，有利于系统进风，从而改善煤块的燃烧状况。根据相关数据可查，分层给煤装置可获得8%～18%的节煤率，分层给煤装置的节能效果显著，利得推广应用。

1.2 燃烧系统的改造

对于链条炉排炉，可以在炉前增加一个喷入装置，可以适当地喷入定量煤粉。喷入煤粉的主要是增加一定量的悬浮燃烧，有利于整体的燃烧效果。喷入装置必须调控好喷入煤粉量位置与喷射速度，否则会在一定程序上增大排烟温度，反而降低燃烧效果影响节能。从整体的情况来看，通过燃烧系统的改造可以达到5%～10%的节能效果。

1.3 炉拱改造

工业锅炉的炉拱主要作用是强化煤块的燃烧的全过程，在设计时都是根据设计煤种完成的。如果无法做到燃用设计煤种，那么就会使得煤块燃烧状况不好，影响锅炉的热效率，从而影响到节能效果。炉拱改造主要是从实际使用的煤种着手来调整锅炉中炉拱的形状与位置，主要是为了加强火焰辐射引燃和气体燃尽，这样可以改善燃煤的燃烧情况，进一步提高。通过实践证明，此改造技术可实现工业锅炉8%的节能煤效果。

1.4 链条炉改造成循环硫化床锅炉

循环硫化床锅炉是我国当前一项新的高效低污染清洁燃烧技术，把链条炉改造成循环硫化床锅炉可以提高燃烧效率，循环硫化床锅炉当中可以让煤粉在炉膛内循环硫化燃烧，最大的优势是还可以燃用劣质煤，技术显示改造后节能效果可提高15%～20%。而且循环硫化床锅炉还是国家大力推广的一种低污染燃烧技术，它采用了石灰石粉在炉内燃烧进行脱硫处理，降低了燃煤锅炉中二氧化硫气体的排放量，并且还可以加以建筑利用。

1.5 控制系统改造

控制系统改造主要有两种：第一就是把原来的手工控制或半自动控制系统改造成全自动控制，全自动控制可以证据锅炉的负荷要求，实时调节给煤量、给水量、鼓风量和引风量，使锅炉在正常的情况下顺利工作。全自动控制系统的改造，有利于变化频繁的锅炉的调节，节能效果一般可以达到15%左右。第二种是对供暖锅炉，在确定室内温度的情况下，可以根据户外温度的变化，实时调节锅炉的输出热量，达到节能的目的，这类控制系统控制调节可以节能20%左右。

2.工业锅炉节能改造的流程分析

2.1 前期诊断

工业锅炉进行节能改造前需要做好前期诊断，要了解工业锅炉的具体参数指标，这个是进行节能改造的基础。前期诊断主要是包括对企业蒸汽需求量、管道布置及输送效率、余热回收情况、原锅炉系统存在的问题及运行、消耗和管理等水平进行综合的分析，最后确定锅炉热效率的水平，以及问题所有，最后得到最可靠的改造诊断报告。

2.2 改造方案和技术及可行性分析

按前期诊断报告再结合当前的改造技术确定改造方案，并给出相应的可行性分析报告。不同改造技术都有不同的适用性和不同的局限性，需要做好综合分析，另外还需要考虑经济性问题。要求热工参数能有效匹配，要考虑动态变化，做到时间上能同步，空间上物理性能允许。另外主要是需要从技术、时间、经济3方面做可行性分析，最后的节能改造方案，这个过程是改造的核心环节。

2.3 改造方案的具体实施

改造方案确定后，负责人员需要根据相关的改造要求去做好准备确定节能改造项目的顺利。第一需要做好设备及材料的采购工作，第二要做好规范化施工过程工作，第三要做好设备的调试工作。3个环节都关系到系统的最终节能效果，也关系到整个节能改造项目的成败，必须工作人员加以重视。

2.4 调试及运行管理

整个项目改造完成后，首先需要进行一定的调试，并进行监控、记录相应数据。然后再经过相应的数据计算确定检验改造是否合格、节能效果能否达到预期值。根据相应的对比分析，做好相的节能管理也可以节能10%，所以还需要完善相应的管理制度，对于上岗员工还需要经过相应的岗前培训和日常定期培训，达到岗位工作的需要。

3.实现节能改造的对策

（1）相关矿业企业需要增加节能减排的意识，针对企业的工业锅炉来积极地进行相应的节能改造。多数企业都只看到了眼前的利益，注重当前锅炉创造的效益，没有站在国家社会的立场上去考虑进行相应的节能减排工作。企业应该加大工业锅炉节能减排的宣传力度，用相应的案例宣传来鼓励大家参与到全社会的节能减排工作中来。

（2）提高工业锅炉运行管理水平和操作人员技能。工业锅炉的操作和管理都是有技术性的工作，上岗前需要对其进行培训，主要是针对技术性方面和安全性方面的知识。另外还需要建立奖惩制度加强管理。

结语

工业锅炉是我国矿业工程生产中的能耗大户，对其进行节能改造，不仅可以节约能源，还可以提高企业的经济效益，增强企业的市场竞争力。工业锅炉的使用已有200多年的历史，其自身的热效率有了质的提高，但是其使用的综合热效率还是有待提高。本文针对工作锅炉结构的特点，对其节能改造技术进行了详细地分析研究，有利于相关技术人员参考学习。

参考文献

[1]燃煤锅炉节能改造的十种技术方法[J].广西节能，2016（3）：39.

[2]万玉婷，江楠，简志良，等.中小型工业锅炉系统节能改造难度分析及对策[J].工业安全与环保，2015（2）：56-58.

[3]欧阳朋.工业锅炉节能技术综述[J].广东化工，2014（21）：124-125.

第3篇：工业锅炉论文范文

关键词 锅炉控制系统；系统设计；解决方法

中图分类号TK22 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）110-0120-02

锅炉控制系统在工业生产的一系列过程中发挥着重要的作用，其以提供充分的高效热能来保障工业的正常生产，进而保障工厂生产的高效益、高利润。伴随着科学技术发展水平的提高，工业生产的需要，新型的锅炉控制系统被研制出来，并投入到工业生产运营当中。

1锅炉控制系统设计原理

从设计原理上看，构成锅炉控制系统的最为重要的两部分是计算机控制系统和单片机控制系统。其中的计算机控制系统是完成自动控制的核心部分，主要由工业控制器、电脑显示器、打印机以及报警装置所组成。由计算机自动控制锅炉的给水、鼓风、引风，可以使锅炉的出水和回水的温度都保持在规定值范围内，包括锅炉的水位也符合规定指标。处于运行状态的锅炉，各个运行参数都会在计算机显示器上以模拟图的形式呈现出来并配有数据。一旦运行锅炉压力、水温以及水位超过了规定范围，锅炉控制系统就会发出报警信号。

2 锅炉控制系统的设计与实现

锅炉在实际运行中，要确保高效运营状态，就要采用先进的控制系统设计，在对锅炉自动控制的同时，还要实施必要的监视，以完善锅炉的操作和管理工作。锅炉控制系统的各项参数，包括锅炉出入口的水温和水压，空气预热器的入口负压和引风机负压以及除尘器入出口负压等等，都要随时观察，并将数据传送到控制操作台上，在显示器上显示出来。

2.1锅炉控制系统的设计

锅炉控制系统是由各项功能系统所构成的复杂的控制系统。各项参数都会根据系统的实际工作情况有所调节，并且相互之间会产生影响。为了能够对于锅炉控制系统设计以详细说明，可以将该控制系统分解为给煤控制系统、送风控制系统、炉膛负压控制回路、汽包液位控制、过热蒸汽出口温度控制。

给煤控制系统所承担的是锅炉燃烧系统的自动调节功能。燃料经过燃烧后所释放出的热量，能够满足蒸汽的负荷，而且还确保了锅炉安全运营。

送风控制系统的调节作用是通过符合规则调节器来实现的，其与给煤控制系统相协调。当增加负荷的时候，可以先加风，然后加煤；当减少负荷的时候，就要先减煤，再减风。将风煤的比例控制在合理的范围内，可以使燃烧处于最佳状态。

炉膛负压控制回路是确保锅炉在运行当中，微负压在送风量平衡状态下趋于稳定，以确保锅炉安全运行。

锅炉给水自动调节，是为了确保汽包液位维持在工艺允许的范围内，给水量要与锅炉的蒸发量保持平衡。液位控制主要包括单冲量控制、双冲量控制和三冲量控制。单冲量控制，即为单回路控制系统，其作为单参数是以水位作为调节信号的；双冲量控制，即为双参数控制系统，其是通过蒸汽流量对于信号进行补充的；三冲量控制，即为三参数控制系统，其对于信号的补充是通过给水流量、主蒸汽流量来完成的。

过蒸汽出口温度控制是通过蒸汽过热系统来完成调节任务的。其对于过热器具有保护作用，确保过热蒸汽在出口处的温度被控制在规定的范围内。此外，过热管壁也不可以超过控制温度范围。

2.2锅炉的自动保护系统

锅炉自动保护系统包括超压报警装置、水位报警装置、超温报警装置、熄火保护装置。

2.2.1 超压报警装置

超压报警装置的作用在于，一旦锅炉出现超压问题，控制系统就会发出声色报警，并启动控制燃烧的报警装置。那么在装置的设计上，除了压力测量仪器之外，还安装有灯光音响设备以及报警信号部件。当报警信号出现的时候，保护系统会自动停止通风，不再供应燃烧。

2.2.2水位报警装置

当锅炉的水位出现不正常状态的时候，自动报警装置就会发出信号。水位报警装置安装有高、低水位报警器，当水位超出了规定的安全范围内，保护装置就会自动启动。为了提高保护装置的灵敏度，要定期地对装置调试、检修，以保证可靠运行，防止缺水事故发生。

浮球式水位报警器的组成上除了报警器之外，还设置有高水位和低水位浮球、针型阀和连杆。当水位处于正常状态时，两个针型阀处于关闭状态，连杆平衡，高水位浮球在蒸汽空间内悬浮，而低水位浮球则浸在水中。当这种平衡遭到破坏的时候，针型阀就会自控启动报警装置。

磁铁式水位报警器的组成上除了浮球之外，还包括用永磁钢组、调整箱以及三组水铁开关。当水位发生变化的时候，在浮球的带动下永磁钢组会升降，其所连接的报警系统就会发出报警信号。

电极式水位报警器处于高低水位电极的末端锅炉的安全水位处。当锅炉中的水位超出了安全范围，就电极就会与锅炉中的水脱离开来，切断接触回路而发出报警。连锁装置被启动后，锅炉停止燃烧。

2.2.3超温报警装置

如果锅炉的温度超出了允许范围内，锅炉控制系统就会自动启动报警装置。报警器被安装在温度测量仪表盘上，一旦有故障出现，比如温度超过了安全范围等等，就会出现自动报警。

2.2.4熄灭保护装置

熄灭保护装置被安装在连锁保护装置当中，当锅炉发生熄火情况的时候，自动控制的正常机能就会被切断，燃料自动停止供应。

3 监控中心报警监管

当监控中心接到锅炉故障报警信号之后，就要实施安全操作。报警系统具有档案管理功能，对于锅炉运行状况都存有历史记录。当监控系统发现锅炉运行故障之后，操作人员可以参考历史记录采取必要的应急处理措施。此外，报警软件还对于报警信息实施过滤功能，报警的级别也会自动显示出来。对于级别较高的故障报警，操作人员可以优先处理，其他的报警信息会依次向优先级过度，以便于操作人员对于锅炉故障井然有序地处理。

4结论

综上所述，伴随工业技术的发展，锅炉控制系统设计不断地实现创新，提高了其在工业生产中的安全性以及高强度可靠性。各种高端科技成果渗入到工业生产当中，特别是自动化控制系统的运用，实现锅炉在工业生产系统中的智能化、科技化。本论文分析了与锅炉控制系统设计相关的问题，为锅炉控制系统的设计提供参考。

参考文献

[1]浩清勇.工业锅炉控制系统的设计与实现[J].黑龙江科技信息，2008(9).

[2]王玉哲.工业燃煤锅炉自动控制系统的设计[D].内蒙古大学，2007.

第4篇：工业锅炉论文范文

论文摘要：工业锅炉生产是一个复杂的控制调节过程，是多输入多输出、多回路、非线性的相互关联的对象，目前控制理论尚难以妥善解决对其的控制问题，其数学模型仍是半经验性的，本文就热工燃烧自动控制进行一些论述。

1热工调节

锅炉热工系统由给水系统、蒸汽系统、烟气系统、风系统等部分组成。工业锅炉热工燃烧控制系统实质是针对这几个系统的运行过程进行自动控制，其主要控制回路：锅炉汽包水位自动控制和锅炉燃烧自动调节系统两部分。

1.1 锅炉汽包水位自动调节

锅炉汽包水是正常运行主要指标之一，汽包水位是一个十分重要的调节参数。由于汽包水位在锅炉运行中占居首要地位，所以锅炉自动化都是从给水自动调节开始的。

大于4t/h的锅炉，必须装设给水自动调节装置。给水自动调节的任务，是使给水量跟踪锅炉蒸发量并维持汽包中的水位在工艺允许的范围内。锅炉汽包水位的自动调节，是根据汽包水位的动态特性来设计的。引起水位变化的因素很多，但主要是给水量和蒸发量的阶跃变化，调节器就是依据水位信号、蒸汽流量和给水流量的偏差信号进行调节的。为保证锅炉运行安全，给水自动调节系统应选用可靠性较高的仪表和自动调节系统。

20t/h以上的蒸汽锅炉，一般采用三冲量锅炉汽包给水自动调节系统。三冲量锅炉汽包给水自动调节系统是以汽包水位为主调节信号，蒸汽流量为调节器的前馈信号，给水流量为调节器的反馈信号组成阿调节系统。由于采用蒸汽流量信号对给水流量进行前馈调节，克服外扰影响，用给水流量信号作为反馈信号，克服内扰影响，使给水调节质量波动幅度得到大大提高。

装有三冲量给水自动调节装置的锅炉在运行时，由于引进了蒸汽流量和给水流量的调节信号，调节系统动作及时，抗干扰能力强，当蒸汽负荷突然发生变化，蒸汽流量信号使给水调节阀一开始就向正确方向动作，即如蒸汽流量增加，给水调节阀开大。抵销了由于虚假水位引起的反向动作，减少了给水流量的波动幅度，如果给水流量减少，则调节器立即根据给水流量减少的信号开大给水阀门，使给水流量维持不变。

1.2 锅炉燃烧的自动调节

容量较大的锅炉，根据节能和自动化水平的需要以及维护水平和投资允许时，可设置锅炉燃烧自动调节系统。

锅炉燃烧系统自动调节的基本任务，是使燃料燃烧所产生的热量，适应蒸汽负荷的需要，同时还要保证经济燃烧和锅炉的安全运行。调节的内容有三个，即维持蒸汽母管压力不变；保持锅炉燃烧的经济性；维持炉膛负压在一定范围内。这三项调节任务是相互关联的，它们可以通过调节燃料量、送风量和引风量来完成。对于燃烧过程自动调节在负荷稳定时，应使燃烧量、送风量和引风量各自保持不变，及时地补偿系统内的内部扰动，这些内部的扰动包括燃料的质量变化，以及由于电网频率变化引起燃料量、送风量、引风量的变化等。在负荷变化的外扰作用时，则应使燃料量、送风量和引风量成比例的改变，既要适应负荷要求，又要使三个被调量：蒸汽压力、炉壁负压和燃烧经济性指标保持在允许的范围内。

2 微型计算机在锅炉热工燃烧自动控制上的应用

2.1 锅炉微机自动调节

2.1.1 汽包水位的自动调节

工业锅炉汽包水位使正常运行的重要环节，水位过高会影响汽包的汽水分离，产生蒸汽带液现象，水位过低又会影响锅炉的汽水自然循环，如不及时调节就会使汽包水全部气化，可能导致锅炉烧坏和发生爆炸事故。锅炉汽包水位不仅受给水量（进量）和蒸发量（出量）之间平衡关系的影响，同时还受到汽水循环管路，汽水容积变化影响，还有燃料量的变化，汽包压力的变化，给水、蒸汽量的扰动等诸多因素对水位均会产生影响。在手动状态下除采用DDZ－Ⅲ型仪表进行三冲量水位自动调节外，还在微机自控系统中采用三冲量汽包水位微机自动调节方式。三冲量微机调节系统的设计思想就是分析了影响水位调节对象动态特征的基础上，根据汽包水位这一调节对象有一定的延迟和惯性特点，即在蒸汽流量、给水量发生阶段变化时，调节对象不可能立即跟着做相反方向的变化，尤其在蒸汽流量发生阶段变化时，汽水容积跟着做相反方向的变化，造成“虚假水位”现象。

另一方面分析了采用DDZ－Ⅲ型仪表所组成的调节系统对出现的“虚假水位”所采取的措施达不到满意的效果，而采用微机利用其运算功能特长，以PID调节规律为其控制方法基础，再加上对“虚假水位”的判断程序，选择适当的延时环节，进行压力补偿、压差补偿运算，就能解决好水位调节这一关键任务。

2.1.2锅炉燃烧系统的自动调节

锅炉燃烧系统主要有汽包压力、蒸汽流量、鼓风量、给煤量、炉膛负压、烟气含氧量六个参量组成，调节的目的就是使燃烧所产生的热量适应蒸汽负荷的需要，需同时：（1）保证母管蒸汽压力维持不变；（2）保持锅炉燃烧的经济型；（3）维持炉膛负压在一定的范围内。

为完成上述任务，锅炉的微型计算机调节系统采用了综合自动调节方案，即：（1）根据出口压力调节鼓风机变频控制器频率，从而改变鼓风量，并且汽包压力及蒸汽流量换算的热量信号进行精调，为保证出口蒸汽计算准确，引进了温度和压力补偿；（2）根据最佳风煤比调节炉排转速，也就是调节燃烧煤的供应量和进风量的比值，改变锅炉燃烧的发热量进而改变了锅炉的蒸发量，并引进了残氧（剩余空气含氧量）信号加以修正，使锅炉母管压力保持在一定值内，还根据炉膛负压调节引风机变频控制器频率，从而改变引风量，用微分信号进行超前调节，也就是说在负荷稳定时（蒸汽流量不变情况下）应使燃料量、送风量、引风量各保持不变；在负荷变动时（外干扰时）使燃料量、送风量、引风量成比例改变。根据以上要求，就可以确定燃烧系统微机控制方案，画出系统框图，充分利用微机计算程序，尽可能的代替仪表单元（如函数发生器、加减器、微分器、限幅器、滤波器等等）快速对各参数进行计算。

上面谈了微机水位、燃烧两个调节系统的原理，经过微机运算处理，其输出信号经过D／A转换装置分别送到给水阀，鼓、引风机变频控制器，炉排和煤机等执行机构，用计算机直接步进调节阀位、风量及转速，这样系统就能够选择最佳参数进行最佳调节。

2.2锅炉微机检测系统

1）可对汽包水位、给水流量、给水压力、省煤器进口水温车器出口水温、省煤器进口烟温、两侧省煤器出口烟温、两侧空气预热器出口风温、、两侧空气预热器出口烟温、除尘器出口烟温、除尘器出口烟压、鼓引风风量、省煤器进口烟压、省煤器出口烟压、空气预热器出口风压、蒸汽流量、空气预热器出口烟压、蒸汽压力、蒸汽温度、炉膛温度、炉膛负压、给煤量、含氧量等现场信号巡检采样，汽包水位并具有彩色闭路监视装置；2）给水阀位、各种风机频率、炉排转速等模拟量跟踪信号巡检采样；3）各种阀位、鼓引风机、炉排电机、分煤器启/停状态及各个闭合调节回路的手动/自动等开关量信号巡检采样显示；4）鼓、引风机变频信号采样。

2.3 锅炉热工燃烧自动控制系统方案

锅炉自动控制系统采用plc为主要控制元件，对锅炉生产过程实现快速、准确的控制，从而达到节省人力、物力，提高锅炉热效率和节省能源的目的，而计算机作为监测显示部分不参与到控制中去锅炉自动控制系统在SPLC－9000系统硬件结构上采用多层网络结构，共分三层。

测控层；采用高性能的PLC可编程序控制器组成，PLC上安装有CPU模块、I∕O模块、通讯模块，并可以灵活扩展。PLC内可以通过梯形图语言进行程序编制，实现一台PLC对多台锅炉的自动控制。通过远程扩展方案，SPLC－9000系统还可以满足距离较远的多个控制室的集中控制。

操作层；采用IPC工控机作为现场工作站，现场工作主站和现场工作从站分别安装在不痛的控制室内，提供画面显示和数据管理功能。考虑到PLC可靠性高，造价也高，而普通接口板可靠性较低、造价也低，为了提高监控系统的性能价格比，SPLC－9000系统同时提供可编程序控制器信号接入方式和接口板卡信号接入方式。系统的输出控制工作有PLC独立完成，工作站只负责提供给用户修改参数的界面，并将用户设定的控制参数下传到PLC以调整控制效果。

管理层；采用普通计算机作为管理机，管理人员在远离控制室的调度室里可以通过管理机看到现场工作站上显示的画面，调用工作站存储的报表数据，完成数据统计的工作。可以实时准确的掌握锅炉的运行状态，做出合理的调度。

重要数据的采集、处理及控制全部由PLC完成，由于PLC是专为工业现场设计的，是真正的工业计算机，所以其可靠性大大高于普通接口板和模块。PLC的模块化结构和方便的扩展特性使系统配置灵活。上位机仅起到监视和管理的作用，如果接口板损坏或者工作站损坏，都不会影响到系统的自动控制。现场监控从站和现场监控主站运行的软件是相同的，只是在数据配置上有区别，不论那个站都可以查考到全部锅炉的数据。

第5篇：工业锅炉论文范文

关键词：麻石除尘器，烟气带水，对策

 

麻石除尘器具有处理烟气量大，适用广泛，性能稳定，除尘效率一般较干式旋风除尘器高，效率达90%以上。如果设计合理，管理适当，效率可达95%以上。金川集团公司三矿区有4台DZL4-13A锅炉, 为井口采暖供热。4台锅炉的配套环保设施烟气除尘器选用的均是麻石除尘器。麻石除尘器投入使用以来 ,一直存在烟气带水现象，导致烟道积灰，引风机叶轮挂灰引起振动，造成电机烧坏，也使除尘器除尘效率降低。为了进一步发挥麻石除尘器的环保作用,创造良好的经济和社会效益 ,现将烟气带水现象原因进行分析，并提出改进对策。

1.麻石除尘器基本结构及其工作原理

麻石除尘器主要由简体、供水装置、排灰装置及进出口烟道等组成。其进口在主塔简体下方，供水装置是筒体的上部溢流槽，被水膜所捕集的烟气尘粒随水流人锥形灰斗，经排水器排人排灰沟，净化后的烟气由出口烟道排出。

麻石水膜除尘器属机械离心式湿式除尘装置，含尘气体由简体下部顺切向引入，旋转上升，尘粒受离心力作用而被分离，抛向筒体内壁，被简体内壁流动的水膜层所吸附，随水流到底部锥体，经过水封排出，达到烟气除尘的目的。水膜层的形成是由布置在筒体的上部溢流槽均匀的沿筒壁往下形成水膜。这样，在简体内壁始终覆盖一层旋转向下流动的很薄水膜，达到提高除尘效果的目的。

麻石除尘器塔体由花岗岩石块砌筑而成，结构简单，占地小，造价低，耐腐、耐磨，使用寿命长。这种除尘器安装、维护、管理很方便，且除尘效率高，因此在锅炉烟气除尘中，尤其是在工业锅炉中得到了广泛应用。

2.麻石除尘器烟气带水原因分析

（1）内壁漏风、漏水，空气将水膜冲散，使烟气带水；

（2）烟气入除尘器筒体处上沿和烟气进入侧的挡水被堵塞而失去作用使烟气进口断面处形成水帘；

（3）烟气量增大使烟气入口处堵塞，或锅炉管内久未清灰，引起除尘器内负压增大，将溢水槽内水抽走，不起水封作用；

（4）烟气量超过设计值，烟气进口速度与单体断面上升速度超过允许值流速；

（5）灰斗排灰水管水封破坏，排水管处大量涌入空气将筒体内的水带出；

3. 消除烟气带水的改进措施

3.1正确选取各项设计参数

参数的选择，对除尘器烟气带水和效率有较大的影响。一般认为，烟气切向进口流速取18～20m/s为宜，不应超过最大允许流速，其极限进口流速为21m/s。除尘器的烟气上升速度一般取3～4m/s，最大不应超过最大允许流速，其极限上升流速为5m/s。流速过大，带水严重。除尘器烟气进口的高宽比，一般取1.75。水膜的有效高度（即从烟气进口中心线到溢水口高度）一般至少取筒体直径的4倍。

3.2 改变供水方式，改善水膜工况

除尘器供水方式主要有喷嘴式和溢流槽式（外置或内置）。。运行实践证明：外置溢流槽式大大优于喷嘴式。这是因为外置溢流槽式给水是依靠具有一定高度的水封静压力来实现的，因而供水压力稳定，且对水质要求不甚严格。。而喷嘴式水压波动较大，喷口附近水的流速不稳定：当流速太低时，水流量小水膜无法覆盖整个圆筒内壁；而当流速太高时，极易溅起水滴，加剧除尘器出口烟气带水。此外，喷嘴式对水质的要求较严格，当水中含有较多的泥砂或其它机械杂质时，喷嘴易堵塞而断水，导致供水沿筒壁周向分布不均，水膜工况也随之变坏。

3.3 缩小溢流口宽度

溢流缝宽度最大不得超过8mm，挡水帘罩高不小于300mm，并在此环形溢流缝周围加装环状挡水帘，以防止供水从溢流缝流出时直接受到筒内负压的扰动和沿筒壁旋转上升的烟气气流的直接冲击。

3.4 改变出口烟道的引出方式

改除尘器烟气引出管水平切向引出为垂直轴向引出，并适当增加引出管垂直管段的高度，促使烟气沿垂直管段上升过程中水滴依靠其重力自然分离。。其垂直管段高度一般为1500mm，最小不低于1200mm。

3.5 增设稳压水箱

在除尘器顶部平台上应设置高位稳压水箱，借助液体静压保证溢流口供水压力与流速的稳定，使溢水流进筒内后沿筒壁形成均匀的水膜。

3.6 严格要求施工质量

溢水槽溢水边的水平对除尘器内壁形成有着重要的影响，因此，要严格进行控制。溢水边要求，其水平度不能超过±1毫米。施工时，可采用溢水的办法来校平。溢水时检查沿内壁水膜层的厚度，要求沿周内壁水膜均匀。要求内壁平整、光滑。灰缝不能过大。特别是在砌筑麻石时，要求灰浆充满整个砌缝，筒体不得漏风。

外置式溢流槽水封的液面高度，一般应控制该处水的静压力为引风机的全风压加1500Pa为宜。否则，筒内负压增加时，而使水封破坏。

4　结束语

麻石除尘器烟气带水直接影响锅炉引风机的安全和寿命。同时，除尘效率的高低直接影响到企业的社会效益和经济效益。从实际情况来看，上述改进措施不难操作，只要有针对性的加以实施，必将使三矿区麻石除尘器烟气带水得以消除，除尘器的效率得到提高，达到环境保护的要求。

【参考文献】

[1] 孙一坚. 工业通风[M]，2000，第三版. 中国建筑工业出版社，北京

[2] 苏汝潍. 工厂防尘技术[M]，1986. 劳动人事出版社， 北京

[3] 王新泉等.文丘里水膜除尘器在热电厂锅炉烟尘治理中的运用[J].污染防治技术. 2000，13(2)

[4] 谭天佑等．工业通风除尘技术[M].1988.中国建筑工业出版杜，北京

[5] 陆耀庆.供暖通风设计手册，1987.中国建筑工业出版社, 北京

第6篇：工业锅炉论文范文

关键词：大气治理，脱硫脱硝，一体化技术

中图分类号：TH162 文献标识码：A

1引言

我国自然资源分布的基本特点是富煤、贫油、少气，决定了煤炭在我国一次能源中的重要地位短期内不会改变。根据《中国能源发展报告》提供的数据，2012年我国煤炭产量36.6亿吨，其中50%以上用于燃煤锅炉直接燃烧。预计到2020年我国发电用煤需求将可能上升到煤炭总产量的80％，每年将消耗约19.6～25.87亿吨原煤。SO2、NOx作为最主要的大气污染物，是导致酸雨破坏环境的主要因素，近年来燃煤电厂用于治理排放烟气中SO2、NOx的建设和运行费用不断增加，因此研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收工艺，有着极其重要的社会效益及经济效益。

2 联合脱硫脱硝技术

2.1 碳质材料吸附法

装有活性炭的吸附塔吸附烟气中的SO2，并催化氧化为吸附态硫酸后，与吸附塔中活性炭一同送入分离塔进行分离；然后烟气进入二级再生塔中，在活性炭的催化作用下NOx被还原成N2和水；在分离塔中吸附了硫酸的活性炭在350℃高温下热解再生，并释放出高浓度SO2。最新的活性炭纤维脱硫脱硝技术将活性炭制成直径20微米左右的纤维状，极大地增大了吸附面积，提高了吸附和催化能力，脱硫脱硝率可达90%左右[1]。

图1 活性炭吸附法工艺流程图

2.2 CuO吸收还原法

CuO吸收还原法通常使用负载型的CuO当作吸收剂，普遍使用的是CuO/AL2O3。此法的脱硫脱硝原理是：往烟气中注入一定量的NH3，将混合在一起的烟气通过装有CuO/AL2O3吸收剂的塔层时，CuO和SO2在氧化性环境下反应生成CuSO4，不过CuSO4和CuO对NH3进行还原NOx有着极高的催化性。吸收饱和后的吸附剂被送往再生塔再生，将再生的SO2进行回收[2]。其吸收还原工艺流程如图2所示。

图2 CuO吸附法工艺流程图

3 同时脱硫脱硝技术

3.1 NOXSO工艺

NOxSO为一种干式、可再生脱除系统，能脱除掉高硫煤烟气中的SO2与NOx。此工艺能被用于75MW及以上的电站及工业锅炉高硫煤烟气的脱硫脱硝。此工艺再生生成符合商业等级的单质硫，是一种附加值很高产品。对期望提高SO2与NOx脱除率的电厂及灰渣整体利用的电厂，该工艺有极强的竞争力[3]。

图3 工艺流程图

3.2电子束法

电子束法[4]即是一种将物理和化学理论综合在一起的脱硫脱硝技术。借助高能电子束辐照烟气，使其产生多种活性基团以氧化烟气中的SO2与NOx，得到与，再注入烟气中的NH3反应得到与。该烟气脱硫脱硝工艺流程如图4所示。

图4 电子束法脱硫脱硝工艺流程图

3.3 脉冲电晕等离子体法

脉冲电晕等离子体法可于单一的过程内同时脱除与；高能电子由电晕放电自身形成，不需要使用昂贵的电子枪，也无需辐射屏蔽，只用对当前的静电除尘器进行稍微改变就能够做到，且可将脱硫脱硝和飞灰收集功能集于一身。其设备简单、操作简单易懂，成本相比电子束照射法低得多。对烟气进行脱硫脱硝一次性治理所消耗的能量比现有脱除任何一种气体所要消耗的能量都要小得多,而且最终产品可以作肥料，没有二次污染。在超窄脉冲反应时间中，电子得到了加速，不过对不产生自由基的惯性大的离子无加速，所以，此方法在节能方面有着极大的发展前景，其对电站锅炉的安全运行不造成影响。所以，其发展成为当前国际上脱硫脱硝工艺研究的热点[5]。其工艺流程如图5 所示:

图5 脉冲电晕等离子体法脱硫脱硝工艺流程图

4 烟气脱硫脱硝一体化实例应用

本案例是根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硝工艺试验，使变成极易为碱液所吸附的。因为珠海发电厂脱硫系统在脱硝进行前己经完成，只用增加脱硝装置就行。而且脱硫脱硝一体化的重点在于的氧化，所以为实现脱硫脱硝一体化技术，深入研究分析氧化剂的试验功效并确定初步工艺参数，为以后工业试验及示范工程提供理论及试验基础，在珠海发电厂脱硫装置同时进行了脱硝测量[6]。

4.1氧化剂的配制

氧化剂配制：在氧化剂配制槽中，注入适量水及浓度在50%的氧化剂，其主要成分是，搅拌均匀后配制浓度分别是39.5%、30%的氧化剂[7]。

4.2 测量仪器

烟气分析仪:英国KANE公司生产的KANE940，性能是对、、的浓度以及烟气温度，环境温度，烟道压力等分析。烟气连续分析仪：德国MRU公司生产的MGA-5，功能是连续测量：、、、、温度、压力等；并配备专用数据采集处理软件MRU Online View，自定义采集时间间隔。

4.3 试验装置以及流程

测量是在珠海发电厂脱硫装置上进行的。脱硝装置安装在脱硫系统前部的烟道中，将烟气注入到脱硫塔之前进行脱硝试验。试验过程和部分现场试验装置如下图所示[8]：

图5 脱硫同时脱硝测量示意图

试验中，烟气由珠海发电厂总烟道设置的旁路烟道引出，由挡板门4控制烟气流量。氧化剂从氧化剂泵注入管道，由阀门1和流量计一起控制氧化剂总流量，之后将氧化剂分成两个支路从喷嘴逆流注入到烟道和烟气中进行混合。在2、3处由各自的阀门开关控制前后两支路，其中2处为前阀门，控制前支路；3处为后阀门，控制后支路，前后支路都安装有两个喷嘴。烟气在6处同氧化剂发生反应后，经由图中5、7烟气测点烟气分析仪连续记录试验前、后不同时间烟气中、、等浓度变化，分析确定最佳试验参数。之后将烟气引入脱硫系统[9]。

4.4 测量结果分析

在珠海发电厂脱硫同时脱硝测量中[10]:

（1）氧化度同氧化剂注入烟道的方式有关。逆流是最宜的氧化剂注入方式，所以，工业试验中脱硝剂最宜采用逆流注入方式。

（2）试验加入氧化剂后，氧化剂脱硝效果效果，可在工作应用中深入分析研究；50%氧化剂试验中，氧化度最高可达60%左右。

（3）试验中，首先，浓度为50%的氧化剂氧化度最高；其次，整体上浓度在39.5%的氧化剂氧化度高于30%浓度氧化剂的氧化度。有条件情况下，以后的具体应用中应最宜选用浓度为50%的氧化剂。但出于经济性和试验效果的考虑，工业应用中普遍选用浓度为35%的氧化剂。

5 结论

燃煤电厂脱硫脱硝技术为一项涉及多个学科领域的综合性技术，为了减少燃煤排放烟气中与对大气的污染。其一，改进燃烧技术抑制其生成；其二，应加强对排烟中与的烟气脱除工艺设计。当前，烟气脱硫脱硝技术是降低烟气中的与最为有效的方法，尤其是电子束法、脉冲等离子体法等应用更是大大地促进了烟气脱除工艺的发展。虽然相应方法有着很多优点，但还不完善，均还处在推广阶段。所以，研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收/催化剂，研发新的脱硫脱销装置及脱硫脱销工艺是科研人员工作的方向。

参考文献

[1] 胡勇,李秀峰．火电厂锅炉烟气脱硫脱硝协同控制技术研究进展和建议[J]．江西化工，2011(2):27－31．

[2] 葛荣良．火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J]．上海电力，2007(5):458－467．

[3] 宋增林，王丽萍，程璞．火电厂锅炉烟气同时脱硫脱硝技术进展[J]． 热力发电，2005(2):6－10．

[4] 柏源，李忠华，薛建明等．烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究[J]．电力科技与环保，2010，26(3):8－12．

[5] 吕雷．烟气脱硫脱硝一体化工艺设计与研究[D]．长春: 长春工业大学硕士学位论文，2012．

[6] 刘凤．喷射鼓泡反应器同时脱硫脱硝实验及机理研究[D]．河北:华北电力大学工学博士学位论文，2008．

[7] 韩颖慧．基于多元复合活性吸收剂的烟气CFB 同时脱硫脱硝研究[D]．河北: 华北电力大学工学博士学位论文，2012．

[8] 韩静．基于可见光催化TiCh /ACF 同时脱硫脱硝的实验研究[D]．保定: 华北电力大学，2009．

第7篇：工业锅炉论文范文

关键词：水煤浆；制备；工艺

一、水煤浆介绍和研究意义

水煤浆是八十年代初出现的一种新型煤基流体燃料，，国际上英文称为CWM（Coal Water Mixture）或CWF（Coal Water

Fuel），它含煤约70%，化学添加剂约1%，其余为水通过物理加工得到的一种流体燃料。成品水煤浆具有一定的稳定性，静置一个月时间可以不沉淀、不分层。而且具有一定的流动性，可以象燃油一样车装、船载或通过管道输送。其次是雾化性能好，在一定压力下通过喷嘴形成雾状，充分燃烧。它可作为炉窑燃料或合成气原料，具有燃烧稳定、污染排放少，具有较好的流动性和稳定性，易于储存，可雾化燃烧，是一种燃烧效率较高较廉价的洁净燃料，可代重油缓解石油短缺的能源安全问题。目前，我国工业生产的水煤浆，一般浓度在70%左右，粘度在

1000mPa・s左右，稳定性不低于1个月，燃烧效率可达到98%，单位热强度和燃烧负荷都优于燃煤。

（1）水煤浆与油的异同。与油相同的是水煤浆可以像油一样进行管道输送和喷嘴雾化燃烧；与油不同的是，水煤浆可燃成分是煤，因此水煤浆在燃烧时的特点又与煤粉燃烧相近，会有飞灰及结渣等现象。（2）与煤的异同。与煤相同的是可燃成分均是是煤；燃烧特点相近，会有飞灰及结渣等现象；燃尽率相同；与煤不同的是由于水煤浆中含有30―35%的水，这么多的水分导致水煤浆着火困难；水煤浆是洁净煤，是一种洁净燃料。（3）我国能源结构是富煤贫油，我国已探明的煤炭储量有1000亿吨，而石油则相对短缺。煤炭是我国的主要能源，目前已成为世界上最大的煤炭生产国和消费国，能源利用以煤炭为主，在当前以化石能源为主体的能源结构中，煤炭占73.8%，石油占18.6%，天然气占2%，其余为水电等其它资源。在我国，石油与煤炭相比，可供开采的数量有限，需要依靠进口。2002年，我国进口石油6500万吨，占消费量的30%，因此我国的石油资源显得十分珍贵。我国大部分电站及工业锅炉是以燃煤为主，但有不少工业炉窑还在燃油。针对此种情况，我国制定了“以煤代油，压缩烧油”的能源政策。（4）环境保护：我国是用煤大国，散煤燃烧存在缺点，储运复杂，燃烧效率低，除大型电站效率较高外，一般的燃煤锅炉效率很低，其中包括燃尽率和锅炉效率；水煤浆储运是全密封；水煤浆燃烧火焰中心温度较燃油低100-200℃ ，有助于抑制NOx生成。水煤浆选用洗精煤或选配低硫、低灰分煤制浆。煤炭经过洗选，可脱除硫30%-40%（脱除黄铁矿硫60%-80%）；脱除灰分（煤矸石等）50%-80%，原始烟尘与灰渣量减少，因而浆中硫含量与灰分较低。

二、水煤浆制备工艺

水煤浆制浆方法有干法制浆、干法和湿法联合制浆以及湿法制浆三种。

（一）干法制浆。该制备工艺的特点是对一般的干法磨机，要求入料煤的水分小于5%，洗精煤的水分都比较高，难以满足该要求；能耗比湿法高，在同样的细度下，干法磨机的能耗比湿法磨机约高30%；干法磨矿的安全和环境不如湿法；粒度分布不如湿法，堆积效率较低，干法磨煤颗粒表面氧化较快，影响制浆效果。

（二）干法、湿法联合制浆。该流程是在干法制浆工艺的基础上，分出一部分干法粉碎的物料再用湿法进一步粉碎。其特点是与干法相比，可以获得更好的粒度分布，即获得更好的级配。但该流程仍是以干法磨煤为主，干法制浆的其他不足之处依然存在。

（三）湿法制浆。湿法磨矿制浆工艺有高浓度磨矿、中浓度磨矿以及高、中浓度磨矿级配制浆工艺三种方式。

（1）高浓度磨矿制浆工艺。煤炭、分散剂和水同时加入磨机，磨机排出的物料就是高浓度的水煤浆，如果有必要加入稳定剂，则加入后还要搅拌均匀，剪切，使浆体进一步熟化。这是国内外采用的最多的一种制浆工艺，我国现有的水煤浆制浆厂基本上都是采用这种工艺。该工艺流程简单，可以省去捏混和强力搅拌环节；细颗粒量比较高，有利于级配；有利于药剂与颗粒新生表面接触；但是该工艺对变化的煤种适应性差；对磨煤机的结构参数和运行参数要求严格，因为浆体浓度过高会严重影响磨矿的功效。

（2）中浓度磨矿制浆工艺。一般是一段粗磨，再分出一部分粗磨的物料细磨，目的是获得好的级配。但是，因为采用50%左右的中浓度磨煤，细磨后的细粒物料再与粗磨的物料混合后还需要过滤，滤饼再加分散剂捏混，呈流体状后进入搅拌。

（3）高、中浓度磨矿级配制浆工艺。粗磨仍然采用中浓度磨矿，细磨不是像上述的中浓度制浆工艺从粗磨中分出一部分，而是从入料中分出一部分高浓度细磨，然后和经脱水的中浓度粗磨后的物料加分散剂捏混成浆。该工艺可以获得好的级配，堆积效率较高（74%），但仍需要过滤脱水环节。

三、水煤浆制备要求

水煤浆的制备有三个要素，一是煤炭；二是煤浆的粒度级配； 三是添加剂。

（一）煤炭的要求。（1）煤的灰分要低。制浆用煤必须进行洗选以降低灰分。低灰分煤的表面有较为均匀的物理化学性质，易于制浆且燃烧效率高、热值高。（2）煤的挥发分高。含有较高挥发分的煤易于燃烧，热效率高。研究表明，挥发分小于17%？的水煤浆不易燃烧，必须添加更多的助燃剂。制备水煤浆一般采用挥发分大于25%的煤。（3）煤的内在水分低。煤的内在水分是影响制浆的重要因素，直接影响水煤浆的浓度，并在一定程度上影响水煤浆的稳定性和可燃性。（4）煤的可研磨性好。煤的研磨系数直接影响煤浆的粒度分布，研磨系数越高，粒度越细小，成浆性也越好，煤的其它性质如O/C （氧/碳原子比）、表面张力、孔隙度等也对成浆性有一定影响。

（二）煤浆的粒度级配。为了提高制浆浓度，必需使煤的粒度分布具有较高的堆积效率，即颗粒间空隙要少。使空隙最少的技术称“级配”，是制浆的关键技术之一。不同颗粒级配的煤制成的浆体都存在不同的浓度临界值， 超过这个临界值，浆体的黏度急剧增大，流动性恶化；相同浓度水煤浆的黏度随颗粒级配不同而有较大差异，合理的颗粒级配可使水煤浆黏度降低，流动性增强。

（三）添加剂。添加剂的种类和性能是影响水煤浆的黏度、稳定性、含煤量、雾化、燃烧和成本等重要参数的主要因素。制浆时所用添加剂，按其功能可分为：分散剂、稳定剂及其他一些辅助化学药剂， 如消泡剂、调节剂、防霉剂、表面改性剂及促进剂等。在这些添加剂中，不可缺少的是分散剂和稳定剂。

水煤浆分散剂是一些表面活性剂。它是一种两亲分子，由疏水基和亲水基两部分构成。分散剂的作用机理可从三个方面加以解释：润湿分散作用、静电斥力分散作用及空间位阻效应。当煤粒在水中时，分散剂分子通过其疏水基和煤表面结合，以亲水基朝水的定向排列方式把水分子吸附在煤粒表面，变疏水性为亲水性，借水化膜将煤粒隔离开，减少煤粒间的阻力，从而达到降粘的作用；著名的DLVO理论认为，胶体颗粒稳定存在的先决条件是颗粒间的静电斥力大于颗粒间的范德华引力。煤粒在弱酸至碱性很宽的pH 值范围内，表面均带负电荷，当吸附了阴离子型分散剂后，更增加了煤粒的静电斥力，煤粒之间不易接近，难以形成聚集状态，增强水煤浆的分散稳定性；煤粒表面吸附添加剂分子时，颗粒间就增加了一层障碍，煤粒、添加剂分子的亲水链及水分子就构成了三维立体结构，当颗粒相互靠近时，可机械地阻挡聚结。

水煤浆的稳定性是指煤浆在存储与输送期间保持性态均匀的特性。稳定性的破坏来源于其中固体颗粒的沉淀。由于水煤浆是一种高浓度固液两相粗分散体系，无论是DLVO理论中涉及的来自分子热运动的布朗运动作用力、颗粒间的范德华引力，还是颗粒间的静电吸引力，都不足以阻止水煤浆中颗粒的沉淀。真正起到阻止颗粒沉淀并提高水煤浆稳定性的，是由稳定剂作用形成的空间结构对颗粒沉淀产生的机械阻力。所以，水煤浆的稳定剂应具有使煤浆中已分散的颗粒能与周围的其他颗粒及水结合成为一种较弱但又有一定强度的三维空间结构的作用。稳定剂应在加入分散剂经捏混搅拌成浆后再另行加入。能起这种作用的稳定剂有无机盐、高分子有机化合物。

结论：无论选用哪种制浆工艺，都要把煤研磨成具有一定粒度和合适的级配要求。煤种不同，所选择制浆工艺也应有所区别，而且由于工艺流程与磨矿设备不同，生产过程中的能耗、制浆条件、加工成本、产品质量等都有差异。水煤浆厂的建设必须根据原料煤性质及其成浆特性，并考虑添加剂与原料煤的反应特性以及制浆专用设备（磨机等）的研磨性能，选择合适的制浆技术工艺，才能制备出满足客户需要的水煤浆。

参考文献：

[1] 周俊虎.水煤浆技术进展[A].第八届锅炉专业委员会第三次学术交流会议论文集[C].2006.

[2] 刘志群.水煤浆技术应用现状及对策分析[J].环境保护科学，2006，32（5）

[3] 孙素敏，陈畅，曹佩文.浅谈水煤浆技术及其应用[J].印染，2009，35（11）

第8篇：工业锅炉论文范文

关键词煤炭企业；生产经营管理；转型升级

1新常态下煤炭企业面临的问题与挑战

改革开放以来，我国煤炭企业快速发展，取得了令人瞩目的成就，但是仍然存在诸多问题。这些问题在前几十年中被社会对能源的巨大需求以及煤炭企业的高速发展所掩盖。在煤炭开发和利用方面，煤炭企业盲目追求开采量，且生产效率低下，机械化程度低，技术装备落后。企业科研投入低、创新能力弱，缺少对关键技术的研究攻关。同时，煤炭企业在开采过程中不注意保护生态环境，造成水资源、土壤和空气的严重污染，与煤炭共伴生资源没有得到有效利用。煤炭利用方式粗放，主要作为燃料使用，终端消费比例高，加工转化的比例低，导致综合利用效率低。在经营管理方面，煤炭企业没有建立起完善的内部控制程序，各种项目盲目上马。企业中存在大量低效无效资产和设备，生产经营成本高企。同时，随着经济社会的发展、技术的进步以及能源形势的变化，煤炭企业不得不面对一些新的挑战。目前，互联网理念、先进信息技术正在与传统产业进行深度融合，传统行业正在形成以智能化和“互联网＋”为基础的新模式、新业态。煤炭企业如何将信息技术融合到企业的生产经营管理中是其未来需要关注的重点。近些年来，世界能源格局也发生了巨大的变化。欧、美、日等发达国家由于已经大规模推广使用廉价的天然气代替煤炭，使得其对煤炭的需求不断下降。相反，一些中亚、南亚和西亚的发展中国家由于经济发展迅速，对煤炭的需求不断加大。与此同时，国家大力推进“一带一路”战略，支持国内过剩产能“走出去”。在此背景下，煤炭企业如何开拓海外市场，成为其发展所必须面对的新课题。

2适应经济新常态，推动煤炭高效清洁开发与利用

2．1推行煤炭高效、绿色开采

煤炭开发的问题在煤炭企业中长期存在，并且饱受诟病，也是煤炭企业必须解决的首要问题。煤炭的开采量应该根据市场需求来确定，同时参考企业的人力、物力和矿区资源情况。煤炭企业要建立相机决策的生产组织体系，根据市场需求精准组织生产和运输。要大力提高煤矿采煤机械化程度和掘进机械化程度，优化生产系统，降低生产能耗。要积极引进国内外先进技术装备和生产工艺，同时坚持科技创新，对煤炭开采过程中的关键技术和装备进行研究攻关，提高人均开采效率，实现煤炭生产的集约化、高效化。在煤矿开采过程中，煤炭企业也要充分考虑矿区环境的承载能力，避免造成严重的生态环境污染。企业在煤矿设计、建设、生产等环节，都应该严格执行国家制定的环保标准，针对矿区不同的地理特征采用不同的绿色开采技术，例如保水开采、充填开采和矸石不升井技术，减少对高硫、高灰煤矿的开采。煤炭企业在采煤的同时也要促进共伴生资源的综合开发利用，大力发展矿区循环经济，力图实现经济效益、社会效益和生态效益的最大化。其中，煤矸石既可以用于回填因采煤而产生的土地沉陷区，也可以与粉煤灰共同使用制备建筑材料；煤炭中含有镓、锗等金属元素，企业可以对其进行分离、回收，提高资源的利用价值；矿井水经过处理，也可以进行产业化利用。

2．2发展煤炭洗选加工和深加工

煤炭洗选加工和深加工是我国未来煤炭产业的发展方向，它一方面提高了煤炭产品的使用效率和附加值，另一方面又可以使煤炭产业摆脱生态环境约束，实现可持续发展。煤炭洗选可以有效去除煤炭中所含有的硫分、灰分和有害元素，提高煤炭的燃烧效率，减少污染物排放。例如：电煤灰分每降低1％，发热量将提高200～360J／g，且每度电的标准煤耗减少2～5g；工业锅炉和窑炉用洗选煤，热效率可提高3％～8％，节约煤炭10％～15％，同时烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放显著减少。因此，煤炭企业应该大力发展煤炭洗选加工，提高原煤洗选比例。煤炭企业要在煤矿附近设计、建造选煤厂，直接将开采出来的煤炭进行洗选和分质分级。在此基础上，不断降低煤炭洗选能耗和污染物排放，实现高效分选，提高煤炭质量，增加煤炭品种。煤炭企业应该大力发展煤化工产业，努力推动煤炭由单一燃料向燃料和化工原料并重方向发展，提高煤炭资源的使用效率。例如，神华宁煤集团主动适应国家的煤炭产业发展导向，建成400万t／a煤炭间接液化项目，该项目投产后可以生产油品405万t／a，是目前世界上单套装置最大、拥有我国自主知识产权的煤炭间接液化项目。因此，煤炭企业应该以神华宁煤煤制油项目为示范，快速推进煤制油、煤制天然气、煤制化学品等生产制备项目。同时，加强煤炭深加工产业的技术开发投入和推广应用力度，形成一批具有自主知识产权的科研成果。

3精细化管理，努力降低生产经营成本

煤炭的生产、经营是一个复杂的工程性、系统性过程，煤炭企业应该建立一整套从生产、经营到管理的管控体系，推动企业的精细化管理。神华集团积极探索出了一种“轻资产”的经营模式，并取得了良好的效果，为其他煤炭企业的转型提供了借鉴。2016年神华集团实现产煤单位生产成本108．9元／t，比2015年同比下降8．9％。“轻资产”经营模式的核心就是将固定成本控制在较少的范围，降低固定成本占总成本的比例。在经济研究中，总成本是由总固定成本和总可变成本两部分构成。长久以来，固定成本被认为在一定时期内不随着业务量变化而变化。因此，相对于变动成本来说，固定成本的管理一直被企业管理者所忽视。尤其对于煤炭行业而言，固定资产投入相对较高，流动资产投入相对较少。因此，有效降低固定资产的投入比例，既可以降低单位产品所摊销的固定成本从而提高利润，又可以使企业能够灵活应对煤炭行业的周期性变化。具体来说，首先，煤炭企业应该对现有的庞大资产、项目和业务进行全面梳理分类，将一些辅资产和业务通过混合所有制或外委的方式逐步转移出去，将有限的资金聚集到核心业务和关键技术相关的核心设备上来。其次，严格控制项目，避免盲目上项目，凡是工程建设、专项资金计划都应遵守“无论证不立项、无立项不计划、无计划不资金”的原则，使成本管控贯穿于工程设计、生运营、系统改造的各个方面。然后，积极盘活低效资产，采取多种方式对闲置、废旧资产进行处置，比如拍卖、网上挂牌交易以及回收承包等。最后，对于一些大型设备，特别是使用效率不高的设备，可以采取租赁经营的形式获取，按运行时间或者使用次数向供应商支付租赁费用。除此之外，煤炭企业在推行精细化管理的过程中还应该建立全面的预算管理体制，完善成本责任制度，并且按季度对成本利润指标进行考核。在风险可控的情况下，运用资本运作和财务杠杆优化资本和债务结构，加强对应收票据和应收账款的管理，降低财务成本。加强物资管理，制定科学的管理规则，降低吨煤配件材料消耗。

4融合信息技术，构建“智慧能源”管理模式

在煤炭消费强度降低、产能过剩的情况下，煤炭企业必须依靠互联网信息技术的强大动力改造提升传统的生产经营管理模式，促进煤炭企业快速发展，为煤炭企业创新力。首先，煤炭企业要加强互联网基础设施建设，加大各种硬件投入，并逐步提高软件及信息技术服务的比例。其次，在煤矿开采过程中，完善生产监测系统、人员定位系统、工作面图像监测系统，同时加入数据管理系统和专家决策系统对煤炭的生产进行管理。采用先进技术如物联网技术对矿井的状态（如瓦斯浓度、一氧化碳浓度、气压、温度）和各种机电设备进行监测，实现全面的感知，确保煤矿开采的高产高效，保障工人的生命安全。最后，在煤炭的销售过程中，煤炭企业应该积极开拓线上业务，推进煤炭销售与电子商务的结合，提高经营效率。煤炭企业可以根据自身条件，采取多种方式煤炭价格、物流服务、供求信息等，实现与用户直接交易，降低销售层级和成本。

5适应国家战略，全方位加强煤炭国际合作

近几年，国家大力推进“一带一路”战略，通过与沿线国家合作投资，支持其大力进行基础设施建设，同时支持国内制造业走出国门，支持国内产能过剩的行业到这些具有巨大需求的国家建立生产基地，推动国内过剩钢铁、煤炭和水泥等的消化。在这种形势下，我国煤炭企业应该抓住机遇，积极寻求与“一带一路”沿线国家进行全方位的国际合作，提升企业的国际竞争力。具体来说，煤炭企业可以采取以下三种方式：一是同主要煤炭消费国和资源国的企业建立起长期稳定的贸易伙伴关系，进口国内比较缺乏的优质煤炭和炼焦煤，同时出口过剩的动力煤、褐煤等；二是本着“合作共赢”的原则与国外企业合作进行境外的煤炭资源勘探、开发和运营；三是承包境外煤炭工程项目，同时出口成套设备、先进的技术服务和管理经验。煤炭企业在“走出去”的过程中要注意国际化的经营风险。在开展国际贸易时，要对供应商和客户进行资信调查；在合作进行资源开发或者项目承包时，要加强投资决策前信息的分析研究工作，做好境外项目资源评价、项目评估，确保经济可行性。同时，煤炭企业要积极培育和引进复合型人才，为企业的国际化进程提供保障。

6结语

新常态背景下，煤炭行业已彻底告别了短缺经济时代的卖方市场格局，买方市场已经形成，煤炭行业升级转型、提质增效更加迫切。煤炭企业必须积极改进生产经营管理过程中存在的诸多问题，积极推动煤炭的高效清洁开发和利用，多措并举降低生产经营成本，充分利用信息化手段改造传统煤炭产业，全方位加强煤炭国际合作。只有这样，我国煤炭企业才能获得新的增长动力，实现由小变大、由弱变强的历史跨越。

参考文献：

［1］牛克洪．未来我国煤炭企业转型发展的新方略［J］．中国煤炭，2014（10）

［2］赵志国，张东晨，闵凡飞．我国选煤技术发展现状及对煤炭清洁利用的影响［J］．中国科技论文在线，2011（3）

［3］张熙霖，柳妮．煤炭企业“三去一降一补”的实践与策略研究———以神华集团为例［J］．煤炭经济研究，2017（1）

［4］张科利，王建文，张少龙．去产能形势下煤矿生产经营管理策略研究［J］．煤炭经济研究，2016（6）