油田注汽锅炉运行浅析

油田注汽锅炉运行浅析（通用8篇）

篇1：油田注汽锅炉运行浅析

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、b、c、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。打开各压力表阀门。

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、b、c、d、e、打开浮头换热器前、后燃油入口阀门。打开电热带开关（若油温低）。打开火嘴前燃油入口阀。打开回油阀。

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、b、c、d、打开锅炉天然气入口阀。打开燃气电动阀前的阀。打开各压力表及压力开关阀。

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、b、打开引燃管路进出口阀。打开各压力表阀。

1.2.6雾化系统 a、b、打开空气雾化入口阀，打开雾化压力表及压力开关阀。关闭蒸汽加热器和蒸汽雾化阀。

1.2.7仪表用空气系统 a、b、打开空压机出口阀。

打开空气干燥器进出阀，关闭旁通阀。

1.2.8排污系统 a、b、关闭辐射段排污阀。2 关闭蒸汽水分离排污阀。c、关闭蒸汽干度取样过滤器排污阀。

1.2.9疏水系统 a、b、打开空压机所有疏水器前的阀。

燃油时打开燃油加热器疏水器的阀和蒸汽雾化分离器下的疏水器前的阀。

1.3柱塞泵和空压机的检查

1.3.1柱塞泵和空压机无松动部件，附近无杂物。

1.3.2检查柱塞泵曲轴箱、柱塞泵注油器、空压机曲轴箱的油位，油色为清亮棕黄色，柱塞泵的油位在2/3左右，空压机的油位在1/２～2/3处。1.3.3对柱塞泵盘车一圈以上，检查空压机运转声音、气压正常。1.4检查燃油和燃气供应情况

1.4.1燃油时，油罐油位应在1/3～4/5，燃油泵出口压力应在1.0～1.5Mpa,炉前调压阀压力应为0.8～1.2Mpa。

1.4.2燃气时，天然气进口压力应为0.1～0.25 Mpa。1.4.3油气混烧，天然气进口压力应为0.06～0.1Mpa 1.5动力检查

2.1.5.1配电室电压正常（电压为340V～420V之间），锅炉送电不缺相。

1.5.2打开控制柜的配电柜门，合上柱塞泵、鼓风机、空压机、控制变压器和总电源空气开关。3 1.5.3燃油时，合上电加热器空气开关。1.5.4检查完毕，关好配电柜门。1.6控制盘上开关位置检查 a、b、c、d、e、f、g、h、i、j、k、l、电源开关-暂断 柱塞泵开关-自动 鼓风机开关-自动 空压机开关-自动 点火开关-暂断

电加热开关-合（燃油时）延时引燃-合（燃油时）油嘴加热-合（燃油时）调火开关-小火

燃料选择-视燃料定，燃油时选油，烧天然气时选气。混烧时-选择开关合（混烧）蒸汽压力低-旁通

2启动点火

2.1合上电源开关，电源指示灯亮。

2.2空压机自动启动升压，检查空压机运转情况和仪表用气源减压阀调整情况。2.3报警灯检查

2.3.1对于带自测试功能的报警灯，将报警灯依次按一下，检查指示是否正常。4 2.3.2对于普通报警灯，按灯测试按钮，检查指示是否正常。2.4锅炉控制柜的检查 2.4.1锅炉程序控制器送电情况，没有错误信息。

2.4.2如需设定前后吹扫时间继电器，前吹扫与后吹扫时间的设定应根据燃料的种类按前面规定设定。

2.4.3合上点火开关，再按一下联锁启动按钮，联锁指示灯亮，柱塞泵、鼓风机依次自动启动，开始五分钟的前吹扫，看一下前吹扫继电器，如果继电器指示灯亮，就回扭一下旋钮指示针，等熄后回原位；吹扫结束后，点火程序器开始工作，当引燃指示灯亮时，立即打开液化气或天然气阀门，注意点火全过程。

2.4.4火焰稳定后，把调火开关转到自动，延时引燃（燃油时）转到断开位置，手动调整火量到3-4，关闭液化气或天然气阀门，15分钟后调为所需火量，火量自动跟踪水量变化；注意观察燃烧情况，并及时调整。

2.4.5燃油时，蒸汽出口温度达到100℃以上时，稍打开蒸汽出口汽水分离器到雾化和浮头换热器上的阀门，打开浮头换热器蒸汽进出、口阀，给燃油加热，注意油温变化。2.4.6燃油时，蒸汽雾化的切换。

2.4.6.1蒸汽出口压力达到4 Mpa以上，干度达到40%以上时可以进行雾化切换。

2.4.6.2调整好蒸汽雾化一次减压阀。

2.4.6.3打开雾化汽水分离器入口阀。5 2.4.6.4打开雾化管线上的放空针形阀，观察放出来的汽不含水时关闭放空阀。2.4.6.5打开液化气或天然气阀门，把调火开关转到小火，延时引燃开关转到开的位置，将雾化选择开关从“空气”转向“混合”，待火焰稳定后，再转向“蒸汽”。

2.4.12火焰稳定后，断定延时引燃开关，关闭液化气瓶。把调火开关转到自动，注意火焰状况，正常后关闭空气雾化阀。

2.4.13锅炉运行正常后投注，投注时先打开注汽阀，再慢慢关上放空阀，注意蒸汽压力和水流量的变化，防止锅炉憋压和水流量过小。3运行

3.1运行初期应频繁调整化验干度，直至干度到达70-80%并稳定。3.2运行中特别注意油压，油温，雾化压力，火焰形状、颜色。3.3运行中每小时在运行报表上记录一次各点参数。

3.4运行中还要检查记录配电系统电压，要求电压波动在10%以内；检查各运转设备的温度、声音等。4停炉

4.1小火运行15分钟，打开蒸汽放空阀，关闭注汽阀。

4.2将点火开关转到断开位置。锅炉后吹扫20分钟后，将电源开关转到关的位置。

4.3长期停炉应吹扫水汽系统，燃油管线，关闭所有阀门，断开所有配电开关及配电室锅炉供电总闸。6 4.4冬季停炉应采取防冻措施。

篇2：油田注汽锅炉运行浅析

对于注汽锅炉来说，其在使用的过程中，能源的损耗主要由以下几个方面构成：锅炉的排烟损失、锅炉自身的散热损失以及燃料燃烧过程中未能充分燃烧造成的燃料损失，下面对这几个方面进行具体的介绍。

1.1锅炉的排烟损失

注汽锅炉在工作的过程中，其产生的烟气含有大量的热量，一般情况下，无论是天然气还是原油，两者在燃烧时都会产生具有大量热量的烟气，这些烟气在排出后会对环境造成严重的危害。根据相关数据统计可以知道，注汽锅炉在使用过程中大约有一半的能量损失来自排烟损失，因此，想要降低注汽锅炉使用过程中的能量损失，需要重点降低排烟中的能量损失。

1.2注汽锅炉自身的能量损失

在注汽锅炉使用的过程中，由于其本体和能量传输管道存在着一定的导热性，会将自身产生的一部分热量散失在空气中，特别是在一些温度较低的地区，由于锅炉和外界环境之间存在着较大的温差，导致这种能量损失情况更加严重。

1.3燃料的未完全燃烧造成的能量损失

锅炉中的燃料在进行燃烧的过程中，会发生一系列的物理和化学反应，从而使燃料中的一部分物质变为不可燃烧的物质或者由于燃烧条件的限制，一部分燃料进行不充分燃烧，这一现象会造成燃料中的能量被损失。燃料的燃烧主要分为两个部分，分别是机械燃烧和化学燃烧，在注汽锅炉中，机械燃烧产生的能量损失几乎可以忽略，但由于注汽锅炉的燃料是天然气或者原油，其在反映的过程中往往会由于锅炉内的空间问题和氧气供应问题等出现一些未完全燃烧的现象，这种情况会导致锅炉使用过程中产生较多的能量损失，对我国的稠油开采行业发展具有严重的影响。

2改造方案研究和分析

针对上述所说的问题，为了能够更好的提高我国注汽锅炉的使用效益，增强我国稠油开采行业的竞争力，需要对这些问题进行解决。下面针对性的提出了一些注汽锅炉的改造措施，对当前存在的锅炉使用能量浪费问题进行了较好的解决。

2.1利用热管技术对烟气中的热量进行回收

注汽锅炉中的燃料在燃烧的过程中，会产生200℃以上的高温烟气，这一部分的烟气中含有大量的热量，因此，通过回收利用能够大大降低能源的损耗。具体措施是将烟气中的余热对锅炉积水系统进行预热，这样能够最大程度上对烟气中的余热进行回收利用，其在进行余热回收时，这种方式还能保证设备的正常运行，防止设备出现损坏。另外，在利用余热的过程中，需要对管道材质进行重点的选取，一般预热给水的温度在50到60℃之间，这一温度是水对金属腐蚀最严重的，在进行材质选择时应该根据金属的抗腐蚀情况进行合理的选择。

2.2优化注汽锅炉的燃料结构

对于传统的注汽锅炉，其燃料主要是原油和天然气，在使用的过程中非常容易造成燃料的浪费，最好的解决办法是采用具有高燃烧效率的水煤浆进行替代。目前水煤浆的使用主要面临以下几个问题：首先是运输和生产问题，燃煤是一种具有高能量，但价格低却污染严重的燃料，其在使用的过程中会产生较多的污染物，在生产的过程中需要采用具有更高技术含量的设备，提高燃煤的清洁度。另一个问题则是使用过程中的点火和控制系统，水煤浆在使用时不易燃烧，需要提高其燃烧所需要的压力和点火装置的质量，为了能够保证水煤浆的正常使用，需要尽快克服其燃烧问题和控制问题，保证其在使用过程中能够和传统燃料具有同样的燃烧效果。

2.3开发新工艺清除积灰积垢

对于注汽锅炉设备上的一些管道，其使用的过程中会不断积淀灰尘，时间长了以后会对管道的导热性造成严重的影响，浪费大量的燃烧热能，在今后的改造中需要对积灰积垢的成分进行研究，并针对性的配置相应的除灰装置和化学制剂，定期对其进行灰垢的清除，保证注汽锅炉能量的利用率。

3结语

篇3：油田注汽锅炉运行浅析

新疆油田公司自20世纪八十年代以来, 稠油产量所占比重日益提高, 2012年稠油产量所占比重超过了40%。稠油的开采方法主要是注汽热采, 即利用油田注汽锅炉产生的高温、高压湿饱和蒸汽或过热蒸汽注入油井, 加热原油, 降低稠油粘度以增加采收率;油田注汽锅炉是稠油开采的专用核心设备[1]。伴随着新疆油田稠油开发比重的逐渐加大, 油田注汽锅炉使用数量大幅增加, 仅2013年油田新增注汽锅炉就超过了60台。油田注汽锅炉在用数量大幅增加, 并且安装分散、运行环境恶劣、维护管理范围广, 最远距离超过300公里, 锅炉异常工况时难以及时发现、及时处理, 运行管理风险、难度不断加大, 针对油田注汽锅炉的安全、平稳、高效运行管理, 对油田注汽锅炉运行管理的远程监控进行了系统研究建设及应用, 对稠油开发的正常生产起到了重要保障作用。

一、建设目标

系统建设遵循面向对象原则、模块化设计原则、界面友好原则、简单易操作原则, 以工业自动化控制理论为基础, 应用计算机技术、通信技术、网络技术、数据库技术等, 结合现有锅炉安全、环保、能效标准进行系统设计, 注重系统的安全、实用、稳定、高效、可扩展性。实现注汽锅炉运行数据 (运行安全参数、能耗参数、烟气污染参数、注汽质量参数) 的现场监控系统实时采集和传输;实现注汽锅炉运行数据的集中远程实时展现;实现注汽锅炉运行异常的远程集中实时报警及控制;实现注汽锅炉运行历史数据的远程集中自动存储;实现注汽锅炉运行、管理报表的自动生成、导出;为油田公司注汽锅炉正常运行提供有力保障。

二、建设内容

2.1注汽锅炉设备现场自动化控制程序优化完善及数据传输协议统一规范。油田现场目前在用的注汽锅炉, 其本身均自带一套自动化运行控制设备, 由可编程控制器和燃烧器程控器、比调仪三者结合共同构成, 实现锅炉的数据监控、点火联锁、点火顺序控制、负荷控制及报警停炉功能。在用现场自动化运行控制设备大多为国外进口, 使用过程中, 存在信息传递路径长、通信时间久、响应时间延迟较大, 并且读取信息、出现故障提示信息均为英文或德文, 锅炉管理和维护操作难度大、技术要求高等诸多问题。同时现场注汽锅炉自动化运行控制设备存在多个厂家, 没有统一的数据传输协议、规范。

针对上述问题, 首先, 结合原有可编程控制器 (PLC) 、交换机的通信方式, 经过实践研究、数据对比和程序编译, 采用主PLC和燃烧器程控器端直接通信的方式, 完善优化现场自动化运行控制器操作程序。新程序在保证锅炉安全稳定的前提下, 精简了外围控制线路, 缩短了工作周期, 提高了通信效率, 降低了系统的故障率;通过应用, 成功解决了目前新蒸汽发生器通信复杂、响应时间延迟长、报警不正常等诸多控制问题。该套程序能够对系统故障进行分级处理, 减少停炉次数, 对非关键点失效时进行警告提示, 关键测点 (联锁数据) 出错立刻停炉;同时, 系统操作界面简单明了, 信息浏览、故障报警实现中文显示, 方便户更快捷掌握和使用。其次, 依据现有设备接口, 编写底层终端上传程序, 为集中监控中心服务器提供统一数据传输协议、规范。

通过对注汽锅炉设备现场自动化控制程序完善及优化, 数据传输协议统一、规范, 对实现注汽锅炉远程监控起到了有效支撑。

2.2数据传输方案比选及建设。油田注汽锅炉现场应用存在使用地点分散, 大部分锅炉所处地段没有有线网络覆盖, 并且部分锅炉为移动锅炉, 因此采用无线网络进行数据采集是优选可行方案。

目前常用的远程数据传输无线通信技术主要有数传电台、GPRS/CDMA、TD-LTE (3G) 、Mc Wi LL、无线网桥等。GPRS传输方式借助目前广为普及的移动GSM网络进行数据传输, 系统稳定, 覆盖范围广, 不受地域限制, 运营费用低, 系统构建简单, 符合新疆油田注汽锅炉远程管理数据传输建设需要。

GPRS采用与GSM同样的无线调制标准、同样的频带、同样的突发结构、同样的跳频规则以及同样的TDMA帧结构。这种新的分组数据信道与当前的电路交换的话音业务信道极其相似, 因此现有的基站子系统 (BSS) 从一开始就可提供全面的GPRS覆盖。GPRS允许用户在端到端分组转移模式下发送和接收数据, 而不需要利用电路交换模式的网络资源, 从而提供了一种高效、低成本的无线分组数据业务。特别适用于间断的、突发性的、频繁的和少量的数据传输, 也适用于偶尔的大数据量传输。相对原来GSM拨号方式的电路交换数据传送方式, GPRS是分组交换技术, 具有“系统实时在线”、“按流量计费”、“方便快捷登录”、“数据高速传输”、“自如切换”等优点[2]。无线GPRS方式除了具有无线网桥方式的优点外, 还具有一次性投入小, 重合利用性强, 接入方便, 建设周期短, 后期无需维护且无维护费用等优点[3]。

建设过程中, 利用GPRS无线数据传输设备 (DTU) , 编写出对应的数据转换程序, 通过控制模块完成与GPRS DTU的数据交互。每台注汽锅炉配备一台数据通信设备 (GPRS DTU) , 控制器 (PLC) 定时将数据发送给GPRS DTU, 同时控制器 (PLC) 实时接收GPRSDTU发来的数据, 完成相应控制功能, GPRS DTU在收到控制器 (PLC) 发来的数据会立即转发到集中监控数据中心, 同时把历史数据按统一的格式进行存储, 见图1。

2.3监控中心功能设计及开发。注汽锅炉集中监控中心功能设计以实现每台锅炉运行状态的集中远程监控, 减少人员投入, 缩短锅炉故障发现时间, 确保故障及时处理, 防止重大事故发生、提高运行管理效率为根本目的。分为数据实时显示、故障预警及超限报警、远程调控及联锁保护、历史数据分析查询、报表处理、数据分发6个功能模块35个功能节点。

在数据实时显示方面, 以数据汇总分类显示及数据二维平面工艺流程显示两种方式实现在注汽锅炉集中监控中心对现场的锅炉运行安全参数、能耗参数、烟气污染参数、注汽质量参数运行情况实时监测的功能。

在注汽锅炉运行管理故障预警方面, 针对供水泵、燃烧器、辐射段、分离器、过热器、掺混器、投注口、排烟口等关键设备或部位的压力异常、温度异常、液位异常、压降异常、流量异常、蒸汽干度异常等运行管理异常可设置预警参数, 及时对超高、超低、超临界值等异常数据进行预警。

在远程调控及联锁保护功能实现方面, 对影响注汽锅炉安全、平稳、高效运行, 操作及时性、准确性要求高的设备, 实现远程的手动、自动、停止操控功能, 如供水泵、鼓风机、火量调节等;对于操作技术含量高的锅炉调试、电器联锁控制工作, 通过研究过热锅炉模糊控制技术, 编写智能控制程序, 实现了远程分析调试, 远程联锁保护功能。

在历史数据分析查询功能方面, 应用数据库技术, 设计集中监控中心服务器程序, 接收现场设备数据, 解决多台设备运行中实时监测、定时记录等问题, 实现远程历史数据存储, 实现数据按时间选择进行数据回放、叠加分析功能;实现实时数据按标准格式统一存入历史数据库中, 便于对运行情况进行分析和故障原因的追溯。

在报表处理功能方面, 针对目前人工填写设备报表现状, 依托集中监控中心实时库数据, 设计开发相关逻辑算法程序, 实现电子日报表、月报表的自动生成、浏览、导出, 实现无纸化办公。

在数据分发功能方面, 设计制定锅炉采集参数的标识命名规范, 通过对现场注汽锅炉采集参数标识的统一命名, 实现注汽锅炉运行数据向相关其它生产管理系统数据库服务器的分发, 为不同层级、不同应用系统的用户提供及时准确的锅炉运行数据, 便于油田业务管理层随时对比参照进行生产情况的分析、决策。

针对今后的功能扩展需求及数据应用需求, 预留了后期功能、数据扩展接口。

三、应用效果

通过油田注汽锅炉运行管理远程监控系统建设, 2013年实现了新疆油田公司油田生产作业单位32台注汽锅炉的远程监控、调式运维, 对解决过去锅炉运行管理、调控全靠巡检人员, 人工、车辆费用高, 注汽锅炉现场运行工况难以掌控, 运行安全风险大, 管理效率低, 影响稠油正常生产等难题起到了积极作用。系统正式启用以来, 实现了专家的远程诊断、精准控制和维护, 提高了注汽锅炉运维管理水平、管理效率、运行安全性。同时, 每台注汽锅炉减少运行管理费用15万元左右, 社会经济效益显著。

四、前景及展望

据调查研究, 国内现有大部分工业锅炉运行控制水平较低, 不能实现远程有效的监管;随着国家经济的发展, 工业锅炉运行水平亟待提高[4]。新疆油田公司稠油生产所占比重日益增大, 油田注汽锅炉使用点多、分散、距离长、环境恶劣, 油田注汽锅炉的安全高效正常运行不仅关系到油田稠油生产的正常进行, 还牵扯到管理部门对特种设备的有效监管、制造单位的产品质量跟踪及技术保障与改进;对于如何确保系统一次性投入低, 资源可重合利用率高, 日常运行维护量小, 功能可扩展性高, 确保注汽锅炉的安全性、稳定性, 通过本项目的建设及应用, 取得了一些经验及认识, 具有较高推广应用价值。

摘要：油田注汽锅炉的安全高效正常运行不仅关系到油田稠油生产的正常进行, 还牵扯到管理部门对特种设备的有效监管、制造单位的产品质量跟踪及技术保障与改进;本文针对新疆油田公司稠油生产所占比重日益增大, 油田注汽锅炉使用点多、分散、距离长、环境恶劣, 锅炉异常工况时难以及时发现、及时处理, 运行管理风险、难度大等问题, 开展了油田注汽锅炉运行管理远程监控系统建设, 通过应用, 提高了注汽锅炉运维管理水平、管理效率、运行安全性, 具有较高推广应用价值。

关键词：油田,注汽锅炉,远程监控,系统

参考文献

[1]贡军民, 周建平, 邹俊刚, 林森明.确定油田注汽锅炉单相流和双相流界面的方法探讨[J].工业锅炉, 2011年第3期 (总第127期) .

[2]朱玉珩.DTU在注汽锅炉数据远程监控系统中的应用[J].中国信息界GPRS, 2012年第07月, 总第219期.

[3]于玉珠, 殷春莉.GPRS技术在油田注汽锅炉远程集中监控系统中的应用[J].网络与信息, 2011年第9期.

篇4：油田注汽锅炉运行浅析

关键词：注汽锅炉;安全;风险;防控;措施

1、前言

注高温蒸汽采油是目前油田稠油开采中比较有效的一种方法。随着稠油开发的不断发展和深化，截至到目前，孤东采油厂共有注汽锅炉15台，其中部分锅炉主体及其附属设备都已经老化，加之生产节奏快，而其又是高温高压的连续运行环境，存在较多的安全隐患和安全风险，注汽锅炉的安全生产形势不容乐观，这也是油田和采油厂安全监管的重点设施和要害部位。

2、影响注汽锅炉安全生产的原因分析

注汽锅炉的风险分析是在注汽锅炉根据在现场运行中，从比较容易引发安全事故的隐患点出发，进行全面、系统、客观的分析评价，找出其中的关键因素和关键点，进而在工作中使我们有针对性地采取预防措施，消除隐患。其分析结果如下：

2.1锅炉自动化控制系统发生故障，导致控制系统报警失灵

2.2锅炉在超压状态下运行，导致发生爆管事故

2.3炉管腐蚀老化，易导致炉管管壁变薄

2.4炉管内部结垢，导致受热面导热能力差

2.5锅炉火焰偏烧，导致炉管强度降低

3、提高注汽锅炉安全运行的有效措施

为了防止安全事故的发生，降低注汽锅炉的安全运行风险，在以上风险分析的基础上，确定以下的安全保障措施：

3.1完善注汽管理制度，从源头上确保锅炉安全运行

结合采油厂注汽锅炉现状和管理实际，深入现场、深入实际，吸取其他油田的先进经验，经过反复讨论和修改，进一步完善有关规定，严格落实油田2011年3月制定下发的《活动注汽锅炉搬迁和安装安全规范》和《活动注汽锅炉使用安全规定》，强化活动锅炉的现场安全管理，有效地将注汽锅炉的各项安全管理工作纳入规范化、标准化、制度化的轨道，使锅炉安全管理有章可依、有章可循，大力提升职工操作技能，提高注汽设备的管理水平，确保锅炉安全生产。

3.2定期对控制系统测试，确保系统运行准确可靠

锅炉上采用的可编程序控制器是一种数字运算操作的电子系统，专为工业环境下应用而设计，该系统具有编程方法简单易学、通用性强、适用性强等特点，定期邀请局技术检测中心专业人员对锅炉的自动化控制系统进行检查和测试，对各项报警的设定值进行监测，严禁人为更改其设定值的大小。严格落实“点检制”，发现问题及时整改，确保自动化控制系统灵敏、可靠、准确。有效地保证锅炉时刻在程序的监控下平稳安全地运行。

3.3加强对锅炉安全阀维护和校验，确保锅炉不超压运行

为了保证安全阀动作灵敏、可靠，定期组织由技术标定部门对其开启压力进行标定，同时，在现场的应用中，组织技术人员对安全阀进行手动排放，确定其能否回位，确保安全阀在达到设定值时能正常开启，防止锅炉在运行中超压。同时，加大对注汽锅炉出口注汽管线和注汽井口的安全管理，有效保证了注汽管线和注汽井口的安全运行。

3.4定期对炉管进行清灰测厚，确保炉管质量

由于锅炉在运行中不可避免地要造成一定的腐蚀，这就要求我们在锅炉的日常管理中要加大对炉管的测试密度和频率，对于重点部位要多选几个点进行测查，同时要保证每注完一口井就要检测一次，并对检查的结果进行分析，以免发生假数据，进而误导我们对炉管实际情况的判断。及早发现一些偏薄的炉管，积极主动地采取更换炉管或降压运行的方式，以保证锅炉的安全、可靠、平稳运行。

3.5定期清洗油嘴和清除结焦，确保锅炉燃烧完全

锅炉在长期运行中，定期用柴油进行清洗，清除其中的残渣，保证锅炉的安全运行，同时在清洗油嘴时，要注意观察炉管的清灰情况，火焰偏烧一侧的炉管结灰比较厚，而且颜色发黑，质地坚硬，这是由于火焰直接燃到炉管上，燃油燃烧不好的结果。该方法在锅炉实际使用中得到了很好的应用，延长了锅炉的使用寿命，有效地防止了锅炉爆管事故的发生，保障了注汽锅炉安全运行。

3.6加强水质管理，确保锅炉给水水质合格

锅炉水质管理主要是对给水硬度、给水中的溶解氧及所用于除去残硬、残氧的加药量的控制：

3.6.1控制好锅炉给水硬度。

3.6.2加强锅炉给水含氧的控制。

3.6.3控制好对残氧、残硬去除的加药量。

3.7及时清理受热面烟灰垢和水垢，确保锅炉充分交换热量

锅炉运行一段时间后要清理烟灰垢和水垢。目前，清理烟灰垢的方法有人工清灰和自动清灰两种。清洗时一定要控制好清洗液的浓度、流速、温度和时间，必须控制在允许范围内，防止腐蚀锅炉炉管及附属设备。

3.8优化锅炉运行参数，确保锅炉良好燃烧工况

锅炉燃烧参数最佳配合的调整主要是燃油时的油温、油压和雾化压力最佳配合调整。这三个参数是影响锅炉燃烧火焰形状等燃烧情况的最重要的三个参数，所以为了保证原油的充分燃烧，在锅炉运行中必须调整好这三个参数的最佳配合值。现场运行中一般保持在油温110℃、油压0.38MPa、雾化压力0.40MPa。

3.9加大日常保养和检修力度，确保锅炉保持良好安全运行状态

对锅炉进行日常保养和定期检修，其目的在于清除水垢、烟垢，防止腐蚀炉管和受热面，更换损坏的保温层和耐火层，消灭不必要的热量散失，保持良好的燃烧，提高锅炉热的安全运行。

3.10加强对现场操作工人技术培训，提高职工安全操作水平

注汽锅炉实际运行中要求运行操作人员有高度的责任心和良好的实践技术水平，因此，要定期对职工进行安全教育和业务培训，定期进行考试，提高岗位职工的操作技能，确保锅炉在较高的热效率下运行，保持安全平稳的运行状态。

参考文献：

[1]《油田注汽锅炉》，武占，新疆大学出版社，1997年10月

篇5：油田注汽锅炉保温技术

硅酸铝陶瓷耐火纤维毯交错平铺结构技术是目前世界上处于领先水平的一种高效保温技术；其作为针刺毯折叠块平铺叠砌复合保温结构、硅酸铝纤维棉喷涂保温结构的换代保温结构，具有以上结构不可比拟的技术优势和使用价值。本文详细阐述了该技术的工艺原理、施工工艺和应用效果，并对推广应用的市场前景进行了分析和预测。

注汽锅炉保温的工艺方法多种多样，其目的是最大限度地减少热量损失，节能降耗，提高经济效益。而目前国内的注汽锅炉外表面设计温度为80℃，而纤维毯错交平铺保温结构技术可以使炉体平均表面温度降低至55℃±5℃。

二、新型保温结构概述

1、辐射段保温结构

圆形辐射段纤维内衬局部断面图，如图1ㄢ

辐射段保温厚度为190mm施工时采用240mm强制压缩至180～200mm，采用纤维毯平铺和粘结剂喷涂复合结构。根据每台设备的实际情况或甲方的特殊要求，在此保温厚度范围内适当增加或减少，总体采用6毯7涂料共13层。

锚固方式：在第九层采用耐热不锈钢件（耐热钢件成平行布置）与耐热不锈钢拉筋固定，并将耐火纤维毯人工强制压缩厚度，最后二层纤维毯采用耐热不锈钢螺丝与陶瓷帽固定。

辐射段炉底浇注结构：圆形辐射段炉底圆周方向上宽度约0.8m～1m及方形辐射段整个炉底采用纤维毯平铺和浇注料浇注复合结构，其中平铺层用2层40mm的纤维毯错缝平铺，热面用耐火浇注料浇注。锚固件采用V型锚固件固定，锚固件成平行四边形布置，间距为300mm～400mm。最终厚度与炉体平铺纤维毯厚度一致。其结构如图2ㄢ

2、对流段采用纤维毯与浇注料复合结构

在紧贴炉壁钢板的内侧平铺1--2层纤维毯，热面用浇注料浇注。纤维毯与浇注料厚度根据每台设备的实际情况或用户的特殊要求确定。其结构如图3ㄢ

三、保温技术依据及优越性

1、采用耐火纤维做内衬的技术优势

采用纤维状轻质材料取代传统重质耐火材料作为锅炉壁衬材质不仅能显著节能，而且能实现锅炉结构轻型化。全纤维炉衬重量轻、厚度薄、炉子钢结构轻型，易实现炉体结构轻型化、大型化，与传统的绝热材料相比，它具有低容重、低热容量、低导热率、使用范围广、抗热震、抗机械震动、隔音性能好等优势，更能适应油田注汽锅炉的自动化控制。

2、保温结构技术优势

采用不同温度等级的纤维毯平铺结构，有效的利用厚度方向上温度逐渐降低的规律，在保证使用要求的前提下，降低了炉衬的成本。

纤维毯平铺采用多层错缝施工，避免直通缝的出现，也克服了纤维毯因收缩造成的直通缝，因此结构整体性好，散热损失小。

3、采用粘结剂密封能够起到阻气的作用

纤维属于多孔的保温材料，当炉内处于正压时，内衬的传热方式除了传导传热外，强制对流也成为主要传热方式。粘结剂喷涂的采用能够避免产生强制对流，因此能取得更好的保温效果。

4、使用高温远红外线的技术依据和优越性

当炉体工作温度在900℃时，热传递以辐射为主，辐射占热传递的90%以上，当保温层内表面喷涂高温远红外涂料时，在高温下，内表面黑度由原来的0.4～0.45上升到0.98，这就使炉体内表面吸收的热量大量增加，加上该涂料本身在高温下辐射率达到97%，根据基尔霍夫四次方定律，物体表面热辐射能力与其绝对温度的四次方成正比，从而使炉膛内的温度显著提高。同时由于该涂料含有强辐射材料，由于炉体热面即光管水冷壁背面的炉体在高温下具有远红外线辐射能力使得光管水冷壁整体受热均匀，在高温下辐射出穿透力极强的远红外线波，使被加热物体分子吸收波产生能级跃迁，吸收能量，均匀受热，减少加热时间，节约能源。

5、锚固方式的确定依据和技术优势

本着锚固牢固，减少热量散失的原则。锚固方式冷面焊接的锚固钉与耐热不锈钢拉筋不与热面的烟气直接接触，能有效的防止热桥的产生，以取得优良的保温效果；热面的锚固钉不与外壁钢板直接接触，并用陶瓷帽紧固，有效的降低了热桥的产生，并能保证锚固件的牢固性。以上结构的设计有效的避免了因纤维毯的自重和高温下的收缩而使锚固件部位出现直通缝造成的锚固件损坏和热量散失。

6、优良的抗机械震动性能

因本结构采用了耐热钢件与耐热钢拉筋网及陶瓷帽复合锚固结构，因此能够承受长途运输引起的机械震动，便于运输。

四、施工工艺

1、纤维内衬的施工工艺

(1）用耐高温防腐的不锈钢筋做成所需保温厚度的铆固件，焊于炉膛内壁上。疏密度可根据需要调整，一般布置间距为400mm。用耐高温抗腐蚀、绝热效果好的陶瓷帽固定最后一层，使之稳定、牢固并具有极强的抗颠簸震动能力。陶瓷帽布置间距一般为250mm～400mm, 顶部布置相对密集。

(2）喷涂第一层高温粘结剂涂料。

(3）平铺第一层纤维毯（纤维毯通过高温定型后可以防热收缩，可抗热疲劳）。

(4）喷涂粘结剂（有耐高温保温节能效果又有粘结作用）。

(5）平铺第二层纤维毯，要求错开第一层纤维缝隙。

(6）按（3）、（4）、（5）步骤交错平铺至第五层纤维毯时，用耐高温防腐蚀的不锈钢拉筋，焊于铆固件上固定以上4层纤维毯。

(7）用陶瓷铆固件（耐高温1700℃以上）固定第五、六层纤维毯。

(8）喷高温远红外涂料。要求严格按照设计施工，以达到节能、环保、抗火焰冲刷能力。

2、工艺优势

从该技术的工艺原理和施工工序可见，本技术具有以下特点：

(1）用陶瓷固件，减少了钢铁固件高热腐蚀和传热损失。

(2）保温层的安装牢固，便于锅炉的运输。

(3）无裂缝，减少了传统工艺因裂缝引起的热损失。

(4）吸震效果好，同时内壁抗烟气冲刷性强，提高了使用寿命。

(5）耐热工作衬采用高纯型甩丝长纤维毯，有效提高了纤维防收缩性及抗高速高温烟气冲刷性。

五、优点

1、本项目技术工艺先进，设计合理，结构科学，减轻了保温层的重量，实现了炉体结构轻型化。

2、本项目技术节能效果显著，由于保温层间结合紧密无裂缝，克服了传统工艺因保温层不均匀和裂缝造成的热损失，较传统工艺节能效果提高。

3、保温层均匀，热传导平衡，所用材料具有低容重，低热容量，低导热率和优良的化学稳定性及隔音性能。

4、保温层材料高热敏性，适应注汽锅炉的自动化控制。

5、保温层材料抗热震性能好，对剧烈的温度波动、压力和高速高温烟气冲刷性能具有优良的抵抗性能。

6、保温层材料国内易于解决，产品生产成熟，相关的辅件已有定点厂生产。

7、锅炉以后的维修更换保温、售后服务工作简便、快捷，锅炉使用厂家认可。

8、操作工艺成熟，施工因素对炉衬绝热效果影响性能小，工艺易于推广。

篇6：油田注汽锅炉运行浅析

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流程如1图所示：

3.2 优化注汽锅炉燃料结构。注汽锅炉运行时消耗大量的原油或天然气，最好的改变燃料高消耗高成本的方法就是用水煤浆代替其他燃料。用水煤浆作为注汽锅炉燃料主要面临以下技术问题：

3.2.1 如何完成水煤浆的生产和运输过程。煤是一种价格较低廉且污染严重的燃料，将煤合理有效清洁利用主要取决于设备工艺，所以应在完善工艺流程的同时尽量降低设备改造成本。

3.2.2 如何完善点火和控制系统。燃烧水煤浆仍需保留引燃系统，通过燃料气作为引燃水煤浆的火源，水煤浆较燃油不易点燃，需增大引燃气压力和流量来完成点火过程；为保证水煤浆的燃烧达到最佳效果，对炉膛压力、烟气含氧量和供浆系统实现自动控制。

3.3 开发新工艺清除积灰积垢。注汽锅炉炉管特别是对流段翅片管部分积灰，不仅阻碍烟气流通，而且影响工质与烟气的对流换热，使烟气温度明显升高。传统除灰方式是通过一定压力空气或水来冲刷炉管表面，只能清除表面酥松的积灰，无法清除累积已久的烟垢，所以，必须探究有效的化学药剂清洗冲刷翅片管，在不腐蚀炉管材质的前提下将灰垢彻底清除。

通过对现场进行监测和分析，对燃油、烟垢做取样分析。针对烟垢的组成和特点，进行化学分析，确定除垢剂的化学性能成份，从而制造研发出有效的除垢试剂。研制除垢剂的关键是如何使附在受热表面上的烟垢在它的作用下变的像积灰一样松脆、易脱落，通过试验，选出理想有效的化学药剂，使其在一定温度或其它条件作用下，与烟垢发生化学反应，最后达到除垢、清垢、防垢的目的。

4 结论

4.1 利用热管换热器回收注汽锅炉烟气余热并加热泵前给水，可以降低排烟温度，减少热损失，是注汽锅炉节能降耗的有效途径。

4.2 利用价格低廉的能源和设备改造简捷的工艺应用于注汽锅炉，是能源形势愈发严峻条件下的必然选择。

4.3 改变传统除灰清灰方式，开发新工艺也是提高注汽锅炉热效率的有效方式。

参考文献：

[1]张奎，林森木，王树静.中国能源投资导览[M].北京：中国言实出版社，2003.

[2]刘继和，孙素凤.注汽锅炉[M].第三版.北京：石油工业出版社，2007.

篇7：油田注汽锅炉运行浅析

1 水垢的形成过程

1.1 固态物质从过饱和炉水中析出。

溶解于炉水中的某种盐类有一定的溶解度, 超过溶解极限, 炉水就成为某种盐类的过饱和溶液, 此时超过的这一部分, 就从炉水中析出, 其原因如下:

1.1.1 水在锅炉中的不断蒸发、浓缩, 炉水的含盐量不断地升高。

1.1.2 水温升高时, 某些钙镁盐类如Ca SO4、Mg (OH) 2、Ca (OH) 2在水中溶解度下降, 达到过饱和状态后, 在受热面受热最强的部位上结晶析出, 逐渐形成水垢。

1.1.3 某些钙镁盐类受热分解, 生成难溶的沉淀物。

当炉水PH值较高时, 会进一步水解成难溶的氢氧化镁沉淀物:

1.1.4 相互反应, 给水中原溶解度较大的盐类和锅水中其他盐类、碱反应后, 生成难溶于水的化合物, 从而结生水垢。一些盐和碱相互反应如下:

1.2 固态物质在受热面上的粘附。

在产生蒸汽的过程中, 水在受热面壁上不断蒸发浓缩, 沿壁面局部出现蒸干或汽泡, 沉积的盐类就会残留在金属的表面, 但当壁上的汽泡破裂或离开时, 干结的盐又与炉水接触, 此时未饱和的盐重新溶于水, 而过饱和难溶的盐就粘附在受热面上, 这一过程不断重复, 粘附在受热面壁上的盐越积越多, 如果受热面金属表面粗糙不平, 又为粘附沉积物创造条件。

2 水垢的分类

水垢的化学组成较复杂, 通常都不是一种简单的化合物, 而是以某种化学成份为主所组成。按其主要成份, 分为以下几种:

2.1 碳酸盐水垢——以碳酸钙CaCO3为主, 含量占50%以上。这种水垢由于生成条件的不同, 有的是硬垢, 也有呈疏松泥渣状的。如结在对流受热面, 内常是硬垢。在锅炉本体受热面上由于炉水的剧烈沸腾, 且炉水碱度高时, 常呈泥垢状。

2.2 硫酸盐水垢——主要成份是硫酸钙Ca-SO4, 含量占50%以上。这种水垢坚硬致密, 常沉积在锅炉内温度最高, 蒸发率最大的受热面上。

2.3 硅酸盐水垢——主要成份是硅酸的化合物Si O2, 含量一般在20%~25%, 这种水垢最坚硬, 导热性也差, 通常在温度高, 受热强度大的管壁上。

2.4 混合水垢——这种水垢组成的成份混杂, 没有一种主体成份。有钙镁的硫酸盐、硅酸盐、碳酸盐及铁铝氧化物。其性质随成份不同而差异较大。

2.5 含油水垢——给水硬度较小的水中混入油脂后, 生成含油水垢。该水垢较疏松, 但很难清除。

2.6 铁垢——主要成份是铁的氧化物和氢氧化物, 较坚硬, 易清除。

判断水垢的种类和成份, 对分析结垢原因和对水垢的清除都是很重要的。但是判断水垢并非简单, 一般采用化学分析的方法来测定水垢的成份。水垢的定性分析方法见表1。

3 水垢的危害

水垢的导热性一般都很差。不同的水垢因其化学组成不同, 内部孔隙不同, 水垢内各层次结构不同等原因, 导热性也各不相同。各种水垢的导热系数如表2所示。水垢的导热系数大约仅为钢材板的导热系数的1×10-1~1×10-2。这就是说假设有0.1mm厚的水垢附着在金属壁上, 其热阻相当于加厚了几毫米到几十毫米。水垢的导热系数很低是水垢危害大的主要原因。

水垢的危害可归纳如下:

a.浪费燃料、降低锅炉热效率。因为水垢的导热系数比钢材的导热系数小数十倍到数百倍。因此锅炉结有水垢时, 使锅炉受热面的传热性能变差, 燃料燃烧所放出的热量不能有效地传递到锅炉水中, 大量的热量被烟气带走, 造成排烟温度升高, 排烟热损失增加, 锅炉的热效率降低。在这种情况下, 为保证锅炉的参数, 就必须更多投加燃料, 提高炉膛的温度和烟气温度, 因此造成燃料浪费如表3。

b.影响锅炉安全运行。锅炉水垢常常生成在热负荷很高的锅炉受热面上。因水垢导热性能很差, 导致金属管壁局部温度大大升高。当温度超过了金属所能承受的允许温度时, 金属因过热而蠕变, 强度降低, 在锅炉工作压力下, 金属会发生鼓包、穿孔和破裂、影响锅炉安全运行。c.水垢能导致垢下金属腐蚀。锅炉受热面内有水垢附着的条件下, 从水垢的孔、缝隙渗入的锅水, 在沉积的水垢层与锅炉受热面之间急剧蒸发。在水垢层下, 锅水可被浓缩到很高浓度。其中有些物质在高温高浓度的条件下会对锅炉受热面产生严重腐蚀, 如Na OH等。结垢、腐蚀过程相互促进, 会很快导致金属受热面的损坏, 以致使锅炉发生爆管事故。

d.降低锅炉出力。锅炉结垢后, 由于传热性变差, 要达到锅炉额定蒸发量或额定产热量, 就需要多消耗燃料。但随着结垢厚度的增加, 以及炉膛容积的炉排面积是一定的, 燃料消耗受到限制, 因此锅炉的出力就会降低。

e.结垢会降低锅炉使用寿命。锅炉受热面上的水垢, 必须彻底清除才能保证锅炉安全经济运行。无论人工、机械、还是采用化学药品除垢都会影响锅炉的使用寿命。

4 水垢的清除

4.1 人工除垢。

这种方法要靠人工锤、刮、铲筹清除水垢, 最后冲洗排尽。此方法除垢效率低、劳动强度大, 随着化学清洗技术的提高, 目前很少使用。

4.2 机械除垢。

依靠专门的清洗工具, 如带有电机、钢丝软带的电动洗管器。清除水垢的物理过程是:当转轴上的镜刀因电动机驱动, 与软轴一起转动时, 镜刀和水垢接触, 镜刀不仅跟软轴转, 同时也沿管壁移动, 将水垢研碎研细、剥落。直径为35~100mm的管内水垢, 均可清除。

4.3 化学除垢。

化学除垢分碱洗法和酸洗法两种。碱洗法就是将不同品种、不同浓度的碱液注入锅炉, 然后在一定的压力下进行煮炉, 一般煮48h或更长一点时间, 从而达到碱洗的目的。

酸洗除垢时, 酸不仅能清除锅炉受热面上的水垢, 同时也能与金属反应, 从而使锅炉遭到腐蚀或穿孔。因此酸洗的技术要求比较高, 不经批准一般单位和个人不准从事酸洗除垢业务。锅炉酸洗除垢时, 必须请具有相应酸洗级别的酸洗单位来进行。此酸洗单位必须持有锅炉压力容器安全监察部门颁发的化学清洗许可证。目前酸洗除垢在油田注汽锅炉中常用。

参考文献

[1]注汽锅炉[M].北京:石油工业出版社.

[2]油田注汽锅炉[M].乌鲁木齐:新疆出版社.

篇8：油田注汽锅炉运行浅析

某油田注汽锅炉运行时频繁出现燃烧气门开报警停炉, 因为现场员工排查方向不正确, 导致此锅炉反复启停, 影响设备正常运行。单位组织电工及技术员排查发现是管温高报警的24V电源线碰壳导致。经过仔细研究, 本文通过总结了锅炉自控系统常见问题, 并在此基础上提出了全局故障与局部故障识别的锅炉自控系统改进方法。此方法提高了员工故障排查的效率和设备运行时率, 对油田锅炉自动化控制系统的设计具有启发作用。

2 油田注汽锅炉自动控制系统简介

油田注汽锅炉控制系统主要由PLC、触摸屏、程控器、继电器及多种检测元件组成。操作员工可通过触摸屏来实现对锅炉运行的监视、管理、操作。一次仪表将锅炉的温度、压力、流量等数据转换成电压、电流等送入PLC, PLC对整个锅炉的运行进行监测, 通过对锅炉重要参数设置报警, 以此防止锅炉重大事故的发生。

自动控制系统功能图

2.1 局部故障和全局的提出

局部故障:图2中可知锅炉报警开关量输入是由一个+24V电源和多个报警开关检测点组成。当锅炉检测的数值 (压力、流量) 超过设定值, 锅炉便产生相应的报警停炉。局部故障指此类有明确指向性原因造成的故障。

全局故障:由于注汽锅炉各报警输入都是以24V电源经报警开关后作为报警开关量的输入源, 所以在运行过程中一旦24V电源发生碰壳或者开路, 就会导致开关量的输入电源电压下降, 显示输入端口断开, 在触摸屏上随机显示一个报警。如果员工按照触摸屏上显示的报警进行排查, 无法找到真正的报警原因。 (我们把由24V电源碰壳或开路导致的无明确指向性, 范围为全局的锅炉故障称为全局故障。)

2.2 全局故障的原因

根据工作经验分析24V电源故障主要的产生原因有以下几点:

(1) 线路老化:由于锅炉报警线路长时间使用, 且部分线路处在高温、室外暴晒的恶劣环境中, 致使报警线路出现不同程度的老化。一旦遇到大风等恶劣天气就会导致线路出现碰壳, 致使报警线路中24V电源碰壳或开路, 导致锅炉报警停炉。

(2) 锅炉设备震动:由于整个锅炉本体连接在一起, 安装于撬座上, 而锅炉的鼓风机、柱塞泵及相应的电动机在运行过程中将会产生剧烈震动, 带动这整个锅炉产生震动。锅炉设备的震动, 有可能导致24电源碰壳或开路。

(3) 人工接线不规范:温度热电阻、压力变送器、各压力报警开关在更换过程中需要人工接线, 由于电工技能水平、现场工作环境等原因可能会导致接线不牢固或者与相邻点短接的现象。人工接线的不规范有可能致使报警线路中24V电源碰壳或者开路。

2.3 全局故障的危害

(1) 延长故障排除时间。因为现用设备没有24V电源故障报警, 所以一旦出现24V电源故障, 触摸屏上显示的报警可能是报警中的任何一个。而我们员工会按照触摸屏显示的报警来检查排除, 因为故障排查的方向不对, 结果往往是耗费大量时间还不能排除故障。

(2) 影响正常生产。在锅炉正常运行中, 由于设备震动、线路老化、人工接线不规范等原因会出现24V电源碰壳短接, 导致锅炉报警。如果重新点炉这个报警可能会消失, 然而隐患依然存在, 若不能排除, 这个隐患会反复导致锅炉报警停炉, 影响了锅炉的正常运行, 且造成安全隐患。

3 全局故障报警程序的研制

3.1 研制目标

编写一段报警程序, 达到辨识全局故障 (24V电源故障) 和局部故障的目标, 并完成报警停炉。通过报警显示, 让员工第一时间辨识出是局部故障还是全局故障24V电源故障, 缩短员工故障排查的时间, 提高锅炉运行时率, 保证正常生产运行。

3.2 编写报警程序

根据研制目标编写报警程序, 成功实现了24V电源报警。程序与其它报警程序一样, 编入锅炉的报警程序中。通过24V电源报警程序, 能在24V电源碰壳或开路时第一时间报警停炉, 并指示员工进行24V电源检查。

3.3 应用效果评价

(1) 提高了设备的安全性。全局故障报警程序不改变锅炉其它原有的报警, 所以原有的报警依然可以正常提供保护作用。新增加的报警, 避免了全局故障的反复发生, 提高了设备运行的安全性。

(2) 提高了工作效率。全局故障报警能及时辨识局部故障与全局故障, 提高了锅炉运行时率, 缩短了故障排查时间, 提高了工作效率。

4 结语

通过现场的使用情况来看, 全局故障的有效辨识在提高排查故障效率、提高运行时率方面具有重要作用, 此外凡是自动控制报警程序与油田注汽锅炉相同或相似的报警程序均可以使用此项程序。在整个油田勘探开发、油气生产集输以及电力配送等各方面有着广泛的应用性和推广性。

参考文献