第一篇：油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文
1注汽锅炉的能耗特点
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
注汽锅炉的使用对我国稠油开采具有重要的影响，其能耗的降低则能够大大降低我国稠油开采的成本，提高我国稠油开采市场的竞争力。根据研究可以发现，目前我国的注汽锅炉在使用过程中还存在着较为严重的热量损失，需要相关人员加强对节能降耗措施的研究。
第二篇：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、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。
第三篇：注汽锅炉节能新措施
注汽锅炉节能新措施
关仲
（中国石油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010）
摘要：注汽锅炉是用于稠油开采的大型能耗设备，在其工作的进程中产生三种主要热损失.通过对其产生的原因进行分析，提出了改进鼓风机叶轮等几项措施以降低锅炉热损失，提升能效，从而达到节约能源、减少废气排放的目的。关键字：注汽锅炉;热损失;能效 背景
自上世纪90年代以来，中国的老油田按照采油阶段划分大都进入了二次、三次开采阶段。浅层低粘度石油开采量已远远满足不了经济发展对石油的日益增长的需求。与此同时稠油注汽开采随着采油技术的不断提升得到迅速发展。其中蒸汽驱和蒸汽吞吐作为稠油开采的主要手段，在以稠油主的辽河油田的应用显得极为重要。
注汽锅炉是实现蒸汽吞吐和蒸汽驱，从而采出重质高粘度稠油的大型能耗设备。以新疆油田为例：重油开发公司共有注汽锅炉130台,全年消耗天然气70099万m,占稠油热采能耗的80%以上,而且排放大量废气。因而开展稠油热采注汽锅炉节能技术研究与应用,对于降低稠油热采成本、节约能源、减少废气排放,创建能源节约型企业具有重要意义。[1]
锅炉能耗分析
2.1热损失分析
油田所用的注汽锅炉工作时包括三个进程：燃料的燃烧过程、烟气向水的传热过程和水吸热后的汽化过程。目前锅炉的热效率利用率规定为≥80%，其热损失主要发生以上三个过程中。2.1.1 燃料的燃烧过程
燃料的燃烧过程是指燃料与空气种的氧气发生化学反应并放出热量的过程，当燃料的比例大于助燃氧气的比例时，燃烧不能充分进行，燃烧将生成大量的一氧化碳和焦结碳产物；而当氧气助燃空气量过大时，则会导致烟气中的含氧量过高，带走大量未被吸收的热量。两种情况均导致热效率的降低。
2.1.2烟气向水的传热过程
这一过程指的是燃料燃烧后产生的热量通过锅炉受热而传递给炉内的水的过程，如果传递效果不好，则燃烧热量不能被充分利用，就会增加热损失，甚至造成锅炉金属组件因过热而变形，从而影响到生产的安全性。2.1.3 水吸热后的汽化过程
在炉膛内，传热是以热辐射的方式进行的。如果热量不能从分利用，同样会降低锅炉的热效率。以上是针对锅炉的不同工作阶段分析热损失的产生原因。2.2热损失项
在实际测定锅炉热损失时，则主要检测以下几项： 2.2.1排烟热损失
锅炉运行时,排出的烟气温度一般要控制在180～220℃。由于高温度的烟气排出,将使很大一部分热量散逸,造成排烟热损失。排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项,通常由烟气造成的热损失可以占到全部热损失的70%以上。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度和排烟体积。很显然,排烟温度越高,排烟量越大,排烟热损失就越大。2.2.2化学未完全燃烧热损失
化学未完全燃烧热损失主要是由于烟气中含有残余的可燃气体所造成的。烟气中可燃气体含量越高,化学未完全燃烧热损失越大。影响烟气中可燃气体含量的主要因素是炉内过量的燃气得不到充足的助燃空气辅助或是由于两者混合不均匀。2.2.3炉体散热热损失
这一热损失通常是由炉体表面积决定的，但锅炉的长时间运行也可导致保温层的老化，使炉体外表温度过高，从而使得热损失增大。2.3 综合分析
而在实际的烟气检测中，并未发现有一氧化碳，由此分析得出锅炉的排烟热损失与散热损失是影响注汽锅炉热效率的两个主要敏感因素，其原因为：一风压不足，造成空气与燃气混合不均、火形不好、空气过剩系数过高导致的排烟热损失，二是锅炉受热面上的积灰和积垢过厚导致吸热效果不佳，造成烟温过高；三是炉体保温效果不理想，使得热量散逸，致使热效率下降，增加能耗。实现节能的技术措施
3.1 排烟热损失对策
由于烟气热损失占注汽锅炉热损失的70%以上，因此降低烟气温度和排量是我们实现节能的主要挖潜方向。针对锅炉运行参数和烟气检测值，采取了如下措施： 增加鼓风机送风风量的前提下，通过改进鼓风机叶轮增加风压，减少瓦口处富氧、贫氧区，提高燃烧效率的同时也降低了烟气中的空气系数，减少排烟体积。装KM900烟道气体分析仪，对烟气排放进行实时跟踪检测，避免烟温过高的情况频繁出现，提高热效率降低能耗。进行爆破吹灰和干冰吹灰，减少灰尘污垢在炉体受热面的附着，提高热吸收效率，降低排烟温度。
3.2 炉体散热损失对策
根据气凝胶具有纳米多孔结构、耐高温、高比表面积、抗震、抗压等特性。采取在锅炉的外表面增加气胶保温层，以降低锅炉表面温度，减少热损失。节能措施效果及应用范围
以上措施在作业区实施后均取得明显效果，其中大十三站通过鼓风机叶轮的改进，烟气含氧量由之前的10%下降到了5.3%，下降幅度达47%。另外，使用气凝胶后的测试数据表明炉体表面温度平均降低到39.0℃，使用前热效率为79.7%，使用后热效率为81.9%，节能2.2%。
参考文献：
[1]郑祖芳.提高锅炉系统热效率研究[J].石油机械，2003, 31卷（6期）：12-14.
第四篇：基于无线网络的注汽锅炉远程监控技术PPT辅助讲稿
一、背景介绍
稠油由于粘度较高，其开采方式不同于稀油。开采稠油比较成熟和经济有效的方法为热力采油，它是依靠注汽站的油田注汽锅炉产生的高温、高压饱和湿蒸汽注入油层降低稠油粘度来提高稠油采收率。
随着稠油开采的规模在不断扩大，供热站的数量也在急剧膨胀目前为满足稠油不同开发单元的热采要求，建成了分散型的注汽站，站内的几台注汽锅炉都采用人工监控，锅炉出现故障隐患时操作工人难以及时发现，待故障报警停炉后，才能发现问题处理故障，影响了设备运行时率和注汽质量，同时由于熟练技术员工的缺乏，注汽站面临严重的人员不足。
伴随着计算机网络技术和数据通讯技术的飞速发展和新疆油田建设数字化油田战略的实施，应用网络技术和数据远传技术实施远程监控，提高锅炉事故分析水平和深度，已成为注汽系统追求的又一个目标。对于注汽站点跨越地域大、检测点分散的监控系统，与其它常用的方式相比较，采用无线网络是一个理想的远程监控解决方法。
二、注汽站远程控制网络系统结构简介
注汽站远程控制网络系统分三层结构：
第一层，现场监控层，由各类控制器、执行器、监测器等组成，所采用的信号形式以模拟信号为主，对少量的二次仪器仪表，也可采用数字信号进行通信。在系统中，燃气锅炉、软化器、水质硬度在线监测、锅炉蒸汽自动控制、以及生产环境监测等单元都属于这一层次。
第二层，车间级监控层，由工业计算机和各类智能控制器组成，以工业现场总线为信息传递通道，完全采用数字信号进行通讯。在这一层次，可实现一定范围的集中管理，对生产进行实时监测，并可对各种生产异常做出快速反应和协调。
第三层，单位级监控层，建立在以太网基础之上，网络上各个节点之间的通讯采用统一的TCP / IP网络协议，信息传输速度快，满足图像实时监控对网络带宽的要求。系统中的工业计算机，网络摄像头等都属于这一层次。
三、三层网络体系结构的特点
1、各个生产环节的自动控制和监测靠各个现场控制单元来完成，不会因为上层网络的硬件故障(节点故障和通道故障)造成生产瘫痪，保证了系统的安全性。
2、系统的稳定性强。系统的影响力由下而上，同级网络节点间互不干扰，且某一节点的故障不会造成整个系统的异常。
3、系统具有良好的开放性。在系统的各个层面进行网络节点的增加和减少，不会改变系统原有的体系结构，而且由于引入无线网络环节，使得网络的扩展不受地域的限制。
四、基于无线网桥的远程通讯技术 4.1无线网络的优势
1、有线局域网的限制：通常的有线局域网的传输媒介主要依靠双绞线、同轴电缆和光缆，但在很多场合受到布线限制：布线、改线工程量大；线路容易损坏；节点进入网络受地理位置限制，灵活性差。特别是当把相距较远的节点联接起来时，敷设专用通讯电缆的布线施工难度大，费用高，耗时长，对于网络的扩展需求形成了严重的瓶颈阻塞。
2、无线局域网的优势：无线局域网是计算机网络与无线通讯技术相结合的产物，它不受电缆束缚，实现计算机局域联网、远端输入、图文传真等多种功能，具备很强的灵活性和高度的弹性，网络上的各个节点可以根据需求，轻易地脱离或进入网络，使网络各节点的变动不受地理位置的限制。
3、结合实际情况，做出选择。重油公司19#供热站与18#供热站相距3公里，且构成“托管”工作模式，需要在18#站对19#站的所有生产设备进行实时监控，另外还需要对19#站的关键生产工作场所进行实时视频监控。
为了满足大数据量远程可靠传输，以及考虑到建设和运行成本，在18#站、19#站分别建立有线以太网，然后用电讯级无线网桥联接两个有线网络，形成扩展以太网络。其特点是全天候防水、防尘密封设计，拥有超强免维护功能，特别适合在恶劣环境条件下工作。4.2以无线网桥为中心构建的扩展以太网的拓扑结构
1、无中心的分布对等方式
2、有中心的集中控制方式
3、第三种方式是前两种方式的组合 4.3扩展以太网的管理及应用
WLAN Management System 是基于Windows的SNMP管理工具，它允许网络管理者远程管理无线设备并进行监控。一旦无线设备被接入一个以太网，网络管理员就可在任何一台与无线设备在同一网络内的PC上使用WLAN Management System访问无线设备，对其进行配置和管理。
在扩展以太网络硬件平台搭建好后，在中控室集中监控程序中完成从工业现场控制通讯协议到TCP /IP协议的转换，使整个网络的数据通讯建立在基于TCP/IP协议的扩展以太网基础之上，从而实现远程数据监控和远程视频监控。
五、远程监控系统的功能设计
六、总结
第五篇：锅炉让管区防磨改造论文
循环流化床锅炉水冷壁让管区防磨改造
摘要： 随着集团生产规模的不断扩大，对热电公司锅炉的长周期稳定运行提出更高要求，但1~3#炉水冷壁烟气出口让管区的频繁泄漏严重影响了整个热电公司的长周期稳定运行。对此我们从防磨瓦的结构形式入手，经过在实践中不断摸索，自行研发设计了U型防磨瓦，对这一影响热电公司安全生产的顽疾进行根治，取得了很好的效果。
关键词： 循环流化床锅炉 水冷壁让管区 U型防磨瓦 泄露 循环流化床锅炉简介
循环流化床锅炉上世纪80年代出现于德国，由于其适用煤种广、负荷调节范围大、投资少、符合国家环保政策等优点，近些年在国内得到了较快发展。唐山三友热电有限责任公司分别于2006年4月、2006年7月、2006年11月安装和投运了三台唐山锅炉厂生产的XD-240/9.8-M1型高温高压循环流化床锅炉，满足了化纤和氯碱公司的用汽，创造了较好的经济效益，但同时也由于此类型锅炉的结构特点，受热面的磨损非常严重，多次因为磨损泄漏造成停炉事故，影响集团生产。其中水冷壁让管区就是非常容易易泄漏部位之一，虽然每次检修时，让管区都花费大量的精力作为重点进行检查和检修，但效果不甚明显，往往运行三、四个月就发生磨损泄漏，不得不停炉检修。让管区简介
XD-240/9.8-M1型锅炉让管区简介：该型锅炉采用膜式水冷壁，在炉膛烟气出口处改为光管式，并采用让管形式，即：水冷壁由单排平面等距（90mm）布置改为前后双排等距（180mm）布置，增加了通流面积，故称为让管区。（见图1）。
原位置水冷壁管2 让管水冷壁管3 让管区水冷壁每 侧24组
图1 让管区
图1中：原位置水冷壁间距90mm，经让管设计后间距变为180mm，增加了通流面积 让管区高4.2米，宽4.3米，甲乙两侧对称布置。虽然合计的通流面积（均不计管子面积）为36.1222米，但与炉膛横截面积78米相比不足1/2。所以，此区域风速增加，同时有关资料证明此区域的固体颗粒呈现小幅上升，致使此区域成为磨损泄漏主要部位，成为制约锅炉长周期运行的瓶颈。
原设计主要采用防磨瓦防磨形式，前后两根管分别采用半圆弧型防磨瓦（见图2）
图2 原半圆弧型防磨瓦
图2中：原设计半圆弧型防磨瓦厚度3mm，材质为1Cr20Ni14Si2,边缘处成30度角，前后水冷壁分别加装，不能全面保护水冷壁，在烟气紊流、固体颗粒增加环境中防磨瓦及水冷壁均发生磨损，使用周期短。在实际运行中水冷壁管变形错位，烟气流向异常复杂，半圆弧型防磨瓦不能全面保护水冷壁管，致使防磨瓦边缘处的水冷壁管因冲刷、紊流磨损严重，多次发生爆管事故，且防磨瓦厚度小，使用周期短。具体改造方法
防磨主要包括防磨材料、防磨措施、防磨结构。材料方面，1Cr20Ni14Si2是目前国内较好的防磨材料之一。措施方面，我们采用改进防磨瓦的防磨措施。结构方面，我们做了大胆尝试，进行了有关改进。
我们从防磨瓦的结构形式入手，经过在实践中不断摸索，自行研发设计了U型防磨瓦(见图3)
防磨瓦厚度增加为6型防磨瓦
图3 新改进型U型防磨瓦
本次新改型U型防磨瓦，材质不变，厚度增加为6mm，将两根水冷壁管同时保护在一个空间内，U型瓦开口处用防磨板封闭，呈密闭状态，真正起到了保护水冷壁管的作用，避免了半圆弧型防磨瓦不能全面保护水冷壁管的缺点，也避免了水冷壁管在运行中变形错位的缺点，消除了防磨瓦边缘与水冷壁管接触位置的磨损现象，全部彻底的保护水冷壁管免受磨损，加厚的防磨瓦大大延长了防磨瓦的使用周期。
图4 新型防磨瓦剖切立体图
图4 ：新型防磨瓦剖切立体图，表现实际效果。1 新型防磨瓦 2 水冷壁管 3 新型防磨瓦相配套的后封堵板。具体实现方式
4.1、用新型防磨瓦包裹前后两个水冷壁管，外圆弧侧为迎风面，内圆弧面尽量贴紧水冷壁，并用后封堵板固定，贴紧后有利于防磨瓦降温，减缓磨损。防磨瓦两两相接，每根防磨瓦长1300mm，3根为一组，焊接后长度3900mm。
4.2、下部采用浇注料，将防磨瓦的一部分和水冷壁的下拐角处浇注保护；上部水冷壁后有屏蔽。这样，防磨瓦在纵向相对于水冷壁具有一定调节范围，易于安装，实现3900mm的防磨瓦包裹水冷壁的易磨损部位。
4.3、防磨瓦采用现场电弧焊形式，要求焊口满焊、焊透，严禁出现气孔和砂眼，造成局部磨损。后封堵板采用点焊形式即可。防磨效果
新型防磨瓦改造后使用至今，已经完全消除了1-3#炉让管区的水冷壁管泄漏问题。通过对让管区水冷壁管防磨瓦测厚，证明新型防磨瓦在使用到2年以上，防磨瓦的壁厚仍有足够的的余量，防磨效果良好。结束语
本次让管区的的防磨问题是得到了解决，但也只是解决了循环流化床锅炉众多磨损问题的其中之一，我们以后面临的问题还有很多，这就需要我们这些从业者更加认真的工作、更加深入的研究，才能使我们的锅炉运行性能、可靠性、可用率显著提高。
参考文献
[1]岑可法，倪明江，骆仲泱，等循环流化床锅炉锅炉理论，设计与运行[M].北京：中国电力出版社，1998.[2]徐火力.循环流化床锅炉常见的磨损缺陷及防治措施[J].能源与环境，2007,5:105—106.
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