锅炉节油措施

第一篇：锅炉节油措施

锅炉节油措施

一、概述

节约燃油，是火电厂提高经济效益最直接有效措施之一。由于电力市场的变化，电网峰谷差日趋增大，造成机组启停频繁，火电机组变负荷运行深度调峰，造成低负荷稳燃用油多，升、停炉用油多，另加机组调试、运行中的燃油消耗，电厂锅炉燃油量很大，因此，节油的潜力很大。

云南华电镇雄发电有限公司（以下简称“公司”）2×600MW超临界机组锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国MITSUI BABCOCK公司技术设计、制造。锅炉为超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构；锅炉采用露天布置、П型布置。

锅炉采用一次风正压直吹式制粉系统，锅炉炉膛分为燃烧室和燃尽室，炉膛下部燃烧室断面尺寸为26680mm×23666mm，炉膛上部燃尽室断面尺寸为26680mm×12512mm，燃烧器采用直流狭缝式浓淡燃烧器，共24台，安装在锅炉前、后拱上，前、后墙对称布置。每个煤粉燃烧器对应一支助燃油枪，锅炉前墙还布置有6支点火油枪。24个煤粉燃烧器和30支油枪各对应一支火检探头。油枪雾化方式采用机械雾化，点火方式采用二级点火（高能点火器——轻油——煤粉）。为保证炉内着火稳定，在炉膛内设置了一定区域的卫燃带。

二、节油的途径和措施

1、吹管期间

锅炉吹管阶段是节约燃油的重要阶段，应做好下列工作：

（1）认真组织锅炉冷态通风试验和风量标定试验。对锅炉烟、风系统、燃烧系统进行全面、认真的检查调整，为锅炉吹管、整启过程中热态燃烧调整、投粉断油提供扎实的技术依据及良好的设备基础。

（2）认真做好油枪出力试验。掌握燃油系统运行调整状况及方法，作为热态运行控制调整依据。根据雾化片的数量和种类，调整油枪出力、降低油耗。

（3）认真做好燃油系统的蒸汽吹扫及泄漏试验，防止堵塞及燃油流失。认真组织首次通油检查试验。

（4）为了确保吹管顺利进行，要求提高吹管试运期间的入炉煤质量。在以后的整启试运过程中，入炉煤质也要达到设计煤质要求，确保炉膛稳定燃烧和及早断油稳燃。

（5）吹管临时系统管道设计布置应合理，系统阻力最小化，支吊架系统膨胀受力也应均匀。

（6）消音器设计应合理，减小其对吹管效果的影响和保证消音效果。

（7）设计合理的疏水系统，保证疏水、暖管和吹管的正常进行。（8）确保吹管临时控制门的正确选型和使用前的调整试验，保证锅炉吹管参数和临控门的全开时间在40秒左右，从而减少吹管次数，同时避免因临控门故障导致吹管次数增加和停炉次数增加。

（9）锅炉点火启动前，做好检查和充分的准备工作，在确认具备启动条件后，方可下令点火，以避免不必要的启停，浪费燃油。

（10）尽早投入启动锅炉,提供合格的辅助蒸汽。汽机提前投入除氧器，提高给水温度；尽早投入暖风器，提高热风温度；改善着火条件和防止冒黑烟，减少耗油。

（11）根据启动油枪和投煤油枪作用的不同，配备不同容量的油枪雾化片，在保证燃烧需要的前提下采用小容量雾化片。

（12）启动初期控制较低给水流量，不偏离最低直流给水流量，以减少热量损失，节约燃油。

（13）燃油滤网和油枪雾化片经常清洗，运行时应保证其畅通，发现堵塞，应及时处理。

（14）油枪着火后，注意观察燃烧情况，及时合理地调整二次风风压，确保油枪着火稳定，无闪烁现象，不冒黑烟。

（15）投油前和油枪运行时定期对系统进行巡回检查，发现有泄漏现象应及时处理，对运行中的油枪也应勤检查、勤调整，发现油枪熄火时，应及时停止该油枪的运行，待查明原因，重新处理好后，再投油点火。（16）在升温升压过程中，应合理控制疏水及排汽，尽量减少不必要的过大疏水及排汽，以减少损失，达到节油的目的。

（17）保证在吹管前全部制粉系统安装、分部试运完成，经初步调试，具备投用条件；相关输煤、除灰、除渣系统具备投用条件。

（18）掌握投粉的时机，尽量提早投粉，在锅炉启动过程中，当空气预热器出口热风温度达到要求，且磨煤机启动条件满足时，应及时启动磨煤机投粉，同时做好制粉系统调整试验工作，控制煤粉细度R90在6％以内。

（19）控制合理的运行氧量，提高锅炉热效率。（20）吹管过程中提高吹管系数，减少吹管次数，达到良好的吹管节油效果。

（21）在蒸汽吹管过程中应安排至少2次（时间12h以上）的停炉大冷却，这样既能保证吹管质量，又能节省吹管阶段燃油量。

（22）在吹管和整启期间认真做好锅炉清洗各项试验及准备工作，确保化学清洗效果优良，严格控制锅炉清洗至冲管间隔时间，建立良好的炉水品质控制基础。

（23）加强锅炉停炉期间的保养工作，采用停炉换水过程即加保养液方法，尽量减少省煤器、水冷壁及过热器与空气接触的时间。

（24）炉水及给水系统排放沟道应在锅炉冲管前施工完成，保持畅通，保证系统水冲洗能顺利进行。

（25）每次锅炉启动前均应提前进行冷态、热态大流量排放冲洗；进行过热器反冲洗，冲洗至出水达到无色透明为止。

（26）尽量多次安排凝结水、低压给水系统进行低加出口排放水冲洗至出水无色透明为止。

（27）在允许条件下，冲洗结束、停炉时多安排凝结器热水井及除氧器水箱内清扫工作，清除沉渣、冲洗淤泥。

（28）任何水、汽系统首次投用，均应首先采用开路排放冲洗运行方式，避免污水进入系统循环污染而延长水质处理过程。

（29）认真完成燃油系统控制调试，实现点火自动控制操作，减少首支油枪点火失败的次数。

2、空负荷期间

（1）认真做好机组安装阶段质量检查验收工作，做好分部试运转及分系统调整试运质量检查验收工作，以质量促进度，减少机组空负荷启动和整套启动试运期间因设备缺陷的启、停次数，这是节油的主要因素。

（2）各辅机系统单机试运情况良好，无遗留缺陷，重点做好辅机带负荷试转工作，单机试转完成后清理润滑油系统。

（3）机组各分系统调试情况良好，设备、管道及阀门均无遗留缺陷。（4）点火启动前应进行锅炉工作水压试验，认真检查，减少泄漏停机处理次数。水压试验应采用合格的除盐水，水温符合厂家进水要求。

（5）在机组空负荷启动试运阶段前完成精处理系统安装，在空负荷启动阶段投用精处理系统。

（6）水、汽管道安装前认真严格地进行清扫，清除杂物和安装遗留物。安装前、后应通过监理人员检查确认。

（7）锅炉密封施工质量良好，减少锅炉漏风量及热损失。

（8）按设计规定实施并完善系统设备、管道(含仪表测量管道)的防冻措施。应制定防冻检查、操作措施。

（9）在锅炉启动前工作水压试验完成后，进行取样、排污、疏水和仪表测量管路的水冲洗，消除堵塞，检查泄漏。

（10）汽机油系统油质处理认真，循环工期有保证。减少因油质不良引起阀门卡涩而延长汽机启动过程时间。

（11）做好汽水阀门安装、调整工作，保证启闭灵活、开关到位，减少泄漏量。

（12）编制启、停炉操作措施，严格启、停炉操作程序，控制好冷、热炉的启动过程。防止汽包壁温超过设计值。

（13）及时发现和处理疏水、排污系统的泄漏，减少系统损失。

（14）制订合理的排污、疏水、放水措施，一方面使汽水品质尽快合格，另一方面尽量减少热损失。（15）提前进行汽机周围管道的水冲洗工作，特别是除氧器下水管道。试运过程中积极进行滤网、凝结器水箱、除氧器水箱的清洗工作。

（16）高压加热器采用随机启动投入方式，尽量提高锅炉进水温度。

（17）编制汽机启、停操作措施，严格控制缸温及上下缸温差，防止因运行控制操作不当引起机组膨胀、振动异常。

（18）认真控制启动过程暖管疏水，缩短启动暖管过程时间。

（19）认真进行汽机油系统调整试验工作，保证机组启、停过程顺利正常。

（20）设备启停均通过SCS完成，保证设备操作安全可靠。减少设备损坏和误操作。全面、认真完成设备、阀门传动试验。

（21）认真进行FSSS系统调试，配合机、炉人员做好保护试验、切换工作，避免MFT误动作，减少动作次数。

（22）锅炉启动后，尽早打开疏水门进行暖管，以缩短冲机前的暖管时间。热态启动时，及时调整高低压旁路开度以提高汽温，及早冲机，节约用油。

（23）汽机冲机前，作好电气启动试验一切准备。试验时作到统一指挥，确保安全。并网且做完超速试验后，若无影响机组升负荷的大问题，机组按带负荷曲线带大负荷，充分暴露缺陷，为进行168小时试运阶段做好准备。（24）机、炉、电、化、热、燃运等各专业应服从统一指挥,•加强联系，事前充分做好有关准备工作，防止相互影响等待，拖延时间多耗油。

（25）在空负荷试运阶段前，利用辅助蒸汽完成两台汽动给水泵分部试运及分系统调试工作，为机组带高负荷建立条件，缩短投油助燃时间。

（26）在机组试运过程中，如出现异常，妨碍工作继续顺利进行时，应当机立断作出决定，防止拖延时间而造成多烧油。

（27）整套启动试运电气调试是关键项目，在空负荷阶段需要较长的时间，应采用动、静态调试项目交叉、动态项目尽可能在静态下模拟提前进行，以使启动过程试验减短，组织好人员、资料，保证不因人为因素而延长启动过程动态试验时间。

（28）采用静态电流、电压模拟检查的方法，在机组启动前检测发一变组系统及高压厂用分支的电流、电压回路，拍摄同期系统的波形，用模拟法进行厂用电切换装置的动态切换试验，确保启动过程试验顺利完成。

（29）励磁系统的部份动态试验项目可安排在静态时完成。

（30）认真复核整定调试厂用系统及辅机系统保护，减少辅机运行跳闸次数，杜绝发生保护误跳闸的情况。

（31）电气系统的传动系统要保证准确无误，测量表计要准确可靠，减少故障停机及操作失灵停机的次数。

3、带负荷期间：

（1）带负荷试运阶段，通过合理组织运行方式，尽量减短低负荷运行阶段的时间。锅炉燃烧在保证燃烧稳定的前提下应遵循早投煤、早断油的原则。

（2）重点调试DEH中压缸启动控制功能，以保证汽机冲转可优先采用。

（3）输煤、除灰、除渣、除尘设备、系统安装工作应提前完成，注重质量，提前调试具备投运条件，不影响锅炉机组整套启动试运顺利进行，不影响机组启动带高负荷试运。

（4）根据机组实际运行情况和计划安排，应有效合理地使用油枪，增减油枪要及时，不要无谓的多投油枪，造成浪费。

（5）及早投入高加，两套制粉系统投入后，尽量减少稳燃用油。

（6）全烧油、油煤混烧和全烧煤三个阶段的过渡过程中，应缓慢进行，待前一阶段燃烧稳定后，再开始后一阶段。特别是随着锅炉负荷的增加，应及时进行适当的燃烧调整，逐渐退出部分油枪运行；在完全断油前，应进行一次全面的燃烧初调整，以保持燃烧稳定，确保断油过渡成功，避免因燃烧不稳定而投油助燃

（7）运行人员要加强设备的监控，及时调整炉内燃烧，实现油量和风量的合理搭配，尽快提高炉膛温度。机组负荷在锅炉厂家设计的最低稳燃负荷以上、只要炉内燃烧稳定，在采取有效的防护措施和步骤后，应尽早断油运行。

（8）炉膛吹灰工作应在负荷较高且燃烧稳定时进行，以避免因吹灰而引起炉膛燃烧不稳，投油稳燃。

（9）化学精处理系统应尽快安装调试完毕，具备投入条件。在锅炉带负荷各压力等级下洗硅工程中及时投入使用，以减少低负荷洗硅所需的时间，既减少油枪投入时间总量，从而达到减少油耗量的目标。

（10）机、炉、电、化、热、燃运等各专业应服从统一指挥,•加强联系，事前充分做好有关准备工作，防止相互影响等待，拖延时间多耗油。

（11）领导指挥得当，值长要及时安排好水、煤、电、油、汽及化学药品的供应和调度联系工作，有预见性提前做好安排布置工作，使试运工作有机、完整的密切配合，应尽量避免锅炉烧油等待消缺。

（12）各专业人员一定要精心操作、精心调试、精心检修、团结一致、群策群力、严防发生事故和设备损坏，以免造成停机停炉，尽量减少启动次数，否则既拖延工期，又浪费燃油。

（13）检修人员应做好一切准备工作，对工器具、材料及人员要落实，一旦发生异常要检修，要做好安全措施，缩短检修时间，减少锅炉耗油。万一发生严重设备事故，短时间不能修复，又无法进行其它调试工作时，应及时停炉。

4、满负荷期间：

（1）为了确保试运顺利进行，要求试运期间燃用煤质与设计煤质相近。

（2）各专业有关人员要精心操作、精心调试、及时检修，防止发生事故和设备损坏，造成停机、停炉延长检修、调试时间，增加点火次数，浪费燃油。

（3）试运指挥、值长要及时安排好煤、水、电的供应，应有预见性，提前安排有关工作，使试运机组各专业在工序上协调配合，形成有机整体；尽可能避免让锅炉烧油等待决策、安排脱节、甚至相互扯皮等。

（4）试运过程中，应派专人统计、报导各阶段实际用油和节约用油情况。总结经验、找出差距；并分析多耗油的原因；由此提出下阶段试运的改进措施，然后通报各试运单位。

第二篇：公司车辆节油措施

公司车辆节油管理办法

为保证公司车辆良好运行，降低油耗，减少污染，节约成本, 加强公司车辆节油管理工作，特制定本管理办法：

一、公司车辆严格实行定点加油制度，加强公务车辆油耗统计管理，建立统一台账。

二、节假日、公休日和平时下班后公车一律不得在家过夜或私用。

三、公司车辆行驶时尽量选择经济路线。

四、在保障各部门完成任务的情况下，同方向办事人员乘同一辆车，减少出车次数。

五、适度热车。在车辆发动后的1分钟内上路，最好是让车子维持在2-3挡的速度平缓行驶3-5公里，以此让车辆达到热身目的。要注意看温度表，发动机正常的水温应保持在80～90℃之间，如果过高或不足都会使油耗增加。

六、时常检查轮胎的气压，以保持在最佳状态。

七、尽量少用空调，即使使用，空调挡位要适中，以达到节能目的。

八、不得低挡位上高速行车，应保持档位和车速相适宜。

九、倡导经济车速，严禁超速行驶，在确保行车安全的情况下，最大程度降低油耗。

十、在排队、堵车或等人时，尽量避免车辆处于发动机空转的状态。滞留时间超过1分钟，就熄火等候。

十一、按保养手册严格保养，定期更换机油。

第三篇：锅炉吹管措施

330MW机组锅炉吹管措施

参加技术交底人员：

批准：

审核：

编写：

电厂发电部

热电厂发电部#1锅炉吹管措施

为确保吹管工作的顺利进行，不发生人身安全及设备损坏事故，针对目前的设备现状及分试运情况，制定以下措施：

1、吹管期间应尽量加强监盘质量，盘前要求副值以上人员进行监视，发现相关参数异常应及时联系处理,就地设备检查、操作必须有巡检以上人员监护，学员无权独立进行检查、操作；

2、在吹管期间，应注意除氧器加热的连续投入，锅炉给水温度不宜波动较大，尽量维持在70 ℃左右，应加强监视除氧器水位、除盐水箱水位，及时除氧器补水，当补水不足，除氧器水位维持不住时，应及早联系停炉；

3、锅炉吹管时，加强配风确保燃烧稳定，炉膛热负荷均匀并确保燃烧充分及完全；

4、吹管过程中应加强锅炉燃烧调整，控制蒸汽压力、过热器出口温度、再热器出口温度，本次主汽、再热汽降压吹管参数确定为：汽包压力5.0～6.0 MPa，主汽温度（420～450）℃，再热汽温（480～520）℃；

5、锅炉点火吹管期间监视空气预热器后烟温，空预器吹灰应保持连续吹灰，防止空预器发生二次燃烧，保证空气预热器的安全。经常检查炉内燃烧情况，防止不完全燃烧。，发现烟温急剧升高着火时，立即按运行规程处理，紧急停炉，关闭空气预热器烟风道进出口挡板，投入消防水系统；

6、加强制粉系统的检查和监视，防止燃煤、煤粉自燃和爆炸；每次降压吹管结束停炉冷却期间对锅炉尾部烟道和空气预热器进行检查，发现积灰及时进行清理；

7、等离子点火投运A、B层煤粉燃烧器时，为了防止炉膛压力过大（正压），启动时应注意控制好磨煤机的出力；

8、运行操作人员应做好充分事故预想，如给水泵故障、MFT动作导致锅炉灭火等，应能够果断、正确地进行事故处理；

9、在升温、升压以及吹管过程中，水冷壁、汽包及受热面壁温应控制在规定值内，严密监视炉膛出口、尾部烟道各处烟温；加强对过热器、再热器管壁金属温度的监视和记录，防止再热器、过热器壁温超过允许值，在再热器干烧时应控制炉膛出口烟温小于540℃；

10、吹管期间遇到临吹门故障关不上，此时汽包为假水位，要注意锅炉连续补水，并同时减弱燃烧，及时联系处理，必要时及早联系停炉；

11、吹管期间遇到给水泵跳闸，备用泵未联启，及时关闭临吹门，减弱燃烧，保持水位，及时处理给水泵，必要时要联系停炉；

12、锅炉吹管期间，主汽温度超过450℃或再热蒸汽温度超过520℃时必须紧急停炉；

13、加强磨煤机出口温度监视，由于来煤热值较高，磨煤机出口温度应控制在70℃以下运行，磨煤机出口温度超过110℃应停磨，必要时投入磨煤机消防蒸汽，停运磨煤机应注意监视磨出口温度情况，并尽快安排磨通风吹扫，防止发生制粉系统自燃、爆炸事故；

14、定期通知安装或外委单位进行省煤器放灰和磨煤机排渣，防止积灰、积煤自燃；

15、在点火吹管期间，运行人员应加强对锅炉各部的膨胀检查，并做好各阶段的膨胀记录，特别是临时管道的支吊架，应加强检查，如发现有影响锅炉膨胀的地方应停止继续升压并联系处理；在吹管阶段分别记录以下各阶段锅炉的膨胀值：锅炉上水前、上水后，汽包压力分别达到0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa、3.0 MPa、4.0 MPa、5.0 MPa、6.0 MPa表压力时，应稳定压力给膨胀检查以充足的时间，确认膨胀正常后方可继续升压；

16、在吹管开始阶段应注意管道的充分预暖和疏水，防止水击；

17、升温、升压按照以下要求控制：

主汽压力≤0.98MPa ≤0.5℃/min ≤0.03 MPa/min 主汽压力大于0.98≤3.92 MPa ≤0.93℃/min ≤0.03 MPa/min 主汽压力大于3.92≤9.8 MPa ≤0.5℃/min ≤0.05MPa/min；

18、汽包水位应控制在±50mm范围内，给水的调整应平稳，给水量不应大幅度变化，给水投自动时，仍应加强对水位表计的监视；当自动失灵时应及时解除自动，手动调节水位在正常范围内，各水位计必须指示正确，运行中至少应有两台以上指示正确的水位计供监视，每个班就地水位计至少校对2次，定期试验汽包水位高、低信号，报警可靠；

19、吹管期间每次停炉时，宜进行带压放水，可以加快炉本体系统内的清洁。放水压力一般控制在0.6～0.7 MPa；

20、鉴于4月2日水压过程辅汽联箱返水情况，经厂领导同意：本次吹管锅炉底部加热系统停运，采用除氧器加热给水；底部加热两侧进汽手动总门关闭上锁，底部加热两侧进汽电动总门关闭、手动校严后停电，底部加热24路手动分门全部关闭，无关人员严禁在底部加热区域逗留；

21、防止汽轮机汽缸进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格：所有可能进入汽缸及疏水扩容器的汽源和疏水必须全部断开；所有疏水管道不进疏水扩容器或排汽装臵，设一根临时疏水母管排至厂房外；汽机本体各热工测点及显示表计投入齐全、完整，指示准确；

22、吹管期间保持一台电泵出力，一台电泵带10％勺管运行备运，在电泵运行期间应注意以下事项：

a 严密监视处理电泵的运行参数，尤其是前臵泵、主泵入口滤网差压，电泵电流的监视，若差压达到报警值，及时向试运指挥部主管人员汇报。

b 滤网差压达到报警值后，严密监视投运系统设备运行状况，尽量维持稳定，锅炉不升压，不升温，出力电泵维持较小出力。c 在试运指挥部有关人员下达出力电泵退出命令后，运行人员在调试人员的指挥下，缓慢、平稳的退出带负荷电泵，同时备用电泵逐渐投入运行带负荷。d 退出运行的电泵在勺管位臵小于5％后停泵，通知电建人员迅速组织人员清理滤网，滤网恢复后运行人员立即恢复系统。

23、吹管期间启动凝泵前，凝泵机械密封水闭式水泵供水，当凝泵压力正常后打开凝结水泵供水，除氧器水位采用凝泵变频和除氧器上水调阀联合控制，任何时候必须保证凝结水压力＞1.2MPa，保证凝结水泵机械密封水压力在0.2～0.6MPa；

24、辅机冷却水系统在冷却塔出口温度＞32℃时应及时投入冷却塔风机运行，塔池水位低时应及时联系化学补水；

25、吹管期间应严密监视除氧器、排汽装臵水位，严密监视各运转辅机正常，发现问题及时汇报调试人员，积极配合调试人员处理；

26、在吹管期间应及时按规定抄录有关表计参数，密封油运行期间严密监视密封油扩大槽液位及油水漏液检测仪信号，严防发电机进油，任何人不得私自调整差压阀，盘车运行期间每30分钟抄录一次缸温表，发现缸温上升应及时汇报调试人员，如发生盘车跳闸无法投运现象时，应及时联系电建人员手动盘车，防止大轴弯曲；

27、在吹管期间所有人员禁止靠进入临吹管警戒线，所有人员尽可能避免在可能受到烫伤的高温高压管道附近长时间停留，防止发生人身伤害事故；

28、所有人员严格执行巡回检查制度，提高巡检质量，发现缺陷及时汇报调试人员，所有缺陷必须填写缺陷联系单并及时跟踪缺陷消除情况；

29、吹管期间各值人员应服从值长的统一安排，禁止私自进入吹管现场，各人员必须做的“四不伤害”即：不伤害自己，不伤害他人，不被他人伤害和保护他人不被伤害；

30、吹管期间，一切操作听从电科院指挥，如无调试人员的特殊命令，各参数控制严格按运行规程的要求控制，确保吹管工作顺利进行。热电厂发电部

第四篇：锅炉水压试验措施

锅炉水压试验措施

一、锅炉水压试验的目的1、检查检修后的水冷壁管焊口施工质量，承压能力，有无泄漏、渗漏；

2、检查过热蒸汽系统及水循环系统是否存在泄漏现象；

3、检查一次汽水系统各阀门等附件的严密性；

4、试验锅炉给水系统的各设备能否达到备用状态。

锅炉水压试验的范围：

锅炉本体（水系统和过热器系统）包括省煤器、水冷壁、水冷屏、汽包及过热器系统，自给水泵出口至锅炉主蒸汽管道水压试验堵阀。疏水、排污、放气、加药、汽包水位计等试验到一次门（水位计不参与水压试验）。汽包与过热器安全阀用螺丝压紧防止起跳。

三、锅炉水压试验的组织分工

试验由策划部门主任任现场总指挥，值长现场具体指挥，策划部有关专工进行技术指导，运行部、检修部有关主任、专工进行现场协调指导，集控运行人员操作，安装、检修单位负责设备监护、检查、消缺。

锅炉水压试验前的准备和检查：

检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，其检修工作结束，工作票已终结。全面检查汽水系统具备上水条件，方可进行锅炉上水。

汽包、过热器、给水就地、远传压力表、温度表均已投入且指示正确。

水压试验所需通讯工具齐备。

联系化学，备足合格的除盐水。

保持除氧器水温50-----70℃。

根据锅炉水压试验压力由检修对起座安全阀采取防起座措施。

检查确认锅炉水压试验堵板已安装完毕，汽机与锅炉汽水系统已隔绝。

试验锅炉事故放水一、二次门，定排各电动门，对空排汽电动门等快速泄压装置开关灵活可靠。

检查给水旁路电动门、调节门送电，开关灵活。

远传与就地压力表校验合格并在有效期内。

锅炉水压试验上水：

锅炉上水前，按照（炉侧阀门检查卡）检查各阀门位置正确。

锅炉上水按照冷态启动上水有关规定执行，本次上水时间不低于2.5小时。

上水过程中，注意保持汽包上、下壁温差不超过40℃。

水位上至炉顶所有空气门见水，并逐只关闭各空气门，过热器集汽集箱放空气门见水后停止上水，关闭空气门。

锅炉水压试验中，上水前后及水压试验前后应派人检查、记录膨胀指示器，确认膨胀是否正常。

锅炉水压试验操作方法：

水压试验过程中必须统一指挥，升压和降压时要得到现场指挥的许可才能进行。由检修部组织检查，运行部编制操作票并严格按照操作票操作。

锅炉水压试验中，加强对汽轮机各部金属温度的检查，防止因堵阀不严而进水。再热器不参加水压试验，开启Ⅱ级旁路。

锅炉开始升压前应确认汽包各点壁温均大于35℃。

经现场指挥的许可，锅炉开始升压。水压试验的升压试验值为14.76Mpa，以汽包处测点为准（汽包工作压力14.76 Mpa）。

5、关闭主给水电动门，调节给水泵液偶和给水旁路调节门控制升压速度，在10Mpa以下不超过0.3 Mpa/min，10Mpa以上不超过0.2 Mpa/min，且缓慢均匀。

6、压力升至6.0Mpa，停止升压，检修人员进行一次检查，无异常后继续升压。

7、压力升至10Mpa停止升压，检修人员检查无异常后再以不超过0.2Mpa/min的速度升压。

8、压力升至14.76Mpa，关闭给水旁路电动调节门及前后截门，且减小给水泵勺管开度，降低给水压力，停止升压，15分钟后，记录压力下降值。

9、若锅炉压力降低，重新升至工作压力14.76Mpa并保持，由检修人员进行全面检查。

七、锅炉本体工作压力水压试验合格的标准：

1、停止进水后，给水门不漏的情况下，在15分钟内压力下降值：主蒸汽系统不大于0.5Mpa。

2、承压部件无泄漏，潮湿现象。

3、承压部件无明显的残余变形。

六、锅炉本体水压试验后的泄压、放水：

1、接到现场指挥关于检修检查完毕，可以泄压放水的命令后，进行泄压、放水。

2、水压试验后可采取下列方法进行泄压：

①降低给水压力，关闭给水旁路电动调节门及前后截门自然降压，泄压速度不得超过0.5 Mpa/ min，如压力下降超过规定值，可稍开上述各门，调整给水泵转速控制降压速度。

②开启集汽联箱疏水门泄压（或炉水取样门泄压）。

（3）压力降至0.2Mpa，开启空气门或向空排汽门。

（4）压力降至0，化学化验水质合格，用定排放水至点火水位。

（5）压力降至0，化学化验水质不合格或水压试验不合格，根据要求进行放水。

（6）确认给水泵联锁解除，停止给水泵。

（7）开启过、再热器各疏水门，放净存水。

八、水压试验安全注意事项

1、各承压部件管组务必上满水确保无空气积存。

2、水压试验过程中，汽包壁温不得低于35℃，各承压部件金属温度高于30℃。

3、水压试验时，必须具备快速泄压措施，以防超压。炉本体水压试验可采用开启汽包事故放水一、二次门、过热器向空排汽一、二次门等快速泄压方式；

4、水压试验不结束，监视、操作联系人员不得离开工作岗位。

5、严格控制升压速度，使压力上升、下降平稳，调节进水量缓慢均匀，以防发生水冲击。

6、升压过程中不得冲洗表管和取样管。

7、水压试验中，应加强对汽机侧监视，以防起压、超压。

8、做水压试验前应做好可能超压等方面的事故预想及相应的处理措施。

9、在升压过程中若发现承压部件有泄漏应暂停升压，检查人员同时应远离泄漏点，待泄漏无发展后再进行检查，若泄漏严重应泄压停止试验。

10、水压试验不得连续做两次。在试验期间，任何人不得站在焊接堵头的对面等不安全的地方。禁止在承压部件上检查，禁止在系统超过工作压力时进行检查。

第五篇：火电站的锅炉节油技术分析论文

在燃煤机组运行中，助燃油一般用于锅炉点火及运行稳燃。有关资料显示：2000年国内30万kW及60万kW机组冷态启动机组平均用油量分别为908.24t/台和451.62t/台，其年平均稳燃用油量分别为546.8t/台及359.8t/台。随着国际能源需求的迅猛增长，原油价格迅速上扬，挖掘燃煤机组节油潜力、节能降耗不仅有利于世界不可再生资源的综合有效利用，更是降低企业生产成本，增强自身市场竞争力的重要手段之一。

1国内某大型燃煤机组设备概述及其燃油消耗情况

机组额定负荷660MW，锅炉为德国产亚临界参数自然循环汽包炉，单炉膛，r型布置，一次中间再热，平衡通风，固态连续排渣。锅炉采用0号柴油点火助燃，配有24支蒸汽雾化油枪，单支油枪耗油量1.8~3.6t/h。锅炉燃烧系统按双进出磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，在炉膛前墙、后墙上分别分三层布置有24只旋流式DS燃烧器，单支燃烧器的额定容量为83.7MW。煤粉和空气从前后墙送入，在炉膛中呈对冲燃烧（前后墙各3排垂直错列布置）。前、后墙燃烧器上布置有两层燃尽风喷嘴。

机组于2002年10月投产发电。投产初期，由于锅炉存在严重的炉膛结焦，运行不稳定，启停次数多。机组冷态启动一次需耗油260~300t，磨煤机启动停助燃每月需60~100t。仅2002年10~12月，机组共消耗0号柴油960t，按当时油价3000元/t计算，燃油成本288万元，在一定程度上影响了机组的经济效益。为此，电站技术人员深入研究主、辅机设备技术特点，深挖节油潜力，在降低助燃油方面采取了一系列技术措施。

2节油技术措施

2．1机组冷态启动节油

大型机组冷态启动过程是一个复杂的不稳定的传热、流动过程。由于冷态启动前锅炉、汽轮机各部件压力、温度接近环境压力、温度，锅炉升温升压、汽轮机暖缸、暖机需要一定的时间，检修后的机组冷态启动过程中，发电机和汽轮机需要做多项试验，锅炉只能维持在低参数状态下运行，需要消耗大量燃油。因此，研究设备特点，合理安排机组冷态启动步骤，尽量缩短启动时间，可以节约大量燃油。

（1）采用滑参数启动，机组充分利用低压、低温蒸汽均匀加热汽轮机转子和汽缸，减少了热应力和启动损失，锅炉过、再热器的冷却条件亦得到改善。由于锅炉、汽轮发电机同时启动，缩短了整机启动时间，减少了燃油消耗。

（2）汽包上水时，在汽包壁温差允许的情况下（该机组汽包壁温差要求任意两点不大于36℃），尽量提高除氧器给水温度，保证省煤器出口给水温度高于汽包壁温20~30℃，缩短汽包起压时间，利于机组节油。

（3）试运中，一度存在锅炉油枪冷态点火着火困难的问题，经常出现油枪点燃后燃烧不稳而灭火，不得不频繁点火，燃油消耗增加。经不断摸索，根据油枪投入时火焰形状及油烟颜色，找到了雾化蒸汽压力、二次风量、燃油压力、燃油温度的最佳匹配关系，控制燃油压力0.7~0.8MPa，雾化汽压力0.8Mpa左右，冬季提高燃油伴热温度，修改步序使中心风档板开启平缓，经这些调整使冷态油枪点火能够顺畅、稳定，同时减少了燃油不完全燃烧损失。

（4）该机组汽轮机中压转子预暖通过轴封漏气进行，中压转子中心温度达到54.4℃为合格，预暖需时4h左右。为了缩短中压转子预暖时间，技术人员将预暖时轴封蒸汽压力由0.03Mpa提高到0.04MPa，适当开启轴封疏水门以提高轴封蒸汽温度，适当提高凝汽器压力至15kpa以减少外界冷空气吸入，使中压转子预暖时间缩短到2h左右。

经实施以上措施，缩短了机组冷态启动的时间，冷态启动一次耗油量由原来的260t以上减少到130~150t。

2．2机组温、热态启动节油

机组温、热态启动节油措施主要是提前投入煤粉燃烧。在冷态启动中，由于锅炉维持低负荷时间较长，相应炉内燃烧强度及炉膛火焰温度均较低，投粉过早、粉量过多很容易造成炉膛燃烧不充分，使火焰中心上移，锅炉升压快，主汽温度、再热汽温难于控制；同时未燃尽煤粉积聚在空气预热器波纹板上，在一定条件下会产生二次燃烧，烧损空预器。因此，冷态启动投粉一般选择在发电机并网后、锅炉所产蒸汽已可经汽轮机泄放后进行，以利于汽压、汽温的控制。在机组温、热态启动中，根据汽温、汽压及汽轮机胀差情况，电站技术人员将启磨投粉时间提前到机组冲转前，投粉后即进行汽轮机冲转、发电机并网操作，既加快了机组代负荷速度，同时也节省了燃油。

2．3磨煤机节油

2．3．1磨煤机启动节油

该机组配置的双进双出一次风正压直吹式制粉系统是现代大型火电厂广泛采用的制粉系统，它适应了大型机组锅炉容量大、燃煤量大的需要，充分体现了双进双出球磨机出力大，磨内存粉量多、出力易于调节、系统简单灵活等一系列特点。但这种制粉系统也普遍存在磨煤机启动助燃油消耗大这一缺点。按照该机组磨煤机启动逻辑要求，为了保证燃烧的稳定、充分，启动磨煤机必须满足一定的火焰联锁条件。即使在锅炉稳定运行中，如需要启动磨谋机，仍需投入该磨煤机对应的燃烧器层或相邻层的部分或全部油枪，由油枪点燃煤粉燃烧器并为其助燃，直至煤粉燃烧器出力正常、燃烧稳定，才允许油枪退出运行。

在锅炉启动过程中，由于燃料量小、炉温低、燃烧不稳定，油枪对煤粉着火的支持是必须的，但锅炉稳定运行中，锅炉底层炉温已达1000℃以上，且锅炉配置了易于点火稳燃的低氮型DS旋流燃烧器，磨煤机启动时煤粉不需要油枪来点燃。经研究试验，在锅炉正常运行中，没有油枪助燃的情况下，磨煤机启动顺利，煤燃烧器着火迅速，火焰稳定。在充分考虑安全的基础上，技术人员将磨煤机启动必须投油助燃的逻辑做了修改：当机组负荷高于360MW时，磨煤机允许不投油启动。

此项措施，使该机组在日常调峰运行中，启磨不再消耗燃油，按原来日常启磨每次烧油2~5t计算，每年至少可节约助燃油600t。

2．3．2改进原热控保护逻辑，消除磨煤机不必要跳闸

直吹式制粉系统中，磨煤机跳闸对锅炉的安全、稳定运行威胁很大。一旦发生磨煤机运行中跳闸，锅炉燃烧迅速恶化，不得不投油稳燃。该机组投产初期，由于磨煤机油站逻辑设计不尽合理，原设计磨煤机顶瓦油压低无延时跳，顶瓦油泵出口滤网堵塞无法实现在线清理，磨煤机频繁跳闸增大了燃油消耗。经过多次攻关试验和分析论证，技术人员将磨煤机顶瓦油系统进行了技术改造，将热控保护逻辑中增加了50min延时，实现了顶瓦油泵出口滤网堵塞在线清理，减少了磨煤机因油系统故障跳闸次数，降低了助燃油消耗，保证了锅炉燃烧稳定。

2．4加强设备治理，降低锅炉不投油稳燃负荷

由于该电站锅炉水冷壁设计了大面积和卫燃带，在机组投产后，一度存在严重的锅炉结焦，并且火焰监测系统可靠性差，炉膛落焦经常造成锅炉燃烧恶化、火检闪动而灭火，初期仅能实现450MW负荷不投油稳燃，远远低于不投油稳燃负荷50%BMCR的设计值。

为此，该电站采取了一系列减轻锅炉结焦，保证锅炉燃烧稳定性的措施：

①去除一部分卫燃带，保留的稳卫燃带用隔离带分割成小块，避免大焦块的形成。

②改造燃料配煤系统，结合锅炉结焦情况和运行参数选择该锅炉适用的煤种。

③安装远射程大力吹灰器，及时清除炉膛积渣。

④进行喷燃器叶片调整、燃烧配风等优化燃烧调整。

⑤更换更加可靠灵敏的火检装置。

通过这些措施，该机组炉膛结焦得到有效控制，锅炉燃烧稳定性极大增强，最低不投油稳燃负荷降低到400MW，使机组启动过程中全部停油的时间得以提前，同时也减少了运行中降负荷投油的几率。

3尚待挖掘的节油潜力分析

3．1冷态启动中投粉时间的提前

目前，很多大型燃煤机组都在探索机组冷态启动中汽轮机冲转前投粉以节省燃油的方法，其中的难点主要是：①煤种与炉膛温度是否允许，煤粉的挥发份直接关系到煤粉的着火温度，采取措施提高启动初期的炉膛的温度和一、二次风温，确保煤粉着火和稳燃是实现早投粉的关键。在布置多台机组的电站中，可以引出临炉高温烟气来加热提高启动锅炉的炉膛及一、二次温度。②投粉后汽温汽压增长较快，如何有效控制汽轮机胀差的问题。可以尝试增加汽缸夹层法兰螺栓加热系统，使缸胀加快，以适应提前投粉后转子的较快的膨胀。③为了避免锅炉受热面超温损坏及煤粉积聚在空预器处，应减少磨煤机启动后最低煤量值，采用投入部分喷燃器的方式，改善配风以优化煤粉燃烧状况，减少不完全燃烧带来的火焰上移。

3．2进一步提高锅炉燃烧稳定性，降低不投油稳燃负荷至设计值

目前由于锅炉依然存在一定程度的结焦，该电站仍未实现最低不投油稳燃负荷50%BMCR的设计值，随着设备治理的加强，锅炉结焦进一步减轻，锅炉燃烧愈加稳定，实现最低断油稳燃负荷330MW的目标后，将进一步降低稳燃油耗。

3．3改造油枪，降低油枪耗油量

随着油枪技术的飞速发展，耗油量小，易于点火稳燃的小油枪成为市场的主流，今后在设备改造中，将逐步选用节油、经济的油枪，以节约燃油。

4小结

通过多年的努力，该大型机组在节油工作上取得了不小的成绩，单机耗油量由2002年的月均320t左右降低到2004年的月均49t，节油效果显著。今后的节油工作将从管理、运行操作、技术革新等多方面入手继续开展下去，进一步增强全体员工的节油意识，实现大型燃煤机组节能降耗的新突破。