第一篇：1000MW火力发电机组#3锅炉吹管总结
发电运行部 工作总结
吹管期间炉侧主要注意事项与总结
编号：
发电运行部 编 2016年04月06日
从3月22号的试点火，到4月4号吹管的结束，期间锅炉完成了点火，冷态清洗和热态清洗的过程。自己很荣幸在这个阶段学习了锅炉的点火和吹管等整套启动时候注意事项，也明白了风烟系统启动流程和部分参数，制粉系统的启动流程和部分逻辑。以下是个人的总结，重点对风烟系统的启动顺序和启动就地重点检查进行总结，不足之处，请多多包涵，多多指教。
一． 前期主要注意事项 1． 确认炉侧消防水系统已经投用正常，处于良好备用状态。2． 确认机组排水槽无水位高报警，废水提升泵处于良好备用状态。
3． 点火前要求检查所有炉侧各个液压润滑油站，确认油站油质已全部合格，油位满足要求。
4． 在风机启动之前（特别是引风机的启动），确认启备变电压稳定、6KV3A/B/C母线电压高于6.4KV，各400V电压不低。
5． 联系脱硫，确认脱硫氧化风机和脱硫塔有效隔离，通知无关人员撤离。6． 电除尘系统在点火前12h投入灰斗加热器，8h小时投入灰斗气化风装置。7． 吹管期间，空压机系统运行3台，保证仪用和除灰的气源充足。
8． 点火前2小时投运输灰系统，阴阳级振打和瓷套投自动，确认除灰压缩空气压力大于0.65MPa。
9． 捞渣机系统在风机启动前8小时投入运行正常，注意钢带无打滑现象，并且捞渣机系统所有的观察孔都处于关闭状态。10． 石子煤系统运行正常，保证石子煤顺利排放。11． 在锅炉点火前要确认相关厂家已经就位。
12． 上水期间，注意锅炉膨胀指示的变化，并做好记录。发电运行部 工作总结
13． 检查原煤仓煤位高度，吹管期间注意联系煤场做好及时补充煤量准备。14． 确认炉侧所有电机电源都处于热备用状态，备用电源处于良好备用状态。15． BCP泵注水完成，水质合格，电机冷却水流量正常。二． 风烟系统的启动
1． 在风烟系统启动时，值内另外同事负责电除尘，输送系统等投运。2． 风烟系统的启动，首先是3A空预器系统的启动，就地检查完毕无误后，和盘上进行沟通汇报，在启动空预器主电机前，将投运减速箱油泵。将3A空预器投运后，同样的检查和启动方法再投运3B空预器。
3． 3A引风机的启动，就地检查引风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查引风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，在启动引风机时，要建立空气通道，需要就地另外一侧送风机动叶开度≥50%，所有二次风门开度≥80%，就地确认送风机出口电动门开，吹管期间的启动方式为顺控启动引风机，引风机进口出口的电动门开与另外一侧的送风机出口门形成AB空气通道建立。盘上启动引风机之后，就地确认引风机运行正常后，汇报盘上。
4． 3A引风机启动完毕后，就地检查送风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动送风机。盘上启动引风机之后，就地确认送风机运行正常后，汇报盘上。
5． 此后盘上进行引风机动叶的调节，将动叶开度调至3%，后根据炉膛负压调节送风机动叶开度，维持炉膛负压-50——-150Pa，就地观察到引风机动叶最终开度30%左右，送风机动叶开度35%左右。
6． 同理重点就地检查3B引风机和3B送风机，启动后调节动叶维持炉膛负压-50 发电运行部 工作总结
——-150Pa，盘上调节总风量1300t/h。
7． 启动火检冷却风机，就地检查无误后，汇报盘上。启动之后就地检查电流大小，风机出口母管的压力6KPa,振动声音温度无异常后汇报盘上。8． 此后盘上对锅炉进行吹扫5分钟，盘上打开3A磨煤机出口快关门和冷热一次风门。
9． 投运3A暖风器。就地打开暖风器的疏水门（3A暖风器下方，）对炉侧暖风器管道暖管疏水后，将辅汽至锅炉房用汽总门（17米）全开，盘上打开辅汽至暖风器电动调阀进行暖管操作。
10． 启动3A一次风机，就地检查一次风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动一次风机，盘上调节动叶开度使得风量＞80t/h，后启动3A密封风机。三． 制粉系统
1.等离子拉弧，就地上到17米平台，检查等离子冷却水泵运行正常，出口压力0.8MPa，检查等离子无误后，就地位置从锅炉A1,A2,A3,A6,A7,A8,A5,A4进行等离子拉弧，无异常后前往0米3A磨煤机。
2.磨煤机的启动，就地检查磨煤机液压油压力≥6MPa，润滑油压力≥0.13MPa，正常高速油泵出口压力为0.4MPa，就地确认磨辊3个都抬起，检查其他项无异常后，配合盘上启动，运行无异常后，此时通过热一次风进行暖磨。前往给17米平台3A煤机检查。
3.给煤机检查无误后汇报盘上，盘上启动后，就地通过观察，观察窗无堵煤现象，皮带无跑偏打滑现象，指示面板无报警等现象。
4.磨煤机出口温度稳定在60——75℃时，磨煤机下磨辊，就地观察磨煤机振动情况。前几次试点火，磨煤机振动过大，调整后，已经无振动大原因。此时已经完成点火，吹管期间给煤量40t/h，控制给水流量900——1100t/h。四.总结 发电运行部 工作总结
吹管期间，本人曾多次独立完成空预器，引风机，送风机，一次风机，密封风机，冷却风，等离子的拉弧，磨煤机，给煤机的启动，空压机，BCP泵，废水提升泵，电除尘等系统与设备的启动与停运，也操作过许多切泵，并泵，切滤网，风机的切换，冷油器切换等操作，虽然学了很多，但是对锅炉的一些逻辑与一些参数还不是特别清楚，特别是盘上在操作，但是只知其一不知其二，了解的大致方面，但是对具体的操作流程还不是特别清楚。
最后，自己很幸运能伴随二期的调试，在调试中不断成长，希望能在168运行期间，与今后的正常运行中学到更多的知识，能独当一面。以上是个人在吹管期间学到的一些内容，不足之处请指正！
运行二期一值：XXX
2016.4.6
第二篇：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
第三篇：锅炉吹管工作总结
＃2锅炉吹管工作总结
11月6号，南电＃2炉锅炉第一次吹管取得了成功，为＃2炉下一阶段的吹管起了一个好头。
＃2锅炉点火吹管于11月6日晚上开始到11月7日凌晨，共吹管30次。作为电气专业的学员，我们积极的配合了锅炉进行＃2炉的第一次吹管工作。在吹管前，我们对＃2炉甲、乙侧引风机，甲、乙侧送风机，甲、乙侧一次风机，甲、乙侧空预气，＃1角、＃2角、＃3角、＃4角就地点火柜，火检风机，＃3给水泵及其稀油站，＃3中继泵经行了送电操作，做好了＃2炉吹管的前期工作；在操作过程中，我们熟练了＃2炉辅助设备的停、送电操作，并对＃2炉相应设备的实际位置和就地操作机构有了更深刻的了解，为了＃2锅炉下一阶段的试验做好了准备。
我们在工作中也发现了一些问题，比如说在操作记录上还比较生疏，以后还应加强这方面的锻炼，为＃2炉下阶段的试验工作做好记录。
此次吹管工作极为艰巨，凝聚了南电全体职工的心血。在充满隆隆作响的现场，随处都可以看见步履匆匆干工作的感人场景，大家不顾连日来的极端劳累，睁着布满血丝的眼睛一直坚持在现场，各司其职，以饱满的热忱和激昂的斗志投身各项具体工作中，投入到＃2炉吹管工作中来。
第四篇：电厂锅炉吹管措施
＃ 机组吹管运行操作措施
一、吹管的目的
锅炉的过热器、再热器和主蒸汽、再热蒸汽管，在施工过程中内部可能残留杂物以及由于管道大气腐蚀产生的氧化物等杂质，将对机组的安全运行造成巨大危害，所以在机组启动前必须进行蒸汽吹扫，以保证机组的安全经济运行。
二、锅炉吹管范围
锅炉吹管范围主要包括过热器系统、再热器系统、高旁管路-冷再管路系统、小机高压系统。
本次吹管采用加装消音器的方法降低吹管噪音。
三、吹扫系统介绍
1、第一阶段，过热器、主蒸汽、高压旁路吹扫： 1)汽机中压、高压自动主汽门前的滤网应摘除。
2)将汽机两侧的高压自动主汽门的门芯取出，装上临时堵板，并从门盖上引出两根临时管。在两根临时管水平段上装一个吹管临时电动截止门及暖管用小旁路，吹管临时门后的两根临时管与冷段管相连，在冷段再热器减温器后接两根临时管向空中排汽，排汽口向上倾斜。
3)过热器、主蒸汽管道、低温再热管道系统吹扫。（图中加黑部分）排汽管水压至辅助蒸汽堵阀再阀心拆除热器阀心拆除排汽管高压缸排汽低旁汽包过热器至二抽高旁轴封供汽高旁门主汽门M中联门中联门主汽门M临时电动门 消音器消音器
4)吹扫高压旁路（不加靶板排气口清洁即可）
在高排逆止门后两根冷再管上分别加装临时堵板。在冷段至辅助蒸汽系统、至＃2高加及至轴封供汽管道上加装临时堵板。高旁电动阀用作吹管控制阀。两个再热器减温器先不装，用等径的临时管引出后排入大气，排汽管方向朝斜上方安全区域，并应考虑排汽口的反作用力。高旁—冷段再热蒸汽管路的吹扫在4～5次。吹扫流程图见下图（图中加黑部分）
排汽管水压至辅助蒸汽堵阀再阀心拆除热器阀心拆除排汽管高压缸排汽低旁汽包过热器至二抽高旁轴封供汽高旁门主汽门M中联门中联门主汽门M临时电动门 消音器消音器
2、第二阶段：过热器、再热器串联吹扫（加靶板验收）
1)恢复第一阶段吹管临时系统。
2)拆除再热器减温器处的临时管，把再热器减温器安装完。
3)主汽管与冷再管的连接：高压缸排汽逆止门先不装，将靶板架后的两根临时管与高排逆止门后的两根冷再管相连。
4)再热蒸汽热段管与临时主排汽管的连接：将两个中压自动主汽门的门芯取出，装上临时堵板，并从门盖上引出两根临时管，引出的两根临时管和两根临时主排汽管相连。在从中压缸引出的两根临时管水平段安装两套靶板架，靶板架的位置尽量靠近正式管路，并离开上游弯头4～6米。
水压至辅助蒸汽再再热器减温器堵阀阀心拆除热器阀心拆除低旁汽包高压缸排汽过热器至二抽高旁轴封供汽高旁门主汽门M中联门中联门主汽门M临时电动门 消音器消音器 5)低压旁路不参与吹扫。
四、吹管应具备的基本条件
1、吹管前应检查下列工作完成
1)检查所有辅助系统分步试运合格，验收资料齐全。
2)锅炉本体及其附属设备安装、保温工作结束，支吊架符合要求。3)锅炉膨胀指示器安装结束，影响锅炉的临时设施拆除。
4)冷态通风试验结束，风量标定试验完成，炉膛及烟风道系统内部脚手架拆除，内部杂物清理干净。
5)锅炉化学清洗完，酸洗用的临时设施拆除，设备系统恢复正常。6)锅炉燃油系统、空预器的蒸汽吹灰系统调试完。7)炉膛出口烟温探针可以投用。
8)运行设备及系统的参数在DCS上调试好，正确投入。9)试运设备系统周围照明充足。
10)吹管现场整洁，道路畅通，妨碍运行操作的脚手架拆除，无孔、洞等不安全因素。
11)平台、栏杆、沟盖板齐全。12)设备、阀门挂牌正确、齐全。
2、吹管前下列系统及设备应投入运行 1)厂用电系统已恢复正常，并投入运行。2)水源地供水设备投入运行或完好备用(根据厂区蓄水池水位决定)。3)辅机冷却水系统投入运行。4)空压机冷却水泵投入运行。
5)厂用压缩空气系统投入运行，且仪用和杂用气压力正常。6)消防水系统已投入并运行正常。
7)煤场存煤充足、原煤仓上满煤，输煤系统程控完好备用。
8)化学制出充足、合格除盐水，并且锅炉补给水系统投入运行或完好备用 9)除灰、除渣系统正常可随时投入运行。10)燃油系统投入运行。
11)除盐冷却水泵运行，除盐冷却水系统投入运行。12)启动锅炉运行正常，机组辅助蒸汽系统投入运行 13)DCS系统及其声光报警系统。
3、下列设备联锁试验合格，满足运行要求 1)辅机冷却水系统及其空压机冷却水泵。2)除盐冷却水泵及其系统。
3)凝结水泵、凝结水补充水泵及凝结水系统。4)电动给水泵组及辅助油泵。5)给水系统。
6)BOP、MSP、EOP、油箱排油烟机、主机润滑油系统。7)密封油主油泵、密封油事故油泵、密封油排油烟风机。8)除氧器及除氧器上水泵。9)主机盘车电机。
10)主机顶轴油泵及其顶轴油系统。11)引风机、轴承冷却风机及电机油站。12)送风机、风机油站及电机油站。13)空气预热器。14)火检冷却风机。15)暖风器疏水泵。16)炉膛出口烟温探针。17)空气预热器吹灰器。18)制粉系统。
19)过热汽减温水、再热汽减温水。20)锅炉疏水系统。
4、下列系统试运合格，并达到投运条件： 1)凝结水系统 2)给水系统
3)汽轮机润滑油系统 4)电动给水泵润滑油系统 5)顶轴油系统 6)发电机密封油系统 7)除氧器
8)汽轮机本体及管道疏放水系统 9)锅炉疏放水系统 10)主、再热蒸汽系统 11)风烟系统 12)燃油系统
13)炉水泵注水及冷却水系统 14)暖风器系统 15)空予器吹灰系统 16)吸、送风机油系统 17)制粉、等离子系统
18)除氧器水位、凝汽器水位、各低压高压加热器水位、主油箱油位、电动给水泵油箱油位、各疏水罐水位 19)吹管所加临时系统（一公司负责）
5、下列主要电动门、调节阀、挡板已调试完毕且动作正常
1)辅机冷却水系统：A、B辅机冷却水泵出口电动门，主机润滑油温度调整阀，A、B、C给水泵润滑油温度调整阀。
2)凝结水系统：除氧器水位主、辅调整阀及旁路门，凝汽器水位调整阀及旁路门，凝水再循环阀及旁路门，凝汽器高水位溢流阀，凝结水泵出入口电动门，低压加热器进出口及旁路电动门。
3)给水系统：电动给水泵出入口门、电动给水泵出口旁路门，电动给水泵最小流量阀，高旁温度水电动门，高压加热器入口三通阀及出口电动门，过热器减温水电动门，再热器事故喷水电动门。
4)高低压加热器系统：所有低压加热器、高压加热器的正常、危急疏水门。5)汽轮机本体及疏放水系统：汽轮机各抽汽逆止门关闭，确认与疏水扩容器连接的与吹管无关的疏水门全部关闭，并挂“禁止操作”牌，汽轮机本体在高中压调节阀前的疏水门开启。
6)风烟系统：送风机动叶，引风机调节挡板，辅助风调节挡板，燃料风调节挡板，过燃风调节挡板。
7)燃油系统：启动炉油压调节阀，供油泵出口电动阀，燃油压力调节阀，燃油跳闸阀，燃油再循环阀，油枪电磁阀。
8)空气预热器吹灰系统：辅汽至空气预热器吹灰电动阀，空气预热器吹灰电动疏水阀。
9)锅炉疏放水系统：连排至连排扩容器调节阀，连排至定排扩容器电动阀，连排扩容器至除氧器调节阀，锅炉前墙水冷壁放水电动门，锅炉后墙水冷壁放水电动门。
10)制粉系统：一次风机入口调节挡板，一次风机出口联络挡板，冷一次电动挡板，空预器出口一次风挡板，磨煤机冷一次风调节挡板，磨煤机热一次风调节挡板为，磨煤机关断档板，磨煤机出口门，密封风机入口挡板，磨煤机密封风门。
五、各系统及设备投入注意事项
1、水源地供水系统及设备的投入
供水系统投入运行时，主要是防止发生水锤和高位水池溢流。投入时一定要确认供水管道尾端的阀门在开启位置，供水管线入口压力在1.0～1.1MPa，升压泵出口持压泄压阀的动作值正常在1.05～1.1 MPa，并且投入运行。在升压泵启动时一定要确认出口门在关闭位置，供水管线入口总门开度在10%。
2、除盐冷却水系统投入
除盐冷却水系统投入时，确认除盐冷却水泵联锁试验合格，化学已准备足够的除盐冷却水。在凝汽器补水或凝结水系统注水时一定要注意各主要辅机的冷却水压力的变化，特别是炉水循环泵的清洗水压力变化。
3、辅机冷却水系统投入
各主要辅机在投入冷却水时在注意冷却水压力，对主冷油器、电动给水泵冷油器、汽动给水泵冷油器、投入冷却水时一定要先投入油侧后投入水侧，防止油中进水。
4、凝结水系统投入
凝结水泵启动前一定要检查凝汽器水位正常在800mm以上，凝结水系统已恢复正常并注水完毕，启动时一定要先开启凝结水泵出口门10%再启动泵，除氧器已具备投入条件。
5、给水系统投入
给水系统投入运行时，一定要确认除氧器水位正常，电动给水泵已进行各项静态联锁试验合格，在用电动给水泵上水时一定要确认给水系统的隔离措施正确，防止其它系统进入高压给水。
6、辅助蒸汽系统的投入
辅助蒸汽系统投入时一定要确认高压辅助蒸汽联箱、低压辅助蒸汽联箱与#2机之间的隔离门关闭，并上锁。
7、汽轮机润滑油系统顶轴油系统的投入
确认主油箱油质合格，油箱油位正常，投入主油位排烟机，润滑油系统联锁试验合格，启动MSP、TOP油泵，EOP投联锁，检查运行正常。在盘车投入前，一定要确认顶轴油压力正常，油泵运行，润滑油压力正常。投入盘车运行后，一定要检查各轴承回油及回油温度、轴承温度、转子偏心正常，并记录初次盘车电流。
8、发电机密封油系统投入
发电机油系统投入时，确认密封油真空泵电机接线正确，分离器油位正常，密封油真空泵启动条件具备。主密封油泵启动前一定要开启出口门，溢流阀投入，密封油差压阀解列。
9、炉水泵注水排空气
炉水泵注水排空前一定要确认管道冲洗经化验合格后，炉水泵方可注水排空气。检查暖风器疏水泵运行正常，注水前检查关闭＃1炉凝结水至＃1炉炉水循环泵清洗及充水隔离门，并上锁。炉水循环泵注水管路冲洗合格后，对炉水循环泵放水一、二次门关闭并上锁。对炉水循环泵注水放空气结束后，对炉水循环泵进出口放水总门关闭并上锁。待锅炉给水水质化验合格后，锅炉方可上水。
10、引风机、送风机、一次风机投入
引风机、送风机、一次风机投入运行前一定要检查各风机油站已投入运行，联锁试验完毕正确，油压正常，风机各动叶、静叶角度在最小，风门、挡板位置正确。
11、投入燃油及蒸汽吹扫系统
燃油系统投入运行时，应确认关闭燃油至＃2炉供油总门，并上锁。关闭＃2炉回油至燃油泵房总门，并上锁。
12、投入汽包水位和炉膛火焰电视。
13、锅炉上水（每次上水均要通知化学加药）
锅炉上水用电泵上水，在启动电动给水泵前，检查电泵启动条件满足，泵组排空气完毕。锅炉上水时要注意控制上水时间，汽包水位至+200mm时停止上水，启动炉水泵。上水水质必须合格。
14、投入火检冷却风机，检查运行正常。
15、启动空气预热器，检查运行正常。
16、送、引风机投入
送、引风机启动后，检查运行正常，调整风量在＞25%最大风量，辅助风挡板投自动，维持大风箱/炉膛差压在380Pa，调整炉膛负压为-100Pa。
六、吹管的方法和步骤
1、锅炉点火升压
1)按冷态点火条件检查锅炉各汽、水阀门位置正确，联系燃料往＃1炉A原煤仓上煤质符合要求的好煤。
2)检查暖风器、炉水循环泵系统正常，进行炉水泵清洗注水，炉水泵清洗注水放空气后，投入连续注水。
3)检查除氧器水温与汽包壁温差＜90℃，启动电动给水泵，调节电动给水泵转速，控制给水流量60～120t/h，进水全部时间＞2小时。4)在汽包水位计出现水位时，降低电动给水泵转速，使水位缓慢上升至＋200mm，关闭电动给水泵出口门，停止上水。
5)启动B炉水循环泵，当汽包水位降至最低可见水位时，停止B炉水循环泵，上水至＋200mm。启动A炉水循环泵，水位稳定后，启B、C炉水循环泵。6)启动一台火检冷却风机，将另一台火检冷却风机投入备用。7)投入炉膛烟温探针。8)启动A、B空气预热器。
9)启动A、B吸、送风机，调节送风机和风箱挡板使送风量＞25％BMCR，使大风箱与炉膛间的压差为380Pa，并维持炉膛负压－100Pa。10)进行炉膛吹扫，并进行5min倒计时。11)炉膛吹扫完成后。
12)确认所有点火条件满足后，并检查A制粉系统等离子点火系统正常，投入A磨煤机等离子暖风器，使A磨煤机入口风温达160℃。
13)将A制粉系统切至等离子点火模式，进行磨煤机暖磨程序，当A磨煤机分离器出口温度达65℃，投入A磨煤机等离子装置并四角拉弧正常。14)启动A磨煤机和给煤机，确保磨煤机分离器出口温度，锅炉点火。15)点火成功后，及时做好燃烧调整工作；并以检查燃烧情况，对燃烧不正常应找出原因予以消除。
16)控制好磨煤机出力，确保过剩空气系数在正常范围内，使炉膛热负荷均匀，升温、升压符合要求；升压速度＜0.05MPa/min，升温速度＜1.5℃/min。17)当汽包压力升至0.1MPa，进行水位计冲洗。18)当汽包压力升至0.15MPa，关闭汽包空气门。
19)当汽包压力升至0.2MPa，关所有空气门。
20)当汽包压力升至0.5MPa，关闭顶棚管入口集箱疏水电动门。21)汽包压力维持0.5MPa，进行锅炉热紧螺栓工作。
22)汽包压力升至0.7MPa，打开临时吹管电动门旁路门，进行暖管工作。23)汽包压力升至1.0MPa，关闭过热器系统所有疏水门，打开临时吹管系统的所有疏水门，打开机侧所有疏水门。
24)汽包压力升至1.5MPa，维持此压力，进行热工仪表吹扫工作，完成后投入仪表。
25)汽包压力升至2.0MPa时，稳定压力不变。进行临时管道暖管工作，缓慢开大吹管临时电动门，当排汽口蒸汽量很大且很少有水滴，且排汽温度大于120℃时，暖管结束，缓慢关小临时管道及汽机侧各部疏水门，锅炉开始升压，在升压时应控制好主汽温度。
26)锅炉开始吹管前，检查汽包水位保护已解除。
2、第一阶段吹管(过热器系统、高旁管路-冷再管路)初压：4.0MPa；（汽包压力）终压：3.0MPa；
主汽温度：350℃～450℃
1)过热器系统的吹扫
1.1 汽包压力升至3.8MPa，检查全关汽包连排及吹管临时电动门。
1.2汽包压力升至4.0MPa，全开吹管临时电动门试吹一次，当汽包压力降至3.0MPa时，关闭吹管临时电动门。试吹的目的在于检查临时系统支撑及固定情况，掌握锅炉补水规律，掌握吹管临时电动门全关过程中汽包压降值，从而确定正式吹管时关门时间，并校核吹管参数。1.3 检查吹管临时系统没问题后，进行连续吹扫4－5次。
1.4 在本阶段吹扫末期，选择适当时间进行主汽减温水管路的蒸汽反吹扫，控制汽包压力在4.0MPa，每条管线吹扫20分钟。2)高旁管路-冷再管路的吹扫
2.1 汽包压力升至4.0MPa，全开高压旁路临时控制电动门，试吹一次，约2分钟后，关闭高压旁路临时控制电动门；
2.2 当汽包压力升至5.0MPa，正式吹扫高旁-冷再管路，当汽包压力降至3.5MPa时，关闭临时电动控制门，停止吹扫。本阶段共吹扫5次，不加靶板。
3、第二阶段吹管(过热器、再热器串联吹扫)初压：6.0MPa；（汽包压力）终压：3.0MPa；
主汽、再热蒸汽温度：350℃～450℃
1)在第一阶段吹扫结束后，锅炉降压放水。2)维持适当的升温、升压速率升压至4.0MPa，全开吹管临时门，试吹一次。当汽包压力降至3.0MPa，关吹管临时门。3)吹管临时门全关后，锅炉继续升压。
4)当汽包压力升至6.0MPa，打开吹管临时电动门开始正式吹管，当汽包压力降至3.5MPa时，关闭临时吹管门，结束本次吹管。5)重复上述正式吹管过程，直至系统靶板合格为止；
4、注意事项
1)检查暖风器疏水泵运行正常，炉水循环泵注水管路冲洗合格后，对炉水循环泵放水一、二次门关闭并上锁，对炉水循环泵进出口放水总门关闭并上锁。2)锅炉上水、点火过程中，应注意汽包上、下壁温差＜46℃，当汽包上、下壁温差≥46℃时，应减缓锅炉上水或升压速度，控制炉水温升率＜1.5℃/min。3)加强巡检，每小时检查一次锅炉膨胀情况，并记录锅炉膨胀指示器指示值。4)当炉膛出口烟温至538℃时，必须立即退出烟温探针。
5)吹管过程中，要解除汽包水位保护，但需严密监视汽包水位，保持较高汽包水位，防止汽包水位过低，影响炉水循环泵正常运行；当汽包水位过高时，应通过降低开启后墙水冷壁下集箱放水门和开大连续排污调节门进行放水。6)锅炉整个吹管期间等离子点火，控制制粉系统出力维持燃烧，应投入空气预热器连续吹灰。
7)吹管运行中，运行人员要经常就地检查炉内燃烧情况，当发现燃烧不完全时，应立即汇报进行燃烧调整。
8)吹管运行中，要确保参数：P≤6.0MPa，t≤430℃，以保证吹管安全，当达到吹管压力时应迅速打开吹扫门。
9)运行时应密切注视再热器入口压力≤3.4MPa。
10)吹管过程中，当吹管临时电动门关闭时，应加强排污以提高蒸汽品质，在打开吹管临时电动门时，停止排污。
11)当发生MFT时，应重新进行炉膛吹扫合格后才能点火。
5、吹管合格标准
1)过热器、再热器及其管道各段的吹管系数大于1。
2)在被吹洗管末端的临时排汽管内（尽量靠近正式管道）装设靶板。在保证吹管系数的前提下，连续两次打靶检查，第二次靶板上冲击斑痕粒度不大于0.8mm，且肉眼可见斑痕不多于8点，即认为吹管合格。
第五篇：火力发电机组节能降耗研究论文
【摘要】随着我国社会经济的成熟化发展，节能降耗成为衡量企业经营能力的一个重要主题。电力企业的经营也处于从粗放型向集约型方向转变。笔者结合自己多年的工作经验以300MW火力发电机组为例谈谈节能降耗的方法。
【关键词】火力发电厂；发电机组；节能降耗
如今，节约能源是我国既定的一项重要的基本国策，大到企业团体、小到个人都在身体力行降低我国能源的消耗。火力发电厂所需的能源大部分都是不可再生能源，而是能源消耗量非常大，但是火力发电厂仍然是我国发电的主力军，采取措施降低能源消耗是火力发电厂和国家可持续发展的重要改善途径。电力系统是火力发电厂的主要三大系统之一，火力发电机是电力系统的主要动力，火力发电厂的分类就是按照其装机容量分类的，即火力发电机组的容量而定，100MW以下的装机容量就属于小容量发电厂，100~250MW的属于中容量发电厂，250~1000MW的就属于大中容量发电厂，1000MW以上的则为大容量发电厂。300MW的发电机组的锅炉容量即每小时产生的蒸汽量为1025吨，锅炉出口过热蒸汽压力为16.8Pa。运用300MW的火力发电机的发电厂就属于大中容量发电厂，其发电厂规模就比较可观。
1火力发电机组节能降耗的意义
节能降耗是促进我国可持续发展、支持环保事业的重要举措。众所周知，我国虽然能源资源较为丰富，但我国人口较多，人均资源比较少。电力工业的能源消耗不可小觑。如今，我国的火力发电厂依然是以煤炭资源作为燃料支持电力建设，火力发电厂的动力设备繁多，其发电机组控制操作复杂，而且发电厂的用电量和工作人员都比较多，运行费用也比较多。根据相关数据显示，我国发电厂的能源利用率即将燃料转化为电力只占到80%，我国每年用于发电的能源消耗所占比例比较大，能源利用率较低。从发电机组出发采取措施节能降耗是能提高能源利用率，降低废弃物排放，积极响应国家建设环保事业、走可持续发展道路的重要举措。发电机节能降耗是提高火力发电厂经济效益、降低生产成本的最佳途径之一。我国电力行业发展已有一段时间，已经具有一定规模，但仍然有将近75%的电力由火力发电来提供。如今，我国大部分火力发电厂仍使用容量较小的发电设备，参数较低。火力火电厂的运行费用最主要的部分为燃料费，如果能采用高效率低排放的运行方式减少燃料消耗、提高能源的使用价值是对于为火电厂节省成本投资、提升经济效益是非常有意义的，总而言之，降低发电机组的能源消耗既是国家发展的需要，也是电力公司长期稳定发展的需要。
2300ＭW火力发电机组节能降耗方法
火力发电机是将机械能转化为电能的电机，主要由转子、定子和励磁机等励磁系统和变压器、发电机冷却装置组成，其工作原理是由永磁机发出高频电流流经励磁盘整流，再经过总励磁机送到发电机的转子，当发电机的转子通过旋转带动其定子线圈感应出电流，电流通过发电机出线分两路输送，分别送到厂用电变压器和SF6高压断路器最后到达电网。发电厂的主要经济技术指标参数有:汽轮机发电组的汽耗率、汽轮发电机机组的热号率、发电厂的总效率、发电煤耗率和厂用电率以及供电标注煤耗率。由经济技术指标可看出，汽轮发电机组的汽耗率和热耗率是衡量发电厂得重要指标。所以，我们节能降耗的方法也从降低上述指标入手采取措施。
2.1改造发电机组
降低凝结水泵的扬程可以起到节约水资源的作用。如果凝结水泵的扬程比实际需要的扬程大，就会使运行状态处于额定负荷时除氧器上水调节阀的开度变小，水流造成的损失就比较大。采用变频技术和改变转子的定性。变频技术对工作人员的技术水平要求较高，而且牵涉的问题较多，成本也比较高，一般的火电厂实施起来会比较困难，所以我们最好选择扬程参数较低且符合实际运行需要的凝结水泵，还可以根据情况去掉凝结水泵末级叶轮来降低扬程，减少水流损失。发电厂可以在运作过程中改善发电机组，比如，在机组的输水管道上加装温度测点，如果阀门内漏工作人员可以及时发现并且进行补救，控制工质热损失。对除氧器和排氧门进行合理调整，安排专人定期检查汽机房顶的空排气门，以防出现安全门不严热量发散造成能源浪费的现象。最后，降低凝汽器端差，将温水和输水温度等相关参数都控制在正常范围以内，从而提高给水温度和回热效率。发电机组的参数是发电厂的能源消耗量高的一个重要原因。一般情况下，容量大的机组的相对内效率和绝对电效率也会较大，热耗率就会很低。火电机组的循环效率与主蒸汽压力和主蒸气温度有关。主蒸气温度和压力越高，其效率会越高。随着主蒸汽压力和温度降低，主蒸汽的有效焓也会随之降低，在蒸汽流量不变的情况下，发电效率就会降低。但是，这也并不意味着蒸气温度越高越好，蒸气温度太高，材料蠕变的速度将加快，管道的压力和蒸汽湿度会加大而汽轮机末级叶片也会加速腐蚀。降低电力推动过程中的电力损耗也能起到节能减耗的作用，一般我们会采取改变转差率调速和变极调速来降低电力推动带来的损耗。我们在改变转子会回路电阻调速时，可以将消耗功率大的调节电阻在转子回路的过程中接进附加电势。而进行变极调速工作是通过电动机绕组的差异性接法，得到不同的极对数来得到具有差异性的转速，可以达到很高的节能效果。送风机的出力高低存在差异，如果出力偏低，风量偏小，机组处于高负荷工作状态时，锅炉的含氧量就会低于设计值，燃烧效果不理想而且飞灰、炉渣等排放物的含碳量偏高，锅炉的效率偏低。我们可以改造送风机或者更换送风机的叶片，提高风量，满足高负荷工作状态时的需氧量，就可降低不完全燃烧引起的损失，节约燃煤的消耗量。
2.2提高主气温
在给锅炉内添加水时，由于给水量的增加导致蒸发量减小，蒸汽的流量随之下降，单位质量的蒸汽的吸热量也随之增加，而使主气温升高，主气温过高会使循环热效率效率下降，机组温度损失大。而再气温度和主气温度都比较高的情况下，性降低上层的给粉量，适量增加低层的给粉量；然后通过燃烧调整手段来降低火焰的中心位置。以达到调节再气温度.主气温度，大幅度降低锅炉排烟温度的作用。燃烧调整手段有二次风配比调整和燃烧器投运方式调整等方法。
2.3优化运行
厂用电率和供电煤耗是检验发电厂经济指标的重要参数。加强设备管理、优化机组的启动和停止时间也是节能降耗的重要方法。电力企业要制定一套完备全面的管理体系，严格规定发电厂开始工作和结束设备工作的时间，明确各个环节节能降耗工作的专属管理人员，对于不同状态下机器的运行选择和所处状态做出合理的规划，加强对工作人员行为的监督。定期对电器系统内的设备健康状况及运行方式进行检查试验，查清楚设备的缺陷、系统漏点和不合理的运行方式，对于系统设备的缺陷和遗漏之处要加以纠正、优化和维修，对于不合理的运行方式要及时调节规划。首先，调整运行方式。经过专业人员的测试，在不影响供电需求和安全的情况下，减少不合理运行辅机的数量，最好减少避免无计划的停机，启动过程中对各辅机的运行方式合理安排，根据所需电量和锅炉内水的实际情况合理安排辅机工作，减少不必要的辅机工作长期运行带来的能源消耗。在电厂的负荷发生变动时根据各机组最佳负荷分配方式进行机组出力的增减调度。优化低负荷工况的下滑参数试验，确定最佳的住汽压力和循环水泵的运行方式。风机的优化运行需要我们对不同负荷下风机的运行方式进行对比分析，比如，对高速运行、低速运行和单侧运行的经济性进行分析，选择最合适最节省能耗的风机合理运行方式，以达到降低发电机组的厂用电率。机组滑参数的优化则需要设计分别在不同负荷的情况下，进行“按阀点寻优”和“按主汽压力寻优”两种类型的滑参数试验。再运用相关专业知识计算出各种不同主汽压力机组的热焊率等指标，再通过分析比较得到发电机组在不同的工况下最佳的负荷。对机组的滑参数进行优化，发电厂运行按照最佳负荷进行燃料投放，既节省了燃料能源又保证了发电系统设备的使用寿命。其次，在锅炉的负荷发生的变化比较大时，要确保主气温和再气温达到机组的额定值。如果蒸气温度波动比较大、锅炉的负荷变化也比较大，我们应将减温水的流量参数控制得当，减温水不能在低温时段投入。
3小结
节能降耗的实现必须在保证机组安全稳定运行的基础上进行，决不能片面追求节省能源降低能耗影响机组运行的安全。电力公司作为主要的能源使用者之一，有责任、有信心从改造发电机、优化系统运行和加强管理方面降低发电机的能源消耗，节能减耗，促进我国可持续经济的发展。
参考文献
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