电厂锅炉监理工作总结十篇

电厂锅炉监理工作总结篇1

关键词：火电厂；锅炉运行控制；故障预防

现代电力能源需求的不断提高对电厂供电能力提出了新的要求、对电厂设备运行控制及维修工作提出了新的要求。根据现代电力能源的需求，现代电厂的运营管理中必须强化锅炉运行控制及故障预防，通过锅炉运行控制工作的开展，保障锅炉运行效率及运行安全性。同时通过锅炉一线操作监控人员综合技能的培养，及时发现锅炉运行过程中的异常情况，为及时发现锅炉故障、快速排除锅炉故障奠定基础。运用现代设备故障预防理论指导火电厂锅炉故障预防工作，促进电厂锅炉运行管理及故障预防工作的开展。

1 火电厂锅炉运行控制及故障预防的需求

我国电力市场改革加剧了电力企业间的竞争，同时也提高了对电力企业技术能力的要求。针对电力企业生产需求，现代电厂应加快设备运行控制及故障预防工作的开展。通过对锅炉设备重要性的认识、通过对锅炉实际运行工况的掌握，提高设备管理水平及技术水平，促进电厂锅炉安全稳定的运行。在现代电力能源需求基础上，电厂安全稳定生产是生产管理的首要目标，作为电厂发电机组的重要组成，火电厂锅炉系统的运行是管理工作的重中之重。在锅炉系统运行中，煤炭质量、设备技术、设备操作参数设定等因素都会影响锅炉系统的运行效率，并且，操作环节更是关系到锅炉系统运行的安全性。针对现代火电厂锅炉运行控制及故障预防的需求，电厂设备管养部门应从人员队伍的培养入手，通过健全的管理体系以及预防性养护理论的应用，提高锅炉运行效率、预防锅炉故障的发生。

2 火电厂锅炉运行控制与故障预防

2.1 树立锅炉运行控制及故障预防管理意识

我国火电厂以往的管理工作中存在“重建轻管”、“重修轻养”等问题，造成了锅炉等设备故障的频发。为了满足现代电厂锅炉系统运行稳定性及安全性需求，现代电厂设备运行管理部门及设备维修部门应树立管养意识。通过锅炉运行控制管理意识的树立、预防性养护维修理念引入，促进电厂锅炉运行管理能力及管理水平的提高，保障电厂锅炉的安全稳定运行。

2.2 以火电厂锅炉实际情况为基础，建立健全运行控制管理体系

根据火电厂锅炉安全稳定运行的需求，根据电厂锅炉运行维护工作需求，现代火电厂的运行管理中应建立健全的锅炉运行控制管理体系。根据火电厂所采用锅炉型号、技改后的技术要求，确定运行控制管理体系的内容及要点。以满足电厂锅炉运行控制需求为中心、结合电厂锅炉运行控制管理架构，确定各部门人员及操作人员的职责。以岗位职责的明确规范锅炉运行控制岗位人员的具体工作，避免误操作等情况影响锅炉的安全运行。在建立锅炉运行控制管理的体系的基础上，电厂运管部门还应建立绩效考核机制及奖惩制度。通过绩效考核机制对锅炉运行控制岗位人员的工作进行评测，根据评测结论确定人员的奖惩。以奖惩制度及岗位绩效评测机制，调动员工工作积极性及主动性，促进锅炉运行控制管理能力的提升。

2.3 加强锅炉运行控制岗位队伍培养，提高锅炉故障预防能力

在现代电厂锅炉运行控制及故障预防理论研究中，强化锅炉运行控制岗位人员综合技能培养能够提高锅炉故障预防能力。通过对锅炉运行控制岗位人员的培训，提高岗位工作人员的专业技能及安全意识。以锅炉运行控制岗位人员对锅炉运行参数的掌握，及时发现锅炉运行过程中参数的异常。以此，避免锅炉系统故障进一步扩大造成安全事故。而且，锅炉运行控制岗位工作人员综合技能的提高还有助于企业锅炉系统技改工作时一线经验的总结，提高技改工作科学性及适用性。

2.4 建立预防性养护管理体系，实现故障预防目标

在我国电厂设备养护管理中预防性养护管理理论的应用能够极大的降低电厂设备故障发生率。根据多年的设备养护管理经验及预防性养护管理理论应用效果，现代电厂锅炉故障预防工作中应强化预防性养护管理理论的应用。掌握锅炉系统易损零部件的实际情况、掌握锅炉易发故障的实际情况，以此为基础确定预防性养护管理工作的内容及要点。并通过管理体系的建立、制度的完善，规范设备维修养护部门的具体工作。通过预防性养护管理体系的建立，提高火电厂锅炉故障预防能力、实现锅炉安全稳定运行目标。

2.5 针对常见故障进行日常监控

预防性养护维修管理体系能够对火电厂锅炉故障进行预防性管养，但是，在锅炉实际运行过程中故障的发生仍不可避免。为了减少火电厂锅炉运行故障对电力生产的影响，火电厂锅炉故障预防工作中还应加强常见故障的日常监控。根据以往锅炉故障维修养护记录及经验分析，明确火电厂锅炉运行中的常见故障，通过建立常见故障数据库的方式，指导设备检修人员的日常巡检工作。以常见故障的日常监控，了解常见故障的特征表现、分析常见故障发生后锅炉运行参数的变化。通过运行控制人员对参数的掌握、通过锅炉故障日常监控，预防和避免故障的故障的发生、减少故障发生后处理不及时造成的故障扩大。以满足火电厂锅炉故障预防为中心，强化常见故障的日常监控工作，保障电厂锅炉的稳定运行。

3 完善电厂锅炉故障诊断系统，提高锅炉故障预防能力

现代电厂故障诊断技术的快速发展，为电厂锅炉故障预防工作提供了坚实的技术基础。利用故障诊断系统，能够及时发现锅炉系统故障，避免故障进一步扩大造成的安全隐患。而且，电厂锅炉故障诊断系统的应用，还能够根据锅炉运行的实际情况做出故障预警，提高了锅炉运行的安全性。因此，现代电厂锅炉运行控制及维修养护工作中，应注重锅炉在线故障诊断系统的完善。通过与系统供应商的沟通掌握新技术及新方法，以科学的系统更新、系统维护等保障系统的稳定运行，实现电厂锅炉运行故障预防目的。

4 结语

现代电力能源需求的不断提高，要求电厂设备管理部门必须强化故障的预防。通过故障预防提高设备运行效率、减少设备维修工作对电力生产的影响。作为火电厂的重要设备，锅炉系统的运行控制及故障预防对电力生产能力有着重要的影响，为了满足现代电厂锅炉运行需求，电厂设备运管部门应通过管理体系的完善、制度的健全，规范运行控制人员的工作。同时利用现代预防性养护理论及故障诊断系统，提高锅炉故障预防能力，保障电厂锅炉安全稳定运行、保障电厂的生产能力。

参考文献

[1] 陈京睿.火电厂锅炉运行控制管理工作方式及重点[J].电力设备与管理，2012（01）：98.

[2] 马金龙.预防性养护管理理论在电厂锅炉维修养护中的应用[J].电力能源科技，2012（07）：13.

电厂锅炉监理工作总结篇2

【关键词】火力发电厂；锅炉；正常运行；四管；爆漏；原因；防爆措施；分析

在火力发电厂发电运行过程中，火力发电厂锅炉中的“四管”主要是指火电厂锅炉系统中的水冷壁以及过热器、省煤器、再热器四个锅炉系统的结构装置，在发电厂锅炉系统发电运行过程中，一旦锅炉“四管”发生爆漏事故，不仅会对于发电厂锅炉发电机组的正常稳定运行造成严重的破坏和影响，同时对于锅炉系统中发电机组的运行安全性也会造成极大的不利影响，从而对于整个火力发电厂的安全稳定发电运行造成影响。根据相关调查统计显示，在火力发电厂的安全稳定发电运行影响事故中，锅炉“四管”爆漏对于火电厂安全稳定运行的影响作为突出，火电厂运行过程中事故发生的比率在40%以上，对于火电厂锅炉运行停止时间的影响在70%以上，尤其是随着火力发电厂发电运行应用机组设备不断更新发展，锅炉“四管”爆漏事故的影响作用也越来越突出，进行事故原因与预防措施的分析，其必要性与作用意义也更为关键。

1.火电厂锅炉“四管”爆漏事故与影响分析

在火力发电厂发电运行过程中，锅炉“四管”爆漏事故主要是指由于发电厂锅炉系统中的水冷壁或者是锅炉过热器、省煤器、再热器等结构装置部分管道发生爆漏所引起的事故问题，火力发电厂锅炉“四管”爆漏事故一旦发生，不仅会对于发电厂的锅炉发电机组安全稳定运行产生极大的不利影响，同时对于整个火力发电厂的安全稳定发电运行都有着极为不利的作用和影响。比如，在对于某大型火力发电厂发电运行过程中所发生的锅炉“四管”爆漏问题的调查统计中就显示，该火电厂的3台锅炉机组在发电运行过程中，将近6年的时间里总共发生了约130次的锅炉“四管”爆漏事故问题，在这些事故问题中，由锅炉水冷壁结构装置管路引起的爆管事故约50次，而由于锅炉过热器结构装置部分管路引起的爆漏事故约为40多次，锅炉再热器结构装置引起的锅炉爆管事故约为30多次，锅炉省煤器结构装置管路引起的爆管事故发生近10多次，在发电厂的所有锅炉管道爆漏事故中，以水冷壁结构装置管路引起的爆漏事故发生次数为最多。此外，结合本发电厂对于锅炉系统“四管”爆漏事故的原因分析统计情况，造成发电厂锅炉“四管”爆漏事故发生的主要原因，包括发电厂锅炉系统管路的焊接问题，以及火电厂锅炉管道过热导致、锅炉管道材料问题、管路磨损、管路腐蚀等，其中，锅炉系统管路焊接问题以及锅炉管路过热、管路材料等，是导致火力发电厂锅炉“四管”爆漏发生的最为主要和关键原因。

2.火力发电厂锅炉“四管”爆漏的原因分析

结合对于火力发电厂锅炉系统发电运行过程中“四管”爆漏事故发生的具体情况以及原因统计，导致火力发电厂锅炉“四管”爆漏事故发生的主要原因，是由于发电厂锅炉“四管”的焊接质量以及锅炉运行中“四管”管路过热、锅炉“四管”管路的材料、管路磨损、管路腐蚀等问题影响，所导致产生的发电厂锅炉“四管”爆漏事故发生。

首先，发电厂锅炉“四管”管路焊接质量问题，是导致锅炉“四管”爆漏发生的主要原因，在发电厂锅炉“四管”爆漏事故中，有接近30%的“四管”爆漏事故都是有焊接质量问题所引起。通常情况下，能够引起锅炉“四管”爆漏事故发生的焊接质量问题主要包括，锅炉管路的焊接接口未融合或者是未焊透、管路焊接中存在着夹渣、砂眼以及气孔、裂纹、严重咬边等情况。其次，导致锅炉“四管”爆漏发生的过热影响因素，主要是指锅炉“四管”中受热面的运行温度超过金属面所受极限温度时，就会引起锅炉“四管”爆漏事故发生，而造成受热面运行温度高于金属面承受温度的原因，则包括锅炉设计中的计算失误、安装过程中铁屑与焊渣清理不干净、燃烧运行控制不当和运行过程中上游管道损坏等。再次，锅炉“四管”管路材料问题，则是指管路安装设计选材不当或者是管路母材质量不合格等；此外，管路磨损以及管路腐蚀也会对于锅炉管路的运行质量造成影响，从而导致事故发生。

3.火力发电厂锅炉“四管”爆漏的防爆措施

结合上述火电厂锅炉“四管”爆漏事故发生的主要原因，在火力发电厂锅炉系统发电运行过程中，可以从以下四个方面的，做好锅炉“四管”爆漏事故的预防和控制。

首先，在进行火力发电厂锅炉系统发电运行管理中，应注意提高对于锅炉“四管”爆漏事故预防管理的重视程度，通过对于锅炉发电运行中的事故控制与管理责任进行明确落实，加强对于锅炉发电运行过程中“四管”爆漏预防控制技术的应用监督，做好日常运行检查与事故分析工作，以避免事故的发生。其次，应注意加强对于运行应用锅炉系统的定期检查以及防爆情况检查等，及时掌握锅炉的工作运行情况，并采取有效的预防控制措施，避免爆漏事故问题的发生。再次，在进行锅炉设计中应注意加大锅炉运行设计的安全力度，实际燃烧运行中做好控制管理，避免事故发生。最后，还可以通过化学监督法，进行锅炉汽水品质的在线监测，以保证锅炉运行安全。

4.结束语

总之，进行火力发电厂锅炉“四管”爆漏原因与防爆措施的分析，有利于避免发电厂锅炉运行中“四管”爆漏事故的发生，保证锅炉发电机组安全稳定运行，具有积极作用和意义。 [科]

【参考文献】

[1]杨兵，张小飞，丁辉，罗为民.基于知识库的锅炉"四管"爆漏预报专家系统[J].动力工程，2011（1）.

[2]张鉴燮，郑志良，王安宁，杨曙建.大型锅炉“四管”爆漏原因分析及防治对策[J].华东电力，2012（4）.

[3]安连锁，佟鹏，姜根山，王玉清，董传敏，彭.锅炉"四管"爆漏原因分析[J].热力发电，2011（6）.

电厂锅炉监理工作总结篇3

关键词 探析；火电厂；锅炉汽温；因素；应对措施

中图分类号TK22 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）101-0123-02

0引言

锅炉汽温是关系到火电厂整体运行质量的重要因素，不但关系到电力生产的效益，还关系到火电厂的运行安全性。影响火电厂锅炉汽温的因素多种多样并且控制难度较大。因此，我们应该认识到控制火电厂锅炉汽温的重要性和必要性，对相关因素进行分析，提出可行的解决措施。

1火电厂锅炉汽温的影响因素

第一，主蒸汽压力的变化会锅炉汽温造成影响。主蒸汽压力对于过热汽温的影响较为明显。通常情况下主要是通过工质焓升分配和蒸汽比热容的变化实现的。如果蒸汽过热，其比热容极易受到压力的影响，将会产生过热汽总焓升减小的现象；第二，给水温度对锅炉汽温造成影响。当给水温度降低时，将会引起锅炉汽温的上升。如果锅炉出力保持不变，过低的给水温度会使得燃料使用量增加。此时所产生的热量是锅炉内总辐射热和炉膛出口烟温差增加的重要原因。对于火电厂锅炉汽温来说，这些热量会引起辐射式过热器出口的汽温升高。在考虑给水温度对锅炉汽温影响的过程中，还应该充分考虑对流式过热器烟气量及传热温差的增加，实践证明二者变化的总和是锅炉汽温过热的重要原因；第三，锅炉炉焰的影响。通常情况下，对锅炉汽温产生影响的为炉焰的中心部分。

另外，火电厂锅炉汽温入炉煤燃料性质的变化、受热面状况、汽压状况尤其是气压波动、氧量变化、燃烧扰动等诸多方面也是锅炉气温变化的影响因素。同时，锅炉在使用过程中产生的给煤量扰动、排渣量扰动也会对其造成影响。

蒸汽侧的影响较为复杂，主要包括给水温度、给水压力的变化、锅炉主汽压力及负荷的改变、汽温调节系统扰动、锅炉蒸汽流量变化。总之，影响火电厂锅炉汽温的因素是错综复杂和多种多样的，相关人员应该做到具体问题具体分析，根据不同的影响因素采取有针对性的措施，保证火电厂锅炉汽温控制的质量，保证生产安全。

2针对影响锅炉汽温的应对措施

2.1汽温的调节与控制

汽温调节与控制是做锅炉汽温控制的重要环节。在实际工作中应该注意监视的全面性和整体性。在监视受热面集汽联箱出口汽温的同时，应该同时保证对各级减温器前后温度的监视质量。结果预测必须在对蒸汽根源进行全面分析的基础上进行。实践证明，最终所呈现出来的参数变化并不能够完整与科学的为汽温控制提供依据，因此还应该注意对其相关过程量的分析。

锅炉操作人员在整个过程中应该注意对锅炉主要参数的动态监控，以做到防患于未然和整体把握。

2.2超温分析及预防

超温分析及预防的重要性不容忽视，主要包括以下3种情况。

煤质过好引起的超温。此时低位发热量会超过 4000Kcal/kg，容易出现锅炉汽温难以控制的问题，控制难度大幅度上升。煤质过好是引起炉膛差压过低、锅炉温度整体水平偏高的常见原因。在实际操作中，对于这一问题的处理方法已经较为成熟。通常通过加大配风、稳定给煤出发，克服炉膛差压过低。适当提高氧量，也是降低锅炉床温较为简便易行的方法。这一方法的有效性主要是由于它可以高效的起到缓解屏过壁温的作用。另外，给煤波动必然会引起汽温及壁温控制难度的增加，此时主要通过减小给煤量或启动料仓加入床料实现锅炉汽温的稳定性控制。

高加停运引起的超温。在实际工作中，应该提高警惕，做好防范措施以及应急准备，避免高加停运引起的超温。处理高加停运引起的超温的措施如下。第一，提前调整烟气挡板和各级减温水，根据锅炉汽温的实际情况适当降低各级温度控制水平；第二，高加停运锅炉调整变化：高加入汽门关闭主汽流量下降，汽压升高减少燃料量给水温度逐渐下降汽压下降增加燃料和风量，汽温升高[1]；第三，高加投入锅炉调整变化：打开抽汽门主汽流量升高，汽压降低增加燃料，汽温进一步升高给水温度随后缓慢上涨汽压逐渐升高逐步减少燃料量和风量调整汽温至正常机组启动原则上高低加应随机投入。如果不遵循正常的启动原则，将会导致升负荷过程中的安全问题。尤其是高加投退阶段，安全隐患更大，需要注意的问题更多。

涨落负荷过程也是锅炉汽温控制的关键环节，不可采用煤量以及风量大幅度增加的方法，而是应该遵循循序渐进的原则，注意考虑控制过程中出现的问题，以避免带来温度大幅波动增加控制难度。涨落负荷过程中容易受储热影响，煤量存在过加、过减现象，必须加以重视，否则将会引起由于涨负荷过加易所造成的超温。而降负荷过减将造成燃烧不稳，从压力设置、备用给煤投退上需加强配合调整，保证给煤转速稳步变化[2]。

另外，在锅炉运行中的机组运行质量也是影响到锅炉蒸汽温度的重要因素。因此，我们应该选择合理的磨组合方式。我们还应该考虑到影响锅炉汽温的其他因素，诸如给煤的启停、煤位控制等。同时，还应该加强对于相关人员的培训以及监督工作，禁止各种违规操作。

3结论

火电厂在运行过程中应该对锅炉汽温进行全面考虑，充分认识锅炉气温控制的重要性和必要性，以保证电力生产的安全性和经济性。但是，锅炉汽温的控制难度较高，受到多种不同因素的影响。这就要求相关人员保持思想上的高度警惕，做到科学分析影响锅炉汽温的因素，做到善于观察和善于分析，在正确分析的基础上做好锅炉汽温的监视与调整，以维持火电厂锅炉汽温的正常水平。

参考文献

[1]郭瑞.浅析影响火电厂锅炉汽温的因素及控制措施[J].科技创新与应用，2012，42（3）.

电厂锅炉监理工作总结篇4

【关键词】电厂锅炉；水处理；补给水；防腐；环保；管理

规范电厂锅炉补给水处理工作，不但可以有效防止和减少锅炉结垢、腐蚀及其蒸汽质量恶化而造成的事故，而且有利于促进电厂锅炉运转的安全、经济、节能、环保。由此可见，电厂锅炉补给水的处理在锅炉整体运转中起着至关重要的作用，直接影响着机组的安全、健康和平稳运行，但其中有几个问题需要我们在电厂锅炉补给水处理中加以注意，并在实践工作之中不断研究探索其解决之道。

1、电厂锅炉补给水处理中的防腐蚀问题

电厂锅炉在补给水过程中的防腐蚀问题，关系着锅炉的安全运行，关系着锅炉能否发挥出设备厂家设计的相关指标和标准，关系着电厂的运行成本和作业效率。因为，电厂锅炉如在补给水这一工艺环节处理不当，容易使锅炉内体产生腐蚀性的化学物质，其在锅炉内沉积或附着在锅炉管壁和受热面上，会进而形成难熔和阻障热传导的铁垢，而且腐蚀会造成锅炉管道的内部壁体出现点坑，导致阻力系数的变大，管道腐蚀到一定程度，会产生管道爆炸的安全生产事故，给企业和国家的财产造成不必要的损失。目前，针对这一问题主要有以下几种解决办法。

1.1加氧除铁防腐

电厂锅炉补给水系统中铁含量的升高对锅炉内体造成的腐蚀可以导致锅炉氧化铁污堵、结垢等腐蚀现象，在实践工作中可以通过给水加氧技术有效解决这一问题。补给水加氧技术与补给水除氧技术截然相反，是结合锅炉不同工况而采用的一种防腐技术。给水处理采用加氧技术的目的就是通过改变补给水的处理方式，降低锅炉给水的含铁量和抑制锅炉省煤器入口管和高压加热器管等部位的流动加速腐蚀，达到降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期的目标。

电厂锅炉补给水加氧技术主要利用了氧在水质纯度很高的条件下对金属有钝化作用这一性质，其处理的原理是在给水加氧方式下，不断向金属表面均匀地供氧，使金属表面形成致密稳定的双层保护膜。这是因为在流动的高纯水中添加适量氧，可提高碳钢的自然腐蚀电位数百毫伏，使金属表面发生极化或使金属的电位达到钝化电位，在金属表面生成致密而稳定的保护性氧化膜。直流炉应用给水加氧处理技术，在金属表面形成了致密光滑的氧化膜，不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题，还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升的缺陷。但给水加氧处理必须在水质很纯的条件下才能进行。要控制好给水的电导率、含氧量、含铁量、电导率等参数。其前提是机组要配置有全流量凝结水精处理设备，因为凝结水处理设备的运行条件和出水品质的好坏，是锅炉给水加氧处理是否能正常进行的重要前提条件。同时，在应用给水加氧处理前锅炉原则上应进行化学清洗，除去热力系统中的腐蚀产物，可在炉前系统获得最薄的保护性氧化膜。但同时要明确的是，加氧处理之所以可使炉前系统金属的表面产生钝化，除水质高纯度这一先决条件外，还必须有水流动的条件，即在流动的高纯水中加入氧气才能在金属表面产生保护性氧化膜，可以避免与除氧防腐技术相冲突，以达到较好的防腐效果。

1.2除氧防腐

国家规定蒸发量大于等于2吨/小时的蒸汽锅炉、水温大于等于95摄氏度的热水锅炉都必需进行除氧，否则会腐蚀锅炉的给水系统和零部件。

目前，除氧防腐的途径主要有三种，一是通过物理的方法将水中的氧气排出；二是通过化学反应来排除水中的氧气，使含有溶解氧的水在进入锅炉前就转变成稳定的金属物质或者除氧药剂的化合物，从而将其消除，常用的有药剂除氧法和钢屑除氧法等；三是通过应用电化学保护的原理，使某易氧化的金属发生电化学腐蚀，让水中的氧被消耗掉，达到除氧的目的。例如，热力除氧防腐技术是将电厂锅炉给水加热到沸点，以达到减小氧的溶解度的目的，这时水中的氧气就会不断地排出，这种方法操作控制相对简便，是目前应用较多的除氧防腐方法，但这种方法也存在着自身的不足，如易产生汽化、自耗汽量大等。相对于热力除氧防腐技术的是真空除氧技术，这种技术一般情况下是在30摄氏度至60摄氏度之下进行的，可以有效实现水面低温状态下的除氧，对热力锅炉和负荷波动大而热力除氧效果不佳的锅炉，均可采用真空除氧而获得满意的除氧效果。化学除氧防腐技术主要有亚硫酸钠除氧、联氨除氧、解析除氧、树脂除氧等，都可以达到较好的除氧防腐效果。

2、电厂锅炉补给水处理中的环保问题

采用污水回收再利用技术为电厂锅炉进行补给水处理需要我们结合不同的水质情况而运用相应的处理技术开展工作，其主要包括三个等级的处理，即：一级处理、二级处理和进行深度处理。污水处理技术按其作用机理又可分为物理法、化学法、物理化学法和生物化学法等。电厂锅炉补给水处理的环保问题，主要是指在补给水处理过程中产生的污水如果处理不当，会对环境造成一定的污染，尤其是当前多数电厂在补给水过程中都添加了一定的化学药剂，对环境产生的危害不断增加。因此，如何通过锅炉补给水的污水回收再利用技术，以达到节能减排的环保目标就至关重要。同时，这也是企业社会责任的一种体现。

通常，污水回用技术需要集中污水处理技术进行合理组合，即各种水处理方法结合起来处理污水，这是因为单一的某种水处理方法一般很难达到回用水水质的要求。

污水回收再利用中通常采用的回用技术包括传统处理混凝、沉淀、过滤、活性炭吸附、膜分离、电渗析和土地渗滤等。

3、电厂锅炉补给水处理中的管理问题

当前，在锅炉补给水的管理中也确实在一定程度上存在着重视不够、管理不严、执行不力等一系列的问题。在此笔者认为，加强在水处理工作中的管理要在国家或行业管理规范的基础，一是要结合电厂锅炉水处理的实际情况，制度符合单位实际的管理和监督制度，对管理事项进行确，对岗位职责进行明确，对责任管辖进行明确，并要制定相应的责任追究条款；二是要针对制度的条款要求，适时开展定期和不定期的工作绩效量化考核，以此来督促制度的落实，对问题的责任人进行追究；三是要开展好培训工作，对新技术及时进行讲解，以利于在实践中操作的准确性，提高工作效率。

综上所述，电厂锅炉补给水处理工作伴随着科学技术的进步和国家行业的要求，仍然需要在改革中进行创新，在继承中进行发展，在改革与发展中也会出现不同的问题，需要我们用科学发展的眼光、用开拓进取的思维模式、用与时俱进的工作作风进行探索和思考。

【参考文献】

[1]国家质监总局.锅炉水处理监督管理规则[S].2008.

[2]宋业林.锅炉水处理实用手册（第二版）[M].中国石化出版社，2007.

电厂锅炉监理工作总结篇5

关键词：锅炉系统；运行控制；故障预防

1、锅炉系统运行的原理概述

将锅炉中的热量转换成电能通常需要以下几个环节：第一，控制人员向锅炉投放煤粉等可燃物，随后向锅炉压入空气，实现这些可燃物能够在锅炉中充分燃烧，并由此产生足够的热能和压力。第二，当煤粉和空气在锅炉内部充分燃烧之后，煤粉中的杂质会被排出，同时也会产生高温高压的烟气，这些烟气所含热量很高，随着这些热气在锅炉内部的运行，就会将其中的热量通过锅炉中冷水壁、屏式过热器等传导装置，将其热量传递至相应的储热装置中，并使之成为运行其他装置的动力，这种方式无疑能够有效提升热能的利用效率。第三，当水蒸气进入至汽轮机之后，水蒸气中的热能就会被汽轮机吸收，进而转换成机械能并推动汽轮机运行。当汽轮机在运行时就会产生相应的电能，这样不仅可为锅炉设备提供相应的能量，同时还可以将剩余的电能传递出去，进而作为整个火力发电厂运行的能源。

2、火电厂锅炉运行控制方法分析

2.1 燃煤煤质的控制

燃煤品质的高低对于发电效率产生极大影响，燃煤品质越高，那么热量释放的规模也就越大，同时产生的杂质垃圾就会越低，给环境所带来的压力也会下降。所以一定要对燃煤品质进行加严控制，降低劣质煤的使用数量，甚至禁止使用。这可以有效增强火电厂的发电效率，同时也能够有效降低环境污染，并对相关的辅助装置也具有良好的保护功能。

2.2 锅炉结构的控制

对此可以从下面几点进行控制：第一，做好燃煤品质下降的控制策略。如果在燃烧时，煤质显著下降，那么就可以启动原煤掺烧的措施来解决。这可以通过调整各类煤炭材料的比例，从而优化低质煤炭的质量，然后再通过调整供风装置的一次、二次风的风量，进而促使这些低质煤的充分燃烧。第二，要对锅炉进行定期的质量检测，并对浓度、高温烟气等参数进行分析，明确粉煤锅炉的最优运行参数，从而为提升锅炉的运行效率提供重要的数据支持。第三，要科学调节粉煤锅炉中的负荷，当降低锅炉负荷时，要将锅炉炉膛内部的粉末状煤炭进行取出，然后停止供风。而在提升锅炉负荷时，则需要适当的增加粉煤量供给，然后适当的提升供风量。第四，要科学的进行配风试验，不断调节供风设备中的一次风和二次风的规模大小以及配置比例，另外还要在不同的粉煤锅炉中的相关区域运用不同的分量配比值，这可以有效降低发电厂锅炉炉膛内部可能出现的结焦现象。

2.3 汽轮机运行控制

在发电时，需要通过汽轮机的能量转化效应，将热能转换成电能。通常汽轮机的内部结构相对复杂，特别是气流在通过喷嘴以及叶片时，就会出现明显的摩擦效应，与此同时，叶片本身不是密封，其顶部会有一定的间隙，那么在运行时就会容易出现漏气现象，那么这时候气流中的动力就会存在损耗。而提升汽轮机的能量转化效率则是降低能源损耗的关键。对此在火力发电时，一方面可以增快蒸汽进入到叶片时的速度，另一方面可以适当减小叶片外形，以及降低叶片和喷嘴之间的摩擦力，就能够有效的降低蒸汽能量的耗损，进而提升汽轮机的利用效率。

3、防范火电厂锅炉运行故障主要措施分析

3.1 提升锅炉运行控制队伍综合素质

维护锅炉的正常运行对于火力发电厂而言极为关键，但是想要提升维护水平，就必须要增强维护人员的综合素质。所以为了防范火力发电厂锅炉故障，就需要构建一支技术过硬，能力更强的专业控制队伍。对此就需要通过多元化的培训来实现，一方面通过总结经验来不断提升维护队伍的整体水平，另一方面可以聘请高级技术人才到公司进行针对性的培训，让控制人员能够更加准确的把握锅炉的运行参数以及状态。

3.2 增强防范锅炉运行故障的管理意识

当前我国诸多发电厂更加注重发电厂的建设以及故障后的维修工作，可是对于运行过程的控制和管理却相对薄弱，这导致锅炉故障出现的较为频繁。尤其当前我国经济发展速度极快，火电厂必须要增强自身运行的稳定性来为社会提供更加稳定的能源，因此作为现代化的发电厂，就必须要增强锅炉运行控制的管理意识，加强锅炉的平时养护，加强锅炉运行控制管理，从而保障锅炉运行效率的提升和安全。

3.3 构建完善的运行控制管理体系

为了保障锅炉更加安全稳定的运行，就需要构建一个完善的运行控制管理体系。该体系要充分适应相应发电厂的管理架构，并将具体的责任落实到每一个管理人员和操作人员。同时还要明确每个管理部门的责任，并且针对相关人员的职责来设计相应的激励措施，从而提升每一个工作人员工作的认真度，进而减少误操作，达到提升锅炉安全运行的目的。

3.4 构建完善的预防养护体系

锅炉安全极为关键，所以需要结合每个发电厂的运行状况，构建一套完善的锅炉检查以及维护体系，将锅炉的检查和维护当成一种常态化的工作，另外还需要对锅炉的系统以及相关零部件等容易损坏的部位加强检修，规避锅炉可能出现的隐患。而且还需要在此基础上要完善锅炉的正常运行，提升锅炉运行稳定性。如果一个火力发电厂构建的养护体系相对完善，那么锅炉的运行安全性就会得到有效提升。

3.5 加强日常监控防范常见故障

由于火力发电厂会对某个地区的用电产生直接的影响，所以其稳定和安全极为重要。对此火力发电厂必须要紧密结合运行的锅炉加强状态实时监测，并在此基础上进行日常维护，从而更好的防范常见的故障。如果锅炉出现了故障，那么就需要对这些问题进行原因总结和分析，进而找出解决这些问题的方法和措施，从而更快的消除锅炉的故障，确保锅炉的健康运行。相关维护人员需要熟练掌握锅炉诸多参数含义，从而提升自身的分析能力，并为规避故障产生，提升安全性能打下坚实基础。

3.6 促进故障诊断系统的完善

故障诊断系统能够有效的检测锅炉的正常运行并对可能的故障及问题进行诊断和排查，这样就能够让维护人员能够及早的发现潜在故障，并进行提前解决，这样就能够有效规避重大故障的产生。所以在完善锅炉安全运行机制的基础上，还需要注重故障诊断系统的建设，这样才能够更好的提升故障处理水平。另外作为发电厂也应该获取锅炉厂家的第一手资料，从而提升维护的系统性及准确性。

参考文献

[1] 孟繁慧.探究火电厂锅炉安装工艺及关键技术措施[J].黑龙江科技信息.2012（24）

电厂锅炉监理工作总结篇6

关键词：加药、监督、整改、在线仪表，频率、炉水品质

1.工程概况

某石化企业自备电厂热电联合车间共有6台汽包锅炉，配5台汽轮发电机组，总额定蒸发量1040t/h，总额定发电量99MW。#1、#2、#3炉为中温中压， #4、#5、#6炉为高温高压，汽轮发电机均为背压式。

#1、#2、#3、#4炉布置在老厂房，#5、#6炉位于新厂房，两厂房相距60余米。

目前锅炉汽水系统采用加药量由人工间隔式调节、向汽包注入氢氧化钠和磷酸三钠溶液加药方式，以控制炉水PH和磷酸根，达到防腐、防垢的目的。由于#5、#6锅炉加药泵房离化学水处理控制室较远，运行操作很不方便，故炉水化验频次仅为一日两次，造成炉水加药量调整的严重滞后性；同时本厂又是热电联产企业，热负荷经常根据用户需要量进行调整，由于从加药泵、计量罐液位到炉水实时成绩均无法实现远程监控和操作，给加药的运行管理及锅炉汽水监督造成了极大的困难。因此本期工程将在有效利用原有资源的前提下，对#4、#5、#6炉炉水品质监督和加药实现安全有效的自动化处理。

2.设计依据

DL/T5068-2006 《火力发电厂化学设计技术规程》

DL/T805.2-2004 《火电厂汽水化学导则 第2部分 锅炉炉水磷酸盐处理》

DL/T805.3-2004 《火电厂汽水化学导则 第3部分 汽包锅炉炉水氢氧化钠处理》

DL/T665-1999 《水汽集中取样分析装置验收标准》

3. 磷酸盐处理

3.1磷酸盐处理

在锅炉水呈沸腾状态和PH值较高的条件下，加入一定数量的磷酸盐后，炉水中钙离子和磷酸根离子发生以下反应：

10 Ca2++6 PO43-+2OH-=Ca10 （OH）2（PO4）6

反应生成的碱式磷酸钙是一种松软的水渣，可通过锅炉排污排出。所以，当锅炉水中保持有一定量的过剩磷酸根时，可使炉水中的钙离子浓度降得很低，从而达到防止钙盐水垢的目的

锅炉水中磷酸根含量不易过低或过高，过低起不到上述防垢作用，过高会增加炉水含盐量，影响蒸汽品质，造成锅炉酸性腐蚀，生成不溶性的水垢。

3.2 磷酸盐“暂时消失”现象

当锅炉负荷增高时，炉水中磷酸钠盐的浓度明显降低，而当锅炉负荷减少或停炉时，炉水中磷酸钠盐浓度又重新升高。这种现象称为磷酸盐“暂时消失”现象。

这种现象的实质是：当锅炉负荷增高时，易溶磷酸钠盐从炉水中析出，并沉积到水冷壁管上，结果使炉水中磷酸钠盐总浓度降低；在锅炉低负荷运行或停炉时，这些沉积在水冷壁管上的钠盐又重新溶解下来.使它们在炉水中的浓度又重新升高。

其危害是：沉积在水冷壁管上的钠盐传热性能差，容易引起水冷壁管过热、爆管；又能与其它沉积物发生反应，变成难溶的水垢；发生酸性磷酸盐腐蚀。

3.3 处理方式

根据本厂特点，参考DL/T805.2-2004 《火电厂汽水化学导则 第2部分锅炉炉水磷酸盐处理》，可采用低磷酸盐处理（LPT），控制炉水磷酸根含量较低，即0.5～3mg/L或2～4mg/L，PH 9.0～9.8；同时增设在线电导率表，以判断是否有杂质漏入等异常情况。

4.系统流程及控制方法

药品由人工分别加入现有2_计量罐进行配制，1台计量罐配制氢氧化钠溶液，另1台配制磷酸三钠溶液。

2种药品由2台加药泵按一定比例分别注入汽包内，由炉水在线pH表、磷表进行在线分析，远程显示，通过系统分析数值自动调节加药泵频率和加药泵的启停，如此形成自动加药循环。并增设炉水电导率表，显示电导率数据，监测炉水受“污染”情况。

当PO4浓度大于大值时，Na3PO4计量泵变频器自动降低电机转速，加药量降低，当频率低于10Hz运行2小时，自动停加药泵；当PO4浓度小于小值时，自动提高计量泵频率，增大加药量。

当PH大于9.8时，NaOH计量泵变频器自动降低电机转速，加药量降低，当频率低于10Hz运行2小时，自动停加药泵；当PH小于9时，自动提高计量泵频率，增大加药量。

5. 设备利用与改造情况

1）每台炉的2台计量罐，利用原有的；2台加药泵，也利用原有的，修改部分管道。

2）更换原有#4、#5、#6炉水汽取样设备，换装成水汽集中取样分析装置。装置一般分湿盘与仪表盘两部分，湿盘包括予冷却器、取样冷却器、压力保护、温度保护、管道、阀门等，仪表盘包括炉水PH表、炉水磷表、炉水电导率表、电子恒温、手动取样等。也有厂家把湿盘与仪表盘合并成一个盘，利于设备布置。

取样点计有给水、炉水（左、右）、饱和蒸汽（左、右）、过热蒸汽等，共6点。

根据厂房布置情况，#4炉单独设置水汽集中取样分析装置， 而#5、#6炉的水汽集中取样分析装置可部分分开、部分合并设置。

3）增设自动加药系统。依据pH和磷酸根设定的数值自动调节加药量，实现远程操控和监控。

为此需更换#4、#5、#6炉加药泵变频器，共6台。更换#4炉、#5与 #6炉的控制柜，换装成变频控制柜。#5与 #6炉的变频控制柜可合并设置。

各监测信号将送到位于老厂房的水处理控制室。

4）根据需要，可改造冷却水源，使样品温度得以控制。

6. 布置

1）#4炉的水汽集中取样分析装置，将布置在老厂主厂房原位置附近。因该地属“敞开式”，应为它设置简易隔断房，房内配置必要的调温或降温设施。

#5、#6炉已设有取样间与仪表间，水汽集中取样分析装置可布置在这里，但也应配置必要的调温或降温设施。

电厂锅炉监理工作总结篇7

【关键词】 节能减排 热源厂 扩建工程

1 企业概况

本溪衡泽热力发展有限公司由本溪衡泽煤炭发展有限公司与本溪市供热总公司于2006年共同出资组建，其中本溪衡泽煤炭发展有限公司占75%的股份，本溪市供热总公司占25%股份。公司位于辽宁省本溪市明山区，总占地面积20公顷.本溪衡泽煤炭发展有限公司是以经营煤炭为主的经济实体.本溪衡泽热力发展有限公司于2006年8月正式成立，注册资本800万元，公司2011年至2012年供热面积850万m2，其中有720万m2已实现了集中供热。目前公司有两个热源厂，已建有3×58MW、6×29MW、2×75t/h、2×50MW锅炉、72个换热站、15个小锅炉房，2011年至2012年供暖期公司全年用煤29.99万吨。

2 项目建设必要性

本项目供热区域内现有小锅炉房12座，总供热面积125.9×104m2，其中单台锅炉容量为15t/h吨位的锅炉房只有1座，其余均为10t/h以下的小锅炉房.这些小锅炉造成本溪市冬季煤烟型污染非常严重，悬浮颗粒物、SO2和氮氧化物浓度均严重超标，极大影响了冬季环境质量.本项目实施后，将取缔城区内12座小锅炉房，31台小锅炉，烟囱12根.该工程建设将有效地改善供热区域内环境质量，是治理城市大气污染、完成国家实现节能减排总体方针目标积极手段。

集中供热是现代化城市重要标志。城市实现集中供热不仅能向居民提供舒适居住环境还能够节约能源、减少环境污染。以生态环境第一，优化能源结构，提高城市集中供热普及率，逐步取消小锅炉，建设大型集中供热工程使能源生产和输送集约化，供热机制产业化，使供热行业步入科学规范、可持续发展良性轨道.建设集中供热工程即能保证供热质量又可节约能源，满足城市发展需求极其必要。

3 工程总体概况

该工程主要建设内容为转山热源厂原设计4台29MW链条热水锅炉，已建成2台29MW链条热水锅炉，由于热负荷增加原设计容量已不能满足热负荷增加，本次计扩建工程在原有预留2台29MW链条热水锅炉炉位新建2台50MW往复炉排热水锅炉；更新改造一次管网主干线；新敷设一次管网主干线；新敷设一次管网支干线；更新改造一次管网支干线。扩建工程包括新建、改造及预留换热站26座。工程完成投入运行后形成集中供热负荷在300万㎡热源厂，将建成换热站31座形成一次管网总长度22184m。将取缔城区内12座小锅炉房，31台小锅炉，烟囱12根。转山热源厂扩建工程可行性研究报告、初步设计及施工图由沈阳市热力工程设计研究院设计，辽宁方圆建设项目管理有限公司监理。

4 项目采用的节能技术措施

项目主要耗能品种及耗能量：本项目主要耗能品种为原煤、电、水.年耗原煤12.67万吨，年耗电949.02万千瓦时；年耗水21.6万吨.项目所在地能源资源供应条件：本项目使用的燃煤采用西蒙煤，燃料各项指标均达到并好于国家标准.本溪衡泽热力发展有限公司与内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司签订了购煤协议，可满足供应.原锅炉房变电所变压器为：1000KVA 10KV/0.4KV 2台，已安装2台29MW热水锅炉，用电设备安装容量约为：915.5KW.预备安装2台50MW热水锅炉，用电设备安装容量约为：1019KW.变电所不需增容.供水由厂区内原有蓄水池、泵房供给。

工艺流程及技术方案对能源消费影响：锅炉房扩建前情况，本项目供热区域内现有小锅炉房12座，总供热面积125.9×104m2，其中单台锅炉容量为15t/h吨位的锅炉房只有1座，其余均为10t/h以下的小锅炉房。年能源消耗情况：年消耗标煤33992吨，耗电6924500千瓦时.经计算，单位供暖标准煤单耗为27.68kgce/㎡。锅炉房扩建后情况，扩建工程新建2台50MW往复炉排热水锅炉；由于往复炉排热水锅炉可燃烧劣质煤，公司与内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司签订了长期购煤合同，该公司生产的原煤热值低，因此往复炉排热水锅炉的安装为该项目节能提供了空间.又由于集中供热取代小锅炉，因此该项目节能效果显著。总供热面积300×104m2 ，将取缔城区内12座小锅炉房，31台小锅炉，烟囱12根.能源消耗情况：年消耗标煤56110吨，耗电949.02万千瓦时。经计算，单位供暖标准煤单耗为19.09kgce/㎡。较扩建前节约10814.81吨标煤。

5 节能技术措施分析评估

设计中贯彻执行国务院第四号节能指令和国务院节能管理暂行条例中的有关规定。风机、水泵、变压器及电机等设备均选用节能产品。

本热源厂采用集中供热，选用单台容量为50MW的大型热水锅炉，热效率较高，大大降低水、电、煤的消耗，节能效果明显。热网循环水泵采用效率较高大型循环水泵，同时水泵采用变频调速使循环水泵根据系统不同运行状况调节调整转速，保持系统在经济状态下运行达到节电目的。热网补水泵采用变频调速，根据补水量及压力的不同调节补水泵运行，节约电能.锅炉鼓引风机采用变频调速，根据锅炉热负荷变化调整鼓、引风机运行参数，使锅炉及鼓引风机均运行于较高的效率状态下，从而达到节能的目的。

整个热源厂采用微机控制，不仅提高了热源厂的自动化程度，同时可根据热负荷的变化情况及时调整锅炉出力，降低不必要的煤耗及电耗。锅炉燃烧系统，循环水系统和换热站等均设置节能所必须的仪表。为了节能和保证良好的工作环境，外表面温度高于50℃的设备和管道都进行了保温，主要保温材料为岩棉及硅酸铝板.

6 节能管理措施分析评估

成立专职的能源管理办公室，负责贯彻国家能源方针政策、法令及有关规定，编制降低能耗计划和措施及长远规划，编制主要产品能源消耗定额，以实现单位产品能耗不断下降。

由企管处负责按月、季、年汇总上报能源平衡及各种能耗报表工作，制定能源管理制度，加强管理，开展能源利用情况检查和监督。指导各分公司搞好能源消耗原始记录、资料整理、各种能耗报表填报工作.及时总结推广节能的先进技术和先进经验。组织节能竞赛、评比、交流与推广节能先进经验。

实行严格目标责任制。定期公布各分公司能耗指标完成情况并将能耗指标和节能工作作为各分公司负责人经营业绩重要考核内容.制订各种能耗考核指标并进行考核奖罚。搞好能源的合理利用与节约，提高能源利用率，大力降低单位产品综合能耗，以尽可能少的能源消耗取得尽可能大的经济效益保证公司的能源安全生产、稳定供应及合理调配.敦促下属各锅炉房、换热站的一线职工在生产过程中 ，杜绝跑、冒、滴漏的现象，减少能源的人为损失.以确保输入能源满足生产需要。

7 结论

通过本项目的建设，我们体会到由于本公司技术人员协调不到位，没能最大限度地调动参与工程建设各方的积极性，因此需要我们进一步加以总结，以利于我们在今后各自的岗位上，把工作做得更好.

参考文献

电厂锅炉监理工作总结篇8

关键词 集中供热；自动化技术；维护；节能

中图分类号TK17 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）64-0131-03

The Research and Exploration of The Control Mode for The Unattended Heat Exchanger Station

ZHANG Mao-gang

Taiyuan Thermal Design Institute(CO.Ltd)，Taiyuan 030006

Abstract Our country city central heating cause automation degree is more and more high , resident's consumption consciousness is more and more strong , the all of the various levels government arranges in the subtraction carrying out energy conservation energetically, manpower of our country cost continues increasing height , possessions all these all has brought forward higher request to it's automation technology.

Keyword the central heat supply; automation technology; upkeep; conserves energy

0引言

随着城市化率的提高，我国的城市规模越来越大，污染严重，能源紧缺，人力成本逐年提高，我国的城市集中供热事业面临着前所未有的挑战。与此同时，广大市民的消费意识越来越强，既然电费，水费，煤气费等都可以实现“用多少交多少”，为啥热费采用按面积收费。对于热力公司来说，在保证供热设施安全的前提下，如何保证供热的品质，如何降低企业运行的成本，这也是它们面临的难题。

以上这些问题促使自动化技术在供热行业有了极大的发展。

1 热力工程的基本构成

完整的城市供热工程包括热源厂(或热电厂)，热力交换站，用户，管网四部分组成。这四部分在运行中的状况应当得到适时监控并能及时做出调整。对应暖通专业，自动化专业应当反应出五部分的关系，这五部分是：热源厂中控室，中央调度室，首站（热源厂出来的第一个换热站）控制室，换热站控制室，用户。

2 热力工程中自动化部分构成的说明

1）当热力公司拥有自己的热源厂且仅有一座时，从管理的需求可将中央调度室设在热源厂，首站（热源厂出来的第一个换热站）可不单独设控制室,各个换热站将自己的数据传送到中央调度室，适时调整工况，而各个换热站则主要根据用户的需求调整设备,这是最简单的一种控制方法；

2）当热力公司拥有自己的热源厂数目不止一座时，应考虑设置单独的中央调度室，每个热源厂可包含各自的首站，其余同上；

3）当热力公司没有自己的热源厂,热源来自热电厂时，应考虑设置单独的中央调度室，因为关系到热电厂的安全，首站一般设在热电厂内，这种情况下，中央调度室应向电厂传送数据，但不能控制热电厂的设备（因关系到热电厂的安全运行），只能在热电厂的许可下实现有限制条件的自控。其余同上；

4）当热电厂与其首站不在一起时，首站应归热电厂控制，首先保证热电厂的安全运行，首站的数据应传达到中央调度室，但中央调度室不应完全控制首站(为保证热电厂安全运行，首站还是应以热电厂控制为主)，其余同上。

3 控制原则的说明

1）安全运行。控制系统应能保证在任何情况下的安全运行；

2）按需供热。每一个换热站都要向自己的用户提供所需的热，每一个热源厂(或热电厂)都要提供各级换热站所需的热。而且所供热的品质及参数是用户所需要的；

3）节能原则。热是商品，应努力减少成本，提高企业效益；

4）计量原则。热是商品，应能计量。同时，生产企业所消耗的水，电，煤，汽等应能有效计量，以便成本核算。

4 控制方式

4.1 换热站的控制

1）换热站的控制方式

完全自动化（无人职守）换热站控制内容应包括如下方面：循环泵的自动调节，补水泵的自动调节，供水温度的自动调节，电子巡更系统，通讯系统。其大概的带监控的工艺流程图如下：

换热站监控系统主要由操作员站、交换机、打印机、可编程控制器、I/O模块、通讯模块、传感器、执行器等组成。换热站监控系统可按初始设定值或监控中心的指令，独立完成运行参数、故障参数等各类参数的采集、存储，并通过通讯网络传送至中央调度室。

2）换热站的控制(监测)对象

采集温度、压力、流量、阀门反馈、变频器状态数据等信号，并将这些信号处理后通过通讯网络上传至中央调度室，主要监测点如下：

一次网供水总管温度、压力；一次网回水总管温度、压力；二次网供水总管温度、压力；二次网回水总管温度、压力；室外环境温度；二次网补水流量（累积、瞬时）；供水流量（累积、瞬时）；补水箱液位；循环、补水泵运行状态；电动阀开度反馈。

其中以下要具备实时功能：当热力站运行参数出现异常，如温度过高、压力过低等，系统生成报警提示，提示操作员及时处理，保证供热生产安全高效运行；

软水箱水位上下限报警（光报）；二次网进口压力上下限报警（光报）；二次网出口温度上限报警（光报）；二次网进口压力下下限报警（声光报警）；软水箱水位下限报警（声光报警）；循环泵、补水泵故障报警（声光报警）

3）换热站的控制目标

换热站控制算法根据室外温度情况，自动控制一次水流量、循环水流量、补水量。并监控所有的参数。换热站自动控制可以根据设定好的温度控制曲线，或者设定的控制参数要求，进行自动平衡控制。

4.2 锅炉房的控制

1）锅炉房的控制方式

锅炉的燃烧过程应能自动调节，超温，超压时应有报警保护措施，循环水泵应能适时调整并反映出自身工况，补水泵应能保证任何时候都不缺水，燃用煤粉，油或气体的锅炉应设置点火程序控制及熄火装置。煤粉炉的制粉系统各设备之间应设置电气连锁装置,连续机械化运煤系统，除灰渣系统中，各设备之间均应设置电气连锁装置，并在正常使用时能按顺序停车，且其延时时间应能达到空载再启动。锅炉控制系统的供电应设置不间断电源电源。

2）锅炉房的控制（监测）对象

出水温度、压力；回水温度、压力；炉膛温度；炉膛负压；省煤器前、后烟温；省煤器前、后烟压；空预器后烟温；空预器后烟压；排烟温度；鼓风风压；锅炉出水流量；引风机、鼓风机、炉排机故障报警（声光报警）；热水炉出水压力上限报警（光报）；锅炉出水压力上上限报警（声光报警）；热水炉回水压力下限报警（光报）；锅炉回水压力下下限报警（声光报警）；锅炉出水温度上下限报警（光报）；锅炉出水温度上上限报警联锁停炉（声光报警）；炉膛温度上下限报警（光报）；锅炉炉膛温度上上限报警联锁停炉（声光报警）；循环中断报警联锁停炉（声光报警）；炉膛负压上下限报警（光报）

3）锅炉房的控制目标

锅炉房控制算法根据室外温度情况/实际的热负荷的多少，自动控制燃烧系统，补水系统，循环水系统，煤渣系统并监控所有的参数。锅炉房自动控制可以根据设定好的温度,压力，流量，时间等控制曲线，或者设定的控制参数要求，进行自动平衡控制。

4.3 中央调度室的控制

1）中央调度室的控制目标

作为热力能源管控平台，汇总了每个锅炉房换热站的数据，平台计算系统能效并分析，对锅炉房或换热站提出优化运行建议，指导合理运行，按需供热。并积累运行数据，通过数据挖掘对系统或换热站进行横向、纵向的比较、排序。总结系统在设备的不同使用时期、不同天气条件下的运行规律，形成每个项目的专家数据库，在标准的控制逻辑基础上，进一步优化，提高供热质量，降低运行成本。其大概的框图如图2。

2）中央调度室的组成及功能

热网监控中心是整个热网调度和控制的中枢系统，它的功能、性能对热网工作热质量起到了关键的作用。热网监控中心系统主要由服务器、工程师站、操作员站、大屏幕、UPS、工业交换机、打印机等设备组成。

微机监控系统应能实现以下主要功能：

1）供热参数实时监测

实时采集及显示换热站一次网和二次网供回水温度和压力、流量、热量、阀门开度、水泵开启状态、循环泵变频、补水泵变频、液位等参数。

2）数据库管理及报表打印功能

包括数据储存、维护、转换并能方便查询和显示参数变化曲线。根据需要随时打印工况报表等。

3）能耗、水耗统计计算功能

根据实测参数统计各源、站及全网的能耗和水耗，为量化管理和收费提供依据。

4）系统特性参数实时辩识功能

充分利用测量数据信息，实时辨识出热网中各管段阻力特性和热交换器特性等参数，掌握水力和热力工况。

5）水压图计算和显示功能

计算并显示从热源至用户的水压图。

6）供热系统自动控制功能

在正常的管网运行状态下，整个供热管网应进行均匀性调节，实现热量的均匀分配，在通讯故障时各热力站自成系统，根据热用户的热需求（主要是根据二级网供回水温度、室外温度保证室内的舒适温度），现场控制单元对各热力站内设备进行闭环控制，保证热量供应。在量调节阶段，各换热站根据用户流量变化，按照末端用户压差调节循环泵转速，保证不利点有足够的资用压头。在质调节阶段，换热站要根据用户热需要，协调供热量，从而使供热与热需求相适应，实现优化调节、经济运行。

7）监控功能

每个换热站/锅炉房设置一定数量的摄像头，用于监视人员值班、设备运行状况。

8）报警及故障诊断功能

（1）报警功能

在热力站设声响报警，在调度中心设声光报警。报警信号是最优先的通讯数据，热力站报警发生时应立即通过网络通讯上传至调度中心。

报警项目包括：

供电中断报警功能；二次侧供水压力高；二次侧回水压力低；锅炉房/换热器一次侧回水温度高；锅炉房/换热器二次侧供水温度高；软水箱水位高；软水箱水位低；测控系统故障；变频器故障。

（2）自动诊断功能

供电中断报警及临时供电功能；通讯网络故障报警功能；压力、温度、流量传感器故障；各热力站水泵、电动阀等设备的故障；各种故障应能及时在屏幕上显示，并打印记录。

3）对软件编制的要求

供热工程往往分好几期,每期所供的面积各不相同，室外的天气情况时常处于变化之中，公共建筑及企业白天上班（分户计量时，时常晚上关闭供热设施），居民住宅晚上才用电（分户计量时，时常白天关闭供热设施）,各种参数日夜差距太大，各种用电设备时常处在大马拉小车的状态之中，因为计量问题，供热企业与用户意见不一致，单机试车与联动运行工况并存，新建筑（采用分户计量），老建筑（按面积收费）并存，因此，对软件的要求较高，特别注意以下问题：

软件要有较强的适应性，任何情况下都能做到安全第一。软件要有试验版，扩展版，使用版。以应对不同的情况。企业应有适时介入修正的功能。热用户的参与功能。经济考核功能。

综上所述，我们认为，随着供热行业的发展，以无人值守为代表的精细化管理将是所有热力企业的必经之路，热力能源管控平台及控制系统将成为热力企业的有力工具和保障。通过实践证实，热力能源管控平台及控制系统实际效果良好，将为提高供热行业管理水平发挥重要作用，热网系统控制方式的研究及探索将会进一步发展。

参考文献

[1]锅炉房设计规范,(GB50041-2008).中国计划出版社.

电厂锅炉监理工作总结篇9

“1#锅炉试运行阶段脱硫效果不错，超出我们当初的设计期望值，达到80%。”11月26日，热电厂厂长雷兴发很高兴地告诉记者。

10月16日正式开工，11月23日热态调试。一个常规需要半年的工程，热电厂仅仅用了38天！面对建设周期短、施工场地狭小、立体交叉作业多等诸多的困难和挑战，热电厂是如何创造奇迹的呢？

工艺：领先半步利长远

2007年，国家发改委、能源办联合《关于加快关停小火电机组的若干意见》，要求不能满足国家环保排放要求的火电厂，将列入到机组关停的行列。而东风公司热电厂是上个世纪七十年代为保证公司十堰基地汽车生产能源供应和降低汽车成本兴建的，虽然该厂十分注重环保，一直在做环保技改，但依然不能满足国家越来越高的环保要求。

“热电厂3年前就在做脱硫改造工程的技术准备。”热电厂厂长助理张玮告诉记者。

热电厂为何没有启动脱硫工程呢？张玮解释说，脱硫工艺技术含量高，前几年国内脱硫工艺都是从国外引进的，造价很高，脱硫工程的实施需要企业大量的投资，而且工程改造完之后长久的运营使用费用也是企业必须考虑的问题。而国家2007年环保政策的出台，导入脱硫工艺对东风公司热电厂来说已经迫在眉睫。

雷兴发厂长说：“脱硫改造工程不仅承担了社会责任，而且牵涉到了热电厂生存和发展的问题。”

2007年年中，公司总经理、党委书记徐平到热电厂调研时特别提出，“热电厂要对国内同行业成功的脱硫工艺进行调研，及时启动脱硫改造工程。”

2007年8月，热电厂本着“脱硫工艺必须满足国家排放标准要求、是国家认可的，同时符合热电厂的实际情况，投资费用合适，改造后的运营成本不能增加太大，而且绝对避免产生二次污染”的原则，到国内同类型、已经实施脱硫改造工程的热电厂取经。在综合考虑工厂自身的整体布局后，实事求是地确定了脱硫改造工程的方案。

2008年4月4日，徐平再次来到热电厂，专程听取脱硫改造工程专题汇报，明确提出：“脱硫工艺的选择必须保持适度的领先，而且要具备拓展性，能够应对日后国家对环保逐步提高的要求，脱硫剂来源要丰富。”

5月6日，东风公司组织召开“东风公司烟气脱硫项目”评审会，邀请国家、省、市环保专家对热电厂的报告进行评审。评审会上，热电厂提出的脱硫改造工程方案得到了专家们的认可，并提出在脱硫改造的同时要解决烟尘污染的问题。会后，热电厂对电袋复合除尘装置改造项目进行了深入细致的调研，最后选择了“电袋复合式炉内喷钙催化脱硫技术”，这项技术既能较好地解决烟尘排放问题，也可解决脱硫问题。

“这是一个造价相对比较低、运营费用比较低，并且运行可靠性高、安全且没有二次污染的方案，同时具有可拓性。”张玮说，“这个方案实际运用是成熟的，也是国家认可的脱硫工艺，更是符合热电厂实际情况的。脱硫工艺实施后二氧化硫的排放将远远低于国家标准。”

7月11日，公司投资委员会再次召开热电厂脱硫改造工程评审会议，通过了热电厂的脱硫改造工程方案。8月7日，公司投资管理委员会第四次会议批准热电厂锅炉脱硫改造工程立项实施，要求先期进行1#锅炉的脱硫工程改造，11月28日必须完工；待1#锅炉脱硫改造工程验收评审合格后，再对其余4台锅炉实施脱硫工程改造；2009年12月30日，热电厂五台锅炉脱硫改造工程将全部竣工。

时间：精准节点保进度

在公司确认脱硫工艺改造方案后，热电厂立即行动起来，统筹安排，高标准、高起点地确立了脱硫改造工程全厂“一盘棋”的工作思路：“脱硫改造工程关乎企业生存和上千名职工的根本利益，全厂上下一心，部门协调一致，在工程建设过程中，无论涉及到任何单位和个人，都要当成重中之重的大事，对于相关工作任务不计条件认真执行。”

热电厂成立脱硫及除尘改造项目领导小组，雷兴发厂长亲自任组长，副厂长刘明海、厂长助理张玮负责脱硫及除尘改造项目的整体推进工作，项目领导小组下设技术组、安全环保组、质量验收组、试运组、监察组等组织机构。设备到货时间、现场安全监管、施工进度、外部协调等每项工作都安排专人负责。工作小组周密部署，编制工程推进时间网络图，把整个脱硫改造工期分成几个大的节点工期，对大的节点工期再进行细化和量化至每一天的工作量，并通过每天下午四点的脱硫工程专题会进行汇总和调整，使整个改造工期处于可控、在控。

2008年10月16日，热电厂脱硫改造工程项目正式开工。

“时间太紧啦，真正留给我们施工的时间不到50天。”张玮说。

“脱硫工程有九个分系统，加上1#锅炉正在大修，大的工作就有十几项，要在短短的2个月内完成所有的工作，一开始我们都认为这是完全不可能实现的。”锅炉车间主任张保东回忆着这场战役的艰难。

而1#炉脱硫工程能否顺利完成，能否达到预期的脱硫效果，直接影响到热电厂其余4台锅炉的脱硫改造。11月初，在厂里一些干部职工还对工程能否如期完成打问号时，雷兴发厂长在脱硫工程协调会上异常坚定地给所有中层干部下达“硬”指令：“脱硫工程时间节点不能变、目标不能变、责任不能变。没有解决不了的问题，没有克服不了的困难，没有逾越不了的障碍。1#炉脱硫改造工程要细分成‘三条战线’（工程在建线、竣工验收线、生产准备线），‘三条战线’同时推进，1#炉脱硫工程改造必须按期、保质、安全地完成。”

“会后，大家仿佛变了个人似的，都是卯足了劲去完成各自的工作。没有等待，有的是积极地去应对。”张保东说：“那段时间，参与1#炉脱硫工程的工作人员走路都是小跑。”

热电厂脱硫改造工程组的领导及有关同志每天到脱硫施工现场进行检查指导，协调解决脱硫施工存在的问题，以确保“小问题不过班，大问题不过天”。施工过程中，该厂落实首问负责制，只要脱硫工程中发现问题，施工人员汇报给脱硫工作小组人员，不管是不是本人负责的问题，第一个得到消息的人员必须对此问题负责，并协调厂内其他专业人员，保证问题圆满解决。脱硫工程推进办每日下午四点召开施工现场协调会，落实当天进度，并对后一天工作计划进行详细安排布置。

精细：措施到位保安全

由于脱硫工程改造项目涉及投资金额巨大，热电厂提出了“必须确保工程安全、优质、按期、廉洁”的原则，并严格按照公司规定公开招投标。该厂除了与九家中标单位签订了商务合同，还签订了技术协作合同、安全合同以及廉洁合同，确保工程实施过程中，每一项都严格遵照合同的要求执行。

安全责任重于泰山。脱硫工程对热电厂来说，除了时间紧迫之外，安全是重中之重。安技环保部部长丁涛说，“毫不夸张地说，在脱硫设备安装期间作为主管安全生产的部门，我们每天都是‘胆战心惊’。”

为了使脱硫工程全过程可控、在控，热电厂牢固树立“任何风险都可以控制，任何违章都可以预防，任何事故都可以避免”的安全理念不动摇，并结合项目实际建立健全了“三级”安全网络，制定了“突发事故应急预案”，采取三方（中标方、热电厂、监理方）管理、四方（中标方、热电厂、监理方、项目主管部门）监督的安全管理体系。

热电厂安技环保部对工程安全实施全方位、全过程监督，落实了各级各类人员的安全生产责任制，规定各单位安全第一责任人必须在抓工程质量、进度的同时，把安全工作放在首位。要求施工单位对工程中每一项重点危险工作，包括现场塔吊的安装与拆除、烟道拆除、防腐等工作，制定具体的安全、技术、组织措施，并要通过监理的审核。与此同时，安技环保部对进入现场的各施工单位的安全资质、执业资质严格了进行把关，并对施工人员进行“三级”安全教育，还针对每个施工专项制定了专题监管方案和防范预案，要求厂内的安全监查人员和施工单位的工作人员同时上下班。而实际上，所有的监查人员每天都要比施工人员早到现场，晚撤离现场。

亮剑：攻坚克难创精品

今年“十一”长假后，公司领导徐平、童东城、欧阳洁、孙长海等深入到热电厂视察脱硫工程，徐平明确提出，“热电厂必须优质、高效、安全地在11月28日完成1#锅炉脱硫改造工程的试运行。”

热电厂把公司领导的指令视作前进的动力。“脱硫改造工程是东风公司减排事业的需要，是热电厂生存发展的需要，我们有能力、有技术、有信心把这一节能减排项目按期做好。”这是在热电厂采访时听得最多、最朴实的话。

热电厂全厂“一盘棋”，把脱硫改造工程当成燃眉之急的工作去做，创造有利条件，为工程顺利进展亮“绿灯”，所属单位积极为现场施工提供人力、物力援助。装备管理部、生产部、锅炉车间、电气车间等职能部门和生产车间未雨绸缪，提前介入，抓好脱硫培训、施工质量、设备安装和系统调试等工作，精细管理、攻关克难，努力打造精品工程。

随着1#炉烟气脱硫技术和电袋改造项目的进一步实施，相关技术培训也刻不容缓，热电厂提前做好脱硫运行人员培训工作，确保设备移交后的安全稳定运行。11月份，热电厂邀请脱硫设备生产制造厂家的专家针对脱硫原理、工作流程、检修技术、运行技术及电袋技术的工艺流程、控制原理对热电厂相关作业人员进行讲解；热电厂发展研究室副部长周继平给大家讲解脱硫与电袋项目实施的必要性、重要性以及相关技术概况；装备管理部电仪技术总监李玲、锅炉专业工程师马万平给相关人员讲解了脱硫、电袋除尘、脱硫配电装置以及脱硫配套改造项目中空压机、引风机、干灰系统改造项目等相关内容；汽机车间专工王恩平、生产部运行专工石红、锅炉车间运行专工岳建瑞等对相关的操作人员详细讲解了脱硫剂化验取样标准及操作方法，脱硫技术设备系统图、脱硫及电袋技术原理、流程和运行规程。

为确保脱硫工艺改造交付后操作维修的方便、简捷，热电厂对施工过程中发现的问题及时地提出了整改方案。其中，锅炉车间在静态调试时发现二次风助吹管管道位置不利于以后的检修、操作，就与施工单位协商并协助改进。11月7日，锅炉专工岳建瑞、值长杨建郧与厂家技术人员进行了技术交流，对脱硫、电袋、灰斗、仓泵项目的相关技术问题提出了自己的看法和修改建议。他们提出的DCS界面上的设备布置及操作方法、提升阀加装防脱落装置、炉前仓主要设备做到MFT中等建议也被采纳。

11月15日，1#炉脱硫改造工程开始试运调试。锅炉车间从运行五个班抽调司炉、干灰值班员各一名对锅炉本体、脱硫系统、电袋除尘器进行检查调试，电气车间、装备部、生产部、锅炉检修人员聚集在现场，对调试中发现的问题立即排查，及时恢复。

热电厂不仅配合施工单位安装调试，还协助他们解决了各种技术上的难题。11月18日，1#炉脱硫工程调试正在紧锣密鼓地进行，电袋系统却在调试过程中出现了一种“怪”现象：电袋系统控制吹扫的72个电磁阀在联调试验时只动作了四五个，之后便不再动作。上自仪和龙净环保两家公司的几位技术人员分别检查了现场设备，发现就地袋式除尘器的吹扫阀就地单台测试正常，控制连接线准确，DCS程序无异常，但远程操作却无法继续运行。整整一个下午，设计单位、安装施工单位都无法解决这个存在的问题，影响了后期调试工作的推进。电气车间DCS攻关团队的邓军、蒋雅玲、刘文仓等人，在车间专工施宏亮带领下，主动与厂家设计施工人员一起查找问题。他们根据调试时的系统运行状况，详细分析检查了动作回路时电压有所降低这一现象，并大胆假设、印证，最终判断出问题根源：上自仪厂家使用的开关量输出原件中的晶闸管与龙净环保控制回路中的续流二极管之间产生了设计制造上的冲突，导致在控制时无法正常动作。随后，电气车间DCS攻关团队的成员们在征得上自仪厂家总部技术人员的认可后，实施了通过在DCS控制柜内用继电器替换原开关量输出原件的方案，对电袋系统控制柜内的72个开关量输出原件进行全面更换。次日凌晨1：30分，试验合格。

在热电厂全厂上下及各施工方的共同努力下，1#炉脱硫改造工程各项目紧锣密鼓地向前推进：11月20日，1#炉脱硫改造工程已经具备了整体及投运调试条件；23日，脱硫系统热态调试开始。

电厂锅炉监理工作总结篇10

【关键词】煤矸石；循环流化床锅炉；锅炉运行

引言

神东热电公司上湾热电厂三期工程采用DG520/13.7-Ⅱ1型自然循环、单汽包、超高压循环流化床锅炉。l#、2#炉分别于2009年10月和2009年12月投产，燃用设计煤种低位发热量为14.24 MJ/kg的煤矸石。两台锅炉在试运行168 h后，创造了连续运行90天和97天的国内同类型机组新纪录；而且2#炉再次启动连续运行186天，1#炉连续运行351天，刷新了国内同类型机组长周期连续运行的新纪录。

1 优化设计方案

上湾热电厂三期工程力求质量可靠、布置合理、方便运行、美观大方、节约投资原则，不断优化设计方案，对于运行中二次风机、引风机耗电量高，影响机组经济运行的问题，及时与设计单位联系，变更设计方案，对二次风机、引风机进行电机的变频控制，优化了设计方案，节约了投资，并且对设计变更和现场签证严把质量关，为机组的经济性运行奠定了基础。针对生产厂区在居民区附近、厂房占地面积小的特点，对设计系统进一步优化，在不影响系统工艺流程的前提下，对于锅炉本体管道，本着简捷方便原则合理布置，实现了厂房总体占地面积小、单位设备容积率高的特点。

2 设备选型严谨

在指导思想上，上湾热电厂三期工程注重高标准和高可靠性，在设计上对设备的可靠性整体规划到位，以均衡配置为原则，注重机组的可靠性管理，对设计单位明确提出了机组的年度可靠性目标：等效可用系数90%，等效强迫停运率2%。

结合神华公司的煤质特点，所选设备为国内同类型电厂使用中运行良好、安全稳定的设备。其中，三大主机分别由东方汽轮机厂、东方锅炉厂、哈尔滨电机厂供货，锅炉设备为超高压、单汽包自然循环、一次中间再热、循环流化床汽包炉；汽机设备为一次中间再热，单轴双缸双排汽，直接空冷抽汽凝汽式；发电机为静态励磁、空气冷却式。辅机设备通过对国华电力公司所属电厂调研，均采用质量可靠度高的设备，避免了运行中因设备质量原因引起的机组出力降低事件发生，为机组的长周期可靠稳定运行提供了物质保障。

3 施工质量管理到位

上湾热电厂三期工程坚持高起点、高质量、高技术、高效率、高效益的建设理念，始终坚持“高起点、高标准、严要求”的指导思想，牢固树立精品意识。

在项目管理中，严格按照“强条”、施工验收规范、二十五项重点要求等进行施工，充分发挥“小业主，大监理”模式，要求监理单位加强现场管理。编写了《重要节点和隐蔽工程见证点实施细则》和《安装工程创精品实施细则》，根据实施细则进行过程管控，施工工艺的精细化管理水平达到国内领先。

（1）实现了六个一次成功：锅炉水压一次成功、汽机扣盖一次成功、厂用电受电一次成功、锅炉点火一次成功、汽轮机冲转一次成功、整组启动一次成功。

（2）受检焊口无损检查一次合格率大于98%；

（3）针对循环流化床锅炉运行期间，炉膛、分离器的大部分区域为正压区，运行期间漏渣、漏灰现象比较普遍的通病，现场在加强焊接质量管理的同时，采取了渗油试验的方式对密封焊缝进行检查，发现有砂眼、夹渣时及时修补，从而保证了密封的质量。机组投产以来，锅炉岛区域无粉尘、积灰现象，锅炉的密封性达到领先水平，创造了良好的运行环境。

4 设备调试细致

针对因为开机时主油压低而影响机组正常运行问题，认真查找原因：如油管有半道焊缝不严密漏油，主油箱内堵头设计问题，在系统进行了分析论证后，将此堵头拆除，机组启动后油系统运行稳定，解决了主油压低的问题，消除了安全隐患。

5 以优化运行参数为抓手 降低受热面的磨损率

根据锅炉使用说明书及调试期间的经验数据，制订《运行参数考核细则》，规范了锅炉参数的控制范围，做好小指标竞赛工作。运行人员对锅炉的各部参数做到勤分析、勤调整，结合机组的负荷状态，将各部参数控制在规定范围内，避免了参数波动对设备稳定运行的影响因素，建立稳定运行的长效管理机制。

（1）将一次风量控制在12.8—13×103Nm3/h，控制炉膛负压在-100Pa以内，床温控制在900℃以下，风室压力由原12.5 kPa降至9.8～10.5 kPa，降低了颗粒终端速度，降低了磨损率，有效降低了锅炉的磨损。

（2）运行中对二次风量进行优化调整，使上部二次风量大于下部二次风量，实现炉内富氧区呈倒三角形，控制氧量在2.5%～3%。

（3）严格控制燃料颗粒度和煤种的配比，调整颚式破碎机，保证进料粒度不大于8 mm 。其中，6 mm及以下的燃料占90％，1.5 mm及以下占50％，1.0 mm及以下占30％。

（4）跟踪监督主要参数，严禁超参数运行。对一次风量、炉膛负压、主汽流量等主要参数严加监督，杜绝超参数运行。、

（5）严禁受热面壁温超过规定值。根据负荷及壁温的变化关系，合理调配上、下二次风，使各部的烟气温度、工质温度在设计范围内，避免了金属超温现象，防止了爆管现象的发生。

（6）加强汽水品质监督，控制汽水品质参数在合格范围内。半年来，汽水品质整体合格率大于98%，运行参数稳定为机组长周期运行提供了保障。

6 检修质量全过程控制

锅炉停炉后的检修方案由生产技术部、设备维护部、运行部三个部门的人员共同进入炉膛检查，制定详细的检修方案；每位员对管辖区的设备检修质量负责，形成三位一体齐抓共管的质量保证机制，使机组的检修质量得到了明显提升。

7 结论

CFB循环流化床锅炉实现长周期运行，要运用系统工程方法实行全过程控制：项目前期注重优化设计方案，优化设备选型是长周期运行的基础，基建期、抓好安装、检修期间的工艺质量是实现长周期运行的保证，运行中做好各个部位的参数控制是实现机组长周期关键。

在环保型CFB机组快速发展的今天，循环流化床锅炉向大型化发展的方向应为集设计、安装、调试、运行、检修一体化的全过程管理。各个环节的配合更为紧密，对各个环节的精细化管理工作提出了更高的要求。各环节应按照一体化发展的要求，密切配合共同努力，实现CFB锅炉技术在大容量机组的发展。