锅炉发电机组的节能技术探讨

锅炉发电机组的节能技术探讨（共9篇）

锅炉发电机组的节能技术探讨 篇1

循环流化床（cfb）锅炉发电机组厂用电率高达12％左右，明显地抵消了cfb锅炉燃烧效率高、排放污染低、煤种适应性强等优势。随着我国cfb锅炉大型化的快速发展，厂用电率高的问题越来越突出；如果不尽快解决这一问题，则成为制约cfb锅炉大型化发展的瓶颈。在设计上积极采用变频调速技术（高压变频装置及低压变

频装置）、斩波内反馈调速电机技术，业主积极调研变频等调速技术在电厂应用中遇到的问题及解决办法，在设计阶段抓好这些节能工作可使cfb锅炉发电机组的厂用电率降到接近同类型煤粉炉发电机组的程度。按135mw机组计每年因此可节约电量近3000万度，价值近千万元好范文版权所有

1变频调速技术在应用中的节能分析

1.1变频调速技术的发展状况

在电力生产中，泵与风机类转动设备应用较多，其电能消耗和诸如阀门、挡板相关设备的节流损失以及维护、维修费用占到生产成本的7~25。随着电力体制改革的不断深入，竞价上网的不断推广，节能降耗业已成为降低生产成本、提高产品质量和电厂竞争力的重要手段之一。变频调速技术顺应了工业生产自动化发展的要求，开创了一个节能降耗新时代。变频调速技术的基本原理是根据电机转速与工作电源输入频率成正比的关系，通过改变电动机工作电源频率达到改变电机转速的目的。变频器就是基于上述原理采用交-直-交电源变换技术，电力电子、微电脑控制等技术于一身的综合性电气产品。变频调速技术的应用一改普通电动机只能以定速方式运行的陈旧模式，使得电动机及其拖动负载在无须任何改动的情况下即可以按照生产工艺要求调整转速输出，从而降低电机功耗达到系统高效运行的目的。目前，变频调速技术已经成为现代电力传动技术的一个主要发展方向。选用变频系统的同时可通过与dcs的智能接口，实现设备系统的自动控制。

1.2变频调速技术节能分析

通常在电力生产中最常用的控制手段则是调节阀门、风门、挡板开度的大小来调整泵与风机类转动设备。这样，不论生产的需求大小，风机都要按额定转速运转，而运行工况的变化则使得能量以阀门、风门、挡板的节流损失消耗掉了。在生产过程中，不仅控制精度受到限制，而且还造成大量的能源浪费和设备损耗。从而导致生产成本增加，设备使用寿命缩短，设备维护、维修费用高居不下。风机、泵类设备多数采用异步电动机直接驱动的方式运行，存在启动电流大、机械冲击、电气保护特性差等缺点。不仅影响设备使用寿命，而且当负载出现机械故障时不能瞬间动作保护设备，时常出现泵损坏同时电机也被烧毁的现象。近年来，出于节能的迫切需要和对产品质量不断提高的要求，加之采用变频调速器（简称变频器）易操作、免维护、控制精度高，并可以实现高功能化等特点；因而采用变频器驱动的方案开始逐步取代风门、挡板、阀门、液偶的控制方案。通过流体力学的基本定律可知：风机、泵类设备均属平方转矩负载，其转速n与流量q，压力h以及轴功率p具有如下关系：q∝n，h∝n2，p∝n3；即，流量与转速成正比，压力与转速的平方成正比，轴功率与转速的立方成正比。采用变频调速技术改变电机转速的方法，要比采用阀门、挡板调节更为节能经济，设备运行工况也将得到明显改善。

1.3与滑差调速相比

滑差调速的控制方式比较典型可靠，但其存在着调速精度差、范围窄、线性不好、能耗高等缺点，而变频调速系统的特点正好克服了传统滑差调速系统的不足，具有效率高、无转差损耗、调速范围宽、特性硬、精度高、起制动方便灵活、能耗小的特点，既具有交流感应电机的长处，又具有直流电机的调速性能，有非常显著的可靠节能效果。与传统的滑差电机相比变频调速系统更有维护量小、启动电流小、系统功能较为完善、给操作人员提供了便利等优势。

2广泛应用高、低压变频技术

生活水泵、消防水泵、除盐水泵等采用380v电机的设备可应用低压变频技术进行变频调速。采用6kv电机的泵与风机可应用高压变频技术，可取得明显效果。

以大型440t/h级cfb锅炉发电机组为例：可设计安装多套高压变频装置(如一次风机6kv、1400kw，引风机6kv、1250kw，二次风机6kv、710kw，播煤增压风机6kv、250kw，凝结水泵6kv、280kw，给水泵6kv、3400kw，循环水泵6kv、800kw)。可设计安装多套低压变频装置(4-6套计量皮带给料机，5套罗茨风机，1套石灰石加料机，2套冷渣机，2套点火增压风机，生活水泵、消防水泵、除盐水泵等水泵，2套点火增压风机)。当采用以上措施在发电机组正式投产后，厂用电率可下降到9％以下，可与同类煤粉炉的厂用电率相当，这样就有效地克服了c锅炉厂用电率高的缺陷。

实践证明，变频器用于风机、泵类设备驱动控制场合取得了显著的节电效果，是一种理

想的调速控制方式。既提高了设备效率，又满足了生产工艺要求，并且因此而大大减少了设备维护、维修费用，还降低了停产周期。直接和间接经济效益十分明显。

3积极应用斩波内反馈调速电机技术

近几年内反馈交流调速电机技术和控制系统得到快速发展，产品有大、中容量6kv、10kv电压等级。斩波内反馈调速系统利用现代电子技术，控

制电动机转子（绕线式）感应电流，从而控制转子输出转矩，达到调速目的。与变频调速相比，内反馈调速系统接于电机转子回路，工作电压低，运行稳定可靠，且在低速下仍能保持较高的功率因数，效率较高；与传统调速方法相比，内反馈调速系统在调速时不用改变电机接线即可实现平稳调速，不需额外增加开关，改善开关运行工况，对高压电机具有重要意义；内反馈调速系统利用逆变回路将转子剩余能量反馈回电源系统，不消耗电能，效率特高。斩波内反馈调速电机系统改变传统风机、泵类启动及流量调节模式，根据负荷情况降低流量的同时能够降低电机输出功率达到节能目的，并能实现电机的软启动。该系统能够实现无级调速，取代风门、挡板、阀门流量控制。通过传感器将有关物理量送入微机监控系统还可实现自动调速，并具有故障记忆知检功能，能够大大提高生产自动化管理水平。

通过对采用此种技术的电厂考察发现，斩波内反馈调速电机具有较好的节能效果，采用斩波内反馈调速电机在调速工况下可节电40以上，实际使用证明可明显减低诸多风机、水泵的厂用耗电量,年节电显著。早期设备元器件质量有待提高，曾因元器件烧坏导致系统停运，但调速系统停运不影响电机正常运行。近期设备此类事故明显减少，且该产品售后服务较好，事故发生后一天内一般都能到达现场无偿维修。总的看来内反馈交流调速电机技术和控制系统具有一定的先进性，有很大的采用价值和显著的经济效益。

4在系统设计方面降低厂用电耗好范文版权所有

在设计初期应仔细考虑降低厂用电耗方面的工作，cfb锅炉发电机组的厂用电水平就可接近煤粉锅炉发电机组。在电厂设计初期设计单位应与锅炉厂、辅机制造厂以及兄弟设计院进行广泛交流，讨论诸如辅机容量选择、系统配置、阻力计算等若干方面的问题，为厂用电的降低打好良好的技术基础。

在风机选型方面进行优化。先由锅炉厂提出一个较准确的阻力计算值（不含任何裕量），最后进行整个烟风系统阻力计算后，统一按《大火规》考虑其裕量，可避免重复计算裕量后带来的风机、偶合器及电机等不在高效区运行的状况发生，可有效降低电耗。同时应注意《大火规》中循环流化床部分风机的流量及压头裕量规定的远比常规煤粉炉送、引风机规定的裕量大的多，应进行广泛调查合理选择，以便使风机在高效区运行。

采用新型可靠的出渣方式。将锅炉厂习惯配套的风水联合流化床冷渣器改为滚筒式冷渣器或钢带式冷渣器，渣系统电耗可从330-400kw降至100-200kw，厂用电降低（节能效果）显著。

根据来煤细度决定是否需要粗级破碎，最好设计一级筛分系统，既保证了锅炉的粒度要求，又有效地防止了过破碎，还在一定程度上降低了厂用电。

在电厂总体布置上采取措施，降低能耗。⑴在炉侧就近布置渣库，在两炉之间布置石灰石粉库，缩短输送距离，降低电耗；⑵一、二次风机靠近空气预热器布置，降低了风道阻力从而降低电耗；⑶灰库布置在厂区内且距电除尘较近，大大降低气力除灰系统的电耗。

锅炉制造厂的锅炉本体设计对厂用电的影响较大。在设备招议标时应对比风量、风速等各种参数的差异并考虑对厂用电的影响。

5结论

锅炉发电机组的节能技术探讨 篇2

截至2009年末, 国内投运的300MW等级CFB锅炉机组已达17台, 总装机容量510万千瓦, 数量超过世界上其他国家的总和;我国自主设计制造最大容量330MWCFB锅炉机组已投入运行;四川内江白马电厂600MW超临界循环流化床锅炉机组已开工建设。目前, 大型CFB机组的开发应用已经成为劣质煤利用的有效手段。与此同时, CFB锅炉机组厂用电率高、原配给煤系统容易跳闸、原配冷渣器故障频频、锅炉受热面管束容易磨损、炉内及返料器内结焦等问题逐渐暴露。

云南省大型CFB锅炉机组为:300MW亚临界循环流化床锅炉机组6台 (投产运行) , 6台锅炉都是引进法国ALSTOM公司技术制造, 设计燃用煤种为小龙潭褐煤。从近4年来6台炉的运行情况表明, 该炉型具备对褐煤适应性强、燃烧经济好、锅炉最低不投油稳燃负荷较低等特点;近年通过尝试“低氧”、“低床压”方式运行控制, 并对风机电机变频改造、拆卸风水冷渣器更换为滚筒冷渣器、实施给煤线增容改造等工作, 成效显著。如今, CFB机组的运行经济性与安全可靠性已经得到很大提高, 处在全国同类型机组先进行列, 见表1。

2 CFB锅炉节能优化运行

在一定范围内床压的调整变化, 对锅炉机组运行的经济性影响并不大。对于床压的调整主要针对CFB锅炉运行可靠性:

1) 运行床压高, 将增加受热面磨损、增大风机电耗、增加翻床机率。

2) 运行床压低, 将造成炉内燃烧波动、缩短燃料在床内的停留时间、弱化水冷壁对流换热等。长期运行, 不但使烟风系统辅机电耗维持在高限, 而且使风道燃烧器膨胀节承压较高。根据大量的调整以及性能试验结论, 建议将床压维持在9～10kPa范围以内。

将床压维持在9kPa, 采用不同燃烧过量空气系数进行比对试验。客观上, 小龙潭褐煤自身燃烧特性决定燃烬率高。因此, 试验期间飞灰、炉渣可燃物数值都较低, 由此氧量引起的机械未完全燃烧热损失变化也不明显。理论上, CFB锅炉运行中省煤器出口氧量保持在1%以上就能满足燃烬的要求。综合考虑煤质变化、风机电耗、人为因素, 建议电厂将省煤器出口氧量维持在1.5%～2.0%范围以内。

经过风机变频改造等工作后1.6%～1.8%, 床压控制进一步降低至6～7kPa, 节能效果明显;同时配合加装多阶防磨梁以及防磨喷图。四管爆漏得到有效控制。

3 风机变频改造

3.1 经济性分析

风机选型不当是云南6台300MW循环流化床锅炉共性的问题。投产初期, 一次风机选型裕量大, 送、引风机选型裕量偏大 (或偏小) 的现象明显。目前, 按计划2010年末将全面完成6台炉的一次风机变频、引风机变频改造等工作。

风机变频改造后, 在节能方面的收效是十分明显的。另外CFB锅炉高压风机数量多, 容易发生缺陷, 在风机变频改造的同时, 某电厂针对风机润滑油站故障多的问题, 通过技改实现润滑油集中供油方式, 提高了润滑油系统的运行安全性。

3.2 可靠性分析

目前, 风机电机变频改造出于对成本考虑, 大多采用国产变频器。其中, 部分产品运行可靠性不高, 维护工作量大。除此之外, 风机变速调节后由于支承系统共振现象的存在, 使得个土工频定速运行时反映不明显的因素对振动呈现显著影响。变频改造后, 对风机设备检修应细认真。同时, 风机变频调节后, 原先定速运行时起调节作用的风门挡板现在处于全开状态。在极端情况下的风机支承系统有共振且动平衡处理后效果不理想, 由于调峰原因, 风机必须长期在共振峰值转速对应的负荷点下运行。目前, 只能通过热控修改逻辑的方式, 让风机运行转速避开共振转速;或者进行风机叶片调频, 避免产生轴系共振与叶片共振。

4 冷渣器改造

CFB锅炉原选配的风水联合冷渣器排渣温度高、出力不足, 高负荷运行期间时常容易堵渣。非正常运行工况下, 需要事故排渣。针对风水联合冷渣器的设计不合理性, 将其改造为滚筒冷渣器或钢带式冷渣器。

改造完成评价:滚筒冷渣器基本消除内部堵渣;高负荷时锅炉床压容易控制;排渣温度有较明显的改善, 大幅降低, 经测试约为140～160℃;除渣系统电耗约降低30～40%。

5 给煤系统增容改造

改造前, 给煤系统主要存在两大问题:给煤线出力偏小容易造成浮链、堵煤, 严重时造成翻床;煤仓下部落煤管下煤不畅。

通过给煤线增容改造, 以及刮板加厚、将减速机由针轮改为齿轮传动。现阶段给煤机最大出力由120t/h提高至150t/h, 能够连续稳定运行。

针对雨季皮带给煤机落煤口堵煤情况, 通过喉部采用大尺寸方形落煤口, 并将较窄截面管段改造。此后, 给煤机落煤口发生堵煤的机率小许多。

6 防止四管泄漏措施

1) 检修期间认真做好测厚检查, 减薄超标及时换管。

2) 采用低氧量、低床压运行方式。

3) 做好生产小指标考核, 避免短期超温。

4) 检查消除锅炉施工安装工艺、焊接方面的缺陷。

5) 尾部烟道区域消除烟气走廊, 炉膛以及过渡区磨损严重的部位采取喷涂。

6) 加装多阶式防磨梁, 通常, 贴壁物料速度高、浓度大是造成水冷壁过渡区域磨损严重的主要原因。多阶式防磨装置由销钉、龟甲网和耐磨耐火可塑料形成凸台, 经由销钉和龟甲网将凸台固定于水冷壁及水冷屏。加装防磨梁的级数、加装部位都需要严格计算, 通常防磨梁的加装都将增加减温水用量及造成排烟温升。如果该现象较为明显, 可考虑适当拆除某些部位的1～2级防磨梁, 以减缓负面影响。

7 其他节能措施

1) 漏风超标的回转式空预器密封改造:及时诊断;设备台帐建档完善;备品、备件齐全。

2) 炉本体严重超温区域的监控和治理:采用正压燃烧方式将造成保温壁面温度比传统煤粉炉型要高。超温较明显的区域通常发生在高温绝热分离器等部位, 原因一般是耐火浇注料局部脱落或长时间超温运行等。对此, 检修期间必须全面检查相关区域的耐火浇注料, 并结合日常运行台帐进行完善。

3) CFB锅炉机组尾部静电除尘器的整流变改为高频电源供电。

8 结束语

大型CFB锅炉节能技术涉及机组设计、制造、安装、调试、生产的全过程。其内容覆盖面广, CFB锅炉优化运行主要关注床压、氧量、床温以及燃煤粒度调整四个方面;辅机节能主要是针对锅炉原设计选配高耗能、可靠性低的同型早期产品进行技术更新改造、风机电机采用变频调速或斩波内反馈调速;同时检修全过程对关键项目做好重点管控, 提高设备运行可靠性。维持机组稳定运行, 提高CFB锅炉运行经济性。

参考文献

[1]范从振.锅炉原理[M].中国电力出版社.

[2]赵毅等.发电企业节能降耗技术[M].中国电力出版社.2010.02.

[3]杨建球等.大型循环流化床锅炉运行优化及改进[M].中国电力出版社.2010.01.

锅炉发电机组的节能技术探讨 篇3

关键词：循环流化床锅炉 停炉不停机 汽轮机及发电机安全、寿命

中图分类号：TK229.6文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）05（b）-0082-01

锅炉BT（Boiler Trip）即停炉不停机，是指循环流化床锅炉因本体自身或辅机系统出现故障，锅炉风烟系统风机停运，炉膛内暂处于焖火工况，用焖火状态下的余热为蒸汽系统供汽，在这种情况下，汽轮发电机仍继续带低负荷并网运行，为了维持更长时间，负荷可保持在2MW—3MW运行。在较短时间内将缺陷处理后，恢复锅炉风烟系统风机运行，逐步将机组负荷带到要求的数值，恢复正常运行方式。

1 循环流化床锅炉BT后，对汽轮发电机组系统运行的影响

1.1 对汽轮机系统运行的安全因素

高、中压胀差变化情况

在BT持续过程中，机组中压胀差正值降低，负值方向增大，主要原因是中压缸进汽量很小，对于中压转子、中压缸来说均是冷却状态，这种情况下，中压缸缸体庞大，缩回速度较慢，转子受到的冷却

影响要远大于汽缸，从而出现中压胀差正值降低、负值方向增大现象；在BT工况下，高压缸不再进汽，高压转子高速旋转产生的热量不能被排汽带出，高压缸排汽温度升高很快，通常该温度很快可由320℃升至380 ℃，当高压缸通风阀开起后，缸内蒸汽密度降低，排汽温度逐步下降，高压胀差也逐步降低。

1.2 汽轮机系统寿命的影响

汽轮机转子的脆化现象是由于杂质元素（特别是P和Sn）的晶界偏析而引起的，当晶界偏析达到极限值时，整个部件可能发生断裂事故。高、中压转子，以蠕变和热疲劳损伤作为劣化的主要原因，重点要对这些损伤进行评价。

高、中压缸及高、中压转子应力变化情况

在锅炉BT后，随着持续时间的增长，高、中压缸的缸体温度下降的幅度越大，且下降得速度均较大，远大于正常停机后的自然冷却缸体下降速度，这样对汽缸的金属寿命影响很大。

机组在锅炉BT后2 h时，高压转子外表面受到的拉应力上至

最高75.8 MPa，几乎同时中压转子外表面受到的拉应力也上至最高115.9 MPa，这样高拉应力对转子的破坏性特别严重。在此之后，随着主汽、再热汽温度下降速度的变缓，应力变化也逐步降低。

在锅炉系统缺陷处理后，启动风烟系统风机恢复机组负荷过程中，汽轮机高压转子最大应力达138 Mpa（压应力）（此时高压上缸缸体金属温度达418 ℃、高压下缸缸体金属温度达443 ℃），中压转子最大应力达142 Mpa（压应力）（此时中压上缸缸体金属温度达450 ℃、中压下缸缸体金属温度达453 ℃），随着机组负荷逐步稳定后，应力趋于降低并稳定，这样整体转子应力变化完成一个循环，每这样循环一次，对汽轮机转子寿命都有一定的损耗。

1.3 对发电机系统的影响

机组由高负荷或正常负荷工况下快速降低至2—3MW时，发电机本体发热量急剧降低，其本体线圈温度降低，其内部氢气湿度升高，特殊情况下可能产生结露，快速大量的冷缩使得线棒滑移量增大，频繁这样的工况，可能导致线棒磨破漏水，损坏发电机内部设备。

发电机由高负荷降到极低负荷，运行一段时间后，再将负荷升起至正常负荷的过程，就是发电机内部发热部件热应力循环的一个过程，负荷率变化越大导致的交变应力量越大，这样频繁的变化，会导致发电机内部部分零部件松动或摩擦损坏。

1.4 BT工况下危险因素分析

低负荷工况下运行存在的危险隐患：

（1）汽包水位不易控制，易引起水位波动，主汽、再热汽处于低温运行状态，且此时为了尽量保持主汽、再熱汽压力下降速度慢，各疏水门均不开起，为此汽轮机存在水冲击的隐患很大。

（2）主汽温度、再热汽温度下滑较低，过热度偏低，易产生汽中带水现象，对汽轮机组有一定威胁，特别是长时间运行后，主汽、再热汽温度都已很低，都已远低于对应汽缸金属温度，为此汽温对每个汽缸金属都是一种强制的冷却，有一定的破坏性。

（3）在BT极端低负荷2MW—3MW工况下运行，给水系统中的一台汽泵必须退出给水系统，此时为了减缓主汽、再热汽压力下降速度，高旁、低旁均在关闭位置，由于主汽流量少、给水流量也相应较少，运行汽泵的再循环门必须伴随着开起，长时间这样运行，此再循环阀的磨损相当严重。

（4）单台汽泵运行，电泵在运行状态作为热备用方式，消耗厂用电量。

（5）高过减温水门、再热汽减温水门必须严密，否则影响到主汽、再热汽的降低，严重时可能导致汽中带水、水冲击。

（6）这种工况下，只有中压缸进汽而高压缸不进汽，要特别注意高压缸至排汽装置通风阀开起及高压缸内部金属温度变化情况，防止因缸内鼓风损失大导致金属温度高、动静部分发生摩擦损坏设备。

（7）锅炉BT后机组从大负荷突降或重新启动时，对锅炉本体、汽机本体的运行都是很大的冲击，锅炉系统的膨胀节、焊口都是热胀冷缩、风压波动可能造成薄弱环节处破裂泄漏。

（8）在锅炉BT操作及恢复过程中，反复进行切缸、反切缸、厂用电切换等重大操作，引起人员误操作的概率较大。

2 为了防止设备损坏、延长汽轮发电机组寿命，特制定以下防范措施

循环流化床锅炉因设备或系统故障原因，可达到短时间的停炉不停机工况、减少发电机与电网解列引起的非停次数，但这些工况对机、电、炉系统及寿命都有不同程度的损伤，为此要尽量避免或减少这些工况的发生。

（1）提高锅炉系统中设备的健康水平，尽量减少BT的发生。

（2）在锅炉发生BT进行调整操作过程中，如果10 min内，主汽、再热汽温度下降超过50 ℃，必须立即打闸停机，防止汽轮机进水，导致汽轮机大轴弯曲事故的发生。

（3）汽轮机降负荷运行，保证主汽、再热汽汽温与相应的汽缸内壁金属温度偏差不得高于50 ℃，如果超过该值，必须立即打闸停机，防止汽轮机系统损坏。

（4）按照汽轮机运行说明书要求，过热汽和再热蒸汽温度降低速率不得超过1℃/min，且过热度最低必须维持在80 ℃以上，汽轮机降负荷采用“中缸控制”运行方式，再热汽温度必须高于430 ℃。

（5）在锅炉系统缺陷消除、各种风机启动恢复过程中，各挡板开起速度要缓慢，各种风压变化要适度，防止风压大起大落导致风烟系统非金属膨胀节超压破裂。

锅炉节能技术监督管理规程 篇4

编者按

近日，国家质检总局特种设备安全监察局发布了《锅炉节能技术监督管理规程》，将于2010年12月1日起实行。该规程依据《特种设备安全监察条例》、《高耗能特种设备节能监督管理办法》的规定，对锅炉设计、制造、安装、改造、维修和使用等环节的节能工作提出明确要求，对规范锅炉节能工作具有重要意义。现将该规程的部分内容刊登如下，供读者学习参考。

第一章

总 则

第一条

为了规范锅炉节能工作，促进锅炉安全性与经济性的统一，根据《特种设备安全监察条例》、《高耗能特种设备节能监督管理办法》，制定本规程。

第二条

本规程适用于《特种设备安全监察条例》规定范围内以煤、油、气为燃料的锅炉及其辅机、监测计量仪表、水处理系统、控制系统等（以下简称锅炉及其系统）。

燃用其他燃料的锅炉、电加热锅炉和余热锅炉的节能监督管理参照本规程执行。

第三条

本规程规定了锅炉及其系统节能方面的基本要求。对于适用范围内的锅炉，其设计、制造、安装、改造、维修、使用、检验检测等均应当执行本规程的规定。

各级质量技术监督部门负责监督本规程的执行。

第四条

鼓励生产单位研究利用新技术、新工艺，提高锅炉及其系统能源转换利用效率，以满足安全、节能、环保的要求。

达到工业锅炉热效率指标（见附件A）规定目标值的各类工业锅炉产品，可以作为评价工业锅炉节能产品的条件之一。

第二章

设 计

第五条

锅炉及其系统的设计应当符合国家有关节能法律、法规、技术规范及其相应标准的要求。锅炉设计文件鉴定时应当对节能相关的内容进行核查，对于不符合节能相关要求的设计文件，不得通过鉴定。

各类工业锅炉设计热效率值应当满足附件A中限定值要求；电站锅炉热效率值应当满足相应标准规定或用户技术要求。

第六条

锅炉设计应当包括热力计算、烟风阻力计算、水动力计算等内容，以明确锅炉及其系统的经济性。

第七条

锅炉设计说明书应当包括锅炉安全稳定运行的工况范围、设计燃料要求、燃料消耗量、设计热效率、锅炉金属消耗量、配套的辅机参数，以及排烟温度、给水温度、过量空气系数等与锅炉经济运行有关的主要参数指标及其设计依据。

锅炉安装使用说明书中应当包括系统设计概况、安装指导要求和经济运行操作说明等内容。

第八条

锅炉排烟温度设计应当综合考虑锅炉的安全性和经济性，符合以下要求：

(一)额定蒸发量小于1t/h的蒸汽锅炉，不高于230℃；

(二)额定功率小于0.7MW的热水锅炉，不高于180℃；

(三)额定蒸发量大于或者等于1t/h的蒸汽锅炉和额定功率大于或者等于0.7MW的热水锅炉，不高于170℃；

(四)额定功率小于或者等于1.4MW的有机热载体锅炉，不高于进口介质温度50℃；

(五)额定功率大于1.4MW的有机热载体锅炉，不高于170℃。

第九条

锅炉排烟处的过量空气系数应当符合以下要求：

(一)流化床锅炉和采用膜式壁的锅炉，不大于1.4；

(二)除前项之外的其他层燃锅炉，不大于1.65；

(三)正压燃油（气）锅炉，不大于1.15；

(四)负压燃油（气）锅炉，不大于1.25。

第十条

锅炉燃烧设备、炉膛结构的设计应当符合以下要求：

(一)设计合理，与设计燃料品种相适应，保证安全、稳定、高效燃烧；

(二)锅炉配风装置结构可靠、操作方便，风压、风量能够保证燃料充分燃烧且配风调节灵活有效；

(三)层燃锅炉燃烧设备宜采用漏料少、漏风量小、料层厚度分布均匀的结构，并选择合理的通风截面比，其炉拱能够有效组织炉内烟气流动和热辐射，以满足新料层的引燃和强化燃烧的需要，保证燃料稳定着火和燃尽。

第十一条

根据不同燃料特性和锅炉结构，合理布置受热面，选取合理、经济的烟气流速，减小烟气侧的阻力。

第十二条

锅炉结构应当方便受热面清理，对于额定蒸发量大于或者等于10t/h和额定功率大于或者等于7MW的燃煤锅炉，对流受热面易积灰时，应当设置清灰装置。

第十三条

锅炉炉墙、烟风道、各种热力设备、热力管道以及阀门应当具有良好的密封和保温性能。当周围环境温度为25℃时，距门（孔）300mm以外的炉体外表面温度不得超过50℃，炉顶不超过70℃，各种热力设备、热力管道以及阀门表面温度不得超过50℃。

第十四条 合理设置检修门（孔），便于受热面清灰、清垢、保养和维修。锅炉门（孔）、窥视孔、出渣口应当采用密封结构，保证锅炉漏风系数在设计要求之内。

第十五条

锅炉计量、检测、控制仪表的配置应当满足《锅炉仪表配置要求》（见附件B）的要求。锅炉本体以及尾部相连接烟风道应当预留能效测试、控制计量孔（点），用于检测、记录锅炉运行状况。

第十六条

锅炉房系统设计时，应当在保证安全性能的前提下，充分提高能源利用效率，减少水、电、自用热以及其他消耗，促进热能回收和梯级利用。

锅炉房设备布置时应当尽量减少管道、烟风道的长度及其弯头数量，以减少流动阻力。

第十七条

应当根据用户热负荷需求及其变化特点合理选择锅炉炉型、数量和容量，使锅炉在最佳能效工况下运行。

第十八条

当用户热负荷波动较大且频繁时，应当采取均衡负荷的措施，实现有效调节。

多台锅炉的系统宜配置集中控制装置，保证锅炉运行平衡，处于经济运行状态。

第十九条

锅炉介质参数的选取应满足使用要求，不应使锅炉的额定出口压力和温度与使用的压力、温度相差过大。

第二十条

锅炉辅机配置应当与锅炉匹配，满足锅炉及其系统高效运行的要求。

水泵配置应当满足以下要求：

(一)热水锅炉循环水泵，根据系统安全、设计阻力和循环流量进行选择，热水锅炉房循环水泵数量不得少于2台；

(二)热水锅炉系统补水泵的选择能适应系统补水的需要，补水量一般不宜大于系统循环水量的1％；

(三)蒸汽锅炉给水泵宜采用变速装置；采用变速装置时，应单元制运行。

锅炉风机参数的选取应当根据锅炉的额定出力、燃料品种、燃烧方式和烟风系统的阻力计算，并且根据空气含氧量、烟气的温度和密度以及当地的气压进行修正。

第二十一条

蒸汽锅炉连续排污水的热量应当合理利用，宜根据锅炉房连续排污总量设置连续排污扩容器和排污水换热器。对总容量大于或者等于10t/h的蒸汽锅炉房，应当设置排污扩容器或者排污水换热器，以便回收排污水的热量，减少排污损失。

第二十二条

锅炉及其系统应当杜绝跑、冒、滴、漏，充分利用冷凝水、二次蒸汽和连续排污水的热量，并且采取措施尽可能提高可回收冷凝水的回收利用率。

第二十三条

以天然气为燃料的锅炉，宜采用半冷凝或者全冷凝尾部热交换装置，回收烟气中的热量。

第二十四条

锅炉设计文件中应提出符合有关技术规范及其相应标准的水质要求。

第二十五条

锅炉的煤闸板、风机轴承、循环水泵轴承的冷却水和水力除渣冲灰用水应当尽可能循环使用。

第三章

制造、安装、改造与维修

第二十六条

锅炉制造单位应当保证锅炉产品能效达到规定指标要求，不得制造国家产业政策明令淘汰的锅炉产品。

第二十七条

锅炉制造单位应当向使用单位提供锅炉产品能效测试报告。能效测试工作应当由国家质检总局确定的锅炉能效测试机构（以下简称测试机构）进行。

工业锅炉产品按照《工业锅炉能效测试与评价规则》（TSG G0003）中定型产品热效率测试方法进行热效率测试（以下简称定型测试）。定型测试热效率结果应当不低于附件A规定的限定值，对于附件A未涵盖的锅炉，定型测试热效率结果应当不低于设计值的要求。

电站锅炉产品按照相应标准进行能效测试，测试结果应当满足相应标准规定或者技术要求。

第二十八条

锅炉定型测试可以在制造厂或者使用现场进行。

批量制造生产的工业锅炉（指同一型号、生产多台的情况），定型测试完成后制造单位应当及时将测试报告提交监督检验机构。在定型测试完成并且测试结果达到能效要求之前，制造数量不应当超过3台，否则监督检验机构不得向该型号锅炉继续出具监督检验证书。批量制造的工业锅炉通过定型测试后，只要不发生影响锅炉能效的变更，不需要重新进行定型测试。非批量生产的工业锅炉，应当逐台进行定型测试。

工业锅炉定型测试应当在安装完成6个月内进行；电站锅炉能效测试一般在安装完成后调试试运行期间进行。

第二十九条

工业锅炉定型测试结果不符合能效要求时，应当采取下述措施：

(一)制造单位对该产品进行改进，使其符合能效要求，并且由同一测试机构重新测试确认，否则不得继续制造该型号的锅炉产品；

(二)测试机构将该产品不符合能效要求的情况书面告知监督检验机构，监督检验机构不得向该型号锅炉继续出具监督检验证书。

电站锅炉测试结果不符合能效要求时，制造单位应当对该产品进行改进以满足相关要求。

第三十条

锅炉及其系统的安装、改造与维修，不得降低原有的能效指标。锅炉改造与重大维修可能导致锅炉及其系统能效变化时，应当由锅炉使用单位（或委托有能力的机构）进行能效测试或者评价，证明锅炉及其系统能效状况没有降低。

第三十一条

锅炉制造单位，除按照锅炉安全技术规范要求提供与安全有关的技术资料外，还应当提供与节能有关的技术资料，至少包括以下内容：

(一)锅炉设计文件鉴定时对节能相关的内容进行过核查的证明材料；

(二)锅炉产品热效率测试报告。

第四章

使用管理

第三十二条

锅炉使用单位对锅炉及其系统的节能管理工作负责。从事节能管理工作的技术人员应当具有锅炉相关专业知识，熟悉国家相关法律、法规、安全技术规范及其相应标准。

第三十三条

锅炉使用单位应当建立健全并且实施锅炉及其系统节能管理的有关制度。节能管理有关制度至少包括以下内容：

(一)节能目标责任制和管理岗位责任制；

(二)锅炉及其系统日常节能检查制度，并且做好相应检查记录并且存档；

(三)锅炉燃料入场检验分析与管理制度，并且按照设计要求正确选用燃料；

(四)计量仪表校准与管理制度；

(五)锅炉及其系统维护保养制度；

(六)锅炉水（介）质处理管理制度；

(七)锅炉操作人员、水处理作业人员节能培训考核制度，锅炉作业人员锅炉经济运行知识的教育培训、考核工作计划，并且有培训、考核记录。

第三十四条

锅炉使用单位应当建立能效考核、奖惩工作机制，结合本单位实际情况积极推行合同能源管理、安排进行定期能效测试，对不符合节能要求的应当及时进行整改。

第三十五条

锅炉使用单位应当对锅炉及其系统所包括的设备、仪表、装置、管道和阀门等定期进行维护保养，发现异常情况时，应当及时处理并且记录。

第三十六条

锅炉使用单位应当对锅炉及其系统的能效情况进行日常检查和监测。重点检查和监测的项目，包括锅炉使用燃料与设计燃料的符合性、燃料消耗量，介质出口温度和压力，锅炉补给水量和补给水温度，排烟温度，炉墙表面温度，以及系统有无跑、冒、滴、漏等情况。

第三十七条

锅炉使用单位应当加强能源检测、计量与统计工作。有条件的工业锅炉使用单位应当定期对锅炉及其系统运行能效进行评价，评价方法参照《工业锅炉能效测试与评价规则》（TSG G0003）。

第三十八条

锅炉使用单位每两年应当对在用锅炉进行一次定期能效测试，测试工作宜结合锅炉外部检验，由国家质检总局确定的能效测试机构进行。

第三十九条

锅炉操作人员应当根据终端用户蒸汽量、热负荷的变化，及时调度、调节锅炉的运行数量和锅炉出力，有条件的锅炉房可安装锅炉负荷自动调节装置。

第四十条

电站锅炉的正常排污率应当符合以下要求：

(一)以除盐水为补给水的凝汽式电站锅炉不高于1％；

(二)以除盐水为补给水的供热式电站锅炉不高于2％；

(三)以软化水为补给水的供热式电站锅炉不高于5％。

第四十一条

工业锅炉的正常排污率应当符合以下要求：

(一)以软化水为补给水或者单纯采用锅内加药处理的工业锅炉不高于10％；

(二)以除盐水为补给水的工业锅炉不高于2％。

第四十二条

锅炉水（介）质处理应当满足锅炉水（介）质处理安全技术规范及其相应标准的要求。

第四十三条

锅炉使用单位应当按照《高耗能特种设备节能监督管理办法》的规定，建立高耗能特种设备能效技术档案。有条件的单位应将锅炉产品能效技术档案与产品质量档案和设备使用档案集中统一管理（相同部分档案资料可保存一份）。锅炉能效技术档案至少包括以下内容：

(一)锅炉产品随机出厂资料（含产品能效测试报告）；

(二)锅炉辅机、附属设备等质量证明资料；

(三)锅炉安装调试报告、节能改造资料；

(四)锅炉安装、改造和维修能效评价或者能效测试报告；

(五)在用锅炉能效定期测试报告和运行能效测试与评价报告；

(六)锅炉及其系统日常节能检查记录；

(七)计量、检测仪表校验证书；

(八)锅炉水（介）质处理检验报告；

(九)燃料分析报告。

第五章 检验检测和能效测试

第四十四条

从事锅炉能效测试工作的机构，由国家质检总局确定并统一公布。

第四十五条

锅炉能效测试机构应当保证能效测试工作的公正性，以及测试结果的准确性和可溯源性，并且对测试结果负责。

第四十六条

检验检测机构在对锅炉制造、安装、改造和重大维修过程进行监督检验时，应当按照节能技术规范的有关规定，对影响锅炉及其系统能效的项目、能效测试报告等进行监督检验。

第四十七条

在用工业锅炉定期能效测试应当按照《工业锅炉能效测试与评价规则》（TSG G0003）中锅炉运行工况热效率简单测试方法进行（电加热锅炉除外）。当测试结果低于附件A中限定值的90%，或者用户要求对锅炉进行节能诊断时，应当按照《工业锅炉能效测试与评价规则》（TSG G0003）中锅炉运行工况热效率详细测试方法进行测试，并对测试数据进行分析，提出改进意见。

电站锅炉定期能效测试按照相应标准规定的方法进行。

第六章 监督管理

第四十八条

锅炉生产单位和使用单位应当接受质量技术监督部门的监督管理，积极配合相关能效测试工作，对发现的问题及时进行整改。

第四十九条

办理锅炉使用登记时，使用单位应当提供锅炉产品能效相关情况。已进行过产品能效测试的，应当提供测试报告；需要在使用现场进行能效测试的，应当提供在规定时间内进行测试的书面承诺和时间安排，以便于质量技术监督部门进行监督检查。

锅炉能效指标不符合要求的，不得办理使用登记。

第五十条

锅炉能效测试机构、设计文件鉴定机构，应当按照规定取得相应项目的测试和设计文件鉴定资格，接受质量技术监督部门的监督检查，并且对测试结果的准确性和设计文件鉴定结论的正确性负责。

第五十一条

锅炉能效测试机构发现在用锅炉能耗严重超标时，应当告知使用单位及时进行整改，并报告所在地的质量技术监督部门。

第五十二条

锅炉发电机组的节能技术探讨 篇5

工业燃煤锅炉复合燃烧技术节能改造项目

验收汇报材料

一、项目概况

“工业燃煤锅炉复合燃烧技术节能改造项目”由湖南永州奔腾彩印有限公司承建；总投资355万元，其中固定资产建设投资285万元，其他资金70万元；建设内容：对现有燃煤锅炉进行复合燃烧技术改造，配备节能设备，改造送料装置及其附属设施；同时，为适应公司新建厂房的生产需要，配套新建一个新型节能复合式燃烧锅炉，项目总建筑面积为394平方米。建设年限：2011年12月-2012年6月，项目建成后年处理废料可达3500余吨，节约标准煤3628吨，每台锅炉每年减少硫化物排放量129.4吨，减少烟尘排放量180.2吨。

二、项目建设单位基本情况

湖南永州奔腾彩印有限公司是一家跨地域、跨行业发展的民营文化企业，是湖南省“小巨人”企业之一，公司成立于1998年，注册资金4200万元，主要从事印刷、图书发行、传媒广告、文化传播、出口包装、立体弹跳书以及进出口业务代理。公司于2004年相继通过了ISO9001：2000国际质量管理体系认证和ISO14001环境管理体系论证。2005年被授予首届“全国诚信印刷企业”称号，同时也被评为“湖南省遵守印刷行业公约优秀单位”“湖南省印刷行业诚信示范单位”并获得省银行协会评定的“守信用企业”，省农行评定的“AAA级信用企业”、“省级纳税A级企业”、省、市级“重合同守信用单位”和“永州公众最喜爱

品牌”、“永州消费者信得过单位”“2012年国家文化出口重点企业”等荣誉。

三、项目实施前能源资源消耗状况

项目实施前,一方面标煤燃烧不完全的现象；另一方面生产木质包装车间每年产生的大量木质边角废料当固体垃圾处理，木质边角废料无利用率。

改造前锅炉使用5500大卡的烟煤，每台锅炉每年需要烟煤6240吨，年综合消耗烟煤近12500吨。

改造后可利用本公司生产所形成的木质废料，年处理木质废料可达3500余吨，通过复合燃烧技术改造的现有锅炉可节约15%的用煤量，新建节能锅炉节煤量将达到20%，年共节约标煤3628吨。

四、项目实施后节约能源资源达到的效果

1．项目实施后将充分利用本公司生产车间所产生的木质废料，年处理废料可达3500余吨。

2．节约标准煤3628吨。计算方法如下：

目前本公司锅炉全天投运，每月生产26天，全年生产312天，日耗标煤20吨，即20吨×26日=520吨/月，每年按12个月的生产时间计，需标煤：520×12=6240吨。

项目完成后：每10公斤废料产热量约相当燃煤5公斤，计算：（3500×1000×5）÷（10×1000）=1750，即3500吨废料可节约燃煤1750吨；

现有节能改造锅炉直接节约标煤：

(6240-1750÷2)×15%=805吨； 新建节能锅炉直接节约标煤:(6240-1750÷2)×20%=1073吨；

每年合计节约标煤：1750+805+1073=3628吨； 每年节约金额3628吨×900元/吨=326.52万元；

五、项目建成后新增效益

新建节能锅炉节煤量将达到20%，年共节约标煤3628吨，每年将直接节约生产成本达326.52万元，为企业带来了直接的经济效益。同时，每台锅炉每年减少硫化物排放量129.4吨，减少烟尘排放量180.2吨。

本次节能改造项目不仅直接节约了生产成本，同时又缩短了生产资金循环周期，提高了生产效率，新增销售收入达11000万元，新增利润1000万元，新增税收400万元。项目建成后将以我公司取得的显著经济效益和社会效益为号召力，带动周边生产企业进行节能技术改造，从而实现工业企业生产经营的可持续发展。

本项目总投资355万元，其中固资285万元，其他70万元；已于2012年6月完工，完全做到了专项专用。项目建成后经济效益和社会效益显著，完全达到预期目标。

请求领导予以验收指导。

锅炉发电机组的节能技术探讨 篇6

国能生物发电有限公司 节能技术监督规定

第一章 总 则

第一条 为了强化节能技术监督工作，根据«中华人民共和国节约能源法»和原电力部颁发的《电力工业节能技术监督规定》、《国能生物发电有限公司技术监督管理规定》，结合公司实际情况，特制定本规定。

第二条 节能技术监督指对影响分公司（项目公司）经济效益的重要参数、性能和指标进行检查、调整及评价，对发电设备的效率、能耗进行监督。它涉及企业耗能设备及系统的设计、安装、调试、运行、检修和技术改造等诸环节，目的是使分公司（项目公司）的燃料、油、汽、水、电等消耗指标达到最佳水平。

第三条 各分公司（项目公司）应依靠科技进步，积极采用先进适用的节能技术、工艺、设备和材料，采用计算机等现代化管理手段，挖掘企业内部潜力，进一步提高分公司（项目公司）经济效益。

第二章 监督机构和职责

第四条 公司的节能技术监督分两级管理，一级是公司，二级是分公司（项目公司）。第五条 公司安全生产部是公司节能技术监督的归口管理部门，其主要职责是：

（一）贯彻执行国家和上级主管部门有关节能技术监督方面的方针、政策、法规、标准、规程和制度；

（二）监督分公司（项目公司）各项能耗指标（如标杆单耗、汽机热耗、锅炉效率、补水率等）和节能措施的完成情况，并对各分公司（项目公司）正平衡标杆单耗计算的准确性进行监督；

（三）对新建、扩建及技改工程进行节能全过程监督。当能耗指标偏离设计值时，组织进行技术诊断，分析原因，提出对策，督促解决；

（四）检查、督促各分公司（项目公司）节能技术监督工作的开展和节能奖励办法的执行，总结交流节能技术监督经验。

第六条 各分公司（项目公司）应由主管节能工作的副总经理负责本单位的节能技术监督工作，明确生产部负责技术监督的日常管理工作，建立节能技术监督网，制定相应的职责和工作程序。

分公司（项目公司）节能技术监督的主要职责是：

（一）贯彻执行上级的节能技术监督规定，检查、监督各有关部门执行；

（二）制定本单位节能计划指标，并将能耗指标分 解下达给有关部门，监督其执行；

（三）对本单位的技改项目进行节能技术监督，包括对节能技改和节能项目的效益进行评估；

（四）对能源计量装置进行计量监督；

（五）定期召开节能分析例会，总结交流监督经验，分析节能效果。对能耗指标偏大的原因进行分

析，提出整改措施；

（六）及时上报节能监督报告和指标，于7月3日和次年1月3日前向公司上报上半年和年度工作总结；

（七）制定、实施本单位节能奖罚办法，表彰和奖励节能先进集体和个人。

第三章 分公司（项目公司）节能技术监督 第七条 基建监督内容如下：

（一）机组选型时，优先选用高参数、大容量的高效机组，优化设计方案，确定先进合理的煤耗、电耗和水耗等设计指标；

（二）分公司（项目公司）应加强对设备制度、基建安装和调试的节能技术监督工作。新机组在半年试生产期间，应按照部颁《火力发电厂基建工程启动及竣工验收规程》的要求，做好各项试验工作，试生产结束后，应编写热力试验和技术经济指标报告。

（三）按要求每月向公司报节能月报。第八条 基础监督内容如下：

（一）能源计量是节能监督的基础，各分公司（项目公司）必须配齐生产和非生产用的燃料、油、汽、水、电计量表计，并规定进行校验，使能源计量器具配备率和周期受检率达到100％，计量检测率达到95％，计量人员必须持证上岗；

（二）计算机在线监测是分公司（项目公司）进行节能技术监督的重要手段，各分公司（项目公司）必须尽快投用计算机在线监测装置，并开发偏差分析功能，使之成为标杆单耗日常分析的重要方法；

（三）机组大修前后必须进行效率对比试验，主要辅机改进前后必须进行性能对比试验，锅炉计划检修前后必须进行锅炉测定，为节能技术监督提供依据。以上试验必须有相应的报告；

（四）各分公司（项目公司）必须将非生产用能与生产用能严格分开，按月抄表；建立健全能耗和小指标统计台帐，为能源分析提供可靠依据；标杆单耗计算参照原电力部颁发的《火力发厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法》执行。

第九条 燃料监督内容如下：

（一）各分公司（项目公司）对燃料管理应建立有效的监督机制，做好燃料品种的监测工作，必须对入厂燃料 的发热量、挥发份和灰分含量进行监督考核；

（二）新建和在运分公司（项目公司）必须配备入厂和入炉燃料计量装置，燃料取样应尽量采用机械自动取样装置，燃料取样的采、制、化必须由分公司（项目公司）制定的部门和专人严格管理；

（三）各分公司（项目公司）应加强料场管理，料场堆放示意图要上墙定置管理，要搞好配燃料和料场的喷淋、翻垛工作，防止燃料自燃，减少粉尘飞扬；每月对各料场进行盘点，并提出盘点报告；

（四）燃料损规定：公路运输损耗为不超过1%，每换装一次的损耗标准暂定为1%，换装损耗按换装次数累加。各或检尺分公司（项目公司）均以到厂交货检斤为准。场损率――每月的贮存损失在日平均存燃料量的0.5％以内；热量损失――入厂与入炉燃料的发热量差应小于502kJ/kg（120kcal/kg）。燃料损失超过规定时应提出整改措施并上报公司有关部门。

第十条 运行监督内容如下：

（一）各分公司（项目公司）应充分发挥计算机在线监测及其性能计算的作用，应密切监视与机组经济性有关的运行参数和指标，重点对主汽压力、主汽温度、真空、高加投入率、给水温度、凝汽器端差、氧量、飞灰可燃物含量、排烟温度以及主要辅机用电率等指标进行监督；

（二）各分公司（项目公司）应掌握主机和主要辅机的运行特性，搞好锅炉燃烧优化工作，对主机及主要辅机实行经济调度；

（三）各分公司（项目公司）应根据原能源部颁发的«火力发厂节约能源规定»的要求定期对汽机真空严密性的测试及锅炉受热面的吹灰等情况进行监督和考核；

（四）各分公司（项目公司）应对锅炉进行热化学试验，确定锅炉合理的排污量；机组启动正常后，应及时关严疏水门，运行中应设法消除阀门泄漏。以便最大限度地减少汽水损失，使机组补水率不大于3％。

第十一条 检修监督内容如下：

（一）各分公司（项目公司）必须建立完整的、有效的检修质量监督体系，制定检修规程，明确检修工艺和质量要求，检修中加强检查、督促，严格把好验收关，机组大修后，必须做好热态评估和总结工作；

（二）利用检修机会，彻底清理锅炉受热面、尾部受热面、汽机通流部分、凝汽器和加热器等设备，以提高热效率，同时应进行真空系统查漏、堵漏和阀门泄漏消除等工作，确保真空严密性合格，锅炉漏风率达到厂家设计要求；

（三）各分公司（项目公司）技改工程应贯彻节能原则，执行国家《关于基本建设和技术改造工程项目可行性研究报告增列（节能篇）的暂行规定》，选用的设备和装置，应有国家、部或计量部门的合格鉴定或认证，禁止使用已公布淘汰的用能产品；

（四）各分公司（项目公司）必须做好机组保温工作，热力设备、管道及阀门的保温应完好，保温层表面与周围环境温差应不超过25℃。保温效果的检测应列入大修竣工验收项目，当年没有大修的机组，也必须对保温普测一次；

（五）各分公司（项目公司）要充分发挥进口设备的优势，搞好日常维护消缺，消除“七漏”，实现“无泄漏分公司（项目公司）”；

（六）各分公司（项目公司）要搞好热控设备的维护，主要运行表计至少在每次计划检修中进行一次校验，影响机组经济分析的表计要根据需要和可能随时进行校验，入厂、入炉燃料和上料皮带电子秤要按制造厂家规定进行校验，要维护好计算机在线监测、性能计算、热力性能监视系统和运行指标打印等硬件设备，热工自动调节装置的投入率应大于85％。

第四章 监督考核

第十二条 公司将按照《国能生物发电有限公司生产经营考核办法》，每年组织进行一次节能技术监督考评工作，对各分公司（项目公司）的节能工作进行奖惩。

第十三条 对因监督不力造成严重后果的，公司将追究当事者的责任。第十四条 对节能监督有突出贡献的单位和个人，公司将在节能工作会议上给予表彰和奖励。

附录1 节能监督相关技术标准：

《中华人民共和国节约能源法》（97年11月 主席令第90号）

《电力工业节能技术监督规定》（电安生[1997]399号）《火力发电厂节约能源规定》(试行)（能源节能[1991]98号）

《火电厂节约用油管理办法》(国电发[2001] 477号)《节约能源监测管理暂行规定》计资源 [1990] 60号 《水利电力部计量管理工作规定》（1987）

《电力工业发电企业计量器具配备规范》（能源部）1992 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电建 [2000] 《中国节水技术政策大纲》 国家发改委、科技部、水利部、建设部等2005年

GB/T 18916.1 《取水定额 火力发电部分》

GB/T 8117.1-2003 《汽轮机热力性能验收试验规程 第一部分》

GB/T 8117.2-2003 《汽轮机热力性能验收试验规程 第二部分》 GB/T 10184 《电站锅炉性能试验规程》

GB/T 18021 《设备及管道绝热层表面热损失现场测定 表面温度法》

GB 3216 《离心泵、混流泵、轴流泵和旋涡泵试验方法》

DL/T 606 《火力发电厂能量平衡导则》 DL/T 783 《火力发电厂节水导则》 DL/T892 《电站汽轮机技术条件》 DL/T748 《火电厂锅炉检修导则》

DL/T 839 《大型锅炉给水泵性能现场试验方法》 DL 467 《电站磨煤机和制粉系统性能试验》 DL 469 《电站锅炉风机现场性能试验》 DL/T 567 《火力发电厂燃料试验方法》

DL／T 581 《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置》

发电厂锅炉引风机节能改造 篇7

风机节能在国民经济各部门中的地位和作用是举足轻重的。因而风机的节能具有十分重要的意义[1]。造成风机能耗较高的原因有多种。例如,由于通风工程设计者对管网阻力计算不准确,选用风机的人员又担心计算压力和流量不能满足工况需要,故选用过大的安全裕量,或者无适宜性能的风机规格可选而选用风机的高档性能或高压区。结果,由于层层加码,造成所选用风机的额定风量远远超过工况实需风量。这时风机操作者只好采用插板或调节门节流来增加阻力,以求减少风量,使之符合工况要求。

风机的配套电动机容量选取偏大。由于国产电动机的规格难以完全满足风机的配套,采购时往往选取高档额定功率的电动机,造成大马拉小车,降低了电动机的负荷率,浪费了电能。风机使用中采用了不适宜的或效率低的调节方法,降低了风机的调节效率[2,3,4]。

据某煤炭公司对148台矿井主通风机的调查,运行效率在70%以上的占10%左右;运行效率低于55%的竟达59%。据某钢铁联合企业的调查,通风机的平均运行效率只有40%左右。某发电厂锅炉鼓引风机的最高运行效率只有67.5%,最低仅为45.2%[5,6,7]。

因此,本文充分利用凯迪公司现有的设备进行研究改造,以期取得良好的效果,为推广风机节能工作提供基础试验数据。

1 引风机性能

本试验引风机选用两台电机功率800 kW的型号为Y6-40-26F引风机,参数如表1所示。

2 试验工况

为了准确掌握目前引风机及其相关烟道的特性,为引风机改型提供准确的数据,进行引风机性能试验,并根据试验结果计算引风机改型设计参数。通过锅炉负荷分别在不同工况条件下,对两台引风机进行试验,获得其性能参数。

#1炉两台引风机甲和乙进行试验,每次试验选择8个工况,各个工况的试验内容如下:

(1)工况1:甲引风机单独运行,乙引风机停用,锅炉负荷为经常出现的低负荷。

(2)工况2:甲引风机单独运行,乙引风机停用,甲引风机进口风门开度为100%,锅炉负荷调整至相应引风量下的负荷。

(3)工况3:启动乙引风机,甲引风机仍保持运行,且它的进口风门开度仍保持100%,调整乙引风机进口风门,使得锅炉负荷达到额定值,且此时总引风量为额定锅炉负荷下的可能的最大值。

(4)工况4:两台引风机投用,锅炉负荷、总引风量维持在工况3下的数值,将两台引风机调整至相同电流。

(5)工况5:两台引风机投用,将锅炉负荷调整至经常运行的高负荷,相应调整两台引风机使得两台引风机保持相同的电流。

(6)工况6:两台引风机投用,将锅炉负荷、总引风量恢复到工况3下的数值,乙引风机进口风门开度调整至100%,而甲引风机进口风门开度调整至合适的数值。

(7)工况7:甲引风机停用,乙引风机单独运行,乙引风机进口风门开度为100%,锅炉负荷调整至相应引风量下的负荷。

(8)工况8:甲引风机停用,乙引风机单独运行,锅炉负荷为经常出现的低负荷。

由于工况3、工况6的一侧引风机进口风门全开、另一侧引风机进口风门开度较小,以致除尘器后的两侧烟道的烟气量相差很大,使得烟气量小的一侧烟气速度较低,部分测点速度接近于零甚至有回流,存在较大的烟气量测量误差,因此,对工况3、工况6的试验数据不作分析计算。

3 试验结果与分析

3.1 不同试验工况下烟气量特性

本试验分别对六种工况进行试验,并对各个工况下的参数在不同氧量和不同转速的条件下进行了修正,如表2所示。关于表中的文字内容在表后做了相应注释。

3.2 #1炉引风量选型分析

由表2可以看出,在同等开度下,#1炉引风机甲各项指标、出力不及引风机乙,故#1炉选择引风机甲改造,引风机乙备用。将工况4烟气量修正至常态、设计转速、高氧量时的数值为105.93 m3/s,即在上述状态下,锅炉所需的总引风量为105.93 m3/s,单台引风量为52.96 m3/s,取53 m3/s作为改型设计工况1的风量用于#1炉风机选型。

根据表2中试验结果,拟合出常态、设计转速、高氧量时锅炉负荷与引风量的关系曲线与表格,#1炉如图1所示。

1-y=0.9011x+156.13;2-y=0.8239x+142.75;3-y=0.5278x+108.74

高负荷220 t/h、高氧量5.0%、引风机进口密度为0.87 kg/m3、引风机转速为960 r/min时,锅炉总引风量为98.44 m3/s,单台引风机的引风量为49.22 m3/s ,取该值作为改型设计工况2的风量用于#1炉风机选型。

高负荷220 t/h、正常氧量3.5%、引风机进口密度为0.87 kg/m3、引风机转速为960 r/min时,锅炉总引风量为90.00 m3/s,因此初步决定此时采用单侧运行,所以取该值作为改型设计工况3的风量用于风机选型完全满足要求[8,9,10]。

3.3 不同试验工况下引风机风压试验

由表3可见:将满负荷试验工况4的引风机风压修正至常态、设计转速、高氧量时,此数值为:甲侧6 147 Pa,乙侧6 042 Pa,为了安全起见,加之乙侧风压可能不可靠,取两侧中的较大值并近似至6 150 Pa,作为改型设计工况1的风压用于风机选型。该取值对应的风门开度仍为工况4的风门开度72%～81%,即按6 150 Pa取值,引风机仍有较大的风压富裕量。

高负荷220 t/h、高氧量5.0%、引风机进口密度为0.87 kg/m3、引风机转速为960 r/min、锅炉总引风量为98.44 m3/s、单台引风机的引风量为49.22 m3/s时,所需风压为5 308.5 Pa,近似取5 310 Pa作为改型设计工况2的风压用于风机选型。

3.4 引风机改型设计参数汇总确定

根据前面对几种改型设计工况风量、风压的推算,得出改型设计参数汇总如表4所示,按锅炉负荷为220 t/h,引风机投入运行的是甲引风机,电机功率800 kW容量。

经过对锅炉不同工况、不同煤种引风机的引风量、风压等所有相关数据进行测试、试验,经过调研、技术论证和立项批准,决定引风机重新选型改造;对主要部件叶轮、集流器、机壳蜗舌、出口烟道流线重新设计,原出口烟道扩散角度约19°,不符合风机设计规范要求,规范要求出口烟道扩散角度不大于12°,此次改造一并设计,重新制作。为了节省费用,保留原风机电机、风箱、轴、轴承座等。根据性能试验结果,选取#1炉引风机甲改造。

根据前面性能试验,对设计工况风量、风压进行推算,得出改型设计参数汇总,选择国内业绩较好的引风机专业制造厂家作为引风机改造单位。

注释:(1)表中“氧量修正1”是将各试验工况下的氧量修正至同一氧量3.5%(正常运行氧量),以修正试验氧量不同引起的烟气量的不同;(2)表中“氧量修正2”是将各试验工况下的氧量修正至同一氧量5.0%(掺烧无烟煤所需氧量),以修正试验氧量不同引起的烟气量的不同;(3)表中“常态”为引风机进口烟气密度为0.87 kg/m3时的状态;(4)表中“标态”为引风机进口烟气密度为1.293 kg/m3时的状态;(5)表中“转速修正”是将各试验工况下的转速修正至引风机设计转速960 r/min;(6)表中“过量空气系数”由锅炉氧量按简化公式α=21/(21-O2)计算;(7)表中“电功率”根据引风机电流计算,计算中功率因素取0.85,电压取10.3 k V,而从DCS电气画面记录的电功率不准确,故没有表示;(8)表中“流量测量截面密度”根据引风机进口前烟道负压、温度、氧量按烟煤烟气密度特性曲线计算得到。(9)表中“/”前的数据是引风机甲,“/”之后的数据是乙。

参照改型设计参数,根据本厂引风机生产系列,最终确定选择Y4-60-14No.25.5F型引风机,叶轮(包括防磨处理)、集流器,机壳等主要部件由成都电力机械厂制作,出口烟道由我公司自行按规范设计,设备安装包括出口烟道安装由我公司生产部承担,改造后在现场进行动平衡调整试验。风机改型后的性能参数如表5所示[11]。

#1炉引风机甲于#1机组大修期间开始施工,改型后投用前,甲风机现场进行了动平衡调整,轴承振动都不超过0.03 mm,机械性能符合规范。#1炉引风机甲满载运行锅炉平均负荷195 t/h左右,比改造前负荷平均上升25 t/h,单引风机运行基本能满足当前负荷要求,对风机性能进行了测试,数据表明,#1炉引风机效率为76.2%[12]。

3.5经济性能分析

对电力市场和供热市场按年发电利用小时6 300 h、年供热210 000 t,预测锅炉年产汽3 250 000 t,机组的引风机单耗比改造前平均下降1.44 kWh/t汽,则:

年节约厂用电:

3250000 t×1.44kW/t汽=468000 kWh

年实现净效益:

4680000kWh×0.469元/kWh=2194920元

项目改造后实现效益约219.5万元/年。

4结论

经过对锅炉不同工况、不同煤种引风机的引风量、风压等所有相关数据进行测试、试验,决定对引风机重新选型改造。参照改型设计参数,根据本厂引风机生产系列,最终确定选择Y4-60-14No.25.5F型引风机。另外对改型后的经济性能分析,可节约成本219.5万元/年,效益可观。

摘要：武汉凯迪公司自主研发的生物质直燃循环流化床锅炉,试验锅炉为240 t/h循环流化床锅炉,每台炉配备两台电机功率800 kW的型号为Y6-40-26F引风机,单台引风机锅炉平均负荷170 t/h,为满足汽机接带负荷,需要启动两台引风机,运行方式不经济,通过技术改造,可实现节能目的。

关键词：循环流化床锅炉,引风机,性能试验

参考文献

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[11]莫晓聃,李涛.垂直轴风力机概述及发展优势剖析[J].节能技术,2010,28(5):450-453.

工业锅炉的节能技术与应用 篇8

关键词：工业锅炉；节能技术；应用

随着我国社会经济的发展，我国原有的工业发展模式已经不能够适应社会的需求，从而造成大量的资源浪费。我国工业发展中，工业锅炉作为重要的组成部分，但是它的节能状况比较低下，消耗的资源比较多，从而给企业发展带来一定的影响。如何降低工业锅炉的燃料消耗，提高它的节能水平，成为当前许多技术人员研究的课题之一。只有加强对工业锅炉节能技术应用的分析，提高我国工业锅炉的使用效率和节能水平，才能够达到国家可持续发展的战略目标，提高我国资源的利用率，减少对当地环境的污染和破坏。

1.当前我国燃煤工业锅炉存在的问题

1.1运行效率比较低下

要想提高我国工业发展水平，首先需要提高资源的利用率，但是在实际的工业锅炉应用中，许多锅炉的耗能量比较大，存在着比较多的问题，如果不能够及时进行解决，将会影响到我国整个工业的发展水平。其中工业锅炉运行负荷效率较低就是问题之一，尤其是在当前我国工业转型的重要時期，许多工业锅炉的运行负荷达不到相关要求，存在着锅炉多，应用少的现象。这主要是由于企业在进行锅炉设计时过分考虑企业未来发展水平，使得许多锅炉闲置无法发挥它的作用。

1.2锅炉设计和制造存在一定问题

我国工业锅炉设计和制造体系的问题，使得许多工程设计人员在设计的过程中，过于重视炉型和受热面的设计，但是对于燃烧设备和设备的深度设计不足，长期在这样的状况下不仅会影响到锅炉的使用状况，同时也会降低锅炉的节能水平，最终不利于我国工业的健康发展。除此之外，锅炉制造方面其制造工艺和技术相对落后，许多中小容量锅炉的链条炉排没有过大的变化，在原来的基础上容易产生漏煤、火口、漏风以及调风门不严密的现象，如果不能够及时解决这些问题，将会影响到锅炉的正常运行，对煤炭资源造成大量浪费，降低锅炉机组的燃烧、换热效率。

1.3锅炉燃煤质量不稳定

工业锅炉燃煤设计是以层燃燃烧为主，而且大多数会是链条炉排，所以煤炭的品质会对锅炉污染物的排放状况和燃烧效率产生较大的影响。在我国工业锅炉燃煤主要是原煤，这些原煤没有经过相应的洗选和加工，一些供应商甚至为了自身的利益，将许多煤种混合在一起卖给工厂，这样会导致煤种质量存在较大的差异性和不稳定性，导致煤炭热值低于锅炉的设计热值，最终导致燃烧工况变差，使得锅炉出力不足，锅炉燃烧率较低，影响到工业锅炉的运行质量。

1.4锅炉控制状况较差

燃煤工业锅炉需要有比较好的运行条件，这样才能够达到工业锅炉设计使用的要求，促进我国工业水平的提升。但是在实际的运行中，许多工业锅炉的控制水平比较差，控制人员专业素质不高，检测仪表配置较少，监控工作不到位，导致工业锅炉运行数据掌握不准确，影响到锅炉的运行维护，从而产生比较大的安全隐患。还有一些司炉工人由于自身工作责任意识比较差，在工作中不能够严格按照相关要求来进行，对锅炉的运行状况不能够进行准确判定，也就无法准确及时的进行调整，这样就会降低锅炉的运行质量，导致锅炉燃烧率下降，产生大量资源浪费，进而影响到企业的发展，不利于我国整体工业水平的提升。

2.工业锅炉节能技术应用

工业锅炉节能技术有着非常重要的作用，它会关系到燃料的利用状况，同时也会关系到企业的发展水平。相关人员在进行技术改造时应该要将节能放在重要地位，结合不同锅炉的特点来加强对节能技术的应用，从而达到节能目标。

2.1给煤装置改造技术

我国许多工业锅炉都是燃烧原煤为主，大部分为正转链条炉排锅炉，在给煤装置上主要采用斗式给煤装置。该装置容易导致煤块和煤末混合堆实在炉排上，从而阻碍了锅炉的进风，影响到锅炉燃煤的燃烧率。所以在进行改造时，设计人员可以将装置改为分层给煤装置，可以利用重力来对原煤进行筛选，将煤块和煤末自上而下松散的分布在炉排上，这样更利于锅炉进风，提高燃烧状况，同时也可以提高锅炉温度，达到锅炉设计要求。通过改善锅炉的燃烧状况，还可以减少灰渣含碳量，使其得到充分燃烧，减少对煤炭资源的浪费，最终达到节能效果，降低企业燃煤资金支出，实现企业利润最大化，帮助企业获得更好的发展空间。

2.2炉拱改造技术

我国工业锅炉采用的链条炉炉拱主要是由一个拱面形状的前拱和后拱组成的，该种形式的炉拱使得链条炉前后两个部分的烟气以及相邻的烟气各自上升，从而会降低锅炉炉膛前部的温度，这样不利于新煤的燃烧。而且在这样的状态下，锅炉内的烟气混合水平较低，产生燃烧不完全的现象，降低了锅炉的温度，最终影响到煤炭的燃烧率，不能够达到节能减排的目标。所以再进行锅炉改造时，设计人员可以将传统的结构中的前拱拱高降低，同时还要拉长拱长，可以降低变为人字形前拱，做好煤闸门的保护工作，使其不暴露在热辐射中，也可以提高新煤的燃烧率。

2.3分层燃烧技术

要想提高工业锅炉的燃烧效率，就要做好充分的分析，掌握锅炉燃烧的实际状况，制定出更加科学的改造技术，完成工工业锅炉节能改造任务。分层燃烧作为节能的重要技术措施之一，技术人员应该要加强对该项技术的分析，从而达到节能的目标。

2.4煤粉复合燃烧技术

煤粉复合燃烧技术主要是通过利用链条炉排以及煤粉这两种燃烧方式来进行，只有将这两种燃烧方式充分结合，才能够提高煤炭的燃烧率，减少污染物排放，同时也可以达到节能目标。在运用该项节能技术时，可以将炉排内的煤粉充分燃烧，不仅能够提高工业锅炉内的温度，同时也可以让扩大炉内的通风量，使其氧气量能够满足煤粉的充分燃烧，增强煤粉的燃烧率。煤粉利用炉排火来点燃，在燃烧过程中释放大量热，从而提高锅炉温度，这样能够为炉排上煤层燃烧提供热源，提高锅炉燃烧稳定性，减少煤炭资源的浪费。

3.总结

综上所述，工业锅炉在运行的过层中需要技术人员做好节能改造，这样才能够提升锅炉的运行效率，同时也可以企业赢得更多的利润。

参考文献：

机组锅炉蒸汽吹管调试方案 篇9

湖南湘潭发电有限责任公司二期工程2×600MW超临界机组 #3机组锅炉蒸汽吹管调试方案

中国大唐集团湘潭电厂二期扩建工程2×600MW燃煤机组锅炉系东方锅炉集团有限公司生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。锅炉拟采用过热器再热器一阶段联合稳压冲洗方案，以实现在确保吹管质量的前提下缩短整个工程工期、降低整个调试阶段的燃油耗量的目标。1技术标准和规程规范

1.1《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》

1.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》

1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《电力建设安全工作规程》

1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.7大唐湘潭电厂二期工程有关文件、图纸 2蒸汽冲管的目的

由于制造、运输、贮存、安装等原因，在汽水系统管道里可能会遗留一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障以后汽轮机设备的安全。3调试对象

锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉，采用单炉膛、π型布置，前后墙对冲燃烧方式，24只HT－NR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。锅炉设计煤种为贫煤。锅炉主要设计参数：

名

称 单位 BMCR THA BRL 过热蒸汽流量 t/h 1913 1664.1 1810.6 过热器出口蒸汽压力 MPa(g)25.4 25.0 25.3 过热器出口蒸汽温度 ℃ 571 571 571 再热蒸汽流量 t/h 1582.1 1388.2 1493.5 再热器进口蒸汽压力 MPa(g)4.336 3.802 4.087 再热器出口蒸汽压力 MPa(g)4.146 3.632 3.907 再热器进口蒸汽温度 ℃ 311 299 305 再热器出口蒸汽温度 ℃ 569 569 569 省煤器进口给水温度 ℃ 281 272 277 制粉系统：采用双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹系统，每炉配6台磨煤机（5台运行，一台备用），设计煤种煤粉细度按200目筛通过量为80%。

给水调节：机组配置2台50%B-MCR汽动给水泵和一台30% B-MCR容量的电动调速给水泵。

汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路。4蒸汽冲管的范围及方法 4.1冲管范围

锅炉受热面管束（蒸汽部分）及其联络管； 主蒸汽管道；

冷段再热蒸汽管道； 热段再热蒸汽管道； 高压旁路系统。4.2冲管方法

本次冲管采用稳压冲管。主系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽联箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲阀→临时管→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。在进入消音器前安装考核靶板装置，冲管至靶板考核合格为止。

高压旁路系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压旁路管→高旁截止门→临冲门→低温再热管路→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。其中高压旁路调整阀缓装用临冲阀代替，高旁回路不作靶板考核。

主系统吹洗大约持续30～60分钟（试化学制水情况而定）后打开高压旁路并关闭主系统临冲阀，高压旁路系统吹洗大约5分钟。在此之后打开主系统临冲阀同时关闭高旁临冲门；之后熄火停炉使之冷却。4.3冲管参数的选择

冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量； 根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道的材质的要求，在保证冲管系数的前提下，所取的稳压冲管压力要合适。稳压冲管汽水分离器压力5.5MPa～5.8MPa，在此过程中要严格控制主汽温度在427℃范围内，主蒸汽温度通过过热器蒸汽减温器减温至427℃以内，再热蒸汽温度通过再热器减温器和烟气挡板调至500℃以内。按照以上参数吹管，动量系数约为1.30～1.50，给水流量850t/h左右。

4.4 冲管中至少要保证停炉大冷却一次，停炉冷却时间24h以上。5冲管条件

5.1锅炉酸洗合格，系统恢复完成； 5.2锅炉各疏水管道恢复完毕；

5.3分离器及贮水箱水位计装好可投用；

5.4燃油管道经试压、吹扫，验收合格，所有油枪能正常投入运行； 5.5六套制粉系统具备投用条件；

5.6空气预热器蒸汽吹灰器、清洗系统已能正常投用； 5.7锅炉本体所有膨胀指示器安装完毕，校好零位； 5.8压缩空气系统能正常投用，工业冷却水系统能投用； 5.9汽机电动给水泵试转完毕能正常投用； 5.10主汽减温水管路、再热蒸汽减温水管路蒸汽冲洗完毕并恢复，调整门、流量孔板已安装；（考虑到吹管期间要投减温水，故过热器、再热器减温水管道需提前用辅汽吹扫干净，锅炉吹管前系统应恢复。）

5.11给水除氧加热系统正常投用；

5.12汽机盘车和真空系统投用，与汽机本体有关的管道应全部隔离； 5.13电除尘、除灰除渣系统必须再次正常投运； 5.14按冲管系统图将与冲管无关的系统隔绝完毕； 5.15冲管系统安装、验收完毕；

5.16各路压力仪表管、蒸汽取样管接好；

5.17化学备足除盐水，制水设备、给水加药、精处理系统能正常投用。给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、凝水取样分析能正常进行；

5.18与冲管有关的本体及辅助设备系统必须全面验收合格，包括汽机、热控、电气、仪表等有关部分；

5.19 BMS系统调试完毕。数据采集系统能投用，数据准确可信。相关的联锁保护试验合格； 5.20准备足够的燃油供冲管使用； 5.21厂内照明、通讯系统能投用；

5.22冲管现场配备足够数量的消防器材，消防系统能正常投用； 5.23临时防护设施、临时照明、临时系统的挂牌等均已完成。6吹管的临时系统及处理措施

6.1高压主汽门、中压主汽门的处理

主汽门及中压主汽门取出阀芯、阀杆等部件，安装假门芯，再在主汽门门盖处用专用法兰连接临时管。中压主汽门的处理同高主门的处理一样； 6.2临冲阀

6.2.1临冲阀分主系统临冲阀和高压旁路临冲阀两种规格；

6.2.2临冲阀所能承受的压力不低于10MPa，温度不低于450℃，并能承受开启或关闭时产生的差压作用力；

6.2.3临冲阀全开全关时间在60秒左右；

6.2.4临冲阀控制按钮接至集控室，可实现点动操作；

6.2.5在主系统临时阀处加装Φ76×8的旁路管，并装设手动截止阀，用以系统暖管，阀门型号为：DN50、PN10MPa。6.3临时管道系统

6.3.1根据吹管的流程，在高压主汽门、中压主汽门后部接临时管，临冲阀后临时管道接至高压缸排汽逆止门后，低压旁路管道暂时不连接，加堵板隔离。（见吹管临时系统示意图）。6.3.2所有临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积，临时管应尽量短，以减少阻力。6.3.3临时管道的架设应牢固，表面要作保温，临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，支吊架的装设要考虑到膨胀及冲管时的反推力，临时支架的装设只允许临时管沿汽流方向膨胀，不允许反方向移动；

6.3.4靶板前的临时管段必须经过除垢处理，所有临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净；

6.3.5在可能积水的地方应设置疏水点，冲管系统的所有疏水一律放地沟，高低压疏水管道分开，疏水管道及阀门的设计要求不低于Pg60；

6.3.6冲管完成后，系统恢复时，立式管道严禁气体切割，并采取措施。水平管道切割时，一定要将渣物清理干净； 6.4消音器

要求消音器放置在浇铸好的基础上，基础上预埋件位置与消音器支撑相一致，保证消音器滑动正常。6.5集粒器

集粒器尽量布置在靠再热器进口的冷再管道上，应符合以下要求：网孔径不大于12mm；阻力小于0.1MPa；强度满足蒸汽参数；收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。6.6靶板

靶板装在中主门后的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有5倍管径的距离，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。

靶板的材质为铝制靶板，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径；

6.7本次没有经过冲管的管道，如低压旁路管道、高排逆止门连接管道、高中压主汽门后导汽管等，电建公司进行机械处理，并用内窥镜检查，经验收后方可安装，有条件的话在冲管结束后应进行清理。7质量控制点

7.1吹管过程中,调试人员对自己班组所有调试工作负责,认真填写各阶段的原始记录,并在记录上签字,锅炉专业调试负责人对各项记录进行核对并签字；

7.2质量控制点:检验吹洗效果的靶板经有关部门按有关规定检查认可后才能结束锅炉蒸汽吹洗工作；

7.3冲管考核标准：

冲管系数△P冲/△P额>１；

靶板上最大击痕不大于0.8mm直径，整条靶板上肉眼可见斑痕少于8点； 靶板表面呈现金属本色；

在冲管系数大于1的前提下，两次靶板达到上述三条标准方为合格。

7.4吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写检修通知单，并由相关单位反馈检修结果。8人员分工

8.1锅炉调试技术人员参加运行倒班，并分别负责整个吹管阶段中每班的指挥与协调，提供对设备操作的要求及试验的技术指导，同时完成整个吹管过程的测试、记录工作；全部参加试验的调试人员都持有相应的资格证。8.2化学监督人员随运行倒班。

8.3吹管期间运行人员根据吹管方案和调试人员要求负责设备的运行操作。8.4安装单位负责吹管工作所要求的临时设施安装和处理、集粒器的清理，并负责维护设备。9危险点/危险源分析与控制措施和安全注意事项

9.1防止膨胀受阻：冲管前要对所有的冲管系统进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管前必须加以整改；

9.2防止发生水冲击：冲管前应隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加强疏水；

9.3避免超温：锅炉点火后，应全关再热器侧烟气挡板，使绝大部分烟气流经低温过热器，这既可保护再热器又可，缩短启动时间；吹管期间，高温再热器入口烟道烟温不得超过540℃，再热器入口蒸汽温度不得超过427℃，应避免超温； 9.4制粉系统及火嘴投运应注意事项： 吹管期间进行制粉系统的启动，应严格认真执行有关操作规程，逐渐摸索和积累相关的数据，及时总结经验；

在本次制粉系统试运后，制粉系统将有较长时间停运期，停磨之前必须将磨煤机内煤粉抽空，以免发生煤粉自燃；

制粉系统运行中如发生受热面超温、燃烧不稳、积粉、煤粉自燃等现象应立即停止制粉系统运行，并采取相应的处理措施；

应监视、调整炉内煤粉着火及燃烧工况，防止灭火打炮，灭火后应注意炉内通风清扫。9.5防止空预器着火：由于吹管过程中较长时间燃油运行，尤其制粉和投粉时，容易导致空气预热器积油和积粉，应尽可能地投入空预器连续吹灰，同时密切监视空预器出口烟温，发现异常升高应及时处理；

9.6防止汽缸进汽：为防止蒸汽漏入汽轮机，应将逆止门的阀芯压紧，门后疏水门处于常开位置；将汽缸壁温测点投入，以便监视；汽机盘车装置投入，以防万一；

9.7排汽口的布置：吹管的排汽口不能对准任何有可能危及设备或人身安全的地方，且排汽口设有专人监视；

9.8在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，运行人员应按照《运行规程》及《安全规程》处理，并于事后及时通知调试当班人员； 9.9人身安全及防护：

在冲管期间有较大噪音，需在排汽口加装消音器，降低噪音；同时参加冲管人员配备耳塞防护；

在高处作业（离地面2米及以上）容易发生坠落，应检查确认脚手架符合要求，正确使用安全带；