电厂锅炉监理工作总结篇（1）

二、主要工作情况：按照领导的安排，我主要负责省院检验责任范围内的江南片电站锅炉定期检验、监督检验、进出口检验以及领导交办的其他任务：

㈠在人员紧张、时间有限的情况下，负责并直接参与完成省内中高压、超高压电站锅炉内部检验共11台次，外部检验共17台次；

㈡配合国家院完成3台超临界发电机组的安装监检工作，另外完成电厂1#、2#机组锅炉水压试验监检；

㈢负责完成了省内4台中高压电站锅炉安装监检工作，以及7台锅炉水压试验监检；完成锅炉修理监检工作共7台次；

㈣协调处理金鼎及博瑞特锅炉产品监检以及芜湖德豪润达3台韩国进口锅炉的检验事宜；

㈤作为副总指挥全过程参与万能达发电有限公司4#锅炉内部检验，从方案编制、实施检验检测、报告出具、问题处理到检验评审总结等，获得用户及省局的好评；

㈥在工作过程中我强化责任意识，认真负责，其中在内部检验中发现马钢热电厂2#锅炉再循环管孔裂纹、马钢热电厂12#锅炉锅筒纵缝处长16mm，深4mm的裂纹以及万能达发电有限公司4#锅炉腐蚀、裂纹多处超标缺陷等，并协助使用单位进行了妥善处理。在安装监检过程中，发现电厂1#锅炉，中电国际芜湖电厂2#锅炉材质错用共2起，发现铜陵六国化工2#锅炉分离器集箱材质错用一起，发现马钢热电厂13#锅炉材质错用一起,均已要求使用单位更换。

电厂锅炉监理工作总结篇（2）

火力发电使用的燃烧锅炉在发电燃烧时锅炉温度高达1000摄氏度，具有危险性，是一个绝对高风险的场所，因此它的燃烧过程与周边区域的安全管控很值得我们去探讨、研究。

1 燃烧锅炉的结构特性与安全特殊性

我国火力发电厂以燃煤、燃重油为主。燃煤的中大型火电厂，一般采用煤粉炉。从其发电厂的结构看，其生产过程是将进厂的原煤经碎煤机破碎后以磨煤机磨成煤粉用热风吹送喷入锅炉炉膛，通过煤粉燃烧生成的高温热气加热炉膛内的水冷壁管、加热器管使锅炉产生高压蒸汽，然后经过烟道内的再热器、脱硫、空气预热后进入集尘器，清除烟气中的飞灰之后，通过烟囱排入大气。

淡化后的海水或江河湖泊的水经除氧处理后(纯水)被吸入锅炉炉膛内生成饱和蒸汽，然后再加热变成过热蒸汽，由蒸汽管送入汽轮机，使汽轮机内产生膨胀作用后运转带动发电。发电后水汽进入凝汽器凝结成水，经除氧后通过水泵、高压加热器再一次送入锅炉，循环运转进行锅炉燃烧发电。通常火力发电厂依锅炉蒸汽压力分为低压电厂、中压电厂、高压电厂、超高压电厂、亚临界压力电厂和超临界压力电厂，一般的监控系统无法负担这种炉体的温度及压力的安全监控要求。燃烧锅炉若监控管理不善，将成为火力发电厂内最大的安全隐忧。

炉膛安全监控系统是一个炉膛安全联锁和燃烧设备管理控制系统。一部分称为炉膛安全监视系统，简称FSSS系统，另一部分称为燃烧器管理系统，简称BMS系统。炉膛安全监控系统能在锅炉正常工作和启动、停止等运行方式下，连续监视燃烧系统的参数和状态，并且进行逻辑运算和判断，通过联锁装置使然烧设备中的有关部件按照既定的合理的程序完成必要的操作和处理未遂性事故，以保证锅炉炉膛及燃烧系统的安全。

2 高温锅炉存在的安全问题

燃烧锅炉是整个火力发电厂的核心，此处的环境结构复杂，操作繁杂，很容易产生一些安全作业与管理问题：1、锅炉没有安装高低水位报警器和低水位连锁保护装置，由于水位不准确，造成缺水干烧，致使锅炉产生大量蒸汽，压力骤增，炉壁不能承受压力而爆炸；2、缺乏针对高温锅炉的监控机制与设备，主控室无法掌握现场的运作状态；3、炉体焊缝质量不良，使锅炉炉胆不能承受压力而造成爆炸；4、安全关闭功能失效，在异常状态下无法起到安全告警或应有的隔离作用；5、操作锅炉人员管制不良及不法上岗，造成事故发生无法处理；6、燃烧锅炉区安全管理不善，忽视漏油、漏气安全管理，造成锅炉爆炸事故。

除此以外，燃烧锅炉运作过程还容易产生的几个设备问题：运行给煤机要避免故障，防止锅炉灭火；燃油式燃烧不稳时投油，产生负压即退出油枪，造成燃烧灭火；锅炉操作投油控制不良，产生灭火；灭火后投油点火应如何控制送风；锅炉灭火后减负荷的作业程序应如何控制及监控；低负荷运行时如何监控锅炉维持运行，不影响安全；锅炉设置防爆门的作用及监控；锅炉运行中监控如何使用粉仓防止粉尘爆炸；监控停止进水时如何保护省煤器维持安全；监控过热器热水浸泡防止反冲洗等。

3 针对上述问题，以下探讨有哪些解决方案与设备可以满足火力发电厂高温锅炉的安全监控需求。

3.1 影像炉膛火焰监视系统(FurnaceSurveillanceSystem)是结合光学、机械、视频、通信和计算机等技术的一种特定监视监控系统，依据锅炉的特殊要求而专门设计，可用于燃煤、燃油、燃气等不同锅炉炉膛火焰的监视，分为内窥式、外部监看式两种。通过使用上述设备，锅炉运行人员可在电厂监控室的监视器上对锅炉燃烧器点火、运行过程中火焰燃烧、灭火情况进行远程实时监视，实时发现火焰燃烧不完全等危害锅炉的异常现象，再使用实时录像技术则更可以提供事故后的过程追踪及事实影像判断。炉膛火焰监视系统又分为气冷与水冷式二种。

3.2 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS,Furnace Safequard Supervisory System)是一种利用PLC可程控界面与I/O连结连动界面的设备监控系统，为保证锅炉安全运行的重要系统。采用独立测量的三取二逻辑判断方式，就是说当有一点或有二点故障时，系统会自动转为二选一或一个换一个的逻辑判断以维持系统监控的正常运作。FSSS具有防止火焰探头烧毁、污染、失灵及炉膛压力取样管堵塞的安全技术措施，并远程采集锅炉启动、运行及停止各个阶段的连续监测参数，根据设定的防止锅炉爆炸条件，不断进行采集数据的逻辑演算及判断；同时利用连动装置让锅炉燃烧设备按既定程序进行各种运作与危害侦测，并完成必要的调校与修正。

3.3 炉膛燃烧状况监控系统(BM-FSSS)属于遥控遥测的一部分，包括火焰与点火的状态监控及炉膛保护监控两部分。炉膛火焰监控可实时监控炉膛内各燃烧器的火焰，显示火焰强度，并通过数据收集及影像显示火焰燃烧状况，当火焰熄灭时，会产生灯闪与报警音，此系统可监控炉膛内多个燃烧器熄火时总燃料阀的自动关闭状态及点火系统推进器、速断阀、点火器的运作状态。炉膛安全保护系统可监控点火前对炉膛的吹扫执行状态，有效掌握炉膛烟井及烟道中可能积聚的可燃物情况，这个炉膛保护吹扫必须在送风机运行、引风机运行、汽包压力正常、燃气压力正常下且是无火状态下才可执行；这些状态必需通过监控系统来监控，吹扫完成后才可以进入点火程序。炉膛吹扫过程中若发现送风机及引风机和汽包的水位过低、汽包压力过高或燃气压力过低及过高时，都会自动通过系统执行炉膛安全保护措施，以确保发电厂正常运行。

3.4 炉膛压力保护系统(Furnace Pressure Supervisory System)是锅炉安全监控系统中重要的监控点，使用炉膛压力保护系统，取原有压力开关信号至FSSS控制主机或者由DCS输出至FSSS控制主机，是防止炉膛灭火和爆炸最简单的手段之一，为锅炉炉膛安全监控提供监控、保护手段。

电厂锅炉监理工作总结篇（3）

1.前言

电能是实现工业、农业、交通运输和国防现代化的主要动力，是国民经济发展的基础，是社会文明进步的标志。有火力发电厂、水力发电厂和核能发电厂，火力发电厂是目前世界大多数国家包括我国在内的电能生产的主力。电能是我国经济发展的基础和根本，保证电力系统供电的安全性和可靠性是我国电力系统的发展方向。锅炉用是利用燃料在炉内燃烧释放的热能加热给水，产生规定参数和品质的蒸汽，送往汽轮机做功，其运行状况直接决定着电厂的运行状况。做好对发电厂锅炉的运行与维护具有重要意义。

1.1电厂锅炉的运行浅谈

电厂锅炉的运行，必须与外界的负荷相适应。当锅炉负荷变动时 ，必须对锅炉进行一系列的调整操作，变动锅炉的燃料量、空气量和给水量等。带稳定的基本负荷的，由于锅炉内部某―因素的改变，也会引起其运行参数的变化，因而也要对其进行必要的调节，保持锅炉的汽温、汽压和水位在一定的允许范围内，使锅炉的蒸发量和外界负荷相适应。运行人员只有充分了解锅炉设备的结构和工作原理、熟悉其运行特性以及控制方法、掌握操作技能、严格遵守操作规程和有关制度 ，才能搞好电厂锅炉的运行。

排烟的热损失会影响电厂锅炉的运行，当排烟的温度增加时，排烟的热损失就会增加。当排烟温度过高的时候，应该采取调整燃烧受热面措施，降低烟气温度。当确认空预器发生再燃烧施工的时候，应该进行紧急停炉控制，停引送风机，关闭各烟风挡板，隔离空气，以免发生锅炉尾部烟道再燃烧故障。造成排烟损失的另一原因为受热面积灰及结渣造成的，主要为炉膛、烟道及空预器积灰等，空预器积灰会影响传热效果，使排烟温度上升，传热温差增大，从而影响锅炉的运行效率。

给水的品质也会影响电厂锅炉的运行效率。当锅炉给水的离子含量较高时，会增加蒸汽中的杂质，从而降低了蒸汽的品质，当蒸汽杂质过多时，会让热气的受热面、蒸汽管道及汽轮机通流等部分产生积垢 ，如果过热器受热面的管壁上有积垢，会降低它的传热能力，气温降低 ，但排烟的温度升高，从而降低了锅炉的运行效率。如果给水系统泄漏造成水流量过低，应该给机组降压、降负荷运行同时申请停机操作。 如果发现高加泄漏应该立即切除高加运行，降低给水流量；给水自动调节系统工作不正常的时候，应该立即切至手动调整，及时通知工作人员进行检修处理。

固体不能完全燃烧对电厂锅炉的运行产生着极大影响。固体燃烧损失通常与燃料性质、燃烧方式、炉膛结构及过量空气系数等有着直接关系。当煤粉的含水量较高时，煤粉着火点就增加，燃烧不完全，炉膛的氧气含量太低或者太高也会影响电厂锅炉的经济运行，当煤粉较细、挥发的成分较高时，煤粉更容易着火，燃烧的过程就更稳定，燃烧比较完全。

1.2电厂锅炉运行需要注意的问题

运行人员在锅炉运行需要注意的问题有以下几个方面。降低排烟热的损失需要做到，对排烟氧量表、炉膛小口氧量表及风量表变化进行监视及分析减少空预器的积灰现象，当用化学物品清洗空预器的时候要完全清洗干净，从而阻止残垢沉积，还要定期对烟道及炉膛进行吹灰，当对烟道及炉膛进行完全吹灰时，能够有效降低排烟的温度。面对运行时给水品质对锅炉的影响，需均衡的给水，保持炉水和蒸汽品质合格，维持正常水位给水的品质。遇到固体不能完全燃烧对电厂锅炉的运行产生着极大影响时，要维持经济的燃烧，尽量减少热损失，提高锅炉的效率。

2.电厂锅炉维护的意义

电站锅炉维护中必须做好检查监督工作，才能保证工作的安全性，保证电站的可持续发展。造成锅炉发生故障的原因很多，这除了与设备在制造、安装和检修过程中质量不好有关外，有相当一部分是由于运行人员对设备不熟悉、工作疏忽大意造成的。因此，运行人员的责任应是做好维护工作有效保证锅炉运行效率，加强对锅炉的维护工作，积极预防锅炉故障的发生，严格按照有关规程操作运行。掌握好锅炉的各个系数，就能够推动设备牢靠稳固以及经济的运行，此外锅炉品质的优劣，对发电整体设备的安全运转有着关键的作用。火电厂的现代化管制作业中，要随时对锅炉进行检查维修以及养护。锅炉的事故主要应以预防为主，相关人员应熟练地掌握防止事故发生的措施及要求，严格按照厂内有关规程操作。定期进行对锅炉的检查维护必不可少，可以达到防患于未然的效果。毕竟维护所用的时间和精力远远小于事故所造成的损失。

3.电厂锅炉维护的措施

要有效保证锅炉运行效率可从以下几方面进行着手。在锅炉安装之前，要让使用单位写出申请报告，并拿着相关资料到质量技术监督部门进行安全审批手续的办理，没有获得许可时，不能进行施工 。接受当地相关部门的监督，检验合格后，让技术监督部门颁发使用登记证，然后才能使用。当锅炉运行使用后，电厂不能对锅炉的管路系统、阀门及结构进行擅自改装，锅炉运行中要经常进行保养，定期进行检验，对于漏风、滴水及冒泡等现象的阀门要及时更换及检修。定期对锅炉的运行状态进行全面的检验，当锅炉检验不合格时要停止使用。在锅炉停用期间，外界空气会大量进入锅炉汽水系统内，虽然锅炉已经放水，但在炉管内表面上往往会附着一层水膜，空气中的氧便溶解在水膜中，使水膜因溶解氧而产生金属腐蚀，对锅炉的危害性极大。因此在锅炉停用期间应避免空气进入锅炉汽水系统内，保持汽水系统金属表面的干燥，使金属表面浸泡在含有保护剂的溶液中。

4.结语

电能在国民经济生产中占据着重要的的地位，而我国的电力生产主要是火力发电厂，而在火力发电厂中锅炉是最重要的一部分。锅炉运用方式是不是正确，对单位的物料以及锅炉运用状况有着关键作用，同时对厂内安全制造也有着关键的作用。在平时的运转中对每一个细节进行完善的整治，那么就不会有锅炉安全事件的发生。实际电厂中还有很多的技术问题需要去研究，因为电力生产是一个复杂的过程，因此要做的工作还有很多。总之，严格按照运行规范进行操作，加强生产管理监督杜绝违章操作，以及定期的维护，才是电力生产的根本。 [科]

【参考文献】

电厂锅炉监理工作总结篇（4）

Abstract: The use of recovery heating boiler steam condensate water processing, it is one of the basic measures of water-saving and energy-saving boiler system. Through the condensate return test technology research in Jincheng on heating boiler system, puts forward the application method and process characteristics of condensation water protection agent BF-31T.

Key words: condensation water reuse; pipeline corrosion; index of circulating water

中图分类号：TK22 文献标识码：A文章编号：2095-2104（2013）

1、概述

锅炉蒸汽凝结水回用技术是一种新的锅炉水处理技术，是锅炉系统节水节能最有效的措施之一。蒸汽凝结水由于其水质优于软化水，回收后可以有效改善锅炉系统水质工况，使锅炉系统运行更加安全。同时，蒸汽凝结水本身含有蒸汽总量20%-30%的热量，回收使用可以收到显著的节水节能效果。处理回收蒸汽凝结水重复使用项目，是符合国家当前政策和具有前瞻性的一项课题。

晋城古矿东十吨锅炉房主要供工业广场的汽暖和通过汽水换热器供东家属区的水暖。该锅炉房凝结水由于腐蚀导致凝结水中铁离子严重超标，不符合锅给水标准，致使全年约有3—4万吨的凝结水全部排放至地沟，造成了极大的浪费。

2、晋城古矿采暖锅炉凝结水回用技术研究试验过程：

2.1、现场条件与参数

东西区锅炉房条件及锅炉运行参数:

东区锅炉房，位于古书院矿东生活区，安装4台十吨燃煤蒸汽锅炉，锅炉冬季运行，使三备一，蒸汽系统运行压力0.5～0.55Mpa。水处理采用钠子交换软化法，水源为生活自来水，水处理中无热力除氧。西区锅炉房坐落于古书院矿西生活区，距离东区锅炉房约1公里。西区锅炉房共安装3台十吨燃煤蒸汽锅炉，锅炉冬季运行，一般使二备一。水处理采用钠子交换软化法，水源为生活自来水，水处理中无热力除氧工艺。

2.2、锅炉蒸汽的用途，凝结水水质及回收利用状况:

东、西区锅炉房同属于蒸汽锅炉房，主要蒸汽用于冬季供暖。东锅炉房工业蒸汽供辖区内三处供暖，分别是站内生活区、井口和工业广场。其中，工业广场蒸汽供暖面积8万平米，采暖采用蒸汽回路的直接连续供汽方式，平均流量为10 m³/h，采暖后大部分的凝结水能够回收于洗煤厂回水池。洗煤厂回水池距离东区锅炉约500米。凝结水水质经检测铁离子严重超标、总硬度超标，不符合锅炉给水标准，全年约3~4万吨不合格的凝结水排放至地沟。处理前凝结水水质情况详见下表（2006.3.19）

西区锅炉房，蒸汽用于生活区采暖，蒸汽在站内通过换热器给二次采暖水加热，间接使用，蒸汽冷凝水部分回收复用，水质合格。经现场调查西区锅炉房到洗煤厂凝结池距离长度不超过600m，无管道连接。西锅炉房生活区供暖系统，通过改造后可与洗煤厂冷凝水池连通，东区工业广场的冷凝水可直接作西区供暖系统补水，达到东区冷凝水到西区复用的效果。西锅炉房的现有凝结水池一个，但无法使用。

2.3试验改造方案

当前凝结水不能回收使用源于凝结水中的铁离子污染。凝结水回收管道金属腐蚀是凝结水铁离子含量超标的主要原因。因此，向凝结水回收系统中加入能有效抑制金属腐蚀同时不改变蒸汽品质的缓蚀剂—BF-31T凝结水保护剂，能从根本上解决腐蚀及凝结水的污染问题。

对于现有锅炉系统实现凝结水回收技术改造，首先必须具备或建立凝结水回收系统。凝结水回收系统包括凝结水回收管道、凝结水回水箱及回收装置。关键技术是增加全自动凝结水水质监控设备向系统中投加BF-31T凝结水保护剂，防止凝结水系统的金属腐蚀，使凝结水符合2001《工业锅炉水质》标准[1]。

2.3.1设备选型

a.凝结水水质监测控制设备

东区锅炉房设计一套凝结水水质在线检测及BF-31T自动投加控制装置----即凝结水水质监测控制设备。

凝结水水质监测控制设备选型及配置参数：凝结水水质监测控制设备选型为 BGK-DP/NS-20t；设备外形尺寸700*550*1700，药箱容积300升；凝结水水质监测采样设备采用FLN-C18型风冷凝器，采样流量大于180L/h，采样凝结水温度小于70℃；处理蒸汽的最大流量10 m³/h，药剂投加量按150ppm，药剂的额定投加量为0.36 m³/d，蒸汽系统运行压力为0.5～0.55Mpa，投药泵的型号为 AA946 (1.73Mpa/2.2L/h)

b.变频器及高温热水泵

用恒液位变频控制方式控制洗煤厂凝结水池的热水泵（两台泵一用一备）将洗煤厂凝结水池中工业广场采暖蒸汽产生的凝结水输送至西锅炉房的凝结水箱。用恒压力变频控制方式控制西锅炉房凝结水箱的热水泵将西锅炉房凝结水水箱的凝结水输送至西锅炉房的采暖二次系统。即选择四台热水泵，设计两台变频控制设备。

凝结水回水泵选型及参数：洗煤厂凝结水池两台热水泵和西锅炉房凝结水箱两台热水泵均选用格兰富非自吸、立式多级离心泵。温度范围：-20～120℃，材质:不锈钢；洗煤厂凝结水池两台热水泵型号为CR20-3，扬程 32 m；流量 20 m³/h ；电机功率为3.0KW。西锅炉房凝结水箱两台热水泵型号为CR20-5，扬程 60 m；流量 20 m³/h ；电机功率为4.0KW。

两台变频控制柜选型及参数：控制柜外形尺寸：800*450*1800。每台控制柜内安装一台西门子公司生产的11KW的变频器，可通过人工选择分别控制两台热水泵电机。洗煤厂水池内安装液位变送器一台连续检测水池中凝结水的液位。锅炉房的采暖二次系统安装压力传感器一台连续检测系统中水压。

2.3.2管网改造

新建西锅炉房凝结水箱，维修洗煤厂凝结水池，及洗煤厂凝结水池到西锅炉房凝结箱回水管线的改造敷设。

西区锅炉房因凝结水水池无法使用需新建凝结水回水箱一个：3m×4m×2m，用于收集输送回来的冷凝水。凝结水箱的液位变化范围即液位检测量程不超出1.5m；清洗洗煤厂凝结水池，根据情况做防漏，防水处理。水箱人孔盖采取密封措施，安装排气管；敷设洗煤厂凝结水池到西锅炉房凝结水池回水管线，共安装管道长度590米，其中地上490米（架空敷设，岩棉保温）、地下100米（直埋方式，聚氨脂保温），管径159；东区锅炉房安装凝结水水质监控设备的取样，给水，投药管道及电力设施；西区锅炉房凝结回水管道末端安装高温流量计对凝结水回收量作统计，并且安装15mm取样器。

2.4、研究试验过程：

2.4.1根据现场采集水样进行小型模拟试验

目的：确定最佳水处理药剂配比及药剂浓度

时间：2007年6月

地点；北京化工大学

实验方法：

现场采集锅炉给水，进行化验。选用500毫升三口瓶及合适大小的电加热套，在三口瓶的三口处分别连接温度计、计量泵入口和水冷凝管。在水冷凝管中挂入20﹟标准碳钢监测试片。模拟蒸汽锅炉系统运行，用古矿锅炉补水（现场采集水）加入不同种类、不同浓度的药剂做为配置水（10升），通过计量泵连续将其补入三口瓶中，用电加热套将配置水加热至沸腾，产生蒸汽后通过水冷凝管冷却降温成蒸汽凝结水。采用减重法[2]计算冷凝水中20﹟标准碳钢监测试片腐蚀速度。计算缓蚀率。

缓蚀率计算公式[2]：I(%)=(r0-r)/ r0×100%

式中： I(%)-缓蚀率，%；

r0-未加缓蚀剂的腐蚀速度；

r-已加缓蚀剂的腐蚀速度。

实验数据：

a. 水处理药剂配方实验

b. BF-31T凝结水保护剂药剂量实验

实验结论：模拟实验表明针对古书院矿锅炉用水水质情况，选择BF-31T凝结水保护剂可最大程度抑制碳钢腐蚀，降低铁离子含量，改善冷凝水质量。其理想药剂量150mg/L，pH控制范围7.5-8.2。

2.4.2系统清洗（预处理）：

目的：在冷凝水回收运行前，对工业广场进行添加渗透分散剂的方法进行系统清洗，除掉疏松的腐蚀产物以提高换热效率并清洁管道。

地点：在东区锅炉房

所用设备：凝结水水质监测控制设备

实施过程：

在系统清洗前对回收管路系统进行检查，打开阀门并开通变频回水设备，确保回收管道畅通。在东区锅炉房冷凝水自动监控设备药箱中加入挥发性渗透分散剂ODA，按工业广场蒸汽量计算每小时ODA的加入量，根据计算值手工设定自动监控设备的投药速度，以固定比例向工业广场蒸汽管网及冷凝水回收管注入渗透分散剂ODA。

在西区锅炉房的冷凝水回收取样点检测冷凝水总固体和总铁，清洗污水从西区回收水箱的排污阀排放。清洗过程中，加入渗透分散剂系统的凝结水中总固含量和总铁均逐渐升高，在36小时至60小时间达到峰值，之后快速下降，由此表明系统已清洗干净，可以进行下一步冷凝水处理及回收利用。

2.4.3、冷凝水处理及回收

系统清洗完成后，运行一体化设备，自动监测蒸汽中药剂浓度并变流量向蒸汽冷凝水系统进行投药处理，保证药剂的浓度相对稳定，冷凝水水质达标。

2.4.3.1、设备调试运行

2.4.3.2、系统参数确定

要充分发挥Bf-31T凝结水保护剂的防腐作用，必须保证蒸汽系统中药剂的浓度在一定的范围以内，模拟实验中确定的药剂浓度为150mg/L。

检测蒸汽冷凝以后凝结水中药剂的残留量可确定药剂投加的量是否准确。药剂在凝结水中的残留量和凝结水的pH值有一定的对应关系。所以，控制蒸汽凝结水的pH值在一定的范围内，就可以保证蒸汽中BF—31T具有一定的浓度。模拟实验中确定的理想pH值范围为7.5-8.2，因此取8.0为系统设定参数。

在线的PH电极从采样单元中检测到凝结水的PH值的变化，用凝结水的pH值和设定值8.0进行比较；将其比较结果经过数据处理后形成频率可变的脉冲信号；用频率信号控制投药计量泵的投药频率；受频率控制的计量泵将BF—31T投加到分汽缸中，凝结水的pH值会随着变化，直至凝结水中的PH与设定值基本一致，达到我们的期待值。

2.4.3.3、系统调试过程中每天取样检测冷凝水回收点的水质（PH值、硬度和铁离子浓度），水温，并对以上技术参数进行统计，数据如下：

2.4.3.4、回收：2007年11月14日，经检测水质完全处理合格后第三天回用冷凝水，冷凝水在洗煤厂水池汇集，通过变频泵经回收管道将其送至西区锅炉房，冷凝水首先进入凝结水回水箱，通过变频器定压向西区二次采暖系统补入合格的冷凝水，实现了合格高热冷凝水的回用。

3、试验研究结论：

目前，古书院矿东区锅炉房已经安装并运行凝结水系统水质检测设备，用于工业广场蒸汽供暖部分的凝结水已符合回收标准，回收于洗煤厂凝结水池，洗煤厂到西区锅炉房的凝结水回收管线也已敷设完毕并投入使用，大部分凝结水均已回收至西区锅炉房冷凝水回收水箱，作为西区锅炉房采暖二次系统用水。经中国锅炉水处理协会取样检测，回收后的凝结水水质符合国家标准，其中， PH值为7.56，铁离子含量为273 ug/L，硬度为0.02 mmol/L。同时，回收的凝结水平均温度65℃，日平均回水量250吨，平均药剂浓度为138 mg/L。实现了节水节能的目的。

虽然本项目的实施取得了圆满成功，但是，在以下几点上仍存在不足，可在日后改进提高：

1、本项目是将经过处理后的蒸汽凝结水作为锅炉系统采暖二次循环系统用水，如果使用蒸汽凝结水作为锅炉补水，锅炉的效率将进一步得到提高[3]。

2、本项目中蒸汽凝结水的回收量还不是很充足，如果能进一步增加疏水装置，提高蒸汽凝结水的回收量，那么由此带来的节水节能效果将更为显著。

参考文献：

[1] 郝景泰，于萍，周英.工业锅炉水处理技术[M].北京:气象出版社,2000.

电厂锅炉监理工作总结篇（5）

0．　引言：项目研究内容和意义简介

我国目前发电装机已5亿KW有多(2005年底突破5亿、2006年9月5.77亿、2006年底突破6.22亿KW)，其中火电约占73.7%(2006年底火电4.8405亿KW约占总容量77.82％)；水电24.6%（2006年底水电1.2857亿KW约占总容量的20.67％）；核电1.5%；风电等0.2%。虽然我国煤炭探明储量居世界第二位，但2000亿吨可采储量可供开采不满100年，且煤电严重污染环境；而为适应国民经济翻番增长目标不得不上“短、平、快”的煤电厂项目，甚至规划上马“火电三峡”，估计原煤掘尽时将约有装机20亿～30亿的煤电厂，这些都废弃吗？不！！！考虑远景能源出路，除发展新能源外，现在要进行核岛置换燃煤锅炉系统变煤电厂为核电厂的可行性与技术纲要草案研究，还要制定煤电、核电可接轨的设备生产标准，将来把燃煤锅炉系统置换成相适型号的核岛；汽轮机、发电机、变压器依然利用，把常规煤电厂改造为核电厂。现行我国煤电厂、核电厂之汽轮机、发电机、变压器及附属设备、控制系统有哪些规格、等级……，可以接轨通用吗？现在未雨绸缪，对于寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理优化我国现状之不合理能源结构具有重要意义。

1．　立论依据

我国煤电装机已达3.68亿KW，且供电煤耗过大，虽2005年减少到每度380克标准煤，但比国际先进水平高22.5%，预计到2010年全国煤电装机将达5亿千瓦左右，煤炭消耗约13亿吨，新增二氧化硫产生量560万吨[1]，我国煤炭2000亿吨可采储量可供开采不满100年[2]。按2020年我国GDP翻两番的经济发展目标估计，我国一次能源总需求将增长到2020年的30～33亿吨ce，我国发电装机需提高到2020年的9.6亿KW[3]。远景能源出路在哪？大力提高水力发电开发程度无疑是紧急的，但其技术可开发量5.4亿KW封顶，同时大规模开发太阳能、热核聚变能技术尚未突破。煤源掘尽时将约有装机20亿～30亿的煤电厂，把它们都废弃吗？不！！！现在要进行核岛置换燃煤锅炉系统变煤电厂为核电厂的可行性研究，1公斤的铀全部裂变所释放出的裂变能，大约相当于2500吨煤或2000吨的石油燃烧时所释放出的能量，世界上已探明的铀储量约490万吨，钍储量约275万吨，我国铀储量超过10万吨[4]，邻国吉尔吉斯斯坦是世界主要产铀国家[5]，这些裂变燃料足够使用到聚变能时代。

众所周知，煤电厂由锅炉、汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统等组成；核电厂由可控核裂变装置（核岛）、汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统等组成。变煤电厂为核电厂的关键是同容同温同压情况下汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、控制系统能否通用？怎样通用？当然控制系统的电子化、微机化，其通用性很强，只需在程序上做些“小手术”就可达标。

进行核岛置换燃煤锅炉系统变常规煤电厂为核电厂的可行性与技术纲要草案研究，在可行的基础上制定煤电、核电接轨方案，更新修改煤电、核电的设备生产标准，将来把燃煤锅炉系统置换成相适型号的核岛；汽轮机、发电机、变压器及其各种设备技术进步方案与成果依然继续利用。保留一切可以保留、利用一切可以利用的原有设备及其众多优秀技术方案把常规煤电厂改造为核电厂，这对于寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理转变能源结构具有重要意义。

2．　研究方案

2．1．研究目标、研究内容和拟解决的关键问题

2．1．1．本项目的研究目标是：煤电怎么样向核电转型？拿出实现核岛置换锅炉燃煤系统变煤电厂为核电厂的技术纲要草案！

2．1．2．本项目的研究内容是：为什么说“煤电向核电逐步转型，远景形成水核共舞、核主水调的全国互联电力系统”是我国社会及国民经济发展的必然要求？核岛置换煤电厂锅炉、资源节约地充分利用原有设备把常规煤电厂改造为核电厂是否可行？怎么样为将来煤电厂向核电厂转型埋下伏案、留下锦囊？核电安全吗？1979年美国三里岛、1986年前苏联切尔诺贝利核电厂事故会吓倒我们吗？先进压水堆核电技术、超高温气冷堆核电技术、快中子增殖堆的核电技术、先进的核燃料循环技术等的研究进展如何？煤电厂锅炉温压类别、等级，汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统规格、型号及控制要求有哪些？是什么？核电厂核岛类别、规格及技术成熟度如何？现行核电厂汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统规格、型号及控制要求与煤电厂之有差异吗？煤电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统与同容同温同压核电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统的通用性、通用度如何？欠缺通用性时又怎样规范各同容同温同压发电设备标准系列？这既是一个技术初步研究问题，又是一个技术规范管理问题，还是一个电力发展战略问题。

2．1．3．要解决的关键问题是：煤电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统与核电厂汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统在同容量同汽温同汽压情况下能否通用性、通用度如何？须用何种类别规格的可控裂变核岛置换各标准化系列化的燃煤锅炉系统？当然核岛的第二回路如何与原煤电汽轮机接口以及核岛如何在老厂房布置都在本项目研究范围内。

2．2．本项目的物色与创新之处

2．2．1．项目的物色

曾建言“大力提高我国水电开发程度，在本世纪末淘汰煤电、形成水核共舞的全国互联电力系统”。然而事实上水力发电由于技术可开发量5.4亿KW就封顶，水电只能缓解能源短缺并优化改善能源结构、高质量担负电网调峰调频调相及事故备用任务，不能根本解决能源短缺问题。谁都知道原煤有储量问题，终有枯竭之时，目前咬紧牙关大上煤电“短、平、快”项目，甚至规划上马“火电三峡”，这都是适应现代化建设能源急速增长需要的紧急措施。“淘汰煤电”乃成“冒天下之大不韪”之语，招致“千夫所指”，据了解湖南省电力系统职工有4万，其中3万属发电集团大唐华银，又其中大部分属各火力发电厂，一退休职工说“淘汰煤电”的言词会冤枉引起“公愤”，也许是有人误会了“淘汰煤电”的意思，其实煤终有枯竭的一天，是迟早问题。我们静下心来认真对比一下煤发电与核发电的工作原理与各个设备之结构差异，就会发现存在曙光、存在两全其美的方案。煤电厂是利用煤所蕴藏的化学能转变为电能，煤在锅炉中燃烧释放热能，把水加热成一定温度和压力的蒸汽，然后利用蒸汽推动汽轮机旋转，带动发电机发电，从而化学能热能电能。核电厂与煤电厂基本工作原理相同，发电设备仍为普通的汽轮机、发电机，也是从而化学能热能电能，不同的是核电厂中用核反应堆（可控裂变核岛）和蒸汽发生器替代煤电厂的锅炉设备。看来，煤炭掘尽了还会有些出路，把常规煤电厂改造成为核电厂存在可行性，如得到论证，职工与大部分设备都可以保留，这不是很好吗？当然，职工文化与设备技术进步继续建设、与时俱进仍是必须的。 转贴于

2．2．2．关于创新的问题

本项目的意义不在于有没有创新，不在于简单还是复杂，不在于科技含量（不含核岛研制）有多高，而在于提出了一种思路，一种尊重国情、尊重客观事实、继承传统又推陈出新的思路，在于从核电厂与煤电厂基本工作原理相同中看到了一线曙光，一种用科学发展观分析问题透出的曙光。只要路是对的，就不怕路远！凝聚我国相关科技人员的智慧就一定可以达成目标。真心希望此想法变成现实，祖国大地煤电厂逐步更换“心脏”脱胎换骨成少“口粮”的核电厂。

2．3．研究方法及可行性分析

煤电厂是利用煤所蕴藏的化学能转变为电能，煤在锅炉中燃烧释放热能，把水加热成一定温度和压力的蒸汽，然后利用蒸汽推动汽轮机旋转，带动发电机发电，从而化学能热能电能。核电厂与煤电厂基本原理相同，发电设备仍为普通的汽轮机、发电机，不同的是核电厂中用核反应堆（可控裂变核岛）和蒸汽发生器替代煤电厂的锅炉设备。核岛置换锅炉思路的曙光源于核电厂与煤电厂基本工作原理相同。

研究应详尽对比核电厂与煤电厂各个发电设备的结构特点与控制要求，从原理上探索核岛置换锅炉变煤电厂为核电厂的可行性，发电设备的通用性、通用度；还会探索核电的安全性。重点需要讨论的是应建立多少可控裂变核岛规范标准，使之与现行汽轮机、汽轮发电机、主变压器成系列地配套，这是本项目的中心。为此，须调研我国全部煤电厂主要设备之主要技术参数，运用源头统计法归纳出其中的规律，当然这一庞大工作必须精益求精，以确保结论的正确性，正确的结论将作为建议提交有关部门，以规范我国将来可控裂变核岛研制的规模容量等级。

3．展望

3．1．核岛置换锅炉变煤电厂为核电厂之思路可迎业内远景乃至社会的广泛关注，这不是纯技术问题，可点明相关技术问题（例如现行汽轮机、汽轮发电机、主变压器的系列化、标准化，研制可控裂变核岛的技术标准等）的发展方向，具有宏观导向的思想工作作用。

3．2．火力发电锅炉是由两大部分组成的，“锅”部分即锅筒（又称汽包、炉锅）继续保留，要用核岛置换的是另一部分生热的“炉”即锅炉之炉，以后在保留变压器、发电机、汽轮机、锅筒（汽包）及它们的控制系统的情况下，用核岛置换锅炉的燃烧煤炉部分，把燃煤火电厂改造为核电厂。（此点于2007年3月28日补充）

3．3．寻求支持单位筹建“研究核岛置换锅炉之炉变煤电厂为核电厂”系统工程总体部的目的是为了使核岛置换锅炉之炉变煤电厂为核电厂这一构想得以逐步实施，贯彻胡总书记为核心的党中央的伟大指示，寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理优化我国现状之不合理能源结构。（此点于2007年4月20日补充）

3．4．我们在尽最大可能竭尽水力发电的同时，应着手研究怎么把常规燃煤火力发电厂改造成为“燃”铀核子裂变发电厂，逐步用水电主要是核电去替代日益枯竭的煤电，在本世纪末期形成水核共舞、核主水调的以三峡为地理中心的全国互联电力系统。最后祝愿太阳能、可控热核聚变能大规模利用技术早日突破。

参考文献：

[1]2005中国电力论坛．国家环保总局副局长张力军；

[2]国家煤炭地质总局局长徐水师发言归纳；

电厂锅炉监理工作总结篇（6）

0．　引言：项目研究内容和意义简介

我国目前发电装机已5亿KW有多(2005年底突破5亿、2006年9月5.77亿、2006年底突破6.22亿KW)，其中火电约占73.7%(2006年底火电4.8405亿KW约占总容量77.82％)；水电24.6%（2006年底水电1.2857亿KW约占总容量的20.67％）；核电1.5%；风电等0.2%。虽然我国煤炭探明储量居世界第二位，但2000亿吨可采储量可供开采不满100年，且煤电严重污染环境；而为适应国民经济翻番增长目标不得不上“短、平、快”的煤电厂项目，甚至规划上马“火电三峡”，估计原煤掘尽时将约有装机20亿～30亿的煤电厂，这些都废弃吗？不！！！考虑远景能源出路，除发展新能源外，现在要进行核岛置换燃煤锅炉系统变煤电厂为核电厂的可行性与技术纲要草案研究，还要制定煤电、核电可接轨的设备生产标准，将来把燃煤锅炉系统置换成相适型号的核岛；汽轮机、发电机、变压器依然利用，把常规煤电厂改造为核电厂。现行我国煤电厂、核电厂之汽轮机、发电机、变压器及附属设备、控制系统有哪些规格、等级……，可以接轨通用吗？现在未雨绸缪，对于寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理优化我国现状之不合理能源结构具有重要意义。

1．　立论依据

我国煤电装机已达3.68亿KW，且供电煤耗过大，虽2005年减少到每度380克标准煤，但比国际先进水平高22.5%，预计到2010年全国煤电装机将达5亿千瓦左右，煤炭消耗约13亿吨，新增二氧化硫产生量560万吨[1]，我国煤炭2000亿吨可采储量可供开采不满100年[2]。按2020年我国GDP翻两番的经济发展目标估计，我国一次能源总需求将增长到2020年的30～33亿吨ce，我国发电装机需提高到2020年的9.6亿KW[3]。远景能源出路在哪？大力提高水力发电开发程度无疑是紧急的，但其技术可开发量5.4亿KW封顶，同时大规模开发太阳能、热核聚变能技术尚未突破。煤源掘尽时将约有装机20亿～30亿的煤电厂，把它们都废弃吗？不！！！现在要进行核岛置换燃煤锅炉系统变煤电厂为核电厂的可行性研究，1公斤的铀全部裂变所释放出的裂变能，大约相当于2500吨煤或2000吨的石油燃烧时所释放出的能量，世界上已探明的铀储量约490万吨，钍储量约275万吨，我国铀储量超过10万吨[4]，邻国吉尔吉斯斯坦是世界主要产铀国家[5]，这些裂变燃料足够使用到聚变能时代。

众所周知，煤电厂由锅炉、汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统等组成；核电厂由可控核裂变装置（核岛）、汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统等组成。变煤电厂为核电厂的关键是同容同温同压情况下汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、控制系统能否通用？怎样通用？当然控制系统的电子化、微机化，其通用性很强，只需在程序上做些“小手术”就可达标。

进行核岛置换燃煤锅炉系统变常规煤电厂为核电厂的可行性与技术纲要草案研究，在可行的基础上制定煤电、核电接轨方案，更新修改煤电、核电的设备生产标准，将来把燃煤锅炉系统置换成相适型号的核岛；汽轮机、发电机、变压器及其各种设备技术进步方案与成果依然继续利用。保留一切可以保留、利用一切可以利用的原有设备及其众多优秀技术方案把常规煤电厂改造为核电厂，这对于寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理转变能源结构具有重要意义。

2．　研究方案

2．1．研究目标、研究内容和拟解决的关键问题

2．1．1．本项目的研究目标是：煤电怎么样向核电转型？拿出实现核岛置换锅炉燃煤系统变煤电厂为核电厂的技术纲要草案！

2．1．2．本项目的研究内容是：为什么说“煤电向核电逐步转型，远景形成水核共舞、核主水调的全国互联电力系统”是我国社会及国民经济发展的必然要求？核岛置换煤电厂锅炉、资源节约地充分利用原有设备把常规煤电厂改造为核电厂是否可行？怎么样为将来煤电厂向核电厂转型埋下伏案、留下锦囊？核电安全吗？1979年美国三里岛、1986年前苏联切尔诺贝利核电厂事故会吓倒我们吗？先进压水堆核电技术、超高温气冷堆核电技术、快中子增殖堆的核电技术、先进的核燃料循环技术等的研究进展如何？煤电厂锅炉温压类别、等级，汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统规格、型号及控制要求有哪些？是什么？核电厂核岛类别、规格及技术成熟度如何？现行核电厂汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统规格、型号及控制要求与煤电厂之有差异吗？煤电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统与同容同温同压核电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统的通用性、通用度如何？欠缺通用性时又怎样规范各同容同温同压发电设备标准系列？这既是一个技术初步研究问题，又是一个技术规范管理问题，还是一个电力发展战略问题。

2．1．3．要解决的关键问题是：煤电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统与核电厂汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统在同容量同汽温同汽压情况下能否通用性、通用度如何？须用何种类别规格的可控裂变核岛置换各标准化系列化的燃煤锅炉系统？当然核岛的第二回路如何与原煤电汽轮机接口以及核岛如何在老厂房布置都在本项目研究范围内。

2．2．本项目的物色与创新之处

2．2．1．项目的物色

曾建言“大力提高我国水电开发程度，在本世纪末淘汰煤电、形成水核共舞的全国互联电力系统”。然而事实上水力发电由于技术可开发量5.4亿KW就封顶，水电只能缓解能源短缺并优化改善能源结构、高质量担负电网调峰调频调相及事故备用任务，不能根本解决能源短缺问题。谁都知道原煤有储量问题，终有枯竭之时，目前咬紧牙关大上煤电“短、平、快”项目，甚至规划上马“火电三峡”，这都是适应现代化建设能源急速增长需要的紧急措施。“淘汰煤电”乃成“冒天下之大不韪”之语，招致“千夫所指”，据了解湖南省电力系统职工有4万，其中3万属发电集团大唐华银，又其中大部分属各火力发电厂，一退休职工说“淘汰煤电”的言词会冤枉引起“公愤”，也许是有人误会了“淘汰煤电”的意思，其实煤终有枯竭的一天，是迟早问题。我们静下心来认真对比一下煤发电与核发电的工作原理与各个设备之结构差异，就会发现存在曙光、存在两全其美的方案。煤电厂是利用煤所蕴藏的化学能转变为电能，煤在锅炉中燃烧释放热能，把水加热成一定温度和压力的蒸汽，然后利用蒸汽推动汽轮机旋转，带动发电机发电，从而化学能热能电能。核电厂与煤电厂基本工作原理相同，发电设备仍为普通的汽轮机、发电机，也是从而化学能热能电能，不同的是核电厂中用核反应堆（可控裂变核岛）和蒸汽发生器替代煤电厂的锅炉设备。看来，煤炭掘尽了还会有些出路，把常规煤电厂改造成为核电厂存在可行性，如得到论证，职工与大部分设备都可以保留，这不是很好吗？当然，职工文化与设备技术进步继续建设、与时俱进仍是必须的。

2．2．2．关于创新的问题

本项目的意义不在于有没有创新，不在于简单还是复杂，不在于科技含量（不含核岛研制）有多高，而在于提出了一种思路，一种尊重国情、尊重客观事实、继承传统又推陈出新的思路，在于从核电厂与煤电厂基本工作原理相同中看到了一线曙光，一种用科学发展观分析问题透出的曙光。只要路是对的，就不怕路远！凝聚我国相关科技人员的智慧就一定可以达成目标。真心希望此想法变成现实，祖国大地煤电厂逐步更换“心脏”脱胎换骨成少“口粮”的核电厂。

2．3．研究方法及可行性分析

煤电厂是利用煤所蕴藏的化学能转变为电能，煤在锅炉中燃烧释放热能，把水加热成一定温度和压力的蒸汽，然后利用蒸汽推动汽轮机旋转，带动发电机发电，从而化学能热能电能。核电厂与煤电厂基本原理相同，发电设备仍为普通的汽轮机、发电机，不同的是核电厂中用核反应堆（可控裂变核岛）和蒸汽发生器替代煤电厂的锅炉设备。核岛置换锅炉思路的曙光源于核电厂与煤电厂基本工作原理相同。

研究应详尽对比核电厂与煤电厂各个发电设备的结构特点与控制要求，从原理上探索核岛置换锅炉变煤电厂为核电厂的可行性，发电设备的通用性、通用度；还会探索核电的安全性。重点需要讨论的是应建立多少可控裂变核岛规范标准，使之与现行汽轮机、汽轮发电机、主变压器成系列地配套，这是本项目的中心。为此，须调研我国全部煤电厂主要设备之主要技术参数，运用源头统计法归纳出其中的规律，当然这一庞大工作必须精益求精，以确保结论的正确性，正确的结论将作为建议提交有关部门，以规范我国将来可控裂变核岛研制的规模容量等级。

3．展望

3．1．核岛置换锅炉变煤电厂为核电厂之思路可迎业内远景乃至社会的广泛关注，这不是纯技术问题，可点明相关技术问题（例如现行汽轮机、汽轮发电机、主变压器的系列化、标准化，研制可控裂变核岛的技术标准等）的发展方向，具有宏观导向的思想工作作用。

3．2．火力发电锅炉是由两大部分组成的，“锅”部分即锅筒（又称汽包、炉锅）继续保留，要用核岛置换的是另一部分生热的“炉”即锅炉之炉，以后在保留变压器、发电机、汽轮机、锅筒（汽包）及它们的控制系统的情况下，用核岛置换锅炉的燃烧煤炉部分，把燃煤火电厂改造为核电厂。（此点于2007年3月28日补充）

3．3．寻求支持单位筹建“研究核岛置换锅炉之炉变煤电厂为核电厂”系统工程总体部的目的是为了使核岛置换锅炉之炉变煤电厂为核电厂这一构想得以逐步实施，贯彻胡总书记为核心的党中央的伟大指示，寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理优化我国现状之不合理能源结构。（此点于2007年4月20日补充）

3．4．我们在尽最大可能竭尽水力发电的同时，应着手研究怎么把常规燃煤火力发电厂改造成为“燃”铀核子裂变发电厂，逐步用水电主要是核电去替代日益枯竭的煤电，在本世纪末期形成水核共舞、核主水调的以三峡为地理中心的全国互联电力系统。最后祝愿太阳能、可控热核聚变能大规模利用技术早日突破。

参考文献

[1]2005中国电力论坛．国家环保总局副局长张力军；

[2]国家煤炭地质总局局长徐水师发言归纳；

电厂锅炉监理工作总结篇（7）

中图分类号：M621　文献标识码：A　文章编号：1009－2374(2009)12－0052－03

随着我国电力工业的发展及电力结构的调整，1000MW级及超超临界机组由于其运行成本更低和效益更高，在电力市场竞争中更具有优越性，将逐步成为我国电力市场中的主力机组。而大型火电厂的热工自动化水平、控制方式和管理模式将会发生什么样的变化，当前的设计思路能否适应电力市场竞争机制，如何优化热控设计，使其能够适应飞速发展的计算机网络技术及信息化发展的步伐，满足电力市场要求，成为热控设计人员亟待解决的新课题。

一、机组控制方式

随着DCS在电厂中的广泛应用，其稳定性、安全性、可靠性也逐步被人们认可，机组设备的可控性日益提升，早期电厂单元控制室所设置的常规模拟仪表盘和大量的常规监视仪表、操作设备逐步取消或被大屏幕显示器所取代，集控室面积随之逐步缩小，运行值班人员也在逐步减少，减人增效的概念逐步建立，控制室的布置、控制点的设置和控制方式发生了根本的变化。控制方式由典型的单元控制室实现炉机电集中监控辅助车间就地控制室就地监控，逐步发展到全厂只设一个监控点，即炉、机、电、网、辅均在单元控制室内集中监控，辅以水、煤、灰3个就地辅助监控室，以满足安装、调试、现场巡视和异常工况处理的需要。

(一)控制室位置和布局

控制室位置和格局也日益多样化，由原来的一机一控、两机一控发展到三机一控、四机一控甚至多机一控。如广西来宾B电厂、山东莱州电厂等采用两机一控方式，控制室布置在主厂房固定端；国华宁海电厂、广东华能海门电厂均采用四机一控方式，集控室布置在A列外2号、3号机之间的集控楼上；华能玉环电厂采用四机一控方式，控制室布置在主厂房固定端的生产办公楼上，与主厂房的运转层同标高，并有天桥相连；日本矶子电厂控制室与办公室一起布置在汽机房顶部；日本橘湾电厂机组集中控制楼与生产办公楼合在一起，与主厂房脱开，布置在主厂房前，通过天桥与之相连。

(二)采用多机一控方式的前提

1　同期建设多台机组，集控室布置统一规划；

2　以机组设备的可靠性和可控性作为支持；

3　随着自动化水平的提高，集控室设备减少。

(三)电子设备间的布置

有典型的集中布置在两炉之间的集控楼运转层上的集控室后方或布置在集控室下方的中间层也有在各锅炉房、汽机房分别设置其锅炉电子设备间和汽机电子设备间，如广西来宾B电厂、山东莱城电厂二期、江苏夏港电厂一期、山东华能日照电厂二期、山东华电莱州电厂一期等工程均未设置集控楼，每台机组设置锅炉、汽机两个电子设备间。两种布置方式各有优缺点：前者，DCS机柜相对集中，能有效使用电子设备间的面积，安装、调试及现场设备运行管理较为方便，站间通信电缆较短，安全性较好，电缆比较集中并设置有电缆夹层，施工比较方便；后者，机柜就地布置相对分散，不利于集中空调系统的设置，电子设备间建筑面积总和相对较大，土建装修量大，电气照明、空调容积都相对增加，但由于电缆比较分散，取消了电缆夹层，各电子设备间距离就地设备较近，可节省大量控制电缆、电缆桥架，并取消了集控楼，减小了容积比和安装工程量，降低了工程造价，对锅炉本体的安装进度也提供了有利条件。而在国外尤其是欧美则更趋于彻底分散，甚至不设电子设备间，控制机柜就地布置，大大削减了控制电缆的用量，增加了通信电缆的数量，对DCS系统的适应性和安全性也提出了更高的要求，卡件的低功耗、机柜的全密封、全天候工作，增加了设备费用而降低了安装工作量，对高人工费的欧美国家，可节省大量施工费用。

二、机组自动化水平

目前大型火电厂普遍采用以DCS为主，配合其他热工控制系统共同构成单元机组控制系统；水、煤、灰等辅助车间的监控采用可编程序控制器(PLC)实现，并利用计算机网络技术，构建起全厂辅助车间集中监控网络，以实现在集控室集中监控。

(一)操作员站

各系统操作员站的LCD及其键盘、鼠(球)标作为运行人员的监控中心，实现炉、机、电、网、辅全LCD监控。在机组DCS发生全局性或重大故障时，按照“故障安全”的原则，通过安装在操作台上的少数独立于DCS的硬接线手操设备实现紧急安全停机。当辅助车间集中监控网络及操作员站发生重大故障时，则通过相应的就地辅助控制室的操作员站进行现场处理。

(二)顺序控制

机组自动化水平通常采用以子组级为基础的功能组级顺序控制。近几年又大胆地提出了采用带断点的机组级顺序控制，实现所谓的“一键启”功能。针对该问题我们进行广泛深入的调研，从国内情况看，部分由国外整岛进口的机组曾有过这方面的尝试，如：华能日照电厂一期工程采用分岛招标方式采购，锅炉岛由美国FOSTERWHEELER公司设计供货，汽机岛及仪控岛均由德国SIEMENS公司负责设计与供货，在机组调试阶段曾尝试过该功能，而更有效的是汽机自启动功能，但机组运行后再也没有使用此功能；石洞口电厂二期采用的是ABB公司的DCS系统，其机组自启动功能也只是在机组调试阶段试用过一次；上海外高桥电厂二期工程DCS采用日立公司的HIACSS000M系统，其机组自启动功能设置有约15个分系统启动断点，但由于设计不完善，未实现其功能；珠江电厂一期工程由日本三菱公司承建，其机组自启动功能应用良好，二期扩建业主仍要求设置此功能，但上海FOXBORO公司的DCS并未实现其功能。华能沁北电厂采用ABB公司的DCS系统，并借鉴石洞口电厂二期的经验，SCS设计有多断点的机组级顺控，实际运行中相当于为运行人员提供操作指导。而在美洲国家则不要求“一键启”功能，在美国，没有一个火电厂设置该功能；“一键启”功能是由欧洲国家提出的，并在欧洲、亚洲个别国家有实际用户，如：德国尼德豪森电厂等。

三、机组控制策略

从仪表和控制专业的角度来看，与亚临界汽包炉相比，超超临界机组锅炉的控制主要特点如下：

1　汽水一次循环，不具备汽包的储能元件锅炉蓄能量小且呈分布特性，循环速度上升，工艺特性加快，这就要求控制系统的实时性更强，控制周期更短，控制快速性更好，机炉协调控制更加及时、准确。

2　汽水没有固定的分界点，它随着燃料量、给水流量及汽机调门开度的变化而前后移动，直接影响汽水流程中加热段、蒸发段和过热段的长度，影响主汽温度、主汽压力及机组负荷的变化，因此控制中间点温度被认为是控制直流炉的主要环节。

3　超超临界机组锅炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为主汽温度、主汽压力及机组负荷，其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度，由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，任何一种输入量扰动都将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量，蒸汽量、燃料量，给水量及喷水量，给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的主要控制特点。

4　超超临界机组直流锅炉与亚临界汽包锅炉，两种锅炉在系统组成上的水一汽转换原理和设备不同，锅炉蓄热能力不同，负荷和扰动的响应速度不同，而最大的区别还在于锅炉启动系统的差异。从仪表和控制的角度看，主要的区别在于直流锅炉的启动旁路系统、直流锅炉机组的协调控制的不同。另外，在锅炉蒸汽温度控制、给水流量控制等方面也与亚临界机组有着较大的区别。

5　锅炉启动系统中汽水分离器在锅炉启动和低负荷时相当于汽包炉的汽包作用，当锅炉在直流负荷运行时为干态运行，相当于蒸汽联箱，两种运行方式下的调节手段不同，控制系统将根据负荷和分离器水位进行判断并自动切换。

6　锅炉启动系统中辅助循环泵在锅炉启动和低负荷阶段向水冷壁提供足够的循环流量，此时锅炉运行在控制循环状态，在高负荷时启动循环泵切除，此时锅炉运行在纯直流状态。控制系统将针对这一特点自动完成循环泵系统的投运／切除。

7　超超临界锅炉在稳定运行期间，必须维持某些比率为常数，在变动工况时必须使这些比率按一定规律变化，以便得到稳定的控制，而在启动和低负荷运行时，要求大幅度地改变这些比率，以得到宽范围的控制。

(1)给水流量／蒸汽流量因为给水系统和蒸汽系统是直接连接的，给水流量和蒸汽流量比率的偏差过大将导致较大的汽压波动，又由于超临界锅炉存贮能力较小，给水流量与蒸汽流量的比率，在锅炉负荷增加时必须限制。

(2)燃料量，给水流量(即燃水比)在稳定运行工况，燃水比必须维持不变以保证过热器出口汽温为设计值。而在变动工况下，燃水比必须按一定规律改变，以便既充分利用锅炉蓄热能力，又按要求增减燃料，把锅炉热负荷调到与新的机组负荷相适应的水平。

(3)喷水流量／给水流量超超临界锅炉仅能够瞬时快速改变汽温，但不能始终起到维持汽温的作用，因为过热受热面的长度和热焓都是不固定的。为了保持通过改变喷水流量来校正汽温的能力，控制系统必须不断地把喷水流量和总给水流量之比恢复到设计的百分数。

四、热工自动化系统的构成

(一)DCS系统

1　单元机组电气发变组和高、低压厂用电源系统纳入DCS监控。烟气脱硝系统及汽机旁路系统的监控纳入机组DCS。

2　两台机组的DCS之间设置一公用网络分别与两台机组DCS的数据总线通过网桥联接厂用电公用系统、空压机房、燃油泵房等公用系统接人DCS公用网络。公用网络可根据DCS供货商的经验，独立设置的操作员站(如上海外高桥电厂二期工程)，或通过单元机组操作员站对公用系统进行监控。

3　机组操作台上设有DCS、DEH操作员站及安全停机、停炉、解列发电机等所必需的操作按钮(如：交、直流油泵、真空破坏门、再热器安全门、过热器安全门及手动停机、停炉、发变组跳闸、灭磁开关、柴油发电机启动等)。当DCS发生通信故障或操作员站全部故障时，可通过上述后备控制手段实现安全停机、停炉。DEH系统作为汽轮机设计制造密不可分的一部分，一直是由汽轮机制造厂开发配套的。以前，这些专用系统在其软硬件的开放性上较差，造成了大批电厂在集控室拥有DCS和DEH两个操作平台(通过硬接线完成必要的控制信号的传输)，给运行人员带来不便。为了做到信息共享DCS厂商和DEH厂商在用户的要求下开始着手两者之间的整合工作。对于一些既生产汽轮机又推出DCS设备的厂商而言，其DEH系统的控制器、人机界面本身就采用了DCS设备，并开发有既满足DEH功能又符合DCS系统I/O总线通信要求的专用卡件DEH功能纳入DCS系统自然是顺理成章的，如ABB公司(PROCONTROL 2P)、SIEM ENS公司(TXP)、ALSTOM CEGELEC公司(P320)、日立公司(H IACS5000M)、EMERSON公司(OVATION)等均可做到。也有DCS制造商与汽轮机厂合作，采用成熟的DCS产品共同开发DEH。如东方汽轮机厂与美国ETSI公司合作，采用ABB公司的INFl290软硬件平台的一体化。MEH与DEH的情况类似，要纳入DCS技术上不存在难以逾越的困难，但同样受到汽轮机厂所引进的技术方的影响，要实现与DCS系统的无缝连接，还有待时日的考验。

(二)辅助系统集中监控网络

辅助系统的监控采用可编程控制器PLC+交换机(HUB)+人机接口(MMI)方式，为满足安装、调试和初期运行过渡需要，按照“水”、“煤”、“灰”三点设置调试终端兼临时操作员站，随着各辅助系统正常运行后，逐步由就地系统监控转移为集中控制室集中监控，就地将无人值班。

(三)烟气脱硫系统

烟气脱硫系统的控制点，视工程的具体情况和业主管理模式的喜好，可与除灰系统合并设置在电除尘控制室或除灰控制室，或与输煤系统合并设置控制室。烟气脱硫控制系统采用FGD2DCS或PLC实现。通过FGD2DCS/PLC的LCD及其键盘并辅以少量的就地监视和控制实现脱硫系统设备的启、停和正常运行时的监视和控制。烟气脱硫系统的重要状态、监视和报警、联锁信号通过硬接线与机组DCS系统连接，以保证机组的正常运行，并通过通信口与SIS系统进行通信，可在SIS系统的工作站上调用脱硫控制系统中的所有实时数据。

(四)全厂数字视频网络系统

设置全厂数字视频网络系统，对重要设备运转状态、危险场合、无人值班的辅助系统通过摄像进行监视。全厂闭路电视监视系统监视点设置在单元控制室，采用大型等离子显示器或大屏幕显示器实时显示，以便对全厂的各个生产及辅助生产场所进行直观的监视。数字视频信息可通过通信接口与厂级管理信息系统(MIS)连接，实现全厂信息管理。

(五)厂级实时监控系统

设立厂级实时监控信息系统(SIS)和厂级管理信息系统(MIS)。单元机组的分散控制系统、辅助系统控制系统等控制系统与厂级实时监控信息系统(SIS)实现数据通信。

电厂锅炉监理工作总结篇（8）

关键词：火力发电;锅炉;能耗严重;节能措施

0 前言

虽然我国在资源和能源储备上相对不错，但是我国人口基数大，人均占有量仅仅为世界人均的一半。电力作为人们基本的生活条件之一，其消耗量大，资源的消耗也呈递增的趋势，为了结合我国可持续发展的方针，那么应如何提高发电厂的综合水平，降低能源的消耗，实现电厂节能减排目的具有重大的意义。锅炉作为火力发电厂的重要部分，研究锅炉对火力发电厂节能减排的目标具有重要的意义。

1 火力发电厂锅炉耗能存在的问题

1.1 锅炉运行问题

我国目前锅炉运行时存在的普遍问题就是运行负荷率低，与设计目标相距较大，锅炉在运行时不能达到较好的运行状态，导致效率低下，这不仅影响锅炉的使用年限，还会影响发电的总体效率[1]。在锅炉运行的时候，锅炉的熄火次数比较多，损伤发电设备。一些燃料商家为了利益在燃料中参入其他物质，导致燃料纯度减低，这不但会增多锅炉的熄火次数，影响设备的安全运行，还会增加锅炉运行的能源损耗，造成更大能源消耗问题[2]。

1.2 燃料损害大

我国传统的火力发电厂工业锅炉是将煤作为主要的燃料，所以煤的质量会影响锅炉热能效率。当期发电厂使用的煤基本都是原煤没有经过处理所以导致煤的纯度、质量、燃烧程度都不统一，使得锅炉实际产生的热能与目标相距较大，由于燃烧程度不一，导致一些煤不能完全燃烧，也会大大浪费使用资源。

1.3 锅炉设备的管理不足

一些火力发电厂为了减少投入成本，采购一些锅炉设备质量较低的设备，虽然开始是减低了成本，但是在后期使用时造成锅炉设备的运行的损耗、发电效率的降低、维修费的增加，都会产生低的回报率，同时增大的能源的消耗，达不到节能的目的。

2 火力发电厂锅炉节能的对策及措施

2.1 把控好锅炉和燃料质量

控制好锅炉设备的质量工作，以长期经济效益为目的。在初始锅炉设备的选择上，要选择生产设备厂家质量高[3]。信誉好的厂家，从而减低后期设备损耗和维护，减低能源的浪费，增加设备的使用年限。发电厂在对燃料控制上，做好煤的分配和脚涔ぷ鳎把质量好的和劣质的煤、高硫煤和低硫煤做好脚涫褂糜行提高锅炉对燃料的利用率，减少对能源的消耗，同时还能提高整体的经济效益。

2.2 优化调整锅炉的燃烧

目前，我国火力发电厂的节能问题主要还是存在锅炉燃料上。因此，对锅炉的燃烧进行优化调整具有非常重要的意义。同时，发电厂引进的锅炉新设备就需要对系统进行全面的优化调整，解决设备中存在的不足之处，可以有效的提高锅炉工作的效率，减少资源的浪费。

2.3 合理的使用节能设备

火力发电的主要作用就是传热，其锅炉内部主要由水冷壁、省煤器、过热器等三部分组成。转换热量是水冷壁的功能，根据水冷壁的功能，我们可以提升它的转换的热量，从而增加锅炉系统的出力，提高水冷壁传热的效率。同时，根据锅炉内的状况，添加新的节能材料。通过特殊的加工，使该材料具有耐高温的特点，使这些燃料可以黏住锅炉的内壁进行燃烧，这样就可以合理的利用这些燃料，促进材料的节能的效果。

2.4 改善节油的工作

对该厂的工作人员进行节油知识培训，有效的提高工作人员的节油技术与意识，建立相关的奖、惩制度，从而有效的提高工作人员的节油积极性，从而有效的提高工作人员节油效率。

2.5 引入国外高新技术

火力发电厂应引进国外先进的技术，来控制燃料的节能。火力发电厂可以使用畅通节能的方法来节能，从而提高机械设备的性能。畅通节能就是利用锅炉内壁的炉渣清除的功能来加强锅炉的热能传导，使燃料可以合理的利用完，达到节能的首要目的[4]。

2.6 优化节能加强监测

目前，大部分的火力发电厂使用锅炉飞灰含碳量在线监测装置，该设备是是监测电站锅炉烟气飞灰含碳量的专用设备。飞灰含碳量主要是由检测站、系统主控单元这两个两部分形成的，通过这两部分的总线连接，方可使用。

3 结束语

综上所述，目前，我国发电工作还是以火力发电为主要模式。但是，火力发电厂的锅炉节能工作依然还有待提升的空间，想要更好提高锅炉的节能和热能效率，电厂的负责人必须从各个方面出发，控制好燃料的质量和设备的管理工作，不断跟进生产技术，提高锅炉对能源的利用率，减少环境污染，从而达到火力发电的节能目的。

参考文献：

[1]黄万峰.火力发电厂锅炉节能降耗的对策与措施探究[J].低碳世界，2014（05）：134-135.

电厂锅炉监理工作总结篇（9）

1背景

华电漯河发电有限公司（简称漯河电厂）一期2×330MW热电工程，是华电集团公司在河南投资建设的首个热电联产项目，#1、#2机组分别于2009年12月和2010年5月投产发电。#1、2锅炉均为上海锅炉厂生产的SG-1120/17.5-M732型亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉，锅炉采用摆动式燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统、固态排渣。

2漯河电厂锅炉防磨防爆工作中存在问题

2.1人员少，流动大，防磨防爆人力资源无法保障由于锅炉专业人员少、岗位多，一定程度上促成人员流动大，更给锅炉防磨防爆工作开展的持续性带来不利影响，以2012年至2015年锅炉专业人员组成对比为例，长期在锅炉专业从事锅炉防磨防爆工作的人员仅3人。2.2技术资料的整理存档不规范，缺少连续性由于锅炉专业人员少，同时受到业务水平的限制，锅炉防磨防爆工作存在检查检修记录不及时、记录数据不完善、记录表格不规范、技术资料保管不集中等问题，同时由于检修工作的信息化程度影响，很多数据都采用传统的纸质管理[1]，另一方面，锅炉检修的标准散落各处，进行锅炉检查的时候，尤其是当人员岗位变动时，常常造成技术资料的断档和缺失，给防磨防爆工作的持续性和长久性带来不利影响。2.3防磨防爆工作中外包管理、技术监督、人员培训、机组检修等基础工作薄弱由于锅炉专业人员少，机组检修期间锅炉防磨防爆检查及整改工作多数借助外包队伍，这就增加了外包管理难度，同时技术监督、人员培训等各种工作的复杂性，需要锅炉专业人员具备良好的职业道德和修养，非常强的责任心和良好的心理素质[2]。然而这都需要较长时间的学习和培养，目前状况下，造成防磨防爆相关管理能力和基础工作相对薄弱，不能很好地支撑安全稳定的防磨防爆工作成果。

3采取的措施及对策

3.1成立技术委员会，扩充人资储备漯河电厂于2012年8月26日打破部门限制成立锅炉技术委员会，主要工作任务包括：负责审查机组大修、技改和科技工程的中、长期规划；负责重点工程项目的验收、重大科技成果的鉴定、评比及推广工作；提交专家组年度技术总结报告；负责对专业专工技术管理工作进行指导、监督、考评，并提供技术支持；负责对重大技术问题等进行讨论、论证，制定技术方案；负责锅炉防磨防爆的日常监督、四管检查、原因分析和消缺工作。3.2借助计算机网络，统一资料归档和共享为实现漯河电厂技术资料的统一归档和信息共享，提升技术管理规范化、信息化水平，漯河电厂于于2014年上线运行“安全生产信息平台”网站，把生产规章制度、安全管理、技术管理、运行管理、检修管理等纳入平台建设。平台设置生产动态、安全管理、技术管理、节能环保等9个版块，126个子版块，涵盖生产管理各个方面。其中在技术管理板块设置防磨防爆专栏，下设技术资料、通报简报、学习资料、检修记录。技术资料涵盖锅炉防磨防爆有关的各类标准，漯河电厂机组及锅炉四管基础资料；通报简报包括华电集团、华电国际电力股份有限公司等各上级单位锅炉四管泄漏相关的通报简报，加强学习，吸取教训，举一反三，进行自查自纠，以他山之石攻己之玉；学习资料主要为科研院所技术监督简报及其他论文、杂志、培训学习资料等内容，为员工自我学习提供开放式资源；检修记录详细记录了公司历次检查报告，便于检修记录的厂级存放和比对，逐步改进检修记录报告质量。3.3强化防磨防爆基础管理工作3.3.1健全管理体系基于目前检修工作外包和区域公司互查的检修模式，明确公司防磨防爆组织机构成员为防磨防爆检查及责任落实主体，公司内部检查与外包队伍、区域公司检查有效结合，彻底消除四管安全隐患，避免过度依赖外部力量，而淡化自身人员四管检查工作中的责任意识。3.3.2严格执行防磨防爆有关规定，完善工作体制根据《中国华电集团公司防止火电厂锅炉四管泄漏管理暂行规定》、《华电国际电力股份有限公司在役锅炉承压部件防磨防爆工作管理规定》及相关行业标准等要求，加强防磨防爆工作从人员设置、项目确定、组织实施检查验收、资料整理等环节的全过程管理，并做好防磨防爆管理工作的技术管理、检修管理和运行管理等工作。不断提高吹灰器管理水平，吹灰器吹灰时检修人员跟班检查，保证吹灰器出现故障时能第一时间进行处理，有效杜绝吹灰器对锅炉四管的影响。同时做好吹灰器缺陷统计分析，针对频繁性缺陷和典型性缺陷，制定处理方案从根本上消除安全隐患，不断提高吹灰器设备可靠性。3.4集中区域专业力量，保证检查效果每个检查区域（部位）明确责任人，对其检查结果负责。实行交叉更换检查区域等方式尽可能多地安排检查次数，查漏补缺，提高工作质量。极大程度上弥补了公司技术力量不足的弱点，同时通过互查，也为防磨防爆检查人员培养提供了平台。

4近年发现及消除的锅炉四管重大缺陷隐患

（1）发现问题：第一层低温过热器省煤器前排悬吊管处，共计247根管子吹损。原因分析：本区域位于长吹灰器区域，蒸汽经省煤器悬吊管折射后行程烟气走廊，冲刷管子。处理措施：每两排加装1块不锈钢防磨护板，尺寸（厚3mm、长240、宽190mm），并在安装时与悬吊管防磨瓦满焊。缺陷处理前照片：（2）发现问题：屏式再热器冷却定位管每排左右侧均有吹损，部分管子超标测厚最小3.7mm。原因分析：吹灰器区域吹灰蒸汽吹损及飞灰冲刷磨损。处理措施：将该区域管子进行补焊，并对冷却定位管加装防磨瓦。（3）发现问题：水冷壁后墙悬吊管存在磨损减薄痕迹。原因分析：水冷壁后墙悬吊管迎风面烟气飞灰磨损。处理措施：对超标管子进行补焊，补焊后打磨进行着色检验，并加装防磨瓦。

5结语

随着火电装机规模的不断扩大，新机组不断投产，探索一条适应新定员标准下的防磨防爆管理新特点的管理模式，是保证锅炉四管无泄漏，实现机组长周期安全稳定运行的重要措施。漯河电厂结合自身实际情况逐步形成的以技术委员会为人力储备基础，以安全生产信息平台为信息存档共享窗口，以夯实防磨防爆规章制度、技术监督、外包管理、人员培训等基础工作为体系的锅炉防磨防爆管理模式。分工明确，组织得力，责任落实到位，最大程度消除锅炉四管安全隐患，有效避免因四管泄漏导致机组非计划停运概率。

参考文献：

电厂锅炉监理工作总结篇（10）

中图分类号：TK223 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）10-0056-01

一、锅炉安装过程中必须执行的法律法规和规范标准

锅炉安装过程中严格执行《中华人民共和国特种设备安全法》、《特种设备安全监察条例》（2009.1版）、TSG G0001-2012《锅炉安全技术监察规程》、TSG G7001-2015《锅炉监督检验规则》，锅炉的安装位置和锅炉房应当满足GB50041-2008《锅炉房设计规范》、GB50016-2014《建筑设计防火规范》及GB50045-2005《高层民用建筑设计防火规范》的有关规定。

锅炉安装除了符合TSG G0001-2012《锅炉安全技术监察规程》、TSG G7001-2015《锅炉监督检验规则》的规定外，还应当符合以下相应标准：

1、锅炉的安装，对于A级锅炉应当符合DL5190.2-2012《电力建设施工技术格外规范第2部分：锅炉机组》的有关技术规定；对于B级及以下锅炉应当符合GB50273-2009《锅炉安装工程施工及验收规范》及相关标准的规定，热水锅炉还应当符合GB50242-2002《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》的有关规定；

2、锅炉范围内管道的安装，对于A级锅炉应当符合DL5190.5-2012《电力建设施工技术格外规范第5部分：管道及系统》和DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》的有关技术规定； 对于B级及以下锅炉应当符合GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》和GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》的有关技术规定。同时，要按照锅炉出厂的随机技术资料、文件和设计说明以及安装施工图纸进行施工。

二、锅炉安装告知、申请检验的程序以及需要提交的资料

锅炉制造单位可以安装本单位制造的整（组）装锅炉，从事其它锅炉的安装单位，应当取得特种设备安装改造维修许可证，方可从事许可证允许范围内的锅炉安装工作。锅炉安装的施工单位应当在施工前，应当按照《特种设备安全法》、《特种设备安全监察条例》和相关安全技术规范的规定，在向锅炉使用地的市、县（区）特种设备安全监察机构办理安装告知，办理锅炉安装告知时需要提交以下资料：

1、施工单位的资质：安装单位的企业法人营业执照、组织机构代码证、安全生产许可证、安装许可证的复印件，复印件上必须加盖与许可证上的单位名称相一致的红色公章；

2、施工人员的资质：特种设备作业人员（如焊接操作人员、无损检测人员、电工、管工、钳工、起重工、筑炉工等）的作业证原件及复印件1份，复印件加盖施工单位红色公章，施工人员的操作项目应能够满足施工工艺要求并要有聘用记录；

3、施工组织设计方案3份，施工方案要加盖施工单位和建设单位（监理单位）的红色公章；

4、设计单位资质：提供设计单位的设计资质证复印件和设计许可明细表，同样也必须加盖与资质证单位名称相一致的红色公章；

5、设计图纸：提供盖有设计单位“设计资格证印章”的施工图纸一套。设计施工图纸的说明应当清晰明了，应当明确设计压力、最大工作压力、材质及规格，同时明确压力试验，严密性试验的方法和试验压力，以及无损探伤的检测方式和数量等；

6、材料报验：提供锅炉生产厂家随机附送的锅炉出厂技术资料和文件，如有关图纸、技术数据、参数表、合格证、质量证明文件等。

安装单位办理锅炉安装告知后，应向锅炉使用地承担相应范围的锅炉安装监督检验机构提出检验申请，并附以下资料（或者复印件）各一份：

1、特种设备安装改造维修告知书；

2、施工合同；

3、施工计划。

三、锅炉安装的施工工序

锅炉安装一般按以下施工工序进行：

四、安装过程中的所需资料文件与受检项目及注意事项

（一）、所需资料文件

锅炉安装过程中，施工单位提请通知锅炉监督检验机构进行现场检测时需要提交以下资料文件：

1、锅炉安装告知书；

2、施工单位资质证、设计单位资质证；

3、施工图纸；

4、锅炉出厂全套技术资料和锅炉和本体图纸；

5、分汽缸出厂技术资料和本体图纸；

6、管道单线图的设计变更通知；

7、材料及设备合格证、质保书；

8、阀门安装前试验记录；

9、管道焊接检查记录；

10、无损探伤报告及底片；

11、水（耐）压试验记录；

12、压力管道普查登记表；

13、压力管道耐压试验记录；

14、锅炉安装质量证明书等。

（二）、受检项目及注意事项

锅炉在安装过程中，要严格按照《锅炉监督检验规则》的要求进行。对A类项目，未经监检确认，不得流转至下一道工序。锅检机构监督必须到场检查的项目主要有锅炉水（耐）压试验。

锅炉本体及锅炉房内管道水（耐）压试验时必须提前告知锅炉监督检验机构到现场进行监督检验。现场监督水（耐）压试验，检查升（降）压速度、试验压力及保压时间，检查承压部件表面、焊缝、胀口、人孔、手孔等处的状况以及泄压后的状况是否符合《锅炉安全技术监察规程》的要求。

在工作中需要注意，锅炉本体水（耐）压试验的过程和结果必须填写在《锅炉安装质量证明书》的“锅炉本体水压试验检查记录表”中，并有施工单位、使用单位、监督检查单位（锅炉监督检验机构）代表的亲笔签名。记录管道试验情况，同时填写管道耐压试验记录并送监督检查单位（锅炉监督检验机构）现场人员签名认可。

五、锅炉交工验收

1、锅炉带负荷试运行检验合格后，及时办理工程总体验收手续；

2、锅炉的技术资料应在试运行30天内移交给使用单位存档；

3、工程验收包括中间验收和总体验收。

4、工程未经总体验收严禁投入使用。

六、结语

锅炉安装是一项比较复杂的工程，其质量控制有严格的规范要求，我们必须以谨慎的态度严格施工，确保工程质量。同时，锅炉安装也是锅炉制造的延续，相当于现场装配或组装，锅炉制造的质量的好坏也会在安装中暴露出来，能得到及时的处理，锅炉安装质量对以后锅炉的安全运行具有重要的意义。

参考文献：

[1] 中华人民共和国特种设备安全法2013.6.

[2] 国务院令第549号颁布 特种设备安全监察条例 2009.1.

[3] 国家质量监督检验检疫总局颁布TSG G0001-2012锅炉安全技术监察规程 2012.10.