电厂锅炉监理工作总结篇1
锅炉四管泄漏的防治工作是一个比较复杂的系统工程，需要在具体的环境下具体分析发生泄漏的原因，从而实际情况，不断地完善相关制度及标准，依据各项制度及标准规范，做好相关的防范工作，重视锅炉四管泄漏的问题、深入分析事故的原因，将锅炉四管泄漏的危害降到最低程度，保障生产安全。
1 锅炉四管泄漏问题及规律
锅炉四管泄漏主要是指水冷壁、过热器、再热器、省煤器等部位的炉内金属管子出现的泄漏。锅炉四管包含了整个锅炉的受热面，承担着锅炉汽水系统工质转换并完成能量的传递的艰巨任务。其内部承受工质的巨大压力和化学因素的作用，外部处于高温、腐蚀、磨损的恶劣环境中，同时还有承受膨胀、应力及复杂外力的作用。因此，极易导致锅炉四管发生泄漏。
锅炉四管泄漏问题的本质是因为能量与工质的极度不平衡。并且，锅炉四管本身的性能和工作的环境不适宜也是锅炉四管出现泄漏的主要原因。由于锅炉四管涉及的范围比较大，四管的材质与工作条件也各不相同，因此造成四管泄漏的原因也就多种多样，关系到安装、调试、运行、设计、制造、检修、维护等各个方面。
所以，对于锅炉四管的监测较为困难，不能像机组的参数那样能够进行在线监测，在对锅炉四管中机组开展停备与检修中，也会受到工期、工作人员、方式方法等影响。对已经投入发电厂使用的锅炉机组，导致四管泄漏的原因及问题不断累积之后，一旦爆发就会造成锅炉四管泄漏等严重问题及影响。
2 防治锅炉四管泄漏的措施
通过以上对于锅炉四管泄漏情况的分析，可以看出锅炉四管泄漏的主要原因是温度过热、磨损度、应力撕裂、材质、腐蚀、焊接出现的问题等等。锅炉四管的防泄漏工作要关系到化学、热工、焊接等专业领域。并且，对发电机机组设计的选型、 制造、安装、检修等过程都与发电厂锅炉四管的泄漏问题息息相关。防治锅炉四管泄漏的措施，主要做好以下几个方面：
首先，建立层次清晰的监测网络与考核制度。对于较大容量的发电站锅炉四管的泄漏问题要进行层次清晰分明的监测网络，做好相关的监督及指导工作。组织发电厂的相关工作人员对于锅炉四管进行防磨防爆的工作汇报。同时，建立锅炉四管防泄漏的专项考核制度及相关的激励机制。
其次，建立健全发电站锅炉四管防泄漏的工作制度及各项工作的标准体系。在电厂，各项生产管理技术都随着科技的进步而不断地发展。并且，由于锅炉四管的本身的性能与工作环境较为复杂，所以锅炉四管防泄漏的工作制度及标准要不断的细化，适应各项防磨防爆的工作内容。同时，各个电厂也应该建立一整套较为完善的工作制度与措施标准来防范锅炉四管的防泄漏工作，也使电站电厂的工作人员做到有章可寻。
第三，充分发挥人才优势，组织一支合格的、具有专业能力的锅炉四管防磨防爆的机构，提高电厂专业工作人员的专业技能及防磨防爆的经验性。抓好对于电厂工作人员的培训工作。建立规范化的锅炉四管防泄漏的检查、监测工作。对于电站电厂锅炉四管的防治工作要大力开展相关设备的治理与防治，主要以预防为主，做好设备的维护工作。认真监测、检查、分析锅炉四管在工作中出现的故障及其原因，减少电厂锅炉四管的受热面，做好防磨防爆工作。对于锅炉四管的检查，不能仅仅只依靠工作人员的人工排查，还要建立相应的制度，做到规范化、程序化，有效预防锅炉四管的泄漏。
第四，解放思想、转变传统观念，开拓创新，做好锅炉四管防泄漏工作。不断发挥技术优势，创造性的完成锅炉四管的各个工作环节的防泄漏工作，如安装锅炉承压管泄漏在线监测系统等。建立较为完整的设备检查监测的技术档案，以便随时可以在锅炉四管泄漏问题的处理方法中进行应用。同时，应该结合各个电厂的工作总结，从不同的部门集中汇集建立较为完整、可实施度强的技术档案，以便促进锅炉四管在生产过程中的防泄漏问题。
同时，加强运行中的超温控制和吹灰管理。按照运行规程的规定操作，严格控制升温、升压速度，非特殊情况下，尽量不采用紧急冷却法冷却锅炉。在运行中减温水量要稳定，在启动初期尽量少用减温水。及时进行燃烧调整，防止发生火焰偏斜、冲刷受热面等不良情况，合理控制风量，避免风量过大或缺氧燃烧，以尽量减少热力偏差，防止受热面超温。加强维护，确保投运的吹灰器状态完好，吹灰压力和温度在要求范围内，避免人为随意调整，并做好吹扫前的疏水工作。
综上所述，通过防治锅炉四管泄漏问题的措施，我们可以看出：每个电厂及电站都应该积极建立权责分明的锅炉四管防泄漏的规则规范，做好比相关的防磨防爆工作，建立专门的监测、检查小组对于电厂的锅炉四管进行全面细致的检查，做好维护工作。同时，组织建立一支经验丰富、专业技能较强的工作队伍进行锅炉四管的防磨防爆工作。完善并规范锅炉四管的检查维护制度，做好技术人员的培训及设备治理、管理工作，同时重视并建立防磨防爆工作的激励机制，促进锅炉四管泄漏问题的有效防治，减少电厂的各项损失，进一步提高电厂工作运行的安全性与稳定性。
3 结论
综上所述，通过对锅炉四管泄漏问题的分析，总结出锅炉四管泄漏问题的规律，同时结合电厂锅炉四管的设计制造与安装调试和运行等各个工作环节，揭示发生锅炉四管泄漏问题的规律。因此，在日常的工作过程中，要统筹安排，在发挥锅炉四管基本的工作运转的同时，完善对于锅炉四管的监测、安装、调试工作，提高专业工作人员的工作能力及责任心、重视防锅炉爆管的安全意识的培养。各个电厂的工作小组要编制防锅炉爆管的专项质量计划及防治措施，加强对于锅炉四管相关设备的入场检查，严格根据工作规程及制度规范进行操作。在具体的工作阶段，要加强对运行过程中各个设备的具体参数进行监视，减少锅炉四管发生受热面超温，并在发生紧急状况时及时进行调整，以避免锅炉四管发生超温爆管的现象。锅炉四管泄漏是一种常见的故障，也是影响发电厂正常运转的主要因素，我们要通过不断地完善相关制度及标准，根据各项制度及标准规范，做好锅炉四管泄漏的防治工作，有效的控制并且避免锅炉四管泄漏及爆管事故的发生。
电厂锅炉监理工作总结篇2
发电厂锅炉的操作或保养不妥善会导致如爆炸等方面的严重后果，因此，锅炉操作安全不容忽视。为使火电厂锅炉安全可靠，我们不但要密切留意锅炉的设计、制作及安装工序，同时也须特别留意其操作情况。若要锅炉顺利运作，就必须按照基本的操作原则，并作出所需的操作及预防性维修，从而保持锅炉在良好的操作状态中。对于锅炉制造商所提供的操作及维修手册和指引，操作人员必须明白当中的内容，并严格遵守有关的指示。随着工业生产的发展，工业锅炉的数量骤增，电站锅炉逐渐向超（超）临界、大容量、低排放发展，锅炉事故也不断发生。为了减少和杜绝锅炉事故的发生，世界各国相继制定了各自的锅炉规范或标准，加强对锅炉的安全管理。我国也制定有《特种设备安全监察条例》和《蒸汽锅炉安全技术监察规程》对锅炉安全进行管理。《电力生产安全工作规定》中明确提出了安全保证体系与安全监察体系的关系；明确了安全监察人员的职责与职权；提出了“安全第一、预防为主”的方针和“保人身、保电网、保设备”的原则。锅炉本体作为火力发电厂的主要设备，是发电厂安全监察的重要设备，并且由于锅炉是具有爆炸危险的设备，故必须重视它的安全问题，实行强制性安全管理。
2 火电厂锅炉运行中的安全操作
2.1 超出最高可使用压力
火电厂锅炉的蒸汽压力不可以超出核准的最高可使用压力。如果有这种情况发生，应立即停止加热。如果安全阀不能自动排气，而锅炉设有提升杆，则应用它来提升安全阀来排气，从而减低锅炉内的压力。关闭蒸汽出口停汽阀，避免过高的压力损坏系统。当安全阀无法自动开启时，应停止使用该锅炉。当然，在如下几种情况下，可另作处理：造成锅炉过高压力的故障已查出及修理；锅炉没有泄漏、结构损坏或变形的迹象；已彻底检查系统，确定其状况良好；锅炉检验人员已测试及正确地重置安全阀。安全阀的设计是用作防止锅炉在高于最高可使用压力下操作，但操作人员不能单靠安全阀，应不时留意蒸汽压力，并在必要时采取矫正措施。
2.2 低水位及过低水位
当发现有水位低或水位过低的情况，应该立即停止锅炉运行，并关闭蒸汽出口停汽阀，让锅炉冷却下来。切勿立即注水入锅炉以恢复水位，因为注入的冷水会对热锅炉造成损坏，甚至引致爆炸。切勿单靠低水位警号或过低水位停炉，应测试水位计以确定水位。假如显示的水位并不精确，而实际的水位是正常的，应在水位计问题解决后，才可谨慎地重新操作锅炉。不然，操作人员应把锅炉停掉，然后检查锅炉内部是否损坏和检查供水系统，并在有需要时加以修理。经彻底检查锅炉并认为满意后，才可以重新启动锅炉。
2.3 停电
如果供应个别锅炉的电力中断，或怀疑发生电力故障，应关掉总开关的电源，以关闭锅炉。并加以锁好及在开关上贴上通告，警告其他工人不可启动该锅炉，同时应委托技术工人到场找出故障原因及修理电路。除非该锅炉的操作人员也为相应的技术工人，否则不可以尝试修理电路。如电路设备损坏，在使用电器设施时便会发生触电、火警，甚至电击引致死亡等危险事故。导致这些情况的原因计有工人不慎、绝缘体损毁或残破，或过于潮湿。
2.4 炉水处理
操作人员必须使用建议的抽取样本方法，并按照制造商的指示测试炉水水质。在处理炉水时，应按照锅炉制造商或化学品供应商的建议，使用正确分量的化学品处理炉水。
3 火电厂锅炉运行中的安全保障
3.1 预防性保养
预防性保养是指保持锅炉在良好的状况，以确保锅炉能安全操作及按计划持续使用。预防性保养的措施，包括落实政策、在设计范围内操作锅炉、保持锅炉在清洁状况及进行必要的维修。
3.2 定期检验
火电厂锅炉均须在安全使用有效期满之前开始进行规定的定期检验。锅炉需要清理，损坏之处应修理妥当，蒸汽压力计应重新校准度数，所有阀门也应拆下检查及修理。安全阀、水位计、低水位警报器及其他自动控制器须在锅炉检验师在场的情况下测试，然后该锅炉才可被认证为可安全使用的锅炉。锅炉操作人员或拥有人应安排对锅炉作出全面检查维修，以便锅炉检验师检验锅炉，而锅炉使用者须保存定期检验的记录。
3.3 操作人员的职责
锅炉的蒸汽压力必须维持在可使用压力的限度内。如果使用人手操作的锅炉，操作人员须开关发热元件，以保持压力在上下限之内。如果使用自动锅炉，操作人员应察看锅炉能否在上下限压力内自动开关。无论如何，锅炉的蒸汽压力不可超出其最高可使用压力。锅炉的水位必须维持在适当的水平。如果使用人手操作的锅炉，必须不时注水入锅炉内，以维持水位在半个水位计的水平。除此以外，还要避免出现水位过高或过低的情况。如果使用自动锅炉，操作人员须留意炉水是否能在预设的范围内自动注入锅炉，并确保锅炉获得正常可靠的供水。如果供水中断，必须关闭锅炉。启动锅炉后，锅炉管理员必须不时观察水位计，更应每天最少测试水位计一次。
3.4 防火及灭火设备
发电厂锅炉容易受电力故障影响而引起火警。因此，操作人员和拥有人需妥善地保养锅炉的电器部分，以免电路发生短路和负荷过重，引发火警。
3.5 锅炉操作人员的培训
为确保锅炉在操作方面的安全性，应当定期举行考试并向合资格者签发证明书，使他们成为操作各类锅炉的合资格人员。另外，我国一些相关的职业机构也开始举办多种锅炉安全课程，包括水管式锅炉安全、火管式锅炉安全、电力加热式锅炉安全及蒸汽容器的安全操作等课程。这些课程旨在训练及帮助学员，获得相关锅炉操作员证书。
4 结束语
总体而言，发电厂是一个技术密集型的工业企业，只有各专业、各部门密切配合，才能达到整体安全稳定的目的。针对锅炉使用方面的安全，发电厂在实施确保锅炉运行及保养方面的一系列举措之外，还要重视锅炉的安全监察工作，通过进行事故调查可以弥补一个部门及个别人吸取教训的片面性，避免只管抢修不问原因的弊病，使人们重视举一反三，有利于进行预防，规章制度，特别是责任制的落实。
参考文献
电厂锅炉监理工作总结篇3
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
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。
1.2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。目前，我国已在《直流锅炉给水加氧处理导则》行业标准中将电厂普遍采用的给水加氧、加氨处理称为给水加氧处理。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。
2 电厂锅炉补给水处理中的环保问题
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。
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。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。
3 电厂锅炉补给水处理中的管理问题
在上述文中已经对补给水处理中的一些问题从技术角度进行研究和探讨，但即使再成熟的技术也仍然需要人来操作实施，所以管理问题就成了一个核心问题。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。同时，国家质检总局也于2008年批准颁布了新版的《锅炉水处理监督管理规则》，旨在规范锅炉水处理的管理工作。管理规则中鼓励和支持国家锅炉水处理行业协会加强行业自律，并对锅炉水处理系统的设计与制造、安装与调试、使用与管理、锅炉水处理的检验、锅炉的清洗和监督等事项进行了明确的规定。
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
电厂锅炉监理工作总结篇5
一、 我国工程的现状
1、电厂锅炉的基本情况
通过调查分析，我国大多数电厂的锅炉目前采用四角切向燃烧方式、自然循环、一次中间再热、固态排渣和单炉膛平衡通风。锅炉最大连续蒸发量为1 025 t／h，锅筒为方形钢构架，同步建设选择性催化还原脱硝装置。锅炉主要以以下的参数：过热器出口蒸汽温度为541℃，过热器出口蒸汽压力为17．5 MPa，再热器进口蒸汽压力为3．916 MPa，再热蒸汽流量为853．18 t／h，再热器出口蒸汽压力为3．736 MPa，再热器进口蒸汽温度为324．2℃，给水温度为278．6℃，再热器出口蒸汽温度为541℃，作为设计依据。
2、焊缝无损探伤的相关标准
根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》第85条要求：集箱、管子、管件的环焊缝(受热面管子接触焊除外)，当外径大于159 mm，或者壁厚大于等于20 mm时，焊缝应进行100％探伤。同时，DL／T 869―2004《火力发电厂焊接技术规程》第6．3条要求：对于外径大于159 mm或壁厚大于20 mm，工作压力大于9．81 MPa锅炉本体的管子及管道附件应进行100％射线或超声波探伤。
二、电厂锅炉管道焊接存在的问题
1、存在的问题
从本文的分析中可看出，我国电厂锅炉的结构设计有以下特点：部分母材管件为三通式，通过焊接方式连接，两焊接件之间因壁厚不同，在焊缝附近形成各种各样的凸台。而从调查分析的情况看来，焊接管道存在的问题为：焊缝外观见图的凸台较小，凸台与焊缝距离较近，使得无损探伤例如X射线和超声波探伤等不能正常进行探测工作。同时，在安装电厂锅炉管道焊接时也存在问题，如由于新建电厂锅炉多，生产期长、设备外形较大，锅炉制造单位往往难以在限定的期限内对设备进行设计修改和现场改造。
三、电厂锅炉管道焊接存在问题的对策
1、要求相关技术人员的排焊接技术过关，也就是使用日常焊接合格率高的优秀焊工来施焊，充分发挥他们的优秀技能以及处理问题的丰富经验，并提高产品的质量。
2、在进行组对操作时，对管子间的对口间隙、对口错边量、管端坡口、管子对接弯折度，严格按DL／T 5047--1995(电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)》、DL／T 869--2004((火力发电厂焊接技术规程》、图样等标准执行。
3、相关部门要加强对焊材的管理，确保只有合格的焊材才能投入使用。尤其是加强对焊材库的管理，严格做好焊材的出入库登记和报验程序，焊丝的牌号、按焊条以及规格等进行分类。同时，保证焊材在温度大于5℃，湿度不大于60％的条件下保管。务必提醒焊工在焊条使用前应进行烘烤，并且烘烤温度和时间必须严格按照规定进行。焊工领用焊材必须凭技术员开具的焊材领用单到焊材库领用，做到焊材使用有可追溯性。焊工领取焊条时，一律使用焊条保温筒，防止焊条受潮影响焊接质量。施工中使用的氩气必须满足相关标准，氩气体积分数不得低于99．95％。焊工本人必须在焊前检验氩气纯度，在不出现气孔的情况下才能实施焊接。
4、强焊接过程控制，对于需要预热和热处理（退火等）的焊缝，严格按照规程和焊接工艺要求控制施焊参数。例如当焊缝需要多层多道焊接时，专题管理小组成员必须严格做好焊接过程的监督和检查工作，并要时还要到现场对焊工进行监督和管理。尤其是材质为SA335P91的焊缝，因为该类型材料的焊接难度大，要派专人监测，做好焊接时的氲气保护，严格控制层间焊接厚度、温度、焊接速度、线能量，保证焊接质量，从而解决焊接过程中存在的问题。
5、做好焊前对口质量检查相关工作，此项工作由现场焊接质检人员和焊工共同完成，并由专题管理小组确认。严格控制坡口及附近10―15 mm范围内的清洁度，杜绝错口和间隙超标。在焊接前搭建防风棚，大风及雨天不得安排这些焊缝的焊接工作。
6、安装单位要严格执行质量三级验收制度。①相关技术人员在焊接过程中及焊接完毕后要及时对焊缝进行检查，确保焊接的质量过关，外观成形质量良好；②焊接工地的质检人员要把好质量关，严格控制过程检验和完工检验，确保焊缝的内在质量和外观质量满足设计和工艺要求；③安装单位项目部质检人员要认真进行复检和总体检验，确保产品的最终质量和设备的使用安全。④加在安装过程中，技术人员要及时进行热处理和无损探伤委托你，同时，还要对合金焊缝进行光谱检验委托，防止错用焊材等现象。总之，安装单位应从材料、人员、工艺上严把焊接质量关，认真组织，精心施工。用、最好的焊工、最科学的质量控制手段，使这部分焊缝的焊接质量得到最有效的控制。
7、最终的检查
通过分析可知，根据焊缝的具体要求与标准，对于有条件进行超声波探伤的，应最大限度地进行超声波探伤检验。对于那些X射线、超声波探伤均无法进行的部分，应该采用表面磁粉探伤对焊缝表面及其附近表面的质量进行检验，确保焊缝的最终质量合格。
四、建议
1、制造单位的建议
制造单位在设计制造时，通过使用无损探伤透照孔，来满足现场安装探伤设备的需要。通过增加凸台与焊缝间直管段的长度，进而满足X射线、超声波探伤等探测方法的相关标准。
2、安装单位的建议
电厂锅炉监理工作总结篇6
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
一、A电厂装机容量及锅炉参数简介
A电厂按三期规划建设总容量为6520MW，目前发电总装机容量为2520MW。其中，一期工程两台600MW亚临界燃煤发电机组和两台10000吨/日海水淡化装置于2006年正式投入商业运营，二期工程两台660MW超临界燃煤发电机组和一台12500吨/日海水淡化装置于2009年全部竣工投产，三期工程规划建设4台1000MW超超临界燃煤发电机组，正在积极推进前期工作。
A电厂一期工程使用的SG-2028/17.5-M909锅炉，由上海锅炉厂制造的亚临界参数∏型汽包炉，采用控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、半露天布置、运转层下封闭的燃煤锅炉。二期工程使用的是SG-2080/25.4-M969锅炉，由上海锅炉厂制造的超临界参数变压运行直流炉，四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、炉前低封、全钢构架的∏型直流炉。
二、 炉膛安全监控系统在A火电厂的应用
1.炉膛安全监控系统的主要功能。根据《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术（DLGJ116-93）》的规定，完备的锅炉炉膛安全监控系统应具备五大功能：锅炉炉膛吹扫及燃油泄漏试验；锅炉点火；锅炉火焰监视；锅炉炉膛压力和灭火保护，以及主燃料跳闸；燃烧器控制。因此，对A电厂而言，炉膛安全监控系统也应具备这五大功能。
第一，炉膛吹扫。在锅炉点火之前以及锅炉停炉之后，都应该进行炉膛的连续吹扫工作。在进行炉膛的连续吹扫时，需要在一定的条件下，使吹扫后的炉膛以及烟道不再有聚集的可燃物。在进行炉膛的连续吹扫之前，应首先切断燃料输入通道，并保证在25%至30%的额定送风量条件下，对炉膛进行5分钟及以上的连续吹扫。为使炉膛吹扫不受燃料泄漏的影响，应在油系统泄露检验功能成功完成后进行炉膛吹扫。需要注意的是，在炉膛吹扫计时时间内，吹扫条件只要有一条不满足，就被认为吹扫不成功，需要重新进行吹扫，并重新计时。
第二，油枪或油枪组程控。完成了炉膛的吹扫，并确保其满足了点火条件后，运行人员方可在控制室内进行油枪或油枪组的程控点火或停运。
第三，炉膛的火焰检测。炉膛的火焰检测主要包含两类：“火球”火焰检测以及单个燃烧器（油枪或煤燃烧器）火焰检测。“火球”火焰检测只进行火焰强度的检测，而燃烧器火焰检测除进行火焰强度的检测外，还要对火焰的脉动频率进行检测。一般“火球”火焰检测仅仅用于全炉膛监视，当在一定条件时，比如，负荷高于百分之三十时，即可认为炉膛燃烧已形成火球。
第四，磨煤机组程序启停和给煤机、磨煤机保护逻辑。锅炉满足投煤粉许可条件时，运行人员可在控制室内通过键盘、鼠标等按预定程序手动启停磨煤机组各有关设备，或磨煤机组按预定程序自动启停。
第五，主燃料跳闸。FSSS系统连续地监视预先确定的各种安全运行条件，一旦出现可能危及锅炉安全运行的危险状况，就应迅速切断燃料输入通道。当机组在运行中出现某些影响正常运行的特殊工况时.如RUN BACK（RB）工况，需要快速地将负荷降低，使锅炉从全负荷或高负荷运行迅速回到较低负荷运行。
2. 炉膛安全监控系统的构成与控制逻辑。炉膛安全监控系统一般包括操作盘、逻辑控制柜和现场设备三种，操作盘将操作指令（如启停燃烧系统相关设备等）下发给逻辑控制柜，控制柜再将控制信号下发给现场设备（一般有驱动装置和敏感元件）。现场设备获取指令后，将检测信号反送给控制柜，最后控制柜将反馈信号送给操作盘。FSSS的一般控制逻辑可分为公用控制逻辑、燃油控制逻辑及燃煤控制逻辑三大部分。
（1）FSSS系统公用控制逻辑。FSSS系统公用控制逻辑部分包含锅炉保护的全部内容，即油泄漏试验、炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）及油燃料跳闸（OFT）与首出原因记忆、点火条件、点火能量判断、RB等。公用控制逻辑还包括有FSSS公用设备（如火检冷却风机、密封风机、主跳闸阀）的控制。（2）FSSS系统燃煤控制逻辑。FSSS系统燃煤控制逻辑包括每台磨煤机及其对应的燃烧器控制，还包括磨煤机对应的煤燃烧器启停控制、吹扫控制等顺序控制。各制粉系统（煤层）的顺序控制及单个设备的控制主要包括磨煤机及其辅助设备的启停、顺序控制、保护控制、跳闸首出记忆。（3）FSSS系统燃油控制逻辑。FSSS系统燃油控制逻辑包括对油燃烧器投、切控制及层投、切控制等。
3. 炉膛安全监控系统的硬件配置。以A电厂一期工程两台600MW亚临界燃煤发电机组为例，可设置4对控制处理机（DROP5/55、DROP6/56、DROP7/57、DROP8/58）、7个机柜以及MFT继电器柜。FESS系统可嵌于DCS系统内，另外可单独配置两个火检控制柜，独立于FSSS系统。一并实现锅炉主保护（MFT）、锅炉炉膛吹扫、油燃料跳闸（OFT）、油泄漏试验逻辑功能和锅炉油跳闸阀、油枪及制粉系统相关设备的监视与控制功能。
DROP8/58处理机用于实现火检冷却风机、密封风机A、B控制，以及油泄漏试验、炉膛吹扫；DROP5/55、DROP6/56和DROP7/57实现A～F磨煤机控制，包括磨煤机启停及顺控、保护和给媒机控制，A～F层燃烧器启停及控制，包括油、煤燃烧器及辅助设备的启停及顺序控制；MFT继电器柜的主要功能是为了完成控制柜内四只直流110V的MFT继电器的控制，用于输出触点至设备硬接线控制回路，直接使设备跳闸或闭锁设备启动。MFT继电器可由后备硬手操MFT按钮及FSSS逻辑驱动，实现锅炉MFT。两个火检控制柜中每个机柜装有24只DP7000火检放大器，每个火检放大器拥有两个通道，对应每个燃烧器的油火检、煤火检，处理对应的火焰信息，送往DAS和DCS。
参考文献：
电厂锅炉监理工作总结篇8
1.国内现状
我国的火力发电厂机组约占全国总装机容量的74.5%，而火电机组的70%以上是燃煤机组，这与我国的能源结构有关，我国是一个多煤、贫油、少气的国家，预计一次性能源中，其中90%是煤炭资源。我国能源生产总量的构成是：原煤矿75.4%，原油12.6%，天然气3.3%，水电、核电、风电7.7%，清洁能源的总比例不到10%，从效益分析，清洁能源投入大产出小，适应纳入长期能源战略，而电厂的节能减排见效快，适应当今环境和能源的需求，具有实际意义。
2.火力发电厂降低能耗的主要措施
目前，我国火力发电厂降低能耗主要有以下几种措施：
⑴合理安排运行方式，尽量达到机炉负荷的匹配。以保证机组的安全稳定运行，为节约能源提供基础和前提。
⑵在主汽温度和主汽压力控制方面，锅炉值班员要求及时调整，通过合理的安排吹灰器的投入顺序及时间，改变上下层给粉机投入方式以及给粉机转速，最大限度的降低受热面吹灰对汽温的影响，使机组始终保持高参数运行，提高机组经济性。
⑶在制粉系统的参数控制方面，需要按照制定的《锅炉制粉系统运行参数调整的相关规定》，根据不同的煤种，合理控制磨煤机出口和一次风温，在保证安全的前提下，通过提高磨煤机出口温度和二次风温度，缩短煤粉燃烧前的预热时间，使煤粉燃烧更加完全，有效的降低煤粉的不完全燃烧损失，达到降低动力煤消耗的目的。
⑷加强煤质延伸管理，监督料场原煤取样、料场进料、消耗情况的统计工作，在煤质偏离设计煤种偏差较大时，能够及时沟通使其掌握入炉煤质情况，以便采取相应的调整方案，保证锅炉燃烧的稳定。
⑸对燃烧、调风、混风、炉温分布进行监督，掌握燃用煤质对应的磨煤机运行小时数、粉位变化幅度，以及煤气火嘴的投入数量变化，锅炉尾部受热面的烟温变化，判断炉管积灰情况，炉膛出口烟温变化及减温水量增减判断水冷壁沾污程度，督促岗位吹灰除焦，提高锅炉热效率。
⑹定期进行锅炉效率监测，用以指导锅炉的燃烧调整。每月进行锅炉效率监测，主要监测：主汽温度、压力、流量，给水温度、压力、流量，炉膛氧量、排烟温度、空预器入口烟温、飞灰含碳量，炉渣含碳量。
⑺受动力煤采购的影响，锅炉燃用煤种与设计煤种偏差较大，要求按照制定的不同煤种、不同工况下的燃烧调整方案，根据煤质分析报告，及时对锅炉一二次风配比进行调整，缓解锅炉受热面的结焦，提高锅炉效率；其次，通过合理的二次风配比，优化锅炉的燃烧工况，降低排烟损失和飞灰可燃物损失，使锅炉的热经济性提高，煤耗相对降低。
⑻针对外部因素造成机组发电负荷低，各项参数无法达到额定工况降低经济性。需要通过查阅机组设计资料，结合往年机组运行参数，制定不同负荷下的最优运行参数，并将这些参数绘制成负荷曲线，为运行人员操作调整提供依据，最大限度的提高机组的经济性，从而降低机组的燃煤消耗。
3.降低发电煤耗率与清水电耗率的措施
通过以上各种节能降耗措施的总结，现提出入厂煤与入煤热值差分析及降低清水电耗率的措施。
入厂煤与入煤热值差分析，影响热值差的主要因素有以下几个方面：
⑴入厂煤。对于入厂煤来说，如果燃料测定值高于实际热值，则热值差增大，反之，热值差将减少。对于入炉煤来说，如果入炉煤测定热值高于实际热值，则热值差减小，反之将增大。
⑵入厂煤管理。入厂煤的管理要从以下几个方面进行：首先要规范入厂煤采、制、化工作，保证入厂煤验收煤质的真实性和可靠性，防止入厂煤低位热发热量“虚增”；其次加强煤质的检验，在电煤供应中，存在掺矸使假、以次充好的现象，如果不能及时检验出来，会造成煤炭热值虚增，从而加大入厂、入炉热值差，同时也增加了企业生产成本；另外应对燃料储存科学管理，尽量减少燃料自燃。对于不同品种煤要分类存放，建立存放制度，烧旧存新，尽量缩短煤的存放日期。确实需要长期储存的煤炭，煤堆要分层压实，减少空气浸入，尽量减小因燃料氧化而造成的热值损失，最大限度地降低入厂、入炉的热差值。
⑶完善入炉煤的管理。首先应加强入炉煤采样的技术管理，使采样的样品更有代表性，减少入炉煤热量测定偏差。近年来，国内有关生产厂家在机械化采制样机改进及研制技术中取得了突破，并初步推广应用。但也存在着不少问题，集中表现在采集的样品代表性不足，对高水分煤炭适应性差，系统易堵塞，制样系统存在系统偏差等问题。因此，在入炉煤采制样机运行中要加强管理技术的应用。同时，根据煤质测试技术可知，燃料热值随全水分增加会降低。由于气候变化、燃料运行操作等因素，入炉全水分与入厂全水分没有可比性。因此，应统一全水分基准，据实调整水分差。
降低热偏差的主要措施有以下几点：
⑴加强对燃料计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性；（2）对入厂煤的检斤检质率为100%，减少煤的亏吨和亏卡；（3）加强煤场煤管理，做好煤的分层压实、定期测温、烧旧存新、防止煤的自燃和风损；（4）做好煤种的混配掺烧以及煤场盘点工作。
降低清水电耗率。
电厂锅炉监理工作总结篇9
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
在社会经济持续快速发展的状况下，科技也在不断的创新与进步，火力发电厂是现在使用最为广泛的一种电能发电厂。锅炉是火力发电厂中的非常重要的能量转换设施，具有至关重要的作用。
1 锅炉的运行
在锅炉正常运行的过程中，其所有的参数都处于平衡状态，例如具有相同的内外负荷等。如果要改变其负荷平衡，必须要合理的调整锅炉运行的诸多参数，例如对锅炉的燃烧温度及进水量等进行科学调整，从而使得锅炉运行重新达到全新的平衡状态。在锅炉运行的过程中，其所有的参数都是彼此关联的，其间具有一个动态平衡，其中的任何一个参数发生改变，其他的参数也必须要随之发生相应的变化。所以为了确保电厂锅炉维持在一个比较稳定的运行状态，应该实时的监视及动态的调整锅炉的运行状态及参数。监测内容主要包括：首先，要保证锅炉的水位维持在正常的范围中；其次使得电厂机组的负荷要等于锅炉生产出的蒸气量；同时必须要保证锅炉的气压及气温维持在正常的水平上。
2 保障锅炉运行原则
在现实工作的过程中，为了保证锅炉的正常运行，锅炉运行人员必须要按照以下原则进行操作：首先，在锅炉出现故障时，要深入、准确的分析故障的表现特征，寻找出现故障的根本原因，及时有效的对故障给予定位及解决；其次，在确保工作人员人身安全的基础上，选择合适的符合转移方法把故障锅炉需要承担的负荷合理的转移至其他正常机组，尽可能的保证电厂的正常供电；而且，在出现的故障比较严重时，不能借助于符合转移等方式保证电厂的正常供电，那么就应该立刻停机，对故障给予有效的处理，同时要将故障情况如实的上报给有关部门。
3 电厂锅炉的优化运行
3.1 降低排烟损失
为获得良好的排烟效果，必须要做到：首先，要对漏风给予充分控制，严格监视锅炉的小口炉膛量氧表以及排烟量氧表，对其给予实时、准确的分析，在充分满足燃烧条件的基础上，尽量减少送风量。在锅炉运行的过程中，必须要对水封槽水位给予严格检查，在进行排渣时不能将渣斗中的水排干。当每次吹灰操作完成以后，应该系统的检查火孔，同时立即关闭观察门以及检查门。在保证生产安全的基础上，为了提高入孔门的密闭性与烟道保温层的使用率，应该尽可能的多运用热风；其次，防止空预器产生灰尘留置，能借助化学清洁剂对空预器给予彻底清洗，同时要保留出充足的烘干时间，从而防止出现在受热位置堆积残垢的现象。应充分落实空预器吹灰的操作，在开启或停用机组，或其中含有大量的灰分时，应合理的提高吹灰的频率；同时，应定期的对炉膛以及烟道给予吹灰操作，如果吹灰操作有效，那么排烟温度就会得到大大降低。
3.2 优化燃烧方式
为提高锅炉的综合燃烧率，可以对炉膛中的含氧量给予合理的控制，采取有效方式提高入口温度，从而实现水分干燥，还可以实施吹风调节。其中的一次风能将充足的输送动力提供给煤粉，使得煤粉完成预热，同时提供充足的氧气；而二次风有助于烟气扰动，使得炉膛内的热度偏差降低。在锅炉运行的过程中，必须要对风压值给予充分关注，如有必要应该实施人工降低。此风能实现锅炉风量及风温的混合变化，从而影响燃烧质量。然而假如二次风输送的过迟，那么炉内就会产生燃烧缺氧的现象。所以，在锅炉的运行阶段，要根据负荷需求，对炉膛与风箱之间的压力给予合理的调整，从而保证二次风输送的大好时机。应该合理的延长燃烧时间，采取炉膛负压的手段，使得顶部反切风的输送比大大增加，从而获得持续有效的锅炉燃烧率。
3.3 其他注意事项
为了充分保障锅炉的给水品质，必须要根据技术技术标准合理的控制给水操作，从而尽可能的防止给水里产生太多的杂质与盐量。而且，必须要多锅炉给予排污处理，在锅炉运行时，应在充分遵循此锅炉的技术要求的基础上合理的调整其中的水位及气泡，从而保证其一直维持在零位置，也许能避免出现由于水位及气泡过高而降低蒸汽品质降低的现象，而且也能有效避免因为负荷骤降而导致虚假水位的现象出现。无论是蒸汽品质的降低，还是虚假水位，也许都会造成汽轮机系统发生安全故障。而且要特别注意：必须要根据锅炉的蒸发量合理的调整负荷，从而防止出现负荷不合理的现象，尤其是应该防止锅炉长时间的维持在超负荷的状态，防止锅炉出现超温及超压问题。在给水的过程中，保证含氧量不可以太高，不然就会在水氧结合的状况下，使得锅炉发生腐蚀。针对含氧量而言，必须要借助除氧器给予有效的管理，从而控制氧量。
4 电厂锅炉的设备维护
4.1 全面实施外部检验工作
每年特殊设备检测中心应该按照《锅炉定期检验规则》的相关规定科学、系统的对锅炉开展一次以上的外部检验，从而有效应对锅炉运行状态发生的多种变化。必须要对锅炉实施全面、系统的水压试验、内外部检验等，在确保整体检验全部合格之后才可以正式的投入使用，而且要保证被使用的锅炉在设计使用年限的范围内。对于尚未通过检验的锅炉，应该立即停止使用，同时调整其限期，在复检合格以后才能接着进行使用。
4.2 电厂锅炉的常规维护方案
在电厂的锅炉安装之前，必须要填写正式的申请报告，同时将锅炉的有关资料以及申请报告递交到本地的质检部门，进行安全手续的申办，如尚未得到许可，是不可擅自使用的。应严格按照有关部门的规定对锅炉进行安装、改造及修理。应在安监部门的严格监督下，完成锅炉的安装操作，在验收合格以后，才发放登记使用证。在锅炉的日常使用过程中，必须要对其管道与附属设备给予常规的保养、维修等，从而保证其安全运行，延长其使用寿命。在锅炉正式投入使用以后，电厂不可对锅炉的管路系统以及主体结构进行擅自改造。在保证不停炉的前提下，对锅炉附属的全部设备进行外部检验与保养，在发现冒、漏、滴及跑阀门的状况，必须要立刻给予更换。应保证锅炉主体的清洁，不能出现锈蚀、污垢与渗漏等现象。
总而言之，在电厂中，锅炉属于一个非常关键的装置设备，其具有巨大的价值与作用，电厂的工作效率在很大程度上都取决于锅炉运行的实际状况。所以，必须要严格的维护与管理电厂锅炉的运行，在其运行的过程中，应该对各事项给予充分关注，同时按照相关规范实施操作，对于锅炉出现的任何故障问题要给予及时有效的解决，从而保证电厂锅炉的正常运行。
电厂锅炉监理工作总结篇11
随着我国经济的发展，大型家禽饲养业的快速增长，养鸡场产生的鸡粪等废物逐年增加。鸡粪中含有大量的钠盐和钾盐，必须经过处理才可使用。如果直接用于农田，过量的钠和钾通过反聚作用而造成某些土壤的微孔减少，使土壤的通透性降低，破坏土壤结构，而且过量的钠和钾将会通过土壤渗入地下，污染地下水。
传统鸡粪处理方式为：发酵堆腐后施用，加工制成饲料或沼气化利用等。近些年我国也在探索其他鸡粪处理和使用方式，鸡粪直燃发电便是一个成功的范例。
国内第一台以鸡粪混合物（主要是鸡粪与谷壳）为原料，通过直接燃烧所产生的能量发电的电厂项目——福建凯圣生物质热电厂项目，于2009年4月第一台机组发电，2009年10月第二台机组发电。目前，福建省又有一批鸡粪直燃发电厂在筹建中，不久将来便会出现在公众面前。
1、鸡粪直燃发电技术：
1.1鸡粪的特性
鸡粪的挥发份较高，极易着火，极易燃尽。挥发份析出的温度远低于煤炭，温度区间从200度开始至500度时几乎完全析出，500度以上则主要是固定碳的燃烧过程。在锅炉内不需采用其他燃料助燃，就能保证较好的燃烧工况和燃烧效率，预计锅炉的热效率大于85％，而且燃烧后只要保证不超温、流化好，就可以防止结焦。西安热工研究院在1MW循环流化床锅炉试验台上进行了鸡粪的燃烧试验，燃烧了24t鸡粪，试烧结果显示：在不掺烧其它燃料的条件下，鸡粪在炉内能稳定燃烧，炉膛温度为830～850℃，完全达到燃煤循环流化床锅炉的炉膛温度，测量鸡粪的低位发热值为2490大卡/千克。
1.2 鸡粪直燃发电装置
鸡粪直燃发电设备与工艺流程和生物质发电厂没有什么区别，只是把鸡粪作为燃料，而且不需要破碎系统。燃烧系统（采用CFB锅炉或者焚烧炉）、热力系统、除灰渣系统、循环冷却水系统、烟气处理系统、燃料输送系统、发电系统、控制系统几乎都是成熟的、常规的火力发电厂系统，只是对燃料输送、除臭和烟气处理系统要更重视。燃料需要密闭系统储备及输送，以防止鸡粪异味外溢。对于燃料库的异味，采用负压抽吸法处理，燃料仓靠近锅炉，工程设计把一次、二次风机的吸口布置在燃料库，吸取燃料库中的空气作为一次、二次风送入锅炉燃烧，该方法除臭效果良好且较为稳定，除臭率可达 90％以上。烟气处理系统除考虑脱硫、脱硝外，还应考虑二噁英类物质的处理，使各个排放物指标达到排放标准。
2. 鸡粪直燃发电厂的热工自动化系统
2.1热工自动化水平
鸡粪直燃发电厂的热工自动化水平较高，与国内同等规模燃煤电厂、生物质电厂热工自动化控制水平相当。
鸡粪直燃发电厂热工自动化控制系统采用分散控制系统(DCS)。DCS的主要功能包括: 机组的数据采集系统(DAS)；模拟量控制系统(MCS)；辅机顺序控制系统(SCSB/T G/A)；锅炉炉膛安全保护系统（FSSS）。主要辅机的顺序控制以功能组级控制水平为主，即实现一个系统辅机及其相关设备的程序控制。
辅助车间（系统）可纳入主控DCS系统进行控制；也可采用可编程序控制器（PLC）控制，并与DCS系统进行通讯的模式。
采用分散控制系统（DCS），实现机组炉机电集中控制的方式。设一集中控制室。在集控室内实现机组正常运行工况的监视和调整以及异常工况的报警和紧急事故处理。在少量就地操作和巡回检查配合下，在集控室内实现机组的启/停。
2.2控制系统的总体结构
2.2.1 集散控制系统总体构成以及分层分组原则
a.控制系统的总体构成是基于以下原则:
整个机组的运行管理集中在控制室内进行,运行人员以LCD键盘作为监视和控制中心。
由基于微处理器技术的分散型控制系统实现机组的数据采集与处理系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、辅机顺序控制系统(SCS B/T G/A) 、锅炉炉膛安全保护系统（FSSS）。
汽机危急遮断系统（ETS）、汽机数字电液控制系统（DEH）、汽机安全监测保护系统（TSI）。
b.控制系统的分层分组原则为:在横向按被控对象的相对独立性和完整性来划分区(站),在纵向上按控制功能进行分层,可分为功能组级、子组级和驱动级。实现控制系统的功能分散、危险分散，提高系统的可靠性。
2.2.2各系统之间的通讯方式、信息共享范围及接口
1）分散控制系统内部通讯，分散控制系统内的数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS) 的信息共享。
采用远程I/O技术,远程I/O设备通过通讯总线与DCS控制系统构成一体。远程I/O通讯总线冗余配置。
在DCS系统中MCS、SCS、FSSS系统所需的输入信号直接由I/O通道引入各自系统，并通过通讯总线传送到DAS系统。
2)控制系统接口：
汽机本体监测仪表系统（TSI）留有与DCS系统的通讯接口，与DEH系统和汽机危急遮断系统（ETS）通过硬接线连接。
2.2.3 程序控制的分级结构
用于SCS的硬件、软件均采用分层、分组结构,驱动级可独立于子组级工作。
下列I/O信号通过I/O通道直接引入驱动级内：
1)确保辅机本身安全的启、停允许条件信号；
2)驱动级间互相联锁的信号；
2.2.4 常规仪表和后备手操的设置原则
控制室内原则上不设单独的常规仪表，在DCS操作员台上布置控制开关及按钮, 当分散型控制系统通讯故障或操作员站全部故障时,确保紧急停机、停炉。
2.2.5 全厂数字化工业闭路电视监控系统
全厂数字化工业闭路电视监控系统用于对全厂炉、机、电和辅助车间水系统、灰系统、燃料系统等主要生产环境，以及重要设备相对集中的区域进行监视。
全厂数字化监控系统采用独立的网络系统进行监控，并留有与DCS系统的接口。操作人员根据现场画面情况，通过键盘上的操纵杆或相应的控制器可控制各个摄像机摄取现场画面的空间范围、光亮强弱、景物远近、清晰程度以及摄像机电源的开关等。从而实现对现场的监视。
目前鸡粪直燃发电技术作为一项处理鸡粪的新技术，仍然有一些方面需要改进。但鸡粪直燃发电设备和工艺成熟，自动化程度较高，在我国福建等地区有很高的认可度。本文对鸡粪直燃发电厂热工自动化方案进行了详细介绍，以期对今后新建的禽粪直燃或禽粪掺烧发电项目的热工自动化系统设计提供参考和借鉴。
参考文献：
电厂锅炉监理工作总结篇12
火力发电是重要的发电方式之一，火电厂的运作情况直接影响着社会用电，而锅炉结焦问题严重影响着火电厂的发电量及其运行的安全与效率，因此，我们应该高度重视火电厂锅炉结焦问题。
1 原因分析
火电厂主要借助燃烧燃料来获取热能，通过热能转化为机械能，再通过机械能转化为电能，最终将电能输送给广大电力用户使用。而锅炉作为整个热力发电系统的主要设备，其运行中受热面结焦是一个主要问题，最终导致发电厂的发电效率降低。因而为了确保其高效的生产，就必须对火电厂锅炉结焦的成因进行分析，主要有以下三点：
1.1 煤质差
当前，煤是我国火电厂选用最为广泛的燃料。在锅炉运行中，煤质是决定锅炉是否结焦的主要因素，因为其在燃烧过程中，软化温度、熔化温度和灰份熔融特性的变形温度经常出现异常，而这主要是因为煤质不同，当煤中含有较多碱性氧化物时，其灰熔点较低，容易导致锅炉结焦，而若煤种的氧化铝和氧化硅的含量较大，其灰熔点较高，一般不会导致锅炉结焦。因此，当前很多发电厂在选煤时，往往由于所选煤质较差，容易导致锅炉结焦。
1.2 炉膛温度异常
在锅炉燃烧过程中，由于操作人员难以有效的控制炉膛温度，从而导致锅炉结焦。究其根源，首先是因为炉膛温度越高，飞灰就会处于软化甚至熔融状态，固体颗粒容易附着其表面，导致其结焦的概率较大；其次在燃烧过程中，若锅炉内的氧气不充足，结焦概率将增大，主要原因之一是含氧量较低时，部分燃烧区域形成还原性气氛，导致灰熔点降低而结焦，原因之二为氧气不足，意味着锅炉送风量不够，而送风对于炉膛相当于冷源，所以将导致炉膛局部温度偏高。此外，当煤灰中铁含量较大时，容易产生灰熔点较低的物质，例如氧化环境下的铁能生成Fe2O3，此时Fe2O3就会与氧化硅发生化学反应，并生成2FeO-SiO2，但是其熔点较低，导致锅炉结焦加剧。
1.3 难以及时高效地监测
锅炉运行中，有效的实时监测能更好地确保其燃烧效率，但就实际来看，往往由于缺乏在线监测系统，而只能通过人为的方式进行监测（生产中往往只能通过肉眼观察受热面对结焦情况进行监测），很多锅炉出现结焦后无法发现，导致锅炉结焦程度越来越高，最终对锅炉效率带来影响。
2 火电厂锅炉结焦带来的不利影响
火电厂的锅炉一旦结焦，就会导致其生产效率的降低，燃煤资源也得不到有效的利用，在日常工作中发现不同的锅炉在不同时段，其结焦的程度也不相同，如图1就是最为常见的锅炉积灰等级示意图：
锅炉结焦对于火电厂生产效率的提升带来的不利影响，具体表现在以下三个方面：一是锅炉的性能降低，由于结焦后的锅炉受热面被焦块覆盖，导致结焦受热面吸热减少，后方受热面吸热增加（例如一般水冷壁结焦会导致过热汽温升高），甚至导致受热面管壁超温而爆管；二是锅炉的使用寿命降低，尤其是大块焦块附着在受热面上时，不仅会增加受热面的负重，而且当焦块掉落时可能导致冷灰斗水冷壁被砸坏；三是锅炉灭火，对于湿式排渣锅炉，当较大的焦块从受热面掉落时，由于焦块温度较高，导致水封槽内瞬间产生大量水蒸汽，这大量的水蒸汽将向上喷涌，遮挡大部分火焰检测探头，导致锅炉保护动作灭火，同时随着水封槽内水被蒸发，水封槽液位下降，将会导致炉底漏入大量冷风，最终导致燃烧区内煤粉火焰的着火状况严重恶化，炉膛内负压剧烈波动，也会导致锅炉保护动作灭火。
3 关于如何防治锅炉结焦的探究
通过上述分析，我们对火电厂锅炉结焦的成因、不利影响和加强其防治的必要性有了一定的认识，在日常生产过程中要有效的防治锅炉结焦主要应做好以下六方面的工作：
3.1 及时高效地掺配燃料，确保燃煤质量
由于燃煤是火电厂的主要燃料，为了最大化地预防锅炉结焦，首先应对煤质进行严格的控制。当燃用易结焦煤种时应采取合理的掺配煤措施，即加强锅炉入炉煤掺配工作，对于低灰熔点、易结焦煤种，应尽量和高灰熔点、不易结焦煤种进行合理掺配，以避免锅炉单烧低灰熔点、易结焦煤种时造成严重结焦，并根据锅炉水冷壁结焦情况适当加入除焦剂进行辅助除焦。
3.2 严格控制锅炉温度
为了预防锅炉结焦，必须严格地控制炉膛内部的温度。通过对炉膛内温度全天候24小时监控，并结合结焦特点对炉膛内的温差进行调节，预防煤灰颗粒的聚集形成焦状，同时在燃烧调整时应定期检测各粉管的出粉量是否平均，粉量过大容易使燃烧器喷口形成还原性气氛且燃烧区域温度过高造成燃烧器喷口的结焦；在进行锅炉的热态燃烧调整时，组织合理的燃烧工况，使各个燃烧器的配风均匀，确定最佳的过量空气系数，调整一、二次风率、风速和风煤配比，使煤粉燃烧良好而不在炉壁附近产生还原性气氛。
3.3 高效及时地清除锅炉结焦
若锅炉停止运行，应安排人员及时清理炉膛之内的浅薄层结焦，确保炉膛的内壁没有初始结焦层，并在锅炉中安装吹灰器，及时将炉膛内壁中的炭灰颗粒层清除。同时利用自动化控制系统，对炉膛结焦程度及时的监测和清理，确保其始终处于炉膛的承受范围之内，具体工作流程如图2所示：
3.4 合理优化锅炉的作业时间
采取分时段进行作业的方式是预防锅炉因长时间的燃烧而出现结焦的有效措施，即对锅炉的作业时间进行合理的优化。例如在用电高峰期，由于此时锅炉往往高负荷运行，容易出现结焦的情况，所以必须加强对其的监测和处理，而对于用电低峰期，则应降低其运行时间，采取定期和不定期的方式加强对锅炉内壁的清扫。
3.5 有效控制锅炉的火焰中心
对锅炉的火焰中心进行适当控制，能够防止灰渣撞击炉膛内壁造成的结焦现象。这是因为，煤燃烧产生的灰渣撞击炉壁后易粘附在炉壁上，若清除不及时便会出现结焦且越积越多。而锅炉的火焰中心位置既取决于燃烧器的喷射角度（此角度由基建时的安装工艺决定，锅炉正常运行时无法调整），还取决于各燃烧器的运行情况，因此必须保证燃烧设备处于良好状态，旋流燃烧器各旋流器、煤粉均流器完好以及各风门挡板开度一致且调整灵活，直流燃烧器各摆角同步且不发生卡涩，各层、角二次风门开度偏差不大，以此降低火焰中心偏斜、贴边、粘附等问题的发生。
3.6 提高空气对流的速率
将空气对流速率提升，能有效减少锅炉内结渣，从而更好地对煤的燃烧位置和燃烧器之间的角度进行控制，此时所形成的高温点会集中在锅炉的中心位置，从而达到降低燃烧器重要结构部位的污染、结渣。提高一次风速还可以增加一次风射流的刚性，减少由于射流两侧静压作用而产生的偏转，避免一次风气流直接冲刷壁面而产生结渣。
4 结语
综上所述，对火电厂锅炉结焦的成因及防治对策进行研究具有十分重要的意义，作为新时期背景下的火电厂，必须认真分析和总结火电厂锅炉结焦的成因，结合其对锅炉带来的不利影响及防治的必要性，采取有效的措施，切实加强锅炉结焦的防治，才能更好地确保企业生产任务的高效开展。
参考文献
电厂锅炉监理工作总结篇13
由于电力体制改革力度的不断增大，不少发电企业面临着险峻的考验。因此，电厂需要从各种渠道，使用各种方法来降低成本，从而使得发电企业能够立足于激烈的市场竞争中。锅炉运行效率是影响发电耗煤的主要因素之一，而供电耗煤又是衡量发电企业经济的主要指标，因此，电厂锅炉的运行效率对于机组运行能否实现经济性起着重要作用，并且对于提高发电企业的经济效益也有着重要意义。此外，从环保角度出发，各国对大气污染物排放标准的要求日益严格，锅炉作为电厂的核心设备，其高效低污染的新兴燃烧技术也是各发电企业所力求的，因此，在研究锅炉运行效率的影响因素及对策方面等问题时，应给予十分重视。
1 电厂锅炉运行效率的主要影响因素
1.1锅炉给水品质的好坏锅炉给水品质一般从锅炉水的酸碱度和含气量两个方面的指标来进行衡量。锅炉给水中的离子含量决定着炉水的酸碱度，同时也影响着蒸汽的品质。若锅炉给水中离子含量过高，蒸汽中的杂质含量也就更多，蒸汽的品质也就大大降低了。过多的蒸汽杂质会在过热器受热面管壁上积垢，从而降低过热器传热能力，过热器传热能力的降低会使排烟温度升高，最终降低了锅炉的运行效率。另外，积垢情况严重时，甚至能够使管壁温度超过极限温度，烧损管壁。如果盐垢沉积在汽轮机的通流部分，就会减小蒸汽的流通面积，增加汽轮机叶片的表面粗糙度，增大了流通阻力，影响机组整体的安全、经济运行。
1.2热损失
1.2.1排烟热损失
造成排烟损失的主要影响因素是排烟温度和排烟容积。排烟损失与排烟温度成正比，排烟温度每增加十至十五度，排烟损失就会增加百分之一。能够造成排烟温度升高的原因有：漏风、受热面结渣积灰、火焰中心偏高、煤种的不当选用等因素。其中漏风是造成排烟温度升高和排烟容积增大的主要原因，也是排烟热损失的直接原因之一。炉膛、锅炉底部水封、干式排渣机和烟道都是易发生漏风情况的地方。其中，炉膛漏风系数每增加0.1，就会升高排烟温度约三至八度。排烟温度过高、排烟容积过大还会受受热积灰和结渣的影响。炉膛、空预器和烟道等部位的积灰都会严重影响到受热面的传热效果，过多的积灰会减少工质或送风吸收的热量，排烟温度也将大幅地升高，从而降低锅炉的运行效率。
1.2.2未完全燃烧热损失
固体未完全燃烧的热损失次于排烟热损失，固体未完全燃烧损失指的是部分固体染料颗粒还未在炉内燃尽就随着灰渣排出而造成的燃烧热损失。固体未完全燃烧热损失会受燃料性质、燃烧方式、炉膛结构以及过量空气系数所影响。从燃料本身性质来说，燃料的燃尽速度、煤粉的细度以及挥发分的含量都会影响着燃烧质量。越容易燃烧的煤粉，燃烧过程也就越稳定，稳定的燃烧过程就会缩短所需的燃烧时间，燃烧越充分，损耗的燃烧热也就越小。一般较细的、挥发分高的煤粉易于燃尽。此外，炉膛内的过剩空气系数和运行中对氧量的控制都会影响到锅炉的运行效率和锅炉运行的经济性。
2 提高电厂锅炉运行效率的对策
提高电厂锅炉运行效率的对策应针对影响电厂锅炉运行效率的因素来制定，从而达到优化锅炉的经济运行。
2.1保证锅炉蒸汽品质
首先，锅炉给水的制备应严格按照水处理的操作规程，尽量减少水中的杂质，保证除盐水供给符合要求，通过降低炉水含盐量来达到减少蒸汽含盐量的目的。其次，锅炉的酸洗工作也应合理开展，定期对受热面内结垢情况进行监测并根据结垢情况进行锅炉酸洗，清除管道内壁的积垢。此外，发电企业还应加强相应业务的管理，提高运行人员的技术水平，提出并完善提高锅炉运行效率的技术措施，并防止锅炉超温或超压现象的发生。
2.2减少排烟热损失
前面已经提到过影响排烟热的因素，要想减少排烟热的损失就应从排烟温度和排烟容积入手。而漏风是造成排烟温度过高，排烟容积过大的直接原因，降低排烟热损失可以通过控制漏风来实现。首先，要正确监视并分析不同负荷下省煤器出口氧量以及锅炉总风量的变化，合理的调整送风量。其次，在锅炉运行的过程中，还应定期检查锅炉水封槽水位，根据环境温度变化合理调整干式排渣机的冷却风量。锅炉本体的看火孔、烟气取样孔和人孔门应在使用后关闭严密。定期对炉膛、烟道进行检查，减少漏风状况的出现。此外，充分利用机组停备、检修的机会对空预器等进行定期的，彻底的清洗，以防空预器堵灰。锅炉各受热面应进行定期的全面吹灰，提高受热面的换热效率，从而降低排烟温度，达到降低排烟热损失的目的。
2.3减少未完全燃烧热损失
燃料能否进行充分燃烧除了与自身性质有关，还与炉膛的氧量有关。一次风和二次风也应进行适当的调节。一次风能够干燥煤粉，并为燃料的燃烧提供部分的热量。二次风能够卷吸高温烟气，并为燃料提供燃烧所需的氧量。合理的控制一次风和二次风的风量、风压，根据不同煤种控制磨煤机出口温度，可以提高煤粉的燃尽性。另外，根据煤种的变化，通过试验、计算该煤种经济细度，以此为依据及时调整磨煤机煤粉细度，提高煤粉的燃尽性和锅炉运行效率。
3 电厂锅炉的维护与保养工作
锅炉的维护与保养工作也将影响到锅炉的运行效率。尤其是在锅炉的停运期间，如果没有采取恰当的防腐措施，锅炉汽水系统的金属内表面就会受到溶解氧的腐蚀。金属腐蚀对锅炉的危害影响极大，锅炉汽水系统的腐蚀也将影响着锅炉运行的安全性。因此，停运后锅炉汽水系统的金属表面保持干燥对锅炉启动后的安全运行具有重要意义。在检修锅炉炉汽水系统时，应放进炉水，并利用余热烘干法将锅炉内的金属表面烘干，并做好防腐处理工作。
4 总结
总之，要想提高电厂锅炉的运行效率，就应从影响锅炉运行效率的几个重要因素入手，并提出相应的操作注意事项，加强电厂锅炉运行技术，做好锅炉在停炉期间的维护工作。电厂锅炉的运行效率能否提高，直接影响着电厂运行的经济性，只有具体分析电厂锅炉运行效率的影响因素，才能根据实际情况，采取相应对策，实施相应计划，从而达到提高电厂的经济效益的效果。
参考文献
