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节能与环保—382—高压锅炉省煤器更换后的化学清洗张丽丽（中国石化集团资产经营管理有限公司齐鲁石化分公司热电厂，山东淄博255000）摘要：齐鲁石化热电厂8号锅炉为杭州锅炉集团有限公司制造的NG-410/9.8-M8型高温高压、单汽包、自然循环锅炉。
该锅炉在2020年大修时更换了全部省煤器和部分水冷壁管，为防止发生残留铁锈引发的三管爆破事故，清除水冷壁在长期运行中形成的污垢，进行了化学清洗。
本文详细介绍了清洗前的小型试验、清洗前的准备工作、清洗过程，对清洗效果进行了评价。
对类似情况的化学清洗积累了经验。
关键词：高压锅炉化学清洗腐蚀速率省煤器更换1前言齐鲁石化热电厂8号锅炉为杭州锅炉集团有限公司制造的NG-410/9.8-M8型高温高压、单汽包、自然循环锅炉。
2005年投运，2020年大修时更换了全部省煤器和部分水冷壁管。
为去除更换的省煤器和水冷壁管在制造、运输、安装过程中产生的金属氧化产物，清洗锅炉受热面上运行中形成的污垢，2020年12月进行了化学清洗。
2清洗方案2.1化学清洗的必要性8号炉自2005年投运后一直未进行化学清洗，清洗间隔已超过15年。
对大修时更换下的8号锅炉水冷壁管进行垢量测定，平均垢量为463.6g/㎡。
结垢量及清洗间隔年限均达到了《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2012规定的需要化学清洗的条件[1]。
同时考虑到2019年7号炉更换省煤器后未进行化学清洗，启动后出现水冷壁爆管问题，经分析为残留铁锈和氧化皮所致。
为避免在8号炉出现类似问题，保证锅炉启动前汽水系统内残留异物、水垢全部清洗干净，确定实施化学清洗。
2.2小型试验为确定清洗工艺，2020年11月提前进行了化学清洗小型试验。
首先对垢样成分进行了分析。
根据垢样成分分析，试验中采取了7%复合酸+0.3%缓蚀剂（温度60℃）的酸洗工艺。
试验结果显示：样管内垢均已清洗干净，无过洗现象；腐蚀指示片表面光滑、光亮，无点蚀现象；腐蚀指示片腐蚀速率为1.93g/（m2.h），符合标准规定。
火力发电厂汽水系统流程
火力发电厂的汽水系统流程包括以下步骤：
1. 化学制水系统供来的除盐水通过凝补水箱储存，凝补水泵将除盐水送往除氧器和凝汽器热井。
2. 汽机厂房外的凝补水箱中的除盐水经过凝补水泵（一般两台，一运一备）供往除氧器和凝汽器热井。
3. 除氧器中，给水被加热并除氧，水位高低是机组运行的重要指标。
4. 除盐水在除氧器中经过加热和除氧后，进入前置泵，前置泵的作用是提高给水泵入口的水流压力，防止给水泵发生汽蚀。
5. 前置泵出口连接给水泵入口，经给水泵加压后进入高压加热器，给水泵出口后一般称为主给水。
6. 高压加热器一般有三个，主给水依次经过3、2、1号高加。
高加设有旁路，方便高加发生泄漏及其他故障时方便解列隔离。
7. 高加出口进入锅炉省煤器，省煤器加热后进入锅炉汽水分离器，也称为汽包。
汽包水冷壁流程图显示汽包通过下降管把水供到水冷壁底部联箱，经水冷壁加热后蒸汽回到汽包，在汽包内汽水分离后蒸汽进入过热器。
8. 过热器加热后出口的蒸汽称为主蒸汽。
主蒸汽进入汽机房经过主汽门和高调门后进入汽轮机开始做功。
9. 主汽门前有高压旁路阀，在机组需要时开启。
主蒸汽经过高压缸做功后经过高排逆止门返回锅炉再热器，这段蒸汽称为冷段蒸汽。
10. 再热器加热后称为热段蒸汽，经过中主门和中调门后进入中压缸做功，中主门前有低压旁路阀，低旁与凝汽器相连，在需要时开启。
以上流程仅供参考，如需了解更多信息，建议查阅火力发电相关书籍或咨询专业人士。
600MW%组给水系统施晶给水系统是指从除氧器给水箱经前置泵、给水泵、高压加热器到锅炉省煤器前的全部给水管道，还包括给水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等。
给水系统的作用主要是把除氧器内除氧水升压后，通过高压加热器加热后供给锅炉，提高循环的热效率；通过调整和改变锅炉的给水量，以满足机组负荷的需要；同时提供高压旁路减温水、过热器减温水及再热器减温水等。
一、给水系统流程给水系统包括除氧器、锅炉给水前置泵、锅炉给水泵（A、B、C），六、七、八号高压加热器，锅炉给水总门及锅炉给水调整门（FW004）。
凝结水在除氧器内加热后，经除氧器底部流出（在此管上有给水取样门及加氨、联氨门）。
然后分成三条支路，分别接至锅炉给水前置泵A、B、C上，前置泵进口装有前置泵进口门及进口滤网，分别用于相应泵的隔绝和过滤。
前置泵的出口即是给水泵的进口。
在给水系统中，有一路给泵中间抽头通往再热器的喷水系统；给水母管上接有高压旁路喷水支路；给水经液压三通阀FW003B顺序进入六、七、八号加热器，八号高加出口有液压阀FW005再经锅炉给水总门FW006在FW006后接有过热器喷水系统支路。
最后给水经锅炉给水调整门FW004后进入锅炉省煤器。
二、给水系统主要设备除氧器（在凝结水系统中介绍）高压加热器前置泵电动给水泵汽动给水泵锅炉给水调门FW004三、高压加热器采用给水回热加热器是提高机组循环效率的措施之一。
我厂采用的是八级回热加热（三高四低一除氧）。
六、七、八号为高压加热器。
除了除氧器外，一律采用表面式加热器，表面式加热器在热经济性方面存在端差（加热器的饱和温度和加热器出口水温之差）。
随着高参数大容量机组的发展，表面式高压加热器都设有过热段、凝结段和疏水冷却段，加热器端差可趋于零或甚至为负值。
我厂六号、八号高加设置了过热蒸汽冷却段以减小加热器端差。
加热器的正常投运与否对机组的安全、经济、满发影响很大。
对直流锅炉来讲，由于给水温度下降（我厂正常运行给水温度284 C，高加全切给水温度下降100C左右），若要维持蒸发量及过热器出口温度不变，势必增加燃煤而使单位面积热负荷上升，有可能导致传热恶化，水冷壁结焦超温甚至发生爆管事故。
低温省煤器LTE 技术介绍及应用分析福建紫荆环境工程技术有限公司2014年目录1.低温省煤器系统概述 (1)2.国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置 (1)3.低压省煤器节能理论及计算 (3)4.某工程低温省煤器的初步方案 (6)5.加装低温省煤器需要考虑的问题 (8)6 低温省煤器的特点分析 (9)1.低温省煤器系统概述排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般约为5%--12%，占锅炉热损失的60%--70%，影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.6%--1%，相应多耗煤1.2%--2.4%。
若以燃用热值2000KJ/KG煤的410t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力力煤，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值,约比设计值高20—50℃。
所以，降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的实际意义，实践中以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造较多。
但由于大多数电厂尾部烟道空间太小，防磨、防腐要求较高，引风机的压头裕量不大等实际情况。
为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高电厂的运行经济性，可考虑在烟道上加装低温省煤器。
低温省煤器的具体方案为：凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。
在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。
同时，由于进入脱硫塔的烟温下降，还可以节约脱硫工艺水的消耗量。
2.国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置2.1低温省煤器目前在国内外的应用情况低温省煤器能提高机组效率、节约能源。
目前在国内也已有电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。
山东某发电厂，两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100—10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。
锅炉压火操作步骤压火步骤：一、接到锅炉压火命令后, 通知汽机,准备压火。
二、投入风机大连锁，并将备用高压流化风机解除连锁。
三、加强排渣，将锅炉床压控制在4～5KPa。
根据床压将一次风量维持在最小风量，两侧给煤量均匀，总量约在40t/h。
四、待床温达到最少850℃，床温变化率为+10—+15℃/min变化，氧量急剧下降时，手动MFT，停1#、2#引风机，所有风机连锁停机。
五、关闭风烟系统各风门,减少热损失，避免局部出现复燃，造成结焦。
六、关闭汽水系统各疏放水门、连排门、取样门，减少汽水损失。
七、维持水位正常, 关闭主给水阀、旁路给水阀,打开省煤器再循环门,注意：1、汽包水位低时,关闭省煤器再循环门，给水旁路上水。
2、汽包水位可维持高水位。
八、如果主汽和再热蒸汽压力高，可通过开对空排气进行泄压。
九、关闭过热和再热减温水气动总门。
压火过程中详细记录床温、床压、一次风量、氧量等重要参数。
压火时间不可超过5小时。
压火后启动步骤：一、接到锅炉启动命令后，通知汽机，准备启动。
二、切除风机大连锁，解列MFT和OFT跳闸条件。
三、燃油打至炉前循环，油压维持在3.0～3.3MPa。
四、各辅机检查完毕，具备启动条件。
五、打开过热和再热减温水气动总门。
六、开启风烟系统各挡板，建立空气通路，依次启动引风机、高压流化风机、二次风机、一次风机。
七、迅速加大一次风量至压火前的风量,对照压火前的床压，判断炉膛是否结焦，若没有结焦，则将风量调节到最小临界风量。
此时，床温变化率非常快，氧量迅速降低。
八、启动1#和2#给煤系统，总给煤量为锅炉最低稳燃给煤量，刮板给煤机转速可比压火前稍快一些。
十、根据床温和氧量变化决定是否投油。
十一、床温上升后,逐渐增大一次风量,在低负荷范围内运行一段时间。
十二、若床压有上升趋势，可根据锅炉床压进行排渣。
待床温稳定正常后,可根据实际情况带负荷运行。
锅炉汽包水位调整指导书一期锅炉汽包水位调整指导书1、影响汽包水位的因素总的来说，影响汽包水位变化的因素有两个：物质平衡关系的变化和汽包水空间内工质状态的变化。
前者是给水量与蒸发量之间的平衡关系，后者是汽包压力变化所带来的水和水蒸汽比容的变化。
1、负荷变化负荷缓慢增加，蒸汽流量缓慢增加，汽包水位缓慢下降；负荷缓慢降低，蒸汽流量缓慢减小，汽包水位缓慢上升。
负荷急剧增加，蒸汽流量快速增加，汽包压力突降，汽包水位先升后降；负荷急剧降低，蒸汽流量快速减小，汽包压力突升，汽包水位先降后升。
2、燃烧工况燃料量突然增加，锅水吸热量增加，汽泡增多，体积膨胀，水位暂时升高，而后由于蒸发量增大，汽包压力上升，饱和温度相应升高，汽泡减少，水位下降；燃料量突然减少，锅水吸热量减少，汽泡减少，体积缩小，水位暂时下降，而后由于蒸发量降低，汽包压力下降，饱和温度相应降低，汽泡增多，水位上升。
3、给水压力给水压力增大，给水流量增大，汽包水位上升；给水压力降低，给水流量减小，汽包水位下降；严重时给水压力过低，汽包无法进水。
4、其他因素平安门起座，汽包压力突降，饱和温度随之降低，汽泡增多，水位暂时升高，而后由于蒸汽流量的增大，水位降低；平安门回座与之相反。
高旁突然开大，主汽压力降低，饱和温度随之降低，汽泡增多，水位暂时升高，而后由于蒸汽流量的增大，水位降低；高旁突然关小与之相反。
2、锅炉上水上水前要注意：1〕确认汽包事故放水门送电并开关试验正常；2〕汽包水位联锁和保护确已投入；3〕确认云母水位计、电接点水位计、差压式水位计已投入，调整好水位电视的位置；4〕上水前后抄录膨胀指示。
锅炉上水采用双前置泵上水，在汽包壁温差允许的情况下，可关闭前置泵再循环电动门提高前置泵上水压力。
上水水温控制在35~90℃，上水流量控制在30~60t/h，夏季上水时间不少于2小时，冬季上水时间不少于4小时。
省煤器、水冷壁、汽包的水容积分别为24.1t、122t、51t，以上水流量50t/h计算，大概2.5~3小时汽包可见水。
技术交底关于锅炉燃烧、给水、及CCS自动调节的说明目前一号机已经陆续投入了一些自动，我们有必要对一些自动的原理作以了解，以帮助我们根据机组的实际运行情况加以调整，保证机组的安全、稳定运行，同时维持自动准确、可靠、好用。
一、给水自动的说明：1、启动阶段，给水的调节自动是单冲量的，自动方式为：1.1用电泵的转速来控制贮水箱水位正常（6400MM）。
1.2用给水旁路调节阀来维持电泵出口压力为12MPA。
1.3用炉水泵的出口调节阀来控制省煤器的入口流量680T/H。
2、正常运行时，汽泵投自动后，汽泵的转速受给水主控来控制，若电泵运行，电泵不受给水主控控制，电泵只能人为根据需要设定相应的转速。
2．1当省煤器入口流量>900T/H后,方可以投入两台或一台小机的自动。
给水主控投自动时给水的指令会根据计算值自动加到投自动的一台或两台小机上，给水主控解手动后，可人为的来通过给水主控来调节汽泵的出力。
若单台汽泵跳闸，所有给水的指令全部加给运行汽泵上，此时要特别注意运行汽泵，以防超速。
必要时解除该汽泵的自动。
2．2 给水主控手动时可以根据分离器出口温度人为的设置偏技术交底差，在投自动时要确认偏差为0。
投自动后，接受机组主控发出的给水指令，机组的给水指令为当前负荷下的给水指令经过煤水比修正及中间点温度的合适设定来控制。
实际的中间点温度是通过4个分离器出口温度经MAX（T1，T2），MIN（T3，T4）与MIN（T1，T2），MAX（T3，T4）后再求平均得到，以保证即使有一个坏点不影响自动的准确可靠。
给水主控盘面上的中间点温度为分离器出口压力下的饱和温度+12℃做为基准，然后根据实际要求加上修正，现在的修正为8℃。
修正最好不要经常改，以保证调节的可靠性。
给水主控盘面上的煤水比其实准确的叫法应该为汽水比，它是通过设定负荷根据煤的发热量算出燃料量，然后根据煤水比（1：8.28）算出需要的蒸汽量，再比上给水量。
根据实际情况可以加以修正，现在煤水比的修正系数是1.1。
锅炉工考试题库500题[含答案]一、问答题1．炉汽压变化对水位的影响是什么？当汽压降低时，由于饱和温度的降低，使部分锅水蒸发，引起锅水体积膨胀，故水位要上升；反之汽压升高时,水位下降。
如果汽压变化是由负荷变化引起的，则上述的水位变化是暂时现象，接着就要向反方向变化。
2．运行中控制磨分离器出口温度的原因？温度过高时进入炉内的煤粉容易着火但容易引起制粉系统的自燃和爆炸；温度过低时煤粉干燥不好，磨煤机出力下降，单耗增加，煤粉进入炉内时着火困难，不利于燃烧。
3．炉膛出口测温探针的位置和数量？炉膛出口47m，左右各一个。
4．空压机排气阀后加设逆止门的作用？防止母管气体倒入空压机，降低系统压力。
5．疏水扩容器排水管上倒“U”型水封的作用？倒“U”形水封和扩容器构成连通管，使扩容器保持一定的水位。
6．汽包上有几个压力测点，信号送至何处？答：有4个压力测点，1个就地压力测点；3个压力讯号测点，信号送至DCS，用于显示.热工保护。
7．汽包上都有哪些取样？饱和蒸汽取样和炉水取样。
8．供油母管为何设快关门？在事故情况下快速切断燃油，防止发生炉内爆燃，保证锅炉的安全。
9．串联一.二门的操作步骤？为什么？开门操作时先开一次门，后开二次门；关门操作时先关二次门，后关一次门。
目的是保护一次门免受介质的冲刷，在二次门故障时能做隔离措施。
10．煤粉进入炉膛燃烧到烧完经历那三个阶段？着火前的准备阶段，燃烧阶段，燃烬阶段。
11．进行空预器水冲洗应注意的事项？空预器水冲洗必须使用高压消防水，冲洗水温控制在60~70℃。
冲洗时空预器入口烟温在小于250℃，冲洗时间没有规定，以冲洗至空预器落灰管落水含灰粒极少，落水PH值几乎接近冲洗水PH值，空预器蓄热元件夹层内无明显结垢物存在为合格。
冲洗后利用热风烘干。
否则最好不要冲洗，以免造成空预器的二次污染和腐蚀。
12．简述锅炉蒸发设备的工作过程。
由省煤器来的给水进入汽包后，经下降管.下联箱分配到各水冷壁管，在炉膛内吸收辐射热，使水冷壁管内的水加热到饱和温度，随后部分水汽化后形成汽水混合物进入汽包，经汽包内的汽水分离装置，将汽和水分离，饱和蒸汽引至过热器，分离出来的水与给水一起经下降管继续流入水冷壁内，使水冷壁不断吸热产生蒸汽。
机组冷态启动机组辅助系统及设备的启动1、启动工业水系统（启动规程）。
2、启动循环水系统（启动规程）。
3、启动压缩空气系统（启动规程）。
4、启动辅助蒸汽系统运行正常。
5、启动凝结水系统（启动规程）。
6、启动给水除氧系统，向除氧器上水加热。
（启动规程）7、锅炉上水7．1锅炉上水前投入炉底水封。
7．2锅炉上水的规定（1）锅炉启动前上水应根据锅炉启动前阀门检查卡进行检查，并在具备启动条件得到值长上水命令后，可进行上水工作。
（2）锅炉上水前水质应符合标准，如锅炉有水应化验水质合格。
联系热工人员将水位监视电视投入运行，进水前记录锅炉各膨胀指示、汽包壁温一次，上水过程每30分钟抄录汽包壁温一次。
（3）控制锅炉上水水温与汽包壁温差大于40℃不得上水。
控制汽包上、下壁温差≯40℃。
冬季上水时间不小于4小时，其它季节2.5小时。
当上水温度接近汽包壁温时，可适当加快进水速度。
（4）锅炉上水时，省煤器再循环应处于关闭状态，停止上水时应开启。
（5）锅炉汽包承压之前，汽包壁温一定>35℃以上。
7．3上水方式（上水时应关闭过热器减温水门）（1）给水泵上水法：启动给水泵经旁路给水管道上水，通过旁路调节阀和给水泵转速控制进水速度。
（2）上水泵上水法：①关闭上水泵至除氧器截止门。
②开启上水泵至主给水管道手动一、二次门，关闭二次门后疏水阀。
③检查上水箱放水门关闭，化学补水至上水箱旁路门关闭。
开启化学补水至上水箱调节门前、后截门，关闭疏水门，向上水箱补水至正常水位。
④开启上水泵入口门，启动上水泵正常后，开启出口门，经旁路给水管道上水，用旁路给水调节阀控制上水速度，注意上水泵不得超电流。
⑤汽包水位上至-100mm处停止上水，停止上水泵或给水泵，开启省煤器再循环门，关闭空气门、向空排汽门。
⑥锅炉水位上至点火水位，校对水位计，检查有关阀门关闭严密，两侧汽包水位有无变化。
8、锅炉底部加热（1）锅炉上水完毕，对锅炉进行全面检查，一切正常后，汇报值长，方可投底部加热。
机组启动过程中汽水系统冲洗及监督一、汽水系统冲洗及监督的意义系统启动是整个汽水系统升压、升温的一个过程，在此阶段汽水系统中的有机物、管壁的铁类氧化物、二氧化硅等物质分解和析出，伴随着系统升温升压，极易产生系统腐蚀、调门和滤网堵塞等故障，所以要严格执行《GB/T12145-2016火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》。
严格执行冷却水不合格不启动设备、给水不合格不进炉、蒸汽不合格不进系统、凝结水、疏水不合格不回收，严禁为了赶时间，不顾汽水品质，强行跳步运转系统、强行锅炉点火、汽机冲转。
所以去除系统杂质和锈蚀，防止其进入设备中造成堵塞和异常，正是保证超超临界机组水汽质量、保证机组安全运行的关键。
二、各阶段冲击及监督1、启动锅炉冲洗如无临机供汽，则需启动锅炉供汽，具体冲洗流程如下：给水箱给水泵省煤器上、下锅筒疏水扩容器当上锅筒出水水质磷酸盐<5-10mg/L，PH>9.80时冷态冲洗合格。
冲洗合格之后，锅炉点火，开过热器进口、中间、出口集箱冲洗排污门，加热升温升压，控制在当前压力下的饱和温度，在上锅筒蒸汽出口管道处连续取样。
当此处饱和蒸汽水质合格后关闭冲洗排污门，继续升温升压，开启启动锅炉至辅汽联箱沿途疏水阀组，在过热蒸汽出口电动门后取样装置处连续取样，直至水样合格，方可向辅汽联箱供汽。
2、水箱、腔室冲洗2.1凝补水箱除盐水箱除盐水泵凝补水箱排地沟排地沟出水口取样，水质标准：浊度≤1NTU，硬度≈0mmol/L，比电导率＜0.6μs/cm，水质合格后，方可冲洗凝汽器、闭式水箱、定冷水箱。
2.2闭式水箱凝补水系统闭式水箱高位放水放水口处取样，水质标准：浊度≤2NTU，pH＞9.0，合格之后方可启动闭式水系统。
2.3定冷水箱凝补水系统定冷水箱放水至凝泵入口滤网排水坑放水口处取样，水质标准：浊度≤2NTU，比电导率＜0.8μs/cm，浊度≤1NTU。
2.4凝汽器热井凝补水系统凝汽器热井凝汽器热井一二门放水至地坑放水口处取样，水质标准：pH=9.4～9.8，浊度≤2NTU，硬度≈0µmol/l（在锅炉酸洗或者大修后，要求Fe≤200μg/L），如果机组停运凝汽器未放水，可以与凝结水系统一并冲洗。
浅谈600MW超超临界燃煤机组启机过程中给水及煤量的调节曾火辉发布时间：2021-09-07T03:38:03.557Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第11期作者：曾火辉[导读] 河源电厂一期2×600MW锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造，三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持的超超临界、变压运行直流锅炉锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
深能合和电力（河源）有限公司广东河源 517000摘要：600MW超超临界哈尔滨锅炉机组启机过程中水煤的调节总结。
关键词：燃煤；超超临界；启机；给水；煤量；调节；经济一、锅炉概况及细致化调整意义河源电厂一期2×600MW锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造，三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持的超超临界、变压运行直流锅炉锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
锅炉启动系统为带炉水循环泵的启动系统，汽水分离器为内置式。
随着电力市场的改革的深入，为适应市场化的需要，机组的启停越来越频繁，而具体到启机时，每次机组启动的准备时间也越来越少。
如何在频繁的启停中避免水冷壁氧化皮及横向裂纹的产生？如何在保证设备安全的情况下尽快缩短启机时间？启机过程中给水及煤量的调整就显得相当重要，合理的水煤调节除了使机组安全启动外，还可以使启机过程中耗水耗煤变少，大大地提升机组的经济性。
二、详细调节过程启机过程中的给水及煤量的调整大体可以分以下几个阶段：1、上水至点火前。
这个阶段只有水量的调节而不涉及到煤量的调节，所以相对简单，但上水时应严格按照操作票中对上水速率及温度要求进行上水。
在炉循泵启动后注意分离器水位不小于0.5m，防止跳泵。
图1 内软管及压板安装方法
图2 外软管及下压板安装方法
图3 进口单向阀安装及内软管注水方法
图4 加油及夹层注水方法
试车合格后终结工作票。
（2）工完场清。
将工器具定置放好，工完场清，工器具擦拭维护，原状归类存放，工器具如损坏贴问题标签并上报。
随着我国氧化铝行业的蓬勃发展，料浆输送泵的需求也在不断增多，所以赤泥隔膜泵也因其具有“双重的安全”的特性会得到很好的推广。
在日常的操作中，既要做好预防措施，防止金属异物等进入软管室，又要严
超超临界锅炉省煤器给水旁路复合热水再循环
图1 SCR进口烟温随机组负荷变化情况
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脱硝烟温要求
脱硝烟温是指在进行烟气脱硝工艺时，需要维持的烟气温度。
在燃煤、燃油、燃气等发电站和电厂中，NOx的排放会对环境造成严重污染，scr脱硝系统在其中起着不可或缺的作用。
设备结构简单，能耗低，对烟气中的其他成分没有影响，处理效果稳定。
而烟气温度是scr脱硝系统稳定运行和处理效果的关键，需要严格控制在250℃-400℃之间。
低于或高于此温度范围，都可能影响脱硝的转化效率。
一般来说，NOx 排放的温度范围为650℃-1200℃。
这是因为在较低温度下，氨的分解速度过慢，反应速率降低；在较高温度下，氨的蒸发速度过快，会导致烟气湿度增加，从而影响催化剂的活性和稳定性。
因此，在实际运行中，应采用合理的控制手段，将脱硝烟气温度稳定控制在250℃-400℃之间。
可以通过增设省煤器烟气旁路、增设省煤器给水旁路和增加省煤器给水旁路等方式，来满足喷氨的要求，以达到最佳的脱硝效果。
