1、值际竞赛小指标控制指导手册为了进一步推动小指标竞赛活动，更好的完成各小指标，结合公司目前运行情况，尽可能的保证每一个可控运行参数处于设计值或目标值，使机 组在最佳状态下运行，制定本指导手册。1、飞灰可燃物控制目标值：3%指标的影响：飞灰可燃物增大使锅炉机械不完全燃烧损失增大，锅炉效率降低。影响因素：飞灰可燃物含量对效率有很大影响，从而影响电厂的经济性。影响 飞灰可燃物含量的主要因素有燃料性质、煤粉细度、燃烧方式、炉膛结构、 锅 炉负荷、炉内空气 动力 场工况及运行操作水平高低等，但很大程度上还是与运行调整有关，对现有锅炉而言，燃烧方式、炉膛结构，甚至包括燃料性质都是不可改变的。在现有条件下可通
2、过优化配煤，调整锅炉配风，优化炉内空气动力场工况来实现。控制方法：1）根据机组负荷，控制排烟氧量在规定范围内。控制炉膛负压在-50-100Pa 间运行，保证为燃烧提供足够的空气量。2）保证汽温正常的情况下，尽可能的调整合适的火焰中心位置，延长燃烧时间。3）控制好磨煤机的运行参数，合理调整磨煤机风煤比，通过磨煤机旁路风开度的调整，保持煤粉细度在 172%运行。加强对磨煤机入口风量、分离器差压等参数的监视，防止分离器及一次风管堵煤。4）根据来煤情况及时调整一次风量，保持合适的旁路风开度。防止煤粉气流着火过早，过迟，影响煤粉燃尽程度和炉内结焦。5）每半月清理磨煤机分离器一次，运行人员做好检查与验收工
3、作，以保证分离器清理质量。6）尽量采用正塔形配煤，卡腰形配风的方式运行，保持 AA 层二次风全开，托住煤粉，其余二次风根据煤质保持合理的开度。2、排烟温度控制目标值：140指标的影响：排烟温度是锅炉运行中，可控的一个综合性指标。它在很大程度上体现了锅炉燃烧时通风量是否合理，如果通风量不合适，炉膛温度偏低，炉膛吸热呈四次方减少，则排烟温度升高，降低锅炉运行经济性，浪费燃料；锅炉尾部烟道、空气预热器漏风等都会使排烟温度降低，排烟温度低于露点，则空气预热器低温段将发生结露、堵灰腐蚀，以至造成损坏设备。排烟温度升高 1T，影响锅炉效率降低0.041( 百分点) 左右，影响煤耗升高 0.14g/kWh。
4、影响因素：排烟温度主要决定于锅炉燃烧状况负荷、煤种、炉内燃烧情况、炉膛和制粉系统漏风、尾部受热面积灰、给水温度、送风温度、炉膛出口过量空气系数、空预器漏风系数、尾部受热面积和运行操作有关，它们之间相互联系，有单独作用。控制方法：1）对于在运行中的制粉系统，在保证安全的前提下，尽量少用冷风多用热风，以降低排烟温度。2）严格执行吹灰管理制度，保持受热面清洁，如因结焦引起再热器减温水开度大于 50%以上，可根据结焦情况增加吹灰次数。3）减小各部位的漏风，及时关闭各手孔、打渣孔及捞渣机系统各有关孔洞，尽最大可能减小系统漏风。3、氧量控制目标值：250MW 以上 4.2-5%，250MW 以下 5.3-
5、6%。指标的影响：氧量过低造成不完全燃烧损失增大，锅炉结焦。氧量过高造成排烟损失增大，风机电耗增加。影响因素：锅炉氧量大小与锅炉负荷、燃料性质、配风工况等因素有关。1)负 荷率。锅炉负荷越高，所需氧量值越小，一般在低 负荷时需要提高氧量，保证良好的燃烧工况。2)燃料质量。在燃料质量较差时，如水分或灰分 较大时，燃料着火和燃尽困难，要适当增加氧量，可保证燃烧稳定和提高燃烧效率。3)锅 炉本体和给料系统漏风。由于锅炉在负压 下工作，外界冷空气很容易通过人孔、检查孔、水冷套等处漏入，造成氧量增大，使排烟损失和引风机电耗增加，降低了锅炉运行经济性。4)送 风 量。送风量太大会使氧量增加、引风机 电耗增
6、大。5)防止或减轻受热面结焦。提高氧量能改变 炉内还原性气氛，防止或减轻受热面结焦。控制方法：1）根据加负荷时，先加风后加煤；减负荷时，先减煤后减风的燃烧调整原则进行风量调整。2）提高热控自动的投入率，确保送、引风自动投入正常。3）运行人员加强对各表计和自动的监视工作，发现自动异常时，应及时对照其它表计，解列自动为手动调整有关参数，联系热控处理，禁止无任何原因不投入自动调节。4、煤粉细度合格率煤粉细度合格率控制目标值：70%，煤粉细 度控制值：R90=172%指标的影响：煤粉细度过大影响不完全燃烧损失增加，着火不稳定，煤粉细 度过小影响制粉耗电率增大。影响因素：1）运行参数的影响，主要有装球量
7、、大、小球比例及填充度、磨煤机料位和大罐通风量。2）磨制燃料的特性。磨制燃料的颗粒度，原煤的可磨系数及水分。3）分离器挡板的角度。控制方法：1）根据来煤情况，保持磨煤机最佳通风量，煤粉细度 R90172%时，调整关小旁路风门开度，煤粉细度 R90172%时， 调整开大旁路风门开度，保持合适的磨煤通风量。2）磨煤机分离器清理时及时添加钢球，控制磨煤机电流大于125A。3）煤粉细度过粗时，适当维持磨煤机较高料位（400pa 以上），力求获得较细的煤粉细度，同时必须防止磨煤机堵磨。4）每半月清理磨煤机分离器一次，运行人员做好检查与验收工作，以保证分离器清理质量。5）若长期煤粉细度超标，由发电运行部研
8、究决定，调整磨煤机分离器挡板角度，以调整煤粉细度。5、风机单耗控制目标值：3.9 kwh/t（汽），其中送风机单耗：0.9 kwh/t（汽），其中引风机单耗：3.0kwh/t（汽）。影响因素：风机单耗与送、引风机效率、空预器漏风、 风系统设备的健康水平以及各送风调整门开度、尾部烟道严密性和系统阻力有关。控制方法：1）加强对送、引风机，一次风机及制粉系统设备运行情况的检查，检查炉本体及排渣系统的检查孔、打渣孔应随时关闭，有缺陷及时联系处理，减少炉膛漏风量，减少风机耗电。2）根据机组负荷，控制排烟氧量在规定范围内。控制炉膛负压在-50-100Pa 间运行，保证为燃烧提供足够的空气量。3）机组启动时
9、在负荷小于 100MW 时采用单侧引、送 风机，一次风机运行，尽可能降低锅炉厂用电量。4）加强对一、二次风系统和制粉系统各部位、漏风的检查，重点检查各风门法兰、热风管道膨胀节，磨煤机分离器、磨煤机大罐等处，发现漏风、漏粉及时联系消除6、制粉单耗控制目标值：34 kwh/t（煤），其中磨煤机单耗：20.0 kwh/t（煤），其中一次风机单耗：14.0 kwh/t（煤）。影响因素：影响制粉单耗的因素很多,如煤质的影响;球磨机钢球装载量;运行调整;设备自身的问题等等.磨煤机钢球装载量直接影响磨煤机出力和电能消耗。煤质对制粉单耗的影响很大。运行参数的调整: 通风量的大小决定煤粉细度,热风的开度 对制粉
10、单耗也有很大的影响,均匀给煤对降低制粉单耗百利而无一害,磨煤机进出口差压的影响.从设备自身的问题分析,如磨煤机套瓦的磨损,制粉系统的漏风量.控制方法：1）一次风机无异常情况必须采用变频运行的方式运行。2）优化磨煤机的运行方式，保持磨煤机在最佳运行工况，磨煤机出力满足机组带负荷的需要，机组负荷 220MW 左右采取两台磨煤机的运行方式。并合理分配机组负荷，尽量减少备用磨煤机的启、停次数。3）保持合适的磨煤机通风量，按规定及时向磨内添加钢球，保证磨煤机电流不小于 125A 运行。4）在保证脱硫效率达到环保要求的前提下，尽量加大小窑煤掺烧比例，以保证较大的耗煤量，降低制粉耗电率（大矿煤碳化年代长硬度
11、高，难磨，小窑煤碳化年代短硬度低易磨）。5）加强对一、二次风系统和制粉系统各部位、漏风的检查，重点检查各风门法兰、热风管道膨胀节，磨煤机分离器、磨煤机大罐等处，发现漏风、漏粉及时联系消除。6）根据煤质情况，调整一次风母管压力 10-12KPa 运行，保持容量风较大开度，减少制粉系统各部节流损失，降低一次风机电流。7、燃油耗量控制目标值：0 t控制措施：1）严格执行等离子点火系统的管理规定，每周二进行一次拉弧试验， 发现问题 及时联系处理，确保等离子点火装置随时可用。等离子系统在备用期间，等离子变压器及冷却水泵停止运行，按规定做好定期试转工作。2）充分利用等离子点火装置，加大 A 磨煤仓 管理，
12、A1 仓始终保证上高挥发份的优质煤，保证等离子点火煤质要求，最大限度地减少等离子点火及助燃用油。3）锅炉点火时如无异常情况必须采用等离子点火，禁止油枪点火。4）锅炉燃烧不稳时应先投等离子稳燃，如仍燃烧不稳方可投油助燃，投油助燃时按规定必须及时汇报专工和主任，保证投油助燃的必要性。5）炉前各油角阀前手动门必须关闭，防止燃油内漏，并严格监视油库油罐油位，油位不正常的升高和降低必须查明原因。8、给水泵单耗控制目标值：10.55KWH/T(汽)指标影响：给水泵电耗是电厂厂用电的最大用户，一般电动给水泵的电耗占综合厂用电的 35左右，所以降低给水泵电耗，对降低厂用电率会起到立杆见影的效果影响因素：给水泵
13、电耗与给水泵运行方式、机组负荷、给水泵效率、给水系统阻力、系 统运行调整方式、运行人员调整操作水平等有关。控制方法：1）汽包水位投自动，给水调节阀全开，通过给水泵液偶调整汽包水位，减少给水系统的节流损失，在满足锅炉给水需要的情况下，保持较低的给水母管压力，以降低给水泵电耗。2）双机带 400MW530MW 负荷运行时，合理分配机组负荷，#2机组带 320MW 负荷运行，#1 机组带 210MW 负荷运行，#1 机运行 1台给水泵。3）双机带 400MW 及以下负荷时，#2 机组带 210MW 负荷运行，#1 机组带较低负荷运行，瓮福供汽由#2 机带，两台机组共运行 2 台给水泵。4）运行中认真
14、监视给水泵的轴向窜动及平衡压力的变化，正常运行时，平衡 压力较泵的入口压力大 0102 MPa，变化大时应及时检修，减少漏泄损失，提高泵的效率。5）调整负荷时要平稳，避免给水压力的大幅波动，保持给水泵的连续稳定运行，减少泵的轴向窜动，以免造成密封间隙磨损，造成泄漏损失。6）运行中检查检查给水泵再循环门、给水系统各放水门、锅炉排污门的严密性，发现有漏流时，及时联系检修处理，减少给水系统的漏泄损失。7）尽量减少给水泵的倒换次数，另外在启动给水泵时，当泵运行正常后，应 及时关闭再循环门，减少此时的电能损耗。9、空冷耗电率控制目标值：0.65%影响因素：空冷耗电率直接的影响因素就是空冷风机的耗电量，控
15、制空冷耗电率就是要保证机组在最佳真空下降低空冷耗电量。控制方法：1）控制空冷电耗主要在冬季（11 月份到次年 2 月份），从 2 月底到 10 月底时段内，受环境温度和风力的影响，为保证机组真空（此时段内即使风机超频运行，最高真空也超不过 72KPa），空冷风机基本在 50-53HZ 下运行，空冷 风机没有节电空间。2）机组正常运行中，空冷岛必须投入自动方式，冬季考虑到空冷岛的防冻，要求汽轮机背压不低于 9KPa，随 环境温度变化自动调整风机频率。3）机组运行中空冷风机应全部投入运行，在可调整范围内尽量保持风机低频运行，从而降低空冷风机电耗；未经运行部同意，值班员不得随意停运部分风机（风机故障
16、除外）。 4）机组启动带负荷后，30 台风机全部启动保持初始频率（10HZ ）运行，随空冷岛进汽量不断增大，逐渐增加空冷风机频率。10、汽耗率：控制目标：3.09%指标影响：汽耗率直接影响着汽轮机效率，在系统条件下，抛去生活用汽、采暖用汽和对外供汽的影响，汽耗率增大，汽轮机效率将会降低，进而供电煤耗会增大。汽耗率每增大 0.01kg/kW.h，发电煤耗增加0.91.2g/kW.h 。影响因素：影响汽耗率的因素很多，凝汽器真空（尽量达到最佳值）；调门控制方式（单，多 阀），根据不同负荷段采取不同方式；主汽压力温度，尽量抬高初温初压；再热压力温度，尽量达到额定值；过再热减温水的大小；汽机本体通流部
17、分的效率；各疏水阀的严密性（不内漏）；汽封装置的严密性（减少漏汽损失）；供热以及供辅汽量；各加热器，除氧器的用汽量等。控制方法：1）冬季在保证空冷岛安全的前提下，将凝汽器背压设置在 9KPa左右运行；夏季因环境温度高，空冷风机调整真空的空间极小，因此要求将空冷风机频率保持在 50 运行。2）机组运行中主、再热汽温维持在 538 范围内运行，主汽5压力维持在 16.7 MPa 运行。.503）严格执行采暖加热站和热网首站出水温度的调整规定。市政热网回水温度保持在 60左右，严禁超过 70，否则关小进汽门，降低加热器出水温度；采暖加热站加热器出口温度按照下表调整：室外温度 10 以上 105 +5
18、0 0-5 -5-10 -10-15 -15 以下出口温度 冷循环 4560 6065 6575 7380 8085 904）在保证除氧器溶解氧合格的前提下，关小除氧器排氧门，管口有少量冒汽即可（冒汽不带压）。5）巡回检查中发现的各系统疏水门内漏缺陷及时联系检修处理，不能处理的登记在内漏缺陷记录本内，待机处理。6）运行中对负荷、环境温度、风速、方向等参数经常对比分析，发现同条件下真空降低，很可能是空冷岛翅片管赃污，及时汇报运行部，联系维护部冲洗空冷岛。7）按要求定期做真空严密性试验，发现真空严密性较以前差时，应立即汇报，运行部组织人力查找漏点。8）运行中高低加的危机疏水尽可能全关，#1 机#3
19、 高加危机疏水门经常有卡上现象，可余留 2%左右的开度，以减少泄漏 损失，同时可减少进入排汽装置的排汽量，对提高真空有利。9）经常检查真空泵的运行情况，真空泵工作水温度保持在 40以下，否则 开打冷却水门，降低工作水温度，提高真空泵工作效率。运行中发现真空泵出力有明显不足象征时，及时倒换真空泵，并查找原因，联系汇报处理。11、燃煤掺配控制目标：在保证脱硫效率完成的情况下，尽可能多烧小窑煤。12、发电水耗控制目标：0.54kg/KWh。影响因素：瓮福及对外供汽，热网系统补水，工业水，消防水，热网水系统泄露等。控制方法：1）超滤排水通过机组排水槽回收至机加池入口。2）锅炉排污、放水至机组排水槽后回
20、收至机加池入口。3）砂滤器反洗水回收至#1 机加池。4）瓮福凝结水合格时（DD20s/cm ，pH 值在 8-9 之间，SiO280g/l，铁离子180g/l）回收至淡水箱，不合格时通过工业下水道排至工业废水站经处理后回用。5）运行中检查工业水系统、生活水系统、消防水系统是否存在乱接管道用于绿化、施工等，如发现积极联系相关部门处理，防止类似事件发生，并 应对相关阀门井进行加锁。6）运行中检查工业水系统、热网水系统、消防水系统是否存在泄漏，如有泄漏积极联系处理。7）经工业废水处理设备处理后的清水、地埋式生活污水处理系统处理后的清水、制氢站燃油泵房返回的冷却水汇入清水调节池经化验合格后补入辅机冷却
21、塔。如清水量大于辅机冷却塔补水量时可以通过高含盐废水调节池冲洗水门补入高含盐废水调节池用于绿化或脱硫专业工艺水箱补水；如清水量小于辅机冷却塔补水量时不足部分通过#1-3 机加池出水来弥补。8）夏秋季节补给水处理#1、2 废水池水量能满足脱硫工艺用水时，严禁将高含盐废水补入脱硫工艺水箱（高含盐废水用于绿化）；冬春季节绿化用水停止时则通过工艺水箱补水来控制高含盐废水调节池水位不使其溢流，根据机组运行情况分阶段制定补给水处理设备运行方案控制进入废水池水量；双机运行期间如补给水处理废水、高含盐废水仍不能满足脱硫工艺用水时可以将超滤排水切换至废水池来弥补不足部分。9）脱硫的工业水箱、工艺水箱和浆液制备箱
22、在运行时严禁溢流运行。10）脱硫系统泵和风机的轴封冷却水、滤布冲洗水、滤饼冲洗水、真空泵的密封水、滑轨冷却水所用工业水阀门开度要保持合适，不能开的太大。11）脱硫运行中吸收塔、吸收塔区集水坑、脱水区集水坑液位应保持合适，防止浆液溢出。13、化水耗电率：控制目标：0.20%。计算方法：是指统计期内化水设备耗电量与机组发电量的百分比。影响因素：瓮福及对外供汽，各水泵不能正常出力运行，设备启停频繁等。控制措施：1）根据补给水处理各水箱水位及除盐水送水量情况调整各设备运行台数，保证各设备正常出力运行，减少设备的频繁启停。a、补给水处理超滤装置运行时采用一台超滤给水泵对应两套超滤装置的运行方式，严禁一台
23、超滤给水泵对应一套超滤装置的运行方式。超滤给 水泵的运行根据生水箱、超滤水箱的水位进行，但不得频繁启停，交接班保持生水箱、超滤水箱水位 5.0m 以上。b、补给水处理反渗透装置运行时采用一台清水泵对应两套反渗透装置的运行方式，严禁一台清水泵对应一套反渗透装置运行的方式。清水泵的运行根据超滤水箱、淡水箱的水位进行，但不得频繁启停。交接班保持淡水箱水位 3.0m 以上。c、补给水处理除盐设备正常情况下一例除盐设备根据淡水箱水位正常出力（165m 3/h）运行，淡水箱水位低（3.0m ）时停运除盐设备，待淡水箱水位高(8.0m)时再行启动除盐设备 运行，除盐设备运行期间通过运行反渗透装置保证除盐设备
24、连续运行，避免频繁启停。但必须保证交接班#1、2 除盐水箱水位不得低于 8.0m。2)补给水流量100m 3/h 时#3 除盐水泵运行，待#1、2 除盐水泵定期切换时切换为#1 除盐水泵（或#2 除盐水泵）运行，#1 除盐水泵（或#2 除盐水泵）运行一小时后再切换为#3 除盐水泵运行。补给水流量100m 3/h 时切换为 1 除盐水泵（或#2 除盐水泵）运行。14、脱硫耗电率控制目标值：1.15%影响因素：设备的健康水平、运行方式。控制方法：1） 脱硫运行中，脱硫效率在 93%以上，入口原烟气 SO2浓度低于 2000mg/Nm3 以下，保持两台 浆液循环泵 运行运行。负荷在150MW 以下且
25、锅炉不投油且原烟气 SO2浓 度在 800 mg /Nm3 以下时，保持一台浆液泵运行。在锅炉负荷大于 250MW 且原烟气 SO2浓度高于 2000mg /Nm3 以上或脱硫效率低于 90%以下时,三台浆液循环泵运行。2) 脱硫废水系统停运后，将各箱 药液和废水排放干净，及时停运各浆液箱、加 药箱搅拌器。3) 石灰石 浆液供给泵在停止供浆后，及时停运并冲洗干 净。4) 天气变暖时，及 时停运脱硫系 统工艺水、工 业水及仪表管电伴热装置。 5）根据增压风机入口压力和旁路烟气挡板前后压差合理调整增压风机动叶开度，尽可能投入自动，减少增压风机电耗。15、除灰耗电率控制目标值：0.50%影响因素：设
26、备的健康水平、运行方式。控制方法：1）根据灰量和灰斗下灰情况，合理调整输灰程序。输灰空压机及后处理装置在两台机组运行时，保持三台输灰空压机及后处理运行，一台机组运行时，保持两台空压机及其后处理装置运行。除了燃煤灰分特别大，多个灰斗发高料位信号时，增加一台除灰空压机和后处理装置运行，灰斗料位正常后及时停运增加的空压机和后处理装置。2）结合气温条件，合理控制灰斗加热器、瓷轴加热器、大梁加热器的运行方式。夏季将电除尘器的瓷轴、瓷套加热停运，减少电耗。3）加强检查消缺，避免漏风、漏气，提高 设备运行效率。4）合理调整电除尘器的运行参数，优化电除尘器的运行方式。锅炉负荷在 200MW 以下且燃煤含灰量较
27、低时 ，在保持原烟气含 尘量在 100mg/Nm3 以下，停运 电除尘器三或四电场其中一个电场运行，并定期切换运行。5）三台仪用空压机和两台后处理装置运行，仪用压力在不低于0.6MPa 时不准启动第四台空压机和第三台后处理装置运行,在一台机组运行时， 仪用空压机应采用两运两备的运行方式。6）天气变暖时，及时停运灰库高含水和工业水电伴热装置。7）认真执行低负荷节能降耗措施。16、脱硫效率控制目标值：根据脱硫投入率和脱硫效率的相关国家政策，脱硫投运率需达到 95，脱硫效率一般应达到 90以上才能保证达到二氧化硫排放标准，各值必须根据原烟气 SO2 浓度及时调整脱硫效率，调整对应关系如下：原烟气SO
28、2 浓度mg/Nm33500 以上 3000-3500 2500-3000 2000-2500 1500-2000 1500 以下脱硫运行效率%90-91 90-92 91-93 92-94 93-95 94-96影响因素：脱硫效率取决于以下多种因素：吸收液 PH 值、石灰石浆液密度及供给量、入炉煤含硫量、FGD 入口 SO2浓度、FGD 入口烟气量、FGD 入口烟气温度、FGD 入口烟气含尘量、石灰石粉品质、吸收塔液位、增压风机入口压力、Cl 含量等。控制方法：1）尽量控制 FGD 入口 SO2浓度，做好混煤掺烧工作，在配煤时，除考虑挥发分、热值等因素外，还应考虑硫含量，遵循“ 低负荷时多掺
29、小窑煤高硫煤，高负荷时多烧大矿煤低硫煤”的原则，使脱硫系 统在设计出力范围内运行，尽量使 FGD 入口 SO2浓度比较稳定。2）在机组安全稳定运行的前提下，确保烟气量在设计范围内，避免大烟气量运行。3）加强石灰石粉的取样和化验监督工作，以控制石灰石粉品质。4）控制脱硫系统用水的水质，运行中应严格控制系统中 Cl 含量(一般控制在 20000 ppm 以内) ，保 证废水系 统正常运行，按规定排放废水。5）合理控制供浆和石膏排出、合理控制吸收塔液位及增压风机入口压力、合理控制除雾器冲洗水的运行方式。17、吸收塔浆液 PH 值控制目标值：理论值 5.56.0，因#1、2 脱硫装置 PH 计 DCS
30、 示值与实测值偏差不同，故规定#1 脱硫装置 PH 值控制范围为4.65.2（暂定），#2 脱硫装置 PH 值控制范围为 5.56.0，以 DCS 示值为准每小时取一次样，取平均值。影响因素：石灰石浆液浓度、石灰石浆液供给量、入炉煤含硫量、FGD 入口 SO2浓度、脱硫效率、 FGD 入口烟气量、石灰石粉品质等均会影响 PH 值。控制方法：1）加强对 PH 计的冲洗保养，及时联系校验。2）定期联系对吸收液 PH 值进行比对性化验。3）根据 FGD 入口 SO2浓度、FGD 入口烟气量、脱硫效率合理控制石灰石浆液的供给。4）保证脱硫安全稳定运行，减少石灰石粉的消耗量，一般情况下，保持吸收塔内的
31、PH 值 在 5.66.0 之间运行。在脱硫效率经多方调整无法达到 90%以上或入口原烟气 SO2浓度高于 3000 mg/Nm3 以上，可提高吸收塔内的 PH 值，但不得超过 6.2。石灰石浆液箱在制浆时密度控制在 1180-1240 kg/m3 之间，在脱硫效率低于 90%以下经多方调整无效时，可适当提高石灰石浆液箱的密度 1200-1260 kg/m3 之间，但不得超过 1260 kg/m3 以防浆液在管道中沉 积堵管。18、汽水品质合格率控制目标：95%。影响因素：取样及试验分析，加药量，锅炉排污，设备缺陷等。控制措施：1）做到取样正确、保证各项化验质量，正确及时处理影响热力系统的水、
32、汽 质量问题。2）根据给水、炉水、凝结水等的化验结果合理控制好磷酸盐、氨水、联氨加 药量。3）锅炉定期排污，将部分含盐量浓度大的炉水排掉，降低炉水含硅量。4）严格控制锅炉运行方式，防止水位过高、蒸汽压力变化过快。5）加强炉水、蒸汽品质的监督，防止生水渗入给水系统。6）保障减温水水质符合规定，表面式减温器泄露也会引起蒸汽的含钠量、含硅量不合格。7）当水汽质量出现异常时，要按三级处理的原则执行，并将异常情况及时报告主管领导，尽快查明原因，消除缺陷，恢复正常。若不能恢复并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，直至停止机组运行。19、除盐水补水率控制目标：1.008%。计算方法：是指统计期内补入锅炉
33、、汽轮机设备及其热力循环系统的除盐水总量与锅炉实际总蒸发量的百分比。影响因素：机组汽、水损失量，锅炉排污量，空冷岛补水量，机组启停用水量，事故放水（汽）损失量，自用蒸汽（水）量等。控制措施：1）加强水质监督，提高补充水的品质。2）加强运行管理，运行中保持锅炉负荷、水位、汽压等参数稳定，维持空冷岛、除氧器、各加热器水位在合理位置，使锅炉汽水分离装置在正常情况下运行。3）控制好除盐水箱、凝结水贮水箱水位，防止溢流。4）治理系统管道泄漏，提高汽水系统严密性，减少内漏、外漏，消除漏汽、漏水。5）定期校验除盐水流量计，确保准确无误。6）阳、阴、混床再生置换时控制好置换终点：阳床中排出水取样分析：Na +100 g / l，阴床中排出水取样分析： DD 100s / cm；混床中排出水取样分析：DD 100s/cm 时及时停止置换。
