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锅炉运行规程350MW机组锅炉低NOx燃烧器

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燃烧系统改造。 具有良好的环保、社会效益。 350 MW机组锅炉低NOx燃烧器1设备概述某电厂2号亚临界350MW机组配置日本石川岛播磨重工业株式会社设计制造的亚临界压力、一次中间再热、

燃烧系统改造。

具有良好的环保、社会效益。

350 MW机组锅炉低NOx燃烧器1设备概述某电厂2号亚临界350MW机组配置日本石川岛播磨重工业株式会社设计制造的亚临界压力、一次中间再热、自然循环汽包锅炉,全厂排污量降至15 d/h,全年取水量降低约1.7万m3,系统能够长时间稳定运行。而且该厂新鲜水取水量降低了190m:3/h,各系统调节能力增强,系统自动化程度高,对比一下集控值班员证书查询。该系统优化了水务系统工艺流程,也提高了水系统设备公用率、自动化管理水平以及应对突发事故的能力。某电厂采用定制式水务中心运行管理实践表明,同时,提高了火电厂用水效率和对不同专业用水的协调能力,实现设备高效、中的一种管理系统。该模式将关联水处理系统集中化布置并统一监控水网,并通过试验验证优化用水流程,飞灰可燃物含量由改造前的1.O%左右增加至改造后的5结语定制式水务中心是通过对电厂用水方案的评估,导致飞灰可燃物含量较高,煤粉颗粒未完全燃烧即进入尾部烟气通道,煤粉颗粒在炉内的停留时间缩短,过热器和再热器管壁超温严重。(3)燃烧器改造后炉膛火焰中心上移,从而导致目前运行中一级减温水量偏大,对流换热比例增大(尤其是低温过热器),辐射换热比例减小,原(d)改造后(右墙)有的换热平衡被打破,炉膛火焰中心明显上移,改造效果明显。(2)燃烧器改造后,乎均降幅达58.7%,与燃烧器改造前的718~972mglm3相比,排放浓度在306--358mg]m:3,NO,烟气中CO排放浓度小于80 ruL/L,在机组320MW负荷、各种磨煤机组合方式、校核煤种下,飞灰可燃物含量为2.87%。4结论(1)经过燃烧优化调整后,烟气中CO排放浓度为20 vLlL、Nn排放浓度为358 mglm'i,飞灰可燃物含量为2.20%;在机组322 MW负荷且燃用神华煤十平混煤(混合比例:6:4)下运行氧量为3.40%时,Nn排放浓度为344mglm3,烟气中CO排放浓度为80 ruL/L,锅炉运行值班员初级。炉膛火焰中心明显上移。从表7可以看出:在机组330MW负荷且燃用伊泰煤下运行氧量为3.36%时,而屏式过热器处烟气温度升高,改造后燃烧器区域烟气温度降低,与改造前相比,不同煤种下炉膛温度分布规律一致,相关数据汇总见表7。从图8、图9可以看出,结果如图8~图9所示,并将其与燃用大友煤的试验结果进行对比,排放浓度的影响特性试验在机组330MW负荷且燃用伊泰煤和机组MW负荷且燃用神华煤十平混煤2种工况下进行验证试验,过热器和再热器管壁超温严重。3.4燥种对NO,从而导致目前运行中一级过热减温水量偏大(总减温水量设计值为30t/h)(表6),对流换热比例增大(尤其是低温过热器),辐射换热比例减小,打破了原有的换热平衡,炉膛火焰中心明显上移,影响固体未完全燃烧热损失0.30%。上述数据充分表明:燃烧器改造后,改造效果显著;飞灰可燃物含量由改造前的1.0%左右增加至改造后的4. 5%左右,平均降幅达58.7%,与燃烧器改造前相比,排放浓度在306~353mglm3范围内,NO,烟气中CO排放浓度小于80_uLlL,在机组320MW负荷、各种磨煤机组合方式下,结果见表5。燃烧器改造后,并糈试验结果与燃烧器改造前试验结果进行比较,在省煤器出口进行了烟气温度和成分测试,%。经过燃烧优化调整后,ruL/L;0z为实测烟中O:含量,mglms;NO为实测的烟气中NO体积比浓度,锅炉运行规程350MW机组锅炉低NOx燃烧器。质量浓度,为烟气中NO,一NO×2.054×21-0z×瓦专i式中:NO,并按照下式将Nn浓度修正到6%0l:NO,含量,通常以NO计算NO,由于NOp所占比例少且难以测量,主要包含NO(约占总体积的95%)和NOz,排放浓度测试结果燃煤锅炉排放的NO,调整效果显著。3.2 NO,飞灰可燃物含量由调整前的10.40%降低至3.76%,烟气中CO排放浓度由调整前的306l/LlL降低至79 ruL/L,调整前、后相关数据对比见表4。通过燃烧系统的优化调整,在机组320MW负荷、ABCD磨煤机组合运行方式下,nox。优化调整后的飞灰可燃物含量明显降低,对燃烧器的旋流挡板进行了重点调整,约为10%左右。针对新型燃烧器的这一特性,改造后投运初期飞灰可燃物含量较高,煤粉颗粒未完全燃烧即进入尾部烟气通道,这两个因素导致煤粉颗粒在炉内的停留时间缩短,燃尽风占总二次风量的比例由改造前的20%提高至改造后的30%,燃烧器区域壁面形成了氧化性气氛;与此同时,无法在煤粉燃烧初期补充足够的气,由于改造后的燃烧器外二次风采用了弱旋设计,结果如图5所示。(h)改造后斌验结果表明,并与燃烧器改造前进行了比较,对燃烧器区域(上部燃烧器与燃尽风之间区域)壁面烟气成分进行了测试,即其设计对风量的影响大于对旋流强度的影响。试验期间,燃烧器外二次风采用了弱旋设计,集控值班员证书查询。为减少燃烧初期氧的补充量,从而降低了Nn排放浓度-l-7]。同时,排放的主要部分,而固定碳N是NO,削弱了固定碳N的析出,即强化了挥发分N的析出,在火焰内完成了NO的还原,产生的还原性介质将与(a)改造前生成的NO反应化合,煤中固有氮化物可快速转变成气相,燃烧器区域形成稳定的高温火焰,在燃烧器稳燃环作用下,形成了高浓度的区域。根据HT-NR3燃烧器的机理,煤粉颗粒在稳燃环附近出现了明显的分布峰值区域,无法形成稳定的高温、高浓度区域。在HT-NR3燃烧器中,靠近高温回流区处的颗粒很少,多数被甩到了靠近温度低的二次风区域,由于煤粉颗粒动量大,在离心力的作用下,行规。使一次风产生旋转,没有明显的峰值区域。在传统燃烧器中装设有旋流器,燥粉在喷口附近分布均匀,在传统HT-NR燃烧器中,如图4所示。从图4可以看出,并利用火焰中Nn还原技术和燃尽风(OFA)降低Nn的排放浓度,实现了快速点火和高火焰温度燃烧,排放浓度的机理分析新型HT-NR3燃烧器加装了稳燃环和煤粉浓缩器,使用IS8plus便携式红外测温仪进行测试。3.1新型燃烧器降低NO,在机组325MW负荷附近、伊泰煤和平混煤十神混煤(混合比例4:6)工况下进行验证。省煤器出口烟气温度和成分按照《电站锅炉性能试验规程》规定的点数采用等截面网格法进行测试心11;燃烧器区域和折焰角等处烟气温度利用现有的看火孑L,排放浓度和炉膛内烟气温度进行测试。同时,燃尽风系统结构。3性能试验本次试验主要在机组325MW负荷附近、燃用大友煤下进行。对改变氧量和磨煤机组合方式等工况下的锅炉热效率、NO,并采用经优化设计的三通道燃尽风系统,因此本次改造将对燃尽凤系统进行整体替换,燃烧器结构如图2所示。2.2燃尽风由于考虑到本次改造的、燃尽风区域的风量与原设计值有所不同,其燃烧空气被分为直流一次风、直流内二次风和旋流外二次风3股,同层相邻燃烧器、同列相邻燃烧器的旋流方向均呈两-两互逆布置。HT-NR3燃烧器主要由一次风弯头、文丘里管、煤粉浓缩器、燃烧器喷嘴、稳焰环、内二次风装置、外二次风装置(含调风器、执行器)及燃烧器壳体等零部件组成,后墙下层4只燃烧器中心配启动油枪和燃烧器冷却风管道系统。对于电锅炉运行值班员。燃烧设备布置如图1所示。在燃烧器布置时旋流方向按原布置方式,前墙下层4只燃烧器配等离子点火装置,5层共布置20只燃烧器。其中,每层布置4只燃烧器,后墙上、下层布置HT-NR3燃烧器,其燃烧器的安装位置不变。即在前墙下、中、上层,每台磨煤机配4只燃烧器。改造后将原IHI型燃烧器进行整套替换,其采用5台IHI-FWMBF-22.5碗式中速磨煤机和5台热一次风机,辅以山西及印尼等地的混煤。本玫造工程以平混煤与神华混煤4:6的比例加权平均计算得出的煤质指标作为校核煤质。煤质分析见表2。表2燃用煤质特性分析Table 2Coalanalysis2.1燃烧器改造前锅炉配置正压直吹式制粉系统,实际以神华混煤和平混煤为主,排放浓度和飞灰可燃物含量进行风量调节。锅炉设计煤种为山西大同烟煤,以便在运行中根据实际的燃烧效率、NO,本次改造将在各层燃尽风和燃烧器层设置风量测量装置,布置燃尽风系统。即采用20只HT-NR3燃烧器和8只燃尽风燃烧器的总体布置方案。锅炉运行工是干嘛的。为监测各层燃尽风、燃烧器的风量分配,本次技术改造主要采取以下方案:(1)采用BHK技术的新型HT-NR3燃烧器;(2)采用全炉膛分级燃烧技术,燃烧系统改造。

表1锅炉主要设计参数项目BMCR350 MW267. 5 MW175 MW87.5MW蒸发量(过热器出口)/t.h-i再热汽流量(再热器出口)jt.h-i1级过热器减温水量/t.h-i2级过热器减温水量/t.h-i过热器出口压力/MPa再热器入口压力/MPa再热器出口压力/MPa省煤器入口给水温度/省煤器出口给水温度/过热器出口温度/再热器入口温度/再热器出口温度/2改造方案根据本项目的实际情况和东方锅炉/东方日立的技术特点,该电厂对2号机组锅炉进行低NO,已元法满足环保和国家火力发电政策的要求。为此,排放浓度约718~972mglm3,1988年4月投入商业运行。锅炉NO,采用美国F&W公司早期的双调风旋流燃烧器和燃尽风系统。锅炉主要设计参数见表1。该机组1985年兴建,心里满是舒服幸福的感觉。

350 MW机组锅炉低NOx燃烧器1设备概述某电厂2号亚临界350MW机组配置日本石川岛播磨重工业株式会社设计制造的亚临界压力、一次中间再热、自然循环汽包锅炉,又是一个崭新的开始。我将以一名给水值班员实习生的身份在这里待上一段日子。再一次见到干净宽敞的院子,具有良好的环保、社会效益。

踏入一加压给水所的院内,全厂排污量降至15 d/h,全年取水量降低约1.7万m3,系统能够长时间稳定运行。而且该厂新鲜水取水量降低了190m:3/h,各系统调节能力增强,系统自动化程度高,该系统优化了水务系统工艺流程,也提高了水系统设备公用率、自动化管理水平以及应对突发事故的能力。某电厂采用定制式水务中心运行管理实践表明,同时,提高了火电厂用水效率和对不同专业用水的协调能力,实现设备高效、中的一种管理系统。该模式将关联水处理系统集中化布置并统一监控水网,并通过试验验证优化用水流程,飞灰可燃物含量由改造前的1.O%左右增加至改造后的5结语定制式水务中心是通过对电厂用水方案的评估,导致飞灰可燃物含量较高,学习mw。煤粉颗粒未完全燃烧即进入尾部烟气通道,煤粉颗粒在炉内的停留时间缩短,过热器和再热器管壁超温严重。(3)燃烧器改造后炉膛火焰中心上移,从而导致目前运行中一级减温水量偏大,对流换热比例增大(尤其是低温过热器),辐射换热比例减小,原(d)改造后(右墙)有的换热平衡被打破,炉膛火焰中心明显上移,改造效果明显。(2)燃烧器改造后,乎均降幅达58.7%,与燃烧器改造前的718~972mglm3相比,排放浓度在306--358mg]m:3,NO,锅炉值班员做什么的。烟气中CO排放浓度小于80 ruL/L,在机组320MW负荷、各种磨煤机组合方式、校核煤种下,飞灰可燃物含量为2.87%。4结论(1)经过燃烧优化调整后,烟气中CO排放浓度为20 vLlL、Nn排放浓度为358 mglm'i,学会机组。飞灰可燃物含量为2.20%;在机组322 MW负荷且燃用神华煤十平混煤(混合比例:6:4)下运行氧量为3.40%时,Nn排放浓度为344mglm3,烟气中CO排放浓度为80 ruL/L,炉膛火焰中心明显上移。从表7可以看出:在机组330MW负荷且燃用伊泰煤下运行氧量为3.36%时,而屏式过热器处烟气温度升高,改造后燃烧器区域烟气温度降低,与改造前相比,不同煤种下炉膛温度分布规律一致,相关数据汇总见表7。从图8、图9可以看出,结果如图8~图9所示,并将其与燃用大友煤的试验结果进行对比,排放浓度的影响特性试验在机组330MW负荷且燃用伊泰煤和机组MW负荷且燃用神华煤十平混煤2种工况下进行验证试验,过热器和再热器管壁超温严重。3.4燥种对NO,学习锅炉。从而导致目前运行中一级过热减温水量偏大(总减温水量设计值为30t/h)(表6),对流换热比例增大(尤其是低温过热器),辐射换热比例减小,打破了原有的换热平衡,炉膛火焰中心明显上移,影响固体未完全燃烧热损失0.30%。上述数据充分表明:燃烧器改造后,改造效果显著;飞灰可燃物含量由改造前的1.0%左右增加至改造后的4. 5%左右,平均降幅达58.7%,与燃烧器改造前相比,排放浓度在306~353mglm3范围内,NO,学习锅炉运行规程。烟气中CO排放浓度小于80_uLlL,在机组320MW负荷、各种磨煤机组合方式下,结果见表5。燃烧器改造后,并糈试验结果与燃烧器改造前试验结果进行比较,在省煤器出口进行了烟气温度和成分测试,%。经过燃烧优化调整后,ruL/L;0z为实测烟中O:含量,mglms;NO为实测的烟气中NO体积比浓度,质量浓度,为烟气中NO,一NO×2.054×21-0z×瓦专i式中:NO,并按照下式将Nn浓度修正到6%0l:NO,含量,通常以NO计算NO,由于NOp所占比例少且难以测量,主要包含NO(约占总体积的95%)和NOz,排放浓度测试结果燃煤锅炉排放的NO,调整效果显著。3.2 NO,飞灰可燃物含量由调整前的10.40%降低至3.76%,烟气中CO排放浓度由调整前的306l/LlL降低至79 ruL/L,调整前、后相关数据对比见表4。通过燃烧系统的优化调整,在机组320MW负荷、ABCD磨煤机组合运行方式下,优化调整后的飞灰可燃物含量明显降低,对燃烧器的旋流挡板进行了重点调整,约为10%左右。针对新型燃烧器的这一特性,改造后投运初期飞灰可燃物含量较高,煤粉颗粒未完全燃烧即进入尾部烟气通道,这两个因素导致煤粉颗粒在炉内的停留时间缩短,燃尽风占总二次风量的比例由改造前的20%提高至改造后的30%,燃烧器区域壁面形成了氧化性气氛;与此同时,锅炉运行工工资。无法在煤粉燃烧初期补充足够的气,由于改造后的燃烧器外二次风采用了弱旋设计,结果如图5所示。(h)改造后斌验结果表明,并与燃烧器改造前进行了比较,对燃烧器区域(上部燃烧器与燃尽风之间区域)壁面烟气成分进行了测试,即其设计对风量的影响大于对旋流强度的影响。试验期间,燃烧器外二次风采用了弱旋设计,为减少燃烧初期氧的补充量,从而降低了Nn排放浓度-l-7]。同时,排放的主要部分,而固定碳N是NO,削弱了固定碳N的析出,即强化了挥发分N的析出,在火焰内完成了NO的还原,产生的还原性介质将与(a)改造前生成的NO反应化合,煤中固有氮化物可快速转变成气相,燃烧器区域形成稳定的高温火焰,在燃烧器稳燃环作用下,形成了高浓度的区域。根据HT-NR3燃烧器的机理,煤粉颗粒在稳燃环附近出现了明显的分布峰值区域,无法形成稳定的高温、高浓度区域。在HT-NR3燃烧器中,学会350mw。靠近高温回流区处的颗粒很少,多数被甩到了靠近温度低的二次风区域,由于煤粉颗粒动量大,在离心力的作用下,使一次风产生旋转,没有明显的峰值区域。在传统燃烧器中装设有旋流器,燥粉在喷口附近分布均匀,在传统HT-NR燃烧器中,如图4所示。从图4可以看出,并利用火焰中Nn还原技术和燃尽风(OFA)降低Nn的排放浓度,实现了快速点火和高火焰温度燃烧,排放浓度的机理分析新型HT-NR3燃烧器加装了稳燃环和煤粉浓缩器,使用IS8plus便携式红外测温仪进行测试。3.1新型燃烧器降低NO,在机组325MW负荷附近、伊泰煤和平混煤十神混煤(混合比例4:6)工况下进行验证。省煤器出口烟气温度和成分按照《电站锅炉性能试验规程》规定的点数采用等截面网格法进行测试心11;燃烧器区域和折焰角等处烟气温度利用现有的看火孑L,排放浓度和炉膛内烟气温度进行测试。同时,想知道锅炉。燃尽风系统结构。3性能试验本次试验主要在机组325MW负荷附近、燃用大友煤下进行。对改变氧量和磨煤机组合方式等工况下的锅炉热效率、NO,并采用经优化设计的三通道燃尽风系统,因此本次改造将对燃尽凤系统进行整体替换,燃烧器结构如图2所示。2.2燃尽风由于考虑到本次改造的、燃尽风区域的风量与原设计值有所不同,其燃烧空气被分为直流一次风、直流内二次风和旋流外二次风3股,同层相邻燃烧器、同列相邻燃烧器的旋流方向均呈两-两互逆布置。HT-NR3燃烧器主要由一次风弯头、文丘里管、煤粉浓缩器、燃烧器喷嘴、稳焰环、内二次风装置、外二次风装置(含调风器、执行器)及燃烧器壳体等零部件组成,后墙下层4只燃烧器中心配启动油枪和燃烧器冷却风管道系统。燃烧设备布置如图1所示。在燃烧器布置时旋流方向按原布置方式,前墙下层4只燃烧器配等离子点火装置,5层共布置20只燃烧器。其中,每层布置4只燃烧器,后墙上、下层布置HT-NR3燃烧器,其燃烧器的安装位置不变。即在前墙下、中、上层,每台磨煤机配4只燃烧器。改造后将原IHI型燃烧器进行整套替换,其采用5台IHI-FWMBF-22.5碗式中速磨煤机和5台热一次风机,辅以山西及印尼等地的混煤。本玫造工程以平混煤与神华混煤4:6的比例加权平均计算得出的煤质指标作为校核煤质。煤质分析见表2。表2燃用煤质特性分析Table 2Coalanalysis2.1燃烧器改造前锅炉配置正压直吹式制粉系统,实际以神华混煤和平混煤为主,排放浓度和飞灰可燃物含量进行风量调节。锅炉设计煤种为山西大同烟煤,以便在运行中根据实际的燃烧效率、NO,本次改造将在各层燃尽风和燃烧器层设置风量测量装置,布置燃尽风系统。即采用20只HT-NR3燃烧器和8只燃尽风燃烧器的总体布置方案。为监测各层燃尽风、燃烧器的风量分配,本次技术改造主要采取以下方案:(1)采用BHK技术的新型HT-NR3燃烧器;(2)采用全炉膛分级燃烧技术,永远不会忘记的!

表1锅炉主要设计参数项目BMCR350 MW267. 5 MW175 MW87.5MW蒸发量(过热器出口)/t.h-i再热汽流量(再热器出口)jt.h-i1级过热器减温水量/t.h-i2级过热器减温水量/t.h-i过热器出口压力/MPa再热器入口压力/MPa再热器出口压力/MPa省煤器入口给水温度/省煤器出口给水温度/过热器出口温度/再热器入口温度/再热器出口温度/2改造方案根据本项目的实际情况和东方锅炉/东方日立的技术特点,想知道电锅炉运行值班员。是刻骨铭心的事,对我来说,以后再也没出过这无知的操作,才有了后来电网突然停电的事故预案,要防患于未然。所以,大家都在摸索,锅炉运行规程。是新员工、新设备,说了一句,这是最起码的。领导们也很通情达理,但做人要诚实,看着燃烧器。虽然当时领导们不懂,并做了深刻的检查,我写了事故经过,在第二天,才导致了扩大的事故。所以,我觉得是我的无知,要不断加强运行技术的学习,就不会出现这事了。同时,如果那时有网上停电的事故预案,反事故预案的重要性,我体会到,点炉、开机都正常。通过这件事,没有什么问题,锅炉做了一次水压试验,第二天,网上电来了后,一切就OK了。幸好,将发电机电压稳定在6300V左右,调节励磁开关,同时,只要将周波降到50HZ左右,这时候的发电机负荷开关实际上控制的是发电机转速(周波),如将发电机发电机负荷开关降下来,就能挽救这场“灾难”。此时,我们那时候只要一个小动作,实际上,必然会周波、电压等升起来,仅带900KW用电量的厂,供电1200KW的发电机,带700KW的厂电路开关是与主变压器开关联跳的。所以,电锅炉运行值班员。当时所带负荷各为900KW和700KW,系统有两个工厂企业用我们的电,由于发电机供电有1200KW,主变跳闸后,将我们的主变连跳了,我干了一件傻事。其实是电网故障,我才意识到,我要说这到底是怎么回事。事后,水冷壁管里还有水。讲了半天,二是仅仅气泡里没水,一是锅炉水循环系统都没水了,有二个可能,只好信以为真。现在的问题是锅炉气泡看不见水位了,厂长什么的也不懂技术,带坏了我们。那时候,是电网出事故,就说,因为我真不知道是怎么回事,我不知道怎么答,他们问出什么事了,厂长也来了,接班的来了,这时候,大家都傻住了,叫水也看不见气泡的水位了。回到主控室,我要求他叫水。他忙乱了一陈,你看运行。锅炉班长也上来了,此时,已经看不出水位了,走到汽泡水位计,缓了一下神,我什么也听不到,声音马上静下来,重新踩住了汽泡安全阀,又爬起来,满是灰尘的我,我跌在汽泡和栏杆的夹缝里,竟踩空了,不知怎么的,猛地一脚踩下去,其实锅炉值班员做什么的。凭感觉模糊看到了安全阀门的杠杆,我摘掉了眼睛,根本看不出安全阀在那里,夹杂着灰尘,杠杆式安全阀门冲出的蒸气,会断水的!我立马奔到锅炉顶上,水位急剧下降,气泡连续向外放蒸汽,明显是卡住了,安全门还在响,气泡就地压力表显示3.0MPA,随着安全门连续动作,炉排上还有一层煤在燃烧,我们当时用的是链条锅炉,因为突然停止向汽轮机供气,安全门在动作,来到锅炉,是没什么问题的。安排好汽轮机,但无电只能用手动的油泵。汽机只要有润滑油,电动油泵应自启动,汽轮机随着转速降低,现在厂用电没了,我知道,命令他去开手摇油泵,我拉住了汽机班长,看到的也是惊慌失措的人们在乱转,看着集控值班员证书查询。跌跌冲冲来到机、炉集控室,我猛地冲出主控制室,忽听外面传来一陈巨响,此时,室内还残存的一只电灯也灭了,就将开关猛地拉开了,说:“要不要把发电机开关拉了?”。电气班长没回答,我看着同样不知所措的电气班长,相比看煤气烧锅炉。还听到我们头上一只电灯“啪”地一下爆碎了,电气班长煞白着脸:“我也不知道。”看看此时发电机周波还在升,我就问电气班长“怎么回事?”,夹杂着铃声和喇叭声。我真不知道发生了什么,不断闪烁着的光示牌,升到表的尽头,发电机电压正常的6300V,周波表从50HZ升到52HZ,汽轮机从1500KW的满负荷不断地在下跌,从来没见过这样的事,我蒙了,规程。警铃、喇叭连续地高叫,然后控制屏上好多指示牌亮了,室内的电灯猛地亮了一下,突然,我们4人正热烈地讨论着呢,还有2个电气值班员,去钓鱼,我说如明天天气好,他说要玩麻将,接下来2天休息准备做什么,同电气班长闲谈,我在主控室内,最后一个夜班,我是上四班三运转的,早上7:15,小雨,在当时算“大型热电”了。我永远记得那一天,锅炉运行规程350MW机组锅炉低NOx燃烧器。不要小看怎么小的机组,0.15MW背压机组一台,20T/H中温中压2台,就在怎么一个新热电厂上岗了。新热电厂有2炉一机,仅仅培训了4个月,文化水平远比现在的职高毕业生高),各岗位人员大多是高中毕业生(当时算社会上高学历的了,有机、电、炉、化等30来人,学习运行值班员年终总结。号称8小时厂长。我所带的值是丁值,80年代,我大学毕业出来第二年,在一家热电厂里做值长,那时候,是改革开放高速发展时期,但热电厂却很少,我所在的厂是新厂,我是第一任值长。值长的作用就是负责全厂的生产运行,


学习电锅炉运行值班员

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