630MW火力发电机组省煤器输灰系统改造探索
SCR烟气脱硝装置脱硝效率低问题分析
SCR烟气脱硝装置脱硝效率低问题分析摘要：某电厂机组烟气脱硝采用选择性催化还原法(SCR)工艺，投运一年半左右，机组出现脱硝效率低、氨逃逸大、高负荷时候氮氧化物超标排放，机组被迫限负荷。
经检查分析，主要原因为催化剂碱金属中毒导致催化剂活性、比表面积降低，影响催化剂对NH3的吸附与活化，引起脱硝效率降低；其次为催化剂积灰、磨损较为严重，造成烟气流速增大，脱硝反应时间降低，进一步引起脱硝效率降低。
针对原因提出了意见和防范措施。
关键词：脱硝效率低；氨逃逸大；催化剂中毒；原因分析0 前言火力发电厂占目前电力生产的主力。
火力发电厂烟气脱硝工艺目前大部分采用选择性催化还原法（SCR）工艺，即将NH3等还原剂喷入烟道中，与含有NO X的烟气混合，在高温及催化剂的作用下将其还原为N2的过程。
其脱硝的主要机理[1]如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O工程应用中，一般以脱硝效率来表征SCR脱硝装置的脱硝能力的大小。
脱硝效率受许多因素影响，包括反应温度、催化剂性能、喷氨均匀性、NH3/NO X摩尔比、入口NO浓度、空速（SV）值等[2]。
1 系统概况某电厂660MW机组锅炉为超超临界全悬吊结构Π型变压运行直流锅炉，同步建设SCR脱硝装置。
脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），使用尿素作为还原剂；在NO X进口浓度为250mg/m3（标态，干基，6%O2）时，脱硝效率不小于85%，每台炉设置1台反应器，催化剂数按“2＋1”布置，初装两层板式催化剂。
该机组于2019年10月投运，运行1年半时间左右，出现脱硝效率下降、氨逃逸增大、空预器及低温省煤器阻力增大，高负荷时氮氧化物超标排放，机组被迫限负荷的现象。
停机检查发现，脱硝装置部分催化剂及空预器堵塞严重，低温省煤器换热翅片上出现白色结晶堵塞通道。
2 原因分析2.1 催化剂性能分析机组630MW负荷开展喷氨跟随性试验。
脱硝装置入口NO X浓度为95~110mg/m3，喷氨阀门开度由10.60%至18.06%，总排口NO X浓度为41~48mg/m3，喷氨量变化时总排口NO X浓度未出现较为明显的变化。
630 MW机组电除尘事故放灰原因分析及处理
2013年第39卷第3期M ar ch2013工业安全与环保I ndl l s试al S如t y a ndEn、ri瑚merltal№石on41630M W机组电除尘事故放灰原因分析及处理张天静(大唐略阳发电有限责任公司陕西略阳724300)摘要当前大容量、高参数的火力发电厂所采购的锅炉燃烧煤质煤种，大多数与设计煤种相比偏差大，电除尘系统易发生高料位堵灰现象，火力发电厂迫不得已启动事故放灰预案；而且近年来国内也曾报道因电除尘灰斗积灰严重，而导致电除尘垮塌的数次事故，为此开展600M w等级机组的电除尘事故放灰原因分析及处理具有现实意义。
关键词电除尘事故放灰高料位搬iden伍Ash蛐R黜n A na呐and’№咖t f or630M wPbw盯U I l i ts圈优臼懈t a雠PI喇pit at盯珊A N G7ri anj iI lg(峨血形哪胁舸凸．，删．乜叩愕，晌724300)A l bs t瑚ct A t p瞄em，t hem e菇st l a学devi撕。
璐i n II l ost0f t l圮puI℃hase d col al by t I l em l al paw er pl ar I t诵t I l l arge∞paci t y aII d IIi曲弹哦啊吼e璐c0曲删to tl l e de si伊Ied on e aIl d l l igh l evd as h c10髓近m By be劬kIpp呵刚elec懈咖c删pi-撇syst锄，∞她acci如l t a slI di∞t l ar伊pl aIl i s used；i I l r骶m y傩“llasI叩l ned山砒t ll e蒯吣asl l c嚼ng0f ekc-m矧：dc preci pi t at or h鹤c越lsed醣删collap∞黜iden协．IrI t l l i s w a y，i t i8ve I y si gl l i丘∞m t l l砒w e sI l叩1d c or duct acci dem 蹈h di∞Il a r寥re as∞Ⅲl a l ys i s aI l d协划乜I l t斌f0I。
6.付文龙--田集发电厂节能管理汇报
2 节能降耗管理提升主要做法
加强高耗能设备技术改造工作管理，积极深化挖潜增效
一期机组通流部分改造
2015年和2016年田集电厂一期2*630MW机组分别于进行了通流部分改造，主要解决目前汽轮机热耗达不 到设计值经济性差的问题，机组改造后机组铭牌出力由630MW提高至660MW。改造后THA工况下机组热耗率达 到7584.2kJ/kWh，比设计值7620.5kJ/kWh低36.3kJ/kWh；机组在75%THA工况下修正后的热耗率为 7661.0kJ/kWh，比设计值7708.4kJ/kWh低47.4kJ/kWh。
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2 节能降耗管理提升主要做法
强化科技创新管理，积极引入先进理念
600MW超临界燃煤机组整体性能优化
一期机组投产后田集电厂与明华公司合作进行了“机组整体性能优化”项目。
项目在超临界锅炉性能优化策略设计、运行及控制特性研究、试验实施的程序及
方法等各个环节进行了有益的尝试和创新，证实了机组整体性能优化工作对于国
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2 节能降耗管理提升主要做法
加强高耗能设备技术改造工作管理，积极深化挖潜增效
高效真空泵改造
凝
碟阀
结
器
2014年田集电厂1、2号机组安装采用罗茨－水环泵
串联高效节能抽真空设备。该设备首先是采用罗茨泵抽
吸凝汽器气体，所抽吸的气体包括不凝气体（空气）及
可凝气体（水蒸汽） 而且大部分气体是水蒸汽；其次 是罗茨泵抽出的气体经过冷却器冷却后再进入水环真空 泵，改善水环泵真空泵的抗汽蚀性能，凝结水蒸气，提 升水环泵真空的抽吸性能。以及通过以小代大的方式，
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2 节能降耗管理提升主要做法
加强高耗能设备技术改造工作管理，积极深化挖潜增效
电站锅炉省煤器优化改造
电站锅炉省煤器优化改造摘要：上海电气锅炉厂设计的超超临界Π型锅炉，省煤器管束采用“H”型鳍片无缝钢管形式。
鳍片式省煤器传热系数高、结构紧凑、节省钢材，但不便于检查检修，高灰份煤种运行中生成的烟气对其造成“梳状”冲刷尤为严重，运行中容易造成省煤器频繁泄漏；光管式省煤器结构较为简单，便于布置防磨设施，便于检查检修，高灰份煤种运行中生成的烟气对其冲刷可控。
由“H”型鳍片式省煤器改为光管式省煤器后，省煤器换热效率有所下降，省煤器出口烟气温度下降较为明显，但排烟温度上升幅度不大，对锅炉效率影响很小，最终导致供电煤耗上升在可控范围。
高灰分煤种更适合采用光管式省煤器。
关键词：“H”型鳍片式省煤器、光管式省煤器、省煤器泄漏、锅炉效率0引言国家"十一五"规划与中央经济工作会议确定火电厂进行节能减排。
我国燃煤机组中，单机容量10万千瓦以下的小机组达1.15亿千瓦，每年消耗原煤量4亿多吨，排放二氧化硫达540万吨。
相对大机组而言，小机组单位耗煤量与单位排污量都较大，因此，大机组替代小机组势在必行。
随着大机组的建设，省煤器的设计逐渐更新换代。
“H”型鳍片式省煤器因为有传热系数高、结构紧凑、节省钢材等优点，被广泛设计与利用。
大机组运行中，“四管泄漏”是造成机组“非计划停运”最重要的因素之一，省煤器泄漏更是频繁发生。
防止“四管泄漏”，控非停是传统发电企业永恒的话题。
1设备简介苏晋保德煤电有限公司#1、#2机组为660MW超超临界燃煤空冷发电机组，锅炉为上海锅炉厂生产的SG2102/29.3-M6013型超超临界锅炉；汽轮机为上海汽轮机厂引进西门子技术生产的ZKN660-28/600/620直接空冷汽轮机；发电机为上海电机厂生产的QFSN-660-2型水-氢-氢冷却式发电机。
其中锅炉为超超临界直流、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的型结构四角切圆燃烧煤粉锅炉。
锅炉送风机、给水泵、一次风机、空预器均采用单列布置。
电除尘输灰系统堵管的原因分析与解决方案
科技论坛2015.09︱441︱电除尘输灰系统堵管的原因分析与解决方案电除尘输灰系统堵管的原因分析与解决方案万其武（大唐淮南洛河发电厂，安徽 淮南 232008）【摘 要】针对某燃煤电厂干灰输送系统频繁发生堵管现象，进行了深度剖析，适时提出了临时应对措施和长期解决方案，在机组的大修过程中，通过方案的实施，彻底解决了干灰输送系统堵管频发这一长期困扰环保的问题，有力的保障了机组安全环保运行。
【关键词】干灰；堵管；解决方案 1 引言某燃煤电厂，2台600MW 机组，后经增容改造后，容量核定为630MW。
锅炉采用上海锅炉厂有限公司提供的600MW 超临界压力直流锅炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、露天布置、Π型燃煤锅炉。
电除尘输灰系统采用克莱德贝尔格曼华通物料输送公司的正压浓相气力输送系统，连续运行方式。
自2007年机组投产开始，输灰系统一直运行不畅，堵管现象经常发生，尤其在夏季，高负荷时段长、火车来煤供不应求，需要掺烧大量汽车自筹煤时，必须安排专人，就地不间断地排堵，才能勉强维持输灰系统运行，而排堵只是解决堵管的临时救急措施，不是解决问题的根本方法，因为大量的干灰在排堵过程中，再次回到灰斗，降低了干灰的有效输送量，同时，也会引起二次扬尘的增大，造成烟尘排放偶有超标现象。
问题的根源得不到解决，隐患一直存在，当某些不利因素叠加时，随时都有可能爆发大面积的环保事故，该厂曾经在2014年夏天，因为多种因素的累计，引发了灰斗高料位，造成高压电场短路跳闸事故。
2 事件经过2014年7月30日，华东地区气温蹿升到最高温度37-38℃，最低温度30℃左右，电网用电量猛增。
根据调度的安排，该厂核定容量630MW 机组由之前的日最高负荷520MW，最高负荷时段8小时，改变为日最高负荷600MW，最高负荷时段长16小时。
机组燃煤量、锅炉产灰量随负荷同步增加，又因同一地区所有机组耗煤量同时增加，计划火车供煤难以完全满足，必须掺烧灰分大、发热量较低的汽车供煤，使得锅炉产灰量增加的比例大于负荷增加的比例。
火力发电锅炉空预器差压大的原因及处理
火力发电锅炉空预器差压大的原因及处理摘要：燃煤电厂超低排放后，氨逃逸量增加，造成空预器冷端硫酸氢氨腐蚀结晶，进一步造成积灰，导致空预器差压增大.。
随着新能源的大力发展，火电轮为调峰电源，长期低负荷和深度调峰操作，进一步导致空预器冷端低温腐蚀结晶的加剧.。
空预器差压的增大，不仅影响锅炉运行经济性，增加风机电耗，降低锅炉出力，更是给锅炉运行安全带来重大隐患.。
基于此，文章分析了某电厂630MW燃煤机组空气预热器烟气侧进出口压差大的原因，提出了运行优化调整的措施，对比了在线高压水冲洗、拆包冲洗和升温处理3种方法治理空预器局部堵塞的效果，为解决空预器压差大问题提供参考.。
关键词：空预器；压差大引起空预器差压增高的原因有很多，从锅炉的设计、省煤器的输灰、空预器的选型方面一开始就要着重考虑.。
在正常运行时，如何提高空预器冷端综合温度、防止氨逃逸及加强吹灰是重点考虑方向.。
目前我厂采用每天全炉膛吹灰后增加一次空预器冷端吹灰的方式，效果良好；在机组检修时，应将空预器换热元件进行充分冲洗.。
1设备简介某公司2×630MW机组锅炉为超临界、变压燃煤直流炉、П型布置、低NOx轴向旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式，风烟系统配有2台32-VI（T）-2500-QMR型三分仓回转式空预器.。
脱硝系统采取选择性催化还原法（SCR）来达到去除烟气中NOx.。
SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，采用氨作为还原剂，烟气中的NOx与氨在催化剂的表面发生反应，生成氮气和水蒸气随烟气排入大气.。
2空预器压差增大机理、原因及危害2.1机理2.1.1低温腐蚀某电厂两台锅炉在脱硝改造之前就曾发生㗻空预器堵灰的问题，主要原因是低温腐蚀.。
煤中的硫经㗻燃烧、氧化等化学反应形成SO3，SO3与烟气中的水蒸汽结合生成硫酸蒸汽，噹空预器换热元件壁温低于烟气露点时，硫酸蒸汽就会凝结在空预器换热元件上，一面腐蚀换热元件，一面吸附飞灰，形成硫酸盐并逐渐增厚，这种低温粘结性积灰在锅炉运行时很难清除.。
火力发电工程改造方案
火力发电工程改造方案1. 前言随着社会经济的不断发展，能源资源的消耗与能源需求之间的矛盾日益加剧。
为了满足人们对能源的需求，各国纷纷加大了对能源资源的开发与利用力度，其中火力发电作为一种主要的能源发电方式，其对环境的影响和能源效率也备受关注。
因此，为了提高火力发电工程效率，减少对环境的影响，制定火力发电工程改造方案显得尤为重要。
2. 火力发电工程现状（1）当前火力发电工程存在的问题在整个火力发电系统中，存在着很多问题，主要包括以下几个方面：a. 发电效率低：目前火力发电工程的发电效率一般在35%左右，属于相对较低的水平。
这不仅会带来燃料浪费，还会导致二氧化碳排放增多。
b. 对环境的影响大：火力发电工程在燃烧煤炭的过程中会释放大量的二氧化碳、二氧化硫等有害气体，对环境造成严重的污染。
c. 维护成本高：传统的火力发电工程在运行过程中需要大量的维护工作，成本较高。
（2）火力发电工程的优势尽管火力发电工程存在着一系列问题，但是其也具有一系列的优势：a. 燃料资源丰富：火力发电工程的燃料主要是煤炭、天然气等化石能源，丰富的燃料资源保证了其长期的稳定发电。
b. 发电成本低：相对于其他的发电方式，火力发电的单位发电成本低，极大地满足了人们对电能的需求。
c. 发电效率高：相比其他的发电方式，火力发电工程发电效率相对较高，能够更好地将燃料转化为电能。
3. 火力发电工程改造方案为了解决当前火力发电工程中存在的问题，提高其发电效率，降低对环境的影响，需要对其进行全面的改造。
改造方案主要包括以下几个方面：（1）提高发电效率要提高火力发电工程的发电效率，可以从以下几个方面着手：a. 优化锅炉结构：改进火力发电锅炉燃烧设备，采用高效的燃烧器和燃烧系统，提高燃烧效率。
b. 加大发电机容量：提高发电机容量，降低单位电能的发电成本。
c. 采用超临界、超超临界技术：采用超临界、超超临界技术，提高蒸汽参数，进一步提高发电效率。
（2）减少对环境的影响为了减少火力发电工程对环境的影响，可以从以下几个方面入手：a. 安装脱硫设备：安装脱硫设备，将燃煤排放的二氧化硫等有害气体去除，减少对大气环境的污染。
600MW火电机组干排渣系统渣仓扬尘原因分析及对策
600MW火电机组干排渣系统渣仓扬尘原因分析及对策摘要:本文通过对QB厂600MW超临界机组干排渣系统渣仓放渣过程中造成的扬尘原因进行分析，针对机组运行现状采取控制放渣过程中扬尘的措施，并对进一步控制扬尘进行专题探讨,为其他同类型机组提供借鉴。
关键词：干排渣系统、渣仓、灰尘、控制1、引言火电机组煤炭燃烧后的炉渣处理是电厂无组织排放中重要的一环，干排渣系统渣仓放渣过程中很容易造成扬尘，不仅对设备安全和员工身体健康带来隐患，也不利于火电企业环保排放达标，因此要针对该问题进行深入分析，采取有效控制措施，保证设备安全运行可靠性和现场文明生产水平。
2、设备概况及现状QB厂一期锅炉采用东方锅炉厂生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型600MW超临界机组，最初采用水力除渣方式，2017年改造为干排渣系统。
干排渣系统包括渣井、液压破碎机、钢带机、清扫链、碎渣机、斗提机、渣仓、干灰散装机、湿式搅拌机等设备。
渣仓目前主要预装炉底干渣，也接受清扫链、省煤器、脱硝等输灰系统的细灰，灰渣从渣仓进入加湿搅拌机经过加水搅拌后通过汽车运输的方式将灰渣运出厂区进行处理。
渣仓在在设计上存在缺陷，没有设计对扬尘进行有效控制措施，在汽车进行灰渣装载的过程中，会造成灰渣泄露及扬尘，对厂区的文明生产、设备运行安全及员工身体健康造成了较大的威胁与隐患。
图1：渣仓系统图3、渣仓放渣过程中扬尘原因分析渣仓内的炉渣和细灰混合在一起，在加湿搅拌机内经过加水搅拌后排出通过汽车装载。
灰渣在下落过程中，在排放空间增大以及灰渣混合体在下落和转动设备运动过程中生成的气流作用下，小颗粒度的灰尘从灰渣混合体中分离出来，在渣库中空气对流的作用下快速扩散，造成大量扬尘问题。
渣仓扬尘无法有效控制的原因;3.1加湿搅拌机混合不均渣仓加湿搅拌机长度不足，灰渣与水在内部不能充分混合，未能变湿的干灰在从加湿搅拌机外排过程中扩散。
3.2加湿搅拌机喷头堵塞渣仓加湿搅拌机喷头水源正常采用脱硫废水，备用水源为工业水。
输煤系统碎煤机楼粉尘综合治理方案研究
输煤系统碎煤机楼粉尘综合治理方案研究摘要：某沿海火力发电厂对碎煤机楼粉尘开展综合治理，提出落煤筒及导料槽优化改造方案。
利用曲线落煤筒及改造导料槽内部控风抑尘结构，达到有效治理碎煤机楼粉尘的目标，同时保证改造的设备达到节能降耗的要求。
通过改造，解决了落煤筒受冲击易破损漏煤、导料槽喷煤严重及导料槽出口污染严重等问题，使粉尘浓度降低到4mg/m³以下（国家标准10 mg/m³），输煤系统碎煤机楼粉尘综合治理效果明显，现场工作环境得到显著改善。
关键词：输煤系统；粉尘综合治理；控风抑尘；曲线落煤筒1输煤系统概述某沿海火力发电厂为治理输煤系统碎煤机楼粉尘超标问题，通过技术改造，将原有高压静电除尘器改为干雾除尘器和无动力除尘器组合使用，取得了一定的效果。
但单一从除尘角度治理粉尘，不仅能耗高，而且治理效果达不到预期。
碎煤机楼中，碎煤机上下游输煤皮带宽1400mm，带速为2.78m/s；落煤筒采用传统直落式落料并配锁气器，落煤高度15m；导料槽则为传统窄口导料槽，每条皮带安装机尾导料槽处安装无动力除尘器和干雾除尘器。
尽管两种除尘器同时运行，但效果不理想，出口粉尘污染严重。
2存在问题及原因分析输煤系统运行时，因落煤筒落差大，常出现落煤筒筒壁被煤流冲击破损漏煤，导料槽出口喷煤，以及导料槽挡皮磨损等现象。
其以碎煤机楼落差最大，最大落差达到15m，以致碎煤机楼内部粉尘浓度严重超标，给输煤系统安全文明生产带来较大影响。
2.1落煤筒筒壁受冲击易破损传统方形落煤管与物料的落料轨迹不匹配，经过碰撞后原有动能被损耗，不利于物料连续流动，造成物料在落煤管内部的撞击、堵料等现象，硬性冲击点冲击严重，且衬板不耐磨，经常出现磨穿漏煤现象。
2.2落煤点不正不规则的落料轨迹，造成落料点处落料不正，冲击产生大量粉尘颗粒与诱导风。
另外，锁气器起不到集料效果，物料冲刷导料槽与裙板，引起皮带受偏载和对导料槽挡皮的冲击，造成挡皮破损、漏料和扬尘，导致皮带跑偏。
火电厂各系统流程图PPT课件
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三大主机规范 - 锅炉(3)
炉膛
水平烟道 尾部烟道
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三大主机规范 - 锅炉(4)
水冷壁 汽包
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火电工艺介绍 – 汽轮机 (1)
汽轮机：将热能转换为机械能 汽轮机设备包括：汽机本体，调速保护及油系统，辅助设备，热力系统等
或定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷，通风系统采用氢气冷却的“水-氢-氢” 冷却方式。容量可达1200MW。
气体冷却器
发电机主体
主励磁机
副励磁机
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汽轮发电机励磁系统
组成：由励磁功率单元、励磁调节器（AVR）组成。励磁功率单元包括交流电源和整
流装置，它向励磁绕组提供直流励磁电流，励磁调节器（AVR）根据发电机发出的电压 和电流，自动调节励磁电流，满足系统运行需要。
生水
排气
水处理 设备
(软化)
凝汽器
补给水
除氧器
给水泵
低压加热器
凝 结 水
凝结水泵
冷 却 水
循环水泵
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火电工艺介绍
火电厂的三大系统之三
电气系统
发电机ห้องสมุดไป่ตู้
主变压器
励磁装置
厂用变压器
配 电 装 置
输 电 线 路
升压变电所
低压配电装置
厂用电系统
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谢谢您的观看！
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?中低压发电厂蒸汽压力392mpa温度450度单机功率25mw?高压发电厂蒸汽压力99mpa温度540度单机功率100mw?超高压发电厂蒸汽压力1383mpa温度540度单机功率20mw?亚临界压力发电厂蒸汽压力1677mpa温度540度单机功率3001000mw?超临界压力发电厂蒸汽压力2211mpa温度550度单机功率600mw?超超临界压力发电厂蒸汽压力335mpa610630单机功率600mw火电厂简介二hecmarketingdept
630MW火电厂W型火焰启动过程中燃烧调整
630MW火电厂W型火焰启动过程中燃烧调整发布时间：2023-02-03T07:32:21.354Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：刘亚云[导读] 630WM火电机组启动时，直流锅炉调整分为燃烧调整和给水调整。
刘亚云大唐华银攸县能源有限公司湖南株洲412307摘要：630WM火电机组启动时，直流锅炉调整分为燃烧调整和给水调整。
主要介绍在机组启动过程中如何调整燃烧的操作过程和意义。
本机组是东方锅炉厂的超临界W型火焰直流锅炉。
燃烧器分为油枪助燃燃烧器和煤粉双旋风燃烧器。
磨煤机为双进双出低速磨煤机，燃烧器左右对称分布。
关键词：600MW：燃烧调整；直流锅炉；W型火焰；针对600 MW超临界锅炉的特点,对锅炉冷态通风及动力场、冷热态冲洗、吹管、干态/湿态转变、启动系统、给水和蒸汽温度、主保护等调试工作中应重点注意的问题进行分析,为同类型机组的设计、设备选型、调试提供参考。
一、锅炉点火操作1.点火前的机组状态。
（1）机组相关检修工作结束，机组符合启动条件。
（2）热控送上各种控制、保护信号的电源、气源，各自动装置、保护装置及热工信号装置均良好，确认DCS、TSI、FSSS、DEH、MEH、ETS、NCS系统正常。
（3）投入仪用空压机系统运行。
（4）输煤值班员将原煤仓上煤正常。
（5）机组大联锁、主辅机所有保护、联锁传动试验合格并投入，各系统阀门传动试验均以合格。
（6）投入锅炉炉前燃油系统循环运行。
（7）投入各磨机、送、引、一次风机润滑油站运行。
（8）启动空预器运行。
（9）投入火检冷却风机系统运行。
（10）锅炉冷态循环清洗结束。
2.点火操作。
（1）启动锅炉送、引风机运行，调整炉膛风量在30%左右。
（2）做锅炉油泄漏试验正常。
（3）进行炉膛吹扫，吹扫完成后，检查锅炉MFT信号自动复位。
（4）投入锅炉炉膛烟温探针,投入火焰监视电视。
（5）检查炉膛点火允许条件和油点火允许条件满足。
（6）关小炉膛的C风挡板和F风挡板，调整二次风箱压力在0.5KPa以上，逐个对称投入4支油枪运行，调整油枪油压，就地观察油枪着火情况良好，根据温升情况逐步增加油枪数量。
论火力发电厂干排渣设备优化提升
论火力发电厂干排渣设备优化提升摘要：随着党的十八大建设“生态文明”、“美丽中国”口号的提出，全国很多火力发电厂为了实现煤炭高效清洁利用，都陆续开始对现役机组进行节能、环保、供热和增容等方面的绿色环保改造工作，大力推进高品质“绿色发电计划”。
为了响应国家的号召，将环保治理工作落到实处，三河电厂维护部锅炉一班着重治理污染问题，主动承担干排渣系统扬尘及故障率高治理的课题。
为此班组成立创新小组，联合经营部、运行部及维护部电气专业、热工专业进行全面分析、设备优化、系统提升、综合治理。
最终创新小组成功消除了卸渣过程中的扬尘以及输渣系统设备故障率高的问题，消除扬尘的同时降低了厂用电率及检修成本，为其它火力发电厂干排渣系统改进提供了可借鉴的成功经验。
关键词：环保；干排渣创新检修成本引言国华三河发电公司#3炉渣仓生产厂家是无锡江南电站除灰设备厂，型号：JZK-6；规格：φ6m；有效贮存容积：V=150 m³；工作介质：炉底渣；插板阀：400×400；电动给料机：JG-100 100t/h 4KW 20-39r/min；双轴搅拌机：JSJ-100 100t/h 18.5KW 42r/min；负压风机产生的负压通过管道将渣输送至渣仓，然后通过手动插板门、电动给料机、双轴搅拌机落入汽车车斗，由汽车运至厂外使用地点。
由于是干渣排放，所以卸渣过程中产生很大的扬尘，公司于2009年进行了渣仓底部封闭改造，将零米使用彩钢板进行了封闭，但是扬尘情况没有得到彻底治理，且#1双轴搅拌机的卸料口在封闭的房间边缘，车辆停靠不能到位，造成#1双轴搅拌机无法卸料，只能使用#2双轴搅拌机运行至今，#1作为紧急备用使用。
为此成立创新小组对输渣系统的设备进行优化提升。
一、渣仓卸渣过程中扬尘大的原因分析及治理措施1、渣仓卸渣过程中扬尘大的原因分析卸渣流程如下：渣车进入渣仓底部，卸渣人员将双轴搅拌机出口的下料口与渣车顶部接料口连接，打开手动插板门，启动双轴搅拌机，启动电动给料机，干渣经过电动给料机进入双轴搅拌机，从双轴搅拌机出口的下料口进入渣车车斗内。
碎煤机室落煤管改造工程粉尘治理方案3
华能沁北发电有限责任公司碎煤机室转运站防堵抑尘曲线落煤管改造工程方案技术方案石家庄华泰亿能工贸有限公司二O一三年九月九日一、项目背景河南华能沁北电厂装机容量为4×600+2×1000MW，一、二期工程安装4×600MW超临界火电机组。
厂址位于河南省济源市境内，紧靠晋东南和晋南煤炭基地，煤炭资源极为丰富。
地处焦枝、太焦和侯月三条铁路干线的交汇处，晋煤外运的主要出口通道和 207国道沿厂区附近通过，交通运输十分便利。
电厂用水为地下水，允许开采量为6m 3/秒，厂区用地多为荒地，非常有利于建设大型火力发电厂。
它的建设，对于发展民族工业，提高我国重大装备国产化水平，促进产业升级，推动电力结构调整和优化，加快河南省经济发展具有深远意义。
由于电厂位于华中、华北、西北电网的交汇处，它的建成还将对提高供电质量，支撑全国联网，实现区内资源优化配置具有重要作用。
同时华能沁北电厂被列为二十一世纪燃煤优化设计示范电站，其工程设计水准与国际水平看齐，其效果将对我国今后燃煤电站设计起到示范作用。
二、目前国内燃煤火力发电厂输煤系统转运站普遍存在的现状以及亟待解决的难题由于传统输煤系统技术落后，当前燃煤电厂输煤转运工况非常恶劣，粉尘浓度高，堵煤积煤，设备磨损严重，作业环境恶劣，主要问题表现为：1、燃煤较湿或由于是特殊煤种，在运输过程中极易引起输煤设备内部煤泥粘结，导致堵煤现象发生，影响电厂安全生产及发电要求；2、燃煤转运过程中由于原来设备的落后及其他原因产生的煤尘难于治理，室内粉尘浓度超标，影响企业安全文明生产，直接威胁操作人员身体健康，并且室内积粉太多，燃煤在条件适宜情况下容易出现自燃；3、落煤点处燃煤对皮带冲击严重，会出现通常所说的“砸皮带”现象，导致输煤皮带使用寿命缩短，特殊情况下在一些电厂出现过异物割裂皮带现象；4、落料点不正导致皮带跑偏，出现撒煤、漏粉现象，造成地面积粉太多，清理维护工作量大；5、落煤筒冲击磨损严重，衬板更换维护频繁；6、除尘、皮带调偏、振打清理煤筒等辅助设备太多，运行能耗高，维护工作量大。
630MW超临界锅炉多煤种掺配掺烧试验分析
设计煤 质见表 １ 和表 ２ 。从 表 １和表 ２中可 以看 出 ， 煤质和校核 煤质属烟煤 ， 设计 挥发分 较高 ， 粉易 煤
中碳 的质量 分数高 、 带不满 负荷等 多种 问题 。经 过反 复试验 、 断总结和优化 ， 过掺配 方式 、 配 比例 的 不 通 掺
％ 校 核煤质 ４． ８６ ２
２． ６３ ４ ８５ ． ２
煤总量 的 ３ ． ％ ， ５ ４ 印尼 煤 占总 量 的 ２ ．％ ， 非 煤 ４３ 南 占总量 的 ５ ３ ， ．％ 哥伦 比亚 煤 占总量 的 ４ Ｏ ， 大 ．％ 澳 利亚煤 占总 量 的 ３ ９ ， 华 煤 占总量 的 ２ ３ ； ．％ 神 ．％ 采
表 ７ 高 、 热 值 印 尼 煤 结 焦 性 判 断对 比 低
电量 达 ５ Ｗ ・ 。 ０Ｇ ｈ
５０ ５ ＭＷ 以上负荷 结 焦严 重 ， 图 １所 示 ， 高 负 荷 如 较
时结焦 呈熔融 状 态 ， 难通 过蒸 汽吹灰 、 除焦剂 等 很 喷
（ ） 一 ｌ ， 西 进 入枯 水 期 ， 电 出力 持 续 ４ ９ ０月 广 水
下 降 ， 电 出力 升 高 ， 网下 达发 电计 划 日益 升 高 ， 火 电
表 １ 煤 质 分析
１ 锅 炉 设 备 概 况
某 电 厂锅 炉 为超 临 界 变压 螺 旋 管 圈直 流 锅 炉 ， 型号 为 Ｓ 一１ １／ ５ ４一Ｍ ６ ， 炉 膛 ， 角 切 圆 Ｇ ９ ３２ ． ９５单 四
燃烧 ， 次 中间 再 热 ， 衡 通 风 ， 天 布 置 ， 一 平 露 固态 排
用炉前 预混 掺配 方式 燃 用 印 尼 、 州混 煤 占总量 的 贵 １．％ ， ５ ９ 哥伦 比亚 、 贵州 混 煤 占总 量 的 ４ ０ ， 州 ．％ 贵
火力发电厂干除灰系统输灰性能优化策略
火力发电厂干除灰系统输灰性能优化策略摘要:火电厂干除灰系统是将锅炉燃烧过程中产生的飞灰进行收集并将其输送到灰库进行处理的系统，是火电厂生产重要组成部分。
受发电成本、煤炭质ffi、除灰工艺等方面的影响，干除灰系统运行不稳定，在工作中容易出现堵塞现象,影响火电厂机组的正常运行。
本文通过分析火电厂机组干除灰系统存在的问题，并根据火电厂干除灰系统输灰性能的要求，提出在原有干除灰系统的基础上，安装飞灰输送系统和PLC控制器，以期实现对飞灰系统的智能控制，提高飞灰系统运行的工作效率。
关键词:火电厂；干除灰系统；输灰性能火力发电是通过煤炭燃烧加热水生成水蒸气，产生的水蒸气推动汽轮机运行，直接将热能转化成为机械能，再通过汽轮机带动发电机旋转，机械能转变为电能。
随着社会经济的发展,对电能需求不断增长，国家大力建设电力工程。
与水利发电相比，火力发电厂具有装机能可按照要求设计、建设周期短、投资成本少等优点，因此火电厂快速发展，我国超过60%以上的电能由火力发电厂提供。
火电厂在发电过程中,产生大量粉尘，这些粉尘对设备、环境造成一定腐蚀，需要通过干除灰系统进行处理，降低生产中的粉尘。
原煤质量问题也増加了干除灰系统的处理难度，需要进一步优化火力发电厂干除灰系统输灰性能，减轻粉尘危害。
―、火力发电厂干除灰系统输灰方面存在的问题火电厂在生产过程中，输煤系统作业过程、锅炉运行、锅炉检修过程中产生的锅炉粉尘比较多，这些粉尘分散程度较高，控制稳定性能比较好，人体吸入过多粉尘容易产生尘肺痨，被国家列为法定职业病。
锅炉生产过程中产生大量的粉煤渣，这些粉煤渣中含有一定的细微颗粒，就是粉煤灰，这些粉煤灰直接排放到大气环境中，可能造成二次污染，给环境造成严重破坏。
干除灰系统可以将锅炉生成的粉尘和粉煤灰进行收集，提取里面的微!I元素加以综合利用。
受到居民电力需求的影响，居民对电能需求在不同阶段呈现不同特点，部分火电厂为降低发电成本，根据火电厂不同负荷阶段的运行情况,在燃煤中添加一定比例的劣质煤炭，导致锅炉运行时产生粉煤灰越来越多，灰尘质地比较粗糙，影响到干除灰系统的输灰性能。
630MW机组汽轮机DEH系统电超速硬回路保护系统改造
630MW 机组汽轮机 DEH 系统电超速硬回路保护系统改造摘要：介绍潮州发电公司2号机630MW机组高压抗燃油数字电液系统电超速硬回路保护系统升级改造后新系统的设计结构及保护方案的实现方式，消除了原电超速硬保护回路存在的安全隐患，提高了机组运行的安全性和可靠性。
关键词：630MW；数字电液控制系统；电超速硬回路；安全性；可靠性1引言潮州电厂2号机组为630MW超临界参数燃煤凝汽式发电机组。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝气式汽轮机，型号CLN600-24.2/566/566型。
锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超临界参数、变压运行直流锅炉，锅炉型号为HG-1950/25.40-YM4型，带启动循环泵、单炉膛、一次再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧、露天布置，固态排渣、全钢架构、全悬吊结构Ⅱ型布置。
发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造生产，型号为QFSN-600-2YHG型，机组热工控制系统采用北京日立控制系统有限公司生产的H-5000M控制系统，H-5000M分散控制系统包括：模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）、汽机及锅炉顺序控制系统（SCS）、数据采集系统（DAS）、电气侧顺序控制系统（ECS）、数字电液控制系统（DEH）、汽轮机保护系统（ETS）、小汽机电液控制系统（MEH）、公用电气控制系统等。
原2号机组高压抗燃油数字电液系统电超速硬回路保护采用HFV102A超速模板，型号老旧，投入运行使用至今已10余年，在近次检修进行传动时发现，DEH硬超速保护回路定值产生不同程度的漂移，个别电超速通道转速达到3280rpm左右时相关保护动作，不符合相关要求，影响机组稳定、安全运行。
且电超速板卡HFV102A型号老旧，备品备件已停产，一旦运行过程中发生老化损坏，对机组安全运行产生严重的威胁。
2 改造后DEH系统配置及DEH电超速保护配置潮州电厂2号机组DEH系统采用北京日立公司的H5000M控制系统，实现与DCS系统一体化。
集控运行规程
228.6mm/90
低温过热器
水平段横向排数
180
水平段纵向排数
30
水平段横向节距
114.3mm
水平段纵向节距
70/152mm
垂直段横向排数
90
垂直段纵向排数
6
垂直段横向节距
228.6mm
垂直段纵向节距
70mm
低过水平段1规格材质
φ51×7mm/15CrMoG
低过水平段2及低过垂直段规格材质
锅炉为超临界压力变压运行、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置燃煤直流锅炉。设计煤种为淮北矿业集团公司祁南矿烟煤。
过热汽温的调节以煤水比调整为主，喷水减温为辅助，过热器系统喷水取自省煤器出口管道。过热器系统设置两级喷水减温，一级喷水减温器装在低温过热器和屏式过热器之间的管道上，二级喷水减温器装在屏式过热器和高温过热器之间的管道上。再热器采用烟气挡板调节汽温，在低温再热器出口设置事故喷水，紧急事故情况下采用事故喷水调节，减温水取自给水泵中间抽头。锅炉变压运行，采用定－滑－定的方式。
安徽华电宿州发电有限公司企业标准
Q/1SD—104.001—2010
630MW机组集控运行规程
2010-10-01发布2010-10-01实施
安徽华电宿州发电有限公司发布
前言
本规程规定了一期工程#1、#2机组检修后的检查与校验；机组启动、停运；机组的运行调整、事故分析及故障处理等内容。全规程共分六章，其中第一章机组设备概况，第二章机组辅助设备启停，第三章机组启停，第四章机组运行维护，第五章机组联锁保护及试验，第六章机组事故处理。
本机组的热控自动化设备按“安全可靠，中等实用”的原则进行配置，采用OVATION型分散控制系统（DCS）为控制中心，辅以DEH、MEH、NCS等系统协调配合，构成了机组完整的控制系统。可以在集控室（辅以少量的就地操作）实现机组的启停、事故处理、全过程的运行监视操作。
灰斗下料监测技术在除灰系统中的开发及应用
灰斗下料监测技术在除灰系统中的开发及应用摘要：正压浓相气力输灰系统在燃煤火电厂普遍使用，气力除灰不畅严重影响电厂安全运行，其中尤其以灰斗落料不畅为严重，通过数据统计，灰斗落料不畅导致电除尘系统及布袋除尘系统设备故障占除尘器自身的故障15%，文章针对灰斗落料不畅导致电除尘系统出口尘超标问题，进行研究分析，提出相应解决对策，对如何有效避免因灰斗落料不畅导致电除尘高压柜跳闸提出了建议。
关键词：落料不畅；落灰管卡塞；堵塞原因；温度元件；无源核子料位计；中图分类号：文献标识码：文章编号：Development and application of ash hopper discharge monitoring technology in ash removal systemWangLiBing, Assistant Engineer(Inner MongliaDatang International Tuoketuo Power GenerationCo.Ltd.,Tuoketuo010206)Abstract: Positive pressure dense phase pneumatic ash conveying system is widely used in coal-fired thermal power plants, and the poor pneumatic ash removal seriously affects the safe operation of power plants. The failure of electric dust removal system and bag dust removal system is 15% of the fault of dust collector.Key words: The blanking is not smooth; Ash pipe plug; Cause of blockage; Temperature element; Passive nuclear level meter;0现状介绍目前燃煤火电厂除尘方式多采用，电除尘系统或者布袋除尘系统将锅炉燃烧后烟气中产生的粉尘收集集中处理，两种除尘系统都采用气力输灰装置，气力输灰系统主要由仓泵、灰斗、输灰管道、灰库等设备组成。
国能浙江宁海发电有限公司630MW机组励磁系统灭磁开关改造
国能浙江宁海发电有限公司 630MW机组励磁系统灭磁开关改造摘要：本文主要介绍了宁海电厂630MW机组GE灭磁开关分合闸回路存在的缺陷和安全隐患，并提出的改造的方法，并对改造后的回路原理、优点和实际应用进行了介绍。
关键词：灭磁开关改造实际应用前言发电机停机备用、检修和故障时，我们都需要快速安全的减小励磁，使发电机的磁通降低到接近于零的过程称为灭磁过程。
最简单的灭磁方式是断开转子绕组。
但是由于回路电感很大，在转子绕组两端产生相当大的过电压，会使绝缘击穿。
因此，灭磁时必须使转子绕组接至放电电阻或反电势上，执行这种操作的电器称为自动灭磁开关。
灭磁是发电机内部短路时限制故障扩大的唯一办法。
同步发电机安全可靠的灭磁，不仅关系到励磁系统本身安全，而且直接关系到整个电力系统安全运行的大问题。
本文主要分析宁海电厂630MW机组GE灭磁开关原分合闸回路存在的缺陷和安全隐患，并重点阐述了改造后分合闸回路的原理、可靠性和实际应用情况。
1．改造前灭磁开关分合闸回路介绍1.1改造前灭磁开关操作回路描述如下1）远方合闸回路：DCS指令经南瑞PCS-9435装置，由PCS-9435装置发合闸指令后直接合闸。
合闸回路线圈电源为直流110V。
2）远方分闸回路：DCS指令经南瑞PCS-9435装置，由PCS-9435装置发分闸指令后直接分闸。
分闸回路线圈电源为直流110V。
3）保护分闸回路1：第一套发变组保护装置发分闸指令经南瑞PCS-9435装置驱动ZZJ1继电器直接去驱动灭磁开关分闸线圈1,分闸灭磁开关。
分闸回路线圈1为直流110V驱动。
4）保护分闸回路2：第二套发变组保护装置发分闸指令经南瑞PCS-9435装置驱动ZZJ11继电器直接去驱动灭磁开关分闸线圈2,分闸灭磁开关。
分闸回路线圈2电源为直流24V。
原灭磁开关分合闸回路如图1和图2所示。
图1：改造前灭磁开关合闸回路及分闸回路124V图2：改造前灭磁开关分闸回路22．改造后灭磁开关分合闸回路介绍1.1改造后灭磁开关操作回路描述如下1）远方合闸回路：DCS合闸指令经南瑞PCS-9435装置驱动SJ1合闸延时继电器（保持0.3S）和ZJ1合闸保持继电器去合灭磁开关。
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630MW火力发电机组省煤器输灰系统改造探索
省煤器输灰系统是锅炉的重要组成部分，如果不能正常运行，将造成空预器磨损与堵塞，影响换热元件的换热效果。
大唐三门峡发电有限责任公司2×630MW 机组#3、4炉省煤器使用压缩空气浓相输送形式，由落料圆顶阀、仓泵、输送管路、补气阀等组成。
从省煤器灰斗下方，收集飞灰中的大颗粒，在输灰程控系统的控制下，各仓泵一起落灰后，统一输送至省煤器小灰库。
由于目前系统运行可靠性差，输灰管线的多处补气点浓度稳定器与逆止阀胶管老化、脱开，止回阀芯积灰、漏灰造成严重环境污染，使省煤器輸灰系统无法正常运行，必须进行改造。
标签：省煤器；干除灰；改造；优化；探索
引言
新型栓塞式输送系统的工作原理：根据输灰管管径、输送介质、输送距离及输灰管现场弯头布置等不同，设计每隔一定距离加装气力输送器，仓泵进气采用底部静压进气，仓泵进气口采用减压阀，输送时仓泵内保持一定的低于气源压力的恒压，压力的高低设计取决于总气源压力和要求的输送量，压力高则出灰速度快，输送效率就高。
栓塞式输送最大的优点就是运行稳定、用气量少、管道磨损低、输送效率高。
1 系统概述
新型栓塞式输送系统类似柱塞式输送系统，实现了点进气，哪里堵管哪里进气，且堵管消除后自动停止进气，进气时堵管压力根据实际输送距离和输送介质现场调节。
栓塞输送设备规范
优点：
（1）保证系统长期稳定运行，绝无堵管现象。
（2）系统用气量大大小于常规输送，包括紊流双套管系统。
（3）系统输送浓度高，为满管输送，输送流速低，管道及弯头磨损极小。
（4）系统对物料适应性广，可以对大比重，大颗粒的物料进行输送。
（5）系统无需吹扫过程，大大提高了系统的输灰效率。
（6）系统关出料阀的压力可设置为0.08-0.12Mpa，节省气源。
栓塞输送的节能特点均源自栓塞输送不会产生堵管的前提，基于栓塞输送的特点实现的管道不间断工作，仓泵满泵工作，可以实现最大输送效率。
（1）成栓前：成栓前管道内的灰近似满管，管道输送状态近似堵塞或完全堵塞（可通过调节成栓设备的开启压力进行调节），管道压力增加，本系统设计为0.20-0.25Mpa开启。
（2）栓塞的形成：当输送管道内的压力达到成栓设备的开启压力时，成栓设备开始工作，把管道内的灰进行成栓，分成若干个成栓单元。
此时每个成栓阀门的作用就是把本单元的灰向灰库方向推进。
（3）栓塞的退化：随着成栓设备的进气和栓柱在管道中的运动，栓塞会逐渐退化，同时管道内的压力也会随之下降。
当压力下降到一定值时（本系统设计为0.21Mpa），气力输送器会自动关闭，管道内的灰自由流动。
当管道内的灰在失去成栓设备的作用后，又会恢复到堵管或近似堵管的状态，又达到成栓前的条件。
（4）成栓前——栓塞形成——栓塞退化——成栓前，循环进行。
2 运行中存在的问题及原因分析
大唐三门峡发电有限责任公司2×630MW机组#3、4炉省煤器输灰系统于2008年建成投产，由北京克莱德贝尔格曼物料输送有限公司设计、生产、安装。
#3、4炉省煤器灰斗分别设置1套除灰系统，设计出力为5.0t/h，灰温400℃，省煤器至灰库水平距离：#3炉约270m，#4炉约350m。
一期干灰库卸灰系统包括1台汽车散装机、1台双轴加湿搅拌机和库顶安装1台布袋除尘器。
（1）#3、4炉省煤器除灰输送系统运行可靠性差。
由于省煤器灰斗的沉降灰较粗，除灰系统投运后，经常发生输灰管道堵塞，输灰困难，管道振动严重，引起#3电除尘南侧及东侧多处支架变形、管卡脱开、管道移位。
（2）输灰管线的多处补气点浓度稳定器与逆止阀胶管老化、脱开，止回阀芯积灰，漏灰造成严重污染。
（3）#3、4省煤器仓泵发生不同程度的泵体倾斜，主要原因是灰斗落料管膨胀节的补偿量设计不足。
省煤器灰斗热态时会产生较大的热位移，径向、轴向可达150mm和280mm，因此下料管上的伸缩节，目前采用普通形式的膨胀节，不能有效补充省煤器灰斗的膨胀量。
其中部分落灰管道金属膨胀节已经变形和磨穿，失去补偿作用，影响省煤器输灰系统正常输灰。
（4）输灰压缩空气用量大，飞灰流速高造成管道磨损，管壁由8mm磨损至2-3mm，耐磨弯头已大部分损坏。
3 具体实施措施及方案
（1）原省煤器输灰压缩空气进气总管废除，φ57*3.5更换为φ108*4.5管道，并在省煤器输灰压缩空气罐出口母管处各设置DN100手动门，分别为：#3、4炉省煤器输灰压缩空气罐至#3炉省煤器输灰压缩空气总门，#3、4炉省煤器输灰压缩空气罐至#4炉省煤器输灰压缩空气总门。
（2）原省煤器输灰系统压缩空气补气管道φ45*2.5更换为φ89*4.5管道，输灰系统的原进气、补气系统升级改造为栓塞阀输送系统，原主进气阀及补气进气阀利旧，原主进气阀后节流孔板拆除，原补气阀全部更换为新栓塞气动补气器，并在小灰库处补气压缩空气管道尾部设置排污门DN40。
（3）更换小灰库处部分输灰管道及耐磨弯头（各50米，弯头3个），并修复输灰管线沿途管排架支架。
（4）省煤器输灰出料阀后安装一台压力变送器，压力信号传送至控制室，监测输灰管道压力。
4 结束语
大唐三门峡发电有限责任公司2×630MW机组#3、4炉省煤器输灰系统自从2016年初改造使用邹平创星环保设备有限公司的第三代新型栓塞式输送系统以后，不仅最大程度上节省了不必要的压缩空气消耗，节气效果比普通单管输送或双套管输送方式越明显，而且运行稳定，输送效率高，维护方便。
尤其是最大程度上解决了输送效率低，堵管，磨损，用气量大及阀门的磨损等一系列的难题。
减少了环境污染，确保了机组安全稳定运行。
参考文献
[1]邹平创星环保设备有限公司.新型栓塞式输送系统安装、调试、维护使用说明书[Z].
[2]大唐三门峡发电有限责任公司.2×630MW除灰系统运行规程[Z].
[3]北京克莱德贝尔格曼物料输送有限公司.双套管气力输灰系统安装、调试、维护使用说明书[Z].。