锅_炉_运_行_规_程(修).docVIP

1 65t/h 循环流化床锅炉运行规程循环流化床锅炉运行规程 松藻煤电有限责任公司发电厂 二零零九年六月二零零九年六月 2 前前 言言 本规程根据各设备制造厂家产品使用、维护说明书及现场使用有关规定和 国家电力公司的有关标准，结合我厂 1#、3#、4#锅炉运行实践编写而成。 本规程自颁布之日起执行。 如果大家在学习和执行的过程中有补充改进建议，请反馈给生产部，使本 规程得到不断的完善。 总工程师：总工程师： 生产厂长：生产厂长： 生生 技技 科：科： 初初 审：审： 编编 写：写： 毛毛 勇勇 2009 年 6 月 16 日 3 目录目录 第一篇第一篇 设备的简要特性设备的简要特性4-12 第二篇 锅炉机组的启动锅炉机组的启动12-28 第一章第一章 锅炉机组启动或检修后的检查与试验锅炉机组启动或检修后的检查与试验.12-22 第二章第二章 锅炉机组的启动锅炉机组的启动22-28 第三篇第三篇 运行中的监视和调整运行中的监视和调整.28-36 第四篇第四篇 锅炉机组的停止锅炉机组的停止.36-40 第五篇第五篇 锅炉机组的典型事故处理锅炉机组的典型事故处理40-69 4 第一篇第一篇设备的简要特性设备的简要特性 一号锅炉：一号锅炉： 一、 设备的概况： 本厂 1#锅炉（UG-65/3.82-M37）系无锡华光锅炉股份有限公司生产 的中温、中压循环流化床锅炉。锅炉本体由燃烧设备、给煤装置、床下点火装 置、分离和返料装置、水冷系统、过热器、省煤器、空气预热器、钢架、平台 扶梯、炉墙等组成。辅机设备主要有一次风机、二次风机、引风机、增压风机、 排渣装置、吹灰装置、热工仪表等组成。 二、 主要参数： 1、锅炉额蒸发量：65T/h 2、蒸汽压力：A、汽包工作压力：4.14MPA B、过热器出口压力：3.82 MPA。 3、给水温度：130 4、冷水温度：大于或等于 50 5、热水温度：148 6、排烟温度：150 7、锅炉热效率：80-89% 8、过热蒸汽温度：450 三、 引、送风机；返料风机技术参数 名称 型号 主要技术参数 一次送风机 6-20 19.5D 全压:15000 Pa 流量:59640m3/h 转速:1480r/min 功率:400KW 5 二次送风机 6-20 14.8D 全压:7600 Pa 流量:49700m3/h 转速:1480 r/min 功率:185KW 引风机 Y5-48 22D 全压:6000 Pa 流量:180000m3/h 转速:980 r/min 功率:500KW 增压风机 B171-9.5D 全压:13000 Pa 流量:1000m3/h 转速:2900 r/min 功率:18.5KW 四、 锅炉各部分结构简述 1、燃烧装置 布风板采用水冷布风板结构，有效截面积为 7.7 立方米，共布置 266 个钟 罩型风帽。风帽间的风帽上填有保温混凝土和耐磨混凝土。布风板上接有两只 219 的放渣管，并配置两台冷渣机。 空气分为一次风及二次风，一次风从炉膛水冷风室两侧进入，经布风板风 帽小孔进入燃烧室；二次风在布风板上分两层进入。 2、 给煤装置 采用三台螺旋式给煤机，其送煤风采用一次冷风，播煤风采用一次热风， 均采用手动调节门进行调节。 3、 点火装置 点火装置采用两台热烟气发生器，热烟气发生器上接有点火风和混合风， 点火风和混合风控制均采用电动门进行控制，点火方式采用高能点火器进行床 下点火。 4、 分离器及返料装置 分离器采用高温绝热型旋风分离器，旋风分离器锥体部分和回料立管均 采用高强度耐磨浇注料，分离器筒体部分采用耐磨砖。返料装置内布置有布风 板及流化风帽，设有放灰管和风室放灰管。 5、 空气预热器 空预器属卧式，即空气走管内，烟气走管外，共三级。一次风经过下两 6 级空预器，二次风经过上级空预器。 6、 吹灰装置 锅炉尾部布置有 JSR 型燃气吹灰系统，其吹灰原理为：可燃气体（本厂 使用乙炔）与空气混合，混合气体充满火焰导管及冲击波发生器后，由高能点 火器点燃，火焰沿火焰导管传播到冲击波发生器并点燃冲击波发生器内的混合 气体，由于冲击波发生器内部特殊的结构设计，使得混合气体在冲击波发生器 内快速燃烧，火焰的燃烧速度可达到近千米每秒，火焰阵面具有非常高的动能。 通过此动能将对灰粒子产生冲击的加速扰动，使之与粘接表面分离，从而脱落。 通过控制可燃气体和空气的配比、充气时间以及发射管的形状，可以生成不同 形式和不同强度的冲击波，可完成不同的吹灰。本台锅炉在过热器、省煤器、 空预器均布置有吹灰装置，共 24 点。 7、 锅炉的控制 本台锅炉采用的是比利时公司生产的 DCS 控制系统。监视锅炉大部分参 数，例如床温、压力、气温等，与其它锅炉不同的是本控制系统还可监视锅炉 的料层差。锅炉的给水和气温可采用自动控制，燃烧一般不参加自动控制。 8、 放渣装置 放渣采用连续放渣方式，及采用冷渣器对锅炉连续放渣，其排渣的控制 均进入 DCS 控制系统。 9、 锅筒及内部装置 锅筒内径 1400mm，壁厚 40 mm，材质 20g，锅筒内部装置由旋风分离装 置、顶部百叶窗、加药管、排污管、再循环管、紧急放水管等组成。锅筒中心 线以下 50 mm 是正常水位，距离正常水位上下 75 mm 为越限报警线，距离正常 水位上下 120 mm 为限植报警线。 10、水冷系统 炉膛水冷壁采用全悬挂吊膜式壁结构，炉室分左、右、前、后四个回路。 膜式壁管径为 60*5，前后墙水冷壁在水冷风室区域为 51*5，节距为 100 mm。 7 11、过热器系统 过热器系统布置在尾部烟道中，分高温段和低温段。烟气先经高温段后 经低温段。管径均为 32*4， 12、省煤器系统 在尾部烟道过热器后面布置了上下两组省煤器，均采用膜式省煤器结构， 管径为 32*4。 13、锅炉本体水、汽流程 给水-省煤器进口集箱-省煤器管-省煤器出口集箱-锅筒-下 降管-水冷壁集箱-水冷壁-水冷壁上集箱-锅筒-吊挂管入口集箱- -吊挂管-低温过热器入口集箱-低温过热器-面式减温器-高温过热器- -高温过热器出口集箱-汇气集箱。 14、锅炉所配安全附件 在锅筒上设有两只就地水位计。另配电接点水位机一只。在锅筒上设置两只弹 簧式安全阀，在过热器出口集箱上设置一只弹簧式安全阀，在锅筒、过热器出 口集箱各处设置有压力表。 三号锅炉三号锅炉 一、设备的概况： 锅炉型号：YG-75/3.82-M9 制造厂家：济南锅炉厂 制造年月：2008 年 5 月 二、主要参数： 1、锅炉额蒸发量：75T/h 2、蒸汽压力： A、汽包工作压力：4.14MPa B、过热器出口压力：3.82 MPa。 3、给水温度：130 8 4、冷水温度：大于或等于 50 5、热水温度：148 6、排烟温度：150 7、锅炉热效率：80-89%。 8、过热蒸汽温度：450 三、 引、送风机；返料风机技术参数 名称型号主要技术参数 一次送风机 9-26 15.6D 全压:15000Pa 流量:65000-70000m3/h 转速:1480r/min 功率:450KW 二次送风机 6-20 12.8D 全压:8500Pa 流量:55000-60000m3/h 转速:1480r/min 功率:220KW 引风机 Y5-48 22D 全压:6000Pa 流量:180000m3/h 转速:980r/min 功率:500KW 增压风机 8-09 7.8D 全压:13000Pa 流量:1500m3/h 转速:2900r/min 功率:15KW 四、锅炉各部分结构简述 1、锅筒 锅筒内径 1500mm，壁厚 46 mm，材质 20g，筒体全长 10204 mm。锅筒内 部装有 28 个 290 的旋风分离器做为汽水初分离，在锅筒顶部布置有波形板 分离箱做为细分离，并在波形板分离器下装有 6 根水管把分离箱中带进的水分 再送回锅筒的水容积之中，以保证蒸汽品质。 锅筒内正常水位在锅筒中心线下 100 mm 处，最高、最低安全水位距正常 水位各为 75 mm。锅筒装有两只就地水位计，此外还装有一只电接点水位计。 2、水冷系统 炉膛、炉顶均由膜式水冷壁组成，炉膛横截面为 3170*6340 mm，炉顶标 9 高为 29920 mm，膜式水冷壁由 60*5 和 6*45 扁钢焊制而成。炉膛部分分成左、 右、前、后四个水循环回路，引汽管由 133*6 及 108*4.5 钢管组成，下降 管由 108*4.5 钢管组成。 3、过热器 本锅炉过热器分高、低两级。高过布置在旋风分离器之后的水平烟道，低 过布置在尾部竖井烟道。饱和蒸汽有锅筒上 8 根 108*4.5 的饱和蒸汽连接管 引进炉顶包覆集箱，然后沿 33 根 42*3.5 的管子引入低温过热器加热进入减 温器，蒸汽在减温器经过温度调整后沿着 8 跟 108*4.5 的管子进入高温段过 热器，最后进入过热器出口集箱，经过主汽阀送往汽轮机。 4、省煤器 省煤器系螺旋鳍片管式省煤器，二级布置，均为 32*3 的 20 号锅炉无缝 管弯制的蛇形管组成。 5、空气预热器 空气预热器为两级布置管式空气预热器，上面一级为二次风空气预热器， 下级为一次风空气预热器，空气分别有一次风机和二次风机送入。一、二次风 空气预热器均用 50*2 的钢管制成。 6、燃烧系统 燃烧系统由炉膛、旋风分离器和返料器所组成。炉膛下部是密相料层，最 低部是水冷步风板，步风板截面均匀布置了风帽。 本炉为床下动态点火，在风室后侧布置两台点火器，点火油为 0#轻柴油， 油压为 0.5MPA，点火由枪采用机械雾化。单支油枪出力 200-400KG/H。 放渣采用连续放渣方式，及采用冷渣器对锅炉连续放渣，其排渣的控制均 进入 DCS 控制系统。 7、锅炉本体水、汽流程图 给水-省煤器进口集箱-省煤器管-省煤器出口集箱-锅筒 -下降管-水冷壁集箱-水冷壁-水冷壁上集箱-锅筒-吊挂管入口 集箱-吊挂管-低温过热器入口集箱 10 -低温过热器-面式减温器-高温过热器-高温过热器出口集箱-汇气 集箱。 8、锅炉所配安全附件 在锅筒上设有两只就地水位计。另配电接点水位机一只。在锅筒上设置两 只弹簧式安全阀，在过热器出口集箱上设置一只弹簧式安全阀，在锅筒、过热 器出口集箱各处设置有压力表。 四、锅炉：四、锅炉： 一、 设备的概况： 1、锅炉型号：CG-65/3.82-MXD8 2、制造厂家：四川锅炉厂 3、制造年月：1997 年 6 月 二、主要参数： 1、锅炉额蒸发量：65T/h 2、蒸汽压力： A、汽包工作压力：4.14MPa B、过热器出口压力：3.82 MPa 3、给水温度：130 4、冷水温度：大于或等于 50 5、 热水温度：148 6、排烟温度：150 7、锅炉热效率：70-79%。 8、过热蒸汽温度：450 三、引、送风机主要技术参数 名称型号主要技术参数 一、二次 送风机 AGX35-1NO15.5D 流量：47303m3/h 全压：14191pa 转速：1480r/min 配用功率：280KW 11 引风机 AYX75-1NO19.5D 流量：129093m3/h 全压：4936pa 转速：960r/min 配用功率：400KW 四、锅炉各部分结构简述 1、锅筒 锅筒为 1500*40，用 20g 钢板制成，悬吊在顶板大梁上。锅筒内设有 22 个 290 的旋风分离器以及锅筒顶部设有多孔板和百叶窗分离器等一、二次 汽水分离装置。以保证蒸汽品质，并设有连续排污管和加药管，用四根 273*7 管子作为集中下降管，分配给水管和汽水引出管均为 108*5。锅筒 正常水位在锅筒中心线以下 100 mm，允许水位波动+75 mm。锅筒还设有一根再 循环管，接至给水混合集箱，供升火启动用。 2、水冷系统 本炉采用膜式水冷壁，均用 51*5，节距为 100 mm，分离器入口段采用 51*7 的厚壁管。 3、炉膛 该炉膛采用全膜式水冷壁结构。沸腾床布风板上采用“7”字型单孔风帽。 床内布置适量埋管受热面，埋管采用 57*10 的 20g 锅炉钢管制成，顺列布置， 横向节距 200 mm，共 27 排，纵向 5 排，其节距 100mm。 4、过热器 从锅炉引出四根 108*5 的管子至布置在水平烟道中的低温过热器，管 子为 38*3.5 锅炉钢管，高温过热器布置在炉室上部，以提高低负荷能力， 采用 42*3.5，12Cr1MOv 管子，高温段和低温段过热器间设有自制冷凝器、 喷水减温器。 5、省煤器 在尾部竖井烟道中设有两级水平省煤器，均采用 32*3 锅炉管，省煤器 见留有 100 mm 间隙。 12 6、空预器 在省煤器后布置了一级热管空气预热器，该空气预热器加热风用。出口 空气温度为 145 度。 7、燃烧设备 本炉燃烧设备主要有燃烧床布风装置，给煤装置，飞灰循环系统，二次 风装置，热烟气发生器等组成。 在炉前 7 米操作台上布置四台螺旋给煤机。把煤炭送入过度区，并用播 煤风将其播散吹入炉膛。本炉采用床下两个热烟气发生器点火，点火用轻柴油， 油枪工作油压 1.96MPA，喷油量 400KG/H（单个） 。 本炉在炉膛出口及尾部竖井烟道之间左右布置了两个内筒直径 2500 mm 的旋风分离器，分离下来的飞灰经过 J 型回料阀进入炉膛。 放渣采用连续放渣方式，及采用冷渣器对锅炉连续放渣，其排渣的控制 均进入 DCS 控制系统。 8、锅炉本体水、汽流程图 给水-省煤器进口集箱-省煤器管-省煤器出口集箱-锅筒 -下降管-水冷壁集箱-水冷壁-水冷壁上集箱-锅筒-低温过热器 入口集箱-低温过热器-面式减温器-高温过热器-高温过热器出口集箱 -汇气集箱。 9、锅炉所配安全附件 在锅筒上设有两只就地水位计。另配电接点水位机一只。在锅筒上设置 两只弹簧式安全阀，在过热器出口集箱上设置两只弹簧式安全阀，在锅筒、过 热器出口集箱各处设置有压力表。 第二篇第二篇 锅炉机组的启动锅炉机组的启动 13 第一章第一章 锅炉机组启动或检修后的检查与试验锅炉机组启动或检修后的检查与试验 第一节 禁止锅炉启动的条件 1、锅炉启动的系统和设备检修工作未结束，工作票未销，或检修工作虽结束，但经验 收不合格 2、大修后的锅炉冷态试验、水压试验不合格。 3、在 DCS 系统操作员站锅炉总貌，检查锅炉过热蒸汽压力值、温度值、炉膛压力值、 烟温值、壁温值、汽包水位值、床温值、床压值、床层差压值、炉膛差压值、返料器料温度 值、点火风道温度值及流化风量、风压等参数记缺少或不正常。 4、锅炉对空排汽阀、事故放水阀、油系统阀门不正常，主要执行机构经实验动作不正 常 5、锅炉 DCS 控制系统不能投入正常运行，两路网络连接有红线，服务器指示灯显红色 或黄色时。 6、大修后的锅炉启动前冷态动力场试验、炉膛布风板阻力试验、U 型阀返料器风帽阻 力试验以及不同工况下的流态化试验不合格。 7、主要保护连锁试验不合格或不能投入。 第二节 启动前的检查及试验 一、锅炉本体的检查 1、燃烧室、旋风分离器、返料器、烟风道内无人工作，无工具及其它杂物，风帽无损 坏小孔无堵塞，流化床风室、点火燃烧器内浇筑料完整、无杂物，各受热面无积灰，排渣门 开关灵活并能关闭严密，渣管畅通无阻塞，给煤机及二次风喷嘴无结焦、堵塞。 2、看火门、人孔门完整无缺，检查后各门严密关闭，各种测量和控制仪表附件完整， 指示为零，并处在工作状态测温热电偶安装就位,校正准确。 14 3、水冷壁、过热器、省煤器等承压部件经试压合格。 4、各部平台、楼梯、栏杆完好牢固，通道无障碍物和积灰，检修用的脚手架已拆除， 各部照明充足。 5、各部控制门、风门、挡板开关灵活，DCS 系统界面指示位置必须回到零位，给定值 与反馈值要一致。 6、各部膨胀指示器安装齐全，指针调整零位。 7、能正常登录 DCS 系统的操作员站，各种参数值与实际相符。 8、所有检修工作票注销。 9、安全门正常投入，检查排汽管连接牢固。 二、汽水系统的检查 1、给水系统：给水调节门、给水旁路调节门、辅助给水调节门及放水门关闭。 2、减温器手动门开启，电动调节门关闭。 3、集汽箱出口，主汽门经开关试验开启，旁路门关闭，母管丁字门门关闭。 4、疏水系统：主汽门前所有疏水及主汽门后的疏水门开启。 5、放水系统：各联箱的排污门关闭、连续排污二次门、事故放水手动门关闭，定 期排污总门、连续排污一次门开启，反冲洗门关闭。 6、给水、蒸汽及炉水取样门、汽包加药门开启。 7、汽包水位计的汽门、水门开启、放水门关闭。 8、所有空气门开启，过热器联箱上的对空排汽手动门及电动门开启，母管对空排 汽手动门及电动门开启。 9、汽包及集汽箱压力表一次门开启，所有流量表的一次门开启。 15 10、省煤器再循环门上水时关闭，停止上水时开启。 11、检查除尘器处于良好备用状态。 三、给煤设备的检查 1、给煤机插板开关灵活，能严密关闭。 2、给煤机内无杂物，空转运行正常，无异音，处于备用状态（分别空载运行 152 0 分钟），在 DCS 系统操作员界面能够正常升频调节，同时，观察变频器窗口上电流是否 正常。 3、煤仓内有足够的存煤量，煤炭是否疏松。 四、冷渣器的检查及注意事项 1、检查冷渣器冷却水进口水压是否在规定值（0.20.8Mpa），水温是否正常。 2、在 DCS 系统启动冷渣器变频器，缓慢升频待机器运转平稳后，缓缓打开除渣阀。 3、按运行需要调整筒体的转速，达到要求的排渣量 ，同时调整冷却水量，以保证排 渣温度。 4、检查转动设备的润滑是否正常。 注意事项： 1、若遇有冷渣器事故时可通过紧急排渣，而不影响锅炉正常运行。 2、运行时一定要先通水，然后再转机，最后打开渣门，停机时则步骤相反，同时应 确认旋转方向。 3、停机时应先关闭排渣门，然后使设备至少再运行 30 分钟或无渣排出，方可停机。 1 小时后方可关闭水门，也可常开。 4、长期停用可通过排水门将筒体内的存水排掉。 16 5、冷渣器出水水温超过 92时，保护动作停机。 五、启动点火器的检查 1、检查油点火器的窥视孔和火焰检测器必须清洁。 2、检查点火器油枪的雾化喷嘴雾化正常。 3、检查油泵及各管路阀门正常。 六、主要辅机的检查 1、引风机、返料风机、一次风机、二次风机、入口挡板完整无缺，调整自如，开关 指示与实际相符。 2、风机轴承冷却水畅通、充足。 3、保护罩完整、牢固，各对轮联结完好，地脚螺栓牢固，平台上无杂物。 4、液力偶合器经检修重新注油，第一次启动前其油面应达到最高油位，否则其油位应 在最高与最低油位线之间，冷却水畅通，各部位不得有渗漏。 5、轴承座内的润滑油清洁，油位指示在规定位置，清晰可见。 6、电动机周围清洁，地角螺栓牢固，接地线接触良好，停止运行三天以上或检修后的 电动机经电气测绝缘合格后方可启动。 七、转动机械的试验 1、各转动机械检修完毕后，请示值长要求送电。 2、带液力偶合器的风机，当新安装或经检修后第一次启动前，应检查电机、偶合器、 风机的转向是否相同，只有相同才能试机。 3、检查液力偶合器的电热动执行器的调节灵活性及准确性。启动时和停机前导管须调 到开度 K=0%位置上，以确保电机空载启动。 17 4、电动机启动电流在规定时间内恢复正常，否则应将其停止，待缺陷消除后重新启 动。 5、加油时打开偶合器箱盖上的注油器帽，把油注入，使油位达到规定的“最高油位” ，然后开启设备，将液力偶合器导管调到最低转速位置，进行短时间运转，供油泵使油通过 管路和冷却器进行循环，停机后加油，使油面达到“最高油位”处，但必须注意不能注油过多 。油的牌号为 6#液力传动油或 20#汽轮机油，不允许使用混油，加油用容器必须保持清洁 。 6、启动风机的顺序是：引风机、返料风机、一次风机、二次风机、此时可检查风 门的严密性，试运时注意转动方向是否正常，有无磨擦和振动及轴承发热现象。 7、试运时间新安装和大修后为 68 小时，轴承温度不超过 80，风机轴承振动： 引风机不超过 0.13mm，一、二次风机不超过 0.10mm，返料风机不超过 0.06mm，串轴不 超过 24mm。 八、操作室及 DCS 检查 1、操作室照明充足，光线柔和。 2、DCS 系统界面显示所有信号值正确、手操器无故障信号指示（黄色）。 3、检查 DCS 系统的系统状态图的线路都是正常（绿色），如果不正常是红线，发 现异常通知值长。 4、确定报警器、光字牌完好正常，响声宏亮。 5、每个电动门、调节门执行机构都要在 DCS 里认真检查一次，如发现异常及时汇 报值长。 6、1#、3#炉引风机都安装了高压变频器，检查其界面有无故障信号，可以按复位 按钮消除，如果不能通知值长。（具体操作方法见附一：高压变频器的操作规程） 九、联锁试验 1、投入总联锁开关。 18 2、启动引风机、一次风机、二次风机、给煤机。 3、用事故按钮依次停止给煤机、二次风机、一次风机及引风机以检查事故按钮的 灵活性。 4、用事故按钮停止引风机，此时一次风机、二次风机、给煤应相继跳闸。 5、若试验动作不正常，通知电气、热工人员处理。 6、全部试验合格后，投入联锁开关，请示值长，做好设备的启动准备。 7、联系热工及电气将仪表及电动阀门电源送电。并试验其灵活性。 第二节 水压试验 新安装的锅炉或承压部件经过检修，应进行水压试验（压力为正常的工作压力），以检 查受热面、汽水管道及其阀门的严密性；特殊情况下须做超水压试验。 一、水压试验范围： 1 、汽包及附件、人孔门、管座等。 2 、水系统：下降管、导水管、布风板水冷管、水冷壁及其进出口联箱、导汽管、翼形 水冷壁、省煤器及其进出口联箱、水冷套及其进出口联箱、给水管、再循环管等。 3 、过热器系统：饱和汽引出管、顶棚包覆管过热器、吊管、低温过热器、高温过热器 ，各级过热器进出口联箱、各级过热器连通管道、减温及主汽门前过热蒸汽管道。 4 、锅炉范围内管道：一、二级减温水管、事故放水管、定连排管、疏放水管、安全门 、水位计（只参加常压试验，不参加超压试验）、压力表盘管,压力表，温度取样等一次门 前的管道及阀门。 二、水压试验前的准备工作 1 、在锅炉承压部件检修完毕，汽包、联箱的孔门封闭严密，汽水管道及其阀门附件连 接完整，堵板拆除后进行。 19 2 、司炉在上水前，应详细检查锅炉承压部件的所有热机检修工作票已经终结或注销。 检修工作负责人及工作许可人共同确认与试验设备有关处无人工作。 3、锅炉值班员应该做以下工作： 4、通知检修人员将所有安全门锁定（做超水压试验）（即解列所有安全门）。 5、检查关闭锅炉所有疏、放水门、排污门，取样一次门、主蒸汽电动门、旁路门。 6、开启本体空气门，汽包就地水位计投入（超压试验时应解列）。 7、通知化学备足试验用除盐水，并关闭各化学取样二次门。 8、检查完毕，准备工作结束，汇报值长，开始锅炉上水。 9、锅炉水压试验上水的水质、温度、时间要求： （1）上水必须是合格的除盐水。 （2）上水温度一般控制在 2070之间，上水温度与汽包温度的差值不大于 40。 （3）、上水速度应绶慢、上水时间夏季不少于 1.5 小时，冬季不少于 2 小时，若水温 与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。 （4）、上水前后，应分别检查和记录机组各部膨胀指示器数值。 （5）、在上水过程中应经常检查汽包、联箱的焊口，各部阀门、堵头等是否有泄漏现 象，上水至水位-100mm，停止上水，观察汽包水位应不变，若水位有明显变化应查明原因 ，予以消除。 二、工作压力水压试验操作 1、当锅炉上水到过热器空气门来水后，关闭空气门。 2、上满水后报告值长，联系汽机做好防止汽轮机进水的措施。 3、锅炉升压用给水总门控制压力，缓慢升压，升压速度每分钟不超过 0.3Mpa。 20 4、当压力升至工作压力时（3.82Mpa）应立即停止升压，维持压力稳定，通知有关 人员进行全面检查，当全面检查及试验完毕后方可降压，降压应缓慢，降压速度每分钟不超 过 0.10.2Mpa。 5、停止升压 5 分钟后压力下降不超过 0.10.3 Mpa，承压部件无漏水及湿润现 象，无残余变形即为合格。 三、超水压试验操作 锅炉除定期检验外，有下列情况之一时，应进行超水压试验。 1、新装、迁装的锅炉。 2、超水压试验压力为汽包工作压力（4.2Mpa）的 1.25 倍即 5.2MPa。 3、超水压试验时应解除水位计和安全门。 4、在工作压力之前的升压过程同正常工作压力水压试验方法步骤相同。 5、从工作压力上升至超压试验的压力时，压力的上升速度每分钟不超过 0.1 Mpa 为限，当压力达到汽包压力的 1.25 倍时，立即停止升压，保持 5 分钟后降到工作压力，再 进行检查，检查期间压力保持不变。 6、经检查受压之元件金属壁和焊缝无水珠和水雾的漏泄痕迹，经宏观检查，受压 部件无明显的残余变形即为合格。 四、水压试验注意事项 1、整个水压试验（超压试验）应设专人监视和控制压力，并将试验结果及发现问 题做好记录。 2、试验前压力表应校验准确，并不少于二块，试验压力以汽包压力为准，两块压 力表的取点不允许来自一个表管。 3、若在控制室监视压力应考虑高度差，为防止误将压力升高，应在压力表试验压 力刻度处作临时红线，以示醒目。 21 4、水压试验时不允许影响运行炉的运行工作。 5、水压试验如在冬季进行，应做好防冻措施。 6、水压试验时，由运行分场专业主任主持，生技部部长、安监部部长、专工参加 ，当班运行人员操作，检修人员检查。 第三节 冲洗过热器冲洗过热器 锅炉大、小修或煮炉后，应根据化学人员的意见对过热器管进行反冲洗，冲洗应用 凝结水或给水进行，适当控制冲洗水量，水温应在 100以下。 冲洗程序 1、联系汽机值班人员启动疏水泵。 2、开起反冲洗门向锅炉上水。 3、轮流开启水冷壁放水门。 4、通知化学人员取样分析水质，待合格后停止冲洗，关闭反冲洗门及水冷壁的放 水门。 5、冲洗完毕，恢复反冲洗管上的堵板，同时关闭反冲洗门。 第四节 漏风试验 锅炉经过检修后应在冷态下以负压或正压的方法试验检查锅炉本体及烟道的严密性 ，程序如下： 1、关闭各处人孔门、检查孔。 2、用负压法试验时，可启动引风机，保持炉膛出口负压 50100pa 左右，用蜡烛 检查燃烧室、烟道时火焰即被吸向不严密处。 3、用正压法试验时，启动引风机、一、二次风机，保持炉膛出口 50pa 左右，用蜡 烛靠近锅炉本体烟道、预热器时火焰即被从不严密处吹向外侧。 22 4、用正压法试验检查空气预热器的严密性时，关闭送风机、二次风机风门挡板， 分别启动一、二次风机，进入空气预热器，检查漏风情况，详细记录，予以消除。 5、发现不严密处做好记录，试验完毕加以消除。 6、试验完毕恢复各风门挡板正常位置，将试验结果记录在记录薄内。 第五节 冷态试验 循环流化床在大小修或处理布风板、风帽后，在点火启动前，必须进行冷态试验，以 保证锅炉顺利点火和稳定安全运行。 一、冷态试验的目的: 1 、鉴定送风机风量、风压是否满足锅炉设计运行要求。 2、 检查风机、风门的严密性及吸、送风机系统有无泄漏。 3、 测定布风板的布风均匀性，布风板阻力，料层阻力，检查床料流化质量。 4 、绘制布风板阻力、料层阻力随风量变化的曲线，确定冷态临界流化风量和热态运行 的最小风量。 二、布风均匀性试验 1 、锅炉铺料之前必须消除炉内杂物，风帽清理完毕，无堵塞、损坏。 2、 在炉底铺设一层沸腾炉渣，粒度 0-8mm，高度约 350-400mm，总量约铺设要均匀 、平整。 3、 关闭炉门，启动引、一次风机，调节挡板开度，保持燃烧室负压-50-100Pa， 使 底料全部流化。打开炉门，用扒子进行试验，当扒子较顺利推拉碰到风帽时，确定最低流化 风量，关闭主风道（运行风），倒为副风道（点火风），重复上述试验。 4 、约 5 分钟后，关闭一次风机，打开炉门观察底料平整情况，底料表面应无凹凸，堆 积及沟流现象。如存在上述现象，应查明原因，予以消除。并重做一次。 23 5 、将试验时的挡板开度、风量风压、电机电流等各项参数记录好。 第二章第二章 锅炉机组的启动锅炉机组的启动 第一节 启动前的准备 一、锅炉的上水 一、上水的注意事项 1）锅炉上水应为化学处理后并除过氧的水，至少为除盐水。 2）锅炉上水不应太快，水温较高时应缓慢，对于已怜却的锅炉上水温度不许超过 2 070，如超过此温度应采取间断上水。 3）上水时间夏季不少于 1 小时，冬季不少于 2 小时。 4）上水过程中，经检查各处阀门，人孔及各水管放水门有无漏泄，如发现漏泄应 停止上水。 2、上水需用小旁路门进行上水，注意给水管路的空气门见水后关闭，当水位达到-7 5mm 停止上水。 3、锅炉有水时，通知化学化验合格后，可进行补水或放水，保持水位计最低水位 。 4、锅炉上水后应注意水位上升或下降情况，发现问题，查明原因、进行处理。停 止上水后，省煤器再循环门应开启。 二、空气清扫 1、使一次风量达到最低。 2、二次风挡板和油燃烧器挡板打开。 3、维持一次风量在 30。 24 4、油燃烧器投入清扫。 5、油燃烧器清扫完成后，点火试验。 6、清扫完成（空气清扫停）。 第二节 锅炉点火 一、 接到值长点火命令后，按照以下程序操作： 1、进行布风均匀性试验：在布风板上均匀铺上 300350mm 厚、粒度为 08mm 的炉 渣（床料），启动引风机和一次风机，保持炉膛出口压力50pa，逐渐增大风量，直至料 层完全流化，观察流化是否均匀，流化 5 分钟后，关闭一次风档板，检查流化床面料是否平 整，如不平整再开启一次风挡板，使料层再次完全流化平整，如仍不平整，应查明原因，予 以消除。 然后记录薇流状态及全流状态时的风机挡板开度、风机电流及风量做为运行时指导参数 。 2、启动返料风机，全开返料风门。 3、启动点火油泵，在油路内打油循环。 4、调整油路循环门，保持油路油压正常，投入点火油枪点火，依次点燃两只油枪将一 次风量增至最低流化风量；初期保持有枪油压 0.5Mpa,随后逐渐增加油压至 2.0Mpa，加强 巡回检查，检查油枪燃烧情况及火焰稳定性，保持床层温度稳步上升。 5、调整点火风门及油枪油压，控制风室温度小于 700。 6、待床温升至 550时，启动给煤机手动调节，少量给煤，保持床温稳定上升。同时 调整一次风量，根据床温上升情况适当调整给煤量，可以采用间断给煤的方式。 7、当床温升至 850 时，将油枪退出运行，床温 900以上时停止油泵运行，燃烧稳 定后半小时投入电除尘器运行。 25 8、调整进煤量和风量，保持床料流化，使燃烧室保持微负压，控制床温在 900950 。调整返料风门，控制返料器温度在 980以下。观察返料器循环灰流化循环是否正常， 如不正常，迅速查明原因，并予以消除。 第三节 锅炉升压 一、 锅炉升压： 锅炉自点火至并炉，夏季不少于 180 分钟。冬季或承压部件有缺陷时，应适当延长升压 时间，升压过程中应注意调整燃烧，保持炉内温度均匀上升，各承压部件受热均匀，膨胀正 常，整个升压过程控制在 23 小时左右。升温速度要均匀，做好监视和记录。 升压的操作 1、在升压过程中，应监视过热蒸汽温度不应超过额定值。点火至并炉过程中，须进行 下列工作。 （1）当汽压升至 0.050.1Mpa 时，冲洗汽包水位计，并核对其它水位计指示，与汽包 水位计进行对照。 (2) 当汽压升至 0.150.2Mpa 时，关闭汽包空气门，减温器联箱疏水，过热器、减温 器的空气门。 （3）当汽压升至 0.250.35Mpa 时，依次进行水冷壁下联箱排污放水，注意汽包水位 。在锅炉上水时，应关闭省煤器再循环门。 （4）当压力升至 0.350.4Mpa 时，热紧法兰，人孔及手孔等处的螺丝。如发现局部受 热不均影响膨胀时，应在联箱膨胀较小的一端进行放水，使其受热均匀，记录各膨胀指示数 值一次。 （5）当汽包升至 1Mpa 时，通知热工投入水位表。 当汽压升至 2Mpa 时，稳定压力，对锅炉机组进行全面检查，如果发现不正常，应停止 升压，待故障消除后继续升压，检查各转动设备一次。 26 （6）当汽压升至 2.5Mpa 时定期排污一次，冲洗水位计一次，与其它水位表进行对照 。 （7）当汽压升至 3.03.5Mpa 时，进行水位计对照，并通知化水人员化验汽水品质， 对设备进行全面检查，调整过热蒸汽温度，保证燃烧稳定，准备并炉。 注：冲洗水位计的操作方法 冲洗水位计应站在水位计侧面，开启阀门时应该缓慢小心，冲洗人员应戴手套，使 用专用板手。冲洗方法如下： A 开放水门，冲洗汽管、水管、水位计。 B 关闭水门，冲洗汽管、水位计。 C 开启水门，关闭汽门，冲洗水管。 D 开启汽门，关闭放水门，恢复水位计运行，水位计应有轻微波动，并与其它水位 计进行对照，如指示不正常应重新冲洗。 升压时间如下表： 序号 饱和压力（Mpa） 时间（分） 1 00.5 5060 2 0.51.0 3040 3 1.02.0 3035 4 2.03.0 2025 5 3.03.9 1520 二、调整安全阀 安全阀的调整标准： 27 汽包工作压力 4.14 Mpa 过热器工作压 3.82 Mpa 回座压力按安全阀的回座压差一般为起座压力的 47， 最大不得超过起座压力的 10。 1、汽包安全阀两只： （1）汽包工作安全阀动作压力：1.06 倍的工作压力：1.064.144.39 Mpa （2）汽包控制安全阀动作压力：1.04 倍的工作压力：1.044.144.30 Mpa 2、过热器安全阀一只： 安全阀动作压力：1.04 倍的工作压力：1.043.823.97 Mpa （注：四号锅炉为两只安全阀，动作压力相同。） 3、锅炉安全阀的调整应注意以下各项： （1）调整安全阀时，生技部、安监部、锅炉运行，检修分场人员应在场。 （2）调整安全门时，司炉要保持燃烧稳定，锅炉压力稳定，如压力变化大，可用 过热器疏水和对空排汽控制，并注意监视和控制水位。 （3）调整安全门的压力以就地压力表为准。 （4）调整安全门时应逐台进行，先调压力高的，然后压力低的。 （5）将安全阀的调整试验结果记录在有关记录簿内。参加人员应签字。 第五节 锅炉并列 一、并列应具备的条件 1、接到值长命令，通知邻炉与汽机联系，注意汽温变化。 28 2、并炉时，主汽压力低于蒸汽管压力 0.050.1Mpa,如果锅炉汽压高于母管压力禁 止并炉。 3、过热蒸汽温度低于额定值 30，保持过热蒸汽温度 400以上。 4、保持汽包水位-50-100mm 处。 5、蒸汽、炉水品质合格。 6、设备运行情况正常，燃烧稳定。 二、锅炉并列及接带负荷： 1、并炉的操作： （1）开启主蒸汽截门时应缓慢小心。 （2）在并炉过程中，如引起汽温急剧下降或发生主蒸汽管道水冲击时，应停止并炉， 关闭主汽截门，减弱燃烧，加强疏水，待恢复正常后重新并炉。 （3）并炉后，汽机温度无变化，关闭过热器疏水，主蒸汽截门前疏水，对空排汽门。 对锅炉机组进行一次全面检查，将点火至并炉过程中的主要操作及新发现的问题详细记录。 2、接带负荷： （1）、锅炉并列正常后，可逐渐增加负荷至 40，停留一段时间，然后在一般情况下 将负荷增至额定负荷。 （2）、在带负荷时，司炉应集中精力调整燃烧，保证汽压、汽温、水位的稳定。专人 监视给煤机，防止给煤机断煤。根据汽温情况及调整减温水流量。 第三篇第三篇 运行中的监视和调整运行中的监视和调整 29 第一节 运行调整的任务和目的 一、锅炉运行调整的任务和目的 锅炉正常运行中，为保证其安全经济运行，要做到“四勤”、“四稳”（勤检查、勤调整、 勤联系、勤分析、汽压稳、汽温稳、水位稳、燃烧稳）并做好以下调整： 1、保证锅炉蒸发量满足电负荷的需要。 2、保证并维持汽包在正常水位。 3、保证正常的汽温、汽压。 4、保证蒸汽品质合格。 5、保证燃烧良好，提高锅炉热效率，在运行中还应加强对设备的巡回检查，保证运行 工况稳定及锅炉机组的安全运行。 为了完成上述任务。锅炉运行人员应充分认识到自己工作的重要性，对工作必须有 高度的责任感：在技术上要精益求精。要弄清楚锅炉设备的构造和工作原理。掌握设备的特 性和各个系统。充分了解各种因素对锅炉工作的影响。并具备熟练的实际操作技能。 第二节 水位的调节 一、保持锅炉水位正常，值班人员必须坚守岗位，密切注意水位变化，保持水位在 50mm 范围内，最高最低不许超过75mm，在正常运行中不允许中断锅炉给水。 二、监视水位 1、应以汽包就地水位计为准，接班和值班期间应经常与低地水位计、电接点水位 计校对每班不少于 3 次，低地水位计只做监视和参考。 2、注意给水压力的变化，母管压力 5.5Mpa，给水压力稳定，给水温度不得低于 15 0，异常情况下不得低于 104。 3、给水流量变化平稳，避免给水流量变化太大给汽温、汽压带来影响。 30 三、水位计运行情况 1、汽包水位计指示应清晰，并有轻微波动，否则应及时冲洗，每班对汽包水位计 冲洗一次。 2、不允许水位计各部的零件有严重的泄漏，否则将影响水位计指示的正确性。 3、水位计有良好的照明（正常照明和事故照明）。 四、当给水自动调节失灵，使水位不正常时，运行操作人员应将给水“自动”改“手动 ”，恢复水位至正常范围，并通知热工人员及时处理。 五、每月 15 日在热工人员的协助下，试验水位高低报警一次，当给水调节门或其 他转动部分发生故障，应改为旁路上水。 第三节 汽压和汽温调节 汽温、汽压的调节： 1、锅炉运行时，汽压的稳定取决于锅炉蒸发量和外界负荷这两个因素，汽压是衡量锅 炉蒸发量与外界负荷是否平衡的标志。过热蒸汽压力是蒸汽质量的重要指标，在锅炉运行中 ，汽压是必须监视和控制的主要运行参数之一，如果汽压波动过大，会直接影响锅炉和汽轮 机的安全。 2、过热蒸汽温度的调整主要靠调整减温器的喷水量，应注意两侧温度相等，两侧减温 水量数值应相差不大。 3、运行中，应根据锅炉负荷的变化，调整主汽温度在 445510，压力在 3.82+0.1-0.2 Mpa 范围内变化。 4、并列运行的锅炉应采取下列措施，保证蒸汽系统压力的稳定： （1）班长应经常掌握与合理分配各炉的负荷。 （2）增减负荷时，及时调整锅炉蒸发量，尽快适应外界负荷的需要，此时床温变化不 应过大。 31 （3）当汽温变化时，相应地调整减温水量，保持汽温在正常范围内变化，避免汽温变 化幅度过大。 （4）当用减温水不能维持正常汽温时，在燃烧工况允许的情况下，可适当减弱燃烧， 降低床温，改变炉膛出口过剩空气系数。 （5）当汽温变化不正常时，应检查是否因燃烧室结焦，如有上述情况，应立即采取措 施消除。 第四节 燃烧调整 燃烧调整的任务是调节给煤量，使炉内放热量适应锅炉负荷的变化；调节送风量， 保持合理的风煤比；调节引风量，保持合理的炉膛负压；调节一、二次风量，保持合理的一 、二次风配比。在安全的基础上，通过调节风煤比，尽量达到最佳经济值，使锅炉热损失趋 于最低。 1 、流化床温度控制 （1）、正常运行床温保持在 850950之间，过高容易结焦，过低容易灭火。 （2）、通过增减给煤量可调节床温，但调节要缓慢，避免大幅波动。 （3）、通过调节一次风量的方法，对调整床温的效果很明显，但用此方法必须保证床 层的良好流化状态。 （1）、改变密相区的燃烧份额，可以达到控制床温的目的。 （1）、注意煤质及燃煤粒径的变化，及时调整，控制床温在合理范围内。 （1）、正常运行时如床温低经多方调整无效，若床温降至 700应立即停炉，查明原 因后再启动。 1.8 调整燃烧时，应防止结焦。在锅炉高负荷运行或燃用灰熔点低的煤时尤其注意，如 发现结焦及时处理。 2 料层差压的控制： 32 料层差压是 CFBB 监视的重要参数之一，是监视床层流化质量、料层厚度的重要指标。 2.1 料层差压是表征流化床料层厚度的量，一定的料层厚度对应一定的料层差压，料 层太薄，流化床上炉料量少、易造成流化质量不良燃烧不稳定，同时炉渣含碳量高造成不经 济。料层太厚，使料层差压增大，电耗损失增加，料层差压应由排渣量来控制，排渣量大， 料阻小，反之亦然，如排渣管堵，要尽快疏通；如因排渣系统故障，应用事故排渣，并适当 减负荷，一般料阻应保持在 7.59kpa，放渣的原则是勤放、少放，最好连续放渣，避免料 层差压变化过大，使燃烧不稳。 2.2 调节给煤量和排渣量，尽量使炉膛进煤量和冷渣器排渣量达到动态平衡。 3 炉膛差压： 炉膛差压表明的是稀相区的颗粒浓度，反映了稀相区的燃烧份额，对控制压力和负荷有 重要作用。正常运行中，炉膛差压一般控制在 5001500Pa，炉膛差压过大或过小会使密相 区和稀相区的燃烧比例失衡，造成锅炉效率下降，并对受热面出力和磨损有重大影响。调整 炉膛差压，可通过调整一、二次风比和调节返料器放灰来控制。 4 运行中要加强返料器、床温的监视与控制 一般返料器处的床温最高不宜大于 950，当返料器床温升得太高时，应减少给煤量和 降低负荷，查明原因后消除。 5 投入和调整一、二次风的基本原则 一次风调整流化、炉床温度和料层差压，二次风控制总风量。 在一次风量满足流化、炉温和料层差压需要的前提下，当总风量不足时，可逐步增加二 次风量。当达到额定蒸发量时，一、二次风比例为 6：4 或 5：5（根据煤质和燃煤颗粒调整 ）左右，正常运行时氧量在 5-8%左右，以过热器后氧量为准。 6 、增减负荷 锅炉改变负荷时，按先加风，后加煤，先减煤后减风的次序稳定缓慢交替进行。即采用 “少量多次”的调整办法，避免床温大幅波动。 33 7 、运行中最低风量的控制 最低运行风量是保证和限制循环流化床低负荷运行的下限风量，风量过低就不能保证正 常的流化，时间稍长，就有结渣的危险，在冷炉点火时，不宜低于最低运行风量。 8 、锅炉运行中，还应经常注意监视各部位的温度和阻力变化，烟气温度或阻力不正常 应检查原因，采取措施消除并做好记录。 第五节 锅炉压火与热启动 1、接到值长压火命令后，应对锅炉设备全面检查一次，将发现的设备缺陷做好记录， 汇报值长。 2、在压火前可适当增加给煤，保持床温和料层阻力略高些，床温在 930950时， 首先停止给煤，当床温略有下降趋势，烟气的氧量指示值增加到正常值 2 倍时，将一、二次 风机、液力偶合器调至 0，并将其停止，关闭其入口挡板和风道控制挡板，然后停止高压风 机（有并列炉运行时关闭该炉反料器高压风）、并将引风机、液力偶合器调至 0，并停止引 风机关闭挡板。 3、为了防止挥发份在炉内积累，停止给煤机后可适当延长停止风机的时间。 4、压火时间的长短取决于静止料层温度降低的速度，料层较厚压火前温度较高， 压火时间就