th煤粉炉运行规程.doc

260t/h煤粉炉运行操作规程山东华鲁恒升化工股份有限公司热动分部2014年9月260t/h煤粉炉运行操作规程一、总则1.1本工艺规程适用范围：适用于YG260/9.8M11型煤粉炉岗位。1.2设备介绍1.2.1 锅炉概况 锅炉型号 ：YG260/9.8M11 锅炉名称：260t/h高温高压自然循环锅炉主要设计参数：额 定 蒸 发 量：260t/h 过热器出口汽压：9.8MPa 过热器出口温度: 540给 水 温 度: 158-215 排 烟 温 度：135145预热器进口风温：20 预热器出口风温：362锅炉计算效率： 90.7% 制 造 厂 家：济南锅炉厂有限公司1.2.2 汽包概况内 径:1600mm 壁 厚: 100mm 材 质: 19Mn6锅筒总长度: 12807mm 中心线标高: 37900mm正常水位在汽包几何中心线下: 180mm 汽包最高最低水位距正常水位：50mm1.2.3 水冷壁名称单位内容形式膜式外径壁厚mm605间距mm80.5管子数根300循环回路个14大直径下降管根4材质SA210C1.2.4 过热器名称单位炉顶过热器包覆过热器低温过热器屏式过热器高温过热器外径壁厚mm424.5384.5384.5384384.5材质20G20G20G12Cr1MoVG12Cr1MoVG片数片90排12片90排节距mm6090904290布置方式顺流后侧顺流两侧逆流逆流顺流冷段逆流热段顺流1.2.5 省煤器名称单位上级省煤器下级省煤器中间集箱进口管道中间集箱出口管道外径壁厚mm4253242192521925材质20G20G20G20G节距S1mm6060布置方式逆流错列逆流顺列1.2.6 空气预预热器空气预热器采用管式预热器，冷风温度20，热风温度362，支撑在钢架上，最下级为防止低温腐蚀采用的搪瓷管空气预热器，烟气入口为防磨套管装置。1.2.7 燃烧器采用正四角布置的直流式燃烧器，为徐州燃控科技低氮燃烧器，一二次风顺切圆燃烧，具有很好的防焦效果，配钢球磨制粉系统，热风送风系统，燃烧器随水冷壁一起膨胀。各层风假想切圆为一次风切圆顺时针408mm 。燃烧器分为上下2组：其中上组包括1层高位燃尽SOFA风和1层低位SOFA风。下组喷口布置形式从下至上为：下二次风口、下一次风口、偏置风口、上一次风口、三次风口、OFA风口,共计6个喷口。点火装置布置在下二次风口内；一次风采用水平浓淡技术，强化燃烧喷嘴，一次风管采用内贴陶瓷以增加抗磨性及耐腐蚀性；两层一次风中间加一层偏置风，防止淡粉侧结焦； OFA风可以加快燃料跟烟气的混合，加快燃尽。锅炉上组的低位SOFA和高位SOFA层，采取上下摆动15度，水平摆动10度，可以有效的促进燃料的燃尽和屏底温度与过热器气温的调节。1.2.8 炉膛深为8.27米，宽为8.27米，宽深比1.1 炉膛周界长度33.08米。1.2.9 油枪及点火装置 采用高能点火装置直接点燃油枪。油枪采用机械雾化方式，进油压力为2.45MPa，进油粘度4E。最大进油量按锅炉蒸发量的30%计算，装设4支油枪,油枪及点火枪均由气缸带动，进口气压力为0.40.6 MPa，压缩空气需经干燥及过滤。1.2.10 点火油枪规范型号：空气雾化 XYQ22300 雾化方式：空气雾化燃油压力：空气雾化 0.61.0MPa 雾化介质压力：0.61.0MPa气液比：1：3 油枪出力：1200kgh 油品：0轻柴油 气动雾化油枪雾化颗粒度：索太尔平均直径：SMD50 m尺寸分布指数：N2连接方式为软管连接，接头形式为球面圆锥密封，螺纹尺寸 M241.5枪头直径为：空气雾化为 38二、岗位生产工艺流程概述2.1 风烟煤系统流程经送风机送出的冷风依次经过低级、中级、高级空气预热器加热后，通过环形风道分配为四角喷燃器一次风、四角各三层二次风、磨煤机入口热风，煤粉与一次风混合后通过喷燃器进入炉膛燃烧，烧尽的炉渣经过主灰斗进入碎渣机、捞渣机后进入除渣系统。从炉膛烧尽的飞灰依次流经屏式过热器、炉顶过热器、一级喷水减温器、低温过热器、二级喷水减温器、高温过热器、高级省煤器、高中级空气预热器、SCR反应器、中低级省煤器和低级空气预热器，把携带的热量传给各级受热面，烟气自身温度逐渐降低，最后经电袋除尘器除灰净化后由引风机引入烟囱排入大气。2.2 汽水系统流程盐除氧水经给水泵加压后，先进入高压加热器，经高压加热器加热后的给水进入锅炉给水母管分成两路，第一路直接进入省煤器，第二路进入一、二级减温器，在减温器中喷入给水，直接变成蒸汽。给水经省煤器再次提高温度后进入汽包，沿下降管流入各下联箱，下联箱中的水在运动压头的推动下进入膜式水冷壁，部分水受热蒸发，变成蒸汽，汽水混合物沿水冷壁管上升并进入上联箱，经汽水引出管引入汽包，进入汽包的汽水混合物在汽包中分离成饱和水和饱和蒸汽，饱和水沿下降管进入下联箱继续循环流动，饱和蒸汽先后进入炉顶过热器、后包覆过热器、左右包覆过热器、低温过热器、经过一级减温器减温后进入屏式过热器、高温过热器进口集箱、经过二级减温器减温后进入高温过热器出口集箱，加热成过热蒸汽，供汽机和全厂生产用汽。2.3脱销系统流程烟气从锅炉上级预热器出来后通过SCR反应器入口烟道进入SCR反应器，在SCR反应室入口烟道上设置有氨气喷射栅格（AIG），将氨/空气混合气体均匀的喷射到SCR反应室入口烟道中，使喷入的氨气能与烟气中的NOx充分混合，为了保证烟气能垂直的通过SCR反应室床层，在烟道转弯处均设置有烟气导流板，烟气通过导流板后均匀分布并流过催化剂层，在催化剂的作用下，NH3与NOx发生还原反应，生成无二次污染的N2和H2O，随烟气流经锅炉锅炉低温段省煤器，低温段空预器、除尘器、脱硫装置后，进入烟囱排放。从氨区输送过来的氨气与稀释空气在氨/空气混合器中混合均匀后，通过喷氨格栅注入SCR反应室入口烟道中。在催化剂存在条件下，反应温度在330420之间时，SCR法烟气脱硝工艺的主要反应方程式如下：4NO+4NH3+O2 4N2+6H20 （4-1）2NO2+4NH3+O2 3N2+6H2O （4-2）NO+NO2+2NH3 2N2+3H2O （4-3）其中式（4-1）和（4-3）是主要的反应过程，因为烟气中90以上NOx是以NO形式存在。在反应过程中，NH3选择性的和Nox反应生成无二次污染的N2和H2O随烟气排放。三、岗位任务及管辖范围3.1 岗位任务按照本规程，安全可靠地操作260t/h煤粉炉，在保证设备安全、稳定、环保、长周期连续运行的同时，生产出足量、合格的过热蒸汽，供后工序使用。3.2 岗位管辖范围锅炉本体、脱销、各种辅机，自锅炉给水进水阀至锅炉过热蒸汽截汽门之间锅炉范围内所有的设备、管道等。四、设备设计参数及岗位工艺指标4.1主要参数1设计参数:项目单位BMCRECR70%BMCR过热蒸汽出口流量t/h280260182过热蒸汽出口温度540540540过热蒸汽出口压力Mpa（g）9.89.89.8给水温度158158158排烟温计效率%90.72热平衡及热负荷（冷风温度20）项目符号单位数值设计煤种校核煤种BMCRECR70%BMCRA、BMCR排烟温度Vpy135.6129.4117.2135.6热风温度trk352341315347排烟损失q2%6.035.6915.0196.1化学不完全燃烧损失q3%0000机械不完全燃烧损失q4%2.52.532.5散热损失q5%0.3830.3830.5470.383锅炉计算热效率%9191.291.4491.02锅炉保证热效率%90.790.80燃料消耗量Bt/h计算燃料消耗量Bjt/h42.69锅炉有效利用热QkaKW324103299103238103324103过热器喷水量（一级）dIt/h8.185.210.19过热器喷水量（二级）dt/h2.731.731.373.4炉膛容积热负荷qvKW/m3504457366505炉膛断面热负荷qfKW/m2153831395711168154283制粉系统数据:名 称符号单位设计煤种校核煤种锅炉燃煤量Bgt/h42.6942.69磨煤机出力Bmt/h台24.424.4磨煤机最佳通风量rtfzjm3/h6180061800磨煤机乏气再循环份额rzx%27.621.2磨煤机进口热风份额rrk%4651.4干燥剂初温t1280280干燥剂终温t29090磨煤机出力储备系数Kc1.241.08磨煤机单位电耗kwh/t23234煤种特性:项目符号单位数值设计煤应用基碳Cy%52.9应用基氢Hy%2.82应用基氧Oy%6.46应用基氮Ny%0.78应用基硫Sy%0.82应用基水Wy%8应用基灰Ay%30应用基低位发热量QydwKj/Kg20460可燃基挥发物Vr%15.63可磨度HGI59变形温度t11260软化温度t21400熔融温度t314605灰渣特性:项目单位数值设计煤校核煤Fe2O3%11.4511.06CaO%1.892.03MgO%0.921.01SiO2%51.2351.64AL2O3%31.9831.12TiO2%1.121.07SO3%0.880.88其它%0.531.196各部过剩空气系数名称炉膛高过省煤器预热器进口过量空气系数1.21.281.3出口过量空气系数1.21.231.31.457喷燃器设计参数:风率风温风量喷口面积风速阻力总喷口面积%Nm3/hm2m/sPa一次风20174.68437725825二次风48.5134028024745928三次风28.166097541502006漏风3.338热力计算数据:名 称BMCR(260t/h)设计煤种ECR工况设计煤种70%BMCR设计煤种BMCR校核煤种单位前屏过热器出口烟温9811072进/出口工质温度348.3/381.1348.4/382.6345.9/390.2348.7/381.7工质流速19.0717.5014.6718.97m/s对流过热器进/出口烟温987/773959/757892/720984/770烟速11.5410.277.8411.6m/s进/出口工质温度424/540.0429.5/540.0441.4/540.0422.9/540.0工质流速15.6814.2411.5015.66m/s主省煤器进/出口烟温410/381395/367369/341407/377烟速7.406.585.057.43m/s进/出口工质温度244.0/251.4240/247.1224/231.4244/251.4工质流速1.301.170.891.29m/s预热器热段进/出口烟温381/136367/129341/117377/136烟速10.629.667.5910.82m/s进/出口工质温度20/34620/33520/31520/343工质流速7.006.395.137.11m/s预热器冷段进/出口烟温163/141159/137144/123164/142烟速9.138.336.609.31m/s进/出口工质温度20./50.320./49.920./47.120./50.4工质流速5.465.024.145.54m/s9脱销系统入口烟气参数锅炉BMCR工况脱硝系统入口（省煤器出口）烟气成分项 目符号单位数值省煤器出口烟气量QNm/h320000粉尘浓度g/Nm30SO2初始排放浓度Mg/Nm45005000脱硫后二氧化硫浓度Mg/Nm200高温段空预器后温度T320-330设计排烟温度Tp130Nox初始排放浓度Mg/Nm45010脱销性能保证项目单位值燃料1.脱硝效率2.NH3逃逸率3.SCR系统压损4.SO2/SO3转化率5.催化剂化学寿命-%ppm Pa % H煤80%3uL/l(干态)980（含备用层）1%24000注 *1 : 在下列条件下，对Nox脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率同时进行考核：a) 锅炉45%BMCRBMCR负荷；b) 脱硝装置入口烟气中NOx含量450 mg/Nm3（干基，6O2）；c) 脱硝装置入口烟气中烟尘含量_30_ mg/Nm3（干基，6O2）；d) 2层催化剂运行；*2 : 从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失 （设计煤种，100%BMCR工况，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力）。*3 : 催化剂寿命保证值：从首次通烟气开始到更换或加装新的催化剂之前。4.2主要工艺指标序号类别指标名称单位指标检测周期1B过热器压力Mpa9.09.8DCS显示2A过热器温度520545DCS显示3B主蒸汽管道压力Mpa9.09.8DCS显示4B主蒸汽管道温度520540DCS显示5A汽包水位mm50DCS显示6A汽包压力Mpa10.811.7DCS显示7B锅炉排烟温度110135DCS显示8B炉膛压力pa负20至负50DCS显示9A烟气含氧量 2.74.6DCS显示10C引风机电流A162.7DCS显示11B引风机风量m3/h309072DCS显示12B引风机全压pa9932DCS显示13B引风机驱动端轴承温度85DCS显示14B引风机非驱动端轴承温度85DCS显示15B引风机电机驱动端轴承温度85DCS显示16B引风机电机非驱动端轴承温度85DCS显示17B引风机电机线圈温度140DCS显示18B引风机驱动端轴承振动mm/s9.5DCS显示19B引风机非驱动端轴承振动mm/s9.5DCS显示20C送风机电流A47DCS显示21B送风机风量m3/h172000DCS显示22B送风机全压Kpa6.485DCS显示23B送风机驱动端轴承温度85DCS显示24B送风机非驱动端轴承温度85DCS显示25B送风机电机驱动端轴承温度85DCS显示26B送风机电机非驱动端轴承温度85DCS显示27 B送风机驱动端轴承振动mm/s5.5DCS显示28B送风机非驱动端轴承振动mm/s5.5DCS显示29C排粉机电流A47DCS显示30B排风机风量m3/h7238031B排粉机风压Kpa11.5DCS显示32B排粉机驱动端轴承温度85DCS显示33B排粉机非驱动轴承温度85DCS显示34B排粉机电机驱动端轴承温度85DCS显示35B排粉机电机非驱动端轴承温度85DCS显示36B排粉机驱动端轴承振动mm/s5.5DCS显示37B排粉机非驱动端轴承振动mm/s5.5DCS显示38B磨煤机机电流A99DCS显示39C磨煤机出力th25DCS显示40A磨煤机出口温度6090DCS显示41B磨煤机入口负压pa200400DCS显示42B磨煤机高压泵油压Mpa31.5DCS显示43B磨煤机润滑油压Mpa0.08DCS显示44B磨煤机减速机油压Mpa0.04-0.4DCS显示45B磨煤机电机驱动端轴承温度85DCS显示46B磨煤机电机非驱动端轴承温度85DCS显示47A磨煤机大瓦温度60DCS显示48B磨煤机回油温度55DCS显示49B磨煤机电机驱动端轴承振动mm/s9.5DCS显示50B磨煤机电机非驱动端轴承振动mm/s9.5DCS显示51B磨煤机变速箱振动mm/s13DCS显示52B磨煤机变速箱温度85DCS显示53C屏过热前烟气温度8401058DCS显示54C屏过热后烟气温度8401058DCS显示55B屏过进出口蒸汽温度359/436DCS显示56B屏过联箱壁温480DCS显示57C低温段过热前烟气温度907DCS显示58C低温段过热后烟气温度749DCS显示59C低温段过热器进出口蒸汽温度316/366DCS显示60C低温段过热器联箱壁温380DCS显示61C转向室过热器包墙管前后烟温749/735DCS显示62C转向室过热器包墙管进出口蒸汽温度308/316DCS显示63C高温过热器冷端前后烟温1058/907DCS显示64C高温过热器冷端进出口蒸汽温度436/490DCS显示65C高温过热器热端前后烟温1058/907DCS显示66C高温过热器热端进出口蒸汽温度439/540DCS显示67C高过联箱壁温500DCS显示68ASCR反应器出口氮氧化物mg/Nm390DCS显示69BSCR反应器出口氨逃逸率ppm3DCS显示70CSCR系统压差Pa980DCS显示五、机组运行5.1 正常运行的监视与调整5.1.1 锅炉正常运行的主要参数及限额序号项目单位正常最高最低高报警低报警1蒸发量t/h2602862汽包压力Mpa11.03汽包水位mm0+75-75+50-504主蒸汽压力Mpa9.89.8499.7515主蒸汽温度5405505205455306后屏壁温4805007前屏壁温4705008对流过热器壁温5809炉膛负压Pa-20-5010氧量%4611排烟温度13512给水压力Mpa15.716给水温度15820燃油压力Mpa2.452.42.521磨煤机入口负压Pa20040022磨煤机压差Pa2000350023磨煤机出口温度80110759524磨煤机电流A758025磨煤机大瓦温度506026磨煤机回油温度25405027粉仓温度8010028粉仓粉位M37.3529磨煤机润滑油压Mpa0.20.40.130SCR反应器出口氮氧化物mg/Nm39031SCR反应器出口氨逃逸率ppm332SCR系统压差Pa9805.1.2 燃烧调整一. 锅炉运行中，注意观察炉内火焰，正常火焰应为金黄色，保持良好的切圆燃烧，对流过热器两侧烟温差不大于50，过热器管壁温度不超过规定值。二.保持炉膛负压-20-50Pa范围内，严禁正压运行，氧量值保持在46%，排烟温度在规定范围内，经常检查炉内燃烧工况，合理调整一、二次风量。 三及时清除炉膛及喷燃器周围的结焦，定期进行吹灰工作。四 锅炉运行中要注意监视炉膛负压、送风量、给粉机等自动控制是否正常，发现异常及时联系处理。五就地检查各燃烧器、二次风箱、风门运行情况，发现问题及时处理，要保持炉膛及烟道良好的密封性能，运行中所有人孔门、看火孔、检查孔应关闭严密。六根据煤质化验报告，采取相应的调整措施，定期对飞灰、灰渣进行取样分析，保持飞灰不大于5%，灰渣可燃物不大于12%。 七运行中经常注意一次风压和一次风温的变化，发现异常及时处理，当一次风管堵塞时，应立即停止给粉机，并关闭下粉闸板进行疏通。八当锅炉运行的给粉机台数一定时，调整锅炉负荷一般采用增加或减少给粉量来完成，其调整原则：1增加负荷时，一般先增加风量再增加给粉量；2在低负荷下运行，增负荷时应先增加粉量，再增加风量；3降低负荷时，先减少给粉量，再减少风量。九.下层的给粉机出力要保持均衡稳定，根据负荷需要，可对角投停上排给粉机，避免缺角运行。停用的喷燃器经过吹扫后方可关闭一次风门。十正常运行中，炉前燃油系统应处于良好备用状态，当煤质低劣，负荷较低或燃烧不稳时，应及时投油助燃，稳定燃烧。十一.当锅炉灭火时，应严格执行事故处理规程，严禁采用爆燃方式点火。5.1.3 蒸汽压力的调整一.锅炉正常运行应采用定压运行，保持主蒸汽压力在9.75MPa9.85MPa。二.运行中的汽压调整通过增减给粉量来调节。三.汽压发生异常变化时，应及时解除自动，分析、查明原因并消除。四.遇有下列情况，应加强汽压的监视与调整：1.启、停制粉系统和给煤机堵煤、断煤时；2.煤质变化大，给粉机自动调整超限时；3.电负荷变化快；4.细粉分离器堵塞时；5.粉仓粉位太低时；6.一次风管堵塞时。5.1.4 汽温的调整1.锅炉负荷超过70%BMCR，过热器、出口汽温应控制在540。2.主蒸汽、两侧温差不超过15，主蒸汽温度差不超过30，并严密监视各级过热器管壁温度不超限。3.锅炉主蒸汽温度采用喷水减温调节时，正常情况下应使用二级减温器，当后屏过热器壁温超温或二级减温水量不足时，可使用一级减温器。4.在实际运行中可用改变炉膛火焰中心位置，作为辅助手段来调节汽温，一般不应用调整风量的方法调整汽温。5.出现异常情况汽温波动较大时，应及时解除减温水自动控制，手动调节减温水。6.遇有下列情况，应加强汽温的监视和调整：7.锅炉燃烧不稳或运行工况变化时；8.锅炉除灰、吹灰或炉内结焦时；9.负荷及水位变化过大时；10.启停制粉系统时；11.制粉系统不稳定或发生故障时；12.投、停给粉机时；13.煤质变化及煤粉细度变化时。5.1.5 汽包水位的调整一.锅炉运行中，应保持给水正常，汽包水位保持在0位，正常波动范围50mm，且就地水位计和控制室水位指示一致；二.正常运行时，汽包水位以就地水位计为准，并参照其它水位指示，正常运行时至少有两只以上指示准确的水位计供运行人员监视。三.事故情况下应以电视监视就地水位计为准，若无法监视应以电接点水位计为准，其它水位计只作参考。四.锅炉正常运行中应投入给水“自动”，应经常检查给水控制系统的工作情况是否良好，出现水位超过50mm或自动异常，立即切至手动调节。五.当水位高时，应及时减少给水量，必要时通过事故放水来调整。六.运行中应对主蒸汽流量和给水流量等参数进行分析，发现异常，及时处理。七.运行中汽包水位，应有轻微的波动，如果水位呆滞不动或模糊不清，应立即冲洗水位计，远传水位计应定期校验。八.汽包就地水位计和各远传水位计，每班检查校对一次，并定期做高、低水位报警试验。保持水位计照明良好。九.遇有下列情况，应加强汽包水位的监视与调整：1.点火过程中升负荷及停炉过程中降负荷、等引起蒸汽量变化产生虚假水位时；2.安全阀动作时；3.给水自动失灵时；4.切换给水泵及给水泵工作异常时；5.事故放水门打开时；6.承压部件泄漏严重时； (7).定期排污时；(8).汽压或负荷有较大波动时；5.1.6 锅炉氮氧化物的调整1.脱销SCR反应器入口烟气温度控制在300420；2.当脱销SCR反应器入口烟气温度低于300时，可投入高温烟气旁路提高进口烟气温度，投入后扔无法满足烟气温度要求是退出喷氨；当烟气温度高于420时，应退出喷氨；3.正常运行时，喷氨量在0.54kg/h以下，确保烟气氨逃逸率低于3ppm；4.正常运行时，吹灰系统投自动，吹灰时间10s，间隔时间140s，4-3-2-1吹灰器依次吹灰；5.遇到以下情况，应加强监视：（1）烟气温度接近控制指标时；（2）烟气氨逃逸率偏高时；（3）反应器压差压力提高时；（4）锅炉有异常故障或操作时。6.遇到以下情况，应退出SCR反应：（1）点炉、停炉的投油过程中；（2）烟气温度偏离300-420的指标时；（3）反应器压差达到980Pa及以上时。5.2 定期工作及要求 5.2.1 要求1.为了确保机组的正常运行，运行值班人员应对所辖系统及设备进行定期检查、维护。2.机组正常运行时，每小时记录一次运行日志表、记录应按时、准确，字迹工整清楚，并随时比较分析运行状态，发现异常及时查明原因、进行处理。3.要求值班人员对所属设备定期检查并记录签字。4.锅炉本体、炉顶、制粉系统、给粉机应每2小时检查一次，做好检查记录。5.设备的试验及定期切换工作必须经过值长的许可，在有关领导的统一领导下，监护人、操作人各负其责，认真完成试验要求的各项内容。6.将定期工作情况，除记录在运行日志外还应记入专用的记录簿上，因故不能试验与切换的设备，要将原因详细地记录在值班记录薄上，并向值长、运行主任汇报，在试验中出现问题应及时联系处理，必要时应停止试验，待处理好再进行试验。7.切换后的设备必须恢复备用。8.有自动联锁的设备，在做定期工作时应解除，恢复备用时再投入。9.若做定期工作时出现异常，应立即停止工作，根据命令执行.5.2.2 锅炉定期工作序号工作内容日期班次操作人监护人备注1定期排污每天前夜操作工副操作降负荷后2清理木块、木屑分离器每天每班操作工副操作3热工信号试验每天每班主操作班长接班后5水位计校对每天每班副操作主操作接班后6省煤器落灰管放灰每天白班操作工操作工7汽包水位高低报警试验每周一白班副操作主操作8油枪试验每班接班后操作工副操9炉本体吹灰每周三前夜副操作主操作高负荷时10磨煤机润滑油泵切换每周四白班副操作主操作11水位计冲洗每班接班后副操作副操作12过热器向空排汽每月15、30日白班副操作主操作13事故放水门试验每月20日白班副操作主操作14火检风机切换每月10日白班主操作班长每班须做的定期工作：序号工 作 内 容日 期班次备 注1事故音响热工信号电气中央信号试验每班接班时做2卫生清扫完下班前1小时每班3运行日志抄表正点前10分钟每班4值班记录填写交班前30分钟每班5.3 机组控制 联锁保护及试验一. 锅炉自动控制:1.主汽温自动调节2.汽包水位自动调节3.炉膛负压自动调节4.送风量自动调节（加氧量校正）5.磨煤机入口负压自动调节6.磨煤机出口温度自动调节7.顺序控制装置等二.锅炉MFT动作条件1.当发生以下任何一种危及锅炉安全运行工况时，MFT动作，切断锅炉燃料, 并显示出首次跳闸原因，实现紧急停炉：(1)两台送风机均跳闸；(2)两台引风机均跳闸；(3)汽包水位高+300mm（三取二）；(4)汽包水位低 -300mm（三取二）；(5)炉膛压力高+2.0 Kpa（三取二）；(6)炉膛压力低-2.0 Kpa（三取二）；(7)燃料全部丧失；（8）冷却风机全部跳闸；（9）全炉膛灭火；（10）风量1.5Kpa； （6）炉膛无火焰；火检指示无火；（7）全燃料中断； （8）汽包水位-100mm； (9) 风量30%；三.锅炉辅机联锁保护： 1.引风机跳闸联锁：(1)当运行中的两台引风机同时跳闸，MFT发生；(2)当两台运行中的引风机任一台故障跳闸时；炉膛负压在自动时另台引风机挡板自动开大;当炉膛压力2.0kpa,MFT发生； (3)当只有一台引风机、两台送风机运行，引风机跳闸时，联跳送风机及给粉机、排粉机，MFT发生。2.送风机跳闸联锁：(1)当运行中两台送风机同时跳闸或只有一台运行而事故跳闸时，MFT动作。(2)当两台运行中的送风机任一台跳闸时，且炉膛压力2.0kpaMFT发生.3.制粉系统跳闸联锁：(1)当排粉机跳闸联跳本侧相应磨煤机、给煤机，三次风门冷却风门开；(2)当磨煤机跳闸时，联跳本侧相应给煤机。4.磨煤机润滑油站联锁和保护：（1）磨煤机两台低压油泵互为备用，当油泵联锁投入时，运行泵跳闸或润滑油压力0.1MPa 时备用泵自动启动；（若磨煤机润滑油压力0.05MPa时闭锁磨煤机）（2）磨煤机润滑油温低于18加热器自动投入，磨煤机油箱油温高于35，加热器自动停止。润滑油温度高于45，冷却器自动投入。5.锅炉辅助设备联锁保护定值：1.发生下列情况之一，引风机保护跳闸： （1）引风机前、后轴承温度85； （2）引风机电机轴承温度85；(3)引风机运行60s后其出口门关闭联跳该引风机（引风机在远方位）。2.发生下列情况之一，送风机保护跳闸：（1）送风机前、后轴承温度85，保护动作跳送风机；（2）送风机电机轴承温度85，保护动作跳送风机；（3）送风机运行60s后，其出口门关闭，联跳该送风机（送风机电机在远方位）。3.发生下列情况之一，排粉机保护跳闸：（1）MFT动作联跳排粉机；（3）排粉机前、后轴承温度85；（4）电机前、后轴承温度85；注：两台送风机运行，一台排粉机运行，任一台送风机跳闸时，不跳排粉机。4.发生下列情况之一，磨煤机保护跳闸：（1）润滑油站压力50；（3）电机前、后轴承温度90；（4）同侧排粉机跳闸；（5）磨煤机轴承温度60。5.发生下列情况之一，给煤机保护跳闸；（1） 给煤机堵煤5S；（2） 给煤机断带时5S；（3） 同侧磨煤机跳闸。（4） 给煤机温度1006低电压保护 6KV电压低至额定值的60%时，延时0.5S磨煤机跳，延时9S送风机跳闸。7事故放水门保护及联锁（1）汽包水位200mm，联开锅炉事故放水门。（2）汽包水位-200mm联关锅炉事故放水门。8锅炉超压保护 当锅炉压力达到10.2MPa对空排汽门开启.开启汽包及集汽集箱的压力应迅速降低,降到安全压力.如汽包压力不能下降,继续上升, 达到 集汽集箱上的安全阀开启，达到11.9MPa时,汽包压力的主安全阀开启。六、机组检修后的检查与试验6.1 机组检修后的检查验收1机组大、小修后，有关设备系统的变更应有设备异动报告。2运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好记录。3在检查中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出。并记入设备缺陷单，将设备缺陷在投运之前必须消除。4为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道 畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。5锅炉本体部分、风机及风烟道、制粉系统、空气预热器、燃烧、吹灰器系统、给水系统、冷却水系统完整，设备内部无杂物。6管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整,标示牌齐全，并有符合电力工业技术管理法规所规定的漆色标志。7看火孔、人孔门、检查孔开关灵活，关闭后严密性能良好。6.2 机组检修后的保护、联锁试验6.2.1 设备保护、联锁试验总则：1.设备试验方法分静态、动态两种；静态试验时，6KV辅机仅送试验电源，400V低压动力有空气开关的设备或用直流控制合闸的设备只送试验电源,用交流控制合闸的设备送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必须在静态试验合格后方可进行；2.机组保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验；3.各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确、可靠，声光报警、显示正常；4.机组大小修后，必须进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转；5.运行中设备的试验，应做好局部隔离工作，不得影响运行设备的安全，对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想；6.试验后应恢复强制条件，并在可靠投入相应的保护联锁后，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续；7.试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，同时应分析试验结果，做好详细记录；8.进行联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格；9. 试验结束前，动力电源开关应切至“远方”位置。6.2.2 锅炉保护、联锁试验1.电动门、调节门及风门挡板的全开、全关试验；1.1 试验要求：（1）已投入运行的系统和承受压力的电动门、调节门不允许试验；（2）有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。1.2 试验方法：（1）联系热工人员送上各电动门、挡板及风门电源；（2）按照检查卡的要求对所有电动门、挡板及风门进行远、近控试验，开度指示与就地指示应一致，灯光指示正确，开、关灵活无卡涩；(3)气动调节装置应动作灵活，无漏气及异常现象。2.拉、合闸及事故按钮试验。（静态）(1).分别启动引风机、送风机、排粉机、磨煤机、做拉闸试验依次停止磨煤机、排粉机、送风机、引风机证实良好，恢复合闸位置。(2).分别在就地按拉闸顺序用事故按钮停止各设备，均能跳闸，声光信号报警。3.试验方法：6KV设备切断动力电源，送上控制电源，400V设备送上工作电源，联系热控人员复归MFT信号， A、B引风机、A、B送风机、给粉机电源、排粉机 、磨煤机、给煤机 、火检风机开关，开启燃油快速切断阀及各减温水门，由热工人员分别满足MFT各动作条件后，MFT发出，各动作对象均动作。6.2.3 引、送风机静态保护试验1.引风机启动逻辑条件具备。（1）引风机入口导叶关。（2）风机入口挡板处于关闭状态。（3）引风机出口挡板在开位置。（4）引风机驱动端轴承温度正常。（5）引风机非驱动端轴承温度正常。（6）引风机电机驱动端轴承温度正常。（7）引风机电机非驱动端轴承温度正常。2.检查引风机现场具备条件：如油位正常，油质合格，设备本身具备启动条件等。（1）向引风机发出启动指令. （2）确认引风机已经启动，振动，电气仪表显示和温度正常，无异音、异味发出。（3）根据炉膛负压和风量配比，合理控制引风量。3、引风机的启动顺序：开引风机出口挡板关引风机入口调整挡板启动引风机-允许调整引风机入口调整挡板。4、引风机的保护：（1）任意轴承温度大于70报警，大于85风机跳闸；（2）电机绕组线圈温度大于120风机跳闸；(三选二)（3）任意轴承振动超过规定值风机跳闸；（4） 事故按钮停止，风机跳闸。5送风机启动逻辑条件具备。（1）送风机入口调节门在关位置。（2）至少一台引风机投运。（3）送风机驱动端轴承温度正常。（4）送风机非驱动端轴承温度正常。6.检查送风机现场具备条件：如油位正常，油质合格，设备本身具备启动条件等。7.送风机的启动（1）向一次风机发出启动指令，（2）查一次风机已经运转，振动，电气仪表显示正常，无异音、异味发出。8送风机启动的顺序是：关送风机入口调节门开启送风机出口挡板启动一次风机允许调节送风机入口门。9送风机的保护：(1)事故按钮停止，风机跳闸。(2)任意轴承温度高高。10. 送风机跳闸原因：（1）两台引风机全停（2）送风机驱动端轴承温度高高（3）送风机非驱动端轴承温度高高11.启动A引风机，只投入A引风机保护，由热工人员分别满足引风机跳闸条件，A引风机跳闸，出、入口挡板自动关闭，复位开关。12.同样方法试验B引风机和A、B送风机。6.2.4 制粉系统静态联锁保护试验1启动A排粉机，A磨煤机，A给煤机。停A排粉机，A磨煤机，A给煤机跳闸。2同样方法试验B制粉系统。3启动磨煤机A低压油泵，投入磨煤机保护联锁，调整油压35,加热器自动停止。4启动A磨