260吨锅炉规程内容资料

1、260t/h高温高压循环流化床锅炉岗位操作规程 (YG-260/9.8-M) 1 工作的任务及意义 1.1 本操作法规定了260t/h循环流化床锅炉岗位的任务及意义、工艺过程概述、生产操作方法、不正常情况及事故处理、安全技术要点及保安措施等。本操作法适用于260t/h循环流化床锅炉岗位。 1.2 本岗位的任务是操作控制260t/h循环流化床锅炉。该锅炉充分利用粒度小于10mm的混合煤质(烟煤+煤泥+煤矸石)，混合煤质按一定比例配比后，由称重皮带式给煤机送入炉膛中充分燃烧，通过辐射换热炉膛四周水冷壁内经除氧的脱盐水,产生饱和蒸汽，进入汽包汽水分离之后，再经过热器过热及喷水减温器减温得到一定压力和

2、温度的过热蒸汽供系统生产使用。 1.3 本锅炉还能充分利用弛放气、煤泥等燃料，实现节约能耗,提高企业的经济效益。同时，260t/h锅炉的运行，可以实现一期装置有备用锅炉，保证系统长周期稳定运行。 2 锅炉的基本特性 2.1 锅炉工作参数 2.1.1 锅炉主要技术参数 额定蒸发量 260t/h 额定蒸汽温度 540 额定蒸汽压力 9.8Mpa 给水温度 132 锅炉排烟温度 136 排污率 2% 空气预热器进风温度 20 锅炉热效率 88-91% 燃料消耗量 34.94t/h 一次热风温度 150 二次热风温度 150 - 1 - 一、二次风量比 60：40 循环倍率 2530 锅炉飞灰份额 7

3、0% 脱硫效率（钙硫摩尔比为2.5时） 90% 2.1.2 设计燃料 混合煤质（烟煤+煤泥+煤矸石）分析资料 序名设计煤校核煤备a110%全水8%a3%2内水3%a16.6%24%灰3a52%461.82% a4.3%4.09%5 ar 7.75% 6 7.9% 氧O ar 1.19% 1.1% 氮7 N ar 0.7% 硫S 8 0.55% 30% 挥发份9 39.09% 10 1380T3 灰熔点1399 11 20000KJ/kg Q低位发热量23600KJ/kg net.v.ar2.1.3 点火及助燃用油 采用0#（冬季为-10#)柴油作为锅炉的点火助燃用油。 OE ) 1.21.67

4、恩氏粘度(20时 灰份 0.025% 水份 痕迹 机械杂质 无 凝固点 0 闭口闪点 不低于 65 低位发热值 41000 kJ/kg 硫 0.2 % - 2 - 10%蒸发物残炭 0.4% 2.1.4 石灰石特性 石灰石纯度分析 数值 单位 数值 成份 CaC03 92.8 MgC03 6.5 H0 2 O 惰性物质 0.7 粒度 mm 1 石灰石的入炉粒度要求：200300目。 2.2 锅炉结构简述 本锅炉系260t/h高温高压循环流化床锅炉，为单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架型布置。炉膛采用膜式水冷壁，蜗壳式绝热旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级四组对流过热器。过热器下方

5、布置三组膜式省煤器及一、二次风各三组空气预热器。 2.2.1 炉膛水冷壁系统 炉膛断面尺寸为10401mm5760mm，炉膛四周由管子和扁钢焊成全密封膜式水冷壁。前后及两侧水冷壁分别各有127-605与70-605根管子。前、后、侧水冷壁分成四个循环回路，由汽包底部水空间引出5根集中下降管，其中4根下降管通过20根的分散下降管向炉膛水冷壁供水，中间1根下降管通过6根分配管进入三组水冷屏。经过水冷壁换热后由24根引出管引至汽包，经水冷屏换热后由3根引出管引至汽包。 2.2.2 旋风分离器 分离器是循环流化床锅炉的重要组成部件，本锅炉采用高效蜗壳式气冷旋风分离器，在炉膛出口并列布置两只旋风分离器。

6、整个物料分离和返料回路的工作温度为930左右。分离器内表面采用轻型炉墙,选用高强度耐磨浇注料。 2.2.3 汽包及汽包内部设备 - 3 - 2.2.3.1 主要参数 汽包内径 1600mm 厚 度 100mm 筒 身 长 10900mm 汽包正常水位 汽包中心线以下180mm（O水位） 水位正常波动值 50mm 2.2.3.2 结构图 2.2.4 燃烧系统燃烧系统主要有给煤装置、排渣装置、石灰石供给装置、煤泥及合成驰放气燃烧 系统、布风装置和点火系统及返料回灰系统。 2.2.5 给煤装置台称重皮带式给煤机。给煤机与落煤管通过膨胀节相连，同时竖直给煤装置为4- 4 - 段落煤管安装有电动插板阀。

7、给煤装置的给煤量能够满足在一台给煤装置故障时，其余3台给煤装置仍能保证锅炉100%额定出力。落煤管上端有送煤风，下端靠近水冷壁处有播煤风，给煤借助自身重力和引入的送煤风沿着落煤管滑落到炉膛。由于给煤管内为正压，给煤机必须具有良好的密封。播煤风管连接在每个落煤管的端口，并应配备风门以控制入口风量。 2.2.6 布风装置 风室由专门制作的U形膜式水冷壁及两侧水冷壁组成，风室内浇注100mm厚的中质保温混凝土。防止点火时鳍片超温，并降低风室内的水冷度。燃烧室一次风从后墙2个风道引入风室。一次风通过布置在布风板上的风帽均匀进入炉膛，流化床料。二次风通过分布在炉膛前后墙及侧墙上的二次风管喷嘴分两层送入炉

8、膛下部空间。 2.2.7 排渣装置 底渣从水冷布风板上的四根水冷放渣管排出炉膛，其中两根接冷渣机，另两根做事故排渣管。出渣量以维持合适的风室压力为准。满负荷运行时的风室压力为13000Pa左右。 2.2.8 石灰石给料脱硫装置 本锅炉按添加石灰石脱硫设计，石灰石通过石灰石仓、仓泵、石灰石旋转给料机气力输送至锅炉前墙二次风支管。脱硫的石灰石耗量每小时3吨，按钙硫比2.5计算。脱硫效率为90%。 2.2.9 床下、床上点火燃烧器 两台床下点火燃烧器并列布置在炉膛水冷风室后侧。由点火油枪、高能电子点火器组成。点火油枪为机械雾化式，燃料为0#轻柴油。每支油枪出力1000kg/h，油压2.45MPa，油

9、枪所需助燃空气为一次风。空气和油燃烧后形成850左右的热烟气。从水冷风室上的布风板均匀送入炉膛。为了便于了解油枪点火情况，点火燃烧器设有观察孔。为加速锅炉点火或者便于锅炉扬火，床上设置3只点火油枪，分别从前墙2只落煤管和一只二次风支管设置，每只出力400Kg/h。床下点火燃烧器相关参数： 点火用油量及风量： 点火油枪油压： 2.45MPa Q=1000Kg/h 每只油枪喷油量：进点火燃烧器的风量 80000Nm3/h - 5 - 进点火燃烧器的风压 8000Pa(G) 2.2.10 返料回灰系统 旋风分离器下接有返料器，返料器内的松动风与返料风采用高压冷风，由小风帽送入，松动风与返料风的风帽开

10、孔数量有差别，返料风大，松动风小，并采用分风室送风。返料器的布风板还设有1086放灰管。 2.2.11 过热器系统及其调温装 2.2.11.1 本锅炉采用辐射和对流相结合，并配以二级喷水减温器的过热器系统。饱和蒸汽从汽包由8根15912的管子引至包墙过热器进口集箱，随后经顶部包墙、后包墙进入后包墙下集箱，进入后包墙下集箱后通过转角集箱进入两侧包墙下集箱，随后上行，再进入两侧包墙上集箱，后由8根支管引入前包墙上集箱，依次经过前包墙中间集箱、前包墙下集箱（低温过热器入口集箱）。前包墙下集箱作为低温过热器入口集箱，低温过热器385光管顺列布置。为减少磨损，一方面控制烟速，另一方面加盖防磨盖板。过热蒸

11、汽从低温过热器出来后，通过出口集箱从两端连接管分别引一级喷水减温器进行粗调，减温可以通过调节减温水量来实现。过热蒸汽经一级减温后进入屏式过热器，屏式过热器布置在炉膛上部，采用426，12Cr1MoVG的管子，使屏过不会产生磨损，再经连接管交叉后从两侧分别引二级喷水减温器进行细调，最后经高温过热器加热后引入出口集箱，高温过热器采用385，12Cr1MoVG与12Cr2MoWVTiB的管子。两级减温器的喷水量分别为6.73t/h、1.69t/h。减温水调节范围控制在减温水设计值的50150%以内。 2.2.11.2 防磨结构上采用如下布置形式 （1）高、低温过热器管均采用顺列布置，第1排管子加防磨

12、盖板，弯头也有防磨板，防止磨损； （2）屏式过热器采用膜式过热器，仅受烟气纵向冲刷，在屏式过热器的下部浇注耐磨浇注料，距布风板距离大于15米。屏式过热器处的烟速为5m/s； （3）水冷屏下部浇注耐磨浇注料； （4）高温过热器处的烟速为10.1m/s，低温过热器处的烟速为8.4m/s。 2.2.12 省煤器 省煤器布置在尾部对流烟道内，呈逆流、水平、顺列布置。省煤器的给水由分配集箱引入省煤器入口集箱，经省煤器受热面逆流而上，进入省煤器中间集箱，然后由- 6 - 吊挂管引至省煤器出口集箱，再由省煤器出口集箱通过连接管引至给水总集箱后在进入汽包。 2.2.12.1 尾部竖井烟道中设有三组膜式省煤器，

13、均采用324的管子，错列布置，横向节距90mm，具有较好的抗磨性能。省煤器管的材质为20G/GB5310高压锅炉管； 2.2.12.2 省煤器管束最上排装设防磨盖板，蛇形管每个弯头与四周墙壁间装设防磨罩。省煤器的平均烟气流速控制在8m/s以下； 2.2.12.3 在汽包和下级省煤器之间设有再循环管道，以确保锅炉在启动过程中省煤器有必要的冷却； 2.2.12.4 锅炉尾部烟道内的省煤器管组之间，均留有人孔门，以供检修之用； 2.2.12.5 省煤器出口集箱设有排放空气的管座和阀门，省煤器入口分配集箱上设有两只串联DN65的放水阀与酸洗管座。 2.2.13 空气预热器 2.2.13.1 管式空气预

14、热器采用卧式、顺列结构，沿烟气流程一、二次风交叉布置，各有三个行程,每两组空气空气预热器之间均留有800以上空间,便于检修和更换； 2.2.13.2 空气预热器管子迎烟气面前三排管子采用423.5的厚壁管,其余采用401.5的管子。 2.2.14 锅炉范围内管道 2.2.14.1 本锅炉给水操纵台为二路管道给水.给水通过给水操纵台从锅炉后侧引入省煤器进口分配集箱； 2.2.14.2 锅筒上装有各种监视、控制装置，如装有两只高读双色水位表、一个低读电接点水位表，三组供自控用双室平衡容器。二只安全阀以及压力表、连续排污管、紧急放水管、加药管、再循环管、自用蒸汽管等管座。定期排污设在集中下降管下端以

15、及各水冷壁下集箱。 2.2.14.3 集汽集箱上装有向空排汽管和反冲洗管路，2个安全阀，以及压力表、疏水、放气、旁路等管座。此外，在减温装置和集汽集箱上均装有供监测和自控用的热电偶插座。为了监督运行，装设了给水、锅水、饱和蒸汽和过热蒸汽取样装置。在主汽集箱的右端装有电动闸阀，作为主蒸汽出口阀门。 - 7 - 2.2.15 吹灰装置 为了清除受热面上的积灰，保证锅炉的效率和出力，本锅炉在尾部烟道侧墙设置10只吹灰器预留孔，其中高温过热器、低温过热区域4只，省煤器区域2只，空预器区域4只。吹灰器采用声波吹灰器。 2.3 锅炉性能说明 2.3.1 超负荷能力。本锅炉在设计时充分考虑了锅炉的超负荷能力

16、,锅炉铭牌蒸发量为260t/h。 2.3.2 调温能力。为保证锅炉蒸发量在100B-MCR范围内、过热汽温达到540,本锅炉采用两级喷水减温装置.本锅炉设计最大喷水量可达12t/h，额定负荷时约为8.4 t/h。当负荷低于50可在保证燃烧稳定的前提下通过适当加大风量,提高炉膛出口过剩空气系数使汽温达到要求（额定负荷时过剩空气系数为1.2）。 2.3.3 低负荷能力。本锅炉的设计煤种为烟煤+煤泥+煤矸石混合,在燃用设计煤种时锅炉能够在40100额定负荷范围内稳定燃烧。 2.3.4 在钙硫摩尔比2.5：1时,保证锅炉脱硫效率90,脱硫后的排放3。 326mg/Nm3。400mg/Nm的排放 炉渣含

17、碳量2，锅炉NO2.3.5 锅炉飞灰含碳量8,x2.3.6 烟、空气量：（按260t/h计算） 3/h；一次风压：15000Pa216000m。 2.3.6.1 一次风量：3/h；二次风压：12000Pa。 2.3.6.2 二次风量：145000m3/h；锅炉本体阻力：9800 Pa。2.3.6.3 引风量：357000Nm 3/h；风压：29400Pa返料风流化风机风量：5304m；返料风机数量为三2.3.6.4 台,两开一备，同时应定时切换。 3 工艺过程概述 3.1 生产原理 蒸汽的产生是一个由水转化为蒸汽的物理过程。即锅炉水冷壁内的水与炉膛内循环流化的高温物料进行热交换，产生饱和蒸汽，

18、饱和蒸汽进一步被高温烟道内的过热器加热和经过减温器降温后得到一定压力和温度的过热蒸汽。 锅炉汽水循环为自然循环，即依靠低温进水端与高温加热端的温差形成的汽水密度产生的压差，促进炉水在管内自然循环。 - 8 - 传热方式有热传导、辐射换热、对流换热。 工艺流程3.2 烟气流程3.2.1 高温过热器低温过热器省煤器空)炉膛旋风分离器转向室(包墙管 气预热器布袋除尘器引风机烟囱 汽水系统3.2.2 水冷屏 给水省煤器汽包下降管水冷壁汽包尾部汽冷包墙管低温过热器一级喷水减温器炉内屏式过热器二级喷水减温器高温过热器集汽集箱 3.2.3 灰渣系统 炉膛 旋风分离器 烟道 除尘器 渣 返料装置 仓泵 项目

19、内容 硬度 溶氧 给水 8.89.3 PH 910.5 PH 3-210mg/l 炉水 PO 4电导率 100us/cm 饱和蒸汽 1.清除堵塞物和障碍物 风机叶轮与叶轮、墙板 2.电机超载2.检查原因，修复间隙 或机壳摩察1.调整油位1.主油箱内的润滑油过多 2.减小系统阻力，降低升压2.升压增大 过热3. 修复间隙 3.叶轮磨损，间隙过大4.4.确保冷却水满足使用要求水冷油箱冷却不良 可调整齿轮和叶轮的位1. 置失常 1.重新调整位置 装配不良2. 重新装配2. 敲击声 3.异常压力上升查明压力上升原因并排除3. 4.超载或润滑不良造成齿4. 更换同步齿轮 轮损伤 1.1.更换润滑油 轴承

20、、齿轮 润滑油不良 2. 2.润滑油不足补充润滑油严重损伤 1.查明超载原因，降低负荷轴、叶轮损 超负荷1. 系统气体回流2. 坏2. 查明气体回流原因，采取防止回现原因 处理方法 象更换滤袋并除灰 1.灰斗积灰过高，导致二次扬尘，高速气流中的大量灰尘粒子造成滤 袋磨损。致导好2.没有安装 滤袋间的相互摩擦。磨滤袋袋笼腐蚀、破损、3. 损严重 弯曲。件条烟气高4.在温下，处理的烟气温度高于或滤料的额定温度180 温度低于酸的结露点。 5.过度的清灰。 时检滤路旁控袋查发有现检修旁路控制阀烟灰 4 锅炉岗位操作法 4.1 正常生产的操作控制 4.1.1 定期工作内容 4.1.1.1 锅炉在正常运

21、行中，运行人员要保持各参数在规定范围内；保持水品质和蒸汽品质；维持安全、经济燃烧；提高锅炉效率；按照规定标准进行排放； 4.1.1.2 巡检人员应定期进行巡回检查，不少于每小时1次，并根据DCS监控画面显示和有关资料进行多方分析，及时发现不正常情况，迅速向有关人员汇报并采取有效措施； 4.1.1.3 经常检查给煤系统、石灰石系统、排渣输渣系统保证畅通不堵塞，发现问题及时汇报处理； 4.1.1.4 做好设备切换工作，诸如返料风机一个月切换一次。 4.1.2 燃烧调节 4.1.2.1 正常运行床温在850950范围，如果床温低于760而不能正常运- 9 - 行时应按压火处理。根据煤种变化可适当调整

22、床温，但最高不超过1050； 4.1.2.2 在负荷变化大时，应将所有自动调节切换为手动调节； 4.1.2.3 负荷变化时，要及时调节风量,同时应注意监视氧含量（正常时氧含量为4-6%）； 4.1.2.4 监视并控制床温不超过900，这样才能有效控制NOx的排放量； 4.1.2.5 锅炉正常运行时炉膛差压应控制在5001500Pa以下，如果太大，应及时放返料灰； 4.1.2.6 锅炉正常运行时料层差压约70009500Pa，同时也可参考风室风压进行锅炉放渣。 4.1.3 汽温调节 4.1.3.1 检查各级过热器出口蒸汽温度，验证二级减温后的蒸汽温度要大于饱和温度110以上； 4.1.3.2 验

23、证温度调节的正确性。一级减温为粗调，二级减温为细调； 4.1.3.3 在50100%负荷范围内，主蒸汽温度变化应保持5405； 4.1.3.4 主要用两级喷水减温器调节汽温，同时也可通过调节尾部对流受热面的飞灰速率来辅助调节汽温； 4.1.3.5 检查汽温调整范围与它们的设定值是否保持一致，过量地供给喷水将导致过量的夹带和过高的压力产生； 4.1.3.6 负荷变化、吹灰和其它异常情况时，若减温水投自动，值班员应加强监视，必要时切换手动操作。 4.1.4 水位调节 4.1.4.1 汽包水位的急剧变化会使汽压、汽温产生波动。如果发生溢水或缺水事故，则要被迫停炉。因此运行中应尽量做到均衡连续供水，保

24、持汽包水位正常。正常运行时，给水控制应处于自动状态； 4.1.4.2 锅筒正常水位在锅筒中心线以下180mm处,50mm为水位正常波动的最高水位和最低水位,锅筒水位限制:锅筒水位达-100mm或+100mm时DCS声光报警,锅筒水位达-200mm或+250mm时MFT（主燃料跳闸）动作； 4.1.4.3 当锅炉低负荷运行时，汽包水位稍高于正常水位，以免负荷增大造成低水位；反之，高负荷运行时应使汽包水位稍低于正常水位，以免负荷降低造成高水位。- 10 - 但上下变动的范围不应超过允许值； 4.1.4.4 就地水位计指示值与DCS显示值每班至少对照两次，发现偏差及时处理； 4.1.4.5 旁路、副

25、线给水调节阀用于启动时控制汽包水位。当运行中给水量小于30%MCR时，可改为旁路、副线给水调节阀； 4.1.4.6 锅炉给水必须是除氧水。当给水自调装置失灵，造成自调阀无法供水时，应及时开启给水旁路供水，同时联系仪表人员，尽快消除故障恢复正常供水； 4.1.4.7 运行中若水位过高，可开大连续排污门或事故放水门紧急放水； 4.1.4.8 给水压力不低于11.5MPa，压力低时应及时联系汽机人员提高压力。 4.1.5 水位计运行 4.1.5.1 水位计的投入 （1） 水位计预热，水位计安装后或重新投运时必须充分预热。首先开启水位计排污阀，然后开汽侧一次阀至全开，再将水位计的汽侧二次阀缓慢开启1/

26、5圈，让微弱汽流通过大约20-30分钟左右，使水位计本体温度相对稳定。初次投运时，预热后投运前检修人员应对所有螺母进行复紧，复紧时运行人员关闭汽阀、水阀，开启排污阀； （2） 水位计投入，全开汽、水侧一次阀，关闭排污阀，缓慢开启1/5圈汽侧二次阀，再缓慢开启1/5圈水侧二次阀，待水位正常后，汽阀、水阀交替开启，直至全开。严禁将二次阀一次全开，否则将出现假水位，一旦出现假水位应重新进行投入操作。 4.1.5.2 水位计冲洗 原则上不进行水位计的日常冲洗，若发现水位不清晰或水位不波动时，应及时进行水位计冲洗，水位计冲洗时必须保证至少两种类型的水位计正常使用，水位计冲洗完成以后将给水自动切换到手动，

27、稍微调节给水确认水位正常波动。 （1） 水位计水侧冲洗步骤 - 关汽侧、水侧二次阀，开排污阀放净水位计内的水汽后关闭； - 缓慢开水侧二次阀1/5圈让水充满水位计后关闭。二次阀开度不可过大，防止保险子堵死通道； - 开排污阀，放净水； - 11 - - 如此反复2-3次。 （2） 水位计汽侧冲洗步骤 - 关闭汽、水二次阀，开排污阀； - 缓慢开启汽侧二次阀1/5圈冲洗汽侧导管，冲洗完毕后关闭二次阀。二次阀开度不可过大，防止保险子堵死通道； - 重新投入水位计。 4.1.5.3 水位计解列（任何一只水位计的解列必须有相关审批签字） 水位计在运行中如果发生泄漏和爆破时，应将其解列，步骤如下： （1

28、） 开放水阀； （2） 关闭水、汽二次阀； （3） 关闭汽、水一次阀。 4.1.6 锅炉排污 4.1.6.1 汽、水质量标准 数2umol/l7ug/l 过热蒸汽 4.1.6.2 排污操作 ） 连续排污调节门开度，根据化验要求执行；1（ 2（） 定期排污次数，应根据炉水质量情况确定，一般每日一次为宜； ） 定期排污应选在低负荷时进行；3（ （）4 开始排污时，应进行暖管，防止水击；- 12 - （5） 定期排污前，适当提高汽包水位，并在排污中严格监视水位，必要时给水切换为手动进行调整； （6） 水冷壁下联箱只可逐个排污，不可同时开启两个或者更多的排污门； （7） 排污时先开一次门，后开二次门，

29、全开约30秒后先关二次门，后关一次门。 4.1.6.3 以下情况立即停止排污 （1） 锅炉运行不正常或发生事故； （2） 排污系统故障； （3） 锅炉水位或给水调节器不正常。 4.1.7 床压的控制 4.1.7.1 监测床压指示（料层差压），并使之保持正常值（7.09.5KPa），炉膛差压控制在（5001500pa）； 4.1.7.2 监测给煤量和给石灰石量是否正常，避免影响床压； 4.1.7.3 监测燃煤或石灰石的品种及粒度变化，避免影响床压； 4.1.7.4 连续监测风室压力与床压的压差； 4.1.7.5 如果床压升高，应随时进行放渣，以保持床压稳定，同时查找原因； 4.1.7.6 正常运

30、行时风室风压可反映料层厚度，锅炉满负荷时风室风压为15KPa左右。 4.1.8 床温的控制 4.1.8.1 锅炉床层温度一般为930左右，考虑到负荷的变化及其他方面的要求，应将床层温度控制在850950之间； 4.1.8.2 床层温度过高，且持续时间过长，会造成床层结焦无法运行。反之，床层温度过低，燃烧不完全，甚至会发生灭火。调节床层温度的主要手段是调节入炉煤量和调节去布风板的一次风量； 4.1.8.3 如床层温度高于990(极限温度1050)时，必须立即对风流量分配进行调节，一般是增大去布风板的一次风量并相应减少二次风量； 4.1.8.4 当床温不正常下降且下降速度较快，应及时检查给煤情况，

31、发现断煤应以最快速度恢复，如果床温降至850以下，适当调整二次风量，控制床温下降，当床温稳定后，在逐步恢复给煤与风量； - 13 - 4.1.8.5 当床温过高且有继续上升的趋势，及时调整风量及给煤，在保证炉膛出口压力正常的情况下，使床温尽快恢复正常，并查明原因做好记录。 4.1.9 石灰石给料调节 4.1.9.1 检查锅炉SO的排放，手动或自动调节石灰石的给料速率，保证SO的22排放值符合当地法规；SO的排放值不允许长时间地低于标准的75,因为这会导致锅2炉低效率运行； 4.1.9.2 控制烟气中NO排放值的手段之一是调节床温，当床温高于940时，XNO会明显升高，通过改变一、二次风及二次风

32、间的配比、调节过剩空气系数等手段X进行调节。床温范围在820900之间，NO排放值最低。 X4.1.10 汽压调节 4.1.10.1 根据不同负荷对床压、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制过热蒸汽压力维持在9.2-10.1MPa； 4.1.10.2 根据蒸汽负荷变化，锅炉通过改变燃料量，对应的风流量，使主蒸汽稳定在设定值； 4.1.10.3 汽压高时，要减弱燃烧，减少放热，如负荷太低应要求加负荷； 4.1.10.4 汽压低时，要加强燃烧，增加放热，如负荷太高应要求减负荷； 4.1.10.5 在负荷变化大或自动失灵时，应改为手动调节给料量； 4.1.10.6 手动调节给煤机转速时

33、，应缓慢进行，防止变化过快而超温或MFT； 4.1.10.7 接调度指令，系统需增减负荷时，依指令相应增加锅炉蒸发量或降低锅炉负荷，确保蒸汽压力不低于额定控制指标，更不可大幅度超压； 4.1.10.8 因汽机调整负荷或抽汽量，锅炉可提前调整负荷，尽可能使压力波动在最小范围内以免影响系统生产。 4.1.10.11 调节给水量能对控制汽压起辅助作用,调节给水量时要维持锅筒水位在允许范围。 4.1.11 负荷调节 4.1.11.1 锅炉负荷的调节是通过改变给料量和与之相应的风量，手动或自动调节风量，使之随煤量的变化而变化。风煤的调整做到“少量多次”，避免床温的波动。同时床温、炉膛出口温度、床压等可作

34、为负荷调节的辅助手段； 4.1.11.2 升负荷时，在床温保持在工艺指标范围内的条件下，适当增加给煤量- 14 - 及与之相应的风流量，在床温不变条件下提高床层高度，增加炉物料的携带率，从而增加了蒸发受热面的吸热量；反之，降低负荷时适当减少给煤量及与之相应的风流量，降低床层高度,从而减少蒸发受热面的吸热量,锅炉蒸发量减少； 4.1.11.3 加负荷时，应先少量增加一次风量和二次风量，在少量增加给煤量,使料层差压逐渐增加,再少量增加供风量、给煤量,交错调节,直至所需的出力。减负荷时，应先减少给煤量，再适当减少一次风量和二次风量，如料层差压偏高可依流化情况排渣,以降低料层差压,如此反复操作,直到所

35、需的出力. 如需大幅度降低负荷时，应关小二次风调节挡板减少炉膛上部燃烧份额； 4.1.11.4 风量 、燃料量调整时，以过热器后氧量为参考值，正常运行时氧量控制在4%-6%之间； 4.1.11.5 改变床温也能调节锅炉负荷。通常高负荷对应高床温，低负荷对应低床温。但床温受到多方面的制约，变化幅度有限,因此与改变床层高度相比,改变床温来调节负荷作用有限； 4.1.11.6 蒸汽负荷的调节依据系统生产用汽，汽轮机抽汽量变化范围，保持蒸汽过热器出口压力稳定，确保厂控指标范围内尽可能小的波动； 4.1.11.7 调节锅炉负荷时，床体温度的控制要坚持增加负荷，床温不宜过高，防止结焦，同时床温不宜过低，防

36、止灭火； 4.1.11.8 调节锅炉负荷时，确保过热蒸汽温度波动不致过大，液位稳定，避免造成超温、低温带水，危及系统生产安全。 4.1.12 配风调节 4.1.12.1 一次风调整床料的流化、床温和料层的差压； 4.1.12.2 二次风控制总风量，在一次风满足流化、床温和料层差压的前提下，总风量不足时，可逐渐开启二次风门，随负荷的增加，二次风量逐渐增加； 4.1.12.3 当断定部分床料尚未适当流化时，临时增大一次风量和排渣量； 4.1.12.4 注意床内流化情况、燃烧情况、返料情况，发现问题应及时清除。当床温升高或降低时，应及时调整一、二次风量比率、给煤量等； 4.1.12.5 高负荷运行时

37、，调整一次风量，增加物料流化速度，在保证物料浓度前提下，相应提高料层差压； 4.1.12.6 调整一、二次风量同时，应在保证炉膛出口负压情况下，适当调整引- 15 - 风机档板开度； 4.1.12.7 为了确保过氧空气量和排烟温度及时以先二次风，后一次风原则调整风量； 4.1.12.8 当床体左右两侧温差偏大时，可先调整对应的二次风门，高温端增大风门开度，如流化不良可适当增加一次风量。 4.2 单体设备的操作 4.2.1 辅机运行通则 4.2.1.1 检修过的辅机办理完工作票终结手续后，必须经运试转良好后方可投入运行； 4.2.1.2 辅机启动前应进行全面检查，确认启动条件具备方可启动，备用辅

38、机应处于随时可以启动的状态； 4.2.1.3 辅机启动应具备的条件 （1） 检修工作结束，设备及周围清理干净，外观完整，各门、孔关闭严密，地脚螺栓牢固，与系统连接完好，盘动对轮转动灵活，转动部位安全罩装好； （2） 各风门档板与执行器的连杆装好，动作灵活，就地与控制室开度指示相符，指示灯正常，限位装置动作正确； （3） 各辅机室按规定使用合格的润滑油，且油位正常，轴承冷却水畅通； （4） 电机接线和接地线良好，绝缘合格； （5） 电气联锁保护装置、热控保护及自动控制装置，经检验动作正常； （6） 不同辅机的启动还应按其特点进行检查； （7） 辅机送电必须在启动检查工作完成和启动条件具备后进行。

39、 4.2.1.4 辅机试转 （1） 转动设备维修后试运前的检查工作，要坚持以检修人员为主、运行人员协助为原则； （2） 送电，填写送电联络票，联系电气值班员送电； （3） 事故按钮试验。 4.2.1.5 辅机启动注意事项 （1） 风机启动前，应将其入口档板关闭，防止启动中过载； （2） 辅机启动时，应监视电流的变化，发现异常，应立即停止运行； - 16 - （3） 辅机在运行中发生跳闸时，应在查明跳闸原因或处理后再次启动。 4.2.1.6 辅机运行时定期检查工作项目 （1） 电动及辅机转动平稳、声音、振动正常； （2） 各轴承润滑良好，温度正常，轴承冷却水畅通，无泄漏； （3） 电机电流及定子

40、温度温升正常； （4） 调节门、档板连接机构完好； （5） 运行班组每个月高压风机切换一次，由检修人员检查并清理停用风机滤网。 4.2.1.7 出现下列情况之一，在联锁不动作情况下可按就地事故按钮紧急停机。 （1） 电动机或辅机发生强烈振动或异常声响，危及设备或者人身安全； （2） 轴承温度异常升高，超过极限值（在联锁不起作用的情况下）； （3） 电机有焦味或冒烟，轴封压盖冒烟； （4） 发生其它可能危及人身和设备安全的故障时。 4.2.2 风机的操作 4.2.2.1风机液力偶合器的检查 （1） 液力偶合器地脚螺栓牢固无松动； （2） 板式换热器冷却水正常，就地冷却水压应在0.2MPa以上，且

41、无漏水现象； （3） 液偶执行器开度指示应在零位； （4） 油位正常，无漏油现象； （5） 液偶执行器转换开关应切换在“远程”位置，且就地、远控调节正常。 4.2.2.2 离心式风机的检查 （1） 风机各部分完整无损，风机及电机螺丝无松动，连轴器连接完好，护罩牢固完好； （2） 轴承润滑油位正常（1/22/3之间），各风机风门开关应灵活，关闭严密，出口风门远方控制准确可靠； （3） 轴承冷却水水压正常，水温正常； （4） 手动盘车12转，转子转动灵活，无磨擦碰撞。 （5） 确认风机入口挡板处于全关位置； （6） 联系电气人员，测量电机的绝缘应合格； - 17 - （7） DCS控制系统、风机启

42、动与调试信号调试完毕，确认现场/远方操作可靠后启动风机。 4.2.2.3 风机的启动 （1） 离心风机的试运行 - 新安装试运行时间不少于2h；检修后的风机试运行时间不少于30min，以验证其工作的可靠性； - 试运风机操作前按上述工作进行检查，同时启动操作按照正常启动操作。 （2） 离心风机的启动 - 检查完毕后将液力偶合器执行器开度调至零位，关闭风机入口挡板； - 现场与控制室DCS联系好以后在控制室启动风机； - 检查风机、液偶、电机运转应无异常，声音正常，振动及轴承温度在合格范围内； - 在DCS上调整液力偶合器开度，同时调节风机入口挡板，使风量保持在所需风量； - 风机运转正常后投入

43、自身联锁保护。 4.2.2.4 主要故障及原因 （1） 液力偶合器的主要故障及其原因 - 升速不到位可能原因及排除方法 A、限位调整不正确。应联系电仪人员重新调整； B、转速表有误差。应联系电仪人员重新校正或者更换； C、负载偏大。关小风门提速，在逐渐开风门调节风量； D、配套电机小（过电流）。更换电机。 - 进、出油口压力过高 A、进油口节流孔小。改大节流孔； B、油路堵塞不畅。疏通油管路或者板式换热器内油管路； C、油温过低。投入电加热器。 - 进、出油口压力过低 A、进口节流孔大，管路系统漏油； B、安全阀弹簧未紧。应调紧弹簧； - 18 - C、泵吸油管漏气。重新装； D、泵齿轮损坏。

44、更换齿轮； E 、油过热 （2） 离心风机主要事故及原因 - 轴承箱剧烈振动 A、风机、液偶、电机轴不同心，联轴器未装正； B、机壳或进风口与叶轮摩擦； C、基础刚度不够或不牢固； D、叶轮铆钉松动或叶轮变形； E、叶轮轴盘与轴松动或联轴器松动； F、轴承箱盖与座等联接螺栓松动； G、风机的进出风管道安装不良； H、由于叶轮磨损或叶片积灰造成的转子不平衡。 - 温度过高 A、轴承箱振动； B、润滑油质量不良、变质、含有过多灰尘、粘沙、污垢等杂质； C、承箱盖与座的联结螺栓拧的过紧或过松； D、轴与轴承安装歪斜，前后两轴承不同心。 - 电机电流过大或温升过高 A、开车时进口调节门未关严； B、风

45、机流量超过规定值； C、送气体密度过大或温度过低； D、风机输入电压过低或单相断电； E、联轴器联结不正，皮圈过紧或间隙不匀； F、受轴承箱剧烈振动的影响。 4.2.2.5 离心风机的停车 （1） 应缓慢将液偶开度将到零位,使风机电流降到最小，按下停车按钮，电流应回零，做好停机后的维护工作； （2） 如果在现场发现风机出现紧急情况，随时有可能造成人员或者设备损坏，- 19 - 应按就地紧急停车按钮。 4.2.3 罗茨风机的操作 4.2.3.1 开车前的检查 （1） 罗茨风机运行时，主油箱、副油箱油位必须在油位计两条红线之间； （2） 彻底清除罗茨风机内外的灰尘和杂物，清理入口滤网，并避免混入油

46、； （3） 罗茨风机运转过程中，不应加油。在运转一周后应第一次更换新油；一个月后应第二次更换新油。以后，主、副油箱应定期更换润滑油； （4） 用手沿旋转方向盘动鼓风机、真空泵带轮或联轴器，检查有无异常现象； （5） 无明显机械故障，地脚螺丝无松动。 4.2.3.2 罗茨风机的运行 （1） 试运行步骤 - 打开进、排气侧阀门，在无负荷的状态下接通电源开关，核实旋向； - 起动空载运转2030分钟，检查有无异常振动及发热现象。如果出现异常现象，应立即停车查明原因。异常现象大多由安装不良所引起，也有润滑油油位不适宜等其它情况； - 空载运转良好后，在正常负载情况下运转23小时，同时应注意观察每个部件

47、的温度和振动； - 运转中要注意电流表的示值，如出现异常现象立即停车检查，其原因大多是由于超负荷运行引起的。 （2） 罗茨风机的启动 - 开启罗茨风机的出口风门，将进出口管道上的所有阀门全部打开； - 返料器松动风和返料风门开启； - 确认罗茨风机电源与开关按钮联接测试完毕，操作可靠后启动风机； - 确认风机运行正常后投入联锁。 4.2.3.3 日常维护 （1） 定期检查 - 每月检查,检查窄V型皮带的张力； - 三个月检查,更换主油箱润滑油，清洗空气过滤器；鼓风机、真空泵采用中间轴皮带轮传动时，应更换中间轴两端轴承座内的润滑脂； - 20 - - 半年检查,更换副油箱内润滑油，检查管道支承情

48、况； - 一年检查,检查轴承、旋转轴唇形密封圈；检查叶轮及机壳。检查齿轮。 （2） 定期切换 - 高压风机每月切换一次，切换高压风机时，当班运行人员必须有人在现场监视，同时控制室操作人员应先解除高压风机全停和风机自身联锁，切换完成后重新投入； - 通知检修人员清理停用风机滤网，同时检查其他情况，正常后投入联锁。 4.2.3.4 故障、原因及排除方法 故障现象 原因分析 排除方法 风机叶轮间隙增大1.1.风量不足 修复间隙 2.张紧皮带 2.皮带过松打滑 1.过滤器或管路堵 - 21 - 流措施 1. 检查排除1.风机叶轮平衡破坏 轴承磨损或损坏 2.更换轴承2. 3.振动加剧 3.齿轮损坏 更

49、换齿轮 4.检查后拧紧4.紧固螺栓松动 5. 更换隔振器5.橡胶隔振器老化、损坏 安全阀限压 1.重新调整1.压力调整有误 2.失灵 更换弹簧弹簧失效2. 更换压力表压力表损坏 压力表失灵 给煤系统的操作4.2.4 给煤系统开车前的检查4.2.4.1 给煤通道保持畅通，给煤机运转无故障，通知输煤系统将煤仓储备足够量的 （1） 燃料； 给煤电机、清扫电机及所有转动机械调试完毕，远控正常，润滑良好；） （2 电机接地完好，电机地脚螺栓及联轴器牢固无松动；） （3 给煤机皮带、托辊无跑偏现象；） （4 清扫链条无卡链、掉链现象，清扫刮板没有发生跑偏；（5）煤仓下手动插板阀、落煤管插板阀已打开，播煤风

50、、送煤风、密封风手动阀） （6 门开启。 4.2.4.2 给煤系统的投入 将给煤调速切至手动，给煤速度调至最低；1） （ 以上；给煤机经全面检查且空转20min（2） 以上时，启动给煤机，视燃烧情况及当床料温度经启动燃烧器加热至420（3） 床温上升幅度控制给煤量。 给煤系统的调节4.2.4.3 给煤系统投入后，由于最初床温较低，防止部分未燃尽原煤在床内积存，在 1）（以前可采用间一定床温下发生爆燃，造成床温急剧升高无法控制而结焦，床温450 以上后可进行连续给煤；断给煤，待床温稳定在600以上撤除油枪后，可适当调整流化风量及二次风量，使当床温稳定在）（2 650- 22 - 床料流化状态趋于

51、最佳，并随着蒸发量的增加而增加给煤量。 4.2.4.4 给煤系统的退出 （1） 在锅炉停炉过程中，将给煤调节切换至手动，逐渐减小给煤转速，直至转速最低时，停止给煤机的运行； （2） 在减小给煤量的同时，应同时降低二次风量，在确保最低流化风量的同时减少一次风量，此时床温保持在830以上，防止在降负荷过程中出现灭火事故； （3） 在给煤机有检修任务时，关闭煤仓的插板阀、落煤管插板阀并拉空给煤机。 4.2.5 除渣系统的操作 4.2.5.1 除渣系统的检查 （1） 检查电机接线应完好，电机地脚螺栓及联轴器螺栓应牢固无松动； （2） 冷却水系统正常,进出冷却水管应无堵塞现象； （3） 链条、链斗应无开

52、焊及严重变形现象，运行正常； （4） 冷态启炉前应将冷渣机拉空，进渣口不能积渣，以免影响锅炉落渣管自由膨胀。 4.2.5.2 冷渣机的试运转 （1） 开启冷渣机冷却水进出口阀，检查冷却水压力应在指标范围内； （2） 调节调速控制器,测量调速范围； （3） 空载试车,先进行低速运转,再进行高速运转,观察一切正常后即可带料试车； （4） 冷渣机检修、安装完毕后应进行不少于4小时的空转试验，空试前必须检查减速机油位是否正常，若油位不足应给摆线针轮减速机加注40#机油或双曲线齿轮油。 4.2.5.3 冷渣机的投入 （1） 运行前应将冷渣机筒体内注满冷却水，注水时应将筒体上的排气、排污堵头转至最上方打开，以便排气将水注满； （2） 确认减速机加注足量的润滑油，测电机绝缘合格，检查仪表正常，转子转动方向与设备一致，确认无误后启动链斗输送机； （3） 排渣前先打开冷