20-锅炉整套启动调试调试措施要点

1、工程代号1102-6152密级一般专业代号605目录号20华电莱州发电有限公司一期（2X 1000MW级）工程#1机组锅炉整套启动调试措施（A 版 /0）编制:审核:批准:华电莱州发电有限公司一期（2X1000MW级）工程# 1机组锅炉整套启动调试措施1概述1.1锅炉概况华电莱州发电有限公司一期工程两台 1000MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV 输电线路送入光州变电站。主要设备为：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，汽轮机由东方汽轮机厂制造，发电机由东方电机股份有限公司制造。锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运 转层以上露天布置、固态排渣、全钢构

2、架、全悬吊结构n型锅炉。设计煤种为活鸡兔矿、 补连塔煤矿煤，校核煤种是神府和晋北混煤。锅炉点火油系统采用机械雾化方式，并采 用微油点火装置，燃油采用0号轻柴油。制粉系统采用冷一次风正压直吹式，设有两台 50%容量的动叶可调轴流式一次风机，提供一次热、冷风输送煤粉。采用两台静叶可调 吸风机和两台动叶可调送风机。锅炉采用二级点火方式，点火方式采用高能电火花点燃 轻油，然后点燃煤粉。油燃烧器共 48支油枪，采用机械雾化方式，每支油枪的出力为 0.9t/h,采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置，锅炉 设有微油点火燃烧器以及微油点火系统，后墙最下层配置8支气化小油枪以节约燃油，

3、降低调试和运行费用，#1锅炉采用不配置启动循环泵的启动系统，#2锅炉采用配置启 动循环泵的启动系统。每台锅炉配有 6台中速辊式磨煤机。锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用燃料/给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利 用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温， 且在低温再热器至高温再热器间连接管道上 设有事故喷水以备紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况时投用。锅炉装有吹灰器共138只，以保持各受热面的清洁。吹灰器能实现远程操作。锅炉带基本负荷并参与调峰，且能满足锅炉 RB、50%和100%甩负荷试验的要求。 点火及助燃燃用#0轻柴油，锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的 30%B-MCR

4、，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率 100%的要求。本工程设有烟气脱硫系统。在锅炉尾部烟道（位于省煤器出口和空气预热器的入口 之间）上还设有脱硝装置的安装布置条件。脱硝装置按采用氨触媒法方案考虑预留。在 B-MCR工况下，脱硝效率大于75%，即锅炉出口的NOx排放量小于75mg/Nm3（O2=6%）。锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵，一台 30%BMCR容 量的变速电动给水泵作为启动时用。1.2锅炉设备规范名称单位设计参数BMCRBRL锅炉-DG3000/26.15-U 1生产厂家-东方锅炉（集团）股份有限公司过热蒸汽流量t/h30332944.7过热蒸汽压

5、力MPa26.1526.03过热蒸汽温度C605605再热蒸汽流量t/h2466.32424.8再热蒸汽进口压力MPa4.934.68再热蒸汽出口压力MPa4.734.49再热蒸汽进口温度C351347再热蒸汽出口温度C603603省煤器出口水温C331329给水温度C297295给水压力MPa30.3529.9过热器减温水温度C331329过热器喷水减温级数级22过热器喷水各级额定喷 水量t/h89.4/119.288.3/117.8再热器减温水温度C180180再热器喷水减温级数级11再热器喷水各级额定喷 水量t/h00锅炉效率（Qnet.ar）%94.1894.20燃煤量t/h395.6

6、8392.88一次风量kg/s193.1193.3送风量kg/s739.4733.0炉膛出口温度C10271024排烟温度C127125炉膛过量空气系数%1.21.2炉膛容积热负荷kW/m379.7879.21炉膛截面积热负荷MW/m24.484.451.3燃煤成分及特性项目单位设计煤种校核煤种收到基全水份Mt%15.4013.80空气干燥基水份Mad%5.065.63收到基灰份Aar%12.6725.48干燥无灰基扌车发份Vdaf%32.9325.09收到基低位发热量Qnet.v.arMJ/kg21. 6719. 14哈氏可磨度HGI5654磨损系数Ke2.21.86收到基碳Car%58.9

7、452.30收到基氢Har%3.102.15收到基氧Oar%8.674.66收到基氮Nar%0.620.83收到基硫Star%0.600.78灰变形温度DT（）C11801250灰软化温度ST（T0C12001360灰熔化温度FT（T3）1220>15001.4燃料灰渣特性项目单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%44.0646.54三氧化二铝Al 2O3%20.9321.83三氧化二铁F&03%12.7311.53氧化钙CaO%11.7210.76氧化镁MgO%1.891.66氧化钾K2O%1.201.64氧化钠Na2O%0.470.51氧化钛TiO2%1.091.29二氧化锰

8、MnO2%0.080.07三氧化硫SO3%4.782.26其他%1.051.911.5燃油特性（#0轻柴油）项目单位平均值粘度2.mm /s3.08.0灰分%v 0.02硫分%v 0.2低位发热值kJ/kg41800闭口闪点> 55比重kg/m3817凝固点<02调试目的2.1本方案用于指导机组整套启动锅炉侧的运行工作，确保锅炉安全、稳定运行。2.2完成项目质量验评表要求，各项指标优良率达到95%以上；客户满意度90%以上。2.3通过设备的整组试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题，以尽快地加以处理，保证机组能安全、经济、可靠地投入运行。2.4通过调试，实现满负荷连续试

9、运，参数符合调试大纲要求。2.5严格控制设备膨胀、高温烫伤、蒸汽泄露、煤粉泄露、油泄露、锅炉爆管、设备非正常启动、联锁保护不完善、水冲击、超温超压、乱扔烟头或明火等危险源。安全控制 措施落实到位，无安全责任事故发生。3编制依据3.1电站锅炉性能试验规程 GB10184- 19883.2锅炉启动调试导则DL/T852-20043.3火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996版）3.4火电工程启动调试工作规定（1996版）3.5超临界火力发电机组水汽质量标准DL/T 912-20053.6电力建设安全工作规程 DL/T5009.1 20023.7电业安全工作规程（1994版）3.8防止电力生产重

10、大事故的二十五项重点要求（2000589号）3.9电业生产事故调查规程（2003426号）3.10电力生产事故调查暂行规定（2004第4号）3.11工程建设标准强制性条文（2006版）3.12火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T5437-2009）3.13制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等3.14中国华电集团公司火电工程达标投产考核办法 （2008年版）（中国华电工200996 号文）3.15华电莱州发电有限公司1000MW机组集控运行规程（2011.11.01版）3.16中实易通集团有限公司质量环境安全健康管理文件4调试资源4.1参加调试各单位及人员组织分工技术负责单位：山东

11、中实易通集团有限公司项目参加人：参加单位：山东电建三公司联系人：参加单位：华电莱州发电有限公司联系人：参加单位：上东诚信监理公司联系人：4.2山东中实易通集团有限公司负责技术指导、数据记录、整理和分析、调试报告的编写;电厂负责按运行规程及本措施要求进行操作；设备监护、停送电、消缺、照明、搭建脚 手架由电建公司安排；设备厂家负责单体调试的技术监督和指导；监理公司应充分行使 应有的监理、验收职责。5. 锅炉启动前的准备5.1锅炉启动应具备的条件序号检查内容确认/时间1汽机专业相关辅助系统必须分部试运合格，验收资料齐全：1）辅助蒸汽系统；2）化学除盐水系统及凝结水补水系统；3）凝结水系统；4）除氧给

12、水系统，电动给水泵、汽动给水泵试运合格；5）疏水系统；序号检查内容确认/时间6）仪用空气系统；7）汽轮机盘车系统应能投入；8）循环水系统；9）冷却水系统；10）汽机房内无压放水系统；11）加药取样系统，且药品材料准备好；12）消防水、空调系统。2锅炉下列系统安装完毕：1）锅炉本体及保温；2）汽水系统及保温；3）锅炉烟风系统及密封、冷却系统；4）燃油系统、微油点火系统5）制粉系统、磨煤机润滑油系统；6）冷灰斗密封水系统、除渣、除灰及排污系统；7）电除尘及灰斗加热系统；8）空预器及油润滑系统；9）压缩空气系统；10）吹灰系统；11）化学加药系统达到正常投运条件；12）汽、水取样装置达到正常投运条件

13、；13）输煤系统具备投运条件，原煤斗上满煤。3送、弓1、一次风机联合试运完毕并具备投运条件。4锅炉冷态试验完毕。5锅炉酸洗工作完毕，经验收合格。6锅炉吹管结束。7蒸汽严密性试验、安全阀整定完毕（也可以在机组80%负荷时进行）。8锅炉侧热工系统投运：1）DCS系统调试完毕，具备投运条件；2）所有辅机联锁试验完毕，具备分阶段投运条件；3）机组大联锁保护调试完毕，具备投运条件；4）炉膛火检TV、微油火检TV已安装，调试完毕，具备投 运条件；5）热工各保护调试完毕并具备投入条件。9投运的设备和管道已命名并有标志，所有的阀门已挂牌。10分部试运中的缺陷已消除，投入的设备及系统经分部试运合格， 并经质检部

14、门及有关单位签证验收。11电气侧已具备整套启动条件。序号检查内容确认/时间12机组运行人员、安装人员、调试人员已分值配齐，运行人员经 考试合格，并熟悉运行规程，具备在异常情况下按规程规定 处理事故和异常事件的能力。13记录表格齐全。14试运现场已具备运行及事故处理规程、系统图、安全用具、运 行用具、启动曲线等。15备用设备、接口、系统有明显的标志牌。16照明良好，危险处设防护拦。17具备足够的燃料（油、煤），化学药品及其它必需的材料备品和 工具。项目工程师：专业工程师：5.2锅炉启动前的准备锅炉在点火前，有关运行人员应对锅炉及相关设备进行全面的检查并做好启动前的 准备工作，主要检查但不限于以下

15、内容：序号检查内容确认/时间1.锅炉各部位无任何影响膨胀的异物，各处膨胀指示器装设位置 正确。清除锅炉周围杂物和垃圾，保证平台、扶梯畅通。2.锅炉门孔关闭，所有风门及烟道挡板启闭灵活，挡板就地开关 位置与DCS表计指示相符。3.所有的阀门处于启动前的正确位置，阀门无泄漏，开关灵活， 电动、气动执行机构动作正常，DCS指示与实际位置应相符。4.贮水箱水位计可用。5.油枪位置、金属软管，炉前油系统及阀门，燃烧器风箱等满足 设计、运行要求。6.空气预热器的传动装置、密封间隙、润滑油及冷却系统，各指 示器均处于正常位置。7.吹灰系统应在退出位置。8.各汽水管道吊架，烟风道，燃烧器等吊架完整，受力均匀，

16、弹 簧吊架已处于正常工作状态。9.锅炉DCS控制系统（包括FSSS/BMS）及热工仪表等均处于 正常工作状态。炉膛火焰监视工业电视系统工作正常。序号检查内容确认/时间10.微油点火系统正常，微油火检 TV投入正常。11.化学水处理、给水、冷却水系统正常。12.送、引风机及一次风机等相关设备工作正常。13.除灰、除渣系统相关设备工作正常。14.仪表用空气等相关设备工作正常。15.输煤、制粉系统等相关设备工作正常。16.锅炉消防系统等相关设备工作正常。17.锅炉现场照明系统等相关设备工作正常。项目工程师：专业工程师：6. 锅炉整套启动步骤6.1第一阶段：锅炉点火至汽机3000rpm无负荷调试6.1

17、.1启动前的检查序号调试内容确认/时间1.机组凝汽器投运正常，高低压旁路备好。2.电厂水处理系统投运正常，给水品质满足要求。3.燃油设备备好。4.风烟系统通道畅通。5.闭式冷却水投运正常。6.锅炉启动系统备好。7.过热器/再热器放气阀关。8.过热器/再热器疏水阀开。9.至汽机的主蒸汽管道疏水阀开。10.锅炉启动系统暖管阀备好。11.省煤器、水冷壁疏水阀关。12.锅炉启动系统电动隔离阀开。13.锅炉启动系统调节阀投自动。序号调试内容确认/时间14.过热器/再热器喷水调节阀关、电动截止阀关。15.除氧器给水温度应大于104 Co16.烟温探针投运并已做好校核。17.所有临时管道已拆除，系统恢复正常

18、，保温完整。18.确认所有设备已无人操作，人孔门关闭。19.各主辅设备周围清洁，无杂物，道路畅通。20.机组各系统控制电源已送电且无异常。21.所有转动机械及电动阀门送电且无异常。22.热工各控制系统、报警系统、联锁保护及就地控制系 统止常并已投入。23.控制台上的仪表完好并正常投入，各种指示灯指示正 确，声光报警元好，各操作开关处于正确位置。24.锅炉本体及辅机系统阀门状态正确。25.压缩空气系统吹扫合格且投入运行。26.辅助蒸汽系统正常投入。27.补充水系统、除盐水系统、凝结水精处理系统已正常 投入。28.计算机系统工作正常，CRT显示与设备实际状态相 符。项目工程师：专业工程师：6.1.

19、2低压给水系统冷态清洗序号调试内容确认/时间1.投入本机组辅汽联箱运行。2.确认凝汽器水位正常，除氧器水位调节门手动关闭。 通知化学班长机组开始清管。启动凝结水系统再循环 运行，凝结水泵一台运行，一台备用，低加水位保护序号调试内容确认/时间投入，凝结水精处理走旁路。3.依次对凝结水泵、低压加热器及管道、除氧器进行清 洗。当凝水水质：含铁量200卩g腓放；200卩g/走 循环。4.确认凝汽器及系统冲洗水质合格，根据情况向除氧器 进水，流量控制在400t/h左右。两台汽泵油系统投入， 小机运行冷油器水侧通水，小机备用冷油器水侧排气 后隔离，油温调节投自动。锅炉点火前，小汽机盘车 运行大于3小时。5

20、.确认除氧器冲洗水质合格后，上水投加热提咼温度至 100-120C。确认主机盘车投运正常，开启辅汽至除 氧器电动门、手动门，投入除氧器加热，调节辅汽至 除氧器调节门，使除氧器水温缓慢升高。6.确认除氧器水位正常，按运行规程规定启动电泵打循 环，对高压加热器及管道进行清洗。高加水侧投运后， 投入高加水位保护。项目工程师：专业工程师：6.1.3锅炉上水与冷态清洗序号调试内容确认/时间1.锅炉进行上水前检查，打开各路空气门，关闭各 路疏水门，投入炉底水封，记录各膨胀指示器指 示。2.按运行规程进行检查，除氧器出口水质含铁量V200 PPb时，向锅炉上水。锅炉上水按锅炉运行规程进行操作。锅炉在进水时除

21、氧器须加热，提高给水温度。 注意锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过序号调试内容确认/时间11ir，如果锅炉金属温度小于38C且给水温度较 咼时，锅炉上水速率应尽可能小。省煤器出口放气阀开。当省煤器、水冷壁及分离器在无水状态，以 10%BMCR的给水流量上水。待分离器有水位出现时，要求分离器水位稳定。 逐渐加大给水量到30%BMCR，控制分离器水位， 将分离器水位控制自动投入。充满水后，增大电动给水泵出力，确保空气完 全排空。省煤器出口放气阀关。3.上水时间控制：冬季玄4小时，夏季玄2小时。4.上水过程应密切监视水位变化，并检查各部件是 否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否正常，若发 现异常，应即

22、查明原因，并予以消除。5.锅炉循环清洗当分离器出口水质含铁量Fe>500PPb,应进行 排放；含铁量Fev 500PPb时，进行回收，建立循 环清洗，投运凝结水精除盐装置。当循环清洗进行到省煤器入口水质含铁量 Fev 50PPb,分离器出口含 铁量Fev 100PPb时锅炉清 洗完成，可以进入点火操作程序。当汽水分离器出口含铁量v 500卩g/L SiO2 v 200卩g/可启动锅炉疏水泵，回收进凝汽器。项目工程师：专业工程师：6.1.4锅炉点火准备序号调试内容确认/时间1.按运行规程进行辅助设备启动前的检查和电气、热工联锁保护试验。2.启动火检冷却风机、火焰TV冷却风机，确认风压正 常

23、，备用风机投入自动。3.启动两台空气预热器，投入自动密封装置和温度控 制系统，空气马达处于备用状态。4.启动A引风机。5.调节A引风机，炉膛压力控制投自动，压力控制在设 定值。6.启动A送风机。7.调节A送风机控制挡板，使风量至最小设定值，风量 控制置于自动。8.启动B引风机。9.调节B引风机，炉膛压力控制投自动。10.启动B送风机。11.调节B送风机控制挡板，使风流量至最小设定值，置 空气流量控制于自动。12.确认炉底冷灰斗、省煤器灰斗、烟道灰斗密封良好。13.投入炉膛火焰监视电视，确认炉膛火焰电视摄像头 冷却风参数满足要求。14.投入并设定暖风器A和B温度控制为自动状态。15.调整锅炉风量

24、，维持炉膛负压一100 Pa左右。16.投入暖风器运行。17.启动燃油泵。18.按规程进行油系统泄漏试验和炉膛吹扫。19.打开点火油遮断阀，炉前油系统充油打循环。序号调试内容确认/时间20.炉膛烟温探针投用。21.确认机组运行方式。22.投入微油点火系统火焰TV。23.启动一次风机、密封风机及A磨煤机暖风器系统并进 行暖磨。24.确认微油点火系统达到点火条件。25.给水控制投自动。26.汽水分离器水位控制投自动。27.炉膛压力控制投自动。28.风量控制投自动。29.高低压旁路（HP/LP）控制投自动，凝汽器真空建立， 低旁喷水减温水应备好。30.燃油调节阀控制投自动。31.联系投入电除尘器灰斗

25、、绝缘子加热装置。项目工程师：专业工程师：6.1.5锅炉点火及初负荷序号调试内容确认/时间1.启动F给煤机及F磨煤机。2.锅炉微油点火，投用电除尘器。3.就地观察炉内燃烧情况，调整燃烧，使火焰着火 点适当，燃烧稳定。4.锅炉点火后，应注意监视空预器冷端平均温度， 必要时投入暖风器运行；监视水冷壁、过热器、 再热器金属壁温。5.根据着火情况和燃烧器壁温（壁温测点值V600C），逐渐开启燃烧器冷却风门.序号调试内容确认/时间6.投入微油系统联锁，进行全面检查，正常后根据分离器温升率及升压率控制要求升温升压，炉膛烟温探针显示温度必须小于538 C。7.锅炉点火后，确认高、低旁路控制压力、温度上 升率

26、正常，高、低旁减温减压装置均正常投入运 行。8.按运行规程要求对包括空预器在内的受热面进行 吹灰。9.锅炉首次启动要注意监视各部膨胀情况。安装及 运行要有专人记录膨胀。发现有影响膨胀或膨胀 异常，应及时汇报，停止升压，经研究采取措施 消除后方可升压。10.调节磨煤机负荷，按冷态启动曲线控制锅炉升温 升压速率，保持炉膛负压稳定，注意监视各部位 烟温、风温。11.严密监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温；分 离器压力达到0.2Mpa，关闭分离器放气阀；确保 水循环稳定。12.分离器升压至0.20.4MPa,冲洗分离器水位计， 联系热工冲洗仪表管，联系化学冲洗取样管。13.分离器压力升至0.40.5M

27、Pa时，联系安装热紧螺 栓。14.当启动分离器入口温度达到190C,锅炉开始热态 冲洗，联系化学值班员取样化验水质；如启动分 离器入口温度在热态冲洗期间升高较快，可适当 控制磨煤机负荷。15.当分离器排水Few 50ppb热态冲洗结束。序号调试内容确认/时间16.增加燃烧率，维持炉膛出口烟温不大于538C ；当 过热蒸汽温度过热度超过50 T，蒸汽流量建立。 包覆过热器疏水阀关。17.关过热器分隔屏放气阀，燃烧率可以增加。在汽 机同步或蒸汽流量达到10%以前，燃烧率维持炉 膛烟温探针显示温度必须不大于538018.调整HP/LP系统的压力设定，工作在启动方式。19.稳定主汽压力9.6MPa,主

28、汽温度在370E时，调 整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配。联系汽机 冲转。20.检查锅炉膨胀位移，并做记录。21.汽机同步后，关所有过热器、再热器疏水、放气 门；退出炉膛烟温探针。22.主蒸汽压力由旁路控制切换到汽机控制，锅炉/ 汽机控制方式为汽机跟随方式 （TF MODE）。23.通过调整燃烧率和风量，控制过热蒸汽温度及再 热蒸汽温度。24.冲转后，维持锅炉参数，适应汽机要求。25.汽机冲机至3000rpm疋速后，调整锅炉运行参数， 配合进行汽机和电气试验以及初步燃烧调整试 验，时间大约3-4天。26.电气试验结束，准备并网带初负荷。27.并网后带初负何1 2小时，机组解列，做机超速 试验。

29、28.在锅炉升温升压过程中注意检查锅炉膨胀情况。项目工程师：专业工程师：6.2第二阶段：带负荷调试序号调试内容确认/时间1.按第一阶段程序要求进行点火、冲转、并网工作。2.机组带负荷至5%BMCR。3.冲转A汽动给水泵组。4.缓慢增加磨煤机出力，就地观察煤粉着火情况， 监测煤粉管内气流速度，视情况作必要的燃烧调 整。5.设定机组负荷命令为35%BMCR。6.锅炉按照机组冷态启动曲线进行升温、升负荷。7.投入A汽轮机-给水泵组，电泵退出运行作备用。8.按磨煤机运行规程规定启动A制粉系统.9.当锅炉负荷至35%BMCR时，运行方式从湿态正 式转入干态运行。注意：当锅炉负荷达到 35%BMCR以前，

30、给水品质必须核实确认合格。在 锅炉干/湿态切换区域内不得长时间停留或负荷上 下波动，以免控制程序频繁切换增加机组的扰动。10.视燃烧稳定情况切除微油点火装置。11.辅汽汽源切换，并投入辅汽压力自动控制。12.继续升负荷至50%ECR。13.磨煤机带负荷调试。14.配合热控专业投自动。15.进行50%ECR甩负荷试验。16.重新升负荷进行厂用电切换试验。17.停机，进行除氧器及凝汽器等系统的清理工作。18.按前述步骤重新升负荷，当负荷50%ECR时，冲 转并投入B汽轮机-给水泵组。19.逐步升负荷，稳定燃烧，依次启动 B磨煤机、E磨 煤机。20.机组负荷70%ECR时，对吹灰器进行调试并对锅 炉

31、受热面全面吹灰一次。21.进仃过、再热器安全阀的整定工作。22.配合热控专业投自动。23.继续升负荷至100%ECR。序号调试内容确认/时间24.进行燃烧初调整。25.根据具体情况决定是否进行 验。100%ECR甩负荷试项目工程师：专业工程师：6.3168小时满负荷连续试运行在机组经带负荷阶段试运后，机组能正常运行，断油、投高加、保护 100%投入、 自动投入率在90%以上等按验标要求的各项指标达到后即可进入 168小时试运阶段。 在机组168小时试运阶段主要以稳定运行为主。序号调试内容确认/时间1.影响机组满负荷运行的缺陷已全部消除。2.煤场燃料充足，其成分和发热量接近设计要求。3.已与中调

32、联系，电网具备机组满负荷连续试运条件。4.锅炉热态启动前必须确认停炉期间进行的检修工作已经结束。5.锅炉热态启动过程与冷态启动过程基本相同。6.锅炉点火前各疏水门均应关闭。7.热态启动升温升压过程中，锅炉疏水门的控制要求：锅炉点火升压后应确认炉水合格；全开过热器和再热器疏水门；联系开启汽机主汽门前疏水及再热蒸汽管道疏水，8.进行暖管。？投入高、低压旁路系统，控制升温、升压速度；冲机后关闭过热器及再热器疏水。9.投入锅炉烟温探针，防止锅炉管壁超温。10.锅炉点火后，在确保分离器壁温差不超限的情况下， 应 尽快地增加燃烧率，使蒸汽参数尽快达到冲转参数。11.汽机冲转后，根据汽缸温度情况关闭机侧疏水

33、。12.根据汽机带负荷要求，增投制粉系统。？并根据升温速序号调试内容确认/时间度投减温水防止超温。13.按生产单位运行规程规定进行机组满负荷试运行。14.在168小时连续试运行期间进行锅炉的燃烧调整工作及 吹灰器的最终调试投用。15.由于系统或其它原因，机组不能带满负荷时，由试运指 挥部决定应带的最大允许负荷。项目工程师：专业工程师：6.4锅炉停炉序号调试内容确认/时间1.锅炉停炉前，应对系统进行一次全面检查，记录缺陷。2.锅炉停炉前，应对各受热面进行一次全面吹灰。3.准备减负荷。4.在减负荷过程中，应加强对风量、汽水分离器出口工质 温度及主蒸汽温度的监视，若自动难以控制，应及时用 手动进行风

34、量、煤水比及减温水的调整。同时应注意汽 水分离器水位的监视和控制。5.控制减负荷速度为每分钟2%BMCR ；6.退出主汽压力自动。7.减负荷时，运行的制粉系统的给煤机转速应均匀减小， 当给煤机转速降至60%左右时，可选择停一台制粉系 统。8.停止制粉系统的给煤机时，根据汽机及负荷情况，？适当增加运行给煤机的转速。9.用同样的方法可停止第二套制粉系统。10.负荷降至500MW时，保持3台磨煤机运行。11.负荷降至330MW，停用第三台磨煤机；加强对给水流 量的监视和调整。降低汽泵负荷，并视情况停止一台汽序号调试内容确认/时间泵运行。12.继续减负荷。当负荷降至300MW时，投用F制粉系统小 油枪

35、系统，起到稳燃作用。13.当机组负荷为100MW时，停用除F磨煤机外的其他磨煤 机，保持小油枪点火系统运行。14.锅炉继续减负荷，当给水流量为706t/h,主蒸汽压力接 近8.0MPa时，将机组负荷减至零。15.停止最后一套制粉系统运行，锅炉熄火，停止两台一次 风机运行。16.通知值班员，退出电除尘运行。17.保持30%MCR通风量吹扫5分钟后，按程序停止送风 机、引风机运行。18.锅炉熄火后，将分离器水位升至最高可见水位，停止进 水。19.空预器停条件满足时（入口烟温低于150C ），停止空预器 运行。20.炉膛温度不大于90C时，停止火检冷却风机运行。21.根据情况决疋停炉后采取热备用或放

36、水， 并采取锅炉防 腐措施以保护锅炉。22.停炉后继续监视排烟温度及空预器烟温，防止空预器着 火。23.填写试运记录。项目工程师：专业工程师：7锅炉运行的控制与调整7.1锅炉运行的监视和调整7.1.1锅炉运行的监视和调整，必须保证各参数在允许的范围内变动，并应充分利用和 发挥自动装置调节功能，以利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量，当自动装置投运时，运行人员应加强对各工况参数的监视，并应经常进行参数变化情况 的分析，发现不正常时，应立即将其切至手动，维持运行工况正常，并应尽快处 理。7.1.2锅炉运行调整的任务7.1.2.1保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求；7.1.2.2调节各参数在允许

37、范围内变动；7.1.2.3保持炉内燃烧工况良好；7.1.2.4确保机组安全运行；7.1.2.5及时调整锅炉运行工况，提高锅炉效率，尽量维持各参数在最佳工况下运行。7.2锅炉的燃烧调整7.2.1锅炉燃烧调整的目的是：确保燃烧稳定，提高燃烧的经济性，使燃烧室热负荷分 配均匀，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、结油垢等，保证锅炉运行各参数正 常。7.2.2锅炉运行时，应了解燃煤、燃油品种和化学分析，以便根据燃料特性，及时调整 运行工况。正常运行时运行人员应经常对燃烧系统的运行情况进行全面检查，发 现燃烧不良时应及时调整。7.2.3锅炉燃烧时应具有金黄色火，燃油时火焰白亮，火焰应均匀地充满炉膛，不冲刷

38、水冷壁及屏式过热器，同一标高燃烧的火焰中心应处于同 一高度。燃料的着火点 应适中，距离太近易引起燃烧器周围结焦烧坏喷咀；距离太远，又会使火焰中心 上移，可能会使炉膛上部结焦，严重时还将会使燃烧不稳。7.2.4正常运行时，应维护炉膛负压在-50-100Pa,锅炉上部不向外冒烟。7.2.5锅炉运行时，应尽量减少各部位漏风，各门、孔应关闭严密，发现漏风应及时堵 塞。7.2.6炉膛出口氧量值应根据不同的燃料特性和负荷来决定，当氧量控制在手动方式时,应根据氧量设定值进行调节，若氧量控制投自动时，可通过改变氧量设定值来进 行自动调节。当燃用灰熔点低或煤油混烧时，为防止炉膛结焦，可适当提高炉瞠 出口氧量。7

39、.2.7为确保锅炉经济运行，应维持合格的煤粉细度，定期对飞灰、炉下灰取样分析， 进行比较，及时进行燃烧调整。7.2.8锅炉进行燃烧调整或增加负荷时，除了保证汽温、汽压正常外，还应使水冷壁出 口温度维持在正常值范围内。燃烧器投用后，应检查着火情况是否良好，及时调 整风量，防止烟囱冒黑烟。7.2.9当锅炉由于各种原因造成燃烧不稳时，应及时投入油枪、稳定燃烧，并查明原因， 及时消除燃烧不稳的因素。若锅炉发生熄火时，应立即停止向炉膛供给燃料并进 行吹扫，避免扑灭而引起锅炉爆燃。7.2.10低负荷时燃烧调整注意事项：1）低负荷运行是指机组负荷低于500MW ；2）保持机组出力稳定，加减负荷要平稳，加强对

40、锅炉参数的监视；3）注意炉膛燃烧稳定性，避免制粉系统隔层运行，磨煤机处于隔层运行且燃烧 不稳时，应投对应层油枪稳燃；4） 机组负荷接近最低稳燃负荷时，若 F磨煤机在运行，投入F层燃烧器的微油 点火系统；5）负荷大 400MW时，三台磨运行，其中两台磨的出力45t/h;6）负荷v 300MW时，保持二台磨煤机运行，根据磨煤机的运行情况投入相应 层的油枪助燃，当油枪投运时，空气预热器应投连续吹灰。7.3锅炉汽温的调整7.3.1锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在58550以内，再热蒸汽温度应控制在603芳C，两侧温差小于10C。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。7.3.2主蒸汽温度的调整是通过调节

41、燃料与给水的比例，控制启动分离器出口工质温度（中间点温度）为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，启动分离器出 口工质温度是启动分离器压力的函数，启动分离器出口工质温度应保持微过热， 当启动分离器出口工质温度过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温 度正常。7.3.3再热蒸汽温度的调节以尾部烟道挡板调温为主，微量喷水调节为辅，低负荷可通 过调整过量空气系数来调节。7.3.4减温水的使用及注意事项。1）一级减温水用以控制分隔屏过热器的壁温，防止超限，并辅助调节主蒸汽温度的稳定，二级减温水用以控制后屏过热器的壁温，三级减温水是对蒸汽温度的最后调整。2）正常运行时，三级减温水应保持有一定的

42、调节余地，但减温水量不宜过大，以 保证水冷壁运行工况正常，在汽温调节过程中，应尽量控制减温水两侧偏差不大 于 5t/h。7.3.5调节减温水维持汽温，有一定的迟滞时间，调整时减温水不可猛增、猛减，应根 据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。7.3.6低负荷运行时，减温水的调节尤须谨慎，为防止引起水塞，减温后温度应确保过 热度20r以上，投用再热器微量事故喷水时，减温后温度的过热亦应大于20C,当减负荷或机组停用时，应及时关闭事故减温水隔绝门。7.3.7锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给水泵、风机、 吹灰等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监

43、视并及 时进行汽温的调整工作。7.3.8高加投入和停用时，给水温度变化较大，各段工作温度也相应变化，应严密监视 给水、省煤器出口、螺旋水冷壁管出口工质温度的变化，待启动分离器出口工质 温度开始变化时，维持燃料量不变，调整给水量，控制恰当的启动分离器出口工 质温度使各段工质温度控制在规定范围内。7.4给水调整7.4.1机组启动及负荷v 300MW且贮水箱水位在3.0m8.3m之间时，省煤器入口给水 流量保持850t/h的最低流量；7.4.2锅炉在转干态运行前，给水由旁路切为主路运行，注意监视贮水箱水位正常；7.4.3汽动给水泵转速达到3000rpm以上时，小机切为给水控制；电动给水泵和一台汽 动

44、给水泵并列运行时，汽动给水泵投自动，电动给水泵置经济出力；7.4.4直流状态下的给水调整：1）给水量调整主要依据分离器出口过热度（不同负荷对应不同的温度）和水煤比，保证水冷壁、过热器管壁不超温，过热蒸汽不超温、不低温；2） 两台汽动给水泵并列运行时，小机转速偏差不超过50rpm，转速不超过5800rpm，流量偏差不超过100t/h；3）在高加解列或投入时，注意调整给水量，防止主蒸汽低温或超温；4）在调整给水的过程中，保证锅炉负荷与水煤比的对应关系，防止水煤比失调造 成参数的大幅度波动。8锅炉事故处理程序&1再热器保护当炉膛出口烟气温度超过538C时，降低进入再热器的蒸汽流量会引起再热器

45、超温和管 子损坏。为防止这种情况发生，应投入下列再热器自动保护联锁。再热器流量监测：如果蒸汽在再热器的上游被大量抽取会使进入再热器的流量大量减少，此时所有的燃料在延迟最多10s后自动减少。&2汽轮机阀门关闭如果由于汽轮机阀门关闭而引起机组负荷的下降，HP/LP阀会自动打开，使锅炉处于运行状态。如果HP/LP在10s内打开会使过热器和再热器有蒸汽通过，否则所有燃料应 解列。&3汽轮机解列如果出现失去机组负荷使汽轮机解列，HP/LP将会自动打开给过热器和再热器提供蒸汽 用以维持锅炉运行。再热器安全阀会保护再热器避免超压。 再热器到凝汽器疏水应打开确保再热器内蒸汽流 量。&4

46、解列后操作程序MFT后炉膛必须立即吹扫。尽可能快地清空磨煤机。参见MFT程序。在打开汽轮机进汽阀前，启动点火阶段必须恢复燃料系统。必须重新设定启动程序，如 汽轮机冲转程序。注意：应密切关注蒸汽带水情况以防炉水进入汽轮机，例如：a. 不明原因的主汽温和再热汽温突然降低；b. 由于水击引起的蒸汽管的振动；c汽轮机监视仪表显示异常振动和不均匀膨胀。&5主燃料跳闸MFT时，所有燃料应立即切除。如果煤粉喷嘴正在运行，磨煤机应立即解列。切除磨煤机时会自动程序切除给煤机和关闭热风门挡板。如果MFT发生时正在燃油，应立即关闭燃油阀和单独的油喷嘴切断阀。下面的步骤时在紧急状态时的方法：8.5.1维持机组

47、预设风量对系统吹扫 5min。如果准备热态再次启动，吹扫时的空气流量 可以逐步减低到点火风量（30%BMCR）。8.5.2所有引风机和送风机都解列后的 MFT程序：引风机和送风机出口挡板应打开以使机组处于自然通风状态。 开启风机挡板应确定为定 时或控制状态以避免在风机降负荷过程中出现炉膛过高负压。 风机出口挡板应维持开启 状态至少15mi n。在15min内，烟风道强制通风，引风机和送风机不能启动。在15min后，引风机和送风机可根据相应的启动程序进行启动。8.5.3当机组发生燃料切断时正在燃油运行，应使相应喷嘴切断阀关闭。如果稍后将马 上启动，油枪不需要进行清扫。否则油枪应退出、清扫后再重新

48、投入使用。8.5.4在燃料切断过程中，如果所有辅助风已失去，必须维持一定的冷却水量。8.5.5在燃料切断过程中，如果所有辅助电源失去，电源恢复后应启动风机吹扫炉膛 5min 并转动空气预热器。8.5.6当发生燃料切断时，磨煤机正在运行，应继续清除磨煤机内的煤且尽可能按照如 下程序进行：1）关闭所有已停用磨煤机出口门。防止磨煤机再次启动突然炉膛压力升高， 使热炉膛 烟气经煤粉管道进入磨煤机。2）建立足够的点火能后启动磨煤机。3）清理磨煤机。如果由于负荷条件或BMS系统要求，不可能建立所有磨煤机的点火许可条件和清理磨 煤机存煤的条件，此时任何无关磨煤机的出口门应打开以允许冷空气流入磨煤机，保持 出

49、口门开启状态直到磨煤机具备清理条件后方可重新启动。每次另外磨煤机投运或退出、已停用磨煤机的清理必须再次采取临时隔离措施。（1）如果磨煤机将继续运转，当磨煤机电流下降时应启动相关给煤机。当给煤机启动时，开启热风隔绝门并使磨煤机上升到正常的运行温度。一定负荷下的磨煤机跳闸操作程序应是在相关给煤机启动前只维持冷风运转。（2）如果磨煤机不能继续运转，应在完全清空磨煤机后停运。磨煤机出口门应保持开启以允许冷风通过磨煤机。8.5.7在紧急跳闸情况下磨煤机内的剩余燃料可能会导致自燃。如果机组不能在合理时间内（45min）重新启动，应清空磨煤机，然后使磨煤机冷却到环境温度手动停运。如 果不能进行这些操作，隔绝

50、磨煤机并关闭所有进出口门防止炉膛烟气进入。&6失负荷时汽轮机保护在机组重新启动阶段，对汽轮机故障和炉水进入汽轮机必须特别注意。在主蒸汽管和冷 再管可能会有水凝结，启动分离器的异常高水位也会使炉水进入过热器，减温器的不正 常打开和喷水控制阀的泄漏也会导致炉水进入过热器或再热器。&7水冷壁流量低如果由于给水流量、控制或运行人员操作失误使水冷壁流量低于最低设定值，在延迟最多10s后自动切断燃料。因水冷壁低流量将导致水冷壁管过热导致故障：1）立即切断燃料；2）关闭所有从机组来蒸汽（隔绝汽轮机、驱动辅机的辅助蒸汽等）；3）如果问题已经解决，再次建立水冷壁最小循环流量；4）在首次冷却过程维

51、持较高炉内空气流量；5）如果锅炉受压件可能发生事故，通过开启过热器启动疏水逐步降低蒸汽压力。在锅炉 冷却过程中应降低炉内空气量。机组一旦达到足够冷却，关闭空气预热器和风机。当 贮水箱金属温度达到93C，锅炉疏水进入正常疏水状态。确定由于低水冷壁流量和检 查锅炉过热信号，如受压件泄漏等；6）维修泄漏点；7）维修后再次投运锅炉应进行水压试验。&8水冷壁管温度高8.8.1如果螺旋水冷壁金属温度超过设定值，在延迟最多3s将自动切断燃料。这切断过程是保护受热面管过热，防止出现故障，因此需要立即MFT动作。8.8.2水冷壁超温可能显示过度燃烧、水冷壁流量低或两种情况的综合。过度燃烧可能 导致负荷的急剧变化。水冷壁流量低可能导致过度的过热器喷水量。在锅炉再次点火期 间应检查这些因素和加强控制。&9管子事故如果水或蒸汽管故障，最佳的停炉方法将根据管子事故大小、维持正常水位和维持机组 运行情况进行处理。下列的方法是根据运行人员判断的比较常规的方法。8.9.1水冷壁管如果受热面管子泄漏或故障不包括严重的给水供水管疏水故障，水位应维持并采用正常方式使机组解列，其方法为：1）如果条件许可投入吹灰器；2）切换燃烧方式到手动状态并降低燃烧率且使空气流量保持在正常值；3）当所有燃料