300MW机组运行规程锅炉部分

.z.1设备技术规与热工定值锅炉设备特性巴·威为耒阳电厂二期工程生产的二台B﹠WB-1025/17.2-M锅炉为单汽包、单炉膛平衡通风、中间一次再热、固态排渣、“w”火焰燃烧方式、露天戴帽布置、亚临界压力、自然循环燃煤锅炉；锅炉为双拱炉膛，炉膛宽度为21m，上炉膛深度为8.4m，下炉膛深度为15.6m，炉高为45.12m(由水冷壁下集箱到顶棚)，水冷壁下集箱标高为7.6m，汽包中心线标高为56.99m，炉拱标高为25.37m，.前后拱上各布置8支浓缩型EI-*CL双调风旋流燃烧器，下射式喷射，火焰呈“W”形。每台燃烧器配备火焰检测器和点火器，火检配备二台探头冷却风机，点火器由高能点火装置和点火油枪组成，其推进机构采用气动驱动方式。油枪采用机械雾化，燃用轻柴油，16支油枪可带负荷30％MCR以上。在前后墙上各布置一个分隔风箱，在下炉膛前后墙布置了分级风，二次风调节系统采用推拉式轴向调风结构。水冷壁为膜式水冷壁，在热负荷较高的区域布置螺纹管。有4过热器由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器及二级过热器组成。顶棚管处于炉膛和水平烟道上部；包墙管为膜式结构；一级过热器位于后竖井烟道；屏式过热器位于炉膛上部；二级过热器位于折焰角上方；一级喷水减温器布置在一级过热器出口集箱到屏式过热器进口集箱的连接管上，二级喷水减温器布置在屏式过热器出口集箱到二级过热器进口集箱的导管上，一二级减温器均采用文丘里式；再热器分低温、高温两部分：低温部分布置在竖井前部，由四个水平管组形成，高温部分布置在水平烟道；低温再热器进口处有事故喷水，正常调温由烟气挡板调节；省煤器位于尾部竖井后烟道下部的低温区，由与烟气成逆流布置的水平管组和悬吊一级过热器水平管组的引出管组成。给水从锅炉左侧引入省煤器下集箱。省煤器前后上集箱通过90度弯头和T形管接头连到一起，给水经由左右两根导管引入锅筒；配备正压直吹式制粉系统，离心式一次风机和密封风机各二台，四台瑞典SVEDALA双进双出磨煤机，八台STOCK称重给煤机；风烟系统配两台动叶可调轴流式引、送风机、离心式一次风机，二台三分仓回转式空预器；五台ATLAS生产的20Nm3/min无油空压机供两台机组仪用和厂用共用；二台BE型电除尘器，设计效率为99.68％，除灰渣系统采用就地集中控制，包括:炉底渣灰系统，省煤器水力输送系统，溢流水系统；炉膛、水平烟道及尾部受热面配有蒸汽吹灰器；锅炉可带基本负荷和带负荷调峰；锅炉能以滑压和定压模式运行；滑压运行围为30-90％BMCR。锅炉设备技术规锅炉主要性能参数名称单位负荷工况B-MCRTHA主蒸汽流量t/h1025895主蒸汽压力Mpa17.217.08主蒸汽温度℃540540再热蒸汽流量t/h849748再热蒸汽压力(进/出口)Mpa3.827/3.6823.51/3.386再热蒸汽温度(进/出口)℃329/540316/540给水温度℃280272空预器一次风进口温度℃3736空预器二次风进口温度℃2828热风温度℃378364省煤器出口过剩空气系数1.251.25炉膛出口过剩空气系数1.241.24排烟温度(未修正)℃121114干烟气热损失(q2)%4.083.78燃料中H2及H2O热损失%0.20.18空气中水分热损失%0.090.08不完全燃烧热损失(q3+q4)%3.303.30散热损失(q5)%0.250.25制造裕度/未计损失%0.21/0.50.21/0.5锅炉热效率%91.3791.70炉膛容积热负荷Kw/m398.8炉膛断面热负荷(上/下炉膛)Kw/m34.55/2.45炉膛出口烟温℃1025排污率%≤1≤1循环倍率4.623出口含汽率％40.3732.2引出管占连接系统截面比％49.0949.09过热器设计压力MPa19.65再热器设计压力MPa5.0省煤器设计压力MPa20燃料特性参数锅炉设计煤种为耒阳无烟煤，其煤质及灰成分分析数据如下：项目单位数值变化围A．煤质分析(设计煤)碳Car(收到基)％62.29氢Har(收到基)％1.08氧Oar(收到基)％2.83+0.1，-0.05氮Nar(收到基)％0.42硫Sar(收到基)％0.38灰Aar(收到基)％24.89+4.5，-4.5全水份Mt(收到基)％8.11+1，-2空干基水份Mad％2.20干燥无灰基挥发份Vdaf％6.19+1.5，-1收到基低位发热量Qnet.v.arKJ/kg21248+1254，-2091可磨性系数HGI68+6，-5进入炉前煤仓的最大粒径mm120B．煤灰分析(设计煤)三氧化二铁Fe2O3％4.81氧化钙CaO％3.40氧化镁MgO％1.33氧化二钠Na2O％1.20氧化二钾K2O％1.92二氧化硅SiO2％55.93三氧化二铝Al2O3％23.98二氧化钛TiO2％1.49三氧化硫S2O3％4.00二氧化二磷P2O5％0.20变形温度DT℃1260软化温度ST℃1315熔融温度FT℃1415C．点火及助燃用油(*0轻柴油)胶体Mg/100ml<70运动粘度(20℃CST3.0-8.16硫％0.2(最大)水溶性酸MgKOH/100ml<10水份％痕迹机械杂质％无闪点(闭口)℃65(最大)凝点℃0(最小)低位发热量(LHV)KJ/kg41870燃烧设备参数序号名称单位数值备注1二次风仓个8前后墙各4个分级风仓个8前后墙各4个2一次风喷口个16EI－*CL双调风旋流式标高：25.85m二次风喷口(/外)个16/16标高:25.85乏气喷口个16标高:21.94m分级风口个64标高:193一次风温℃150THA工况二次风温℃342.6THA工况磨煤机入口风温℃360THA工况4一次风率％7.86THA工况二次风率％58.55THA工况乏气风率％11.59THA工况分级风率％22THA工况5一次风速(喉口)m/s20.0THA工况二次风速(环)m/s19.2THA工况二次风速(外环)m/s37.5THA工况乏气风速m/s21.5THA工况分级风速m/s38.8THA工况6油枪支16机械雾化，气动驱动炉前燃油母管压力MPa≦3单支油枪出力T/h1.47高能点火器支16气动驱动8油火检支169煤火检支1610火检冷却风机台2离心式制造厂家NEWYORKBLOWER型号290ALUM风压Pa＞700011燃油吹扫蒸汽压力MPa1温度℃15012吹灰器台76戴梦德炉膛吹灰器台30IR-3D短伸缩式前、后墙各11台，左右墙各4台水平烟道吹灰器台18屏过、高过、高再各6台竖井烟道吹灰器24IR-545长伸缩式，低再8台，低过14台，省煤器2台空预器吹灰器台4IK-AH/B半伸缩式出入口各一台13烟气侧、风侧阻力（设计煤种）A锅炉本体烟气侧阻力Pa1873炉膛和水平烟道对流受热面Pa132尾部烟道对流受热面Pa767空气预热器Pa974B锅炉本体二次风侧阻力燃烧器Pa1807空气预热器Pa956C锅炉本体一次风侧阻力燃烧器（包括弯头）Pa1475空气预热器Pa555承压设备序号名称单位数值备注1水循环系统循环回路个76汽包总长度mm21100汽包筒身直段长度mm19100封头壁厚mm170SA-299汽包径×壁厚mm1775×185SA-299旋风分离器数量个108分前后三排，直径为φ292mm旋风分离器出力T/h9.613下降管数量根4下降管规格mmφ508×45材料为:SA-分配管数量根106分配管规格mmφ133×12SA-水冷壁管数量(上/下)根972/780水冷壁管规格mmφ60×6SA-210C,管间节距:75汽水引出管数量根110汽水引出管规格mmφ159×14SA-饱和蒸汽引出管数量根30饱和蒸汽引出管规格mmφ133×122顶棚过热器顶棚过热器入口集箱数量个1顶棚过热器入口集箱规格mmφ244.5×40SA-顶棚过热器管数量根140顶棚过热器管规格mmφ76×8SA-213T123包墙管竖进前墙上集箱规格mmφ245×40SA-335P22根186/186/162前侧墙/后侧墙分别为:54/108mmφ42×9/5.5后/侧包墙管规格mmφ42×5.5SA-213T12包墙管下集箱规格mmφ219.1×36SA-竖井隔墙管数量根186竖井上部隔墙管规格mmφ51×6.5SA-213T12竖井下部隔墙管规格mmφ51×5.5SA-213T12水平烟道侧包墙管数量根106水平烟道侧包墙管规格mmφ42×5.5SA-213T12水平烟道两侧墙上/下集箱规格mmφ219.1×36SA-连接管规格mmφ133×12SA-4低温过热器低过入口集箱规格mmφ244.5×45SA-低过水平进口管组数量片186两圈并绕，横向节距：112.5mm低过水平进口管组规格mmφ51×5SA-106低过悬垂出口管组数量片93四管圈并绕,S1=225低过悬垂出口管组规格mmφ51×5SA-213T125屏式过热器屏式过热器每组片数片1222管圈并绕，分前后2组，横向节距：1500屏式过热器管规格mmφ51×6～8.5SA-213T12，SA-213T22屏式过热器进口联箱规格mmφ533.4×55SA-335P22屏式过热器出口联箱规格mmφ533.4×65SA-335P126高温过热器高过入口集箱规格mmφ533.4×60SA-335P22高过入口管组进口分集箱规格mmφ168×2835根,SA-335P22高过入口管组数量片3511管圈并绕，横向节距:600高过入口管组规格mmφ51×6～8.5SA-213T22，SA-213T91高过出口管组进口分集箱规格mmφ193.7×3635根,SA-335P12高过出口管组数量片708管圈并绕，横向节距:300高过出口管组规格mmφ42×7.5～8SA-213T22集汽联箱规格mmφ812.8×90SA-335P917再热器再热器进口集箱规格mmφ609.6×32SA-106C再热器水平管组数量片1863管圈并绕，横向节距:112.5再热器水平管组规格mmφ60×4.5SA-210，SA-213T12过渡管数量片936管圈并绕，横向节距:225过渡管规格mmφ60×4.5SA-213T12再热器垂直管组数量片936管圈并绕，横向节距:225再热器垂直管组规格mmφ60，51×6.5SA-213T12，SA-213T22，SA-213T91再热器出口集箱规格mmφ863.6×65SA-335P228省煤器省煤器下集箱规格mmφ323.9×45SA-106C省煤器水平管组数量片1862管圈并绕，横向节距:112.5省煤器水平管规格mmφ51×5SA-210省煤器悬吊管数量排2横向节距:225省煤器悬吊管规格mmφ60×8SA-213T12省煤口上集箱规格mmφ244.5×32SA-106C省煤器到汽包导管规格mmφ244.5×25SA-106C9水容积(水压试验/正常运行)m3529/206.5省煤器(水压试验/正常运行)m326/26包括给水管锅筒(水压试验/正常运行)m351/25.5水冷壁(水压试验/正常运行)m3155/155包括下降管供水管及引出管过热器(水压试验/正常运行)m3160/0包括包墙管再热器(水压试验/正常运行)m3131/010膨胀指示器燃烧器区域个4B﹠WB28006.0-90尾部竖井下集箱个4B﹠WB28006.0-90集中下降管个4B﹠WB28006.0-90水冷壁下集箱个4B﹠WB28006.0-90汽包个2B﹠WB28006.0-90再热器进口集箱个1B﹠WB28006.0-90省煤器进口集箱个1B﹠WB28006.0-90再热器出口集箱个1B﹠WB28006.0-90二级过热器出口集箱个1B﹠WB28006.0-90金属壁温计算汇总表（在设计压力下）序号名称管子温度(℃)外径mm壁厚mm材料介质温度金属平均温度金属最高温度1省煤器管组608SA-213T12291506515SA-210C2883712低过水平管组515SA-213T22452468515SA-213T22451468515SA-213T12437447515SA-210C3933983低过出口管组515SA-213T22462474477515SA-213T224624744774屏式过热器(下降管束,顶棚以下部分)516SA-213T12432501518516SA-213T12425503523屏式过热器(上升管束,顶棚以下部分)518.5SA-213T22502552574518.5SA-213T22497547568518SA-213T22488537557屏式过热器(顶棚以上部分)516SA-213T12438438516SA-213T12438438516SA-213T22502502516SA-213T225025025151SA-213T225025025高过进口管组(顶棚以上部分)517SA-213T22451451451518.5SA-213T22541541541高过进口管组(顶棚以下部分)517SA-213T22476514527517SA-213T22466499509517SA-213T22478502509517SA-21SA-213T223T22464494503516SA-213T91478503511517SA-213T22483507515518SA-213T22492515523518SA-213T22514537548518.5SA-213T22516538549516SA-213T91541571579高过出口管组(顶棚以上部份)429SA-213T2256956956947.5SA-213T22506506506高过出口管组(顶棚以下部份)427.5SA-213T22536556567428SA-213T22538557567428SA-213T22535553562426SA-213T91566587592426SA-213T915685875936再热器水平管组604.5SA-213T12447492493604.5SA-210C425449450再热器过渡管组604.5SA-213T12465502503再热器出口管组514.5SA-213T22560584586514.5SA-213T91588612613514.5SA-213T91588615617514.5SA-213T12534558560514.5SA-213T12530558560604.5SA-213T12500542543再热器出口管组(顶棚管以上部位)515SA-213T22588588588515SA-213T22588588588热工定值名称单位LLLLLLNHHHHHH备注主汽温度℃530540±5545L、H：报警再热蒸汽温度℃530540±5545L、H：报警汽包水位mm-300-150±25+150+300L：报警H：报警且联开汽包事故放水门HH：延时20秒MFT且汽机跳闸；LL：延时20秒MFT炉膛压力Pa-2500-200-25+200+1700+3240L、H:报警,HH:延时3S炉MFT,如是在未点火状态HH保持5分钟，则跳全部送风机；HHH：延时5秒跳送风机且MFT动作，LL：延时3秒MFT动作，若在无火状态达LL保持5分钟，则延时2秒跳全部送、引风机燃油压力MPa1.82．53．4L:OFT动作空预器轴承温度℃<707085N：启允许；H：报警禁止空预器启动；HH：空预器跳闸空预器转速r/min0.50.81L：报警，延时10S跳主电机，再过3S后联启备用电机；LL：跳空预器空预器入口烟气温度℃150419L：小于L后允许停空预器空预器出口一、二次风温℃378478H：火灾报警空预器吹灰蒸汽过热度℃130L：大于L后允许吹灰空预器吹灰蒸汽压力Mpa1.041.2L：吹灰器允许吹灰工作压力引风机润滑油流量L/min34>3引风机启动允许；<3报警引风机润滑油压力Mpa0.120.4～0.6L：报警；LL：报警，延时30S跳闸引风机液压油压力Mpa0.862.5LL：备用泵自启；L：引风机启动允许引风机滤油器差压Mpa0.35H：报警引风机油箱油位mm150闭锁引风机启动，报警引风机轴承温度℃60～7090110H：报警；HH：跳引风机引风机油箱油温℃3030-4040L：启电加热器H：停电加热器引风机冷油器出口温度℃45＞45℃引风机喘振Kpa现场测定+100延时15S跳引风机引风机电机轴承温度℃8595H：报警，禁止启动；HH：跳闸引风机定子线圈温度℃90130135H：报警，禁止启动；HH:跳闸送风机轴承温度℃60～7090110H：报警；HH：:跳闸送风机电机轴承温度℃8595H：报警，禁止启动HH：跳闸送风机电机定子温度90130135H：报警，禁止启动；HH：跳闸送风机润滑油压Mpa0.35L：报警；LL：报警，跳闸送风机润滑油流量L/MIN3>3送风机启动允许；<3报警送风机液压油压力Mpa0.862.5L：备用泵自启H：送风机启动允许送风机滤网压差Mpa0.35H：报警送风机油箱油位mm150L：报警送风机油箱油温℃3030-4040L：启电加热器H：停电加热器送风机冷油器出口温度℃45＞45℃送风机喘振Kpa现场测定+100延时15S跳送风机一次风机轴承温度℃≤656570H：报警HH：联跳轴承温度℃8595H：报警且禁止启动HH：联跳定子温度℃130135H：报警HH：联跳Mpa1.035H：润滑油泵出口安全阀动作Mpa1.8212341.41.8～23启磨允许；HH：顶轴油泵出口安全阀动作℃45〈858590N：启磨允许；H：报警HH：跳磨煤机℃〈777788N：启磨允许H：报警HH：跳磨煤机℃〈858590N：启磨允许H：报警HH：跳磨煤机℃<808090H：报警HH：跳磨煤机℃<120145H：报警HH：跳磨煤机℃2427324649＞LL：允许启润滑油泵；L：投电加热器；N：停电加热器；H：加热器故障警L/min63L：报警L/min66＞L：启磨允许250＜H：启磨允许Kpa311＞L：启磨允许＞H：跳磨℃100150175L：启磨允许；H：延时3分钟跳磨Kpa3.54.5＜N：启给煤机允许；≥H：报警，延时15M跳磨Kpa3.54.5＜N：启给煤机允许；≥H：报警，延时15M跳磨Kpa1.31.5＜L，LL：报警；＞LL：启磨允许Kpa207242＞H：须更换滤网；＞HH：走旁路Mpa0.40.550.75L/LL：报警，联启备用空压机Mpa0.70.8L：加载，H卸载℃50Kpa3.57LL：（三取二）MFTL：联启备用风机mm195470MPa18.4719.65H：起座，L：回座MPa18.7519.95H：起座，L：回座MPa18.8220.23H：起座，L：回座MPa17.5518.28H：起座，L：回座MPa17.7817.0818.51H：起座，L：回座MPa16.9817.69H：起座，L：回座MPa4.084.26H：起座，L：回座MPa4.204.39H：起座，L：回座MPa3.874.05H：起座，L：回座MPa3.954.12H：起座，L：回座锅炉启动总则安装和大修的锅炉启动前必须完成主、辅设备的试运、试验和调试、验收工作；小修后的锅炉启动前须完成所修设备的试运、试验和调试、验收工作；锅炉机组大、小修后，值长应有设备改进项目的变更竣工报告以及系统更改完工后的交底说明；选择正确的启动方式；下列任意情况，禁止启动锅炉：影响机组启动的系统和设备检修工作未结束、工作票未注销时，或经检查试验及试运不合格时；未进行各联锁、保护、跳闸试验或试验不合格；DCS系统异常，影响机组运行操作、监视时；热控主要表计如：主汽温度、主汽压力、再热汽温度、再热汽压力、汽包水位、炉膛压力、给水流量、蒸汽流量等不能正常投入时；炉水品质不合格；锅炉炉膛安全监控系统不能正常投入时；热控信号系统故障，不能正确投入时；锅炉的主要附属系统设备安全保护性阀门或装置（如：安全门、PCV阀、汽包事故放水门、燃油电磁阀）动作不正常。启动前的机械检查锅炉启动前，必须确认安装和检修工作已全部结束，并验收合格，所有检修工作票已全部注销；各平台、楼梯、通道畅通，栏杆完整牢固，地面清洁无杂物，各处照明良好，消防设施齐全；检查炉膛及烟道，确认无人工作，无工具遗留，脚手架已拆除，受热面清洁，卫燃带完整无脱落，各看火孔、检查孔开关灵活，检查后关闭严密；各系统保温良好，支吊架完整，表计齐全无泄漏，各部防爆门完整无损，无妨碍动作的障碍物；风门、挡板、阀门完好，标志编号齐全，正确，开关灵活，方向指示清晰正确，远方控制装置完整牢固；各部膨胀指示器完整，位置正确，指示刻度清晰正确，指针无卡涩并记录初始值；燃烧器保温良好，风道及风箱上无积粉、积油，无妨碍风箱膨胀的杂物；燃油系统及其吹扫蒸汽、油枪、点火器及其控制系统完好可用；蒸汽吹灰系统完好，吹灰器传动灵活，位置显示正确，并全部在退出位；炉膛烟温探针进退灵活并投入，炉膛火焰监视及冷却系统完好；就地水位计清晰可用，汽水阀门开关灵活无泄漏，照明充足，摄像系统完好可用；安全阀、PCV阀完好，排汽管畅通，装设牢固；通知灰控、化学、燃运人员对所属各系统进行全面检查，做好启动前的准备，并具备启动条件；各辅机、转动机械及其辅助设备检查合格；机械部分无卡涩，润滑油油质合格、油量充足，冷却水、轴封水等正常；参照阀门检查卡，检查各阀门，风门处于启动前位置。热工及电气方面检查集控室照明充足，事故照明可靠；仪表电源已送上，操作及切换开关齐全，指示灯完好；所有变送器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭；报警装置、保护盘、控制盘及各监视器、记录仪和打印机均已正常并投入；OIS站工作正常，CRT显示及表计显示和设备实际状态相符；核实所有安全联锁装置是否处于工作状态，确认CCS、FSSS、PLC、DAS等联锁保护正确；各辅机电机绝缘良好。启动前的试验与准备启动前的试验按照<<耒阳发电厂300MW锅炉启动试验册>>进行并保证合格；通知化学、检修、燃运、热工锅炉准备启动；确认各岗位做好启动前的准备工作；确认各阀门、风门、挡板符合阀门卡要求；送上各辅机动力及操作电源，送上各仪用、控制电源；投入工业水系统，检查运行正常；启动空压机系统运行，检查系统运行正常，保证压缩空气压力在0.65Mpa以上；联系邻机向本机辅汽联箱供汽，并保持压力在0.65Mpa0.80Mpa；检查并投入燃油系统油循环，投入燃油吹扫蒸汽并暖管疏水干净；投入冲灰、冲渣水，炉底和省煤器灰斗水封注满水；启动各磨煤机及引、送风机油站运行，视油箱油温情况，投入电加热运行，启动引风机冷却风机运行；锅炉点火前12小时投入电除尘灰斗加热自动，点火前2小时投电除尘振打。锅炉上水锅炉上水的凝结水或除盐水水质必须满足下列要求：凝结水除盐水外状无色透明硬度0mmol/L硬度≤0umol电导率≤0.5us/cm铁≤1000ug/kg二氧化硅≤20ug/L铜≤200ug/kgpH9上水温度应大于20℃，并尽可能接近汽包壁温，水温和汽包壁温差不应超过28℃，上水过程中，汽包上下壁温差不大于进水前检查下列阀门应开启：给水电动总门、给水旁路前后截止门、省煤器空气门、汽包空气门、水位计水侧及汽侧各门；检查下列阀门应关闭：主给水电动门、旁路给水管高压放水门、省煤器放水门、汽包水位计放水门、连续排污门、汽包事故放水门、下降管分水集箱放水门及定期排污门、炉底加热各门、减温水各门、二过反冲洗门等；省煤器空气门连续冒水后关闭；根据汽包壁温对进水温度的要求，按照的要求启动凝结水泵或汽泵前置泵(或电泵)用通过给水旁路向锅炉上水，上水至省煤器空气门冒水后关门省煤器空气门；调整给水旁路阀开度和水泵转速均匀进水，控制进水速度夏季不少于2小时，冬季不少于4小时；若水温与汽包壁温按近，可适当加快，但汽包壁温差不能超过规定值；水位上至汽包就地水位计最低可见水位时停止上水，若进行过热器水压试验则继续上水至过热器各空气连续冒水后关闭各空气门；上水完毕后，关闭各进水阀，停止水泵，并监视汽包水位应维持不变，否则应查明原因，汇报值长。炉底蒸汽加热锅炉上水结束，开启辅汽联箱去炉底加热电动总门，开启炉底加热电动门及其前后疏水门，暧管疏水完后关门疏水门；全开左、右侧加热手动一次门，缓慢调整左、右侧加热手动二次门开度严防管道发生水击，控制炉水升温速度不大于1.5℃/min，控制汽包壁温上升速度＜1.85℃/min汽包壁温差不大于加热过程中，控制汽包水位不高于高二值，否则用集中下降管集分水集箱定期排污门将水位放至正常。注意监视加热汽源压力，防止炉水倒流至辅汽联箱；当汽包壁温加至110℃锅炉冷态启动步骤检查并满足A、B空预器启动条件后，分别启动A、B空预器主电机全速运行（手动打置全速），将空预器辅助电机投入全速备用并检查其保护正常投入；开启进、出口烟气及一、二风挡板，开启各二次风及分级风门至20%；全开过、再热器侧烟气挡板。检查并满足引、送风机启动条件后，启动一组引、送风机运行，投入其保护；以同样的方式启动另一组引、送风机运行，调整炉膛压力在-50～-100Pa之间，调整风量3040%MCR风量；启动一台火检探头冷却风机，压力正常后，将另一台投入联锁作备用；在炉膛吹扫前手动按下“油泄漏试验”按钮完成油泄漏试验；吹扫条件均满足后，按下“启动吹扫”按钮进行吹扫，时间不少于300S；“吹扫允许”条件：任一对引、送风机运行；两台空预器均运行；两台电除尘器均停；炉膛压力正常；风量＞25%MCR风量；两台一次风机均停；所有火检无火；燃料全切断；汽包水位正常（±200mm）；所有磨煤机出口隔离门关闭；无MFT条件；MFT。MFT条件：a)炉膛负压HH；b)炉膛负压LL；c)汽包水位HH；d)汽包水位LL；e)火检冷却风压LLL；f)风量＜25%；g)送风机全停；h)引风机全停；i)空预器全停；j)一次风机全停；k)燃料中断；l)全炉膛无火；m)汽机跳闸；n)启动失败；手动MFT；吹扫完成后，投入炉膛烟温探针和火焰工业电视；关闭尾部竖井再热器侧烟气挡板，全开过热器侧烟气挡板；开启供油电磁阀，缓慢全开供油压力调节门及时调节回油旁路调节门，保持燃油压力在3.03.3Mpa；检查“油点火允许”条件满足后，投入一组油枪，着火后及时调整风量，开大其二次风及分级风，开度保证油燃烧完全。“炉膛允许点火“条件：吹扫完成；火检冷却风压力正常；油泄漏试验成功；无MFT条件；无OFT条件；火检柜电源正常；所有火检均无火焰。“油枪允许投油”条件：供油压力正常；炉膛允许点火条件满足或任一燃烧器着火；无MFT条件；无OFT条件；油燃烧器二次风挡板在点火位；油枪蒸汽吹扫阀及油阀关到位，油枪及点火枪退到位，油枪电源正常；点火后，空预器投入连续吹灰，至70%BMCR停止；点火后，投入连排、加药、取样系统，通知化学进行炉水品质监测；每半小时应对油枪进行切换，保持炉膛各部分受热均匀，并根据升温升压曲线要求增投油枪；升压过程根据启动曲线进行，应平稳、缓慢，满足汽机要求，饱和蒸汽升温率参见图2，控制汽包壁温差参见图1，并根据升温、升压要求增加油枪和风量并定期切换油枪；锅炉负荷低于100t/h时，利用烟温探针监视高温再热器进口烟温不超过510大修后或受热面检修后的锅炉在上水前及升温升压期间应有专人记录膨胀指示值，膨胀值抄录点为：上水前、0.196Mpa、0.49Mpa、0.98Mpa、5.88Mpa、9.81MPa、14.71MPa、17.2Mpa；汽包压力达0.18Mpa时，关闭汽包及过热器空气门和PCV阀，关闭过热器疏水门；开启高、低旁路至汽轮机允许开度，保证再热器有足够蒸汽冷却后适当开大再热器侧烟气挡板，关小过热器侧烟气挡板，以保证再热汽温满足汽机冲转要求，再热器起压后关闭再热器各疏水门；压力升到0.5Mpa时，冲洗并对照水位计，通知检修、热工人员热紧螺丝及冲洗仪表管路及化学采样管；根据水位情况，启动电动给水泵由给水旁路向锅炉进水，建立了连续给水且水位正常时，投入给水单冲量自动调节装置并确认正常；当汽包压力达到2.0Mpa时进行定排一次；根据空预器入口烟温情况启动二台一次风机运行，手动调整二台一次风机入口挡板，使其电流保持一致，调整风压在4－－7KPa后投入自动。启动一台密封风机运行，另一台投联锁备用。当热一次风温达100℃时，检查各磨煤机处于正常备用状态，根据油枪投入情况开启两台磨煤封风门、总风门、热风门，建立空气通道，对磨煤机进行暖磨，确保汽轮机冲转前，至少有一台磨煤机出口风温达到100汽轮机冲转前，启动一套制粉系统运行，启动前应注意控制其热风门开度不应过大，同时检查对应油枪全部着火正常，以免煤粉发生爆燃，对炉工况造成大幅扰动。启动后及时调整风量，防止超温。汽轮机冲转后对剩于两台磨煤机暖磨。“锅炉投磨允许”条件：无MFT；任一台给煤机运行或任一组油燃烧器着火；一次风管风压正常；任一台一次风机运行；空预器A或B出口二次风温不低。当主蒸汽压达4.88Mpa、主汽温达320℃、再热汽温达237℃、再热蒸汽压力为0.686MPa时，凝汽器真空＞84KPa，且蒸汽品质合格，汽机冲转当烟温探针（布置在高温过热器进口管组后、出口管组前）探测到烟气温度达到538℃并网后，开大再热器侧烟气挡板并关小过热器侧烟气挡板，两侧烟气挡板开度之和须大于100%；检查关闭再热器疏水；机组带初始负荷暖机，维持汽温、汽压稳定，升负荷过程应根据汽机要求的升负荷率升至目标负荷；机组并网后按要求启动第二套制粉系统运行。然后根据燃烧情况和负荷情况启动其它制粉系统运行，并逐步减少油枪运行。根据汽温情况投入主、再热器喷水减温，当负荷达60％THA后，主，再热汽温达540℃，负荷达到90MW时启动第一台汽泵运行，根据负荷情况将给水倒至主给水管道运行并投入给水三冲量自动调节系统运行；负荷达到40％左右，锅炉升压到9.8Mpa，开排进行洗硅，整个升负荷过程中都必须保持炉水含硅量合格，否则停止升负荷；负荷升至120MW时，启动另一台汽动给水泵，两台汽泵运行正常后，停止电泵运行并投入联锁备用；根据炉燃烧和负荷情况逐渐退出油枪，退油全煤燃烧时，应先到就地测量炉温度情况和观察炉火焰情况，确保燃烧稳定。退油后，对锅炉进行全面吹灰一次，以后在正常情况下，吹灰系统每八小时运行一次；联系灰控值班员投入电除尘器电场运行；当空预器冷端综合温度低于138℃，根据机组运行情况，逐步投入燃烧自动、锅炉主控、协调控制系统；负荷达300MW时对锅炉设备及联锁、保护投入情况进行全面检查，所有保护装置应全部投入运行，并将情况向值长汇报。锅炉冷态启动注意事项锅炉冷态启动过程中应严格按照相应的冷态启动曲线升温、升压；启动前锅炉上水时给水温度应不低于20℃，上水时严格控制上水速度，以防产生较大热应力和产生水冲击；注意监视炉燃烧和各段烟温，加强燃烧调整，加强空预器吹灰，防止发生二次燃烧；锅炉启动过程，控制汽包上下壁温差不超过图1规定围，为排掉汽包饱和蒸汽空间中的所有空气，应将空气门打开，直到压力达到0.18MPa时为止；点火前所有过热器及再热器集箱的疏水阀及空气门均应开启，待各空气门冒汽后关闭，空气门关闭后疏水阀还应保持一定开度直至疏水完毕；在整个升压过程中及锅炉负荷低于100t/h时，需要根据烟温探针的温度来调整燃料量，以控制主、再热汽温度及过、再热器金属壁温在规定围；启动期间，汽包水位不得超过高、低极限值（＋300㎜—－300㎜）运行，连续上水后应特别注意调节给水量，电动给水泵转速应投自动，锅炉水位投自动，汽轮机冲转前必须将汽包水位保护投入；运行中燃煤量与风量的调节应尽量不要其中一种采用自动调节，而另一种采用手动调节，否则负荷变化时会引起风煤比不协调而有可能引起爆燃；在汽轮机冲转、升速、暖机过程中，锅炉应保持燃烧及蒸汽参数的稳定；投入减温水之后应控制主、再热汽温，使经一、二级喷水减温后的蒸汽过热度至少不得低于14℃只有确认再热器中有蒸汽流动时，垂直过热器管的炉外段上的热电偶指示至少有42℃当机组达到满负荷时，各种热工保护及自动装置应全部投入；在启动过程中应严密监视锅炉设备的热膨胀情况，发现异常应立即停止升温升压，并采取措施消除。锅炉温、热态启动锅炉启动状态的划分：锅炉启动期间热状态的确定是以汽轮机挂闸时，汽轮机高压缸调节级上壁金属温度T来划分，状态的划分标准如下：冷态启动T＜150℃（停炉后72h）、温态启动150℃≤T＜300℃（停炉后40h）、热态启动300℃≤T＜400℃（停炉后8h）、极热态启动T＞400℃（停炉后1h）；温、热态启动的特殊规定：温、热态启动前的检查和准备及启动操作步骤与冷态启动基本相同；锅炉点火前顶棚过热器进口集箱疏水阀和过热器对流传热区集箱疏水阀的状态：若汽包压力小于0.18Mpa，上述疏水阀应在锅炉点火前开启，待汽包压力大于0.18Mpa后连同汽包空气门同时关闭；若汽包压力大于0.18Mpa，则在锅炉点火前开启1min后关闭；锅炉蒸汽系统所有的疏水阀在锅炉闷炉保温期间应保持关闭，锅炉点火后开启，在过热器管屏积水蒸干后关闭；锅炉点火前汽包空气门的状态：若汽包压力小于0.18Mpa，则汽包空气门应开启，若汽包压力大于0.18Mpa，则汽包空气门保持在关闭状态；锅炉点火后，全开过热器和再热器疏水阀直至疏水完毕后关闭；锅炉启动吹扫时，应检查再热器侧与过热器侧烟气挡板均已打开，吹扫后过热器侧全开，再热器侧全关；锅炉点火后，应按规定定期切换油枪，保持炉膛各部分受热均匀，保证汽包上、下壁温差和热应力正常；升温升压应严格按温、热态启动曲线进行；为尽快满足升负荷要求，应事先做好启动磨煤机的准备，以缩短机组启动时间；汽轮机冲转前，锅炉燃烧率维持在25%BMCR，主、再热蒸汽温度根据汽轮机高、中压缸金属温度确定，主蒸汽压力控制在7.84Mpa，再热蒸汽压力控制在0.686Mpa；汽轮机暖机、冲转及定速期间，应尽量保持各参数稳定；并网前控制二级过热器出口管组的进口烟温＜538℃，并网后二级过热器进口管组的进口烟温＞538热态启动中根据化学要求，调整连续排污，控制炉水、蒸汽品质合格；并网后根据升负荷速度及时投入制粉系统，并根据汽温情况投入减温水，防止超温；热态启动时，在冲转前可根据一、二次风温情况投入一套或两套制粉系统运行；若是极热态启动，应检查确认机组安全联锁保护动作正确，待机组缺陷消除后，马上进行炉膛吹扫，吹扫完成后即可点火重新恢复机组运行，这种极热态启动在冲转前控制主蒸汽压力11.76Mpa左右，再热蒸汽压力0.88Mpa左右，主再热蒸汽温度根据汽轮机高、中压缸金属温度确定。锅炉运行中的调整与维护锅炉运行调整的主要任务保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最续蒸发量；保持蒸汽参数和汽、水品质在规定围，稳定给水流量，保持汽包水位正常；保持良好的燃烧工况，减少热损失，提高锅炉效率；保证锅炉各受热面管壁温度不超过允许值；降低污染物的排放，减少对环境的污染；及时调整锅炉运行工况，使机组在安全、经济的最佳工况下认真做好对设备的巡视检查和定期维护工作，发现设备缺陷及时汇报和联系处理并做好运行记录。-.z.锅炉主要运行参数监视序号项目单位正常值（THA）高/低限备注1锅炉蒸发量T/H8951025/2再热蒸汽量T/H748849/3汽包水位mm0±50+150/－150±300MFT动作4过热蒸汽压力Mpa17.0817.2/17.69PCV动作5再热蒸汽压力（进/出口）MPa3.51/3.3866再热蒸汽温度（进/出口）℃316/540±57过热蒸汽温度℃540±58炉膛压力Pa－25＋498/－747＋1700MFT，－2500MFT；9给水温度℃27228010排烟温度℃114121/114修正后：11611空预器一次风进/出口温度℃20/37312空预器二次风进/出口温度℃20/36713烟气含氧量%3.0—5.014炉前燃油压力MPa3.015炉前燃油温度℃10—3516磨煤机分离器出口温度℃150175/10017煤粉细度%4R9018低级过热器壁温℃39319屏式过热器壁温℃43320高级过热器壁温℃54021压缩空气压力MPa0.6～0.822炉膛出口烟温℃102523汽包压力Mpa17.93（1）18.39（2）（1）ECR工况（2）VWO工况24燃烧器外二次套筒金属温度℃＜660燃烧调整锅炉运行中应及时掌握入炉煤的煤质情况并根据煤质情况调整磨煤机分离器出口温度及配风方式；运行中应密切监视风量和烟气含氧量的变化，任何时候风量不得低于30%BMCR工况，维持烟气含氧量在3.0—5.0%之间；经常检查炉燃烧情况，观看煤粉的着火情况、火焰颜色及火焰形状，煤粉气流着火应稳定、不偏斜刷墙，火焰在炉膛的充满程度良好，两侧热负荷接近，各段受热面两侧烟温接近，发现异常应及时调节配风方式保持炉燃烧正常，降低排烟损失和机械不完全燃烧损失；一般情况下，在煤质变化不大时，无论升炉启动和负荷高低，燃烧器的调风盘位置和、外二次风叶片的设置角度均不需要进行任何调整，当煤质变化较大时，可适当调整调风盘位置及、外二次风叶片设置角度，改变对高温烟气回流卷吸的数量和流场，以适应煤质变化，使煤粉的着火与稳燃恢复到正常水平；一般情况下在锅炉负荷变化不大时，只要根据烟气氧量和负荷的变化调节送风机动叶开度来改变送风量及改变运行中磨煤机一次风量来适应锅炉负荷的变化；当负荷变化较大时，改变磨煤机出力不能适应负荷的需要时，应及时启、停磨煤机来适应负荷变化的需要并配合风量进行调节；当炉膛燃烧不稳时应及时投入油枪稳燃，启、停磨煤机时应投入燃烧器对应的油枪助燃，在锅炉负荷低于60%MCR时应投油稳燃；机组升负荷时应增加风量再增加燃料量，减负荷时应先减少燃料量后减风量；正常运行时应保持煤粉细度R90在4%以下，磨煤机出口温度在150℃定期检查锅炉燃烧的总风量，调整维持适当的风/煤比以达到良好的燃烧工况；当煤质变差时，调整轴向叶片的位置，调整火焰行程和形状，有利于燃烧的稳定，如燃烧仍不稳定，应及时投油助燃，防止灭火；根据煤质和燃烧情况，调节调风器风门和轴向叶片的位置，保持合理的燃烧器压降和改变二次风旋转强度，从而确定风、煤粉混合物的扰动强弱；开大外二次风门，煤粉火焰着火点变远，反之，关小外二次风门，着火点拉近，加大外二次风量，飞灰含碳量可明显减少，但同时保证燃烧的安全性，最终的外二次风开度的设定值应该是比临界开度略小；二次风门尽量减少，目的是拉近火焰，使外二次风的临界开度变大，同时使燃烧器风量更多地偏向外二次风以利于经济性；如果燃烧火焰不稳定，检查一次风量，风量大，煤粉粗将引起火焰不稳。反之，一次风量过低可能引起燃烧器喷口煤粉分布不均，产生燃烧扰动；当停止向燃烧器供应煤粉时，关闭煤粉管道上的快速关闭阀，如果相应的磨煤机停运后应立即吹扫一次风管；锅炉正常运行中应经常检查本体及烟道漏风情况，检查各部密封良好，各门、各孔关严，湿式水封除渣装置密封良好；锅炉正常运行中，应检查燃烧器和受热面的运行情况，加强分析比较，若有结焦、堵灰、灭火等迹象时，应及时采取有效的调整措施。汽压的调整锅炉蒸汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽机所需蒸汽量之间的平衡；锅炉运行中主汽压力主要靠燃烧调整来控制，必要时可调整汽机调门来协助锅炉调压；锅炉运行时主汽压力一般按汽机滑压曲线自动调整，当自动装置出现故障时应立即切为手动控制并联系热工人员处理；运行中应尽量避免风量和燃料量的大幅度增减，防止汽压急剧波动；在下列情况应注意监视和加强对汽压的调整：负荷变化或不稳时；炉燃烧不稳时；自动控制系统失灵时；启/停磨煤机、除灰、排污时；煤质变化时；安全门启、回座时；锅炉正常运行时，应保持过热器出口汽压在设计值的±0.138Mpa围波动；严密监视制粉系统的运行，发现断煤、堵煤、堵粉等异常情况应即使采取措施消除。机组正常运行，当负荷小于90％BMCR时，应采用滑压运行方式，以保证机组的经济性。汽温的调整锅炉负荷在150MW以上时，主汽和再热蒸汽温度应保持在540±5℃在运行中应控制左、右侧及过热蒸汽与再热蒸汽的温度偏差均不得超过20℃运行中过热蒸汽温度主要用减温水来进行调整，一级减温水用来控制屏过入口汽温不超过规定值，二级减温水用来控制二级过热器出口蒸汽温度正常；运行中以一级减温水为粗调，二级减温水为细调，调节减温水时应注意根据汽温的变化幅度进行调节且减温水量不可过大或过小，以防止汽温的大幅度波动和过热器管发生水塞及危及减温器的安全，一级减温器出口汽温与饱和温度之差不得低于14再热汽温的调节主要靠调整过热器和再热器烟气挡板的开度来实现，在事故情况及启、停炉过程中再热器入口温度超过允许值时可用事故减温水进行调节；在调节烟气挡板时应注意始终保持过热器和再热器烟气挡板开度之和不低于100%；运行中应根据锅炉工况的变化分析蒸汽温度的变化趋势，特别应注意过热器、再热器各中间点的温度监视，尽量使调整工作恰当地做在蒸汽温度变化之前；过热蒸汽温度和再热蒸汽温度一般用自动调节，但要经常检查其调整品质，必要时切为手动调节，在手动调节时，要小心谨慎，喷水量变化要均匀；低负荷、汽轮机跳闸及MFT动作时，将减温水关闭；运行中如果一级减温器入口汽温超过设计值较多，表明两级减温器所喷入的总喷水量过大，其原因可能是：过剩空气量太大、水冷壁污染严重，锅炉在低于额定汽温下运行，应分析出原因，采取相应的纠正措施；如果一级减温器出口汽温超出设计值较多，这表明一级喷水量不足，二级喷水量过多，也应相应地进行调整；当锅炉负荷低于额定蒸发量的10%时，尽量不要使用减温器；减温器的减温水量的投入应连续，保持变化率不大，防止出现热冲击，从而损坏减温器、阀门及蒸汽管路；在下列情况下应注意加强对汽温的监视和调整：负荷变化时；汽压波动时；煤质变化时；给水温度变化时；风量变化时；启、停磨煤机时；炉膛燃烧不稳时；汽包水位变化时。锅炉吹灰时；炉膛压力变化及炉膛底部排渣时；减温水系统阀门故障及自动控制系统失灵时；汽包水位的调整汽包正常水位为0mm，控制汽包水位在±25mm围，尽量减少水位的波动；正常运行时汽包水位以就地水位计为准并参照其它水位计，给水应连续均匀地送入锅炉，每班应对照上、下水位计一次，各水位计指示偏差不超过±20mm；正常运行时汽包水位控制采用三冲量自动进行调节，运行中应经常检查给水控制系统的工作情况是否良好，发现自动异常及水位异常应立即切至手动调节并汇报值长通知热工人员处理，启动工况时采用单冲量控制；正常运行时，锅炉给水调节依靠控制汽动给水泵的转速，两台汽动泵的转速应同步操作，在启动运行工况时，调节给水旁路管道上的调节阀开度及电动给水泵转速；运行中应经常比较给水流量与主蒸汽流量的平衡，综合其他现象分析、判断及时发现异常并处理；运行中应注意虚假水位造成的影响，正确判断，合理调整；锅炉给水必须均匀，一般情况下用自动方式控制，必要时切为手动，手动控制时，严禁猛增猛减，引起汽包水位大幅度波动；在下列情况下应注意加强对汽包水位的监视和调整：负荷变化时或事故情况；锅炉启动和停炉时；给水自动工作不正常时；锅炉排污时或事故放水系统性能不好时；安全门启、回座时；给水泵故障时；给水泵切换及给水管路切换时；承压部件泄漏时；锅炉燃烧不稳时；汽包压力变化时；启停制粉系统时。水位计的投入：水位计投运前需要充分预热。首先开启水位计排污阀，然后开启汽侧一次阀，再将水位计的汽阀缓慢开启1/5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，然后关闭排污阀、二次阀、一次阀；水位计投运前水位计各阀门处于关闭状态，投运时先开启汽、水侧一次阀，然后将水位计的汽侧二次阀缓慢开启1/5圈，再将水侧二次阀开启1/5圈，观察水位正常后，交替开启汽、水侧二次门至全开。否则如水位计汽、水侧二次阀一次全开，保险子会将通道堵死，出现假水位而造成事故。如果因错误操作引起保险子堵死通道时，应立即关闭二次阀，然后按上述方法重新操作。正常运行时要全开水位计的汽水阀门，否则保险子起不到保护作用；水位计在排污时，应先关闭汽、水阀门，然后开启排污阀门排污，排污后关闭排污阀，然后按3.6.9.2正常运行中应经常检查水位计无泄漏，水位显示清晰，水位应有正常的波动。本水位计可参与锅炉水压试验，但不得参与锅炉酸洗或碱洗。水位计退出：交替关闭水位计汽、水侧二次门，待二次阀关完后再将一次阀关闭；缓慢开启水位计放水门，放空水位计余水。水位计冲洗：水位计因水质各异，长期运行会造成结垢，导致红、绿色显示不清晰，可根据需要进行冲洗，冲洗方法分为：汽冲洗和水冲洗。汽冲洗：首先将水位计的一、二次阀完全关闭，然后开启排污阀，将汽侧一次阀开启到全开，再将汽侧二次阀缓慢开启1/5圈，利用高压蒸汽冲洗结垢的云母片，通过控制汽侧二次阀的开度来调节高压蒸汽的流量（开度不可过大，否则保险子堵死通道，如果保险子堵死通道，必需按3.6.9.2的方法重新操作），冲洗时间3—5分钟，若水位计已清晰，可停止冲洗工作。冲洗完毕，关闭二次阀、排污阀、一次阀。然后按3.6.9.2水冲洗：首先关闭水位计汽侧一、二次阀、水侧二次阀，隔离水位计。然后打开水位计排污阀，待水放净后关闭排污阀，此时便开始水位计的冲洗工作。冲洗水位计时由开、关水侧二次阀来控制冲洗水的压力，缓慢并微开水位计水侧二次阀，使水依次流过水侧二次阀、水汽侧阀之间的连通管、汽侧二次阀、水位计，使水位计充满水，然后关闭水侧二次阀，开启排污阀，依靠水位计的压力与水的自重带走污垢。反复冲洗几次后检查，若水位计已清晰，可停止冲洗工作。然后按3.6.9.2若水位计经过多次反复冲洗水位计仍不清晰时，为安全起见应停止冲洗，更换云母密封组件。冲洗及投入水位计注意事项：冲洗前联系监盘人员,征得同意后方可进行；操作时，必须戴手套，使用专用工具；事故情况下，应立即停止水位计冲洗；冲洗水位计时，应站在水位计一侧，并选好退路；操作时应缓慢，现场照明充足。给水、炉水、蒸汽品质的控制及锅炉排污控制汽、水品质的目的是为了防止锅炉受热面和汽机通流部分结垢所引起的传热恶化及机组效率的降低；运行中应尽量维持汽包水位在正常围波动，避免高水位引起的蒸汽品质恶化；正常运行中炉的不溶物由连续排污管排出，排污门的开度由化学人员根据水质情况决定；正常运行中不需进行定期排污，若炉水超过炉水品质要求，应尽量在低负荷（50～70%）时进行定期排污，并严格监视汽包水位，每次排污不超过30秒，高负荷时应避免进行定期排污；锅炉启停及正常运行中应密切注意炉水含硅量的变化，发现超标时可增加排污量，必要时可降负荷运行直至炉水品质合格；若蒸汽带盐分超标，是炉水中含盐量过高所致，可调节汽包连排门控制，需要增排率时，可通过汽包紧急放水阀来完成，该阀只有当锅炉低于70%BMCR时才能投入使用，注意紧急放水阀开启速度不能太快；排污期间应严格监视汽包水位，必要时改为给水为手动控制，运行不稳或发生事故时，立即停止排污；当用汽包紧急放水管排污发生水位变化时，水位低于－50㎜发出报警，此时关小或关闭紧急放水，待水位正常后再进行排污；遇下列情况应禁止排污：锅炉发生异常时（汽包水位高除外）；排污系统故障消缺时；给水泵启停或故障切换时；机组增减负荷时。正常运行时给水及炉水品质给水品质炉水品质总硬度0PPm全固形物0～5PPm有机物0PPm磷酸盐－PH值8.8～9.2PH值9～9.5含氧量≤0.007OH－硅度≤0.02PPm硅量0.061PPm含铁量≤0.01PPm含铜量≤0.005PPm阳离子电导率0.2～0.5mmho/cm锅炉吹灰锅炉运行中应定期吹灰并根据燃料、负荷及壁温等情况增加全面或局部区域的吹灰次数，确保锅炉的安全、经济地运行；正常运行时每个白班应对锅炉全面吹灰一次，空预器应每班进行一次；锅炉点火后空预器应连续吹灰至70%BMCR，启动运行正常后及停炉前应进行一次全面吹灰；正常运行时吹灰器可按程序成组投入，低负荷时最好选择单吹方式，负荷低于50%BMCR时严禁进行本体吹灰；启动吹灰系统前应确认就地各手动门均已开启，吹灰减压站及疏水各阀门正常，系统电源投入，吹灰器投运前，必须充分暖管，谨防凝结水损坏受热面；锅炉吹灰器通过吹灰程控盘控制，启动前应在程控盘上选择吹灰方式并将故障吹灰器从程序中选旁路；系统启动后应按程序暖管、疏水后先对空预器进行吹扫，然后顺烟气流向依次投入吹灰器，墙式吹灰器吹灰时间为0.43分钟，工作时间为3.27分钟，吹扫顺序按编号逐对进行，如IR（1，2）、（3、4）…等，整个吹扫时间大约为49分钟；长伸缩式吹灰器IK1～18每台吹灰时间为8.16分钟，工作时间约为8.4分钟，IK19～42每台吹灰时间为5.83分钟，工作时间约为6分钟，吹灰顺序按编号逐对进行。如IK（1、2）、（3、4）…等。整个吹扫时间若为148分钟，最后再对空预器进行吹扫。系统运行期间应注意监视流量、压力正常，系统无故障报警。否则立即停止吹灰；严禁吹灰器在无蒸汽时伸进炉，如运行中发生退出故障时，应设法将其退出炉外，必要时汇报值长通知检修人员强制退出，否则应关闭吹灰器入口门；吹灰系统及吹灰器有严重故障时严禁吹灰；吹灰时应检查吹灰蒸汽压力正常，吹灰蒸汽温度必须有100℃吹灰完毕后系统应自动停止，并检查各吹灰器在退出位置，吹灰电动总门关闭严密，吹灰减压站各疏水电动门关闭严密。吹灰汽源来自屏过出口集箱，压力P=17.69MPa,t=435℃,吹灰时，应特别注意主汽温度、主汽压力和炉膛压力的变化，保证燃烧的稳定；遇下列情况立即停止吹灰：炉烟、炉灰向外喷出和锅炉发生事故时；锅炉除渣、打焦时；投停燃烧器时；吹灰蒸汽压力、温度低于额定值时。锅炉的正常停炉停炉前的准备工作接值长停炉操作票后应根据停炉目的和停炉时间确定锅炉停炉方式；将预计停炉时间通知机组各岗位、热工、燃运、化学和维修部相关人员；停炉前对本炉设备进行全面检查并对设备缺陷作好详细记录；停炉前全面检查燃油系统，试验合格，系统完好处于备用状态；停炉前对各受热面进行一次全面吹灰；校对上、下水位计一次；检查汽包事故放水阀、PCV、给水旁路调整门正常；根据停炉时间计划好原煤仓煤量，停炉时间超过七天以上应将原煤仓的煤烧空，大、小修或需进磨煤机大罐检修时应将大罐的煤抽尽；锅炉滑参数停运停炉过程中，机组降负荷率应不大于1.5MW/min，锅炉主、再热蒸汽降温率不大于1.85℃/min.主、再热蒸汽降压率约为0.1在停炉过程中*些阶段，如汽机要求降低主汽降温率、降压率，应根据汽机要求进行；机组降到负荷为270MW，锅炉按照汽机滑停曲线降压、降温，先降温再降压，严格控制蒸汽参数在允许围，并保证在相应压力下，主、再热汽温有50℃采用分阶段降温:汽温度下降30℃汽温降至450℃汽温降至400℃汽温降至350℃以减少主、再热蒸汽温差及汽轮机的热膨胀和胀差，整个过程始终保证汽温的过热度不低于50℃根据自动装置情况，逐步解除协调控制，锅炉主控，燃烧控制，汽温控制，送、引风控制，一次风控制等自动装置；同时减少四套制粉系统的给煤机转速，维持磨煤机低料位运行。当汽温滑至510℃机组负荷达到200MW以后，负荷每下降20MW都应停留20分钟，并加强燃烧调整，每半小时至少到就地测量炉温度一次，查看炉火焰情况，及时调整送风量和二次风门、分级风门开度，确保燃烧稳定。并尽量保持四台磨煤机运行，保持合理的一次风压，防止发生一次风管堵管。减负荷过程中应加强对蒸汽温度的调整，使汽温保持稳定下降趋势，严禁出现汽温大幅波动现象。当不再需要减温水时，应解列减温水，关闭减温水各电动门、调整门、手动门。滑停过程中若条件允许应尽量不用电泵，以节约厂用电，负荷180MW时，将一台小机汽源切换到辅汽。当负荷降至120MW时，应停止一台汽泵运行，确认运行汽泵的小机汽源为辅汽。将给水自动切为手动调节，控制好汽包水位。滑停过程中，必须做好燃烧调整，确保不发生MFT，必要时应及时投入助燃油枪。投油后，投入空预器连续吹灰，并通知灰控值班员退出电除尘电场。当负荷降至90MW时，给水应切为旁路运行，若高加解列，应注意给水温度的变化，并调整好汽包水位。当汽温滑至320℃――340负荷降至10%左右，停止空预器连续吹灰，开二过出口疏水；逐渐降负荷至15MW，主汽逐渐降至310~330℃，汽机减负荷至“0”，锅炉熄火，锅炉灭火后，通知汽机关闭旁路，锅炉通过二过疏水或PCV控制汽压；检查所有油枪自动吹扫后已全部退出，并就地关闭各油枪手动门；将汽包水位手动缓慢进至水位计最高位，关闭给水各门，停止给水泵运行；关闭连排、加药、取样门；保持30%风量和－200Pa的负压，对炉膛吹扫10分钟后停止送、引风机运行，手动关闭其各烟道挡板；停炉后6～8小时视情况可开启烟道挡板进行自然通风冷却。当空预器入口烟温低于125℃当炉温度低于90℃时，解除火检风机联锁，当汽包压力降至0.1—0.2Mpa时，应全开全部疏水门和空气门进行锅炉疏水。热备用停炉机组以1MW/min速率降负荷，锅炉减弱燃烧，降压速度要比正常值小，停炉时，主汽压不低于8Mpa，主汽温不小于500℃，过热度不小于50主汽压不低于当汽机解列后，锅炉熄火，保留一组风机以30%BMCR的风量对炉膛吹扫5-10分钟，风机停运，应关闭相应的风道和烟道的风门挡板停炉后，严密关闭各人孔门、检查门、关闭各疏水门、空气门、风烟挡板，尽量减少热损失；上水至汽包最高水位后，当汽水系统压力不再自行回升时，关闭各疏水门、取样门、连排、加药门，但须密切监视各受热面金属壁温不超温；锅炉机组所有设备都应处于备用状态，不经值长批准，不可进行影响机组备用状态的检修工作；其它操作可参照滑参数停炉进行-.z.停炉注意事项停炉过程中应严格按照滑停曲线控制降负荷、降温、降压速率，控制汽包壁温差不超过规定围；停炉过程中应加强烟温监视和空预器吹灰，防止烟道再燃烧；停炉后仍需监视排烟温度和空预器烟温，防止空预器着火；熄火后锅炉上水，应征得汽机同意，并有专人监视，严禁汽包满水溢入过热器；在锅炉熄火吹扫前，总风量不得小于30%；若在停炉中发生事故，按有关事故的处理规程处理并分析原因；冬季停炉应作好防冻措施；停炉保养锅炉及过热器的充氮保养法：适用于停炉时间较长的保养。当汽包压力降到1.8kg/cm２时，关闭锅炉和过热器所有疏水阀、空气门，开启二级过热器出口的充氮门向锅炉充氮，开启省煤器进口母管疏水一、二次阀，放水集箱热放水一、二次阀，用氮顶放排水；当锅炉金属温度降至100℃以下时，向锅炉进保养水至汽包高位处，锅炉进水前暂停充氮，进水速度应缓慢，为防止进水起压，应打开汽包空气门，进水结束恢复充氮并立即关闭空气门；保养水的水质要求：保养期少于7天大于7天氮浓度10PPM10PPM联胺浓度25PPM200PPMPH值10.010.0保养期间，始终保持水位正常，维持氮压在5—10psig，冬季采用该保养方法时，应注意防冻。带压放水法：适用于锅炉本体必须进行检修或不具备充氮条件。锅炉停运后，确认锅炉上水管路均已隔绝；汽包压力降到0.8Mpa左右时，关闭所有风烟挡板；汽包压力降至0.5Mpa左右时，开启过热器、汽包的疏水门，开启锅炉放水集箱放水一、二次阀、省煤器进口疏水阀，给水旁路疏水门、蒸汽加热底部放水一、二次阀，汽包压力降至0.2Mpa左右时开启过热器、汽包的空气门，放尽锅炉及过热器的积水。再热器的保养：再热器一般采用干保养法；机组停运后，保持再热器各疏水阀、空气门关闭，而中联门前的疏水阀开启，对再热器抽真空；汽轮机破坏真空后，开再热器各疏水阀、空气门，并尽可能利用锅炉余热将再热器烘干。事故处理事故处理原则事故发生时，机长应在值长的直接领导下，按“保命、保网、保主设备”的原则，带领各岗位人员迅速果断地按照锅炉运行规程处理事故，值长的命令除对人身、设备有直接危害外，均应坚决执行；值班人员应根据仪表指示及设备象征，正确判断事故，迅速处理事故，首先解除对人身、电网、设备的威胁，必要时应立即解列或停用发生事故的设备；根据事故采取相应措施和一切可行的办法，防止事故扩大，查明原因并消除故障后应尽力迅速恢复机组正常运行，在设备已不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时应立即停炉处理；当发生与本规程没有列举的事故情况时，运行人员应根据自己的经验与判断，主动采取对策，迅速正确处理；事故处理后，运行人员应如实记录事故发生的时间、现象及所采取的措施；事故发生在交接班时间，如已交班，接班人员处理事故；如未交班，交班人员将事故处理告一段落后，再进行交、接班。停炉处理发生下列条件之一锅炉MFT应动作停炉：炉膛压力高二值，＋1700Pa延时3S；炉膛压力低二值，－2500Pa延时3S；汽包水位高二值，＋300mm延时20S（汽机ETS“主燃料跳闸”压板同时投入动作于跳机）；汽包水位低二值，－300mm延时20S；送风机全停；引风机全停；空预器全停；燃料中断；火检冷却风异常；全炉膛熄火；启动失败；汽机跳闸(机跳炉保护投入)；一次风机全停且任一磨煤机在运行；风量<25%MCR；手动MFT。发生下列情况之一时，应同时按下二个“手动MFT”键，紧急停炉：锅炉具备MFT动作条件而保护拒动；所有水位计损坏无法监视水位.；锅炉压力升至安全阀动作压力而所有安全阀拒动，PCV阀和旁路无法打开；锅炉发生严重的尾部再燃烧；给水、水冷壁、省煤器管道爆破，无法维持汽包正常水位；过热器、再热器或蒸汽管道爆破，各主要参数无法维持正常或直接威胁人身、设备安全；炉膛或烟道发生爆炸，使设备受到严重损坏时；锅炉机组围发生火灾无法扑灭，严重影响锅炉安全运行。锅炉MFT动作后的处理原则：锅炉MFT后检查系统应自动进行如下动作，否则手动执行：所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，磨煤机入口一次风总门、热风门、冷风门均关闭，磨煤机分离器出口气动门关闭；所有正在运行的油枪跳闸，供油跳闸阀、回油电动门关闭到位，点火枪、油枪退到位，油角阀、吹扫阀关闭到位，燃油再循环阀打开；过热器、再热器减温水电动门、调节阀关闭；所有运行电场跳闸；吹灰器跳闸；如汽包水位达+300mm,延时20S且ETS“主燃料跳闸”压板投入，则汽轮机跳闸；送引风机自动时，送风机将送风量降低到吹扫风量，引风机接受超驰信号，维持炉膛负压；后吹扫逻辑：在主燃料点火之前和主燃料跳闸并保持5分钟之后，如果炉膛压力高于高二值（+1700Pa）达2秒时，则送风机跳闸，如炉膛压力低于低二值（-2500Pa）达2秒时，所有引风机跳闸；注意控制汽包水位在正常围，必要时切手动调节；注意炉膛压力调节，维持炉膛负压；迅速查明跳闸原因，及时消除故障，尽快满足吹扫条件，进行吹扫；接值长点火命令后，尽快使锅炉复位点火，恢复机组运行；若锅炉跳闸原因短时无法查清或清除，应按热备用停炉处理。发生下列情况之一时应申请停炉：锅炉受压元件发生泄漏，但短时可维持汽包水位；给水、炉水或蒸汽品质严重恶化，经多方处理不能恢复正常；受热面严重超温，经调整不能恢复正常；锅炉严重结焦，不能维持正常运行时；单台空预器故障，短时间无法恢复；安全门动作后不回座，经多方处理无效或严重泄漏；汽包就地水位计全部损坏无法处理正常，集控室远传水位计或给水自动调整可靠时；汽包所有远传水位计均不可靠或损坏，就地水位计尚能监视水位时；两台电除尘器停电，短时间无法恢复；空压机控制气源压力低或消失，短时间无法恢复；锅炉燃煤时，炉底除渣系统全部故障停运超过正常启动时间二小时，短时间无法恢复；锅炉尾部受热面严重积灰，无法维持正常运行。锅炉满水现象：汽包水位高声光报警，水位计指示水位高；给水流量不正常地大于蒸汽流量；严重满水时，汽温急剧下降，蒸汽导电度升高，主蒸汽管道有可能发生水冲击；汽包紧急放水联锁投入，水位达+150mm时事故放水门自动开启，水位降至+100mm以下时事故放水门自动关闭；当水位保护投入，水位达到高二值+300mm时，延时20SMFT动作。原因：给水自动失灵或给水泵调速系统故障；水位指示不正确，使运行人员误判断；运行人员疏忽大意，对水位监视不严或手动控制时误操作；负荷突变，控制调整不当；燃烧增加过快或安全门动作，引起虚假水位。处理：发现汽包水位高时应对照汽、水流量，校正汽包水位计指示是否正确，检查给水自动或给水泵调速系统工作是否正常；确认汽包水位高时，立即将给水自动切为手动，降低给水泵转速，如旁路门投运，则可关小或关闭旁路门；如运行给水泵调速失灵，手动无法减小给水流量，联系汽机停故障泵，联动或手动启动备用泵控制给水流量；如水位达到+150mm时，事故放水门应自动开启，否则手动开启，水位降至+100mm以下时，关闭事故放水门；如汽温急剧下降，应开启过热器、再热器及主蒸汽管道疏水门；水位上升至高二值+300mm时，MFT应动作，否则手动MFT，开启主、再蒸汽管道疏水门；查明故障原因并消除后，维持水位正常，重新点火恢复锅炉运行，若暂时不能消除故障，则按热备用停炉处理。锅炉缺水现象：汽包水位低声光报警，水位计指示水位低；给水流量不正常地小于蒸汽流量(省煤器、水冷壁泄漏则与此相反)；严重缺水时，过热器出口蒸汽温度升高；当水位保护投入，水位达到低二值－300mm时，MFT动作。原因：给水自动失灵或给水泵调速系统故障；运行给水泵跳泵；水位指示不正确，使运行人员误判断；运行人员疏忽大意，对水位监视不严或手动控制时不及时甚至误操作；负荷突变，控制调整不当；减弱燃烧过快；给水管道破裂或省煤器、水冷壁泄漏。处理：发现汽包水位低时应对照汽、水流量，校正汽包水位计指示是否正确，检查给水自动或给水泵调速系统工作是否正常；确认汽包水位低时，立即将给水自动切为手动，增大给水流量；如运行给水泵调速失灵，手动无法增大给水流量，联系汽机停故障泵，联动或手动启动备用泵控制给水流量；如正在排污应停止排污，必要时关闭连续排污门；如汽温上升无法控制或水位继续下降，则应请示值长减负荷运行；水位下降至低二值－300mm时，MFT应动作，否则手动MFT；从水位计记录或水位计处确认锅筒存有一定水位，补水时要监督锅筒温度，若水冷壁、省煤器、给水管道破裂，则停止上水；若情况紧急，又不知道锅筒是否有一定水位，则只有在锅筒下部温度与进入锅筒的冷水温度的差值不超过83℃时，则可以开始补水；查明故障原因并消除后，维持水位正常，重新点火恢复锅炉运行，若暂时不能消除故障，则按热备用停炉处理。汽水共腾现象：汽包水位计水位发生剧烈波动，甚至看不清水位；严重时，过热汽温急剧下降，主蒸汽管道发生水冲击；蒸汽和炉水含盐量增大，炉水电导率升高。原因：给水或炉水品质不合格；未按规定进行排污或化学加药过多；锅炉负荷剧增或汽压急剧下降。处理：汇报值长，适当降低锅炉负荷，并保持稳定；将给水自动切为手动，适当降低水位，并进行水位计的对照冲洗；全开连续排污，加强定期排污；汽温下降时，减少或关闭减温水，视情况开启过热器、主汽管疏水门；通知化学停止炉水加药，化验炉水；在蒸汽品质未改善前，不允许增加负荷。过热器损坏现象：引风机投自动时炉膛负压波动较大，引风机动叶开度和电流不正常地升高，在泄漏处有漏汽声，严重时，在烟道不严密处向外冒烟冒蒸汽；主蒸汽压力、流量下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量；汽包水位瞬时上升，后下降；.过热器高温段损坏时，主汽温度降低；低温段损坏时，主汽温度升高；顺烟汽流向，泄漏点后烟温降低并两侧烟温差增大；顺蒸汽流向，泄漏点后过热器蒸汽温度升高、壁温上升或超温；炉管检漏装置报警。原因：蒸汽品质不合格使管壁结垢或外部腐蚀严重；水冷壁结焦或燃烧方式不当火焰中心上移，过热器处烟温偏高或炉膛热负荷不均，两侧烟温差过大；减温水使用不当，过热汽温严重超温或汽温长期超过额定值，使管壁金属过热爆管；过热器处堵灰或结焦，形成烟气走廊，使过热器管局部传热量增大，磨损加剧；吹灰器故障，吹损过热器管；停炉保养措施不当使过热器管腐蚀；过热器设计、制造、安装、检修质量不良。处理：若泄漏不严重尚能维持锅炉运行，汇报值长，适当降低锅炉负荷，必要时投油稳定燃烧，调整锅炉各参数稳定，并申请停炉；检查过热器损坏情况，加强监视，防止泄漏点周围受热面被吹损；若泄漏严重，无法维持汽温及汽包水位运行时，应紧急停炉；停炉后保留一台引风机运行，抽尽炉蒸汽后方可停止引风机。再热器损坏现象：引风机投自动时炉膛负压波动，引风机动叶开度和电流不正常地升高，在泄漏处有漏汽声，严重时，在烟道不严密处向外冒烟冒蒸汽；再热蒸汽压力、流量下降，机组负荷下降；再热器高温段损坏时，再热汽温度降低；低温段损坏时，再热汽温度升高；顺烟汽流向，泄漏点后烟温降低并两侧烟温差增大；顺蒸汽流向，泄漏点后再热器蒸