锅炉运行知识

1、,锅炉运行知识,浑江发电公司 刘纪福,二一五年十二月,火力发电厂的能量转换过程,锅炉,汽轮机,发电机,燃料的化学能,蒸汽的热能,转子动能,电 能,一、锅炉设备的组成： 锅炉机组由锅炉本体设备和辅机设备组成。,锅炉本体,锅（汽水系统）,炉（燃烧系统）,第一节、概述,本体设备包括： 炉（燃烧系统）：炉膛、烟道、燃烧器、空气预热器； 锅（汽水系统）省煤器、汽包（汽水分离器）、下降管、水冷壁下集箱、水冷壁、过热器、再热器等。,6,总体布置,分隔屏,后屏,低温过热器,省煤器,低温再热器,高温再热器,空气预热器,高温过热器,汽包,水冷壁,燃烧器,出渣装置,锅炉机组工作原理,原煤,一、锅炉机组的系统 1.制

2、粉系统,原煤仓,给煤机,磨煤机,煤粉分离器,锅炉燃烧器,排粉机,2送引风与燃烧系统：,制粉系统,二次风,燃烧器,炉膛,冷空气,空气预热器,送风机,烟囱,除尘器,引风机,烟道,3.汽水系统：,补给水,凝结器 （主凝结水）,凝结水泵,低压加热器,除氧器,给水泵,再热器,中压缸,低压缸,水冷壁,高压加热器,汽包,高压缸,过热器,下降管,省煤器,4、锅炉型号表示方法： / HG - 1021/18.3 - 545/545 - M2,三、锅炉蒸发受热面的工质流动方式 1、自然循环锅炉 锅炉蒸发受热面（水冷壁）内工质依靠下降管的水域上升管中汽水混合物的密度差进行循环的锅炉，称为自然循环锅炉。 运动压头：还

3、与含汽率有关,自然循环的特点： （1）有汽包； （2）汽包是省煤器、过热器和水冷壁的分隔容器； （3）汽包有汽水分离装置； （4）蓄热量大； （5）有排污装置，提高蒸汽品质； （6）汽包锅炉的金属消耗量大，成本较高；,第一节、煤的成分和主要特性,燃料分为：固体燃料、液体燃料和气体燃料。固体燃料主要以煤为主，锅炉燃用的燃料亦称为动力燃料。 煤主要分为：褐煤、烟煤和无烟煤三大类。 干燥无灰基挥发分Vdaf作为分类指标并将煤分为：一般Vdaf10%的煤为无烟煤，Vdaf37%为褐煤，在它们之间的煤为20%Vdaf10%贫煤和37%Vdaf 20%烟煤。 煤的元素分析的成分包括：碳、氢、氧、氮、硫、灰

4、分和水分，各化学元素成分用质量百分数表示表示，即： Car+Har+Oar+Nar+Sar+Aar+Mar=100 %,煤中的灰分：灰分的存在不仅使单位燃料量的发热量减少，而且影响燃料的着火和燃尽，也是造成锅炉受热面积灰、结渣、磨损的主要因素。 水分：会使炉内温度下降，影响燃料的着火，并增大排烟热损失，也会加剧尾部受热面的腐蚀和堵灰。 在自然干燥条件下失去的水分部分称为外部水分，而剩余部分称为内部水分，两部分之和称为全水分也就是收到基水分。,挥发分：是煤在加热过程中有机质分解而析出的气体物质。它主要是由各种CmHn、H2、CO、H2S等可燃气体组成，。 随着煤的碳化程度的不同，挥发分的析出温度

5、不相同，挥发分的成分及含量也不同。由于挥发分对锅炉的工作影响较大，其含量的多少常做为煤的分类的重要依据。,三、煤的发热量： 1、煤的发热量是指单位质量的煤在完全燃烧时放出的全部热量。 高位发热量：当发热量中包括煤燃烧后所产生的水蒸汽凝结放出的汽化潜热时，称为高位发热量，用Qgr表示。 低位发热量：当发热量中不包括水蒸汽凝结放出的汽化潜热时，称为低位发热量，用Qnet表示。 锅炉的有关计算中采用低位发热量。,4、 标准煤:按照规定，收到基发热量为29310KJ/kg的煤为标准煤。 四、煤灰的熔融特性 1、角锥法试验法：目前普遍采用的煤灰熔融温度测定方法主要为角锥法和柱体法两种，国内采用角锥法。将

6、煤灰制作成底边长为7mm的等边三角形，高为20mm的角锥。将锥体放入半还原性气体的灰熔点测定仪中，以规定的速度升温，观测灰锥在熔融过程中的三个特征温度，来标示煤灰的熔融特性。,灰锥变形实验,一、锅炉辅助转机,1.1 辅机启动原则 1.1.1 辅机严禁带负荷启动(设计允许者除外)。 1.1.2 辅机启动前应进行就地检查，启动后发现异常情况，应立即处理，必要时紧急停运。 1.1.3 风机启动前，应将进、出口风门（挡板）、动叶或静叶关闭。 1.1.4 离心泵一般在出口门关闭的情况下启动，启动后应尽快开启出口门。事故情况下，联动备用的离心泵可在出口门开启时直接启动。 1.1.5 各转机启动前均不允许有

7、反转现象。 1.1.6 试转时必须有检修负责人在场，确认转向正确，内部无异音，无异常现象，否则不允许再启动或转入备用。 1.1.7 辅助设备的各部振动、轴承(瓦)以及减速箱温升符合规定。,NOx国家排放标准,1 循环硫化床锅炉、W火焰锅炉、2003年前投产的锅炉不超200mg/Nm3 2,一、锅炉辅助转机,1.1.8 电动机的温升，电流指示值符合规定。若启动时间超过规定，电流不能回到正常时，应立即停止运行。 1.1.9 设备的密封部分良好，无漏水、漏汽（气）、漏油现象。 1.1.10 各润滑油箱油位正常。 1.1.11 各调整装置的机械联接应完好，无脱落。 1.1.12 有关输送介质的设备入口

8、、出口压力、流量均正常。 1.1.13 确认各联锁和自动调节装置均投入并正常。 1.1.14 辅助设备启动后如发生跳闸，必须查明原因并清除故障后方可再次启动。 1.1.15 辅助设备的连续启动次数，热态为一次，冷态连续启动不超过二次，如需要再启动时，要间隔30min。 1.1.16 凡带有电加热装置的电机，启动前应确认电加热装置已退出。,1.2 辅机运行中的维护和检查 1.2.1 辅机在运行中，运行人员应定期进行全面检查，发现异常应分析处理，设备有缺陷及时填写缺陷，通知检修处理并做好记录。 1.2.2 设备按要求进行定期切换和试验。 1.2.3 辅机运转平稳，无异音、泄漏及摩擦等现象，振动不超

9、限。 1.2.4 各轴承润滑良好，温度正常，油压、油位、油温符合要求，油质良好，油环转动且带油正常。 1.2.5 各风门、挡板、阀门的连接部分良好，无受阻现象，无部件脱落现象，就地开度指示与DCS指示一致。 1.2.6 冷却水畅通、无泄漏，流量充足；轴承风冷系统检查冷却风机运行正常，风压满足需求。,一、锅炉辅助转机,1.2 辅机运行中的维护和检查 1.2.7 电动机电流、温度正常，介质进出口压力、流量以及滤网差压正常。 1.2.8 各轴封处密封良好，无泄漏现象。 1.2.9 监测、保护装置运行正常。 1.2.10 备用辅机不倒转。 1.2.11 靠背轮接合处完整，防护罩完好，地脚螺栓牢固。 1

10、.2.12 转机轴承温度或油温突然升高，虽不高于规定值，但必须查明原因。 1.2.13 根据季节、气侯的变化，作好防汛、过夏及防冻措施。 1.2.14 不同辅机还应按照相应的特殊规定进行检查。,一、锅炉辅助转机,1.3 辅机停运原则 1.3.1 辅机停运前应仔细考虑停运辅机是否会对相关系统或设备造成不安全影响，否则应采取相应措施。 1.3.2 辅机停运前，应退出备用辅机联锁。 1.3.3 辅机停运后，转速应降至零，无倒转现象。如有倒转现象，应先关闭出口门以消除倒转，严禁采用先关闭入口门的方法消除倒转。 1.3.4 制粉系统转机停运前必须将系统内原煤或煤粉抽净，紧急停运时除外。,一、锅炉辅助转机

11、,1.5 辅助设备的紧急停止 1.5.1 电动机或辅机发生强烈振动或串轴，有损坏设备危险时。 1.5.2 轴承冒烟或温度不正常升高超过规定值时。 1.5.3 设备内部产生强烈金属摩擦声或与外罩发生撞击，有损坏设备危险时。 1.5.4 电动机冒烟起火时。 1.5.5 辅机参数达到保护定值或规定的延时时间而未停止运行时。 1.5.6 发生危及人身或设备安全的事故时。 1.5.7 电动机电流突然超限且不能恢复，设备伴有异音。 1.5.8 轴承润滑油管、冷却水管破裂或漏泄严重，无法维持运行时。 1.5.9 辅机发生火灾或被水淹，或辅机附近发生火灾危及辅机安全运行时。,一、锅炉辅助转机,一、锅炉辅助转机

12、,1.6 空气预热器的联锁 1.6.1 主（辅）电机启动条件：支承轴承、导向轴承油泵无故障报警。 1.6.2 空气预热器主、辅电机任一运行：空气预热器出口热一次风挡板、热二次风挡板、空气预热器入口烟气挡板、出口烟气挡板开允许。 1.6.3 空气预热器主、辅电机均停止：空气预热器出口热一次风挡板、热二次风挡板、空气预热器入口烟气挡板、出口烟气挡板关允许。 1.6.4 建立空气通道FSSS自然通风请求时：空气预热器出口热一次风挡板、热二次挡板、空预器入口烟气挡板、出口烟气挡板自动开。 1.6.5 空气预热器主、辅电机均停止但另一侧空气预热器主、辅电机任一运行，延时5S：空气预热器出口热一次风挡板、

13、热二次风挡板、空气预热器入口烟气挡板、出口烟气挡板自动关。,一、锅炉辅助转机,1.6.6 空气预热器导向轴承供油泵：油温大于60自动启，油温小于50自动停。 1.6.7 空气预热器支承轴承供油泵：油温大于50自动启，油温小于45自动停。 1.6.8 联锁投入时，运行的空气预热器主（辅）电机跳闸，备用的辅（主）电机联锁启动。 1.6.9 空气预热器主、辅电机允许停止条件：空气预热器入口烟温小于205允许停止。 1.6.10 两台空气预热器主、辅电机均跳闸联跳运行中的以下设备：吸风机、送风机、一次风机，炉MFT。 1.6.11 一台空气预热器主、辅电机均跳闸延时30秒联跳运行中的同侧吸风机、送风机

14、。,1.7 吸风机 1.7.1 吸风机的相关联锁 1.7.1.1 吸风机启动的允许条件（“与”逻辑） 1) 同侧空气预热器已运行。 2) 吸风机出口烟气电动挡板门全开。 3) 吸风机入口烟气电动挡板门全关。 4) 吸风机入口动叶全关。 5) 吸风机至少有一台冷却风机运行（1号炉两组冷却风机均有一台运行）。 6) 吸风机至少有一台液压润滑油泵运行，液压油压不低于2.5MPa /4.0MPa(1号炉/2号炉)，润滑油压不低于0.12MPa。 7) 吸风机轴承温度、吸风机电机轴承温度正常。 8) 吸风机油站油位正常150mm。 9) 吸风机油站油温正常25。 10) 无吸风机跳闸条件。 11) 1号

15、炉吸风机电机、风机润滑油流量正常。,一、锅炉辅助转机,1.7.1.2 吸风机跳闸条件（“或”逻辑） 1) 同侧空气预热器停止运行延时3秒。 2) 吸风机两台油泵均停止运行延时10秒。 3) 吸风机轴承温度高于90/110(1号炉/2号炉)。 4) 吸风机电机轴承温度高于95。 5) 吸风机水平、垂直振动大于10mm/s。 吸风机运行60s后入口挡板仍在关位。 1.7.1.3 吸风机全停FSSS自然通风请求时：吸风机入口、出口挡板自动开启。 1.7.1.4 吸风机启动运行延时15s：吸风机入口挡板自动开启。 1.7.1.5 吸风机一侧停止但另一侧运行：停止侧吸风机入口挡板、出口挡板、动叶自动关闭

16、。 1.7.1.6 运行冷却风机跳闸，或吸风机轴承温度高于80/90(1/2号炉)，联锁投入时备用冷却风机联启。 1.7.1.7 吸风机油站联锁保护,一、锅炉辅助转机,1.7.1.9 两台吸风机均跳闸联跳运行中的以下设备：送风机、一次风机，炉MFT。 1.7.1.10 一台吸风机跳闸延时2秒联跳运行中的同侧送风机，跳闸吸风机动叶联关。,一、锅炉辅助转机,1.7.2 吸风机的启动 1.7.2.1 在DCS中远方手动启动吸风机的操作 1) 启动吸风机冷却风机运行。 2) 启动吸风机液压润滑油泵运行 3) 吸风机启动条件满足。 4) 就地检查吸风机可以启动。 5) 在DCS画面上启动吸风机，记录吸风

17、机的空载电流，定速时间。 6) 吸风机定速后，吸风机入口挡板应联开，否则手动开启，若1分钟入口挡板无法开启，停止吸风机运行。 7) 逐渐开大吸风机动叶开度至需要位置，注意维持炉膛负压-100Pa左右。冷态启动时，动叶开度不可调得过急、过大，应监视电机电流是否过载。 1.7.2.2 启动一台送风机后，以相同方法启动第二台吸风机运行,关小已运行的吸风机的动叶开度，调整炉膛负压。调整两台吸风机出力平衡,两台吸风机动叶调节开度大于30%后投自动。,一、锅炉辅助转机,1.7.3 吸风机的停止 1) 逐渐关小吸风机动叶开度，注意炉膛负压。 2) 待吸风机动叶关至零，手动停止吸风机。 3) 关闭吸风机入口、

18、出口烟气挡板。 4) 停止第二台吸风机后，风机入口、出口挡板在FSSS自然通风请求结束后关闭。 5) 吸风机停运2小时后，检查排烟温度低于80，解除备用冷却风机联锁，停运冷却风机。 6) 吸风机停运2小时后，就地检查吸风机主轴已静止，解除备用油泵联锁，停止吸风机运行油泵。,一、锅炉辅助转机,1.8 送风机 1.8.1 送风机的相关联锁 1.8.1.1 送风机启动的允许条件（“与”逻辑） 1) 同侧空气预热器运行。 2) 同侧吸风机运行。 3) 送风机出口电动挡板门全关。 4) 送风机出口动叶全关。 5) 送风机至少有一台液压油泵运行，且油压正常。 6) 无送风机跳闸条件。,一、锅炉辅助转机,一

19、、锅炉辅助转机,1.8.1.2 送风机跳闸条件（“或”逻辑） 1) 两台空气预热器均停止运行延时5秒。 2) 同侧空气预热器停止运行30秒。 3) 两台吸风机全停。 4) 同侧吸风机停止运行延时2秒。 5）送风机水平、垂直振动大于7.1mm/s。 6) 两台送风机液压油泵均停止运行延时1秒。 7) 送风机液压油压低于0.8MPa。 8) 送风机轴承温度高于95。 9) 送风机电机轴承温度高于95。,一、锅炉辅助转机,1.8.1.3 FSSS自然通风请求时：送风机出口挡板自动开启。 1.8.1.4 送风机一侧停止但另一侧运行：停止侧送风机出口挡板自动关闭。 1.8.1.5 送风机运行中，运行液压

20、油泵跳闸，联锁投入时备用液压油泵联启。 1.8.1.6 送风机运行中，液压油压低于1.0MPa，联锁投入时备用液压油泵联启；液压油压低于0.8MPa跳闸送风机。 1.8.1.7 两台送风机均跳闸联跳运行中的以下设备：一次风机、排粉机，炉MFT。,1.8.2 送风机的启动 1.8.2.1 在DCS远方手动启动送风机的操作。 1) 送风机启动条件满足。 2) 就地检查送风机可以启动。 3) 在DCS画面上启动送风机，注意送风机的启动电流，记录定速时间。 4) 送风机定速后，手动开启送风机出口挡板，若1分钟出口挡板无法开启，停止送风机运行。 5) 逐渐开大送风机动叶开度至需要位置，注意维持正常的炉膛

21、负压。 6) 检查送风机运行平稳，振动、声音、轴承温度、电流符合要求，无异常现象。 1.8.2.2 以相同启动方法启动第二台送风机运行,关小已运行的送风机的动叶开度，调整吸风机动叶，注意炉膛负压。逐渐开大新启动吸风机动叶开度，调整两台送风机出力平衡,投入两台送风机动叶调节投自动。,一、锅炉辅助转机,1.8.3 送风机的停止 1) 逐渐关小送风机动叶开度，注意炉膛负压。 2) 待送风机动叶关至零，手动停止送风机。 3) 关闭送风机出口挡板。 4) 停运该送风机油泵。 5) 停止送风机暖风器运行。 6) 停止第二台送风机后，风机出口挡板在FSSS自然通风请求结束后关闭。,一、锅炉辅助转机,1.9

22、一次风机 1.9.1 一次风机的相关联锁 1.9.1.1一次风机启动的允许条件（“与”逻辑） 1) 有吸风机运行。 2) 有送风机运行。 3) 同侧空气预热器运行或另侧空气预热器运行且一次风机出口联络挡板在开位。 4) 一次风机入口导叶关闭。 5) 一次风机出口电动挡板关闭。 6) 无一次风机跳闸条件。,一、锅炉辅助转机,一、锅炉辅助转机,1.9.1.2 一次风机跳闸条件（“或”逻辑） 1) 两台空气预热器均停止运行延时5秒。 2) 两台吸风机均停止运行。 3) 两台送风机均停止运行。 4) 炉MFT。 5） 一次风机轴承温度高于90 6) 一次风机电机轴承温度高于95。 7) 一次风机水平、

23、垂直振动大于7.1mm/s。,一、锅炉辅助转机,1.9.1.3 一次风机启动运行：出口挡板自动开启。 1.9.1.4 一次风机停止运行：出口挡板、入口调节导叶自动关闭。 1.9.1.5 只有一台一次风机运行时：给粉机运行达到12台后禁止启动其余给粉机。 1.9.1.6 两台一次风机均跳闸联跳运行中的排粉机，有给粉机运行时炉MFT。,1.9.2 一次风机的启动 1） 满足一次风机的启动条件。 2） 就地检查一次风机可以启动。 3） 在DCS画面上启动一次风机，注意一次风机的启动电流，记录定速时间。 4） 一次风机定速后，一次风机出口挡板应联开，否则手动开启。 5） 逐渐开大一次风机入口导叶开度，

24、至需要位置，注意维持炉膛负压。开启一次风机出口电动联络风门。 6） 根据需要启动第二台一次风机运行。逐渐开大该一次风机入口导叶开度，逐渐关小另一台一次风机入口导叶开度，保持一次风压平稳，注意燃烧情况和炉膛负压，直至两台一次风 机出力平衡。 7） 检查一次风机运行平稳，振动、声音、轴承温度、电流正常，无异常现象。 8) 根据需要投入一次风机调节自动。,一、锅炉辅助转机,1.9.3 一次风机的停止 1) 逐渐关闭一次风机入口导叶，注意炉膛负压。 2) 在DCS上手动停止一次风机。 3) 关闭一次风机出口挡板。 4） 停止一次风机暖风器运行。,一、锅炉辅助转机,1.10 制粉系统 1.10.1 制粉

25、系统的相关联锁 1.10.1.1 排粉机启动允许条件 1） 制粉系统再循环风门关。 2） 排粉机出口三次风门关。 3） 排粉机入口风门关。 4） 排粉机轴承温度在080之间。 5） 排粉机没有装置报警。 1.10.1.2 给煤机启动允许条件 1） 给煤机温度正常。 2） 给煤机出料阀已开。 3） 给煤量控制阀位在最小。 4） 磨煤机运行。,一、锅炉辅助转机,1.10 制粉系统 1.10.1.3 磨煤机启动允许条件 1） 无磨煤机跳闸条件。 2） 排粉机运行。 3） 磨煤机出口混合物温度正常（50）。 4） 给煤机停。 5） 磨煤机油站备妥允许主机启动。 磨煤机油站备妥条件：高压油泵出口压力15

26、MPa；低压油泵出口压力0.2MPa。 6） 无磨煤机油站综合故障。 7） 磨煤机没有装置报警。 8） 磨煤机减速机油站压力0.1MPa正常。,一、锅炉辅助转机,1.10 制粉系统 1.10.1.4 排粉机跳闸条件 1) 一次风机全停。 2) 送风机全停。 3) 炉MFT动作。 4) 排粉机本体跳闸延时3秒。 5) 排粉机轴承温度80（70报警）。 6) 排粉机电机轴承温度95（80报警）。 7)排粉机轴承X向或Y向振动7.1mm/s（4.6 mm/s报警）。,一、锅炉辅助转机,1.10 制粉系统 1.10.1.5 磨煤机跳闸条件 1) 炉MFT动作。 2) 排粉机停。 3) 润滑油泵全停。

27、4) 减速器油泵全停。 5) 磨煤机润滑油压力过低0.1MPa停主机。 6) 磨煤机减速器油站油压过低0.05MPa停主机。 7) 磨煤机出口混合物温度120，延时180秒。 8) 磨煤机轴承温度55延时5秒（45报警）。 9) 磨煤机电机轴承温度95（80报警）。,一、锅炉辅助转机,1.10.1.6 某一台排粉机停止运行，与其相应的磨煤机、给煤机将联动停止。 1.10.1.7 当磨煤机润滑油备用油泵联锁投入时，油压低于0.2MPa或运行中油泵事故跳闸，自动启动备用油泵。当备用油泵未启动或启动后油压继续下降至0.10MPa时，磨煤机跳闸，并联跳相应的给煤机。润滑油压低于0.3MPa时拒启高压油

28、泵。 1.10.1.8 磨煤机油站综合故障原因：油箱油位低；油温50；滤油器压差0.25MPa；润滑油流量低；润滑油压0.2MPa。运行中磨煤机油站综合故障时来报警，并禁止启动磨煤机。 1.10.1.9 加热器投自动位置时，磨煤机润滑油温、减速器油温20时加热器自动投入，油温低报警，油温30时加热器自动停止，油温50发油温高报警。 1.10.1.10 当减速器备用油泵联锁投入时，油压低于0.1MPa或运行油泵事故跳闸时，自动启动备用油泵。当备用油泵未启动或启动后油压继续下降至0.05MPa时，磨煤机跳闸，并联跳相应的给煤机。 1.10.1.11 排粉机电机线圈温度、磨煤机电机线圈温度达到120

29、/130高报警。,一、锅炉辅助转机,一、锅炉辅助转机,1.10.2 制粉系统启动 1.10.2.1 排粉机启动制粉系统暖管 1)开启磨煤机入口混合风门、入口冷风门、热炉烟总门，磨煤机入口热炉烟调节门开度不低于60%。 2） 启动排粉机，开启排粉机出口三次风门,开启制粉系统再循环风门，缓慢开启排粉机入口风门至50%，调整磨煤机入口热炉烟门开度,控制磨煤机入口负压在-1.2KPa左右进行系统暖管，保持磨煤机出口温度缓慢上升。 3） 锅炉不掺烧褐煤时，也可开启磨煤机入口热风门，利用热风暖管。 4） 排粉机入口温度暖至60以上时，可以启动磨煤机运行。,一、锅炉辅助转机,1.10.2.2 磨煤机油泵的启

30、动 1） 磨煤机油泵启动前油温低时应投入油站加热器。 2） 磨煤机稀油站(减速器油站)油温达30时，启动一台稀油站油泵运行，检查油压及回油正常。 3） 磨煤机润滑油温达25时，启动一台润滑油泵运行，油压升至0.3MPa以上延时10秒，两台高压油泵联启，检查磨煤机出入口瓦油流均匀正常，系统回油正常，各处无漏油现象。 4） 启磨后3分钟，高压油泵应自动停止。 1.10.2.3 磨煤机启动 1) 待暖管至排粉机入口温度60时启动磨煤机，电流正常后，开启给煤机出料阀, 启动给煤机运行，开启给煤机进料阀，调整给煤机煤量。 2) 用热风门、高温炉烟调节门、再循环风门、压力冷风门控制磨煤机出口温度6070，

31、保持磨煤机在最大出力下运行。 1.10.2.4 开启煤粉仓、输粉机吸潮管，全面检查制粉系统一次。 1.10.2.5 就地启动给煤机清扫电机连续运行。,1.10.3 制粉系统的停止 2.5.9.1 关闭给煤机进料阀，给煤机走空后将给煤机转速减至最小停止运行. 2.5.9.2 关闭热风门、开启冷风门对磨煤机进行降温，关闭给煤机出料阀。逐渐关小排粉机入口风门至70%左右,开大制粉再循环风门，制粉系统抽粉。 2.5.9.3 磨煤机内煤粉抽净回粉管锁气器已不动作后,停止磨煤机运行。 2.5.9.4 停止磨煤机后,同时逐渐关闭冷一次风门、热炉烟调整门、制粉再循环风门和排粉机入口风门。 2.5.9.5 制粉

32、再循环风门、冷一次风门、排粉机入口门全关后，停止排粉机运行。排粉机停转后适当开启热炉烟调整门，保持磨煤机入口负压-0.1KPa左右，防止热炉烟管积灰。 2.5.9.6 关闭磨煤机入口总风门,关闭三次风门，开启三次风冷却风门。两套制粉系统均停用高温炉烟时将高温炉烟总门关闭。,一、锅炉辅助转机,2.1 锅炉启动前试验项目 2.1.1 锅炉风门、挡板、电动阀门、气动阀门开关试验。 2.1.2 锅炉转机拉合闸静态试验。 2.1.3 锅炉转机动态试验。 2.1.4 锅炉辅机联锁试验。 2.1.5 锅炉水压试验。 2.1.6 锅炉安全门校验。 2.1.7 锅炉风烟系统、制粉系统大联锁保护试验。 2.1.8

33、 锅炉FSSS系统试验。 2.1.9 锅炉汽包水位保护动态试验。 2.1.10 炉膛烟温探针进、退动作试验。 2.1.11 锅炉吹灰顺控试验。,二、锅炉启动,2.2 锅炉点火前炉侧的准备工作 2.2.1 点火前四小时投入炉底水封除灰、除渣系统。投入电除尘器低压柜运行，将振打投连续运行方式，投入各电加热装置。 2.2.2 点火前四小时投入磨煤机大瓦和减速机油循环和加热装置。 2.2.3 点火前两小时由邻炉向本炉串粉，确保粉位在1m以上。 2.2.4 开启炉侧过热、再热蒸汽系统各疏水门、空气门。 2.2.5 锅炉上水。 2.2.6 投入炉底部蒸汽加热。,二、锅炉启动,2.3 风烟系统启动 2.3.

34、1 启动空气预热器前将空气预热器导向轴承油泵、支持轴承油泵联锁投入，启动两台空气预热器运行。 2.3.2 启动吸、送风机 1） 吸、送风机启动条件满足，就地检查设备正常，联系脱硫值班员检查脱硫烟气系统通道畅通，依次启动一台吸风机及一台送风机运行。调整炉膛负压在-100Pa左右。 2） 在启动第二台吸、送风机前，应检查第二台风机不反转后，依次启动第二台吸、送风机运行，通过调节保证两台吸、送风机出力平衡，保持炉膛负压在-100Pa左右。吸风机动叶调节条件满足投自动，调整炉膛总风量不低于300Nkm3/h。 2.3.3 启动一台火检冷却风机运行，另一台联锁投入。 2.3.4 投入脱硝声波程控连续吹灰

35、。启动一台脱硝稀释风机运行。 2.3.5 投入炉膛火焰监视电视。投入炉膛两侧的烟温探针。 2.3.6 投入炉前燃油系统并做燃油漏泄试验。 2.4 吹扫条件满足后，进行炉膛吹扫5分钟。在吹扫过程中，吹扫条件任一不满足，则吹扫中断。查明原因，恢复吹扫条件，重新吹扫5分钟。吹扫完成后，锅炉进入点火程序。,二、锅炉启动,2.5 锅炉点火 2.5.1 吹扫结束后二次风门自动关至10%，调整炉膛风量及二次风门开度，开启燃油进油快关阀，锅炉准备点火。 2.5.2 确认DCS燃油画面中油枪点火条件满足，调整供油保持油压2.83.5MPa。投AB、BC层任一油枪，检查油枪在远控位，投入油枪点火。就地检查油枪雾化

36、良好，系统及油枪无漏油。 2.5.3投入高低压旁路系统，再热器通汽保护。高低压旁路投入后，根据需要可逐渐关闭5%启动疏水阀。 2.5.4 投入中压辅助蒸汽联箱至空气预热器吹灰汽源，汽源压力尽量保证0.9MPa以上，对空气预热器进行连续吹灰。 2.5.5 调整锅炉燃烧，控制炉膛出口烟温不高于540，否则炉膛烟温探针应自动退出。 2.5.6 锅炉正常点火后，当粉仓粉位1m时，启动一次风机运行，开启B层给粉机一次风挡板，保持一次总风压在3.54.5kPa。投入小油枪及对应的给粉机运行，注意观察煤粉燃烧情况。小油枪及对应的给粉机着火稳定后，逐步停止大油枪。,二、锅炉启动,2.6 升温升压 2.6.1

37、汽包压力升至0.05Mpa0.1MPa时,冲洗核对水位,以保证指示的准确性。控制汽包上下壁温差小于40，饱和蒸汽温升率小于1.74/min。按化学人员要求进行锅炉排污。 2.6.2 汽包压力升至0.150.2MPa时，关闭汽包、过热器空气门及过热器疏水门。 2.6.3 当汽包压力升至0.4MPa时，通知检修人员热紧螺栓连接构件（如炉顶吊杆等）。 2.6.4 汽包压力0.81.0MPa时，若连续向锅炉供水，应关闭省煤器再循环门，投水位单冲量自动。 2.6.5 热风温度达150，可启动制粉系统运行。 2.6.6 小油枪不能投入，当热风温度达160，选择运行油枪上层或下层给粉机投入运行，就地检查煤粉

38、着火良好。 2.6.7检查监视锅炉受热膨胀情况，做好膨胀记录。 2.6.8 根据升温升压曲线，逐渐增加给粉量，锅炉升温升压。主再热汽温上升过快或汽温度接近冲动值，投入主汽、再热汽减温器运行。,二、锅炉启动,2.7 汽轮机冲动 2.7.1 进汽参数：主蒸汽压力4.0MPa5.0MPa，主汽温度330360，再热蒸 汽压力0.5MPa0.7MPa，再热蒸汽汽温270320。 2.7.2 汽轮机转速达600r/min，进行摩擦检查，倾听机组声音正常后，在转子尚未停止前，汽轮机重新挂闸，并升速至600rmin； 2.7.3 检查一切正常后，升速至2040r/min。通过临界转速时，应注意升速率自动变为

39、300r/min； 2.7.4 继续升速至2950r/min进行阀切换，升至3000r/min。 2.8 发电机并网，负荷带15MW。,二、锅炉启动,2.9 升温升压加负荷 2.9.1 15MW负荷应至少暖机30分钟。 2.9.2 发电机并网后应逐渐关小高、低压旁路。检查炉膛烟温探针已退出。 2.9.3 负荷达90MW时，将一台汽动给水泵并入给水系统。 2.9.4 当负荷达120MW，压力10.0MPa时，待化学测定炉水含硅量合格后才可继续升荷。 2.9.5 负荷150MW时，应将给水旁路倒主给水运行，给水自动切换至三冲量运行。 2.9.6 根据负荷情况，相应增加给粉机运行台数，并根据炉内热负

40、荷情况，逐步减少燃油量。,二、锅炉启动,2.9.7 吹灰器汽源倒本炉，空气预热器吹灰改为每班一次。 2.9.8 当负荷大于50%BMCR以上时，将另一台汽动给水泵并入给水系统，停止电动给水泵。 2.9.9 燃烧趋于稳定，可逐步停止全部油枪运行。条件满足时投入电除尘器、SCR脱硝运行。 2.9.10 当负荷达60%BMCR时，确认主蒸汽压力达11MPa，主蒸汽温度达535；再热蒸汽温度达535。若主再热蒸汽温度已达其设定值，分别投入过、再热汽温控制自动。 2.9.11 当负荷升至80%BMCR时，锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度达538，主蒸汽压力应达到16.7MPa。,二、锅炉启动,3.1 锅炉运

41、行调整的主要任务 3.1.1 保持锅炉蒸发量在额定范围内，并满足机组负荷要求。 3.1.2 保持正常的汽压、汽温。 3.1.3 均匀给水，维持正常水位。 3.1.4 保持炉水和蒸汽品质合格。 3.1.5 保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉效率。 3.1.6 及时调整锅炉运行工况，保证锅炉机组在安全经济状态下运行。 3.1.7 定期对设备进行轮换、试验。 3.1.8 降低污染物的排放。,三、锅炉运行调整,3.2 燃烧调整 3.2.1 正常运行时，机组保持CCS模式运行，将给粉量控制、送风量控制、氧量、炉膛负压、一次风压控制、二次风挡板投“自动”，接受CCS指令进行自动调节。 3.2.2 通过燃烧

42、调整,使火焰均匀充满炉膛, 查看煤粉着火距离,炉膛火焰呈光亮的金黄色,不偏斜,火焰中心适当；防止火焰偏斜和冲刷水冷壁, 防止锅炉结焦。 3.2.3 调整吸风机、送风机出力,保持燃烧室负压在50100Pa,防止燃烧室向外冒烟和灰。 3.2.4 吸风机、送风机、一次风机运行时，应调节两台风机电流、出力基本一致。 3.2.5 调整送风量,保持锅炉烟气含氧量在4.2%左右, 二次风箱与炉膛差压在380Pa1000Pa之间。炉膛总风量不低于30%BMCR（300Nkm3/h）。周界风根据喷口温度及煤种情况适当调整。,三、锅炉运行调整,3.2.6 同层四角喷燃器要对称投运，组织切圆燃烧方式，严禁缺角运行。

43、低负荷时，可少投燃烧器，保持较高的煤粉浓度，高负荷时，要多投燃烧器，使炉内热负荷均匀，燃烧稳定。 3.2.7 当加负荷时，先加粉量，随之增加风量；减负荷时，先减风量，随之减粉量。注意监视一次风粉混合物温度和一次风速，防止堵管。 3.2.8 保持一、二次风合理配比，组织良好的炉内燃烧工况，消除热偏差，使两侧烟温差不超过50；炉膛出口各段烟气温度不超规定，受热面管壁不超温。 3.2.9 保持制粉系统在最大出力下运行，根据机组负荷、粉仓粉位情况尽量减少制粉系统运行台数。 3.2.10 制粉系统启停，给粉量增减，炉膛风量调整应缓慢进行，防止锅炉燃烧不稳。 3.2.11 炉膛吹灰按受热面清洁程度进行，烟

44、道、空气预热器吹灰按规定执行。保证捞渣机正常工作，及时清除灰渣。,三、锅炉运行调整,3.2.12 当锅炉在高负荷下运行或燃用灰熔点低的煤种时,应注意检查结焦情况并清除焦块。锅炉结焦严重时，应降低负荷运行。打焦工作不得与吹灰、制粉系统启停等操作同时进行。 3.2.13 定期对来煤、煤粉细度、飞灰、大渣取样分析,及时了解煤质变化,采取相应的调节措施。根据实际燃用煤质，调整好粗粉分离器挡板开度，保持合理的煤粉细度。 3.2.14 当运行喷燃器火检闪烁、炉膛火焰暗、炉膛负压、氧量大幅摆动锅炉燃烧不稳时，应及时投油助燃。当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时,严禁投油助燃。 3.2.15 自动调整出

45、现异常时应切至手动，查明原因消除后重新投入。运行中炉膛灭火保护拒动时应按紧急停炉处理。 3.2.16 为降低SCR脱硝入口烟气NOX含量，可适当开大SOFA、OFA二次风挡板，关小其它二次风挡板，控制锅炉烟气含氧量在3.5%左右,降低炉火焰中心膛温度，减少氮氧化合物生成。,三、锅炉运行调整,3.3 主、再热汽温调整 3.3.1 主、再热汽温调整的主要手段有： a 调整减温水量。 b 调整烟气调温挡板开度。 c 在允许范围内改变炉内燃烧所需空气量（烟气含氧量）。 d 调整配风方式，改变炉膛火焰中心。 e 调整各层给粉机出力，改变炉膛火焰中心。 f 改变制粉系统运行方式。 g 受热面吹灰。 3.3

46、.2正常运行时锅炉应维持主汽温度5415，再热汽温度5415，再热器两侧汽温差不超过15。 3.3.3 主汽温度主要采用过热器喷水系统进行调节。其中一级减温为主要手段，二级减温做细调节用。,三、锅炉运行调整,3.3.4 再热蒸汽调温主要采用烟气挡板调节。微量喷水作为消除汽温偏差的手段，正常工况下应尽量少投或不投，要求锅炉在低负荷时不要投用微量喷水。事故喷水用于非正常工况下控制再热器入口汽温不超340。 3.3.5 烟气调温挡板控制原则： a 极限位置保护：挡板平面与水平夹角极限位置为15。 b 正常带负荷运行：再热汽温用挡板调节。调节过程中，再热器烟道和过热器烟道的挡板同时动作，方向相反，两烟

47、道挡板的角度之和始终为90。 c 锅炉启动前的吹扫阶段：两烟道的挡板全开。 d 启动阶段：锅炉点火后再热器侧挡板关小，使绝大部分烟气流经低温过热器，这样既可保护再热器，又可加快提高过热蒸汽温度，以缩短启动时间。 e 调整烟气挡板时,应注意过热汽温、再热汽温的协调,防止偏差过大。,三、锅炉运行调整,3.3.6 汽温调整时受热面管壁不能超温。从烟气侧调整汽温时不能破坏炉内正常燃烧工况。 3.3.7 锅炉汽温的波动受诸多因素的影响，运行中要密切监视其它参数的变化，如煤质变化、汽压变化、负荷变化、炉膛压力变化、制粉系统运行方式，给水加热器的启停、炉底漏风、受热面积灰等等，正确分析并找出影响汽温的因素，

48、迅速处理，辅以必要的调节手段。 3.3.8 运行中应根据有关工况的变化，注意对过热器、再热器各部减温前后蒸汽温度进行监视，分析汽温的变化趋势，尽可能在汽温变化之前进行调节。,三、锅炉运行调整,3.4 汽包水位调整 3.4.1 锅炉正常运行中,给水投自动运行。 3.4.2 锅炉汽包零水位在汽包中心线下-50mm处，正常运行时保持“0mm”水位，波动范围在50mm以内。 3.4.3 水位升至+120mm时事故放水自动开启，降至+50mm时事故放水自动关闭，水位低于-100mm时联关定排总门。水位低于-300mm或超过+250mm时,延时15秒MFT。 3.4.4 正常运行汽包水位以差压式水位计为基

49、准。就地水位每班校对一次，水位清晰，无漏泄，汽包水位高、低仪表及报警应可靠，并定期校验。 3.4.5 水位自动、手动切换时，应将水位调至正常稳定后，再投入给水自动。 3.4.6 DCS内汽包水位以三个平衡容器水位计为基准，取值方法： a 三个平衡容器水位计均好用时取中间值； b 平衡容器水位计出现一个坏点后取另外两个水位的平均值； c 平衡容器水位计出现二个坏点后取好点值。,三、锅炉运行调整,3.4.7 汽包水位自动调节跳为手动条件: a 汽包水位自动设定值与实际水位偏差大于180mm时； b 汽包水位信号故障；（三选二） c 汽包压力信号故障；（三选二） d 旁路调节阀指令和阀位偏差大时（现

50、设置为15%）； e 低负荷给水旁路调整门投自动时,给水旁路调整门前后电动门开启的状态下，给水旁路调整门开度大于98%，切除旁路调整门自动，同时电泵由压差控制转为单冲量控制汽包水位；主给水电动门全开时，切除旁路调节门自动，同时电泵由压差控制回路切换到水位控制回路。 3.4.8 单台电泵运行可带30%额定负荷，单台汽泵运行可带50%额定负荷。两台给水泵并列运行时,应尽量保持给水泵出力均匀合理。,三、锅炉运行调整,3.4.9 锅炉给水必须连续均匀，汽包水位调节时应注意给水流量与蒸汽流量的平衡关系。锅炉负荷30%时，为单冲量自动调节，给水旁路调节门投自动,电动给水泵投差压自动。锅炉负荷30%时为三冲

51、量自动调节，用给水泵转速控制水位。 3.4.10 当各水位计偏差大于30mm时,应查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。 3.4.11 锅炉运行工况变动时，如锅炉燃烧不稳、负荷、汽压、给水压力波动、给水泵切换、给水旁路切换、制粉系统启停、锅炉排污、安全门动作等，应严密监视水位的变化，注意给水流量与蒸汽流量的平衡关系,及时调整，防止缺水或满水事故发生，同时要防止瞬间虚假水位的起落，使MFT动作。,三、锅炉运行调整,3.4.12 运行中应加强对汽泵遥控状态的监视，发现遥控跳时应及时投入，防止因监视不到造成水位大幅度波动，导致水

52、位高、低保护动作。 3.4.13 水位计因故障退出运行,应在8小时内恢复,若延长工期应由总工程师批准，但最多不能超过24小时。水位保护的停退必须严格执行审批制度。当汽包差压水位计（保护用）只有一只可用，经总工程师批准，可运行8小时。限期仍未恢复，应请示停炉。,三、锅炉运行调整,4.1 停机前准备 4.1.1 接到值长停机命令后，作好停机准备。 4.1.2 准备好停机记录表、停机操作票以及停机用的各种工器具。 4.1.3 停机前对机组设备进行全面检查，将发现的设备缺陷及时通知检修并记录在有关记录本内,以备检修消缺。 4.1.4 根据机组特性及停机目的确定停机方式和停机参数。 4.1.5 机组停运

53、时间超过二天应将粉仓烧空，停运时间超过七天应将煤仓烧空。 4.1.6 对锅炉燃油系统进行检查，试验油枪正常。 4.1.7 校对各汽包水位计，水位计指示应正常。 4.1.8 停炉前应对锅炉受热面全面吹灰一次，锅炉定期排污一次。 4.1.9 检查电动给水泵良好备用。 4.1.10 中压辅汽汽源改由老厂启动汽源或邻机供汽。,四、锅炉停止运行,4.1 停机操作 4.4.1 按值长令机组开始滑停,负荷减至210MW，主蒸汽压力维持不变，主蒸汽温度降至465，再热蒸汽温度降至460，主、再热蒸汽温度下降速率1/min1.5/min。 4.4.2 SCR脱硝出口烟温低于320时停止脱硝运行。 4.4.3 当

54、负荷减到180MW，维持机组负荷，将主蒸汽温度逐渐降至450、主蒸汽压力逐渐降至10MPa，同时开大调速汽门直至全开，并稳定运行20分钟，全面检查机组运行应正常，然后再进行降温、降压操作，机组负荷随主汽参数的降低而降低。 4.4.4 机组以不大于0.29MPa/min的速度降压至8MPa，以不大于5MW/min的速度降负荷至60MW，主蒸汽温度降至430，再热蒸汽温度降至425，主、再热蒸汽温度下降速率1/min1.5/min。 4.4.5 在滑参数停机过程中，降温、降压应交替进行，且应先降温后降压。 4.4.6 当有煤仓烧空后，粉抽净后停止对应的制粉系统。,四、锅炉停止运行,4.4.7 当燃

55、烧不稳时，应及时投油助燃，注意稳定参数。 4.4.8 投入空气预热器连续吹灰。 4.4.9 负荷降至150MW，启动电动给水泵运行，停一台汽动给水泵。 4.4.10 负荷降至130MW时，主给水倒给水旁路运行。 4.4.11 负荷降至100MW以下时，给水自动由三冲量切至单冲量。 4.4.12 降负荷过程中根据主、再热蒸汽温度偏差，调节烟气挡板开度。 4.4.13 当机组负荷减至30MW，维持主蒸汽压力和温度，关小调速汽门将机组负荷减至15MW，注意主蒸汽压力不应有明显的回升。 4.4.14 根据两粉仓粉位，适当调整给粉机转速，并轮流切换，掌握粉仓烧空时间。烧粉仓应先烧空甲粉仓。,四、锅炉停止

56、运行,4.4.15 手动控制燃料量、减温水量，进行减负荷。减温水量的变化应缓慢，以防汽温过低，汽轮机进水。 4.4.16 粉仓烧空，敲击相应下粉管，停止相应给粉机，吹扫一次风管5min后，关闭相应一次风挡板，关闭给粉机下粉插板。当另一粉仓烧空，以同样方法，停止相应层给粉机，吹扫完毕停止一次风机。 4.4.17 减负荷至零，按值长令，汽轮机打闸停机，注意主、再热汽门及调门迅速关闭，供热抽汽EV阀（供热投入时）、高排逆止门、各段抽汽逆止门、抽汽电动门迅速关闭；中低压连通管控制阀全开。发电机解列，注意机组转速、润滑油压。锅炉熄火，检查燃油来油快关阀及各油枪角阀全部关闭。 4.4.18 锅炉熄火后保持

57、送、吸风机继续运行，开启二次风门，保持30%总风量，维持炉膛负压-1OO-150Pa对炉膛吹扫5min10min后，停止送、吸风机运行。关闭风烟系统各挡板、风门，密闭炉膛。,四、锅炉停止运行,4.4.19 手动调节给水流量，向汽包上水，将汽包事故放水门挂牌，防止保护动作，汽包上水至最高水位后，可停止给水泵，开启省煤器再循环门。 4.4.20 关闭连排、加药和汽水取样门。关闭各角油枪手动门、吹扫门。密闭粉仓。 4.4.21 停炉2小时后停止送风机油泵运行。排烟温度低于80停止吸风机冷却风机运行，就地检查吸风机主轴已静止，做好防止吸风机倒转措施，停止吸风机液压润滑联合油泵。 4.4.23 根据情况

58、可开启过热器、再热器疏水阀、放空气阀。 4.4.24 空气预热器进口烟气温度降至205以下，方可停止空气预热器运行。 4.4.25 当炉膛出口温度降至80时，停用火检冷却风机。,四、锅炉停止运行,4.4.25 当汽包压力降至0.80.5MPa时，锅炉可带压放水（根据停备时间,锅炉防腐要求）。 4.4.26 当汽包压力降至0.2MPa时，应开启汽包空气门和过热器、再热器空气门、疏水门，当炉水温度小于95时，可开启各疏水门放净炉水。 4.4.27 锅炉冷却后停止脱硝声波吹灰器，停运稀释风机。,四、锅炉停止运行,脱硝的必要性 锅炉脱硝是指去除烟气中的NOx污染物 锅炉烟气中的NOx是指NO、N2O、NO2、N2O4等的混合物，其中最主要的氮氧化物为NO和NO2。 氮氧化物（NOx）是一种重要的大气污染物，会促进酸雨的形成，增加近地层大气的臭氧浓度，产生光化学烟雾，影响空气能见度；对人体有强烈