玖龙锅炉运行规程

目录前言第一章锅炉机组技术规范锅炉机组保护及连锁锅炉机组启动前的检查和试验锅炉机组的启动锅炉机组正常运行及维护锅炉机组的停止制粉系统运行及故障处理锅炉机组事故及故障处理前言本规程是根据国部颁锅炉运行规程、电力工业安全监察规程、武汉锅炉厂有限公司、华东电力设计院、上海新华系统工程有限责任公司提供的技术资料，并结合同类型机组的运行规程编制而成。本规程制定了WG410/9817型及其附属设备的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行、维护及事故处理的技术标准。适用于我公司WG410/9817型锅炉的启动、停止、正常维护和事故处理。下列人员应熟悉本规程总调度室有关人员、热电部经理、热电部副经理、总工程师值长主管、值长、生技部主管、锅炉专工集控锅炉运行班长、司炉、副司炉、司磨、巡检员锅炉检修班长及检修人员引用标准电安生1994227号电业安全工作规程（热力和机械部分）国家电力公司20005安全生产工作规定国家电力公司20009防止电力生产重大事故的25项重点要求国电发2000643号电业生产事故调查规程（80）电技字第26号电力工业技术管理法程锅炉技术规范1主机部分11锅炉机组概况玖龙纸业（太仓）有限公司一号锅炉系武汉锅炉有限公司生产的单汽鼔自然循环半露天布置高温高压蒸汽锅炉。配以两台60MW汽轮发电机组。本锅炉呈“”型布置，前部竖井为炉膛其周围布满了膜式水冷壁，后部竖井为烟道，其间交错布置了两级省煤器和两级空气预热器。本锅炉系固态排渣煤粉炉，采用直流燃烧器四角布置切圆燃烧方式。配有两台MG320580钢球磨煤机，制粉系统为热风送粉中间贮仓式。12锅筒及内部装置锅筒工作压力1138MPA水压试验压力1707MPA锅筒采用BHW35低合金钢材料。锅筒内径为1600毫米,壁厚65毫米，锅筒中心标高44米。汽包的正常水位低于锅筒中心线150毫米。锅筒内装有60只315毫米的旋风分离器，每只的出力为7T/H,内装导流板可提高分离效率。锅筒上部装有给水清洗装置，蒸汽被清洗后进入顶板汽水分离箱进行二次分离，再进入过热器。来自省煤器的给水进入锅筒后分成两路，一路通过清洗装置，清洗蒸汽，另一路直接进入锅筒水空间。锅筒水压试验时水温不得低于50度，但不得超过70度。锅炉起动时锅筒上下壁温差不得大于40度，其最大升温速度不大于15度/每分钟，尤其注意在100200度范围内升温速度不得太快。3炉膛和水冷系统炉膛断面尺寸为9041032米，小切圆正方形炉膛，炉膛容积为2325立方米，炉膛四周采用605鳍片管，节距为80毫米，集箱采用27332，组成全焊膜式水冷壁。整个回路如下6根36825的集中下降管由锅筒垂直引向锅炉下部，通过分配集箱由42根13310分散管向水冷壁下集箱供水。炉膛四周由605，节距80毫米的光管之间焊扁钢构成膜式水冷壁，前后各四个循环回路，两侧各三个循环回路。为缩短升炉时间在水冷壁下集箱内均装设邻炉加热装置。前后水冷壁下部管子倾斜，与水平线成55度角形成冷灰斗。炉膛后墙上部设有深3200毫米的折焰角。在水平烟道侧墙及水平烟道下部由侧墙水冷壁及后水冷壁拉稀包覆而成。水冷壁上集箱上共由56根13310的汽水引出管引入锅筒，其中前墙14根，两侧墙各13根，前后悬吊集箱各8根。14过热器系统过热器系统采用辐射与对流传热相结合的形式。本炉在折焰角上部布置了半辐射屏式过热器，使汽温特性趋于平稳。在水平烟道内布置有高温及低温对流过热器。过热蒸汽流程如下饱和蒸汽由锅筒通过连接管进入顶棚过热器，依次经过尾部包墙过热器，低温过热器，级喷水减温器，屏式过热器，高温过热器冷段（逆流），级喷水减温器，高温过热器热段（顺流）,集汽集箱，然后由集箱两端引到汽轮机。过热器的调温采用二级喷水减温，第一级喷水点设在低温过热器出口，第二级喷水点设在高温过热器冷段之后，喷水减温器采用管道式布置，第一级喷水量1221T/H，第二级喷水量619T/H，总喷水量为锅炉蒸汽的5左右。15燃烧系统及点火装置燃烧器采用正四角布置，切圆燃烧方式。燃烧器喷口按三二一二一二一二布置，炉室中心形成800MM假想切圆。每个一次风口皆带有侧边风防止煤粉气流刷墙，造成结焦及高温腐蚀。燃烧系统采用水平浓淡式燃烧器，有利于低负荷燃烧。本炉还装有八只出力为1000KG/H能带25额定负荷的油抢，布置在中和下二次风管内，。点火装置采用二级点火，即用高能点火直接点油抢，然后由油点燃煤粉。燃烧器特性数据如下项目风次风率（）风温（）风速（M/S）风量（M3/S）风阻（PA）一次风20223211319051000二次风5443414644172841000三次风19680491106672300漏风4016省煤器省煤器装在尾部竖井中，分上下两级布置，两级间有一次前后交叉。工质逆流自下向上。上下级省煤器在烟道宽度上分成左右对称两部份，另外，由于空气通道的原因，下级省煤器又分前后对称两部分，给水自左右两侧引入下级省煤器进口集箱，经四组错列布置（每组33排，横向节距1400MM）的324MM蛇形管逆流向上，分别引入四只下级省煤器出口集箱，再由8根1088MM的管子从炉外前后交叉引入上级省煤器的左右两只进口集箱，经两组错列布置（每组79排，横向节距150MM）的324MM蛇形管逆流，分别引入上级省煤器出口集箱（省煤器集箱均为21920），最后经两根的21916MM的管子引到锅筒。17空气预热器与省煤器相间布置有管式空气预热器，管子规格为4015，S140MM,S260MM叉排布置。空气预热器分两级布置，上级一个行程，下级两个行程，两行程间有连通箱连接。由于结构的要求，上级空气预热器在水平断面上烟道分为两部分，下级空气预热器分为四部分。空气从下级两侧墙引入，从上级前后两侧墙引出，与烟气逆向流动。空气预热器内烟气在管子内纵向冲刷受热面，空气在管外横向冲刷受热面，两级预热器沿锅炉宽度方向分成六个管箱，这样上级预热器共12个管箱，下级空预器两行程，共24个管箱。各管箱间装有防震隔板。上、中、下三个管箱的高度分别为4M、35M、35M。整体结构便于安装和拆卸。18炉墙本锅炉为敷管式炉墙，炉墙材料直接敷设在水冷壁和包墙管上，由管子支承炉墙重量由于本锅炉采用了全焊式水冷壁炉墙，炉墙主要是保温作用。19设计规范191锅炉铭牌（见表一）锅炉铭牌表一炉号项目1炉2炉锅炉型号WGZ4109817WGZ4109817制造厂家武汉锅炉厂武汉锅炉厂制造日期2003年3月安装日期2003年5月投产日期2003年11月安装单位湖南火电192主要参数（见表二）锅炉设计参数表二序号参数名称单位设计数据备注1额定蒸发量T/H4102过热蒸汽压力MPA983过热蒸汽温度5404给水温度2155热空气温度3306冷空气温度307排烟温度13528锅炉热效率9059计算燃煤量T/H5527193汽水系统及设备设计规范（见表三）汽水系统及设备设计规范表三汽包（1）汽包总重T58（2）工作压力MPA1138（3）水压试验压力MPA（4）315MM旋风分离器（5）规格直径壁厚（6）中心线标高只MMMM17076017306544000每只出力72T/H内径1600MM水冷壁系统（鳍膜式）规格A、管径MM605B、节距、水冷壁集箱MM27332D、集中下降管（6根）MM36825膜片由605鳍片管，节距80MM，中间焊扁钢形成总的受热面积1216M进/出口烟气温度19743/11387分散管MM13310（1）底部加热蒸汽汽压MPA127157（2）底部加热蒸汽汽温320350过热器A、高温过热器冷/热段MMS120垂直蛇形管式，以对流换热为主（1）高过受热面积总受热面积1553M2A、高温过热器冷段M2731B、高温过热器热段M2822（2）高过进/出口参数A、进口工质温度4931（热段）B、出口工质温度540C、进口烟气温度9258D、出口烟气温度7651烟气平均流速82M/SB、低温过热器（1）低过受热面积M21013（2）低过进/出口参数A、进口工质温度3369B、出口工质温度3714C、进口烟气温度7539垂直蛇形管式，对流过热器D、出口烟气温度6331烟气平均流速85M/SE、顶棚/包墙过热器（1）受热面积M2（2）转向室受热面积M2296（3）转向室进出口参数A、进口烟气温度6160B、出口烟气温度5898C、屏式过热器垂直蛇形管式全辐射过热器（1）屏式过受热面积M2936（2）屏过进出口参数A、进口工质温度B、出口工质温度C、进口烟气温度3546464011387D、出口烟气温度9418烟气平均流速54M/S减温器额定负荷（1）型式混合式（2）一级减温器喷水量T/H1624（3）二级减温器喷水量T/H824（4）一级减温器进/出口温度3714/3546额定负荷时,TGS215（5）二级减温器进/出口温度5079/4931总喷水量为锅炉蒸发量的5省煤器（1）型式逆流（2）总受热面积M23321324（3）低温省煤器M21556省煤器集箱21920（4）高温省煤器M21765烟气平均流速80M/S（5）进口给水温度2150（6）出口给水温度2847高温省煤器出口管21916MM空气预热器（1）型式立式管箱式（2）总受热面积M224164（3）低温空气预热器M214714（4）高温空气预热器M29450管子规格4015S140MMS260MM（5）进口风温30烟速113M/S下空预6低预出口风温2054（7）高预出口风温330（8）低温预热器出口烟温1368器锅炉材质（管径壁厚）（1）汽包（内径壁厚）MMMM160065BHW35低合金钢（2）集中下降管MMMM3682520G（外径壁厚）（3）水冷壁MMMM60520G（外径壁厚）MMMMA、前墙水冷壁管B、后墙水冷壁管MMMMC、两侧墙水冷壁管D、炉角水冷壁管MMMMMMMME、后水冷壁悬吊管MMMM20GF、下水连接管MMMM42根，G、顶部汽水混合物引出管MMMM60556根，H、水冷壁下集箱MMMM2733214根,（前后各4、两侧各3）I、前、两侧水冷壁上集箱MMMM2732812根,（前、两侧各4根J、后水冷壁上集箱MMMM273322根,（4）过热器A、顶棚管及包墙管MMMM51520GB、屏式过热器MMMM42512CR1MOV，S1720MMS246MM外管圈材质为钢研102C、低温过热器MMMM384520G，蛇形管D、高温过热器蛇形管MMMM42512CR1MOV，S1120MMS2120MME、饱和蒸汽连接管MMMM13310F、高过出口到集汽集箱连接管MMMM1331012根（5）省煤器20GA、低温省煤器管MMMM324B、高温省煤器管MMMM324（6）空气预热器A、低温空气预热器MMMM4015B、高温空气预热器MMMM4015各主要承压部件容积（1）水压试验时A、下降管M324B、汽包C、水冷壁M3M33143D、水冷壁引出管M375E、过热器引出管M360F、高过M3115G、低过M366H、屏过M378I、包墙M325J、省煤器M328K、省煤器进出口管M390总计M31829（2）正常运行时A、下降管M324B、汽包M3127C、水冷壁M343D、水冷壁引出管M375E、省煤器M328F、省煤器进出口管M390总计M31242燃烧室（1）炉膛深度MM9040（2）炉膛宽度（3）锅炉宽度MMMM1032016000假想切圆直径800MM（4）容积M32325（5）炉膛容积热负荷（6）炉膛断面热负荷KW/M3MW/M21347336（7）炉膛有效面积热负荷KW/M2煤粉喷燃器（1）型式水平浓淡式燃烧器（2）数量只12（3）上排喷燃器中心标高M1670（4）中排燃烧器中心标高M1550（5）下排喷燃器中心标高M1430油枪（1）雾化形式简单机械雾化（2）数量只8四支点火油枪，四支助燃油枪（3）单枪出力KG/H9008只油枪可带25额定负荷（4）油枪工作MPA245压力（5）油枪控制电源V380（6）油枪进退行程MM300吹灰装置炉膛1K52526短伸缩式蒸汽吹灰器过热器1K545855米长伸缩式蒸汽吹灰器型式省煤器台8高、低省煤器各4台声波吹灰器（2）蒸汽一次压力MPA113（3）蒸汽二次压力MPA107（4）蒸汽温度300安全阀（1）型式A69YP54P10MPA；T540；DN150（2）数量只4汽包、过热器各两只（3）汽包安全阀动作压力A、控制安全阀MPA119511381051195B、工作安全阀MPA122911381081229C、汽包安全阀排量KG/H222264（4）过热器安全阀动作压力A、控制安全阀B、工作安全阀MPAMPA10291058981051029981081058C、过热器安全阀排量KG/H218463（5）回座压力A、控制安全阀MPAB、工作安全阀MPA定排扩容器（1）型号DN2000一类容器（2）设计压力MPA07（3）设计温度200（4）容积M375连排扩容器一类容器（1）型号DN1200（2）设计压力MPA074（3）设计温度187（4）容积M330疏水扩容器（1）型号DN1200（2）设计压力MPA06最高工作压力048（3）设计温度350工作温度为160（4）容积M335一类容器，材质20G给水品质（1）硬度MMOL/L0（2）含氧量G/L70（3）PH值8893（4）导电率US/CM0225时（5）SI02MG/L002194燃料及灰的特性（见表四）燃料及灰的特性表四序号项目符号单位设计煤种校核煤种1应用基元素分析（1）碳CY54146474（2）氢HY338415（3）氧OY564558（4）氮NY11091（5）硫SY04505（6）灰份AY2730162（7）水份WY8080（8）挥发份VDAF212328222应用基低位发热量QYDWKJ/KG20934250383可磨性系数KKM12124灰熔点灰的变形温度DT12501350灰的软化温度ST13001400灰的熔融温度FT138015005点火及助燃油（1）油种0轻柴油（2）恩氏粘度20E12167（3）灰份AY0025（4）闪点（开口）65（5）比重T/M3085（6）低位发热量KJ/KG41952195引、送风机特性（见表五）引、送风机特性表五序号项目单位数值备注1引风机（1）型号Y473N024D（2）风机全压PA6000（3）流量M3/H349800（4）转速RPM960配用电动机（1）型号（2）容量KW900（3）电压V6000（4）电流A107（5）转速RPM9602送风机（1）型号G473N022D135（2）出力M3/H209300（3）风压PA7200（4）转速RPM960配用电动机（1）型号YKK5006（2）容量KW630（3）电压V6000（4）电流A764（5）转速RPM9603烟囱（1）高度（2）出口直径MMM1805500第二章锅炉联锁及保护21蒸汽压力保护211向空排汽动作压力保护投入向空排汽压力动作联锁开关，当汽压达101MPA时向空排汽一次阀及向空排汽二次阀同时开启，96MPA关闭。212安全阀保护过热器（控制）安全阀设计动作压力值为工作压力的105倍（103MPA），汽包（工作）安全阀设计动作压力值为工作压力的108倍（121MPA）。22炉膛安全监控系统锅炉所配FSSS（FURNACESAFEGUARDANDSUPERVISORYSYSTEM炉膛安全监控系统），它能在锅炉正常工作、启动和停止等运行方式下，连续监视燃烧系统的各种参数与状态，并且进行逻辑运算和判断，通过联锁装置，使燃烧设备中的有关部件按照规定的合理程序完成必要的操作或处理未遂性事故，即防止由炉膛内燃料和空气混合物产生的不安全工况，并能实现吹扫、自动点火、报警等功能。221FSSS系统操作前准备对本系统的吹扫条件进行检查，以保证本系统所需要的各项条件在系统开始工作前全部得到满足。当时间不允许检查每项吹扫条件时，运行人员必须进行一次热态再启动。启动锅炉投入FSSS运行前，通知热工人员，作一次操作前的检查，确保主燃料跳闸继电器（MFT）处于跳闸位置，所有连接电缆的接头连接牢固，各种功能的控制盘（柜）的电源全部具备，各控制卡运行良好，所有与跳闸有关的手操阀都确实处在关闭状态，所有电动设备没有障碍，活动灵活，CRT上所有信息显示应全部正常。222炉膛吹扫2221当主燃料跳闸后，保护程序将自动对炉膛进行吹扫，以便把任何可燃物质清除出炉膛。吹扫将连续不断地进行五分钟。2222具备吹扫的条件任一台引风机在运行，且相应挡板未关（5以上）。任一台送风机在运行，且相应挡板未关（5以上）。汽包水位正常。排粉机全停。给粉机全停。角电动油阀全关。主油阀关。风量30额定负荷风量。各角二次风门开（50以上）。一次风门全关（5以下）。炉膛内无火焰。无MFT条件。2223在吹扫时间内，FSSS将自动闭锁点火系统，吹扫“进行”灯闪烁，如任一吹扫条件失去，则本次吹扫失败，吹扫“中断”灯亮，待条件具备后方可启动第二次吹扫并重新计时。吹扫过程中，操作人员可手动MFT中断吹扫，即产生MFT跳闸条件。2224吹扫5分钟后，吹扫“完成”指示灯亮，指示吹扫完成。吹扫完成后，在CRT上复位MFT、OFT，PLC经逻辑判断后将MFT（13）、OFT继电器复位，严禁不走逻辑而强行复位MFT、OFT。2225自动点火及逻辑保护本系统具有远方和就地点火的两种方式，但“远方/就地”切换开关必须保持在远方位置，方可进行自动点火。自动点火顺序A调出“燃油系统”画面。B系统逻辑判断下列点火条件满足后方可进行自动点火1预点火条件满足,所选择的点火角无火焰。2所选择的点火角的角电动油阀、吹扫阀在关位，油枪和点火枪在退位。3首先推进油枪且到位后，推进点火枪，点火枪到位后激励点火器，开角电动油阀，20S后点火枪退回。如所对应的点火角指示灯亮，则该角点火成功；如角电动油阀开20秒后未检测到火焰，则自动关角电动油阀，退出油枪，该角点火失败。4为了保证锅炉安全，同一时刻仅允许一角点火操作，即在投入一角油枪点火正常后,方可再投入另一角油枪。C当下列任意一条件出现时，油枪自动切除1MFT跳闸，在投油枪自动切除。2OFT跳闸，在投油枪自动切除。3点火失败，在投油枪自动切除。4油枪失去火焰，在投油枪自动切除。5电动油阀或油枪的位置不当时，在投油枪自动切除。2226火检监测为保障锅炉炉膛运行的安全，设有炉膛火焰检查监测系统。当满足下列条件之一时立即动作1）全部燃油时，任意一油角灭火时，退出相应油角，最后一个油角灭火时，OFT跳闸，关闭来油及回油主油阀；2）全部燃煤时，火嘴灭火数大于3/4在投运数时，则全炉膛灭火，MFT跳闸。3）全烧粉时，发生炉膛突然全熄火，MFT跳闸。4）油、煤混燃时，火嘴灭火数大于3/4在投运数时，则全炉膛灭火，MFT跳闸。2227主燃料跳闸（MFT）22271首次跳闸原因记忆为了方便运行人员迅速找到引起锅炉跳闸的原因，系统具有首次跳闸原因的显示记忆功能，当引起锅炉跳闸的第一个原因出现后，即显示并记忆这个原因，同时闭锁接踵而来的其他跳闸原因，在炉膛清扫完成后，首次跳闸原因显示和记忆才能清除。22272当发生下列任一危及安全的条件出现时，系统将发出MFT信号，并立即切断供给锅炉的全部燃料。（燃油及煤粉）1）炉膛压力低（1470PA）；2）炉膛压力高（1961PA）；3）汽包水位低（200MM）；4）汽包水位高（200MM）；5）燃料全部中断。6）引风机全跳。7）送风机全跳。8）风量500PA）信号，此时，DCS的CRT显示报警，热工光字牌“炉膛压力高一值”报警。3943联系热工就地模拟炉膛压力高二值（1961PA）三个信号中的两个（3取2），此时，MFT应动作，联动OFT，关主油阀、角电动油阀，退油枪。FSSS首跳记忆“炉膛压力高”，热工光字牌相关信号报警。3944继续做炉膛压力高二值信号的其它两个组合，结果应同上。3945恢复试验前状态。395“炉膛压力低”试验顺序同“炉膛压力高”试验。396“手动MFT”试验3961按照39314步骤执行。3962同时手动旋转“MFT”开关和“确认”开关，此时，MFT应动作，联动OFT，关主油阀、角电动油阀，退油枪。FSSS首跳记忆“手动MFT”，热工光字牌相关信号报警。3963恢复试验前状态。397“引风机全跳”试验3971按照39314步骤执行。3972停甲引风机，MFT不动作，再停乙引风机，此时，MFT应动作，联动OFT，关主油阀、角电动油阀，退油枪。FSSS首跳记忆“引风机全跳”，热工光字牌相关信号报警。3973复位跳闸的辅机，恢复试验前状态。398“送风机全跳”试验顺序同“引风机全跳”试验。399“燃料中断”试验3991按照39314步骤执行。3992启动甲、乙排粉机及12台给粉机。3993关主油阀，此时，OFT应动作，FSSS的OFT首跳记忆“主油阀关”，热工光字牌相关信号报警。3994逐只停给粉机，给粉机全停后，MFT应动作，跳甲、乙排粉机，FSSS首跳记忆“燃料中断”，DCS的CRT显示报警，热工光字牌相关信号报警。3995复位跳闸的辅机，恢复试验前状态。3910锅炉水位保护试验39101“汽包水位高”保护试验391011按照39314步骤执行。391012联系热工模拟汽包水位A、B、C中的两个测量值超过200MM（3取2），此时，MFT应动作，联动OFT，关主油阀、角电动油阀，退油枪。FSSS首跳记忆“汽包水位高”，热工光字牌相关信号报警。391013继续做汽包水位A、B、C的其它两个组合，结果应同上。391014恢复试验前状态。39102“汽包水位低”保护试验顺序同“汽包水位高”保护试验。39103汽包水位保护实际传动试验391031汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。试验时要求汽包水位A、B、C显示正常。391032按23条所述步骤，对锅炉进行上水、放水来做紧急放水保护、水位高保护及水位低保护试验。试验过程中，保护动作、DCS和热工光字牌报警都应正常。严禁采用短接信号的方法来进行汽包水位保护实际传动试验。第四章锅炉机组的启动4锅炉机组的启动启动前的检查锅炉启动，应接到值长的命令后方可进行。锅炉启动前，各值班工应按本规程第三篇对锅炉机组进行全面细致的检查，并记录检查结果。发现问题，应及时通知检修人员予以消除，并汇报有关领导。锅炉在点火前，汽水系统、燃油系统的各阀门及风烟系统的风门应置于点火前状态启动前的准备工作检查工作结束后，汇报值长，与有关人员联系，做好下列工作汽机值班人员准备锅炉用水。燃料值班人员原煤斗上煤适量。热工值班人员送上DCS、FSSS、操作员站、执行机构及控制盘等电源。化学值班人员化验炉水品质。电气值班人员电气设备送电。锅炉进水联系汽机启动高压给水泵，可由给水小旁路（DN50）进水。送进锅炉的水必须是合格的除盐水，进水温度90，且与汽包的壁温差50。进水速度不应太快，进水时间夏季控制不少于2小时，冬季控制不少于34小时，注意控制汽包的上、下壁温差50。如锅炉温度很低或给水温度较高时，应适当延长上水时间。进水前后，应检查锅炉受热后的各膨胀指示器，如有异常应及时查明原因并予以消除。进水过程中，应有专人监视，当进水至汽包水位100MM时，应停进水，严密监视水位的变化。如水位下降，应立即查明原因，加以消除。如炉内有水，经化验水质合格，可将水位调整至100MM处。如水质不合格，则应根据化学值班人员的意见进行处理。必要时，可将炉水全部放掉，重新进水。进水过程中，如发生水冲击现象，应减慢进水速度，严重时停止进水，待查明原因后，再进行进水。进水结束后，核对双色水位计与电接点水位计是否一致。为缩短锅炉启动时间，节约启动燃油耗量，可投入蒸汽加热装置锅炉进水至汽包水位100MM处，汇报班长、值长，可投入蒸汽加热。联系汽机保证加热汽源，且控制汽压在127157MPA,汽温320350。蒸汽加热的投入方法检查各加热分阀应关闭，蒸汽加热集箱疏水一、二次阀应开启。42331开启蒸汽加热手动总阀，再缓慢开启蒸汽加热电动总阀，暖管10分钟后，关闭蒸汽加热集箱疏水一、二次阀。42332微微开启各加热分阀，逐渐开大进汽量,以水冲击的大小控制汽量。蒸汽加热的停止42341告知汽机，停止蒸汽加热汽源。42342逐只关闭各加热分阀，关闭蒸汽加热手动和电动总阀。42343开启蒸汽加热集箱疏水一、二次阀，放尽残余汽水。蒸汽加热注意事项42351制汽包壁温升速度1/MIN左右。42352当汽包平均壁温达到100120时，可停止加热。42353蒸汽加热过程中，应加强锅炉水位监视，如超过正常水位，可开启紧急放水阀放至正常水位。42354蒸汽加热过程中，应加强汽包上下壁温差的监视，并记录汽包上下壁温度。42355蒸汽加热前后，应全面抄录各膨胀指示一次，注意各处膨胀是否正常。42356蒸汽加热停止后，应检查蒸汽加热手动总阀、电动总阀及各加热分阀严密无误后，方可进行锅炉点火。锅炉点火前8小时，联系除灰值班工投入保温箱各电加热器；锅炉点火前4小时，投入灰斗电加热装置。若邻炉有输粉条件，可采取邻炉输粉，控制粉仓粉位在1M以上。正常参数启动冷炉从点火至并列约需60小时，热炉点火至并列的时间，应根据炉内压力而定，参照正常的升压曲线进行。431点火启动锅炉启动前的检查及准备工作结束后，汇报值长，接到值长命令后方可进行点火升炉。投入锅炉燃油系统，保持主油阀前油压在245MPA左右。联系投入电除尘各振打装置、启动捞渣机启动火检冷却风机，投入火焰监视器启动引风机、送风机，全开角二次风总门，保持炉膛负压在50100PA，送风量不小于额定风量的30,通风510MIN。炉膛吹扫时逐只开启一次风门对一次风管吹扫炉膛吹扫结束后，调整引、送风机的风门挡板，维持炉膛负压2040PA。对角投用油枪，并定时的进行对角切换（30分钟），使炉膛均匀受热。在点火过程中，应注意监视锅炉燃烧情况，若点不着火或发生灭火时，应立即停止向炉膛供给燃料，增加炉膛负压，进行吹扫后重新点火。432锅炉升压在升压过程中，汽包上下壁温差应控制在50范围内。并根据汽包上下壁温差和过热器管壁温度等参数的情况，可适当控制锅炉升温、升压的速度，加强系统排污，增强水循环，还应注意调整燃烧，保持炉内温度稳定均匀上升，使承压部件受热均衡，膨胀正常，并按规定记录各承压部件的膨胀值。在升压过程中，应尽可能控制汽包内饱和温度的上升速率，压力在098MPA以下时不大于033/MIN，当压力在098MPA以上时，不大于1/MIN。锅炉的升压速度为003005MPA/MIN，锅炉冷态升炉升压时间参照下表序号压力（MPA）时间（分）10051202056180369860合计360升压过程中，应开启集汽集箱上的疏水门、向空排汽门，使过热器得到足够的冷却。严禁关小过热器出口集箱的疏水门、向空排汽门，防止过热器壁温超限。各受热面管壁温度不得超过下列规定序号过热器名称管壁温度控制极限（）屏过热器480高温过热器560低温过热器400在升压过程中，锅炉进水时应关闭再循环阀，停止进水时，则应开启。在升压过程中，应密切注意汽包水位的变化，并维持正常水位。当锅炉起压后，缓慢开启电动主汽门、隔离门前疏水阀暖管至隔离门。暖管过程中，应定时检查蒸汽管道的膨胀应良好，支吊架正常。如有不正常现象，应停止暖管，查明原因消除故障。当锅炉汽压升到0203MPA时，应冲洗汽包水位计，并校对上下水位应一致，如有空气阀开启，则应关闭空气阀。当汽压升至0304MPA时，通知热工人员冲洗表计导管，启动定排顺控对下联箱进行排污一次。当汽压升至0506MPA时，通知检修人员热紧螺栓，关闭二级减温器、顶棚过热器入口联箱及包墙过热器下联箱疏水阀，记录各联箱膨胀指示值。当汽压升至152MPA时，联系化验投入锅炉连续排污，并冲洗减温器喷嘴。当汽压升至225MPA时，启动定排顺控对下联箱进行排污一次，并对汽水管道、阀门进行全面检查。当汽压升至335MPA时，应冲洗汽包水位计，并核对上下水位。当汽压升至665MPA时，应通知化验人员化验蒸汽品质，并核对上下水位。根据需要，试拉锅炉安全阀。当汽压升至9MPA时，冲洗汽包水位计，核对上下水位，全面检查汽水系统及阀门的严密性，并记录各联箱膨胀指示值。升压过程中，根据锅炉汽温控制情况，可投入减温器，谨慎使用减温水。当空气预热器热风温度达150，高省前烟温大于300时，油燃烧稳定，可进行投粉或启动制粉系统制粉，投粉要求如下431251保持一定的二次风总风压，适当地调整各层的二次风（不宜过大）。431252投粉时，应逐只进行，先投入靠近油枪的火嘴，且应对角投入，先下层后上层，并注意着火情况。431253投粉后应加强风量调整，保持燃烧稳定。如投粉不着火，应即停止给粉机,加强通风查明原因后，再进行投粉。432锅炉并列（适用于母管制运行）4321并列要求43211检查锅炉设备运行正常，燃烧稳定。联系汽机，准备并列。43212锅炉并列前，确保蒸汽母管冷态暖管时间一般不少于2小时；热态暖管时间一般为051小时。暖管应缓慢进行，其温升速度可控制23/MIN。43213锅炉并列前，应冲洗双色水位计，核对上下水位和各压力表的指示应正确。43214联系邻炉保持汽压稳定，并使本炉汽压低于蒸汽母管系统压力0203MPA。43215保持主汽温度在525以上。43216保持汽包水位在50MM左右。4322并列操作及注意事项43221开启隔离门后疏水阀，缓慢开启隔离门旁路一、二次阀。43222缓慢开启隔离门。如汽温急剧下降时，应立即停止并列，加强有关管路疏水，待正常后，重新并列。43223并列正常后，关闭蒸汽母管、集汽联箱所有疏水阀43224关闭过热器向空排汽门。43225并列后，汇报值长，告知汽机。在锅炉控制稳定的情况下，关闭隔离门旁路一、二次阀，缓慢地增加锅炉负荷。43226随着煤粉喷燃器投入数量的增多和锅炉负荷的增大，在确保燃烧稳定的前提下，减少油枪，以至停用全部油枪。在逐渐停用油枪期间，应严密监视燃烧情况，必要时可重新投油。43227根据油枪解列情况，联系电除尘值班工，投入电除尘运行。43228当油枪解列时，必须进行蒸汽吹扫，吹扫完毕后将油枪退回喷口内。43229并列后，核对上下水位一次，并通过DCS画面翻看一次锅炉运行中的各参数情况，以了解各参数变化趋势，便于及时调整。432210并列后，应对锅炉进行一次全面的检查，并将升炉过程中所发现的问题做好详细记录。44锅炉滑参数启动441锅炉采取滑参数升炉，必须由值长发布命令。442锅炉点火、升压，开启主汽门、隔离门，并联系汽机开启有关阀门，暖管至高压调门前。443当机头汽压升至30MPA，汽温升至400并有5080的过热度时，稳定参数，汽机开始冲转。汽机冲转至全速过程如下表序号内容时间（MIN）1冲转至500R/MIN52升至1200R/MIN1031200R/MIN暖机和检查154升至2400R/MIN（过临界转速快速通过）1052400R/MIN暖机和检查206升至3000R/MIN573000暖机检查及并列208合计85444汽机接带负荷其间，严格按汽机要求控制锅炉汽压和汽温，保证炉燃烧稳定。汽机接带负荷要求如下表序号汽压（MPA）汽温（）升温速度（/MIN）功率（MW）时间（MIN）115252803200（冲转升速）8522530033012MW下暖机303252983303351升至5MW54298335380155MW下暖机3052985438041514升至20MW256544154901520MW下暖机50754687490510133升至35MW158687510520135MW下暖机109687883520535075升至50MW20合计270第五章锅炉正常运行与维护锅炉运行调整51锅炉运行调整任务511保持锅炉的蒸发量在额定值内，满足汽机及供热用户的需要。512保持正常的汽压与汽温。513均衡进水，并保持汽包内的正常水位。514保证炉水品质和过热蒸汽品质合格。515保持燃烧良好，提高锅炉效率。516及时调整锅炉工况尽可能维持各运行参数在最佳工况下运行。52主要运行参数和限额序号项目单位数值1额定蒸发量BECRT/H4102过热蒸汽压力MPA980、10、23过热蒸汽温度5405104屏过出口汽温4635汽包水位MM506燃油压力MPA2457给水压力MPA12589汽包上下壁温差过热器两侧烟温差40501011过热器安全阀动作压力汽包安全阀动作压力MPAMPA10312112总风压PA13炉膛压力PA205014炉膛出口氧量4653DCS的运行531DCS系统的操作必须由经考试合格的值班人员进行，其他非值班人员不得操作DCS系统。532接班人员应在巡检操作员站的CRT上进行翻页、查看，以了解上一班的运行情况。533操作人员要维护好鼠标，交接班时要进行检查，发现鼠标不好使用，应及时联系热工人员更换。524操作人员应经常检查各操作员站画面颜色变化，发现故障时应立即联系热工人员处理。535操作人员应尽量减少不必要的操作，如反复多次点击鼠标等，操作过的面板应及时关闭，以避免造成计算机异常或死机。536操作人员应每小时翻看一次运行中的各参数，以观察、了解各参数变化趋势，便于及时调整。537操作人员发现参数报警时应及时处理，避免事故扩大。应每小时查看一次报警列表，以掌握哪些报警。538操作人员只能在操作员级别下进行操作，不允许自行调整到工程师以上级别操作，以免影响热工系统的正常运行。539运行中各系统内的报表打印，运行人员不允许随便操作。5310一台炉的两个操作员站应避免同时打开相同的画面，任何时刻底图上同一区域内最多只能有一个窗口为打开状态。否则进行操作时将有可能引起事故。5311设备进行启、停（或开、关）时，要看准设备的名称、编号，当操作窗口弹出后应进一步核实欲操作的设备名称，以防止误操作。5312当热工人员下载数据或机组发生异常情况时，应退出有关的自动系统，进行手动调整。54FSSS的运行541未经总工程师批准，任何人不得随意解除FSSS的各种分保护。锅炉炉膛压力、全炉膛火焰丧失及汽包水位等重大保护在锅炉运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，要求热工必须在24H恢复，否则应立即停炉处理。保护退出后，应记录退出运行的原因、时间和恢复时间。542锅炉汽包水位高、低保护采用三取二逻辑判断方式。当有一点因某种原因退出运行时，应自动转为二取一逻辑判断方式，并要求热工限期（不宜超过8H）恢复；当有两点因某种原因退出运行时，应自动转为一取一逻辑判断方式，经总工程师批准，限期（8H内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停炉。543FSSS的各种分保护投停必须认真做好记录。544操作人员应在经常翻看FSSS操作员站的CRT画面，特别是“系统信息”画面，发现故障时应立即联系热工人员处理。545操作人员只能在操作员级别下进行操作，未经许可不允许自行登录到负责人或工程师以上级别操作，更不允许修改吹扫时间或退出系统，以免影响FSSS系统的安全运行。546凡达到FSSS各种分保护动作条件时，MFT应正常动作，否则应手动MFT。547MFT、OFT动作后，必须及时做好首跳原因记录，便于查明MFT动作原因。55锅炉燃烧的调整551调整燃烧时，要经常注意火焰及炉膛负压的变化，保证燃烧稳定，应符合下列要求552煤粉的正常燃烧，应具有金黄色火焰，均匀地充满炉膛，不得冲刷四周水冷壁管。过热器两侧烟温差不得超过50。553火焰中不应有煤粉分离出来，也不应有明显的星点。554锅炉正常运行时，炉膛负压应维持在2050PA范围内，不允许正压运行。炉膛压力达500PA报警，达1471或1961PAFSSS保护动作。555锅炉值班人员接班应及时了解当值煤质情况，当煤质过差时，应采取措施稳定燃烧。556为确保锅炉经济燃烧，应根据负荷与煤质情况，供给适量的空气。在正常情况下，炉膛出口烟气含氧量应维持在355。547在运行中，应经常注意锅炉漏风情况，所有看火门、打焦门、人孔门、除渣门等均应关闭严密，发现漏风应及时处理。558当锅炉负荷变化或启停制粉系统时，应及时调整给粉量和风量，保持锅炉汽压、汽温稳定。559火嘴的运行及投、停时，应符合下列要求5410在正常运行中，应每两小时对各火嘴检查一次，煤粉着火点应距喷嘴约300MM处，如发现过远或过近，应及时调整一次风压。5511在正常运行中，应根据负荷情况尽量将火嘴全部投入运行，各火嘴出粉量应均匀分配。5512火嘴切换时，应先投备用火嘴，确认着火后，再停用运行火嘴。对备用的给粉机，每班至少切换运行2小时。5513投入备用火嘴时，应先开启一次风门，对一次风管进行吹扫，并适当地调整二次风门后，方可投入给粉机运行，并检查煤粉着火情况是否正常。5514停用火嘴时，应先停给粉机，一次风管继续吹扫数分钟后关闭一次风门，并保留少量的一、二次风冷却火嘴。停火嘴时，应按照同层对角、上层、中层、下层的顺序进行，避免缺角运行。5515要经常注意粉仓粉位，粉位过低会造成下粉不均或自流现象，造成燃烧不稳。正常运行时，每小时应检查粉位一次，粉位不低于3米，每周定期降粉一次，必要时可随时降粉。5516运行中要注意一次风压的变化，维持一次风压稳定，如发现一次风压过高或过低或不刷新时，应及时查明原因，加以消除。如发现一次风管、火嘴堵塞或烧红时，应停用给粉机，查明原因，加以消除。5517调整燃烧时，应注意防止结焦。在锅炉高负荷运行或燃用灰熔点低的煤种时，尤应注意，如发现结焦应及时处理。5518在下列情况下，应注意投入备用火嘴或油枪运行5519锅炉最低不投油稳定负荷为260T/H。5520燃煤挥发份低于设计值较大（20以下）时，并且燃烧不稳。5521粉位低于05M。5522停用一台引风机（送风机）或一个制粉系统检修，并且燃烧不稳。5523雷雨或汽机设备有故障。56锅炉汽压的调整561在正常运行中，汽压应保持稳定，应控制在98MPA表压下运行，同时必须符合汽0、10、2机要求。562锅炉和汽机的蒸汽压力的指示，每班至少核对一次。若发现指示不正常时，应及时联系热工人员处理。563在正常运行中，汽压应投入DCS自动控制，并加强监视，若汽压大幅波动，立即退出自动，查明原因，及时消除，如锅炉超压，应记录超压的数值和时间。若为自动故障，应通知热工人员处理。564锅炉压力的调整，可通过增减燃料量等方法来进行，不允许用破坏燃烧等方式调整汽压。在非事故状态下，不应用开向空排汽门等手段来降低汽压。555汽压达到安全阀动作值而安全阀拒动时，应立即切除部分燃烧器，开启向空排汽门进行降压。566汽压调整中的注意事项567要求汽机保持负荷变化平稳。568给粉量不可猛增、猛降，火嘴不可突投。569在各种运行方式下，主值必须掌握给粉机转速与负荷的关系。转速变化很大时，应分析原因，不可盲目调整。5610汽机对主汽压的要求（按汽机压力指示）汽压升高至932MPA，持续3分钟内不能恢复正常或超过932MPA时，故障停机。57锅炉汽温调整571在正常运行中，汽温应保持稳定，控制在540，主汽两侧温差不超过去时10。510572锅炉和汽机的蒸汽温度指示，每班至少核对一次。若发现问题应及时联系热工人员处理。573在正常运行中，汽温应投入DCS自动控制。应经常查看汽温曲线，若发现汽温波动较大时，应将自动改为手动，查明原因，及时消除，如锅炉超温，应记录超温的数值和时间。若汽温自动出现故障，应通知热工人员处理。574汽温的调整方法5741利用减温器调整汽温减温水必须使用合格的除盐水。5742正常运行时，一般一级减温水作为保护屏式过热器和粗调整用；二级减温水作为过热器出口汽温的细调整用。减温水量不宜过大，应根据一减两侧（或二减上下）汽温差控制减温水量，尽量保持平衡。减温水使用时，应避免猛开、猛关或断续使用，以防损坏减温器。5743低负荷运行时，应尽量少用减温水，以防汽温骤降。5744改变燃烧方式调整汽温5745改变上上、上、中、下的角二次风开度来调整火焰中心。5746调整上、下层给粉量，且上、下层给粉机转速差不宜过大。5747在允许范围内，调整总风量，以此来增加或减少炉内的过剩空气量。575当汽温变化不正常时，应检查是否由于燃烧室结焦、锅炉漏风或燃烧不合理等原因所造成，并应立即采取措施消除。576由于启停制粉系统、除灰、打焦或进行其它操作引起汽温异常，用减温水不能控制汽温时，应暂停此项工作，并采取措施，使汽温恢复正常。577当汽机投停高加时，应严格注意汽温的变化，及时调整。58锅炉水位的调整581锅炉给水应均匀，维持锅炉水位在汽包水位计的正常水位处，并有轻微波动，其允许变化范围为50MM。在正常运行中，不允许中断锅炉给水。582给水操作台设DN50、DN175,DN225三条管路，额定负荷时用DN225主给水调节阀，低负荷时用DN175付给水旁路，点火上水时用DN50给水小旁路。583锅炉给水应依据双色水位计的指示进行调整，亦可用电接点水位计校核。只有在给水自动、二次水位计和水位报警器完好的情况下，方可依据二次水位计的指示调整锅炉水位。584在正常运行中，应投入DCS给水自动控制，但仍须经常监视锅炉水位的变化，保持给水量变化的平稳，避免调整幅度过大，并经常对照给水流量与蒸汽流量是否相符，给水流量正常时应稍大于蒸汽流量。若给水自动失灵或锅炉发生故障时，应立即改为手动。585在负荷变动调节燃烧、定期排污和切换给水泵及安全门动作等情况下应密切注意汽包水位的变化和调节。586在正常运行中，应注意给水压力与给水温度的变化，当给水压力或给水温度变化异常时，应及时联系汽机进行调整。588在正常运行中，如不能保证两种类型水位计正常运行，必须停炉。589双色水位计的投运5891微开放水阀。5892开启汽、水侧一次阀。5893缓慢开启汽、水侧二次阀1/4圈（切不可开得太大，否则安全球动作堵住通路。如发生安全球堵住通路，可重新关闭此阀门，并重新缓慢开启1/4圈即可）。在充分暖管后，关闭放水阀。5894观察水位正常后，缓慢开启汽、水侧二次阀，观察水位计中红绿界限明显，并有轻微波动。5810双色水位计冲洗步骤58101关闭双色水位计的汽、水侧二次阀并保留开半圈。58102开启放水阀，冲洗汽管、水管及云母片。58103关闭水侧二次阀，冲洗汽管及云母片。58104开启水侧二次阀半圈，关闭汽侧二次阀，冲洗水管及云母片。58105开启汽侧二次阀半圈，关闭放水阀。观察水位正常后，缓慢开启汽、水侧二次阀，观察水位计中红绿界限明显，并有轻微波动。58106如因水位计内结垢严重而冲洗无效果时，应关闭汽、水侧二次阀，打开放水阀，使水位计退出运行几个小时，待冷却后重新投运。投运过程中，进行暖管、冲洗，水位计显示应正常（利用污垢和云母片收缩率不同的原理分离污垢）。如果水位计红、绿界限仍然不清或看不清水位，说明云母片起层须更换。5811双色水位计冲洗时应注意下列事项58111冲洗水位计时，应戴好手套。58112开关阀门时，应缓慢小心，不应太快。58113冲洗和观察水位计时，要站在水位计的侧面，防止水位计云母片爆裂伤人，在试投过程中，尤