1 锅炉设备系统简介…………………………………………………… 1
1.1 锅炉整体的布置…………………………………………………………………1
1.2 给水和汽水循环系统……………………………………………………………2
1.3 过热蒸汽系统……………………………………………………………………3
1.4 再热蒸汽系统……………………………………………………………………3
1.5 燃烧系统…………………………………………………………………………3
1.6 风烟系统…………………………………………………………………………3
2 锅炉设备规范及燃料特性………………………………………… 5
2.1 锅炉设备规范……………………………………………………………………5
2.2 锅炉主要承压部件、受热面及管道规范…………………………………… 13
2.3 锅炉辅机技术规范…………………………………………………………… 18
2.4 燃料、砂及石灰石特性……………………………………………………… 20
2.5 锅炉辅助设备………………………………………………………………… 21
2.6 锅炉基本尺寸………………………………………………………………… 22
2.7 给水品质……………………………………………………………………… 23
3 锅炉机组检修后的检查与试验…………………………………… 24
3.1 检修后的检查验收…………………………………………………………… 24
3.2 设备试验总则………………………………………………………………… 28
3.3 主机联锁保护试验规定……………………………………………………… 29
3.4 锅炉辅机联锁试验…………………………………………………………… 30
3.5 锅炉冷态空气动力场试验…………………………………………………… 31
3.6 水压试验……………………………………………………………………… 32
3.7 过热器反冲洗………………………………………………………………… 37
3.8 安全门试验…………………………………………………………………… 38
3.9 锅炉烘炉养护………………………………………………………………… 39
4 锅炉机组的启动…………………………………………………………… 39
4.1 启动前的必备条件……………………………………………………………39
4.2 启动前的检查与准备工作……………………………………………………39
4.3 锅炉上水………………………………………………………………………40
4.4 锅炉底部加热…………………………………………………………………41
4.5 装填床料………………………………………………………………………42
4.6 冷态启动………………………………………………………………………42
4.7 锅炉的温态启动和热态启动……………………………………………… 47
5 锅炉运行中的控制与调整……………………………………………… 47
5.1 运行调整的主要任务…………………………………………………………47
5.2 定期维护工作及规定…………………………………………………………48
5.3 运行中主要参数及调整范围…………………………………………………48
5.4 锅炉的运行调整………………………………………………………………49
6 停炉及停炉后的保养………………………………………………56
6.1 停炉的有关规定……………………………………………………………… 56
6.2 停炉前的准备工作…………………………………………………………… 56
6.3 正常停炉……………………………………………………………………… 56
6.4 锅炉的快速冷却……………………………………………………………… 57
6.5 锅炉放水……………………………………………………………………… 58
6.6 停炉至热备用………………………………………………………………… 58
6.7 停炉的注意事项……………………………………………………………… 58
6.8 停炉后的保养………………………………………………………………… 59
7 锅炉事故处理……………………………………………………… 61
7.1 事故处理原则………………………………………………………………… 61
7.2 紧急停炉条件……………………………………………………………………61
7.3请示停炉的条件……………………………………………………………… 62
7.4 紧急停炉的操作步骤……………………………………………………………62
7.5 床温过高或过低…………………………………………………………………63
7.6 床压过高或过低…………………………………………………………………64
7.7 单条给煤线中断…………………………………………………………………65
7.8 全部给煤线中断…………………………………………………………………65
7.9 水冷壁泄漏及爆管………………………………………………………………66
7.10 过热器泄漏及爆管…………………………………………………………… 68
7.11 省煤器泄漏及爆管…………………………………………………………… 69
7.12 再热器泄漏及爆管…………………………………………………………… 70
7.13 床面结焦……………………………………………………………………… 71
7.14 低温结焦……………………………………………………………………… 71
7.15 系统停电……………………………………………………………………… 72
7.16 缺水事故……………………………………………………………………… 73
7.17 满水事故……………………………………………………………………… 74
7.18 管道水击……………………………………………………………………… 74
7.19 负荷骤减……………………………………………………………………… 75
7.20 烟道再燃烧…………………………………………………………………… 76
7.21 引风机跳闸…………………………………………………………………… 76
7.22 一次风机、二次风机或高压风机跳闸……………………………………… 78
8.锅炉辅助系统运行规程………………………………………………79
8.1 辅助机械试运行…………………………………………………………………79
8.2 引风机、一次风机、二次风机…………………………………………………81
8.3 高压风机、冷渣器流化风机、输石风机………………………………………85
8.4 底渣系统…………………………………………………………………………86
9 附录………………………………………………………………… 90
9.1 附录一 饱和压力与饱和温度对照表………………………………………… 90
9.2 附录二 豫联火电厂测点说明………………………………………………… 90
9.3 附录三 启动曲线……………………………………………………………… 98
制造厂家：上海锅炉厂有限责任公司
锅炉型号：SG－440/13.7－M565
本锅炉是上海锅炉厂有限公司在引进、吸收美国Alstom公司技术的基础上，设计制造的超高压、中间再热、单锅筒自然循环、循环流化床锅炉，与东方汽轮机厂生产的N135—13
.2/535/535型汽轮机和济南设备发电厂生产的WX21Z-073LLT型发电机相匹配，配合汽轮机定压（滑压）启动和运行，在燃用设计煤种或校核煤种时，在40-100%额定范围内锅炉能够稳定燃烧。
1.1 锅炉整体布置
锅炉主要由锅筒、全膜式水冷壁炉膛，绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成。炉膛上部布置2片水冷屏和12片屏式过热器，其中水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与后烟井之间布置有两台绝热式旋风分离器，旋风分离器筒体采用10mm厚碳钢钢板制成，在烟气侧敷设耐磨层，钢板和耐磨层中间敷设保温材料。旋风分离器下部各布置一台非机械的“U”型回料器，回料器底部布置流化风帽，使物料返回炉膛。在后烟井包覆墙中间设置隔墙包覆过热器，将后烟井分割成前后二个烟道，在前烟道内布置再热器，在后烟道内按烟气流向依次布置高温过热器和二级省煤器。过热器系统中，在屏式过热器冷热段之间设置一级喷水减温器，在屏式过热器热段和高温过热器之间布置二级喷水减温器。在再热器和二级省煤器出口设置烟气调温挡板，通过调节挡板开度改变流经再热器的烟气量，从而控制再热器出口温度。再热器二侧进口管道上均设有事故喷水装置，当汽机高压缸排气温度大于设计值时，投入喷水装置，以保证再热器的安全运行。
锅炉采用两次配风，一次风从炉膛底部布风板风帽进入炉膛，二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛。锅炉共设有四个给煤点和四个石灰石料口，均匀地布置在炉前，炉膛底部设有钢板式一次风室，悬挂在炉膛水冷壁下集箱上，锅炉采用床上启动点火方式，床上共布置4支（左右侧墙各2支）大功率点火油枪。同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置一台流化床冷渣器。
本锅炉采用循环流化床燃烧方式，在900℃左右的床温下燃料和空气以及石灰石在炉膛密相区充分混合,煤粒在流化状态下进行燃烧并释放出热量,高温物料,烟气与水冷壁受热面进行热交换.石灰石煅烧生成CaO和CO2,CaO与燃烧生成的SO2反应生成CaSO4，实现炉内脱硫。烟气携带大量物料自下而上从炉膛的后墙出口切向进入两个旋风分离器。在旋风分离器内进行烟气和固体颗粒的分离，分离后洁净的烟气由分离器中心筒出来依次进入尾部烟道内的高温过热器，省煤器和空气预热器，经电除尘后排出锅炉。被分离器捕集下来的固体颗粒通过立管，由“U”型回料器直接送回炉膛，从而实现循环燃烧，固体物料（灰未燃尽碳，CaO和CaSO4）在整个循环回路内反复燃烧，脱硫剂的利用率大大提高。底灰（大渣）通过布置在炉膛两侧的冷渣器冷却，温度降至150℃以下排出。
1.2 给水和汽水循环系统
机组配置2台100%B-MCR容量的电动调速给水泵，给水共设2条回路，主给水管道布置1只电动闸阀和1台止回阀，给水旁路管道布置1只调节阀和2台截止阀。在锅炉30%-100%B-MCR负荷范围内，采用调速给水泵控制给水量，当低于锅炉30%B-MCR负荷时，切换至给水旁路系统，采用给水调节阀控制给水量。给水首先从锅炉一侧进入后烟井的一级省煤器进口集箱，逆流向上经过二组水平布置的省煤器管组，经加热后进入二级省煤器管组，再汇集到省煤器出口集箱，通过2根连接管进入锅筒。在锅筒和一级省煤器进口集箱之间设置了省煤器再循环管路，管路上布置2只电动截止阀，启动阶段打开此阀，省煤器与锅筒之间形成自然循环回路，以防止省煤器内静滞的水汽化，确保启动阶段省煤器的安全。当锅炉建立了一定的给水量后，即可关闭此阀。再循环管路流量按5%-MCR设计。
锅炉的汽水循环系统包括锅筒、大直径下降管、水冷屏下降管、水冷壁、水冷屏和引出管。从锅筒水空间引出4根Φ356×32的大直径下降管，分别与炉膛前、左、右墙水冷壁下集箱连接，根据循环流化床锅炉的燃烧特性，炉膛内热负荷分布非常均匀，水冷壁设计不设分割回路，四周水冷壁下集箱采用三通连接成环形，其中的介质互相连通。水冷壁由Φ63.5×6.5的管子加扁钢拼接成膜式管屏，炉水流经炉膛水冷壁吸热后形成的汽水混合物自上部出口集箱，通过32根Φ168×16、SA-106B汽水引出管进入锅筒，同时从锅筒水空间引出2根Φ219×22的水冷屏下降管分别向炉膛上部的2片水冷屏供水，流经水冷屏吸热后形成的汽水混合物自上部出口集箱由4根Φ168×16、SA-106B汽水引出管进入锅筒。汽水混合物在锅筒内，通过旋风分离器和百叶窗分离器进行良好的汽水分离，被分离出来的水重新进入锅筒加入水循环，干蒸汽则从锅炉后部的蒸汽引出管引出进入过热蒸汽系统。
水冷壁与水冷屏为二个独立的并联回路，二者流量分配取决于各自的受热面积、炉膛热负荷及水循环倍率。
水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置，锅炉在点火前，邻炉加热蒸汽分4路进入水冷壁四周下集箱，以加快锅炉启动速度。加热蒸汽流量≥4000Kg/h，温度＞160℃，压力＞0.59Mpa，流量越大，参数越高，启动速度越快。
1.3 过热蒸汽系统
饱和蒸汽从锅筒引出后，由8根Φ168×16、SA-106B的连接管分别引入左右包覆过热器上集箱，下行至侧包覆过热器的下集箱，再通过∏型集箱把蒸汽汇合在前墙包覆过热器下集箱，蒸汽依次流经前墙包覆过热器、炉顶包覆过热器、后墙包覆过热器、并联布置的悬吊管过热器和隔墙包覆过热器，汇合于隔墙包覆过热器上集箱，然后由2根Φ273×25、SA-106B的连接管将蒸汽引至屏式过热器冷段进口集箱，蒸汽流经受热面加热后进入一级减温器，然后进入过热器热段受热面，受热后的过热蒸汽经过布置在管道上的喷水减温器进行二级减温后，由2根Φ324×28、12CrMoV管子引至后烟井内的高温过热器，蒸汽经高温过热器后加热到所需的蒸汽温度，从高温过热器出口集箱二侧引出，最终进入汽轮机高压缸。其蒸汽流程如下：
饱和蒸汽-左右侧墙包覆过热器-前墙包覆过热器-炉顶包覆过热器-后墙包覆过热器-隔墙包覆过热器、悬吊管过热器-屏式过热器冷段-一级减温器-屏式过热器热段-二级减温器-高温过热器-主蒸汽出口
1.4 再热蒸汽系统
汽轮机高压缸排气通过2根406×11、SA-106B管子进入再热器，再热器一级布置，共设5个管组，均布置在后烟井前烟道内，悬挂在过热汽悬吊管上。再热蒸汽经加热后，由2根406×20、12CrMoV管道引至汽轮机中压缸。在再热器进口管道上设置事故喷水装置，当汽轮机高压缸排汽温度高于设计值时，投入事故喷水装置，将再热汽温降至设计值后进入再热器，以保证再热器的安全运行。再热蒸汽温度调节采用后烟井出口的烟气调温挡板，以控制再热蒸汽出口温度。
1.5 燃烧系统
燃煤从原煤仓下落，经皮带式给煤机将煤粒送至落煤管上方，每一根落煤管下方设置播煤风，将落下的煤粒均匀的吹入炉膛里。为防止炉膛内烟气反窜到给煤机而烧坏给煤机皮带，必须从一次风机出口的冷风道上引出一股冷风到给煤机和落煤槽，作为密封风来保护给煤机。
1.6 风烟系统
锅炉采用平衡通风，炉膛的压力零点设置在旋风分离器进口烟道内。循环流化床内物料的循环是由送风机（包括一次风机、二次风机）和引风机启动和维持的。从一次风机出来的燃烧空气经一次风空气预热器加热后一路进入炉膛底部一次风室，通过布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的固体循环；第二路从一次风室引出一根总风道至炉前，再从该总风道上引出4根支管至落煤管作为播煤风，第三路则从一次风机出口后的冷风道上引出一股高压冷风作为炉前落煤管和给煤机的密封风，二次风经二次风空气预热器加热后引至炉前，由二次风箱引出若干根支管，分两层从炉膛前后墙、密相区的上部进入炉膛燃烧室，同时二次风作为床上油枪点火和油枪冷却用风。锅炉在B-MCR工况运行时，一次风与二次风的比例约60：40，当锅炉负荷逐渐降低时，一次风与二次风的比例随之变化，一次风比例逐渐增加，具体数值可见《锅炉热力计算汇总表》。
携带固体粒子的烟气离开炉膛后，通过旋风分离器进口烟道，分别切向进入两个旋风分离器。在分离器内，粗颗粒从烟气中分离出来，而烟气流则通过分离器中心筒进入后烟井，烟气被对流受热面冷却后，通过管式空气预热器进入除尘器去除烟气中的细颗粒成分，最后，由引风机送入烟囱，并排入大气。
高压流化风一路作为“U”型回料器流化用风；一路作为回料器立管和返料管的润滑风。冷渣器流化风一路作为冷渣器流化用风；另外还有一部分流化风引至炉膛排渣口，用于吹扫排渣阀阀杆顶部的锥形阀塞，使冷渣器进料畅通。
2 锅炉设备规范及燃料特性
2.1 锅炉设备规范
2.1.1 锅炉简要特性（铭牌）
|
项目 |
数值 |
|
锅炉型号 |
SG-440/13.8/535/535-M565 |
|
制造厂家 |
上海锅炉厂有限公司 |
|
额定蒸发量 |
440t/h |
|
过热蒸汽温度 |
540℃ |
|
过热蒸汽压力 |
13.8Mpa |
|
再热蒸汽流量 |
360.7t/h |
|
再热蒸汽进口温度 |
332.6℃ |
|
再热蒸汽出口温度 |
540℃ |
|
再热蒸汽进/出口压力 |
2.78/2.64Mpa |
|
给水温度 |
252.5℃ |
|
汽包压力 |
14.93Mpa |
|
制造日期 |
|
|
安装日期 |
|
|
投产日期 |
|
2.1.2 锅炉主要参数表
|
序号 |
名称 |
单位 |
锅炉最大连续出力（B-MCR） |
锅炉额定出力
（ECR） |
|
1 |
过热蒸汽流量 |
t/h |
440 |
404.5 |
|
2 |
过热蒸汽压力 |
Mpa |
13.8 |
13.8 |
|
3 |
过热蒸汽温度 |
℃ |
540 |
540 |
|
4 |
再热蒸汽流量 |
t/h |
360.7 |
332.9 |
|
5 |
再热蒸汽进口压力 |
Mpa |
2.78 |
2.56 |
|
6 |
再热蒸汽出口压力 |
Mpa |
2.64 |
2.43 |
|
7 |
再热蒸汽进口温度 |
℃ |
332.6 |
324.8 |
|
8 |
再热蒸汽出口温度 |
℃ |
540 |
540 |
|
9 |
给水温度 |
℃ |
252.5 |
247.6 |
|
10 |
排烟温度 |
℃ |
140.0 |
136.1 |
|
11 |
空气预热器出口一次风温 |
℃ |
210.8 |
208.0 |
|
12 |
空气预热器出口二次风温 |
℃ |
210.8 |
208.0 |
|
13 |
锅炉效率 |
% |
90.10 |
90.27 |
|
14 |
设计煤耗 |
kg/h |
65953 |
61336 |
2.1.3 锅炉水容积
省煤器 |
锅筒 |
水冷系统 |
过热器系统 |
再热器系统 |
总容积 |
73．22 |
30．70 |
68．90 |
108．22 |
107．24 |
388．28 |
2.1.4 锅炉主要计算数据
|
煤种 |
单位 |
设计煤种 |
|
负荷 |
% |
BMCR |
ECR |
75%BMCR |
50%MCR |
HP-out |
|
过热蒸汽出口流量 |
t/h |
440 |
404.5 |
290.5 |
187.23 |
362.28 |
|
过热器出口蒸汽压力 |
Mpa(g) |
13.802 |
13.802 |
13.802 |
13.6 |
13.802 |
|
过热器出口蒸汽温度 |
℃ |
540 |
540 |
540 |
540 |
540 |
|
再热器出口蒸汽流量 |
t/h |
360.681 |
332.931 |
242.104 |
157.661 |
351.919 |
|
再热器出口蒸汽压力 |
Mpa(g) |
2.637 |
2.428 |
1.833 |
1.198 |
2.655 |
|
再热器出口蒸汽温度 |
℃ |
540 |
540 |
540 |
540 |
540 |
|
再热器进口蒸汽压力 |
Mpa(g) |
2.783 |
2.564 |
1.932 |
1.262 |
2.797 |
|
再热器进口蒸汽温度 |
℃ |
332.6 |
324.8 |
293 |
257 |
331 |
|
给水温度 |
℃ |
252.5 |
247.6 |
227 |
205 |
167 |
|
过热器减温水温度 |
℃ |
168 |
165 |
160 |
155 |
165 |
|
过热器减温水压力 |
Mpa(g) |
17.3 |
17.3 |
17.3 |
17.3 |
17.3 |
|
锅炉排污率 |
% |
1.00 |
1.00 |
1.00 |
1.00 |
1.00 |
BMCR工况 设计煤质主要计算数据
|
名称 |
进口烟温℃ |
出口烟温℃ |
进口工质温度℃ |
出口工质温度℃ |
烟气流速m/s |
|
炉膛 |
898.3 |
898.3 |
341.7 |
341.7 |
5.39 |
|
蒸发屏 |
898.3 |
898.3 |
341.7 |
341.7 |
5.39 |
|
屏过1 |
898.3 |
898.3 |
353.4 |
405.1 |
5.39 |
|
屏过2 |
898.3 |
898.3 |
394.3 |
462.7 |
5.39 |
|
转向室及包墙 |
926.1 |
875.6 |
341.7 |
353.6 |
- |
|
高过 |
875.6 |
553.9 |
455.4 |
540.0 |
12.82 |
|
再热器 |
875.2 |
418.9 |
332.6 |
540.0 |
12.78 |
|
高省 |
553.9 |
420.6 |
292.4 |
310.8 |
10.16 |
|
低省 |
419.4 |
294.4 |
252.5 |
292.4 |
9.14 |
|
一次风空预器 |
294.4 |
140.0 |
20.0 |
210.8 |
9.65 |
|
二次风空预器 |
294.4 |
140.0 |
20.0 |
210.8 |
9.65 |
ECR工况 设计煤质主要计算数据
|
名称 |
进口烟温℃ |
出口烟温℃ |
进口工质温度℃ |
出口工质温度℃ |
烟气流速m/s |
|
炉膛 |
881.7 |
881.7 |
341.1 |
341.1 |
4.94 |
|
蒸发屏 |
881.7 |
881.7 |
341.1 |
341.1 |
4.94 |
|
屏过1 |
881.7 |
881.7 |
353.8 |
407.3 |
4.94 |
|
屏过2 |
881.7 |
881.7 |
396.8 |
468.9 |
4.94 |
|
转向室及包墙 |
909.4 |
858.3 |
341.1 |
354.1 |
- |
|
高过 |
858.3 |
547.2 |
461.9 |
540.0 |
11.06 |
|
再热器 |
858.3 |
412.8 |
324.8 |
540.0 |
9.92 |
|
高省 |
547.2 |
411.1 |
287.9 |
306.2 |
8.79 |
|
低省 |
412.2 |
287.8 |
247.6 |
288.0 |
8.40 |
|
一次风空预器 |
287.8 |
136.1 |
20.0 |
208.0 |
8.88 |
|
二次风空预器 |
287.8 |
136.1 |
20.0 |
208.0 |
8.88 |
75%工况 设计煤质主要计算数据
|
名称 |
进口烟温℃ |
出口烟温℃ |
进口工质温度℃ |
出口工质温度℃ |
烟气流速m/s |
|
炉膛 |
821.7 |
821.7 |
341.7 |
341.7 |
4.94 |
|
蒸发屏 |
821.7 |
821.7 |
341.7 |
341.7 |
4.94 |
|
屏过1 |
821.7 |
821.7 |
355.0 |
412.9 |
4.94 |
|
屏过2 |
821.7 |
821.7 |
408.0 |
486.1 |
4.94 |
|
转向室及包墙 |
849.4 |
657.8 |
341.7 |
355.1 |
- |
|
高过 |
657.8 |
531.1 |
483.0 |
540.0 |
11.06 |
|
再热器 |
657.8 |
387.2 |
393.0 |
539.9 |
9.92 |
|
高省 |
531.1 |
378.9 |
270.8 |
289.1 |
8.79 |
|
低省 |
384.4 |
262.8 |
227.0 |
270.8 |
8.40 |
|
一次风空预器 |
262.8 |
121.7 |
20.0 |
192.7 |
8.88 |
|
二次风空预器 |
262.8 |
121.7 |
20.0 |
192.7 |
8.88 |
50%BMCR工况 设计煤质主要计算数据
|
名称 |
进口烟温℃ |
出口烟温℃ |
进口工质温度℃ |
出口工质温度℃ |
烟气流速m/s |
|
炉膛 |
734.4 |
734.4 |
341.7 |
341.7 |
4.94 |
|
蒸发屏 |
734.4 |
734.4 |
341.7 |
341.7 |
4.94 |
|
屏过1 |
734.4 |
734.4 |
355.7 |
414.9 |
4.94 |
|
屏过2 |
734.4 |
734.4 |
415.0 |
492.2 |
4.94 |
|
转向室及包墙 |
762.2 |
713.9 |
341.7 |
355.9 |
- |
|
高过 |
713.9 |
516.1 |
492.1 |
533.3 |
11.06 |
|
再热器 |
713.9 |
358.9 |
257.0 |
533.8 |
9.92 |
|
高省 |
516.1 |
349.4 |
256.3 |
276.3 |
8.79 |
|
低省 |
356.1 |
237.2 |
205.0 |
256.2 |
8.40 |
|
一次风空预器 |
237.2 |
107.8 |
20.0 |
176.1 |
8.88 |
|
二次风空预器 |
237.2 |
107.8 |
20.0 |
176.1 |
8.88 |
HP-out工况 设计煤质主要计算数据
|
名称 |
进口烟温℃ |
出口烟温℃ |
进口工质温度℃ |
出口工质温度℃ |
烟气流速m/s |
|
炉膛 |
880.6 |
880.6 |
341.7 |
341.7 |
4.94 |
|
蒸发屏 |
880.6 |
880.6 |
341.7 |
341.7 |
4.94 |
|
屏过1 |
880.6 |
880.6 |
356.9 |
424.1 |
4.94 |
|
屏过2 |
880.6 |
880.6 |
394.3 |
476.1 |
4.94 |
|
转向室及包墙 |
908.3 |
857.8 |
341.7 |
357.1 |
- |
|
高过 |
857.8 |
541.7 |
454.6 |
540.0 |
11.06 |
|
再热器 |
857.8 |
418.3 |
331.0 |
539.6 |
9.92 |
|
高省 |
541.7 |
384.4 |
240.6 |
267.9 |
8.79 |
|
低省 |
403.9 |
230.0 |
167.0 |
240.7 |
8.40 |
|
一次风空预器 |
230.0 |
110.0 |
20.0 |
166.7 |
8.88 |
|
二次风空预器 |
230.0 |
110.0 |
20.0 |
166.7 |
8.88 |
B-MCR工况 校核煤质主要计算数据
|
名称 |
进口烟温℃ |
出口烟温℃ |
进口工质温度℃ |
出口工质温度℃ |
烟气流速m/s |
|
炉膛 |
906.7 |
906.7 |
341.7 |
341.7 |
5.26 |
|
蒸发屏 |
906.7 |
906.7 |
341.7 |
341.7 |
5.26 |
|
屏过1 |
906.7 |
906.7 |
353.3 |
406.2 |
5.26 |
|
屏过2 |
906.7 |
906.7 |
395.7 |
465.7 |
5.26 |
|
转向室及包墙 |
934.4 |
882.8 |
341.7 |
353.4 |
- |
|
高过 |
882.8 |
553.9 |
457.6 |
540.0 |
12.39 |
|
再热器 |
882.8 |
418.9 |
332.6 |
540.1 |
10.65 |
|
高省 |
553.9 |
418.3 |
291.5 |
309.6 |
9.71 |
|
低省 |
418.9 |
293.3 |
252.5 |
291.5 |
8.88 |
|
一次风空预器 |
293.3 |
137.8 |
20.0 |
209.9 |
9.36 |
|
二次风空预器 |
293.3 |
137.8 |
20.0 |
209.9 |
9.36 |
2.1.5 效率计算
|
煤种 |
单位 |
设计煤种 |
核对煤种 |
|
|
|
BMCR |
ECR |
75%BMCR |
HP-out |
BMCR |
|
环境温度 |
℃ |
20 |
20 |
20 |
20 |
20 |
|
一次热风温度 |
℃ |
210.8 |
208.0 |
192.7 |
208.0 |
209.8 |
|
二次热风温度 |
℃ |
210.8 |
208.0 |
192.7 |
208.0 |
209.8 |
|
锅炉排烟温度 |
℃ |
140.0 |
136.1 |
121.7 |
140.0 |
137.8 |
|
炉膛出口过量空气系数 |
% |
25.0 |
25.0 |
30 |
22 |
25 |
|
排烟热损失 |
% |
5.81 |
5.64 |
5.13 |
4.38 |
5.59 |
|
化学不完全燃烧热损失 |
% |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
固体不完全燃烧热损失 |
% |
2.92 |
2.92 |
2.92 |
2.92 |
2.87 |
|
锅炉散热热损失 |
% |
0.51 |
0.51 |
0.51 |
0.51 |
0.51 |
|
灰渣热物理损失 |
% |
0.16 |
0.16 |
0.14 |
0.13 |
0.1 |
|
煅烧热损失 |
% |
0.29 |
0.29 |
0.29 |
0.29 |
0.31 |
|
硫盐化热损失 |
% |
-0.31 |
-0.31 |
-0.31 |
-0.31 |
-0.33 |
|
未计热损失 |
% |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
制造厂余量 |
% |
0.51 |
0.51 |
0.51 |
0.51 |
0.51 |
|
锅炉计算热效率 |
% |
90.10 |
90.27 |
90.80 |
91.56 |
90.44 |
|
锅炉保证热效率 |
% |
/ |
90.08 |
/ |
/ |
/ |
|
燃料消耗量 |
Kg/h |
65953 |
61336 |
46129 |
62282 |
53571 |
|
Ca/S摩尔比 |
/ |
2.2 |
2.2 |
2.2 |
2.2 |
2.2 |
|
石灰石流量 |
Kg/h |
2446.2 |
2275.2 |
1711.0 |
2310.1 |
2591.8 |
|
灰渣总流量 |
Kg/h |
21482.6 |
19978.5 |
15025.2 |
20286.9 |
13597.8 |
|
底渣流量 |
Kg/h |
6444.8 |
6592.9 |
6010.1 |
6491.8 |
4215.3 |
|
飞灰流量 |
Kg/h |
15037.8 |
13385.6 |
9015.1 |
13795.1 |
9382.5 |
|
锅炉排烟量 |
Nm3/h |
460519 |
428279 |
334601 |
434885 |
448359 |
|
一次风量 |
Nm3/h |
242066 |
223382 |
169314 |
247770 |
237491 |
|
二次风量 |
Nm3/h |
161377 |
148921 |
112876 |
165180 |
158327 |
|
锅炉总风量 |
Nm3/h |
444798 |
413658 |
323545 |
454304 |
437173 |
|
一级喷水量 |
Kg/h |
8164.7 |
7257.5 |
2268.0 |
16782.9 |
8164.7 |
|
二级喷水量 |
Kg/h |
3798.8 |
3460.5 |
955.1 |
9002.7 |
3994.2 |
|
锅炉出口飞灰浓度 |
g/Nm3 |
32.65 |
31.25 |
26.94 |
31.72 |
20.93 |
|
SO2排放量 |
mg/Nm3 |
131.6 |
131.6 |
126.7 |
131.6 |
143.2 |
|
NOX排放浓度 |
mg/Nm3 |
250 |
|
|
|
|
|
再热器烟道烟气份额 |
% |
53.2 |
56 |
65.3 |
57.8 |
53.8 |
2.1.6 烟风阻力汇总表
|
名称 |
烟空气阻力计算汇总 |
|
序号 |
项目 |
BMCR |
ECR |
75%MCR |
单位 |
|
|
|
设计煤种 |
设计煤种 |
设计煤种 |
设计煤种 |
公制 |
|
一次风阻力 |
|
1 |
空气预热器 |
113.2 |
109.4 |
98.3 |
64.0 |
mmH2O |
|
2 |
预热器至一次风室 |
27.4 |
26.5 |
23.8 |
15.5 |
mmH2O |
|
3 |
布风板风帽 |
508 |
491.0 |
441.3 |
287.3 |
mmH2O |
|
4 |
床压降 |
1092.2 |
1092.2 |
1041.4 |
1016.0 |
mmH2O |
|
5 |
锅炉一次风压降 |
1740.8 |
1719.1 |
1604.9 |
1382.8 |
mmH2O |
|
6 |
总压降 |
17077.4 |
16864.6 |
15743.7 |
13565.4 |
pa |
|
二次风阻力 |
|
1 |
空气预热器 |
113.2 |
109.4 |
98.3 |
64.0 |
mmH2O |
|
2 |
预热器至二次风室风道 |
62.5 |
60.4 |
54.3 |
35.3 |
mmH2O |
|
3 |
二次风调节档板阻力 |
61.0 |
58.9 |
53.0 |
34.5 |
mmH2O |
|
4 |
二次风喷嘴压降 |
189.2 |
182.9 |
164.4 |
107.0 |
mmH2O |
|
5 |
炉膛背压 |
889.0 |
889.0 |
812.8 |
787.4 |
mmH2O |
|
6 |
锅炉二次风压降 |
1253.9 |
1241.7 |
1129.8 |
993.8 |
mmH2O |
|
7 |
总压降 |
12300.7 |
12181.0 |
11083.3 |
9748.8 |
pa |
|
烟气阻力 |
|
1 |
炉膛出口负压 |
125.0 |
125.0 |
125.0 |
125.0 |
pa |
|
2 |
旋风分离器 |
1744.2 |
1662.7 |
1492.7 |
875.4 |
pa |
|
3 |
转向室 |
124.6 |
118.8 |
106.6 |
62.5 |
pa |
|
4 |
高温过热器 |
423.4 |
393.2 |
318.0 |
117.1 |
pa |
|
5 |
高温省煤器 |
178.9 |
165.6 |
134.8 |
50.1 |
pa |
|
6 |
再热器 |
446.0 |
438.3 |
425.3 |
339.2 |
pa |
|
7 |
烟气档板 |
300.0 |
286.0 |
256.7 |
150.6 |
pa |
|
8 |
低温省煤器 |
339.8 |
323.9 |
290.8 |
170.5 |
pa |
|
9 |
空气预热器 |
1004.0 |
955.8 |
860.1 |
505.1 |
pa |
|
10 |
预热器烟道 |
50.0 |
47.6 |
42.8 |
25.1 |
pa |
|
11 |
锅炉侧烟气压降 |
4289.9 |
4078.6 |
3600.1 |
2253.4 |
pa |
|
冷渣器流化风和回料器高压风阻力 |
|
冷渣器流化风机 |
风量 |
30744.2 |
nm3/h |
|
风压 |
4140.2 |
mmH2O |
|
回料器高压风机 |
风量 |
13391.3 |
nm3/h |
|
风压 |
6350 |
mmH2O |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.7 额定负荷时的风量分配表
|
一次风 |
|
设计煤种 |
核对煤种 |
|
流化风 |
206832Nm3/h |
|
|
插煤风(热风) |
14800Nm3/h |
|
|
给煤机密封风(冷风) |
1400Nm3/h |
|
|
落煤管密封风(冷风) |
350Nm3/h |
|
|
二次风 |
二次风喷口 |
134924Nm3/h |
|
|
油枪配风 |
4×3500Nm3/h |
|
|
冷渣器 |
冷渣器流化风 |
|
|
|
冷渣器吹扫风 |
|
|
|
高压风 |
“U”型回料器流化用风 |
|
|
|
润滑风 |
13391.9Nm3/h |
|
|
锅炉总风量 |
|
413658Nm3/h |
|
|
|
|
|
|
2.2 锅炉主要承压部件、受热面及管道规范
2.2.1 汽包技术规范
|
项目 |
单位 |
数值 |
备注 |
|
材质 |
|
|
BHW35 |
|
内径 |
mm |
φ1600 |
|
|
壁厚 |
mm |
92 |
|
|
筒身全长 |
mm |
16183 |
|
|
正常水位在锅筒中心线下 |
mm |
150 |
|
|
最高/最低水位离正常水位 |
mm |
±50 |
|
|
旋风分离器 |
个 |
52 |
|
|
旋风分离器单个出力 |
t/h |
9 |
|
|
中心线标高 |
mm |
47000 |
|
2.2.2 燃烧室技术规范
|
项目 |
单位 |
数值 |
备注 |
|
炉膛深度 |
mm |
7683.4 |
|
|
炉膛宽度 |
mm |
13373.1 |
|
|
炉膛高度 |
mm |
34180 |
|
2.2.3集箱及其连接管道
|
序号 |
名称 |
规格 |
材料 |
|
1 |
前墙水冷壁下集箱 |
φ356×50 |
SA-106C |
|
2 |
后墙水冷壁上集箱 |
φ273×40 |
SA-106C |
|
3 |
后墙水冷壁下集箱 |
φ356×50 |
SA-106C |
|
4 |
侧水冷壁上集箱（左右） |
φ273×40 |
SA-106C |
|
5 |
侧水冷壁下集箱（左右） |
φ356×50 |
SA-106C |
|
6 |
后墙环形集箱上下 |
φ219×32 |
SA-106C |
|
7 |
后水环型集箱上下 |
φ219×32 |
SA-106C |
|
8 |
水冷屏下集箱 |
φ219×32 |
SA-106C |
|
9 |
水冷屏上集箱 |
φ273×40 |
SA-106C |
|
10 |
后墙环形集箱（侧） |
φ273×40 |
SA-106C |
|
11 |
包覆侧墙上集箱（左右） |
φ273×36 |
SA-106B |
|
12 |
包覆侧墙下集箱（左右） |
φ273×36 |
SA-106B |
|
13 |
包覆前墙下集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
14 |
后烟井环形上集箱（左右） |
φ273×36 |
SA-106B |
|
15 |
后烟井环形下集箱（左右） |
φ273×36 |
SA-106B |
|
16 |
包覆后墙下集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
17 |
包覆后墙上集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
18 |
隔墙下集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
19 |
隔墙上集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
20 |
一级过热屏进口集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
21 |
一级过热屏出口集箱 |
φ324×35 |
12Cr1MoVG |
|
22 |
二级过热屏进口集箱 |
φ324×35 |
12Cr1MoVG |
|
23 |
二级过热屏出口集箱 |
φ324×35 |
12Cr1MoVG |
|
24 |
一级过热屏中间集箱 |
φ273×36 |
12Cr1MoVG |
|
25 |
二级过热屏中间集箱 |
φ273×36 |
12Cr1MoVG |
|
26 |
末级过热器进口集箱 |
φ324×35 |
12Cr1MoVG |
|
27 |
末级过热器出口集箱 |
φ324×52 |
12Cr1MoVG |
|
28 |
一级省煤器进口集箱（左右） |
φ219×30 |
SA-106B |
|
29 |
一级省煤器出口集箱 |
φ219×30 |
SA-106B |
|
30 |
二级省煤器进口集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
31 |
二级省煤器出口集箱 |
φ273×36 |
SA-106B |
|
32 |
再热器进口集箱 |
φ406×20 |
SA-106B |
|
33 |
再热器出口集箱 |
φ406×25 |
12Cr1MoVG |
|
34 |
隔墙包覆上集箱至屏过冷段连接管 |
φ273×25 |
|
|
35 |
二级减温器高温过热器连接管 |
φ324×28 |
|
|
36 |
饱和蒸汽引出管 |
φ168×16 |
|
|
37 |
省煤器再循环管 |
φ108×12 |
|
|
38 |
水冷壁下降管 |
φ356×32 |
|
|
39 |
水冷屏下降管 |
φ219×22 |
|
|
41 |
主蒸汽管道 |
φ273×28 |
|
|
42 |
邻炉加热集箱 |
φ219×28 |
|
2.2.4 水冷布风板技术规范
|
项目 |
单位 |
数据 |
备注 |
|
水冷管屏尺寸 |
mm |
φ65.5×6.5 |
|
|
节距 |
mm |
177.8 |
|
|
风帽个数 |
个 |
365 |
|
|
风帽形式 |
|
|
T形风帽 |
2.2.5 过热器技术规范
|
名 称 |
规 格（mm） |
材 质 |
屏 数 |
布置形式 |
流 向 |
间距(mm) |
|
左右包墙管过热器 |
φ45×5 |
20G |
各1屏 |
垂直 |
顺流 |
114.3 |
|
前包墙管过热器 |
φ45×5 |
20G |
1屏 |
垂直 |
逆流 |
114.3 |
|
后包墙管过热器 |
φ45×5 |
20G |
1屏 |
垂直 |
顺流 |
114.3 |
|
包复隔墙过热器 |
φ51×6 |
20G |
1屏 |
垂直 |
逆流 |
114.3 |
|
屏式过热器（冷段） |
φ45×4.5 |
15CrMo |
6屏 |
垂直 |
顺逆流 |
114.3 |
|
屏式过热器（热段） |
φ45×5 |
12CrMoV |
6屏 |
垂直 |
逆顺流 |
114.3 |
|
高温过热器 |
φ51×6 |
15CrMo |
|
水平 |
逆流 |
|
|
高温过热器 |
φ51×6 |
12CrMoV |
|
水平 |
逆流 |
|
|
高温过热器 |
φ51×6 |
T91 |
|
水平 |
逆流 |
|
2.2.6 再热器技术规范
|
名称 |
规格 |
材质 |
组数 |
间距 |
流向 |
|
再热器管 |
φ63.5×4.5 |
20G |
5个管组 |
114.3 |
顺流
混流 |
|
φ63.5×4.5 |
15GrMo |
|
φ63.5×4.5 |
12Cr1MoV |
|
φ63.5×4.5 |
T91 |
2.2.7 喷水减温器
|
名称 |
型式 |
规格 |
材质 |
位置 |
喷水水源 |
喷水量
（B-MCR） |
|
一级减温 |
笛型 |
φ324×28 |
12Cr1MoV |
屏过冷段和热段之间 |
给水泵出口高加前 |
8.164(t/h) |
|
二级减温 |
笛型 |
φ324×28 |
12Cr1MoV |
屏过热段和末级过热器之间 |
给水泵出口高加前 |
3.798(t/h) |
|
再热器事故喷水 |
笛型 |
φ406×11 |
SA-106B |
高缸排汽和再热器进口之间 |
给水泵中间抽头 |
|
2.2.8 省煤器技术规范
|
名称 |
规格 |
材质 |
备注 |
|
一级省煤器 |
φ51×5mm |
20G |
逆流 |
|
二级省煤器 |
φ51×5.5mm |
20G |
逆流 |
2.2.9 空气预热器技术规范
|
名称 |
形式 |
规格 |
材质 |
流向 |
|
空气预热器 |
管式 |
φ63.5×2 |
Q235A/NS1S |
逆流 |
2.2.10 安全门技术规范
|
编号 |
阀门型号 |
规格 |
整定压力 |
回 座
压 差
(%) |
排汽量(kg/h) |
温度 |
|
开 启(Mpa) |
回 座(Mpa) |
℃ |
℉ |
|
锅筒安全阀 |
|
1 |
A2W68-OA |
DN80 |
15.93 |
15.29 |
4 |
194968 |
347 |
656.6 |
|
2 |
A2W68-OA |
DN80 |
16.29 |
15.31 |
6 |
202247 |
347 |
656.6 |
|
过热器出口安全阀 |
|
1 |
A2W67-OA |
DN80 |
14.42 |
13.84 |
4 |
130687 |
545 |
1013 |
|
再热器进口安全阀 |
|
1 |
A2W29-O |
DN150 |
3.12 |
3.00 |
4 |
82986 |
332.6 |
630.7 |
|
2 |
A2W29-O |
DN150 |
3.12 |
3.00 |
4 |
82986 |
332.6 |
630.7 |
|
3 |
A2W29-O |
DN150 |
3.21 |
3.08 |
4 |
85307 |
332.6 |
630.7 |
|
4 |
A2W29-O |
DN150 |
3.21 |
3.08 |
4 |
85307 |
332.6 |
630.7 |
|
再热器出口安全阀 |
|
1 |
A2W30-O |
DN150 |
2.83 |
2.72 |
4 |
69914 |
545 |
1013 |
|
2 |
A2W30-O |
DN150 |
2.83 |
2.72 |
4 |
69914 |
545 |
1013 |
2.2.11 定排扩容器技术规范
|
项目 |
单位 |
数值 |
备注 |
|
型号 |
|
|
DP-7.5-1 |
|
设计压力 |
Mpa |
0.3 |
|
|
最高工作压力 |
Mpa |
0.2 |
|
|
耐压试验 |
Mpa |
0.4 |
|
|
设计温度<, /DIV> |
℃ |
150 |
|
|
净重 |
Kg |
2065 |
|
|
容积 |
m3 |
7.5 |
|
|
制造厂家 |
/ |
|
中州汽轮机厂 |
2.2.12 连排扩容器技术规范
|
项目 |
单位 |
数值 |
备注 |
|
型号 |
|
|
LP-5.5-1 |
|
设计压力 |
Mpa |
1.6 |
|
|
最高工作压力 |
Mpa |
1.4 |
|
|
耐压试验 |
Mpa |
2.54 |
|
|
设计温度 |
℃ |
350 |
|
|
净重 |
Kg |
1050 |
|
|
容积 |
m3 |
5.5 |
|
|
制造厂家 |
/ |
|
中州汽轮机厂 |
2.3 锅炉辅机技术规范
2.3.1 引风机
|
引 风 机 |
电 动 机 |
|
型号：Y5-2X36NO27.5F |
型号：YKK630-6型 |
|
风量：127.56m3/s |
功率：1250KW |
|
风压：7257pa |
电压：6000V |
|
台数：2台 |
电流：143A |
|
转速：985r/min |
转速：983r/min |
|
介质温度：140℃ |
|
|
生产厂家：成都风机厂 |
生产厂家：沈阳电机厂 |
引风机用液力耦合器
|
引风机用液力耦合器 |
引风机用液力耦合器板式冷却器 |
|
型号：YOTGCD1000W |
型号：BR0210-20 |
|
台数：2台 |
台数：2台 |
|
生产厂家：大连液力机械机械有限公司 |
生产厂家：沈阳鼓风机厂配套分厂 |
|
额定转速：1000rpm |
工作压力：1.0Mpa |
|
功率范围：640-1860KW |
工作流量：200L/min |
|
重量：3600Kg |
工作温度：100℃ |
2.3.2 二次风机
|
二次风机 |
电 动 机 |
|
型号：CFB5NO5.2D215 |
型号：YFKK500--4 |
|
型式：单吸离心式 |
|
|
风量：31.36m3 |
功率：800KW |
|
风压：17441 Pa |
电压：6000V |
|
台数：2台 |
电流：94A |
|
转速：1485r/min |
转速：1490r/min |
|
介质温度：30℃ |
|
|
生产厂家：山东电力设备厂 |
生产厂家：沈阳电机厂 |
2.3.3 一次风机
|
一次风机 |
电 动 机 |
|
型号：G5—29—11NO25.5D |
型号：YKK560-4型 |
|
风量：47.05m3/s |
功率：1600KW |
|
风压：24654Pa |
电压：6000V |
|
台数：2台 |
电流：180A |
|
转速：1480r/min |
转速：1480r/min |
|
介质温度：20℃ |
|
|
生产厂家：成都风机厂 |
生产厂家：沈阳电机厂 |
2.3.4 高压流化风机
|
高压流化风机 |
电 动 机 |
|
型号：GM240S |
型号：IDP3554-4型 |
|
风量：13391.3Nm3/h |
功率：400KW |
|
风压：62300Pa |
电压：6KV |
|
台数：2台 |
电流：47A |
|
转速：1490r/min |
转速：1490r/min |
|
介质温度：20℃ |
|
|
生产厂家：德国（Aerzen公司） |
生产厂家：大连威斯特电机厂 |
2.3.5 冷渣器流化风机
|
冷渣器流化风机 |
电 动 机 |
|
型号：L103WD |
型号：Y500-10型 |
|
风量：518 Nm3/h |
功率：450KW |
|
风压：40600Pa |
电压：6000V |
|
台数：2台 |
电流：61A |
|
转速：580r/min |
转速：595r/min |
|
介质温度：20℃ |
|
|
生产厂家：四川鼓风机有限责任公司 |
生产厂家：随冷渣器流化风机配供 |
2.3.6 耐压计量式皮带给煤机
|
耐压计量式皮带给煤机 |
电动机 |
|
型号：NJGC-30 |
型号：DM112M4 |
|
最大出力：40t/h |
调节方式：变频调节 |
|
输送距离：12.176m |
功率：4KW |
|
台数：4台 |
电压：380V |
|
生产厂家：徐州三原电力测控技术有限公司 |
生产厂家： |
2.4 燃料、砂及石灰石特性
2.4.1 煤
|
名称 |
符号 |
单位 |
数值 |
|
设计煤种 |
校核煤种 |
|
收到基碳 |
Car |
% |
58.43 |
70.57 |
|
收到基氢 |
Har |
% |
1.15 |
1.35 |
|
收到基氧 |
Oar |
% |
1.42 |
1.11 |
|
收到基氮 |
Nar |
% |
0.49 |
0.55 |
|
收到基硫 |
Star |
% |
0.46 |
0.60 |
|
收到基灰分 |
Aar |
% |
27.48 |
18.91 |
|
收到基水分 |
Mar |
% |
10.57 |
6.91 |
|
干燥无灰基挥发分 |
Vdaf |
% |
7.67 |
6.33 |
|
低位发热量 |
Qnet.v.ar |
MJ/Kg |
20.23 |
24.82 |
|
灰变形温度 |
DT |
℃ |
＞1450 |
＝1420 |
|
灰软化温度 |
ST |
℃ |
＞1450 |
＞1450 |
|
灰熔化温度 |
FT |
℃ |
＞1450 |
＞1450 |
|
|
|
|
|
|
2.4.2点火及助燃油
|
油种 |
O#轻柴油 |
|
思氏粘度（20℃时） |
1.2-1.67°E |
|
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℃ |
|
低位发热量值 |
41868kJ/kg |
|
硫 |
≤0.2% |
锅炉设置有4台床上启动燃烧器（出力为4×3000kg/h）,油枪采用机械雾化，中心回油，调节范围广，方便运行。母管进油压力为3.5Mpa,流量12t/h。炉前油系统以蒸汽作为吹扫介质，吹扫压力为0.6-1.0Mpa，温度约250℃。
点火油枪采用可伸缩结构，并和炉内耐磨层表面有一定的距离，锅炉正常运行时，可将床上点火油枪退出炉外，同时维持一定的冷却风量，确保燃烧器不被烧损。床上点火油枪配有高能点火装置和火焰检测装置。
2.4.3 石灰石
|
项目 |
CaCO3 % |
MgCO3 % |
H2O % |
其他 % |
|
数值 |
85.18 |
0.04 |
0.36 |
|
4个石灰石口布置在水冷壁前墙，石灰石喷管插入播煤风管中，使煤和石灰石在进入炉膛前进行预混合。石灰石粉采用气力输送，石灰石喷口为φ76×6，喷口处压力不小于12Kpa。
2.4.4 启动床料
本锅炉在两个U型回料器的上升立管处均留有启动床料的给入口，通常采用河沙作为启动床料，或者采用燃尽程度高的煤灰。要求控制沙子中的钠、钾含量，以免引起床料结焦。启动用原有床料最大粒径不超过3mm。
2.4.5 燃烧器
|
名称 |
点火热容量 |
数目 |
位置 |
出力(t/h) |
风源 |
|
启动燃烧器 |
30％BMCR |
4只 |
布风板上3米 |
3 |
热二次风 |
2.5 锅炉辅助设备
2.5.1 返料装置
分离器分离下来的物料从回料管下来，在流化风的作用下，流过回料弯管，再经回料斜管流入炉膛，2个入炉口分别离炉膛中心线距离为 4000 mm。
2.5.2 布风装置
水冷布风板由水平的膜式管屏和风帽组成。365个不锈钢制成的“T”形风帽按一定规律焊在水冷管屏鳍片上。在炉膛左右侧墙底部有两个排渣口。
2.5.3 燃烧室
燃烧室截面呈长方形，燃烧室各面墙全部采用膜式水冷壁，下部前后水冷壁向炉内倾斜与垂直方向成15°角。
燃烧室壁面开有以下门孔：
² 固体物料入口（包括煤和石灰石入口）
² 二次风口及床上启动燃烧器口
² 测温、测压孔
² 至旋风筒的烟道
² 人孔
² 水冷屏和屏式过热器屏穿墙孔
² 顶棚绳孔
² 排渣口
2.6 锅炉基本尺寸
炉膛宽度（两侧水冷壁中心线距离） 13373.1mm
炉膛深度（前后水冷壁中心线距离） 7683.4 mm
尾部对流烟道宽度（两侧包墙中心距离） 16400mm
尾部对流烟道深度（前后包墙中心距离） 13200mm
尾部对流烟道宽度（空气预热器烟道宽度） 14201mm
尾部对流烟道深度（空气预热器烟道深度） 8100mm
锅筒中心线标高 47000mm
一级省煤器进口集箱标高 18162mm
一级省煤器出口集箱标高 24986mm
二级省煤器进口集箱标高 28642mm
二级省煤器出口集箱标高 33000mm
过热器出口集箱标高 43850mm
再热器进口集箱标高 28250mm
再热器出口集箱标高 39800mm
锅炉运转层标高 9000mm
锅炉最高点标高（顶板上标高） 51400mm
锅炉宽度（两侧外支柱中心线距离） 21000mm
锅炉深度（BE柱至BH柱中心线距离） 37200mm
2.7 给水品质
给水品质应符合GB12145—89“火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准”中的规定。
总含盐量：≤1mg/L 硬度：0
SiO2含量：0.02mg/L 含氧量：0.007mg/L
含 铁 量：0.020mg/L 含铜量：0.005mg/L
含 油 量：≤0.3m
3.1 检修后的检查验收
3.1.1 检查燃烧室及烟道内部和返料系统，应符合下列要求：
3.1.1.1 炉墙、旋风分离器及烟道应完整，严密，无损坏现象。
3.1.1.2 看火孔，检查孔及人孔应完整，严密，无损坏现象，能严密关闭。
3.1.1.3 水冷管壁，过热器管，布风板，省煤器管及空气预热器外形正常，内部清洁，各部的防磨护板应完整牢固。
3.1.1.4 炉膛、旋风分离器及料腿，进出口烟道、回料阀、冷渣器及启动燃烧器等部件的耐磨耐火无裂缝、变形、损坏、脱落等现象。
3.1.1.5 启动燃烧器喷口，看火孔清晰，检查孔完整，无结焦，变形和严重烧损。
3.1.1.6 各测量仪表和控制装置的附件位置正确，完整。
炉膛、冷渣器，回料阀的布风板上无杂物，风帽安装定位正确，布风均匀，无烧损，无变形，无堵塞。
3.1.1.7 锅炉四周无杂物，脚手架应全部拆除。
锅炉内部检查完毕，确认燃烧室内无人后，将各人孔门，检查门严密关闭。
3.1.2 检查汽水管道应符合下列要求：
3.1.2.1 各管道的支架完整，受热面吊杆受力均匀，紧固螺丝不松动，无防碍热管道的自由膨胀。
3.1.2.2 保温完好，表面光洁，其颜色及色环符合要求。
3.1.2.3 管道上有明显表示介质流动方向的箭头。
3.1.2.4 因检修与系统隔绝用的堵板拆除。
3.1.2.5 炉本体、汽包、各联箱、管道、阀门保温完整。
3.1.2.6 检查汽包水位计，应符合下列要求：
· 双色水位计及电接点水位计外形正常，防护罩完整、牢固。
· 水汽联通管保温好，水位计严密。
· 水位计指示灯明亮，刻度清晰，正确，在正常极限位置有明显的标志。
· 水位计汽门、水门及放水门严密不漏，开关灵活。
· 汽包水位计平台照明充分。
3.1.3 检查各阀门、风门、挡板、应符合下列要求：
3.1.3.1 与管道连接完好，法兰螺丝已紧固。
3.1.3.2 手轮完整，固定牢固，门杆无弯曲及锈蚀现象，开关灵活。
3.1.3.3 阀门盘根应有适当的压紧余隙，丝堵已拧紧，主要阀门的保温良好。
3.1.3.4 转动装置的连杆，接头完整，各部销子固定牢固，控制装置良好，位置指示器的指示与实际相符。
3.1.3.5 具有完整的标示牌，其名称、编号、开关清晰正确。
3.1.3.6 压缩空气系统及供油系统各设备及管路符合启动条件，各阀门开关位置正确。
3.1.4 启动燃烧器应符合下列要求：
3.1.4.1 启动燃烧器喷口无结焦，无堵塞，保温完整。
3.1.4.2 启动燃烧器看火孔和检测器必须清洁。
3.1.4.3 启动燃烧器动作灵活，无卡涩现象。
3.1.5 检查吹灰器应符合下列要求：
3.1.5.1 吹灰器蒸汽系统应严密不漏，机械部分完整。
3.1.5.2 吹灰器电磁阀动作正常，无卡涩，不与炉墙或受热面相碰。
3.1.5.3 电机绝缘合格，电路完好。
3.1.6 检查转动机械，应符合下列要求：
3.1.6.1 所有的安全遮拦及保护罩完整，牢固，靠背轮连接完好，转动皮带，链条完整、齐全、紧度适当，地脚螺丝不松动。
3.1.6.2 轴承内的润滑油油质良好，油位计完整，指示正确，清晰易见，刻有最高、最低油位线，油位应接近正常油位线。不低于1/2不超过2/3，放油门或放油丝堵塞严密不漏，油盒内有足够的润滑脂。
3.1.6.3 轴承油环良好，接头螺丝牢固。
3.1.6.4 轴承温度表齐全好用。
3.1.6.5 冷却水充足，排水管畅通，水管不漏，阀门开关灵活。
3.1.7 检查各表计应符合下列要求：
3.1.7.1 检查各仪表电源投入，指示正确，表计指在零位，就地压力表加铅封。
3.1.7.2 效验合格，贴有效验标志，照明充足。
3.1.7.3 所有就地压力表，电流表，温度表，流量表，水位表，料位计等齐全并投入，并刻有红线。
3.1.7.4 所有就地压力表与DCS上面指示一致。
3.1.8 检查安全门应符合下列要求：
3.1.8.1 排汽管和疏水管完整、畅通、装设牢固。
3.1.8.2 弹簧安全阀的弹簧完整，并适当压紧。
3.1.9 检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求：
3.1.9.1 指示板牢固的焊接在锅炉骨架或主要梁柱上，指针垂直焊接在膨胀元件上。
3.1.9.2 指示板的刻度正确、清楚，在板的基础上，涂有红色标记。
3.1.9.3 指针不能被外物卡住，指针在板面垂直，针尖与板面距离3-5mm。
3.1.9.4 在冷态时，指针应在指示板上基准点上。
3.1.10 检查现场照明，应符合下列要求：
3.1.10.1 锅炉各部位的照明灯泡齐全，具有足够的亮度。
3.1.10.2 事故照明电源可靠。
3.1.10.3 控制室照明充足，光线柔和。
3.1.10.4 所有楼梯平台，人行道畅通，脚手架拆除，照明良好，采光充足。
3.1.11 .热工系统检查：
3.1.11.1 热工装置，一次元件完整良好且与DCS联调正常。
3.1.11.2 DCS操作系统所用微机正常。
3.1.11.3 热工信号，报警，保护装置完好。
3.1.11.4 所有热工，自控仪表灵敏度，准确度合格，指示正确。
3.1.12 燃油系统的检查应符合下列条件：
3.1.12.1 燃油泵电机各地脚螺丝紧固，接地线良好，油泵过滤器各阀门，管路不漏油。
3.1.12.2 启动燃油泵，调整好油压备用，油罐油量充足，压力表，温度计齐全，油温计齐全，油温在规定范围内。
3.1.12.3 检查燃油系统阀门完好不漏油，各阀门开关位置正确，远方执行机构好用，可随时投入使用。各风门开关灵活。
3.1.12.4 燃烧器安装良好，各油管路和吹扫蒸汽管路无泄露，燃烧器的推进，退出机构良好，动作灵活无卡涩现象。
3.1.12.5 燃烧器的火焰检测器必须清洁。
3.1.12.6 点火装置完整好用。
3.1.12.7 压缩空气压力不低于0.6Mpa。
3.1.12.8 油系统阀门应处于下列位置：
3.1.12.8.1 锅炉来油手动门开，快关门关。
3.1.12.8.2 燃烧器来油手动门开，快关门关。
3.1.12.8.3 吹扫蒸汽总门开，燃烧器吹扫蒸汽分门开，燃烧器吹扫蒸汽电磁门关。
3.1.13 其它：
3.1.13.1 检修中临时拆除的平台，楼梯，栏杆，围栏，盖板，门窗均恢复原位，所有打的孔洞以及损坏的地面，盖板应修补完整。
3.1.13.2 在设备及其周围通道上不得堆积杂物，地面不得积水，积油，积粉，积煤。
3.1.13.3 检修中更换下来的物品，应全部运出现场。
3.1.13.4 脚手架应全部拆除。
3.2 设备试验总则
3.2.1 设备试验方法分静态、动态两种：静态试验时，6KV辅机仅送试验电源，400V低压动力有空气开关的设备或用直流控制合闸的设备只送试验电源，用交流控制合闸的设备送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必须在静态实验合格后方可进行。
3.2.2 机组保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。
3.2.3 各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确、可靠，声光报警、CRT画面状态显示正常。
3.2.3 机组大小修后，必须进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转。
3.2.4 临修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。
3.2.5 运行中设备的试验，应做好局部隔离工作，不得影响运行设备的安全，对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。
3.2.6 试验后应恢复强制条件，并在可靠投入相应的保护联锁后，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。
3.2.7 试验结束后，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，同时应分析试验结果，做好详细记录。
3.2.8 进行联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。
3.2.9 试验结束前，动力电源开关应切至“远方”位置。
3.3 主机联锁保护试验规定
3.3.1 大小修或停机时间超过15天，重新启动前必须进行主机联锁保护试验。
3.3.2 机组备用时间达7天以上但未超过15天，启动前只进行机组大联锁试验。
3.3.3 机组大联锁试验必须在各项分部联锁试验合格后进行。
3.3.4 主机联锁保护试验前必须检查确认主变三侧隔离开关均在断开位置。
3.3.5 主机联锁保护试验前按如下要求对发变及励磁系统进行绝缘电阻的测量。
3.3.6 试验前确认相关仪表、信号电源已送好 ，DCS投入正常，声光、信号正确。
3.3.7 进行主机联锁保护试验时，必须充分考虑对运行设备的影响，检查断开试验联锁保护出口跳闸运行设备回路。
3.3.8 试验时，须由热工、电气送信号配合进行。
3.3.9 主联锁动作条件
·手动MFT动作；
·一次风机跳闸；
·二次风机跳闸；
·引风机跳闸；
·汽包水位高越限，并经延时未恢复（三取二）；
·汽包水位低越限，并经延时未恢复（三取二）；
·炉压高越限（三取二）；
·炉压低越限（三取二）；
·全炉膛燃料丧失；
·一次风量流量低（三取二）；
·高压流化风机跳闸；
·汽机跳闸；
·空气流量低于25%（三取二）；
·DCS电源故障。；
3.3.10 当发生MFT时，自动执行下列操作：
·报警器发出声光报警
·关油系统母线跳闸阀
·关所有油阀
·停全部给煤机
·停止石灰石给料
·禁止吹灰
·送信号至MCS模拟量控制
3.4 锅炉辅机连锁试验
3.4.1 检修后的锅炉，须对辅机进行拉合闸，事故按钮联锁装置实验。
3.4.2 通知电气送上各转机试验电源，试验时应有电气人员在场。
3.4.3 解列联锁，做各辅机拉合闸试验及事故按钮试验。
3.4.4 上述试验正常后，投入联锁，做联锁试验。
3.4.5 试验过程中，各辅机拉合闸顺序为：甲、乙侧引风机→甲、乙侧高压风机→甲、乙侧二次风机→甲、乙侧冷渣器风机→甲、乙侧一次风机
3.4.6 当断开一台引风机（甲侧或乙侧）开关时，其他转机均不应跳闸；当同时断开甲、乙侧引风机开关时，其后各转机均应跳闸，DCS系统发出报警。
3.4.7 重新合上各辅机开关，当断开一台二次风机（甲侧或乙侧）开关时，其他转机均不应跳闸；当同时断开甲、乙侧二次风机开关时，其后各转机均应跳闸，DCS系统发出报警。
3.4.8 重新合上各辅机开关，当断开一台或同时断开二台冷渣器风机开关时，其它转机均不应跳闸；
3.4.9 重新合上各辅机开关，当断开一台或同时断开二台一次风机开关时，其他转机均不应跳闸；
3.4.10 投入甲乙侧高压风机联锁开关，当断开甲侧（或乙侧）高压风机开关时，乙侧（或甲侧）高压风机将联动，DCS系统发出报警；当甲侧（或乙侧）高压风机运行，流化风压〈40Kpa时，另一台高压风机将联动，如联动不成功或两台运行中均跳闸时，除甲，乙侧引风机外，其他各转机均跳闸，DCS系统发出报警。
3.4.11 由于辅机原因造成锅炉主联锁动作条件具备时，给煤线，油燃烧器均跳闸，DCS系统发出报警。
3.5 锅炉冷态空气动力场试验
3.5.1 试验目的
冷态通风试验的目的是为锅炉在第一次点火之前作初步调整。通过冷态试验了解和掌握炉内气流流动特性，各风量调节装置及流量分布的特性，检查布风板配风的均匀性，流化床的空床阻力和料层阻力特性，找出临界流化风量，为锅炉的热态运行提供参考资料，以保证锅炉燃烧安全，防止床面结焦和设备烧损。
3.5.2 空床阻力特性试验
空床阻力特性试验即布风板阻力试验，是在布风板不铺床料的情况下，启动引风机，一次风机，记录一次风量，水冷风室压力和炉内密相区下部床压，二者的差值即为布风板的阻力，绘制冷态的一次风量与布风板阻力关系曲线，通过温度的修正，相应可得出热态的一次风量与布风板阻力关系曲线，锅炉运行时，当床压测点出现故障，依据风室压力和风量与布风板阻力的关系曲线，也可判断床上物料量的多少，以减少运行的盲目性。
3.5.3 临界流化风量试验
临界流化风量是指床料从固定状态至流化状态，所需的最小风量，它是锅炉运行时最低的一次风量。测量临界流化风量的方法：将床料填加至静高760mm（沙子），880mm（灰），增加一次风量，初始阶段随着一次风量增加，床压逐渐增大，当风量超过某一数值时，继续增大一次风量，床压将不再增加，该风量值即为临界流化风量。另外，可用逐渐降低一次风量方法，测出临界流化风量。记录风量和床压值，绘制一次风量与床压的关系曲线。建议选取床料静高700mm，800mm,900mm三个工况测量临界流化风量。
3.5.4 流化质量试验
在床料流化状态下，突然停止一次风机，进入炉内观察床料的平整程度。若发现床面极不平整甚至有“凸起”现象，应清除此区域的床料，查找原因，采取相应措施及时处理。
水压试验是检验锅炉承压部件强度和严密性的一种方法。
3.6.1 锅炉水压试验分为工作压力试验和超压试验
3.6.1.1 下列情况进行工作压力水压试验，试验压力为汽包工作压力。
· 锅炉大、小修后。
· 锅炉局部受热面临修后。
3.6.1.2 下列情况进行超压试验，试验压力为汽包工作压力的1.25倍。
· 新安装锅炉投运时。
· 锅炉过热器、再热器、省煤器管成组更换或者更换50%以上水冷壁管。
· 锅炉停用一年以上。
· 经两个大修周期（6至8年）。
· 锅炉严重超压达到1.25倍工作压力以上时。
· 锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。
· 根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。
· 汽包进行了重大修理或过热器、水冷壁联箱更换时。
3.6.1.3 再热器水压试验也分为工作压力试验和超压试验，工作压力试验压力为再热器工作压力，超压试验压力为再热器工作压力的1.5倍。主要是在安装时进行，其试验按临时专用试验措施执行。
3.6.2 水压实验范围：
3.6.2.1 一次汽系统
锅炉主给水截止门至过热器出口主汽门范围内的省煤器，汽包、水冷壁、水冷屏、过热器、减温器及联箱和汽水管道、截门、以及与其相关的空气门，疏放水门（一次门全开，二次门全关）和炉水取样门，仪表放水门同时进行水压试验。
3.6.2.2 二次汽系统
再热器入口导汽管堵板至再热器出口导汽管堵板范围内的再热器、减温器、联箱和汽水管道，截门，以及相关的空气门，疏放水门，取样门和仪放水门。安全门、水位计不做超压试验。
3.6.3 水压试验的规定
3.6.3.1 大修后水压试验或超压试验应有总工审批的试验措施，且总工程师或其指定专责人在现场指挥，方可进行锅炉水压试验。
3.6.3.2 进行水压试验工作，运行人员负责上水升压和泄压操作，检修人员负责检查。
3.6.3.3 进行水压试验时环境温度应在5℃以上，低于5℃时，应有可靠的防冻措施。
3.6.3.4 水压试验用水为除盐水，与汽包壁温差≯50℃，上水温度一般以40℃～70℃为宜。
3.6.3.5 水压试验上水时间：夏季≮2h，冬季≮4h，若上水温度与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。
3.6.3.6 汽包壁温≥35℃后方可进行升压，升压过程中必须保持汽包壁温≥35℃。
3.6.3.7 水压试验以汽包就地压力表为准，当压力升至0.98MPa时，盘上压力表和就地压力表校对一次，防止压力表失灵。
3.6.3.8 试验过程中严禁超出规定的试验压力。
3.6.3.9 进行超压试验时，在压力未降至工作压力之前，严禁对承压部件进行检查。
3.6.3.10 上水前、后分别记录各膨胀指示器一次。
3.6.4 水压试验前的检查准备工作
3.6.4.1 检查水压试验相关联汽水系统检修工作结束、工作票已回收、确已无人工作，汽包、过热器安全门已退出，除盐水量已备足，给水泵及上水系统已具备向过热器进水条件。
3.6.4.2 除氧器上水至正常水位，水温加热至上水温度，给水泵正暖合格，达备用条件。
3.6.4.3 投入汽包水位计（超压试验时退出）及汽包、过热器、给水系统压力表。
3.6.4.4 汽包事故放水门、定排电动门、过热器向空排汽门送电满足远操。
3.6.4.5 按锅炉水压试验阀门位置检查卡检查水压试验相关联汽水系统阀门位置满足水压试验进水和升压的要求。
3.6.5 水压试验要求：
3.6.5.1 锅炉大、小修或局部受热面检修后，必须进行工作压力的试验。
3.6.5.2 确认检修工作已结束，热力工作票已注销，炉膛和锅炉尾部无人工作。
3.6.5.3 水压试验时，水温应保持在50～70℃。
3.6.5.4 水压试验压力数值：
3.6.5.5 一次汽工作压力14.93MPa，超压18.66MPa；
3.6.5.6 二次汽工作压力2.78MPa，超压4.17MPa。
3.6.6 水压试验合格标准：
3.6.6.1 升到试验压力后关闭给水门，停止给水泵后经过5min，汽包压力下降值不大于0.5MPa，再热器压力下降值不大于0.25MPa。
3.6.6.2 受压元件金属壁和焊缝没有泄漏痕迹。
3.6.6.3 受压元件没有明显的残余变形。
3.6.7 一次汽系统工作压力试验：
3.6.7.1 汇报值长，联系化学值班员，作好锅炉一次汽系统水压试验的准备工作和有关措施。
3.6.7.2 联系、配合热工人员将汽包、过热器、再热器、给水等压力表、给水流量表和电接点水位计投入。
3.6.7.3 退出水位保护开关。
3.6.7.4 就地和集控室均有两块以上经过校验合格的压力表，压力表应投入。试验压力以就地压力表为准。
3.6.7.5 关闭炉侧汽水系统的各放水门、疏水门、排汽门、取样门、连排一次门、加药门。
3.6.7.6 应有专人操作给水门上水，严格监视压力变化，设有就地与集控室联系专用工具。
3.6.7.7 待水压试验措施做好后，启动给水泵，用给水旁路上水，待空气门冒水后依次关闭。用给水旁路调整门或调整给水泵转速缓慢升压，升压速度不超过每分钟0.3MPa,如需泄压时，可用事故放水门控制泄压速度。
3.6.7.8 当压力升至1.0～1.5MPa时，停止升压，由检修人员进行一次全面检查，无异常情况后再继续升压。
3.6.7.9 当压力升到10MPa以上时，其升压速度不大于每分钟0.2MPa，当压力升至15.0MPa时，关闭给水旁路调整门或降低给水泵转速，停止升压进行全面检查，无问题后停止给水泵，记录降压速度。
3.6.8 一次汽系统超压试验：
3.6.8.1 超压试验压力为工作压力的1.25倍，超压试验必须经厂总工程师批准后方可进行。
3.6.8.2 压力升至工作压力时，关闭所有水位计一次门，各热工仪表一次门（压力表除外），退出所有安全门，记录各部膨胀指示值一次。
3.6.8.2 当压力升至18.66MPa时，保持5分钟降到工作压力值，再进行全面检查。检查期间压力值应保持不变。
3.6.8.3 超压试验全部检查完毕后，可降压，用减温水疏水进行降压，降压速度不大于每分钟0.5MPa，当压力降至0.5MPa时，投入水位计。
3.6.8.4 压力降至0时，开启对空排汽门，一次汽疏水门，用事故放水门将汽包水位放至正常水位，并对汽机主蒸汽管道和一级旁路进行疏水。
3.6.8.5 超压试验完毕后，压力降至0，抄录膨胀指示值一次，以校对是否存在残余变形。
3.6.8.6 恢复超压试验前关闭的各阀门。
3.6.9 二次汽系统水压试验：
3.6.9.1 在再热器冷段入口和热段出口管道上加装堵板，作好机侧再热器水压试验的安全措施。
3.6.9.2 关闭再热器各疏水门，开启再热器空气门，解列安全门。
3.6.9.3 待措施做好后，启动给水泵，开启中间抽头门，用再热器减温水调整门缓慢上水、升压。
3.6.9.4 待再热器空气门冒水后关闭，停止上水，关闭减温水调整门，通知检修人员全面检查，无问题后继续升压。
3.6.9.5 升压速度每分钟不大于0.3MPa，待压力升到2.5MPa时，关闭减温水门，停止升压，记录下降速度。
3.6.9.6 若做超压试验时，可继续升压至3.97MPa，保持5分钟，然后降至工作压力，保持压力，进行全面检查。
3.6.9.7 水压试验合格后，可开启再热减温器疏水门进行降压，降压速度每分钟不大于0.5MPa，压力降至零后，开启空气门，开启再热器各部疏水门进行放水。
3.7 过热器反冲洗
3.7.1 过热器反冲洗前的检查及准备
3.7.1.1 检查及准备工作按水压试验规定进行。
3.7.2 过热器反冲洗操作
3.7.2.1 启动给水泵，开启过热器反冲洗门向过热器进水。过热器系统空气门冒水后，关闭空气门。
3.7.2.2 冲洗0.5h后，通知化学从饱和蒸汽处取样化验，化验合格，关闭过热器反冲洗门停止进水，停运给水泵。
3.7.2.3 汽包水位降至正常水位后，关闭定排系统各回路一、二次门及定排总门。
3.7.2.4 从疏放水系统，放过热器系统及主蒸汽管道存水。
3.7.3 过热器反冲洗要求及注意事项
3.7.3.1 在系统不起压前提下，尽量保持大流量进行冲洗。
3.7.3.2 冲洗过程中，禁止从省煤器及水冷壁下联箱进水，汽包不得满水倒灌进入过热器系统，用汽包事故放水门控制汽包水位在正常水位附近。
3.8.1 校验目的：
为保证锅炉安全运行，防止超压引起设备损坏事故，必须对锅炉安全门的动作值按规定进行整定，以保证其动作可靠准确。
3.8.2 校验条件：
3.8.2.1 锅炉大修后。
3.8.2.2 安全门控制系统或机械部分检修后。
3.8.3 校验原则：
3.8.3.1 安全门的校验可以在锅炉带负荷时进行，也可在不带负荷时进行。
3.8.3.2 安全门校验，一般按压力由高到低的原则进行。
3.8.4 校验方法：
3.8.4.1 锅炉开始升压，调整燃烧强度，控制升压率0.294MPa/min以内。
3.8.4.2 当汽压升至校验安全门动作值时，校验安全门应动作，否则，由维修人员对动作值进行调整，直到起跳和回座压力符合规定。
3.8.5 校验注意事项：
3.8.5.1 校验安全门时，应有总工程师或指定的技术人员到场，有发电部、检修公司负责人、锅炉专责、值长、运行值班员、检修调整人员参加。
3.8.5.2 校验时，应有防止安全门动作的措施。
3.8.5.3 校验时，保持压力稳定，并注意监视汽包水位，防止MFT动作。
3.8.5.4 以就地压力表指示为准，对照CRT上压力指示。
3.8.5.5 安全门校验后，应进行动作试验，如锅炉压力超过动作压力，安全门尚未动作时，则应立即降压，停止试验，并重新调整。
3.8.5.6 将安全门的校验结果记录归档。
3.9 锅炉烘炉养护
3.9.1 烘炉的目的：
3.9.1.1 清除耐磨耐火材料中的水分，防止材料发生裂缝、变形、损坏甚至材料脱落。
3.9.1.2 加速炉墙材料的物理化学变化，使其性能稳定，以便在高温下长期工作。
3.9.2 烘炉的过程：
烘炉过程按以下三个阶段进行，具体操作参考耐火耐磨材料厂提供的升温曲线进行。
3.9.2.1 72小时的自然干燥；
3.9.2.2 锅炉整体低温烘炉；
3.9.2.3 锅炉整体高温烘炉。
4.1 启动前的必备条件
4.1.1 锅炉检修后，必须经车间全面检查验收合格，所有工作票全部终结。
4.1.2 各辅机试运行合格。
4.1.3 各保护试验合格。
4.1.4 水压试验、漏风试验、布风板阻力试验、炉内流化试验等试验合格。
4.1.5 DCS操作系统正常。
4.2 启动前的检查和准备工作
4.2.1 启动前的检查同第二章检修后的验收，其它辅助设备及系统的检查按照相关规定进行。
4.2.2 启动前的准备：
4.2.2.1 电除尘器的加热及振打装置按规定投入。
4.2.2.2 各电动门，调节门试验完毕，正常。
4.2.2.3 仪用，输灰空气系统已正常运行。
4.2.2.4 化学已准备足够的除盐水。
4.2.2.5 已准备足够的点火用油，煤量足够或已向煤仓进煤。
4.2.2.6 各转机冷却水正常。
4.2.2.7 各转机已送上动力电源，各电动门已送电源。
4.2.2.8 CRT均能正常工作。
4.2.2.9 燃油系统正常投运，油循环至炉前。
4.3.1 上水的规定
4.3.1.1 上水以前水质应符合标准，水质化验合格，投入水位监视电视。
4.3.1.2 上水以前记录锅炉各膨胀指示、汽包壁温一次，上水过程中每三十分钟记录汽包上下壁温一次。
4.3.1.3 锅炉启动前上水应根据锅炉启动前阀门检查卡进行检查，并在具备启动条件后得到值长命令后方可进行上水。
4.3.1.4 控制锅炉上水水温与汽包壁温差不大于50℃，控制汽包上下壁温差不大于50℃，冬季上水时间不少于4小时，其它季节不少于2.5小时。当上水温度接近汽包壁温时，可适当加快上水温度。
4.3.1.5 锅炉上水时省煤器再循环应处于关闭状态，停止上水时应开启再循环。
4.3.2 上水方式
4.3.2.1 给水泵上水：
·关闭给水管道放水门，省煤器再循环门，省煤器放水门，事故放水门，底部加热各门，水冷屏和下联箱各排污门，排污总门，检查关闭给水管道各门。
·开启对空排汽及上部各空气门。
·将给水泵勺管调至最小，启动给水泵，经旁路管道上水，通过旁路调节阀和给水泵转速控制上水速度，均匀向锅炉上水。
·待汽包水位上至-100mm时，停止上水，关闭给水门或停止给水泵。开启省煤器再循环门。
4.3.2.2 上水泵上水：
·关闭给水系统各门及放水门，省煤器放水门，事故放水门，排污联箱至地沟放水门，底部加热各门，排污联箱至定排二道电动门，上水泵至除氧器截止门。
·开启上水泵至炉底排污联箱截止门，水冷屏和水冷壁下联箱各排污门，对空排汽及上部各空气门。
·检查上水箱放水门关闭，上水箱至凝汽器补水电动门关闭，开启化学补水电动总门至上水箱补水门，向上水箱补水至正常水位。
·开启上水箱至上水管道门，开启上水泵入口门，启动上水泵正常后，开启出口门，经炉底排污联箱向汽包上水，用出口门控制上水速度，注意上水泵电流不得超出规定值。
·汽包上水至水位-100mm处停止上水，关闭泵出口门，停止上水泵。
·汽包水位至点火水位，校对水位计，检查有关阀门关闭严密，两侧汽包水位有无变化。
4.4 锅炉底部加热
4.4.1 锅炉上水完毕，对锅炉进行全面检查，一切正常后，方可投入底部加热。
4.4.2 检查辅汽联箱压力正常，微开辅汽联箱至炉底加热联箱手动隔离门，开启加热联箱疏水一、二次门进行充分疏水暖管，待疏水管冒汽后关闭。
4.4.3 暖管结束后，关闭底部加热联箱疏水一、二次门，逐步开启辅汽联箱至炉底加热联箱手动门，逐个开启底部加热联箱至水冷壁下联箱各分门，开启阀门时应缓慢均匀，防止发生水冲击，若发生水冲击，应重新进行疏水。
4.4.4 用辅汽联箱至炉底加热联箱手动门开度控制汽包壁温升速度不超过1℃/min。
4.4.5 投入底部加热后，应加强对汽压和汽包上、下壁温的监视。
4.4.6 当汽包下壁温度升至100-120℃时，停止底部加热，由化学进行炉水化验合格后，锅炉方可点火。
4.4.7 锅炉点火时，应停止底部加热，关闭底部加热联箱至水冷壁下联箱各分门，关闭辅汽联箱至炉底加热联箱手动隔离门。
4.4.8 开启底部加热联箱疏水一、二次门。
4.5 装填床料：
4.5.1 最大粒径小于1mm的砂子或经过筛分后最大粒径小于3mm的原有床料均可做为启动床料。
4.5.2 通过加料孔填装床料，使床料在床面上分布均匀，保持静高500mm。
4.6 冷态启动
锅炉在冷态且无压力时的启动称为冷态启动，冷态启动时炉膛必须进行吹扫，吹扫完毕后方可投入启动燃烧器。锅炉启动需首先投用床上启动燃烧器，加热床料至投煤温度。投煤后逐渐增加风量和燃料量，使锅炉达到额定负荷。在点火升温过程中，需控制所有烟气侧温度测点的温度变化率小于100℃/h，汽包的饱和温度变化率限制在56℃/h，汽包上下壁温差小于50℃。汽包金属壁温的变化率小于56℃/h
4.6.1 启动风机，调节风量
4.6.1.1 启动风机的顺序是：引风机—高压风机—二次风机—冷渣器风机—一次风机。
4.6.1.2 启动甲侧（或乙侧）引风机，注意电流返回时间。
4.6.1.3 缓慢开启甲侧（或乙侧）引风机入口挡板，控制炉膛负压为-50pa，将炉膛负压控制投自动。
4.6.1.4 启动甲侧（或乙侧）高压风机，保持风压为40-50kpa,检查回料阀各仓室的风量正常。
4.6.1.5 启动甲侧（或乙侧）二次风机，保持二次风压7kpa。
4.6.1.6 启动甲侧（或乙侧）冷渣风机，维持冷渣器风压40kpa.
4.6.1.7 启动甲侧（或乙侧）一次风机，保持一次风压在16.5kpa以上，一次风流量大于105600Nm3/h,监视炉膛压力正常。
4.6.2 锅炉的吹扫
4.6.2.1 锅炉吹扫是保证烟气通道的清洁，保证有足够的风量将燃烧气体带出，保证所有的加煤处与炉膛隔绝。
4.6.2.2 在锅炉每次冷态启动前或给煤线跳闸，床温低于590℃时，且无任何启动燃烧器在运行时，必须对炉膛进行吹扫。
4.6.2.3 当床温高于590℃，锅炉保护闭锁对炉膛的吹扫，即使手动强制吹扫也无效。4.6.2.4 锅炉吹扫条件：
·引风机运行。
·高压风机运行。
·二次风机正在运行。
·一次风机正在运行。
·所有油角阀关。
·燃油跳闸阀关。
·无MFT指令。
·所有给煤机停。
·主固体燃料阀关闭。
·石灰石停运。
·空气量大于30%
·火检无火。
·FSSS电源正常。
4.6.2.5 吹扫风量要求：一次风量要超过临界流化风量，约为一次总风量的40～50%，二次风量取二次风总风量的50%，分支风道包括床上启动燃烧器、二次风喷口全开。
4.6.2.6 在CRT上用“吹扫”开关开始；
4.6.2.7 吹扫时间5分钟。
4.6.3 启动燃烧器点火
4.6.3.1 首次点火油枪雾化片选用1200kg/h；
4.6.3.2 以最小的燃烧率投入﹟1启动燃烧器
4.6.3.3 启动时一次风量大于临界流化风量，约为一次风量的50%；
4.6.3.4 点火时油配风量不宜过大，待油枪点燃后可逐渐增加风量；
4.6.3.5 以同样的方法，按升温速率的要求，以对角的方式投入﹟3、﹟2、﹟4启动燃烧器，以保证床面温度均匀；
4.6.3.6 同时提高4只床上启动燃烧器的燃烧率，使床温达到允许投煤温度650℃。
4.6.4 锅炉升温
4.6.4.1 控制升温率不超过100℃/h 。
4.6.4.2 保证汽包上、下壁温差不超过50℃。
4.6.4.3 检查汽包压力，当压力达到0.1 MPa～0.2 MPa时，关闭过热器排汽阀，打开旁路阀。
4.6.4.4 升温升压过程中，注意检查各部件的膨胀情况。
4.6.4.5 压力升至0.2～0.3MPa时，关闭所有空气门，冲洗双色水位计，开启炉水、蒸汽、给水取样一次门。通知化学开启炉水、蒸汽、给水取样二次门，通知热工冲洗表管。
4.6.4.6 压力升至0.5MPa时，对各水冷壁下联箱和水冷屏进行全面排污，通知检修人员热紧螺丝。
4.6.4.7 当压力升至1.0MPa时，关闭一次汽系统疏水门，投入连排系统。通知化学进行取样分析。蒸汽品质合格后方可继续升压，否则增加一次下联箱及水冷屏排污。
4.6.4.8 当压力升至1.5MPa时，一次汽减温器进行反冲洗，关闭二次汽系统疏水门。
4.6.4.9 当主汽压力达到1.0—2.0MPa，过热汽温达到280℃以上，再热蒸汽温度220℃，保持汽温汽压稳定，蒸汽品质合格，检查各设备无重大缺陷，热工仪表完好，汇报值长，汽机冲转。在汽机额定转速没有达到以前，必须控制燃烧速率以防止旋风分离器出口烟温超过538℃，以保护再热器。
4.6.4.10 汽机冲转后，逐渐关闭一、二级旁路门，按机侧要求保持各参数，机组并网后，逐渐增加燃料，并适时投入减温器。
4.6.4.11 若锅炉机组在达到设计运行压力以前，已经并网，进一步增加锅炉燃烧率时也应该遵照锅炉启动速度要求。
4.6.5 投煤
4.6.5.1 当床温大于650℃时（该值为煤的着火温度），可向炉内投煤。
4.6.5.2 全部开启入炉插板
4.6.5.3 启动耐压计量式皮带给煤机
4.6.5.4 全部开启煤仓底部下煤插板。
4.6.5.5 检查所有床温热电偶，验证温度显示准确。
4.6.5.6 利用#2（或者#3）给煤管给煤，以较小的给煤量“脉动”给煤，即给煤90s后，停90s观察床温的变化，当床温增加5℃，同时氧量有所减小时，可证明煤已燃烧。以“脉冲”的形式给煤3次，床温继续增加，氧量继续减小，然后以较小的给煤量连续均匀给煤。
4.6.5.7 当炉膛下部床压低于7KPa时，填加床料，维持7KPa左右的床压。
4.6.5.8 依据升温升压曲线，以较小的给煤量投入#3（或者#2）给煤管，最后投入#1或者#4给煤管，以使燃料在床面播撒均匀。
4.6.6 停运油燃烧器
4.6.6.1 增加给煤量当床温达到790～800℃以上，且床温持续升高，可切除油燃烧器。4.6.6.2 逐渐减小油枪的出力，使其达到最小的燃烧率，同时逐渐关小燃油配风。
4.6.6.3 在减小油枪出力的同时，逐渐增加给煤量，此时的床温应逐渐提高。
4.6.6.4 先停一只油枪，根据床温及燃烧情况，逐渐对角停运其它几只，停运后保持一定冷却风量。
4.6.6.5 停油枪的过程中，总一次风量始终维持不变。。
4.6.6.6 油枪切除30分钟后，投入电除尘。
4.6.6.7 投入SO2监控系统，石灰石给料机投“自动”。
4.6.6.8 通过冷渣器的运行或添加床料的手段，维持床压在7KPa左右。
4.6.6.9 继续升至额定负荷，监视床温、主汽温度、主汽压力、再热汽温和再热蒸汽压力正常。
4.6.7 冷态启动时注意事项：
4.6.7.1 在点火升温过程中，应控制所有烟气侧温度变化率不大于100℃/h.
4.6.7.2 在锅炉点火过程中，当汽机没有达到额定转速以前，注意炉膛出口温度不超过538℃。
4.6.7.3 床温变化率≤60-80℃/h，在升温升压过程中，注意检查各部件的膨胀情况。
4.6.7.4 没有烟气含氧量监视时，不得启动锅炉。
4.6.7.5 汽包上下壁温差小于50℃。
4.6.7.6 汽包金属壁温度变化率小于56℃/h.
4.6.7.7 汽包饱和温度变化率限制在56℃/h。
4.6.7.8 主汽压力变化率＜0.05Mpa/min，主汽温度变化率＜0.5-1.5℃/min，再热汽温度变化率≤2-2.5℃/min；
4.7 锅炉的温态启动和热态启动
4.7.1 温态启动
当床温低于650时，就不能向炉内直接投煤，需要按冷态启动方式对炉膛进行吹扫，然后投入启动燃烧器加热床温，此状态下的启动方式称为温态启动。
4.7.1.1 如果床温低于650℃，不能直接向锅炉投煤进行启动。
4.7.1.2 通过一、二次风进行点火前的锅炉吹扫。
4.7.1.3 启动床上启动燃烧器。
4.7.1.4 其他按冷态启动的方式升负荷。
4.7.2 热态启动
热态启动是指当床温大于650℃，可直接向炉内投煤启动，风机启动后，如果床温大于投煤温度，可以直接投煤，无需炉膛吹扫和投启动燃烧器。给煤机最低转速投煤着火后，约30分钟，锅炉即可带到满负荷。
5.1 运行调整的主要任务
5.1.1 保持锅炉的蒸发量符合规定的负荷曲线。
5.1.2 保持正常的汽温、汽压。
5.1.3 均匀给水，维持汽包正常水位。
5.1.4 保持炉水和蒸汽品质合格。
5.1.5 保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。
5.1.6 保证锅炉机组的安全经济运行。
5.2 定期维护工作及规定
5.2.1 检查旋风分离器入口烟温不能超过950℃。
5.2.2 检查床温热电偶和相关的仪表是否处于正常工作状态。
5.2.3 检查去布风板的一次风流量正常，保证一次风和二次风流量的正常分配。
5.2.4 检查烟气中氧的百分数含量，确保氧量表的正常工作。
5.2.5 检查燃烧室床压，验证压力测点、传压管路是否堵塞，确保床压指示正常。
5.2.6 监视底灰排放系统运行是否有问题，监测底灰排放温度。
5.2.7 汽包水位是否正常，如有必要需进行水位计排污，验证给水控制阀操作正常。
5.2.8 定期投运吹灰系统。锅炉正常运行时，若省煤器出口烟温高于正常温度16℃时应进行吹灰，或每24小时吹灰一次。
5.2.9 检查锅炉区域有无非正常的声音，振动或移动。
5.2.10 检查烟道、锅炉外壳是否有泄漏、过热、变色等。
5.2.11 通过检测锅炉各段的床温、烟温、料温来判断床的流化状态和返料机构的运转情况。
5.2.12 注意观察喷水减温器的喷水量和喷水后的蒸汽温度，确保喷水后的蒸汽温度高于饱和温度11℃。
5.3 运行中主要参数的控制范围
5.3.1 主汽温正常控制在540±5℃。
5.3.2 再热汽温正常控制在 ℃。
5.3.3 主、再热汽温两侧温差≯20℃。
5.3.4 两侧烟温差≯30℃。
5.3.5 仪用气源压力≮0.5MPa。
5.3.6 汽包水位维持在±50mm。
5.3.7 床温控制在850～920℃之间，旋风分离器入口烟温≯950℃。
5.3.8 床压控制在6～8kPa。
5.3.9 SO2排放值≯130mg/kg。
5.3.10 NOX排放值≯250mg/kg。
5.4 锅炉的运行调节
5.4.1 负荷调节
5.4.1.1 锅炉负荷的调节主要是通过改变给煤量和与之相应的风量。增加负荷时，先增加风量再增加给煤量，反之，降负荷时，先减少给煤量，后减少风量，以维持尾部烟气中的含氧量不变。锅炉升负荷，床温将提高，反之，锅炉降负荷时，床温将降低，整个炉膛内的温度水平也将随负荷的变化而变化，其变化趋势与床温的变化趋势相同。
5.4.1.2 锅炉升负荷，在增加燃料量和风量的同时，应通过加料系统增加床料量，或通过石灰石系统增加石灰石量，以此来提高床层高度。锅炉降负荷，在减小燃料量和风量的同时，利用排渣系统排除炉内大颗粒床料，以降低床层高度，这样，在床温波动较小的范围内，可平稳的增减负荷，保持锅炉稳定运行。
5.4.2 床温调节
5.4.2.1 额定负荷时锅炉床温的设计值为880℃，运行中应将床温控制在850～920℃之间。
5.4.2.2 改变一、二次风的比率调节床温，增大一次风量，减小二次风量，可降低床温；反之，提高床温。
5.4.2.3 增加床料量或石灰石量，可降低床温。增大排渣量，床压下降，物料量减小，将使床温升高。
5.4.2.4 床料平均粒度过大，床温较高，增大排渣量，排除较大粒径的床料，通过加料系统加入合格的床料，或通过石灰石系统加入符合设计要求的石灰石以替换原来粒度不合格床料，使床温恢复正常。
5.4.3 水位调节
锅炉水位调整是保证机组安全稳定运行的重要环节。值班员均应密切监视水位的变化，连续均匀地向锅炉上水，保持汽包水位在允许范围内。
5.4.3.1 水位的监视与调整
·锅炉水位以汽包就地水位计的指示为准，以电接点水位计为主要监视表计，其它二次水位表均应指示正确，作为调整时的参考依据。
·正常运行中，汽包水位应控制在正常水位±50mm范围内。若锅炉汽压和给水压力正常而汽包水位超过±50mm时，应立即检查核对各水位计是否正确，查找原因予以消除。
·汽包就地水位计和各二次水位计，应每班检查核对至少两次。汽包就地水位计的水位应有轻微波动，如果呆滞不动或模糊不清，应进行冲洗。如发现水位计不准时，应通知热工处理。
·给水自动或手动调整时，均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，并尽量避免给水流量猛增或猛减。为保证锅炉进水可靠，可根据锅炉负荷投入相应的给水管路，在额定负荷下给水自动调节应有一定余度，防止事故情况下锅炉缺水。
·正常运行时，不得随意用事故放水调整水位。
·必须定期进行给水扰动试验，汽包高、低水位报警试验，事故放水门电动开关试验。
5.4.3.2 双色水位计的投入操作如下：
·检查水位计汽、水侧一次门和二次门关闭，放水门开启；
·开启汽、水侧一次门（二次门应不漏），关闭放水门；
·微开水侧二次门，待水位上升至水位计顶端及关闭；
·暖管二分钟后，开启放水门，放尽存水后关闭；
·暖管重复操作三次；
·微开水侧二次门，待水位满后，微开汽侧二次门（水位指示正常）；
·将水、汽二次门开足。
5.4.3.3 双色水位计的冲洗操作如下：
·全关双色水位计汽阀，使水位计内充满水。
·关闭水位计水阀，微开汽阀。
·开启水位计排污阀，对水位计进行冲洗。
·冲洗完毕，关闭排污阀，缓慢开启汽阀、水阀，投入水位计。如保护有动作，应关闭汽阀、水阀，重新缓慢操作。
·进行上述工作时，操作应缓慢，身体、面部切勿正对水位计，并戴上防护手套。
5.4.4 汽温调节
5.4.4.1 正常运行中，应严格监视保持蒸汽温度在正常值；当负荷或煤质变化时，应及时调整并控制过热蒸汽和再热蒸汽温度。两侧温差不超过20℃，过热蒸汽与再热蒸汽温度差值不超过30℃。
5.4.4.2 过热汽蒸汽调温系统分为两级，一级喷水减温器布置在屏式过热器冷段出口至屏过热器热段进口之间以控制进入屏式过热器热段进口蒸汽温度，二级喷水减温器布置在屏式过热器热段出口至高温过热器进口的连接管道以控制高温过热器出口蒸汽温度。
5.4.4.3 再热蒸汽调温，以烟气调温档板为主，事故喷水仅在非正常情况下，即再热蒸汽进口汽温高于设计时投入，保证再热器的安全运行。
5.4.4.4 烟气调温档板分别布置在再热器烟道和二级省煤器烟道下面，启动前吹扫阶段要求两烟道的档板全开，启动阶段βRH=15°（再热器侧）βSH=75°（过热器侧）使绝大部分烟气流经过热器。
5.4.4.5 调整减温水维持汽温，有一定的迟滞时间。调整时减温水量不可猛增、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。减温水自动投用时，改变定值也应缓慢。
5.4.4.6 利用喷水调节汽温，运行人员要密切关注喷水量及喷水前后的蒸汽温度，确保喷水后的蒸汽温度高于饱和温度11℃。
5.4.5 减温器的投入和退出
5.4.5.1 投入前，先进行减温器反冲洗，冲洗方法为：
·关闭电动减温水总门。
·开启该减温器疏水一、二道门。
·关闭至该减温器的手动门、电动分门，减温水调整门，进行反冲洗减温器。
·反冲洗完毕后，关闭疏水一、二道门，开启减温水手动分门及电动调整门。
5.4.5.2 减温器的投入方法为：开启减温水电动总门、手动门，用调整门控制减温水流量。
5.4.5.3 减温器的退出方法为：关闭减温水调整门及所要退出的减温水手动分门，如同一级两侧减温器均退出，应关闭该级减温水电动总门。
5.4.6 SO2排放量的控制
5.4.6.1 SO2排放量的控制一般都是通过自动和手动控制石灰石的给料速率，即增减钙硫摩尔比。但影响循环流化床锅炉脱硫效率还有床温，石灰石粒度等。
5.4.6.2 改变粒度合格的石灰石量，可控制SO2的排放量，在一定范围内，随石灰石给料量的增加，SO2的排放量明显降低。
5.4.6.3 床温在850～890℃，脱硫剂的脱硫效果最佳，这一温度也正是锅炉正常运行的床温范围。所以锅炉运行时的床温控制也是对SO2排放量的控制。石灰石在炉内的停留时间决定了石灰石的利用率，在锅炉运行条件不变的前提下，石灰石在炉内的停留时间取决于石灰石的粒径大小，所以选择合适的石灰石粒径是至关重要的。
5.4.6.4 石灰石的结构特性也影响脱硫效果。
5.4.7 NOx排放量的控制
5.4.7.1 循环流化床锅炉所产生的NOx主要是燃料型NOx，即燃料中的有机氮化合物在燃烧过程中氧化生成NOx。流化床锅炉通过床温的控制和分段燃烧来控制NOx的排放量。
5.4.7.2 当床温控制在790～900℃之间时，NOx的排放量最低。
5.4.7.3 一、二次风比率影响NOx的排放。在保证床温和炉内正常燃烧的前提下，可在一定的范围内对一、二次风比率进行调整，使NOx的排放达到一个较低的水平。
5.4.8 锅炉吹灰
为保证锅炉安全可靠地运行，防止受热面积灰而影响传热效果，合理的设置吹灰器是重要的辅助手段，吹灰系统由减压站、吹灰器、吹灰管道和疏水管道组成，吹灰器的吹灰汽源取自屏过冷段出口、一级减温器之前管道上，通过减压站后将蒸汽压力降至设计值后送到各个吹灰器。锅炉启动阶段，吹灰蒸汽来自辅助蒸汽系统，要求蒸汽温度≥260℃，压力≥0.8Mpa，流量=150Kg/min。
5.4.8.1 吹灰器布置概况
·锅炉仅在竖井烟道对流受热面中安装吹灰器，其中在过热器各管组进口安装长伸缩式蒸汽吹灰器，共六支；
·二级省煤器 半伸缩式蒸汽吹灰器 共四支
·再热器上二层管组进口处 长伸缩式蒸汽吹灰器 共四支
·再热器下二层管组进口处 半伸缩式蒸汽吹灰器 共四支
·一级省煤器及管式空预器 固定式蒸汽吹灰器 共二十支
5.4.8.2 吹灰管路
吹灰管路包括过热器抽汽口至各个吹灰器的全部设备和管路，减压站布置在标高46800mm的平台上，经过减压站将蒸汽压力降至规定值后进入各个吹灰器，辅助汽源管路在减压站后接入。
5.4.8.3 吹灰规定
·在锅炉正常运行中，每24小时对锅炉受热面进行全面吹灰一次。
·空气预热器入口烟温高于正常烟温16℃时，应全面吹灰一次。
·锅炉低负荷时、发生事故时，严禁对锅炉受热面吹灰。
5.4.9 锅炉排污
为了保证受热面清洁，避免发生泡沫使蒸汽品质变坏，必须对锅炉进行排污。排污分为连续排污和定期排污两种。
5.4.9.1 连续排污
·在锅炉启动过程中，汽包压力升至1.0MPa时应开启连续排污门。
·锅炉在正常运行中，根据化学人员要求适当开启连续排污调整门。
5.4.9.2 定期排污
·全开定排总门。
·依次开启下联箱、水冷屏排污门进行排污，每个下联箱排污时间不得超过30秒。
·排污结束后关闭定排总门。
5.4.9.3 遇有下列情况应禁止排污
·禁止使用底部加热门进行排污。
·两对排污门禁止同时排污。
·禁止单个循环回路排污时间过长。
·排污管道或阀门泄露，危及操作人员安全时，应禁止排污。
·锅炉发生故障时（汽包满水或汽水共腾除外）。
·与排污系统相连的地方正在检修，又无法隔离时应禁止排污。
·蒸汽或给水压力突然降低时。
5.4.9.4 排污注意事项
·排污前，应经主值同意，并在盘上挂“正在排污”标示牌。
·对排污系统进行全面检查，确认无误后，方可进行排污。
·排污后应复查排污门关闭的严密性。
6.1 停炉的有关规定
6.1.1 锅炉停运时间超过7天，应将石灰石缓冲仓排空。若锅炉停运时间超过一个月，应将石灰石仓排空。注：此规定不适合锅炉紧急故障停运。
6.1.2 当锅炉停运时间超过5天，应将床料排完，并对流化风嘴进行逐一检查并疏通。否则，可不排床料。
6.1.3 在锅炉停运期间，应对承压部件进行相应保养。
6.1.4 正常情况下锅炉停炉按滑参数停炉方式，特殊情况时，由总工程师确定停炉方式。
6.2 停炉前的准备工作
6.2.1 根据预计停炉时间，提前通知燃运值班长停止向煤仓上煤，停止向石灰石仓进石。
6.2.2 通知巡检人员对所属设备进行全面检查，并将缺陷项目详细、准确地记入“设备缺陷记录簿”内。
6.2.3 检查燃油系统处于备用状态，压缩空气、吹扫蒸汽压力正常，试验各油枪、点火枪进退正常。
6.2.4 冲洗汽包就地水位计，并对各水位计进行校对。
6.2.5 各自动调节系统正常。
6.2.6 锅炉受热面全面吹扫一次（在50%MCR以前）。
6.3.1 逐渐减少燃料和风量的输入，将负荷降至50%，保持床温稳定。
6.3.2 降负荷过程中，保持汽包的上下壁温差小于50℃。
6.3.3 在降负荷时，保持炉内任意烟气侧温度测点的变化率小于100℃/h，以保护炉内的耐磨耐火材料。
6.3.4 当床温低于760℃之前，视具体情况可投启动燃烧器，同时继续降低给煤量直到最小值。
6.3.5 保持石灰石给料处于自动状态，当停止给煤时，石灰石输入也停止。
6.3.6 继续流化床料，以便冷却整个系统，控制启动燃烧器的燃烧率，以保证要求的降温率。
6.3.7 当床温450℃时，停床上启动燃烧器。
6.3.8 根据需要，使汽包水位调节器处于手动调节，使汽包水位保持可见水位的上限，当炉内火熄灭时水位将下降。
6.3.9 继续向锅炉通风，当床温达到400℃时，若不需快速冷却可停风机。
6.3.10 关闭一次风机和二次风机控制挡板，挡板应慢慢关闭，以保持炉膛压力在较小范围波动。
6.3.11 风机停止顺序
一次风机—二次风机—冷渣器风机—引风机—高压风机
引风机停车30S后，停高压风机。
6.4 锅炉的快速冷却
6.4.1 床温降到400℃时，增加入炉风量，对炉膛进行强制冷却。降温率不超过100℃/h。
6.4.2 床温降到150℃时，停运高压风机，一、二次风机，开启炉墙下部人孔门，根据降温率可适当调整炉膛负压值。
6.4.3 当炉内温度降到60℃以下时，停运引风机。
6.4.4 当锅炉停用时间超过5天，应将炉内床料排出，因为吸收水分后，具有腐蚀性。床料排出后，可将细的床料（3mm以下）回收，以备以后启炉使用。若锅炉停用时间不超过5天，床料可不必排出。
6.5.1 锅炉停炉后，当汽包压力降至0.5～0.8MPa，汽包上壁温降至200℃，且汽包上、下壁温差小于50℃，开启各疏放水门、排污门、对空排汽门。
6.5.2 当汽包压力降至0.1～0.2MPa时，全开本体空气门。
6.5.3 检查关严各给水门、减温水各阀门，开启减温水反冲洗门。
6.5.4 当省煤器出口烟温降至120℃以下时，关闭各本体空气门，疏放水门。
6.6 停炉至热备用
6.6.1 热备用状态：锅炉停炉的时间较短，随时可启动。
6.6.2 当流化床锅炉准备热压火时，锅炉应降至最小负荷后，停止加煤。
6.6.3 使床中的燃料燃烬，烟气含氧量升至正常运行的2倍左右，氧量的增加说明炉内大部分燃料已经燃烬。
6.6.4 所有风机入口挡板和风道控制挡板关闭，停风机以减少炉内的热量损失。
6.6.5 锅炉再启动可遵循温态或热态启动方式，视床温而定。
6.7 停炉的注意事项
6.7.1 严格控制各参数在规定范围内。
6.7.2 停运过程中当主汽压≥5Mpa，过热度应＞90℃；当主汽压＜ 5Mpa，过热度应＞70℃。停止炉膛送风前，应确保烟气含氧量在13%以上。
6.7.3 锅炉停运后应维持汽包水位+200mm以上，直至汽包内水温低于200℃。
6.7.4 锅炉未完全放水、未完成床料排出前，必须有专人监视CRT。
6.8 停炉后的保养
6.8.1充氮保养法
6.8.1.1 若锅炉停炉时间超过一周，则锅炉采用充氮法保养。
6.8.1.2 锅炉停运后，当汽包压力降至0.3MPa时，开始向炉内充氮气，保持在0.3～0.5 MPa的氮压条件下，开启疏放水门，利用氮压排尽炉水后，关闭各疏水门。
6.8.1.3 全面检查锅炉汽、水系统，严密关闭各空气门，疏放水门，排污门，给水、主汽管道及其疏水阀等，使整个充氮系统严密。
6.8.1.4 在充氮保养期间，应保证炉内氮气压力大于0.03 MPa（表压），氮气纯度大于98%。
6.8.2 热炉放水烘干保养方法
6.8.2.1 若锅炉停用时间在一周以内，可采用热炉放水烘干保养方法。
6.8.2.2 当汽包压力降至0.5～0.8 MPa时，全开锅炉疏放水门，尽快放尽炉内存水。
6.8.2.3 当汽包压力降至0.1～0.2 MPa时，全开本体空气门。
6.8.2.4 当炉内水已基本放尽且床温已降至120℃时，采用邻炉热风连续烘干10～12小时后停止，封闭锅炉，当省煤器出口烟温降至120℃以下时，关闭各本体空气门，疏放水门。
6.8.2.5 烘干保养过程中，要求炉内空气相对湿度﹤70%或等于环境相对湿度。
6.8.3 锅炉停运保养的原则
6.8.3.1 锅炉停运后，无论是备用还是检修均应执行防腐工作
6.8.3.2 锅炉做短期备用，承压部件无检修工作，并且准备随时启动时，大多采用“加热充压法”，进行保养。
6.8.3.3 锅炉大修、小修或超过十天备用时，一般采用“带压放水余热烘干”法进行保养。
6.8.3.4 转为一个月以上的较长时间备用时，应采取“联氨和氨溶液”法进行保养。
7.1 事故处理原则
7.1.1 当机组发生事故时，全体运行人员应综合分析各参数变化,设备故障现象,在值长的统一指挥下，以主控值班员为主，沉着、冷静、迅速、准确地处理事故，力求将事故损失减到最小。
7.1.2 在不危及人身及设备安全时，应尽量维持锅炉机组运行，并随时向有关领导汇报运行状况。
7.1.3 当发生本规程中未列举的事故时，处理者应根据自己的经验与判断，主动采取对策，迅速处理事故。
7.1.4 不论在任何情况下，都要尽量保持炉温和高温旋风分离器的温度变化率不大于80℃/h，但由于机组事故造成床温急剧变化，在20分钟内，应尽可能快地恢复原床温值。
7.1.5 事故处理结束后，应保护好各种参数记录，详细作好记录，并汇报有关领导。及时组织事故分析及总结经验教训。
7.2 紧急停炉条件
7.2.1 遇有下列情况之一，应紧急停炉，并汇报主管领导：
7.2.1.1 达MFT动作条件而保护拒动。
7.2.1.2 锅炉严重满水，水位达＋250mm时。
7.2.1.3 锅炉严重缺水，虽经补水仍见不到汽包水位。
7.2.1.4 锅炉所有水位计损坏，无法监视汽包水位时。
7.2.1.5 受热面爆管，无法维持汽包水位。
7.2.1.6 锅炉再热蒸汽中断。
7.2.1.7 系统甩负荷，超过汽包极限值安全门拒动而启动阀不足以泄压时。
7.2.1.8 锅炉严重结焦。
7.2.1.9 炉墙破裂且有倒塌危险，危及人身或设备安全时。
7.2.1.10 烟道再燃烧，使排烟温度达200℃。
7.2.1.11 锅炉汽水管道爆破，威胁设备及人身安全时。
7.3 请示停炉条件
7.3.1 遇有下列情况之一，应请示停炉。
7.3.2 锅炉主要承压部件泄漏，能基本维持汽包正常水位。
7.3.3 锅炉主给水调节设备损坏，经采取措施无法控制汽包正常水位时。
7.3.4 所有二次水位计损坏，短时无法恢复时。
7.3.5 所有操作电源失去。
7.3.6 安全门动作后，无法使其回座。
7.3.7 锅炉给水，炉水、蒸汽品质严重超标，经采取措施无法恢复正常时。
7.3.8 炉内流化严重恶化，采取措施调整无效时。
7.3.9 锅炉床压达9Kpa，经多方调整无法恢复正常时。
7.3.10 炉墙、旋风分离器及其立管，虹吸密封槽及料腿膨胀节外壁发红，并有恶化趋势。
7.3.11 当床温≥1000℃，经调整无效并有上升趋势。
7.3.12 锅炉轻微结焦。
7.4 紧急停炉的操作步骤
7.4.1 操作主要步骤
7.4.1.1 汇报值长，锅炉紧急停炉。
7.4.1.2 如锅炉主联锁未动作，应立即手按“紧急停炉”按钮，确认各跳闸电机。
7.4.1.3 将各自动改为手动操作，视情况果断解列减温器，密切注意汽温、汽压变化，调整汽包水位，炉膛负压正常。
7.4.1.4 若汽机已打闸，根据汽压情况，开启启动阀并调整其开度或投入一、二级旁路。
7.4.1.5 若停炉后5分钟内不具备恢复条件，应停运行风机。其余操作按正常停炉处理。
7.4.1.6 若具备恢复条件，若有必要，则进行炉膛吹扫后，重新点火恢复。
7.4.2 紧急停炉注意事项
7.4.2.1 锅炉严重缺水时，短期内严禁向炉内进水。
7.4.2.2 发生烟道再燃烧时，紧急停炉后应及时停运一、二次风机及高压风机引风机，紧闭烟风系统。
7.4.2.3 锅炉紧急停炉也尽可能保证床温变化率＜80℃/h。
7.4.2.4 迅速切断进入锅炉燃料，及时降负荷运行。
7.4.2.5 如果燃烧室内发生严重泄露，则停止向锅炉供水，并迅速将床料排除掉。
7.4.2.6 如果对流烟道中发生泄露，应维持正常的汽包水位。
7.4 床温过高或过低
7.4.1 现象：
7.4.1.1 CRT界面显示床温高或低。
7.4.1.2 床温高报警。
7.4.1.3 负荷升高或降低。
7.4.2 原因：
7.4.2.1 给煤粒度过大或过细。
7.4.2.2 床温热电偶测量故障。
7.4.2.3 给煤机工作不正常。
7.4.2.4 一 二次风配比失调。
7.4.2.5 排渣系统故障。
7.4.2.6 石灰石系统不能正常运行。
7.4.3 处理措施：
7.4.3.1 检查床温热电偶。
7.4.3.2 检查给煤机运行及控制是否正常。
7.4.3.3 合理配风，调整一、二次风比例。
7.4.3.4 调节入炉煤的粒度。
7.4.3.5 必要时，增大排渣量，加入合适粒度的床料。
7.5 床压过高或过低
7.5.1 现象：
7.5.1.1 CRT界面显示床压高或低。
7.5.1.2 发出床压高或低报警。
7.5.1.3 冷渣器排渣负荷严重增加或几乎停止排渣。
7.5.1.4 底部风箱压力值过高或过低。
7.5.2 原因：
7.5.2.1 床压测量故障。
7.5.2.2 冷渣器故障，排渣量过小或过大。
7.5.2.3 石灰石给料量和燃料量不正常。
7.5.2.4 一次风量不正常。
7.5.2.5 锅炉增减负荷过快或煤质变化过大。
7.5.2.6 处理措施：
7.5.2.7 床压高，加大冷渣器排渣量，投油减煤，停止向炉内加砂或石灰石；床压过低，减少冷渣器排渣量，必要时，加大石灰石供给量或适当向炉内加沙。
7.5.2.8 检查床压测点，若有故障，及时消除。
7.5.2.9 经以上处理，床压仍大于9.5KPa，应停炉。
7.6 单条给煤线中断
7.6.1 现象：
7.6.1.1 跳闸给煤线给煤流量显示为0。
7.6.1.2 炉膛负压增大。
7.6.1.3 烟气含氧量指示明显增大。
7.6.1.4 床温、汽温、汽压明显下降，主蒸汽流量下降。
7.6.1.5 可能发出报警：如电机跳闸报警。
7.6.2 原因：
7.6.2.1 电气或机械部分故障，使给煤机跳闸。
7.6.2.2 给煤机旋转检测故障。
7.6.2.3 煤仓棚煤或空仓。
7.6.2.4 运行人员误操作，误停给煤机。
7.6.3 处理：
7.6.3.1 若属煤仓棚煤，应启动振打器振打；若煤仓已经空仓，应汇报值长，联系燃料，同时适当加大运行给煤线给煤流量。
7.6.3.2 若属给煤机跳闸，立即试投一次，成功，则迅速恢复，若启动不成功，应按如下处理：
·联系电气适当降低负荷。
·加大另一条给煤线的给煤流量。
·若参数变化过大，燃烧不稳，适当投油助燃，注意调整风量、汽温和水位。
·查明原因，消除故障，恢复正常运行。
7.7 全部给煤线中断
7.7.1 现象：
7.7.1.1 四条给煤线给煤流量均显示为0。
7.7.1.2 DCS发出故障报警，如主联锁报警。
7.7.1.3 烟气含氧量急剧上升。
7.7.1.4 炉膛负压增大。
7.7.1.5 床温、汽温、汽压急剧下降，机组负荷明显下降。
7.7.1.6 汽包水位先低后高。
7.7.1.7 就地观察到炉内火焰颜色急剧变暗，最后消失。
7.7.2 原因：
7.7.2.1 电气故障。
7.7.2.2 锅炉主联锁动作。
7.7.3 处理：
7.7.3.1 汇报值长，联系电气，根据情况降低锅炉负荷，以维持锅炉汽压。
7.7.3.2 及时投入油燃烧器稳定锅炉床温，并适当降低一、二次风风量。
7.7.3.3 及时解列各减温器，防止低汽温导致汽机打闸。
7.7.3.4 若为电气故障，应汇报值长，要求电气尽快恢复供电，待电气恢复对给煤机供电后恢复正常运行。
7.7.3.5 若属锅炉主联锁动作，则按紧急停炉处理。
7.7.3.6 若汽机未打闸即可开始恢复，恢复过程中应特别注意加强与汽机、电气的配合，防止配合不当造成汽机打闸；在处理过程中，应特别加强床温的控制和监视。
7.7.3.7 若原因不明，短时不具备恢复条件时，应汇报值长按正常停炉处理。
7.8 水冷壁泄漏及爆管
7.8.1 现象：
7.8.1.1 炉膛负压突然变正，可能造成炉膛负压保护动作。
7.8.1.2 汽包水位急剧下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时难以维持水位。
7.8.1.3 炉墙不严密处、冷渣器底部有喷雾或流水现象。
7.8.1.4 严重时引风机电流增大，烟囱冒白汽。
7.8.1.5 在炉外可听见管子爆破后水的冲刷声。
7.8.1.6 床温、旋风分离器进、出口温度下降，各床温测点及两旋风分离器温差增大。
7.8.2 原因：
7.8.2.1 炉水、给水品质长期超标，使管内结垢，引起传热恶化。
7.8.2.2 管子材质不合格，焊接质量差。
7.8.2.3 管外壁磨损严重。
7.8.2.4 锅炉严重缺水，盲目急于进水或进水过快。
7.8.2.5 锅炉严重超压。
7.8.2.6 锅炉启停等重大操作失误，造成炉内严重热力不均。
7.8.3 处理：
7.8.3.1 立即停止输石系统运行。
7.8.3.2 水冷壁损坏不严重时：
·汇报值长，申请停炉。
·加大给水量，维持汽包水位正常。
·检查并注意损坏情况是否扩大，密切监视汽温、水位、床温及底灰排除情况，并随时向有关领导汇报情况。
·燃烧不稳时应及时投油助燃。
7.8.3.3 水冷壁严重爆破，无法维持正常水位或主联锁因水位低已经动作时，应紧急停炉，停止向锅炉上水，严禁打开省煤器再循环门。
7.8.3.4 维持一台引风机运行，排除炉内蒸汽，如床温下降率超过允许值，应停运引风机并关闭各门。
7.8.3.5 停炉后，尽快安排清除炉内炉料。
7.8.3.6 其余操作按正常停炉进行。
7.9 过热器泄漏及爆管
7.9.1 现象：
7.9.1.1 炉膛负压减小或变正，过热器附近有蒸汽喷出声音。
7.9.1.2 过热蒸汽压力下降，蒸汽流量不正常小于给水流量，汽包水位先上升而后下降。
7.9.1.3 泄漏、爆管处后烟温降低，两侧汽温、烟温差值增大,引风机电流增加，损坏侧自泄漏点各段蒸汽温度上升。
7.9.1.4 爆管处附近孔门及不严密处有蒸汽冒出，能听见爆裂声。
7.9.1.5 竖井烟道预热器、灰斗处可能堵灰。
7.9.1.6 过热汽温升高，且两侧汽温偏差大，屏式过热器爆破时，床温及旋风分离器进、出口温度下降，可能造成燃烧不稳。
7.9.2 原因：
7.9.2.1 给水、蒸气品质长期不合格，造成管内壁结垢，或管内杂物堵塞，导致传热恶化。
7.9.2.2 管外壁磨损严重或高温腐蚀。
7.9.2.3 汽温或壁温长期超限运行。
7.9.2.4 管材质量不合格，焊接质量不佳，或蒸汽吹灰不当。
7.9.2.5 过热器结构不合理，使蒸汽流量分布不均，流速过低处过热器管得不到很好冷却。
7.9.2.6 锅炉启动或停止过程中对过热器没有很好的冷却。
7.9.2.7 低负荷运行时减温水流量过多，使过热器蛇形管发生水塞而引起局部过热，或减温水调节幅度过大，使管壁温度波动过大，引起金属疲劳损坏。
7.9.3 处理措施：
7.9.3.1 立即停止输石系统运行。
7.9.3.2 汇报值长，加强各重要参数监视及就地检查，注意损坏情况是否迅速扩大。
7.9.3.3 若爆管不严重，允许运行一段时间，但应适当降负荷，同时准备停炉。
7.9.3.4 严重爆管时，应紧急停炉并汇报有关领导：
·保留一台引风机运行，控制床温下降速率不超过规定值。
·维持少量上水，保持正常水位。
·其余操作，按正常停炉进行。
7.10 省煤器泄漏及爆管
7.10.1 现象：
7.10.1.1 汽包水位下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量。
7.10.1.2 炉膛负压减小或变正，引风机电流增大并摆动。
7.10.1.3 泄漏、爆管处后烟温降低，热风温度降低。
7.10.1.4 省煤器附近有泄漏声，竖井烟道底部可能有水漏出，灰斗可能堵塞。
7.10.1.5 严重爆管，附近不严密处有汽水喷出，水位维持困难，烟囱冒白汽。
7.10.2 原因：
7.10.2.1 给水品质不合格使管内结垢、腐蚀、传热恶化。
7.10.2.2 点火或停炉时省煤器再循环使用不当。
7.10.2.3 给水压力和给水温度变化幅度过大，使管子产生水冲击或热应力
7.10.2.3 管材质量不合格，焊接质量差。
7.10.2.4 磨损严重或烟道再燃烧使管子过热。
7.10.2.5 严重超压。
7.10.2.6 吹灰不当或吹灰器故障。
7.10.3 处理：
7.10.3.1 立即停止输石系统运行。
7.10.3.2 汇报单元长，值长，加强监视及调整，就地检查损坏是否迅速扩大。
7.10.3.3 如爆破不严重时，适当降低负荷，请示尽快停炉。
7.10.3.4 如严重爆破，难以维持汽包水位或发生水位低主联锁动作时，则紧急停炉：
7.10.3.5 保留一台引风机运行，但必须保证床温下降速率不超过规定值。
7.10.3.6 尽快安排清除电除尘灰斗中的灰。
7.10.3.7 尽可能维持汽包水位，若不能维持应严禁向锅炉上水，严禁开启省煤器再循环门。
7.10.3.8 其余操作按正常停炉进行。
7.11 再热器泄漏及爆管
7.11.1 现象：
7.11.1.1 再热器附近有漏泄声，严重时炉膛负压变正，从检查孔向外喷烟和蒸汽。
7.11.1.2 再热蒸汽流量不正常的减小，再热汽压下降。
7.11.1.3 再热器泄漏侧烟气温度降低。
7.11.2 原因：
7.11.2.1 燃烧调整不当，两侧烟气偏差过大，受热不均，使局部管壁长时间超温运行。
7.11.2.2 水冷壁结焦，过热器堵灰，使烟气温度增高造成壁超温。
7.11.2.3 安装、焊接质量不合格，用错材质。
7.11.2.4 设计制造不良，蒸汽流量不均，流速过低。
7.11.2.5 管壁磨损严重。
7.11.2.6 运行人员监视不够，调整不当，经常超温运行。
7.11.2.7 启、停或甩负荷过程中，没有及时投旁路系统，使管壁没有得到冷却而超温。
7.11.2.8 管内有异物堵塞。
7.11.3 处理：
7.11.3.1 立即停止输石系统运行。
7.11.3.2 泄漏不严重时，应降低负荷运行，并汇报值长，请示停炉。
7.11.3.3 泄漏严重，应立即停止锅炉运行。
7.12.1 现象：
7.12.1.1 一只或几只热电偶温度指示与平均值差值较大（差值﹥70℃）。
7.12.1.2 在床压正常情况下，出现风箱压力增大。
7.12.1.3 一个或几个床压指示值是静态读数，不是正常运行中的波动读数。
7.12.2 原因：
7.12.2.1 锅炉床温过高，或床料熔点过低。
7.12.2.2 锅炉运行中，长时间风、煤配比不当。
7.12.2.3 锅炉启动前流化风嘴堵塞过多，或有耐火材料等杂物留在炉内。
7.12.3 处理措施：
7.12.3.1 若轻微结焦，可通过加砂，采用置换床料的方法将焦清除。
7.12.3.2 若能判断出结焦的原因是风帽阻塞，只能停炉处理，否则可参考床料再流化的方法进行调整。
7.12.3.3 经调整，仍无改善，应立即停炉。
7.13.1 现象：
7.13.1.1 显示床温、床压分布不均匀。
7.13.1.2 可从下二次风口观察孔看到炉内床料流化较差，严重时可见到渣块。
7.13.1.3 床内床料夹带着亮白色火花。
7.13.1.4 上二次风口、启动燃烧器及炉内火焰较暗，结焦严重时，燃烧波动大，床温波动大，床温有可能大幅度下降。
7.13.2 原因：
7.13.2.1 启停启动燃烧器时，二次风配风不当，或启动燃烧器功率过大。
7.13.2.2 启动初期，风嘴堵塞过多。
7.13.2.3 运行中一次、二次风嘴堵塞，流化风嘴堵塞或有大块耐火材料脱落于炉内。
7.13.2.4 锅炉床料熔点太低，床温过高（高温结焦）。
7.13.2.5 锅炉运行中，长时间风煤配比不当。
7.13.2.6 一次风量偏低。
7.13.3 处理：
7.13.3.1 调整上、下二次风量，特别是后墙上、下二次风量。
7.13.3.2 控制好一次风量，尽可能提高一次风量。
7.13.3.3 维持各底冷器运行，避免床料堆积。
7.13.3.4 低负荷情况下，控制好床压在5-6KPa。
7.13.3.5 加辅助床料。
高温结焦：加石灰石。低温结焦：加砂。
7.14 6Kv厂用电中断
7.14.1 现象：
7.14.1.1 汽包水位较低或看不到汽包水位。
7.14.1.2 炉膛床面、回料阀、风水联合冷渣器床面上的床料坍落。
7.14.1.3 停电使所有辅机停运。
7.14.2 处理措施：
7.14.2.1 关闭主汽阀，打开过热器对空排汽阀，尽量避免安全阀起跳，控制蒸汽流量在2kg/s左右。
7.14.2.2 打开省煤器再循环门，使省煤器水补充至水冷壁。
7.14.2.3 由于炉内蓄热量较大，打开各风道挡板，以最大速率降低炉内的温度水平。
7.14.2.4 一旦外部电源恢复，给汽包上水时，若省煤器出口水温与汽包壁温差超过112℃时，停止向省煤器和汽包上水。
7.14.2.5 锅炉启动可依据床温的情况，采用“温态启动”或“热态启动”的方法。
7.15.1 现象：
7.15.1.1 汽包水位低于正常水位或视窗内看不到水位。
7.15.1.2 水位报警器发出低水位报警信号。
7.15.1.3 给水流量不正常地大于蒸汽流量。
7.15.2 原因：
7.15.2.1 运行人员误操作，对水位监控不严。
7.15.2.2 设备出现事故，如自动给水失灵，或水位计堵塞形成假水位。
7.15.2.3 锅炉疏水及排污系统泄漏或排放过量。
7.15.2.4 锅炉给水管道或水冷壁受热面爆管。
7.15.3 处理措施：
7.15.3.1 首先将所有水位计指示情况相互对照，判断缺水事故的真假和缺水程度。
7.15.3.2 较严重的缺水是电气设备重大故障造成，应迅速判断请示紧急停炉。
7.15.3.3 不严重缺水，一般尚无影响运行的故障，多半是由于运行不当所致，应手动操作加强给水，使水位恢复正常。
7.16.1 现象：
7.16.1.1 水位计视窗看不到水位，且炉水颜色发暗。
7.16.1.2 水位计报警器发出高水位报警信号。
7.16.1.3 过热蒸汽温度下降，蒸汽含盐量增加。
7.16.1.4 给水流量不正常地大于蒸汽流量。
7.16.1.5 严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，甚至主蒸汽管道发生水冲击。
7.16.2 原因：
7.16.2.1 运行人员对水位监控疏忽。
7.16.2.2 给水自动调节失灵或给水压力过高。
7.16.3 处理措施：
7.16.3.1 首先将所有水位计指示情况相互对照，判断满水事故的真假和满水程度。
7.16.3.2 将自动给水调节改为手动给水调节，降低给水泵转速或关小给水门（注意减温水量的变化），当主给水门或给水泵勺管被卡，应关闭给水泵出口门，开启给水泵再循环门，必要时，倒换给水泵。
7.16.3.3 轻微满水可手动调节，加大排污、疏水。
7.16.3.4 严重满水，应打开事故放水门放水，同时打开集汽联箱的疏水门，必要时应解列减温器，调节无效时，应立即请示紧急停炉。
7.17.1 原因：
7.17.1.1 蒸汽管道送汽前没有充分暖管和疏水或管道残存有空气。
7.17.1.2 给水泵止回阀忽开忽闭，造成水压不稳。
7.17.2 处理措施：
蒸汽管道水击时，应开启过热器系统疏水阀，使疏水充分并及时排除管道残存的空气，给水管道则需稳定水压，清除空气。
7.18.1 现象：
7.18.1.1 主汽压力急剧升高，发出汽压高报警启动阀自动开启，严重时安全门动作。
7.18.1.2 蒸汽流量急剧下降。
7.18.1.3 汽包水位急剧下降后升高。
7.18.1.4 锅炉主联锁可能动作。
7.18.2 原因：
7.18.2.1 电网系统故障。
7.18.2.2 汽机或发电机故障跳闸。
7.18.2.3 人员误操作。
7.18.3 处理：
7.18.3.1 将部分调节器切换为手动，特别应加强汽包水位，汽压和给煤量，风量的监视和调节。
7.18.3.2 根据情况，及时投油助燃，调整燃烧。
7.18.3.3 听候值长命令，作好重新接带负荷的准备或进行停炉操作。
7.18.3.4 对动作后的安全门全面检查，关闭是否严密。
7.18.3.5 若因汽包水位低造成主联锁动作，应按紧急停炉处理，水位正常后，尽快恢复。
7.19.1 现象：
7.19.1.1 烟道再燃烧后烟温不正常升高。
7.19.1.2 水平斜烟道再燃烧时，烟气含氧量下降主汽温度异常升高。
7.19.1.3 竖井烟道再燃烧时，一、二次风温升高，省煤器出口水温升高。
7.19.1.4 炉膛负压波动大或变正，引风机电流增大并摆动。
7.19.1.5 烟道不严密处冒烟火。
7.19.2 原因：
7.19.2.1 运行中风煤配比严重失调。
7.19.2.2 启动过程中油枪雾化不良，同时长时间燃油运行。
7.19.3 处理：
7.19.3.1 运行中发现烟道烟温异常升高时，应及时检查，确定燃烧段位置。
7.19.3.2 加强运行调整，密切监视各重要参数，必要时降低负荷。
7.19.3.3 对燃烧段烟道受热面吹灰。
7.19.3.4 若经处理无效，排烟温度升至200℃时，应作紧急停炉处理。
7.19.3.5 全停风机，紧闭锅炉燃烧、风煤系统。
7.19.3.6 保持锅炉连续进水。
7.19.3.7 当烟温下降合格，经检查设备无损坏，可重新恢复。启动引风机前应盘车检查合格，充分通风15分钟后方可重新点火。
7.20.1 两台运行引风机其中一台跳闸
7.20.1.1 现象：
·DCS发出报警，可能发生主联锁保护动作。
·跳闸引风机电流显示为零，运行风机电流增大。
·炉膛负压变正。
7.20.1.2 原因：
·转机值班员发现异常时，就地按事故按纽或人员误动作。
·电气故障或机械故障过负荷跳闸。
7.20.1.3 处理：
·若跳闸前无明显故障，同时主联锁未动作，可立即强合闸一次，合闸成功应及时恢复正常。
·若强合不成功或不能强合时，汇报值长要求降负荷，最大连续负荷不超过60%MCR。
·若主联锁动作，应及时恢复，最大连续负荷不大于60%MCR。
·及时查明原因，消除故障，重新恢复。
7.20.2 两台运行或单台运行跳闸
7.20.2.1 现象：
·DCS发出报警。
·锅炉主联锁动作，所有风机跳闸，显示电流为零。
·汽温、汽压、床温、床压急剧下降。
·锅炉灭火，给煤、给石及油燃烧器均跳闸。
7.20.2.2 原因：
·6KV厂用电中断。
·电气回路故障或误操作。
7.20.2.3 处理：
·跳闸前如无明显故障，且厂用电源未中断时，可强合一次。强合成功，汇报值长，恢复锅炉运行。
·若不能强合或强合不成功按紧急停炉处理。
·通知有关检修人员，查明原因，消除故障后，接值长命令方可重新启动。
7.21 一次风机、二次风机或高压风机跳闸
7.21.1 现象：
7.21.1.1 DCS事故报警。
7.21.1.2 锅炉主联锁动作。
7.21.1.3 主汽温度、压力、床温、床压急剧下降。
7.21.2 原因：
7.21.2.1 6KV厂用电中断。
7.21.2.2 电气回路故障或人员误操作。
7.21.2.3 机械故障。
7.21.3 处理：
7.21.3.1 如两台一次风机运行，其中一台跳闸，且主联锁未动作，应及时手动调整锅炉一、二次风量，降低锅炉负荷。
7.21.3.2 如果高压风机跳闸，备用风机又未联动，应立即手动启动备用风机，如启动不成功而跳闸风机本身又无明显故障，可强合跳闸风机一次，备用风机启动成功或强合跳闸风机成功则恢复锅炉运行；若均不成功则按停炉处理。
7.21.3.3 监视炉膛负压，主汽温度、压力、汽包水位等参数，注意床温下降速度不得超过规定值。
7.21.3.4 查明故障原因并及时处理后恢复。
7.21.3.5 及时将故障情况汇报值长。
8.1 辅助机械试运行
8.1.1 辅机试转的要求
8.1.1.1 必须接到辅机试转申请并回收检修作业卡或工作票，有检修或安装负责人在场配合，方可进行辅机试转。
8.1.1.2 新安装或改造设备必须接到异动报告，且现场核对正确后方可进行试转。
新安装、大小修以及热控、电气回路检查、检修后的辅机，试转前必须进行操作开关分合闸试验、就地事故按钮跳闸试验、相关保护联锁试验合格。
8.1.1.3 新安装、大小修以及电气一次回路检修后或停用7天以上的辅机，试转前必须测量电机绝缘合格。检修后的辅机，经电机试转合格后，再联上辅机联轴器进行辅机试转。
8.1.1.4 辅机试转前必须确认转子盘动灵活（大辅机手动能盘动时，联系检修盘动）确认，无卡涩现象。
8.1.1.5 辅机试转必须将启动电流返回时间、空载电流、最大负载电流以及负载负荷、出口压力、电机及轴承温度、振动、特殊工况点及试转环境情况做好记录。
8.1.1.6 辅机试转合格后，方可投入正常运行或备用。
8.1.2 辅机试转前的检查
8.1.2.1 辅机试转前核对：工作票已收回，所属系统确已无人工作，场地清洁，无妨碍运行操作杂物；设备部件完整，标志齐全，指示正确；所属系统阀门、风门、档板开关灵活，转向、限位校验正确。
8.1.2.2 检查操作开关（按钮）在“停运”位置，联锁开关在“解除”位置，保护开关在“投入”位置。
8.1.2.3 检查表计、信号牌、指示灯齐全、完整，电源送上，信号门开足。
8.1.2.4 检查轴承油质、油位、封水、冷却水正常。
8.1.2.5 检查所属系统油箱油位计、水箱水位计完好且处于投入状态，油箱油位、水箱水位补至正常。
8.1.2.6 检查操作所属系统阀门、风门、档板开关位置至启动前状态。
8.1.2.7 检查试转辅机外观完整，靠背轮联接牢固，地脚螺丝完整无松动现象，电机接地线良好，试转辅机无倒转现象。
8.1.2.8 检查试转辅机其他特殊试转条件具备（如暖泵等）。
8.1.2.9 试转辅机送电。
8.1.3 辅机试转的启停操作原则
8.1.3.1 辅机试转启动操作
8.1.3.2 联系电气主操，合上试转辅机开关，检查启动指示及电流返回时间正常。
8.1.3.3 全面检查无异常后，缓慢调节负荷至额定。
8.1.3.4 调节系统冷却水量、封水量，全面检查试转情况。
8.1.4 辅机试转停运操作
8.1.4.1 将负荷降到最小。
8.1.4.2 断开试转辅机开关，检查停运指示正常，电流表指示到零，辅机无倒转。
8.1.4.3 调节或关闭系统冷却水。
8.1.5 辅机试转的注意事项
8.1.5.1 辅机试转启动前必须与检修负责人取得联系，得其许可后方可启动。
8.1.5.2 辅机试转前，所属系统中若已有同型辅机运行，则退出系统相关自动，试转过程中负荷转移必须平稳地进行。
8.1.5.3 不能同时启动，两台辅机必须待一台辅机启动电流恢复正常后，方可启动另一台辅机。
8.1.5.4 系统调节相关联的辅机试转，尽可能安排同时进行。
8.1.5.5 辅机试转过程中，如出现跳闸，必须全面检查无异常后方可进行第二次启动。
8.1.5.6 辅机试转过程中，必须有专人监视试转辅机的运行情况，如发现明显故障现象（如剧烈振动、撞击声、转动部分冒火花、绝缘烧焦等），立即停运试转辅机，并调整运行系统正常。
8.1.6 辅机试转的规定
8.1.6.1 新安装或大修后辅机试转时间为4—8小时。
8.1.6.2 鼠笼式转子电动机在冷、热态下允许启动次数：正常情况下，允许在冷态下启动2次，每次间隔时间≮5min；在热态下允许启动1次。
8.1.7 辅机试运合格标准：
8.1.7.1 轴承及转动部分无摩擦、撞击及异常声音。
8.1.7.2 轴承工作温度正常， 滑动轴承不高于70℃滚动轴承不高于80℃， 润滑油温度不高于60℃。
8.1.7.3 辅机轴承振动，应符合下列数值：
|
转速（ r/min ） |
＜1000 |
1000-2000 |
2000-3000 |
＞3000 |
|
优 |
0.05 |
0.04 |
0.03 |
0.02 |
|
良 |
0.07 |
0.06 |
0.04 |
0.03 |
|
合 格 |
0.10 |
0.08 |
0.05 |
0.04 |
串轴不大于2-4mm。
8.1.7.4 无漏油、漏水现象。
8.1.7.5 旋转方向正常。
8.1.7.6 电动机运行情况应符合《厂用电机运行规程》的有关规定。
8.1.7.7 辅机温度符合下表规定：
|
设备名称 |
滚动轴承 |
滑动轴承 |
齿轮箱外壳 |
电动机线圈、
铁芯温度、温升 |
|
温度限额（≯℃） |
80 |
70 |
80 |
符合相应绝缘等级 |
8.2 引风机、一次风机、二次风机
8.2.1 启动前的检查
8.2.1.1 风机检修工作确已结束，工作票收回注销。
8.2.1.2 检查仪表、信号电源已送好，DCS投入正常（顺控调试合格），声光信号准确。风门挡板传动装置完整、电源送上、试验开关灵活，转向、限位校验正确。
8.2.1.3 风机经操作开关分合闸试验、事故按钮试验合格。
8.2.1.4 风机电机接地线良好，绝缘合格，并经分步试转合格，电机转向正确。
8.2.1.5 风机联轴器连接牢靠，防护罩完整，各地脚螺栓完整牢固。
8.2.1.6 检查风机各轴承油质、油位 、冷却水正常，风机各人孔门关闭严密。
8.2.1.7 检查确认烟囱、烟道、除尘器、空预器、炉膛、风道均无检修工作，各人孔门、检查门关闭严密。
8.2.2 DCS启动条件
8.2.2.1 引风机轴承温度1〈50℃
8.2.2.2 引风机轴承温度2〈50℃
8.2.2.3 引风机电机轴承温度1〈50℃
8.2.2.4 引风机电机轴承温度2〈50℃
8.2.2.5 引风机耦合器执行器在最小且手动
8.2.2.6 引风机出口门已关闭
8.2.2.7 另一台引风机运行或出口门已关
8.2.2.8 引风机入口导叶已关
8.2.3 DCS跳闸条件
8.2.3.1 引风机轴承温度1〉80℃
8.2.3.2 引风机轴承温度2〉80℃
8.2.3.3 引风机电机轴承温度1〉80℃
8.2.3.4 引风机电机轴承温度2〉80℃
8.2.3.5 引风机运行60秒且出入口档板未开
8.2.3.6 两台高压风机全停
8.2.4 第一台引风机启动操作步骤
8.2.4.1 就地检查合格。
8.2.4.2 检查入口、出口挡板在关闭位置。
8.2.4.3 检查发出吸风机“允许启动”后，点击“程控启”按钮，吸风机启动。
8.2.4.4 检查开关指示位置正确，监视电流返回时间，空载电流，电流返回后开入口挡板维持炉膛压力－100Pa左右。
8.2.5 第一台二次风机、一次风机启动操作步骤
8.2.5.1 就地检查合格。
8.2.5.2 检查引风机运行，入口、出口挡板在关闭位置。
8.2.5.3 分别点击“程控启”按钮，二次风机、一次风机启动。
8.2.5.4 检查开关指示位置正确，监视电流返回时间；电流返回后开入口挡板，调整引风机风量，维持炉膛压力－100Pa左右。
8.2.5.5 检查备用一、二次风机的出口电动门、入口挡板是否关闭严密。
8.2.6 引风机、一、二次风机启动的注意事项
8.2.6.1 风机启动应就地监护，启动时发现电机冒烟，应按下事故按钮。
8.2.6.2 监视电流返回时间，当电流超过规定时间不返回，立即停止风机。
8.2.6.3 风机启动后全面检查，并测量监视各轴承振动，电机及轴承温升。
8.2.7 引风机、一、二次风机运行维护
8.2.7.1 风机轴承振动、温度应按辅机试转规定执行。
8.2.7.2 按时巡检，检查风机各轴承油质、油位、冷却水正常。
8.2.7.3 引风机、一、二次风机的停运
8.2.7.4 接停运风机命令后，按机组停运规定，逐渐将负荷降至70MW。
8.2.7.5 逐渐调整两台风机出力，将需停运风机的负荷全部转移至另一台风机，检查停运风机入口挡板至关闭位置。
8.2.7.6 点击“程控停”按钮，检查风机电流至零，开关位置指示正确。检查风机出口电动门自动关闭。
8.2.7.7 风机停运后，就地检查风机停转，关闭冷却水门。冬季时，应保持开启冷却水门。
8.2.3 液力偶合器启动前的检查：
8.2.3.1 检查油标确认油位是否合适；
8.2.3.2 检查偶合器、冷却器管路是否安装合格；
8.2.3.3 检查各仪表电气线路是否连接正确；
8.2.3.4 检查联轴节及防护罩是否安装正确；
8.2.3.5 检查偶合器油箱油温是否合适，当油温低于50℃时，应用电加热器将工作油加热；
8.2.3.6 检查偶合器勺管是否调整至最低转速位置。
8.2.4 液力偶合器的运行：
8.2.4.1 偶合器配有电动执行器，通过手动、手操电动或自动控制电动执行器，来调节勺管的位置，改变偶合器腔内的油量，从而改变偶合器的输出转速与输出扭矩。
8.2.4.2 偶合器的勺管全插入（零位）转速最低，勺管全拔出（100％位），转速最高（可达额定转速与额定功率），勺管开度从零位向100％位置调整时，速度不宜过快，通常在25秒以内。
8.2.4.3 调速越大，损失功率越大，发热也越大。
8.2.4.4 当偶合器输出转速很低时，即勺管位置接近零位时，可能会出现在正常工作范围内运转没有出现过的噪声，这是由于勺管口与泵轮外缘泄油孔相遇所产生的“汽笛效应”所致。若遇此情况，只要将勺管位置稍稍提高即可解除，这不属于偶合器故障。
8.2.4.5 运行中应随时检查偶合器油温、油压是否正常，发现异常应查找原因并及时排除，油温、油压的控制范围见下表：
|
数值 分类
项目 |
正常范围值 |
上限报警值 |
下限报警值 |
|
出口油温(℃) |
45-80 |
85 |
5 |
|
进口油温(℃) |
≤50 |
|
|
|
出口油压(Mpa) |
0.05-0.35 |
0.4 |
0.03 |
8.2.5 液力偶合器可能的故障及其排除方法，见下表：
|
序号 |
故障现象 |
可能原因 |
排除方法 |
|
1 |
过热 |
(1) 冷却水不足 |
加大水量 |
|
|
(2) 箱体存油过多或少 |
调节油量 规定值 |
|
|
(3) 油泵滤芯堵塞 |
清洗滤芯 |
|
|
(4) 转子泵损坏打不出油 |
换内、外转子 |
|
|
(5) 安全阀溢流过多 |
|
|
|
² 弹簧太松 |
上紧弹簧 |
|
|
² 密封损坏泄油 |
换密封件 |
|
|
(6) 油路堵塞 |
清除 |
|
2 |
输出轴不转 |
工作腔进不去油 |
|
|
|
(1) 安全阀压力值太低 |
上紧弹簧 |
|
|
(2) 油路堵塞 |
清除 |
|
|
(3) 泵损坏 |
换内、外转子 |
|
|
(4) 泵转向错误 |
泵盖及偏心套转180° |
|
|
(5) 泵吸油管路密封不准进空气 |
加强密封 |
|
3 |
机组振动大 |
(1) 电动机振动大 |
测电机振动、排除 |
|
|
(2) 偶合器振动大 |
|
|
|
² 偶合器转子不平衡 |
检查按标记重装 |
|
|
² 电机与偶合器安装不同心 |
重新找正 |
|
|
² 轴承已损坏 |
换轴承 |
|
|
² 联接件松动 |
调紧 |
|
|
(3) 工作机振动 |
|
|
|
² 工作机不平衡 |
重新平衡 |
|
|
² 安装偏心 |
重新找正 |
|
|
(4) 基础刚度不够 |
加强基础 |
|
4 |
轴端漏油 |
(1) 弹性联轴器旋转引起真空效应将油吸出 |
吊罩将联轴器与端面隔开 |
|
|
(2) 皮碗密封圈磨面不平 |
换密封圈 |
|
|
(3) 密封处轴面有划痕 |
磨光 |
8.3 高压风机、冷渣器流化风机、输石风机
8.3.1 使用条件
8.3.1.1 进气温度不高于40℃。
8.3.1.2 运行中轴承温度不得高于95℃，润滑油温度不得高于80℃。
8.3.2 启动前的检查
8.3.2.1 检查清除风机内、外的杂物。
8.3.2.2 将出口管道中的手动阀门全部打开。
8.3.2.3 在后墙板（或齿轮箱）注油孔处加润滑油至油位指示计的红点位置，在前墙板注油孔处用油枪加注适量润滑脂。
润滑剂用量表：
|
润滑剂
型号 |
润滑油 |
润滑脂 |
备注 |
|
JSE—150 |
N68防锈汽轮机油 |
3号MoS2锂基或
硅系列润滑脂 |
润滑油中不允许含有水分、树脂和焦油物质等成分 |
|
JTS—80 |
|
JSD—125 |
|
ARG—450b |
8.3.2.4 检查各联接部位有无未紧固的地方，配管的支承是否完备。
8.3.2.5 检查皮带的张力及带轮的安装偏差。
8.3.2.6 手动盘车，检查有无异常现象。
8.3.3 启动与停运
8.3.3.1 在无负荷状态下接通电源，核实旋转方向。
8.3.3.2 无负荷运行半小时。无异常现象时，逐渐加载至额定压力进入负载运转，并注意润滑是否正常，有无异常摩擦、振动、声响及发热等现象。如有异常情况，应立即停机，查明原因，清除故障后，再重新启动。
8.3.3.3 停运前应先卸压减载后再切断电源。
8.3.4 注意事项
8.3.4.1 鼓风机升压不可超过铭牌上所规定的压力值。
8.3.4.2 运行中，轴承温升不超过75℃，润滑油温升不高于45℃。
8.3.4.3 运转中必须注意电流表的读数，如出现异常（异常声音、振动、发热），应立即停车检查。同时要定期检查轴承温度、润滑油温度，并做好记录。
8.3.4.4 运转中若安全阀频繁或持续开启，应立即停机，检查系统是否超压，待问题解决后方可再试转。
8.3.4.5 压力表开关通常处于关闭状态，需要检测压力时才将球阀打开。
8.3.4.6 当系统流量需要调整时，不允许通过关小阀门开度来调节。
8.3.5 故障处理措施表
|
故障 |
原因分析 |
处理措施 |
|
风量不足 |
管道系统漏气
间隙增大
进口堵塞
安全阀泄露
皮带打滑转速不够 |
紧固各联接口，修复漏气部件
调校间隙或更换转子
清洗进口消声器过滤网
将阀开启冲去脏物，并调整安全阀
调整皮带张力或更换新皮带 |
|
电机超载 |
进口阻力大
升压增大
叶轮与气缸壁有摩擦
风机转速偏高 |
清洗进口消声器过滤网
检查排汽压力及负载情况
调整间隙
更换皮带轮 |
|
过热 |
压比增大
叶轮与气缸壁有摩擦
润滑油过多或过少
油质不好 |
检查进、排气压力及负载情况
调整间隙
控制油标油位
更换新油 |
|
异响 |
同步齿轮和转子的位置失调
轴承磨损严重
升压波动大
齿轮损伤
安全阀反复启闭
逆止阀损坏 |
按规定位置校正，锁紧
换轴承
检查管路及负载
换齿轮
检查是否超压或调整安全阀
更换 |
|
启不动 |
进排气口堵塞或阀门未打开
电机接线不对或其它电器问题 |
拆除堵塞物或打开阀门
检查接线或其它电器 |
|
润滑油泄露 |
油位过高
密封失效 |
控制油标油位
换密封件 |
|
振动大 |
基础不稳固
轴承磨损 |
加固、紧牢
换轴承 |
8.4.1 风水联合冷渣器
冷渣器冷却水系统
冷渣器冷却水引自＃7低加进口凝结水管道，通过两台冷却水泵进入冷渣器冷却室蛇形管中，冷却水温从35℃加热到70℃左右再引入到汽轮机的回热系统中。冷却水压力为1.2Mpa，流量为80000Kg/h。
8.4.2 灰渣处理系统
在炉膛侧墙布风板处设有两个排渣口，排渣由两个锥型阀控制。
通过锥型阀控制灰渣的排放，锥型阀的开启程序受控于布风板上的压力值。床压超过7.5KPa时则排渣。
正常运行时，锥型阀投自动；在紧急状态或试运期间，锥型阀可手动操作。
左右侧排渣可同时进行，也可单侧排渣。
8.4.3 主要运行数据
额定灰渣流量： t/h
灰渣的入口温度：890℃
灰渣的出口温度：<150℃
冷却水流量：≤13.9kg/s
冷却水温升：<20℃
流化风量：6kg/s
8.4.4 启动及运行
8.4.4.1 启动前的检查工作
·冷渣器安装完毕后，按要求烘炉。
·各热工测量控制表计（温度、压力、流量、风门挡板开度）指示正确，操作控制可靠。
·启动前应对水系统进行冲洗。
·冷渣器内畅通，无杂物
8.4.4.2 启动及调整
·冷渣器流化风机已运行。
·启动前应向冷渣器注入一定量的灰渣作为启动床料。在冷渣器加料时，保持一定的流化风量。
·风室风量按设计要求，煤种变化时可作适当调整。
·调整时尽量保证二室的风速不能过高，当灰量少时，为保证冷渣器内灰渣流化，可适当增加风量。
·依据冷渣器内压差和温度的变化判断是否排渣，开始排渣时应少量且缓慢地进行，逐渐加大排渣量。
·正常情况下，从炉膛排放的渣量是根据床压自动进行控制，而粗灰的排放周期是由运行人员根据具体情况手动操作。
·每个班需对锥型阀检查一次。
·水冷管束的出口水温保持恒定，出口水温超过极限值应增加冷却水的给水量。
8.4.4.3 冷渣器停运
·炉膛床料不排空的锅炉停运，将锥型阀关闭，在一次风机切除后，进入冷渣器的风量应继续保持，直至冷渣器的各室温度降至100 ℃以下。
·炉膛床料排空的锅炉停运，在停炉过程中开锥型阀将炉膛床料排出，直至排空布风板上的床料
·冷渣器必须用最大的流化风量来实现床料的降温，把排灰由500℃降至约150℃左右。
8.4.5 冷渣器故障
8.4.5.1 堵塞
第一隔仓堵塞时，必须增大去这个隔仓的风量，同时反复数次启动第一隔仓粗灰排放阀。
第二隔仓堵塞时，必须增大该风室的风量，且第一隔仓粗灰排放阀打开，直至这个隔仓排空。
8.4.5.2 水冷管束漏水
在运行中如在冷渣器风室下或其它部件有渗水现象，应停运冷渣器，打开人孔门，检查冷却水管是否泄漏。
确认水冷管束泄漏时，应停运冷渣器及时处理。
8.4.6 维护
冷渣器运行较长时间后（一般可参考锅炉检修期）或冷渣器运行不正常时，应将冷渣器停运并打开人孔门进行检查：
8.4.6.1 检查床内是否有异物；
8.4.6.2 床内耐磨耐火材料是否有损坏或脱落；
8.4.6.3 水冷管束有无泄漏及磨损情况；
8.4.6.4 风帽有无损坏；
若发现问题，应及时处理，待处理完毕后可再次投运。
9 附录
9.1饱和压力与饱和温度对照表
|
压力 |
温度 |
压力 |
温度 |
压力 |
温度 |
压力 |
温度 |
|
MPa |
℃ |
MPa |
℃ |
MPa |
℃ |
MPa |
℃ |
|
0.1 |
100 |
1.1 |
184 |
2.5 |
224 |
7.5 |
291 |
|
0.2 |
120 |
1.2 |
188 |
3.0 |
234 |
8.0 |
295 |
|
0.3 |
134 |
1.3 |
192 |
3.5 |
243 |
9.0 |
303 |
|
0.4 |
144 |
1.4 |
195 |
4.0 |
250 |
10 |
311 |
|
0.5 |
152 |
1.5 |
198 |
4.5 |
257 |
11 |
318 |
|
0.6 |
159 |
1.6 |
201 |
5.0 |
264 |
12 |
325 |
|
0.7 |
165 |
1.7 |
204 |
5.5 |
270 |
13 |
331 |
|
0.8 |
170 |
1.8 |
207 |
6.0 |
276 |
14 |
337 |
|
0.9 |
175 |
1.9 |
210 |
6.5 |
281 |
15 |
343 |
|
1.0 |
180 |
2.0 |
212 |
7.0 |
286 |
16 |
347 |
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