炉低氮改造临时运行规程和临时技术措施

1、#2炉低氮改造临时运行规程 商丘裕东发电有限责任公司 二零一六年十一月商丘裕东发电有限责任公司集控运行规程修编 编 委 会批准：审定：审核：初审：刘时才 王东献 编写：刘海军 李明华 刘福利 陈 晨 周松杰2016年11月编写说明因#2机组进行超低排放改造后，锅炉燃烧器改为分离浓缩器式直流煤粉燃烧器。取消了A、B、D、E二次风风口，保留C、F二次风风口，并改名为拱上、拱下二次风，且拱下二次风增加了角度调整执行机构。乏气布置于原D、E风口位置，向下倾斜进入炉膛。前后墙各增加了13个燃尽风。在下炉膛四角处布置防焦风，防焦风包括翼墙风和贴壁风。炉膛F组吹灰枪剩余24支（本次低氮改造，去除炉膛F组吹灰

2、枪一层，前后墙各8支，累计去掉16支吹灰枪）。在引风机出口与脱硫塔入口烟道之间增加了低温省煤器，低温省煤器给水由汽机#7、8低压加热器进、出口凝结水引入，经过烟气加热后引至#6低压加热器出口。脱硫系统改为逆流喷淋塔，一炉一塔布置，每台吸收塔设置四层喷淋层及三级屋脊式除雾器。脱硝系统改为低氮燃烧和3+1催化剂层选择性催化还原装置（SCR）。由于本次超低排放改造设备系统较多，为便于运行操作人员熟悉改造过的设备系统，灵活掌握改造设备性能和操作要点，特编写临时运行规程和运行技术措施以及临时调整方法手段。由于锅炉暂没有进行调试，部分风门挡板开度暂不确定，临时规程和技术措施中有不足和不当之处，请领导批评指

3、正！ 发电部 2016年11月1日第一章 机组技术规范第一节 机组概况、机组概况1、#1、2锅炉系东方锅炉厂制造的DG1025/17.4-14型亚临界压力中间一次再热的自然循环锅炉，双拱形单炉膛，燃烧器布置于下炉膛前后拱上，“W”型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。燃用永夏矿区产的低挥发份无烟煤及少量贫煤的混煤。2、汽轮机为上海汽轮机有限责任公司生产的N315-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。3、发电机为上海电机有限责任公司生产的QFSN-315-2型水氢氢冷却的汽轮发电机。发

4、电机转子与汽轮机转子为刚性联接。5、整个炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛分上、下两部分。下炉膛呈双拱形，冷灰斗倾角55°，炉底开口尺寸为1524mm，与炉底除渣装置相接。按照超低排放改造要求，#1、2锅炉2016年相继进行了低氮燃烧改造，每台锅炉配备24只按东方锅炉厂技术设计制造的分离浓缩器式直流煤粉燃烧器替换原双旋风筒燃烧器，对称布置在锅炉下炉膛的前后墙拱上，在煤粉燃烧器两侧位置布置分离式拱上二次风喷口，拱上二次风通过电动挡板调节；乏气喷口布置于锅炉下炉膛垂直墙中部，垂直墙下部布置拱下二次风喷口，上炉膛下部布置燃尽风喷口，设有燃尽风箱，燃尽风取自二次风箱。分离式煤粉浓缩器采用中心挡

5、块和旋流叶片分离煤粉气流，使煤粉气流分成中心的淡粉气流和外围的浓粉气流，分别引入乏气喷口和煤粉燃烧器一次风喷口，乏气风管道内布置由乏气挡板可以调节乏气风量。煤粉燃烧器由一次风管和中心风管组成，中心风管内布置点火油枪；一次风出口设置稳焰扩锥。在上炉膛入口处增加燃尽风层，燃尽风由外侧旋流风和内侧直流风组成，可分别调节。G挡板控制边界风，布置于炉膛四角，防止冷灰斗结焦；在下炉膛四角增加贴壁风，防止炉膛四角结焦。改造后各配风点位置及燃烧器结构及总体布置示意图和燃烧器设计参数表如下：改造后燃烧器设计参数风率 %风速m/s一次风10.018 乏气10.018拱上二次风42.045拱下二次风1811燃尽风2

6、058 (直流)38 (旋流)6、汽包标高:52.6m，内径Dn1792mm，总长约26.69m，筒体材料13MnNiMo54，壁厚145mm，由两根U形吊板将其悬吊于顶板梁上。7、省煤器位于冷段再热器与低温过热器的下方，沿烟道宽度方向顺列布置。省煤器蛇形管由51×6（SA-210）光管组成，三管圈绕，蛇形管排是用梯子形管夹悬吊在省煤器出口集箱上；给水进入省煤器进口集箱（406.6×60），经31排省煤器蛇形管，分别进入6只出口集箱（219×34），然后通过连接管进入汇集箱（323.9×38），由汇集集箱两端引出，经外部给水管进入汽包；省煤器中水的流向与

7、烟气的流向相反；在省煤器进口管道和集中下降管之间布置了2根再循环管。8、机组超低排放改造期间，在引风机出口与脱硫塔入口烟道之间增加了低温省煤器，进一步降低锅炉排烟温度提高机组热效率，低温省煤器给水由汽机#7、8低压加热器进、出口凝结水引入，经过烟气加热后引至#6低压加热器出口。9、锅炉的尾部布置两台型号为LAP10320/883型三分仓容克式空气预热器，立式布置，烟气与空气在预热器内以逆流方式进行热交换，在机组脱硝系统改造期间，也对原空预器进行了相应的改造，将空预器冷段蓄热元件高度由300mm改为1000mm，使得在任何负荷下将硫酸氢氨（ABS）易沉积的温度区域设计在单层的冷段传热元件区域，这

8、样可以有效的降低硫酸氢氨（ABS）对预热器的影响；将原来的径向和轴向双密封结构和热端径向密封间隙自动调整结构改造成固定密封结构及三密封技术，减小预热器的漏风。10、风烟系统配两台动叶可调轴流式送风机、两台动叶可调轴流式引风机，双级叶轮（机组脱硝系统改造期间同步实施了引风机的改造）。11、锅炉点火方式采用二级程控点火，油枪采用蒸汽雾化方式（压缩空气作为油枪雾化的备用气源）。每台炉配24只油枪，每支油枪与对应的煤粉燃烧器一体，布置在燃烧器的中心风筒内，对称布置在炉膛前后拱上，单只油枪额定出力为600kg/h，油枪进口压力为0.8 MPa，油点火器的作用是满足煤粉点火及低负荷助燃的要求，油枪进退行程

9、为500mm。12、锅炉装设有78只蒸汽吹灰器：其中炉膛（24只）、水平烟道，转向室及低再，低过（28只）、省煤器（8只）、空预器（4只）、SCR区（24只）。13、锅炉采用刮板捞渣机连续排渣装置，当捞渣机故障时，锅炉冷渣斗能储存不少于4小时的排渣量。14、除尘器采用电袋除尘器，一电场为静电除尘器，二、三、四电场为布袋除尘器，除尘器保证效率99.9%。15、脱硫系统采用100烟气处理量的石灰石-石膏湿法，逆流喷淋塔，一炉一塔布置，每台吸收塔设置四层喷淋层及三级屋脊式除雾器。脱硫系统出口SO2浓度不高于35mg/Nm3（标态、干基、6%O2），脱硫效率98.9%。吸收塔入口粉尘含量不高于30mg

10、/Nm3，出口烟尘浓度不高于5mg/Nm3。16、脱硝系统采用低氮燃烧和3+1催化剂层选择性催化还原装置（SCR），低氮燃烧改造后NOx排放浓度不高于800mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于 50 mg/Nm3。17、汽机配汽方式和运行方式：我公司两台315MW汽轮机有6只高压调节阀，每个高压调节阀有一个独立的伺服回路，各调节汽阀的开度，分别由单独的油动机按调节系统来的信号而控制，从而调整进入高压缸的进汽量。根据汽轮机的运行要求，设计两种阀门配汽方式：第一、单阀运行方式，所有高压调门开度一样，全周进汽。第二、顺序阀控制，按#1+#2 #4 #5 #6 #3设计阀门顺序依次开启，（目前实际

11、： #1机阀序为 #2+#3#6 #4 #5 #1；#2机为#1+#2 #4 #5 #3 #6）。第三节 启动中的注意事项、锅炉启动中的注意事项1、锅炉启动中应严格按照启动升温升压曲线进行。升温升压期间汽包下壁温升温速度应控制在0.51.0/分钟范围内。2、锅炉点火前，检查油枪冷却风、火焰探头冷却风投运正常。3、点火前，确保送风量为正常点火风量；燃尽风电动挡板开10%、油枪中心风挡板100%、拱上风挡板40%（油枪点着后将对应挡板开至70%）、拱下二次风挡板10%；4、投油枪时，点火过程中应尽量按锅炉对称中心线的位置，前后墙左右交替成对点燃油枪，优先投入小油枪，遵循小油量、多油抢的原则。油枪投

12、入后风量应足够。5、锅炉点火时，必须到就地检查油枪着火情况，火焰应明亮燃烧充分；对于火检不稳定及火检故障的油枪不得投运。点火初期，选择平时使用良好的油枪进行点火，其余油枪只进行油枪、打火杆进、退试验，不在进行油枪切换。6、当空预器入口烟温达到250以上后，油枪全面进行点火试验，故障油枪要及时通知检修人员处理。故障油枪在明确处理好后才可进行试投，尽可能减少油枪的投停操作。7、启动过程中每半小时到就地检查炉内燃烧情况，漏油及雾化不好的油枪及时停运通知检修人员进行处理。8、锅炉点火后，应投入空预器连续吹灰。5、点火初期应加强燃烧调整，监视油枪雾化情况，定时（一般30分钟）对角切换油枪。升压过程中根据

13、汽温、汽压情况，调整燃油流量和增减油枪。6、严密监视汽包水位，需上水时，先关闭省煤器再循环门。停止上水后，及时打开省煤器再循环门。7、升温升压期间应控制汽包上下壁温差56，启动初期，应控制燃烧、保持合适风量，尽量提高除氧器水温，加大定排，联系汽机调整高、低压旁路开度，以减小汽包下壁温差。当壁温差上升较快时，应适当减弱燃烧，控制升压速度。8、汽轮机在冲转、升速、暖机过程中，锅炉应保持燃烧及蒸汽参数稳定。9、并网前，炉膛出口烟温应540，当达到580时，烟温探针自动退出，否则应手动退出。10、按要求关闭有关空气门和疏水门11、在投油过程中，应严密监视排烟温度，防止尾部烟道发生二次燃烧，油枪数量逐步

14、增加。12、锅炉升压过程中，应与化学加强联系，当炉水品质超标时，停止升压，增加排污次数，必要时降低汽压，待水质合格后方可继续升压。13、投煤粉时，初期尽量对称的只投2支火嘴，炉膛热负荷要均匀，根据受热面壁温及烟温情况及时切换火嘴。14、启动过程中，严格控制各受热面壁温在规定值内：低过出口548，大屏出口535高过出口600，高再出口580，注意汽包上下壁温差56，否则放慢启动速度。15、无论启动还是正常运行中，在启动前两台制粉系统和停运最后两台制粉系统时，必须先投入该侧对应的油枪，不得借用邻近燃烧器进行点火。16、在启动中，第一个投入的燃烧器两次点火未成功，再点火前，炉膛必须重新吹扫。17、减

15、温水初投时应缓慢，一、二级减温器后温度任何时候均应有11以上的过热度。18、定期检查和记录各部位的膨胀值。发现异常应立即停止升温、升压，并采取相应措施消除。汽机启动和升速过程中的注意事项1、除氧器上水旁路电动门关闭，待机组150MW负荷且运行稳定后，按照辅机规程中的要求全开之。2、除氧器排氧至轴封加热器手动门关闭，待机组150MW负荷且运行稳定后，按照辅机规程中的要求适当开启。3、冲转后应严密监视各轴承振动、轴向位移、汽缸膨胀、胀差、各轴承金属温度、回油温度和推力瓦温度在正常范围。安排专人及时调整润滑油温4349，稳定炉侧参数并保持各参数正常；胀差变化过快时应适当延长暖机时间。4、机组在一阶临

16、界转速之前出现轴承垂直振动超过0.03mm，应立即打闸停机。须查明原因并消除后方可重新启动。在升速过程中，应平稳通过各轴系临界转速，保证机组不在共振转速范围内停留。5、暖机过程中，轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm。应查明原因，设法消除。6、通过临界时轴承垂直振动超过0.10mm；或轴振超过0.254mm（且另一方向0.127mm报警），“轴振大”保护未动作均应立即打闸停机：严禁强行通过临界转速或降速暖机。7、冲转过程中应仔细倾听汽轮机、发电机各转动部分声音正常。若因振动异常停机必须回到盘车状态，检查转子弯曲值,倾听声音，查明原因并消除后，连续盘车4

17、小时方可重新启动，严禁盲目启动。并在稳定转速暖机时测振，与正常情况对照。8、真空不低于85KPa，同时注意排汽温度>79时，低缸喷水投入正常。当低缸排汽温度达121时，并网前若采取措施无效，应停止汽轮机运行。9、调整汽机及发电机各油、氢、水系统，使各参数符合要求。10、启动中应注意协调，防止蒸汽参数及负荷的大幅度波动。11、启动中严格监视并记录汽缸膨胀值及金属温度的变化值，汽轮机启动记录表自锅炉点火前一小时开始抄，直到机组并网低负荷暖机结束后方可停止，如果停机后到启动前盘车没有停运，启动记录表不能停止抄写。发现汽轮机有膨胀不畅现象时，应延长暖机时间或制定解决措施，防止汽缸不均匀膨胀变形引

18、起振动。12、汽轮机冲转前投入发电机氢冷却水系统。注意检查凝汽器、除氧器，高、低压加热器，凝结水补充水箱水位变化，其它各辅助设备，系统运行正常。13、汽轮机暖管疏水过程中要保证蒸汽管道、本体疏水系统畅通，确认各疏水手动门在开启状态，及时检查各疏水电动门前、后温度变化情况，发现疏水不畅通时立即联系处理。14、汽轮机升速过程中注意监视金属温升率和高、中压缸上、下检水温差的变化，无水击、振动现象，否则应停止升速；如危及汽轮机安全时要果断停机。15、在稳定暖机时，应测量振动，并与历史记录相对照，进行比较分析。16、监视各金属温度、温差的变化。17、汽轮发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带

19、电。现场应设巡检人员监视汽缸、发电机声音；轴承振动、油流、回油温度、金属温度；推力瓦温度等。18、注意控制蒸汽温升速度，缸温差应符合下列要求：项 目温升单位主蒸汽1.5/min再热蒸汽2/min高中压汽缸壁温1.5/min主蒸汽、再热蒸汽管外壁8/min主汽门、调门温升46/min1）在冲转、升速、暖机过程中，应保持蒸汽参数的稳定，并保持蒸汽温度有55.5以上的过热度。2）高、低加要随机组启动投入，若检水热电偶下缸温度高于上缸温度达41.7时，可暂退出高加，待检水温差减小且稳定后，适时投入（暂且规定150MW负荷后投入）。3）各段抽汽管道上、下壁温差50时，可认为汽缸进水，应采取措施排除积水；

20、4）机组启动前选择冲转参数时要考虑金属温度与蒸汽温度的匹配；主蒸汽的最低过热度为55.5，主蒸汽与再热蒸汽温度的最大差值为835）冲转时，应监视汽轮机声音、振动、温度和回油等；6）严格控制主蒸汽和再热蒸汽的温升率并时刻保持55.5以上的过热度。主蒸汽、再热蒸汽温度如果连续10min内下降达50或直线下降50及以上，应手动停机；7）在盘车装置投入前，不得向轴封送汽。、发电机启动中注意事项1、启动前，必须投入氢气系统和定子冷却水系统，发电机不允许在空气冷却下加励磁。2、并网后及时投入发电机氢冷器，控制氢温合格。3、定子绕组及出线水路通水正常，注意定子绕组通水时应先打开汇流管上的排气门，待空气排尽出

21、水后，立即关闭。 4、在低速（600r/min）下检查发电机的机械转动部分，确认无磨擦且振动正常方可升速；在升速过程中，应注意监测轴承振动；当通过各阶临界转速区域时可增大升速率以快速通过；升速过程中还应检查所有碳刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，如有上述现象，应设法消除。5、调节氢冷器、水冷器的进水量，控制氢温在3045，定子绕组进水温度在3545，并保证内冷水温高于氢气温度。6、发电机组升压过程中严格监视发电机三相定子电流为零，发电机转子电流电压指示不得超过空载值。7、发电机定子、转子无接地信号。8、送上励磁室内启动励磁电源。9、机组并网负荷超过5%时，“OPC监视灯”应熄灭，如超过10%

22、仍不灭，则说明汽轮机的其中一个主超速装置有问题，应立即通知检修人员处理。第四章 机组冷态启动 第一节 启动前的试验项目、机组的试验项目1、各电（气）动门、动叶、风门及挡板的试验。2、转动机械检修后运转试验。3、辅机及辅机附属设备的联动及保护试验。4、机、炉、电大联锁。、锅炉试验项目1、锅炉启动前的试验（1）风门、挡板、风机动叶、电动门、调门活动试验。（2）辅机联锁保护试验。（3）锅炉大联锁试验。（4）空预器冷态试转。（5）汽包水位保护试验。（6）FSSS功能试验。（7）MFT联锁动作试验。（8）燃油泄漏试验。（9）炉膛吹扫试验。2、锅炉大、小修后应做的试验（1）辅机启、停及事故按钮、动力试验。

23、（2）冷态空气动力场试验。（3）大修后及安全门检修后的热态校验。（4）水压试验（包括受热面严重损坏修复后或大面积更换后的超压试验）。、 汽机试验项目1、汽机启动前的试验（1）汽轮机就地、集控室打闸试验。（2）抽汽逆止门、高排逆止门开关试验。（3）汽轮机保护跳闸试验。（4）主机润滑油系统试验。（5）密封油系统试验。（6）抗燃油系统试验。（7）启动油泵试验。（8）汽门静态整定（注意保证无蒸汽、水进入汽轮机）。进行DEH静态、动态试验。（9）本体疏水气控阀试验。2、汽机定速后至并网前的试验（超速保护试验大修后进行）（1）危急遮断器喷油试验。（2）手动停机按钮试验。（3）103%超速保护试验。（4）机

24、械超速保护试验（提升转速试验之前，机组带10%负荷暖机运行不少于4小时）。（5）DEH电超速保护试验。（6）TSI电气超速保护试验。、电气启动前配合检修作以下项目试验1、试验发-变组系统所有信号正常。2、发电机变压变组二次回路或保护回路有工作时，应做保护传动试验。3、主变、高厂变、#1高备变冷却器电源切换试验，主变备用风扇自投试验。4、发电机断水保护试验。5、机、炉、电大联锁试验 。6、发电机大修后，应做气体密封性试验。7、发电机大修后，应做空载和短路试验。8、发电机大、小修后应做主开关合、跳闸试验。第二节 启动前的准备、投入工业水系统，检查工业水压力大于0.15MPa。、启动循环水泵，凝汽器

25、通水后向开式系统供水。、启动开式循环泵，投入A、B侧开式水系统。、启动空压机运行。压缩空气压力0.5MPa。、联系化学制水、制氢。、联系化学启动除盐水泵运行，对补充水箱、闭式水箱、定子内冷水箱、真空泵汽水分离器进行充水；补充水箱水位正常后，启动一台补水泵对凝汽器上水。、联系燃运做好机组启动前的准备工作。、投入润滑油净化装置运行。、投运润滑油系统。1、润滑油温21，启动主机油箱一台排烟风机，全开风机入口门，另一台排烟风机投入联锁备用。 2、油箱保持较高油位，油系统检修后首次启动油泵，应由检修人员在场，油泵启动前，运行要安排专人对各区域进行监视。启动交流润滑油泵向系统充油，检查泵出口压力0.096

26、0.124MPa，声音、振动及汽轮机各轴承回油等正常，系统无漏油，若发现漏油现象，立即停止油泵运行，回报并及时联系检修处理。 3、润滑油压低联油泵、跳盘车及通道试验正常后，投入直流油泵联锁作备用。、投运密封油系统1、启动一台防爆风机运行，另一台投联锁备用。2、启动空侧交流密封油泵运行，直流油泵联锁备用，注意系统无漏油现象。3、启动氢侧交流密封油泵运行，直流油泵联锁备用，注意系统无漏油现象。、对发电机进行气体置换充氢气。、大、小修后由检修人员对发变组各部件摇测绝缘，不得低于前次测量值的1/31/5。在1030温度范围内，吸收比R60/R15不小于1.3。、转子绕组在温度20时,用500V摇表测量

27、绝缘电阻不小于0.5M,若低于规定值，则应由总工程师决定是否投入运行；测量后转子绕组必须对地放电。询问检修：摇测励磁系统绝缘合格。、发电机轴承对地绝缘用500V摇表测量应不低于1M。、发变组恢备。、启动一台电动给水泵辅助油泵运行，并投联锁。、投运发电机定子内冷水系统，注意机内氢压应高于水压0.04MPa以上；、投入盘车装置1、投入条件（1）交流润滑油泵运行正常，直流油泵投联锁备用。（2）润滑油压在0.0830.103MPa，各轴承回油正常。（3）发电机密封油系统运行正常。（4）顶轴油系统运行正常。 （5）盘车进油电磁阀全开。2、冲转前必须连续盘车4小时以上。特殊情况可在开机2小时前投入。热态启

28、动不得少于4小时。若盘车中断应重新计时。3、启动两台顶轴油泵，油压812MPa。4、盘车手动投入：（1）盘车送电，顺时针手盘电机至盘车啮合位置，继续手盘转子轻松。（2）启动盘车电机，盘车定速运转正常（盘车电流<25A）。（3）盘车投入前试验润滑油压低跳盘车联锁正常。（4）保持顶轴油泵运行。、启动高压备用密封油泵，出口压力0.8280.896MPa。、投入EH油系统运行，油压14.5±0.5MPa，油温38.558.3。、机组大修后，配合检修进行调节保安系统静态试验。、启动一台闭式循环冷却水泵，正常后备用泵投联锁。、凝结水系统的投入。1、启动补水泵向凝汽器补水至正常水位，凝汽器水

29、位低信号消失，如系统是大、小修后投运，应开启热井放水门冲洗20min或按照有关方案进行系统冲洗。2、凝汽器补水正常后，可停止补水泵运行，关闭补水门。3、凝结水系统增加低温省煤器凝结水升压泵管路，两台凝结水升压泵为变频泵，凝结水升压泵入口管路从#7、8低加凝结水进、出口管路引出，经烟气加热升温后，引至#6低加出口凝结水管路。3、启一台变频凝泵，出口门联开，调节凝泵转速以满足当时需要，向凝结水系统供水。（注意：若低加通水必须先缓慢手动开启进水门少许，先进行注水赶空气后，方可全开进水电动门）机组大修后凝结水系统要进行循环冲洗。4、冲洗半小时后，联系化学化验合格后停止冲洗，向除氧器上水，进行除氧器冲洗

30、，经化学化验合格后停止冲洗。、联系燃料运行将燃油泵运行方式由一台变频泵运行倒为两台工频泵并列运行。、投运辅助蒸汽系统。注意：冷段至辅汽，四抽至辅汽，辅汽至轴封系统各阀门的严密性，如汽轮机检水温度、四抽上、下壁温差、轴封温度出现异常，要立即采取隔离措施，确保机组安全。、联系灰控人员启动罗茨风机及电加热器运行，投入电除尘灰斗加热器。、开启辅汽至除氧器加热门，用压力调整阀调整除氧器压力0.147MPa定压运行，温度110，调整除氧器排气门的开度，根据汽包壁温逐步提高除氧器温度。、当除氧器水温达50时，电泵充水投正暖，投入给水泵组密封水系统等，检查并调整给水泵具备启动条件。、给水泵启动后，高加水侧可缓

31、慢注水赶空气，并观察高加联成阀的动作情况和高加水侧是否泄漏等。、启动火检冷却风机运行，火检冷却风正常（风压4.0KPa以上），火焰监视装置压缩空气投入；送风机至油枪冷却风各风门开启。、暖管投入锅炉辅汽系统，对空预器吹灰蒸汽管道暖管；投入燃油系统，母管油压1.2Mpa左右打循环，检查蒸汽雾化压力不低于0.5Mpa。第三节 锅炉点火、锅炉点火前的准备1、锅炉上水（1）上水方式：启动给水泵，通过给水旁路向锅炉上水；（2）锅炉上水注意事项1）上水前水质应由化学化验合格。2）上水时应开启汽包空气门、过热器疏水门和空气门。关闭省煤器再循环门、疏水门。3）进水方式根据实际情况确定，若锅炉原已有水，经化验合格

32、，则可进水或放水至汽包正常水位，否则须放尽炉水重新上水。4）进水温度应大于20 ，并尽可能接近汽包壁温，上水温度与汽包壁温之差不超过28 。5）进水时严格控制上水速度，以免引起水击，进水应缓慢、均匀，进至正常水位所需时间为：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。若水温与汽包壁温较为接近时，可适当加快上水速度（锅炉上水流量应与除氧器进水流量匹配）。6）上水过程中应密切监视水位变化，并检查各部件是否有泄漏现象，有异常则查明原因，予以消除。7）上水至汽包正常水位后，记录一次锅炉膨胀指示。8）上水后应通知化学化验炉水水质，不合格时应排空重新上水，直至水质合格。（3）视情况投入底部加热，但必须注意下列情况

33、。1）投入炉底加热a、上水至正常水位后，接值长令投入炉底加热。b、检查辅汽压力0.71.0Mpa，温度250350，确认炉底加热系统各门在关闭位置；开辅汽至炉底加热供汽门、炉底加热母管门前疏水门，再缓开加热母管进汽一、二次门及联箱疏水门暖管经充分疏水后关各疏水门，逐个开启各炉底加热门。c、炉底加热投入后，严格控制炉壁异常振动及炉水饱和温度温升率28/h，汽包上下壁温差56。必须保持辅汽联箱压力高于汽包压力0.6Mpa。d、当汽包平均壁温达到100120，可停止加热。e、当汽包平均壁温未达到规定值而须点火时，应先停止炉底加热。2）解列炉底加热a、关闭加热联箱总门及各分门。b、汇报机长炉底加热已解

34、列，并做好记录。、进行燃油泄漏试验或旁路燃油泄漏试验。试验合格后，吹扫条件中油泄漏试验完成指示灯亮。、开启燃油跳闸阀、燃油回油阀、燃油压力调节阀，维持燃油母管压力正常，进行燃油系统循环。、投入除渣、除灰系统运行，炉底水封良好。、炉膛吹扫1、吹扫条件（1）风量>30（2）至少85的拱上、拱下二次风挡板在吹扫位（3）任一对送、引风机运行（4）两台一次风机全停（5）所有给煤机全停（6）所有磨煤机全停（7）所有支油阀全关（8）油快关阀已关（9）两台空预器运行（10）汽包水位正常（11）炉膛压力正常（12）所有探头无火（13）油泄漏试验完成或被旁路（14）无MFT跳闸指令2、吹扫过程（1）检查上述

35、吹扫条件满足后，按下“启动吹扫”启动炉膛吹扫程序，计时300秒。（2）吹扫期间各吹扫条件始终满足，300秒后，“吹扫完成”灯亮，MFT信号被复位，锅炉可以点火启动。（3）如吹扫期间任一条件丢失，“吹扫中断”灯亮，待条件重新建立后，再次吹扫300秒。（4）吹扫完成后，如2小时内不点火，则“再吹扫请求MFT”灯亮，必须再次吹扫，完成后才能点火。点火前汽机侧应完成以下操作1、投入汽轮机轴封（1）轴封系统暖管。（2）轴封送汽应注意的问题:1）热态启动时，必须先供轴封，后抽真空。2）轴封系统中疏水暖管一定要充分， 低压轴封蒸汽温度控制在121.1176.7。（3）投入轴封风机及轴封加热器，开启门杆漏汽至

36、轴封加热器手动门，开启轴封回汽至轴封加热器手动门。（4）开辅汽联箱至轴封供汽门，轴封控制站自动维持供汽压力0.0270.03MPa。2、汽机抽真空（1）关闭真空破坏门。（2）启动一台真空泵，入口气动蝶阀联开；根据需要可以启动另一台真空泵。1）检查各汽门及轴封不冒汽，当真空79KPa及以上时，炉点火。2）高、低旁路及其减温水处在良好备用状态。3）主、再热蒸汽管道疏水，汽机本体疏水，各抽汽管道疏水冷态启动务必要在开启状态，汽缸本体疏水热态启动在冲转前5分钟开启。开机前检查确认各疏水手动门务必在开启状态，并注意各疏水电动门前、后温度的变化，发现有疏水不畅通者立即就地检查确认，必要时联系处理。、锅炉点

37、火允许条件1、炉膛点火允许条件（油组、煤组点火允许条件中都包含该信号）（1）无MFT信号。（2）总风量>30%。（3）火检冷却风压正常。（4）火检放大器柜任一电源正常。（5）MFT继电器直流电源正常。（6）锅炉大联锁投入。2、油点火允许条件（1）炉膛点火允许（不包含锅炉大联锁投入条件）。（2）供油母管压力正常(0.8 MPa)。（3）油跳闸阀已开。（4）吹扫蒸汽压力不低(0.2 MPa)。3、煤点火允许条件（1）炉膛点火允许。（2）二次风温合适(230)。（3）一次风允许（任一台一次风机运行且没有一次风压低报警）。（4）密封风允许（任一台密封风机运行且没有密封风压低报警）。、点火步骤1、

38、确认过热器疏水门开启。2、油枪就地控制开关在“遥控”位，各油枪手动门、吹扫蒸汽手动门开启。3、投入“锅炉风量25%”、“汽包水位”保护（包含事故放水门联锁），退出“汽机跳闸”保护。4、总风量30%，炉膛负压-20-50Pa。5、确认火检冷却风机风压4kPa。6、投入烟温探针进行炉膛烟温检测。7、关闭再热器侧烟气挡板，开启过热器侧烟气挡板。8、点火前，确保送风量为正常点火风量；燃尽风电动挡板开10%、油枪中心风挡板100%、拱上二次风挡板40%（油枪点着后将对应挡板开至70%）、拱下风挡板10%。9、点火：（1）单投：在CRT上调出油组燃烧器画面，选择该组中一支油枪的顺启按钮，该油枪自动进行点火

39、。点火过程：进油枪进点火枪打火并开油阀退点火枪。（2）组投：在CRT上调出炉油组燃烧器画面，选择该组油枪的顺控按钮，该组油枪自动依次进行点火，程序以15秒间隔，依次启动单只油燃烧器的程控，如某一只油燃烧器已投运，则会直接进入下一步。（3）油枪打火时间最长为20秒，期间如油火检见火5秒以上，该油燃烧器投运成功，程控启动程序结束，期间如油点火允许一旦丧失，则启动程序自动中止，油燃烧器投运判断依据为：油阀开且油火检见火，任一相关设备故障则报警。（4）锅炉点火后投入空预器连续吹灰。第四节 升温升压、升温升压操作方法1、机组启动中，锅炉、汽机应密切配合，严格按照机组冷态启动曲线进行。2、锅炉应调节燃油流

40、量或增减油枪数量来控制升温升压速度。3、当汽包压力达0.172MPa并有汽流从空气门喷出时，开启连排、取样、加药门，关闭以下空气门和疏水门：（1）汽包空气门。（2）低过出口集箱上空气门。（3）全大屏入口分配集箱上空气门。（4）高过出口集箱空气门。（5）过热器系统中连接管上空气门。（6）后竖井、前后墙、侧墙下集箱疏水门。（7）后竖井中隔墙下集箱疏水门。（8）全大屏入口集箱疏水门。（9）高过出口集箱疏水门。4、检查高再出口集箱疏水门开启。5、根据厂用负荷及6kV母线电压情况，调节#1高备变分接头位置，维持6kV母线电压在正常范围。6、根据要求开启高、低旁，利用旁路调节主、再热蒸汽参数达到要求，并注

41、意以下事项：（1）高旁后汽温370，否则延时10秒高旁压力阀将强制关闭。（2）高旁压力阀开度2才能开喷水阀，否则闭锁喷水阀开。（3）机组启动时，若投低旁应注意凝汽器真空不低于低保护值。（4）开低旁压力阀前，先开三级减温水截止阀否则闭锁压力阀开。（5）低旁后温度170，否则强制关闭低旁压力阀。7、联系热工检查下列保护正确投入且ETS系统中没有任何跳闸信号存在。（1）轴向位移保护（2）润滑油压低（3）锅炉MFT（4）EH油压低（5）电气超速保护110%（DEH）（6）电气超速保护110%（TSI）（7）凝汽器真空低（8）轴振动大（9）发电机保护（10）DEH失电保护8、注意检查盘车运行正常;复查汽

42、轮机本体及主再热蒸汽管道，抽汽管道疏水开启。9、当汽包压力达0.5MPa时，化学人员冲洗取样管，化验汽水品质，检修后的锅炉还应通知检修人员热紧螺丝。10、根据锅炉需要联系汽机调整高、低压旁路。11、当汽包压力达1.0MPa时，应冲洗就地水位计。12、根据汽包水位情况，联系机侧启动电动给水泵向锅炉进水，当锅炉给水保持稳定后，关闭省煤器再循环，汽包水位投单冲量自动。13、当再热器中有蒸汽流动后，方可开启再热器侧烟气挡板。14、高低加水侧投入，汽侧系统作好准备，具备滑启条件。第五节 冲 转、冲转前操作1、检查TSI测量数据在允许范围，确认大轴偏心0.076mm，胀差指示正常。2、确认高中压缸检水上、

43、下壁温差55.6。3、油系统运行正常，参数符合下列要求：（1）启动高压备用密封油泵，油压0.8380.896MPa。（2）润滑油压0.0960.124MPa。（3）EH油压 14.5MPa；。（4）润滑油温4349。（5）EH油温：3860。（6）主油箱油位:#1机±152mm；#2机250550 mm。（7）EH油箱油位: 430mm560mm。（8）高中压缸检水温差小于41.7。4、发电机部分（1）发电机氢压0.20.31MPa，氢温3046, 氢气纯度96%。（2）内冷水压力0.10.2MPa；内冷水流量55t/h；引出线流量3t/h。（3）密封油系统工作正常；密封油温度384

44、9，密封油压高于氢压0.084MPa。5、汽轮机冲转前，盘车连续运行4小时以上，特殊情况下至少连续运行2小时以上，且运行正常，汽缸内和轴封处无异常声音，顶轴油泵运行正常。6、汽轮机冲转前，汽轮机转子弯曲值相对于原始值变化不大于0.02mm，每次启动冲转前应测量高中转子晃动度，否则禁止启动。7、冲转参数：（1）主汽压力： 4.2MPa。（2）主汽温度： 340。（3）再热蒸汽温度：320。（4）真空：-85KPa-90KPa。（5）蒸汽品质合格。、关闭高旁，检查再热汽压到零，关闭低压旁路，退出再热器减温水。 汽轮机冲转（不带旁路高缸启动）。1、记录冲转前参数，对DEH画面进行检查，满足启动要求：

45、各汽阀“关闭”；汽轮机“遮断”；操作员自动“投入”；旁路 “切除”；功率回路“切除”；汽机手动“切除”；阀位限止“0”。2、汽轮机“挂闸”，中压主汽阀全开，“挂闸”信号发出后,操作员将阀位限制值设100%，选择“TV”控制，此时高压调节汽阀全开。3、操作员设定转速目标值600rpm，升速率100rpm/min, 按“进行”键开始升速，当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱扣，若盘车脱扣不正常应立即打闸停机，检查故障原因并排除后方可重新冲转。4、转速升至600rpm时，迅速遮断汽轮机，应在5分钟内进行摩擦检查，仔细倾听汽轮机内部声音，确认通流部分无摩擦，各轴承回油正常，方可立即升速，升速率

46、100r/min；汽轮机转速600rpm后应检查开启高排逆止门及各抽汽逆止门，高、低加要随机组启动投入，若检水热电偶下缸温度高于上缸温度达41.7时，可暂退出高加，待检水温差减小且稳定后，适时投入（暂且规定150MW负荷后投入） 5、600rpm检查正常后，设定目标转速2040r/min，升速率设定为100rpm/min, 按“进行”键开始升速；转速升至1200r/min停顶轴油泵，记录各轴承油膜压力,定速后进行暖机3小时。6、汽机冲转后，锅炉及时关闭再热器进出口集箱疏水，开启再热器侧烟气挡板调节再热汽温。冲转期间，锅炉要注意调整燃料量及风量，稳定蒸汽参数。（7、汽机冲转后，记录一次锅炉膨胀指

47、示。）删除8、值长根据机组冷态启动的实际情况，安排发电机并网前的有关电气操作。（1）检查发电机出口断路器除220kV南、北刀闸未合外其他均正常。（2）检查发电机1TV、2TV、3TV，避雷器投入。（3）检查发电机冷却系统具备投入条件。（4）联系保护班测量PT二次回路无异常。（5）检查封闭母线微正压装置投入运行正常。（6）检查主变中性点接地刀闸确已合好。（7）投入主变冷却系统，并选择主变各冷却器的运行方式。（8）投入高厂变冷却系统。（9）检查励磁系统无报警。（10）送上励磁室内启动励磁电源。（11）检查励磁系统各小空开均已送上。（12）#2发电机励磁系统控制板进行了更换，对励磁系统送电时注意控制

48、板运行显示状态正确。（13）检查发电机微机同期控制器（SID2CM）电源正常。（14）当汽机升速达1500rpm时，检查发电机碳刷无跳动、卡涩现象。（15）检查发变组有关保护投入正确，装置无异常报警信号。9、2040暖机完毕后，检查各部正常，按操作票要求记录各参数，设定转速目标值2900r/min，升速率100rpm/min,按“进行”键开始升速，转速达到2900rpm后，控制方式由TV切换为GV方式,历时120秒,注意系统的扰动情况。此时，高压主汽阀全开，汽轮机进入单阀控制阶段。10、发变组出口开关开始恢备。11、设定目标转速3000r/min、升速率50rpm/min将转速升到3000r/

49、min。12、汽轮机转速达3000r/min，根据需要手动打闸一次，观察汽轮机转速应正常下降。13、重新挂闸，机组恢复至打闸前的状态。14、检查TSI监视项目应在允许范围内。15、当汽机升速达3000rpm时，合上发变组220kV侧北母或南母刀闸。16、若汽轮机不进行任何试验，而且电气也不做试验时，停运高压备用密封油泵和交流润滑油泵，投入联锁作备用。检查：当主油泵出口油压1.4421.689 MPa，润滑油系统润滑油压0.0960.13MPa;润滑油进油温度在正常值：3849；EH油系统正常：EH油压为12.414.8MPa ，EH油温3860。17、若汽轮机3000 r/min后，做打闸其它

50、试验，应在试验完毕后再停止高压备用密封油泵和交流润滑油泵的运行；投入交直流润滑油泵“联锁”。停高压密封备用油泵和交流润滑油泵时，应注意润滑油压不低于0.083MPa，否则立即启动高压备用密封油泵和交流润滑油泵，并查明原因。18、发电机并网前,汽机侧应检查和进行以下工作：（1）汽机转速控制在3000rpm,运行稳定。（2）发电机及电气系统具备并网条件。（3）发电机附属系统氢、油、水系统正常运行。（4）汽机手动停机试验正常。（5）汽机高、中压转子热应力在许可范围内。（6）各辅助热力系统运行正常，重要辅机设备无异常。（7）机组大联锁保护投入并确认正确。（8）汽机各附属系统的功能组投入正常。（9）高、

51、低压旁路系统备用良好。（10）凝汽器真空90KPa。第六节 发电机并网、发电机并网的条件1、发电机与系统电压相近，电压差不超过±5%。2、发电机与系统频率相近，频率差在±0.2Hz以内。3、发电机与系统相序一致，相位差不超过10°15°。、发电机顺控升压并网操作 1、接到值长发电机顺控并网操作指令。2、查发电机转速确在3000rpm。3、查发电机顺控并网条件均满足。4、执行以下发电机顺控并网步序： （1）选择AVR自动。（2）投程序励磁至电压额定。（3）空载参数检查。（4）同期装置投入。（5）请求DEH同期至开关合入。（6）复归主开关及灭磁开关闪光。（7

52、）退出同期装置。5、恢复主开关及灭磁开关闪光。6、退出发电机突加电压保护、启停机保护。、发电机手动启动升压并网操作1、接值长发电机升压令。2、确知发电机冷却系统、励磁系统均正常。3、查发电机转速确在3000rpm。4、查发变组保护装置及有关保护投入正常。5、查主变220kV侧北母或南母刀闸确已合好。6、合上发电机灭磁开关。7、在操作员站点击“启动励磁”。8、手动或自动方式将电压升至额定电压20kV。9、发电机投入同期装置。10、汽机DEH“同期投入”。11、检查发变组出口开关三相自动合闸。12、退出发电机同期装置。13、退出发变组突加电压保护、启停机保护。、发电机升压注意事项1、升压操作应缓慢

53、、谨慎，并密切监视定子三相电流为零。2、当定子电压升至额定值后，检查转子电流、电压为空载值。3、定子电压升至额定值时，应通过信号、测量装置检查发电机定、转子绝缘正常，定子无零序电压。4、定子电压升至额定值后，如无其它不正常情况，用准同期装置进行并列操作。、当接到值长“发电机并列操作”命令后，按“顺控并网”进行发电机并网操作。、机组转速在3000rpm，运行暖机良好,按下“同期允许”键，按“自动同步”；此时，可通过同步装置向DEH发同步增或同步减的脉冲，DEH将汽轮机转速控制到同步转速。、发电机与系统并网后，立即投入“一次调频”，汇报值长。、发电机并网后，由DEH发出指令，自动接带5%初始负荷。

54、锅炉应及时增加油枪投入数量，调整燃烧，务必维持参数稳定，配合汽机升负荷及低负荷暖机工作。正常启动励磁系统AVR投自动，根据系统无功缺额和发电机出口电压自动调整发电机无功出力，如因特殊原因未投自动时，并网后应注意手动根据需要调整无功。、有功负荷的增加，按汽轮机负荷曲线进行，直至带额定负荷。无功负荷的增加，应保证功率因数在0.85左右，不得过大、过小，励磁系统电压、电流应在额定参数以下运行，同时要注意发电机出口电压维持在20kV±5% 以内。第七节 机组升负荷、机组升负荷采用滑-定方式：在90%额定负荷以下滑压；在90%额定负荷以上定压（额定压力）。、机组冷态启动，15MW负荷下稳定运行

55、至少30分钟进行低负荷暖机，主、再热汽温、汽压维持不变，在此期间，主蒸汽温度每变化1.7，稳定暖机时间增加1分钟，并做好启动制粉系统的准备。、随后锅炉按冷态滑参数启动曲线升温升压，并以2.0MW/min的速率均匀地增加负荷至额定负荷，如有异常应延长暖机时间。 、投入凝结水精处理设备，除氧器、凝汽器水位调节投入自动。 、及时调整发电机冷氢温度4048及内冷水温4550。、大修后启动应在10%-25%额定负荷稳定运行4小时以上，在此期间保持蒸汽参数稳定，然后解列发电机做超速试验，试验完毕，恢复3000rpm，重新并网带负荷。、机组并网后，依次启动两台一次风机及密封风机，调整密封风压大于磨煤机进口风压3.0Kpa，对磨煤机进行暖磨。、暖机过程中，当二次风温230 时，根据燃烧情况，可启动一套制粉系统运行。、确认磨煤机启动条件满足，启动磨煤机。（投入该制粉系统时，先投入该磨组的油枪。） 、确认给煤机启动条件满足，启动给煤机。、投粉后，应检查煤粉燃烧器着火良好，炉膛压力正常，磨煤机料位建立后，给煤机转速自动。在投入第一只煤粉燃烧器时，如两次未点着，应灭火吹扫后重新点火。、及时开启过热器、再热器减温水总门，开启各减温水手动门，视汽温情况投入减温水。、炉