相关设备300mw机组直流锅炉运行

1、锅炉机组的简要特性设 备 简 况本锅炉是与300MW汽轮发电机配套的亚临界、一次上升、二次混合、中间直流锅炉。设备简况如下(按制造厂说明书编写)：再热制造厂家(制造厂制造年月；投产年月；)；1.1.4 锅炉型号：DG1900/25.4-II1；炉膛；燃烧器(包括煤粉燃烧器和燃油燃烧器)；过热器；再热器；省煤器；空气预热器；构架；炉墙；除尘、除灰设备；煤粉系统和燃油设备；吸风机、送风机；再热蒸汽调温方式；旁路系统；锅炉自动控制装置；锅炉程序控制装置；锅炉电气保护和热机保护装置；1.2 设 计 规1.2.1 主要参数(表1)表1范续表11.2.2 主要承压及受热面(表2)表2续表21.2.3 管道

2、系统(表3)表31.2.4 燃烧设备(表4)表41.2.5 附属设备(表5)表51.2.6 安全阀(表6)表61.2.7 热工自动调节装置(表7)表71.2.8 给水及蒸汽品质(表8)表81.2.9特性(表9)表9锅炉机组的启动检修后的验收2.1.1 锅炉机组大、后，应有设备变动。2.1.2 运行应参加验收工作。在验收时，应对设备进行详细的检查，并进行必要的试验和试转。验收项目应在现场规程中规定，并写入的检查、验收卡。在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，除及时簿外，还必须在投运之前予以消除。检查验收应包括下列内容：在有关2.1.4.1 拆除或装复为检修工作而采取的临时设施，现场

3、整齐、清洁，各通道畅通阻，保温及照明完整、良好。无2.1.4.2 锅炉本体、辅机及风、烟道等设备完整，无杂物。2.1.4.3 管道、阀门连接良好，并有符合电力工业技术管理所规定的漆色标志。2.1.4.4 仪表操作盘上的仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照号声、光良好。2.2 主要辅机的试运行警 信2.2.1 主要辅机检修后，必须经过试运行。试运行良好、验收合格，方可正式投入 运行。吸风机、送风机的连续试运行时间不得少于4h，以验证其工作的可靠性。转械试运行时，应遵守电业工作安全规程的有关规定。2.2.2 转械试运行前的检查2.2.2.1 确认锅炉风、烟系统和制粉系统的各风门、挡板及其传运

4、行正常。构都已校验， 且2.2.2.2 确认转请单。械及其电气设备检修完毕，并具有各有关会签的试运行申2.2.2.3 转械以及与之有关的润滑油系统、冷却系统、油系统、控制系统 及各仪表均符合启动前的要求。电符合厂用电运行规程的有关规定。详细检查内容，应在现场规程中规定。2.2.2.4 转装置、转转械检查正常，方可送上该设备的电源及其操作电源、气源，投用巡 测装置、保护装置以及连锁装置。械的试运行械试运行时，有关的检修应到现场；运行应有人检查、验 收；仪表操作盘上也应有人监视启动电流和启动电流在最大值的持续时间；并做好记录。试运行程序、联锁装置试验的程序，均应在现场规程中规定。各辅机的启动，应在

5、最小负荷下进行，以保证设备的安全。风机试运行时，应进行最大负荷的试验(电流不得超过额定值)。试运行中 保持正常炉膛负压。制粉系统试运行时，应确认系统内无积粉、积煤。主要辅机试运行时的验收项目：风机回转方向正确。无异声、摩擦和撞击。轴承温度与轴承振动符合本规程第3.9.5款的规定。轴承无漏油及甩油，油管畅通，高、低油位线清楚，油位正常，油质良好。 e.检查各处无油垢、积灰、积粉、漏风、漏水等现象。f.风门、挡板(包括机械限位)及连接机构的安装位置应正确，并能关闭严密， 不使停用中的风机倒转。g.风门、挡板应有就地开度指示装置，并和控制室内的开度指示核对一致。h.电的运行情况应符合厂用电运行规程的

6、有关规定。2.2.4.2 回转式空气预热器a.空气预热器各处的门、应关闭严密。上、下轴承处无人停留及工作。b.启动前，先校验油泵低油压连锁能自启动；回转式空气预热器下轴承润滑 油泵已启动，运行正常。投用回转式空气预热器。c.回转式空预热器启动后，特别是其电气部分检修后的启动，应注意其回转方 向。若转向相反，应立即停用，防止密封板损坏。d.注意电电流，不正常晃动，应停止试运行，检查原因。2.2.5 锅炉检修后，应在冷态下进行漏风试验，以检查锅炉各部的严密性。其试 验、检查方法，并按现场制定方案进行。2.3 水 压 试 验2.3.1 锅炉大、后或局部受热面检修后，必须进行水压试验。 锅炉的超压水压

7、试验(包括再热器)应按电力工业锅炉监察规程的规定进 行。锅炉水压试验、超压水压试验的周期及试验压力，应在现场规程中明确规 定。在超压水压试验时，应有总工程师或其指定的专责2.3.2 水压试验条件在现场指挥。2.3.2.1当锅炉进行受热面检修后，应进行锅炉正常压力水压试验。2.3.2.2在下列情况下，应进行锅炉超压水压试验：a、运行中的锅炉每六年进行一次（在大修结束后）；b、新装锅炉，在开始运行前；c、锅炉承压进行大面积换管。2.3.3 锅炉水压试验压力规定(：MPa)2.3.4 锅炉水压试验范围2.3.4.1省煤器、水冷壁及过热器系统：自给水泵出口至汽轮机主汽门前。2.3.4.2再热器系统：自

8、再热器冷段水压用堵板到热段出口再热蒸汽管道上的水压用堵板。2.3.4.3锅炉本体的疏水和排空二次门前的阀门和管道。2.3.5锅炉水压试验前的准备和检查检查与水压试验有关的汽、水系统，其检修工作已经结束，热力工作票已 注销，工作票已终结炉膛和尾部烟道内无人工作。汇报值长，联系有关部门，准备好水压试验用水(除盐水、除氧水或凝结 水)。汽、水系统各隔绝门及调节门的执行机构试验正常。有关仪表、巡测装 置、装置都已投入运行。安全阀控制系统、电磁泄放门及其他防止超压的保护装置，经过试验正 常，并已投入运系统额定工作压力水压试验压力超水压试验压力备注主蒸汽系统31.331.334.43以省煤器压力为主再热汽

9、系统4.714.717.1以再热器压力为主行。2.3.5.5、省煤器和再热器已装精度为 0.5级的就地压力表，且控制室内省煤器和再热器压力指示已经校验正确。、所需通讯工具准备齐全。、锅炉所有安全阀应采取防起座措施，电动泄压阀的控制开关处于“OFF”位置，防止水压试验时开启。做超压水压试验时应装堵头进行。2.3.5.8、检查锅炉汽水系统与汽轮机确以隔绝，汽轮机主汽门后疏水门，高排逆止门前后疏水门，中压主汽门上下阀座疏水应打开。2.3.5.9、水压试验时汽机的凝结水系统、循环水系统、给水系统、凝补水系统应投入运行。2.3.5.10、化学应准备足够的除盐水。2.3.5.11、锅炉上水应在承压周围空气

10、温度高于5时进行。低于5时，必须有防 冻措施。锅炉上水的水温一般应为2070，过低易造成受热面表面结露，造成汽化。2.3.5.12、上水温度高于过温度,一般应在20-70,上水温度与汽水分离器壁温之差小于28,以防止引起汽化和过大的热应力.2.3.5.13、水压试验用水应采用除盐水或凝结水，上水前应化验水质合格，水中氯离子含量小于25mg/L。2.3.5.14、在锅炉进水前，应按阀门检查卡检查汽水系统阀门处于正确状态，高温对流过热器至锅炉吹灰供汽门等任何通往不能承受水压试验压力的仪表和附件的阀门都应该。2.3.5.15、再热器水压试验之前应检查再热器加水压试验用堵板。2.3.6水压试验操作方法

11、2.3.6.1、水压试验过程中必须指挥，升压和降压时要得到现场指挥的才能进行。2.3.6.2 、水压试验按先低压后高压的顺序进行，先进行再热器系统的水压试验，然后进行省煤器、水冷壁和过热器系统的水压试验。2.3.6.3 、锅炉上水用电动给水泵进行，各空气门见水后关闭。水压试验上水速度不应太快，以免造成受热不均。建议上水速度夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。2.3.6.4、再热器水压试验时，利用电动给水泵的中间抽头，通过再热器减温水管进水、升压。超压水压试验时应使用柱塞泵进行。2.3.6.5上水过程中密切监视水位变化，并检查受热面是否发生，受热面的膨胀是否正常。若发现异常，立即查明原因，并予以

12、消除。2.3.6.6、过热器水压试验时，先以正常上水方式对过热器系统上满水，再利用过热器减温水管升压。做超压水压试验时，应利用柱塞泵。2.3.6.7、在锅炉升压时应缓慢，在0.98Mpa以下升压速度应小于0.244Mpa/min，压力升至0.98Mpa时暂停升压进行检查，观察压力无变化，受热面无异常，稳压15分钟后继续升压。2.3.6.8、当压力升至5.88Mpa时暂停升压进行检查，观察压力无变化，受热面无异常，继续升压至9.8Mpa后放慢升压速度，升压速度小于0.196Mpa/min，当压力升至11.77Mpa时暂停升压进行检查，观察压力无变化，受热面无异常，继续升压至20Mpa，暂停升压进

13、行检查，观察压力无变化，受热面无异常，继续升压。2.3.6.9、当压力升至工作压力31.3Mpa，暂停升压进行检查，观察压力无变化，受热面无异常，继续升压至水压试验压力34.43Mpa，并在此压力下保持20分钟，然后开启疏水门以0.3MPa/min的降压速度降压将压力降到工作压力，检查受热面无泄露后开启疏水门以0.3MPa/min的降压速度降压至0。2.3.6.10、再热器水压试验结束，应关闭再热汽减温水电动阀，开启中压缸主汽门前疏水门以0.3MPa/min的降压速度泄压，然后再对省煤器、水冷壁和过热器进行水压试验。2.3.6.11、当压力降至零时，开启各空气门和疏水门进行放水。若锅炉准备投入

14、运行，且水质合格，分离器前的受热面可以不放水，但过热器和再热器部分的积水应放尽。2.3.6.12、水压试验结束后解除安全阀防起座措施和所加的各处堵板，以及弹簧吊架的销子。2.3.6.13、如锅炉在短期内不投入运行，当降压至 0.5MPa时，关闭各空气门和疏水门停止泄压，进行充氮保护，或采取其它停炉保养措施。2.3.7锅炉水压试验的合格标准及注意事项2.3.7.1水压试验元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾痕迹。2.3.7.2、经宏观检查，受压元件无明显的残余变形。2.3.7.3、省煤器、水冷壁和过热器系统压力降不大于0.1MPa/min，再热器系统压力降不大于0.05MPa/min。2.3.7.

15、4 上水前和上水后，应有专人膨胀指示器指示值，并分析其膨胀工况是否 正常。要有专人负责升压，严防超压。压力要以就地压力表指示为准，控制室内专人监视CRT压力。上下经常联系，当上下压力指示差别大时，应由热工校核确定。2.3.7.5、在上水过程中，应检查各管系、阀门是否有泄漏，如发现有泄漏，应停止上 水，待处理好后再重新上水。调节进水量应均匀、缓慢，阀门不可猛开猛关，以 防发生水冲击.2.3.7.6、升压过程中不得冲洗压力表管和取样管。2.3.7.7、在进行省煤器、水冷壁及过热器水压试验过程中，应严密监视再热器压力情况，防止再热器起压、超压，并加强汽轮机缸温监视。2.4 锅炉热控部分简介2.4.1

16、 FSSS 系统FSSS 控制逻辑分为锅炉安全逻辑 FSS 和控制逻辑 BCS。FSSS 控制逻辑部分包含锅炉保护的全部内容，即油泄漏试验、炉膛吹扫、总跳闸（MFT）、油跳闸（OFT）、保护动作首出原因、点火允许条件、点火能量判断、RB动作等。FSSS 控制逻辑还包括 FSSS 公用设备（如火检冷却风封风机、主跳闸阀等）的控制和启动油燃烧器控制。控制逻辑 BCS 包括A、B、C、D、E、F 等 6 套磨组控制及其对应的点火油控制和启动油控制。2.4.2FSSS 控制逻辑2.4.2.1FSSS 逻辑主要内容FSSS 逻辑主要包括以下内容：油泄漏试验；炉膛吹扫；MFT 及首出；OFT 及首出；点火

17、允许条件；油系统阀门控制；火检冷却风机控制；密封风机控制；RB 工况燃烧器动作逻辑；点火能量判断；启动油燃烧器控制；2.4.1.2 油泄漏试验为防止供油管路泄漏（包括漏入炉膛），油系统泄漏试验是针对主跳闸阀、及单个油角阀的密闭性所做的试验。油系统分点火油系统及启动油系统，各油系统分别进行油泄漏试验。操作员在 CRT 上发出启动油泄漏试验指令。两种油泄漏试验成功都是炉膛吹扫条件。运行操作试验开始，打开母管总跳闸阀及分跳闸阀(点火油跳闸阀或启动油跳闸阀)来给油系统充压，充压合适后关闭母管总跳闸阀及分跳闸阀,如果压力在 120 秒内超压或欠压则说明燃油系统有泄漏，油泄漏试验失败,否则 120 秒后油

18、泄漏试验完成。点火油泄漏试验条件：MFT 继电器已跳闸；点火油 OFT 动作；启动油 OFT 动作；总燃油跳闸阀关状态；点火油跳闸阀关状态；启动油跳闸阀关状态；点火回油阀关闭；所有油角阀关闭；燃油母管压力合适。启动油泄漏试验条件：MFT 继电器已跳闸；点火油 OFT 动作；启动油 OFT 动作；总燃油跳闸阀关状态；点火油跳闸阀关状态；启动油跳闸阀关状态；点火回油阀关闭；所有油角阀关闭；燃油母管压力合适。MFT 复位信号复位或本试验再次启动复位油泄漏试验完成信号。2.4.1.3 炉膛吹扫启动炉膛吹扫满足下列所有条件。一次吹扫条件：MFT 动作；点火 OFT 动作；启动 OFT 动作；任一送风机运

19、行；任一引风机运行；任一空预器运行；所有磨煤机停运；所有给煤机停运；所有磨煤机出口门关闭；所有单个油角阀全关(点火及启动)；一次风机全停；无 MFT 跳闸条件存在；点火油泄漏试验成功；启动油泄漏试验成功；无 MFT 跳闸条件；全炉膛火检无火焰。二次吹扫条件：炉膛风量在30%炉膛压力合适所有辅助风挡板打开给水流量正常一次吹扫条件全部满足可以启动吹扫，二次条件满足开始吹扫记时，二次条件停止记时，待再次满足时重新记时；如果吹扫过程中一次条件则吹扫失败，两组条件均满足持续5 分钟吹扫完成。炉膛吹扫成功才能复位 MFT，MFT 动作给出炉膛吹扫请求，炉膛吹扫完成信号复位炉膛吹扫请求信号。MFT 复位信号

20、复位炉膛吹扫完成信号。2.4.1.4 总跳闸（MFT）总跳闸（MFT）是锅炉安全保护的内容,是 FSSS 系统中最重要的安全功能。在出现任何危及锅炉安全运行的工况时，MFT 动作将快速切断所有进入炉膛的，即切断所有油和煤的输入，以保证锅炉安全，避免事故发生或限制事故进一步扩大。当 MFT 跳闸后，有首出跳闸原因并显示,当 MFT 复位后，首出跳闸清除。MFT 设计成、硬件冗余回路。aMFT 跳闸条件运行跳闸（MFT 按钮）；炉膛压力高高，硬接线输入，三取二产生。信号延时 3 秒钟；炉膛压力低低，硬接线输入，三取二产生。信号延时 3 秒钟；给水流量极低跳闸，信号延时 3 秒钟，三取二产生；给水流

21、量低跳闸，信号延时 20 秒钟钟，三取二产生；失去两台送风机；全部空气预热器停运；失去两台吸风机；火检风/炉膛差压低跳闸，硬接线输入，三取二产生。信号延时 3 秒钟；汽机跳闸且机组实际功率曾40；锅炉风量30%；炉膛压力正常；燃油压力正常；雾化气压力正常；主跳闸阀开状态；（2）点火油点火允许以下条件全部满足，产生“点火油点火允许”信号：MFT 已复位；火检风/炉膛差压正常；风量30%；炉膛压力正常；MFT 已复位；OFT 已复位；主跳闸阀开状态；启动油点火允许。（3）煤点火允许以下条件全部满足，产生“煤点火允许”信号：（有问题）MFT 已复位；二次风/炉膛差压正常；风量30%；二次160 度；

22、锅炉负荷50%或者至少 8 只启动油抢投运1.4.1.6 油母管阀门控制MFT 复位后，运转操作打开主跳闸阀，同时复位 OFT。当 MFT 或者 OFT 发生时，自动关闭主跳闸阀，并打开。油泄漏试验进行过程中，可以打开主跳闸阀。1.1 火检冷却风机火检冷却风机是典型的一用一备设备，当 MFT 复位时全部停止；当火检风压时禁止停止火检风机。当运行火检风机跳闸或风压低时联锁启动备用风机。1.2 密封风机密封风机是典型的一用一备设备，当风压时停止火检风机。当运行风机跳闸或风压低时联锁启动备用风机。当有磨运行时密封风机全停。1.3RB 工况RB 发生时，自上向下间隔 3 秒切除磨层，保留 3 层为止。

23、同时投入下层燃油助燃。1.4煤层点火能量判断当以下任一条件满足，认为 A 煤层点火能量满足：A 层点火油投运A 层启动油未投运当以下任一条件满足，认为 B 煤层点火能量满足：B 层油投运B 层启动油未投运C 层油投运认为 C 煤层点火能量满足：当以下任一条件满足，认为 D 煤层点火能量满足：D 层油投运D 层启动油未投运E 层油投运认为 E 煤层点火能量满足：F 层油投运认为 F 煤层点火能量满足：启动燃油控制逻辑2（1）层控制运行操作当油层启动，逻辑将按照一定顺序自动投运油层，每只燃烧器之间的间隔一定时间。运行操作油层切除时，逻辑将按照一定顺序自动发出油角切除指令，每角指令间隔一定时间。（2

24、）角油燃烧器控制油角启动准备下列条件同时满足油角启动准备好：油角不在就地方式；燃油启动允许；油阀关闭；雾化阀关闭；吹扫阀关闭；本角助燃二次风门合适（20%-60%，需要调试整定）。单角控制启动命令、层启动命令均可以启动本角燃烧器。油燃烧器投入过程FSSS 逻辑接到油燃烧器启动指令后，首先推进油抢，然后推进点，点火变压器启动点火的同时打开燃油阀、雾化阀。油枪推进到位、油阀开位、雾化阀开位置并且本角火检检到火焰 10 秒钟后给出本角正常工作标志。油燃烧器切除模式下列条件之一导致油燃烧器进入切除模式：点火过程中油阀开但无火 15 秒钟；灭火 3 秒钟；油阀开关信号都有 15 秒钟；油阀开、关信号都没

25、有 15 秒钟；油阀开但雾化阀未开 15 秒钟；油阀开但油枪没有进到位 15 秒钟；燃油速断阀关闭；MFT 动作；停止油燃烧器命令。油燃烧器切除过程FSSS 逻辑进入油燃烧器切除模式，首先关闭燃油阀、雾化阀，打开油枪吹扫阀，推进点打火 15 秒，吹扫 60 秒钟后关闭吹扫阀，退出油枪。在油阀已经关闭的情况下，任何停油燃烧器的操作都是启动油枪的吹扫操作。MFT 动作将中指吹扫过程，如果油枪在炉膛里将保留到那里，直到下次吹扫完成退出。3点火燃油控制逻辑点火油燃烧器与启动油燃烧器的控制基本相同。差别在于：启动油燃烧器油枪是纯机械雾化，因此没有雾化蒸汽阀；点火油燃烧器的启动命令除了单只启动命令和层启动

26、命令外，还有磨请求投入。下层点火油还有 RB 助燃命令。4燃煤控制逻辑燃煤控制逻辑完成各磨组的投入、切除操作，并在正常运行时密切监视各煤层的重要参数，必要时切断进入炉膛的煤粉，以保证炉膛安全。当煤层的点火能量建立起来之后，操作员就可以进行煤层投入的操作。煤点火的允许条件适用于所有煤层。如果煤点火的条件不满足，则任何煤层均不允许点火。煤燃烧器投入以层为进行，这是由于每台磨煤机出口的六个挡板是联开联关的。机组共有 A、B、C、D、E、F 6 个磨组，各磨组控制基本相同。下面以 A 磨组为例设计磨组功能。4.1燃煤投运以下条件全部满足，认为 A 煤层投运：A 磨煤机合闸A 给煤机运行达 1 分钟A1

27、、A2、A3、A4、A5、A6 角中至少 4 角有火焰检测以下条件全部满足，认为 A1 煤燃烧器投运：A 磨煤机合闸A 给煤机运行达 1 分钟A1 有火焰检测其它 5 只燃烧器相同。4.2 煤层功能组A 磨组的启动功能组步序：启动 A 磨煤机润滑油泵；开 A 磨煤封风电动挡板；开 A 磨煤机出口挡板；开 A 磨煤机冷风挡板；A 磨煤机启动允许满足后，启动 A 磨煤机；开 A 磨煤机热风挡板；开 A 给煤机出口电动煤阀；A 磨煤机出口温度65后，启动 A 给煤机；开 A 给煤机电动煤阀。A 磨组的功能组停止步序:请求 A 油层投入；至 CCS 置A 给煤机转速最低；A 给煤机转速降到最低后，关

28、A 磨煤机热风门；A 磨煤机热风门 5 分钟后，关 A 给煤机电动煤阀；关 A 给煤机电动煤阀后，停 A 给煤机；给煤机停运 5 分钟后，停磨煤机；停止磨加载油泵。4.3 磨组紧急跳闸运行跳闸；A 煤层顺控来跳闸指令；MFT；一次风压低跳闸；A 磨煤封风与一次风差压低，该信号必须持续 60 秒钟；失去一次风机；A 给煤机运行，但 A 磨煤机停运；失去点火能量跳闸。当 A 给煤机运行且转速40时，认为 A 煤层负荷低，如果 A 煤层点火能量不满足，A 煤层将请求 A 点火油层投入以助燃。2 分钟之后， A 油层未投运且 A 给煤机转速仍然80 度A 磨煤机润滑油温65 度A 磨煤机润滑油箱油温6

29、5 度；A 给煤机控制装置无故障；A 磨三次风门关；给煤机处于位；4.7以下条件全部满足，认为 A 给煤机停止允许：A 给煤机煤阀关状态达 60 秒；A 给煤机转速最小；A 煤层点火能量满足。电气连锁及热机保护的基本项目(制造厂另有规定的除外)见表10。所有电气连锁及热机保护在检修后，均应作一次试验，以确保机组投运后能常动作，起到保护作用。正有关试验项目及试验方法、要求，据现场设备情况，在现场规程中规 定。2.4.3 严禁无故停用电气连锁及热机保护。如需停用时，应先得到总工程师批准。2.5 启动前的检查后，启动前应检查检修工作已结束，检修工作票已终结，相关部2.5.1 锅炉大、门验收合格。锅炉

30、机组附属的冷却系统、控制压缩空气系统、除灰水系统已投入运行，工况正常。锅炉机组的辅助汽源，应处于热备用状态。按照制粉系统运行规程、燃油设备运行规程、除渣设备运行规 程及除尘器运行规程的规定做好各辅助设备、系统启动前的检查和准备工 作。检查点火设备处于备用状态。启动前及锅炉上水前的检查项目、要求应在现场规程中规定，并建立作卡。检查汽、水系统，减温水系统及启动分离器系统等的阀门位置，应符合启动 前状态。检查汽、水系统，减温水系统及启动分离器系统等的阀门位置，应符合启动前状态。开启下列阀门：分离器水位调节阀分离器排水至锅炉疏水扩容器电动阀锅炉减温水气动总阀的操疏水联箱至锅炉疏排水总门顶棚过热器出口联

31、箱疏水一二次门侧包墙和 B 侧水平烟道出口联箱疏水一、二次门 A 侧水平烟道和前包墙出口联箱疏水一、二次门后包墙出口联箱疏水一、二次门低温过热器屏式过热器管道疏水一、二次门联箱疏水一、二次门屏式过热器出口联箱疏水一、二次门高温过热器联箱疏水一、二次门高温过热器出口联箱疏水一、二次门省煤器出口联箱排气期一、二次门A 水冷壁中间混合联箱排气一、二次门分离器联箱排气一、二次门分离器出口联箱排气一、二次门 A 竖井出口联箱排气一、二次门 B 竖井出口联箱排气一、二次门温过热器管道排气一、二次门高温过热器出口联箱排气一、二次门省煤器出口联箱排气门A 水冷壁中间混合联箱排气门B 水冷壁中间混合联箱排气门分

32、离器联箱排气门分离器出口联箱排气门 A 竖井出口联箱排气门 B 竖井出口联箱排气门高温过热器管道排气门高温过热器出口联箱排气门省煤器至储水罐暖管手动门给水电动阀旁路调节阀前隔绝阀（4A）给水电动阀旁路调节阀后隔绝阀（4B）省煤器给水取样一、二次门分离器排水取样一、二次门主蒸汽取样一、二次门再热器各疏水门关闭下列阀门：给水电动阀旁路调节阀（4D）分离器排水至凝汽器电动阀 一级减温水气动总阀（2B） 二级减温水气动总阀（2C）A 一级减温水气动调节阀 B 一级减温水气动调节阀 A 二级减温水气动调节阀 B 二级减温水气动调节阀省煤器至储水罐暖管调节门（3B）储水罐至二级减温水电动门（2A）给水管道

33、疏水二次门冷灰斗联箱疏水一、二次门后包墙出口联箱疏水二次门省煤器出口联箱充氮门A 水冷壁中间混合联箱充氮门分离器联箱充氮门分离器出口联箱充氮门 A 竖井出口联箱充氮门 B 竖井出口联箱充氮门高温过热器出口联箱充氮门分离器见水后检查水冷壁排气二次门2.5.8 吸风机、送风机、烟道、风道等烟与风的调节挡板转动灵活、位置正确，符启动前要求。回转式空气预热器的油泵、安全阀用的空气压缩机及其他燃油、灰、除尘、疏水用的辅助机械设备均正常、良好。合除2.5.9 炉膛内无焦渣杂物。炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器等风、烟道人的各人、看火门、打焦门、防爆门、检查门、放灰门等，在确认其后关闭。无2.5.1

34、0 过热器、再热器、启动分离器各安全阀完整、良好，无杂物卡住，压缩空系统严密、完整、可用。启座、回座压力定值符合要求。气2.5.11 各仪表及设备、保护装置的电源正常。备用电源处于备用状态。2.6 冷 态 启 动2.6.1 冷态上水前需要确认至少满足下列条件时才允许向锅炉上水1）361 阀（汽水分离器储水罐水位控制阀）处于自动状态MFT 复位储水罐压力小于686kPa储水罐水位小于12000mm5）T-BFP 旁路阀处于自动状态所有锅炉疏放水阀处于自动状态所有锅炉排气阀处于开启状态8）361 阀出口至冷凝器管路电动闸阀和361 阀出口至排污扩容器管路电动闸阀处于自动状态9）高压给水加热器旁路阀

35、处于自动状态10）高压给水加热器阀处于自动状态高压给水加热器给水出口阀处于自动状态确认低压管路（冷凝器至除氧器）和炉前段（周围）等水质合格。2.6.1.1 向锅炉上水前，应对炉前给水管道及高压加热器水侧铁量小于？g/L后，方可向锅炉上水。，直至炉前给水 含2.6.1.2 上水温度高于周围温度以防止锅炉表面结露，但也不宜温度过高以防止引起汽化和过大的温度应力，一般取2070。上水速度不应太快，一般不大于t/h。以免造成受热不均。上水速度：夏季不少于2 小时，冬季不少于4 小时。2.6.1.2开始锅炉上水后的主要操作检查361 阀出口至凝汽器管路电动闸阀（5LCQ20AA001）关闭关闭锅炉所有疏

36、放水阀关闭所有充氮阀开启361 阀出口至排污扩容器管路电动闸阀如果汽动给水泵前置泵启动，开启汽动给水泵出口旁路阀用于锅炉上水如果储水罐压力小于686kPa，开启所有锅炉排气阀以保证上水路径启动T-BFP 前置泵上水至储水罐水位达到12 米或更高时，关闭锅炉所有的排气阀，锅炉上水完成。完成锅炉上水后，储水罐水位由361 阀进行控制，通过361 阀和361 阀出口至排污扩容器电动闸阀的排污管路进行排污。当双面水冷壁、膜式水冷壁进口放水门有水流出时，应在排放10min后关上述放水门。当锅炉本体空气门及分排处有水急速喷出时，关闭各空气门及分排，开启地沟，调整启动分离器压力在0.61.1MPa。调整给水

37、流量、给水压力符合要求：a.包覆出口压力7MPa。升压速度不大于0.6MPa/min。闭分b.流量1502t/h。为提洗效果，必要时可瞬时变动给水流量。2.6.1.6 当包覆出口含铁量小于或等于1000g/L，与汽轮机值班员联系后可开启凝水，关闭分地沟，转入大循环(循环过程为：炉本体启动分离器凝汽器分级除盐除氧器给水泵高压加热器炉本体)。此时可开始逐步提高给水温 度。2.6.1.7 当省煤器出口含铁量小于或等于50g/L、电导率小于1S/cm、给水 温度大于100时，锅炉方可点火。锅炉点火点火前投入水膜式除尘器或电气除尘器的振打装置，炉膛灰渣斗水封，暖 风器，轻油、重油系统。2.6.2.2 顺

38、序启动预热器、吸风机、送风机。调量至额定负荷风量的30%，维 持炉膛负压4998Pa。燃煤炉通风不少于5min；燃油炉通风不少于10min。提高包覆出口压力至11.9MPa。升压速度不大于0.6MPa/min。投用点火装置，点燃轻油枪。待轻油燃烧正常后，停用点火装置。投用重油枪。投用时应注意对称布置。待重油燃烧稳定后，关闭轻油枪。注意保持水冷壁管间温差不大于50；速度不大于2.5/min。点火过程中应监视燃烧情况。如发现油枪灭火，应立即停用该油枪，待消 除灭火原因后，重新点燃该油枪；当任一炉膛油枪全部灭火时，应按锅炉灭火处 理，然后重新点火。通过全旁路、低压旁路对过热器、再热器进行真空干燥。2

39、.6.2.8 空气预热器出口达150时，可按制粉系统运行规程启动制粉系 统，点燃煤粉。点燃煤粉后，应及时调整燃烧，控制常温差及速度。量，维持水冷壁各管间 的正锅炉升逐渐增大压及热态量，提高包覆出口及主蒸汽温度。当包覆出口温度达200 时，切除节流管束，并微开低过出口分调。当包覆出口温度达210时，给水由 旁路给水管切至主给水管运行，并将包覆出口压力提高至15.8MPa。升压速度不 大于 0.6MPa/min。锅炉升温过程中：启动分离器建立水位时，应及时回收工质量；维持两侧 炉膛热负荷相等；高温过热器后烟温不超过450；两侧偏差不大于50。当启动分离器压力达1.6MPa，且水位正常时，可开启分出

40、，向过热器、 再热器送汽。两侧分出应同时开启，开启后应及时并注意全旁路后温度不超过160。旁路，保持启动分离器压力正 常，2.6.3.4 当包覆出口温度上升至260后，调整量，控制其温度在260290 。进行锅炉热态。在测定水质合格后，方可继续升温。在发电机并网前，包覆出口温度不超过310，高温过热器后烟温不超过 540。汽轮机冲转当主蒸汽压力在1.11.6MPa、主蒸汽温度在300350、两侧偏差不 超过 15、再热蒸汽温度在200250、两侧偏差不超过15时，即可进行 汽轮机冲转。冲转前关闭高压旁路。2.6.4.3 冲转后，调整全旁路维持主蒸汽压力正常；调整量，尽量不使用减温 水，控制主蒸

41、汽温度和再热蒸汽温度的速度不大于2.5/min。如使用减温水，应注意减温器后的蒸汽温度，其过热度不小于50。2.6.5 汽轮机升速、发电机并网2.6.5.1 当汽轮机在18003000r/min的升速过程中，应增加维持主蒸汽压力在2.53MPa。量及调整全旁 路，发电机并网后，即增荷至1015MW。并投入有关保护装置。在汽轮机低负荷暖机阶段，主蒸汽温度和再热蒸汽温度都不应超过450 ；包覆出口温度不大于330。2.6.6 锅炉通过膨胀2.6.6.1 适当增加量，使锅炉通过膨胀。当级混合器、级混合器、水冷壁出口及包覆出口工质温度中任一点达 到饱和温度时，膨胀即开始。膨胀开始后，注意调整包覆出口压

42、力正常，防止启动分离器压力超限。当级混合器、级混合器、水冷壁出口及包覆出口工质温度都达到饱和 温度时，膨胀即告结束。膨胀结束后，即调整锅炉运行工况及各参数稳定。切除启动分离器切除启动分离器的条件及准备工作：提高启动分离器压力至3.54MPa。维持低温过热器出口汽温在370390。主蒸汽温度及再热蒸汽温度稳定在450480。发电机负荷在50MW左右，并已允许锅炉切除启动分离器的操作。 e.对有关管道进行充分疏水。低出前、后疏水应特别重视。f.核对量，符合切除启动分离器的要求。控制高温过热器后的烟温540左右(据试验数值在现场规程中规定)，并应使减温水量有调节余地。2.6.7.2 切除启动分离器的

43、操作：a.逐步调节开启低调，同时低过出口分调，维持低温过热器出口蒸汽温度 在370390，并维持包覆出口压力15.8MPa稳定。待低过出口分调关闭后， 再适当增加量，进行低调和包覆出口分调的切换操作。b.当启动分离器出口压力大于启动分离器压力时，启动分离器即退出运行。c.在切除启动分离器过程中，如主蒸汽温度及各段工质温度迅速下降，应即低调，同时或关闭减温水。必要时可关闭低调，恢复启动分离器供汽的方 式。过热器升压升压速度不超过0.4MPa/min。2.6.8.2旁路，同时调整量，维持主蒸汽温度在480500。2.6.8.3 全旁路关闭后，再调速汽门升压。2.6.8.4 升压过程中，控制汽压变化

44、速度，使汽轮机调节级温度不突降20，并 注意维持包覆出口压力15.8MPa稳定。调整量，提高主蒸汽温度在520 530。当主蒸汽压力上升至14.815.3MPa，低出前、后压差小于1MPa时，开 启低出。低出开启后，投入有关保护装置。全面检查、调整锅炉各运行工况正常、 稳定。锅炉增荷低出开启后，即可按正常增加负荷操作，提高锅炉负荷。机组增荷速度控 制在每分钟1%2%。当煤粉燃烧器投入运行，排烟温度大于100后，可投用电气式除尘器。主给水流量大于2002t/h时，应投用锅炉断水保护。增荷结束，应进行一次空气预热器吹灰工作。2.7 热 态 启 动汽轮机启动时，若高压缸调节级处内缸的下缸内壁温度在2

45、00以上时的启 动为热态启动。锅炉上水、建立启动压力和启动流量：2.7.2.1 待高压加热器水侧合格，给水温度大于100，方可向锅炉上水。上 水流量控制在(3050)2t/h。开始上水后，应监视省煤器出口和双面水冷壁出 口的降温速度不超过25/min，并检查省煤器管道不振动，否则应减少上水量。2.7.2.2 当省煤器出口及双面水冷壁出口降温速度较慢或其实际温度已低于该压力下的饱和温度时，可逐渐增加上水量直至1502t/h。2.7.2.3 热态启动时，在锅炉上水过程中可不进行排放及冷态。2.7.2.4 当锅炉本体水进满后，包覆出口压力可升至11.9MPa。升压速度不超过0.6MPa/min。2.

46、7.3 锅炉点火、升压及热态2.7.3.1 锅炉点火操作按本规程第2.6.2条进行。2.7.3.2 锅炉升压、热态按本规程第2.6.3条进行。2.7.3.3 汽轮机冲转前主蒸汽升温速度每小时不超过280，同时还需按下列要求 控制：a.b.c.d.e.400以下不大于10/min。400450不大于8.5/min。450500不大于7/min。500540不大于3.7/min。540550不大于2/min。2.7.3.4 为提高再热蒸汽温度，可开大再排及高压旁路，增加再热器的通流量。2.7.4 锅炉通过膨胀的操作，在汽轮机冲转前或后进行均可。但应避免与汽轮机冲 转同时进行。在先膨胀后冲转的工况下

47、，为防止低温再热器壁温超低于500。2.7.5 汽轮机冲转、升速温过热器后烟温 应2.7.5.1 在热态及锅炉升压过程中，应逐步提高主蒸汽压力至3 4MPa，同时提高主蒸汽温度。当主蒸汽温度大于高压缸缸壁温度50以上、再 热蒸汽温度大于或等于中压缸缸壁温度且两侧偏差均小于15时，即可进行汽轮 机冲转。冲转前关闭高压旁路。在汽轮机冲转和升速过程中，要注意防止再热器壁温超限。汽轮机冲转后，主蒸汽和再热蒸汽的升温速度都不应大于2.5/min。发电机并网、锅炉切除起动分离器、过热器升压和锅炉增荷并网操作按本规程第2.6.5条进行。因汽机低负荷暖机时间短，并网后即 应准备切除启动分离器。若锅炉尚未通过膨

48、胀，则按本规程第2.6.6条通过膨胀， 然后切除启动分离器。切除启动分离器、过热器升压和锅炉增荷的操作，分别按本规程第 2.6.7、 2.6.8、2.6.9条进行。2.8 安全阀的校验安全阀校验原则安全阀起座压力须按电力工业锅炉监察规程的规定，在现场规程中明确规定。2.8.1.2 安全阀应定期进行校验：检修过的安全阀应对其起座压力进行校验。在机组大修或安全阀检修后均应对安全阀动作值进行校验。c. 锅炉运行中，为防止安全阀阀芯和阀座粘住，至少每个阀放汽试验或校验。2.8.1.3锅炉运行时，安全阀在汽压超过起座压力而仍不动作时，应查明原因，必 要时可进行安全阀放汽试验或校验。周期进行一次 安全2.

49、8.1.4安全阀校验时，应有检修和运行技术在场。安全阀校验工作应由锅炉检修主持，检修负责校验，运行负责操作。2.8.1.5安全阀校验必须有完善的技术、组织措施。2.8.2 安全阀校验必备条件2.8.2.1、锅炉检修工作已结束，对锅炉本体和辅机进行启动前检查，确认已符合启动要求。2.8.2.2、校验现场与集控室之间已设置通讯联络工具。2.8.2.3、汽轮机旁路系统和真空系统能正常投运，凝汽器真空正常。2.8.2.4、汽轮机具备冲转条件。2.8.2.5、系统正常送电运行，所有热工仪表投入指示正常。2.8.2.6、锅炉、汽机所有主、辅保护传动完毕并全部正常投入。2.8.2.7、再热器安全门经冷态试验

50、检查完毕，无缺陷。2.8.2.8、低旁传动试验无异常。2.8.3安全阀动作整定值注:带 * 者为电磁控制泄压阀，即PCV阀。启动过程中其压力低于3.45MPa不应开启。2.8.4安全门校验注意事项：2.8.4.1、安全门定砣期间锅炉所有的保护必需正常投入，严禁解除主保护试验。名称起座压力（MPa）回座压力（MPa）排 汽 量(kg/h)低温过热器出口安全阀#131.5929.38-30.33368.67#231.5929.38-30.33368.67#331.5929.38-30.33368.67#431.5929.38-30.33368.67过热器安全阀#130.8328.67-29.603

51、08.67#2*2726.2110.2#3*2726.2110.2再热器安全阀#15.455.07-5.23249.05#25.455.07-5.23249.05#35.455.07-5.23249.05#45.455.07-5.23249.05#55.455.07-5.23249.05#65.455.07-5.23249.05再热器出口安全阀#15.254.88-5.04149.01#25.304.93-5.09241.822.8.4.2、主汽压力表、启动分离启压力表、给水压力表在试验前要进行校验，定砣中发现偏差大于0.2 Mpa(考虑高度差)应停止试验,待处理正常后进行试验。2.8.4.3

52、、试验压力25Mpa至27.5Mpa的升压速度不得超过0.2Mpa/min。2.8.4.4、安全阀校验时，应加强对汽温、汽压和水位的监视，在安全门动作压力大幅度波动时压力调整要平稳,防止主汽压力、给水流量大幅度波动造成主汽系统沿程温度急剧变化，储水位高要开启水位调整门进行排水。2.8.4.5、安全门定砣期间要保持锅炉燃烧稳定,主汽温度控制在480 。2.8.4.6、安排足够的监视主汽系统压力和对锅炉本体进行检查。2.8.4.7、安全门就地除必须的调整，其他不得靠近。2.8.4.8、试验时必须配备好必要可靠的通讯工具。2.8.4.9、安全阀校验后，其起座压力、回座压力，应做好详细。2.8.4.1

53、0、在锅炉运行中不得任意提高安全阀起座压力或使用压紧装置将安全阀压死2.8.4.11、安全阀校验过程中，如出现异常情况，应立即停止校验工作。6.2.2.5再热器安全门效验准备工作A、锅炉点火。B、逐渐升高主汽温度至380-400,主汽压力控制在8.4MPa，自动投入。C、缓慢关闭低旁，将再热蒸汽压力以0.3-0.4MPa/min的速度升高到3.5Mpa。D、就地依次起跳再热器安全门,检查再热器安全门启回座正常。E、所有参加试验到位。F、对锅炉汽水系统、阀门进行全面检查，检查系统无泄漏。G、对再热器安全门进行详细检查，检查安全门无内漏。校验前应检查安全阀及其排汽管、消音装置完整，安全阀定位圈上无

54、卡 板。2.8.3.3 校验前，安全阀的压缩空气正常。系统和控制回路应经热工检查和试验校验时，应保持锅炉工况稳定，并加强对汽压的监视。当汽压达到起座定 值而安全阀未能起座时，应即降低汽压至正常压力。校验时，除及时调整汽压外，还应注意监视和调整汽温。在校验再热器进 口安全门时，更应及时调整减温水和事故喷水，防止再热蒸汽温度超限。校验时，若安全阀起座后无法回座时，应按事故处理的有关规定处理。2.8.3.7 校验后，检查安全阀应无泄漏，并做好校验。2.8.3.8 安全阀校验的操作步骤，应在现场规程中规定。一般可按机械起座、电气 手动起座、电气自动起座三个步骤进行。2.8.4 锅炉从上水开始至停炉泄压

55、完毕，各安全阀必须投入运行。锅炉运行时，应 定期检查安全阀及其排汽管：完整，定位圈上无卡板，安全阀不泄漏，上 气室充压、下气室无压力。6.2.2.6再热器安全门校验操作A、闭锁其他安全门，将再热器出口安全门A解开闭锁。B、缓慢关闭低旁阀，以0.2Mpa/min的速度升高再热出口压力至5.25Mpa。C、联系就地调整再热器出口安全门A弹簧紧力至再热器出口安全门A动作。D、检查再热蒸汽出口压力降至4.885.04Mpa热器出口安全门A自动回座。E、缓慢开启低旁阀,将再热蒸汽出口压力调整并稳定在4.16Mpa。F、检查再热器出口安全门A无内漏。G、缓慢关闭低旁阀，以0.2Mpa/min的速度升高再热

56、蒸汽出口压力至5.25Mpa。H、检查再热器出口安全门A自动启座正常。I、检查再热蒸汽出口压力降至4.885.04Mpa热器出口安全门A自动回座。J、缓慢开启低旁阀,将再热蒸汽出口压力调整并稳定在4.16Mpa。K、闭锁再热蒸汽出口安全门A。L 、用同样的方法校验出口安全门B ，启座压力 5.30 Mpa ，回座压力 4.935.09Mpa。M、用同样的方法校验再热器安全门，启座压力5.45Mpa，回座压力为5.075.23 Mpa。6.2.2.7主汽安全门定砣的准备A、锅炉点火。B、锅炉主汽压力8.4Mpa,主汽温度350,汽机冲车至3000r/min。C、并网暖机，缓慢升负荷至180MW后

57、，解列发电机，汽轮机打闸。D、远方控制开关启回座PCV阀，检查PCV阀动作正常。E、增加热负荷升高主汽温度至480。F、所有参加试验到位。G、缓慢关闭阀调整主汽压力到24.2MPa，升压时间不少于30分钟。H、对锅炉汽水系统、阀门进行全面检查，检查系统无泄漏。I、对主汽安全门进行详细检查，检查安全门无内漏。6.2.2.8 PCV阀校验操作A、将屏过四个安全门和一个主汽机械安全门闭锁。B、检查APCV阀一次手动门开启,BPCV阀一次手动门关闭。C、缓慢关闭阀，以0.2Mpa/min的速度升高主汽压力至25Mpa。D、检查APCV阀自动启座动作。E、主汽压力降至24.2Mpa,检查APCV阀自动回

58、座。F、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在24.2Mpa。G、检查APCV阀无内漏。H、开启BPCV阀一次手动门,关闭APCV阀一次手动门。I、缓慢关闭阀，以0.2Mpa/min的速度升高主汽压力至25Mpa。J、检查BPCV阀自动启座动作。K、主汽压力降至24.2Mpa,检查BPCV阀自动回座。L、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在24.2Mpa。M、检查BPCV阀无内漏。N、关闭BPCV阀一次手动门。6.2.2.9主汽机械安全门校验操作A、联系热工闭锁PCV阀电气回路。B、将主汽机械安全门解开闭锁。C、缓慢关闭阀，以0.2Mpa/min的速度升高主汽压力至30.83Mpa。D、联系就地调整

59、主汽安全门弹簧紧力至安全阀动作。E、检查主汽压力降至28.67-29.60Mpa主汽安全门自动回座。F、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在25Mpa。G、检查主汽机械安全阀无内漏。H、缓慢关闭阀，以0.2Mpa/min的速度升高主汽压力至30.83Mpa。I、检查主汽安全门自动启座正常。J、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在28.67-29.60Mpa，检查主汽安全门自动回座。K、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在25Mpa，闭锁主汽机械安全门。6.2.2.10 屏过安全门校验A、将A屏过安全门解开闭锁。B、缓慢关闭阀，以0.2Mpa/min的速度升高主汽压力至31.59Mpa。C、联系就地调

60、整A屏过安全门弹簧紧力至安全阀动作。D、检查主汽压力降至29.38-30.33Mpa,A屏过安全门自动回座。E、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在25Mpa。F、检查A屏过安全阀无内漏。G、缓慢关闭阀，以0.2Mpa/min的速度升高主汽压力至31.59Mpa。H、检查A屏过安全门自动启座正常。I、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在29.38-30.33Mpa。J、检查主汽压力降至29.38-30.33Mpa,A屏过安全门自动回座。K、缓慢开启阀,将主汽压力调整并稳定在25Mpa。L、闭锁A屏过安全门，用同样的方法校验其他的安全门。6.2.2.11 安全门校验后的工作A、解开A、B、C屏过安全