CCPP余热锅炉运行规程

1、 30/30CCPP余热锅炉运行规程 包钢热电厂2150MW 燃气蒸汽联合循环（CCPP）运行规程 包钢热电厂 二九年一月 M701S(DA)机组运行规程(余热锅炉篇） 编写：张凯博 初审： 复审： 批准： 更改状态表 QS0/ QS0/ 版本号修改号修改条款批准人实施日期第一版0 发布 引言 本标准是按国家技术监督局发布的GB/1.1-1993标准化工作导则标准编写的基本规定的要求，依照中华人民共和国电力行业标准，结合运行操作、维护、管理经验，经有关工程技术人员广泛征求意见并经充分讨论后进行编撰。本规程命名为CCPP M701S(DA)机组运行规程(余热锅炉篇），属于本厂技术标准。 各级有关

2、人员均应严格执行本规程。 下列人员应熟悉本规程： 热电厂总工程师、热力车间主任、副主任， CCPP各技术人员。 下列人员应熟知并能正确执行本规程或有关部分： CCPP大班长、各班班长、全体运行人员。 下列人员应了解本规程的有关部分： 本标准由CCPP技术组负责起草。 包钢热电厂热力车间CCPP技术组 本规程自2009年月日起实施 目录 引言 (4) 1 范围 (7) 2 引用标准 (7) 3 锅炉设备特性和规范 (7) 3.1 锅炉设备特性 (7) 3.2水汽系统 (9) 3.3烟气系统（引入和排出） (10) 3.4热交换器组件 (10) 3.5汽包 (11) 4 锅炉的启动 (11) 4.

3、1 检修后的试验验收 (11) 4.2 启动前的试验 (11) 4.3 锅炉水压试验 (12) 4.4锅炉安全门的校验 (15) 4.5锅炉的启动 (19) 5.锅炉运行的控制与调整 (23) 5.1 锅炉运行主要参数限额锅炉运行调整的主要任务： (23) 5.2 汽包水位的控制和调整 (25) 5.3 蒸汽温度的控制和调整 (26) 5.4 排污 (26) 6 辅助设备的运行 (27) 6.1 辅助设备运行总则 (27) 6.2高压给水泵故障 (29) 6.3给水泵在发生下列情况之一时应紧急停泵 (29) 7 锅炉停炉和停炉后保护 (30) 7.1概述 (30) 7.2停炉后处理 (31)

4、7.3防冻 (35) 8.1 事故处理总则 (35) 8.2 “DCS”系统故障的处理 (36) 8.3 事故及故障停炉 (37) 8.4 锅炉高压、低压汽包满水 (38) 8.5 锅炉高压、低压汽包缺水 (39) 8.6高压、低压蒸发器损坏 (40) 8.7 省煤器、过热器损坏 (40) 8.8 除氧器蒸发器损坏 (41) 8.9 除氧器满水 (42) 8.10 除氧器缺水 (42) 8.11 骤减负荷 (44) 9附录 (44) 9.1报警和保护定值 (44) 9.2余热锅炉充氮保护操作步骤 (48) 1 范围 本规程是CCPP机组余热锅炉及主要辅助设备的启动、运行、维护、保养、事故分析与

5、处理、锅炉试验等技术规定，适用于包钢热电厂CCPP机组余热锅炉部分。 2 引用标准 1ER-SM8无锡华光锅炉股份有限公司使用说明书； 1ER-SM8无锡华光锅炉股份有限公司启动、保护和控制说明书； DL 612-1996电力工业锅炉压力容器监察规程； DL 5011-92 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）； GB10184-88电站锅炉性能试验规程； （82）水电技字第24号发电厂厂用电动机运行规程； （80）水电技字第26号电力工业技术管理法规（试行）； 电安生1994227号安全工作规程（热力和机械部分）。 3 锅炉设备特性和规范 3.1 锅炉设备特性 3.1.1 锅炉概述 本锅

6、炉有无锡华光锅炉股份有限公司生产，为立式、双压、自然循环余热锅炉，采用比利时CMI公司专利技术。设计制造本套燃气轮机余热锅炉。 本余热锅炉为双压带自身除氧、立式、无补燃型、自然循环燃机余热锅炉，它与MHI的燃用高炉煤气的M701D(SA)型燃气轮机相匹配,是燃气-蒸汽联合循环电站的主机之一。本锅炉适用于以高炉煤气等清洁燃料为设计燃料的燃气轮机排气条件，其主要优点有： 1采用优化的标准设计，模块化结构，布置合理，性能先进，高效节能。 2适应燃机频繁起停要求，调峰能力强，启动快捷。 3采用自然循环方式，水循环经过程序计算，安全可靠，系统简洁，运行操作方便可靠。 4采用高效传热元件开齿螺旋鳍片管，解

7、决了小温差、大流量、低阻力传热困难的问题。 5采用全疏水结构，锅炉疏排水方便，彻底。 6锅炉采用单排框架结构，全悬吊形式，受力均匀，热膨胀自由，密封性能 好。 7采用内保温的冷护板形式，散热小，热膨胀量小。 8.锅炉受热面及烟道、护板在考虑现场安装条件的基础上，尽量加大模块化 程度，工艺精良，安装方便，周期短。 9.锅炉受热面采用错列布置，可以在规定的烟气压降范围内提供最优化的热 交换。 10. 优化选择各受热面内工质压降，工质沿锅炉宽度方向流速分布均匀。 11. 考虑烟气酸露点温度较高，除控制除氧蒸发器工作温度外，除氧蒸发 器受热面管子采用ND钢，鳍片用NS钢。 本锅炉按室内布置设计，锅炉和

8、烟气通道均按地震烈度七度设防。锅炉为正压运行，各区段烟通道系统均能承受燃机正常运行的排气压力及冲击力。 3.1.2 锅炉设备简介 本余热锅炉（HRSG）主要由进口烟道、锅炉本体（本体受热面和钢架护板）、出口烟道及主烟囱、高低压汽包、除氧器及水箱、管道、平台扶梯等部件以及给水泵、排污扩容器、取样、加药等辅机、配套设备组成。锅炉本体受热面由水平布置的错列螺旋鳍片管和进出口集箱组成，以获得最佳的传热效果和最低的烟气压降。 燃机排出的烟气通过进口烟道进入锅炉本体，依次纵向冲刷各受热面模块，再经出口烟道由主烟囱排出。沿锅炉宽度方向各受热面模块均分成二个单元，各受热面模块内的热面组成见下表： 锅炉承压部件

9、的设计和制造符合电站锅炉设计、制造规范、钢结构设计按材料标准规范。零部件按标准规格制造以便互换。设备部件的制造过程是高技术的，加工精确，有良好工艺和光洁度，合适的公差配合。并能比较方便地拆卸，更换和修理，且有安装或维修时便于起吊或搬运措施如吊耳、环形螺栓等安装在所有的重要部件上。 余热锅炉选用优质保温材料和良好的保温结构，尽量降低热辐射损失。锅炉阀门有良好的严密性，尽量提高锅炉的保温、保压性能。停炉10小时内锅炉内压力可维持在额定压力的3040%。炉体内部装置采用双层结构，外壳为承压壳体，内胆为隔离壳体，使余热锅炉有很好的承压、耐温、保温性能。在使用寿命期间，余热锅炉和相关附属设备的设计和制造

10、在满足燃气轮机每日快速起、停的条件下，把应力限制在规范允许的范围内，并充分考虑疲劳和蠕变对设备的影响。卖方提供有关起、停循环和大幅度负荷波动的寿命损耗资料（寿命是指汽包等厚壁部件的低周疲劳及过热器等高温持久寿命和低周疲劳寿命的综合），以便审查设备的预期使用寿命。 3.2水汽系统 3.2.1给水、蒸汽系统 余热锅炉高、低压系统的给水来自除氧器，分别由高、低压给水泵通过高、低压给水母管接至锅炉给水操作平台，经调整后进入高压省煤器、低压锅筒。高压给水泵采用定速泵，低压给水泵采用定速泵。 高、低压过热蒸汽分别供给汽轮机带动发电机发电。 高、低压过热蒸汽出口母管上均设置安全门（带消音器及一段能伸出炉顶的

11、不锈钢排汽管）以及压力、温度、流量、蒸汽品质分析等取样装置。其中对空排汽设计流量满足燃机全负荷工况、锅炉出口电动门全关情况下余热锅炉承压部件安全运行。 高、低压汽包内均设置高效汽水分离器、连排母管和加药母管等装置；高、低压汽包还设置安全门、消音器及其排放管道、排空阀及其排放管道和支吊架、连排及事故放水系统等的装置以及运行、控制所必须的测量压力、水位等参数的就地仪表、远传变送器和电接点水位计探头； 3.2.2低压循环系统 低压循环系统用以将低压汽包中的水传送到低压蒸发器，由低压蒸发器加热后送到低压汽包。 3.2.3高压循环系统 高压循环系统用以将高压汽包中的水传送到高压蒸发器，由高压蒸发器加热后

12、送到高压汽包。 3.2.4锅炉本体疏、放及排污系统 锅炉本体范围内的各设备、管道的最低点均设置疏、放水点，确保各下降管、省煤器、过热器等的进出口联箱疏、放水的畅通及放净。 3.2.5汽、水取样冷却系统 3.2.6加药系统 3.2.7余热锅炉的主要设备及辅机 3.3烟气系统（引入和排出） 燃气轮机烟气通过燃气轮机排气室膨胀节出口进入余热锅炉，对给水和蒸汽加热后通过烟囱排入大气。 余热锅炉烟气系统设计除考虑与燃机接口处的燃机侧的热位移外，还要考虑自身热膨胀问题； 余热锅炉入口水平扩展烟道的膨胀节与燃机出口过渡段采用法兰连接；炉本体炉墙采用冷保温结构，进口烟道采用内保温结构,设计时对烟道底部保温结构

13、采取特殊防水措施；各段烟道底部设计均考虑一定倾斜度，最低点设置排水口； 燃机出口扩展烟道的入口处和炉入口拐弯烟道进口处、烟囱出口处分别设置烟气压力测点，以便正确测量出燃气轮机背压和余热锅炉烟气阻力； 余热锅炉各段热交换器进、出口处沿管束长度方向至少设置三个测量取样孔。烟道进、出口左右侧也设置烟温热电偶测点。 3.4热交换器组件 过热器 高压过热器管道的设计，确保高压汽室和蒸汽轮机不超温。并且在燃气轮机不同的排气流量和温度的条件下，满足定压运行和滑压运行的要求。 高压过热器器的设计，在燃气轮机所有运行工况下，确保蒸汽均匀分配。 过热器的设计确保疏水畅通。 蒸发器 蒸发器是自然循环，确保汽水循环，

14、提供相应的循环倍率。 蒸发器能在余热锅炉全负荷范围内运行，而不产生振动，同时保证管道内介质分布均匀。 省煤器 接近点温差根据同类型余热锅炉的实际经验选取，确保在任何运行工况下，省煤器中不产生蒸汽。 3.5汽包 高压、低压汽包有足够的容量，当给水系统故障，带基本负荷时，汽包的有效储水时间不小于3 分钟。同时汽包的有效水容积保持在高/低警报水位之间。汽包容积选择时，考虑到其它因素，汽包有足够的容积和直径，保证正常和启动运行时，水位波动不致引起水位倾斜。暂态运行时，如汽轮机、给水泵跳闸，汽包有足够的容积，维持汽包在高、低水位之间，防止汽包水位高、低引起的跳闸。汽水分离要求、空间布置等也在相关附件中说

15、明。 每个汽包设有事故紧急放水系统，每路放水均设置电动阀。 汽包水位计安全可靠，安装便于监视和正确读数。 4 锅炉的启动 4.1 检修后的试验验收 4.1.1试验验收所必须具备条件： 4.1.1.1机组大、中、小修试验前，锅炉、电气、仪表必须提供所有设备、系统检修工作票。 4.1.1.2 全部检修工作结束，所有工作票全部终结。 4.1.1.3 为检修工作而采取的临时安全措施应全部拆除并恢复原状，现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，保温及照明完整、良好。 4.1.1.4 锅炉本体，辅机及烟道等设备完整，内部无杂物。 4.1.1.5管道、阀门连接良好，并有符合电力工业技术管理法规所规定的漆色标志。 4

16、.1.1.6表盘上各仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照明，声、光报警信号良好。 4.1.1.7DCS系统能正常投入使用。 4.1.2运行人员必须参加设备验收工作。试转验收过程中，必须对设备、系统进行认真的检查和试验，并将试转的详细情况记入运行日志。 4.1.3在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时做好记录，检修人员必须在投运之前予以消除。 4.2 启动前的试验 锅炉大、中、小修后或停用较长时间，应对主要辅机、各阀门、仪表保护、辅机联锁、事故按钮、程控装置等全部进行试验。试验良好，验收合格后，方可 正式投入运行。 4.2.1 各阀门试验 4.2.1.1 联系电气将各阀

17、门送电，将各有关仪表、“DCS”系统投入运行。 4.2.1.2 逐一试验各电动门、调节门、全开全关良好，开度方向指示正确，全程开度与实际位置相符，动作灵活。 4.2.2过热器压力保护试验 4.2.2.1联系电气将对空排汽一二次门送电 4.2.2.2联系计量人员到现场参加试验。 4.2.2.3投入向空排汽联锁保护 4.2.2.4由计量人员压力送入试验信号，当压力升至 7.4MPa,汽压高报警，当压力升至 6.87MPa，向空排汽一二次门依次打开，当压力降至 6.5MPa, 向空排汽一二次门依次关闭。 4.2.2.5试验结束，恢复正常，运行人员作好记录。 高压、低压过热器及除氧器压力保护试验相同。

18、 各保护定值见附表 4.2.3 高低压汽包水位保护试验 4.2.3.1投入高压汽包水位保护，计量人员将汽包水位计注水至“高一、二值”信号均发出时，光字牌报警，保护动作，跳闸信号发出。 4.2.4.2 投入高压汽包水位保护，计量人员将汽包水位计放水至“低一、二、值”信号均发出时，光字牌报警，保护动作，跳闸信号发出。 4.2.4.3 低压汽包除氧器水位保护相同。 4.3 锅炉水压试验 （高压部分、低压部分分别进行） 4.3.1 锅炉大、中、小修后或局部受热面检修后，必须进行水压试验。 4.3.1.1 水压试验由运行人员负责进水和升压操作，检修人员负责做防止试验时安全门动作措施和设备检查。 4.3.

19、1.2 水压试验压力：工作压力试验为汽包工作压力；超压水压试验按电力工业锅炉监察规程的有关规定执行，其试验压力为汽包工作压力的1.25倍。高低压汽包、除氧器分别试验。 4.3.1.3 一般只做工作压力试验。工作压力试验除大、中、小修按规定进行外， 其它情况下根据检修人员的要求进行；超压试验应严格控制试验次数。 4.3.1.4 水压试验必须由技术员在现场指挥。 4.3.2 试验的范围 水压试验范围包括锅炉全部承压部件，即从炉侧给水管的入口，直至蒸汽的出口沿途整个设备系统，但汽包水位计、安全阀不参加超压试验。 4.3.3 超水压试验的必要条件： 具有下列情况之一者可进行超压试验： 4.3.3.1

20、在役的锅炉经二个大修期时； 4.3.3.2 新装锅炉投运时； 4.3.3.3 锅炉停用一年以上需要恢复运行时； 4.3.3.4 蒸发器更换总数达到50%时； 4.3.3.5 过热器、省煤器成组拆除或更换时； 4.3.3.6 汽包、蒸发器联箱、过热器联箱、省煤器联箱、更换时； 4.3.3.7 锅炉承压部件进行较大面积焊补修理时； 4.3.3.8 根据运行情况对设备安全可靠性有怀疑时 4.3.4 水压试验操作的组织措施 4.3.4.1 锅炉水压试验的所有操作均由当值班长全面指挥。 4.3.4.2 水压试验的升压操作由当班主操负责，其他任何人不得代替操作。4.3.4.3 升压操作的监护由当班班长长担

21、任。 4.3.5 水压试验的准备和要求： 4.3. 5.1 作业长应通知化学，准备足够合格的除盐水，保证除氧器进水加热至7090。同时应做好水压试验的隔离措施。 4.3. 5.2 试验压力以汽包就地标准压力表指示为准，将两块汽包压力表更换为精度0.2级的标准表，量程为试验压力的1.53.0倍。 4.3. 5.3 联系、配合围检人员将汽包、过热器、给水等压力表、汽包壁温表、给水温度表和电接点水位计投入，特别是汽包压力表要校验合格。 4.3. 5.4 锅炉水压试验时的环境温度一般应在5以上，否则应有可靠的防寒防冻措施。升压时汽包下壁温度必须大于30 4.3. 5.5 锅炉工作压力试验，由检修人员负

22、责做好防止安全门动作的隔绝措施； 4.3. 5.6汽水系统高压部分和低压部分应分别进行 以下列出了锅炉系统水压试验的估计用水量。 4.3.6 进水前的检查 4.3.6.1 定期排污系统所有一次门关闭。 4.3.6.2 过热器系统所有一次门关闭，主汽门后所有疏水门全部打开。 4.3.6.3 锅炉汽包水位保护解除，事故放水一、二次门远方操作灵活并置于关闭位置。 4.3.6.4 连续排污系统一次门全部打开，二次门全部关闭。 4.3.6.5 省煤器疏水一次门关闭；给水系统、减温水系统所有疏水门关闭；过热器反冲洗系统一次门关闭。 4.3.6.6 给水系统、过热器减温水系统所有阀门关闭。 4.3.6.7

23、汽水取样一次门、汽包加药一次门关闭。 4.3.6.8 汽水系统所有压力表一次门打门；汽水系统压力、流量测量一次门打开。 4.3.6.9 锅炉汽、水系统所有空气门打开；过热器向空排汽门自动解除，远方操作灵活并置于开启位置。 4.3.6.10 检查锅炉汽包电接点水位计、双色云母水位计投入。 4.3.6.11 检查汽包、过热器、给水系统压力表、给水温度表、汽包壁温表应投入。 4.3.7 锅炉上水 4.3.7.1除氧器补水至正常水位。 4.3.7.2除氧器水质合格。 4.3.7.3系统内各阀门位置正常。 4.3.7.4 当除氧器水温加热到7090时,联系启动高低压给水泵，向锅炉进水，并注意控制进水速度

24、。 4.3.7.5 上水时间要求夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。 4.3.7.6 当汽水系统各空气门向外冒水时关闭各空气门。 4.3.8 水压试验的升压操作 4.3.8.1 升压前必须全面检查汽包壁温及各压力表应指示正常；当汽包下壁温度低于30时，应开启水冷壁下联箱排污门,采取放水换水措施，提高汽包下壁温度。 4.3.8.2 当汽包下壁温度大于30、接到升压命令时，操作人员、监护人员到 位后，即可开始升压。 4.3.8.3 应指定一台操作员站作为升压操作专用，其它操作员站未经许可，不得进行与升压有关的设备的任何操作。 4.3.8.4 只准使用减温水调整门进行升压，无特殊情况不准直接使用给水

25、系统升压，用减温水调整门控制升压速度。升压速度为每分钟不大于0.3MPa。 4.3.8.5 升压过程中若发现给水压力异常升高，升压速度无法控制时，应立即采取措施，关闭减温水总门，若锅炉压力超过试验压力，应迅速打开事故放水门或向空排汽门紧急泄压。恢复正常后，再进行补水升压。 4.3.8.6 升压期间减温水调门开度、给水泵开度只准使用点操方式 4.3.8.7 汽包就地装有精度为0.2级的压力表，当压力升至1.0MPa时，将集控室压力表指示与就地压力表核对，发现差值过大，应查明原因后再继续升压。 4.3.8.8 当压力升至某一数值,检修人员需要进行检查时，应进行稳压，待检查结束接到升压命令时再继续升

26、压。 4.3.8.9 当压力升至额定压力时应稳压。若进行工作压力试验，检修人员进行全面检查；若进行超压试验，应将汽包所有水位计解列，然后再谨慎缓慢地将压力升至试验压力。 4.3.8.10 压力保持5min后，再缓慢将压力降至工作压力并稳定，降压速度为每分钟不大于0.5MPa；检修人员进行全面检查；运行人员投入汽包所有水位计。 4.3.8.11 检查结束，关闭过热器系统疏水二次门、省煤器疏水二次门，打开其相应一次门；打开连排一次门；打开汽包加药一次门、汽水取样一次门。进行各二次门及门前管道水压试验。 4.3.8.12 接水压结束通知后，关闭各减温水电动门、调整门，锅炉自然泄压。 4.3.8.13

27、 水压试验验收标准：从停止给水泵、关闭锅炉进水门开始计时，5分钟内锅炉压力下降值不超过0.5MPa为合格。 4.3.8.14 当压力降至工作压力以下时，检修人员必须将安全门恢复至工作状态做好记录，水压试验即告结束。 高压、低压侧试验相同。 4.4锅炉安全门的校验 （高压部分、低压部分分别进行） 4.4.1给水泵启动前的要求: 现场清洁，照明充足。 联轴器结合良好，保护罩完整，紧固螺丝无松动。 轴承油位计完整，刻度正确，油质合格，油量充足。润滑油系统油压、油温符合规定，油箱油位在正常范围 轴承、电动机、油系统的冷却装置良好，冷却水量充足，回水畅通。电动机空气冷却风道无堵塞现象。 电动机接地线良好

28、，绝缘合格，事故按钮完整。 各阀门处于启动前的状态。 各仪表保护和程控装置齐全、完整。 各给水泵电源已送上。 4.4.2炉大修或安全门检修后，必须进行安全门的校验。为防止安全门的阀芯和阀座粘住，在运行中应定期进行电磁开关的启闭试验和主安全门的排汽试验，以保证锅炉设备的安全。 4.4.3汽包和过热器控制安全门的整定值为额定工作压力的1.05倍；汽包、过热器的工作安全门的整定值为其工作压力的1.08倍。 4.4.4门校验必须在CCPP燃机启动后，带负荷校验。 4.4.5校验顺序：一般先校低压侧安全门、再校高压侧安全门；先进行机械定值校验、然后再进行自动和手操试验。 4.4.6单独校验安全门时锅炉启

29、动的安全注意事项： 4.4. 5.1 值班人员做好安全工作，防止汽水进入汽轮机内； 4.4. 5.2 饱和蒸汽温度上升速度不大于60/h，瞬间不大于2/min ； 4.4. 5.3 启动过程中，应严格监视过热器管壁不超温，控制过热器出口烟温不高于500； 4.4. 5.4 校验安全门时应有锅检所在场监视； 4.4. 5.5 联络工具应可靠，升压前应试验良好。 4.4.6 校验安全门操作组织措施 4.4.6.1 锅炉安全门校验所有运行操作均由当值班长全面负责指挥，根据就地指挥的要求发出升压、稳压、降压命令。 4.4.6.2 整个校验过程中升压、稳压、降压操作由指定的专人负责，其它任何人员不得代替

30、操作。 4.4.6.3 校验过程的操作监护由指定的当班班长担任。 4.4.6.4 机、炉运行专业技术人员负责校验过程的技术监督和指导工作。 4.4.6.5 升压过程所有操作必须经监护人认可后方可操作。 4.4.6.6就地必须指派一人指挥负责与集控室联系。 4.4.6.7 校验期间向空排汽压力保护联锁解除，二次门由就地控制，升压、稳压、降压以就地开、关或调整向空排汽二次门为主；运行人员调整预以配合。 4.4.7 锅炉起动前的检查 4.4.7.1 启动前下列各项装置必须试验合格： 4.4.7.2 给水泵电机拉合闸、事故按钮； 4.4.7.3 给水泵联锁装置； 4.4.4 各项保护； 4.4.7.5

31、 灯光信号及报警装置； 4.4.7.6 程控装置； 4.4.7.7 电动门远方开关； 4.4.7.8 锅炉保护装置； 4.4.7.9 锅炉水压、安全阀调试、烟道漏风。 4.4.8 启动前的准备 大、中、小修后的锅炉启动前，工作票应全部注销，应进行启动前的检查和准备，所有工作应全部结束并经验收合格，锅炉机组启动应在值长的指挥下进行，做好启动前的准备工作。 4.4.8.1锅炉本体检查： 4.4.8.2检查烟道内部，并明确以下各点：人孔门、检查门、防爆门等良好。烟道内部无杂物，受热面壁管外形正常，受热面清洁。 4.4.8.3 检查烟道管道完整，各受热面管外形正常。 4.4.8.4检查传动装置是否完好

32、，开关是否灵活，开度指示是否正确 4.4.8.5本体和汽水管道及烟道的支吊架完整。 4.4.8.6 厂房封闭及炉墙外敷铁皮应完整无损，汽水管道外铁皮罩包扎完好，各阀门管道已保温。 4.4.8.7 表盘及现场全部表计可投入使用。 4.4.8.8 所有楼梯、栏杆完整，通道畅通，无杂物堆积。 4.4.8.9检查汽包，联箱等处膨胀指示器位置正确。 4.4.8.10 烟道内确已无人停留。 4.4.8.11 校验期间暂不校验的安全门，由检修人员做好防止误动的措施。 4.4.9 锅炉进水：（高压部分、低压部分分别进水） 4.4.9.1 当汽机除氧器水温达到7090时，启动给水泵，向锅炉进水；同时通知化学加药

33、，用给水旁路调整门或给水泵控制进水速度。 4.4.9.2 进至正常水位时间的要求：夏季不少于2小时，冬季不少于4 小时。 4.4.9.3 当高低压汽包水位进至-50时停止进水，停止给水泵运行。 4.4.10升压：随燃机同步启动 4.4.10.1 当高压蒸汽侧压力升至0.2MPa时，关闭过热器系统的疏水门、空气门、向空排汽门。 4.4.10.2 升压速度控制每分钟不大于0.1MPa；升温速度每分钟不大于1.5。且整个升压过程中，要保持汽压、汽温均匀地上升。 4.4.10.3 当汽包压力升至0.5MPa时，联系检修人员热紧螺丝。 4.4.10.4 在升压过程中，要密切监视汽包上、下壁温差，控制汽包

34、上、下壁温差不大于50，若大于50，应及时采取定排系统排污，同时降低升压、升温速度。 4.4.10.5 应指定一台操作员站作为升压操作专用，其它操作员站未经许可，不得进行与升压有关的任何操作。 4.4.11 高压侧汽包安全门校验 4.4.11.1 高压侧的升压、降压用汽机旁路调整门和向空排汽门共同调节；正常情况下，锅炉主汽压力应保持稳定在6.87MPa左右； 4.4.11.2 压力达5MPa时，应稳压并同就地联系，校对上、下压力表差值；接到就地指挥的升压命令时再进行缓慢升压。 4.4.11.3 旁路调整门的操作方法：升压时，旁路调整门开度每次增加1%，并注意过热器的压力变化。降压时，旁路调整门

35、开度每次可减小5%。 4.4.11.4 压力升至安全门动作定值而不动作时，应立即开启过热器向空排汽门；运行人员应及时利用旁路系统降压。 4.4.11.5班长应根据就地指挥的要求及时发出升压、降压、稳压的操作的命令，运行人员操作应缓慢，精力要集中。 4.4.11.6 当安全门全部校验结束，继续升压、升温，准备校验高压侧安全门。 低压侧安全门校验方法参照高压部分 4.4.11 除氧器安全门校验 4.4.11.1 除氧器的升压、降压用向空排汽门共同调节；正常情况下，除氧器压力应保持稳定在0.19MPa左右；当压力无法控制时，可以通过燃机负荷调整。4.4.11.2 压力达0.5MPa时，应稳压并同就地

36、联系，校对上、下压力表差值；接到班长的升压命令时再进行缓慢升压。 4.4.11.3 压力升至安全门动作定值而不动作时，应立即开启除氧器向空排汽门； 4.4.11.4班长应根据要求及时发出升压、降压、稳压的操作的命令，运行人员操作应缓慢，精力要集中。 4.4.11.5 当安全门全部校验结束，继续升压、升温，准备校验低压侧安全门。 4.5锅炉的启动 4.5.1锅炉大、中、小修后的启动应采取随CCPP机组滑参数启动方式，从CCPP 燃机点火到额定负荷约需要3时。经检查锅炉已具备启动条件，接到班长命令，即可启动。 当燃机/HRSG的所有设备都具备操作条件时，机组的启动才可以开始。锅炉的下列设备必须有足

37、够的可靠性和适用性： 锅炉控制系统 水位显示器和变送器 调节阀门 电动阀门 化学加药系统 排污系统 给水系统 电源和空气源 锅炉启动和停机期间会产生热应力，这期间的温升速度越快则产生的应力越大，如果不加以控制则会产生疲劳和缩短锅炉的寿命。 4.5.2锅炉输入热量的控制是根据监控锅炉每一压力系统的汽包内饱和温度的上升速度(温升速度)，由下列因素限制温升速度：1)通过启动放汽、主蒸汽管路、或其他放气管路释放蒸汽，2)通过限制燃机负荷控制进入锅炉的热量。 4.5.3最好在锅炉温度尽可能高时开启燃机，在启动前用热的除氧水在锅炉中循环，将温度尽可能上升到接近沸腾温度。 4.5.4锅炉启动和运行的关键是保

38、持汽包水位正常。 4.5.5 HRSG投运的启动规程依赖于机组启动前的情况，三种启动情况表述如下：锅炉的启动参照燃机的启动选择方法。 冷启动：汽包汽包内水温已降到低于100(即汽包内不是正压) 温启动：汽包内水温等于或低于基本负荷正常工作压力的饱和温度 以下55，但水温超过100(即仍然保持正压) 热启动：汽包内水温已超过基本负荷正常工作压力的饱和温度以下 55。 针对每一情况按照不同的启动规程，这些不同的启动规程可以缩短启动时 间，保护系统不致因热应力而产生可能的损坏。 4.5.6启动准备 4.5.6.1检查并清除锅炉烟道和烟囱内的杂物，所有人孔、烟道接口和检查门必须紧固。 4.5.6.2整

39、体检查锅炉是否已全部就绪，DCS的显示可以与就地作比较，手动阀门必须要作就地检查，特别是隔离阀。 4.5.6.3高压，低压和除氧系统必须注入合格的给水(经除氧、软化、加热和预处理的水)，利用大容量泵尽可能快地给锅炉进水有利于管子内空气的排尽；当锅炉进水时，水温与管子壁温间的温差应尽量小并必须低于55。为利于启动，初始的注水必须是冷水以满足水温与管子壁温间的温差要求，但是，在整个注水过程中给水温度应升高，汽包充满时的水温可高于100。 4.5.6.4连续进水直到水位刚进入水位计的底部可观察范围或水位显示已确认超过了最低水位 4.5.6.5如果从上次水压后有任何检修工作，机组必须检漏。 4.5.6

40、.6如果人孔门拆过，当压力达到0.15MPa时必须重新紧固以完全密封。紧固时站在人孔的一侧。 为避免蒸汽管道产生热振动，要在启动的开始阶段预热下游的蒸汽管道。 4.5.7冷启动 4.5.7.1如果机组已充水一段时间，应考虑打开省煤器和蒸发器的疏水阀一段时间直到排完沉渣，检查汽包水位报警系统和设定点，打开过热器疏水阀保证所有凝 结水已排出。 4.5.7.2开启给水泵并打开高、低压给水截止阀，监视汽包水位保持水位稳定，完全打开高、低压启动放汽阀门。 4.5.7.3系统阀门位置正确 4.5.7.4HRSG现在已具备运行状态，燃机此时可以点火并带到最小负荷。 4.5.7.5监测高、低压汽包及除氧水箱的

41、温度和水位，当每一压力系统达到沸腾时汽包水位将会升高，表明蒸汽已经产生。当锅炉是初次启动时，汽包水位应设定在正常水位以下200mm处，目的是为了保证锅炉启动后的最高水位不超过高高水位，当水位达到它的最高点时将汽包水位控制置于自动状态。 4.5.7.6HRSG启动后除氧部分首先达到额定压力，然后是低压部分，最后是高压部分。达到沸腾的时间大概需要10到45分钟，根据启动时的温度和燃机的速度而定。达到基本负荷的时间根据启动时的温度，燃机负荷和机组规定的负荷变化率而定。 4.5.7.7当高压部分压力达到0.7MPa，低压汽包达到0.35MPa时，或当每一部分的蒸汽流量达到要求时，运行人员可开始提高燃机

42、负荷，此时过热器的疏水阀可关闭。当汽包需进水时连续排污可以置于打开状态。 4.5.7.8此时，燃机带负荷和启动放汽阀门的调整应按照保持温升速度进行。高压部分低于4.4/分钟，低压部分低于27.8 /分钟。 4.5.7.9减温器隔离阀应在蒸汽出力达到基本负荷的25%时就打开，这是为了保证足够的蒸汽热量能把减温水蒸发。另外操作人员必须保证减温器的蒸汽出口温度高于饱和温度13.9 ，当不能达到这限定值时DCS应向操作人员报警。在蒸汽饱和温度状态下喷水会损坏管子。连续排污的流量应在汽包用水量确定后再设定。 4.5.7.10机组带到满负荷，最重要的是控制锅炉参数不要超过上述有关参数的限制，达到满负荷的时

43、间则根据燃机升负荷速度、启动放汽阀的开度调整或电厂的其他情况而定。除非每一系统的化水处理已按基本负荷准备好，否则机组不能在50基本负荷以上运行。 4.5.7.11当机组达到额定的运行压力时，接入三冲量控制。 4.5.7.12先让HRSG进入稳定运行然后再接入到整个系统。当HRSG进入稳定运行后，检查整台HRSG。在运行期间，蒸汽流量、压力和温度不能超过规定的设计 条件。为避免汽缸本体热变形，要求低压蒸汽并列时温度与对应汽缸内的蒸汽温 度差别不得大于50 。 4.5.8温态启动 这一节简述当汽包出现正压，并且汽包内水温距离基本负荷工况时的饱和温度大于55时的HRSG启动规程。 为了将温态启动的压

44、力损失减小到最少，在给机组加热前一般不开启启动放汽阀和过热器疏水阀。 4.5.8.1检查水位报警系统的功能和每个汽包的水位，开启给水泵并打开高压，低压和凝结水的给水截止阀门，按规程调整阀门的位置。 4.5.8.2开始燃机的点火，燃机开始吹扫过程然后减速到熄火的速度。一旦燃机点火后，它就开始运转无负荷全速工况(FSNL)，当燃机排烟温度达到锅炉高压汽包的饱和温度时，打开所有压力系统的过热器的疏水阀门，系统的压力可以将过热器内的冷凝水排出。当冷凝水排出后，约5-10分钟，关闭过热器疏水阀同时开启启动排汽阀门到产生蒸汽的开度。 4.5.8.3当过热器疏水和启动排汽阀门打开时汽包内水急剧上升，操作人员

45、在启动期间需要密切观察汽包水位。 4.5.8.4根据启动条件，汽包压力可能随燃机无负荷全转速工况(FSNL)而降低，提高燃机负荷直到汽包压力停止降低。 4.5.8.5当达到25%基本负荷的蒸汽出力和最终蒸汽温度与要求的设定温度差小于13.9时，开启减温隔离阀门，这可以确保有足够的热量使减温水蒸发。另外，必须确保减温器出口蒸汽温度不能在距离饱和温度差13.9以内。 4.5.8.6开始增加燃机负荷，并调整启动排汽阀门以达到机组的基本负荷，同时观察高、低压汽包4.4，27.8的温升速率。在燃机负荷增加时，启动排汽阀门 的开度时应加大以控制启动温升和让更多的冷却蒸汽通过过热器。 4.5.9热启动 4.

46、5.9.1按上述1-5步骤。 4.5.9.2热启动时，没有汽包水温上升速度限制，且机组可以允许近55的瞬间温升而不损害机组。但是，必须有蒸汽通道以确保有冷却蒸汽通过过热器。 4.5.9.3将机组带到基本负荷条件并继续上述冷启动的4.6.7.104.6.7.12步骤。4.5.10长期停运的锅炉内外条件，阀门和仪表条件都将会影响工作，必须在彻底检查通过后才可以再启动HRSG。 4.5.11联合循环启动期间出口汽温的控制 目的：联合循环启动的初始阶段，应按照设定蒸汽轮机进蒸温度来调整控制进入HRSG的烟气参数，以防止HRSG通过减温器在工质温度接近饱和时投入来控制最终蒸汽温度。 控制的变量：HRSG

47、出口主蒸汽温度 调整的变量：减温器喷水流量 输入变量：HRSG出口主蒸汽温度 减温器下游的蒸汽温度 减温器阀门位置 管束的最终蒸汽温度 汽包压力 出口蒸汽压力 内容： 一般的冷启动，蒸汽轮机应力评估程序规定了预定的蒸汽轮机的启动和负荷增加过程中的主蒸汽温度。此温度作为控制的变量的设定值。 减温阀门的初始位置都是关闭状态。当喷水减温阀门打开要求满足时，投入减温器。减温器应持续增加喷水流量，使最终蒸汽温度到设定值，当减温器调节阀开度超过95%或者是任何减温器下游蒸汽温度与高压汽包压力下的饱和温度差小于13.9时，退出减温器。在任何情况下，减温器下游的蒸汽温度与饱和温度差不得小于13.9。 5.锅炉

48、运行的控制与调整 5.1 锅炉运行主要参数限额锅炉运行调整的主要任务： （1）保持锅炉蒸发量在额定值内，满足汽机及热用户的需要。 （2）保证正常的汽压与汽温。 （3）均衡进水，并保持正常水位。 （4）保证饱和蒸汽和过热蒸汽的品质合格。 （5）保证良好燃烧，提高锅炉效率。 （6）保证锅炉机组安全运行,在运行中应加强调整，确保锅炉运行工况的稳定。 5.1.2 汽水品质 5.1.2.1 给水： 硬度2.0 mol/L 氧10 g/L 铁30 g/L 铜5 g/L 油0.3 mg/L PH(25) 9.09.5 联氨1050 g/L 补给水质量 硬度0 mol/L 二氧化硅20 g/kg 电导率（25

49、）0.2 s/cm 5.1.2.2 炉水： 磷酸根210 mg/L 含盐量100 mg/L 电导率（25）150 s/cm 二氧化硅2.0 mg/kg PH(25) 9.010.5 5.1.2.3 饱和蒸汽及过热蒸汽： 备注： a.标准值至少应每周分析一次。 5.2 汽包水位的控制和调整 5.2.1 高低汽包水位零位在汽包几何中心线以下，锅炉冷态时，汽包水位零位以就地双色水位计零位为准，电接点水位计和各差压式水位计的零位均应与汽包就地水位计对照并校准。 5.2.2 锅炉热态时，汽包水位应以带压力和温度补偿系统的差压式（变送器）水位计或带汽包水位保护的电接点水位计指示值为准，“DCS”系统内各自

50、动均取自差压式汽包水位计（变送器均带有压力和温度补偿系统），汽包就地双色云母水位计作为参考。 5.2.3 汽包水位报警和水位保护动作信号均取自电接点水位计；给水自动调节系统水位信号取自差压式水位；正常运行中，电接点水位计和汽包就地水位计均应经常与“DCS”系统各汽包水位指示值相对照，以确保其指示的正确性。 5.2.4 手动调整汽包水位时，应参照电接点水位计、各差压式水位计、给水流量及蒸汽流量等表计，要求给水连续均匀地进入锅炉，不得大幅度地调整。 5.2.5 汽包水位计应无漏汽、漏水现象，发现泄漏应及时解列并联系有关人员处理；汽包就地水位计照明应充足，水位清晰并轻微波动，若水位不波动或模糊不清时

51、，应及时冲洗。 5.2.6 正常运行时，给水应通过主给水管路进入锅炉；若主给水管路故障，或低负荷时，可切换给水旁路进水，在切换给水管路时，操作应谨慎。 5.2.7 运行中给水压力过低，不能满足锅炉负荷的需要时，应适当降低锅炉主蒸汽压力，以保持正常供水必需的压差。 5.2.8 当给水自动投入时，也应加强对各表计的监视，当水位在超过50并继续变化时,应切除自动用手动均匀调整给水。 5.2.9 各远方水位计必须指示正确，应经常对照其相互间的差值，差值过大，应及时联系热控人员处理。汽包水位计高低报警应可靠，定期校验其灵敏度。 5.3 蒸汽温度的控制和调整 5.3.1 正常运行时，应严格监视和调整汽温，

52、当汽压或负荷变动时，应特别注意汽温的调节，同时应监视各级过热器壁温不超过规定值。 5.3.2 因采用混合式减温器，在调整减温水时，应缓慢平稳，同时参照减温水流量表及给水压力指示，要求两侧减温水流量接近，不准大幅度的调整。 5.3.3减温水应配合使用。正常情况下，不得单独使用一侧减温水控制汽温 5.3.4 调节汽温主要有以下方法： 5.3.4.1 调节减温水； 5.3.4.2 调整CCPP燃机负荷 5.3.5减温水自动 5.3.5.1减温水投自动时，应设定合理的出口汽温定值， 5.3.5.2 机组升、降负荷前，应检查蒸汽温度自动控制系统处于自动状态，防止负荷升、降速率过快而引起汽温大幅度波动或严

53、重超温。 5.4 排污 连续排污（CBD）是降低循环回路中杂质的主要方法。所有非挥发物（固体）进入锅炉将（1）在锅炉中聚积，（2）被蒸汽带出，（3）通过排污排出。为避免因水中杂质而产生问题，有效的连续排污是一个重要手段。当软化补给水占给水量比例很大时，排污显得更为重要。在这种情况下，给水中钠盐浓度可能是在100ppm左右。钠盐可以完全溶解，但是浓度过高会导致被蒸汽携带。连续排污与给水的比率取决于锅炉炉水“浓缩循环倍率”其倒数就是排污率。如，10的排污率即对应10倍的浓缩倍率，给水中盐溶解度100ppm对应于炉水1000ppm 的盐溶解度。 连续排污系统满足所需容量以除去固体物。炉内连排管的布置

54、及炉水的排出应不影响锅炉的水循环。连排管路上应布置适合的调节阀或孔板。采用电导率测量来自动控制流量，确保炉水浓度在合理范围内。 过多的排污将损失热效率并增加水处理药品的消耗。排污率能满足蒸汽和炉水的纯度要求即可。当给水主要是由凝结水和/或除盐补给水组成时，在正常运行时只需要较小的排污。如果给水杂质增加，连排流量应相应增加以除去杂质并维持所希望的炉水质量。 定期打开下集箱疏水阀门时（压力0.07MPa）应特别小心，仅在必须排出 锅炉中不溶解杂质才进行。定期排污阀的开启时间和频率由化学试验确定。在运行中排出大量的水会对水化学控制，汽包水位和其它运行参数产生负面影响。运行中过多地从下集箱排出炉水可能

55、会使某些产生蒸汽管子的水流量减少从而导致管子损害。 本锅炉排污包括高低压蒸发器除氧器蒸发器 5.4.1 为了保证锅炉的汽水品质符合要求，必须对锅炉进行排污。 5.4.2 锅炉的汽水品质应根据化学人员的通知进行锅炉定期排污。运行人员负责定期排污的操作，排污结束均应履行签字手续。 5.4.3 锅炉炉水品质变差时，应加强排污，可增加定期排污次数，但严禁延长各下联箱的排污时间。 5.4.4 锅炉定期排污时，监盘人员应严格监视给水流量和汽包水位的变化。 5.4.5 正常情况下，为保证锅炉的正常水循环，只准进行汽包连续排污； 6 辅助设备的运行 6.1 辅助设备运行总则 6.1.1 转动机械启动条件 6.

56、1.1.1 经过大小修后的转动机械，在锅炉整套启动前，均应进行各项检查，并达到下列各项条件： 6.1.1.2 现场清洁，照明充足。 6.1.1.3 联轴器结合良好，保护罩完整，紧固螺丝无松动。 6.1.1.4 轴承油位计完整，刻度正确，油质合格，油量充足。润滑油系统油压、油温符合规定，油箱油位在绘制线以上。 6.1.1.5 轴承、电动机、油系统的冷却装置良好，冷却水量充足，回水畅通。电动机空气冷却风道无堵塞现象。 6.1.1.6 电动机接地线良好，绝缘合格，事故按钮完整。 6.1.1.7 各阀门传动机构，远方开关试验合格，处于启动前的状态。 6.1.1.8 各仪表保护和程控装置齐全、完整。 6

57、.1.2 试运行 6.1.2.1 确认旋转方向正确 6.1.2.2 大、中、小修后辅机试转不少于2小时。 6.1.2.3 转动机械启动后逐渐增加负荷达到额定，电动机电流不应超过额定值。 对泵类转动机械，不应空负荷下启动和运行。 6.1.3 电动机允许启动次数： 6.1.3.1 在正常运行中电动机跳闸、停用后，200kW以下电动机在半小时内、200500kW电动机在1小时内、500kW以上电动机在2小时内的启动为热态启动，停用超过此时间的启动为冷态启动。 6.1.3.2 在正常情况下，高压电动机可以在冷态情况下连续启动二次，其时间间隔不少于5分钟。在热态情况下启动一次，只有在处理事故以及启动时间

58、不超过23秒的情况下，可以多启动一次。 6.1.3.3 低压电动机可以在冷态情况下启动三次，热态情况下连续启动二次。6.1.3.4 10kW以上电动机停用7天以上，要联系电气测量绝缘合格后方可启动。 6.1.3.5 启动高压电动机时，应加强和当班人员的联系，经许可后才可启动，就地人员应站在即将启动的电动机事故按钮附近 6.1.4 电动机的维护 6.1.4.1 电流不得超过额定值并无异常摆动现象。 6.1.4.2 轴承温度、振动、声音应正常。 6.1.4.3 接地线完好，电缆头、靠背轮联接牢固，保护罩完好。底脚螺丝不松动。 6.1.4.4 电动机应清洁，外壳无浸水现象。 6.1.4.5 电动机出

59、风无焦味，内部无汽水出现。 6.1.4.6 如发现不正常情况，应及时通知电气人员处理，当严重危及人身及设备安全时，应立即用事故按钮停掉。 6.1.4.7 高压电动机外壳温度不超过50，低压电动机外壳温度不超过60。轴承温度：滑动轴承不超过70；滚动轴承不超过80。 6.1.4.8 电动机运行中，电流超过额定值的10应查明原因。 6.1.5 在发生下列情况时，应立即停止电动机的运行。 6.1.5.1 电动机及所带动的设备发生人身事故时； 6.1.5.2 电动机及所带动的设备发生强烈振动或辅机发生火灾、被水淹等可能造成事故扩大时。 6.1.6 在发生下列情况时，应向班长汇报停止电动机的运行。 6.

60、1.6.1 电动机有不正常的声音或绝缘有烧焦的气味； 6.1.6.2 电动机内或调节装置内出现火花或冒烟； 6.1.6.3 电流超过正常运行的数值； 6.1.6.4电动机轴承断油； 6.1.6.5 电动机轴承温度超过允许值。 6.1.7 辅机的运行维护 6.1. 7.1 电动机电流不超过额定值，并无异常摆动，电动机温升及主轴承温度不超过下列数值： 6.1. 7.2 电动机底脚螺丝齐全、牢固，接线盒完整，声音正常，其振动不能超过规定值。 6.2高压给水泵故障 6.2.1 给水泵在发生下列情况之一时应紧急停泵： 6.2.2水泵内有金属声及泵组发生剧烈振动.电流摆动较大。 6.2.3泵组及电机任一道