京泰300MW循环流化床锅炉运行规程

本规程规定了DG1089Ⅲ型锅炉机组的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运1、范围所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版电业安全工作规程(热力和机械部分)电安生[1994]227号文电技字-1980-26国电发[2000]589号3、基本要求生产副总经理、总工程师、安生部部长、检修部部长、各检修室主任及副主任、专业主管运行人员应严格按各项规定对运行设备进行监视和调整，严禁凭个人经验随意改变运行状操作命令如对人身或设备构成危害时可拒绝执行，并向发令人提出异议，如发令人坚持操4、运行通则监盘人员应通过流程图、趋势图、报警总表、设备启动允许条件等画面对机组进行全面监设备缺陷及时记入设备缺陷薄，对可能影响机组安全运行的缺陷，运行人员需要做好事故第一章锅炉设备系统简介 5 5 5 第五节汽水系统 第六节点火燃烧器系统 第七节膨胀系统 第九节旋风分离器 20第十一节吹灰系统 第二章辅机部分 第一节辅机运行通则 23 第三节高压流化风机 第四节二次风机 第五节一次风机 第六节播煤风机 第七节给煤机 第八节排渣系统 第九节石灰石系统 第十节暖风器系统 49第一节锅炉机组检修后的验收 第二节阀门、挡板试验 50第三节锅炉(MCS)自动控制 第七节安全门校验 第四章锅炉机组的启动 7 7第二节锅炉机组启动前的检查 7第三节锅炉上水 第五节点火前的准备 第六节锅炉点火 第七节启动投煤 第八节热态启动 87第五章锅炉机组的正常运行 第一节运行调整的任务 第三节运行调整 第四节汽包水位计的投运与维护 第五节锅炉吹灰 第六节锅炉排污 第六章锅炉机组的停运 9第一节正常停炉 第二节停炉后的冷却 第七章锅炉机组的典型事故处理 第一节总则 第二节紧急停炉 第三节故障停炉 第五节锅炉MFT 第六节锅炉满水 第八节锅炉水位不明 第九节水位计故障 第十二节省煤器爆管 第十三节过(再)热器泄漏 第十四节汽水管道水冲击 第十五节床温过高或过低 第十六节锅炉结焦 第十七节床压高或低 第十八节流化不良 第十九节给煤机故障 第二十二节烟道再燃烧 第二十三节冷渣器故障 第二十四节回料器堵塞 第二十六节引风机跳闸 第二十七节一次风机跳闸 第二十八节二次风机跳闸 第二十九节高压流化风机跳闸 第三十节厂用电中断 第三十一节旋转机械的故障 第一章锅炉设备系统简介第一节锅炉设备概述后水冷壁下部，分别对应台滚筒式冷渣器。炉膛与尾部竖井之间，布置有三台汽冷式第二节锅炉机组特性锅炉型号制造厂家主要参数制造日期安装日期投产日期主要设计参数单位设计参数备注1额定蒸发量2再热蒸汽量3汽包工作压力(表压力)4过热蒸汽压力(表压力)5再热蒸汽进口压力(表压力)6再热蒸汽出口压力(表压力)7过热蒸汽温度℃8再热蒸汽进口温度℃9再热蒸汽出口温度℃给水温度℃冷风温度℃热风温度℃排烟温度℃锅炉正常水容积锅炉水压试验时水容积锅赡主要尺锅赡主要尺锅炉深度(从K-A排柱中心至K-F排柱中心)锅炉宽度(从B1排柱中心至B9排柱中心)大板梁高度炉膛宽度炉膛深度锅筒中心线标高旋风分离器直径尾部竖井前烟道深尾部竖井后烟道深水冷壁下集箱标高锅炉热力性能计算数据汇总序号单位高加全切荷 蒸汽及给水流量序号单位高加全切荷1过热器出口2再热器出口3省煤器进口4过热器一级喷水05过热器二级喷水06再热器事故喷水(正常事二蒸汽及给水压力1过热器出口压力2过热器总压降3再热器进口压力4再热器出口压力5汽包压力6省煤器压降(不含位差)7省煤器重位压降8省煤器进口压力三蒸汽和给水温度1过热器出口℃2再热器进口℃3再热器出口℃4省煤器进口℃5省煤器出口℃6减温水℃7汽包℃四空气流量1空气预热器进口一次风2空气预热器进口二次风34高压流化风一次风率%五空气预热器出口烟气含尘章序号单位高加全切货最低稳燃荷六空气温度1空气预热器进口一次风℃2空气预热器进口二次风℃3空气预热器出口一次风℃4空气预热器出口二次风℃七烟气温度1床温℃2炉膛出口℃3分离器入口℃4分离器出口℃5低温再热器入口℃6低温再热器出口℃7高温过热器入口℃8低温过热器出口℃9省煤器入口℃省煤器出口℃空气预热器出口(修正)℃八烟、风压力1空预器进口一次风压力12空预器进口二次风压力3锅炉接口处高压风压力4分离器入口烟气压力00005分离器出口烟气压力6空气预热器出口烟气压力九烟、风气阻力1空气预热器一次风压降2空预器出口至炉膛的一次压降风3空气预热器二次风压降4空预器出口至炉膛的二次压降风5空预器烟侧阻力6炉膛到空气预热器进口烟压降气kPa序号单位高加全切最低稳燃兔荷7风室风帽阻力8床层阻力十燃料消耗量(设计煤质)1石灰石耗量(设计煤质)2燃料消耗量(校核煤质)3石灰石耗量(校核煤质)十一底灰排量十二锅炉热效率1锅炉计算热效率(低位发热%——2锅炉保证热效率%—十三炉膛热负荷1截面热负荷2容积热负荷3床面热负荷十四脱硫效率(此时Ca/S比为%——十五分离效率%≥≥——十六循环倍率%~27~27—十七炉内停留时间S~8~8锅炉主要数据汇总编号目技术性能1炉膛截面热负荷(BMCR)2水冷壁高温区壁面热负荷(B—MCR)3炉膛尺寸(宽、深、高)4布风板尺寸5锥段高度尺寸m6布风板到燃烧室顶的标高差m7炉膛容积8炉膛设计计算截面积9炉膛出口处设计压力0编号短时间炉墙不变形承载能力按NFPA钙硫摩尔比(S02排放量≤400mg/Nm3)锅炉飞灰底灰比及具体条件二汽水系统压降(B—MCR)1省煤器进口到汽包(包括位差)2汽包到过热器出口三风帽有关数据l流化风帽形式小口径钟罩式2流化风帽数量个3流化风帽压损四烟风平均流速1过热器2再热器3省煤器五床料、煤与石灰石1起动用床料量t2细煤入炉粒度要求3石灰石入炉粒度要求4启动床料(砂)粒度要求六锅炉重量1汽包及吊架t2钢构架t3水冷壁及管道t4过热器及管道t5省煤器及管道t6空气预热器t7平台、扶梯及外护板t8旋风分离器t9回料腿t冷渣器t水冷风室t其他t锅炉金属总重t编号七其它1钢结构有关尺寸m2大板梁标高m3汽包安全阀排汽消声器汽量和出口流速4过热器出口安全阀排汽消声器汽量和出流速口第三节设计燃料、石灰石及灰渣特性设计煤种校核煤种1校核煤种2接收基低位发热值接收基全水份Mt%接收基灰份Aar%干燥无灰基挥发份Vdaf%空气干燥基水份Mad%接收基碳Car%接收基氢Har%接收基氧0ar%接收基氮Nar%接收基硫Star%3可磨性系数HGI磨损指数Ke注：设计煤种：灰渣特性单位设计煤种校核煤种1校核煤种2灰变形温度DT(t₁)℃灰软化温度ST(t₂)℃灰熔化温度FT(t₃)℃灰分析%%%%%%%%%石灰石特性状况燃烧前氧化钙%氧化镁%4二氧化硅%三氧化二铝%三氧化二铁%氧化钾%氧化钠%二氧化钛%五氧化二磷%三氧化硫%烧失量%燃烧后碳酸钙%碳酸镁%水分%灰分%石灰石脱硫特性参数测试数据反应时间实测增重反应速率系数反应能力系数Ca0利用率%注：粉状的石灰石被送入炉膛之后，与燃烧过程中产生的2发生化学反应，除去S02,为了维持锅炉有效、经济运行，采用适当大小的石灰石粒子是关键所在。如采石灰石耗量的增加、床温低于正常温度、锅炉的效率降低、底灰超过设计值等；如石灰石粒子过细其在主回路中停留的时间达不到要求，导致石灰石耗量的增加；另一个运动粘度(20℃)厘沱恩氏粘度(20℃)灰份%中1水份机械杂质无凝固点℃0(最大)闪点(闭口)℃低位发热值硫%中10%蒸发物残碳%第四节蒸发系统汽水品质标准锅炉炉水磷酸根氯离子含盐量二氧化硅≤—锅炉给水25℃时的PH值联胺硬度溶解氧含量铁含量铜含量油含量≤电导率≤蒸汽钠≤10;启动时≤20二氧化硅≤20;启动时≤60铁≤20;启动时≤50电导率≤0.3;启动时≤1铜≤5;启动时≤15锅炉水汽损失1厂内正常水汽损失≤锅炉总蒸发量的2%锅炉排污损失≤锅炉总蒸发量的1%机组启动或事故增加的损失≤单台锅炉总蒸发量的6%.1汽包及汽水分离设备1中心标高m2内径、厚度、直段长度、总长3材质4总重(包括内部装置)t5设计压力6最高工作压力7汽水旋风分离器型式、直径、数量立式旋风分离器φ315,104只8汽水旋风分离器单个出力、最大出力第五节汽水系统1.5.1锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟减温器(左右各一台)布置在低过出口至屏过入口管道上，作为粗调；二级减温器(左右各一台)位于屏过与高过之间的连接管道上，作为细调。再热汽温采用尾部双烟道挡板调热器进口前的管道上(左右各一台),作为事故喷水减温器，第二级布置在低温再热器至屏式再热器的连接管道上(左右各一台),作为微量喷水减温器。以上两级喷水减温器均汽1.5.1汽水系统设计规范汽水冷壁1设计压力2循环方式自然循环3管径×壁厚、材质4内螺纹管布置高度(前、后、侧墙)仅水冷布风板5敷设耐火层的高度(前、后、侧墙)6水冷壁总受热面积7设计最低的质量流速(BMCR)k(所在回路)823前后墙中部二过热器1级数及布置级3级，对流十辐射2设计压力3低温过热器管径×壁厚、材质4低温过热器受热面积5屏式过热器管径×壁厚、材质6屏式过热器受热面积7高温过热器管径×壁厚、材质8高温过热器受热面积9过热器总受热面积8425(未包括旋风分离器以及冷包墙受热面)喷水减温级数，各级设计喷水量2级，三再热器1级数及布置级2级，对流+辐射2设计压力3低温再热器管径×壁厚、材质4低温再热器受热面积5屏式再热器管径×壁厚、材质6屏式再热器受热面积7再热器总受热面积8喷水减温级数，各级设计喷水量级kg/h,kg/h四省煤器1设计压力2管材×壁厚、材质3排列方式，纵向节距，横向节距顺列，152,1204总受热面积第六节点火燃烧器系统置(包括高能点火器)、火焰检测装置、就地点火柜、炉前油管路、蒸汽吹扫管路及阀门1风道点火燃烧器数量个42风道点火燃烧器的热输入%3单个风道点火燃烧器油枪容量4油枪雾化方式机械雾化5油压6床上辅助油枪数量个87床上辅助油枪的热输入%8单个油枪的容量9油压油枪雾化方式机械雾化第七节膨胀系统灰石口(石灰石口布置在前墙下二次风管内),通过此口可将粉状石灰石注入燃烧室，与1冷渣器数量及型式个6,滚筒冷渣器2单个冷渣器正常运行排渣量(BMCR)3单个冷渣器设计最大排渣量4冷渣器冷却方式水冷5冷渣器冷却水量，水压，进口水温，冷却水质凝结水6冷渣器冷却水温升℃~407冷渣器出口渣温(正常/停运一台)8正常运行底渣占总灰量的比例%第九节旋风分离器1旋风分离器型式汽冷式高效分离器2旋风分离器数量个33旋风分离器直径m4旋风分离器支吊方式悬吊5设计介质温度℃6设计分离效率(d50=25μm)%7旋风分离器内耐火耐磨层总厚度25(距管子表面)8旋风分离器内耐磨层固定方式简要说明高密度销钉固定9单个分离器设计物料流量(BMCR)~2150旋风分离器回料立管高度m旋风分离器压损第十节回料器第十一节吹灰系统缩式吹灰器，省煤器为伸缩式吹灰器，空预器为固定回转式吹灰器，高温过热器管组前4只，低温过热器管组前4只，低温再热器管组前6只，省煤器管组前16只，空预器管组间32只，其吹灰汽源来自低温过热器出口，蒸汽压力18.3MPa,,温度502℃。单位长伸缩式吹灰器固定回转式吹灰器型号数量只4每转前进量行程吹扫行程速度转速吹扫角度a工作时间/台S吹扫时间/台S吹扫介质蒸汽蒸汽喷头前吹扫压力吹灰管外径吹灰管壁厚45吹灰管材质内管外径内管壁厚中管外径中管壁厚中管材质喷嘴数量个2喷嘴直径喷嘴材质每台吹灰器吹扫流量每台吹灰器汽耗量电动机型号功率转速电压V电流A效率%第二章辅机部分第一节辅机运行通则2.1.1转机的试转3、转机的试运转(a)对于滑动轴承，机械侧不得超过70℃,电机侧不得超过80℃。(b)对于滚动轴承，机械侧不得超过80℃,电机侧不得超过100℃。额定转速(r/min)750以下振动值(mm)中中中中串轴值(mm)中2-4转机的运行维护转机事故处理通则转机振动大转机轴承温度高第二节引风机2.2.1引风机及附属设备规范引风机(2台/炉)型号流量(m³/s)全压(Pa)介质温度(℃)动叶调节范围转速(r/min)转向逆时针(从电机方向调节方式动叶调节轴承润滑方式稀油强制润滑轴承形式滚动轴承生产厂家上海鼓风机厂引风机电机型号功率(KW)电压(V)电流(A)功率因素接线方式Y绝缘等级F转速(r/min)轴承润滑方式稀油润滑轴承形式滑动轴承生产厂家上海电气集团上海电机厂引风机冷却风机(4台/台)型号流量(m³/h)全压(Pa)转速(r/min)生产厂家上海鼓风机厂引风机冷却风机电机型号功率(KW)电压(V)电流(A)转速(r/min)接线方试△生产厂家上海浦东新区张江电机引风机液压润滑站型号液压油公称压力(MPa)总供油量(L/min)润滑油公称压力(MPa)油箱容积(m³)供油温度(℃)冷却器冷却面积6过滤精度(um)加热器功率(KW)5生产厂家上海利安液压润滑设备引风机液压润滑站油泵电机型号功率(KW)电压(V)电流(A)接线方试△生产厂家上海华滨电机2.2.2引风机启动前的检查2.2.3满足下列条件时空气通道建立度<80℃)。5、油站具备(任意一台油泵运行，泵出口油压正常5.5MPa流量正常7-8L/6、冷却风机运行(液压缸冷却风机、轴承冷却风机各运行一台)。2.2.5引风机的顺启(1)启动油站。(2)启动引风机冷却风机。(3)关引风机入口挡板。(4)关引风机动叶至最小。(5)开引风机出口档板。(6)启动引风机电机。2.2.6引风机的保护(1)引风机轴承温度≥80℃。(2)引风机电机轴承温度≥85℃。(3)引风机电机线圈温度≥80℃。(4)轴承振动≥/s。(5)润滑油流量<3L/min。(6)液压润滑油箱油位<75%。(8)滤网差压>0.5MPa。(9)喘振。(2)引风机电机轴承温度>95℃(3取2)。(3)引风机电机线圈温度>115℃(6取4)。(4)炉膛压力低三值(-3744Pa)(3取2)。(5)汽包水位低三值且MFT(MFT后延时10s发3s脉冲)。(6)所有高压流化风机风机跳闸(延时5s)。(是否取消?)(7)引风机正常运行60s后，出、入口门未开到位。(8)风机发生喘振15s(3取2)。(9)引风机润滑油压低II值(0.05MPa)(3取2)。(2)停止引风机电机。(3)关闭引风机的入口挡板。2.2.9联锁(4)运行泵跳闸，启备用泵。(5)润滑油压低<0.08MPa,启动备用泵，控制油压<0.5MPa,启动备用泵。(6)2台液压润滑油泵运行时，控制油压>MPa延时5s,停备用泵。(7)引风机油站电加热器启停控制：当联锁投入时油温<25℃启动，温度>35℃时停(8)引风机运行，禁止2台油泵都停。2.3.1高压流化风机及附属设备的规范高压流化风机型号型式多级离心风机轴功率(KW)流量(m³/min)进口压力(MPa)出口压力(MPa)转速(r/min)转向顺时针(从电机方向)生产厂家西安陕鼓动力股份高压流化风机电机型号功率(KW)电压电流转速(r/min)绝缘等级F接法Y轴承形式滚动轴承(锂基脂润滑)生产厂家上海电气集团上海电机厂润滑油站型号流量(L/m³)油压(MPa)油箱容积(m³)4过滤精度(um)生产厂家重庆明特机械设备制造2.3.2高压流化风机的启动前的检查1、检修工作结束，工作票已收回，检修人员已撤离，现场清洁，照明充足。2、风道完好，回料器各风门开启。3、风机与电机地脚螺栓牢固，联轴器连接正常，防护罩完好。4、电机测绝缘合格，接线及接地线完好，就地事故按钮可靠备用。5、润滑油箱油位正常、油质合格，冷却水正常，油泵联锁试验合格。6、检查风机入口导叶行器已送电且在远控位置，手动操作开关灵活，阀位开度远方与就地指示一致。7、所有热工仪表、测量装置投入。8、就地盘动风机转子无卡涩、摩擦。9、联系热工确认风机所有保护已投入。2.3.3高压流化风机的启动条件1、高压流化风机跳闸条件不存在。2、高压流化风机出口挡板关闭。2.3.4高压流化风机的顺启2、打开各回料器流化风调整门(30%)。2.3.5高压流化风机的保护(1)流化风机轴承>65℃。(2)流化风机电机线圈温度<135℃。(3)流化风机电机轴承温度<85。(4)流化风机电机轴承轴振<5.5mm/s。(5)流化风机轴承轴振<正常mm/s。(2)温度信号高高跳流化风机(风机轴承温度>75℃,延时10秒或电机轴承温度>95℃,延时10秒或电机线圈温度>145℃,延时10秒)。(3)轴承振动高高跳流化风机(风机轴承振动>/s,延时10秒或电机轴承振动>/s延时10秒)。(4)润滑油压低低(润滑油压<0.05MPa,3取2),延时2s,跳风机。(5)油泵停(2号流化风机有)。2.3.6高压流化风机的正常运行维护2.3.7高压流化风机的顺停2.3.8联锁第四节二次风机2.4.1二次风机的规范二次风机型号风量(m³/s)轴功率(KW)风机转速(r/min)效率85.1%二次风机电机型号功率(KW)电压(V)功率因素接线方式Y绝缘等级F转速(r/min)轴承润滑方式稀油润滑轴承形式滚动轴承生产厂家上海电气集团上海电机厂二次风机油站型号公称压力(MPa)生产厂家上海利安液压润滑设备二次风暖风器型号进口风温(℃)出口风温(℃)加热风量(m³/h)设计压力MPa(g)设计温度(℃)生产厂家上海发电设备成套设计研究院2.4.2二次风机的启动前的检查2.4.3联系热工检查相关保护已正常投入。2.4.4二次风机的启动条件2.4.5二次风机的顺启2.4.6二次风机正常运行维护2.4.7二次风机的保护(1)二次风机轴承温度>75℃。(2)二次风机电机定子绕组温度>135℃。(3)二次风机电机轴承温度>85℃。(4)二次风机前轴承轴振>mm/s。(5)二次风机后轴承轴振>mm/s。(2)引风机全停。(4)二次风机轴承温度高高(2点)、润滑油流量低(1点)(3取2)(温度(5)二次风机电机轴承温度高高(2点)、润滑油流量低(1点)(3取2)(温度(6)二次风机轴承振动大(3取2)。(>/s)。(7)炉膛压力高三值(+3744Pa)。()二次风机润滑油压低2值(3/2)。(9)二台润滑油泵均停。2.4.8二次风机的顺停(1)变频器解除自动。(2)关闭入口调节档板(4)关闭风机出口档板。2.4.9联锁(5)风机运行禁止两台油泵均停。第五节一次风机2.5.1一次风机的规范一次风机型号流量(m³/h)功率(KW)全压(pa)转速(r/min)生产厂家江苏金通灵风机一次风机电机型号功率(KW)电压(V)电流(A)功率因素接线方式Y绝缘等级F转速(r/min)轴承润滑方式稀油润滑轴承形式滚动轴承生产厂家上海电气集团上海电机厂一次风机电机油站型号工作压力(MPa)公称流量(L/min)油箱容积(m³)冷却器型号冷却工作压力(MPa)≤冷却面积(m³)3工作温度(℃)生产厂家常州华立液压润滑设备油泵电机功率(KW)电流(A)转速(r/min)电压(V)生产厂家山东华立电机集团股份一次风暖风器型号进口风温(℃)出口风温(℃)加热风量(m³/h)设计压力MPa(g)设计温度(℃)生产厂家上海发电设备成套设计研究院2.5.2一次风机的启动前的检查2.5.3一次风机的启动条件11、入口调节档板开度小于5%。2.5.4一次风机的顺启6、延时5s,开出口挡板。2.5.5一次风机的保护(1)一次风机轴承温度>75℃。(2)一次风机电机定子绕组温度>135(3)一次风机电机轴承温度>85℃。(4)一次风机前轴承轴振>/s。(5)一次风机后轴承轴振>/s。(2)引风机均停。(3)高压流化风机均停(延时5S)。(4)二次风机全停。(6)一次风机轴承温度高>85℃(任一)。(7)一次风机电机轴承温度高(>95℃)、一次风机润滑油压力低低(MPa)(3取(8)一次风机轴承振动大>/s(3取2)。(9)炉膛压力高三值(+3744Pa)。2.5.6一次风机的运行与维护2.5.7一次风机的顺停(1)变频器解除自动。(2)关闭入口调节档板。(4)关闭风机出口档板。2.5.8联锁板和进口调门(另一台风机非运行状态时)。(1)一次风机变频器高压合闸允许来。第六节播煤风机2.6.1播煤风机的规范播煤风机型号流量(m3/h)转速(r/min)轴功率(KW)轴承润滑方式稀油强制润滑生产厂家南通大通宝富风机播煤风机电机型号功率(KW)6电流(A)转速(r/min)接线方式Y生产厂家上海电气集团上海电机厂播煤风机油站流量(L/min)压力(MPa)滤油器过滤精(um)冷却水量(m³/h)生产厂家启东南方2.6.2播煤风机的启动前的检查2.6.3播煤风机的启动条件2.6.4播煤风机的顺启2.6.5播煤风机的保护。(1)播煤增压风机主轴承>75℃。(2)播煤增压风机线圈温度>135℃。(3)播煤增压风机驱动端轴承轴振>而/s。(4)播煤增压风机非驱动端轴承轴振>m/s。(1)引风机均停。(2)一次风机均停。(3)播煤风机轴承温度高285℃,延时10秒跳风机。(4)播煤风机电机轴承温度高。(7)润滑油压低。(8)两台润滑油泵均停。2.6.6播煤风机的正常运行与维护(1)检查风机轴承油位不低于1/3,油质合格无乳化变质现象。(2)检查轴承箱进油温度在35℃-45℃。(3)检查润滑油系统管道、阀门无泄漏。第七节给煤机2.7.1给煤机的规范给煤机型号出力范围(t/h)电机功率(KW)3给煤距离(mm)电机型号变速箱速比清扫电机型号清扫电机功率生产厂家沈阳施道克电力设备2.7.2给煤机的启动前的检查2.7.3给煤机的启动条件(1)总风量>25%。(3)播煤风机运行或旁路挡板开。(4)床压不低。(6)流化风量大于临界流化风量。2、播煤风压>锅炉床压1000Pa(下层平均值)。2.7.4给煤机的顺启2.7.5给煤机的保护(1)给煤机机内超温。(2)给煤机皮带跑偏。(3)给煤机出口堵煤。(4)给煤机电机故障。(5)给煤机清扫电机故障。(3)床温度<500度。(4)床温度<650度且风道油枪未投运。(5)播煤风量低，延时10秒。2.7.6给煤机的顺停第八节排渣系统2.8.1排渣系统设备规范链斗输送机型号出力(t/h)减速机型号电动机型号电动机功率(kW)电压(V)斗式提升机型号出力(t/h)减速机型号电动机型号电动机功率(kW)电压(V)灰库排气过滤器型号吹扫空气压力MPa耗气量m³/min处理风量m³/h除尘效率%过滤空气量m³/min过滤面积M²排尘风机电机型号电机功率KW真空压力释放阀Pa双轴搅拌机型号出力t/h电机功率KW电压V2.8.2排渣系统启动前的检查2.8.3斗提机的启动条件2.8.4链斗输渣机的启动条件2.8.5冷渣器的启动条件2.8.6排渣系统的启动2.8.7冷渣器的跳闸条件1、锅炉MFT(脉冲信号，无硬接线)。2.8.9链斗输渣机的跳闸条件1、斗提机断链联跳。第九节石灰石系统2.9.1石灰石灰系统设备规范石灰石粉仓1直径(m)一总容积(m³)直筒体部分高度(m)锥体部分高度(m)石灰石粉库总重(Kg)电加热器型号电压(V)功率(KW)加热温度(℃)空气量(m³/min)压力(MPa)2.9.2石灰石启动前的检查2.9.3石灰石启动条件2.9.4石灰石系统的顺启(2)石灰石输送系统进气阀。(8)上缓冲仓进料阀密封阀。(9)下缓冲仓进料阀密封阀。2.9.5自动排堵2.9.6石灰石系统的顺停2.9.7联锁1、石灰石气化风电加热器A出口温度<80度(待定),2、石灰石气化风电加热器A出口温度>100度(待定),联停加热器。第十节暖风器系统2.10.2暖风器系统投入操作3、一(二)次风暖风器蒸汽进汽总门。7、开启一(二)次风暖风器蒸汽调节阀。8、一(二)次风暖风器蒸汽调节阀。2、关闭一(二)次风暖风器蒸汽调节阀。第三章锅炉的试验和保护第一节锅炉机组检修后的验收锅炉大、小修中有对设备进行改进的项目应有设备的竣工报，及系统更改完工后的锅炉检修后，若设备有异动，在机组试运前应移交“设备异动技术报告”,以便运行技(1)所有转动机械的安全遮栏及保护罩完整牢固，靠背轮连接良好，地脚螺丝(3)油箱油位计完整，指示正确，清晰易见，刻有最高、最低及正常油位线；第二节阀门、挡板试验3.2.1电动门试验：4、电动门远方/就地全开、全关各一次，检查开度指示、灯光、信号正确，开关4、调相应LCD画面，手操相应的挡板，分别进远方/就地间断和连续开、关行程3.2.4.注意事项：第三节锅炉(MCS)自动控制3.3.1CCBF(炉跟机)控制方式3.3.2CCTF(机跟炉)控制方式3.3.3引风(炉膛负压)控制功能。防内爆：发生MFT瞬间炉膛压力急剧下降，可能发生炉膛变形。因3.3.4一次风控制一次风主要用于流化炉膛中的床料，一次风控制分一次风压控制及二侧热一次风量控制。一次风压调节正常通过变频(异常工况采用一次风机入口挡板),维持一次母管压力与机组负荷指令关系。二侧热一次风量定值是煤量指令的函数，为均衡二侧床料厚度，平衡左右二侧前墙下层支管风量。当床温偏差超进10℃(暂定),前墙下层二次风挡注：床温调整不会影响总风量，总风量由全部二次风挡板(8个)控制。3.3.8氮氧化合物(NOX)排放量控制锅炉采用五台滚筒式冷渣器，连续排渣，放渣速度与该侧的床压成比例，并受冷渣锅炉在启动和低负荷(小于30%额定负荷)时，由一台电泵向锅炉供水。这时给水调节系统按单冲量方式工作。当锅炉给水量很小时，电泵运行在低转速，用出口旁路阀调节再热汽温分三级控制，烟气挡板控制为粗调；微喷水减温分左右两侧，控制方式为串级；事故喷水作为后备手段，高压缸排汽温度作为前馈信号，逻辑功能，与过热汽温控制锅炉采用3×50%额定负荷的流化风机，正常工况一备二用。通过调节二台流化风入口调阀来控制流化风母管压力(即返料阀入口压力)。(2)床温>990℃(32点取算术平均值，温度取上限值1200)(3)总风量<25%(延时10秒)(三选二)(4)燃料丧失延时10秒(5)床温<600℃(下降沿有效),未投风道油(所有角阀关闭)(9)炉膛压力高II(三选二)(10)炉膛压力低II(三选二)(11)汽包水位高III。延时2秒(三选二)当上述跳闸信号中任意一个动作，系统会立即发MFT跳闸信号，并能对首先动作的(7)停冷渣器(用脉冲信号)(11)由于水位高III延时5秒发出3个开关量信号至ETS,直接跳汽机(13)各烟气挡板脉冲全开(4)汽包水位低III。延时2秒(三选二)(5)两台引风机跳闸(跳闸2与未启)(7)两台二次风机跳闸(跳闸2与未启)(10)蒸汽阻塞(11)给水泵停且床温高(任一>600度),延时10秒。(12)失去播煤风(播煤风机跳与旁路在关位),延时10秒(13)机组负荷<30%,汽轮机跳闸延时5秒并且旁路故障(开度小于0%或在关(14)机组负荷>30%,汽轮机跳闸当上述跳闸信号中任意一个动作，系统会立即发出跳闸信号，并能对首先动作的信(3)关闭定期排污阀(水位高除外)(6)跳引风机(在炉膛压力低III时)(11)任意一台J阀风机运行(12)播煤风机运行或播煤风机旁路挡板开到位(13)过热器侧烟气挡板开度>50%(14)再热器侧烟气挡板开度>50%(15)左右侧热一次风调节门打开(离开关位)(16)总风量大于25%BMCR(17)流化风量大于最小流化风量(18)炉膛压力正常(19)汽包水位正常(正负150)(1)所有油角阀关(2)给煤机全停(4)平均床温>650℃(5)总风量>25%(BMCR)10、热态启动吹扫条件(9)任意二次风机运行且前后墙下二次风调节门关闭，上二次风调节门在吹扫开度(大于50%,取平均)(10)任意一台J阀风机运行(11)过热器侧烟气挡板开度>50%(12)再热器侧烟气挡板开度>50%(14)炉膛压力正常(15)汽包水位正常(正负150)(1)进油阀关到位(5)次风流量>临界流化风量(1)油压力合适(2)油温度正常(8)总风量>25%(9)吹扫完成(11)一次风流量>临界流化风量(1)油压力合适(2)油温度正常(7)总风量>25%(9)流化风流量>临界流化风量(4)床压不低(定值调试定)(2)床温大于550度(4)关球阀(无球阀跳至第5步)(10)给煤机清扫电机故障；第五节锅炉热控保护及联锁试验大、小修后或有关辅机电气、热工设备检修后的机组，启动前应做热控保护、联锁、顺序控制及信号系统带工质在线传动操作试验，辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运主要保护联锁传动试验应进行带工质实际传动试验，禁止采用短接信号方法，传动试验应由运行人员操作，热控人员配合进行，各项保护试验、联锁传动试验结束后，恢复系1、运行人员与热控专业人员密切配合，按机组主保护MFT主燃料跳闸)系统，以3、对于仅在机组启动后才测取动作参数的，可用在一次元件侧加信号的方法进行1、解除大联锁，配合热工人员逐项进行试验由热工人员检鹰T、BT动作情况，运过热器、再热器减温水总阀及调整门开启(各分手动门应关闭)。3、操作员手动MFT,单独按下其中一只按扭，MFT不动作，同时按下“跳闸”和“确认”按钮，MFT动作，给煤机跳闸，来油速断阀、过热器、再热器减温水总辅机联锁试验分动态和静态两种，动态试验时操作及动力电源应送电静态试验时6KV及以上电机只送操作电源电源开关送至试验位置，380V设备的操作和动力电源均送联锁试验必须在辅机试验及事故按钮试验完毕后进行。,试验时应修长同意，主锅炉联锁试验合格后，严禁解除联锁保护，如需解除联锁保护时，必须经总工程师批在大修后或确认有必要时经总工程师同意后方可进行动态联锁试验，但必须在静态试锅炉辅机试验一般有拉合闸试验、事故按钮试验、风机拒动试验、静态跳闸保护试验(4)调整试验风机启动所必须条件，每次使一个启动必须条件不满足，然后启(5)联系热工，投入压力联锁开关，润滑油压降至备用泵自启值时，备用泵应3.5.5锅炉联锁试验1、当三台高压流化风机，两台引风机、两台一次风机、两台二次风机、播煤增压2、当三台高压流化风机或唯一一台高压流化风机正常运行时跳闸，自动停止两台5、当两台引风机或唯一一台引风机正常运行时跳闸，自动停止两台一次风机、两6、当两台一次风机或唯一一台一次风机掉闸停止运行时，自动停止播煤增压风机7、当两台二次风机或唯一一台二次风机掉闸停止运行时，自动停止播煤增压风机第六节水压试验1、锅炉水压试验应经总工程师批准并拟定详细的安全措施和技术措施后进行，水2、锅炉在大、小修或局部承压部件检修后应进行额定工作压力下水压试验，以检3、锅炉的超压试验一般两次大修6～8年)一次，试验压力为汽包工作压力的(3)锅炉改装或承压部件经过重大修理或更换后，如水冷壁更换管数5在%以工作压力主汽及水系统(MPa)6再热蒸汽系统(MPa)部件名称水压试验时(m3)运行时(m3)锅筒水冷壁旋风分离器(包括进口烟道)0过热器0再热器0省煤器总计3、锅炉本体(水系统和过热汽系统):自给水泵出口至高温过热器出口堵阀前。4、水位计只参加工作压力下的水压试验，不参加超压试验。安全阀不参加水压试1、锅炉受热面检修工作结束，检修人员已撤离，有碍锅炉膨胀的脚手架支撑等均2、环境温度达5℃以上，水压试验过程中保持汽包任意一点壁温35℃,汽包壁温3、水压试验范围内各管系、阀门(包括现场试验措施规定的临时管阀)均已装妥4、化学已准备好足量合格的除盐水，并做好处理排放废水的有关准备，主要水质6、进行水压试验前，对汽包、过热器出口安全阀应加水压试验塞或做好安装夹具8、与试验有关的热工表计校准投用(汽包压力、温度、省煤器出口温度、各受热2、水压试验前，机侧应做好主蒸汽、再热蒸汽管道的隔绝措施，防止水进入汽轮3、水压试验前，进水系统应保持清洁，否则应进行冲洗，待合格后再进行水压试4、如过热器、再热器同时进行水压试验时，应先做再热器水压试验，后做过热器8、水压试验压力以汽包就地压力表为准，压力表精度等级在5级以上，且具有两只以上不同取样测点的压力表投运，上下经常联系校对压力表，当压差大时，停止升压，9、试验时，解列不参加试验的部件，工作压力解列过热器安全门，超压试验解列10、升压过程中，如发现系统阀门漏水或未关严时，必须在得到控制室升压人12、电动给水泵工作期间，应严密监视其工况，如入口压力，振动等，并尽量2、确证汽机主汽门、主汽管道疏水门关闭，汽机本体疏水门开启；关闭高旁阀前5、锅炉及过热器的空气门开启(冒出密实水流后关闭),充氮门关闭，锅炉连排手动一次门关闭，二次门开启，调节阀关严，锅炉及过热器的疏水、加药、取样、事故放确位置阀门名称及说明高温过热器出口管道配PCV阀MPa(表压)高温过热器出口管道配弹簧安全阀装置MPa(表压)锅筒配弹簧安全阀装置Mpa(表压)锅筒配弹簧安全阀装置Mpa(表压)锅筒配弹簧安全阀装置Mpa(表压)低温再热器进口管道配弹簧安全阀装置Mpa(表压)低温再热器进口管道配弹簧安全阀装置Mpa(表压)屏式再热器出口管道配弹簧安全阀装置Mpa(表压)主给水管路上的闸阀关闭主给水管路上的止回阀自动饱和蒸汽引出管上的放气阀开启锅筒高、低位水位计水侧及汽侧截止阀开启锅筒高、低位水位计疏水阀关闭锅水加药用截止阀关闭锅筒紧急放水阀关闭锅筒连续排污阀关闭炉水取样阀关闭锅筒压力表用三通阀开启饱和蒸汽取样阀关闭锅炉集中下降管疏水截止阀关闭再循环管道截止阀开启水冷壁下集箱定期排污关闭旋风分离器上集箱对空排汽阀自动旋风分离器下部环形联箱进口连接管疏水阀开启阀门名称及说明中间包墙上集箱放气阀开启前、中、后包墙，左、右侧包墙下集箱疏水阀开启屏式过热器进口集箱疏水阀开启屏式过热器出口集箱放气阀开启高温过热器进口集箱疏水阀开启高温过热器出口集箱放气阀开启高温过热器出口连接管道压力表用三通阀开启高温过热器出口连接管道向空排汽阀开启低温再热器进口集箱疏水阀开启屏式再热器出口集箱放气阀开启屏式再热器出口连接管道向空排汽阀开启屏式再热器出口连接管道压力表用三通阀开启过热器喷水减温器手动截止阀关闭再热器喷水减温器手动截止阀关闭吹灰蒸汽主管道上截止阀关闭主给水旁路截止阀开启3、上水温度35℃~70℃。4、上水时间：夏季2～3小时，冬季4～5小时，利用电动给水泵，锅炉本体通过主给水操作台经省煤器向锅炉上水，用给水旁路门控制；再热器系统通过再热器事故喷水管6、在上水过程中，应对承压部件进行检查，如发现有泄漏现象应停止上水，待处3.6.11再热器的水压试验6、手动操作调整门进行升压，控制升压速度Pa/min,升压至0.6MPa后，稳定压力7、如需进行超压试验，则在工作压力试验合格的基础上进行，升压速度不超过0.1MPa/min升压至试验压力后，保持压力0min,然后降至工作压力进行全面检查，检8、水压试验合格后，开启再热器入口疏水门缓慢降压，泄压速度不应超过分钟，3、确认可以进行水压试验后，按冷炉上水要求上水，上水至各空气门见连续水流升压速度≤0.3MPa/mi.n汽包压力升至1.0MP时，停止升压，检查无异常后，稳压4、压力升至6MPa时暂停升压，观察压力变化情况，如无异常，继续升压EMPa后若无异常继续升压至IPa,关闭进水门，停止升压，对锅炉本体系统全面检查5min内降5、如需进行超压试验，应在工作压力试验合格的基础上进行，升压速度不超过0.1MPa/min升至试验压力后，保持压力0min,然后降至工作压力进行全面检查，检查6、水压试验合格后，缓慢开启过热器一级减温水放水门泄压，降压速度一般控制在0.3MPa/mir~0.5MPa/min当汽包压力降至0.1MPa~0.15MPa时，开启空气门及各疏水2、关闭进水门停止升压后，20min内汽包降压不超过0.5MPa;再热器降压不超过第七节安全门校验3.7.1安全阀校验的目的新安装或大修后的锅炉及安全阀经过检修或调整必须进行安全阀的校验，以检验安全校验安全阀起、回座压力，机械动作，机座恢复是否正常，有无震颤，关闭后有无泄3、汽机主汽门、中压主汽门、高中压调门、高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门及低5、试验过热器、再热器对空排汽门开关灵活，双色云母水位计清晰，上、下校对6、安全阀整定压力以就地的标准压力表指示为准，且精度在25级以上，并校验8、试验过程中炉膛出口烟温<500℃,保证过热器、再热器壁温不超过规定值。9、安全阀整定顺序：先进行汽包及主汽系统，后进行再热蒸汽系统；按其动作压1、安全阀启回座压差，一般为启座压力的4—7%,最大不超过启座压力的10%。3、汽包压力升至17MPa时，保持压力稳定，用液压加载装置逐只对汽包安全阀进行4、锅炉继续升压，升压应平稳缓慢，当压力升至接近动作压力时，进一步放慢升压速度，压力升至选定的汽包安全阀动作值时，进一步放慢升压速度，压力升至动作值，回座。当超过动作值%仍不动作，应立即降压到规定压力的5%以下，进行安全阀机械6、再热器安全阀逐只校验结束，关闭高旁门，利用疏水或低旁将再热器压力泄至7、同一只安全阀连续动作三次仍不符合规定，应暂时停止校验，待其温度下降后10、在安全阀校验前要试验并确保过热器出口向空排汽门远操可靠，以确保锅经过校验后的安全阀不仅应进行一次实际排放试验，每半年要进行一次安全阀的实际1、冷态试验：由热控人员短接CV阀压力测点≥动作值时CV阀应打开；由热控人编号起座压力(MPa)回座比排放量(T/H)阀门型号~276~284~2882、过热器安全阀编号起座压力(MPa)回座比排放量(T/H)阀门型号3、再热器入口安全阀编号起座压力(MPa)回座比排放量(T/H)阀门型号~209~2094、再热器出口安全阀编号起座压力(MPa)回座比排放量(T/H)阀门型号~68~685、过热器出口电磁泄放阀编号起座压力(MPa)回座比排放量(T/H)阀门型号~106~106第八节锅炉系统冷态试验锅炉新安装、大修或进行有可能影响烟风系统严密性的工作后(但不应在必须保持引风机运行或空气通路畅通的情况下进行此试验),应进行空气试验，以检测空气和烟气系2、严密关闭一次风机入口挡板。4、关闭冷渣器负压调节门、油枪冷却密封风。5、关闭锅炉所有排渣门或将炉膛排渣口封堵严密。6、堵塞所有仪表连通处。7、打开所有待测试的通道。8、运行二次风机使系统增压至水柱(760Pa)。9、如引风机转动说明引风机入口挡板不严密；如一次风机倒转说明一次风机入口10、使用合适的视/听设备检查整个系统，如肥皂水1、炉膛布风板不铺床料的情况下，启动引风机和一次风机，逐渐开大一次风门开度改变入炉主流化风量，并调整引风量，维持炉膛负压为0～-20Pa。每改变一次开度(风门开度每次变动10%),读取一次数据，直至风门全开；然后从最大风量开始，逐渐减小风量，每改变一次开度(风门开度每次变动%),读取一次数据，直至风门全关，记录相应风室压力与布风板上部压力，二者差值即为布风板阻力，注意风机运行不能超电2、根据这些数据绘制一次风量与布风板阻力的关系曲线，并与历史数据比较，判2、启动引风机、一次风机运行，增加一次风量，初始阶段随着一次风量增加，床压逐渐增大，当风量超过一定数值时，继续增大一次风量，床压将不再增加，可近似认为3、逐渐降低一次风量，初始阶段随着一次风量减少，床压不变，当风量减少到一第四章锅炉机组的启动第一节禁止锅炉启动的条件4.1.3生产现场堆有影响运行人员操作的垃圾、架杆、积油、积水、积灰，或炉内卡有4.1.5各主要表计如过热蒸汽温度、汽压、烟温、壁温、炉膛压力、汽包水位、床温、床压、床层差压、炉膛差压、回料器料位、回料温度、点火风道烟温及流化风量、风压等4.1.6锅炉对空排汽阀、事故放水阀、来油速断阀、旋风分离器对空排汽阀及主要执行4.1.8大修后的锅炉，冷态动力场试验、炉膛布风板阻力试验、J”阀回料器风帽阻第二节锅炉机组启动前的检查2、燃烧室、旋风分离器、“”阀回料器、过热器、再热器、省煤器、空预器、冷渣器、水冷风室及烟道内等处均已无人工作且无杂物，各人孔门、看火孔完整良好，并关1、机组计算机监控①CS)系统应至少在锅炉点火前h投入连续运行。各LCD均能5、炉前燃油恢复并建立油循环，油压不低于25Mpa,四只风道点火燃烧器及八第三节锅炉上水4.3.4锅炉上水至-100mm,联系化学化验炉水品质，若合格，停止上水；若不合格，4.3.6注意上水完毕后，检查锅炉是否泄漏，水位下降情况，若有，则查看各排污放水3、冬季或冷态上水，应确保汽包壁温>20℃,汽包上下壁温差中50℃。4、通过给水旁路调节阀控制给水流量，上水要缓慢均匀。上水过程中应加强汽包水位监视，当水位计出现水位指示时，适当减少进水量，水位上至汽包水位00mm7、上水过程中应巡视给水管路、省煤器、水冷壁及联箱、汽包等设备无泄漏及水第四节锅炉底部加热2、检查辅汽联箱汽源投运，压力大D.8MPa,缓慢开启辅汽至底部加热总门。对4、加热过程汽包壁各点温差40℃。如汽包壁温差超过40℃应停止加热，待壁温7、汽包下壁温度加热到00℃~120℃时，由化学进行炉水化验合格后，锅炉方可9、底部加热投入后，应加强对汽压和汽包上下壁温差的监视，当汽包下壁温升至第五节点火前的准备1、判断油泄漏试验允许条件满足后，按下启动泄漏试验按钮。泄漏试验进行指示2、泄漏试验自动打开燃油跳闸阀、燃油回油阀和调节阀，进行燃油循环和充压过3、燃油循环15秒后，关闭回油阀。判断燃油充油压力是否达到设定值7Mpa,油4、关闭燃油跳闸阀。延时120秒，判断跳闸阀后油压是否低，如不低则试验继续，5、打开回油阀泄油，延时30秒后判断跳闸阀前后差压应高报警，表明油压已经下6、关闭回油阀，延时120秒后继续判断跳闸阀前后差压高，如果差压能继续维持高8、进行燃油泄漏试验时，程序会屏蔽跳闸阀和回油阀的联锁信号，并保证能自由开关阀门。“泄漏试验充油压力合适”信号的定值必须大于“泄漏试验压力低”信号的定9、“旁路”油泄漏试验是指所有油阀不参与开关试验，直接发“油泄漏试验结束”信号。此试验一般在机组发生FT,为便于尽快恢复吹扫，可直接按“旁路”油泄4.5.7在启动每一风机前，首先保证从一、二次风机入口到烟囱的空气通路已建立，以4.5.8顺控启动两台高压流化风机运行，并将每路"J"阀空气喷嘴通风量控制在下表下降管流化风量(Nm3/h)流化风充中层充气管小计上升管流化风量(Nm3/h)返料风下层充气管上层充气管小计总计4.5.10顺控第六节锅炉点火在吹扫开度(大于50%,取平均),系统等待ICS返回二次风档板在吹扫位信号后，吹扫4.6.5锅炉吹扫完后，Pa,关闭风道燃烧器前手动挡板，保证流化风量大于最小流化风按升压曲线严格控制升温升压速度，保讲温速度不超过50℃/h,不得将各阶段的升压4.6.8在启动前、启动和运行期间，核实并监视各旋转设备的运转情况。根据床压信号4.6.10监视锅炉氧量，保证氧量>6%,以使燃油实现完全燃烧。4.6.11当锅炉被加热并且已建立汽包压力时，注意汽包金属壁温和水位，利用连4.6.12床温升高到最低投煤温度以前，在保证最小流化风量与点火风道壁温的前4.6.13锅炉点火后及时开启高低压旁路，冬季打开过热器出口对空排汽或高压旁4.6.16当指示蒸汽流量大于锅炉额定流量10%时，全关下列疏水门：4.6.18在升压过程中及正常运行时，要注意维持锅水含盐量和含硅量在允许范围内，若超过允许值应采用汽包连续排污、定排系统进行排污，直至降到允许范围内，否则4.6.20升压过程中，注意与汽机密切配合，使运行参数稳定。在任何情况下，下第七节启动投煤4.7.1床温达到500℃后，启动两台炉前给煤机并将其出力调至炉膛额定燃料,运行5分钟后停止给煤，监视氧量和平均床温以建立一个总体时间趋势概念。在头几分钟时间里，平均床温会有所下降，随后再升高，而氧量一开始维持不变，随后在平均床温升高始给料计起，一直到出现最高平均床温和最低氧量止。现场在摸索熟悉后，可将此周期设定，但应注意煤质的不同会使周期发生变化。另外，随着运行经验的积累和对燃煤品质的4.7.3再启动两台给煤机，并将其出力调至炉膛额定燃料量15%,再次向锅炉供料分钟，停止给煤机。监视平均床温和氧量，在达到尖峰床温之前，再次15%额定出力启动4.7.4重复上述步骤，使平均床温逐渐升至60℃,此时可退出床上辅助油枪。当获得平均床温和氧量间良好的对应关系后，给煤机可投入正常运行。锅炉负荷增加可通过加大给煤机出力实现，随着平均床温的升高，一次给煤燃烧率也将增加。随着给煤量的增加，4.7.8当主汽压力升至1.OMPa,投4.7.13在逐渐增加燃煤量的同时，逐渐减小风道点火燃烧器出力，直至床温高于4.7.14在正常运行时，石灰石供给率将随供煤量按比例改变。石灰石与煤量的比4.7.15锅炉投煤后投入斗式提升机、刮板输渣机运行根据床压情况投入滚筒冷4.7.16当蒸汽压力、温度合格后，通过锅炉主控系统可将机组负荷升至4.7.19当锅炉上水前、上水后、底部加热停止后及汽包压力在5、2、6、2、锅炉点火后，应经常检查油枪着火情况，使点火风道低过壁温：450℃;屏过下降屏壁温：545℃;屏过上460℃;高过壁温：555℃;屏再壁温：650℃(启动阶段);575℃(正常运行)。第八节热态启动4.8.1锅炉可以停炉一段时间处于热备用状态。所谓锅炉的热备用是指平均床温(压火4、依次启动引风机、高压流化风机、二次风机(如果风机已停运时操作)调整满第五章锅炉机组的正常运行第一节运行调整的任务第二节正常运行参数1锅炉最大连续蒸发量(BMCR)2过热器出口温度℃3过热器出口压力士4再热器进/出口压力5再热器出口温度℃6给水温度℃7汽包水位8炉膛出口负压9床压床温℃烟气含氧量%排烟温度℃冷渣器出口排渣温度℃第三节运行调整5.3.1蒸汽压力的调整(1)汽压变化时及时分析扰动的原因，以采取相应的措施迅速处理，防止汽压(3)当外界负荷增加使汽压下降时，及时增加一、二次风量和燃料量；当外界5.3.2蒸汽温度的调整;通过调节烟气挡板和微量喷水减温控制再热器出口温度15,使用烟(3)调节汽温时，两级减温水应配合使用，并尽量投入“自动”运行，经常检1、锅炉汽包正常水位(即0位)在汽包中心线下处，正常波动范围为4、当给水投自动时，应严密监视其运行及水位变化情况。若自动装置故障时，应7、运行中保持正常水位，并经常注意蒸汽流量、给水流量、给水压力三者变化规锅炉正常运行中，尽量将给煤机控制投入“自动”,接受S指令。将送风量及知锅炉运行人员，及时掌握煤种变化情况，达到经济调整，同时对锅炉的排放量进行器，来增加床料总量以降低床温，降低负荷减小供煤量，直到床温开始下降为止。床温低5、在一定床温范围内，通过增加一次风量的方法，对降低床温的效果很明显，但7、注意燃煤粒径的变化，粒径粗，在密相区沉积，使床温升高；粒径细易被带入4、监视S0₂排放值，用手动或自动方式调节石灰石给料旋转阀转速，改变进入锅炉8、控制NOx排放，可调节床温、改变一、二次风的配比、调节过剩空气系数等手段第四节汽包水位计的投运与维护3、关闭放水门，分别缓慢开启水位计汽、水二次门，观察水位计内有水位出现轻1、解列水位计时应注意安全，操作人员应站在水位计的侧面，要求穿合适的工作5、注意安全，操作应缓慢，切勿正对水位计操作，完毕后对各截门位置做一次检3、若水位计内水质混浊或结垢使水位计显示模糊及摄像显示色调变暗时，应加强4、运行中发现水位计导管阀门、本体等泄漏或照明故障时，应及时隔离并通知有第五节锅炉吹灰5、工作汽源吹灰时检查辅汽至吹灰系统进汽手动门、电动门关闭；辅助汽源吹灰7、当最后一只吹灰器完成吹灰操作时，关闭吹灰电动总门；如电动总门内漏时应3、投运吹灰器过程中，如发现某吹灰器卡涩，应将其手动摇出到位，如无法摇出第六节锅炉排污5.6.1为保持受热面内部清洁及保证合格蒸汽品质，避免炉水发生汽水共腾，必须对锅锅炉运行中根据炉水品质的化验结果，用连排调整门控制排污量。锅炉停止运行时，应停3、定期排污是从锅炉水冷壁、水冷蒸发屏下联箱排除炉内的杂质和沉淀物。由化5.6.4在下列情况下禁止排污：2、锅炉发生事故时(满水、汽水共滕事故除外);第六章锅炉机组的停运第一节正常停炉9、减少床上辅助油枪的燃烧功率，使床温下降速率保持机、引风机和播煤增压风机(或开启旁路电动门)仍需运行至5分钟后方可关闭，以便第二节停炉后的冷却6.2.2根据需要停炉4~6小时后，可开启引风机挡扳，进行自然通风。压力降至0.5~0.8Mpa汽包温度在170℃以下时可进行带压放水，开启锅炉本体各疏水门空气门，6.2.3床温降至400℃时，启动一台引风机，二次风机，一次风机，对炉膛进行强制通风冷却。但风机挡板开度不应过大，控制降温速率在1(1.5)℃/min以内。汽包，上下壁温差不大于40℃,最大不超过50℃。6.2.4床温降至150℃时，停运一、二次风机，开启炉膛下部人孔门，根据降温速率可6.2.7锅炉的防冻(2)运行中的管道不流动的部分，能排空的进行排空，不能排空的定期进行排(3)停用的锅炉尽可能采用干式保养，必须进行湿式保养时，过热器和再热器2、停炉降压时，降压速度为.05~0.1Mpa/min汽包壁上下温差不大于50℃,一般5、关闭炉前燃油系统来油、回油手动总门，各油枪进油手动门；关闭燃油蒸汽吹6.2.9停炉后的保养二次风机、一次风机，投入两台风道点火燃烧器以维持风室温度0℃~300℃,用热风调整至0.3~0.5MPa当锅内压力低于此值时，氮气自动充入锅内。在保持(5)充氮保养期间，应保证锅内氮气压力大于.03MPa,氮气纯度大于98%,同(3)防锈蚀保养初期应加强监督药液含量，炉水氨至0.5～0.8MPa,采用带压放水法将锅炉内水放净(4)当停机的锅炉吹干后，在备用时，定时在气温较低的时间(如0到8点),根据不同情况，按上述要求将系统吹批~5小时，保证管壁温度和管内空气温度(1)锅炉停运后，用除过氧的给水充满锅炉，并维持一定压力0(5~第七章锅炉机组的典型事故处理第一节总则7.1.1事故处理的原则5、不论在任何情况下，都要尽量保持炉温和旋风分离器的温度变化率不大于7.1.2事故处理时的注意事项2、发生事故时，值班人员不得离开自己的工作岗位，而应明确自己专责的任务和操作。分清主次，在值长的统一指挥下，积极、镇定、正确、迅速地处理事故。如遇本规3、发生事故时，应立即汇报值长，如锅炉出力不能满足调度负荷曲线时，应根据4、在事故处理时，应做好与有关方面的联系，联系必须清楚、简明，并说明各自的姓名。受令人必须复诵命令，执行后立即汇报给发令人。未独立值班的人员不得进行联5、事故处理过程中，不得进行交接班。接班人员可以协助当值人员做具体工作，不许无关人员擅自指挥和参加处理事故。当值人员有权劝阻无关人员退出现场。当机组恢6、主值将事故发生的时间、地点、设备名称等详细情况记入运行日志中，值长应尽快地用或口头向运行部和安生部进行汇报，与事故有关的人员应在下班之前把事故7、下班后由值长组织本值人员在有关领导参加下进行事故分析，找出原因，制定措施，总结经验，吸取教训。必须按对事故"四不放过"的原则对所发生的事故原因及处第二节紧急停炉7.2.1为了防止锅炉及汽轮机等设备的严重损坏，保证人身安全，遇有下列情况5、锅炉主给水，主蒸汽及再热器等汽水管道发生严重爆破或泄漏，危及人第三节故障停炉12、所有二次水位计损坏(即使在就地水位计正常情况下)不能在短时间内恢1、手动BT2、炉膛压力高三值(三取二)3、炉膛压力低三值(三取二)4、汽包水位高三值(三取二延时2s)11、给水泵停且床温高(任一>600)延时10s12、失去播煤风(播煤风机跳与旁路在关位)(延时10S)。1、立即检查BT保护动作程序正确，确训FT,OFT联动正常，否则手动补救，并复3、BT若是由于‘机组负荷30%时汽轮机跳闸’条件引起，根据汽压上升情况依次4、若汽轮机跳闸，应及时及时投入一、二旁路，在低旁不允许投入的情况下，应7、迅速查明锅炉BT保护动作的原因，通知各岗位检查设备有无异常，做好重新启7.5.1现象：12.运行的吹灰器急退(跳闸)。13.若是水位高高引起MFT,汽轮机跳闸。7.5.2原因：2.锅炉BT。4.炉膛压力为高高值(+3744Pa)(三选二)。5.炉膛压力为低低值(-3744Pa)(三选二)。6.汽包水位为高高值(+250mm)(延时2S,三选二)。7.热一次流化风量低于最低流化风量(延时10S)。8.燃料全部失去(所有油角阀关闭或所有给煤机停止)。10.总风量过低，小于25%(延时10s,三取二)。11.床温小于600℃且床下燃烧器未投(所有油角阀关闭)。12.在机组负荷<30%,汽轮机跳闸延时5s并且旁路故障(开度<10%或关闭)。13.汽轮机跳闸(在锅炉负荷>30%)。7.5.3处理：6.待跳闸原因查明并消除后，进行炉膛吹拘分钟，复归MFT,得到值长命令后，第六节锅炉满水1、由于运行人员工作疏忽大意，对水位监视不够，或水位设定值不当，调整不及3、给水调节阀、给水泵、汽泵转速控制装置或液力耦合器故障，运行人员未及时第七节锅炉缺水2、给水流量不正常小于蒸汽流量(水冷壁或省煤器爆破时，则此现象相反1、由于运行人员工作疏忽大意，对水位监视不够，或水位设定值不当，调整不及时3、给水调节阀、给水泵、汽泵转速控制装置或液力耦合器故障，运行人员未及时发第八节锅炉水位不明第九节水位计故障的运行。第十节汽水共腾第十一节水冷壁及水冷蒸发屏损坏7.11.2原因：(11)床料排尽后，停运风道燃烧器，执行锅炉快速冷却方式。(12)床温低于300℃。第十二节省煤器爆管第十三节过(再)热器泄漏7.13.1现象：5、过(再)热器爆破处有异音，炉墙或包墙不严密处有冒烟汽现象。8、炉膛内屏式过(再)热器泄漏时，泄漏部位的炉膛温度明显下降；严重时局部8、过热器结构布置不合理或长期低负荷运行，使蒸汽分布不均，流量过低，引起5、若是炉膛内屏式过(再)热器泄漏时，应加快底渣排放，停炉后尽快将床料排1、给水管道发生水冲击时，可适当关小给水调节阀；若不能消除时，切换给水管2、省煤器发生水冲击时，应检查省煤器再循环门(连续供水时关闭，停止供水后开启),并加强上水与放水，保持省煤器出口水温低于饱和温度20℃以下。3、蒸汽管道发生水冲击时，应立即开启集箱疏水，关小减温水门。减温水使用中5、在排污、开疏水时应充分暖管，如发生水冲击，应马上关闭，充分预热后再缓第十五节床温过高或过低3、床温高时从就地观察孔看到炉内较正常床温下明亮；床温低时炉膛内发暗，锅4、床温高时，炉内结渣，引起流化不良。严重时会造成大面积结焦，冷渣器排不1、判断床温高原因，若个别测点异常偏高，首先检查热工测点是否故障并采取相2、若床温达到950℃时，汇报值长，申请降负荷运行，减少给煤量。使床温恢复至790℃~900℃范围内运行。3、合理调整风煤配比，适当增加一次风比例，增