40MW发电锅炉操作规程 （试运行）

目录TOC\o"1-1"\h\u10213一、锅炉机组设备规范及特性 324343二、锅炉机组的试验 1610413三、锅炉机组的启动 2712574四、锅炉机组的运行及调整 3532160五、锅炉机组的停运及保养 4010540六、锅炉机组的事故处理 43锅炉机组设备规范及特性1.1基本特性1.1.1锅炉工作参数额定工作压力13.7MPa额定蒸汽温度571℃再热蒸汽流量117.7t/h再热蒸汽进口、出口压力3.82/3.64MPa再热蒸汽进口、出口温度386.3/571℃锅筒工作压力14.8MPa给水温度262.5℃过热器减温水温度198.5℃再热器减温水温度190.2℃锅炉正常排污率≤1%空预器进口冷风温度20℃名称符号单位高炉煤气转炉煤气二氧化碳体积百分比CO2%1828.61一氧化碳体积百分比CO%2443.94氮气体积百分比N2%57.2425氢气体积百分比H2%——2.3氧气体积百分比O2%0.20.15甲烷体积百分比CH4%0.56--不饱和烃体积百分比%——--收到基低位发热量Qnet，arkJ/Nm3323458021.1.2燃料特性1.1.3锅炉性能保证锅炉最大连续蒸发量145t/h(2)锅炉保证热效率≥89.5%。（在额定出力燃用设计燃料的工况下、燃料为设计值，按低位发热量为基准，空气预热器进口风温20℃，煤气加热器后）1.4锅炉基本尺寸：炉膛宽度（左右两侧水冷壁中心线之间距离）6780mm炉膛深度（前后水冷壁中心线之间距离）5970mm炉膛顶棚管中心线标高26500mm锅筒中心线标高30000mm锅炉最高点标高（顶板最高点）34350mm锅炉宽度（两侧最外两排柱中心距离）18000mm锅炉深度（锅炉前排到预热器后排柱距离）18200mm1.1.4、锅炉主要技术指标名称单位数据设计BMCR工况燃料：高炉煤气116500Nm³/h，其余焦炉煤气校核BMCR工况燃料：纯烧高炉煤气锅炉计算效率％90.0589.97锅炉排烟温度（煤气加热器后）℃＜145＜142锅炉燃料消耗量高炉煤气Nm³/h116500134400转炉煤气Nm³/h10300/锅炉本体烟气阻力Pa26612847空气预热器到燃烧器前风阻力Pa15131276汽汽水阻力过热器MPa1.083再热器MPa0.131省煤器MPa0.255燃烧器阻力风侧Pa2500煤气侧Pa＞50001.1.5锅炉主要受压部件水容积部件名称水压实验时m³运行时m³锅筒≈16.7≈6.3水冷系统≈26.7≈26.7过热系统≈14.20再热系统≈12.60省煤器系统≈6.7≈6.7锅炉范围内管道≈2≈2合计≈78.9≈41.71.2、锅炉结构简述CG-145/13.7-Q锅炉为单锅筒，自然循环，集中下降管，一次中间再热，倒U型布置的煤气锅炉。锅炉前部为炉膛，四周布满膜式水冷壁，炉膛出口处布置有屏式过热器，水平烟道内设有高温过热器和高温再热器，水平烟道转向室和尾部前、后侧均采用膜式管屏包覆，并由中间隔墙使尾部形成双烟道，前烟道布置有低温再热器，后烟道布置有低温过热器。低温再热器及低温过热器下布置有烟气调温挡板。烟气调温挡板后依次布置有省煤器、管式空气预热器，热管煤气加热器。锅炉构架全部采用钢结构，按6级地震烈度设计。炉膛水冷壁、过热器和再热器全部悬吊在顶板梁上，尾部竖井内的省煤器、空气预热器支承在后部柱和梁上。本锅炉设计工况：高炉煤气116500Nm³/h，其余焦炉煤气；校核工况：纯烧高炉煤气。锅炉点火燃料为工业丙烷气。点火方式为二次点火（先利用高能点火器点燃工业丙烷气，然后引燃主燃烧器）；燃烧器前墙布置。主蒸汽采用两级喷水调温。再热蒸汽主要采用烟道挡板调温，喷水调温仅作为微调及事故喷水用。1.2.1、锅筒及汽水分离装置锅筒内径为Ø1600mm，壁厚为85mm，筒身长为7200mm，锅筒全长约9026mm，材料为13MnNiMoR。锅筒正常水位在锅筒中心线以下150mm。最高水位和最低水位离正常水位各50mm。锅筒内装有旋风分离器，梯形波型板分离器，清洗孔板和顶部多孔板等内部设备，其作用充分地分离汽水混和物中的水，并清洗蒸汽中的盐，平衡锅筒蒸汽负荷，以保证蒸汽品质。锅筒内装有20只直径为Ø315mm的旋风分离器，分前后两排沿锅筒筒身全长布置，采用分组连同罩式连接系统，这样可以使旋风筒负荷均匀，获得较好的分离效果，每只旋风分离器的平均负荷约为7.25t/h。汽水混合物从切向进入旋风分离器，在筒内旋转流动，由于离心力的作用，水滴被甩四周筒壁沿壁而流下，汽水分离后，蒸汽向上流动，经旋风分离器顶部的梯形波形板分离器，进入锅筒汽空间进行重力分离，然后蒸汽通过平板式清洗装置，被从省煤器来的100％给水清洗，经过给水清洗后的蒸汽再次进入汽空间进行重力分离，最后通过锅筒顶部的百叶窗和多孔板再一次分离出水滴，蒸汽被引出锅筒后进入过热器。在每个集中下降管入口处装有栅格板，以防止入口处产生旋涡和下降管带汽。在每个集中下降管入口处装有十字板，以防止入口处产生漩涡和下降管带汽。锅筒采用2根M105mm的吊杆，悬吊于顶梁板上。1.2.2、炉膛和水冷壁膛断面设计成长方形，宽度为6780mm，深度为5970mm。考虑的高炉煤气是一种低热值气体燃料，为了保证燃烧的稳定性，炉膛燃烧器区域和炉底敷有卫燃带。炉膛四周由Φ60x6.5mm,间距为80mm的光管与扁钢焊成的膜式水冷壁。前水冷壁下部管子与水平线成7°角倾斜形成炉底。后水冷壁在炉膛出口下缘向炉内突起形成折焰角，折焰角之后每三根水冷壁管抽一根（Φ60x7mm）作为后水冷壁悬吊管，其余管子向后延伸成水平烟道斜底包墙。水冷壁采用过渡管接头（Φ60x6.5/Φ45x6.5）单排与上、下集箱相连。炉膛前墙和两侧墙各有6根Φ133x13汽水引出管与锅筒相连；炉膛后墙悬吊管出口集箱通过4根Φ133x13汽水引出管与锅筒相连；炉膛后墙延伸成水平烟道斜底的出口集箱通过6根Φ133x13汽水引出管与锅筒相连。2根Ø426x40mm集中下降管从锅筒最低点引出至分配集箱，再通过分配集箱引出24根Ø133x13mm的连接管分别引入水冷壁各下集箱。为了满足运行、检修和监视的需要，在水冷壁上装设有看火孔、火焰监视孔、检测孔、人孔、电视孔等必要的门孔装置。全部水冷壁的重量都通过上集箱用吊杆装置悬吊在顶板梁上，热态运行时，整体向下膨胀。为了减轻由于炉内燃烧而引起的水冷壁振动和防止因燃烧不稳定引起炉内爆炸而造成水冷壁四壁的破坏，沿炉膛高度方向每隔3米左右设置一圈刚性梁，分别由板拼工型钢制成。本锅炉在炉膛中心线处设置有膨胀中心，分别在前水冷壁、两侧及后水冷壁（处设计有导向装置，此导向装置通过典型结构将该处水冷壁管屏（包墙管屏）与刚性梁固定为一体，而刚性梁上的导向架又约束于该处的构架立柱，从而达到约束受热面水平方向的膨胀，防止炉顶、炉墙开裂及受热面变形的目的。炉膛顶部两侧设防爆门，在发生炉膛爆燃时泄压。1.2.3、过热器及汽温调节①蒸汽流程过热器受热面划分为四级，其中一次左右交叉，二级喷水减温，具体流程如下：饱和蒸汽→前顶棚→尾部竖井顶棚→后包墙→尾部竖井侧包墙→侧包墙上集箱→水平烟道侧包墙→尾部竖井前包墙→中隔墙→低温过热器→一级喷水减温器→屏过混合集箱→屏式过热器→高温过热器冷段→二级喷水减温器（左右交叉）→高温过热器热段→集汽集箱→主蒸汽管道②具体布置顶棚及包墙：由锅筒来的饱和蒸汽经6根Φ133×13/20G的连接管进入顶棚入口集箱；然后经56根Φ42×5/20G、节据S=120mm的光管加焊扁钢组成的顶棚管和后包墙管至后包墙下集箱，经集箱两端的弯头进入尾部竖井侧包墙下集箱，经尾部竖井侧包墙管至侧包墙上集箱转到水平烟道侧包墙，进入水平烟道侧包墙下集箱，尾部竖井侧包墙和水平烟道侧包墙均由Φ42×5/20G、节据S=120mm的光管加焊扁钢组成。由6根（两侧各3根）Φ133×13/20G的连接管进入前包墙下集箱。然后经由75根Φ38×5/20G、节据S=90mm的光管加焊扁钢组成的前包墙管到包墙出口集箱，再通过6根Φ133×13/20G的连接管进入中隔墙入口集箱。中隔墙入口集箱经过55根Φ42×5/20G、节据S=100mm的光管加焊扁钢组成的中隔墙进入中隔墙出口集箱同时也是低温过热器入口集箱。低温过热器管规格为Φ32×4，下面三圈材料为20G，其余上面部分及立式低温过热器材料为12Cr1MoVG。屏式过热器：屏式过热器布置在炉膛出口处，节据为600mm，共布置10片。屏管规格Φ42×5，材质为12Cr1MoVG，其中夹持管及最外圈管为SA-213T91。高温过热器：高温过热器横向布置55片，横向截距S=120mm，管组采用3管圈单绕，高温过热器分冷热段，其中冷段28片，热段27片。管间固定采用“梳形板”固定形式。其中高温过热器冷段管子规格为Φ38×5/6，材料为12Cr1MoVG/SA-213T91，分材点在沿烟气走向第二个弯头后往下约500mm，热段管子规格为Φ38×6/6.5，材料为SA-213T91，壁厚分界点在沿烟气走向第三个弯头前往上200mm左右。过热器集汽集箱上装有1套全量型安全阀和生火排汽管路，反冲洗管路和疏水管路，压力表等。注意：过热蒸汽出口位置在锅炉左侧两级汽温调节均采用高加前给水喷水减温，第一级作为粗调，二级作为细调，可以保证锅炉在70%负荷运行时，汽温仍可达到额定参数。喷水水源取自高温加热器前锅炉给水。由于过热器系统采用了辐射—对流型布置，汽温特性较为平稳，故在正常工况下，在额定负荷的70%～100%范围变动时，过热汽温仍能较稳定地维持额定值。全部过热器管屏、顶棚管、包墙管、中间隔墙、连接管、喷水减温器和所有过热器集箱重量均通过吊杆装置悬吊在锅炉顶板梁上。低过蛇形管通过支架固定到中隔墙和后包墙管上。1.2.4、再热器及汽温调节本锅炉采用两级对流再热器，即低温再热器和高温再热器。①蒸汽流程再热器受热面划分为两级，具体流程如下：汽轮机高压缸→再热器蒸汽母管→事故喷水减温器→低温再热器入口集箱→低温再热器→低温再热器出口集箱→微量喷水减温器→高温再热器入口集箱→高温再热器→高温再热器出口集箱→高温再热蒸汽出口管道→去汽轮机中压缸。②具体布置由汽轮机高压缸来的蒸汽经低温再热器入口集箱进入位于尾部烟道前部的低温再热器，低温再热器：低温再热器横向布置74片，横向截距S=90mm，管组采用2管圈单绕，。管间固定采用“梳形卡板”固定形式，低温再热器分为水平低温再热器与立式低温再热器，水平低温再热器1组，为螺旋鳍片管，立式低温再热布置在尾部竖井上部区域为光管。。低温再热器管规格为Φ42×3.5，最下面三圈材料为20/GB3087-2008，上面其余部分及立式低温再热器材料为12Cr1MoVG。高温再热器：高温再热器横向布置55片，横向截距S=120mm，管组采用3管圈单绕，管间固定采用“梳形板”固定形式。高温再热器管规格为Φ42×3.5，材料为12Cr1MoVG/SA-213T91，其分材点在沿烟气流向第四个弯头前往下200mm左右。低温再热器蒸汽以逆流方式先向上再向前（在炉内顶棚管下部）流至高温再热器，以顺流方式通过再热器热段蛇形管，后进入再热器出口集箱，最后达到571℃的蒸汽由再热器出口集箱一端引出。注意：再热蒸汽出口位置在锅炉左侧再热蒸汽气温主要采用尾部烟气分配挡板作为调节手段，烟气分配挡板位于低温再热器出口，另有两只喷水减温器进行减温，一只设置在低温再热器和高温再热器管道之间，作为汽温微调，另一只设置在再热器入口管道上作为事故喷水用，其水源为给水泵中间抽头。再热蒸汽出口集箱上设有一个安全阀。低再蛇形管通过支架固定到中隔墙和后包墙管上。高在热段蛇形管与冷段蛇形管分别通过吊挂管、顶部吊挂装置最后由吊杆吊至顶板梁上，再热器入口集箱坐在竖井烟道前包墙上。1.2.5、省煤器省煤器布置在尾部竖井中，双级上下布置，水与烟气成逆流。①汽水流程省煤器为配合预留SCR脱硝系统，受热面分两级布置，具体流程如下：给水管道→下级省煤器入口集箱→下级省煤器→下级省煤器出口集箱→连接管→上级省煤器入口集箱→上级省煤器→上级省煤器出口集箱→连接管→锅筒②具体布置两级省煤器均错列布置，管组采用1管圈单绕。其中下级省煤器横向布置92片，横向截距S=80mm，上级省煤器横向布置81片，横向截距S=90mm。上、下级省煤器省煤器蛇形管均为规格324mm的螺旋鳍片管，材料为20G。管间通过管夹上焊扁钢来固定。下级省煤器蛇形管通过省煤器管夹吊于支撑梁下方，上级省煤器蛇形管则通过管夹撑在支撑梁上，支撑梁均坐在烟道上。省煤器支撑梁均要求强制通风（与送风机吸入口连接）。省煤器间连接管及出口集箱至锅筒的连接管规格都为Φ108×10/20G，共4根。在锅筒集中下降管和省煤器间装有再循环管，在锅炉启炉时向省煤器供水保护省煤器，防止省煤器汽化。1.2.6、空气预热器采用立式管式空气预热器，错列布置，4个管箱。空气预热器按烟气流向有1个行程，空气预热器的风道间均装有膨胀接头，用以补偿热态下的相对膨胀，且保证密封不漏。空气自预热器后墙引入，前墙引出，与烟气逆流换热。按烟气流向空气预热器管箱高度为2.49米。整个预热器的重量通过横梁传递到构架柱子上。空气预热器管子和管板均采用ND钢（09CrCuSb），管子规格为φ４０×１.５螺旋槽管。为防止空气预热器结露，在送风机出口和空气预热器出口热风道上装有热风再循环管道。1.2.7、锅炉范围内管道1.2.7.1给水操作台锅炉为单元制给水，给水母管首先引入给水操纵台，通过给水操纵台实现对锅炉给水的调节和控制，至锅炉省煤器入口集箱的给水管道由设计院设计布置。给水操纵台分成三条管路：DN150、DN100、DN50分别为50%～100%负荷的主管路、30%～70%负荷的大旁路和0～30%负荷的供启动时上水用管路。给水通过给水操纵台后，通过三通，分为两路引向省煤器入口集箱。1.2.7.2锅筒管路锅筒上装有双色水位表，电接点水位计，平衡容器水位计和满水水位计，水位自动调节装置，锅筒还有连续排污，磷酸盐加药，紧急放水，备用管和再循环管等。锅筒上装有2套双色水位表，2套电接点水位计，3套平衡容器和1套满水平衡容器。锅筒上设有连续排污，磷酸盐加药，紧急放水等用孔。锅筒的紧急放水阀为DN50。为了在锅炉启动初期，保护省煤器受热面管，在锅筒下水管与给水管道间装设有再循环管。1.2.7.3排污管路：本台锅炉汽水系统中设有连续排污和定期排污管路和阀门。连续排污管路自锅筒两端下部引出管路，然后合并成一路，装设有电动截止阀和电动调节阀各一台，进入连排扩容器。定期排污管由水冷壁下集箱和下降管底部引出。水冷壁下集箱引出管路，每个集箱3个管路，共计12个管路每个管路均设置由一个手动、一个电动截止阀；每根下降管底部引出DN20管路，共2根下水管。设置有一个排污集箱，排污集箱上设置有一个电动截止阀，一个手动截止阀，一个反冲洗管路、一个疏水管路。排污水通过排污集箱汇集最后排到定期排污膨胀器中，排水排至排污降温池。排污集箱下部排水到无压放水管道，最后排至排污降温池。1.2.7.4安全阀：在锅炉汽包上装有1个安全阀，在集汽集箱上，装有1个安全阀，再热器出口管道上设有一个安全阀，同时在再热器出口管道上还设有排气管路、反冲洗管路。再热器入口集箱设有疏水和充氮保护接头。1.2.7.5疏水和放空气给水操作台、减温水管路、省煤器进口集箱、尾部竖井侧包墙下集箱、尾部竖井前包墙下集箱、尾部竖井中隔墙下集箱、二级喷水减温器、集汽集箱、低温再热入口集箱、低温再热出口集箱、高温再热器入口集箱均设有疏水管路，均设有两个手动截止阀。省煤器引出管、饱和蒸汽引出管、侧包墙上集箱引出管、屏过引入管、屏过引出管、二级喷水减温器、过热蒸汽引出管、低再出口集箱、高再出口集箱均设有放空气管路，均设有两个手动截止阀。1.2.7.6取样为了监督给水、炉水和蒸汽品质，设置了给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽、再热蒸汽（出口）取样装置，通过DN10管路接至取样冷却器，每个管路设有2只手动阀1只节流阀。1.2.7.7减温水管路：减温水管路母管电动阀，每一路减温水管路设计电动阀/调节阀/手动阀,2只反冲洗阀。1.2.7.8加药：从汽包引出逆止阀，手动阀,冲氮阀，连接磷酸盐加药管路。1.2.8、燃烧设备本锅炉所配置的煤气燃烧器是专门用于燃烧低热值煤气的旋流式燃烧器。本锅炉的煤气燃烧器分层布置在炉膛下部燃烧室前墙上，炉膛前墙布置两层，每层三只，共6只，燃料下层燃料为高炉煤气共3只，上层燃料为高炉煤气+转炉煤气共3只，本锅炉用丙烷气作为点火燃料，高能点火枪作为点火器。高能点火器和点火枪布置于各只燃烧器中。为了保证燃烧器安全，每只燃烧器上留有火检装置用孔，用于配置火检探头，以保证锅炉的安全。1.2.9、炉墙锅炉采用轻型敷管式炉墙，主要炉墙材料为可塑料、浇注料和硅酸铝纤维棉，炉墙表面温度按50℃设计，炉墙外表面设有金属外护板。炉墙总体采用敷管炉墙，减轻了整台锅炉的重量。锅炉的炉膛水冷壁及包墙管部分采用轻型的硅酸铝纤维棉材料，厚度为200mm（管中心算起）；炉墙外面设有外护板，外观漂亮。炉顶炉墙厚280mm（管中心算起），分四层，第一层材料为耐火混凝土，第二层为珍珠岩保温混凝土，第三层为硅酸铝纤维板，最外层为抹面。省煤器区域炉墙为轻型炉墙，炉墙重量由金属支撑和拉钩传递到金属护板上，再传递到锅炉构架上。连接烟道和空预器采用外保温，敷设轻型的硅酸铝纤维棉或板，再在炉墙外面设有外护板。锅炉本体加装的金属密封件，防止炉内烟灰向外泄漏和冷空气漏入炉内。锅炉虽然按负压设计，但密封装置的设计按微正压考虑。1.2.10、锅炉构架锅炉构架是锅炉机组的重要组成部分，用于支吊和固定锅炉本体各部件，并维持锅炉各部件之间相对位置的空间结构，本工程采用框架结构形式。锅炉构架由柱底板、柱、梁、水平支撑、垂直支撑、平台楼梯及顶板等部件组成。锅炉构架按其作用可划分为三部分，即顶板系统，柱、梁及支撑系统，承担由顶板传下来的载荷，并将其传到基础上，并且还要承受设计院管道和设备的载荷、锅炉本体导向装置传递的，根据锅炉本体结构特点和受力形式，构架做成空间框架体系，设有多片垂直框架和水平支撑，它们具有良好的强度、刚度和稳定性。平台楼梯的布置是以方便运行、检修为原则。水平支撑是在某些标高设置的水平桁架，其作用是保证柱的稳定，并完成锅炉本体导向力的传递，是锅炉结构的各个柱梁共同承担载荷。垂直支撑是垂直的桁架，同柱和梁共同组成垂直框架，其作用是使锅炉构架成为无侧移框架，并有效地将水平力传递给基础。平台楼梯的平台一般为1米宽，当结构布置受限制时采用0.8m，除锅筒运行平台用花钢板平台、运转层大平台等外，其余都采用镀锌栅架平台。楼梯宽度为0.8m。倾角45°，楼梯踏板采用花纹钢板。栏杆和栏杆柱均采用φ33.7钢管，栏杆柱节距1～1.2m。屋顶构架采用轻型钢屋盖，由屋顶构架和外敷的镀锌铁皮波纹板及排水槽构成。屋顶构架为焊接连接的全钢结构，用以完成对屋顶墙皮的支撑。1.2.11、烟气调节挡板烟气调节挡板位于尾部竖井烟道的低温再热器与低温过热器出口。主要用于再热蒸汽温度的调节。调节挡板为两组，两侧墙布置，转动轴与两侧墙垂直，每组中叶片由连杆带动作同步转动，转动范围在0-90°之间。每组挡板配置有电动执行机构。烟气挡板的调节特点：挡板调节再热汽温度有一定的滞后性，一般在挡板动作1分半钟后，再热汽温才开始变化，十分钟左右趋于稳定。B. 烟气挡板调节特性是流量与开度之间呈线性关系。挡板开度和调温幅度的关系接近线性。C. 在锅炉70-100%额定负荷范围内，当锅炉负荷由大到小发生变化，需要调节再热汽汽温时，将调节挡板开度调小，以使再热汽温保持为571±5℃。1.2.13、汽水品质给水：总含盐量≤1mg/L总硬度≤0mol/L二氧化硅含量≤0.02mg/L含氧量≤0.007mg/L含铁量≤0.020mg/L含铜量≤0.005mg/L含油量≤0.3mg/L二甲基酮肟50～70μg/LPH值8.8～9.3炉水：磷酸根0.5～3mg/L氯离子2.5～2.8mg/L含盐量≤50μg/L二氧化硅含量≤0.45mg/LPH值9.0～9.71.2.14锅炉辅机参数1.2.14.1

减温器：项目名称主汽一级减温主汽二级减温再热汽微量喷水再热汽事故喷水型式混合式混合式混合式混合式数量(只)1211喷水量(t/h)52.500安装位置低过出口高温过热器冷段出口低再出口低再进口材料20G+12Cr1MoVG20G+12Cr1MoVG20G+12Cr1MoVG20G+12Cr1MoVG水源给水泵出口主给水给水泵出口给水给水泵中间抽头给泵水中间抽头1.2.14.2安全阀：安装位置数量设计温度℃整定压力（MPa）排放量（t/h）锅筒134016.13105.66过热器集汽集箱157114.5146.19再热器出口15714.0178.681.2.14.3引风机：配置2台，生产厂家鞍山华冠风机制造有限公司,型号AYX130-5EBNO26.6D数据如下全压8719pa额定电压6000V风量253557m3/h额定电流108.7A台数2台主轴转速986r/min介质温度157℃功率因数0.85配用电机高压变频异步电动机电机效率95.5%额定功率900KW旋向锅炉左侧为右旋45°，右侧为左旋45°1.2.14.4送风机：配置2台，生产厂家为鞍山华冠风机制造有限公司,型号ACX130-5BNO13.7D数据如下风压6000pa额定电压380V风量81859m3/h额定电流359A台数2台主轴转速1480r/min介质温度20℃功率因数0.85配用电机YBBP315L2-4防爆变频异步电动机电机效率95.1%额定功率200KW旋向锅炉左侧为左旋90°右侧为右旋90°1.2.14.5连续排污扩容器：数量1台，生产厂家为济南张夏供水换热设备制造有限公司设计压力1.3MPa工作压力1.18MPa容积1.5m3容器类别I类设计温度350℃主体材料Q345R净重1100Kg1.2.14.6定期排污扩容器：数量1台，生产厂家为济南张夏供水换热设备制造有限公司设计压力0.3MPa耐压试验压力0.46MPa容积5.50m3容器类别I类设计温度300℃主体材料Q345R净重1769Kg1.2.14.7氮气储罐，生产厂家为济南张夏供水换热设备制造有限公司设计压力1.0Mpa耐压试验压力1.25MPa容积10m³容器类别I类设计温度-6-50℃主体材料Q345R容器自重2113kg1.2.14.8火检风机：数量2台，生产厂家为淄博万事达风机有限公司单台数据如下：风机型号9-19额定电压380V风压4603-4112pa频率50HZ风量1174-2504m3/h转速2900r/min额定功率5.5KW额定电流10.6二.锅炉机组的试验2.1、水压试验2.1.1、总则锅炉大、小修后，或承压部件经过检修后、锅炉投运前，锅炉的过热器和省煤器作为一个整体以锅筒工作压力（14.8MPa）的1.25倍（即18.5MPa）进行整体水压试验，再热器系统以再热器进口压力（3.82MPa）的1.5倍（5.73MPa）单独进行水压试验。水压试验应当在无损检测和热处理之后进行。水压试验范围：锅炉本体主蒸汽系统自给水操作平台至集汽集箱出口水压用堵阀，再热器系统自低温再热器进口水压用堵阀到再热器出口管道水压用堵阀。水压试验前应将主蒸汽、再热器汽管道和集中下降管、事故放水管等各管上的吊架及顶弹簧吊架用插销或定位片予以临时固定，暂当刚性吊架用。2.1.2、工作压力试验2.1.2.1准备工作a.检查与水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，检修工作票注销。炉膛及尾部烟道内无人工作。b.汇报值长，要求备好合格的除盐水，向除氧器进水并加热。c.联系热工人员将汽包、过热器、再热器、给水压力表和电接点水位计投入，投入汽包就地双色水位计，对上、下压力表进行校对，以汽包就地压力表为准，压力表量程为实验压力1.5-3倍，最好选用2倍，压力表校验合格。d.将汽包事故放水电动门、过热器对空排汽电动门、再热器向空排汽电动门电源送上，并试验开关灵活。e.检查锅炉汽水系统确已与汽机隔离。2.1.2.2锅炉操作员应复查下列项目a.汽包、过热器压力表投入。b.再热器压力表投入，再热器向空排汽门及疏水门开关灵活。c.汽包事故放水电动门，过热器向空排汽电动门开关灵活。d.锅炉汽水系统与汽机系统确已隔离。2.1.2.3过热器系统水压试验进水a.试验前检查与准备工作完毕后，向试验负责人、值长汇报，经值长同意进水后，联系汽机启动给水泵。b.进水温度一般控制应20-70℃，不大于90℃，进入汽包的给水温度与汽包壁温的差值≤40℃。c.上水应平稳缓慢，可通过给水操纵台DN50管路上水。并开启汽水系统炉顶各空气门及过热器向空排汽门。d.进水时间：冬季不少于4小时；夏季不少于2小时，汽包上、下壁温差不大于40℃。。e.当空气门中有水冒出时，则逐只关闭空气门。过热汽向空排汽门冒水后将其关闭，并停止进水。2.1.2.4过热器系统水压试验升压a.接到升压命令后，利用过热器减温水管路升压，利用给水泵转速变频控制缓慢升压，升压速度应不大于每分钟0.3MPa。b.当集气集箱工作压力13.7MPa时，立即停止升压和进水，并记录关闭进水门后20分钟的压力下降值。c.微开进水门，维持汽包工作压力值，通知检修人员进行全面检查。2.1.2.5过热器系统水压试验后泄压a.泄压应缓慢进行，泄压用过热器疏水门控制，降压速度应小于0.3MPa/min。b.当压力降至0.098～0.196MPa时，将所有空气门及过热器向空排汽门开启，泄压至零。c.当压力降至零后，开启过热器，省煤器各疏水门，水冷壁排污门（定排），进行锅炉放水。如水质合格，且水压试验后锅炉即点火，则可将汽包水位放至点火水位，否则应将炉水放干。2.1.3、过热器系统超压水压试验过热器系统试验前应具备的条件a.锅炉工作压力下的水压试验合格。b.需要重点检查的薄弱环节，其保温已拆除。c.各安全门已用水压阀瓣卡住。d.上下壁温差不大于40℃。e.水位计隔离。过热器系统超压水压试验升压a.按工作压力水压试验步骤进行。b.当压力升至工作压力后，应更小心缓慢地进行升压，按每分钟不大于0.2MPa的升压速度，将压力升至18.5MPa。c.当压力升至18.5MPa后，关闭进水门，保持20分钟，记录压力下降值，待压力降至工作压力，然后通知检修人员进行全面检查。过热器系统超压水压试验泄压a.按工作压力水压试验的泄压方法进行泄压。b.泄压至汽包压力为14.8MPa时，可通知热工、化学人员进行测量管路，汽水取样管的带压冲洗工作。c.泄压至零后，取出安全门水压阀瓣。2.1.4、再热器系统水压试验通过低再出口减温水管路给系统充水升压。升压速度应缓慢。在0.98MPa以下升压速度≤0.098MPa/min，达到0.98MPa后停下检查，稳定15分钟后继续升压，升压速度≤0.3MPa/min，升到工作压力3.82MPa后停止升压保持压力稳定，对再热器系统进行全面检查，管路无漏水和异常现象时再升压直至水压试验压力（5.73MPa），并在该压力下保持20分钟，水压合格后，疏水泄压。2.1.6水压试验注意事项水压试验前应将主蒸汽、再热器汽管道和集中下降管、事故放水管等各管路上的吊架及炉顶弹簧吊架用插销或定位片予以临时固定，暂当刚性吊架用。2.1.6.1水压试验的顺序，应先做再热汽系统，后做一次汽系统。2.1.6.2锅炉各阀门的水压试验，应先做二次门，后做一次门。2.1.6.3上水前，水质应经化验合格。2.1.6.4水压试验应在周围气温高于5℃时进行，低于5℃时必须有防冻措施。2.1.6.5水温度高于周围露点温度以防锅炉表面结露，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20～70℃。2.1.6.6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。2.2、锅炉联锁保护实验2.2.1、炉膛负压保护：报警：+100Pa，-300Pa±1500Pa停炉：±1666Pa2.2.2、水位报警与保护（相对于正常水位）：正常水位：±50mm(0水位在汽包中心下150mm)高水位报警+50mm（校对水位计，减少给水）声音报警高高水位报警2+100mm（开启事故放水阀至+10mm水位正常关闭）声音报警最高水位跳闸（紧急停炉）+200mm（紧急停炉，自控装置延时2秒）低水位报警-50mm（增大给水，校对水位计，停止排污）声音报警低低水位报警-100mm（检查给水系统，省煤器，水冷壁系统运行是否正常），声音报警最低水位跳闸（紧急停炉）-200mm（紧急停炉，自控装置延时两秒）2.2.3锅筒压力14.8±0.2MPaH15.0MPa,H15.6MPa,高于14.6MPa，声音报警。锅筒安全阀整定值16.27MPa。2.2.4过热器集汽压力13.7±0.2MPaH13.9MPa,H14.2MPa,高于13.9MPa，声音报警，高于14.2MPa生火排汽电动一次阀开启，延迟3秒开启二次电动阀。过热器安全阀整定值14.51MPa。2.2.5再热器出口压力3.64±0.2MPaH3.84MPa,H3.86MPa,高于3.64MPa，声音报警，高于3.86MPa生火排汽电动一次阀开启，延迟3秒开启二次电动阀。再热器出口安全阀整定值4.01MPa。2.2.6过热蒸汽温度571+5,-10℃,高于571℃MPa，声音报警。2.2.7再热蒸汽温度571+5,-10℃,高于571℃MPa，声音报警。2.2.8、引风机a、引风机启动条件（满足下列所有条件）（1）风机轴承温度＜70℃（2）电动机轴承温度＜90℃。（3）引风机电机线圈温度＜145℃（4）引风机入口挡板关闭（位置小于5%）。（5）引风机出口挡板开启。（6）引风机电机冷却风扇已运行（二取一）（7）引风机频率设定为初始频率＜10Hz（8）无引风机跳闸条件（9）引风机变频器就绪c、报警（1）引风机轴承温度大于70℃，电动机轴承温度＞80℃，引风机电机线圈温度＞100℃。（2）风机及电机轴承振动速度＞6.1mm/s。c、引风机跳闸条件（符合下列任一条件）（1）引风机前、后轴承温度＞80℃。（2）引风机电机前、后轴承温度＞95℃（3）引风机轴承振动＞11.1mm/s。（4）引风机运行60秒出口电动挡板关闭。（5）引风机电机线圈温度＞145℃2.2.9、送风机a、送风机启动条件（满足下列所有条件）（1）任意一台引风机运行。（2）风机轴承温度小于75℃（3）风机电机轴承温度小于85℃。（4）送风机电机定子温度低于110℃（5）送风机入口挡板关闭，位置小于5%。（6）无送风机跳闸条件。（7）送风机频率＜10Hz。（8）送风机出口挡板开启。（9）变频器就绪b、报警（1）送风机轴承温度＞70℃（2）电机轴承温度＞80℃，（3）送风机电机定子温度＞100℃。（4）送风机轴承振动幅度＞6.1mm/s。c、送风机跳闸条件（符合下列任一条件）（1）两台引风机跳闸或停运。（2）运行60S后出口挡板全关。（3）送风机前、后轴承温度＞80℃（40送风机电动机轴承温度＞95℃（5)送风机电机定子温度＞145℃（3取2）（6)送风机轴承振动＞11.1mm/s。2.2.10、锅炉主保护（MFT)）MFT是锅炉安全保护的核心部分。它由跳闸条件、保护逻辑、跳闸输出继电器及跳闸条件首出记忆等组成。盘上有手动硬MFT按钮。在操作员站锅炉保护画面上可以看到锅炉主保护。除手动停炉外每项均设有投切开关。保护退出状态时，投退按钮显示蓝色，并显示“退出”字样；保护投入时，投退按钮显示红色，并显示“投入”字样。2.1跳闸条件及保护逻辑当以下任一条件满足时在保护面板上相应跳闸条件文字条目前会以红灯标示，提示运行人员此时跳闸条件满足禁止投入该项保护。(在工程师站设投切开关)若同时相应保护投退开关已投入，发生主燃料跳闸，即MFT保护动作：炉膛出口压力＞+1666Pa，（3取2）；炉膛出口压力＜-1666值，（3取2）；汽包水位＞+200mm,（3取2）延时3s汽包水位小于-200mm值，（3取2）延时3s火检灭火6取6（与）总风量小于25%且送风机运行；引风机全停，两台引风机全部处于非运行状态；送风机全停，两台送风机全部处于非运行状态；高炉煤气母管压力低≤2.5kpa转炉煤气母管压力低≤2.5kpa手动停炉（手动MFT按钮）；汽机ETS跳闸；两台给水泵跳闸（延时暂定60秒）；主燃料丧失（高炉、转炉煤气母管快切阀2个OR分快切阀6X2个）2.2MFT动作下列设备关闭高炉煤气所有分管气动快关阀；关闭转炉煤气所有分管气动快关阀；关闭点火所有分管气动快关阀；打开高炉煤气、转炉煤气所有放散阀，点火放散阀、点火分支放散阀；关闭高炉煤气、转炉煤气母管气动蝶阀；关闭点火母管气动快关阀；关闭过热器减温水总电动门，关闭一级减温水电动门，关闭A侧二级减温水电动门，关闭B侧二级减温水电动门，关闭再热器减温水总电动门，关闭微量喷水减温水电动门，关闭事故喷水减温水电动门。汽轮机跳机2.3锅炉主保护首出为了保证在发生MFT后，能够迅速准确地判断事故原因，系统中设计了对MFT跳闸原因的首出记忆，并在画面上显示出来供运行人员判断跳闸原因。当主保护条件发生时，触发第一条记忆，同时封锁其它记忆。在发生锅炉MFT之后，锅炉保护画面最上方会显示造成跳闸的首出原因序号，同时在相应的跳闸原因文字条目以红色显示。2.2.12锅炉吹扫允许条件1）任一台引风机运行；2）任一台送风机运行；3）风量正常；4）无MFT跳闸条件；5）回路畅通（烟气挡板开度＞70％）；6）所有火检未检测到火焰；7）汽包水位正常8）炉膛压力正常。锅炉吹扫允许，手动启动吹扫2.2.11旁路系统过热蒸汽母管在汽机电动主汽门前与汽机高压缸排汽至低温再热器间设有Ⅰ级旁路（高温旁路），主蒸汽通过旁路进入减温减压器，进入再热器入口，高温再热器去汽机母管在中压缸主汽门前与凝汽器间设有Ⅱ级旁路（低温旁路），高温再热蒸汽通过减温减压器进入汽轮机疏水膨胀箱进入凝汽器，用于在锅炉启动或机组甩负荷时保护锅炉受热面、回收工质，降低噪音，另外还有提高机组调峰能力的作用。2.2.16火检冷却风机A火检冷却风机停止运行条件（或）：1））B火检冷却风机运行且冷却风管压力低2）B火检冷却风机跳闸。A火检冷却风机启动运行条件（或）：1）B火检冷却风机运行且2）B跳闸或炉膛出口烟气温度低于100℃2.3、主要辅机运转2.3.1、热管煤气加热器2.3.1.1、产品概述：热管煤气加热器是一种气—气型换热设备，利用烟气加热煤气，本产品广泛应用于烟气的余热回收。煤气加热器分为两种形式整体式和分离式，我公司40MW锅炉配置为整体式。设备结构及工作原理：整体式煤气加热器主要由骨架、热管、管板、外包装板组成。工作时，冷的煤气从管板的上侧通过，烟气从管板的下侧通过，逆向换热，利用热管内介质的蒸发吸热和冷凝放热完成热量交换。见下图。接煤气排水器接煤气排水器放水阀放水阀高炉煤气走向烟气走向热管煤气加热器结构示意图2.产品特点：1、热管与管板之间用隔环隔开，热管的热胀冷缩变形不受约束，避免了应力破坏。2、热管单管作业，单支或部分热管失效不影响设备的正常运行。3、换热两流体均走管外，翅片化传热，增大换热面积。4、设备流体阻力小，换热效率高，结构紧凑。3.主要技术参数燃用设计燃料，高炉煤气+转炉煤气混烧，THA工况时，煤气加热器设计参数如下：热侧冷侧介质名称烟气介质名称煤气流量Nm³/h2262000流量Nm³/h116500Nm3/h进口温度℃186进口温度℃40出口温度℃143出口温度℃163阻力损失Pa≤800阻力损失Pa≤3502.3.3.1、风机的试运转机械运转试验首先在无载荷（关闭进风口管道中的阀门或调节门）的情况下进行运转。若调节门全开状态进行，必然有电流过大的现象，为了避免烧毁电机，启动时，应关闭调节门，启动后，调节门逐渐增大，并严格控制电流在额定值之内，新安装的风机试运转时间不少于2小时，修理安装后试运转不少于30分钟，如无异常现象，方可正式使用。1、引风机变频启动（1）引风机检修工作结束，工作票已收回，检查确认引风机可以启动。（2）通知电气检查引风机高压开关在断开位置,摇电机绝缘合格。（3）将引风机切到变频位，变频器操作打至DCS远方操作。（4）将引风机小车开关摇至工作位，位置开关打至远方。（5）检查引风机送电正常，汇报值长。（6）确认引风机电机开关所在母线电压正常。（7）检查确认引风机各处冷却水、轴承油位正常。（8）检查引风机出口电动插板阀已开启。（9）检查引风机入口挡板全关。（10）检查引风机无反转，手动盘车正常。（11）检查引风机及电机地脚螺栓无松动，防护罩完好，电机接线盒完好。（12）投入送风机跳闸保护联锁.（13）投入引风机启动允许。（14）检查引风机频率设置为≤10HZ，处于最低负荷启动。（15）启动引风机，进入控制画面，电机风扇运行，点击断路器合闸，风机开始转动，电流各参数正常。（16）缓慢增加引风机频率，注意轴承及各参数正常。（17）开启引风机入口挡板。（18）根据需要，通过引风机频率来调整出力。2、引风机停运（1）确认引风机可以停运。（2）检查引风机入口挡板开度正常。（3）逐渐降低引风机频率至15Hz。（4）停运引风机，进入控制画面点击断路器分闸，确认断路器已分开变频器。（5）逐渐关小引风机入口挡板，直至到零，关闭出口插板阀。（6）检查引风机风机静止无反转，600秒后关闭冷却风机。3、送风机变频启动（1）送风机检修工作结束，工作票已收回，检查确认送风机可以启动。（2）通知电气检查送风机高压开关在断开位置,摇电机绝缘合格。（3）将送风机切为变频状态，变频器操作打至DCS远方操作。（4）将送风机小车开关摇至工作位，位置开关打至远方。（5）检查送风机送电正常，汇报值长。（6）确认送风机电机开关所在母线电压正常。（7）检查确认送风机各处冷却水、轴承油位正常。（8）检查送风机出口电动门已开启。（9）检查送风机入口挡板全关。（10）检查送风机无反转。（11）检查检查送风机及电机地脚螺栓无松动，防护罩完好，电机接线盒完好。（12）投入送风机跳闸保护联锁。（14）检查送风机频率设置为≤10HZ，处于低负荷启动。（15）有一台引风机运行。（16）投入送风机启动允许。（17）启动送风机，进入控制画面，点击断路器合闸，风机开始转动，观察电流各参数正常。（18）缓慢增加送风机频率，注意轴承及各参数正常。（19）开启送风机入口挡板。（20）根据需要，通过送风机频率来调整出力。4、送风机停运（1）确认送风机可以停运。（2）检查送风机入口挡板开度正常。（3）逐渐降低送风机频率至15Hz.（4）停运送风机，进入控制画面点击断路器分闸，确认断路器已分开。（5）逐渐关小送风机入口挡板，直至到零，关闭送风机出口挡板。（6）检查送风机风机静止无反转，600秒后关闭冷却风机。2.4、过热器反冲洗2.4.1锅炉经大修后，在化学监督提出须进行反冲洗时进行。2.4.2准备工作2.4.2.1汇报值长，并征得值长同意。2.4.2.2联系汽机，关闭电动主汽门及其前疏水门，隔离一、二级旁路，并做好向锅炉供水准备。2.4.2.3通知化学值班人员，作好冲洗前、后炉水品质的化验工作。2.4.2.4联系热工投入汽包、过热器，给水压力表，投入电接点水位计。2.4.2.5开启过热器集箱反冲洗一、二次阀，开启过热器空气门及向空排汽门，隔离主给水管向锅炉进水。2.4.3反冲洗操作2.4.3.1开启主给水管上反冲洗一、二次总阀，向过热器进水，水温控制在40℃～100℃。2.4.3.2当空气阀冒水后，逐只关闭，关反冲洗阀停止进水，浸泡半小时后，开启定期排污阀或事故放水门，控制汽包水位在±50mm，全开过热器反冲洗阀，在汽包不起压的前提下以最大流量进行反冲洗。2.4.3.3通知化学取样分析，水质合格后即可停止冲洗工作。关闭反冲洗阀，开启过热器各疏水阀。水位正常后，关闭定期排污阀。并通知汽机停运给水泵，开主汽门前疏水。2.4.3.4若水质化验不合格，则按上述程序再次冲洗直至合格。2.5化学清洗的目的：新安装锅炉或者锅炉大面积更换水冷壁，在制造、安装过程中受热面内壁会产生氧化物、焊渣和防护涂覆的油脂物及其他残留杂物，以及锅炉在运行一段时间后，水冷壁内会产生水垢和金属腐蚀物。所谓的化学清洗，就是在酸洗、碱洗、钝化等几个工艺过程中使用化学药品溶液除掉各种沉积物质，并在金属表面形成很好的防腐保护膜。锅炉的化学清洗是使锅炉受热面内表面清洁、防止水冷壁因腐蚀和结垢引起事故的必要措施，同时也是提高锅炉热效率、改善机组水汽品质的有效措施之一。三、锅炉机组的启动3.1、启动前的准备工作：3.1.1、启动前的试验、检查：3.1.1.1、新机组首次启动前需进行的试验、检查项目，按《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）之规定，停炉或检修后启动，需进行的实验检查项目视实际情况和运行规程要求而定。3.1.1.2、锅炉运行所必须的温度、压力、流量、水位、氧量、壁温等测点，应装设完好，各监察仪表经检验合格，显示清晰正确。3.1.1.3、锅炉附属的回转传动机械及风机水泵等传动机械，经冷态试验验收合格。3.1.1.4、机械的烟风、水汽、燃料、吹灰等系统经检验合格，均处于备用投入状态。系统内所有阀门、挡板及执行机构，开关试验灵活，其开度、方向机位置指示正确。3.1.1.5、锅炉的连锁保护，各程控装置及各类电气设备经试验合格，动作正确可靠，处于备用投入状态。3.1.1.4、各点膨胀指示器完好，并记录初始指示位置 ，锅炉各系统在膨胀方向上应无阻碍。3.1.1.7、受热面及烟道的积灰、结焦、杂物等已清理干净。3.1.1.8、汽包、集箱及管道等保温良好，支吊架完整牢固。3.1.1.9、燃烧器安装位置正确，风门执行机构动作正常、灵活、无卡涩情况，气枪进退灵活。3.2、检修后的检查锅炉设备检修后，工作票终结或押回，锅炉人员应按本规程的有关规定对设备进行重点检查3.2.1、检查煤气、烟风道、及燃烧室内部，明确下列各项：3.2.1.1、煤气、烟、风道、燃烧室内部无人工作，脚手架全部拆除。3.2.1.2、水冷壁、过热器、省煤器、及空气预热器内部清洁无积灰，杂物等，各部位的防磨护板完整牢固，无严重磨损及卡涩现象。3.2.1.3、看火门、人孔门完整，能关闭严密。3.2.1.4、防爆门完整严密，防爆门上及其周围无杂物。3.2.1.5、燃烧器喷口完整，无烧损及变形。3.2.1.4、各煤气阀门和烟、风门完整严密，传动装置完好，开关灵活，位置指示正确。3.2.1.7、各管道及阀门、支吊架、伸缩节、保温等完整、无泄漏。3.2.2、锅炉内部检查完毕，确认燃烧室、煤气管道，烟风道清洁无遗物，人员全部撤出后，将各人孔门，检查门严密关闭。3.2.3、检查传动机械、应符合下列要求：3.2.3.1、靠背轮连接完好，防护罩齐全牢固。3.2.3.2、各部润滑油油质合格，油位计完整，清晰可见，油位，油流正常。3.2.3.3、冷却水畅通，回水水流清晰可见。3.2.3.4、轴承温度表完整，指示正确。3.2.3.5、电动机接地线，接线盒完好，各地脚螺丝完整牢固，就地启、停按钮安好，防护盖齐全。3.2.3.6、各风门挡板连接牢固，动作灵活，开关方向正确，开度指示与实际相符。3.2.4、汽水管道应符合下列标准：3.2.4.1、支吊架完好，管道能自由膨胀、膨胀指示计齐全，正确。3.2.4.2、保温完整、刷色齐全。介质流动方向标志齐全，正确。各阀门门牌挂全。3.2.4.3、手动阀门开关灵活，方向正确，位置指示与实际相符。3.2.4.4、电动阀门接线盒完好，送电，手、电动切换正常，手柄放在“自动”位置。3.2.4.5、气动阀门，手操灵活，现场的执行器开关匹配正确。3.2.4.6、需要隔离的阀门应加锁挂牌。3.2.4.7、压力表、温度表、流量表等一次门开。3.2.5、检查汽包水位计，应符合下列要求：3.2.5.1、汽水连通管，水位平衡器保温良好。3.2.5.2、水位计的安装位置及标尺刻度正确。特别是在正常水位，高低极限水位处要有明显的标3.2.5.3、照明充足。3.2.6、检查压力表应符合下列要求：3.2.6.1、表盘清晰，表针指示落至零位。3.2.6.2、汽包及过热器压力表，在工作压力处应标有明显的红线。3.2.6.3、检验合格，贴有校验标志。3.2.6.4、照明充足。3.2.6.5、表计一次门开。3.2.7、检查安全门，应符合下列要求：3.2.7.1、排气管和流水管完整，装设牢固。3.2.7.2、安全门完整，无泄漏，周围无易燃物品及其他杂物。3.2.8、检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求：3.2.8.1、指示器齐全，指示板牢固的焊接在锅炉骨架或主要梁柱上，指示针垂直焊接在膨胀元件上。3.2.8.2、指示器刻度正确，清楚，刻度板基准点标记醒目。3.2.8.3、指针不能被杂物卡住，指针尖与板面距离3--5mm。3.2.8.4、锅炉在冷态时，指针指在刻度板的基准点上。3.2.9、检查操作及热动力盘，应符合下列要求：3.2.9.1、所有仪表，信号，操作开关及切换开关配备齐全，完整好用。3.2.9.2、指示灯泡，灯罩齐全，灯罩颜色正确。3.2.9.3、警报器好用。3.2.9.4、各表计电源送电，热工动力盘电源送电，电压指示正确，各保险容量正确。3.2.9.5、10KV及380V电动机送电。3.2.10、检查现场照明，应符合下列要求：3.2.10.1、锅炉各部位的照明齐全，照明能够投入和停止，且应有足够的亮度。3.2.10.2、事故照明电源可靠。3.2.10.3、操作盘的照明充足，柔和。3.2.11、其它检查3.2.11.1、检修中临时拆除的平台楼梯，围栏，盖板，门窗等均已全部恢复原位。临时打的空洞及损坏了的地面，墙面全部修补完整。3.2.11.2、检修中更换下来的旧机件，及检修时使用的设备、工具、机件、材料等，应全部运出现场。3.2.11.3、检修工作需要搭的脚手架全部拆除，杆、板全部运出现场。3.2.11.4、设备及区域全部清扫擦拭完毕，不得堆积垃圾杂物，地面不得有积水，积油，积灰。上述各项检查工作完毕后，应将检查结果，逐项记录并汇报班长。发现的问题应及时通知检修人员进行消除与处理。3.3、锅炉上水：3.3.1、水质应符合GB/T12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》的规定。3.3.2、开启汽包排空气门，上水应平稳缓慢，可通过给水操纵台小旁路DN50或大旁路DN100路管上水。3.3.3、上水温度与锅筒壁温差不大于40℃，上水时间一般为夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，若水温与锅筒壁温度接近时，可加快上水速度。3.3.4、上水至水位计最低可见水位后停止上水，并严密监视水位变化，如水位下降，应查明原因，予以清除后再予补水。3.3.5、上水期间应严密观察锅炉受热面的膨胀情况，如有异常应及时查明原因并予以清除。3.3.6、先启动电动给水泵由汽包进水到汽包正常水位下-150mm处水位，停止上水，关闭上水管路阀门，并校对汽包两侧水位计，关闭锅筒排气门。3.4、引转炉煤气、高炉煤气到炉前3.4.1.引转炉煤气到炉前（1）氮气吹扫转炉煤气管道空气1）检查确认阀门状态。阀组平台转炉煤气母管电动蝶阀、电动盲板阀、气动调节阀、气动快关阀已关闭，锅炉转炉煤气前墙上层支管气动调节阀、气动快关阀已关闭，转炉煤气所有放散阀已关闭。2)阀组平台转炉煤气母管气动调节蝶阀、气动快关阀，锅炉上层支管快关阀、调节阀、母管末端放散阀、点火管道点火阀、点火放散阀控制均为远控。3）远程开启锅炉转炉煤气母管末端气动放散阀，远程开启转炉煤气母管气动调节阀、气动快关阀。4）开启转炉煤气阀组平台转炉煤气母管电动盲板阀后氮气吹扫阀，开启转炉煤气阀组平台氮气吹扫入口阀，15分钟后在转炉煤气母管末端放散阀取样，开启阀门用氧量仪检测氧气含量，检测氧气含量小于0.2PPM时，氮气吹扫空气合格，不合格时继续吹扫。5）确认氮气吹扫转炉煤气管道空气合格后关闭焦炉煤气母管末端放散阀，同时关闭氮气吹扫阀，防止空气进入焦炉煤气管道，拆除氮气吹扫软管。（2）转炉煤气吹扫氮气。1）DCS间焦炉煤气母管电动阀、电动盲板阀控制柜送电。2）开启阀组平台转炉煤气母管电动盲板阀，远控开启转炉煤气电动盲板阀（松开、走板、夹紧）。3）佩戴空气呼吸器确认转炉煤气阀组平台的电动盲板阀已开启，夹紧装置已夹紧到位。4）阀组平台转炉煤气电动阀就地控制箱合闸，远控开启转炉煤气电动阀。5）检查佩戴空气呼吸器，用煤气报警仪检测电动阀法兰和阀门有无煤气泄漏。6）远程开启锅炉转炉煤气母管末端气动放散阀。7）断电挂牌。转炉煤气平台的电动阀、电动盲板阀就地控制箱断电，电动阀、电动插板阀就地控制箱挂停电牌，DCS间焦炉煤气母管电动阀、电动插板阀控制柜断电挂牌。（8）引转炉煤气30分钟后煤气爆发性实验，在锅炉转炉煤气母管末端气动放散阀前取样阀取转炉煤气，进行煤气爆发性试验，不合格，继续吹扫，取样至少3次爆发性实验合格为煤气吹扫氮气合格。转炉煤气爆发性试验合格后关闭转炉煤气母管末端放散阀。3.4.2引高炉煤气到炉前（1）氮气吹扫高炉煤气管道空气。1）检查确认阀门状态。阀组平台高炉煤气母管电动阀、电动盲板阀、气动调节阀、气动快关阀已关闭，锅炉高炉煤气前墙上层、下层支管气动调节阀、气动快关阀已关闭，高炉煤气分管阀门已关闭，所有放散阀已关闭。2)阀组平台高炉煤气母管气动调节蝶阀、气动快关阀送电、送气，锅炉上、下层支管调节阀、快关阀、末端放散阀控制均为远控。3）远程开启锅炉高炉煤气前墙上层、下层支管末端气动放散阀，开启锅炉高炉煤气前墙上层、下层高炉支管气动调节阀。连接氮气管，开启阀组平台高炉煤气母管电动盲板阀后氮气吹扫阀，开启高炉煤气阀组平台氮气吹扫入口阀。20分钟后在锅炉高炉煤气前墙上层、下层支管末端放散阀前取样阀取样，用氧量仪检测氧气含量，检测氧气含量小于0.5PPM时，氮气吹扫空气合格,关闭锅炉高炉煤气前墙上层、下层支管末端气动放散阀，同时关闭氮气阀，防止空气进入高炉煤气管道，拆除氮气软管。（2）高炉煤气吹扫氮气。1）DCS间高炉煤气母管电动阀、电动插板阀控制柜送电，到高炉煤气阀组平台高炉煤气母管电动阀、电动盲板阀就地控制箱送电。2）开启阀组平台高炉煤气母管电动盲板阀，阀组平台高炉煤气电动盲板阀就地控制柜合闸，远控开启高炉煤气电动插板阀（松开、走板、夹紧）。3）佩戴空气呼吸器确认高炉煤气阀组平台的电动盲板阀已开启，夹紧装置已夹紧，用煤气报警仪检测电动插板阀煤气无泄漏。4）开启阀组平台高炉煤气母管电动阀，阀组平台高炉煤气电动阀就地控制柜合闸，远控开启高炉煤气电动阀。5）佩戴空气呼吸器确认高炉煤气阀组平台的电动阀已开启，用煤气报警仪检测煤气无泄漏。6）远程开启锅炉高炉煤气前墙上层、下层支管末端气动快关阀。7）断电挂牌。高炉煤气阀组平台的电动阀、电动盲板阀就地控制箱断电，电动盲板阀就地控制箱挂停电牌。（8）引高炉煤气40分钟后高炉煤气爆发性实验，在锅炉高炉煤气前墙上层、下层支管末端气动放散阀前取样阀取高炉煤气，进行煤气爆发性试验，不合格，继续吹扫，至少3次合格为合格。合格后关闭前墙上层、下层支管末端气动快关阀。引煤气注意事项：1.注意送停氮气要通知调度，送氮气时，先开氮气与煤气吹扫阀，再开氮气阀门，停氮气时，先关氮气阀门，再关氮气与煤气吹扫阀，以免将氮气管损坏。预防煤气中毒防范措施：1）佩戴呼吸器，随身携带煤气报警仪，2）防护站派人监护，救护车在现场随时待命3）附近无关人员撤离现场4）40米范围内无人员动火作业。氮气吹扫空气合格后要先关放散阀，同时关闭氮气阀，转炉煤气高炉煤气吹扫氮气时要求先开氮气阀门，待煤气管道有压力时再开放散阀，使煤气管道形成正压，以防止空气进入管道，形成爆炸性气体。转炉煤气原则上不能进入高炉煤气管道中。转炉煤气、高炉煤气全部引到炉前，且爆发性实验全部合格后再点火。在引煤气过程中发生煤气盲板阀关闭不严，立即停止引煤气，关闭电动阀，电动盲板阀，充氮气将盲板阀后煤气置换合格后，维修盲板阀，然后再冲氮气，吹扫合格后再引煤气。3.5、锅炉冷态点火启动3.5.1试验引、送风机联锁正常3.5.2、投入锅炉联锁，灭火保护装置。3.5.3、启动引风机、送风机，全开燃烧器空气挡板对炉膛进行吹扫，以清除炉膛可能积存的可燃物，吹扫风量不应小于额定风量的30%，初次吹扫不低于10min，二次吹扫不低于5min。3.5.4、吹扫结束后，炉膛吹扫完比，“点火允许”指示灯亮，调整风门挡板，保持炉膛负压-（50-100）,检测锅炉炉膛煤气含量低于100PPM。3.5.6、点火采用高能点火系统，即高能点火枪点燃丙烷气，首先打开丙烷气瓶阀门，在开启点火总管手动门、气动门及各支管手动门，丙烷压力控制在18-22kpa,开启总放散排出管线中空气后关闭总放散，各支管放散阀排空后关闭，丙烷点火系统具备点火条件。点火器、点火枪布置在6个上、下层燃烧器内，点火前和点火结束后，点火枪由执行器控制退出工作位置。3.5.7、确认炉炉膛内无煤气，按由下而上开启高能点火装置，按动点火按钮，开启高能点火器点火枪进行点火，下层点燃丙烷气，引燃高炉煤气，依照情况点燃各支燃烧器。3.5.8、点火后应密切监视烟囱冒出烟气的颜色，如发现冒黑烟，应查明原因及时处理，严禁在冒黑烟的情况下较长时间的运行，如点火不成功，应对炉膛重新进行彻底吹扫，才可重新点火。3.5.9、在点火时，应轮换投入燃烧器，做到分布对称，保持燃烧室受热均匀。锅炉点火完成，点火枪退出，以免烧坏。354.10、点火后，应适时投入高温和低温旁路系统（I.、II级旁路系统）。3.5.11、当锅筒压力升到0.1-0.2MPa时，关闭一、二次汽系统所有空气门。3.5.12、联系汽机值班员调整机组的高、低压旁路减压阀，当低压旁路不能开时，开启再热器向空排汽，保证再热器不超压，水位保持-50~+50mm之间。3.5.13、当锅炉压力在0.2-0.3MPa时，冲洗并校对锅筒水位计和定期排污一次，保证各联箱膨胀正常，冲洗化验取样管，联系仪表冲洗压力表管。3.5.14、汽机冲转前适时关闭一、二次管路的疏水门。汽包压力０.８－１.０ＭＰａ，联系化学锅炉投连排（调节门开度大小由化学化验确定），连排投入后，通知汽机开启连排扩容器至除氧器的回汽门；3.5.15、当锅炉的汽压，汽温和主蒸汽流量满足汽机冲转条件时，向汽机送汽，同时应关小旁路系统的减温减压阀。当锅炉参数具备下列值时，可联系汽机冲转。⑴主蒸汽压力2.5MPa，温度300±10℃⑵再热蒸汽温度280±10℃以上；⑶主、再蒸汽的温差不大于20℃，主、再蒸汽过热度在50℃以上（主、再热蒸汽应在对应蒸汽压力下至少有50℃的过热度）；⑷蒸汽品质合格。3.5.16、从送汽到并网阶段，用旁路减压阀控制汽压稳定，机组带负荷后，根据具体情况关闭旁路系统。3.5.17、随着机组负荷增加，及时切换给水管路。惯例正常供水后应及时投入自动调节装置。3.5.18、在启动过程中，应控制锅筒内饱和温度的上升速率。在0-1.0MPa阶段不大于1℃/min，在以后阶段，不大于2℃/min。锅炉启动过程中，升温升压速度按下列范围值进行：主蒸汽升压速度：0-6MPa时：0.02-0.05MPa/分钟6MPa以上时：0.1-0.15MPa/分钟主蒸汽升温速度：0.8-1.5℃／分钟再热蒸汽升温速度：1-2℃／分钟3.5.19、启动过程中，应控制锅筒的上下壁温差≯40℃。3.5.20、启动中的注意事项：3.5.20.1整个启动过程中，汽包上下壁温差≯40℃，否则应减慢升压速度及采取相应措施。3.5.20.2投运燃烧器的原则，逐支点燃，先下层、后上层，严禁同时投入两支燃烧器。3.5.20.3升压初期，注意保证各循环回路受热均匀。对角运行的烧嘴，每隔30分钟切换一次。3.5.20.4启动过程中，杜绝各级过热器、再热器管壁超温，汽包水位调节应尽量均匀连续。谨慎并合理使用减温水，蒸汽温升相对稳定；同时应维持主、再蒸汽温度接近。主、再汽温两侧温差各≯20℃。3.5.20.5、点火初期，燃料量增加应缓慢，并密切监视受压元件的热膨胀。若有异常情况，应暂停升压，查明原因处理后再继续升压。对水冷壁及其联箱因受热不同而膨胀不均时，对膨胀量小的水冷壁回路可加大放水。3.5.20.6、注意监视和调整燃烧，合理的增加燃料率，谨防锅炉灭火放炮和发生二次燃烧事故。3.5.20.7水位监视，注意保持水位正常，预防缺水、满水事故。附：饱和压力相对应的温度表表压力饱和温度℃表压力饱和温度℃表压力饱和温度℃Kg/cm2MPaKg/cm2MPaKg/cm2MPa10.10120222.16219908.8330320.20133242.35223959.3230730.30143262.562271009.8131040.39151282.7523110510.331450.49158302.9423411010.7931760.59164353.4324311511.2832170.69170403.9325112011.7732480.78175454.4125812512.2632790.88179504.9026413012.75330100.98183555.3927013212.95331121.18191605.8827513413.14332141.38197656.3728013513.24333151.47200706.8628514013.73336161.57203757.3529015014.71341181.76209807.8429415615.30344201.96213858.3429916015.693463.5.21、安全阀的规定：3.5.21.1、安全阀的整定要在锅炉各项试验工作完毕，汽机盘车装置能正常投入的条件下方可进行。3.5.21..2、本项目装有哈阀阀门提供的全量型安全阀。3.5.21.3、各安全阀的参数及整定压力按下表：安装位置数量设计温度℃整定压力（MPa）排放量（T/H）锅筒134015.98112过热器集汽集箱157114.3949.4再热器出口15714.01122.2四、锅炉机组的运行及调整4.1、运行调整的主要任务4.1.1、使锅炉的蒸发量满足机组负荷的需要4.1.2、均衡给水并维持汽包正常水位。4.1.3、保持正常的汽温、汽压。4.1.4、保持燃烧稳定及良好减小热偏差。4.1.5、保证合格的炉水和蒸汽品质。4.1.6、保持各处烟温、受热面壁温、空气温度在规定的范围内。4.1.7、提高锅炉运行的经济性，确保锅炉安全运行。锅炉运行主要控制参数额定值及限额值序号参数单位额定值最大负荷1主蒸汽流量t/h1361452再热汽流量t/h110.4117.73汽包工作压力MPa14.815.04主蒸汽压力MPa13.7±0。50。35再热器入口压力MPa3.823.826再热器出口压力MPa3.643.647主蒸汽温度℃571±5108再热蒸汽温度℃571±5109主蒸汽两侧温差℃≯2010再热器两侧温差℃≯2011主、再蒸汽温差℃≯2012受热面两侧烟温差℃≯3013炉膛负压Pa-（50-100）14给水温度℃262.4262.415排烟温度℃<142<14516热风温度℃23723717给水压力高于汽包压力MPa2.018汽包水位控制波动范围mm正常水位的±3019汽包水位控制不超过范围mm正常水位的±5020烟气含氧量%1.5-321屏过壁温℃≯510≯510℃22高过冷段壁温℃≯550≯550℃23高过热段壁温℃≯580℃≯580℃24高再壁温℃≯580℃≯580℃24炉膛出口烟温℃1098110825屏过出口烟温℃1032104426高温过热器出口烟温℃88589827高温再热器出口烟温℃77578728低温再热器进口烟温℃75276429低温再热器出口烟温℃55756630低温过热器进口烟温℃71072231低温过热器出口烟温℃51151932上级省煤器进口烟温℃52353233下级省煤器进口烟温℃39439934空气预热器进口烟温℃29129335锅炉出口烟温℃20520736煤气加热器出口烟温℃≥142≥14337高过热段出口蒸汽温度℃57157138二级减温器出口蒸汽温度℃51451339高过冷段出口蒸汽温度℃53653640屏式过热器出口蒸汽温度℃47147141一级减温器出口蒸汽温度℃42442442低温过热器出口蒸汽温度℃45246343低温过热器进口蒸汽温度℃36736744高温再热器出口蒸汽温度℃57157145高温再热器进口蒸汽温度℃46546646低温再热器出口蒸汽温度℃46646747低温再热器进口蒸汽温度℃38638648省煤器出口水温度℃34234250空气预热器出口空气温度℃23423551煤气加热器出口煤气温度℃<170<17152锅炉燃料消耗量高炉煤气Nm3/h108900116500转炉煤气Nm3/h94701030054锅炉计算热效率（按低位发热值）％90.1290.054.2、蒸汽压力调整4.2.1、运行中应正确判断压力变化的原因，以采取相应的调整措施。4.2.2、锅炉压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行。在非事故情况下不应用安全阀和对空排汽门等手段降低汽压。4.2.3、若汽压达到安全门动作值而安全门拒动并压力继续升高时，应立即切除部分燃烧器，开启对空排汽阀。4.2.4、为保证锅炉机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定-滑-定的负荷运行方式。4.2.5、压力表指示值应经常核对，若有误差应及时修复。4.3、汽温调整4.3.1、正常运行中，过热蒸汽与再热蒸汽的汽温应控制在571℃+5-104.3.2、过热汽温的调节方式：采用两级喷水减温，一级喷水为粗调，二级喷水为细调。投减温器前应先对管路进行疏水。4.3.3、检修中，对减温水管路上的滤网应进行反冲洗，以免影响减温水量。4.3.4、再热汽温调节方式：采用烟气挡板进行调节，锅炉负荷降低（升高时），再热器侧挡板开度增大（减小），相应的过热器侧挡板开度减小（增大），对两侧挡板的转角大小和转动速度进行同步调节。烟气挡板调节再热汽温有一定的滞后性，挡板动作后约1.5分钟，再热汽温开始变化，十分钟后趋于稳定。再热器系统中的备用喷水减温可作为调温的补充手段，事故喷水减温供紧急状态下使用。4.4、燃烧调整4.4.1、正常运行时，应保护炉膛内燃烧稳定，上下各层各燃烧器喷口的风量和煤气应调整均匀，防止火焰偏斜，造成水冷壁结焦和热力偏差。4.4.2、根据负荷要求，增负荷时应先增风量后增燃料，减负荷时反之。4.4.3、为使燃烧稳定，低负荷时应少投煤气喷嘴，以保持较高的煤气浓度；高负荷时多投