锅炉运行规程(修改版)

锅炉概况及主要设备额定负荷：220t/h2减温水温度：215℃减温水喷水量：(4.3+2.9)t/h调温幅度：(17+13)℃1.1.5一二次风参数预热器进口一次风温：33℃预热器进口二次风温：22℃预热器出口一次风温：175℃预热器出口二次风温：164℃1.1.6烟气和灰参数锅炉排烟温度：149℃SO₂:≤99kg/h(脱硫率90%)3飞灰占总灰百分数：80%1.1.7煤特性1.1.7.1煤的成份(表1-1)煤的成份设计煤种校核煤种过氧量：(3～3.5%)惰性物质：6.5%水份：<0.2%4成份百分比HO凝点：0℃闪点(闭口):68℃本锅炉系高压参数、单汽包、自然循环蒸汽锅锅炉主要由四部分组成：燃烧室、高温旋风分离器、返料密封装置和尾部对流烟道。燃烧室位于锅炉前部，四周和顶棚布置有膜式水冷壁，底部为略有倾斜的水冷布风板，上部与前墙垂直布置有三片水冷屏和四片二级过热器。燃烧室后有两个平行密封返料装置位于旋风分离器下，与燃烧室和旋风分离器相连接。燃烧室、旋风分离器和密封反5料装置构成了粒子循环回路。尾部对流烟道在锅炉后部，烟道上部的四周及顶棚由包墙过热器组成，其内沿烟气流程依次布置有三级过热器和一级过热器，下部烟道内依次布置有省煤器和卧式空气预热锅内采用单段蒸发系统，下降管采用集中与分散相结合的供水方式。过热蒸汽温度采用二级给水锅炉采用露天布置，8米运转层下按全封闭设计，汽包两端设有炉顶小室。锅炉构架采用全钢焊接结构，按6度地震裂度设计。锅炉采用支吊结合的固定方式，除旋风分离器和空气预热器为支撑结构外，其余均为悬吊结构。为防止因炉内爆燃引起水冷壁和炉墙的破坏，本锅炉设有钢性梁。锅炉设有膨胀中心，以膨胀中心为1.2.1.1结构汽包采用19Mn6材料制成，内径为Φ1600mm,壁厚100mm,筒身全长9600mm,两端采用球形封6头。汽包筒身顶部装焊有饱和蒸汽引出管座，安全阀脉冲管座、压力表管座，与水平呈38度夹角处焊有给水引入套管接头。筒身前、后、水平部位装焊有汽水混合物引入管座。筒身底部装焊有大直径下汽包正常水位在中心线以下180mm处，最高和最低水位离正常水位各50mm。真实水位的测定与控制对锅炉的运行是非常重要的。为了保证水位的准确性，将水位表装在远离下降管的汽包封头上，可以避开下降管附近存在的漩涡和扰动对水位测定的1.2.2.1结构燃烧室断面呈矩形，长度×宽度=5512×8944mm,燃烧室各面全部采用膜式水冷壁，由光管和扁钢焊制而成。底部为水冷布风板。燃烧室四周及顶部的管子节距均为78mm,除下部水冷壁和出烟7Φ60×5.5mm的管子，管子材料为20G。下部前后水冷壁向炉内倾斜与垂直方向成19.5度角。布风板的截面积小于上部燃烧室的截面积，使布风板处具有合理的风速。燃烧室上部与前墙垂直布置有三片水冷屏和四片过热器屏(二级过热器)。1.2.2.2循环回路荷很均匀，所以不需要像煤粉炉那样划分多个水循两侧水冷壁各有独立的下联箱和上联箱，水经集中下水管和分配管进入下联箱，然后经侧水冷壁前后水冷壁共用一个上联箱，水经集中下水管和分配管进入前水下联箱，有一部分水经前水冷壁进入上联箱，另一部分水经水冷布风板的管子进入后水下联箱，然后经后水冷壁、顶棚管也至上联箱，再由汽水引出管引到汽包。三片水冷屏各有独立的循根据PPC计算结果，前后墙水冷壁的循环倍率8为9.3,侧墙水冷壁的循环倍率为11.8,水冷屏的循环倍率为15。1.2.3水冷屏水冷屏布置在燃烧室上部与前墙垂直(共三片)。每片屏由17根管子组成，管子直径Φ60×5.5mm,材料20G。水冷屏上部膜式管屏节距78mm,鳍片材料20#G。水冷屏下部为光管屏，表面覆盖有耐火防磨材料及表面堆焊层以防磨损。每片水冷屏进、出口联箱均为Φ159×20mm,材料20G。1.2.4水冷布风板水冷布风板位于炉膛底部，由略有倾斜的膜式×5.8mm(最小壁厚)节距110mm材料SA-210A1,是前水下联箱向后水下联箱的供水管，有2度倾角。大量不锈钢制成的布风管按一定规律焊在水冷管屏间鳍片上，布风板中间有二个口径为Φ184mm的排渣口。为便于排渣，布风板上所敷的耐火材料表面由四周向中心排渣口倾斜，所有布风管口与耐火材1.2.5过热器系统9过热器系统由包墙过热器、一、二、三级过热器组成，在一级过热器与二级过热器之间、二级过热器与三级过热器之间的管道上分别布置有一、二1.2.5.1顶棚及包墙过热器为了简化炉墙结构和形成尾部对流烟道，本锅炉布置了顶棚及包墙过热器，它是由Φ42×5mm管子与δ=5mm扁钢焊制成膜式壁，管子节距为顶棚及转向室处的鳍片为15CrMo,其余为20#碳钢。1.2.5.2一级过热器一级过热器位于尾部烟道中，水平布置，共有3个管组。蛇形管的横向排数为74排，横向节距为92mm,每排管子由3根管子绕成，管子直径Φ38×4.5mm,根据管子壁温冷段采用20G材料，热段采用15CrMo材料。1.2.5.3二级过热器二级过热器位于燃烧室上部，由4片屏式过热器组成，与前水冷壁垂直布置。下部穿墙处为屏的蒸汽入口端，有密封盒将管屏与水冷壁焊在一起。由于二级过热器与前水冷壁壁温不同导致二者膨胀每片屏有管子22根，管子直径Φ42×5.5mm,材料12CrlMnV,节距为60mm。管屏上部为膜式壁，鳍片厚度为5mm,材料为12CrlMoV。管屏下部为光个管组组成。蛇形管的横向排数为37排，节距184mm,每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ38×5mm,根据管子壁温，冷段采用12CrlMoV材料，1.2.6省煤器顺列布置。为检修方便，省煤器的蛇形管分成二个管组。省煤器蛇形管由Φ32×4mm,材料20G管子组成，蛇形管为2绕，横向节距为60mm,共113排。省煤器的给水由入口联箱(Φ273×26mm)左端引入，经省煤器受热面逆流而上，进入二根(Φ219×25mm)省煤器中间联箱，然后通过二排共74根吊挂管引至省煤器上联箱(Φ219×25mm),再从联箱两端通过二根(Φ159×12mm)连接管引至汽包后侧，最后通过8根(Φ76×6mm)管引入汽包。二次风串联布置，二次风布置在一次风两个行程的Q235-A,横向节距90mm。烟气自上而下从管外流过，空气从管内流过，与烟气呈逆流布置。为便于吹灰器清扫，空气预热器采用顺列布置，并分成三1.2.8旋风分离器1.2.8.1循环回路气进行离心分离，将气固两相流中的大部分固体粒子分离下来，通过料腿进入返料装置，继而送回燃1.2.8.2结构旋风分离器由旋风筒、大锥体、小锥体、料腿和中心筒组成，总高20.178米。除中心筒外，所有组件均为δ=12mm碳钢钢板卷制而成，内敷305mm厚的保温，耐火防磨材料，钢板外表面设计温度为89℃。每个旋风分离器烟气进口处净截面为1524×3836mm,锅炉满负荷时，旋风分离器的入口烟速为21m/s,旋风筒为涡壳形，敷耐火耐热材料后的半径由R2781mm过渡到R2400mm,料腿内径Φ864mm,高度1699mm。旋风分离器与燃烧室之间、旋风分离器的料腿与返料装置之间分别装有耐高温的膨胀节，以补偿1.2.9返料装置每个旋风分离器料腿下端装有一只返料装置，用以回路密封，并将分离器分离下来的固体物料返回燃烧室继续参与循环与燃烧。在返料装置的底部和侧面装有与高压密封风机相连的多只喷嘴，借以返料装置外壳由厚度为δ=12.7mm的碳钢材料制成，内衬多层保温、耐火、防磨材料，返料装置一端与水冷壁炉墙附件相焊接，另一端通过膨胀节与旋风分离器的料腿相连接，因此在运行时，返料装置随水冷壁一起向下膨胀，其重量一部分作用在水冷壁上，另一部分通过装在每个返料装置上的4只恒力吊架，将重量作用到分离器料腿上。1.2.10底灰排放系统底灰由两个底灰中心排放管排放。通过控制与之相连的两台水冷变速螺旋冷渣器的速度排出。各中心排灰管的空气炮是一股压缩空气，可定期地排放使底灰通往中心排入管落入螺旋冷渣器。为了启动螺旋冷渣器，需要下述条件：各排灰系统与另一个系统是相互独立的且无主燃料跳闸。如果选择就地控制，就可从就地盘启动螺旋冷渣器。各排灰管的空气炮是由定时器操作的，空气炮发生一股在排灰管中向上流动的压缩空气风。如果需要，操作人员可手动启动空气炮。1.2.11吹灰系统为保证尾部受热面良好的传热效果，本锅炉在尾部烟道过热器区域装有16只3.5m长伸缩吹灰器。在省煤器和空气预热器区域装有20只3.5m长固定旋转式吹灰器。这两种吹灰器都布置在两侧墙的相应位置。吹灰时使用的蒸汽压力为1.2~1.5Mpa,每1.2.11.1吹灰气源吹灰介质取自一级过热器出口集箱，经减压站降压后作为吹灰气源，其减压后压力为2.0Mpa,额定流量为6t/h,最大出力为9t/h。1.2.11.2吹灰管道管道采用(Φ89×4.5mm)的管子，进吹灰器的管子采用(Φ57×3mm),每路管道有独立的疏水控制系统，当温度低于设定值时阀门自动开启，管内的凝结水可以疏出，管道上还布置一些U型弯头，用以增加管道柔性，防止吹灰时因热膨胀而产生过大应1.2.12启动燃烧器本锅炉设四台启动燃烧器，其中前墙两台，左、右侧墙各一台。燃烧器在锅炉启动点火时投入，使流化中的床料升温以保证煤着火，并在锅炉低负荷运行时可带部分锅炉负荷。最大可带负荷为油枪采用恒气压蒸汽雾化油喷嘴，燃用#0柴油。每支油枪额定出力1360kg/h,油枪入口额定油压为1.4Mpa;油枪入口额定蒸汽压力为0.83Mpa;额定蒸汽流量为211kg/h。为适应该循环流化床锅炉启动和锅炉升温特点，油枪采用大调节比5:1。油枪由气缸带动伸缩，为防止磨损当油枪停用时由气缸带动向炉外退出310mm。油枪微调装置，可在运行中调节油喷嘴端面与稳燃罩间的相对位置以达到调整火焰形态和良好配风的目的。在运行中，当检修人员需要从燃烧器中抽出油枪时，先开启油枪尾部固定联管节上的吹扫/密封风阀，通入压缩空气，防止炉烟外泄，再由其上的密封盖靠自重再次密封。运行中油枪插入燃烧器时，同样接通压缩空气，再打开密封盖。为防止床料堵塞，油枪导管——油枪支撑导管间也接有吹扫/密封压缩空气。燃烧器入口压缩空气气压为490~燃烧器采用二级点火，即高能电弧一>柴油。点火器由气缸带动伸缩，为防止磨损，当点火器停用时，由气缸带动向炉外退出450mm。点火器支撑导管——点火器导管间接有吹扫/密封压缩空气。燃烧器配风来源于二次风系统。1.3安全联锁系统1.3.1引风机安全联锁启动引风机需要下述条件(二号引风机与一号引风机相同)1.3.1.1一号引风机入口叶片在最小位置。1.3.1.2一号引风机入口压力大于最小值。1.3.1.3无本台启动引风机失败或跳闸状态。1.3.3二次风机安全联锁1.3.3.1任一引风机在运行。1.3.3.2高压风可用(高压风机在运行和高压风机压力大于最小值42Kpa)。1.3.3.3二次风机入口叶片关。1.3.4一次风机安全联锁：1.3.4.1任一引风机在运行。1.3.4.2二次风机在运行。1.3.4.3一次风机入口挡板关。总风量(49821NM³/HR),总一次风量(32384NM³/HR),至喷嘴一次风量(7166NM³/HR),至喷嘴的二次风量(7755NM³/HR),至给煤点二次风量(7300NM³/HR),至每台SUB的风量均大于吹扫所需要的风量；回料密封压力最小值(42Kpa)。锅炉吹扫3分钟。吹扫结束时，炉膛准备好条件建任何旋风分离器入口或出口温度超过1000℃1.3.6.1.3变送器中3台中的2台显示汽包液位高一一高(+280mm)或汽包液位低——低(-1.3.6.1.4炉膛压力高(3.5Kpa)。1.3.6.1.7风/燃料比低于最低设定值2分钟以上1.3.7.2床温达到500℃以上。1.3.8.3石灰石给料机连锁1.3.8.3.1不存在主燃烧跳闸。1.3.8.3.2旋转给料阀运行。1.3.8.3.3石灰石风压力在给定范围内(12——1.3.9底灰排除安全联锁1.3.9.1开底灰排放阀条件：对应的冷渣器未运行。1.3.9.2冷渣器启动条件：1.3.9.2.2对应的闸板阀开。1.3.9.2.3冷却水流量大于最小值(壳体冷却水流量>10.9t/h,轴承冷却水流量>15.8t/h)。1.3.10蒸汽减温器截止阀逻辑1.3.10.2蒸汽一级或二级减温喷水需求量大于0%,延时15S。1.3.10.3不存在主燃烧跳闸。1.3.10.4主蒸汽温度大于465℃。1.3.11启动燃烧器(SUB)安全联锁有四台燃油的启动燃烧器(SUB)。此燃烧器有可插入的油枪，发出点燃油枪可伸缩的高能量火花。有一个向四台燃烧器供油的主油安全截止阀。1.3.11.1主油安全截止阀联锁：1.3.11.1.1各燃烧器安全截止阀无关闭故障。1.3.11.1.2不存在主燃烧跳闸。1.3.11.1.3无最后SUB跳闸。1.3.11.2一号启动燃烧器(其它燃烧器同)联锁：1.3.11.2.1一号启动燃烧器雾化蒸汽压力大于最小1.3.11.2.2一号启动燃烧器的风门挡板开度>20%1.3.11.2.3一号启动燃烧器油压力大于最小值。1.3.11.2.4一号启动燃烧器检测不到火焰信号。1.3.11.2.5一号启动燃烧器油枪退到位。1.3.11.2.6油枪耦合。1.3.11.2.7一号启动燃烧器点火允许(主油管切断阀开，无主燃料跳闸)。1.3.11.3发出启动1号燃烧器指令发生：1.3.11.3.3一号启动燃烧器油枪插入。1.3.11.3.4开始5秒计时。1.3.11.3.5油流量调节阀关到最小。1.3.11.3.6开油安全阀MOV235A,同时高能量点火1.3.11.3.7开始15秒计时。1.3.11.3.9延时2秒使油点燃，火焰稳定。1.3.11.3.10点火器退出。如果15秒检测不到火焰，启动失败；必须重新启动，如果这是使用中的唯一的燃烧器，当床温低于760℃时，必须在启动燃烧器之前重新进行锅炉吹1.3.12.1过热器保护逻辑1.3.12.1.1水冷壁冷却不充分原因：汽包水位低——低且旋风分离器入口和出口温度超过482℃。最大连续蒸汽流量小于10%MCR且SHⅢ与汽包压差小于11Kpa,同时旋风分离器入口和出口温度超过482℃达2分钟以上。1.3.13.2停止顺序：一次风机、二次风机、高压风1.4主要附属设备规范1.4.1一次风机规范：(表1-3)单位备注台1920/920型A40A进口电动机型号电压V转速备注风机台数台1电动机型号V1.4.3引风机规范：(表1-5)备注风机台数台2电动机型号V1.4.4石灰石给料机规范：(表1-6)备注给料机台数台2备用台数台1电动机型号V备注风机台数台1电动机型号V2.锅炉机组的试验验压力为汽包工作压力，超水压试验应遵循《锅炉监察规程》有关规定，一般为大修或受热面大面积更换后进行，试验压力为汽包工作压力的1.25倍，水压试验必须在锅炉承压部件检修完毕、工作票结束、联箱孔门封闭严密、汽水管道及与阀门附水压试验使用就地压力表且应校验合格，压力指示与控制室CRT所显示的汽包压力应校验准确。超水压试验所选用压力表应为0.5级压力表并校验2.1.1.2.1试验采用除盐水且水质合格，水温及环境2.1.2水压试验前各阀门所处状态2.1.2.3给水及减温水系统各门关，省煤器入口门2.1.2.4所有疏放水门关，事故放水门关，省煤器再2.1.2.6所有空气门开(给水空气门来水时关),对空2.1.3上水2.1.3.1经给水管路上水检查完毕后可经省煤器上水，验证锅炉给水温度与汽包金属壁温差不应超过112℃。2.1.3.1.1开启省煤器进口水阀，关闭省煤器再循环2.1.3.1.2开始阶段可用给水管路小旁路进水，待小上水应缓慢进行锅炉从无水至水位达-100mm所需要的全部时间：夏季不少于2小时，冬季不小于4小时。如锅炉本体温度很低或上水温度较高时，在上水过程中严格控制汽包上、下壁温差小于40℃,并检查汽包、联箱的孔门及各部的阀门、法2.1.3.1.5冲洗水位计，验证就地水位计与DCS规程2.1.3.2疏水反上水2.1.3.2.10缓慢开启锅炉上水二次门，用此门控制上2.1.3.2.11当所有空气门来水时，逐一关闭。2.1.3.2.12关闭下联箱排污二次门、一次门，关闭上2.1.3.2.13关闭本路反上水总门。2.1.4升压与检查。2.1.4.1完成以上工作。经给水小旁路对锅炉升压，升压速度每分钟0.3Mpa——0.5Mp2.1.4.2当压力升到5.8Mpa,停止升压，关闭给水门，关闭进水阀同时检修人员对系统进行一次全面检查，查看有无泄露和其它异常情况，并做好记录。锅炉进行超水压试验时，应有总工程师或指定的专人主持，并有运行和检修有关部长、生技、运超水压试验，当到达工作压力时进行全面检查后，解列水位计、安全门，汽包压力升至13时，停止升压并保持30分钟，做好压力变化值的记录，再缓慢降压到9.81Mpa工作压力，对系统进行2.1.5锅炉水压试验合格标准度不大于每5分钟0.3Mpa。2.1.6.1水压试验应遵循《电业安全工作规程》的有2.1.6.3水压试验后，由化学人员化验炉水，如合格2.1.6.6工作结束后，将试验中发现的问题详细记录2.2静态试验在电气和热式检修后，需进行“热”功能联锁检查，方法如下：(表2-1)序号要求的结果1满足锅炉吹扫风量要求，MFT复位，所有给料阀关闭。满足主联锁进行中。2减少总一次风流量小于最小值。吹扫取消。3升高总一次风流量大于最小值，开始吹扫。吹扫在进行4按紧急停炉按钮。MFT,吹扫取消。5复位MFT,开始吹扫。6MFT,吹扫取消。7返回旋风分离器入口温度到正常，开始吹扫。吹扫在进行8减少上部二次风流量，以使总风量低于吹扫值。吹扫取消。9升高空气流量到正常，开始吹扫。吹扫在进行减少下部二次风流量，以使总风量低于吹扫值。吹扫取消。吹扫在进行减少一次风流量，以使布风板空气流量低于最小值。升布风板风流量高于最小值，复位主联锁满足要求。去掉许可的给煤温度，复位MFT。主联锁满足要求。提高炉膛压力，并使炉膛压力大于最大值(3.5Kpa)。主联锁满足要求。降低汽包水位低于(-280mm)汽包水位升到正常，复位MFT。主联锁满足要求。升高水位高于高一一高跳闸(+降低水位到正常，复位MFT。主联锁满足要求。给煤信号到低燃料/风比(6.5)。去掉高燃料信号，复位MFT。主联锁满足要求。将床温升至500℃,并启动给煤机。将温度降到482℃。升高旋风分离器温度到483℃,蒸汽流量小于10%且SHⅢ与汽包压差小于11Kpa。MFT和一次风机跳闸。重新启动风机，蒸汽流量大于10%,MFT和一次升高分离器温度到483℃,降到汽包所有风机跳2.3转动机械的试运行2.3.1经过检修的转动机械，需要进行不少于30分钟的试运转，以验证其工作的可靠性。2.3.2转动机械运行时应遵守《电力安全工作规程》的有关规定。2.3.3确认转动机械及其电气所设备的检修已完毕，工作票已收回。启动6KV高压电机的转动机械应填写转动机械设备试转单，联系电气值班人员送上操作电源及动力电源。启动6KV高压电机的转动机械时，现场必须有专职人员监视。2.3.5转动机械试运行应符合下列要求：2.3.5.1启动后电流应在额定的范围内且无大幅度晃2.3.5.2运转时声音应均匀正常，机械工作介质压力、流量达到额定要求，回转方向正确。滚动轴承<80℃滑动轴承<70℃电机定子线圈温度<135℃高压风机轴承<110℃电机轴承<80℃2.3.5.5轴承无漏油甩油，冷却水充足排水正常，润2.3.5.6振幅不得超过下表值：(表2-2)1500以上750以下2.3.5.7风机所接的管道、风道、烟道不得有强烈的3.锅炉机组的启动3.1启动前的检查3.1.1炉内检查：3.1.1.1各受热面的外形正常，锅炉不许有裂纹和明检查各烟道内无杂物、无积灰，旋风筒耐磨材料无严重磨损；燃烧室、过热器、省煤器、空气预热器及烟道内部无人工作，受热面清洁无杂物，布风板猪尾巴管无堵塞。脚手架应全部拆除，检查完3.1.2炉外检查炉顶及运转层各通道、地面及运行各周围清洁无杂物。检修后的工具、脚手架应全部拆除，并远各个吹灰设备配套齐全，经试运无卡堵现象，并在其基准点“O”处。管道支吊架完好，保温完整，各烟风道无裂缝，各风门挡板灵活，各楼梯、走廊、通道无杂物，脚3.1.2.7操作盘应清洁，DCS各种指示与实际对应正3.1.2.8通讯设备、联系信号、常用工具、表格记录3.1.2.9所有工作票已结束，各风门、阀门完整，各部销子牢固，控制良好，动作灵活，开度指3.1.2.10传动装置的连杆、接头牢固，控制良好。3.1.3汽水系统检查3.1.3.1汽包水位计应符合下列要求：3.1.3.1.1汽水连通管畅通保温良好。3.1.3.1.2水位计严密、清晰，汽门、水门及放水阀严密不漏，开关灵活。3.1.3.1.3水位计安装位置正确，标尺正确，在正常及极限位置有明显的标志。法兰及压盖螺丝应坚固，无松动及明显缺陷，阀门3.1.3.4在系统无倒冲危险的前提下，DCS上试开各调节阀，电动阀应灵活，开度、方向应正确主给水及旁路的隔离阀、调节阀，省煤器进口电动阀及放水阀，汽包紧急放水一、二次阀，各定排一、二次阀，连排调节阀，过热器反冲洗阀，减温水系统各阀关闭，省煤器再循环上水时关闭，停3.1.4主要辅机检查基牢固，地脚螺丝不松动，靠背轮盘正常，消音装轴承里的润滑油干净，油位计完整，指示正确、清晰，刻有最高最低油位线。油位正常，放油门及3.1.4.3电机轴承有足够的清洁润滑油脂，无漏油，电机轴承和电机线圈温度表应齐全完好，并投却水应畅通，水量充足，排水畅通。3.1.4.5风机挡板及执行机构动作灵活，开关方向正确，挡板应关闭严密。3.1.4.6电动机绝缘应合格，接地线连接完好。就地紧急按钮及保护装置良好。电动机接线盒完3.1.4.7电机周围照明充足，无脚手架等杂物。3.1.5燃油系统检查3.1.5.1启动燃烧器安装良好，各油管路和雾化蒸汽3.1.5.2阀门组装完好，开关灵活，远方执行机构好3.1.5.7油系统阀门应处于下列位置(SUB为任一将3.1.5.7.2SUB来油手动门开，电动门、调节门关。3.1.6其它系统检查给煤系统、石灰石系统、底灰排渣系统、吹灰系统、辅助蒸汽系统及除尘除灰系统、空压机系统3.2锅炉机组的启动过程3.2.1启动前的准备规程进行检查，并按操作票逐条进行操作。操作一3.2.1.2经过大、小修后的锅炉在进水前应做好各膨按2-2-1方法上合格的水，锅炉水位升至一可将水位调整至-100mm;如水质不合格，则应根据化验人员的意见处理；上水后省煤器再循环开启3.2.1.4联系燃料、化学、热工及电气做好必要的准3.2.2风机启动3.2.2.1启动引风机3.2.2.1.1验证引风机启动联锁条件满足。3.2.2.1.2验证电除尘加热器已投入。3.2.2.1.3验证风机冷却水流量充足。3.2.2.1.4验证风机、电机轴承润滑油脂充足、清洁。3.2.2.1.5给引风机发出开车指令。3.2.2.1.6验证引风机已经开车，电压、电流、温度、轴承振动均正常。3.2.2.1.7手动开启入口档板，控制炉膛负压至-125Kpa运转正常后，可以投入自动。3.2.2.2启动高压鼓风机3.2.2.2.1验证高压风机启动联锁条件满足。3.2.2.2.2验证高压风机冷却水正常，油位、油质正3.2.2.2.3验证高压鼓风机各轴承温度正常。3.2.2.2.4给高压鼓风机发出开车指令。3.2.2.3启动二次风机3.2.2.3.1验证二次风机启动联锁条件满足。3.2.2.3.2启动燃烧器二次风流量控制风门处于最小位置3.2.2.3.3验证给煤和给煤机密封二次风控制风门开度为25%。3.2.2.3.4验证二次风机轴承润滑油正常，电机轴承3.2.2.3.7验证二次风机启动，轴承振动、电压、电3.2.2.4启动一次风机3.2.2.4.3打开上一次风喷嘴手动档板开度约25%开3.2.2.4.4调整上一次风调节档板开度约25%开度。3.2.2.4.5验证一次风机轴承冷却水正常，轴承润滑验证一次风至布风板的风流量使之稍微大于最小值，使床料流化。床料流化后将一次风至布风板3.2.2.5启动石灰石鼓风机3.2.2.5.2验证石灰石管道出口手动给料阀在开启位3.2.2.5.4验证石灰石风机润滑油正常，传动皮带良3.2.2.5.6验证石灰石风机启动，且电压、电流串轴3.2.2.6风流量调节3.2.2.6.1调节二次风机压力调节器和二次风流量挡3.2.2.6.2保持总的一次风流量的最小值大于点火联3.2.2.6.3使床温调节器输出为50%,并处于手动。量调节器输出为50%,并处于手动。3.2.2.6.5使用风主调节器：3.2.2.6.5.1所有下游流量控制挡板必须处于自动控3.2.2.6.5.2使风主调节器处于串级调节状态(自动跟踪)3.2.2.6.5.3风主调节器应与跟踪总燃料流量的锅炉3.2.3装填床料3.2.3.1验证各风机在运行。检查所指示的床压来确定在燃烧室中保留的床料量，若不够，则使用安装在燃烧室前墙两侧加沙口将床料加入燃烧室。燃烧室加入床料。(如果风机停车而且床料突然下落，此时床料的实际高度约600~750mm)。3.2.4锅炉吹扫3.2.4.1当床温低于760℃且发生锅炉主燃料跳闸3.2.4.2验证锅炉吹扫连锁条件满足。3.2.4.3启动吹扫程序，吹扫时间5分钟。3.2.4.4验证吹扫完成，吹扫过程的指示灯熄灭，炉膛准备好灯亮。3.2.5燃烧器点火3.2.5.1在所有启动燃烧器的就地控制盘上选择远程操作3.2.5.2验证锅炉燃油泵已开启，油压正常。3.2.5.3验证总油管路、燃烧器供油管路阀门处于启3.2.5.4验证雾化蒸汽管路阀门开启，油枪开始吹3.2.5.5验证主油安全截止阀和启动燃烧器联锁条件3.2.5.6在DCS对第一个启动燃烧器发出启动指令调节阀处于最小位置。3.2.5.6.1启动燃烧器油枪插入。3.2.5.6.2点火器通电。3.2.5.6.3探测到火焰。3.2.5.6.4就地验证点火成功，燃烧情况良好，燃油3.2.5.7开大燃油调节阀和雾化蒸汽调节阀，并超过其最小输出量。3.2.5.8验证所有启动燃烧器风量调节器处于自动状在投燃烧器过程中，如出现启动燃烧灭火，则启动燃烧器应经重新吹扫后点火。如只投一台启动燃烧器后出现灭火，则应进行炉膛吹扫后再重新点3.2.6锅炉升温3.2.6.1调整启动燃烧器，按照28～56℃/h速率提升3.2.6.2维持和控制锅炉最小燃烧率。启动最初三个小时，应以监测旋风分离器入口旋风筒入口温度分别升到<145℃、<257℃、<随后三个小时，以监测汽包壁温为主；第4～6小时均以汽包壁温<56℃/h的速率升温。3.2.6.2.3第七个小时起，应以监测汽包压力为主，以1.5MPa/h的速率升压直至9.81MPa。3.2.6.3当锅炉排汽量小于10%MCR流量时，过热器管壁金属温度必须控制在482℃以内。当旋风分离器入口烟气温度接近482℃安全联锁时，开启向空排汽调节阀，保持排汽量大于3.2.6.5当锅炉床温超过500℃时，开始投煤。3.2.6.6当主蒸汽流量大于10%MCR时，允许蒸汽流进入主蒸汽管线时，PCV逐渐关闭，投入自动。3.2.6.7根据水位变化调节给水量，锅炉在不进水时省煤器再循环必须开启，在锅炉连续进水应3.2.6.8当主汽流量达20%MCR时，可以投入主给3.2.6.9当主蒸汽温度达到512℃时，投入减温水自3.2.7锅炉升压3.2.7.1.1依次关闭汽包引出管各空气门，过热器各3.2.7.1.3冲洗并对照就地水位计，验证远程和就地水位计一致3.2.7.2.1关闭过热器各疏水阀后再开一圈，当蒸汽流量>10%MCR蒸汽流量时，全关过热器3.2.7.2.3开启连续排污阀，保持汽包水位且清除锅3.2.7.6.2启动锅炉的汽压，应略低于母管压力0.1~3.2.7.6.3蒸汽温度在500℃以上(一般低于额定值30~50℃)。汽包水位为-50mm左右。3.2.8固体燃料燃烧3.2.8.1投煤当锅炉床温超过500℃时，检查所有床温指示值；验证给煤机投用联锁条件满足；投入第一台给煤机(操作方法见给煤机运行)。停用同样长时间，验证床温至少增加7℃,氧量显示3.2.8.1.3使给煤系统如上“脉冲”加料三次，获得同样结果后，可手动连续少量给煤。启动另一台给煤机，增加给煤量的同时，慢慢减少启动燃烧器的燃油量，保证至少有一台启动燃当床温大于760℃时，并且还继续上升，停止使用启动燃烧器；每个启动燃烧器停止使用后，必须进行一个吹扫循环。并处于备用状态。3.2.8.1.6煤主控调节器投入运行的程序：3.2.8.1.6.1使每台给煤机调节输出与煤主调节器输3.2.8.1.6.2将给煤调节器处于自动并与煤主调节器3.2.8.2石灰石给料系统的投入3.2.8.2.3验证石灰石给料机密封风风门已开启，风调节石灰石流量，保持烟囱排放值(SO₂)3.2.8.2.9当给煤和给石灰石速率大于最小值，将石3.2.8.2.10SO₂调整调节器器的操作：3.2.8.2.10.1调节SO₂调节器的输出与石灰石给料调3.2.8.2.10.2将调节器由手动转换成自动。3.2.8.3底灰系统投入：行。根据实际床压测定值，底灰系统也可在固体燃料投入前投入运行，验证输灰3.2.8.3.1启动螺旋冷渣器。3.2.8.3.3检查中心排渣管出口温度。3.2.8.3.4必要时调节床压，保持正常的床压指示值。3.2.8.4当电除尘器出口烟气温度满足140℃且燃烧器已停止时，通知除灰投入电除尘器。调节回料密封给料输送机给煤流量比例调节阀将煤均匀分布到两个回料密封中，通过检查床底部温度、回料密封返料阀腿温度和过氧量显示值，对4.锅炉的运行及调整4.1运行调整的任务4.1.1锅炉运行的调整任务4.1.1.2均衡进水，保持正常水位。4.1.1.3保证蒸汽品质合格。4.1.1.4保持燃烧良好，提高锅炉的经济性。4.1.1.5保证锅炉机组的安全运行。4.1.1.6控制排放符合环保排放标准。4.1.2运行中的要求4.1.2.1值班人员应定期进行检查，并根据CRT显示4.2锅炉运行的调整过程4.2.1锅炉水位的调整锅炉给水应均匀，必须维持锅炉水位在汽包水位计的正常范围内，水位应有轻微的波动，其变化范围为±30mm,报警水位为±102mm,跳闸水位为±当给水控制投入自动运行时，仍需经常注意锅炉水位的变化，保持给水量与蒸发量的平衡，避免调节幅度过大，若给水调节器失灵时，立即改用手运行中经常监视给水压力及给水温度的变化。正常情况下给水压力不低于额定压力，给水温度215℃,不低于160℃。正常运行中，至少保证一台就地水位和一台远程水位计完整清晰、指示正确；汽包水位计各部不4.2.1.5.1开启放水门，冲洗汽管、水管及玻璃管。4.2.1.5.2关水门，冲洗汽管及玻璃管。4.2.1.5.3开水门，关汽门，冲洗水管及玻璃管。4.2.1.5.4开汽门，关放水门，恢复水位计的运行。当水位计冲洗恢复后，应对照二台水位计的水位计的指示相符合，且有轻微波动现象，否则应重4.2.1.7冲洗水位计应缓慢进行，并须遵守《安规》4.2.2汽压及汽温的调整4.2.2.1在运行中应根据汽机及双减的需要调整锅炉根据锅炉负荷的变化适当调整锅炉汽压及汽温使其变化在政党范围内，汽压在9.81±0.05MPa之间，主汽温度变化为535±5℃根据蒸汽负荷的变化，锅炉主控调节器通过改变燃料量，对应的风流量，加热值和所有的转换使4.2.2.4外扰时，锅炉主控制器根据蒸汽压力的变化，调节燃料给料速率和相应的风量。4.2.2.5内扰时，锅炉主控制器根据反馈信号自动进行跟踪微调，当超过微调时，锅炉主控制器4.2.2.6当负荷变化过大，自动失灵时，应改为手动调节锅炉主控制器。4.2.2.7手动调节给煤机转速时，应缓慢进行，防止变化过快而超温或MFT。检查各级过热器出口蒸汽温度，验证一级减温器后的蒸汽温度要大于饱和蒸汽的温度110℃以上，即429℃以上。4.2.2.9验证温度调节的正确性，检查减温调节器与它们的设定值是否一致。4.2.2.10负荷变化、吹灰和其它异常情况时，值班员应加强监视力度。4.2.2.11当高压加热器停用或跳闸时，要防止主蒸4.2.2.12锅炉负荷增减不宜过大，负荷变化应小于4.2.3锅炉燃烧调整4.2.3.2.2当锅炉主调节器低于70%的负载时，该调4.2.3.3氧量0₂调节器的操作：4.2.3.3.1此调节器处于手动时调节器输出为50%。4.2.3.3.2当锅炉负荷达到80%MCR时，使调节器设流量当锅炉负荷达到80%MCR以上时，操作人员应调节设置点与床温测量值相匹配，然后将控制器由手此控制器的输出信号将平衡风流量，从而保持总风流量，减少床温波动。至布风板一次风流量的任何变化将导致一次风和二次风喷嘴风流量的相反于649℃或大于1000℃会发生MFT。4.2.3.4.5用下床温6个测点中的4个及中床温4个4.2.3.5床压的控制4.2.3.5.1监测床压指示(流化的床料),使之保持正4.2.3.5.4连续监测风箱压力和床压力的压差变化。如果床压升高或降低，则相应手动调节螺旋冷渣器的转速增加或降低，以保持床压稳定，同时查4.2.4自动装置的运行与停用4.2.4.1.1自动装置的调节机构完自动装置投用后，应动作平稳，无剧烈波动现4.3锅炉吹灰4.3.1吹灰要求：4.3.1.1根据受热面积灰情况或省煤器出口烟温高于正常值15℃时进行吹灰工作。4.3.1.2通常情况下每24小时吹灰一次，防止电除4.3.2吹灰前的准备4.3.6遇到下列情况，立即停止吹灰：4.3.6.1锅炉运行不正常或燃烧不稳定。4.3.6.2吹灰设备故障或设备损坏。4.3.6.3锅炉负荷小于50%MCR低负荷运行时。4.4转动设备的运行维护转动设备的运行情况应每1小时定期检查，如设备带缺陷运行时，应加强巡回检查次数或专人巡运转中的设备应无异声，如发现设备有异声，应设查明原因，及时汇报单元长，重大设备应汇报值长，并设法采取有效措施，使其恢复正常。转动设备，各轴承温度应在允许范围内，如发现温度升高，应检查油质、油位、油压及冷却水是否正常。如油量不足，应用同样型号的油加至正常范围，如油质不洁净，应进行换油。冷却水量小，各部振动及串轴在允许范围内，如振动增大，应查明原因，采取相应措施，如紧固各部及底脚螺4.4.7电动机的维护运行中的电机，应定期检查，电机接地线应良无异音，在振动所允许范围内。电机轴承所有润滑运行中的电机电流，应在允许的范围内。如电流将超过额定值，应先降低该电机负荷，使电流在额定值以内，并迅速查明原因，采取有效措施，并一般情况下电机的连续启动，冷态允许两次，每次间隔不得少于30分钟；热态允许一次；6KV电在校验动平衡，或经以上启动后，仍须启动的少于30分钟，200KW以上的电动机间隔时间不少于60分钟。4.5锅炉排污4.5.1锅炉设有连续排污和定期排污4.5.1.1连续排污：从循环回路中含盐量浓度最大的部位放出炉水，以维持额定的炉水含盐量，开度视化学通知而4.5.1.3锅炉汽水合格要求：(表4—1)名称磷酸根(mg/L)含盐量给水3≤炉水9-10.5≤≤蒸汽≤定期排污：每个白班进行各下联箱全面排污一次。4.5.2定期排污注意事项：4.5.2.1排污时，应遵守《电业安全工作规程》的有4.5.2.2定期排污时，各排污阀全开时间不超过30秒，不准同时开启两只或更多的排污阀。排污前，应与监盘人员做好联系配合工作，严格控制与监视汽包水位及给水压力，并进行相应的4.5.2.4为了防止水冲击，排污应缓慢进行，如发生管道严重震动，应停止排污。排污时，先全开一次阀，缓慢开启二次阀。先关二次阀，再关闭一次阀。排污结束后，进行全面止排污(水位高时另外)。5锅炉机组的停用5.1停炉前的准备5.1.3锅炉停止以前，全面吹灰一次。5.1.5检查锅炉燃油系统符合投运要求。应对锅炉设备进行全面检查，将所发现的问题和缺陷记录在设备缺陷单上，以便停炉后联系检修5.2正常停炉5.2.1接值长停炉命令准备减负荷，应联系有关人5.2.3使床温和过剩氧量调节器处于手动，并以50%顶部与底部金属温差小于40℃。5.2.5慢慢将锅炉负荷降至最小值，以每分钟10%或5.2.7视压力和流量关闭主汽门，用排汽门控制压5.2.8在床温降至649℃前，将皮带给煤机、链式输温降不大于112℃/h,保持锅炉金属温度降不大于56℃/h。5.2.10保持石灰石给料机处于自动状态直到固体燃状态；当锅炉负荷小于20%MCR时，应改投给水旁路机和旋转给料阀，关闭手动石灰石阀门，视检修需5.2.13停炉期间水位应保持在+50mm。5.2.14控制启动燃烧器降温速率，继续流化床料，使锅炉汽包壁温差不大于40℃。5.2.15在床温约455℃时，停止所有启动燃烧器。5.2.16继续向炉膛通风，直到床温为399℃为止；降温过程中，控制汽包壁温差40℃以内。慢慢关闭一次风机和二次风机入口控制挡板，用一次风机、二次风机，30秒钟停高压风机、引风5.2.19维持汽包水位，停止进水后关闭连续排污，5.2.20排空中心排渣管和螺旋冷渣器内的灰渣后，5.2.21排空每个预热器落灰斗后，停止除灰系统运5.2.22根据排烟温度，确定电除尘器停电。5.2.23当汽包压力降至0.1-0.2MPa时，开启过热器5.2.24停炉后15小时，可打开烟风挡板进行自然通若因检修需要，可在停炉后17小时启动风机对炉膛强行通风冷却，当床温指示为37℃时，方可进5.3热停炉5.3.1计划闷炉锅炉停炉8小时，且保持一种可启动的热备用状态。5.3.1.2床温816℃即可停止锅炉给煤，并且使床中5.3.1.3关闭主汽电动门。5.3.1.4停止锅炉底灰除渣。5.3.1.5关闭所有风机入口风门和风烟气侧各风门挡板5.3.1.6验证炉膛内无火或点火。5.3.1.7保持汽包水位正常，当锅炉停止给水后应开5.3.1.8尽可能关闭锅炉汽水系统各疏水阀、放水阀，保持锅炉汽压，汽温。5.3.2非计划的闷炉(即锅炉发生MFT)5.3.2.1查明原因消除，按照热再启动程序可迅速启5.3.2.2如不能消除，则应迅速停止锅炉，保持热维持状态，直到准备再启动。5.4锅炉热再启动5.4.1从热备用状态启动锅炉步骤如下：5.4.1.1如果锅炉因主燃料跳闸而发生吹扫，所有步骤应尽快完成以避免降低床温。5.4.1.2遵循正常程序投用启动燃烧器加热锅炉。5.4.1.3检查床温，点火时遵循正常的固体燃料燃烧这时必须启动燃烧器将床温提高到500℃来恢复给5.4.2.3在床温大于760℃,发生给煤机跳闸时，应6.锅炉机组的故障处理6.1故障停炉6.1.1.1锅炉缺水，汽包水位低于水位计最低允许水6.1.1.2锅炉满水，汽包水位超过水位计最高允许水6.1.1.3炉管爆破，不能维持锅炉正常水位时。6.1.1.4所有水位计损坏。6.1.1.5锅炉汽水管道爆破，威胁设备及人身安全6.1.1.6锅炉燃油管道爆破或着火，威胁设备及人身6.1.1.7已符合MFT动作条件且MFT拒动时。6.1.1.8安全门动作后，无法使其回座时。6.1.1.9锅炉汽温和过热器壁温超过允许值，经多方调整仍不能恢复正常时。6.1.2发生下列情况之一，应按请示停炉处理：6.1.2.1锅炉水冷壁、下降管及其它承压部件轻微泄6.1.2.2炉墙裂缝，有倒塌危险时。6.1.2.3锅炉给水、炉水和蒸汽品质严重低于标准，经多方调整仍无法恢复正常时。6.1.2.5电气除尘器停电，短时间无法恢复。6.1.2.6控制气源中断，短时间无法恢复。6.1.2.7所有远方水位显示失灵时。6.1.2.8安全门动作后，回座不严密时。其它影响循环流化床正常运行的异常现象，如布风板结焦、无法维持床压时，经调整无效时。6.1.3锅炉故障停炉时的原则锅炉机组因发生故障需停炉，应尽可能按照正常停炉步骤进行(紧急停炉除外)。事故处理原则上锅炉主辅设备故障停炉者，应经值长同意，方可进行。属紧急停炉者，应先紧急停炉，再立即汇应尽量维持汽包的水位(锅炉严重缺水时除外)和炉膛负压。6.1.3.4事故处理中，应尽量控制不使事故扩大，确保人身设备安全。6.1.3.5故障停炉时，尽可能控制降温速度，防止耐磨耐火材料脱落。6.2锅炉水位异常6.2.1锅炉满水6.2.1.1现象：6.2.1.1.1汽包水位高于正常水位，远方水位计指示值增大。6.2.1.1.2高水位信号报警。6.2.1.1.3过热蒸汽含盐量增大，汽温下降。6.2.1.1.4给水流量不正常地大于蒸汽流量。6.2.1.1.5当水位超过+280mm时6.2.1.1.6严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，法6.2.1.2原因：6.2.1.2.1给水自动失灵，给水调整装置故障。6.2.1.2.2运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。6.2.1.2.4锅炉负荷增加太快。6.2.1.2.5给水压力突然升高。6.2.1.3处理：当发现水位有异常时，应验证远方水位计指示的正确性(如对其有怀疑时，应与汽包就地水位计主给水调整门或其它能控制给水的阀门(停止给水后应开启汽包与省煤器再循环阀)6.2.1.3.4开启紧急放水阀，锅炉放水。视汽温下降情况，将减温自动改为手动，关小或关闭减温水，必要时开启过热器和蒸汽管道疏水6.2.1.3.6当汽包水位超过+280mm时6.2.1.3.9其它操作，按MFT动作后规定处理。6.2.2锅炉缺水6.2.2.1现象：6.2.2.1.2低水位信号报警。6.2.2.1.3过热蒸汽温度升高。6.2.2.1.4给水流量不正常地小于蒸汽流量。(炉管爆破时则相反)6.2.2.2原因：6.2.2.2.7给水管道、水冷壁(屏)管、省煤器管破正确性(如对其有怀疑时，应与汽包就地水位计对6.2.2.3.3若给水压力低造成给水量减少应设法提高当汽包水位降至-100mm以下时，除应继续增加6.2.2.3.5如汽包水位继续下降，且低于-280mm时，由于运行人员疏忽大意，使水位在汽包水位计中消失，且未能及时发现，应进行汽包就地水位计6.2.2.3.7经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，经叫水后，水位未能在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水。(何时上水由总工程师或委托生技部通知执行)6.2.2.3.9在给水流量小于蒸汽流量时，禁止用增加6.2.2.3.10故障消除后，汽包水位恢复正常，锅炉重6.2.2.3.11其它操作，按MFT动作后规定处理。6.2.2.4锅炉的叫水缓慢开启汽包水位计的放水阀，此时若有水位下降，应关闭放水阀，见有水位上升，则表示轻微当开启放水阀后无水位下降，则应关闭汽阀冲洗水路，然后缓慢关闭放水阀，注意水位是否出现，若在水位计内有水位出现，则为轻微缺水。关闭放水阀后仍无水位上升，则关闭水位计水阀，缓慢开启放水阀，若有水位下降，表示严重满水，若无水位出现，表示严重缺水。6.2.2.4.4叫水操作必须重复一次，以验证判断的正确性6.2.2.4.5叫水时应注意自身安全，尽可能避免正面6.2.3锅炉水位不明在汽包水位计中看不到水位，用低地位水位计又难以判明时，应立即停炉，并停止上水。6.2.3.1停炉后，用叫水法查明水位。6.2.3.2查明水位情况后，将水位计恢复运行，根据具体情况按前述有关规定进行处理。6.2.4汽包水位计的损坏当发生汽包水位计水位液面呆滞不动，两侧水位计指示值相差悬殊及与远方水位计指示值不相符时，应立即冲洗水位计，使其恢复正常。6.2.4.2.1立即将损坏的水位计解列，关闭水位计汽6.2.4.2.2如汽包水位计损坏一只，应用另一只汽包水位计监视水位，并尽快汇报，联系检修6.2.4.2.3如两只汽包水位计全部损坏，具备下列条件时允许锅炉继续运行2小时：6.2.4.2.3.1给水自动调节系统可靠好用。6.2.4.2.3.2水位报警好用。6.2.4.2.3.3两只远方水位计的指示正确，并且在4小时内曾与汽包水位计的指示对照过。6.2.4.2.3.4保持锅炉负荷稳定，并采取紧急措施，尽快修复一只水位计。如给水自动调节系统或水位报警动作不正常，不够可靠，在汽包水位计全部损坏时，只允许根据可靠的远方水位计维持锅炉运行20分钟。6.2.4.2.5如汽包水位计全部损坏，且低地位水位计运行不可靠时，应立即停炉。6.3汽水共腾6.3.1.2汽包水位发生急剧波动，严重时，可能导致6.3.1.4严重时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处向6.3.2.1炉水质量不符合标准，悬浮物或含盐量过维持汽包水位略低于正常水位(-50mm)。水门6.3.3.7若MFT发生时，按MFT动作后有关规定处6.4.1.1.3在给水自动投用的情况下，给水流量不正炉膛内轻微泄露时，有蒸汽喷出的声响，爆破6.4.1.1.6引风机调节挡板不正常地开大，引风机电6.4.1.1.9严重时发生MFT。化学监视不严，锅炉给水品质不良，未按规定进行定期排污。炉内水处理不当引起结垢和酸腐蚀6.4.1.2.3检修或安装中，管道被杂物堵塞，致使水6.4.1.2.4管子安装不当，制造时有缺陷，材质不合6.4.1.2.5锅炉严重缺水后，又错误地大量地进水。6.4.1.2.6长时期超负荷或低负荷运行，使水循环破6.4.1.2.7汽包或联箱支吊安装不正确，影响管子自6.4.1.2.8定期排污量过大，时间过长，破坏水循环。如发现水冷壁(屏)管泄露，水量损失不大，能维持汽包正常水位，且不致于扩大故障(如冲坏炉墙及冲损附近的管子时),可适当降低负荷，维持短时间的运行，立即汇报值长，申请故障停炉，做当水冷壁及水冷屏管发生爆破，经增大给水量仍不能维持汽包水位时，或发生MFT时，应按下列6.4.1.3.2.2保留一台引风机运行，排除炉内的烟气6.4.1.3.2.3停炉后，立即关闭主汽门，电除尘器立如损坏严重，致使锅炉汽压迅速降低，给水消耗过多，经增加给水仍看不到汽包水位时，应停止6.4.1.3.2.6应将电除尘器、空气预热器灰斗中的灰6.4.1.3.2.8在炉内的蒸汽基本消除后，方可停止引6.4.2省煤器管损坏6.4.2.1.2省煤器和空气预热器的烟气温度降低，两6.4.2.1.3烟气阻力增加，引风机电流增大。6.4.2.1.4省煤器烟道内有异音，严重时从省煤器烟道不严密处向外冒汽，下部烟道漏水。6.4.2.1.5烟道下部空气预热器灰斗有可能水漏出，灰处理设备有可能出现堵灰现象。6.4.2.1.6若爆破严重时，能导致MFT动作。6.4.2.2.2给水品质不合格，造成管壁腐蚀。6.4.2.2.3焊接及管子质量不佳，或管子被杂物堵塞6.4.2.2.4升停炉时，省煤器再循环阀使用不当。6.4.2.3.1适当降低负荷，增大给水量维持正常水位，若故障炉在继续运行，汽包水位迅速下降，故障情况加剧或发生MFT则应立即停炉，保留一台引风机继续运行，以排除蒸汽和烟汽。6.4.2.3.3停炉后，关闭主气电动门。6.4.2.3.4停炉后，应将电除尘和预热器下部灰斗中6.4.2.3.5停炉后，应继续向故障炉进水，关闭所有放水门，禁止开启省煤器与汽包的再循环6.4.3.1.3炉膛正压，严重时，炉膛或烟道孔等不严6.4.3.1.5过热器后的烟气温度降低，两侧烟气温度6.4.3.1.8严重时，发生MFT。化学监督不严，汽水分离器结构不良或存在缺陷，致使蒸汽品质不良，过热器管内结垢，检修时又未彻底清除，引起管壁过热而损坏。6.4.3.2.2管外壁床料磨损6.4.3.2.4过热蒸汽温度或管壁温度长期超限运行。6.4.3.2.5低负荷时，投减温水不当，在过热器中造6.4.3.2.6在升炉过程中，过热器排汽不足，引起过6.4.3.2.7过热器安装质量不好，制造有缺陷，材质不符合标准，焊接质量不良，过热器被杂6.4.3.2.8长期运行，造成管材蠕胀。如过热器管泄露较小，可适当降低负荷，降低汽压在短时间内维持运行，并经常检查泄露情况，汇报值长，申请停炉。如故障加剧应尽早停炉。如过热器管严重泄露或发生MFT,必须立即停炉，防止吹坏邻近的管子，避免事故扩大。6.4.3.3.3停炉后保留一台引风机，待排除炉内蒸汽和烟气后停用引风机。6.4.3.3.4清除电除尘器和空气预热器灰斗中的积6.4.4主蒸汽、减温水及给水管道的损坏6.4.4.1.1管道轻微泄露时，发出响声，保温层潮湿6.4.4.1.2管道爆破时，发出明显声响，并喷出汽水。蒸汽或减温水或给水流量变化异常，爆破部位在流量表前，则流量指示减少；在流量表后，则流6.4.4.1.4蒸汽压力或给水压力下降。6.4.4.1.5严重时会造成MFT发生。6.4.4.2.1管道的制造、安装、材质、焊接质量不合6.4.4.2.2管道支吊不当，影响热膨胀。6.4.4.2.3蒸汽管道长期超温运行，蠕胀超标准或运行时间久长，金属强度降低。6.4.4.2.4管道投运时暖管不充分，产生严重的水冲6.4.4.2.5流体工质质量不良，造成管壁腐蚀。6.4.4.2.6系统运行不正常，压力波动大，水冲击或汽水管道发生轻微泄露，能够保持锅炉的给水或蒸汽温度和不至于很快扩大事故，可维持短时间运行，汇报值长，尽快停炉。若故障加剧直接危及人身设备安全时，则应立即停炉。6.4.4.3.2如管道爆破，无法维持运行或直接危胁人身设备安全时，应立即停炉。6.4.4.3.3如故障段能与系统解列时，应设法快速将6.5锅炉及管道的水冲击6.5.1.1汽水管道水冲击时，给水、蒸汽压力表指示6.5.1.2管道内有水冲击响声，严重时管道振动。6.5.1.3省煤器水冲击时的现象与上述相同。6.5.2.1给水压力或给水温度剧烈变化。6.5.2.2给水泵出口逆止门动作不正常。6.5.2.3进水时，没有排尽空气或给水流量过大。6.5.2.4冷炉上水过快，水温过高。6.5.2.5锅炉启动时，蒸汽管道暖管不充分，疏水未6.5.2.6启动过程中，省煤器再循环阀开关不符合要6.5.2.7省煤器中给水汽化。6.5.2.8管道支吊架损坏或松脱，使稍一振动即引起共振当给水管道发生水冲击时，可适当关小给水门，若不能消除时，则改用备用给水管道供水。如锅炉给水阀后的给水管道发生水冲击时(包括省煤器),可关闭给水阀，开启汽包与省煤器再循环阀。然后再缓慢开启给水阀。6.5.3.3如蒸汽管道发生水冲击时，则必须关闭减温水阀开启过热器，蒸汽管道及有关疏水门。6.5.3.4汽机暖管时主蒸汽管发生水冲击，应停止暖管，待重新恢复后再暖管。6.5.3.5省煤器在锅炉启动过程中发生水冲击，应适当延长启动时间，并增加上水与放水的次数，保持省煤器出口的汽热度符合规定。6.6锅炉燃烧异常6.6.1.1.1给煤机跳闸，启动燃烧器运行时，来油阀6.6.1.1.2DCS出现主燃烧跳闸报警。6.6.1.1.4锅炉主汽压力、主汽温度下降。6.6.1.1.6打印机输出MFT动作时间和原因。6.6.1.3处理如果MFT动作原因短时间内难以查明或故障无法消除，则应按停炉处理，保持锅炉处于热备用状外，还应考虑到局部床料堆积停滞流化，其现象如6.6.1.3.2.1一个或更多底部床温热电偶指它热电偶的平均值相差较大。(差值>936.6.1.3.2.2在正常床压指示下出现高风箱压力。6.6.1.3.2.3一个或几个床压指示值是静态读数，而6.6.1.3.3床料再流化的先决满足条件：6.6.1.3.3.1锅炉在70%MCR以下运行。6.6.1.3.3.2达到正常床料量。(在满足负载条件下，处在上述(<70%MCR)负载条件下的一次风机，处于自动控制状态时，入口挡板开度小于或等于35%。6.6.1.3.3.4平衡装置能承受因执行这一步骤而引起锅炉的各种控制已协调好。锅炉范围内的其它工况不会因为执行了这一步骤而造成干扰从而导致把锅炉主调节器、风主调节器、上部一次风喷嘴流量调节器和布风板流量调节器(一次风入口挡板)打在手动档。6.6.1.3.4.2手动控制布风板的风控挡板迅速开到70—80%开度。当布风板的风流量随着风箱压力的相应增大而大幅上升之后，再把布风板的风控档板恢复到原来在10分钟的间隔时间内，重复这个步骤的次数不多于三次，如没有任何改进，则说明这个步骤对6.6.1.3.4.5采取进一步排放床料的措施来脉动床6.6.1.3.4.6把所有已置在手动控制的开关，恢复到6.6.2锅炉床温高或低6.6.2.1.1床温或旋风分离器入口温度超过955℃,6.6.2.1.2当旋风分离器入口温度超过1000℃,则6.6.2.1.3当床温低于649℃(无启动燃烧器在运行),6.6.2.1.4床温热电偶指示值超出正常范围。6.6.2.2.1床温热电偶和相关仪表工作不正常。6.6.2.2.2称重式给煤机故障，给煤量不能控制。6.6.2.2.3去布风板的一次风流量过小或过大。6.6.2.2.4氧量过小或过大。6.6.2.2.5给水系统故障或汽包水位低。6.6.2.2.6底灰螺旋冷渣器故障。6.6.2.2.7锅炉热循环回路不正常。6.6.2.3.1检查床温热电偶和相关表计是否处于正常状态检查去布风板的一次风流量，保证一次风和二6.6.2.3.8发生MFT时，按MFT有关规定处理。检查石灰石给料系统运行正常，验证石灰石风6.6.3.3.8由循环造成间断的床料减少(热回路中床6.6.3.3.8.1检查所有回料密封的流化风量是否适当6.6.3.3.8.2检查高压风机的运行和出口压力是否正常，验证高压风机入口过滤器没有堵塞。6.6.3.3.8.3检查床料量的指示是否正确。6.6.3.3.8.4检查所有风机工作正常，风流量有无变化。烟气温度是否迅速增加。6.6.3.3.9由循环造成的连续的、逐渐的床料的减少。6.6.3.3.9.2检查回料密封或旋风筒料腿是否堵塞。6.6.3.3.9.3检查燃烧室的整体气密性，巡回检查锅炉，查找床料或烟气的泄露。6.6.3.3.10如发现上述缺陷，一时难以消除，应汇报值长及时联系检修处理。6.7风机故障6.7.1.1风机电流变化过大，电流突然增大或超过额6.7.1.2风机进口和出口风压发生变化。6.7.1.3风机发生强烈振动，串轴超过规定数值，有冲击、磨擦及不正常的响声。6.7.1.4轴承温度过高。6.7.1.5电机线圈温度不正常地升高，冒烟、出现火6.7.1.7石灰石风机故障停车时，床压降低，烟气中SO₂含量升高。6.7.1.8风门挡板不能调节。6.7.2.1风机叶片磨损、积灰和叶轮腐蚀，造成转子不平衡，中心不对称。6.7.2.2风机和电机地脚螺丝松动。6.7.2.3风机和电机轴承润滑油油质不良，油量不足或冷却水中断。6.7.2.4轴承、转子制造或检修质量不良。6.7.2.5风机执行机构发生故障，挡板积灰卡涩或连杆滑轮销子脱落。6.7.3.1遇有下列情况应立即停止风机的运行：6.7.3.1.1风机发生强烈的振动超过允许值，撞击和磨擦危及设备和人身安全时。风机和电机的轴承温度，电机线圈温度不正常升高，经采取措施处理无效，且超过允许的极限时，滚动轴承温升极限80℃,滑动轴承温升极限70℃,电机定子线圈温升极限135℃。6.7.3.1.3电机运行中电流突然上升并超过允许值6.7.3.1.4风机或电机有严重缺陷，危及设备或人身安全时，必须停用才能处理时。6.7.3.1.5发生火灾危及设备运行时。6.7.3.1.6发生人身事故，必须停止风机方能解救时。如风机所产生的振动、撞击或磨擦不至于引起设备损坏，可适当减少锅炉负荷，降低风机出力继续运行，并查明原因，尽快消除。如经处理后，缺陷仍未消除或继续加剧时，应汇报值长，要求停用。风机轴承温度升高时，应检查油量、油质、冷却水量的情况，必要时可采取加油、换油、增大冷却水量，经处理后，轴承温度仍继续升高，且超过在停用故障引风机时，应先将正常引风机带最大负荷，后停故障引负机(不包括紧急停用风机),6.7.3.5检查风机执行机构工作是否正常，必要时就如两台石灰石风机同时故障停止，应立即停止石灰石给料系统，将石灰石供给管线与锅炉隔离，尽快联系消除故障处理。如只有一台石灰石风机故障停止，则将该风机挡板关闭，并打开石灰石风机6.8系统故障6.8.1负荷骤减6.8.1.1.5若是因电气系统故障引起时，电压表和电6.8.1.1.7可能导致MFT发生。6.8.1.2.1如果自动跟踪不及时，应立即切换成手动根据具体情况可以开启过热器向空排汽阀，维持锅炉正常汽压，并及时调整水位，保持汽包水位略低于正常水位(约-30mm)以待负荷的迅速增加。根据蒸汽温度变化情况，调整减温水量，蒸汽温度降低时可关小减温水阀或解列减温器，必要时，可开启过热器疏水门。如锅炉汽压继续上升，超过安全门定值而未动作，应手操安全门使其动作，迅速泄压。锅炉安全门已动作，在汽压降到回座压力以下不能回座时，应手动使其回座，并检查是否关严。注意对燃烧床温、床压、水位的控制，尽量保持正常参数。低负荷运行时，防止出现过热器保护6.8.1.2.8若发生MFT则按MFT有关规定处理。6.8.1.2.9如果系统故障短时间内不能恢复时，经值长同意可按正常停炉处理。6.8.2厂用电中断6.8.2.1.1厂用工作照明熄灭，事故照明启用。6.8.2.1.3在外部电源恢复之前，所有的锅炉操作设备都不能工作。DCS依赖应急电源而工作或是无法进行(UPS不间断电源可以维持DCS系统工作半个小时)。6.8.2.1.5汽包水位低或无法看到水位。6.8.2.1.6锅炉主汽流量、汽压、汽温均急剧下降。6.8.2.1.7床料在燃烧室和密封返料阀装置中沉落。6.8.2.1.8失电造成所有的辅机停车，在外部电源恢复前无法重新启动。6.8.2.2.1如果发生MFT,按紧密停炉处理。6.8.2.2.2汇报值长，要求尽快恢复供电。6.8.2.2.3一旦外部电源恢复，便立即启动有关辅机。6.8.2.2.4在向锅炉供水前：6.8.2.2.4.1校对汽包水位计，确认汽包水位。测定给水泵和省煤器出口处水温，如果省煤器出口水温下降，以至出口温度与汽包金属温度相差值在112℃以上时，停止向汽包及省煤器供水。如果省煤器的出口水温与汽包金属之间的温差仍保持在112℃以内时，继续向汽包供水直到其内水位略低于正常水位为止。复位所有的设备跳闸，在启动任何设备之前，要从外部对锅炉及其相关部件加以检查，运行人员将所有的锅炉控制系统复位到其初始启动状态。在启动引风机前，要了解所有床温指示值，注意是否有些热电偶比平均值高，有些热器偶可能埋在热床中。6.8.2.2.7重新启动风机，密切注意床温，旋风分离器烟汽温度和对流烟道的温度变化。当达到正常空气流量时，热回路和对流烟道中所有温度都应出现下降。满足联锁要求，则对锅炉进行正常吹扫并开始锅炉的热启动程序。6.8.2.2.9当启动固体燃料给煤时，必须记住燃料输送机中已载有燃料，用脉冲方式投煤。6.8.3操作站(GUS)死机6.8.3.2处理(重新启动GUS)Honeywell——GUSNATIVEWINDOW(双击)出现NATIVEWINDOW画面。(NATIVEWINDOW状态条或操作员键盘)。GUS6.8.3.2.7当出现NATIVEWINDOW画面后，可以7.锅炉的养护7.1冲洗过热器7.1.1锅炉长期停用或大修后，应根据化学人员的意7.1.2冲洗过热器时各阀门的开关状态符合下列规7.1.2.1所有下联箱放水阀轮流开启取样，投入汽包如排水回收时，则开启排污阀，排水至疏水扩冲洗时由反冲洗系统向锅炉上给水。冲洗水量一般控制在50~60t/h,