大唐云南红河电厂300MW循环流化床锅炉运行规程

前    言 本规程规定了HG—1025/17.5—L.HM37型锅炉、哈汽公司N300-16.7/537/537型汽轮发电机组的主要技术特点、设备、保护与联锁、运行调整和事故处理及相关设备试验的技术。 本规程适用于大唐国际红河发电有限责任公司一期工程2×300MW机组 为了规范公司运行操作,保证人身和设备的安全，制定本标准。 本标准由标准化管理委员会提出。 本标准由发电部、设备工程部归口。 本标准起草单位：发电部。 本标准主要起草人： 张梅池 本标准主要审定人： 本标准批准人： 本标准委托发电部负责 1范围 本规程规定了HG—1025/17.5—L.HM37型锅炉、哈汽公司N300-16.7/537/537型汽轮发电机组的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行调整和事故处理及相关设备试验的技术标准。 本规程适用于大唐国际红河发电有限责任公司一期工程2×300MW机组。 2引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。在标准出版时，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本的可能性。 DL408—91                                 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分) DL558—1994                               电业生产事故调查规程 DL/T 609-1996                             300MW级汽轮机运行导则 DL/T 611-1996                             300MW级锅炉运行导则 电力工业锅炉监察规程                      SD167—85 电业安全工作规程(热力和机械部分)          电安生[1994]227号文 电力工业技术管理法规                      80)技字第205号文 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求    能源电(92)726号                  3基本要求 下列人员应熟知本规程：  公司总经理、总工程师及相关领导；  设备部正、副主任、各专业工程师；  发电部正、副主任，各专业高级主管及所有集控运行人员； 对运行人员的要求： 各岗位运行人员必须通过规定的技术技能考试，并取得上岗证书； 各岗位运行人员必须熟知、执行本规程； 各岗位运行人员必须执行《电业安全工作规程》； 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态。 对运行设备的要求： 运行设备必须符合公司及上级有关部门对运行设备管理的规定和要求； 严禁运行设备超参数运行，严禁带缺陷运行或备用。 对运行命令的要求： 值长是公司生产系统的指挥者，下达的各项生产命令必须执行； 集控机组长是单元机组操作的组织指挥者，单元机组所有人员必须服从机组长的指挥，机组长的命令涉及到公用系统时应请示值长； 各级技术人员在现场指导操作时，不得与值长的命令相抵触； 各级管理人员对运行人员下达命令，必须通过值长传达； 运行人员接到命令并确认无误后方可执行，执行完毕后向发令人汇报； 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，如发令人坚持操作命令，则立即越级上报。 4集控运行通则 运行工作必须遵守“安全第一”的原则，严格执行“两票三制”； 运行人员认真监视运行工况，严格执行各类规程、规定； 积极分析运行参数，发现问题及时查明原因，并采取相应对策确保机组安全经济运行； 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视与控制； 尽量在DCS画面上采用功能组程序启停设备，并监视程序执行是否正常； 设备缺陷及时记入设备缺陷薄或缺陷管理机，对可能影响机组安全运行的缺陷，运行人员需要做好事故预想及相应措施； 保持炉水和蒸汽品质合格，努力降低各辅机电耗，提高机组效率； 自动装置应全部投入运行并应加强监视，必要时进行协助操作； 注意压缩空气系统、辅助蒸汽系统、闭冷水系统、除灰、电除尘等公用系统运行情况。 5机组设备概述 5.1锅炉设备概述 本锅炉与300MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机定压(滑压)启动和运行。锅炉采用循环流化床燃烧技术，循环物料的分离采用高温绝热旋风分离器。锅炉采用露天布置。 锅炉主要由单炉膛、4个高温绝热旋风分离器、4个回料阀、4个外置式换热器、尾部对流烟道、4台冷渣器和1个回转式空预器等部分组成。 单炉膛采用裤衩腿结构、双布风板结构，炉膛内蒸发受热面采用膜式水冷壁及水冷壁延伸墙结构。采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。 在炉膛上部左右两侧各布置有2个内径8.3米的高温绝热旋风分离器，外壳由钢板制造，内衬绝热材料及耐磨耐火材料,分离器上部为圆筒形，下部为锥形。每个高温绝热分离器回料腿下布置一个回料阀和一个外置式换热器，分离器分离下来的循环物料，分别进入回料阀和外置式换热器，再分别以高温物料和“低温”物料的状态返回炉膛，从而实现了床温调节和再热汽温调节的目的。回料阀为气力式自平衡型，流化风用高压风机供给。回料阀外壳由钢板制成，内衬保温材料和耐磨耐火材料。耐磨材料和保温材料采用拉钩、抓钉和支架固定。每个回料阀一侧与炉膛相连，另一侧与一个外置式换热器相连。分离器分离下来的高温物料一部分直接返送回炉膛，另一部分进入外置式换热器，外置换热器入口设有锥型阀，通过调整锥型阀的开度来控制外置换热器和回料阀的循环物料分配。在炉膛两侧下部对称布置4个外置式换热器，外置式换热器外壳由钢板制成，内衬绝热材料和耐磨耐火材料。靠近炉前的两个外置式换热器内布置高温再热器和低温过热器，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节再热蒸汽温度；靠近炉后的两个外置式换热器内布置中温过热器I和中温过热器II，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节床温。外置式换热器解决了随着锅炉容量增大，受热面布置困难的矛盾，使锅炉受热面的布置更灵活。 炉膛、分离器、回料阀和外置式换热器构成了循环流化床锅炉的核心部分——物料热循环回路，煤与石灰石在燃烧室内完成燃烧及脱硫反应，产生的烟气分别进入四个分离器，进行气固两相分离，经过分离器净化过的烟气进入尾部烟道。 尾部对流烟道中依次布置高温过热器、低温再热器、高温省煤器、低温省煤器，最后进入回转式空气预热器。过热蒸汽温度由布置在各级过热器之间的三级喷水减温器调节，减温器分别布置在低温过热器与中温过热器I之间、中温过热器I与中温过热器II之间和中温过热器II与高温过热器之间，减温水来自锅炉给水。再热汽温通过布置有高温再热器的两个外置式换热器来调节，同时还在低温再热器入口处布置有事故喷水减温器，外置式换热器实现了床温和再热蒸汽温度分开调节的目标，更方便灵活，有利于锅炉的低负荷稳燃，避免了再热器喷水调温影响整个机组热经济性的弊端。高温过热器、低温再热器和高温省煤器区烟道采用的包墙过热器为膜式壁结构，低温省煤器区烟道采用护板结构。 燃烧室与尾部烟道包墙均采用水平绕带式刚性梁来防止内外压差作用造成的变形。锅炉设有膨胀中心，各部分烟气、物料的连接管之间设置性能优异的膨胀节，解决由热位移引起的三向膨胀问题，各受热面穿墙部位均采用国外成熟的密封技术设计，确保锅炉的良好密封。 循环流化床燃烧用风分级送入燃烧室，以降低NOx的生成量，除从布风板送入的一次风外，还从燃烧室下部锥段分二层不同高度引入二次风。脱硫剂采用石灰石，以气力输送方式分八点送入回料阀斜腿，分四路进入炉膛。 锅炉启动采用床上床枪和床下启动燃烧器结合的启动方式，以节省启动用油。床下布置有两只启动燃烧器（热烟发生器），床上布置八只启动床枪。 锅炉除在燃烧室、分离器、回料阀、冷渣器和外置式换热器等有关部位设置非金属耐火防磨材料外，还在尾部对流受热面、燃烧室和外置式换热器等有关部位采取了金属材料防磨措施，以有效保障锅炉安全连续运行。     锅炉钢构架采用高强螺栓连接，按Ⅶ度基本地震裂度设计。 锅炉采用支吊结合的固定方式，分离器筒体、冷渣器、外置式换热器和空气予热器为支撑结构，回料阀为支吊结合，其余均为悬吊结构。 锅炉的蒸汽系统为汽轮机提供满足压力和温度要求的蒸汽，包括高压蒸汽系统和中压蒸汽系统。高压蒸汽系统包括省煤器、汽包、水冷壁和过热器，中压蒸汽系统包括低温再热器和高温再热器。汽轮机设备概述 5.2锅炉辅助系统： A．给煤系统 系统布置两台煤二级破碎机（一运一备），四台皮带给煤机，四台刮板给煤机，采用十二点给煤，炉前煤斗里的煤经刮板式给煤机送至位于炉膛两侧回料装置的回料管线上共八个给煤口，即每个回料阀返料腿上有两个给煤点，给煤随循环物料一起分四点进入炉膛，给煤管线上有冷二次风作为给煤密封风，以防止炉内正压烟气返窜入给煤机；另外从每个给煤机上再分别引出一根给煤管线，分别送到两侧墙，每两根给煤线分别供二个侧墙上给煤点送入炉膛，并引入热一次风作为吹扫风，以保证给煤在炉内的均匀扩散，给煤管线上均有冷一次风作为给煤密封风，以防止炉内正压烟气返窜入给煤机。 B、石灰石供给系统 为满足锅炉环保排放要求，需向燃烧室内添加石灰石作为脱硫剂，石灰石既用于脱硫，又起到循环物料作用。由于本工程煤灰中CaO含量较高，自脱硫能力较强，因此在采用较低Ca/S比（<2）的情况下，就可以达到较高的脱硫效率。本工程采用两套石灰石系统，每套输送系统由石灰石输送风机通过石灰石输送管道将石灰石输送到四个回料阀的返料管线上，从炉膛前后分四点送入炉膛。每个石灰石给料管线上均有热二次风作为正压密封风，防止炉内正压烟气返窜。 C、锅炉排渣 锅炉采用四台风水联合式冷渣器作为灰渣冷却设备，布置在炉膛的下部，同时采用四只锥形阀作为排渣控制设备，排渣控制简单可靠，并能实现连续排渣。 D、配风系统 锅炉采用并联配风系统，共设有两台一次风机，两台二次风机，五台高压风机，两台石灰石输送风机和两台引风机。 一次风由两台风机供给，一次冷风一部分直接送到两侧墙给煤管线上，作为给煤密封风，其余进入回转式空气预热器内加热后，通过一次热风道，经床下启动燃烧器，分别进入两个裤衩腿下部的水冷风室内，再由布风板进入炉内，保证炉内物料的流化，并将部分小颗粒物料提升起来；另外，从热一次风道上分别引出四股风，其中两股作为两侧墙给煤的播煤风，以保证给煤在炉内的均匀扩散和分布，从而有利于保证床温的均匀性。另外两股作为外置换热器的吹扫风，以保证锅炉能安全运行。 二次风由两台二次风机供给，一部分二次冷风直接送到回料腿的给煤管线上，作为给煤密封风；其余均进入空气预热器内加热，然后由二次热风道送到炉前，再由多只二次风管分两层不同高度进入炉内，起到补充燃烧和输送床料的作用，并实现分级送风，降低NOx排放。另外从二次热风道引出一部分送到石灰石管线上，作为石灰石密封风和冷却风。 五台高压流化风机（四运一备）分别为冷渣器、外置式换热器、回料阀提供流化风、床枪和启动燃烧器冷却风。 石灰石风机为石灰石输送提供介质，减少石灰石仓堵塞的可能性。 上述风机实现锅炉的配风，考虑到本工程煤质的特点，锅炉的过量空气系数为17%。另外，锅炉还配有两台引风机。 锅炉采用平衡通风方式，压力平衡点设在炉膛出口。 E、点火系统 为加快启动速度，节省燃油，采用了床上和床下结合的启动方式。两只床下启动燃烧器（热烟发生器）布置在水冷风室后的一次风道上（每只裤衩腿一只），每只燃烧器的出力为3.7t/h；在布风板上方还布置有八只床枪（每只裤衩腿四只），每只床枪出力为0.84t/h；启动燃烧器的总出力为23% BMCR。床下燃烧器采用空气雾化的方式，床枪采用蒸汽雾化的形式，在锅炉启动时首先投入床下两只燃烧器，将床温加热到470℃以上后，再分别投入床枪，将床温加热到煤的着火温度。两只床下启动燃烧器配有点火装置和火检，以保证锅炉点火的安全性。 F、加料系统 在锅炉启动前，应向炉内添加物料，而且由于本工程煤质中灰量较小，根据锅炉的实际运行情况，有可能需要向炉内补充床料，为此对本工程，设计有物料添加系统，该系统主要由床料斗、输送管道及阀门等构成，床料由料斗排出，由压缩空气经输送管道分别输送到二次风管及外置式换热器加料点上。 5.3锅炉主要部件结构 5.3.1锅炉给水和水循环系统     锅炉给水经由电动闸阀、止回阀依次流入省煤器入口集箱、低温省煤器蛇形管、高温省煤器蛇形管，水在省煤器蛇形管中与烟气成逆流向上流动，被加热后汇集到省煤器出口集箱，再经1根省煤器出口连接管引到炉前，并从汽包的底部分两股进入汽包。 由锅筒下部引出10根集中下水管，其中4根Φ356×32mm集中下水管，向下引至水冷壁延伸墙处，再通过三通由8根Φ273×25mm分散下水管引向前墙延伸墙、后墙延伸墙以及两侧墙的延伸墙入口集箱；其余6根Φ406×36mm集中下水管与水冷壁下集箱相连接，单独向水冷壁供水，四面水冷壁的下集箱是相互连通的。 炉膛四周为全焊接式膜式水冷壁。炉水沿着水冷壁管向上流动并不断被加热。炉水平行流过以下三部分管子：①前水冷壁管；②侧水冷壁管；③后水冷壁管。 炉水同时沿着水冷壁延伸墙管向上流动并不断被加热。然后由46根Φ219×20mm引出管引至汽包，在汽包内进行汽水分离。 5.3.2  汽包 5.3.2.1  结构     汽包用SA—299碳钢材料制成，内径为Φ1775mm,壁厚178mm，筒身全长16500mm，两端采用球形封头。 汽包筒身顶部装焊有饱和蒸汽引出管座、放气阀管座和压力测点管座，两侧装焊有汽水混合物引入管座。筒身底部装焊有大直径的水冷壁下降管座和水冷壁延伸墙下降管座，给水管座，封头上装有人孔，安全阀管座，加药管座，连续排污管座，二对就地水位表管座，一对电接点水位计管座，三对差压式水位测量装置管座，蒸汽取样器管座，水取样器管座，试验接头管座等。汽包上下表面还焊有三对予焊板，将热电偶焊于其上，用来监视上、下壁温。 5.3.2.2  汽包水位控制值: 正常水位：                           汽包几何中心线         水位波动值：     ±50mm     报警水位：      +115mm          -270mm     停炉：       +190mm          -370mm 真实水位的测定与控制对锅炉的运行是非常重要的。为了保证水位测定的准确性，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旋涡和扰动对水位测定的影响。此外，由于水位计中贮存的水处在锅炉外部较冷的大气中，其密度大于锅筒中水的密度，汽包中的真实水位高于水位计中指示的水位，因此，要准确标定水位表中正常水位的位置(即“O”位)。 5.3.2.3 汽包内部设备    汽包内部布置有96只旋风分离器作为一次分离元件，分离器的上端布置了二次分离元件多孔板和波形板分离器。三次分离元件为顶部的波形板干燥器等设备。它们的作用在于保证蒸汽中的含盐量在标准以下。 （1） 旋风分离器    锅筒内部分两排沿筒身全长布置有96只直径为Φ300mm的旋风分离器，在锅炉MCR工况下，每只分离器的平均蒸汽负荷为12.8吨/小时。旋风分离器能消除高速进入锅筒的汽水混合物的动能以保持水位平稳和进行汽水混合物的粗分离，分离出的蒸汽沿分离器中部向上流动而分离出的水沿筒内壁向下流动，平稳地流入锅筒的水空间。在旋风分离器的出口布置有孔板，能进行进一步的汽水分离。 （2） 波形板装置 每只旋风分离器经过孔板后，上部装有一只波形板装置，以均匀旋风筒中蒸汽上升速度和在离心力的作用下将蒸汽携带的水分进一步分离出来。 （3） 顶部波形板分离器 经过孔板、波形板装置仍然带有少量水分的蒸汽，向上流动进入顶部波形板分离器，携带的水在重力、离心力和摩擦力的作用下附在波形板上，形成水膜，水膜在重力作用下向下流动并落下，减少蒸汽机械带盐。 （4） 排污管 连续排污管布置在锅筒水空间的上部，以排出含盐浓度最大的锅水，维持锅水的含盐量在允许的范围内:     锅水总含盐量<150ppm     锅水SiO2含量<0.2ppm  （5） 加药管 利用加药管沿全长向锅筒水空间加入磷酸盐，维持锅水碱度在PH=8.8～9.3范围内，降低硅酸盐的分配系数，降低蒸汽的溶解携带。  （6） 紧急放水管 当锅炉给水与蒸发量不相吻合而造成水位增高超过最高允许水位时，应通过下降管紧急放水管放水至正常水位，防止满水造成事故。  （7） 定期排污管 定期排污管装在集中下水管下部的分配集箱底部，由于在锅水中加入磷酸盐，将产生一些不溶于水的悬浮物质，跟随流入下水管的水流至分配集箱底部并沉积在底部，悬浮物质可通过定期排污管排出，保持锅水的清洁。定期排污的时间可根据锅水品质决定。 5.4  燃烧室及水冷壁  5.4.1  结构 燃烧室断面呈长方形，宽×深×高15051×14703×36200mm。下部分成裤衩腿形式，包括两个风室和两个布风板，燃烧室各面墙全部采用膜式水冷壁，由光管和扁钢焊制而成。燃烧室四周上部、中部及顶部的管子节距均为87mm，采用Φ57×5.6mm管子。下部水冷壁管子节距为174mm，采用Φ76×7.1mm管子。管子材料为SA-210C。布风板的截面积小于上部燃烧室的截面积，使布风板上部具有合理的流化速度。 燃烧室中上部炉膛四周布置有水冷壁延伸墙，与四面水冷壁垂直布置有三十六片水冷壁延伸墙。 燃烧室壁面开有以下门孔:  -- 4个回料阀返料口（包括煤和石灰石入口） -- 4个外置换热器返料口 -- 2个侧墙给煤口 -- 二次风口 -- 床上启动床枪口 --测温、测压孔 --炉膛出口  -- 人孔 --水冷壁延伸墙穿墙孔 -- 顶棚绳孔 -- 排渣口 -- 冷渣器回灰口  除顶棚绳孔、延伸墙穿墙孔，炉膛出口及部分测压、测温孔外，其它门、孔都集中在下部水冷壁上，由于燃烧室在正压下运行，所有门、孔应具良好密封。 在燃烧室中磨损严重区域，敷设耐磨浇注材料。  5.4.2  循环回路 锅炉采用循环流化床燃烧方式，在设计燃料、额定负荷下燃烧室内燃烧温度为840℃。为保证水循环安全可靠，水冷壁采用多个水循环回路。 四面水冷壁的下集箱是相互连通的，前、后水冷壁各有一个上集箱，左、右侧水冷壁有一个共用的上集箱（顶棚集箱），顶棚集箱内被隔成5段，水经集中下水管进入下集箱，然后经侧水冷壁至共用的上集箱，同时水经前、后水冷壁至各自的上集箱，再由汽水引出管将汽水混合物引至汽包。  5.4.3  水冷壁固定 水冷壁及其附着在水冷壁上的零部件全部重量都通过吊杆装置悬吊在顶板上，前墙水冷壁集箱有8根M24mm的吊杆，前墙水冷壁管通过吊耳装有32根M76mm的吊杆。后墙集箱有8根M24mm的吊杆，后墙水冷壁管通过吊耳装有32根M76mm的吊杆。两侧墙的顶棚集箱有5根M36mm的吊杆，两侧墙水冷壁管通过吊耳分别装有14根M76mm的吊杆，安装时应调整螺母，使每根吊杆均匀承载。 为了减轻水冷壁振动以及防止燃烧室因爆炸而损坏水冷壁，在水冷壁外侧四周，沿燃烧室高度方向装有多层刚性梁。 5.5  水冷壁延伸墙 5.5.1  结构 水冷壁延伸墙布置在燃烧室中上部分别与四面墙垂直，前、后墙各布置12片水冷壁延伸墙，左、右墙各布置6片，每片水冷壁延伸墙由6根管子组成，管子直径为Φ63.5×6.6min mm，材料SA-210C。水冷壁延伸墙为膜式管屏，节距76.5mm，鳍片材料20g。水冷壁延伸墙下部表面覆盖有耐磨浇注料。水冷壁延伸墙的进口集箱为Φ406×50mm，前、后墙出口集箱均为Φ298.5×40mm，集箱材料为SA-106C。左、右墙出口集箱均为Φ356×48mm，集箱材料为SA-106C。  5.6  下水管  5.6.１ 结构 锅炉下水管采用集中与分散相结合的方式，由锅筒下部引出10根集中下水管，其中4根Φ356×32mm集中下水管，向下引至水冷壁延伸墙处，再通过三通由8根Φ273×25mm分散下水管引向前墙延伸墙、后墙延伸墙以及两侧墙的延伸墙入口集箱；其余6根Φ406×36mm集中下水管与水冷壁下集箱相连接，单独向水冷壁供水。      5.7 水冷布风板 水冷布风板位于炉膛底部，由水平的膜式管屏和风帽组成。水冷管屏的管子直径Φ76.1X7.1mm，节距174mm，材料:SA-210C, 1910个不锈钢制成的钟罩式风帽按一定规律焊在水冷管屏鳍片上。在炉膛左、右侧墙底部各有两个排渣口，所有风帽底部到耐火材料表面的距离保持50mm。  5.8  过热器系统及汽温调节 过热器系统由包墙过热器、过热器吊挂管、低温过热器、中温过热器I、中温过热器II、高温过热器组成。在低温过热器与中温过热器I之间、中温过热器I与中温过热器II之间、中温过热器II与高温过热器之间管道上，分别布置有一、二、三级喷水减温器。中温过热器I和中温过热器II布置在2个外置换热器内，低温过热器和高温再热器布置在另外2台外置换热器中。其它过热器都布置在尾部烟道中。   5.8.1  过热蒸汽流程   5.8.2  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，顶棚是由Φ57×8.7min mm管子与δ=6mm扁钢焊制成膜式壁，管子节距为145mm，管子材料15CrMo，鳍片材料为15CrMo。四面包墙的管子为Φ57×6.1min mm，换材点以上的管子材料15CrMo，鳍片材料为15CrMo，换材点以下的包墙的管子材料SA-106C，鳍片材料为20#钢。转向室入口处部分管子为Φ57×8.7min mm（材料为15CrMo）和Φ63.5×11.9min（材料为12Cr1MoV）。  5.8.3  低温过热器 低温过热器布置在2个外置换热器中，与高温再热器在同一个外置换热器中。低温过热器水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为30排，横向节距为98mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ51 mm，采用15CrMoG材料。  5.8.4  中温过热器 I 中温过热器 I位于外置换热器中，水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为30排，横向节距为98mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ51 mm，根据管子壁温，冷段采用15CrMoG材料，热段采用12Cr1MoVG材料。  5.8.5中温过热器II 中温过热器 II位于外置换热器中，水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为28排，其中8排横向节距为122mm，其余20排横向节距为98mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ51/Φ63.5mm，根据管子壁温，冷段采用12Cr1MoVG材料，热段采用SA213-T91材料。 5.8.6高温过热器 高温过热器位于尾部烟道上部，水平布置，由1个管组组成，蛇形管的横向排数为104排，以145mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置,每排管子由4根管子绕成，管子直径Φ48mm，根据管子壁温，冷段采用12Cr1MoVG材料，热段采用SA213-T91材料。  5.8.7  汽温调节 在锅炉定压运行时，保证在60%~100%B-MCR负荷内过热蒸汽温度能达到额定值，允许偏差±5℃；在锅炉滑压运行时，保证在50%~100%B-MCR负荷内过热蒸汽温度能达到额定值，允许偏差±5℃，过热蒸汽温度的调节采用三级喷水减温器，分别位于低温过热器与中温过热器 I之间的管道上，中温过热器 I与中温过热器 II之间的管道上, 中温过热器 II和高温过热器之间的管道上。喷水水源来自给水泵出口和高加前，减温器采用笛形管式。 在设计煤种B-MCR工况下，Ⅰ级减温器喷水量为14吨/时，将蒸汽温度从385℃降至381℃，Ⅱ级减温器喷水量为21.6吨/时，将蒸汽温度从412℃降至404℃，III级减温器喷水量为36吨/时，将蒸汽温度从475℃降至454℃。 5.9再热器系统及汽温调节 蒸汽在汽轮机高压缸做功后，经由冷端再热器管道引回锅炉，进入再热器系统。再热器系统由低温再热器和高温再热器组成，低温再热器布置在尾部烟道，高温再热器布置在2个外置换热器内，在低温再热器与高温再热器之间不设喷水减温器，在低温再热器入口布置有事故喷水减温器。 5.9.1  再热蒸汽流程    来自汽轮机高压缸的蒸汽由两端进入低温再热器入口集箱（Φ457×25mm），引入位于尾部对流烟道的低温再热器蛇行管，蒸汽逆流而上进入低温再热器出口集箱 （Φ559×28mm），再自集箱两端引出，经2根Φ559×14.5 mm的连接管分别引向两个外置换热器的高温再热器入口集箱（Φ559×28mm），流入高温再热器向上进入高温再热器出口集箱（Φ610×38mm）,达到540℃的再热蒸汽从高温再热器出口集箱引出，进入汽轮机中压缸。 5.9.2 低温再热器 低温再热器位于尾部烟道中，水平布置，1个管组，蛇形管的横向排数为104排，以145mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置，每排管子由4根管子绕成，管子直径Φ63.5mm，采用20G和SA-209Tla材料。  5.9.3 高温再热器  高温再热器位于外置换热器中，水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为30排，横向节距为122mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ63.5mm，采用SA213-T91和SA213TP321H材料。  5.9.4  再热汽温调节 定压：在60%的（BMCR）～100%的（BMCR）的范围内；滑压：在50%的（BMCR）～100%的（BMCR）的范围内。在上述范围内运行时，再热汽器出口汽温应保持稳定在额定值，偏差不超过±5℃。当由于各种原因引起再热器超温而危及再热器安全时，用事故喷水紧急降温，以保护再热器，喷水水源为给水泵抽头。 在运行中，可以通过调节外置换热器和回料阀内的循环灰量比例的方式来调节再热蒸汽温度，而不采用喷水调节，可提高整个系统的经济性。 5.10  省煤器 省煤器的作用在于将锅炉给水进行加热，以此从即将离开锅炉的烟气中回收热量。 省煤器布置在尾部对流烟道内，呈逆流、水平、顺列布置，为检修方便，省煤器的蛇形管分成5个管组，其中1个管组为高温省煤器，布置在由包墙管构成的尾部烟道中；其余4个管组为低温省煤器，布置在包墙下面由钢板构成的尾部烟道中。省煤器蛇形管由Φ48×6mm,材料20G管子组成，蛇形管为3绕，高温省煤器以145mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置,共104排，低温省煤器以96.67mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置,共156排。省煤器的给水由入口集箱 (Φ406×45mm)端引入，经低温省煤器和高温省煤器的受热面逆流而上，引至省煤器出口集箱(Φ457×48mm)，再从省煤器出口集箱通过1根Φ457×40mm连接管引至炉前，最后通过2根Φ324×29mm的连接管引入汽包。  5.11空气预热器 锅炉配备一台四分仓回转式空气预热器。 5.12旋风分离器和连接烟道 5.12.1旋风分离器 在炉膛上部左右两侧墙各布置有两个旋风分离器，使进入的烟气进行离心分离，将气固两相流中的大部分固体粒子分离下来，通过料腿进入回料阀和外置换热器，继而送回燃烧室，分离后的较清洁的烟气经中心筒，流入连接烟道，最后进入尾部对流烟道。旋风分离器由旋风筒、锥体、料腿和中心筒组成。除中心筒外，所有组件均由δ=10mm和δ=8mm碳钢钢板卷制而成，内敷保温、耐火防磨材料，钢板外表面设计温度为50℃。旋风筒为圆形，内径为Φ8300mm，高为7731mm；锥体部分内径由Φ8300mm过渡到Φ1470mm；料腿内径Φ1470mm。中心筒为锥型，由δ=10mm，SUS310S材料卷制而成。旋风分离器的重量通过焊在旋风筒外壳上的4个支座，支撑在钢梁上，并垫有膨胀板可沿径向自由膨胀。 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，以补偿其胀差。 5.13  返料装置  锅炉装有4个返料装置，每个高温绝热分离器料腿下端装有1个返料装置，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。在返料装置的底部装有布风板和风箱，来自高压密封风机的风通过风箱和布风板上的风帽来流化、输送物料。在每个返料装置的下部装有1个锥形阀，通过调整锥型阀的开度来控制外置换热器和回料阀的循环物料分配。 返料装置外壳由厚度为δ=8mm的碳钢材料制成，内衬保温、耐火防磨材料。分离器分离下来的物料从下料管（内径Φ1470mm）下来，在流化风的作用下，经过回料阀入炉灰道流入炉膛。回料阀入炉灰道通过非金属膨胀节与水冷壁墙相接，另一端与回料阀焊接，因此在运行时，在非金属膨胀节与水冷壁之间的灰道随水冷壁一起向下膨胀，其重量作用在水冷壁上，另一部分将重量作用到回料阀阀体上，回料阀支在构架的梁上。返料装置的其它部分采用支吊结合的方式固定在构架的梁上。每个回料阀入炉灰道上布置有2个给煤口和2个石灰石口。 回料阀与炉膛之间采用非金属膨胀节，回料阀与分离器之间、回料阀与外置换热器之间都采用金属膨胀节。 5.14外置换热器 在炉膛两侧下部对称布置四个外置式换热器。分离器分离下来的高温物料一部分通过回料阀直接返送回炉膛，另一部分进入外置式换热器，外置换热器入口设有锥型阀，通过调整锥型阀的开度来控制外置换热器和回料阀的循环物料分配。 外置式换热器外壳由δ=8mm碳钢材料制成，顶板和布风板由δ=10mm碳钢材料制成，内衬绝热材料和耐磨耐火材料。布置有高温再热器和低温过热器的2个外置式换热器分别由三个分室组成，第一室为空室，第二室布置有高温再热器，第三室布置低温过热器，各室之间的隔墙为水冷隔墙。布置有中温过热器I和中温过热器II的2个外置式换热器分别由二个分室组成，第一室为空室，第二室布置有中温过热器I和中温过热器II，各室之间的隔墙为水冷隔墙。每个分室都布置有布风板和风箱，流化风由高压流化风机供给。靠近炉前的两个外置式换热器内布置高温再热器和低温过热器，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节再热蒸汽温度；靠近炉后的两个外置式换热器内布置中温过热器I和中温过热器II，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节床温。 外置换热器座在构架钢梁上，与回料阀的膨胀差是通过安装在连接灰道上的膨胀节来解决的。 5.15冷渣器 灰渣从燃烧室和两个外置换热器排至冷渣器，从而使炉膛内的物料量和粒度更适合流化。锅炉装有4台风水联合式冷渣器 ，位于锅炉两侧。这种冷渣器属流化床式冷渣器，内衬耐磨、耐火材料，共分二个室，第一分室采用气力选择性冷却，在气力冷却灰渣的过程中还可以把较细的底渣(含未燃尽碳颗粒，未反应石灰石颗粒等)重新送回燃烧室；第二分室内布置埋管受热面与灰渣进行热交换，可以把渣冷却到150℃以下，每个分室均有独立的布风板和风箱。布风板为钢板式结构，在其上面布置有大直径钟罩式风帽。同时布风板上敷设有约200mm厚的耐磨耐火材料，并且倾斜布置有利于渣的定向流动，每个分室均布置有底部排渣管。两个分室的配风均来自于高压流化风机。 每台冷渣器有一个进渣管，位于第一室，在第一室下部设有事故排渣口；在第二室后面有主排渣口和一个返料口，第二室底部还有2个排渣口，返料口与炉膛相连，排渣口与排渣系统相连接。 冷渣器埋管受热面内工质为工业水，来自工业水系统，完成换热后再送至工业水系统中。根据锅炉排渣量的多少及冷却情况，可适当调整进入冷渣器的冷却水量。由于水温很低(约为20℃)，可以获得较大的传热温差，因此灰渣冷却效果好。 冷渣器的二个分室均处于鼓泡床状态，流化速度很低(<1m/s),因此管束不易发生磨损，从而保证除渣系统工作的安全性。  靠近炉后的2台冷渣器与2台外置式换热器（布置有中温过热器）相连，以便在低负荷运行时，能达到快速排灰降负荷的目的。 5.16  锅炉范围内管道 5.16.1  给水操纵台 给水操纵台共有三条管道 A.给水管道━━容量满足100%负荷需要，装有DN300电动闸阀。在锅炉运行时，30%～100%锅炉负荷变化此路给水。 B．给水旁路管道━━容量满足30%负荷需要，装有DN125电动截止阀和DN125调节阀，在锅炉启动过程中使用。 C.紧急补给水系统  紧急补给水管与给水操纵台下游的主给水管相连，用于确保事故状态下的汽包水位，为了防止在电厂停电时蒸发受热面干烧，特设紧急补给水箱和紧急补给水泵，紧急补给水泵由柴油机驱动。 5.16.2  再循环管 在省煤器入口集箱端部和集中下水管之间装有省煤器再循环管，并装有DN65；PN32电动截止阀。在锅炉启动时，该管可将炉水引到省煤器，防止省煤器中的水产生汽化。启动时，再循环管路中的阀门必须打开，直到连续供水时再关上。  5.16.3喷水减温水管路 过热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水泵出口，高加前。主喷水管道上装有一只DN150，PN32止回阀，先分成3条主管道，然后再分成6条支管路，分别向6只喷水减温器供水，每级喷水减温水管路包括2条支管路。一级喷水减温器的2条支管道上均装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN50，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。二级喷水减温器管道上装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN50，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。三级喷水减温器管道上装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN80，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。在每条支管道调节阀下方还装有二只DN25，PN32手动截止阀，用于系统泄压或在调节阀维修时管路疏水用。利用调节阀调节每只减温器的喷水量，当6只调节阀关闭时，主喷水管道上的闭锁阀也应联锁关闭，防止喷水调节阀泄露时，喷水进入过热器组件。 再热蒸汽事故喷水减温水来自锅炉给水泵中间抽头。主喷水管道上装有一只DN100，PN32闭锁阀，然后分成2条管道，分别向2支再热汽事故喷水减温器供水，每支事故喷水减温器管道上装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN50，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。利用调节阀调节每只事故喷水减温器的喷水量，当2只调节阀关闭时，主喷水管道上的闭锁阀也应联锁关闭，防止喷水调节阀泄漏时，喷水进入再热器组件。 5.16.4  水位监测设备 为了监视和调节汽包中的水位，在汽包封头两端分别装有1只无盲区双色水位计，一端装有电接点水位计，另一端装有3个单室平衡容器接差压变送器。  5.16.5 汽水品质监视装置 为了监视锅炉的汽水品质，在汽、水管道上装有锅水、给水、饱和蒸汽、过热蒸汽取样装置。 5.16.6  锅炉的安全控制 在锅炉的运行和事故状态，为防止因锅炉超压而导致锅炉受压元件损坏，在汽包上、过热器出口、再热器进、出口集箱上分别装有弹簧安全阀，其中锅筒上3只安全阀，过热器出口1只安全阀，再热器入口2只安全阀，再热器出口2只安全阀，当锅炉超压时，安全阀开启，系统排汽泄压。汽包和过热器安全阀总排放能力为1037t/h，再热器安全阀总排放能力为902t/h。 布置在过热器主蒸汽管道上的安全阀动作压力比锅筒上安全阀的最小动作压力低，这样可在主蒸汽管道中蒸汽流量突然意外减少时，先打开主蒸汽管道上的安全阀，从而保证有一定蒸汽流量通过过热器，对过热器提供了保护。在再热器冷端和热端管道上也装有安全阀，可在再热蒸汽管道中蒸汽流量突然减少时动作，同样对再热器起到保护作用。 5.16.7 生火管路 在过热器主蒸汽管道上装有电磁排放阀(PCV)，其动作压力要比该管道上的其它安全阀低，这样就可在蒸汽压力超过允许压力时首先动作，起到先期警告的作用。电磁排放阀的蒸汽排放量不包括在按规范规定的锅炉安全阀总排放量之内。 5.17 吹灰系统 为了防止尾部受热面积灰，保证受热面良好的传热效果，锅炉尾部对流烟道的高温过热器区域的上部装有4只长伸缩式吹灰器，布置在前墙；低温再热器区域和省煤器区域装有24只半伸缩式吹灰器。吹灰器除了最下层的4只布置在前墙，其余的均布置在后墙的相应位置。回转式空气预热器自身配有2只专用的吹灰器。 5.17.1  吹灰气源 吹灰介质取自中温过热器II与高温过热器之间的过热器连接管上。 5.18 床料填加系统 床料填加系统是为一套通过气力输送为锅炉自动填加床料的系统，系统主要功能如下： 5.18.1在锅炉第一次启动或在停炉后已经放掉部分或全部床料后，向炉膛和外置换热器内填加床料。 5.18.2在启动时，还未填加燃料和石灰石之前，通过二次风管道向炉膛内补充床料，来弥补由于运行损失掉的床料。 5.18.3共有6个给入点，有4个给入点分别在4个外置换热器上，其余2点在后墙的2二次风管上。第一次填加床料的总量约为610吨。 5.19 风系统 风的主要分配如下：   6 机组设备规范 6.1锅炉设备规范及燃料特性 6.1.1锅炉设备规范 主 要 参 数 单位 数   据 过热蒸汽流量： t/h 1025 过热蒸汽压力： MPa 17.5（表压） 过热蒸汽温度： ℃ 540 汽包工作压力 MPa 18.69（表压） 给水温度 ℃ 282 再热蒸汽流量： t/h 846 再热蒸汽进/出口压力： MPa 3.89/3.7 再热蒸汽进/出口温度： ℃ 327/540 总风量 Nm3/h 918000 总给煤量 t/h 226.5 石灰石量 t/h 27.5 锅炉效率： % 91 脱硫率： % 94.2 6.1.2 设计煤质资料 项     目 符号 单位 设计煤质 校核煤质 （一） 校核煤质 （二）    小龙潭煤矿 小龙潭坑 布沼坝坑 收到基全水分 Mt.ar % 34.7 32.60 36.12 空气干燥基水分 Mad % 11.00 13.58 10.25 收到基灰分 Aar % 11.45 9.51 14.05 干燥无灰基挥发分 Vdaf % 52.70 50.85 52.40 低位发热量 Qnet.ar Qnet.ar MJ/kg 12.435 13.86 11.95   kcal/kg 2970 3310 2854 收到基碳 Car % 36.72 39.78 33.15 收到基氢 Har % 1.87 2.56 2.54 收到基氧 Oar % 12.59 13.78 11.82 收到基氮 Nar % 1.01 1.04 0.52 收到基全硫 St.ar % 1.66 0.73 1.80 哈氏可磨指数 HGI  33 46 43.5 全苏热工院可磨指数   0.88 1.02 0.92 灰变型温度 DT ℃ 1060 1170 1125 灰软化温度 ST ℃ 1110 1210 1140 灰流动温度 FT ℃ 1130 1230 1170 6.1.3启动床料      启动床料可以用原有床料或沙子，如果选用沙子做启动床料，要求控制砂子中的钠、钾含量，以免引起床料结焦，且要求沙子最大粒径不超过0.6mm；如果选用原有床料（大渣筛分），要求最大粒径不超过3mm。 　启动沙粒度分布 Na2O < 2.0% K2O < 3.0% 0--0.13 mm 20% 0.13--0.18mm 30% 0.18--0.25mm 30% 0.25--0.6mm 20% 6.1.4锅炉汽水要求 序号 项目 单位 参数 1 给水 PH值（25℃时） 　 8.8-- 9.2   固形物总量 ug/l ≤50   硬度 umol/l  0  （锅炉启动时≤2.0 umol/l）   溶氧 ug/l ≤7   ≤30 ug/l（试运期间）   铁 ug/l ≤20  ≤30 ug/l（试运期间）   铜 ug/l ≤5   油 mg/l ≤0.3   联氨 ug/l 10-50   PH  9.0-9.5   二氧化硅  锅炉启动时≤80 ug/l 2 炉水 PH值 　 9 -10   总含盐量 mg/l ≤20   二氧化硅 mg/l ≤0.25   氯离子 mg/l ≤1   磷酸根 mg/l 0.5- 3 3 蒸汽 二氧化硅 ug/kg ≤20   钠 ug/kg ≤10 6.1.5燃料灰渣特性 项目 单位 参数   设计煤种 校核煤种（一） 校核煤种（二） 变形温度 ℃ 1060 1170 1125 软化温度 ℃ 1110 1210 1140 熔化温度 ℃ 1130 1230 1170 二氧化硅 % 16.31 9.79 26.90 三氧化二铁 % 8.6 8.70 9.21 三氧化二铝 % 10.26 7 14.52 氧化钙 % 47.75 49.05 21.17 氧化镁 % 2.20 2.15 2.47 三氧化硫 % 4.07 18.03 19.92 氧化钠 % 0.06 0.06 0.07 氧化钾 % 0.43 0.28 0.78 二氧化钛 % 0.43 0.42 1.03 6.1.6燃油特性（轻柴油） 项目  油品 0号轻柴油 恩氏粘度（200C） 1.2～1.670E 运动粘度（200C） 3.0～8.0厘沱 灰份 ≤0.025% 水份 痕迹 硫份 ＜0.2% 机械杂质 无 凝固点 00C 闭口闪点 650C 比重 0.83～0.87t/m3 低位发热量 ～42000kJ/kg 6.1.7石灰石分析 项目  SiO2 1.0% Al2O3 0.14% Fe2O3 0.18% CaO 55.11% MgO 0.56% SO3 ＜0.1% Mt 0.23% 烧失量 41.32% 6.1.8锅炉各部水容积及受热面参数 序号 项目 单位 锅炉正常运行水容积 水压试验时水容积 1 水冷壁 t 103 103 2 省煤器 t 195 195 3 汽包 t 65 82 4 2个外置床（中过1和中过2） t  2×35 5 2个外置床（低过和高再） t  2×35 6 给水管道 t 4 4 7 省煤器到汽包给水管道 t 7 7 8 下降管 t 20 20 9 延伸墙 t 18 18 10 主蒸汽管道 t  9 11 包墙过热器 t  12 12 包墙到低温过热器连接管 t  11 13 低温再热器 t  46 14 高温再热器 t  27 15 汽水引出管 t  13 16 过热器连接管 t  28 17 再热器连接管 t  50 18 总计 t 412 765 受热面参数 序号 名称 项目 单位 设计数据 1 汽包 筒身长度 mm 16500   全长 mm 18940   内径 mm 1775   壁厚 mm 178   材质  SA-299   旋风分离器数量 只 96   单只分离器出力 t/h 12.8   正常水位线在中心线下 mm 0   水容积 m3 65   中心线标高 mm 50150   允许工作压力 MPa 20.1   工作温度 ℃ 367 2  省 煤 器　 入口集箱 Φ406x45 SA-106C   蛇行管(低温段） φ48x6 20G   蛇行管（高温段） φ48x6 20G   出口集箱管接头 φ38x7 20G   出口集箱 φ457x48 SA-106C   至汽包给水管 φ457x40 SA-106C   至汽包给水管 φ324x29 SA-106C 3 下 水 管 集中下水管 φ406x36 SA-106C   至翼墙下水管 φ356x32 SA-106C   至翼墙下水管 φ273x25 SA-106C 4    水冷壁 侧水入口集箱 φ457x58 SA-106C   前后水入口集箱 φ457x58 SA-106C   前后水连接管 φ168x18 SA-106C   前后水附加入口集箱 φ219x32 SA-106C   延伸墙入口集箱 φ406x50 SA-106C   水冷壁下部管子 φ76x7.1 SA-210C   水冷壁下部管子 φ57x7.1 SA-210C   水冷壁上部管子 φ57x5.6 SA-210C   水冷壁延伸墙管 φ63.5x6.6 SA-210C   侧水出口集箱 φ298.5x40 SA-106C   前后水出口集箱 φ298.5x48 SA-106C   延伸墙出口集箱（前、后） φ298.5x40 SA-106C   延伸墙出口集箱 φ356x48 SA-106C   水冷壁汽水引出管 φ219x20 SA-106C   水冷壁延伸墙汽水引出管 φ219x20 SA-106C 5 饱和蒸汽 饱和蒸汽引出管 φ141x13 SA-106C   饱和蒸汽引出管混合集箱 φ273x36 SA-106C   饱和蒸汽引出管 φ273x25 SA-106C 6    尾部包墙 前后包墙入口集箱 φ273x36 SA-106C   包墙管子 φ57x6.1 SA-210C   包墙管子 φ57x6.5 12Cr1MoVG   包墙管子 φ57x8.7 15CrMoG   包墙管子 φ63.5x11.9 12Cr1MoVG   前后包墙出口集箱 φ356x48 SA-106C   吊挂入口集箱 φ273x36 SA-106C   吊挂管子 φ63.5x9.7 15CrMoG   侧包墙入口集箱 φ273x36 SA-106C   吊挂管 φ63.5x9.7 12Cr1MoVG   侧包墙出口集箱 φ356x48 SA-106C   与低温过热器连接管 φ356x36 SA-106C 7  低温过热器 低温过热器入集箱 φ356x50 SA-106C   低温过热器管子(不受热) φ63.5x6.6 15CrMoG   低温过热器管子(不受热) φ51x7.1 15CrMoG   低温过热器管子 φ63.5x6.6 15CrMoG   低温过热器管子 φ51x6.1 15CrMoG   低温过热器管子(不受热) φ51x5.6 15CrMoG   低温过热器出口集箱 φ406x58 SA-335 P12   低温过热器至一级中间过热器连接管 φ406x48 SA-106C 8  中间过热器Ⅰ 入口集箱 φ356x50 SA-106C   蛇形管(不受热） φ63.5x6.6 15CrMoG   蛇形管（不受热） φ51x7.1 15CrMoG   蛇形管 φ51x6.1 15CrMoG   蛇形管 φ51x7.6 12Cr1MoVG   蛇形管 φ51x6.6 15CrMoG   出口集箱 φ406x58 SA-335P12   Ⅰ级至Ⅱ级连接管 φ406x45 SA-335P12 9        中间过热器Ⅱ       入口集箱 φ356x52 SA-335P12   蛇形管 φ51x7.1 12Cr1MoVG   蛇形管 φ57x8.1 12Cr1MoVG   蛇形管 φ76x7.1 12Cr1MoVG   蛇形管 φ51x6.6 12Cr1MoVG   蛇形管 φ44.5x7.6 12Cr1MoVG   蛇形管 φ44.5x8.6 12Cr1MoVG   蛇形管 φ76x7 SA-213T91   蛇形管 φ63.5x9 SA-213T91   蛇形管 φ51x5 SA-213T91   蛇形管 φ51x7.1 SA-213T91   蛇形管 φ51x6.6 SA-213T91   蛇形管 φ51x5.6 SA-213T91   蛇形管 φ42.4x5.6 SA-213T91   吊挂管 φ44.5x8.1 12Cr1MoVG   吊挂管 φ33.7x6.6 12Cr1MoVG   吊挂管 φ26.7x5.1 12Cr1MoVG   吊挂管 φ44.5x8.6 SA-213T91   吊挂管 φ33.7x6.6 SA-213T91   出口集箱 φ406x58 SA-335P91   Ⅱ级至高过连接管 φ406x55 SA-335P22   Ⅱ级至高过连接管 φ406x45 SA-335P12 10  高温过热器 入口集箱 φ356x50 SA-335P12   管接头 φ48x6 15CrMoG   蛇形管(不受热）     蛇形管 φ48x6.6 12Cr1MoVG   蛇形管 φ48x7.6 SA-213T91   蛇形管 φ48x7.6 12Cr1MoVG   蛇形管 φ48x5.6 SA-213T91   出口集箱 φ406x52 SA-335P91   主汽连接管 Φ468x50 SA-335P91 11  低温再热器 冷再入口连接管 φ559x14.5 SA-335P12   入口集箱 φ457x25 SA-106B   蛇形管 φ63.5x4.5 20G   蛇形管 φ63.5x7 20G   蛇形管 φ63.5x3.8 SA-209T1a   蛇形管 φ63.5x6.6 SA-209T1a   出口集箱 φ559x28 SA-335P12   低再至高再连接管 φ559x14.5 SA-335P12 12      高温再热器 入口集箱 φ559x28 SA-335P12   蛇形管 φ76x3.8 12Cr1MoVG   蛇形管 φ63.5x6.6 12Cr1MoVG   蛇形管 φ57x6.1 12Cr1MoVG   蛇形管 φ76x3.8 SA-213T91   蛇形管 φ76x3.8 SA-213TP321H   蛇形管 φ63.5x5.6 SA-213TP321H   蛇形管 φ63.5x5.6 SA-213T91   蛇形管(弯头） φ63.5x6.1 SA-213TP321H   蛇形管(弯头） φ63.5x6.1 SA-213T91   吊挂管 φ44.5x6.6 12Cr1MoVG   吊挂管 φ44.5x6.6 SA-213T91   吊挂管 φ44.5x6.6 SA-213TP321H   吊挂管 φ51x4.2 SA-213T91   出口集箱 φ610x38 SA-335P91   热段出口连接管 φ559x28 SA-335 P22   热段出口连接管 φ705x35 SA-335 P22 主要参数及数据 名    称 单位 设计 煤种 设计 煤种 设计 煤种 设计 煤种 高加 切除 校核 煤种(一) 校核 煤种（二） 锅炉负荷 % 100 B-ECR 60% 50% HP-HS 100 100 过热蒸汽流量 t/h 1025 943.8 615.0 512.5 778.1 1025 1025 再热蒸汽进口流量 t/h 846.0 783.3 522.4 441.0 763.3 846 846 过热蒸汽出口压力 MPa 17.4 17.38 16.89 10.16 17.06 17.4 17.4 过热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 再热蒸汽入口压力 MPa 3.89 3.6 2.36 1.98 3.57 3.89 3.89 再热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 给水温度 ℃ 282 277 249 239 177 282 282 过热器减温水温度 ℃ 177 172 144 134 177 177 177 再热器减温水温度 ℃ 177 172 144 134 177 177 177 过热器一级喷水量 t/h 14.0 0.0 0.0 0.0 22.6 41.7 0 过热器二级喷水量 t/h 21.6 19.4 0.0 0.0 11.9 24.8 10.44 过热器三级喷水量 t/h 36.0 40.3 1.4 10.8 47.2 31.7 39.24 再热器入口温度 ℃ 327 320 289 312 325 327 327 计算燃煤量 t/h 210.3 196.7 137.3 117.3 191.1 188.0 219.7 实际燃煤量 t/h 226.6 212.0 147.9 126.4 205.9 202.6 236.7 石灰石耗量 t/h 27.5 25.7 18.0 15.4 25.0 0 31.2 底灰量 t/h 21.0 19.7 13.7 11.7 19.1 7.8 25.4 飞灰量 t/h  31.6 29.5 20.6 17.6 28.7 11.7 38 总燃烧空气量 Nm3/h 917900 858300 598700 512000 833700 894820 928360 烟气量 Nm3/h 1061700 992800 692500 592200 964320 1027240 1089500 过量空气系数 % 17 17 17 17 17 17 17 环境温度 ℃ 19.8 19.8 19.8 19.8 19.8 19.8 19.8 排烟损失 % 5.46 5.23 5.71 6.12 5.65 5.60 4.54 未燃尽碳损失  0.65 0.76 0.81 0.95 0.66 0.65 0.78 灰渣物理热损失 % 0.63 0.59 0.56 0.53 0.63 0.62 0.60 辐射热损失 % 0.22 0.23 0.29 0.42 0.24 0.22 0.22 石灰石煅烧热损失 % 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 0.41 1.63 石灰石脱硫放热 % -1.78 -1.78 -1.78 -1.78 -1.78 -0.71 -1.99 制造余量 % 0 0.75 0 0 0 0 0 锅炉效率 % 93.4 92.8 92.99 92.34 93.18 93.21 94.22 钙硫摩尔比 / 2 2 2 2 2 0 2 NO 排放量 mg/Nm 350 350 350 350 350 350 350 SO 排放量 mg/Nm 400 400 400 400 400 400 400 脱硫效率 % 94.22 94.22 94.22 94.22 94.22 85.47 94.91 2. 烟气温度 名    称 单位 设计 煤种 设计 煤种 设计 煤种 设计 煤种 高加切除 校核 煤种 （一） 校核 煤种 （二） 锅炉负荷 % 100 B-ECR 60% 50%  100 100 炉膛出口 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 分离器出口 ℃ 868 868 840 840 868 868 868 高温过热器入口 ℃ 847 846 813 808 845 846 847 低温再热器入口 ℃ 692 685 636 612 679 687 693 高温省煤器入口 ℃ 580 570 513 498 565 573 581 低温省煤器入口 ℃ 496 486 430 411 471 488 498 空气预热器入口 ℃ 311 304 266 253 226 308 312 空气预热器出口（未修正） ℃ 149 146 141 140 115 145 151 床温 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 外置床（中温过热器） 空室入口温度 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 空室出口温度 ℃ 837 836 829 817 835 837 837 中温过热器Ⅱ室出口温度 ℃ 650 638 553 490 620 655 646 中温过热器Ⅰ室出口温度 ℃ 528 516 439 390 498 533 524 外置床（高温再热器和低温过热器） 空室入口温度 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 空室出口温度 ℃ 837 837 835 832 836 837 837 高温再热器室出口温度 ℃ 685 680 653 630 675 685 682 低温过热器室出口温度 ℃ 533 527 495 460 526 536 531 3. 工质温度 低温省煤器入口 ℃ 282 277 249 239 177 282 282 高温省煤器入口 ℃ 338 334 305 300 289 336 339 高温省煤器出口 ℃ 355 352 328 317 325 354 356 低温过热器入口 ℃ 361 360 358 329 360 361 361 低温过热器出口 ℃ 385 386 389 373 395 387 383 中温过热器Ⅰ入口 ℃ 381 384 388 373 384 378 383 中温过热器Ⅰ出口 ℃ 412 414 401 379 412 410 412 中温过热器Ⅱ入口 ℃ 404 406 401 379 404 401 407 中温过热器Ⅱ出口 ℃ 475 475 445 416 475 475 475 高温过热器入口 ℃ 454 450 443 401 432 456 452 高温过热器出口 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 冷段再热器入口 ℃ 327 320 289 312 325 327 327 冷段再热器出口 ℃ 416 412 395 416 416 413 418 热段再热器入口 ℃ 416 412 395 416 416 413 418 热段再热器出口 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 空气预热器入口一次风温 ℃ 44.8 44.8 44.8 44.8 44.8 44.8 44.8 空气预热器入口二次风温 ℃ 34.8 34.8 34.8 34.8 34.8 34.8 34.8 流化风机出口风温 ℃ 69.8 69.8 69.8 69.8 69.8 69.8 69.8 4. 烟气平均流速 炉膛 m/s 6.2 5.8 4.0 3.4 5.6 6.0 6.4 高温过热器 m/s 12.0 11.2 7.5 6.5 10.9 11.5 12.2 低温再热器 m/s 11.3 10.5 6.9 5.7 10.1 10.9 11.6 高温省煤器 m/s 9.9 9.1 5.9 5.0 8.9 9.5 10.1 5．四台冷渣器同时运行数据（每台冷渣器运行数据如下） 名称 单位 设计煤种 设计煤种 校核煤种（一） 校核煤种（二） 锅炉负荷 % 100 BECR 100 100 灰渣流量 T/h 5.25 4.93 1.95 6.35 冷却风流量 Nm3/h 4300 4300 4300 4300 冷却水流量 T/h 40 40 40 40 灰渣入口温度 ℃ 840 840 840 840 灰渣出口温度 ℃ ＜150　　　 ＜150　 ＜150　 ＜150　 冷却水入口温度 ℃ 30 30 30 30 冷却水出口温度 ℃ 50 50 50 50 6.1.9燃烧设备 序号 项目 单位 设计数据 1 炉膛 宽度 m 15051   深度 m 14703   炉膛容积 m3  2 床上油燃烧器 型式 蒸汽雾化    数量 层/只 8   布置方式  前后墙   单只枪出力 kg/h 850   燃油压力 MPa 1.4   燃油温度 ℃    油品     油枪雾化方式  蒸汽雾化 3 床下油燃烧器 型式     数量 只 4   布置方式     单只枪出力 kg/h 1850   燃油压力 MPa 1.4   燃油温度 ℃    油品     油枪雾化方式  压缩空气雾化 6.1.10安全门参数 6.1.10.1汽包安全门 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量 % 1      2      3      6.1.10.2过热器安全门参数 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量     % 1      6.1.10.3 PCV阀  位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量     % 1      6.1.10.4再热器入口安全门参数 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量     % 1      2      6.1.10.5再热器出口安全门参数 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量    % 1      2      7机组主要控制系统 7.1本机组采用HIACS-5000M控制系统。 7.2锅炉主联锁保护包括： 7.2.1向炉膛送风许可 7.2.2风路跳闸条件 7.2.3锅炉吹扫 7.2.4向炉膛输送燃料许可 7.1.5主燃料跳闸条件 7.1.6锅炉跳闸条件 7.3协调控制系统（CCS） 7.3.1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。 7.3.2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。 7.3.3主要辅机故障时进行RUNBACK处理。 7.3.4机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。 与FSSS配合，保证燃烧设备的安全运行。 7.3.5 机组协调控制系统基本运行方式 7.3.5.1汽机跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。 7.3.5.2锅炉跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。 7.3.5.3协调方式。这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。 7.3.6 RB控制程序 一台送风机、引风机跳闸时，将产生RB，5秒后，以100MW/min速率减负荷至 150MW。 一台给水泵跳闸时，将产生RB，5秒后，以75MW/min速率减负荷至150MW。 发电机失磁，5秒后，以200MW/min速率减负荷至20MW。 投停 协调方式已投入。 在DEH画面按“RB投入”按钮。 再按自动控制图协调画面“RB”投入开关，此时RB投入。 7.3.7锅炉MFT动作条件 7.3.7.1操作台手动停炉按钮两个同时按下。 7.3.7.2 CRT画面软手操停炉按钮两个同时按下。 7.3.7.3两台引风机跳闸。 7.3.7.4两台二次风机跳闸。 7.3.7.5单台一次风机跳闸 7.3.7.6回料阀流化风机跳闸； 7.3.7.7外置床流化风机跳闸，且蒸汽流量不低于10%。； 7.3.7.8总风量低且给煤机或风道燃烧器投入运行； 7.3.7.9床温〈650℃，且已投煤，燃烧器没投入运行；  7.3.7.10燃烧室温度特高（1000℃）； 7.3.7.11分离器温度特高（1000℃）； 7.3.7.12 LTS、ITS、HTS汽温特高； 7.3.7.13燃烧室压力特高（+4000Pa）； 7.3.7.14燃烧室压力特低；（-4000Pa） 7.3.7.15含氧量特低； 7.3.7.16汽包水位特低； 7.3.7.17汽包水位特高，且汽机在运行； 7.3.7.18分离器温度〉650℃，且给水泵停运； 7.3.7.19去汽机的汽量低，且高旁已关闭； 7.3.7.20机组总安全联锁丧失； 7.3.7.21炉膛压力高至+4000Pa延时2s。 7.3.7.22炉膛压力低至-4000Pa延时2s。 7.3.7.23纯燃油工况下，所有燃油阀关闭。 7.3.7.24首次点火失败后第二次点火也失败。 7.3.7.25失去全部燃料。 7.3.7.26汽包水位高+190mm，（延时3s，不跳机）。 7.3.7.27汽包水位低-370mm，（延时3s，不跳机）。 7.3.7.28汽机跳闸（两个主汽门已关闭） 9机组启动 9.1启动规定及要求 9.1.1机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。 9.1.2机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。 9.1.3机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导。 9.1.3机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工以及油质合格报告齐全。 9.1.3确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。 9.1.6机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。 9.1.7热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好。 9.1.8准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。 9.1.9所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。 9.1.10联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。 9.1.11检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。 9.1.12所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。 9.1.13确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。 9.1.14当机组大小修后，或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。 9.1.15检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值。 9.2机组禁止启动条件 9.2.1影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。 9.2.2机组主要检测仪表或参数失灵。 9.2.3机组任一安全保护装置失灵。 9.2.4机组保护动作值不符合规定。 9.2.5机组主要调节装置失灵。 9.2.6机组仪表及保护电源失去 9.2.7DEH控制系统故障。 9.2.8 FSSS监控装置工作不正常。 9.2.9 CCS控制系统工作不正常。 9.2.10厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。 9.2.11汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。 9.2.12任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。 9.2.13转子偏心度大于0.076mm。 9.2.14盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。 9.2.15汽轮机上、下缸温差内缸>35℃，外缸>42℃； 9.2.16胀差达极限值  9.2.17汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。 9.2.18润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。 9.2.19密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。 9.2.20汽机旁路调节系统工作不正常。 9.2.21汽水品质不符合要求。 9.2.22发电机AVR工作不正常。 9.2.23柴油机不能正常备用。 9.2.24发电机最低氢压低于0.2MPa. 9.2.25发电机氢气纯度＜98％ 9.2.26发电机定子冷却水水质不合格 9.2.27直流、保安电源工作不正常 9.2.28保温不完整发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。 9.2.29影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。 9.2.30机组主要检测仪表或参数失灵。 9.2.31机组任一安全保护装置失灵。 9.2.32机组保护动作值不符合规定。 9.2.33机组主要调节装置失灵。 9.2.34机组仪表及保护电源失去 9.2.35 DEH控制系统故障。 9.2.36 FSSS监控装置工作不正常。 CCS控制系统工作不正常。 9.2.37厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。 9.2.38汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。 9.2.39任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。 9.2.40转子偏心度大于0.076mm。 9.2.41盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。 9.2.42汽轮机上、下缸温差内缸>35℃，外缸>42℃； 9.2.43胀差达极限值  9.2.44汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。 9.2.45润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。 9.2.46密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。 9.2.47汽机旁路调节系统工作不正常。 9.2.48汽水品质不符合要求。 9.2.49发电机AVR工作不正常。 9.2.50柴油机不能正常备用。 9.2.51发电机最低氢压低于0.2MPa. 9.2.52发电机氢气纯度＜98％ 9.2.53发电机定子冷却水水质不合格 9.2.54直流、保安电源工作不正常 9.2.55保温不完整 9.2.56发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。 9.3机组主要检测仪表 9.3.1转速表。 9.3.2转子偏心度表。 9.3.3转子轴向位移指示。 9.3.4高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。 9.3.5高、低旁路阀位、温度指示。 9.3.6凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。 9.3.7润滑油、EH油系统的压力表. 9.3.8轴承温度表。 9.3.9凝汽器真空表。 9.3.10主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。 9.4启动前检查 9.4.1机组检修工作完工，所有工作票注销。 9.4.2 DCS系统工作正常。 9.4.3所有变送器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭。仪表电源投入。各电动、气动执行机构分别送电及接通气源。控制盘台上仪表显示、音响及操作器送电，炉膛安全监控系统（FSSS）投运正常。 9.4.4投入辅助蒸汽、辅机冷却水、压缩空气系统，且各参数正常。 9.4.5楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。 9.4.6所有的烟风道、系统应连接完好，各人孔门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。 9.4.7锅炉及附属设备内外已无人工作，脚手架已拆除。 9.4.8布风板风帽、U阀回料器风帽、外置床风帽无堵塞现象。 9.4.9厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。 9.4.10厂用保安电源、直流电源系统应正常投入 9.4.11厂房内通讯系统正常。 9.4.12消防水系统正常、消防设施齐全。 9.4.13锅炉本体各处膨胀指示器正常。 9.4.14所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。 9.4.15电除尘振打装置，排灰系统正常。 9.4.16锅炉冷渣器正常备用，无积灰堵塞现象。 9.4.17检查省煤器排灰斗内无杂物，无积灰堵塞现象 9.4.18出灰，出渣系统正常，可随时投入运行。 9.4.19风机启动前应向水冷布风板预铺900～1000mm厚度的床料，床料粒径选用0～3mm，含碳量小于3%的炉渣，以满足正常的流化状态。 9.4.20按照《锅炉启动上水检查操作标准》检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。 9.4.21燃油系统已投入循环，检查无跑、冒、漏现象。 9.4.22汽轮机本体各处保温完整。 9.4.23汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。 9.4.24汽轮机滑销系统正常，缸体能自由膨胀。 9.4.25排汽缸安全门完好。 9.4.26主油箱事故放油门关闭，应加铅封。 9.4.27确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏警告牌已恢复。 9.4.28摇测发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应降低到前次的1/3。 9.4.29摇测发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。 9.4.30摇测励磁机回路绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。 9.4.31确认发电机出口开关和励磁开关正常。 9.4.32确认发电机转子励磁回路接地监测装置动作正常。 9.4.33检查交流励磁机、副励磁机接地线完好。 9.4.34检查发电机中性点接地变完好投入。 9.4.35检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上。 9.4.36检查发电机大轴接地碳刷装置完好。 9.4.37发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除。 9.4.38检查发电机定冷水汇流环接地刀闸合好。 9.5系统投入 9.5.1直流系统投入。 9.5.2厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。 9.5.3 UPS系统投入。 9.5.4投入循环水系统、工业水系统、闭式水系统。 9.5.5点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。 9.5.6投入厂用压缩空气系统。 9.5.7投入仪用压缩空气系统。 9.5.8点火前4小时启动空气预热器。 9.5.9点火前4小时投入各引风机、二次风机及一次风机润滑油站。 9.5.10点火前1小时，联系燃油泵站启动供油泵，并将炉前燃油系统打循环。注意检查燃油系统无漏油现象。 9.5.11投入润滑油系统,检查密封油备用泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压 0.12MPa。直流润滑油泵控制开关投“自动”。投入密封油系统运行，调整空侧密封油压比发电机内气体压力大0.084MPa，密封油空、氢侧压差小于0.49kPa。 9.5.12发电机置换氢气 。确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。启动顶轴油泵，投入连续盘车。记录有关参数。 9.5.13投入抗燃油系统。 9.5.14投入辅助蒸汽系统。 9.5.15启动补充水泵，向凝汽器注水。 9.5.16投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。除氧器冲洗水质合格。启动除氧器循环泵，投入加热系统 。投入电动给水泵暖泵系统。 机组冷态启动 9.6锅炉上水 9.6.1启动电动给水泵，当除氧器水质合格后，锅炉开始上水。 9.6.2机组大修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次。 9.6.3锅炉上水水质要求，达到以下条件，锅炉方可以上水：   电导率（us/cm）：≤1 ；  SIO2( us/kg )： ≤60；     Fe( us/kg)： ≤50；     Cu ( us/kg  )： ≤15 ；   Na (us/kg)： ≤20。 9.6.4调整电泵勺管，维持电泵出口压力5.0—8.0MPa，打开电泵出口旁路调整阀，关闭省煤器再循环门。 9.6.5调整电泵出口旁路调整阀及电泵勺管，控制上水量向锅炉上水，夏季上水时间不小于2小时，冬季不小于4小时，当水温与汽包壁的温差大于50℃时，应适当延长上水时间。 9.6.6当上水至省煤器空气门见水后，关闭省煤器空气门。 9.6.7当锅炉上水至汽包水位计+100mm 处，停止上水，开启省煤器再循环门，观测水位变化情况。 做汽包水位保护实际传动试验。 9.7装填床料 9.7.1炉膛装料 9.7.1.1最大粒径小于0.6㎜的砂子或经过筛分后最大粒径小于3㎜的原有床料均可做为循环流化床锅炉的启动床料。 9.7.1.2如果加料系统可用，可直接利用加料系统加料，最好是在二次风机、回料阀风机和一次风机启动后，填加床料，使床料在床面上分布均匀。否则，可通过人孔门或其他方法装填床料。 9.7.1.3在最低流化风量下，当总床压△P1达到15kPa时，停止加料，此时的床料静高约在1000㎜左右，这与床料的密度以及流化风量的大小有关。 9.7.1.4在加料时一定注意两个床的料量均衡问题，炉膛每个布风板至少90t，亦在保证两床风量相同的情况下，两个床的差压值应控制基本接近，不应大于1.0kPa。 9.7.2 外置床装料 9.7.2.1床料最大粒径小于0.6㎜的砂子或粒径小于1㎜的原有床料 通过外置床门孔实现填充床料，初始床料的高度要低于受热面的顶部，约为受热面高度的0.8倍。 9.7.2.2外置床最终完成填料（启动期间） 9.7.2.3回料阀填充物料是靠炉膛物料外循环实现的。外置床是通过开启回料阀上的锥形阀来完成最终填料，如果没有建立回料阀最低的物料循环状态，那么开启锥形阀也无法对外置床进行填料。9.7.2.4如果循环过低，可将锥形阀关闭，停止回料阀向外置床内的物料填充。当循环物料量足够大时，外置床才能被充满，一般情况下，此过程在汽机并网带低负荷期间完成，此时相应的炉膛温度将大于650℃。 9.7.2.5在冷态启动期间，当△P1>15Kpa之后，随着床温上升，物料循环逐步建立，回料阀逐渐由循环物料填充，其风室压力将逐渐增加。 9.7.2.6随着回料阀流化风压的增加，说明回料阀料位高度逐渐升高。当回料阀流化风压大于25kPa时，回料阀物料基本填满。 9.7.2.7此时启动外置床，缓慢开启锥形阀对外置床进行填料，在填料过程中必须密切监视炉膛总压降△P1的变化趋势，注意△P1不能降至15Kpa以下。并酌情随时向炉膛投床料以维持△P1恒定不变。 9.7.2.8随着外置床灰位逐渐增加，相应外置床流化风量将逐渐减小，此时应把调节风门开大，以保持流化风量恒定。 9.7.2.9密切监视外置床第一室的△PA1的变化趋势，因为它直接反映床料的通过情况。 9.7.2.10当三个风室压力不再增加，而是基本稳定在某一定植，说明外置床已添满， 9.7.3冷渣器装料 9.7.3.1床料最大粒径小于1㎜的砂子或粒径小于3㎜的原有床料 9.7.3.2通过冷渣器门孔实现填充床料，初始床料的高度要低于受热面的顶部，约为受热面高度的0.8倍。 9.8 风机启动 9.8.1 风机启动前须完成的工作 9.8.1.1启动暖风器：确保空预器冷端温度大于70℃，且除尘器出口烟温≥100℃。 9.8.1.2启动回转式空预器 9.8.1.3 风机启动顺序 引风机 -----高压风机 ----- 二次风机 ----- 一次风机 9.8.1.4启动引风机： 引风机启动后，炉膛负压系统投自动，炉膛出口给定值为－50Pa。 9.8.1.5启动高压流化风机： 启动2台高压流化风机，调整控制回料阀两室风量相等，每室1750 Nm3/h。其中一个阀投自动，另一个阀为手动控制，检查各室风量及控制阀开度。 将高压流化风机入口挡板投自动，把母管压力给定值定在50Kpa。把去四个冷渣器的风量控制阀投自动，保证冷渣器空室风量为1500Nm3/h，冷却室为2800Nm3/h。如果风量不足，酌情启动其它高压流化风机。 9.8.1.6启动二次风机 二次风机启动后，总二次风量控制在最小流量， 30S后，所有控制挡板投自动，使二次风箱风压为12.5KPa（调节风机入口挡板），同时调整4个分二次风挡板，确保各喷口的最低风量，以避免一次风机启动时，床料反窜到二次风道及燃烧器中。 去上层二次风口的风量为16×1500=24000Nm3/h； 去下层二次风口的风量为14×1500=21000Nm3/h； 9.8.1.7启动一次风机： 一次风机启动前准备：将风机入口挡板（压力控制）在0%位置，风量控制挡板（风量控制）投自动且处于关闭位置，空气预热器后一次风流量档板置于手动控制方式，且在0%位置。 启动一次风机：发出启动指令后，一次风机启动；30S后，风量控制挡板切至自动控制；再30S后，压力控制挡板切至自动。风量控制挡板使单侧风量达到最低给定值90000Nm3/h，而风机入口压力控制挡板调节一次风压，使其压力维持在16Kpa左右，高于炉膛最低的△P1值。 9.9锅炉吹扫 9.9.1吹扫过程：一般在冷态启动、温态启动、燃烧器点火之前进行，以至少锅炉额定风量的25%通过炉膛至少达5分钟以上，一般吹扫持续时间维持5+X分钟，X是完成锅炉清扫所必须的时间，采用分离器温度来设定清扫时间： 9.9.2分离器温度  T≤30℃   x＝10分钟 T＝200℃  x＝ 5 分钟 T＝350℃  x＝ 3 分钟 9.9.3吹扫程序：首先将4个外置床顶部的吹扫阀打开，然后将一次风量调整为最低流化风量（180000 Nm3/h），再调整去两侧墙的上层二次风量为2×27000 Nm3/h，去裤衩内侧二次风量为2×24000 Nm3/h。在上述状态下维持至少5分钟，即可允许床下燃烧器启动。 9.10锅炉冷态点火前准备 9.10.1汽水回路： 9.10.1.1汽包水位维持在 –50mm； 9.10.1.2正常给水及紧急给水回路可投入使用； 9.10.1.3省煤器及水冷壁下联箱的手动排污门关闭； 9.10.1.4汽包、过热器及再热器的手动空气门打开； 9.10.1.5连续排污门关闭； 9.10.1.6定期排污门关闭（当汽包水位高，它将开启）； 9.10.1.7省煤器再循环阀打开（当蒸汽量大于20%，它将自动关闭）； 9.10.1.8过热器和再热器的自动疏水门关闭； 9.10.1.9高旁投自动：最小开度给定值为20%，最低压力给定值为4.2Mpa； 9.10.1.10低旁投自动：再热汽压力给定值为1.1Mpa； 9.10.1.11减温水隔离阀关闭且可用。 9.10.2燃料回路： 9.10.2.1床下启动燃烧器及床枪已备好， 9.10.2.2雾化蒸汽及雾化空气随时可投用， 9.10.2.3火检冷却风、点火器密封风及油系统循环投运， 9.10.2.4给煤系统也已备好。 9.10.3风－灰－烟气回路： 9.10.3.1外置床、回料阀、冷渣器及燃烧室的风箱已排除漏灰； 9.10.3.2所有的锥形阀均已关闭且在手动状态； 9.10.3.3所有锥形阀冷却水回路均已投运。 9.10.3.4确保锅炉风烟回路有一个自然通风通道：二次风机入口处控制挡板和上层二次风挡板均打开 9.10.3.5投入炉膛烟气温度探针。 9.10.3.6顺控启动引、二次风机，高压流化风机、一次风机，调节风量，炉膛压力保持-0.05kPa。 9.10.3.7投入二次风暖风器。 9.10.3.8投入炉前燃油系统，进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。 9.10.4锅炉点火前吹扫 9.10.4.1确认FSSS系统炉膛吹扫条件满足。 9.10.4.2在CRT画面上按下“吹扫请求”键 ，开始5min计时吹扫。在5min计时吹扫过程中，若9.10.4.3任一吹扫条件不满足，则中断吹扫。待所有吹扫条件再次满足以后，方可以重新开始吹扫。 9.10.4.5  5min计时吹扫完成后，CRT画面上“吹扫完成” 信号发出。MFT跳闸信号自动复位。 9.11锅炉点火 9.11.1启动真空泵抽真空 。 9.11.2投入汽轮机轴封系统。 9.11.3投入小汽机轴封系统。 9.11.4确认过热器、再热器所有疏水门开启。 9.11.5确认各风道燃烧器油枪进油手动门开启，打开燃油进油速断阀、回油阀，将燃油压力调整阀投自动，保持燃油压力1.4MPa。 9.11.6启动燃烧器投运 锅炉启动需首先投用床下、床上启动燃烧器，加热床料至投煤温度。投煤后逐渐增加风量和燃料量。在点火升温过程中，需控制包括床下启动燃烧器在内的所有烟气侧温度测点的温度变化率小于100℃/h，汽包的饱和温度变化率限制在56℃/h，汽包上下壁温差小于40 ℃ 9.11.7启动燃烧器点火 9.11.7.1首次启动床下燃烧器，调整点火枪与油枪相对位置，确保点火成功。 9.11.7.2启动时，一次风量不得低于临界流化风量，油枪以最低的燃烧率投入。 9.11.7.3若点火时通过稳燃器的风量过大，油不易点燃，所以控制瞬时燃烧风：4000～5000 Nm3/h（单只油枪），油枪点燃后，迅速增大燃烧风的风量，使燃烧风风量与燃油量相匹配（α=1.1）。 9.11.7.4应对称启动2只床下启动燃烧器的油枪，以保证两侧温度均衡。 9.11.7.5按升温升压曲线，同时提高4只油枪的燃烧率，燃烧器及炉内任意温度测点的升温速率不要超过100℃/h。 9.11.7.6床下燃烧器可将一次风加热至800℃，控制床温上升速率小于100℃/h，当下床温度大于500℃时，按两侧对称方式逐一启动床枪，因床枪无点火设备，因此在启动床枪之前一定确认下床温大于500℃，投入床枪之后，密切观测床温上升情况，如果床温没有明显上升趋势，立即停枪，查明原因重新启动。当中床温达到550℃后，即可进行投煤操作 9.11.8注意事项： 9.11.8.1任何情况下床下点火风道温度应保持不大于900℃。 9.11.8.2保证汽包上、下壁温差不超过40℃。 9.11.8.3汽包的饱和温度变化率限制在56℃/h。 9.11.8.4　限制升温速率是保证耐磨耐火材料的热冲击在可承受的范围内。 9.11.8.5当床层厚、床压高时，床温升温速度慢；而床层薄、床压低时，床温升温速度快，且炉膛与回料阀的返料温差大；因此一般情况下，床下油枪启动后，维持△P1＝15～22Kpa。 9.11.9确认所有点火条件满足后，开始风道燃烧器点火。选择点火方式，可“远控” 或“就地”。 9.11.9.1确认就地控制箱油枪控制开关切至“远控”位置，选择油枪并发出油枪点火指令后，油枪的启动顺序是“#1，#3”“#2，#4”启动。 9.11.9.2就地点火控制，将油枪控制开关切至“就地”位置，在就地操作盘上进行油枪的投运。操作步骤是：进油枪、进点火枪并打火、开油阀，着火后，退出点火枪。 9.11.9.3当第一支油枪投入后，应进行手动停炉按钮试验，试验合格后，重新点火。 9.11.9.4锅炉点火后应就地查看着火情况，确认油枪雾化良好，配风合适，风道燃烧器壁温不超过规定值，如发现某只油枪无火，应立即关闭快关阀，对其进行吹扫后，重新点火。 9.11.9.5锅炉点火失败，必须重新吹扫炉膛方可再次点火。 9.11.9.6确认点火成功后，保持炉膛出口烟温低于538℃。 9.11.9.7给水流量低于25%，确认省煤器再循环门开启。 9.11.9.8维持汽包正常水位，根据炉水的品质，按要求进行锅炉排污。 9.11.9.9锅炉点火后，投入空预器连续吹灰。 9.11.9锅炉升温升压 9.11.9.1锅炉点火后，投入高、低压旁路。 9.11.9.2锅炉点火后，首先控制燃油出力4—6t/h，进行暖炉，逐渐提高床温，30分钟后，再根据升温情况增加燃油出力。 9.11.9.3点火后，检查烟温探针投入，并严格控制炉膛出口烟温低于538℃。 9.11.9.4通过控制燃油压力和投入的油枪数量来控制升温升压速度，保证以不大于2.5℃/min、0.03MPa/min的升温、升压率进行升温升压。 9.11.10机组启动过程（投煤、汽机冲转、并网、带负荷） 9.11.10.1随着炉膛温度上升，蒸汽侧压力逐渐上升，当过热器、再热器有蒸汽流过后，应对主汽管道进行暖管，此时高旁维持一恒定开度，同时控制低旁的压力为1.1Mpa。 9.11.10.2检查正常回路和紧急给水回路的可用性，监视汽包水位，尽可能将汽包水位调节系统投入自动。当分离器温度≥550℃，正常给水泵必须投运，且备用旁路必须处于可用状态。 9.11.10.3因为此时床内物料温度低，当蒸汽通过外置床内的受热面时，部分蒸汽将被冷凝，因此必须启动过热器和再热器的自动疏水。 9.11.10.4当汽压达到4.12Mpa时，高旁控制由最小开度切至压力控制方式，汽压控制在4.12Mpa不变，靠提高燃烧率以增大蒸汽量。 9.11.10.5当中床温达到投煤允许温度550℃时（暂定，以实际调试为准），则以最低转速对称投入两条给煤线，约1分钟后观察床温的变化，如床温有所增加，同时氧量有所减小时，可证明煤已开始燃烧。床温将继续以5℃～8℃/min速率增加，氧量持续减小，可以较小的给煤量连续给煤。 9.11.10.6在床温达到600℃左右时，开始启动两台高再HTR外置床的流化风，其锥形阀开至10%，以便加热床料。外置床的风量为：入口500 Nm3/h；空室1850 Nm3/h；高再室7600 Nm3/h。 9.11.10.7汽机冲转：所需蒸汽参数：主汽压力4.12Mpa；主汽温度320℃ 再热汽压1.10Mpa；再热汽温300℃（暂定） 9.11.10.8由高旁和低旁控制汽压； 9.11.10.9降低启动燃烧器出力，同时控制给煤量，以维持床温增加达到在700℃左右。 9.11.10.10床温控制在在650℃～700℃之间，逐渐停止床下启动燃烧器。 9.11.10.11用改变给煤量的方法，使床温在650℃～700℃之间，来维持主汽温度在320℃以上（此时， LTS和ITS的外置床还没投入运行）； 9.11.10.12调整再热器外置床锥形阀使再热汽温维持在280℃以上，它的最低值必须比饱和温度高20℃。 9.11.10.13在汽机冲转达3000转后，启动内置LTS、ITS的两个外置床流化，其对应的锥形阀开度为10%，以加热它的床料。检查该外置床风量：入口500 Nm3/h；空室1850 Nm3/h；ITS室6600 Nm3/h；LTS室7600Nm3/h。 9.11.10.14在进汽机的主汽流量大于110t/h时，高旁开度自动切至0。 9.11.10.15在并网后，增加给煤量使主汽流量达到300t/h，并维持床温上升达到800℃，并根据床温情况逐步停止床枪。 9.11.10.16检查高旁和低旁阀门是否自动关闭，当它们已关闭，将其压力给定值分别调至16.7Mpa和3.8Mpa。 9.11.10.17为了自动升负荷，所有风量控制回路均应备好:将一次风流量投入自动；并将二次风控制也投自动。 9.11.10.18炉膛底部的排渣阀投入自动控制。 9.11.10.19启动另两条给煤线，逐渐将四条给煤线的给煤量调平，将锅炉负荷控制站投自动，通过自动控制四台给煤机维持当前值。 9.11.10.20在最低流量下启动一条石灰石线。 9.11.10.21向外置床供物料的锥形阀应开至20%以上，且通过锅炉负荷控制维持床温在820℃以上。 9.11.10.22将以下系统投自动：4个外置床入口锥形阀、过热器和再热器的减温器等等。 以先加风，后加煤的原则控制床温在850℃左右提升负荷。 9.11.10.23投入SO2控制，石灰石给料机投“自动”。 9.11.10.24通过冷渣器的运行或添加床料的手段，维持△P1在16~18KPa。 9.11.10.25监视床温、主汽温度、主汽压力、再热汽温和再热蒸汽压力。 9.11.10.26升压过程中应随时注意汽包水位的变化，维持水位在+50mm之间。 9.11.10.27当汽包压力上升至0.2MPa时，关闭所有过热器、再热器空气门。 9.11.10.28当汽包压力上升至0.5MPa时，关闭顶棚管入口联箱疏水电动门。 9.11.10.29当汽包压力上升至1.5MPa时，关闭锅炉侧所有过热器疏水门。 9.11.10.30当主汽压力上升至4.0Mpa，温度上升至320℃、再热器温度上升至280℃时，过热器出口PCV阀控制投入自动。锅炉按汽机要求控制参数，汽机准备冲转、升速、并网带初负荷。 9.12机组并列后的检查 9.12.1机组5％负荷升至10%负荷，炉侧增加油枪投入数量，DEH盘上，设定目标负荷60MW，升负荷率4MW/min，确认输入正确后，按“进行”键。 9.12.2当负荷达到60MW时主汽压力维持4.7MPa，维持主蒸汽温度330℃，再热汽温300℃。 9.12.3  10%负荷升至25%负荷 9.12.4如果汽机需做超速试验，则应在10%负荷暖机4小时。 9.12.5确认汽包压力大于3.5MPa，床温达到650℃时,逐渐投煤，注意观察床温变化及炉膛氧量的变化情况。 9.12.6逐渐增加给煤，使床温稳定上升，并控制床温不超过860℃。 9.12.7投煤前要适当开大减温水，防止汽温快速升高。 9.12.8当负荷达3MW时，确认下列高压疏水阀自动关闭。 9.12.8.1主蒸汽管疏水电动门 9.12.8.2左侧主汽门前疏水电动门 9.12.8.3右侧主汽门前疏水电动门 9.12.8.4 A小机高压进汽门前、后疏水电动门 9.12.8.5 B小机高压进汽门前、后疏水电动门 9.12.8.6高压缸进汽管疏水门 9.12.8.7高压内缸疏水门 9.12.8.8高压缸速度级疏水门 9.12.8.9高压外缸疏水门 9.12.8.10高压导汽管疏水门 9.12.8.11一段抽汽管逆止门前疏水电动门 9.12.8.12一段抽汽管疏水电动门 9.12.8.13高排逆止门前、后疏水罐疏水电动门 9.12.8.14热再管疏水电动门 9.12.8.15当负荷升至90MW时，确认低压缸喷水阀自动关闭 9.12.9空预器连续吹灰改为定期吹灰。 9.12.10当负荷升至100MW四段抽汽压力≥0.147MPa时确认除氧器切至四段抽汽供汽，确认辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭。 9.12.11当给水旁路调节阀开度大于80%时，将给水调节由给水旁路调节切至电泵转速调节。将除氧器水位投入三冲量控制。 当负荷升至150MW，主汽压力应为7.0MPa，主蒸汽温度为395℃，再热蒸汽温度为335℃。 启动一台汽动给水泵，最小流量控制投自动。 9.12.12 负荷由150MW升至240MW负荷 9.12.12.1根据负荷需求启动第二台给煤机。 9.12.12.2增加汽泵转速，待转速升至3000rpm后，在DEH上将汽泵转速投自动，在CRT上并列汽泵后，汽泵和电泵同时参与给水调节。 9.12.12.3在协调主画面上设定目标负荷240MW，负荷变化率4MW/min，主蒸汽压力9.8MPa；在主、9.12.12.4再热器系统控制画面上设定主汽温度460℃，再热汽温430℃。 9.12.12.5当机组负荷达到240MW时保持负荷，确认主蒸汽压力9.8MPa，主汽温度460℃，再热汽温430℃。 9.12.12.6当主蒸汽压力达到9.8MPa后，按下表各压力下的要求进行洗硅。 压力（MPa） 9.8 11.8 14.7 16.7 SiO2含量（mg/l） 3.3 1.28 0.5 0.3 9.12.13 负荷由240MW升至300MW负荷 9.12.13.1启动第三台给煤机。 9.12.13.2在协调主画面上选择“锅炉跟随协调”的控制方式。主汽压力控制投自动。 9.12.13.3在协调主画面上设定目标负荷300MW，负荷变化率15MW/min，在主、再热器系统控制画面上设定主汽温度540℃,再热汽温540℃. 9.12.13.4当机组负荷升至300MW时，进行以下操作。 启动第二台汽动给水泵，当转速高于3000rpm时，在DEH上投入转速自动，在CRT上并列第二台汽泵。逐渐降低电泵出力，两台汽泵运行正常后，停止电泵运行，将电泵投入备用方式。 9.12.13.5联系调度投入AGC。确认过、再热减温水控制在自动状态，确认过、再热汽温调节正常 9.13锅炉热态启动 9.13.1启动方式： 在启动炉膛通风后，如果床温大于650℃，那么可立即投煤。 炉膛内的灰温决定了再启动的方式，而监视这些温度的测量手段只有在床料流化状态才有真正代表性，在没有投煤之前，流化所需的一次风会导致床料冷却，所以在一次风机启动后的60秒内，认真监视床温数值。因此，在开始通风后，在一定时间内，进行投煤操作；如果床温再次低于650℃，则只能转为冷态启动的方式。 9.13.2热态启动操作 9.13.2.1一台给水泵投运，备用给水回路可用； 9.13.2.2启用一台引风机，将炉膛负压控制系统投自动； 9.13.2.3低旁系统投自动，且压力定值为1.1Mpa； 9.13.2.4高旁系统投自动，最小阀位定值在20%，且压力定值在当前值。使蒸汽流过过热器，马上进行以下操作，以避免锅炉泄压： 9.13.2.5启动流化风机，回料阀的流化风投入。 9.13.2.6启动二次风机，保持去炉膛喷口的二次风量为90000Nm3/h以上。 9.13.2.7启动一次风机，通过布风板的一次风量为180000Nm3/h。 9.13.2.8监视燃烧室温度的变化以及温度变化率的趋势，当床温≧650℃时，且温升速率大于5℃/min，则燃烧室每个腿启动一台给煤机，调节给煤机速度以维持燃烧室温度持续上升。 9.13.2.9启动冷渣器流化风。 9.13.2.10只要床温稳定上升，给煤机以15%的给煤量连续投运，调整“锅炉负荷”给定值至实际负荷，然后将给煤机转速投自动。 9.13.2.11当蒸汽流量达到150t/h，启动外置床的流化风，且将相应的锥形阀置于10%~30%开度（由汽机入口汽温决定）。 9.13.2.12主汽压力稳定在汽机冲转所需的参数，由高旁调节主汽压力；由低旁调节再热汽压。 主汽温度稳定在汽机冲转所需的参数，由减温水量控制过热汽温，由外置床锥形阀开度调节再热汽温。 9.13.3热态启动注意事项： 9.13.3.1维持燃烧室两个腿的热流相等以平衡两者的温度。 9.13.3.2汽包压力：从开始锅炉通风直到机组并网，锅炉产生的蒸汽都要经过高旁和低旁，它们的通汽容量取决于两者的蒸汽压力，例如在额定压力下，高旁可通过40%额定汽量；而在10Mpa压力下，最大通气量仅为22%。当锅炉以低于额定压力的初始压力快速启动，且燃烧率为30%，则汽压很快升至“平衡压力”（所谓平衡压力是指在此压力下全开高旁排出所产汽量）。压力的快速变化会引起饱和汽温乃至汽包温度的迅速变化，为避免汽包升温速率过快。热态启动时将限制初期燃烧率必须低于30%。 9.13.3.3汽包水位：热态启动过程中，一次风投入后，锅炉蒸发量快速增加，这会造成汽包水位膨胀。因此，在投运一次风机前，必须控制给水回路，控制水位不要高于给定值。 9.13.3.4外置换热器：尽管在停炉时外置床中的灰是热的，但是只要没有流化风，就可以认为没有传热。因此，在过热器及再热器内没有蒸汽流动之前，不必启动外置床的流化，以防止受热面金属过热。 9.13.3.5在开始任一个外置床流化之前，必须强制开启高旁至最小阀位。 9.13.3.6再热器及过热器回路的调节：热态启动过程中，所需蒸汽的参数取决与汽机的状态，原则上是避免冷却热态汽机。为了得到较高的汽温，外置床必须投运，故而必须建立一个循环流态，且需要燃烧室温度大于760℃，因此燃烧强度必须足够大，所以在热起过程中，初始燃烧强度应快速大于20%。 9.14机组负荷调整 9.14.1机组运行方式说明 9.14.1.1系统应自动切至以“锅炉跟随”的运行方式，此时加减负荷需通过手动改变锅炉主控设定值来维持主汽压力，在此阶段应避免大幅度增减机组负荷，若调度要求大幅度改变机组负荷时，需缓慢进行。 9.14.1.2机组在协调方式机组正常运行中的运行方式采用“炉跟机协调方式”，若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障，也可灵活地采用以“汽机跟随”或以“锅炉跟随”的运行方式。 9.14.1.3机组在启动过程中，负荷在40％以下应采用以“汽机跟随”的运行方式，而DEH处于单独的运行方式。当机组负荷达40％以上时，可投入“炉跟机协调”方式。当机组负荷达300MW时，根据调度指令可以投入“AGC”。 9.14.1.4机组停止过程中，应尽可能选择以“炉跟机协调”方式，当机组负荷降到40％时，选择以“汽机跟随”方式，当负荷降到5％时，解除DEH的“REMOTE”控制方式，使机炉各自独立控制。 9.14.1.5正常运行中当锅炉的辅机发生故障时，在RB投入且机组协调控制方式下，CCS系统将立即以设定的降负荷率，降低机组负荷至预先设定值，同时将机组的运行方式自动切至汽机跟随。 9.14.1.6正常运行中当发电机定子冷却水中断时，CCS系统将自动转为“锅炉跟随”的运行方式，同时切除DEH的“REMOTE”控制方式。 9.14.1.7在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长。并进行相应的处理。 9.14.1.8正常运行中，DEH切除“遥控”方式时，“CCS”下一般应采用滑压运行方式，如果机组负荷变化较频繁应采用定压运行方式。 9.14.1.9当出现以下情况时，可以先解除AGC，但必须由值长向调度汇报，然后再根据调度命令重新投入AGC。 发现主蒸汽压力超限时。 当机组负荷增加50MW以上后，应稳定15分钟，如15分钟内AGC指令又降低机组负荷，且调整幅度超过30MW时。 当机组负荷降低50MW以上后，应稳定15分钟，如15分钟内AGC指令又增加机组负荷，且调整幅度超过30MW时。 9.14.2机组正常运行的负荷调整 9.14.2.1机组在“协调”方式下的负荷调节。 9.14.2.2确认DEH处于“全自动”状态，“全自动状态”灯亮，“ATC”监视灯亮，“调节级压力投入”、“功率投入” 灯亮。 9.14.2.3在协调主画面确认燃料主调、锅炉主调、汽机主调均在“自动”。 9.14.2.4在协调主画面确认机组负荷变化率为12MW/min、主汽压力变化率为0.2MPa/min、机组负荷高限为600MW、机组负荷低限为240MW。 9.14.2.5负荷调节过程中，检查机组的主要控制指标均正常，若在负荷调节过程中，DEH出现保持工况时，应立即解除机组协调，进行手动调整，解除机组协调自动时要注意防止机组负荷的大幅度波动。 9.14.2.6在变负荷过程中要严密监视机组各主要参数的变化情况。 9.14.3锅炉手动方式下的负荷调节 9.14.3.1在CRT上确认锅炉主燃料调节在“手动”状态。 9.14.3.2手操燃料控制器使机组的负荷以允许的速率变化，同时应注意主汽压力的变化。 9.14.3.3在负荷变化过程中，应注意观察CRT上的负荷指令跟踪正常，一旦条件具备，应立即投入锅炉主燃料调节于“自动方式”，随后可根据不同的运行工况选择相应的机组运行方式。 9.14.3.4在手动调节时，应做到缓慢、平稳、避免出现过大的变动幅度。 9.15运行参数的监视与调整 9.15.1锅炉水位的监视与调整 9.15.1.1两台汽动给水泵和一台电动给水泵均可接收CCS系统的指令，自动调节汽包水位。 9.15.1.2锅炉负荷在10％以下，给水自动调节系统为单冲量控制，负荷在10％以上，为三冲量水位控制。 9.15.1.3正常运行中，锅炉汽包水位应维持在“0”上下，其变化范围为±50mm。 9.15.1.4汽包水位允许的高限为＋190mm，低限为－377mm。汽包水位＋190mm或－370mm时，MFT动作。 9.15.1.5机组运行期间，运行中的汽动给水泵均应投自动，若发现给水自动失灵应立即切至手动控制，维持汽包水位在正常范围内，值班员应迅速热工，尽快处理，汇报值长。 9.15.1.6进行水位调节的手／自动切换时，应手动将汽包水位调至“0”位稳定后，投入给水自动，防止自动调节系统发生大的扰动。 9.15.1.7要注意给水泵的运行方式，保证汽动给水泵及电动给水泵合适出力，防止电动给水泵出口旁路阀与主阀切换及汽动给水泵高低压汽源切换时对给水流量产生较大的扰动。 9.15.1.8机组运行期间，应随时进行汽包水位计的校对工作，水位变送器三个水位指示值偏差应小于30mm。 9.15.1.9第一次投煤时，要注意控制锅炉热负荷的增长幅度，并严密监视汽包水位，以防止水位大幅度波动。 9.15.2主、再热蒸汽温度的监视与调整 9.15.2.1机组运行期间，过热器出口汽温和再热器出口汽温应保持540℃,汽机高、中压主汽门前汽温537℃ 9.15.2.2过热器出口汽温由燃烧和锅炉配风及一、二、三级喷水减温器进行调节。再热器出口汽温主要由外置床的锥形阀调节灰量进行调节，出口汽温正常范围为540℃。只有当锥形阀开度达极限位置，汽温仍超过545℃时，用再热器入口事故减温器进行调节。 9.15.2.3运行中主、再热蒸汽温度急剧上升，自动调节装置无法将汽温降到正常范围时，应首先查明汽温升高的原因，然后可以采取降低锅炉燃烧率、减小外置床锥形阀开度等措施。运行期间，主、再热蒸汽温度自动调节系统如发生故障，应切为手动，并立即通知热工设法尽快恢复自动调节装置运行。 9.15.2.4当机组发生MFT以及运行中主汽温度急剧下降无法恢复时，过、再热减温水快关阀必须关闭。 9.16锅炉运行调整 9.16.1锅炉调整的任务 9.16.1.1保持锅炉的蒸发量符合规定的负荷曲线； 9.16.1.2均衡进水，保持正常水位； 9.16.1.3保证蒸汽品质合格； 9.16.1.4维持正常的床温、床压和汽温、汽压； 9.16.1.5控制SO2、NOX排放量在规定范围内； 9.16.1.6保证锅炉运行的安全性及经济性。 9.16.2运行主要参数的控制 锅炉最高负荷          1025T/H 过热器出口压力           17.5±0.1MPa 过热器出口汽温           540-10+5℃ 汽包水位                 ±50mm 炉膛负压               烟气含氧量               4%～6% 两侧回料温度偏差不超过   50℃ 床温                     850℃ 排烟温度                142℃ 9.17负荷调节 9.17.1锅炉负荷的调节是通过改变给燃料量和与之相应的风量。风煤的调整应做到“少量多次”，以避免床温的波动。 9.17.2增加负荷时，应先少量增加一次风量和二次风量，再少量增加给煤量，使料层差压逐渐增加，再少量增加供风量、给煤量交错调节，直到所需的出力。 9.17.3减负荷时，应先减少给煤量，再适当减少一次风量和二次风量，并慢慢放掉一部分循环灰，以降低料层差压，如此反复操作，直到所需的出力为止。 9.17.4控制床层厚度、床温可作为负荷调节的辅助手段。 9.18水位调节 9.18.1运行中应尽量做到均衡连续供水，保持汽包水位正常； 9.18.2汽包零水位在汽包几何中心线处，维持汽包水位在±30mm之间。汽包水位限制：汽包水位达-50mm或+50mm时DCS声光报警；汽包水位升至＋115mm事故放水门自动打开；汽包水位达-370mm或+190mm时MFT动作； 9.18.3当给水投自动时，应严密监视其运行及水位变化情况。若自动失灵时，应及时切为手动调整； 9.18.4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律，掌握给水流量与蒸汽流量的差值，当水位发生变化时应及时调整； 9.18.5锅炉水位应以汽包就地水位计为准，二次水位计作为监视和调整的依据； 9.18.6正常情况每班应冲洗校对水位计一次； 9.18.7锅炉低负荷时手动投入单冲量给水自动，正常运行时，投入自动三冲量。 9.19汽压调节 9.19.1锅炉正常运行时，采用定压运行时，维持过热汽压力17.5±0.1MPa。采用定－滑－定运行方式时，50%～90%额定负荷时，采用滑压运行。低于50%负荷时，恢复定压运行方式。 9.19.2据不同负荷对床高、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制汽压的波动幅度。 9.19.3注意汽压、负荷与炉膛差压之间的对应关系，炉膛差压表明了稀相区的颗粒浓度，对控制压力及负荷起着重要作用。 9.20汽温调节 9.20.1影响汽温的因素： 9.20.1.1燃料量的变化； 9.20.1.2炉膛负压的变化； 9.20.1.3一、二次风比例的变化； 9.20.1.4过量空气系数的变化； 9.20.1.5给水压力、温度的变化； 9.20.1.6负荷的变化； 9.20.1.7煤质的变化； 9.20.1.8减温水量的变化； 9.20.1.9受热面的集灰、结焦、吹灰； 9.20.1.10锅炉漏风及泄漏； 9.20.1.11汽包水位的变化； 9.20.1.12过热汽压力的变化； 9.20.1.13煤粒细度的变化； 9.20.1.14床温、床压的变化； 9.20.1.15石灰石系统的投停； 9.20.1.16返料系统异常。 9.21汽温调整 9.21.1锅炉汽温调节采用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级过热器喷水减温器调节，维持过热器出口温度540+-105℃； 9.21.2注意压力变化对汽温的影响，给水压力对减温水量的影响，掌握其规律，做到有预见性的调整； 9.21.3通过过热器吹灰可以提高汽温； 9.21.4汽温调整过程中，应严格控制过热器各管段壁温在允许范围内； 9.21.5下列情况下应注意汽温变化： 降负荷时； 燃烧不稳时； 投退高加时； 煤种变化大时； 给水压力变化大时。 9.22床温调节 9.22.1锅炉床层温度一般为850±40℃之间；床温升至990℃时DCS声光报警，床温升至1050℃时MFT动作；床温低至820℃时DCS声光报警，床温低至800℃且点火燃烧器没有投入运行时MFT动作，床温低至650℃无论点火燃烧器是否投入运行MFT均动作。 9.22.2床层温度过高，且持续时间过长，会造成床层结焦而无法运行。反之，床层温度过低，燃烧不完全，甚至会发生灭火。调节床层温度的主要手段是调节给煤量和一次风量；也可通过改变石灰石供给量和排渣量来调节床温。 9.22.3当床温超出正常范围时，调整配风、给煤。床温高时，适当减少给煤量，加大流化风量；床温低时反之。 9.22.4防止床温过高，可增大石灰石供给和关掉冷渣器，来增加床料量以降低床温，降低负荷，直到床温开始下降为止。床温低则反之。 9.23床压调节 9.23.1床压是CFB锅炉监视的重要参数，是监视床层流化质量，料层厚度的重要指标。 9.23.2锅炉正常运行时，床压应控制在6KPa左右； 9.23.3一般情况下通过改变排渣量及石灰石量来维持床压正常； 9.23.4床压高时，可增加一次风率，使排渣更容易，使床压降至正常值； 9.23.5床压过高时，注意床层是否结焦，减少给料，加强排渣；注意床层是否结焦； 床压低时，减少排渣量及石灰石给料量。 9.24 NOx、SO2排放浓度调节 9.24.1烟气排放系数（正常运行中）： SO2排放值：350mg/Nm3 NOx排放值：250mg/Nm3 CO 排放值：200mg/Nm3 9.24.2检查锅炉SO2的排放，手动或自动调节石灰石的给料速率，保证SO2的排放值符合当地法规；SO2的排放值不允许长时间地低于标准的75%，因为这能导致锅炉低效率运行。 9.24.3控制烟气中NOx排放值的手段之一是调节床温，当床温高于940℃时，NOx会明显升高，通过改变一、二次风及二次风间的配比、调节过剩空气系数等手段进行调节。床温范围在820～900℃之间，NOx排放值最低。 9.25配风调节 9.25.1一、二次风的调整原则是： 9.25.1.1一次风调整床料流化、床温和床压。 9.25.1.2二次风控制总风量，在一次风满足流化、床温和料层差压的前提下，在总风量不足时，可逐渐开启二次风门，随负荷的增加，二次风量逐渐增加。 9.25.1.3当断定部分床料尚未适应流化时，临时增大一次风流量和排渣量。 9.25.1.4注意床内流化工况、燃烧情况、返料情况，发现问题应及时清除。当床温升高或降低，应及时调整一、二次风量比率、给煤量等。 9.26其他 9.26.1当床温低到800℃前，应投入启动燃烧器。 9.26.2锅炉运行时，应注意观察各部位温度和阻力的变化，温度或阻力不正常时，应检查是否由于漏风、过剩空气过多、结焦和燃烧不正常引起的，并采取措施消除。 9.26.3坚持每班整体吹灰一次。 9.26.4运行中应注意煤质情况的变化，根据煤质情况对锅炉进行相应调整。 9.26.5锅炉正常运行中，尽量将给煤机控制投入“自动”，接受CCS指令。将送风量及炉膛负压投入“自动”，在解除“自动”时要慎重进行手动调整，保证负荷及燃烧的稳定。 9.26.6锅炉运行中，燃油压力须保持在1.4 MPa，并使各点火器都具备投入条件。 9.26.7锅炉启、停、增减负荷、煤种变化，要加强对锅炉运行工况的监视和调整。 9.26.8锅炉正常运行中，应保证排烟温度和烟气中氧量在规定的范围之内。 9.26.9锅炉正常运行中, 应定期就地观查炉内煤粉燃烧情况，并核对就地二次风门开度与CRT画面上指示一致。 9.27二次风的调整 9.27.1炉膛压力的分布与调整 △P1 ---- 炉膛总压差：代表了燃烧室内物料量加上布风板风帽的压降。 △P2 ---- 炉膛上部压差：代表从燃烧室至分离器的循环灰流量。 △P1和△P2随负荷变化的曲线图如下：     9.27.2通过燃烧室底部排渣，可将△P1自动调至给定值（根据负荷从50%--100%，△P1应在22～16Kpa范围内）。 9.27.3△P2不能直接控制，它受物料存量、风量、床温以及物料粒径的影响，当锅炉负荷给定时，就有一个对应的床温、对应的风量和对应的△P1，因此根据负荷就可得到一个△P2的预期值。 9.27.4根据负荷维持△P1和△P2在一个相应水平上，对保证燃烧室温度和锅炉运行稳定性是至关重要的。△P2代表给定烟气流量下的循环物料流量，它的变化将进一步影响： 9.27.5外置床的换热，导致过热汽温及再热汽温的变化； 9.27.6燃烧室的换热,，导致负荷变化 9.27.7燃烧室上下部温差； 9.27.8后燃现象，导致过热器喷水量变化； 9.27.9从4个外置床处排灰以取代炉底排灰，这样能排出细灰，从而使△P2降低；反之，只从炉底排粗灰，能够把△P2维持在尽可能高的值。 9.27.10炉膛两床之间△P1保持平衡： 正常运行时，炉膛两侧△P1的偏差应控制在1.25Kpa以内。当偏差大于1.25Kpa，就应检查两个床的床温和一次风量是否相同，如果床温偏差较大，可通过调整给煤和/或排渣加以减小。如果两床的床温和一次风量相等，则应加大床压高的一侧的排渣。 9.27.11当偏差大于2.5Kpa，且呈增加趋势，则应减负荷，甚至停炉。 10机组停止运行 10.1机组停运前的准备 10.1.1对于停运后检修或作为冷备用的正常停运的锅炉，在停运前应当停止向原煤仓上煤。要求停炉时将原煤仓的煤用完。 10.1.2试投锅炉各油枪正常。 10.1.3辅助蒸汽至除氧器和轴封母管暖管。 10.1.4对锅炉受热面全面吹灰一次。 10.1.4对锅炉设备进行一次全面检查，如发现设备缺陷，作好记录，以便检修时消除。 10.1.5试启交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵、密封油备用泵、盘车电机正常。 10.1.6高、中压缸疏水阀控制开关在自动位置。 10.1.7确认主机盘车控制在自动位置。 10.2机组正常停运 10.2.1确认机组运行方式 10.2.1.1按正常运行方式以负荷变化率12MW／min减负荷至150MW。 10.2.1.2机组控制方式保持炉跟机协调运行方式。 10.2.1.3解除AGC，保持机组控制方式为炉跟机协调运行方式，设定目标负荷150MW。 10.2.1.4在降低发电机有功负荷的同时注意调整发电机无功负荷。 10.2.1.5在降负荷的过程中，注意维持主、再热汽温度。 10.2.1.6在机组负荷降至100MW时，投入空予器连续吹灰。 10.2.1.7当机组负荷降至100MW时，确认主汽压力为9.8MPa。 10.2.1.8当机组负荷降至100MW时，启动电动给水泵，停运一台汽泵，运行小机手动控制，投入电泵转速自动。 10.2.2机组减负荷至30MW 10.2.2.1选择机组运行方式为汽机跟随方式。 10.2.2.2设定：目标负荷120MW，主汽压力4.5MPa，继续降负荷。 10.2.2.3当机组负荷降至180MW时，进行下列操作： 逐渐减少第二台小机负荷，并停止第二台小机运行. 高加随机滑停或由高到低切除，低加应随机滑停。 锅炉燃料主控切手动并降低负荷指令。 机组负荷降至120MW时，确认中压缸疏水阀全部开启。确认除氧器汽源倒为辅助汽源且压力正常。 机组负荷降至100MW时轴封蒸汽供汽切为由辅助蒸汽供给。 机组负荷降至90MW时，或低压缸排汽温度>78℃时低压缸喷水阀自动打开。 机组负荷降至60MW时，进行以下操作： 投运床枪，停止给煤系统。 逐渐降低燃油流量，以9MW／min的负荷变化率，降负荷至30MW。准备解列停机。  10.2.3停机 启动大机润滑油泵，检查运行正常。 10.2.4发电机解列停机的步骤： 10.2.4.1确认发电机有功负荷至低限，无功负荷近于零。 10.2.4.2汽轮机打闸。 10.2.4.3确认发电机出口断路器跳闸。 10.2.4.4确认MFT动作。 10.2.4.5查发电机三相定子电流表指示为零。 10.2.4.6确认发电机灭磁开关断开。 10.2.4.7拉开发电机出口隔离开关。 10.2.4.8断开发电机出口断路器的控制电源、动力电源及出口隔离开关的闭锁电源。 10.2.5发电机解列不停汽轮机的步骤： 10.2.5.1确认发电机有功负荷至低限，无功负荷近于零。 10.2.5.2断开发电机出口断路器。 10.2.5.3查发电机三相定子电流指示为零。 10.2.5.4检查汽轮机运行正常，转速无升高。 10.2.5.5减发电机定子电压到零。 10.2.5.6发电机灭磁。 10.2.5.7拉开发电机出口隔离开关。 10.2.5.8断开发电机出口断路器的控制电源、动力电源及出口隔离开关的闭锁电源。 10.2.6.1如用发电机出口断路器解列时，在解列后必须通过减磁方法来观察无功的变化情况和发电机定子电流的变化情况，从而判明发电机确已解列。 10.2.6.2只有在发电机出口断路器三相全部断开后，才能进行灭磁。 10.2.6.3发电机灭磁后，汽轮机方可打闸。 10.2.6.4发电机解列后，必须断开发电机出口断路器的控制电源、动力电源及出口隔离开关的闭锁电源。 11.2.4停炉 11.2.4.1逐步将机组负荷降至50%，维持锅炉出口压力为给定值。 11.2.4.2在50%负荷至少稳定15分钟，检查炉膛和外置床的灰温稳定后，进行下列操作。 切除给煤及石灰石 11.2.4.3监视燃烧室温度，只要床温降低20℃左右，可认为循环灰中的碳已燃尽，同时观察氧量应大于8%，即可同时联锁发生： 11.2.4.4一次风机跳闸；同时控制炉膛出口负压； 11.2.4.5关减温水阀门和连续排污阀门； 关所有锥形阀； 11.2.4.6开启高旁以确保最小汽量大于100t/h，或限制高旁压力在16.7Mpa； 11.2.4.710S后停二次风机；二次风机挡板应开启以形成通道，在引风机未停的情况下，维持炉膛乃至锅炉的通风，引风机停运后，烟气回路依旧畅通，以使炉膛能自然通风。 11.2.4.8  30S后停流化风机； 11.2.4.9  60S后，打开再热器排空阀，将蒸汽排大气； 11.2.4.10  20分钟后，将高旁蒸汽压力给定值调至锅炉压力当前值，维持引风机、回转式空预器和锅炉给水系统运行，通过高旁排出部分蒸汽，同时必须维持汽包水位。 11.2.4.11停止一、二次风暖风器的运 11.2.4.12当空预器进口烟温低于120℃时，可停止空预器运行。 11.2.4.13当汽包压力为0.8MPa时，进行热炉放水。 10.2.6滑参数停机 10.2.6.1接到滑停的命令后，逐步将机组负荷降至50%，维持锅炉出口压力为给定值。 10.2.6.2在50%负荷至少稳定15分钟，检查炉膛和外置床的灰温稳定后，进行下列操作。 10.2.6.3切除给煤及石灰石 10.2.6.4监视燃烧室温度，只要床温降低20℃左右，可认为循环灰中的碳已燃尽，同时观察氧量应大于8%，即可同时联锁发生： 10.2.6.5一次风机跳闸；同时控制炉膛出口负压； 10.2.6.6关减温水阀门和连续排污阀门； 10.2.6.7关所有锥形阀； 10.2.6.8开启高旁以确保最小汽量大于100t/h，或限制高旁压力在16.7Mpa； 10.2.6.1 10S后停二次风机；二次风机挡板应开启以形成通道，在引风机未停的情况下，维持炉膛乃至锅炉的通风，引风机停运后，烟气回路依旧畅通，以使炉膛能自然通风。 10.2.6.10 30S后停流化风机； 10.2.6.11 60S后，打开再热器排空阀，将蒸汽排大气； 10.2.6.12 20分钟后，将高旁蒸汽压力给定值调至锅炉压力当前值，维持引风机、回转式空预器和10.2.6.13锅炉给水系统运行，通过高旁排出部分蒸汽，同时必须维持汽包水位。 10.2.6.14解列停机（解列停机同正常停机操作）。 10.2.7滑参数停机的注意事项 10.2.7.1严格控制降温降压速度，并保持主、再热汽温度一致； 10.2.7.2降参数过程中，应严密监视汽缸各部温度的变化，汽缸各点温度控制在规定范围内。 10.2.7.3保持首级蒸汽温度与首级金属温度差在-56°～+111°，否则，停止降温。 10.2.7.4滑停过程中，如机组出现异常振动时，应立即停止降温降压，查明原因。 10.3机组停运锅炉抢修 10.3.1降温降压  10.3.1.1按照机组滑参数停机的要求，将汽温降至390℃以下，汽压降至2.0MPa以下。 10.3.1.2在降参数过程中，注意事项同滑参数停机。 10.3.2解列停机 10.3.2.1当当机组负荷降至30MW时，锅炉手动MFT，汽轮机打闸，发电机解列。 10.3.2.2锅炉通风5分钟后，停止一台引风机和送风机运行，另一台引风机和送风机运行保持运行。 10.3.3其它操作同正常停炉操作。 10.4紧急停炉 10.4.1在锅炉主安全装置丧失的情况下，应立即进行紧急停炉操作： 10.4.1.1立即切除主燃料（煤和油）的供应； 10.4.1.2切除石灰石供应； 10.4.1.3停止一次风机运行且关闭下二次风挡板； 10.4.1.4快速开启高旁维持最小流量100t/h（10%额定流量），或者设定高旁压力为16.7Mpa； 10.4.1.5维持锅炉汽包水位且并关闭减温水门； 10.4.1.6  10S后停二次风机； 10.4.1.7  30S后停流化风机； 10.4.1.8保留一台引风机运行，通过上二次风挡板提供燃烧室的通风，并维持炉膛出口负压。 10.4.1.9为避免锅炉蓄热对锅炉造成损害，必须采取如下措施： 　10.4.1.10用给水泵或紧急备用泵维持锅炉水位。 10.4.1.11开启高旁，维持10%额定汽量流过，快速切除外置床的流化风以保护其内的受热面，借助上二次风回路进行自然通风，以排出存留能量 10.5停炉后的快速冷却 10.5.1对于需要冷却到人员能够进入锅炉的情况，必须在停炉前后将床料冷却并通过冷渣器排出锅炉。 10.5.2首先将锅炉负荷降至50%以下。 10.5.3逐步开启高旁和低旁，关闭锥形阀降低主汽温度，同时调节高旁阀降低主汽压力，同时减少燃煤量降低燃烧室温度； 10.5.4当床温降至700℃以下，为防止一次风机、二次风机和流化风机跳闸，应投入床枪。 10.5.5逐渐减少给煤量，在床温为650℃时停给煤机，在床温为550℃时停床枪，同时启动床下启动燃烧器，以便控制床温降温速度，床温降至250℃时，停运床下启动燃烧器，保证床温在5小时左右从700℃降至200℃。 10.5.6同时，通过高旁的汽量必须维持在100t/h（10%）这一最低值。 10.5.7床料必须处于流化状态，控制燃烧室△P1在15Kpa左右。 10.5.8在一次风机、二次风机和流化风机形成的通风过程中，床温持续下降。 10.5.9打开各锥形阀，排空回料阀。 10.5.10打开排灰阀排空外置床。 10.5.11床温在200℃左右时，可执行快冷措施。 10.5.12调整一次风不经过空预器，持续用冷风冷却燃烧室。 10.5.13在最后阶段，通过冷渣器将燃烧室的床料放空。 10.5.14当炉温降至可以进人工作时，锅炉冷却操作结束。 注1：在整个冷却阶段，必须注意保持汽包水位。当床料温度大于或等于受热面金属最大允许温度时，必须有蒸汽流过过热器。 注2：冷却的大致时间为48小时。 注3：在人员进入锅炉之前必须采取以下措施： （1）检查是否存在有害气体，特别是炉膛布风板下面的风箱； （2）人孔门打开顺序应遵循从上到下原则，首先打开炉膛与分离器之间的人孔，检查有没有积灰，如果有的话，必须清除掉，同时还要检查墙壁（特别是分离器内）上是否粘有大块灰焦，并及时清除，防止由于积灰可能落入炉膛及回料阀伤及人员。 注4：在锅炉跳闸后，过热器系统吹扫20分钟，靠高旁和低旁排汽连续降低锅炉压力，压力变化必须满足下面的曲线要求，在整个降压过程要保持水位，受压部件的降压过程约为10小时。 11机组停运后的保养 11.1锅炉停运后的保养的方式 11.1.1机组停运后，应根据停后的时间长短，决定采用何种保养方法。 11.1.2停炉一周应采用热炉放水方法进行保养。 11.1.3停炉一周以上，应在停炉前，通过给水系通加入保护液，并保证循环4小时，然后进行热炉放水。也可以采用充氮气进行干式保养。 11.2充氮气干式保养 11.2.1水压试验至运行期间　 用0.3-0.5Mpa的氮气充满省煤器、水冷壁、过热器和再热器并维持到0.034MPa(0.35kg/cm2)表压。 11.2.2在化学清洗之后准备运行期间 将含有10PPm氨和200PPm联氨的除盐水或冷凝水充入过热器、再热器、给水加热器管侧、连接管道、省煤器和水冷壁。 用氮气充满过热器，给水加热器壳侧和锅筒，保持0.0343MPa(0.35kg/cm2)氮气表压力。 11.2.3短期停炉（4天以内） 维持与正常运行时相同的联氨和氨浓度。 对过热器和锅筒充入氮气并保持0.0343MPa(0.35kg/cm2)表压 用氮气充满给水加热器的壳体侧。 11.2.3长期停运（4天以上） 11.2.3.1用含有10PPm氨和200PPm联氨的除盐水或冷凝水充入过热器和再热器，这些溶液的PH值应接近10，把充水加至不能疏水部分的出口。 11.2.3.2在水冷壁、省煤器和给水加热器管侧及联接管道水中增加联氨和氨浓度，其值分别为200PPm和10PPm。 11.2.3.3给过热器和锅筒充满氮气并保持0.0343MPa(0.35kg/cm2) 12事故处理 13.1事故处理的导则 事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。 13.2事故发生时的处理要点： 13.2.1根据仪表显示及设备的异常现象判断事故发生的部位。 13.2.2迅速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故蔓延。 13.2.3必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。 13.2.4迅速查清原因，消除事故。 13.2.5在故障处理发生时值长统一指挥下正确处理事故。 13.2.6值长的命令除对人身和设备有危害外均应坚决执行。 13.2.7在交接班期间发生故障时，应停止交接班，由交班者处理，接班者可在交班者同意下协助处理，事故处理告一段落后再进行交接班。 13.2.8事故处理完毕，应将所观察到的现象、事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐，以备故障分析。 13.3锅炉遇到下列情况之一时，应立即手动MFT，紧急停止锅炉运行。汽轮机打闸。 13.3.1锅炉达到MFT动作条件，MFT保护拒动时。 13.3.2锅炉主汽水管道发生爆破或严重泄漏，影响机组安全运行或危及人身设备安全。 13.3.3尾部烟道发生二次燃烧。 13.3.4所有汽包水位计损坏，无法监视汽包水位。 13.3.5锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而所有安全阀拒动。 13.3.6再热蒸汽中断。 13.4锅炉MFT保护灭火停炉事故处理 13.4.1事故处理原则：13.4.1.1锅炉MFT保护动作停炉后要本着保设备保人身的原则进行事故处理，各项操作要紧凑，尽量使机组不与电网解列。 13.4.1.2处理过程中，各项保护必须按要求全部投入，任何人不允许临时退出。 13.4.1.3当检查锅炉MFT保护动作原因不明或机组有明显缺陷不具备重新启动条件时要立即打闸停机。 13.4.1.4当汽轮机首级蒸汽温度低于首级金属温度56℃以上或机侧蒸汽温度10分钟内下降超过50℃时，要立即打闸停机，以防止汽缸进水。 13.5锅炉紧急停炉的处理。 13.5.1切除主燃料（煤和油）的供应； 13.5.2切除石灰石供应； 13.5.3停一次风机且关闭下二次风挡板； 13.5.4开启高旁维持最小流量100t/h（10%额定流量），或者设定高旁压力为16.7Mpa； 13.5.5启动或维持锅炉给水且关闭减温水； 13.5.6 10S后停二次风机； 13.5.7 30S后停流化风机； 13.5.8仅保留一台引风机运行，通过上二次风挡板提供燃烧室的通风，并维持炉膛出口负压。 13.5.9为避免锅炉蓄热对锅炉造成损害，必须采取如下措施： 13.5.10用给水泵或紧急备用泵维持锅炉水位。 13.5.11开启高旁，维持10%额定汽量流过，快速切除外置床的流化风以保护其内的受热面，借助上二次风回路进行自然通风，以排出存留能量。 13.6锅炉在下列情况时，应申请停炉。 13.6.1水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄漏尚能维持运行时。 13.6.2锅炉管壁温度超限，经降低负荷仍无法降至正常时。 13.6.3锅炉汽水品质不合格，经处理后仍不能恢复正常时。 13.6.4锅炉管壁严重结焦、经处理后不能维持正常运行时。 13.6.5控制室所有汽包水位计损坏短时间内无法修复时。 13.6.7安全门启座后不回座。 13.6.8一台空气预热器跳闸，短时间内无法恢复时。 13.6.9控制气源失去，短时间无法恢复。 13.7锅炉汽包水位高至+190mm保护动作停机事故处理 13.7.1现象 13.7.1.1 MFT声光报警。 13.7.1.2 “汽包水位高Ⅲ值”报警信号发出。 13.7.1.3火焰电视无火焰显示。 13.7.1.4汽轮机跳闸，发电机解列。 13.7.1.5所有运行给煤机跳闸。 13.7.1.6燃油速断阀关闭。 13.7.1.7减温水电动总门关闭。 13.7.2处理 13.7.2.1应立即手动停止未自动跳闸的一次风机、磨煤机及燃油速断阀。 13.7.2.2手启汽轮机交流润滑油泵。 13.7.2.3确认燃油速断阀关闭、减温水总门关闭。 13.7.2.4迅速启动电泵，维持汽包水位。 13.7.2.5迅速查明水位升高的原因。 13.7.2.6引送风机保持运行，通风5分钟后，如果调度允许启动，则按照机组热态启动方法尽快恢复机组运行。如果调度不允许再启动，则待通风10分钟后停止引送风机运行。 13.7.2.7电除尘停止运行。 13.7.2.8其它按正常停机执行。 13.8 机组 RB 13.8.1 RB现象： 13.8.1.1 CRT画面上50%RB报警。 13.8.1.2机组负荷快速下降。 13.8.1.3光字牌上“送风机故障”“引风机故障”灯亮，或“汽动给水泵故障” 灯亮，或，同时事故喇叭响。 13.8.2  50%RB的原因： 一台送风机跳闸。 一台引风机跳闸。 两台汽泵运行，一台汽泵跳闸，电动给水泵未联动。 13.8.3  50%RB的处理： 13.8.3.1检查机组协调控制方式自动切至“汽机跟随”方式，目标负荷指令降至150MW。 13.8.3.2给煤机在RB保护动作后立即跳闸； 13.8.3.3若风机跳闸，应检查跳闸风机的出口门关闭，否则应手动关闭。若风机跳闸，应检查跳闸风机的出口门关闭，否则应手动关闭。注意监视汽包水位，如水位自动调整波动幅度较大，应切为手动调整。 13.8.3.4注意主、再热汽温的变化。 13.8.3.5引风机跳闸后，要注意炉膛压力的变化，自动调整失灵时要及时解为手动控制。 13.8.3.6当RB失灵或自动降负荷出现故障时，应手动快速将机组负荷降至150MW。 13.8.3.7尽快查明故障原因，及时消缺。 13.9 主给水回路故障 13.9.1由于正常给水回路故障引发锅炉紧急停运时（即给水泵跳闸或汽包水位持低），随着锅炉跳闸必须同时自动投运紧急给水泵。因此，当锅炉运行时，必须保证正常给水回路投运（凝结水泵和给水泵）以及紧急给水泵处于备用状态。 13.9.2紧急停炉后，若分离器温度高于650℃，必须使至少10％额定汽量流过过热器达２０分钟，并且在这段产生蒸汽的时间内维持汽包水位（至少２０分钟，最长８小时）。 13.9.3检查高旁是否开启，并且输送100t/h蒸汽，在第1分钟高旁全开排出瞬时汽量之后，汽量稳定在10%额定汽量； 13.9.4检查省煤器再循环阀是否已关闭，以确保紧急给水都进入汽包；并且向汽包稳定注入足够水量； 13.9.5监视汽包水位变化，在紧急停炉的头几分钟内，由于排汽减小且供水恢复，维持在高低值之间。密切监视汽包、燃烧室及尾部包墙顶部的金属温度是否维持在饱和温度。 13.9.6若分离器温度低于550℃（这意味着锅炉没运行或处于冷态启动阶段）就不存在受压部件过热的危险。因此，即使出现给水泵切除或汽包水位特低情况，也不必启动紧急给水泵。 13.10给水回路全部故障 13.10.1由于正常给水丧失，锅炉在大负荷下跳闸，如果此时紧急给水回路又无法启动，那么，锅炉将会失水。 13.10.2依靠高旁自动开启，以确保有78t/h汽量流过各级过热器长达20分钟。此过程中，水位会下降。 13.10.3采取措施： 13.10.3.1保持引风机运行，二次风回路的挡板开启，促使通风尽量冷却；        13.10.3.2打开省煤器再循环阀，确保省煤器中储存的水能进入水冷壁； 13.10.3.3尽全力再次启动给水泵，并且恢复汽包水位； 13.10.3.4监视尾部包墙和炉膛上部的管子与鳍片的金属温度变化趋势。这些温度必须在420℃以下； 13.10.3.5失水后只有依靠蒸汽流过管子提供足够冷却，运行人员可用高旁控制蒸汽量以限制管壁温度上升，但同时还要考虑整个蒸发受热面不能蒸发干。 13.11厂用电源丧失 13.11.1锅炉跳闸后，高旁开启，提供100t/h蒸汽流经受热面； 13.11.2维持锅炉压力在尽量高的允许范围内； 13.11.3靠蒸汽轮机启动紧急给水回路； 13.11.4维持锥形阀阀杆的冷却水量； 13.11.5高旁和低旁执行器所用压缩空气可用，高旁全开而低旁关闭，由再热器安全阀排气。 13.11.6如果紧急给水泵跳闸，那么必须（手动）打开省煤器再循环阀。只要紧急给水泵投运、则省煤器再循环阀要关闭。 13.12给煤线跳闸 13.12.1正常运行时，四条给煤线均运行，且按自动控制方式。若一条给煤线跳闸，第二条给煤线自动升负荷以维持先前相同的给煤量，然后，运行人员必须检查燃烧室两条腿之间的给煤量是否平衡（观察炉膛和分离量出口温度）。 13.12.2同一条腿上的两条给煤线都跳闸，且没有立即重新启动其中一条的可能，如果判断不能短时间内修复，则立即停炉。如果短时间内可以修复，那么启动相应腿的床枪，维持其床温尽量与另一侧床温接近。 13.13锅炉汽水回路泄漏 13.13.1现象： 13.13.1.1烟气中的水蒸汽增加； 13.13.1.2汽水回路出、入口流量不平衡； 13.13.1.3引风机出力增加； 13.13.1.4烟气含氧量减小； 13.13.1.5炉膛与外置床中灰温变化； 13.13.2采取措施： 13.13.2.1停止向炉内供石灰石； 13.13.2.1关闭连续排污； 13.13.2.1负荷降至50%以下； 13.13.2.1锅炉与汽机解列； 13.13.2.1降负荷的同时降锅炉压力； 13.13.2.1从燃烧室底部排渣，以降低炉膛总压降△P1至最小值； 13.13.2.1巡视锅炉各部位的观察孔，以确定泄漏部位； 13.14省煤器管破裂 13.14.1现象： 13.14.1.1给水量与蒸汽量相矛盾； 13.14.1.2引风机出力增加； 13.14.1.3烟气含氧量降低； 13.14.1.4锅炉下部的除灰系统出现水迹（堵塞）。 13.14.2采取措施： 13.14.2.1锅炉负荷降至最低值，与汽机解列，锅炉压力给定值降至9Mpa。在上述负荷下，切除燃料，用高旁排汽，炉膛温度快速降低，当床温降至650℃时跳闸锅炉。 13.14.2.1尽可能维持汽包水位； 13.14.2.1高旁输送10%额定汽量长达20分钟； 13.14.2.1用二次风对炉膛通风，以便冷却管束和分离器，保持引风机运行； 13.14.2.1调节高旁开度，持续冷却设备，且降低锅炉压力，此时必须保持汽包可见水位，汽包内降温梯度要小于100℃/h。 13.15水冷壁管破裂 13.15.1现象： 13.15.1.1给水量与蒸汽量相矛盾； 13.15.1.2引风机出力增加； 13.15.1.3烟气含氧量降低； 13.15.1.4炉膛床料温度降低； 13.15.2采取措施 13.15.2.1如果汽包水位能够保持，采用逐步地停炉方式 13.15.2.2锅炉降低最低负荷，汽压给定值降至9Mpa以下； 13.15.2.3只要完成降负荷工作，即可在冷渣器最大负荷下排出炉渣； 13.15.2.4切给煤机，一次风维持在最小流量（2×90000Nm3/h）以冷却床料，且继续排渣； 13.15.2.5当床料温度<300℃，受压部件没有过热危险时停炉； 13.15.2.6将炉膛中的床料完全排空，以防止床料结块。 13.15.2.7如果汽包水位特低、分离器压力高、烟气含氧量特低等，锅炉将快速跳闸。 13.15.2.8重新启动给水回路，维持给水量为额定值的15%。 13.15.2.9如果锅炉压力接近0，则停止给水。 13.15.2.10在投入给水的同时，将已跳闸的引风机重新启动，开启二次风回路，使这些回路有最大风量流过。 13.15.2.11检查水冷壁管金属温度水平，如果温度<350℃，可以启动一次风机，并且尽可能的排出炉膛灰渣。此时，将给水量调至最低流量约5%，使水冷壁管的温度<350℃。 13.15.2.12尽量保持一次风量为2×90000Nm3/h，如果水冷壁管金属温度变化不满足规定，应停一次风。 13.16外置床受热面管破裂 13.16.1现象： 13.16.1.1给水量与蒸汽量不符； 13.16.1.2引风机出力增加； 13.16.1.3外置床内床料温度降低； 13.16.2采取措施： 13.16.2.1减负荷至最低值，降低锅炉压力； 13.16.2.2关闭锥形阀； 13.16.2.3跳闸锅炉，全开再热器出口排空阀，以使再热器温度尽量低； 13.16.2.4采用逐室增加流化风的手段，将外置床的床料排至炉膛及冷渣器。先全开紧靠炉膛的仓室下面的流化风门，再全开中间仓室下面的流化风门，最后全开空室的流化风门； 13.16.2.5当床料温度<350℃,停止通风； 13.16.2.6维持汽包水位，靠高旁使锅炉降压； 13.16.2.7重新开始外置床的流化，从而完成床料的冷却及排空。 13.16.2.8跳闸后的一段时间，炉膛必须由二次风冷却，水位必须靠给水回路维持。 13.16.2.9全开再热器出口排空阀，以使约15%汽量通过高旁流经过热器，由此锅炉继续降压，并且准许受损的外置床重新开始流化，以排出床料。 13.17分离器堵塞 13.17.1现象： 13.17.1.1分离器底部的灰压（测点在立管上端）大于10Kpa达1分钟以上； 13.17.1.2在负荷不变的情况下，炉膛△P1下降； 13.17.1.3有问题的分离器下方的回料阀的流化风压快速降低。 13.17.1.4这些迹象说明分离器内有灰堆积，回料阀中灰量（灰位）降低。 13.17.2采取措施 13.17.2.1必须快速降负荷； 13.17.2.2立即大幅开启分离器底部的防堵用厂用压缩空气阀门。将回料阀下方的流化风反复在回料阀的入口侧与出口侧之间进行切换，直至回料阀流化风压显著增加，说明分离器已经疏通了。 如果堵塞无法消除，则只好切除燃料，停炉。 13.18床温过高或过低 13.18.1现象： 13.18.1.1床温显示高或低 13.18.1.2床温高报警 13.18.1.3负荷升高或降低 13.18.2原因： 13.18.2.1床温热电偶测量故障 13.18.2.1给煤粒度过大或过细 13.18.2.1给煤机工作不正常 13.18.2.1返料系统堵塞 13.18.2.1外置床运行出现问题 13.18.2.1一、二次风配比失调 13.18.2.1排渣系统故障 13.18.2.1石灰石系统不能正常运行 13.18.3处理措施： 13.18.3.1检查回料系统的运行状态（包括分离器、外置床、回料阀） 13.18.3.1检查床温热电偶 13.18.3.1检查给煤机运行及控制是否正常 13.18.3.1合理配风、调整一、二次风比例 13.18.3.1调节入炉煤的粒度 13.18.3.1必要时，增大排渣量，加入合适粒度的床料 13.19床面结焦 13.19.1现象：  13.19.1.1一只或几只热电偶温度指示与平均值差值较大（△T>150℃）。 13.19.1.2出现△P1增大，△P2减小。 13.19.1.3炉膛出口温度突然升高。 13.19.1.4一个或几个床压指示值是静态读数或波动很大，不是正常运行中的波动读数。 13.19.2原因： 13.19.2.1锅炉床温长时间过高，或床料熔点过低。 13.19.2.2锅炉运行中，长时间风、煤配比不当。 13.19.2.3锅炉启动前流化风嘴堵塞过多，或有耐火材料块等杂物留在炉内。 13.19.2.4燃煤粒度长期过大，聚集较多。 13.19.2.5床枪运行状态不好，造成局部热负荷过高。 13.19.2.6一次风流化风量过小，低于最低流化风量。 13.19.2.7床料过少且床料过粗，造成床面流化不均。 13.20 两床失稳 13.20.1现象： 13.20.1.1炉膛两个床之间的△P1相差超过2.5Kpa。 13.20.1.2两床的平均床温存在很大偏差 13.20.1.3两床的进风量存在明显偏差 13.20.1.4风系统存在喘振现象 13.20.1.5两床的△P1出现波浪状往复振动，且振幅有逐渐增大趋势。 13.20.2采取措施： 13.20.2.1迅速调整两侧风量及给煤量，使两侧温度及风量均衡。 13.20.2.2降低负荷 13.20.2.3调整两侧排渣量。 13.20.2.4检查回料系统是否存在问题 13.20.2.5如果上述手段不能缓解两侧床压振幅增大趋势，应立即停炉。 13.21空预器、尾部烟道着火 13.21.1现象： 13.21.1.1空预器着火报警。 13.21.1.2空预器处或尾部烟道负压波动。 13.21.1.3空预器出口风温不正常升高，排烟温度不正常升高。 13.21.2原因： 13.21.2.1煤粉过粗，燃烧不完全。 13.21.2.2锅炉灭火后，吹扫不彻底。 13.21.2.3锅炉长期低负荷运行，煤油混烧，预热器吹灰不及时。 13.21.2.4燃油雾化不良，油滴沉积在受热面上。 13.21.3处理： 13.21.3.1排烟温度升高时，立即采取调整燃烧和受热面吹灰等措施，使烟气温度降低。 13.21.3.2省煤器、空预器等处发生再燃烧，或排烟温度上升至250℃时应紧急停炉。停吸、送风机，关闭各烟风挡板。 13.22 锅炉汽包水位异常 13.22.1现象： 13.22.1.1汽包水位异常报警。 13.22.1.2就地水位计及CRT都显示汽包水位异常。 13.22.2原因： 13.22.2.1给水调节装置失灵。 13.22.2.2水位测量装置故障，造成给水调节装置调整异常。 13.22.2.3汽包安全阀动作。 13.22.2.4给水泵运行不正常。 13.22.2.5主汽压力骤变，造成水位波动。 13.22.3处理 13.22.3.1如果给水调节装置失灵，将给水“自动”切为“手动” 调整水位。 13.22.3.2若水位指示不正确，应校对水位。 13.22.3.3若水位是由压力突变引起的，应将协调解为手动，稳定机组负荷和燃烧率。 13.22.3.4若汽泵异常，可启电动给水泵。 PAGE 27