第一篇：小龙潭电厂循环流化床锅炉运行评述
小龙潭电厂循环流化床锅炉运行评述
来源：电力环境保护 更新时间：09-11-9 10:24 作者: 唐晓川,涂霞
摘要:阐述了国电小龙潭发电厂1 025 t/h循环流化床(CFB)锅炉燃用褐煤的优势,并结合系统调试、运行过程中发现的问题,提出解决措施。
关键词:循环流化床,运行,措施
国电小龙潭发电厂三期2 ×300MW 机组扩建工程的8号机组于2006212221正式投入试生产, 7 号机组于2007205229投产发电。
小龙潭电厂三期扩建工程7、8号锅炉是上海锅炉厂生产的循环流化床锅炉(CFB),其炉膛温度达到850～900 ℃。2 台炉均采用炉内添加石灰石脱硫方式, 设计钙硫摩尔比为2.0, 脱硫效率达到 94% ,石灰石耗量为22 t/h,电除尘器出口烟气SO2、NOx 排放指标达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 132232003第Ⅲ时段县级规划区外允许排放限值,即标准状态下污染物排放质量浓度: SO2 < 400mg/m3 , NOx < 450mg/m3 ,烟尘 < 50mg/m3。燃用褐煤的优势
小龙潭发电厂三期工程设计燃用云南省开远市小龙潭煤矿褐煤,其煤质特性见表1。
从表1可以看出,小龙潭褐煤属高挥发分、低发热量、中硫分、超高水分、常灰分褐煤,极易燃尽、着火、结焦;灰的变形温度、融化温度均比较低,磨损性较强。
由于燃用的小龙潭褐煤收到基水分在30%以上,内水分高达11%, 当破碎后的煤粒在炉内与 860 ℃左右的炽热物料接触时,煤粒被迅速加热,内水分及挥发分迅速膨胀析出,导致煤粒爆裂,因此, 入炉原煤粒度可放宽至12～15mm;另一方面,由于该煤种挥发分较高,使得煤的着火温度降低,在流化状态下500 ℃左右就能着火;再者是燃煤的灰分含量较低,灰渣量较小,故锅炉可靠性大为提高;另外, 该煤种灰分中的SiO2 含量较低,对锅炉受热面磨损较轻。
与常规煤粉炉相比, CFB锅炉对煤种适应性广、燃烧效率高。在烧优质煤时, CFB 锅炉的燃烧效率与煤粉炉持平;烧劣质煤时,燃烧效率比煤粉炉约高 5%;燃烧强度约为煤粉锅炉的10倍;负荷调节性能好,调节范围大,调节速度快;燃料制备简单,无需配套制粉系统,只设碎煤系统即可;采用炉内喷钙,不需另设脱硫装置,占地面积小;无废水排放;高效脱硫,脱硫效率可以达到90%以上;低温燃烧,不易结焦,且由于炉膛温度为850～900 ℃,燃烧时能有效抑制NOx 生成。
因此,小龙潭发电厂三期工程CFB锅炉燃用小龙潭褐煤具有很大的优势。2 CFB锅炉调试、运行过程中存在的问题及解决措施 2.1 存在问题
小龙潭发电厂三期工程CFB 锅炉在调试运行过程中出现了一些问题。2.1.1 锅炉翻床
锅炉翻床的主要影响因素有:(1)一次风调节档板特性。由于电动调节档板响应较慢,调节迟缓,在进行风量调节时,特别是在发生翻床、工况大幅度变化时,风量增减周期较长, 床层易“塌死”。
(2)一次风量的测量准确性。如果一次风量测量不准确,将影响对床料流化状态的分析、判断和床压自动调节投入率,给运行人员的操作调整带来困难,容易因调节失误而造成翻床。
(3)一次风差压控制。床压的自动控制是CFB 锅炉特有的自控项目,其基本控制要素有:空预器出口一次风压、空室压力、床层差压。在风量自动控制中,一次风机入口调节档板用以控制一次风压,并保持空预器出口一次风压与空室压力在一个恒定的差值范围内,两侧热一次风调节档板以床层压差为前置信号,控制一次风速。如果差压值选择过低,既影响一次风档板的调节特性,又使得床压调节迟缓,当流化工况突然变化时,无法及时进行调节,特别是当一次风档板为电动调节时,情况更为突出。若差压值选择过高,虽然一次风调节档板具有良好的特性, 但节流损失较大,档板开度变化率与流化风速变化的线性呈阶跃式,对流化工况的扰动较强,并且使风机电耗增加,不利于经济运行。
(4)床压。床压高,表明炉内物料循环量大,在两侧床压差同等的情况,物料在循环过程中发生偏床的几率相应增加。同时,由于床料增加,一次风速也增加,炉内气固两相流扰动增加,两床失稳情况加剧。因此,应根据机组负荷———床压曲线,将床压控制在一个合理的范围内。
(5)稀相区的灰浓度。在锅炉运行中,应合理控制稀相区的灰浓度。若灰浓度过高,当锅炉风量发生变化时,锅炉内循环容易发生突变,造成两侧床压失衡翻床,甚至导致塌床;如果稀相区的灰浓度过低,则影响炉内吸热,导致床层温度和分离器出口温度过高,影响机组带负荷能力。
(6)一次风调节档板安装位置。在设计和安装一次风调节档板时,由于本工程的一次风档板执行器与一次风管间的距离较近,且在进行管道保温施工时,又将执行器下部包在保温材料内,运行中多次出现执行器超温保护动作,使一次风量调节失灵,引起锅炉两床失稳。
2.1.2 外置床漏灰
外置床漏灰点主要出现在外置床回灰至炉膛部位,另外,由于外置床金属外壳在焊接时没有满焊, 虽然其内部用保温浇筑料进行了全密封,但因保温浇筑料经过烘炉或运行后有一定的膨胀间隙,加之床料的穿透性能强,焊接点处仍有床料漏出。2.1.3 给煤线故障
给煤线的安全稳定运行,对CFB 锅炉至关重要。我们在给煤线设计选型时已经充分考虑了单台给煤线的最大出力,保证其满足同侧给煤量对负荷的总需求,但在实际运行中因受到一些客观因素的影响,仍不能完全达到设计要求。如果多条给煤线在同一时段发生故障,除引起机组被迫减负荷、降低经济性外,更严重的是将影响机组炉内工况的稳定, 造成床温、床压大幅度波动而引发其他次生故障。
2.1.4 炉内受热面磨损
无论燃用何种煤种, CFB炉内受热面磨损是不可避免的,不同的燃煤特征和成分其磨损速率不同, 锅炉运行周期长短也不一。
2.1.5 石灰石系统故障
石灰石系统的故障主要表现在输送管道磨损泄漏和管道堵塞两个方面。其主要原因有输送管道的材料、设计和安装、程序控制设定、运行方式和参数控制等不合适。
2.2 解决措施
针对小龙潭发电厂三期工程CFB锅炉调试、运行中存在的问题,我们在以下几方面进行了控制。
2.2.1 控制翻床
(1)运行中合理控制给煤量、返料量、排渣量, 保证两侧床压一致。
(2)在调整给煤量时,使燃煤在整个床面分布均匀。若一侧给煤量减少时,应立即减少另一侧给煤量;控制炉膛两侧床温、床压平衡,床压偏差应控制在小于2.5 kPa。
(3)维持炉膛两侧外置床返料量基本一致,避免因为返料量偏差而产生床温、床压偏差。(4)调整炉膛两侧风量及给煤量,使两侧床温及一次风量均衡。2.2.2 控制外置床漏灰
外置床漏灰的控制应重点放在设计和施工过程中。在外置床设计时应保证其支承钢架的强度和膨胀性,减小机械应力和热膨胀余量不足造成的拉裂;外壳施工时应进行内外焊接;保温浇注应严格按工艺要求进行;外床运行应选择合适参数,尽量减少热冲击。
2.2.3 合理设计给煤线
给煤线设计时首先应对原煤斗进行合理选型, 尽量采用防堵性能较好的内衬材料和煤斗型式;在有条件时采用干煤棚等,减少入炉煤外在水分;给煤机出力的余量应充分。
2.2.4 降低锅炉磨损速率 CFB锅炉的磨损是客观存在的,应根据燃用煤种和机组运行周期,充分论证投资和收益,将磨损控制前移到燃煤输送阶段,特别是对燃用煤矸石的电厂,应有燃煤破碎和筛选专用设备,降低锅炉受热面的磨损。同时,采用先进的防磨技术,如让管、防磨梁、喷涂等。其次,应根据燃烧工况,严格控制一次风量、床存量和床料,尽量降低磨损速率。再者,应加强机组可靠性管理,分析统计运行周期,并根据燃用煤种选择停机检查时间,避免因磨损爆管给设备带来损伤。
2.2.5 其他
应严格控制石灰石粒度和合理的气粉浓度,减少泄漏;对影响系统投入率的因素进行分析,改进控制程序,及时消除存在的设备缺陷;加强人员培训, 全面掌握系统运行状态,保证SO2 等污染物排放达到环保排放标准。
第二篇：循环流化床锅炉运行简答题
1、锅炉辅助系统包含哪些？
煤粉制备系统；锅炉通风系统；烟尘处理系统；锅炉水处理系统；燃料运输系统；除灰系统；给水系统和供水系统等
2、生成氮氧化物的途径有哪些？
一是煤中的氮化物在火焰中热分解，然后氧化生成，“燃料型”NOx 二是空气中的氮在高温下与氧反应生成，“热力型”NOx
三是空气氮与煤中的碳、氢离子团发生反应生成，“快速型”NOx
3、氮氧化物减少排放的方法有哪些？
一是在燃烧中进行控制，控制火焰温度峰值其主要措施有：空气分级、低过量空气系数、燃料分级、烟气再循环等。
二是在燃烧后中通过催化剂选择法或者非催化剂选择法，将烟气中的NOx还原。
4、影响灰熔点的因素有哪些？
1、成分因素
2、介质因素
3、浓度因素
5、循环流化床锅炉结焦的现象主要有哪些？
1、DCS显示床温、床压极不均匀，燃烧极不稳定，相关参数波动大、偏差大。
2、结焦初期（局部）料层差压下降，结焦严重时，料层差压急剧增加。
3、炉膛出口氧量快速下降，几乎接近零。
4、炉膛负压增大，一次风量，风室风压波动大。
5、负荷、压力、气温均下降。
6、排渣不畅，床层排渣管发生堵塞，7、观察火焰，局部或大面积火焰呈现白色，6、循环流化床锅炉结焦的原因有哪些？
1、秸秆燃料中杂质太多，尤其是石头、砖头等直接造成局部床料不流化而结焦。
2、床料熔点太低，在床温较低的情况下就直接结焦。
3、一次风机风量低于临界流化风量，导致物料流化不好，引起结焦，4、风帽损坏，直接导致布风板布风不均匀，底层物料不流化，导致结焦，5、返料影响，返料不正常或返料器中浇注料突然坍塌导致返料器无法正常返料，引起床温过高而结焦，6、床温测量装置失灵，造成运行人员误判断引起误操作发生结焦。
7、负荷增加太快时操作不当控制不住床温时引起结焦。
8、炉内浇注料大面积坍塌。
7、循环流化床锅炉结焦的预防措施有哪些？
1、保证良好的流化工况，防止床料沉积
2、保证燃料制备系统正常工作，给料长度符合设计要求。
3、严格控制料层差压，均匀排渣。
4、认真监测床底部和床中部温差
5、床上木炭点火过程中严格控制进料量
6、变负荷运行严格控制床温
7、压火时正确操作
8、合理调整一二次风
9、改变燃料的焦结特性
10、锅炉床上木炭点火启动前所加底料含碳量不超过10%，点火中待木炭充分燃烧，没有火苗时再起火，防止炉内可燃物含量高起火后超温结焦。
8、请分条简述故障停炉条件。
1、锅炉严重缺水，低于汽包下部可见水位时。
2、锅炉严重满水，水位超过汽包上部可见水位时。
3、炉管爆破，不能维持正常水位时。
4、所有水位计失效，无法监视水位。
5、燃料在尾部烟道再燃烧，使排烟温度不正常升高时。
6、主蒸汽管道、主给水管道和锅炉范围连接导管爆破。
7、锅炉超压或安全门拒动，对空排汽门又打不开时。
8、引风机或一次风机故障不能继续运行时。
9、请分条简述请示停炉条件。
1、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。
2、锅炉承压部件漏泄无法消除时。
3、过热蒸汽温度超过规定值，经多方调整或降低负荷时仍无法恢复正常时。
4、流化床、返料器、旋风分离器内部结焦或堵灰，运行中无法处理时。
5、所有远方汽包水位计(电接点/差压式水位计)的全部损坏时。
6、放渣管堵塞，经多方努力无法消除，料层阻力超过极限时。
7、安全门动作不回座，经多方调整采取措施仍不回座或严重泄漏时。
8、尾部烟道积灰严重，经提高引风机出力，但仍无法维持炉膛正常负压或威胁设备安全时。
10、锅炉缺水的现象，原因和处理措施如何？
一、缺水现象：
1、汽包水位低于正常水位。
2、所有水位计指示负值，水位警报器发出水位低的信号。
3、给水流量不正常的小于蒸汽流量。
4、严重时过热蒸汽温度升高。
二、缺水原因：
1、给水自动调节器失灵，给水调整装置故障。
2、水位表、蒸汽流量表或给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。
3、给水压力低。
4、锅炉排污管道、阀门漏泄、排污量过大。
5、水冷壁管或省煤器管爆裂。
6、运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。
三、缺水的处理
1、当锅炉汽压及给水压力正常，而汽包水位低于正常水位时，应冲洗水位计，对照水位计指示是否正确。
2、若因给水自动调节器失灵而影响水位下降时，应将“自动”改为“手动”给水，增加给水量。
3、如用主给水调节阀不能增加给水时，则应改为旁路管道增加给水。
4、经上述处理后汽包水位仍下降，且降至-100mm时，除应继续增加给水外，尚须关闭所所排污门及放水门，必要时可适当降低锅炉蒸发量。
5、如汽包水位继续下降，且在汽包水位计中消失时，须立即停炉，关闭主汽门，经叫水水位计中出现水位时，可继续向锅炉上水。
6、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，依电接点水位表的指示能确认为缺水时，须立即停炉关闭主汽门及给水门，并用叫水法进行叫水（A经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可向锅炉上水，并注意恢复水位。B经叫水后，水位未在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水。）
7、当给水压力下降时，应立即联系汽机值班人员提高给水压力。
8、如果给水压力迟迟不能恢复，且使汽包水位降低时，应降低锅炉蒸发量，维持水位。
9、在给水流量小于蒸汽量时，禁止增加锅炉蒸发量。
11、请简述锅炉满水现象，原因及处理。
一、满水现象
1、汽包水位高于正常水位。
2、电接点水位表指示值增大。
3、二次仪表水位指示超过正常水位。
4、水位警报器鸣响，并发出水位高的信号。
5、给水流量不正常的大于蒸汽流量。
6、过热蒸汽温度下降。
7、严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，从法兰盘向外冒汽。
二、满水原因
1、给水自动调节器动作失灵，或给水调节装置故障。
2、水位指示不正确，使运行人员误操作。
3、锅炉负荷增加太快。
4、运行人员疏忽大意，对水位监视不够或误操作。
5、给水压力突然升高。
三、满水的处理
1、当锅炉给水压力及蒸汽压力正常，而汽包水位超过正常水位时，冲洗对照水位确定其指示正确性。
2、因给水自动调节器失灵面影响水位升高时，应立即将自动给水改为手动给水，减小给水量。
3、如调整门不能控制给水时，改为大旁路控制给水。
4、如水位继续上升，应立即开启事故放水门或排污门。
5、经上述处理后，汽包水位仍上升且超过100mm时，应采取下列措施： 1）关小或关闭给水门（停止上水后，应开启省煤器再循环）。2）加强锅炉放水。3）根据汽温下降情况，关小或关闭减温器水门，必要时开启过热器和蒸汽管道疏水门，通知汽机司机开启有关疏水门。
6、如汽包水位已超过汽包水位计上部可见水位时，应采取下列措施： 1）立即停止锅炉运行，关闭主汽门。2）停止向锅炉上水，开启省煤器再循环门。3）加强锅炉放水，注意水位在汽包水位计中的出现。4）故障消除后，尽快恢复锅炉机组的运行。
7、由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时，则应缓慢增大负荷。
8、因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即与汽机值班人员联系，尽快将给水压力恢复正常。
12、锅炉汽水共腾的现象、原因及处理措施分别有哪些？
一、汽水共腾的现象
1、水位计内水位剧烈波动，失去指示的正确性。
2、过热蒸汽温度急剧下降。
3、严重时蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。
4、饱和蒸汽含盐量增大。
二、汽水共腾的原因
1、炉水质量不合格。
2、排污不及时，炉水处理不符合规定。
3、化学加药调整不当。
4、负荷增加过快，汽水分离装置损坏。
三、汽水共腾的处理
1、请示值长，降低负荷使负荷稳定维持低水位运行。
2、开启过热器出口联箱疏水，通知汽机开主蒸汽管道疏水门。
3、开大连续污门，必要时开启定期排污门。
4、停止加药。
5、通知化学人员取样化验，采取措施改善炉水质量。
6、在炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷。
7、故障消除后冲洗对照水位计。
13、什么是炉膛差压？
炉膛差压是指稀相区的压力与炉膛出口的压力差，是表示炉膛稀相区颗粒浓度的重要物理量。
14、什么是CFB料层差压？特点如何？
CFB料层差压也叫料层阻力，指的是对应一定的流化风量和料层厚度，当流化介质穿越布风板上方所支撑的物料颗粒层时，在沿着料层高度的方向上所产生的流动阻力,料层差压是表示流化床床料厚度的物理量.15、请分条简述转机启动前的检查内容: 1各电动机、转机地脚螺丝牢固，轴端露出部分保护罩、栏杆齐全牢固，联轴器联接完好。2电动机绝缘检查合格，接线盒，电缆头，电机接地线及事故按钮完好，电动机及其所带机械应无人工作。
3设备周围照明充足完好，现场清洁，无杂物、积粉、积灰、积水现象，各人孔、检查孔关闭。4轴承、电机等冷却水装置良好，冷却水通畅、充足，通风良好，无堵塞。5各轴承座及液力偶合器油位正常油质良好，油镜及油位线清楚，无漏油现象。
6各仪表完好，指示正确，保护、程控装置齐全完整，调门挡板及其传动机构试验合格。
16、请分条简述辅机停运规则：
1发生人身事故无法脱险时。
2发生强烈振动有损坏设备危险时。3轴承温度不正常升高超过规定时。
4电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时。5辅机的转子和外壳发生严重摩擦或撞击时。6辅机发生火灾或被水淹时。
17、定期排污应注意哪些方面?.1 锅炉排污时，应遵守《电业安全工作规程》的有关规定。2定期排污一般在低负荷时进行，两炉不得同时进行排污。
3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，并进行相应的调整。4为了防止水冲击，排污应缓慢进行，如发生管道严重振动，应停止排污。
5排污时，先全开一次阀，缓慢开启二次阀。各排污阀全开时间不得超过30秒，不准同时开启两个或更多的排污阀。结束时，先关闭二次阀，再关闭一次阀。排污结束后，进行全面检查，确认各阀门关闭严密始可离开现场。锅炉燃料工况不稳及有其它异常情况时，禁止排污，在排污过程中，如锅炉发生异常，应立即停止排污（水位高时另外）。
18、紧急停炉的步骤有哪些? 1达到紧急停炉条件时MFT动作，按MFT动作处理。
2如果MFT未动作，同时按下两个“MFT”按钮手动停炉，确认停止向炉内提供一切燃料，可开过热器向空排汽。
3将各自动改为手动操作，控制好汽包水位、床温、汽温、汽压，根据汽温关小或关闭减温水手动门。4给水门关闭后，锅炉停止上水时应开启省煤器再循环（省煤器爆破时除外）。5若尾部烟道再燃烧应立即停止风机，密闭烟风挡板，严禁通风。
6迅速采取措施消除故障，作好恢复准备工作，汇报上级，记录故障情况。
7短时无法恢复时，上水至汽包高水位（炉管爆破不能维持水位时除外），关给水门、联系汽机停给水泵，关连排、加药、取样二次门。
19、MFT动作现象如何? 1MFT动作，发出报警；
2所有给煤机跳闸，石灰石系统切除，床下点火系统切除，燃油快关阀关闭； 3床温、床压下降；
4汽温、汽压下降，蒸汽流量剧减，汽包水位先下降后上升； 5所有风量控制改造为手动方式，并保持最后位置；
6除非风机本身切除，否则所有风机控制都将改为手动方式，并保持最后位置，若因汽包水位低跳闸，一次风机入口导叶将关至0，在风机本身切除情况下，风机将遵循其逻辑控制程序；
7燃烧控制输出信号限制引风机自动控制，保证炉膛压力不超过极限值； 20、MFT动作的条件和原因有哪些? 1同时按两只锅炉主燃料切除按钮；
2床温高于1050℃（信号来自燃烧控制系统）； 3炉膛出口压力为高高值+2500Pa（2/3）； 4炉膛出口压力为低低值-2500Pa（2/3）；
5炉汽包水位为高高值（高出正常水位200mm）（2/3）； 6炉汽包水位为低低值（低出正常水位-200mm）（2/3）； 7引风机跳闸；
8一、二次风机跳闸；
9总风量过低，小于25%额定风量（延时）（信号来自燃烧控制系统）； 10风煤比小于最小值（信号来自燃烧控制系统）； 11床温低于700℃，且床下点火器未投运； 12失去逻辑控制电源；
13燃烧控制系统失去电源（信号来自燃烧控制系统）； 14所有高压流化风机跳闸； 15汽轮机切除。
21、MFT动作应如何处理? 一.如不是因为引风机、一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，可直接按以下原则处理： 1调节风机档板，保持正常的炉膛负压； 2调节给水流量，保持汽包水位正常； 3迅速查明MFT动作原因；
4如MFT动作原因在短时间内难以查明或消除，应按停炉处理，并保持锅炉处于热备用状态； 5如MFT动作原因能在短时间内查明并消除，可按热态启动恢复锅炉运行； 6如因尾部烟道再燃烧停炉时，禁止通风，停运所有风机。
二.如因引风机、一、二次风机跳闸，DCS故障所致，除按以上原则处理外，还应考虑床料局部堆积和流化停滞。
22、请分条简述水冷壁爆管现象、原因和处理方法?.1 现象：
1轻微破裂，焊口泄漏时，会发出蒸汽嘶嘶声，给水流量略有增加；
2严重时，爆管处有明显的爆破声和喷汽声，炉膛负压变正，汽包水位急剧下降，给水流量不正常大于蒸汽流量；
3炉膛负压控制投自动时引风机调节挡板不正常的开大,引风机电流增加； 4旋风分离器进、出口烟温下降，料腿回料温度降低； 5排烟温度降低，排渣困难；
6床压增大，床层压差增大，床料板结。床温分布不均。2 原因：
1炉水、给水品质长期超标，使管内结垢，致使局部热阻力增大过热； 2水循环不佳，造成局部过热； 3管材不合格，焊接质量差； 4管外壁磨损严重； 5锅炉严重缺水。3 处理措施：
1水冷壁损坏不严重时：加大给水量，维持汽包水位，可根据情况，降低负荷运行并申请停炉；燃烧不稳时应及时投油助燃。
2水冷壁损坏严重，无法维持正常水位时：紧急停炉，停止向锅炉上水；停炉后，静电除尘器应立即停电；维持引风机运行，排除炉内蒸汽，若床温下降率超过允许值，停引风机；停炉后，尽快清除炉内床料，将电除尘、空预器下部灰斗存灰除尽；其余操作，按正常停炉进行。
23、
第三篇：循环流化床锅炉运行7.28
9.5 床温过高或过低
9.5.1 现象：
9.5.1.1各床温测点显示高或低； 9.5.1.2床温高或低报警； 9.5.1.3主汽压力升高或降低； 9.5.1.4炉膛出口温度偏高或偏低；
9.5.1.5床温高严重时，将引起床料结渣，甚至引起大面积结焦；
9.5.1.6床温过低，燃烧不稳。9.5.2 原因：
9.5.2.1给煤粒度过大或过细，煤质变化过大； 9.5.2.2床温热电偶测量故障； 9.5.2.3给煤机工作不正常； 9.5.2.4一、二次风配比失调； 9.5.2.5排渣系统故障； 9.5.2.6回料系统堵塞；
9.5.2.7石灰石系统不能正常运行。9.5.3 处理措施：
9.5.3.1检查床温热电偶；
9.5.3.2床温高时，减少给煤量，降低锅炉出力，使床温维持在900±40℃；
9.5.3.3床温低时，增加给煤量，提高床温； 9.5.3.4检查给煤机运行及控制是否正常； 9.5.3.5合理配风、调整一、二次风比例；
9.5.3.6床温过低，致使燃烧不稳时，应投入油枪助燃； 9.5.3.7检查煤破碎系统，故障时，及时处理；
9.5.3.8若是回料系统堵塞引起床温升高，应采取措施疏通回料器，无法疏通时申请停炉。9.6 床压高或低
9.6.1 现象：
9.6.1.1发出床压高或者低报警； 9.6.1.2床压指示降低或升高； 9.6.1.3冷渣器排渣量过大或过小；
9.6.1.4水冷风室压力指示过高或者过低。9.6.2 原因：
9.6.2.1床压测量故障；
9.6.2.2冷渣器故障，排渣量过小或者过大； 9.6.2.3石灰石给料量和燃料量不正常； 9.6.2.4一次风量不正常；
9.6.2.5回料系统堵塞；
9.6.2.6物料破碎系统故障；
9.6.2.7锅炉增减负荷过快或煤质变化过大。9.6.3 处理措施：
9.6.3.1床压过高，应加大排渣量，减少给料量；床压过低，减少排渣量，必要时，加大石灰石供给量或向炉内添加床料； 9.6.3.2检查床压测点，若有故障，及时消除；
9.6.3.3破碎系统故障时，及时处理，使物料粒径在合格范围内；
9.6.3.4回料系统故障应采取措施及时处理。
9.17 厂用电中断
9.17.1现象。
9.17.1.1工作照明中断，事故照明启用。9.17.1.2MFT动作，事故报警。
9.17.1.3所有转动机械停止工作，锅炉操作设备都不能工作。
9.17.1.4DCS依赖应急电源工作或无法运行。
9.17.1.5锅炉蒸汽流量，汽压，汽温均迅速下降。9.17.1.6在外部电源未恢复前，所有操作无法进行。9.17.2处理。
9.17.2.1如果发生MFT动作，按MFT动作处理。
9.17.2.2启动另一侧母线上的给水泵向锅炉进水，汇报值长，要求尽快恢复供电。
9.17.2.3一旦电源恢复，应立即启动有关辅机，向锅炉给水。
9.17.2.4复位所有跳闸设备，在启动任何设备之前，要对锅炉及其相关部件进行检查。运行人员将所有的锅炉控制系统复位到初始启动状态。
9.17.2.5在启动引风机前，要了解所有床温指示值。注意是否有些温度指示比平均值高，有些温度计可能埋在热床料中。
9.17.2.6重新启动风机时，要密切注意床温，旋风分离器烟气温度和烟道的温度变化。
9.17.2.7当达到正常空气流量时，床温和烟道中所有温度都应出现下降。满足连锁要求，则对锅炉进行正常吹扫并开始锅炉的热启动程序。
9.17.2.8当启动给煤机时，必须皮带上已有燃料，应缓慢给煤。9.18 给煤机故障
9.18.1现象。
9.18.1.1给煤机给煤量不正常或电流到“0”。9.18.1.2氧量上升。
9.18.1.3床温，密相区，稀相区温度下降。
9.18.1.4如两侧给煤机同时跳闸，导致锅炉熄火。9.18.2原因。
9.18.2.1电源中断。9.18.2.2驱动装置故障。
9.18.2.3链条和胶带松紧不合适。
9.18.2.4异物进入给煤机，造成设备损坏或堵塞。9.18.2.5请扫装置出现故障。
9.18.2.6胶带接口不牢松脱或胶带断裂。9.18.3处理。
9.18.3.1如电源问题，迅速联系恢复电源。
9.18.3.2如一台给煤机损坏，可加大另一台给煤机的负荷运行，紧急抢修故障给煤机。
9.18.3.3严禁任何异物进入给煤机，发现后立即清除（必要时停运给煤机，关闭密封风门，打开舱盖）。9.18.3.4经常检查给煤机，发现异常立即处理。9.18.3.5胶带接口要牢固，胶带质量要好。
9.18.3.6如两台给煤机同时故障，且短期内无法恢复时，则要压火处理。
第四篇：循环流化床锅炉运行经验介绍
循环流化床锅炉运行经验介绍
循环流化床锅炉简介
SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉为超高压中间再热，单锅筒自然循环、循环流化床锅炉是上海锅炉厂有限公司在引进、吸收美国ALSTOM公司循环流化床锅炉技术的基础上，运用了ALSTOM公司验证过的先进技术和几十台超高压中间再热循环流化床锅炉设计、制造、运行的经验，进行本锅炉的全套设计。
SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉主要由锅筒、悬吊式全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成。
炉膛上部布置4片水冷屏和16片屏式过热器，其中水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与后烟井之间，布置有两台绝热钢板式旋风分离器。旋风分离器下部各布置一台非机械的“U”型回料器，回料器底部布置流化风帽，使物料流化返回炉膛。
锅炉采用两次配风，一次风从炉膛底部布风板、风帽进入炉膛，二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛。锅炉共设有四个给煤点和四个石灰石给料口，均匀地布置在炉前。炉膛底部设有钢板式一次风室，悬挂在炉膛水冷壁下集箱上。本锅炉采用床上启动点火方式，床上共布置4支（左右侧墙各2）大功率的点火油枪。同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置一台流化床冷渣器。
本锅炉锅筒中心标高为47000mm,G排柱至K排柱的深度为37200mm,主跨宽度为21000mm,左右侧副跨宽度均为5000mm。3 循环流化床锅炉常见故障分析及对策 3.1炉内受热面磨损
循环流化床锅炉（简称CFB锅炉）除了高效节能、低污染地清洁燃烧优点以外还有一个最大的特点就是燃料适用的广泛性。正因为如此，大多的循环流化床锅炉都燃用了高水份、含灰量极大的劣质煤，燃烧时，烟气中含有大量的飞灰颗粒，这些灰粒以极高的速度冲刷炉壁及其设备，使其表面受到剧烈的磨损，发生局部的严重破坏，甚至导致事故停炉。
炉内受热面的磨损主要集中在水冷壁四角、密相区上部过渡位置、温度测点周围、炉内悬吊受热面、顶部与分离器相对位置的水冷壁和过热器以及焊缝附近，由于上述位置均处于物料的次密相区和涡流区，飞灰浓度和速度相对较大，设计上没有在该处考虑受热面的防磨，因此就出现了防磨的盲点。据不完全统计，全国的流化床锅炉因磨损造成壁厚减薄而爆管的事故中有26.41%是出现在上述部位。3.1.1 各部位磨损机理分析 3.1.1.1 流化床区域
在燃烧室中，从床的底部至固体颗粒膨胀起来的床层界面称为流化床。要使流化床上的固体颗粒保持悬浮沸腾状态，使煤粉颗粒得以充分有效地燃烧，从炉底布风装置出来的空气流必须具有足够的速度、强度和刚度，以在支撑固体颗粒料层的同时，产生强烈的扰动，研究发现，当床料密度ρs(1-ε)=8-10kg/m3时（ρs??颗粒密度，ε??空隙率），床内细颗粒就会聚成大粒子团，团聚后的粒子团由于重量增加体积加大，以较大的相对速度沉降，并具有边壁效应，使流化床中气?固流动形成近壁处很浓的粒子团以斜下切向运动，下降到炉壁回旋上升，颗粒彼此之间以及与炉壁之间进行频繁的撞击和摩擦，使炉壁出现了严重的磨损。锅炉运行一年后大修检查，发现水冷壁密相区耐磨料过度部位的水冷壁普遍出现不同程度的磨损，经测厚最薄为4.7mm，磨损量达1.8mm。3.1.1.2炉膛内悬吊受热面
布置在炉膛内的过热器等受热面，所处的位置是烟气流必经通道，高浓度、高速度的飞灰颗粒，大大地增加了在单位时间内颗粒对受热面的撞击率，我们知道，管壁表面的磨损量是与撞击率以及流速成正比：
T∝(ηkω3/2g)τ
式中：T ??管壁表面的磨损量,单位为g/m3 τ??时间，单位为s g??重力加速度，g=9.18m/s2 ω??飞灰速度，可认为等于烟气流速，单位为m/s κ??烟气中飞灰浓度，单位为g/m3 η??飞灰撞击率
因此，布置在炉膛内的悬吊受热面，特别是第一、二排的管束，磨损较严重。
锅炉运行一年后大修检查，发现两侧水冷屏的第一排管束与侧墙相对的一面磨损较为严重，经测厚最薄壁厚为5.2mm。3.1.1.3 炉膛出口（分离器进口）
炉膛出口处烟气流流通截面骤降，并使粒径d50为40～70μm的固体颗粒加速到最大速度，以满足分离器所需分离临界速度，不同结构的分离器有着各自不同的临界速度，据我们了解，一般这一临界速度达25m/s左右，这样高速度的固体颗粒在炉膛出口转弯处（俗称靶区）将产生较大的离心力，强烈地冲刷炉膛出口管，同时，高密度的灰粒在与管表面碰撞时，使金属显微颗粒克服分子之间的结合力，使本已处在高温处的局部管表面温度升高引起该处金属变软，使金属颗粒更易与母体分离产生磨损。
锅炉运行一年后大修检查，发现分离器入口两侧水冷壁磨损较为严重，特别是与耐磨料结合处的一根水冷壁管冲刷出现许多凹坑，深度达2~3mm。3.1.2 设备改造情况
针对炉内受热面磨损严重的问题我们采取了如下措施：
（1）将水冷壁两侧的床温测点（约标高26米）拆除，将测点两侧的让管进行取直。（2）我们在过热屏的迎火面加装了部分耐磨鳍片，鳍片的两端与管子的角度磨成150斜角。（3）考虑到流化床锅炉的特殊性和受热面磨损的普遍性，我们利用大修机会对炉内部分受热面进行了喷涂。喷涂位置为炉膛四角水冷壁、密相区往上1.5米、焊缝两端各0.2米，顶棚往下1.5米和分离器入口两侧相对应的部位。3.1.3 运行采取的措施
（1）循环流化床锅炉受热面磨损速率与颗粒速度的三次方和颗粒粒径的平方呈正比，为了减少磨损必须严格控制入炉煤的粒度和热值，细碎机出料粒度总体标准如图（3-2）所示：
对煤粉粒度的具体要求如表（3-1）：
图3-2
表3-1煤粉粒度控制表
筛孔尺寸
(mm)10mm 8mm 6mm 3mm 1mm
100％ 98～100％ 95～100％ 78～90％ 38～60％
通过量占总量比例（%）
超过上表所示的范围，视为不合格。
（2）对入炉煤的热值进行严格的取样化验，确保入炉煤的低位发热量高于校核煤种即大于19500KJ/Kg,发热量小于该值的煤种一律进行掺烧，防止煤量过大。
（3）由于我们公司现在的煤种的热值很难达到校核煤种的热值，为了减少飞灰磨损带来的危害，保证烟速在规定的范围内，决定对入炉煤进行定量燃烧，严格将燃料耗量控制在69t/h以下。
（4）炉内受热面的磨损与运行人员的调整有很大的关系，一、二次风的配比和物料浓度对受热面的磨损有直接的影响，在保证炉内床料流化良好的前提下，减小总风量，145MW合理风量在450t/h左右。
（5）在保证料层差压合理分布的前提下，降低炉膛差压，145MW合理床压在13.4~14.5KPa左右。
（6）根据燃烧工况，合理控制风量配比，减小“多余”风量的送入。（7）煤、风调整应缓慢均匀，精心监视，降低炉内的扰动。（8）高负荷，在保证蒸汽参数前提下，控制外循环物料量。（9）根据排渣粒度每360运行小时置换换床料一次。
（10）开展各种活动，不断优化燃烧调整，丰富经验，提高机组安全、经济性。3.2 炉内耐磨料损坏
非金属耐磨材料，由于热震稳定性好，施工维修简单，是循环流化床锅炉中应用最多的耐磨材料，从整台锅炉的经济比较来说也占了相当大的比例。非金属耐磨材料有定形制品与不定形制品，定形制品以预制品和砖为主，而砖在循环流化床锅炉中大面积的耐磨墙体应用较多，如分离筒、回料器，尾部烟道等，目前常用有硅线石砖、锆铬刚玉砖、碳化硅砖等。不定形制品有喷涂料、耐磨耐火可塑料、耐磨耐火捣打料、耐磨耐火浇注料等。
耐磨耐火可塑料，是由耐火骨料、结合剂和液体组成的混合料。交货状态为具有可塑性的软坯状或不规则形状的料团，可以直接使用，主要结合剂可以为陶瓷、化学结合剂。以捣打（手工或机械），震动、压制或挤压方法施工，在高于常温的加热作用下硬化，耐磨耐火捣打料的组成基本与耐磨耐火可塑料相同，所不同是耐磨耐火捣打料，一般来说均在现场调配，用多少配多少，最适用于用量不大的修补，而耐磨耐火可塑料，不宜久存，特别是开封后极易硬化，故较适用于用量较大的批量施工。如悬吊在炉膛内的受热管束，使用现存的可塑性软坯在管节距之间捣打挤压，即密实又施工方便。
耐磨耐火浇注料是由耐火骨料和结合剂组成的混合料。交货状态为干状，加水或其他液体调配使用。主要结合剂为水硬性结合剂，也可以采用陶瓷和化学结合剂，以浇注、震动的方法施工，无需加热即可凝固硬化。
保温耐磨料的损坏主要集中在炉内密相区、过热屏底部、旋风分离器入口及切向位置、旋风分离器的入口伸缩节、回料器的平行位置，其损坏主要有脱落和磨损两种情况，造成上述损坏的原因是多方面的。3.2.1 耐磨料损坏的原因
耐磨料的损坏主要有以下原因造成：
（1）有些耐磨料其本身的成分配比不符和要求，使耐磨料的稳定性达不到设计要求，表面硬度减弱以及粘结力降低，耐磨料极易磨损和脱落。
耐磨材料的的物理化学性能非常重要。一般来说，耐磨材料的耐压强度、抗折强度、耐磨性、热震稳定性和重烧线变化是主要的考虑指标，同时，高温耐压强度指标也要考虑。有许多种耐磨材料结合剂须1200℃以上温度烧结后才有一定强度，在1200℃以下使用，因耐火材料达不到烧结温度而导致强度很低，因此，在流化床锅炉上选用效果不理想。
（2）施工工艺不良也容易造成耐磨料的损坏，在施工中没有严格按照料水（或磷酸结合剂）浓度进行合理配比，耐磨料中水分较大或者没有严格按照烘炉特性曲线进行烘炉、施工时欲留的膨胀缝不符和要求或膨胀缝设计存在问题等，在运行中极易造成耐磨料大片脱落。（3）设计结构不合理也会造成耐磨料脱落，例如：抓钉、拉砖钩数量较少以及设计强度较低都会造成耐磨料大面积脱落。从目前情况来看，我公司两台循环流化床锅炉的分离器总体设计不是很合理；该墙原设计厚度304mm，内层为150mm厚高强度耐磨耐火砖，外层为154mm厚的耐火保温浇注料，用拉砖钩将耐火砖拉住。该结构的墙保温效果差，经常造成墙体塌落，现在设计中常设计成棋盘式结构，效果较好。
（4）运行操作不当也会造成耐磨料脱落，耐磨材料随温度的升降，产生膨胀或收缩，如果此膨胀或收缩受到约束，材料内部就会产生应力。耐磨材料属非均质的脆性材料，与金属制品相比，由于它的热导率和弹性较小、抗拉强度低、抵抗热应力破坏能力差、抗热震性较低，在冷启动锅炉和停炉冷却时如果温升较大，就会造成耐磨料的受热不匀产生裂纹而脱落。3.2.2 针对耐磨料损坏所采取的措施
（1）对耐磨料进行了招标，选择有资质的、信誉和质量较好的耐火材料厂家进行施工，在施工中严格施工工艺，加强质量监督，对耐磨料的成分进行不定期抽样检查，对不合格的产品一律拒绝使用。
（2）旋风分离器切向位置的耐磨料，飞灰碰撞积率最大、烟速和烟温最高，磨损最严重、三维热膨胀最大。我们对该处的耐磨料进行了施工改造，将原有的耐火砖拆掉（部分脱落）增加了
Y型抓钉，并在抓钉上面焊接了φ6mm的不锈钢网，外层用60mm的高温硅酸铝棉毡，中间用微孔保温砖，内层附以150mm厚的耐磨捣实料，经过8个多月的实际运行，保温效果和强度都非常好。
（3）回料器的水平段耐磨料经常脱落，致使该处的铁板烧红，我们利用大修机会对该处进行了改造：在耐磨料最内层加装了成型的碳化硅预制板，该板耐高温，抗磨损冲刷，使用效果比较好。
（4）对屏式过热器和水冷屏在下部增加了销钉数量。
（5）为了避免出现耐磨料脱落的现象发生，每次停炉和启动，都应严格按照温升曲线进行操作。
3.3 过热器超温
#
3、4炉自投产以来，屏式过热器冷段和热段出口温度一直偏高，在135MW冷段出口温度最高达475℃,比设计值高出50.8℃在一级减温器减温水量26.1t/h时，热段出口温度最高达534℃，比设计值高出40.6℃，其中＃
3、4炉屏式过热器高温段部分管子由于过热出现了球墨化现象。3.3.1 原因分析
（1)在锅炉设计时，由于设计人员比较保守，造成炉内过热器受热面较多。（2)在锅炉设计时，没有考虑分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管的辐射吸热量。（3)燃用煤种偏离设计煤种较大。（4)运行中风量配比偏差较大。3.3.2 设备改造
（1)#3炉分别将热屏和冷屏去掉了一屏，并在下部增加了部分耐磨料。
（2)#4炉在冷屏和热屏底部增加了部分耐磨料，以减少冷屏和热屏的整体吸热量。（3)为了减少屏过管子的热偏差，分别在每屏出口前后两侧的管子增加了部分耐磨料。（4)为了减少悬吊管和隔墙管处的辐射热，分别将#
3、4炉分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管加装了隔热护板。3.3.3 运行采取的措施
（1）
点火过程中，运行油枪应雾化着火良好，燃烧器风量适当；冲转并列时，调整回油门开度、调节ⅠⅡ级旁路，必要时，开启向空排气门，维持主汽压力稳定，保证屏过壁温不超温，必要时减少油枪投入数量。
（2）
并列后初期升负荷，保持高压调门全开，使汽压、汽温、负荷按规程规定上升，宁慢勿快，监视屏过壁温变化。
（3）
初期投煤执行“脉动”给煤的规定，根据床温变化率、氧量变化，确已着火方可连续少量给煤，否则稳定电负荷提高床温后重新投煤。给煤量缓慢均匀增加，使汽压稳定升高，注意一二次风量的调整。避免可燃成分炉内积存燃烧，床温失去控制。
（4）
根据汽温变化情况，及时投入、调整减温水，特别注意一级减温水的调整，保证屏过热段出口汽温、壁温不超温。
（5）
给煤稳定后，根据床温变化率，床温升至600℃以上，及时逐一切除油枪运行，注意停止大油枪对床温的影响。
（6）
升负荷过程中，注意炉膛进出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化，合理调节一二次风比例，及时排渣置换床料，保证稀相区燃烧份额，控制床温及升负荷速度。（7）
低负荷时，一次风比例大，随床温升高，一次风比例降低，合理调节一二次风比例及二次风门开度，减小各层床温与分离器进出口烟温差，减小两侧烟温差。
（8）
防止过热器、再热器壁温超温，应烟气侧与蒸汽侧调整相结合；升负荷过程中，应以烟气侧为主，调整减温水为辅。
（9）
高负荷时，严格按规程规定调节床温，均匀给煤，根据煤质，适当提高床压，通过控制床温控制屏过壁温超温；合理调节一二次风比例及二次风门开度，保持氧量，通过控制分离器出口烟温及两侧偏差防止对流过热器、再热器壁温超温。
（10）高负荷时，注意协调一、二级减温水比例，保证屏过出口、再热器出口、过热器出口汽温、壁温在规定范围内。
（11）高负荷时，加强再热器、过热器吹灰，不允许为汽温而造成壁温超温，当发生保持汽温额定与壁温超温相矛盾时，优先保证过热器、再热器壁温不超温，尽可能提高汽温，并满足主、再热汽温差<27℃，主（再热）汽温A、B两侧之差<14℃的规定。
（12）当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时，加强责任心，及时调整，不等不靠；当调整无效，壁温超温与机组负荷相矛盾时，减小锅炉负荷并汇报值长。（13）稳定运行工况下，主、再热汽温保持正常，不允许超过540℃的现象出现。减温水调整应缓慢均匀，避免汽温不允许大幅度变化。
（14）当发生断堵煤恢复时，缓慢增加给煤量，控制床温、汽压缓慢稳定上升，并注意对汽温、壁温的监视。
（15）当发生高加解列等异常情况时，可适当减负荷，控制床温上升速度，防止汽温、壁温超温。
3.4 冷渣器排渣困难
本台锅炉共设置两台流化床冷渣器，分布于炉膛下部两侧，布置在零米层，采用以水冷为主、风冷为辅的双冷却形式，锅炉总灰量为14188.4kg/h，一台冷渣器的设计底灰排出量为锅炉总灰量的50%，一台冷渣器即能满足锅炉正常运行的需要。冷渣器的进渣温度为880°C，经过冷渣器的两个冷却室的冷却，落渣口的出渣温度为150℃，而冷却室蛇形管中的水温从35℃加热到70℃左右再引出到汽轮机的回热系统。冷却水的进口温度为35℃，压力为1.2MPa，流量为80000kg/h。设计从冷渣器侧面的正常排渣口排渣。
运河发电厂自投产以来，频繁发生冷渣器堵渣现象，炉膛床料无法排出，造成床压升高，被迫减负荷进行处理；后期出现冷渣器结礁现象，造成停炉。3.4.2 原因分析
造成冷渣器频繁堵渣的原因主要有以下三点： 3.4.2.1 高温结礁（1）
床温过高造成结礁
（2）
细碎机未及时调整，粗细煤粒的分布不合理，造成密相区燃烧份额加大，床温提高结礁。
（3）
点火过程中投入冷渣器运行，给煤落入冷渣器内，使冷渣器内发生煤粒再燃，造成高温结礁。3.4.2.2 低温结礁
（1）
停炉时床料中煤粒未完全燃烧尽，产生低温结焦，焦块进入冷渣器内。（2）
配风不合理和锅炉长期低负荷运行，炉膛流化不良可能造成炉膛局部结焦。（3）
炉膛内流化不良，存在部分死区，易使低温焦块生长。
（4）
低温焦块进入冷渣器中，在冷渣器停运及吹扫过程中，以其为内核滚雪球似的长大，形成低温焦。
3.4.2.3 其它原因结焦
（1）锅炉本身缺陷造成的冷渣器堵塞：如炉膛内有渣块、落渣管处的风帽堵塞、落渣管中耐火材料脱落等易造成结焦堵塞。
（2）冷渣器设计缺陷：冷渣器中间隔墙过高，较大的渣料由于流化困难，很难被从Ⅰ室吹到Ⅱ室。
（3）渣器堵塞后，不能与炉膛隔离，运行中没有清渣手段。（4）运行调整过程中，冷渣器运行关键参数的监视不到位。3.4.3 设备改造情况
（1）将冷渣器内的中间隔墙降低，保留5块耐火企口砖，高度约400mm。目的是便于主室内的渣进入副室，从而自正常排渣口排出。
（2）降低正常排渣口的高度。即：将标高从4.733米下降至3.84米。做法：a、将4.733米高处的正常排渣口用厚度8mm的不锈钢板（1Cr18Ni9Ti）满焊封住。B、标高3.84米处在冷渣器侧墙用风镐开孔ф273mm，孔的直径可适当稍大，然后用ф273x10的钢管与原正常排渣管道相连。管道规格：ф273x10，材质：Q235-A。管道与冷渣器外箱体之间圆周焊接，焊缝高度8mm。
（4）
在冷渣器回风管上增加手动隔绝门。增加该手动门有两个作用：一是当炉膛排渣口堵塞时可以将该门关闭，利用冷渣风机的风将排渣口鼓开；二是当冷渣器内结礁或冷却水管道泄漏时可以将该门关闭后进行事故处理。
（5）
在冷渣器底部加装了压力测点，根据压力合理控制排渣时间。3.4.4 运行采取的措施：
（1）严格控制床温，将床温控制在850℃~900℃，严禁床温超过950℃。
（2）每天对入炉煤进行检验，严格控制入炉煤粒度的均匀性，并保证粒度不大于10mm，发现有超标情况时应及时更换细碎机锤头。
（3）冷渣器投运时，选择床温达到600℃时，应平缓投入，保证床料得到良好的流化和床料中的煤粒燃尽，使冷渣器不致受到过度热应力的损坏。
（4）在停炉熄火后，应加强炉内通风以保证床料中的煤粒燃尽和得到充足的冷却，并严密监视床温不得超过400℃，如果发现有生温倾向应加大通风量。（5）合理控制一、二次风配比，保证床料得到充分燃尽和流化。
（6）合理控制A、D给煤机的进煤量，使A、D给煤机的给煤量尽量小一些，一方面可以减少排渣的含碳量，另一方面可以减少侧墙水冷壁的磨损。
（7）实行间断排渣并保持冷渣器内的床料在一定位置，以减少排渣的可燃物含量和使床料得到充分的冷却。3.5 给煤机堵煤
本台锅炉共设四台给煤机两个原煤仓，一个原煤仓分别对应两台给煤机，自标高30米至22米为一体，自22米向下至18.5米分成两个金属煤斗分别与两台给煤机连接。每台给煤机所连接的煤斗设有4台空气炮。原煤仓设计形状为方锥型，12mm厚的Q235钢板，内衬3mm不锈钢板；煤斗下部收口为方型，安装电动插板门，由“天方地圆”收成圆筒，接入给煤机。自投产以来，频繁发生给煤机堵煤、断煤现象，仓壁挂煤严重，虽经空气炮疏松但无明显效果，只能用人工进行敲打和投通。特别是雨季煤湿，堵煤现象更为严重。3.5.1 原因分析
经过认真观察分析，认为堵煤现象的频繁发生主要有以下原因造成：（1）
入炉煤含水量较大，增加了煤的粘度。实践证明：当煤的含水量在8%~15%范围内粘性最大，煤在煤仓中极容易结块产生堵煤现象。
（2）
煤仓和入口电动门结构不合理：煤仓设计为方锥型，入口电动门为方型结构，两台给煤机共用一个原煤仓。中间分叉后变两个煤斗接入给煤机，由于仓壁四角产生“双面摩擦”和挤压，越接近下煤口部位摩擦力和挤压力会越大，所以在四角部位积煤特别严重。电动插板门后为“天方地圆”结构，由于设计时预留高度太短，所以收缩太快，造成坡度减小容易堵煤。
3.5.2 设备改造情况
（1）
对原煤仓进行了改造，从原煤仓的分叉处往下由方型改为圆形结构，分三节形成双曲线型结构，内贴高分子PST板，去掉空气炮，每个煤斗对称加装了由北京派通公司生产的疏松机。
（2）
将给煤机入口电动插板门更换为双向液压门，该门为圆形桶体结构，采用液压双向插板设计，相对开关。由于门的内壁为圆柱型结构，从而减少了煤和门壁的摩擦，避免了门后堵煤现象的发生。3.5.3 运行采取的措施
（1）加强入炉煤的掺配，严格入炉煤的化验制度，将入炉煤的水分控制在8%以内。（2）每周利用低负荷运行时，进行一次煤仓低煤位燃烧，以便于将积在煤仓四周的积煤“清理”干净。避免长期满煤运行造成的四角积煤。
（3）
加强上煤巡检制度，杜绝杂物进入煤仓造成堵煤。
（4）
如果长时间停炉，必须进行空仓燃烧处理，防止煤在仓内长时间堆积造成结块积煤。
（5）
遇到雨天和煤湿时，煤仓上煤应采取低煤位、勤上煤的办法，始终让煤位在较低状态下运行，避免湿煤在仓中结块。3.6 非金属膨胀节的损坏
就SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉总体而言，炉膛与旋风分离器进口烟道之间、分离器与旋风分离器出口烟道之间、出口烟道与尾部前墙入口之间、分离器与直管之间、回料器入炉斜管与回料弯管之间、冷渣器进渣管与冷渣器箱体之间及回料管与箱体之间皆有非金属柔性膨胀节，以解决从冷态到热态两者之间的三维的相对位移。自投产运行以来，炉膛与旋风分离器进口烟道之间的非金属膨胀节，经过几次停炉检查发现伸缩节导向板部分变形、烧坏，且磨损较为严重，以至于部分缝塞和高温棉被烟气吹跑，虽经多次处理但始终没有达到满意的效果。3.6.1 原因分析
（1）现场施工时，没有严格按照施工要求进行施工，伸缩缝内的缝塞质量较差致使缝塞经常被抽走。
（2）所用的导流板耐温性能较差，经常发生过热变形。
（3）
运行操作不当造成该处“负压”过大，致使缝塞被烟气带走。（4）
伸缩节前后耐磨料脱落，造成伸缩缝内缝塞失效。3.6.2 其它防范措施
（1）加强运行监督，确保分离器入口的压力保持在“微正压”运行。
（2）利用停炉机会对伸缩节进行检查，及时清理伸缩缝内的积灰，发现缝塞和导流板损坏时要及时进行更换处理，防止缺陷扩大。
（3）伸缩节前后由于运行膨胀不匀会出现纵向裂纹，每次停炉时要对裂纹中的灰及时进行清理，避免炉运行时膨胀受限而损坏伸缩节。3.6.3 设备改造情况
（1）伸缩节仍然采用上锅厂原设计的“Z”型结构，伸缩节前两侧墙比伸缩节后增加15mm厚度，并采用平滑过渡。
（2）伸缩缝内部缝塞必须固定好，并用φ5mm销钉插入缝塞中，向火侧采用φ2mm的不锈钢网制成的“U”型护网，最后焊上导流板。不锈钢网和导流板材质为1Cr25Ni20Si2耐高温材料。4 结
论
循环流化床锅炉因其具有燃料适应性广，低温燃烧氮氧化物排放量低，可实现炉内脱硫等优点，适应了当今社会对能源与环境保护同时提出了更高要求的潮流，因此，近年来循环流化床锅炉得到了迅猛的发展，循环流化床锅炉的容量也日趋扩大，本文所述均为我公司两台440t/h循环流化床锅炉运行一年以来出现的问题讨论，随着对流化床锅炉认识的加深和经验的进一步积累，流化床锅炉的安全可靠性和稳定性也得到了很大提高，希望本文能够给其它同类流化床锅炉的工作者提供有益的帮助，同时，也希望各位同行就本文的不足之处给予指正和提出宝贵的建议
第五篇：130th循环流化床锅炉运行规程
130t/h循环流化床锅炉运行规程（试行）
批准： 审核： 编写：
前 言
本规程根据以下资料编写：
1、济南锅炉厂YG－130/3.82-M6型循环流化床锅炉《设计说明书》和《使用说明书》。
2、《电业安全工作规程》（热力机械部分）。
3、济南明水热电有限公司YG－75/3.82-M1型循环流化床《锅炉 运行规程》。本规程的编写过程中，综合吸取了许多厂家130t/h循环流化床锅炉的运行经验结合本公司75t/h循环流化床锅炉的运行实际情况和新建130t/h循环流化床锅炉的特点，力求使本规程规范、实用，具有可操作性。
4、锅炉运行管理制度同＃6、7、8炉，本规程不再编制。
本规程为使用版本，待锅炉正常运行后，执行的过程中有补充改进建议，请反馈给生产部，按规定予以重新修订，使本规程得到不断的完善。
2005年10月1日
目录
第一篇 设备技术规范
第一章 锅炉机组的简要特性
第二章 锅炉技术规范
第二篇 锅炉机组的启动
第一章 锅炉机组启动前的检查与准备
第二章 锅炉点火、升压及并炉
第三篇 锅炉运行调节
第一章 锅炉运行参数的控制与调整
第二章 锅炉运行中的监视及调整
第三章 锅炉的排污
第四篇 锅炉压火和停炉 第一章 锅炉压火
第二章 锅炉的正常停运
第五篇 锅炉机组的故障处理 第一章 总则
第二章 事故分析及处理
第一篇
设备技术规范 第一章 锅炉机组简要特性
一、锅炉简介
1、锅炉概况：
（1）型号：YG130/3.82—M6（2）制造厂家：济南锅炉集团有限公司（3）制造日期：2005年7月
（4）安装日期：2005年7月－10月（5）投产日期：2005年11月
（6）安装单位：山东省建设第三安装有限公司
2、设备概述：
本锅炉是一种自然循环水管锅炉，采用由燃烧室、炉膛、水冷旋风分离器、返料器组成的循环燃烧系统，炉膛为膜式水冷壁结构，过热器分高、低II级过热器，中间设I级喷水减温器，尾部设两级省煤器和一、二次风预热器。设备简介：
（1）锅筒
锅筒内径为1500mm，壁厚为46mm筒体全长10566 mm，筒身由20g钢板卷焊而成，封头是用同种钢板冲压而成。
锅筒内部装置由旋风分离器、顶部分离板、连续排污管、加药管等组成。旋风分离器直径为φ290，共40只。
由旋风分离器出来的蒸汽穿过上部波形板箱，再经锅筒顶部波形板分离器箱，然后由蒸汽引出管到过热器系统。在锅筒顶部布置有波形板分离箱做为细分离，并在波形板分离器下装有12根水管，把分离箱中带进的水分再送回锅筒的水容积之中，以保证蒸汽品质。在集中下降管进口处布置了十字挡板，消除下降管带汽及抽空现象，锅筒上除布置必需的管座外，还布置了再循环管座，吹灰管座，备用管座。为防止低温的给水与温度较高的锅筒筒壁直接接触，在管子与锅筒筒壁的连接处装有套管接头。给水进入锅筒之后，沿锅筒纵向均匀分布。
锅筒内正常水位在锅筒中心线下100 mm处，最高、最低安全水位距正常水位为上下各75mm。锅筒装有两只就地水位表，此外还装有两只电接点水位表，可把锅筒水位显示在操作盘上并具有报警的功能。另外，锅筒上配有备用水位管座，用户可用于装设水位记录仪表水位冲量等仪表，可实现对水位的自动控制、自动记录。为提高蒸汽的品质、降低炉水的含盐浓度，锅筒上装有连续排污管和炉内水处理用的加药管，连续排污率为2％。
锅筒通过两套悬吊装置悬挂于钢架上，可沿轴向自由胀缩。（2）水冷系统
炉壁、炉顶均由膜式水冷壁组成，通过水冷上集箱上吊杆悬挂于钢架上。炉膛横截面为3972×7750mm 2；炉顶标高为31380 mm，膜式水冷壁由φ60×5和6×45 mm扁钢焊制而成。燃烧室为φ60×5的膜式壁管组成，其上焊有销钉，用以固定耐火材料。燃烧室上部与炉膛膜式水冷壁相接，下部与水冷风室及水冷布风板相接。水冷风室由膜式水冷壁钢管组成，内焊销钉以固定耐火材料。水冷布风板由φ60的钢管及6×45扁钢组焊而成，在扁钢上开孔与钟罩式风帽相接。
为了增加受热面，使锅炉有一定的超负荷能力，在炉膛内增加3片自然循环的翼形水冷壁，每片水冷壁由16根φ60的钢管及6×20.5扁钢组焊而成，为减小锅炉管子磨损，整体弯头由耐磨浇筑料防护。
除翼形水冷壁外，炉膛部分分成左、右、前、后四个水循环回路，引汽管由φ133×6组成及φ108×4.5钢管组成，集中下降管由5根φ273×12钢管组成，在每隔集箱装有排污阀门以便定期排污。
为了降低返料温度，降低炉墙重量，缩短起炉时间，增加密封信及运行的可靠性，设置了两个水冷旋风分离器。
水冷旋风分离器有以下特点：
1、耐火材料用量降低，从而使锅炉承重减轻，用户耐火材料费用减少。
2、锅炉启动时间明显缩短。
3、与炉膛相对膨胀量减少，增加了密封的可靠性。
4、锅炉本体耗钢大幅增加。但用户成本降低明显。
每个分离器由120根φ51×5管子和上下两个环形集箱焊接而成，管子上焊有销钉以敷设高强度耐火浇筑料，整个分离器有上集箱支吊向下膨胀，下集箱与固定料腿设有膨胀节以保证密封。
旋风分离器内衬采用耐磨、隔热材料。耐磨、隔热材料不修补的运行周期为二年，二年后每年的更换量不超过总重量的5% 在锅炉正常运行的条件下，环境温度为27℃时，旋风分离器外表面温度不大于50℃，当环境温度大于27℃时，旋风分离器外表面温度允许比环境温度高25℃。
旋风分离器下端回料立管结构合理，确保分离效果，并避免噎塞或气流扰动影响分离效果。旋风分离器上部烟气出口即中心筒采用耐磨耐高温材料制造，出口管延长进旋风分离器筒体一定长度以阻止烟气短路。
以上所用钢管材料均为20（GB3087－1999）无缝钢管。（3）过热器
本锅炉过热器分II级，分为保护旋风筒出口及尾部烟道顶部的炉墙，在此部位特别设有炉顶包覆管，包覆管下部含有销钉，其上固定耐火浇筑料，过热蒸汽从锅筒由连接管引入顶棚管进口集箱再进入吊管进口集箱，经悬吊管引入吊管出口集箱进入低温过热器加热后，分别进入两个喷水减温器后引入高温过热器进口集箱，经高温过热器管系加热后进入高过出口集箱。再由连接管引入集汽集箱，经主汽阀送至汽轮机。
低温过热器管系、高温过热器管系均由φ38×4的管子组成，为降低磨损和集灰均采用顺列布置。每级过热器迎风第一排管都设有防磨罩。过热器减温系统采用喷水减温，减温器置于两级过热器之间，这样既可保证汽轮机获得合乎要求的过热蒸汽，又能保证过热器管不致于因工作条件恶化而烧坏。
为保证安全运行和传热效率，低温过热器采用逆流布置，高温过热器采顺流布置，低温过热器采用20（GB3087－1999）无缝钢管。高温过热器高温段采用15Cr2MoG的低合金无缝钢管。
（4）省煤器
省煤器系II级布置。采用螺旋鳍片管省煤器。
均为φ32×4的20G无缝钢管弯制的蛇形管，给水沿蛇形管自下而上，与烟气成逆向流动。螺旋鳍片管共45排，顺列布置，横向节距70mm，横向节距100mm，由省煤器管支架支撑在空心梁上。
为保护省煤器，在汽包和下级省煤器之间设有再循环管道，以确保锅 炉在启动过程中省煤器管子的水能进行自然循环。
锅炉尾部烟道内的省煤器管组之间，均留有人孔门和足够高度得空 间，以供检修之用。
省煤器入口集箱设置牢靠的固定点，能承受主给水管道一定的热膨胀 推力和力矩。（5）空气预热器
锅炉采用管式水平布置空气预热器。空气预热器为两级，三流程布置，空气分别由一次风机和二次风机从上下两个入口空气预热器，上面入口为二次风空气预热器，下面入口为一次风空气预热器，两级空气预热器除末级外均用φ41×1.5的焊接钢管制成，末级采用搪瓷管，以缓解冷端低温腐蚀。烟气在管内自上而下流动，空气在管外横向冲刷，二次风经过三个行程后进入二次风管，一次风经三个行程进入一次风管。
一、二次风预热温度分别达到150℃。空预器设置安装露点测量装置的预留位置。
空预器每级漏风系数保证第一年运行不超过0.03，长期运行不超过0.05。空预器下部烟风接口距地面有足够的净空，供烟风道及除灰设备的布置。（5）燃烧系统
燃烧系统由燃烧室、炉膛、旋风分离器和返料器组成。炉膛下部是密相料层，最低部是水冷布风板,在布风板上的鳍片上装有耐热铸钢件风帽，该风帽为钟罩式风帽。锅炉燃烧所需空气分别由一、二次风机提供，一次风机送出来的风经一次风空气预热器预热后，由风室通过安装在水冷布风板上的风帽进入燃烧室。燃煤经设在炉前的4条刮板给煤机送入燃烧室落煤口上方设置了播煤风。
二次风约占总空气量的50％（根据煤种稍有区别），经过空预器预热后，通过喷嘴分上、下两层进入炉膛，以利于燃烧调整和控制氮氧化物的排放。整个燃烧是在较高流化风速下进行，炉温控制在800～900℃，含灰烟气在炉膛出口处分左右两股，切向进入两个旋风分离器，被分离的细颗粒经返料器返回炉膛循环再燃烧，离开旋风分离器的烟气经过热器进入尾部烟道，随烟气排走的微细颗粒可由锅炉后部的电除尘器收集。
旋风分离器采用特殊成熟结构，可保证分离效率≥99.5％。由于分离效率高，可保证炉膛内有足够的循环灰量，减少尾部烟气含灰量，有利于尾部受热面的防磨。为保证返料器的工作可靠，进入返料风室的高压风需单独高风压、低风量风机以保证返料器畅通、降低循环灰在返料器内的再燃率，同时在分离器处布置水冷系统，以降低循环灰温度。每个水冷套由管子和上下两个环形集箱焊接而成，管子上焊有销钉以敷设高强度浇注料，整个水冷套由下集箱支撑在返料器耐火材料上整体向上膨胀，上集箱与锥体固定耐火材料处设有膨胀缝且上集箱引出管与护板设有膨胀节以保证密封。
燃烧后的灰渣，较大颗粒可经炉底4个φ159的冷灰管排走，而较小颗粒可以从旋风分离器下的返料器的细灰管排走。
本炉为床下动态点火，在风室后侧布置点火器，点火用油为0＃轻柴油，油压为2.45Mpa。（6）炉墙
由于采用膜式水冷壁，炉膛部分采用敷管轻型炉墙，旋风分离器、斜烟道、炉顶和尾部烟道用耐火砖或耐火混凝土和保温层砌成，其重量分别通过钢架传到基础。考虑到炉墙受热后的膨胀，对于炉墙面积较大的部分及其接合处设有膨胀缝，为了保证炉墙金属及浇注料安全运行，炉墙升温和降温速度应控制在每小时100~150℃之间。（7）锅炉管路 锅炉采用单母管给水，锅炉给水通过操纵台，然后进入省煤器，从省煤器出口集箱出来后，由汽包给水管引入汽包。
在汽包和省煤器之间装有不受热的再循环管，为保证锅炉点火启动和停炉冷却过程中省煤器内水的流动，在点火和停炉过程中不向汽包进水时，开启再循环管路上的阀门，这时由于省煤器管内水温较高，而产生自然循环，使省煤器管子得到冷却。在汽包上装有连续排污管，在各水冷壁下集箱分别装有定期排污管，在各需要疏水的部位还装有疏水用的阀门和管路。（8）锅炉脱硫
锅炉在燃用含硫量较高的燃料时，脱硫是通过炉前螺旋给煤机向炉内添加0~2 mm的细粒石灰石来实现的（现由燃料添加），由于本燃烧系统采用低温燃烧，该温度区对脱硫最有利。细粒石灰石在高流化风速下在整个炉膛内与烟气充分混合接触，又经分离器和返料器多次循环利用，石灰石利用率高，脱硫效率高。煤中所含硫分在燃烧后被固化在炉渣中，随炉渣排出。
锅炉采用露天布置，运转层高为7米，锅炉标高从零米算起，锅炉的构架全部为金属构架。
3、主要参数：
额定蒸发量
130t/h 脱硫效率
87% 额定蒸汽压力
3.82MPa 钙硫比
2—2.3 额定蒸汽汽温度
450℃
燃料消耗量
30910 Kg/h 给水温度
150℃
燃料的颗粒度要求 ≤13mm
一次风预热温度
150℃
含氧量
3—5% 二次风预热温度
150℃
热效率
90.2% 一二次风占总风量份额
6：4 燃烧效率
95－99％
排烟温度
140℃
减温方式
混合式一级减温 连续排污率
2% 除尘方式
静电除尘 水压试验容积
66.4 m3 煮炉水容积
m3 正常运行水容积
m3
设计燃料
Qdw=12146KJ/Kg 石灰石的颗粒度要求 ≤2mm
锅炉外形尺寸：宽度（包括平台）14400mm
深度（包括平台）23200mm
锅筒中心线标高
34500mm 本体最高点标高
38400mm 锅炉总量：935000Kg 室外露天布置,地震烈度7度
第二章 锅炉技术规范
一、辅机规范 #9炉送风机
技术项目
技 术 规 范 型
号
QAG—2C—16D 主轴转速
1450转/分 全
压
14871Pa 风
量
89748m3∕h 电机功率
560KW 出厂编号
1026 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
YKK450—6—4 功
率
560KW 定
子
10000V 39.8A 频
率
50Hz 转
速
1490r∕min 功率因数
0.87 轴承型号
NU228E∕C3 轴 伸 端
6226∕C3 重
量
3850kg 防护等级
IP44 冷却方式
1C611 绝缘等级
F 接
法
Y 环境温度
40℃ 出厂编号
510001 出品日期
2005年10月
制造单位
西安西玛电机(集团)有限公司 配用调速型液力偶合器 型号
YOTCGD650 额定转速
1500r∕min 功率范围
250—730KW 重
量
1800kg 出厂编号
0509 出厂日期
2005年9月20日 制造单位
大连液力偶合器厂
#9炉引风机
技术项目
技 术 规 范 型
号
QAY—1×2—21F 主轴转速
960转/分 全
压
5602Pa 风
量
329100m3∕h 电机容量
800KW 出厂编号
1028 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
YKK560—1—6 功
率
800KW 定
子
10000V 57.7A 频
率
50Hz 转
速
990r∕min 功率因数
0.85 轴承型号
NU2234E 6234E 轴 伸 端
NU2232E 重
量
6750kg 防护等级
IP54 冷却方式
1C611 绝缘等级
F 接
法
Y 环境温度
40℃ 出厂编号
510001 出品日期
2005年10月
制造单位
西安西玛电机(集团)有限公司 配用调速型液力偶合器
型
号
YOTCGD875
额定转速
1000r∕min
功率范围
355—960KW 重
量
3000kg 出厂编号
0509 出厂日期
2005年9月20日 制造单位
大连液力偶合器厂
#9炉二次风机
技术项目
技 术 规 范 型
号
QAG—7—14.5D 主轴转速
1450转/分 全
压
9200Pa 风
量
94400m3∕h 电机容量
315KW 出厂编号
1027 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
YKK450—1—4 功
率
315KW 定
子
10000V 23.0A 频
率
50Hz 转
速
1490r∕min
轴承型号
NU228E∕C
3轴 伸 端
6226∕C3 重
量
3520kg 防护等级
IP44 冷却方式
1C611 绝缘等级
F 接
法
Y 环境温度
40℃ 出厂编号
510001 出品日期
2005年10月
制造单位
西安西玛电机(集团)有限公司
#9炉返料风机(2台)技术项目
技 术 规 范 型
号
8—09—9D 主轴转数
2900转/分 风
量
4138 m3∕h 全
压
20558Pa 出厂编号
1029 1030 制造日期
2005年9月 制造单位
鞍山市风机二厂 配 用 电 机
型
号
Y225M—2 电机功率
45KW 电压
380V 电
流
83.9A 频
率
50Hz 转
速
2970r/min 噪
声
97dB（A）绝缘等级
B 工 作 制
S1 电机重量
286kg 防护等级
IP44 接
法
△
出厂编号
72633 30028 制造日期
2004年9月
制造单位
渐江永发机电有限公司
#9炉刮板机(4台)技术项目
技 术 规 范 型
号
KSⅢ300×6.82M 出厂编号 31 32 33 制造单位
博山社会福利水泥机械厂 配 用 电 机
型
号
Y132M—4×5 电机功率
7.5KW 转
速
1440r/min 电
压
380V 电
流
15A 频
率
50Hz 绝缘等级
B 防护等级
IP44 工 作 制
S1 接
法
△ 电机重量
82kg 出厂编号
2235 2682 2683 2684 制造日期
2005年6月
制造单位
山东开元电机有限公司
给 水 泵(2台)技术项目
技 术 规 范 型
号
DG150—100×6 流
量
155 m3∕h 扬
程
603m 转
数
2980r/min 轴 功 率
350KW 吸入压力
0.66MPa 效
率
73% 配用功率
440KW 重
量
2735kg 出厂编号
430192 430193 出厂日期
2005年7月 制造单位
沈阳水泵厂 配用热功汽轮机
型
号
0.4—0.8/0.2 额定功率
0.4MW 进汽压力
0.7MPa 排汽压力
0.2MPa 进汽温度
300℃ 冷却水温
20/33℃ 额定转速
3000r/min 出品编号
2005—08 2005—012 出品日期
2005年6月
制造单位
青岛华捷透平动力设备有限公司
四、A48Y100Ⅰ型弹簧式安全阀
技术项目
技 术 规 范 型
号
A129(A48Y100Ⅰ型 开启压力
4.24 MPa 回座压力
3.82 MPa 开启高度: 25mm 排放压力
4.32 MPa 密封压力
3.82 MPa 排放系数
0.75 公称通径
150mm 弹簧压力级
4.0— 5.0 MPa 喉 径
100mm 工作温度
510℃
出厂日期
2005年6月
五、设计煤种成份分析 1 碳Car % 31.1 2 硫Sar % 3.07 3 氢Har % 2.81 4 氮Nar % 0.81 5 氧Oar % 6.6 6 灰份Aar % 47.8 7 水份War % 7.81 8 挥发份Vdaf % 31.7 9 低位发热量Qnt ar KJ/Kg 12669 10 粒径
mm 0—13
六、热力参数汇总（设计值）：
名称
单位
炉膛
高过
低过
省煤器
二次风预热器
一次风预热器 管径及壁厚
mm×mm 60×5 42×5 42×5 32×3.5 41×1.5 41×1.5 工质入口温度
℃
255 342 255 150 30 30 工质出口温度
℃
255 450 356.1 255 153.4 152.8 烟气入口温度
℃
900 864.00 745 515.00 228.4 185.00 烟气出口温度
℃
892 715.00 620 238.4 185.00 151.00 烟气流速
m/s 5.374 6.613 5.716 6.536 11.4 10.7 工质流速
m/s
20.724 16.397 1.042 5.600 4.500
七、炉水蒸汽品质标
1、炉水标准
序号
名称
分析项目
单位
控制标准
间隔时间
备注 1
给水
PH
硬度
EPb
溶解氧
PPb
二氧化碳
PPM
含铁量
PPb
铜
PPb
含油量
PPm 炉水
PH
PO4－3 PPm
碱度
EPm
SiO2 PPb
导电度
US 饱和
蒸汽
钠离子
PPb
导电度
US
SiO2 PPb
碱度
EPm
过热
蒸汽
钠离子
PPb
SiO2 PPb 疏水
硬度
EPb
Fe量
PPb
第二篇 锅炉机组的启动
第一章
锅炉机组启动或检修后的检查与试验 第一节 禁止锅炉启动的条件
1、锅炉启动的系统和设备检修工作未结束，工作票未销，或检修工作虽结束，但经验收不合格
2、大修后的锅炉冷态试验、水压试验不合格。
3、锅炉过热蒸汽压力表、温度表、炉膛压力表、烟温表、壁温表、汽包水位表、床温表、床压表、床层差压表、炉膛差压表、返料器料温度表、点火风道温度表及流化风量、风压等表记缺少或不正常。
4、锅炉对空排汽阀、事故放水阀、油系统阀门不正常，主要执行机构经实验动作不正常
5、锅炉DCS控制系统不能投入正常运行时
6、大修后的锅炉启动前冷态动力场试验、炉膛布风板阻力试验、U型阀返料器风帽阻力试验以及不同工况下的流态化试验不合格。
7、主要保护连锁试验不合格或不能投入。
第二节 启动前的检查及试验
一、锅炉本体的检查
1、燃烧室、旋风分离器、返料器、烟风道内无人工作，无工具及其它杂物，风帽无损坏小孔无堵塞，流化床风室、点火燃烧器内浇筑料完整、无杂物，各受热面无积灰，排渣门开关灵活并能关闭严密，渣管畅通无阻塞，给煤机及二次风喷嘴无结焦、堵塞。
2、看火门、人孔门完整无缺，检查后各门严密关闭，各种测量和控制仪表附件完整，指针指示在零，并处在工作状态测温热电偶安装就位,校正准确。
3、水冷壁、过热器、省煤器等承压部件经试压合格。
4、各部平台、楼梯、栏杆完好牢固，通道无障碍物和积灰，检修用的脚手架已拆除，各部照明充足。
5、各部控制门、风门、挡板开关灵活，指示位置与实际相符。
6、各部膨胀指示器安装齐全，指针调整零位。
7、盘面清洁，DCS各种指示与实际相符。
8、所有检修工作票注销。
9、安全门正常投入，检查排汽管连接牢固。
二、汽水系统的检查
1、给水系统：给水调节门、给水旁路调节门、辅助给水调节门及放水门关闭。
2、减温器手动门开启，电动调节门关闭。
3、集汽箱出口，主汽门经开关试验开启，旁路门关闭，母管来汽门关闭。
4、疏水系统：主汽门前所有疏水及主汽门后的疏水门开启。
5、放水系统：各联箱的排污门关闭、连续排污二次门、事故放水手动门关闭，定期排污总门、连续排污一次门开启，反冲洗门关闭。
6、给水、蒸汽及炉水取样门、汽包加药门开启。
7、汽包水位计的汽门、水门开启、放水门关闭。
8、所有空气门开启，过热器联箱上的对空排汽手动门及电动门开启。
9、汽包及集汽箱压力表一次门开启，所有流量表的一次门开启。
10、省煤器再循环门上水时关闭，停止上水时开启。
11、检查除尘器处于良好备用状态。
三、给煤设备的检查
1、给煤机插板开关灵活，能严密关闭。
2、给煤机内无杂物，空转运行正常，无异音，处于备用状态（分别空载运行15－20分钟）。
3、煤仓内有足够的存煤量。
四、冷渣器的检查及注意事项
1、检查冷渣器冷却水进口水压是否在规定值（0.2－0.8Mpa）。
2、机器运转平稳后，缓缓打开除渣阀。
3、按运行需要调整筒体的转速，达到要求的排渣量，同时调整冷却水量，以保证排渣温度。
4、检查转动设备的润滑是否正常。
注意事项：
1、若遇有冷渣器事故时可通过紧急排渣，而不影响锅炉正常运行。
2、运行时一定要先通水，然后再转机，最后打开渣门，停机时则步骤相反，同时应确认旋转方向。
3、停机时应先关闭排渣门，然后使设备至少再运行30分钟或无渣排出，方可停机。1小时后方可关闭水门，也可常开。
4、长期停用可通过排水门将筒体内的存水排掉。
五、启动点火器的检查
1、检查油点火器的窥视孔和火焰检测器必须清洁。
2、检查点火器油枪的雾化喷嘴雾化正常。
3、检查油泵及各管路阀门正常。
六、主要辅机的检查
1、引风机、返料风机、一次风机、二次风机、入口挡板完整无缺，调整自如，开关指示与实际相符。
2、风机轴承冷却水畅通、充足。
3、保护罩完整、牢固，各对轮联结完好，地脚螺栓牢固，平台上无杂物。
4、液力偶合器经检修重新注油，第一次启动前其油面应达到最高油位，否则其油位应在最高与最低油位线之间，冷却水畅通，各部位不得有渗漏。
5、轴承座内的润滑油清洁，油位指示在规定位置，清晰可见。
6、电动机周围清洁，地角螺栓牢固，接地线接触良好，停止运行三天以上或检修后的电动机经电气测绝缘合格后方可启动。
七、转动机械的试验
1、各转动机械检修完毕后，请示值长要求送电。
2、带液力偶合器的风机，当新安装或经检修后第一次启动前，应检查电机、偶合器、风机的转向是否相同，只有相同才能试机。
3、检查液力偶合器的电热动执行器的调节灵活性及准确性。启动时和停机前导管须调到开度K=0%位置上，以确保电机空载启动。
4、电动机启动电流在规定时间内恢复正常，否则应将其停止，待缺陷消除后重新启动。
5、加油时打开偶合器箱盖上的注油器帽，把油注入，使油位达到规定的“最高油位”，然后开启设备，将液力偶合器导管调到最低转速位置，进行短时间运转，供油泵使油通过管路和冷却器进行循环，停机后加油，使油面达到“最高油位”处，但必须注意不能注油过多。油的牌号为6#液力传动油或20#汽轮机油，不允许使用混油，加油用容器必须保持清洁。
6、启动风机的顺序是：引风机、返料风机、一次风机、二次风机、此时可检查风门的严密性，试运时注意转动方向是否正常，有无磨擦和振动及轴承发热现象。
7、试运时间新安装和大修后为6—8小时，轴承温度不超过80℃，风机轴承振动：引风机不超过0.13mm，一、二次风机不超过0.10mm，返料风机不超过0.06mm，串轴不超过2—4mm。
八、操作室及DCS检查
1、操作室照明充足，光线柔和。
2、DCS系统所有仪表、信号开关及切换开关配备齐全，完整好用，指示准确。
3、盘面规整，系统走线清楚正常，所有标志齐全，名称及颜色正确，字迹清晰。
4、报警器好用，响声宏亮。
5、联系热工，确认一次元件完整良好，且与DCS联调完毕。
九、联锁试验
1、投入总联锁开关。
2、启动引风机、一次风机、二次风机、给煤机。
3、用事故按钮依次停止给煤机、二次风机、一次风机及引风机以检查事故按钮的灵活性。
4、用事故按钮停止引风机，此时一次风机、二次风机、给煤应相继跳闸。
5、若试验动作不正常，通知电气、热工人员处理。
6、全部试验合格后，投入联锁开关，请示值长，做好设备的启动准备。
7、联系热工及电气将仪表及电动阀门电源送电。并试验其灵活性。第二节 水压试验
新安装的锅炉或承压部件经过检修，应进行水压试验（压力为正常的工作压力），以检查受热面、汽水管道及其阀门的严密性；特殊情况下须做超水压试验。
一、水压试验范围：、汽包及附件、人孔门、管座等。、水系统：下降管、导水管、布风板水冷管、水冷壁及其进出口联箱、导汽管、翼形水冷壁、省煤器及其进出口联箱、水冷套及其进出口联箱、给水管、再循环管等。、过热器系统：饱和汽引出管、顶棚包覆管过热器、吊管、低温过热器、高温过热器，各级过热器进出口联箱、各级过热器连通管道、减温及主汽门前过热蒸汽管道。、锅炉范围内管道：
一、二级减温水管、事故放水管、定连排管、疏放水管、安全门、水位计（只参加常压试验，不参加超压试验）、压力表盘管,压力表，温度取样等一次门前的管道及阀门。
二、水压试验前的准备工作、在锅炉承压部件检修完毕，汽包、联箱的孔门封闭严密，汽水管道及其阀门附件连接完整，堵板拆除后进行。、司炉在上水前，应详细检查锅炉承压部件的所有热机检修工作票已经终结或注销。检修工作负责人及工作许可人共同确认与试验设备有关处无人工作。
3、锅炉值班员应该做以下工作：
4、通知检修人员将所有安全门锁定（做超水压试验）（即解列所有安全门）。
5、检查关闭锅炉所有疏、放水门、排污门，取样一次门、主蒸汽电动门、旁路门。
6、开启本体空气门，汽包就地水位计投入（超压试验时应解列）。
7、通知化学备足试验用除盐水，并关闭各化学取样二次门。
8、检查完毕，准备工作结束，汇报值长，开始锅炉上水。
9、锅炉水压试验上水的水质、温度、时间要求：（1）上水必须是合格的除盐水。
（2）上水温度一般控制在20—70℃之间，上水温度与汽包温度的差值不大于40℃。（3）、上水速度应绶慢、上水时间夏季不少于1.5小时，冬季不少于2小时，若水温与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。（4）、上水前后，应分别检查和记录机组各部膨胀指示器数值。（5）、在上水过程中应经常检查汽包、联箱的焊口，各部阀门、堵头等是否有泄漏现象，上水至水位-100mm，停止上水，观察汽包水位应不变，若水位有明显变化应查明原因，予以消除。
二、工作压力水压试验操作
1、当锅炉上水到过热器空气门来水后，关闭空气门。
2、上满水后报告值长，联系汽机做好防止汽轮机进水的措施。
3、锅炉升压用给水总门控制压力，缓慢升压，升压速度每分钟不超过0.3Mpa。
4、当压力升至工作压力时（3.82Mpa）应立即停止升压，维持压力稳定，通知有关人员进行全面检查，当全面检查及试验完毕后方可降压，降压应缓慢，降压速度每分钟不超过0.1－0.2Mpa。
5、停止升压5分钟后压力下降不超过0.1—0.3 Mpa，承压部件无漏水及湿润现象，无残余变形即为合格。
三、超水压试验操作
锅炉除定期检验外，有下列情况之一时，应进行超水压试验。
1、新装、迁装的锅炉。
2、超水压试验压力为汽包工作压力（4.2Mpa）的1.25倍即5.2MPa。
3、超水压试验时应解除水位计和安全门。
4、在工作压力之前的升压过程同正常工作压力水压试验方法步骤相同。
5、从工作压力上升至超压试验的压力时，压力的上升速度每分钟不超过0.1 Mpa为限，当压力达到汽包压力的1.25倍时，立即停止升压，保持5分钟后降到工作压力，再进行检查，检查期间压力保持不变。
6、经检查受压之元件金属壁和焊缝无水珠和水雾的漏泄痕迹，经宏观检查，受压部件无明显的残余变形即为合格。
四、水压试验注意事项
1、整个水压试验（超压试验）应设专人监视和控制压力，并将试验结果及发现问题做好记录。
2、试验前压力表应校验准确，并不少于二块，试验压力以汽包压力为准，两块压力表的取点不允许来自一个表管。
3、若在控制室监视压力应考虑高度差，为防止误将压力升高，应在压力表试验压力刻度处作临时红线，以示醒目。
4、水压试验时不允许影响运行炉的运行工作。
5、水压试验如在冬季进行，应做好防冻措施。
6、水压试验时，由运行分场专业主任主持，生技部部长、安监部部长、专工参加，当班运行人员操作，检修人员检查。第三节 冲洗过热器
锅炉大、小修或煮炉后，应根据化学人员的意见对过热器管进行反冲洗，冲洗应用凝结水或给水进行，适当控制冲洗水量，水温应在100℃以下。
冲洗程序
1、联系汽机值班人员启动疏水泵。
2、开起反冲洗门向锅炉上水。
3、轮流开启水冷壁放水门。
4、通知化学人员取样分析水质，待合格后停止冲洗，关闭反冲洗门及水冷壁的放水门。
5、冲洗完毕，恢复反冲洗管上的堵板，同时关闭反冲洗门。第四节 漏风试验
锅炉经过检修后应在冷态下以负压或正压的方法试验检查锅炉本体及烟道的严密性，程序如下：
1、关闭各处人孔门、检查孔。
2、用负压法试验时，可启动引风机，保持炉膛出口负压50—100pa左右，用蜡烛检查燃烧室、烟道时火焰即被吸向不严密处。
3、用正压法试验时，启动引风机、一、二次风机，保持炉膛出口50pa左右，用蜡烛靠近锅炉本体烟道、预热器时火焰即被从不严密处吹向外侧。
4、用正压法试验检查空气预热器的严密性时，关闭送风机、二次风机风门挡板，分别启动一、二次风机，进入空气预热器，检查漏风情况，详细记录，予以消除。
5、发现不严密处做好记录，试验完毕加以消除。
6、试验完毕恢复各风门挡板正常位置，将试验结果记录在记录薄内。第五节 冷态试验
循环流化床在大小修或处理布风板、风帽后，在点火启动前，必须进行冷态试验，以保证锅炉顺利点火和稳定安全运行。
一、冷态试验的目的: 1、鉴定送风机风量、风压是否满足锅炉设计运行要求。
2、检查风机、风门的严密性及吸、送风机系统有无泄漏。
3、测定布风板的布风均匀性，布风板阻力，料层阻力，检查床料流化质量。、绘制布风板阻力、料层阻力随风量变化的曲线，确定冷态临界流化风量和热态运行的最小风量。
二、布风均匀性试验、锅炉铺料之前必须消除炉内杂物，风帽清理完毕，无堵塞、损坏。
2、在炉底铺设一层沸腾炉渣，粒度0-8mm，高度约350-400mm，总量约铺设要均匀、平整。
3、关闭炉门，启动引、一次风机，调节挡板开度，保持燃烧室负压-50～-100Pa，使底料全部流化。打开炉门，用扒子进行试验，当扒子较顺利推拉碰到风帽时，确定最低流化风量，关闭主风道（运行风），倒为副风道（点火风），重复上述试验。、约5分钟后，关闭一次风机，打开炉门观察底料平整情况，底料表面应无凹凸，堆积及沟流现象。如存在上述现象，应查明原因，予以消除。并重做一次。5、将试验时的挡板开度、风量风压、电机电流等各项参数记录好。第六节 锅炉的烘炉与煮炉
一、烘炉的目的：
烘炉是指新安装好或检修后的锅炉在投入运行之前对炉墙衬里及绝热层等进行烘干的过程。新砌筑的锅炉墙内含有一定的水分，如果不对炉墙进行缓慢干燥处理以提高其强度，而直接投入运行后，炉墙水份就会受热蒸发使体积膨帐而产生压力，致使炉墙发生裂缝、变形、损坏，严重时使炉墙脱落。同时烘炉还可以加速炉墙材料的物理化学变化过程使其稳定，以便在高温下长期工作，因此锅炉在正式投运前，必须经小火按一定要求进行烘炉。(一)烘炉的方法及过程
烘炉应根据耐磨材料厂家提供有关资料及要求制定烘炉方案，确定烘炉曲线。在流化燃烧室和返料器下部分别进行烘炉。
1、流化室烘炉
待燃烧室、炉膛出口、旋风返料器施工完毕，经流化试验合格后，养护期结束后，在布风板上装入底料350mm厚，用木柴燃烧烘烤，利用燃烧的辐射热烘干炉墙，初期用小火，后期用大火烘烤，烘炉时间为12天。（据烘烤时试样含水率具体定）。
2、在返料器布风板上盖上铁板，防止存灰堵塞风帽孔，在铁板上放上木柴点火，根据取样含水率确定烘炉时间和火势大小。
（二）、烘炉过程及检测标准
1、用疏上水向炉内上软化至汽包正常水位。
2、上水过程中打开炉顶空气门，以防空气堵塞。
3、将木柴置于流化床及旋风除尘器，返料器下部点燃，打开引风机挡板，关闭所有炉门、人孔门、看火门，初期要控制木柴的燃烧，使燃烧温度不要过高，木柴要置于火床中心。
4、第一天烘炉炉墙温升不应超过50℃，以后每天温升逐渐递减，控制温升不超过20℃/天。
5、烘炉时，在燃烧室及旋风返料器中部，过热器两侧1m高处。省煤器、墙左右前后各选一处取样，测其含水率，并作好记录。
6、取样应在耐火层与保温层交界处，每份大约50克左右。
7、取样次数每隔3天取一次，测其含水率，当试样含水率达到 7%以下时，可以煮炉，烘炉过程结束，煮炉后取样含水率达2.5%以下即为合格。
8、温升由高过热器前烟温控制，后期要控制烟温不超过200℃—220℃。
（三）、烘炉时注意事项
1）汽包水位必须在正常范围之内，上水采用间断上水，上水时关闭省煤入口再循环，上水后开启。
2）严禁直接在布风板上燃烧木柴或其它燃料以免烧坏风帽。
二、煮炉
一、碱煮炉的目的：
为清除锅炉在制造、运输、存放及安装时所形成的锈蚀及油垢，必须在投产前进行碱煮炉。
二、煮炉前的准备工作
1、准备好煮炉人员用的胶皮手套、毛巾等劳保用品。
2、加药：每立方米水氢氧化钠4kg和磷酸三钠各4kg(纯度按100%)，锅炉水容积按42立方米计算，上述药品各需168 kg。加药前将药品在溶剂箱内全溶解后入炉内，浓度不准大于20%。
3、加药由化学人员操作、监督。
4、加药时汽包保持低水位（－80mm），药液一次注入汽包内防止药液进入过热器。
5、根据煮炉系统图，将需要的临时设备、管线连接完毕。
三、煮炉工艺过程
1、加药完毕即可点火开始煮炉，升压、升温工作根据规程要求，煮炉时用一只就地水位计，其余备用，维持好汽包水位在0－30mm，补给水时应均匀缓慢，警惕锅炉满水，不允许带有碱性的炉水进入过热器；煮炉期间应打开汽包与省煤器之间的再循环门，过热器疏水门全部打开。
2、升压至0.1Mpa时即可关闭空气门，冲洗水位计一次。
3、压力升至0.3——0.4MPa时，稳住压力进行承压部件的螺丝热紧。
4、热紧完后即可升压，升压至1.96——2.45MPa，并维持该压力进行24小时煮炉，进行燃烧强度的控制，控制汽阀，保持排汽为15%的额定蒸发量。
5、煮炉中每隔3小时化验一次炉水，在汽包与省煤器间联箱放水处进行炉水取样、碱度和磷酸根，当碱度低于45毫克当量/升，补充加药。
6、煮炉后期当磷酸根含量变化不大，渐渐稳定时，煮炉结束。
7、煮炉期间，运行人员加强检查，发现问题及时汇报处理。
8、加强水位监视，设专人就地监视汽包水位，尽量保持汽包的正常水位，每班冲洗水位计2次。
9、煮炉24小时结束后，从下部各排污点轮流排污换水至水质达到标准为止。
10、煮炉结束后，应交替进行持续上水和排污，直到水质达标为准，然后停炉放水，检查排污阀有无堵塞现象。
11、煮炉后打开汽包、联箱，检查汽包、联箱内壁应无油垢，擦去附着物后，金属表面应无锈斑。
第三章 锅炉机组的启动 第一节 启动前的准备
一、锅炉的上水
1、上水的注意事项
1）锅炉上水应为化学处理后并除过氧的水，至少为除盐水。
2）锅炉上水不应太快，水温较高时应缓慢，对于已怜却的锅炉上水温度不许超过20℃—70℃，如超过此温度应采取间断上水。
3）上水时间夏季不少于1小时，冬季不少于2小时。
4）上水过程中，经检查各处阀门，人孔及各水管放水门有无漏泄，如发现漏泄应停止上水。
2、上水需用小旁路门进行上水，注意给水管路的空气门见水后关闭，当水位达到-75mm停止上水。
3、锅炉有水时，通知化学化验合格后，可进行补水或放水，保持水位计最低水位。
4、锅炉上水后应注意水位上升或下降情况，发现问题，查明原因、进行处理。停止上水后，省煤器再循环门应开启。
二、空气清扫
1、使一次风量达到最低。
2、二次风挡板和油燃烧器挡板打开。
3、维持一次风量在30％。
4、油燃烧器投入清扫。
5、油燃烧器清扫完成后，点火试验。
6、清扫完成（空气清扫停）。第二节 锅炉点火
一、接到值长点火命令后，按照以下程序操作：
1、进行布风均匀性试验：在布风板上均匀铺上350—400mm厚、粒度为0—8mm的炉渣（床料），启动引风机和一次风机，保持炉膛出口压力－50pa，逐渐增大风量，直至料层完全流化，观察流化是否均匀，流化5分钟后，关闭一次风档板，检查流化床面料是否平整，如不平整再开启一次风挡板，使料层再次完全流化平整，如仍不平整，应查明原因，予以消除。然后记录薇流状态及全流状态时的风机挡板开度、风机电流及风量做为运行时指导参数。
2、启动返料风机，全开返料风门。
3、启动点火油泵，在油路内打油循环。
4、调整油路循环门，保持油路油压正常，投入点火油枪点火，依次点燃两只油枪将一次风量增至最低流化风量；初期保持有枪油压0.5Mpa,随后逐渐增加油压至2.0Mpa，加强巡回检查，检查油枪燃烧情况及火焰稳定性，保持床层温度稳步上升。
5、调整点火风门及油枪油压，控制风室温度小于700℃。
6、待床温升至550℃时，启动给煤机手动调节，少量给煤，保持床温稳定上升。同时调整一次风量，根据床温上升情况适当调整给煤量，可以采用间断给煤的方式。
7、当床温升至850 ℃时，将油枪退出运行，床温900℃以上时停止油泵运行，燃烧稳定后半小时投入电除尘器运行。
8、调整进煤量和风量，保持床料流化，使燃烧室保持微负压，控制床温在900℃－950℃。调整返料风门，控制返料器温度在980℃以下。观察返料器循环灰流化循环是否正常，如不正常，迅速查明原因，并予以消除。第三节 锅炉升压
一、锅炉升压： 锅炉自点火至并炉，夏季不少于180分钟。冬季或承压部件有缺陷时，应适当延长升压时间，升压过程中应注意调整燃烧，保持炉内温度均匀上升，各承压部件受热均匀，膨胀正常，整个升压过程控制在2－3小时左右。升温速度要均匀，做好监视和记录。升压的操作
1、在升压过程中，应监视过热蒸汽温度不应超过额定值。点火至并炉过程中，须进行下列工作。
（1）当汽压升至0.05—0.1Mpa时，冲洗汽包水位计，并核对其它水位计指示，与汽包水位计进行对照。
(2)当汽压升至0.15—0.2Mpa时，关闭汽包空气门，减温器联箱疏水，过热器、减温器的空气门。
（3）当汽压升至0.25—0.35Mpa时，依次进行水冷壁下联箱排污放水，注意汽包水位。在锅炉上水时，应关闭省煤器再循环门。
（4）当压力升至0.35—0.4Mpa时，热紧法兰，人孔及手孔等处的螺丝。如发现局部受热不均影响膨胀时，应在联箱膨胀较小的一端进行放水，使其受热均匀，记录各膨胀指示数值一次。
（5）当汽包升至1Mpa时，通知热工投入水位表。
当汽压升至2Mpa时，稳定压力，对锅炉机组进行全面检查，如果发现不正常，应停止升压，待故障消除后继续升压，检查各转动设备一次。
（6）当汽压升至2.5Mpa时定期排污一次，冲洗水位计一次，与其它水位表进行对照。（7）当汽压升至3.0—3.5Mpa时，进行水位计对照，并通知化水人员化验汽水品质，对设备进行全面检查，调整过热蒸汽温度，保证燃烧稳定，准备并炉。注：冲洗水位计的操作方法
冲洗水位计应站在水位计侧面，开启阀门时应该缓慢小心，冲洗人员应戴手套，使用专用板手。冲洗方法如下：
A开放水门，冲洗汽管、水管、水位计。
B关闭水门，冲洗汽管、水位计。
C开启水门，关闭汽门，冲洗水管。
D开启汽门，关闭放水门，恢复水位计运行，水位计应有轻微波动，并与其它水位计进行对照，如指示不正常应重新冲洗。升压时间如下表： 序号
饱和压力（Mpa）时间（分）1 0—0.5 50—60 2 0.5—1.0 30—40 3 1.0—2.0 30—35 4 2.0—3.0 20—25 5 3.0—3.9 15—20
二、调整安全阀 安全阀的调整标准： 汽包工作压力4.2 Mpa 过热器工作压3.82 Mpa 回座压力按安全阀的回座压差一般为起座压力的4～7％，最大不得超过起座压力的10％。
1、汽包安全阀两只：
（1）汽包工作安全阀动作压力：1.06倍的工作压力：1.06×4.2＝4.45 Mpa（2）汽包控制安全阀动作压力：1.04倍的工作压力：1.04×4.2＝4.37 Mpa
2、过热器安全阀一只：
安全阀动作压力：1.04倍的工作压力：1.04×3.82＝3.97 Mpa
3、锅炉安全阀的调整应注意以下各项：
（1）调整安全阀时，生技部、安监部、锅炉运行，检修分场人员应在场。
（2）调整安全门时，司炉要保持燃烧稳定，锅炉压力稳定，如压力变化大，可用过热器疏水和对空排汽控制，并注意监视和控制水位。
（3）调整安全门的压力以就地压力表为准。
（4）调整安全门时应逐台进行，先调压力高的，然后压力低的。（5）将安全阀的调整试验结果记录在有关记录簿内。参加人员应签字。
第五节 锅炉并列
一、并列应具备的条件
1、接到值长命令，通知邻炉与汽机联系，注意汽温变化。
2、并炉时，主汽压力低于蒸汽管压力0.05—0.1Mpa,如果锅炉汽压高于母管压力禁止并炉。
3、过热蒸汽温度低于额定值30℃，保持过热蒸汽温度400℃以上。
4、保持汽包水位-50―-100mm处。
5、蒸汽、炉水品质合格。
6、设备运行情况正常，燃烧稳定。
二、锅炉并列及接带负荷：
1、并炉的操作：
（1）开启主蒸汽截门时应缓慢小心。
（2）在并炉过程中，如引起汽温急剧下降或发生主蒸汽管道水冲击时，应停止并炉，关闭主汽截门，减弱燃烧，加强疏水，待恢复正常后重新并炉。
（3）并炉后，汽机温度无变化，关闭过热器疏水，主蒸汽截门前疏水，对空排汽门。对锅炉机组进行一次全面检查，将点火至并炉过程中的主要操作及新发现的问题详细记录。
2、接带负荷：（1）、锅炉并列正常后，可逐渐增加负荷至40％，停留一段时间，然后在一般情况下将负荷增至额定负荷。（2）、在带负荷时，司炉应集中精力调整燃烧，保证汽压、汽温、水位的稳定。专人监视给煤机，防止给煤机断煤。根据汽温情况及调整减温水流量。第四章 运行中的监视和调整 第一节 运行调整的任务和目的
一、锅炉运行调整的任务和目的
锅炉正常运行中，为保证其安全经济运行，要做到“四勤”、“四稳”（勤检查、勤调整、勤联系、勤分析、汽压稳、汽温稳、水位稳、燃烧稳）并做好以下调整：
1、保证锅炉蒸发量满足电负荷的需要。
2、保证并维持汽包在正常水位。
3、保证正常的汽温、汽压。
4、保证蒸汽品质合格。
5、保证燃烧良好，提高锅炉热效率，在运行中还应加强对设备的巡回检查，保证运行工况稳定及锅炉机组的安全运行。
为了完成上述任务。锅炉运行人员应充分认识到自己工作的重要性，对工作必须有高度的责任感：在技术上要精益求精。要弄清楚锅炉设备的构造和工作原理。掌握设备的特性和各个系统。充分了解各种因素对锅炉工作的影响。并具备熟练的实际操作技能。第二节 水位的调节
一、保持锅炉水位正常，值班人员必须坚守岗位，密切注意水位变化，保持水位在±50mm范围内，最高最低不许超过±75mm，在正常运行中不允许中断锅炉给水。
二、监视水位
1、应以汽包就地水位计为准，接班和值班期间应经常与低地水位计、电接点水位计校对每班不少于3次，低地水位计只做监视和参考。
2、注意给水压力的变化，母管压力5.5Mpa，给水压力稳定，给水温度不得低于150℃，异常情况下不得低于104℃。
3、给水流量变化平稳，避免给水流量变化太大给汽温、汽压带来影响。
三、水位计运行情况
1、汽包水位计指示应清晰，并有轻微波动，否则应及时冲洗，每班对汽包水位计冲洗一次。
2、不允许水位计各部的零件有严重的泄漏，否则将影响水位计指示的正确性。
3、水位计有良好的照明（正常照明和事故照明）。
四、当给水自动调节失灵，使水位不正常时，运行操作人员应将给水“自动”改“手动”，恢复水位至正常范围，并通知热工人员及时处理。
五、每月15日在热工人员的协助下，试验水位高低报警一次，当给水调节门或其他转动部分发生故障，应改为旁路上水。第三节 汽压和汽温调节
汽温、汽压的调节：
1、锅炉运行时，汽压的稳定取决于锅炉蒸发量和外界负荷这两个因素，汽压是衡量锅炉蒸发量与外界负荷是否平衡的标志。过热蒸汽压力是蒸汽质量的重要指标，在锅炉运行中，汽压是必须监视和控制的主要运行参数之一，如果汽压波动过大，会直接影响锅炉和汽轮机的安全。
2、过热蒸汽温度的调整主要靠调整减温器的喷水量，应注意两侧温度相等，两侧减温水量数值应相差不大。
3、运行中，应根据锅炉负荷的变化，调整主汽温度在445±510℃，压力在3.82+0.1-0.2Mpa范围内变化。
4、并列运行的锅炉应采取下列措施，保证蒸汽系统压力的稳定：（1）班长应经常掌握与合理分配各炉的负荷。
（2）增减负荷时，及时调整锅炉蒸发量，尽快适应外界负荷的需要，此时床温变化不应过大。
（3）当汽温变化时，相应地调整减温水量，保持汽温在正常范围内变化，避免汽温变化幅度过大。
（4）当用减温水不能维持正常汽温时，在燃烧工况允许的情况下，可适当减弱燃烧，降低床温，改变炉膛出口过剩空气系数。
（5）当汽温变化不正常时，应检查是否因燃烧室结焦，如有上述情况，应立即采取措施消除。
第四节 燃烧调整
燃烧调整的任务是调节给煤量，使炉内放热量适应锅炉负荷的变化；调节送风量，保持合理的风煤比；调节引风量，保持合理的炉膛负压；调节一、二次风量，保持合理的一、二次风配比。在安全的基础上，通过调节风煤比，尽量达到最佳经济值，使锅炉热损失趋于最低。、流化床温度控制（1）、正常运行床温保持在850～950℃之间，过高容易结焦，过低容易灭火。（2）、通过增减给煤量可调节床温，但调节要缓慢，避免大幅波动。（3）、通过调节一次风量的方法，对调整床温的效果很明显，但用此方法必须保证床层的良好流化状态。（1）、改变密相区的燃烧份额，可以达到控制床温的目的。（1）、注意煤质及燃煤粒径的变化，及时调整，控制床温在合理范围内。（1）、正常运行时如床温低经多方调整无效，若床温降至700℃应立即停炉，查明原因后再启动。
1.8调整燃烧时，应防止结焦。在锅炉高负荷运行或燃用灰熔点低的煤时尤其注意，如发现结焦及时处理。2 料层差压的控制：
料层差压是CFBB监视的重要参数之一，是监视床层流化质量、料层厚度的重要指标。2.1 料层差压是表征流化床料层厚度的量，一定的料层厚度对应一定的料层差压，料层太薄，流化床上炉料量少、易造成流化质量不良燃烧不稳定，同时炉渣含碳量高造成不经济。料层太厚，使料层差压增大，电耗损失增加，料层差压应由排渣量来控制，排渣量大，料阻小，反之亦然，如排渣管堵，要尽快疏通；如因排渣系统故障，应用事故排渣，并适当减负荷，一般料阻应保持在7.5－9kpa，放渣的原则是勤放、少放，最好连续放渣，避免料层差压变化过大，使燃烧不稳。
2.2调节给煤量和排渣量，尽量使炉膛进煤量和冷渣器排渣量达到动态平衡。3 炉膛差压：
炉膛差压表明的是稀相区的颗粒浓度，反映了稀相区的燃烧份额，对控制压力和负荷有重要作用。正常运行中，炉膛差压一般控制在500～1500Pa，炉膛差压过大或过小会使密相区和稀相区的燃烧比例失衡，造成锅炉效率下降，并对受热面出力和磨损有重大影响。调整炉膛差压，可通过调整一、二次风比和调节返料器放灰来控制。4 运行中要加强返料器、床温的监视与控制
一般返料器处的床温最高不宜大于950℃，当返料器床温升得太高时，应减少给煤量和降低负荷，查明原因后消除。投入和调整一、二次风的基本原则
一次风调整流化、炉床温度和料层差压，二次风控制总风量。在一次风量满足流化、炉温和料层差压需要的前提下，当总风量不足时，可逐步增加二次风量。当达到额定蒸发量时，一、二次风比例为6：4或5：5（根据煤质和燃煤颗粒调整）左右，正常运行时氧量在5-8%左右，以过热器后氧量为准。6、增减负荷
锅炉改变负荷时，按先加风，后加煤，先减煤后减风的次序稳定缓慢交替进行。即采用“少量多次”的调整办法，避免床温大幅波动。7、运行中最低风量的控制
最低运行风量是保证和限制循环流化床低负荷运行的下限风量，风量过低就不能保证正常的流化，时间稍长，就有结渣的危险，在冷炉点火时，不宜低于最低运行风量。、锅炉运行中，还应经常注意监视各部位的温度和阻力变化，烟气温度或阻力不正常应检查原因，采取措施消除并做好记录。第四节 燃烧的调整
循环流化床锅炉燃烧调整主要是适应锅炉负荷变化，锅炉负荷调节主要是通过风与煤的搭配，来实现锅炉循环量的改变，以达到调节锅炉负荷的目的。因此，正常运行中合理配风，保证良好的流化燃烧是使锅炉安全、经济运行的重要因素。
1、燃烧室出口压力保持在－20pa。
2、正常运行中，流化床温度一般控制在850—950℃，通过调整给煤量、一次风量、控制流化床温度。
3、在床温正常范围内尽量保持在上限运行。
4、风量的调节主要是以二次风作为变量调节的，可参照低温过热器后烟气含氧量，使之保持在6－8％范围内。
5、返料温度的监视与控制
运行中要加强对返料温度监视一般返料器入口烟气温度不超过950℃，当返料温度升得太高可适当减少给煤量和负荷，及时调整至正常范围。
6、料层差压的控制
第五节 锅炉压火与热启动
1、接到值长压火命令后，应对锅炉设备全面检查一次，将发现的设备缺陷做好记录，汇报值长。
2、在压火前可适当增加给煤，保持床温和料层阻力略高些，床温在930—950℃时，首先停止给煤，当床温略有下降趋势，烟气的氧量指示值增加到正常值2倍时，将一、二次风机、液力偶合器调至0，并将其停止，关闭其入口挡板和风道控制挡板，然后停止高压风机（有并列炉运行时关闭该炉反料器高压风）、并将引风机、液力偶合器调至0，并停止引风机关闭挡板。
3、为了防止挥发份在炉内积累，停止给煤机后可适当延长停止风机的时间。
4、压火时间的长短取决于静止料层温度降低的速度，料层较厚压火前温度较高，压火时间就可长些，只要静止料层的温度不低于760℃，就能比较容易的再启动。如果需要延长压火时间，只要在炉温不低于760℃之前，可启动一次使料层温度升起来，然后再压火即可。
5、热备用压火后，如果需要再次启动时，启动前打开炉门观察料层状况是否结焦。启动引风机高压风机（若有邻炉运行时开启该炉高压风门）、一次风机调整到流化风量，启动给煤机给煤，通过调整煤量和一次风量控制床温，待运行平稳后启动二次风机。
6、若启动过程中，或因某种原因床温降至650℃以下时，可启动油燃烧器使床温升高，然后给煤。
7、如果热备用时间较长，可每隔一段时间启动一次（根据床温情况）重新压火。
压火注意事项：
1、在整个压火、热启动过程中应保持锅筒的正常水位。
2、当锅炉燃烧用煤的挥发份和水份较高时，必须在锅炉风室、风道容易集烟气的部位将检查门打开将烟气排出后，方可启动。第六节 锅炉排污
1、为了保证受热面内部清洁，保证汽水品质合格必须进行排污。
1）连续排污：从循环回路中含盐浓度最大的部位放出炉水以维持炉水额定的含盐量。
2）定期排污：排出沉淀在锅炉下联箱的杂质，改善炉水品质。
2、连续排污由化学人员控制调整，定期排污由运行人员操作，每日白班一次，排污门全开时不准超过30秒，不准两点以上同时排污。
3、排污前应做好联系，排污时应注意监视给水压力和汽包水位的变化，并保持正常水位，排污后应进行全面检查确认各排污门关闭严密。
4、排污一般程序是先开一次门，缓慢开启二次门，排污完毕后先关二次门，后关一次门，两炉在同一系统内禁止同时排污。
5、在排污过程中，如果锅炉出现异常或事故时，应立即停止排污（汽包水位过高和汽水共腾除外）。
排污注意事项：
1）排污地点及通道应有充分的照明，排污人员应戴手套。
2）禁止用长扳手或两人用力合开排污门。
3）门杆弯曲或不动时禁止排污。
4）运行中不许修理一次门。
5）排污系统有人工作或检修禁止排污。
6）排污半小时后应以手试排污门是否关闭严密。
7）排污时应注意汽包水位若发现异常应立即停止排污。
8）排污时必须保证运行炉的水位正常。第十节 转动机械运行
各转动机械至少应每二小时检查一次，对有缺陷或可出现故障的设备应缩短检查间隔，主要应检查项目：
1、转动机械及周围地面应保持清洁，安全罩完整，地脚螺栓牢固。
2、设备无异音和摩擦声音，传动链松紧适度。
3、轴承不漏油，油位计指示正确，油位正常（在最高与最低油位线之间），油质清洁。使用干油的润滑部位应定期注入适量的润滑油。
4、各部冷却水充足，畅通;冷油器、冷却水压≥0.2Mpa。
5、各滚动轴承温度不许超过80℃，液力偶合器工作油温45～88℃之间，不得超过88℃（最低工作温度70±5℃）。
6、各转机在额定转数时振动：引风机不许超过0.13mm，一、二次风机不许超过0.10 mm，返料风机不许超过0.06 mm。液力偶合器振动：一次风机不大于160m m，引风机不大于235m m，其噪声不大于90dB。
7、串轴不大于2～4 mm。
8、转机不许超额定电流运行，电气设备完好，电机温升不超过铭牌规定。
9、偶合器供油泵的滤芯应定期清洗，新机运转500小时，其后每运转3000小时清洗一次。
10、偶合器的工作油运转3000小时后，必须对其进行油品检查，如有污染老化现象，则应更换新油。第五章 锅炉机组的停止 第一节 锅炉的停炉
1、接到值长停炉命令后，应对锅炉进行全面检查一次，将设备缺陷详细地记录在缺陷记录薄内，同时能知车间领导和检修人员。
2、凡需停炉后长期备用或大修时，需将原煤斗中的煤燃烧完，以防止煤在其中结块和自燃。
3、冲洗对照一次水位计，保证其工作稳定性，并根据负荷情况将给水自动改为手动。
4、上述工作完成后，司炉组织本炉人员按停炉操作顺序进行停炉操作，并填好停炉记录。
5、逐渐减少燃料量和风量输入，当负荷降至50％时，将二次风机液力偶合器调节器调至0，停止二次风机运行。
6、当负荷降至20％时，开启对空排汽门及Ⅰ、Ⅱ级过热器及和包墙过热器疏水门。
7、当床温降至400℃时，将一次风机、引风机、液力偶合器调节器关至0，停止一次风机、引风机，关闭风量控制挡板。
8、引风机停止运行30秒后，再停高压风机（有并列运行炉时，关闭返料器高压风）。
9、整个停炉过程中，保证承压部件的壁温<50℃/h的速率进行降温。
10、主汽门的关闭根据汽机需要是否关闭，当连接蒸汽母管截止门关闭时，应联系汽机开启该连接母管截止门前疏水门。
11、停炉后根据汽压、汽温的降低情况及时关闭排汽门和疏水门，以保证锅炉不急剧冷却。
12、关闭各汽水取样门，加药门。
13、停止电除尘器运行。
14、停炉后将汽包水位上至最高可见水位，同时开启省煤器再循环门。
15、停炉后再进行一次全面检查。第二节 锅炉停炉后的冷却
1、停炉备用的锅炉只需自然冷却即可。
2、停炉6小时内，应紧闭所有人孔门和烟道挡板，以免锅炉急剧冷却。
3、停炉6小时后，打开烟道挡板逐渐通风，并进行上、放水工作。
4、当压力降至0.2 Mpa，应开启空气门，炉水温度降到80℃，可将炉水排掉。
5、当需要紧急冷却时，则允许在关闭主汽门4—6小时后启动引风机，加强通风，并增加上、放水的次数。
6、停炉需紧急冷却由总工程师批准方可执行。
7、在锅炉汽压尚未降至零或电动机电源未切断时，不允许对锅炉机组不加监视。
8、停炉冷却过程中，严密监视汽包上、下壁温差不能大于50℃。第三节 锅炉停炉检查项目
一、锅炉停炉冷却后，应该办理检查锅炉本体的检修工作票，在办理风机停电检修票后，进入燃烧室等处行检查。
二、对燃烧室的检查
1、检查风帽是否磨损严重，磨损严重的应及时更换。
2、检查风帽孔是否有硬物堵塞现象，应及时处理。
3、检查给煤机落煤口处无结焦或磨损，如有结焦应及时清除。
4、检查一、二次风喷嘴是否有堵塞，挡板是否开关灵活自如。
5、检查炉膛四周耐火浇筑部分磨损和脱落现象，应及时采取措施进行处理。
6、检查浇筑料上部水冷壁管的磨损情况，个别磨损严重的应采取措施进行补焊或更换。
三、对风室及旋风筒的检查
1、将风室及旋风筒两侧人孔门打开，检查浇筑料是否有脱落裂纹现象，检查送风风道及上部烟道内部是否有异常，发现异常应及时通知检修人员进行处理。
2、检查排渣管是否有变形、漏风、漏渣、膨胀节是否损坏，管内是否有堵塞及排渣插板是否完整。
3、检查返料器筒壁浇筑料磨损情况及墙壁有无裂缝，膨胀填料是否脱落。
4、返料料器处是否有结焦现象，如有应及时清除。
5、检查返料器小风帽、小风孔是否有堵塞、床面有无杂物，若有应疏通及清除。
四、对尾部烟道及设备的检查
1、检查过热器管是否有变形和积灰，如有变形应通知检修，如有积灰应清除。
2、检查省煤器磨损情况，防磨罩是否脱落，如有问题，应通知检修处理。
3、空气预热器是否有积灰现象，如有积灰应及时进行处理。
4、预热器下灰斗及排灰管无积灰现象，预热器后水平烟道应及时将积灰全部清除干净。
5、检查引风机挡板是否有挂灰，并及时处理。
6、检查风机风道有开焊等异常时，应通知检修及时进行补焊。第四节 锅炉的防冻
1、冬季锅炉厂房内室温不能低于5℃。
2、锅炉厂房内四周窗户应完整并严密关闭。
3、停炉后必须按照规定将炉内水放净。
4、打开所有疏水门，利用锅炉余热烘干受热面。
5、各转动机械设备轴瓦冷却水应开启，使水畅通。
6、锅炉所有人孔门及风机挡板应严密关闭，防止冷风漏入。
7、锅炉厂房所有的取暖设备投入使用，维护厂房温度在5℃以上。第五节 锅炉停炉保护
一、锅炉充压防腐
1、在锅炉内充满合格的给水，用水泵顶起压力为0.5Mpa，每天分析水中的溶解氧情况，使其保持含氧不超过规定值，冬季应有防冻措施。
二、联氨法
1、在锅炉停用后不放水，用加药泵将氨水和联氨注入，使之充满汽水系统保持水中过剩联氨浓度为150-200mg/L、ph值大于10。
2、如果锅炉是大修后进行保养，则应先往锅炉上满经过除氧的除盐水，然后再往水中加氨水和联氨，上完水后将锅炉点火升压到0.4—0.6 Mpa，放出水中氧，待炉水合格后，停止燃烧。
三、干燥保护法：
1、干燥法：当锅炉停用后，汽压降至0.5 Mpa以上时，将锅炉带压放水，当炉水放净后，利用锅炉余热或利用点火设备在炉内保持微火烘干金属表面。
2、干燥剂法：
1）停炉后，当锅炉水温下降到100—120℃时，彻底放空各部分炉水利用余热将金属表面烘干，事先清除内部的水垢和水渣，然后在炉内加入干燥剂，并将各阀门全部关闭，以防外界空气进入。
2）常用的干燥剂有氧化钙、生石灰和硅胶等。
3）放置干燥剂的方法是将药品分盛几个搪瓷盘中，沿汽包长度均匀排列，放在汽包等直径的设备中，关严全部阀门，经7—10天后，检查干燥剂状况，如失效及时更换新药品，以后每隔一个月左右检查或更换一次失效药品。第六章 锅炉的事故及处理 第一节 故障停炉
一、遇到下列情况之一者，应立即停止锅炉机组运行：
1、锅炉严重缺水，低于汽包下部可见水位时。
2、锅炉严重满水，水位超过汽包上部可见水位时。
3、炉管爆破，不能维持正常水位时。
4、所有水位计失效，无法监视水位。
5、燃料在尾部烟道再燃烧，使排烟温度不正常升高时。
6、主蒸汽管道、主给水管道和锅炉范围连接导管爆破。
7、锅炉超压或安全门拒动，对空排汽门又打不开时。
8、引风机或送风机故障不能继续运行时。
二、发现下列情况之一，应请示停炉
1、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。
2、锅炉承压部件漏泄无法消除时。
3、过热蒸汽温度超过规定值，经多方调整或降低负荷时仍无法恢复正常时。
4、流化床、返料器、旋风分离器内部结焦或堵灰，运行中无法处理时。
5、汽包水位计的二次仪表全部损坏时。
6、放渣管堵塞，经多方努力无法消除，料层阻力超过极限时。
7、安全门动作不回座，经多方调整采取措施仍不回座或严重泄漏时。
8、尾部烟道积灰严重，经提高引风机出力，但仍无法维持炉膛正常压或威胁设备安全时。第二节 锅炉缺水
一、缺水现象：
1、汽包水位低于正常水位。
2、所有水位计指示负值，水位警报器发出水位低的信号。
3、给水流量不正常的小于蒸汽流量。
4、严重时过热蒸汽温度升高。
二、缺水原因：
1、给水自动调节器失灵，给水调整装置故障。
2、水位表、蒸汽流量表或给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。
3、给水压力低。
4、锅炉排污管道、阀门漏泄、排污量过大。
5、水冷壁管或省煤器管爆裂。
6、运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。
三、缺水的处理
1、当锅炉汽压及给水压力正常，而汽包水位低于正常水位时，应冲洗水位计，对照水位计指示是否正确。
2、若因给水自动调节器失灵而影响水位下降时，应将“自动”改为“手动”给水，增加给水量。
3、如用主给水调节阀不能增加给水时，则应改为旁路管道增加给水。
4、经上述处理后汽包水位仍下降，且降至-100mm时，除应继续增加给水外，尚须关闭所所排污门及放水门，必要时可适当降低锅炉蒸发量。
5、如汽包水位继续下降，且在汽包水位计中消失时，须立即停炉，关闭主汽门，经叫水水位计中出现水位时，可继续向锅炉上水。
6、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，依电接点水位表的指示能确认为缺水时，须立即停炉关闭主汽门及给水门，并按下列规定处理：
1）用叫水法进行叫水
A经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可向锅炉上水，并注意恢复水位。
B经叫水后，水位未在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水。
7、当给水压力下降时，应立即联系汽机值班人员提高给水压力。
8、如果给水压力迟迟不能恢复，且使汽包水位降低时，应降低锅炉蒸发量，维持水位。
9、在给水流量小于蒸汽量时，禁止增加锅炉蒸发量。
10、叫水程序如下：
1）叫满水：首先关闭汽包水位计水门，缓慢开启放水门，注意观察水位，如水位计中有水位下降时则称轻微满水，若没有水位出现时则称严重满水。
2）叫缺水：首先关闭汽包水位汽门，开启放水门后再缓慢关闭，注意观察水位，如水位计中水位上升时则称轻微缺水，若没有水位上升时则称严重缺水。第三节 锅炉满水
一、满现象
1、汽包水位高于正常水位。
2、电接点水位表指示值增大。
3、二次仪表水位指示超过正常水位。
4、水位警报器鸣响，并发出水位高的信号。
5、给水流量不正常的大于蒸汽流量。
6、过热蒸汽温度下降。
7、严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，从法兰盘向外冒汽。
二、满水原因
1、给水自动调节器动作失灵，或给水调节装置故障。
2、水位指示不正确，使运行人员误操作。
3、锅炉负荷增加太快。
4、运行人员疏忽大意，对水位监视不够或误操作。
5、给水压力突然升高。
三、满水的处理
1、当锅炉给水压力及蒸汽压力正常，而汽包水位超过正常水位时，冲洗对照水位确定其指示正确性。
2、因给水自动调节器失灵面影响水位升高时，应立即将自动给水改为手动给水，减小给水量。
3、如调整门不能控制给水时，改为大旁路控制给水。
4、如水位继续上升，应立即开启事故放水门或排污门。
5、经上述处理后，汽包水位仍上升且超过100mm时，应采取下列措施：
1）关小或关闭给水门（停止上水后，应开启省煤器再循环）。
2）加强锅炉放水。
3）根据汽温下降情况，关小或关闭减温器水门，必要时开启过热器和蒸汽管道疏水门，通知汽机司机开启有关疏水门。
6、如汽包水位已超过汽包水位计上部可见水位时，应采取下列措施：
1）立即停止锅炉运行，关闭主汽门。
2）停止向锅炉上水，开启省煤器再循环门。
3）加强锅炉放水，注意水位在汽包水位计中的出现。
4）故障消除后，尽快恢复锅炉机组的运行。
7、由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时，则应缓慢增大负荷。
8、因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即与汽机值班人员联系，尽快将给水压力恢复正常。第四节 汽水共腾
一、汽水共腾的现象
1、水位计内水位剧烈波动，失去指示的正确性。
2、过热蒸汽温度急剧下降。
3、严重时蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。
4、饱和蒸汽含盐量增大。
二、汽水共腾的原因
1、炉水质量不合格。
2、排污不及时，炉水处理不符合规定。
3、化学加药调整不当。
4、负荷增加过快，汽水分离装置损坏。
三、汽水共腾的处理
1、请示值长，降低负荷使负荷稳定维持低水位运行。
2、开启过热器出口联箱疏水，通知汽机开主蒸汽管道疏水门。
3、开大连续污门，必要时开启定期排污门。
4、停止加药。
5、通知化学人员取样化验，采取措施改善炉水质量。
6、在炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷。
7、故障消除后冲洗对照水位计。第五节 汽包水位计损坏
一、汽包水位计损坏的预防
1、必须防止水位计的温度发生突然变化，如冲洗水位计时汽门、水门不可同时关闭，室外空气不可直接吹向水位计等。
2、冷水滴不可溅及水位计表面上。
3、水位计的外部保护罩应保持完好。
二、汽包水位计损坏的处理
1、当汽包水位计损坏时，应立即将损坏的水位计解列，关闭水门及汽门，开启放水门，通知检修人员进行处理。
2、如汽包水位计损坏一台，而另一台不久前曾校对过可以继续运行。
3、如汽包水位计全部损坏，在电接点水位计好用情况下经常校对，允许锅炉运行2小时，但必须具备下列条件：
1）给水自动调节动作正常。
2）水位警报器好用。
3）应保持锅炉负荷稳定，并采取措施尽快修复一台汽包水位计。
4）如汽包水位计全部损坏，电接点水位表DCS电子水位计运行不可靠时，应立即停炉。第六节 给水管道水冲击
一、给水管道水冲击的现象
1、给水压力晃动，给水管道内发生水冲击的响声。
2、给水泵运行不正常，水压变化大。
3、给水管道支吊架发生振动。
二、给水管道水冲击的原因
1、给水压力或给水温度剧烈变化。
2、给水管道逆止阀动作不正常。
3、给水管道或省煤器充水时，没有排尽空气或给水流量过大。
4、减温水量过小、水温过高，致使给水汽化。
三、发生水冲击的处理
1、关小给水门，将给水管道的空气门全开，排尽管内空气。
2、联系汽机保持汽温、汽压稳定。
3、如锅炉给水门后的给水管道发生水冲击时，可关闭给水门（开启省煤器与汽包再循环门）而后再缓慢开启的方法消除。
4、如面式减温器发生水冲击时，可关闭其入口水门，而后再缓慢开启，若不能消除时，可暂时解列减温器。
5、在发生水冲击后，应检查支吊架的情况，及时消除所发生的缺陷。第七节 蒸汽管道水冲击
一、蒸汽管道水冲击的原因
1、送汽前没有很好疏水和暖管。
2、有水或湿蒸汽进入管内。
3、疏水管的位置不对或疏水系统设计不合理无法疏水。
二、蒸汽管道水冲击的处理
1、开启锅炉的对空排汽门和各部疏水门，通知汽机值班人员开启主汽门前疏水门。
2、根据汽温下降情况，适当关小减温水门。
3、锅炉并列时发生水冲击，应停止并列。
4、联系检修处理不牢固的支吊架，修改不合理的疏水系统。第八节 水冷壁管损坏
一、水冷壁管损坏的现象
1、汽包水位低严重时水位急剧下降。
2、给水流量不正常的大于蒸汽流量。
3、蒸汽压力和给水压力下降。
4、燃烧室变正压，并从炉内喷出烟气。
5、轻微漏泄时，燃烧不稳，床温波动。
6、爆破时，有明显的响声。
7、严重时锅炉灭火，排渣管内有水流出。
8、各段烟温下降。
二、水冷壁损坏的原因
1、锅炉给水质量不良，炉水处理不合理，化学监督不严，未按规定进行排污，致使管内结垢腐蚀。
2、检修或安装时管子被杂物堵塞，致使水循环不良引起管壁过热，产生鼓包和裂纹。
3、锅炉严重缺水时使水冷壁过热爆破。
4、运行人员调整不当，烟速过高造成管壁磨损漏泄。
5、浇注料脱落没有及时修补，造成磨损漏泄。
6、长期低负荷运行，热负荷偏斜或排污量过大。
7、管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。
三、水冷壁损坏的处理
1、水冷壁管发生爆破，不能保持汽包水位时，应按下列规定处理：
1）立即停炉、保留引风机，高压风机运行，排除炉内的烟气和蒸汽。
2）停炉后，立即关闭主汽门。
3）提高给水压力，增加锅炉给水。
4）如损坏严重致使锅炉汽压继续降低，给水消耗过多，经增加给水仍看不到水位时，应停止给水。
5）处理故障时，须密切注意运行炉的给水情况，如故障炉的给水影响到运行炉的给水时，应通知汽机投入备用给水泵，仍不能保证运行炉的正常给水时，应减少或停止故障锅炉的给水。
6）在故障锅炉的蒸汽基本消除后，方可停止引风机，高压风机的运行。第九节 主蒸汽管道爆破
一、主蒸汽管道爆破现象：
1、爆破时发出巨响，大量蒸汽外喷。
2、主蒸汽压力明显下降。
二、主蒸汽管道爆破的原因：
1、蒸汽管道腐蚀、磨损使管道变薄。
2、蒸汽管道水冲击或膨胀补偿不良引起。
3、材料不合格，焊接质量不良。
4、送汽前，蒸汽管道未进行充分的暖管。
三、主蒸汽管道爆破的处理
1、发现蒸汽管道损坏时，立即报告值长。
2、主蒸汽管道或并联管损坏不严重时，应加强给水、降低锅炉负荷，请示停炉。
3、如爆管严重危及人身及设备安全时，应立即停炉。
4、关闭主汽门，设法挡住外喷蒸汽或划立危险区，禁止人员通过。
5、若主汽门至主汽母管之间的管段爆破时，应立即报告值长，停止有关机组及事故炉的运行，先关闭联络门，关闭主汽门，开启过热器疏水门。
6、在处理事故过程中，要设专人监视汽包水位，防止锅炉缺水。第十节 省煤器管损坏
一、省煤器管损坏现象：
1、给水流量不正常的大于蒸汽流量，严重时汽包水位下降。
2、省煤器和空气预热器的烟气温度降低或两侧温差增大。
3、烟气阻力增加，引风机电流增大。
4、省煤器烟道有异音。
5、从省煤器烟道不严密处向外冒汽、严重时下部烟道漏水。
6、炉正压增大。
二、省煤器管道损坏的原因：
1、飞灰磨损造成管壁减薄。
2、给水质量不合格，造成管壁腐蚀。
3、焊接质量不良或材质不对。
4、管子被杂质堵塞，造成管子过热。
5、启、停过程中省煤器再循环使用不正确，对省煤器没有保护好。
6、长时间炉膛负压过大。
三、省煤器管损坏的处理：
1、增加锅炉给水，维持汽包正常水位，适当降低锅炉蒸发量，并尽快使备用锅炉投入运行或增加其它运行锅炉的蒸发量，以尽早停炉检修。
2、如故障锅炉在继续运行的过程中，汽包水位迅速下降，故障情况继续加剧或影响其它锅炉的给水时，则应立即停炉，保留引风机，高压风机继续运行以排除蒸汽和烟气。
3、停炉后，关闭主汽门。
4、为维持汽包水位，可继续向锅炉上水、关闭所有放水门，禁止开启省煤器再循环门。第十一节 过热器管损坏
一、过热器管损坏的现象：
1、蒸汽流量不正常的小于给水流量。
2、严重时锅炉汽压下降。
3、炉膛负压不正常地减小或变正压，由不严密处向外喷汽和冒烟。
4、过热器后的烟汽温度降低或两测温差增大。
5、过热蒸汽温度发生变化。
6、过热器处有漏泄的声音。
二、过热器管损坏的原因：
1、化学监督不严，汽包内汽水分离器结构不良或存在缺陷，致使蒸汽品质不好，在过热器内结垢，检修时又未彻底清除，引起管壁温度升高。
2、燃烧不正常，致使过热器处的烟温超高。
3、由于运行工况或煤种改变，引起蒸汽温度升高，而未及时调整处理。
4、在点火升压过程中，过热器通汽量不足而引起过热。
5、过热器结构布置不合理，受热面过大，蒸汽分布不均匀，蒸汽流速过低，引起管壁温度过高。
6、过热器管安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。
7、过热器管有杂物堵塞。
8、高温过热器的合金钢管误用碳素钢管。
9、飞灰中含尘浓度大，粒度大，磨损过热器。
10、过热器运行年久，管材蠕胀。
11、煮炉药物进入过热器管。
三、过热器损坏的处理
1、过热器管损坏严重时，必须及时停炉，防止从损坏的过热器管中喷出蒸汽，吹损邻近的过热器管，避免扩大事故。
2、如过热器管漏泄轻微时，可适当降低蒸发量，在短时间内继续运行，此时应经常检查漏泄情况，并尽快启动备用炉。若故障情况加剧时，则须及早停炉。
3、停炉后关闭主汽门，保留引风机、高压风机继续运行以排除炉内的烟气和蒸汽。第十四节 锅炉灭火
一、灭火时的现象
1、床温下降的很低且燃烧室负压显著增大。
2、水位瞬间下降而后上升。
3、蒸汽流量减小。
4、蒸汽压力和温度下降。
二、灭火的原因：
1、锅炉负荷过低，操作调整不当。
2、给煤机断煤。
3、运行操作不当造成大量返料涌入炉膛。
4、煤质突然变劣，挥发份或发热量过低。
5、排渣时出现操作失误，造成渣放净或渣位过低。
6、炉管严重爆破造成大量水涌入炉内。
三、灭火的处理：
1、停止二次风机、减小一次风量。
2、根据床温情况适当调整煤量，若因给煤中断造成灭火可增加给煤量，若不是断煤应停止给煤，待查清原因后重新启动。
3、灭火后保持汽包水位略低于正常水位。
4、根据汽温情况关小减温器或解列，开过热器疏水门。
5、如短时间不能消除故障，则按正常停炉处理。第十五节 炉床超温及结焦
炉床超温及结焦分点火过程中及日常运行中两种情况
一、点火过程中炉床超温及结焦现象
1、流化床温度局部超温及结焦现象：
1）流化床温度局部超温造成局部结成焦块，而其它地方温度较低未达到结焦温度，这种焦的特点容易打碎、粘结性小。
2）原因：点火过程中床温升至700℃以上需要向炉膛内加煤时，一次风量过小未达到临界流化风量，加入的煤在流化床内堆积燃烧，整个料层未均匀地达到较好的流化状态，从而导致局部温度过高，并粘结周围的颗粒面逐渐扩大，形成焦块，流化床其它地方温度还较低，这种结焦称启动结焦。
3）处理：对于启动过程中产生的结焦，可以适当增大一次风量，若面积不大，仍可继续启动，但须注意排渣管堵塞。
二、运行中炉床超温结焦现象
1、流化床温度迅速上升，温度超过灰的熔点温度。整个流化床结成焦块，破坏正常的流化燃烧，排不出渣。
2、过热蒸汽压力，流量瞬间上升然后下降，无法维持正常运行。
三、运行中炉床超温结焦的原因
1、运行中给煤量过大，使料层中煤量过多，炉床内呈严缺氧状态，待还原后，流化床内爆然迅速，使料层温度上升过快，控制不住造成超温而结焦。
1）给煤机超速未能及时发现没能将给煤机停下来，使大量的给煤进入炉床。
2）给煤机断煤时，操作不当加煤过多，床温回升时未能及时将风煤恢复到原来的正常运行位置，导致床温上升过快而超温结焦。
3）煤质突然变好，使给煤量相对增加，未能及时发现和调整。
4）煤质水份过大，风量没有及时跟上。
2、对流化床温度监视不够，若运行中发现床温急剧上升，表明出现结焦苗头就应该立即减煤，必要时加大一次风量，尽快将床温调整到正常温度。
3、正常运行炉床超温结焦处理：
1）报告班长。
2）当发现床温急剧增加，应减少给煤、增大一次风量。
3）若因结焦影响排渣时，应请示有关领导做压火或停炉处理。第十六节 返料器结焦
一、返料器结焦的现象
1、流化床温度上升，控制不住。
2、返料器温度上升迅速至结焦温度（灰熔点温度以上），然后缓慢下降与床温变化不同步。
3、料层差压降低、炉膛出口压力减小。
4、汽温、汽压均下降，负荷下降。
二、返料器自身故障
1、返料器自身故障
1）小风帽损坏或风孔堵塞，通风能力减弱，使返料器堵灰结焦。
2）浇筑料脱落将返料器堵塞。
2、炉膛出口烟气温度超过950℃，使返料器超温结焦。
3、煤中细颗粒比例过大，造成返料器后燃严重，返料器负担加重而堵灰结焦。
4、返料回料口挂煤堵塞。
5、温度指示不正确，使运行人员误操作。
三、返料器结焦的预防
1、认真监视加强检查。
2、定期更换热电偶，确保返料温度指示准确。
3、保持炉膛负压在规定范围内，炉膛出口烟气温度不超过950℃。
4、根据煤种的变化及时调整返料温度。
四、返料器结焦的处理
1、确定返料器结焦后，报告值长。
2、做停炉处理。第十七节骤减负荷
一、负荷骤减时的现象
1、锅炉汽压急剧上升。
2、蒸汽流量减小。
3、严重时安全门动作排汽。
4、过热蒸汽温度升高。
5、汽包水位瞬间下降后上升。
二、负荷骤减的原因。
1、电力系统故障。
2、汽轮机或发电机发生故障。
三、负荷骤减的处理
1、解列自动装置改为手动减少给煤量，但必须保证送风风量，使炉处于流化状态。
2、开启对空排汽门，根据汽包水位计，蒸汽流量和给水流量的指示，保持汽包水位略低正常水位，待事故处理后迅速增加锅炉负荷。
3、根据过热蒸汽温度的降低情况，关小减温水或解列减温器，必要时可开启过热器疏水门。
4、如安全门在规定值没有动作，应立即手动开启安全门或过热器疏水门进行泄压。
5、锅炉安全门动作，在锅炉汽压降到工作压力以下不回座时，应采取措施使其恢复原位。第十八节 厂用电中断
一、厂用电中断现象
1、所有交流照明灯熄灭，事故照明亮。
2、电压表指示归零，事故报警响。
3、各风机风压风量指示回零。
4、所有电动机跳闸停止转动。
5、汽压、蒸汽流量、水位、汽温突降，锅炉灭火。
6、锅炉床温降低。
二、厂用电中断的原因
1、电力系统故障。
2、发电机故障。
3、厂用变压器故障。
4、电气人员误操作。
5、备用电源自投失灵。
6、380V母线故障。
三、厂用电中断的处理
1、联系电气迅速恢复电源。
2、将各转机开关至停止位置，将自动调节器改为手动。
3、锅炉按压火进行处理，关闭各风机挡板。
4、手动将给水门关闭，开省煤器再循环门。
5、注意保持汽包水位。
6、关闭减温器水门，尽量保持汽温。
7、做好一切再启动准备，当电源恢复时应立即启动。第十九节 风机故障
一、风机故障的现象
1、电流指示摆动过大。
2、风机出口风压风量发生变化。
3、风机处有冲击或摩擦等不正常声音。
4、轴承温度过高。
5、风机振动，串轴过大。
二、风机故障的原因
1、叶片磨损造成转子不平衡。
2、风机或电动机地角螺丝松动。
3、轴承润滑油质量不良、油量不足、造成轴承磨损。
4、轴承、转子等制造和检修质量不良。
三、风机故障的处理
1、遇有下列情况，应立即停止风机运行：
1）风机发生强烈的振动、撞击和磨擦时。
2）风机和电动机的轴承温度不正常的升高，虽经采取措施处理仍很快超过允许极限时。
3）电动机温度过高，超过允许极限时。
4）电气设备故障，须停止风机时。
5）发生火灾危及设备安全时。
6）发生人身事故必须停止风机方能解救时。
2、如风机所产生的振动、撞击或磨擦不致于引起设备损坏时，可适当降低风机负荷，使其继续运行，并随时检查风机的运行情况，查明故障原因，尽快消除。如上述处理风机故障未消除且继续加剧时，应停止风机的运行。
3、当风机轴承温度升高时，应检查油量、油质、冷却水量及润滑油的工作情况，必要时可增加冷却水量和换油。如经上述处理、轴承温度仍继续升高且超过允许极限时，应停止风机运行。
4、当电动机发生故障重新启动风机时，必须取得值长和电气值班人员的同意。
5、若锅炉风机在跳闸前机械部分无严重缺陷和电流无过大现象时，可将跳闸风机重新启动一次。如启动无效，则关闭跳闸风机挡板，但听见风机有异音或电动机冒烟时，禁止重新启动。
6、启动不起来后，按压火处理。
7、返料风机故障，可启动备用风机。
点击咨询 