130th循环流化床锅炉运行规程

第一篇：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。

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：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 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： 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 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、竣工报告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，并做好记录。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：4000～50

00 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，47 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，50