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循环流化床锅炉240t规程


山西鲁能晋北铝业有限责任公司企业标准
Q/JBLY 104-DC-012-2007

自备电厂锅炉运行规程

2007-03-01 发布

2007-03-01 实施 发布

山西鲁能晋北铝业有限责任公司

第 一 部 分

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本标准于2006年7月首次发布 本标准由山西鲁能晋北铝业有限责任公司标准化委员会提出 本标准起草单位:山西鲁能晋北铝业有限责任公司自备电厂 本标准主要起草人: 祝涛 本标准审定人: 柳长青 本标准批准人: 卫 璜 周建新

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1

锅 炉 设 备 系 统 简 介 ..................................... 10
锅 炉 设 备 规 范 及 特 性 ............................................................................................ 10 燃料特性 ...................................................................................................................... 11

1.1 1.2

1.2.1 煤的特性指标: ............................................................................................................. 11 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 灰渣特性 ....................................................................................................................... 12 石 灰 石 特 性 ................................................................................................................ 12 热力计算主要数据汇总表(设计值) ....................................................................... 12 汽水品质 ....................................................................................................................... 14 水冷系统 ....................................................................................................................... 15 汽包及汽包的内部设备.............................................................................................. 17 过热器系统及减温器装置.......................................................................................... 18

1.10 省煤器 ........................................................................................................................... 19 1.11 燃烧系统 ..................................................................................................................... 19

1.12 锅炉管路 ....................................................................................................................... 21 1.13 管式空气予热器 ........................................................................................................... 21 1.14 炉墙 ............................................................................................................................... 22 1.15 风烟系统 ....................................................................................................................... 22 1.16 吹灰装置 ....................................................................................................................... 24 1.17 安全门 ........................................................................................................................... 25 1.18 锅炉水容积(M3) ...................................................................................................... 25 1.19 其它设备规范 ............................................................................................................... 25 1.20 锅炉疏水泵及疏水箱 ................................................................................................... 26 1.21 锅炉扩容器 ................................................................................................................... 26 1.22 锅炉联锁、自动和保护 ............................................................................................... 27

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2

锅 炉 辅 助 设 备 及 运 行 .................................. 30
转机运行通则 ............................................................................................................... 30 吸风机 ........................................................................................................................... 32 一次风机 ....................................................................................................................... 34 二次风机 ....................................................................................................................... 36 返料风机 ....................................................................................................................... 38

2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

2.6 液力偶合器的板式冷却器 ............................................................................................... 39 2.7 2.8 2.9 给煤机 ........................................................................................................................... 40 输放渣系统 ................................................................................................................... 44 石灰石给料系统 ........................................................................................................... 48

2.10 点火、助燃系统(天然气投运后执行)..................................................................... 53

3

锅 炉 的 烘 炉 及 试 验 ..................................... 54
锅炉的烘炉 ................................................................................................................... 54 电动阀门、电动档板、气动门试验 ........................................................................... 56 联锁、事故按钮、保护试验 ....................................................................................... 58 MFT 主燃料跳闸试验 ................................................................................................. 60 锅炉冷态空气动力场试验 ........................................................................................... 61 水压试验 ....................................................................................................................... 62 安全门调整与试验 ....................................................................................................... 65 燃气系统跳闸试验(天然气投运后执行) ............................................................... 66

3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8

4

锅 炉 机 组 的 启 动 前 的 准 备 .............................. 67

4.1 启动前的检查 ................................................................................................................. 67 4.2 机组辅助系统及设备的启动 ......................................................................................... 72 4.3 锅炉上水 ......................................................................................................................... 72 4.4 启动风烟系统 ................................................................................................................. 73 4.5 锅炉装填床料 ................................................................................................................. 74
5

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4.6 确定最低流化风量试验及布风均匀性试验(详见 3.5.2.3) ..................................... 74 4.7 炉膛吹扫 ......................................................................................................................... 74 4.8 锅炉燃气系统投入、停止及泄漏试验(天然气投运后执行) ................................. 74

5

锅 炉 冷 态 点 火 及 升 温 、 升 压 ............................ 76

5.1 禁止锅炉启动的条件 ..................................................................................................... 76 5.2 锅炉点火、升温升压 ..................................................................................................... 77 5.3 汽轮机冲转过程锅炉的操作 ......................................................................................... 80 5.4 投煤 ................................................................................................................................. 80

6

锅 炉 并 汽 .......................................... 81

6.1 并汽条件 ......................................................................................................................... 81 6.2 并汽操作 ......................................................................................................................... 82 6.3 并汽注意事项 ................................................................................................................. 82

7

锅 炉 压 火 及 热 态 再 启 动 ................................ 82
一般规定 ....................................................................................................................... 82 正常压火 ....................................................................................................................... 83 压火注意事项 ............................................................................................................... 83 锅炉热态再启动 ........................................................................................................... 84 锅炉压火后启动的注意事项...................................................................................... 84

7.1 7.2 7.3 7.4 7.5

8

锅 炉 机 组 的 运 行 与 调 整 ............................... 84
锅炉调整的任务 ........................................................................................................... 84 锅炉主要运行技术参数 ............................................................................................... 85 有关汽机极限参数的规定 ........................................................................................... 86 炉水蒸汽品质标准 ....................................................................................................... 87

8.1 8.2 8.3 8.4

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8.5 8.6 8.7 8.8 8.9

锅炉水位调整 ............................................................................................................... 87 汽温汽压的调整 ........................................................................................................... 90 燃烧调整 ....................................................................................................................... 91 负荷调节 ....................................................................................................................... 94 NOX、SO2 排放浓度调节............................................................................................ 94

8.10 锅炉加药 ....................................................................................................................... 94 8.11 锅炉排污 ....................................................................................................................... 95 8.12 锅炉吹灰 ....................................................................................................................... 95

9 停炉 ................................................... 98
9.1 停炉前的准备 ................................................................................................................. 98 9.2 正常停炉操作 ................................................................................................................. 98 9.3 停炉后的冷却 ................................................................................................................. 99 9.4 停炉后监视和注意事项 ............................................................................................... 100 9.5 停炉后的防腐 ............................................................................................................... 100 9.6 锅炉防冻 ....................................................................................................................... 102

10

锅 炉 机 组 事 故 处 理 .................................. 103
事故处理通则 ........................................................................................................... 103 MFT 停炉 ................................................................................................................. 104 紧急停炉 ................................................................................................................... 106 申请停炉 ................................................................................................................... 107 床温异常 ................................................................................................................... 107 料层差压异常 ........................................................................................................... 108 锅炉缺水 ................................................................................................................... 109 锅炉满水 .................................................................................................................... 111 汽包水位计的损坏 .................................................................................................... 112 汽水共腾 .................................................................................................................. 113

10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 10.10

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10.11

水冷壁管的损坏 ...................................................................................................... 113

10.12 省煤器的损坏 ............................................................................................................ 115 10.13 过热器的损坏 ............................................................................................................ 115 10.14 蒸汽管道及给水管道损坏 ........................................................................................ 116 10.15 水冷套管的损坏 ........................................................................................................ 117 10.16 安全门故障 ................................................................................................................ 118 10.17 锅炉灭火 .................................................................................................................... 118 10.18 流化床结焦 ................................................................................................................ 119 10.19 返料器结焦或堵塞 ................................................................................................... 120 10.20 给煤线故障 ............................................................................................................... 121 10.21 排渣管堵塞 ............................................................................................................... 122 10.22 烟道内再燃烧 ........................................................................................................... 123 10.23 甩负荷 ....................................................................................................................... 124 10.24 10KV 厂用电中断 .................................................................................................... 124 10.25 400V 厂用电中断 ..................................................................................................... 125

11

转 动 机 械 故 障 ...................................... 126

11.1 转动机械故障处理原则 ............................................................................................. 126 11.2 风机故障 ..................................................................................................................... 126 11.3 电动机的异常及事故处理 ......................................................................................... 127 11.4 一次风机故障跳闸 ..................................................................................................... 127 11.5 11.6 吸风机故障跳闸 ....................................................................................................... 128 二次风机故障跳闸 ................................................................................................... 129

11.7 返料风机故障跳闸 ..................................................................................................... 130
附:临时燃油点火系统操作方案………………………………………………………………129 附表 1:各辅机用油种类……………………………………………………………………….131

附表 2:定期工作制度 ...................................................................................................... 1321 附表 3:饱和水蒸气压力和温度对照表 ............................................................................ 133 附表 4:#1 炉电动设备表 ................................................................................................... 134
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#2 炉电动设备表 .................................................................................................................. 134 #3 炉电动设备表 .................................................................................................................1355 #4 炉电动设备表 .................................................................................................................1366

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1 1. 1

锅炉设备系统简介 锅炉设备规范及特性

1.1.1 锅炉型号为 YG—240/9.8—M1 型高温高压、单汽包横置式、单炉膛、自然循环、全 钢架π 型布置循环流化床锅炉。 1.1.2 锅炉在燃用设计煤种时,不投天然气助燃安全稳定的最低负荷为 40% MCR。 1.1.3 制造厂家:济南锅炉股份有限公司。 制造日期:2005 年 投产日期:#1 锅炉投产日期 2006 年 2 月 07 日 #2 锅炉投产日期 2006 年 3 月 18 日 #3 锅炉投产日期 2006 年 6 月 21 日 #4 锅炉投产日期 2006 年 6 月 25 日 1.1.4 主要工作参数 额定蒸汽温度 饱和蒸汽压力 额定蒸汽压力(表压) 额定蒸发量 给水温度 锅炉排烟温度 锅炉计算热效率 燃料消耗量 石灰石消耗量 空气预热器进风温度 一次热风温度 二次热风温度 一、二次风量比 排污率 物料循环倍率 燃料颗粒度要求 脱硫效率(钙硫摩尔比为 2.3 时)
10

540‵ 11.4MPa 9.8Mpa 240t/h 215‵ 140‵ 90.11% 33.67t/h 1.5t/h 20‵ 200‵ 200‵ 60:40 ≤1.33% 25~30 ≤13mm ≥90%

Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.2 燃料特性

1.2.1 煤的特性指标:
名称 收到基低位发热值 全水分 干燥无灰基挥发分 干燥无灰基碳 干燥无灰基氢 干燥无灰基氧 干燥无灰基氮 收到基灰分 灰变形温度 灰软化温度 灰熔化温度 1.2.2 煤的入炉粒度要求: 1.2.2.1 粒度范围:出料粒度 0~13mm 1.2.2.2 粒比度:0-5mm 20% 5-7mm 30%、7-11mm 30%、11-13mm 20% 1.2.3 点火及助燃用气天然气特性: (天然气系统投运后执行) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 气体成分 CH4(甲烷) C2H6(乙烷) C3H8(丙烷) C4H10(并丁烷) H2S+CO2 (硫化氢+二氧化碳) N2(氮) C5H12 C6 C7
+ -

符号 Qnet,ar Mar V daf C daf H daf O daf N daf Aar DT ST FT

单位 KJ/kg % % % % % % % ‵ ‵ ‵

设计煤种 20276 7.5 41.57 77.75 5.16 14.84 1.29 25.82 >1500 >1500 >1500

校核煤种 1 19887 8.6 41.63 78.77 5.54 13.65 1.31 25.49 1340 1380 >1400

体积百分数 95.8160% 0.6717% 0.1050% 0.0362% 1.8858% 1.4645% 0.0060% 0.0085% 0.0063%
3

天然气热值:高位发热量= 36475 KJ/Nm 比重= 0.577 Kg/Nm
3

低位发热量= 32762 KJ/Nm

3

水露点≤-13‵ (4.5Mpa)

11

Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.3 灰渣特性 名称 二氧化硅 三氧化二铝 三氧化二铁 氧化钙 氧化钾 氧化钠 氧化镁 三氧化硫 二氧化钛 其它 符号 SIO2 AI2O3 Fe2O3 CaO K2O Na2O MgO SO3 TiO2 单位 % % % % % % % % % % 设计煤种 51.68 37.04 2.35 4.18 0.36 0.11 0.29 1.6 1.38 1.01 校核煤种 1 43.8 46.6 2.71 1.5 0.42 0.16 0.49 1.08 1.39 1.85

1.4

石灰石特性

1.4.1 石灰石的入炉粒度要求:粒度范围 0~2mm; 1.4.2 石灰石纯度分析 名称 氧化钙 氧化镁 氧化铁 氧化硅 氧化铝 二氧化碳 符号 CaO MgO Fe2O3 SiO2 Al2O3 CO2 单位 % % % % % % 设计成分 54.56 0.60 0.41 1.54 0.32 ﹤42.87 校核成分

1.5

热力计算主要数据汇总表(设计值) 屏式 低温 过热 高温段 低温段 器

高温过热器 炉膛

名称

符号

单位

过热 器

省煤 二次风 一次风 器 预热器 预热器

出口过 量空气 系数
12

α ″

1.2

1.2

1.24

1.26

1.3

1.33

1.39

Q/JBLY 104-DC-012-2007 工质入 口温度 工质出 口温度 烟气入 口温度 烟气出 口温度 工质流 速 烟气流 速 传热面 积 传热量

t′



376

319

496.8

460

319 397 ~430 698

230

20

20

t″



470

319

540

508

293

194

160

θ ′



900

900

880

880

522

275

208

θ ″



900

920

698

698

522

275

208

142

Wg

m/s

28.8

24.5

23.4

10.2

0.7

4.3

4.8

Wy

m/s

5.3

5.2

9.3

7.8

6.3

11.4

10.1

H



282.5

1038

468

449

1241

3292

3342

4828

Q

kj/kg

1967

9760

819

891

1842

2707

736

694

主要部件规格材料 名称 汽 包 筒身 封头 饱和蒸汽导汽管 顶棚管入口联箱 顶棚管 过 热 蒸 汽 系 统 低温段出口联箱 屏过入口母管 屏过入口联箱 φ 273×36 φ 273×30 φ 159×18
13

规格 φ 1600×100×9600 φ 1600×100 φ 133×10 φ 273×36 φ 51×5 φ 273×36 φ 51×5 φ 273×36 φ 38×4.5

数量 1 2 8 1 98 1 98 1 98 排×2 根 1 2 6

材料 P355CH P355CH 20G 20G 20G 20G 15CrMoG 20G 20G 15CrMoG 20G 20G 15CrMoG

备注 全长 12564 总容积 23.68m
3

悬吊管入口联箱 悬吊管 低温段入口联箱 低温段蛇形管

低过低温段 低过高温段

Q/JBLY 104-DC-012-2007 屏过下联箱 屏式过热器 屏过出口联箱 屏过出口母管 屏过出口联箱引 出管 高过冷段入口联 箱 高过冷段蛇形管 高过冷段出口联 箱 高过热段蛇形管 高过热段出口联 箱 过热蒸汽导汽管 集汽联箱 主蒸汽管 蛇形管 省 煤 器 中间联箱 出口联箱 入口联箱 φ 159×18 φ 42×6 φ 159×18 φ 273×30 φ 273×36 6 28×6 屏 6 1 2 12Cr1MoVG 12Cr1MoVG 15CrMoG 15CrMoG 20G

φ 273×36

2 48 排×3 根 2 50 排×3 根 1 8 1 1 255 1 2 1

15CrMoG

左右对称

φ 38×5

12Cr2MoVG

φ 325×36

15CrMoG

左右对称

φ 38×5

12Cr2MoWVTiB

φ 273×36 φ 133×12 φ 273×36 φ 273×20 φ 32×4 φ 219×20 φ 219×20 φ 219×26

12Cr1MoVG 12Cr1MoVG 12Cr1MoVG 12Cr1MoV 20G 20G 20G 20G

1.6

汽水品质

1.6.1 给水品质 名称 PH 值 氧 铜 含油 数值 8.8~9.3 ≤7 ug/l ≤5ug/l ≤3mg/l 名称 联胺 铁 硬度 数值 10~50 ug/l ≤20ug/l ≤2μ mol/l

14

Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.6.2 蒸汽品质 名称 PH 值 导电度 含铜量 数值 9.0~9.3 ≤0.3us/cm(25‵) ≤5ug/L 名称 SiO2 含铁量 含钠量 数值 ≤20ug/L ≤20ug/L ≤10ug/L

1.7

水冷系统

1.7.1 炉壁、炉顶均由膜式水冷壁组成,通过水冷上联箱上吊杆悬挂于钢架上。炉膛横截 面为 5280×10240 mm ;炉顶标高为 36240mm, 膜式水冷壁由φ 60×5mm 和 60×20.5 mm 扁钢焊制而成。燃烧室为φ 60×5mm 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φ 60mm 的钢管及 60×101mm 扁 钢组焊而成,在扁钢上开孔与钟罩式风帽相接。 1.7.2 炉膛部分分成左、右、前、后、翼形水冷屏五个水循环回路,汽水引出管由φ 159 ×12mm 及φ 219×16mm 组成, 根φ 325×23.5mm 大直径下降管由汽包引出后三根布置在炉 5 前,两根布置在炉后,再由φ 159mm 和φ 133mm 管道引入各个下联箱。 1.7.3 在炉膛中上部处,沿炉宽布置有 6 片屏式过热器和 3 片翼形水冷壁,各屏弯头部位 敷设浇注料以防磨。屏式过热器为φ 42×6mm,其下部焊有销钉,用以固定耐火材料。 水冷屏为φ 60×5mm 膜式壁管组成,其下部焊有销钉,用以固定耐火材料。 1.7.4 给水流程如下:
2

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甲水冷套 给 水 母 至过热减温水 管 电动给水 调节门、 截止门 中温省 煤器 水冷套入 口联箱 下联箱 乙水冷套 下联箱 省煤器中 间联箱 低温省 煤器

甲水 冷套 乙水 冷套 省煤器入 口联箱

甲水冷套 上联箱 乙水冷套 上联箱 水冷套出 口联箱

省煤器中 间联箱

高温省 煤器

省煤器出 口联箱 水冷 风室

汽包进 水母管 水冷风室 下联箱 甲侧 后水 冷壁 中间出口联箱

进水 支管

后水冷壁 下联箱

甲侧后下 降管 后 水 冷 壁

甲侧 后水 冷壁 中间入口联箱 后水 冷壁 乙侧 后水 冷 壁 中间入口联箱 甲 侧 水 冷壁 前水 冷壁 前水冷壁上联箱 甲 壁上联箱 #1 翼形水冷屏 #2 翼形水冷屏 #3 翼形水冷屏

乙侧后水冷壁 中间出口联箱 甲侧水冷 壁下联箱 前水冷壁 下联箱

上 联 箱 甲侧前下 降管



#1 翼形屏下联箱 #2 翼形屏下联箱 #3 翼形屏下联箱 #3 翼形屏上联箱 #2 翼形屏上联箱 #1 翼形屏上联箱 翼形水冷 屏下降管



乙侧水冷壁

乙侧水冷 壁下联箱

乙侧前下 降管

乙侧水冷壁上联箱 乙侧后下 降管

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.7.5 炉膛水冷壁回路特性表:

回路 上升管根数与规格 水连接管根数与规格 汽水引出管根数与规格 下降管根数与规格 水连接管与上升管截面之比 引出管与上升管截面之比 n-φ ×s n-φ ×s n-φ ×s n-φ ×s % %

前、后水冷壁 2×127-φ 60×5 2×6-φ 159×12 2×8-φ 159×18 0.401 0.401

侧水冷壁 2×64-φ 60×5 2×4-φ 133×12 2×4-φ 159×18 5-φ 325×23.5 0.449 0.44

翼形水冷屏 3×20-φ 60×5 3×2-φ 159×16 3-φ 219×16 0.874 0.638

1.7.6 水冷壁、联箱、连接管的材料为 20G/GB5310。 1.7.7 整个水冷壁重量由水冷壁上联箱的吊杆装置悬吊在顶板上,锅炉运行时水冷壁向下热 膨胀,最大膨胀量 146mm。 1.8 汽包及汽包的内部设备

1.8.1 汽包参数 1.8.1.1 汽包中心标高: 39900mm 1.8.1.2长度(包括封头、人孔盖): 12564mm 1.8.1.3 内径×壁厚: 1600×100mm

1.8.1.4饱和水温度: 319‵ 1.8.1.5汽包内分离装置: 旋风分离器36只,Φ 315mm 1.8.2 汽包设备 1.8.2.1汽包内采用单段蒸发,布置有旋风分离器、清洗孔板和顶部孔板等内部设施。 1.8.2.2汽包给水管座采用套管结构,避免进入汽包的给水与温度较高的汽包壁直接接触, 减少了汽包壁的热应力。
1.8.2.3 汽包水位“0”位在汽包中心线下 180 mm 处,事故放水口在中心线下 150 mm 处,

连续排污管在中心线下 450 mm 处。最高、最低安全水位距正常水位为上下 50mm。汽包装 有两只就地水位计,三只平衡容器水位计,此外还装有一只电接点水位表,可把汽包水位 显示在操作盘上并具有报警的功能。另外,汽包上配有备用水位管座,用户可用于装设水 位记录仪表与电接点水位计共同监视水位。为防止大直径下降管入口产生旋涡和造成下降 管带汽,在下降管入口装有隔栅及十字板。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007
1.8.2.4 为提高蒸汽的品质、 降低炉水的含盐浓度, 汽包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 1.33%。 1.8.2.5 汽包通过两套悬吊装置悬挂于钢架上,可沿轴向自由胀缩。 1.9 过热器系统及减温器装置

1.9.1 本锅炉过热器分 III 级,分别由顶棚包覆管系、低温蛇形管系、屏式过热器管系、 高温蛇形管系组成。饱和蒸汽由锅筒上的饱和蒸汽连接管引入顶棚包覆管系,再进入悬吊 管入口联箱,由悬吊管引入尾部烟道低温过热器,经过第一级喷水减温器后引入屏式过热 器,再引入高温过热器低温段,加热后经第二级减温并经甲、乙侧交叉后进入高温过热器 高温段,最后进入高过出口联箱。过热蒸汽由高温过热器出口联箱引入炉顶集汽联箱,经 主汽阀送至汽轮机、减温减压站。 1.9.2 蒸汽流程如下: 汽 包 饱和蒸汽 引出管 顶棚入 口联箱 顶棚过 热器 顶棚过出口联箱 (悬吊管入口联 箱)

低 温 过 热 器 出 口联箱 一级减 温器

低温过 热器

悬吊管出口联箱 (低温过入口联 箱) 屏 过 器 口 箱 式 热 入 联

悬吊管

屏式过 热器

一级减 温器 给水来 甲高过热 段

屏式过热 器出口联 箱

甲高过热段 入口联箱(二 级减温器) 乙高过热段 入口联箱(二 级减温器)

甲高过 冷段

甲高过冷 段入口联 箱 乙高过冷 段入口联 箱

乙高过热 段

乙高过 冷段 给水来

高过出口 联箱

蒸汽引出 管
18

集汽联箱

汽机(减温减压站)

Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.9.3 低温管系、高温管系均由φ 38×4.5mm 的蛇形管组成,为降低磨损均采用顺列布置。 过热器系统采用喷水减温,一级减温器置于屏式过热器之前,二级减温器置于高温过热器 低温段和高温段之间,这样既可保证汽轮机获得合格的过热蒸汽,又能保护过热器。 1.9.4为保证安全运行,低温过热器采用20G、15CrMoG的无缝钢管,屏式过热器采用 12Cr1MoVG无缝钢管,高温过热器高温段采用12Cr2MoWVTiB的低合金无缝钢管。 1.10 省煤器 1.10.1 省煤器系 III 级布置,均为φ 32×4mm 的 20G 无缝钢管弯制的膜式省煤器。给水沿 蛇形管自下而上,与烟气成逆向流动。 1.10.2 省煤器管束最上排装设防磨护板,蛇行管弯头与四周墙壁间装设防磨罩。 1.11 燃烧系统

1.11.1 燃烧系统由给煤装置、布风装置、石灰石装置、天然气系统、燃烧室、炉膛、旋风 分离器和返料器组成。 1.11.2 炉膛由膜式水冷壁构成,前后墙在炉膛下部收缩形成锥形炉底,后墙水冷壁向前弯 与两侧水冷壁共同形成水冷布风板和风室,炉膛下部是密相料层,最底部是水冷布风板, 布风板面积约 26 m ,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。炉 膛的密相区四周 6m 高度范围是磨损最严重的部位之一, 在此区域水冷壁焊有密排销钉,并 涂敷有特殊高温耐磨浇注料。燃烧室工作温度 850~950‵,在炉膛内布置六屏屏式过热器 以及三屏翼形水冷壁蒸发受热面。 1.11.3 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,由左右两侧风道引入炉后水冷风室中,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 条给煤线,8 台给煤机送入燃烧室,落煤口上方设置了从一 次风管上引出的播煤风。二次风约占总空气量的 40%~50%(根据煤种稍有区别) ,经过 空预器预热后,通过前后左右 15 根二次风管共 30 个喷嘴分上、下两层进入炉膛,以利于 燃烧调整和控制氮氧化物的排放。床温控制在 800~950‵,含灰烟气在炉膛出口处分左右 两股,切向进入两个内径为φ 5400 mm 的旋风分离器,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。
2

19

Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.11.4 旋风分离器采用切向进气方式,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。 1.11.5 旋风分离器下接有返料器,均有钢外壳与耐火材料衬里组成。 1.11.6 返料器内的松动风、返料风采用高压冷风,由小风帽送入,松动风与返料风风帽开 孔直径有差别, 返料风量大, 松动风量小, 并采用分风室送风。 正常运行时总风量 6620Nm /h, 其中一个返料器返料风量 1986Nm /h,松动风量 1324Nm /h。返料器的布风板还设有一根φ 159mm 的放灰管。 1.11.7 为降低返料温度,降低炉墙重量、缩短启炉时间、增加密封性及运行的可靠性,在 旋风分离器设置了两个水冷套。其特点: a b 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。 锅炉启动时间明显缩短。
3 3 3

1.11.8 每个水冷套由水冷套管和上下两个环形联箱焊接而成,水冷套管上焊有销钉以敷设 高强度浇注料,整个水冷套由下联箱支撑在返料器耐火材料上整体向上膨胀,上联箱与锥 体固定耐火材料处设有膨胀缝且上联箱引出管与护板设有膨胀节以保证密封。 1.11.9 燃烧后的灰渣,较大颗粒可经炉底 4 个φ 159mm 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。 1.11.10 给煤装置

型式:电子秤重皮带式、全封闭耐压式给煤机。 布置方式:前墙布置。 数量:电子秤重皮带式给煤机4台 、全封闭耐压式给煤机4台。 给煤机与落煤管通过膨胀节相连,解决给煤机与炉膛水冷壁之间的膨胀差(膨胀值 126mm) 。给煤装置的给煤量能够满足在两条给煤装置故障时,其余两条给煤装置仍能保证 锅炉100%额定出力。 一定粒度的燃煤经给煤机进入布置在前墙的四根φ 426×10间距约为2000mm的落煤管, 落煤管上端有送煤风,下端靠近水冷壁处有播煤风,给煤借助自身重力和和引入的送煤风 沿着落煤管滑落到下端在距布风板1800mm处进入炉膛。给煤量通过改变给煤机的转速来调 整。播煤风管连接在每个落煤管的端口,并应配备风门以控制入口风量。 1.11.12 启动燃烧器及点火装置 (天然气系统投运后执行)

采用床上、床下点火方式,每台锅炉在风室后侧布置2支床下主燃烧器,每燃烧器支出 力1022NM /H。床上设4支辅助燃烧器,单支出力511NM /H。供气压力25KPa。高能点火装置
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3 3

Q/JBLY 104-DC-012-2007 点燃天然气点火枪,再由点火枪点燃气燃烧器。点火枪以压缩空气作为吹扫、助燃风,吹 扫压力为250mmH2O(2450pa) 。燃烧器以二次风助燃。 1.11.3 锅炉脱硫 锅炉在燃用含硫量较高的燃料时, 脱硫是由输送系统通过两侧炉墙向炉内添加 0~2 mm 的细粒石灰石来实现的,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 灰石在输送风携带下进入炉膛内充分混合接触,又经分离器和返料器多次循环利用,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。 1.12 锅炉管路 1.12.1 锅炉采用单母管给水,锅炉给水是由一根φ 219×16mm 主给水管道及两根φ 133× 10mm、φ 76×6mm 辅管道构成的给水平台. 1.12.2 本锅炉设有三路不受热的再循环管。 a b c 汽包至省煤器入口联箱再循环; 省煤器入口联箱至水冷套入口联箱再循环; 省煤器出口联箱至水冷套出口管再循环。

为保证锅炉点火启动和停炉冷却过程中省煤器、水冷套内水的流动,在点火和停炉过 程停止汽包进水时,开启再循环管路上的阀门,使管壁得到冷却。 1.12.3 定期排污设在各集中下降管和水冷壁下联箱处,共 20 组。 1.12.4 集汽联箱上装有两组对空排汽,一组反冲洗管路(现已加装堵板隔离) 。 1.13 管式空气予热器 1.13.1 空气预热器采用立式结构,分两级布置,上面一级为二次风空气预热器,下级为一 次风空气预热器。均用φ 51×1.5 的焊接钢管制成,末级采用考登钢,以缓解冷端低温腐 蚀。 1.13.2 空气分别由一次风机和二次风机送入两级空气预热器。烟气在管内自上而下冲刷, 空气在管外横向流动,二次风经过两个行程后进入二次风箱,一次风经三个行程,为便于 更换和维修,一次风空气预热器分两组布置,上面一组两个行程,下面一组一个行程。为 使管箱在热态下能自由膨胀,在管箱上部装置有膨胀节。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.14 炉墙 1.14.1 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。 1.14.2 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 1.6~2.5‵/min 之间。 1.14.3 主要炉墙保温及耐磨材料厚度如下: 1、 烟气发生器及水冷风室:浇注 80mm 厚抗热振浇筑料; 2、 燃烧室密相区及过度区:浇注 80mm 厚高铝耐磨浇筑料; 3、 旋风分离器锥体及筒体:总厚度 360mm,由两层耐高温硅酸钙砖和 90 mm 钢纤耐磨 浇筑料构成; 4、 尾部烟道:总厚度 360 mm,由两层保温砖和一层耐磨砖构成。 5、 料腿及返料管:总厚度 360 mm,由两层保温砖和 115 mm 钢纤耐磨浇筑料构成。 6、 屏式过热器及翼型水冷壁:总厚度 160 mm,高铝耐磨浇筑料。 1.15 风烟系统

1.15.1 锅炉采用平衡通风的方式,主要由一台一次风机,一台二次风机供给。一、二次风 分别经风机升压后进入两级管式空气预热器,上面为二次风预热器, 下面为一次风预热器, 二次风经过两个行程,进入二次风环形风道,通过布置在燃烧室四壁分层布置的二次风喷 嘴进入炉膛,为分段燃烧提供空气;一次风经三个行程预热后进入炉膛底部水冷风室,大 部分通过布风板上的风帽使床料流化,另一部分作为播煤风与煤混合进入炉膛。一、二次 风风量比约为 50:50(根据煤种稍有区别) 。 1.15.2 烟气及携带的固体颗粒离开炉膛,切向进入炉后甲乙旋风分离器,粗颗粒由于离心 力作用从烟气中分离,进入返料装置,由返料风流化、送入炉膛再燃烧;而烟气携带细颗 粒则通过旋风筒从顶部引出,进入尾部竖直烟道,由上至下流动,经过各级对流受热面, 进入电除尘器,由两台吸风机送入烟囱。

1.15.3 锅炉返料装置设有两台返料风机,一台运行一台备用,空气经返料风机增压后,
送入返料器下部的松动风室和返料风室。

1.15.4 风烟系统部分参数:

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 项目 布风板阻力 密相区阻力 稀相区阻力 一次风空气预热器阻力 一次风道总阻力 二次风空气预热器阻力 二次风喷口阻力 二次风道总阻力 一次风量 二次风量 烟气量 1.15.5 风烟流程如下: #1~4 给 煤 线播煤风 一次 风机 一次风空 气预热器 点火 风道 二次 风机 返料 风机 松动风室 返料风室 料 腿 炉膛 出口 二次风空 气预热器 二次风 母管 床下点 火风室 下二次风 水冷 风室 布风 板 密 相 区 单位 Kpa Kpa Kpa Kpa Kpa Kpa Kpa Kpa M /h M /h M /h
3 3 3

数值 3.53 6.92 1.42 0.493 12.60 0.264 4.03 8.06 130279 130279 422000

上二次风 屏 式 过 热 器

( 稀 相 区 )
翼 形 水 冷 屏

水冷套 (料腿)

旋风分离 器锥形筒 (颗粒) 旋风分离器出 口(烟气)

旋风分 离器

旋风分 离器入 口

高温过 热器

低温过 热器

高温省 煤器

中温省 煤器

低温省 煤器

烟 囱

吸风机

电除尘 器

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一次风空气 预热器

二次风空气 预热器

Q/JBLY 104-DC-012-2007

1.15.6 烟气阻力表: 项目 一次风预热器后压力 二次风预热器后压力 烟 道 各 段 压 力 省煤器后压力 省煤器前压力 低温过热器前压力 高温过热器前压力 料腿上部压力 炉膛出口压力 炉膛中部压力 料层上部压力 风室压力 各 风 室 风 母 管 压 力 返料风机出口压力 一次风预热器出口压力 二次风预热器出口压力 过热器后氧量 锅炉出口氧量 Pa Pa Pa % % 20000 10079 7134 4.333 5.892 返料风室压力 二次风母管压力 一次风机出口压力 二次风机出口压力 单位 Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa Pa 工况 -3204.0 -2886 -2727.4 -2335.4 -2237.15 -2182.7 -1069 ~0 513 1500 10972 20000 7131 12595 8428 备注

1.16 吹灰装置 为了清除尾部烟道受热面上的积灰,保证锅炉的效率和出力,在锅炉尾部烟道两侧墙 设置 9 层激波吹灰器,高、低温过热器 3 层,省煤器 3 层,空预器 3 层,并配有管路、控 制柜。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.17 安全门 在汽包上装有两只型号为:PAT-7414F DN60PN20 安全门。 在过热器集汽联箱上装有一只型号为:PAT-7414F DN90PW54 12V 安全门。 排汽量为:汽包安全门79.275t/h×2、 过热器安全门122.61t/h。 两个汽包安全门,一个集汽联箱安全门,其名称及动作压力如下: a b c #1汽包安全门动作压力:11.97Mpa #2汽包安全门动作压力:12.31Mpa #3过热安全门动作压力:10.29MPa

安全门消音器: 名 称 型 号 设计压力 MPa 过热器点火 排汽消声器 过热器安全 阀消声器 汽包安全阀 消声器 DJPⅡ(G)—Φ 133 —160 DJAⅡ—540/10.3 —Φ 159—160 DJAⅡ— 330/11.27 —Φ 159C—100 11.27 330 100 Φ 159×7 20G 9.81 设计温度 排量 接口尺寸 ‵ 540 t/h mm 12CrIMoV 接管材质

160 Φ 133×10

10.3

540

160

Φ 159×7

12CrIMoV

1.18 锅炉水容积(m ) 省煤器 34 汽包 23.68 水冷系统 49.62 过热器系统 27 总容积 134

3

1.19 其它设备规范 型式 1 炉膛流化风帽 布置 数量 2 旋风分离器 型式 直径
25

钟罩式 顺列 个 957 高温绝热水冷套式 mm 5400

Q/JBLY 104-DC-012-2007 数量 3 4 返料器 返料器风帽 给煤口数量 5 6 石灰石口数量 二次风口数量 型式 数量 个 个 个 个 个 2 J 型非机械式 203 4 2 前 10、后 12、两侧各 4 个

1.20 锅炉疏水泵及疏水箱 项 目 单位 疏水泵 型 号 m /h m KW m 电机 电压 电流 转速 绝缘等级 接线方式 数量 生产厂商 疏水箱 数量 容积 长×宽×高 总容积 个 m
3 3

规范

6N6 90 66 37 1.3

流量 扬程 功率 必须汽蚀量

V A r/min

380 69.8 2950 B △

台 博山水泵厂

2

2 33.6 4×3×2.8 67.2

m m
3

1.21

锅炉扩容器
一级连续排 单位 污扩容器 二级连续排 污扩容器 定期排污扩 容器





疏水扩容器

26

Q/JBLY 104-DC-012-2007 设计压力 设计温度 容 积 MPa ‵ m
3

0.83 320 5.5 0.66 310 1

0.3 320 4 0.2 310 1

0.3 200 12 0.15 165 1

0.6 200 1.5 0.55 161 1

工作压力 工作温度 数 量

MPa ‵ 台

1.22 锅炉联锁、自动和保护 1.22.1 锅炉设计相同的辅机联锁及相应保护。在运行中所有联锁均应在投入位置。其动作 原理如下: 1.22.1.1 运行中二次风机、单台吸风机跳闸不影响其它风机运行。 1.22.1.2 运行中按下紧急停炉按钮后MFT动作, 联跳运行中的#1~4给煤线、 燃气系统 (天 然气系统投运后执行) 、石灰石系统上、下给料机、一次风机、甲乙吸风机、甲乙冷渣器, 联关减温水电动总门;5秒后联跳返料风机。 1.22.1.3 当运行中,两台吸风机跳闸时 MFT 动作,联跳运行中的#1~4给煤线、燃气系 统(天然气系统投运后执行) 、石灰石系统上、下给料机、二次风机、一次风机、甲乙冷渣 器,联关减温水电动总门;5秒后联跳返料风机。 1.22.1.4 当运行中, 一次风机跳闸时 MFT 动作, 联跳运行中的#1~4给煤线、 燃气系统 (天 然气系统投运后执行) 、石灰石系统上、下给料机、二次风机、甲乙冷渣器,联关减温水电 动总门;5 秒后联跳返料风机。 1.22.1.5 当运行中,一台返料风机跳闸,联动备用返料风机;返料风母管压力低 ,联动 备用返料风机。 两台返料风机跳闸时 MFT 动作, 联跳运行中的#1~4给煤线、 燃气系统 (天 然气系统投运后执行) 、石灰石系统上、下给料机、甲乙冷渣器,联关减温水电动总门。 (因 返料风机出口挡板为手动操作,故不能执行相应联锁。 ) 1.22.1.6 汽包事故放水门联锁:汽包水位高+150mm联开事故放水门,+50mm 时联关事故 放水门。 1.22.1.7 疏水泵联锁:#1、2 疏水箱水位高Ⅱ值联动备用疏水泵,疏水箱水位低Ⅰ值联停 备用疏水泵,疏水箱水位低Ⅱ值联停运行疏水泵。运行疏水泵跳闸联动备用疏水泵。 1.22.1.8 给水母管压力低联锁:给水母管压力低于 12.5MPa,联动备用给水泵。 1.22.1.9 集汽联箱压力联锁:集汽联箱压力高 10.0MPa,联开甲乙对空排汽门电动门;集
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 汽联箱压力低 9.3MPa,联关甲乙对空排汽门电动门。 1.22.1.10 冷渣器回水温度高联锁:甲、乙冷渣器回水温度大于 90‵联跳甲乙冷渣器。 1.22.1.11 给煤机联锁:耐压式给煤机跳闸,联跳相应称重皮带式给煤机,关闭称重皮带 式给煤机入口、耐压式给煤机出口煤闸板。给煤机堵煤联跳相应给煤线,关闭耐压式给煤 机出口煤闸板。耐压式给煤机温度高>70‵,联跳相应给煤线,关闭耐压式给煤机出口煤 闸板。 1.22.1.12 天然气系统联锁:天然气压力高、低联跳母管速断阀、各燃烧器速断阀;运行 中按下手动点火系统切除按钮,联跳母管速断阀、各燃烧器速断阀。 (天然气系统投运后执 行) 1.22.1.13 石灰石系统联锁:若MFT动作,石灰石系统上、下给料机跳闸。 1.22.1.14埋刮板联锁:#1.2炉一级埋刮板跳闸,#1.2炉冷渣器相应跳闸;#3.4炉一级 埋刮板跳闸,#3.4炉冷渣器相应跳闸。 1.22.2 锅炉自动 锅炉设计有以下自动装置: 1.22.2.1 汽包水位调节(给水自动) : 信号来源:主蒸汽流量,汽包水位、给水流量; 投入条件:蒸汽流量<30%为单冲量调节;蒸汽流量>30%三冲量调节; 汽包水位、给水流量和蒸汽流量组成的三冲量串级调节系统来调节给水阀开度,汽包 水位信号经汽包压力补偿后与给水流量信号一起作为主调的反馈输入,给水流量为总给水 量减去一二级减温水流量之和,主蒸汽流量作为主调的前馈。 1.22.2.2 主汽压力自动 信号来源:主汽压力测量值、床温、主汽流量; 投入条件:蒸汽流量>50%、锅炉定压后 调节系统原理:在主汽压力调节系统中,通过调节入炉燃料量来调节主蒸汽压力。由 于入炉燃料量是影响床温的重要因素之一,因此在构造主汽压力调节方案时,床温上升时 需减少燃煤量,床温下降时需增加燃煤量。由于床温在一定范围内波动,因此应不设调温 死区。主汽压力调节系统得到指令送往主蒸汽流量调节系统。 1.22.2.3 燃料量自动 信号来源:总燃料量、总风量 投入条件:蒸汽流量>50%、锅炉定压后。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 调节系统原理:主汽压力调节系统发出的燃料量调节系统指令即为燃料量指令,总燃 料量指令与总风量进行交叉限制后作为调节系统的给定值, 在PID中与燃料量测量值进行运 算,结果分别作为煤量调节系统给定指令。 1.22.2.4 给煤量自动 投入条件:蒸汽流量>50%、锅炉定压后。 信号来源:燃料给定量、电子称重皮带式给煤机转数 调节系统原理:燃料量调节系统得到的煤给定量指令送入给煤量调节系统与给煤机转 数进行运算,运算结果调整给煤机。 1.22.2.5 炉膛压力自动调节系统 信号来源:炉膛负压、总风量、炉膛负压给定值; 投入条件:蒸汽流量>50%、锅炉定压后 炉膛出口压力测点测量值经过惯性延滞处理后与给定值一起送入PID中进行运算, 运算 结果对引风机进行调节,从而调节炉膛压力满足机组运行要求。 1.22.2.6 蒸汽温度自动调节系统 信号来源:主蒸汽温度测量值、主汽温度设定值、一二级减温器出入口汽温; 投入条件:蒸汽流量>50%、锅炉定压后 主蒸汽温度通过一二级减温器来调节,主要靠喷水进行调节。在一级减温器中,屏式 过热器出口集箱温度作为主调的反馈输入值,与屏式过热器出口集箱温度设定值进行PID 运算后送入副调。在副调中与一级减温器喷水后汽温进行调节运算,其结果经限幅后由手 操器输出至执行机构,调节一级喷水减温的调节阀。由于主汽流量变化时,喷水量应相应 的发生变化,故在主汽温度调节系统中把主汽流量信号以前馈形式引入调节系统中。 在二级减温器中, 主蒸汽温度作为主调的反馈输入值, 与主蒸汽温设定值进行PID运算 后送入副调,在副调中与二级减温器出口后汽温进行调节运算,其结果经限幅后由手操器 输出至执行机构,调节二级喷水减温的调节阀。 同时因主蒸汽温度与烟气流速有关,所以在调节主蒸汽温度时也应考虑燃烧工况。 1.22.3 锅炉炉膛安全保护系统 FSS系统(炉膛安全保护系统)基本功能如下: 1.22.3.1 锅炉吹扫、燃气系统泄漏试验:在给定条件全部满足时,经人工指令,自动执行 炉膛吹扫、燃气系统的泄漏试验,防止发生炉膛爆炸事故,并检验燃气系统及系统所属的 阀门有无泄漏情况。 (天然气系统投运后执行)
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 1.22.3.2 床下燃烧器、 床上燃烧器及给煤系统的程序投停: 在给定条件全部满足的情况下, 经人工指令, 自动执行燃气系统及给煤系统的程序投停及吹扫功能。 (天然气系统投运后执 行) 1.22.3.3 CFB 锅炉冷态启动及热态启动控制。 1.22.3.4 燃料安全管理: 包括主燃料跳闸(MFT) (MFT 条件详见 3.4.1) 、燃气系统跳闸(天然气系统投运后执 行)等功能。当发生 MFT 时将燃料全部切除。当锅炉设备受到威胁时运行人员可通过紧急 停炉按钮击发 MFT 动作实现手动停炉。 1.22.3.5 火焰的检测和监视:对各燃烧器进行检测和监视并将信息送至微机处理系统,作 程控操作、安全管理及向外提供显示、报警和打印之用。 1.22.3.6 系统信息的显示、报警、打印及储存。

2 2.1

锅炉辅助设备及运行 转机运行通则

2.1.1 新安装或检修后的转动机械,必须进行试运转,试运良好,验收合格后,方可投入 运行或备用。 2.1.2 转动机械启动前的检查: 2.1.2.1 各电动机、转动机械及液偶地脚螺丝牢固,转动部分保护罩、护栏齐全牢固,联 轴器联接完好。 2.1.2.2 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 其所带机械检修工作结束。 2.1.2.3 设备周围照明完好,现场清洁,无杂物、积灰、积水现象,各人孔、检查孔关闭。 2.1.2.4 轴承、偶合器冷油器冷却水装置良好,冷却水通畅、充足;通风良好。 2.1.2.5 各轴承座及液力偶合器油位在正常范围内,油质良好,油面镜清晰,无漏油现象。 2.1.2.6 各仪表完好,指示正确;保护、程控装置投入正常,调门、挡板及其传动机构试 验合格。 2.1.2.7 转动机械反转时,应联系检修人员做好制动措施后,再进行启动。 2.1.3 转动机械的试运转:

30

Q/JBLY 104-DC-012-2007 2.1.3.1 新安装或大修后的转动机械,在电机和机械部分连接前,应进行电机单独试转。 检查转动方向,事故按钮动作可靠后,再带机械试转。 2.1.3.2 试转前盘动联轴器 1~2 转,机械无异常,轻便灵活。 2.1.3.3 进行第一次启动,当转动机械在全速后用事故按钮停止运行,观察轴承及转动部 分,记录惰走时间;盘上注意启动启动电流、时间、电流返回值,确认无异常后方可正式 启动。 2.1.3.4 带机械试运时,逐渐升负荷至满负荷,电流不能超限,应注意检查机械内部有无 磨擦撞击和其它异音,各轴承无漏油、漏水现象,轴承温度上升平稳并在规定范围内、振 动、串轴值均在规定范围内,电机电流正常,无焦臭味和冒火花现象。 2.1.3.5 转动机械试运时间要求:新安装机械不少于 8 小时,大修后的一般≥2 小时,特殊 情况下也不少于 1 小时。 2.1.3.6 转动机械试运时,应加强巡回检查,并随时将试运情况汇报司炉或班长。 2.1.4 转动机械试运合格标准: 2.1.4.1 转动机械方向正确,电流正常,挡板执行机构无卡涩。 2.1.4.2 轴承及转动部分无异常声音。 2.1.4.3 轴承油位正常,无漏油、无漏水现象,冷却装置完好。 2.1.4.4 轴承温度,振动应符合制造厂规定,无制造厂的规定时,可按下列标准: a b c d 正常运行中风机轴承温升≧40‵; 对于滑动轴承,机械侧不得超过 70‵,电机侧不得超过 80‵; 对于滚动轴承,机械侧不得超过 80‵,电机侧不得超过 100‵。 在每个轴承测得的振动值,不得超过下列数值: 3000 0.05 1500 0.085 ≧0.05 1000 0.10 750 以下 0.12

额定转速 r/min 双振幅(mm) 串轴值(mm)

2.1.5 辅机在运行中遇有下列情况之一时应立即停止该辅机运行: 2.1.5.1 发生人身事故无法脱险时; 2.1.5.2 发生强烈振动有损坏设备危险时; 2.1.5.3 轴承温度不正常升高超过规定值时; 2.1.5.4 电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时; 2.1.5.5 辅机的转子和外壳发生严重摩擦或撞击时;
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 2.1.5.6 液偶大量漏油威胁设备安全时; 2.1.5.7 辅机发生火灾或被水淹时。 2.1.6 发生以上事故时应立即手按事故按钮停止辅机时,手按事故按钮时间不少于一分钟, 防止集控室重合闸。 2.1.7 转动机械跳闸强送规定: 2.1.7.1 高压电机在跳闸后必须查明原因,严禁强启,严防损坏设备。 2.1.7.2 低压设备(返料风机)跳闸时只能在确认跳闸前设备电流正常的情况下强送一次, 强送一次不成功时不允许强送第二次,并通知电气查明原因。 2.1.8 备用中的转动机械应定期检查和切换,备用超过七天或转动机械淋水、长时间处于 潮湿环境中,在启动前,应联系电气值班员测量其绝缘。 2.1.9 对于 10KV 电机, 在正常情况下, 允许在冷态下启动 2 次, 每次间隔时间不得小于 5min。 热态只允许启动一次。电动机连续运行 1h 以上为热态;停止 4h 以上为冷态。 2.1.10 对于新安装或大修后的电动机在远方操作试转时,运行人员应留在就地站在事故按 钮旁,直到转速升至额定转速并检查正常后,方可离开。防止发生意外损坏设备。 2.1.11 风机调整原则 吸风机、一次风机、二次风机启动后首先用其风机入口调整挡板调整风量,待入口调 整挡板全开至 100%时,再调整液力偶合器勺管开度调整风量;停止风机时,先将液力偶合 器勺管位置关至 0%位,再关闭其风机入口调整挡板。 2.2 吸风机 项 目 数 值 单 位 备 注

风机(山东电力设备厂) 型号:CFB6N8.1F 250 离心、双支撑式、单吸 台数 风压 风量 风机入口介质温度 风机轴承形式 风机轴承润滑方式 轴承用油种类 2 7.2 288000 140 台 Kpa M /h ‵ 滚动轴承 稀油润滑 N32 机械油
3

32

Q/JBLY 104-DC-012-2007 电动机 型号 额定输入电压 额定输入电流 电机功率 转速 绝缘等级 功率因数 防护等级 10 64.8 900 990 F 0.85 IP54 液力偶合器 型号 额定转速 功率调整范围 1000 365~960 电动角行程执行器 型号 输出转矩 输入信号 2.2.1 吸风机启动条件 启动前开启吸风机出口手动插板门。 a b c d e f g 吸风机前后轴承温度<65‵; 吸风机电机前后轴承温度<65‵; 吸风机入口调整挡板全关; 吸风机液偶勺管开度最小; 吸风机入口压力不低; 吸风机无保护、事故跳闸信号; 液偶油温≥5‵。 250 4~20 N.m mA DKJ-DY3100-M YOTGCD857(大连液力机械有限公司) r/min KW YKK560-2-6(西安电机厂) KV A KW r/min

2.2.2 吸风机保护及联锁 2.2.2.1 吸风机跳闸条件 a b c 手动停炉按钮; 液偶油温≥90‵ 液偶油压<0.03 Mpa。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 2.2.2.2 吸风机入口调整挡板 吸风机运行中跳闸,联关其入口调整挡板 2.2.3 吸风机顺序启动 a b c 2.2.5 a b c 2.2.6 a b c 2.3 吸风机液偶勺管开度最小; 吸风机入口调整挡板全关; 启动吸风机电机; 吸风机顺序停止 关吸风机液偶至最小; 关闭吸风机入口调整挡板; 停吸风机电机。 吸风机下列参数异常显示报警信号 吸风机前后轴承任一温度 65‵报警,(80‵停止) 吸风机电机前、后轴承任一温度 65‵报警,(80‵停止) 吸风机电机绕组任一温度 100‵报警,((105‵+环境温度 40‵手停) 一次风机 项 目 数 值 单 位 备 注

风机(山东电力设备厂) 型号:CFB6N5.4D210 离心、单吸 台数 风压 风量 风机转速 风机入口介质温度 风机轴承形式 风机轴承润滑方式 轴承用油种类 电动机 型号 额定输入电压 额定输入电流 10 69.6
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1 14.5~16 140000~160000 1485 20

台 Kpa M /h r/min ‵ 滚动轴承 稀油润滑 N32 机械油
3

YKK500-5-4(西安电机厂) KV A

Q/JBLY 104-DC-012-2007 电机功率 转数 绝缘等级 功率因数 防护等级 1000 1490 F 0.88 IP44 液力偶合器 型号 额定转速 功率调整范围 1500 510~1480 电动角行程执行器 型号 输出转矩 输入信号 2.3.1 一次风机启动条件 a b c d e f g 一次风机轴承温度<65‵; 一次风机电机轴承温度<65‵; 一次风机入口调节挡板全关; 一次风机液偶勺管开度最小; 任一吸风机风机运行; 无保护、事故跳闸信号; 液偶油温≥5‵。 100 4~20 N.m mA DKJ-DY2100-M YOTGCD750(大连液力机械有限公司) r/min KW KW r/min

2.3.2 一次风机保护及联锁 2.3.2.1 一次风机跳闸条件 a b c d e 吸风机全停; 炉膛压力高Ⅲ值; 手动停炉按钮; 液偶油温≥90‵ 液偶油压<0.03 Mpa。

2.3.2.2 一次风机入口调整挡板 一次风机跳闸,联关入口调整挡板 2.3.3 一次风机顺序启动
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 a b c 一次风机液偶最小; 一次风机入口调节挡板全关; 启动一次风机电机。

2.3.4 一次风机顺序停止 a b c 关一次风机液偶至最小; 关闭一次风机入口调整挡板; 停止一次风机电机。

2.3.5 一次风机下列参数显示报警信号 a b c 2.4 一次风机轴承温度 65‵报警,(80‵停止) 一次风机电动机前、后轴承温度 65‵报警,(80‵停止) 一次风机电动机绕组任一温度 100‵报警,(105‵+环境温度 40‵手停) 二次风机 项 目 数 值 单 位 备 注

风机(山东电力设备厂) 型号:6-45No16.5D 离心、单吸 台数 风压 风量 风机转速 风机入口介质温度 风机轴承形式 风机轴承润滑方式 轴承用油种类 电动机 型号 额定输入电压 额定输入电流 电机功率 转数 绝缘等级 10 44.8 630 1490 F YKK500-1-4(西安电机厂) KV A KW r/min 1 9~11 159840 1485 90 台 Kpa M /h r/min ‵ 滚动轴承 稀油润滑 N32 机械油
3

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 功率因数 防护等级 0.87 IP44 液力偶合器 型号 额定转速 功率调整范围 1500 250~730 电动角行程执行器 型号 输出转矩 输入信号 2.4.1 二次风机的启动条件: a b c d e f g h 二次风机轴承温度<65‵; 二次风机电机前后轴承温度<65‵; 二次风机入口调整挡板全关; 二次风机液偶勺管开度最小; 一次风机风机运行; 任一吸风机运行; 无保护、事故跳闸信号; 液偶油温≥5‵。 100 4~20 DKJ-DY2100-M N.m mA YOTGCD650(大连液力机械有限公司) r/min KW

2.4.2 二次风机保护及联锁 2.4.2.1 二次风机跳闸条件 a b c d e f 吸风机全停; 一次风机停止; 炉膛压力高Ⅲ值; 手动停炉按钮; 液偶油温≥90‵ 液偶油压<0.03 Mpa。

2.4.2.2 二次风机入口调整挡板 二次风机跳闸,联关入口调整挡板 2.4.3 二次风机顺序启动

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 a b c 二次风机液偶勺管开度最小; 二次风机入口调整挡板全关; 启动二次风机电机;

2.4.4 二次风机顺序停止 a b c 关二次风机液偶至最小; 关闭二次风机入口调整挡板; 停止二次风机电机。

2.4.5 二次风机下列参数显示报警信号 a b c 2.5 二次风机轴承温度 65‵报警,(80‵手停) 二次风机电动机前、后轴承温度 65‵报警,(80‵手停) 二次风机电动机绕组任一温度 100‵报警,(105‵+环境温度 40‵手停) 返料风机 项 目 数 值 单 位 备 注

风机(山东电力设备厂) 型号:9-12No9.8D 离心、单吸 台数 风压 风量 风机转速 风机入口介质温度 风机轴承形式 风机轴承润滑方式 轴承用油种类 电动机 型号 额定输入电压 额定输入电流 电机功率 转数 绝缘等级 380 203 110 2980 B V A KW r/min Y315S-2 B3 2 25 7488~8496 2980 25 台 Kpa M /h r/min ‵ 滚动轴承 稀油润滑 N32 机械油
3

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 防护等级 IP44

2.5.1 返料风机启动条件 a b c 返料风机出口挡板开启; 无保护、事故跳闸信号; 无 MFT。

2.5.2 返料风机保护及联锁 2.5.2.1 返料风机跳闸条件 MFT 动作,延时 5 秒。 2.5.2.2 返料风机联锁(因返料风机出口挡板为手动操作,故不能执行相应联锁。 ) a b c d 2.6 返料风机母管压力低 ,联动备用返料风机; 运行中返料风机跳闸,联动备用返料风机; 备用返料风机联动后,联开其出口电动门; 返料风机停运,联关其出口电动门。 液力偶合器的板式冷却器

项目 型号 工作压力 工作温度

一次风机 BR0.2

二次风机 BR0.2 1MPa ≤120‵ 换热面积 甲侧

吸风机 BR0.2

乙侧 18m 16m 16m 16m
2 2

#1 炉 #2 炉 #3 炉 #4 炉

18m 18m 12m 16m

2

18m 12m 12m 12m

2

16m 18m

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2.6.1 偶合器的联锁保护 2.6.1.1 油压联锁 a 油泵出口油压 0.03Mpa 低报警

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 b c 油泵出口油压 油泵出口油压 ≥0.4Mpa 高报警 <0.03Mpa 主电机跳闸

2.6.1.2 液力偶合器温度保护 a b 油泵出口油温度 油泵出口油温度 >90‵主电机跳闸 ≤5 ‵报警

2.6.2 液力偶合器检查及启动 2.6.2.1 检查偶合器、冷油器系统正常; 2.6.2.2 检查油位正常; 2.6.2.3 检查各仪表良好,线路连接正确; 2.6.2.4 检查联轴器及防护罩安装正确、完好; 2.6.2.5 检查偶合器油箱油温正常,油温低于 5‵时,应启动电加热加热油温; 2.6.2.6 检查偶合器勺管在最小位置; 2.6.2.7 液偶随风机一起启动,检查液偶旋转方向正确,油压正常。 2.6.3 液偶正常维护 2.6.3.1 主电机启动后油泵出口油压 2.6.3.2 油泵出口油温度正常范围 2.6.3.3 冷却器出口温度 2.6.4 液力偶合器的停止 2.6.4.1 停止前将勺管开度关至最小位置; 2.6.4.2 关闭相应风机入口调整挡板; 2.6.4.3 停止其电动机。 2.7 给煤机 自备电厂锅炉给煤系统分两级:一级为称重式皮带给煤机,二级为耐压式给煤机,各 为四台,在称重式皮带给煤机入口(原煤仓出口)和耐压式给煤机出口处分别设有电动煤 闸板。在称重式皮带给煤机和耐压式给煤机筒体内输送皮带下均设有清扫刮板,用于清扫 筒体内皮带漏下的积煤。称重式皮带给煤机和耐压式给煤机均设断煤报警、堵煤、给煤机 超温保护。 2.7.1 称重式皮带给煤机主要数据:` 0.05~0.35Mpa 45~85‵ ≤50‵

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Q/JBLY 104-DC-012-2007

项目 型号 计量精度 出力 数量 输送距离 皮带速度 调速方法 生产商 型号 功率 给煤机电机 转速 电压 电流 绝缘等级 型号 清扫电机 功率 转速 电压 煤闸门电动机 功率

单位

规范 EG1890 电子称重计量式给煤机 ±0.5%

t/h 台 mm m/s

5~30 4 2135 0.02~0.2 变频电机速度调节 沈阳施道克电力设备有限公司 Y2-100L1-1C

KW r/min V A F

2.2 1410 380 5.2

NA72-Y0.25-4P-500 KW r/min V KW 0.25 1440 380 1.1

2.7.2 全封闭耐压式给煤机主要数据: 项目 型号 皮带速度 皮带宽度 输送距离 出力 数量 调速方法 单位 JGC-30X-500 m/s Mm Mm t/h 台 规范 全封闭耐压式给煤机 0.05~0.45 500 10394(11152)各两台 40 4 变频电机速度调节

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 生产商 型号 功率 转速 给煤机电机 电压 电流 绝缘等级 防护等级 功率因数 主变速箱 型号 输出转速 型号 功率 转速 清扫电机 电压 电流 绝缘等级 防护等级 功率因数 KW r/min V A F IP54 0.76 r/min Y2-802-4 0.75 1390 380 2.03 KW r/min V A F IP54 0.82 KA77TDV112M4-270 37 徐州三元 Y2-112M-4 4 1440 380 8.8

2.7.2 给煤机启动前检查: 2.7.2.1 检修工作结束,工作票注销,设备周围无杂物,照明良好。 2.7.2.2 检查给煤机皮带、清扫刮板完整无损坏。 2.7.2.3 检查给煤机电机、清扫电机、变速箱、保护罩完整无损坏。 2.7.2.4 检查给煤机各变速箱油位正常。 2.7.2.5 给煤机各电机测绝缘合格后,电源投入。 2.7.2.6 检查给煤机密封良好、观察孔清晰、内部照明良好。 2.7.2.7 检查就地控制箱面板指示正确、给煤机在“远控”位、清扫电机在“自动”位。 2.7.2.8 落煤管播煤风门、给煤机出入口电动煤闸板开关灵活,传动装置动作良好,开度 指示正确。 2.7.2.9 关闭#1~4称重式皮带给煤机入口煤闸板,开启#1~4耐压式给煤机出口煤闸板。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 2.7.2.10 检查看火镜齐全,镜面清晰,投入冷却风。 2.7.2.11 检查开启热一次风至#1~4落煤管播煤风、送煤风。 2.7.2.12 联系矿业公司,锅炉原煤斗上煤。 2.7.3 给煤线启动条件 a b 耐压式给煤机启动条件满足 称重式皮带给煤机启动条件满足

2.7.3.1 耐压式给煤机启动条件 a b c d e 无 MFT; 耐压式给煤机出口煤闸板开启; 播煤风压不低; 无耐压式给煤机跳闸条件; 耐压式给煤机远控允许;

2.7.3.2 称重式皮带给煤机启动条件 a b c 耐压式给煤机启动; 无称重式皮带给煤机跳闸条件; 给煤机远控允许。

2.7.4 启动给煤线注意事项: 2.7.4.1 给煤线投运时应先启动耐压式给煤机,然后启动称重式皮带给煤机,检查给煤线 运行正常后开启入口煤闸板;正常运行中应保证耐压式给煤机出力大于称重式皮带给煤机 出力。 2.7.5 给煤机保护及联锁 2.7.5.1 给煤线跳闸条件 a b c d e f MFT 动作; 出口煤闸板关; 播煤风压低; 称重式皮带给煤机堵煤; 耐压式给煤机堵煤; 耐压式给煤机内温度高>77‵;

给煤线跳闸后联关称重式皮带给煤机入口、耐压式给煤机出口煤闸板。 2.7.6 给煤机运行中调整及维护:
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 2.7.6.1 正常运行中四条给煤线全部投入运行,特殊情况下两条给煤线可满足负荷需求。 2.7.6.2 监视耐压式给煤机温度<77‵。 2.7.6.3 监视给煤机自动、给煤主控、锅炉主控自动运行状况正常。 2.7.6.4 根据需要调整给煤机并均衡给煤机出力。 2.7.6.5 检查给煤机皮带防止跑偏;清扫电机运行情况,防止下部积煤。 2.7.6.6 检查给煤机内照明充足、观察孔清晰。 2.7.6.7 检查给煤机电机、清扫电机变速箱油位正常,油质良好。 2.7.6.8 检查给煤机就地控制柜面板无异常指示。 2.7.7 给煤线停止 2.7.7.1 缓慢减少给煤量至初始煤量,停止称重式给煤机; 2.7.7.2 耐压式给煤机皮带上无煤后,停止耐压式给煤机电机; 2.7.7.3 关闭耐压式给煤机出口煤闸板; 2.7.8 停止给煤线注意事项: 锅炉大、小修或检修给煤线时,应先关闭称重式皮带给煤机入口煤闸板,确认称重式 皮带给煤机、耐压式给煤机皮带无煤后方可停止。 2.8 输放渣系统 输放渣系统设备完好,符合启动条件。 输放渣系统启动顺序:联系灰水确认#1(#2)渣仓投入运行、 #1(#2)斗提机启动; 启动#2(#4)埋刮板输渣机 、#1(#3)埋刮板输渣机、锅炉冷渣器。 输放渣系统停止顺序: 确认各炉冷渣器停止, 确认输放渣系统各设备无炉渣且排空后, 按顺序分别停止#1(#3) 、埋刮板输渣机、#2(#4)埋刮板输渣机;联系灰水停止#1(#2) 斗提机。 2.8.1 冷渣器结构: 由进渣室、出渣室、装有一组蜂窝状冷渣通道的转子、驱动装置、基架、断水保护装 置等部分组成。 2.8.1.1 冷渣器参数: 项 目 数 值 单 位 备 注

冷渣器(山东圣火)

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 冷渣器型号:HBSL-IV-8 台数 额定排渣量 进渣温度 排渣温度 进渣粒度 出渣口径 进渣口径 进水压力 冷却水量 进水温度 出水温度 水阻 转子转速 8 2~8 ≤1000 ≤100 0~20 360×120 Ф 219 ≤0.8 32 ≤45 ≤90 ≤0.05 0~2 台 t/h ‵ ‵ mm mm mm Mpa t/h ‵ ‵ MPa r/min >90‵,冷渣器跳闸 <32 t/h,冷渣器跳闸

电动机型号:YVP90L-4 电机功率 电机电流 电压 接线方式 绝缘等级 1.5 3.8 380 Y F 变速箱型号:BWED31-84-1.5KW 厂家 2.8.1.2 冷渣器启动前的检查: 冷渣器启动之前,检查变速箱润滑油位在规定范围内,测电动机绝缘合格,检查各仪 表指示正常,转子转动方向正确。 2.8.1.3 冷渣器的冲洗: a 打开冷渣器冷却水回水排污门, 关闭冷渣器冷却水回水门, 打开冷渣器冷却水进水门, 调整冷渣器进水流量冲洗管路。 b 启动冷渣器电动机,调整冷渣器变频至 15%,直到排污门处的水质达到锅炉给水标准 后开启冷渣器、进渣管回水门,关闭冷渣器、进渣管回水排污门,将冷渣器冷却水切 至汽机低压除氧器。 2.8.1.4 投入冷渣器运行:当料层差压>7~8.5Kpa 时,联系联系监盘司炉投入冷渣器、输
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KW A V

常州市潮滨减速机厂

Q/JBLY 104-DC-012-2007 渣机运行。 a 全开冷渣器、进渣管回水门,用冷渣器、进渣管进水门调整冷却水流量,使冷渣器进 水流量大于设定值。 b 启动冷渣器电动机,调整冷渣器变频至 15%,打开进渣插板门,检查热炉渣进入冷渣 器内,出渣口有冷渣排出。 c d 用 30~60 分钟的时间把冷渣器转速缓慢增加到所需排渣量的转速。 密切注意冷渣器的回水温度,并控制在 90‵以内,超过 90‵,相应冷渣器跳闸,手动 关闭冷渣器入口门。 2.8.1.5 运行中的维护 冷渣器启动之后,检查电动机、变速箱油位、各仪表、水密封运行情况是否良好,发 现异常情况立即处理。 2.8.1.6 冷渣器停止:缓慢降低冷渣器变频至最低,关闭进渣插板门,停止冷渣器运行, 关闭进渣插板门,1 小时后停止冷渣器冷却水。 2.8.1.7 运行注意事项: a 冷渣器启动之前,必须全开冷渣器、进渣管回水门,调整冷渣器进水门,使冷渣器冷 却水流量大于设定值;进水口压力≤0.8Mpa。流量控制器、回水温度保护必须可靠投 入,不得擅自解列,需要解列时应做好安全措施。 b c 冷渣器启动时将变频器置于最低转速,增加转速时应缓慢进行。 冷渣器停止时,应保持冷渣器内有一定的冷的渣量,冷渣器再次启动时应缓慢进行, 以免时因瞬时排渣量过大而影响冷渣器和锅炉的正常运行。 d e 冷渣器启动前联系汽机专业,将冷渣器冷却水切至低压除氧器。 冷渣器停运一小时后停止冷却水,开启冷却水进回水管道放水门将冷渣器存水放尽, 同时通知联系汽机专业。 f 为了使锅炉和冷渣器稳定正常运行,尽量采用连续排渣的运行方式。

2.8.1.8 冷渣器故障及处理 序 号 1 故障现象 出渣口不出渣 或渣量小 故障原因 排除方法 关闭闸板门, 由事故放渣门清理大 礁块

进渣口有大礁块堵塞

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 锅炉出渣管有大礁块堵 塞 冷却通道堵塞或部分堵 塞 冷却水进、 出温差小 冷却水出水温度 3 过高(高于 90‵) 进渣管或冷却通道堵塞 冷却水量过大 冷却水量过小,超出额 定排渣量 没有冷却水 变频器故障 4 冷渣器不能启动 变频器没有接通电源 变频器参数设定不对 前、后动静结合处磨擦 5 电动机过载 后轴承进灰或缺油 变速箱、电动机损坏 托轮轴承缺油或损坏

打开事故放渣门, 清理渣管大礁块 关闭闸板门, 拆下冷渣器进渣管将 堵塞物清理干净 处理方法同 1 适当降低冷却水量 适当增加冷却水量或降低冷渣器 转速 通入冷却水 根据故障显示, 清除故障复位变频 器 接通电源 按控制箱说明书设定好参数 调整间隙 清洗或注油 维修或更换 注油或更换

2

2.8.2 埋刮板输渣机 #1、#2 炉四台冷渣器排渣经#1、#2 埋刮板输渣机,再经#1 斗式提升机进入#1 渣仓; #3、#4 炉四台冷渣器排渣经#3、#4 埋刮板输渣机,再经#2 斗式提升机进入#2 渣仓。 2.8.2.1 埋刮板输渣机参数: 项 目 #1、3 埋刮板输渣机 2 RMSM50 500mm 35t/h 53872mm 0.8
0

#2、 埋刮板输渣机 4 2 RMSM50 500mm 35t/h 46065mm 0

备注

台数 型号 机槽宽度 输送量 输送距离 倾角 链条速度

0.1m/s

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 电动机 型号 电机功率 电压 Y200L1-6 18.5 KW 380 V 变速箱 型号 变速箱用油 2.8.2.2 埋刮板输渣机启动前的检查: 检查检修工作结束,埋刮板输渣机筒体内无杂物,系统连接完整无泄漏。转动部分灵 活,无摩擦、卡涩现象。变速箱油位正常,油质良好,无渗漏现象,各电机转向正确。 2.8.2.3 埋刮板输渣机启动: 确认斗提机运行正常后方可顺序启动#2(#4)埋刮板输渣机、#1(#3)埋刮板输渣机。 2.8.2.4 埋刮板输渣机正常维护: a 运行中应经常检查转动部分灵活,无摩擦、卡涩现象,链条、链轮磨损严重及时联系 更换。 b c 发现链条松懈时,应及时联系检修调整张紧机构。 经常检查各转动部位油位,及时联系加油。 ZSY315-90-Ⅱ N320 齿轮油 ZSY280-90 Y180L-6 15 KW 380 V

2.8.2.5 埋刮板输渣机运行注意事项: a b 每次启动后,应先空载运行一定时间,待运行正常后方可加料运行。 若埋刮板输渣机事故跳闸后再启动,必须按启动顺序先点动埋刮板输渣机几次后,在 逐渐恢复正常运行。 2.9 石灰石给料系统

2.9.1 石灰石仓主要设备清单 项 目 台数 容积 钢制石灰石粉仓 2 150 m
3

备注 锥体部分内衬铸石板

石灰石风机 出力 出口风压 8.04 m /min 63.7KPa
3

江苏百事德

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 数量 8台 电加热器 电机功率 加热温度 数量 电压 15KW 0~300‵ 2台 380 V 储气罐 容积 最高压力 数量 2m
3

1.0MPa 2台 布袋除尘器 60m
2

出力 数量 连续料位计 数量 高、低料位计 数量 2.9.2 启动前的检查与准备

2400 m3/h 2台 VF MONO ROD 2台 L=1500/2500 4台 L2000C 测距 10m

2.9.2.1 检修工作结束,工作票注销,设备周围无防碍运行的杂物,照明良好。 2.9.2.2 石灰石风机、旋转给料机、仪表已送电。 2.9.2.3 压缩空气系统运行正常。 2.9.2.4 各旋转给料机、气动闸板门、气动门开关灵活,传动装置动作良好,开度指示正 确,石灰石仓真空压力释放阀动作正常。 2.9.2.5 石灰石风机、石灰石风机出口门、石灰石缓冲仓入口气动插板门、石灰石粉缓冲 仓出口气动插板门、石灰石缓冲仓入口旋转给料机、石灰石粉缓冲仓出口旋转给料机,联 锁动作正常。 2.9.2.6 检查石灰石风机电动机接线、接地良好、电动机绝缘合格。 2.9.2.7 检查石灰石风机轴承油位正常、油质良好。 2.9.2.8 检查石灰石风机进气滤网、消音器完整。 2.9.2.9 检查石灰石粉仓粉位正常。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 2.9.2.10 检查投入脉冲式布袋除尘器,设定脉宽、脉动时间,投入压缩空气电加热器、气 化板运行。 2.9.2.11 按检查卡对整个系统全面检查,各阀门位置正确。 2.9.3 石灰石系统的投入: 2.9.3.1 开启石灰石至炉膛甲气动门。 2.9.3.2 开启石灰石至炉膛乙气动门。 2.9.3.3 开启甲石灰石风机出口气动门。 2.9.3.4 开启乙石灰石风机出口气动门。 2.9.3.5 检查石灰石风机启动条件满足。 2.9.3.6 启动甲石灰石风机。 2.9.3.7 启动乙石灰石风机。 2.9.3.8 开启甲侧石灰石粉仓平衡阀。 2.9.3.9 开启甲侧石灰石缓冲仓出口气动闸板门。 2.9.3.10 启动甲侧石灰石缓冲仓出口旋转给料机电机,转速最大不超过 15%。 2.9.3.11 启动甲侧石灰石缓冲仓入口旋转给料机电机,转速最大不超过 15%。 2.9.3.12 开启甲侧石灰石缓冲仓入口气动闸板门,开启甲侧石灰石仓出口手动插板门。 2.9.3.13 开启乙侧石灰石粉仓平衡阀。 2.9.3.14 开启乙侧石灰石缓冲仓出口气动闸板门。 2.9.3.15 启动乙侧石灰石缓冲仓出口旋转给料机电机,转速最大不超过 15%。 2.9.3.16 启动乙侧石灰石缓冲仓入口旋转给料机电机,转速最大不超过 15%。 2.9.3.17 开启乙侧石灰石缓冲仓入口气动闸板门,开启乙侧石灰石仓出口手动插板门。 2.9.3.18 调整甲、乙侧石灰石缓冲仓入口旋转给料机转速。 2.9.4 石灰石系统的停运: 2.9.4.1 关闭甲侧石灰石缓冲仓入口手动闸板门、气动闸板门。 2.9.4.2 检查甲侧石灰石缓冲仓已排空。 2.9.4.3 停止甲侧石灰石缓冲仓入口旋转给料机电机。 2.9.4.4 停止甲侧石灰石缓冲仓出口旋转给料机运行。 2.9.4.5 关闭甲侧石灰石缓冲仓出口气动闸板门。 2.9.4.6 关闭甲侧石灰石粉仓平衡阀。 2.9.4.7 关闭乙侧石灰石缓冲仓入口手动闸板门、气动闸板门。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 2.9.4.8 检查乙侧石灰石缓冲仓已排空。 2.9.4.9 停乙侧石灰石缓冲仓入口旋转给料机电机。 2.9.4.10 停止乙侧石灰石缓冲仓出口旋转给料机运行。 2.9.4.11 关闭乙侧石灰石缓冲仓出口气动闸板门。 2.9.4.12 关闭乙侧石灰石粉仓平衡阀。 2.9.4.13 石灰石落粉管吹扫结束,停止两台石灰石风机运行。 2.9.4.14 关闭甲、乙石灰石风机出口门。 2.9.4.15 关闭石灰石至炉膛甲乙气动门。 2.9.5 运行调整监视及维护: 2.9.5.1 通过调节石灰石缓冲仓入口旋转给料机控制 SO2 量。 2.9.5.2 当出现高温结焦时可加大石灰石的投入量,增加床料量调整床温正常。 2.9.5.3 监视石灰石风机排气压力保持 0.018MPa 2.9.5.4 检查石灰石风机油位正常,油质良好。 2.9.5.5 检查石灰石风机轴承温度正常。 2.9.5.6 检查石灰石风机运行中无异常声音。 2.9.5.7 检查石灰石风机、电机、温度、振动正常。 2.9.5.8 监视石灰石粉仓料位,料位低及时联系补充。 2.9.5.9 石灰石粉仓下粉不畅时,及时振打疏通。 2.9.6 石灰石系统程序控制: 2.9.6.1 输送完毕程控: 第一步: 对本条线路系统上的阀门开关状态进行自检, 所有阀门和风机由手动自动切 成自动。 第二步:关缓冲仓上下料阀(甲侧 15mv05)(乙侧 15MV06) 。 第三步:停缓冲仓上给料机(甲侧 15M01)(乙侧 15M03) 。 第四步:停缓冲仓下给料机。 (甲侧 15m02)(乙侧 15m03) 第五步:关缓冲仓下下料阀。(甲侧 15mv07)(乙侧 15mv08) 第六步:关缓冲仓平衡阀。(甲侧 15mv03)(乙侧 15mv04) 第七步:停石灰石风机。(甲侧 15m05)(乙侧 15m06) 第八步:关石灰石仓隔离阀。(甲侧 15mv09)(乙侧 15mv10) 开补气阀。(15mv11)
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 关进气阀。(甲侧 15mv01)(乙侧 15mv02) 程控结束。 2.9.6.2 开始输送程控: 第一步: 对本条线路系统上的阀门开关状态进行自检, 所有阀门和风机由手动自动切 成自动。 第二步:开启缓冲仓上给料机。 (甲侧 15M01)(乙侧 15M03) 开启缓冲仓平衡阀。(甲侧 15mv03)(乙侧 15mv04) 第三步:开启缓冲仓上下料阀。(甲侧 15mv05)(乙侧 15MV06) 第四步:启动石灰石风机。(甲侧 15m05)(乙侧 15m06) 开启隔离阀。(甲侧 15mv09)(乙侧 15mv10) 开启进气阀。(甲侧 15mv01)(乙侧 15mv02) 关补气阀。(15mv11) 第五步:启动缓冲仓下下料阀。(甲侧 15mv07)(乙侧 15mv08) 第六步:启动缓冲仓下给料机。 (甲侧 15m02)(乙侧 15m03) 程控结束。 2.9.7 石灰石系统异常事故及处理: 2.9.7.1 石灰石风机跳闸 现象: a b 报警发出:石灰石风机跳闸。 跳闸侧石灰石系统风压到零。

原因: a b c d 电气或机械故障。 运行石灰石风机出口门误关。 石灰石至炉膛所有气动门关闭。 MFT 动作。

处理: a 运行石灰石风机跳闸后,查找原因消除故障。同时,加大另一侧石灰石给料机转速加 大石灰石量,严防 SO2 排放量超标。 b c 确认无异常或故障消除后,应启动风机恢复石灰石系统运行。 短时间无法消除故障,单侧石灰石系统无法满足脱硫要求及标准时,汇报值长降低锅
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 炉负荷运行。 d 若 MFT 动作,检查石灰石上下旋转给料机跳闸。待石灰石系统达到投运条件,恢复其 运行。 2.9.7.2 石灰石落粉管堵塞: 现象: a b c d 石灰石风机排气压力、温度升高,安全阀可能动作。 烟气含硫量快速上升。 石灰石缓冲仓入口旋转给料机转速升高。 石灰石缓冲仓料位高报警。

原因: a b c 石灰石粉潮湿。 石灰石粉输送量大。 石灰石粉输送风量低。

处理: a 关闭甲、乙侧石灰缓冲仓入口气动闸板门、旋转给料机、石灰石缓冲仓出口旋转给料 机、气动闸板门,及石灰石仓平衡门。 b c d e 开启石灰石风机排气阀,停运石灰石风机关闭出口门。 检查检修压缩空气系统气压正常。 进行疏通、吹扫、敲打石灰石系统。 管路疏通正常重新启动石灰石系统。

2.9.8 石灰石系统运行注意事项 2.9.8.1 石灰石粉仓加装石灰石前应启动石灰石仓布袋除尘器,投入石灰石气化板。 2.9.8.2 石灰石系统启动后,将石灰石缓冲仓出口旋转给料机电机转速调整至最高,用缓 冲仓入口出口旋转给料机调整出力。 2.9.8.3 石灰石罗茨风机启动前将出口门、出口气动门开启。 2.10 点火、助燃系统(天然气投运后执行) 2.10.1 点火、助燃系统 自备电厂锅炉与氧化铝共用一套天然气系统。天然气经调压站减压后分别送至各锅炉

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 燃气系统, 每台锅炉点火系统设置 2 床下燃烧器,4 个床上燃烧器。#1~4 炉公用一套压 力调节阀门。 2.10.2 床下、床上启动燃烧器 名称 床下主点火枪 床上辅助点火枪 数量 2支 4支 燃烧器位置 风室后侧点火器 前墙床上插入 燃烧器出力 1022NM /H 511NM /H
3 3

额定气压 25KPa 25KPa

2.10.3 根据天然气危险性特制定以下安全措施: 2.10.3.1 对压力管道、压力容器要按要求进行定期检验、检测; 2.10.3.2 对阀门、法兰、仪表、报警器、监测装置等要定期进行检查保持完好状态; 2.10.3.3 易燃易爆场所应使用防爆型电器; 2.10.3.4 使用不发火花的工具,严禁钢质工具敲打、撞击、抛掷; 2.10.3.5 严禁吸烟、携带火种、穿带钉皮鞋进入易燃易爆区; 2.10.3.6 定期巡检测量,定期严密性试验; 2.10.3.7 动火必须严格按动火手续办理动火证,并采取有效防范措施; 2.10.3.8 按规范安装电气线路,并注意检查、维修,防止电气线路老化; 2.10.3.9 按规定采取防静电措施。按规定安装避雷装置,并定期进行检测; 2.10.3.10 附近场所消防器材应配备齐全; 2.10.3.11 制定完善的安全操作规程,并严格落实。

3 3.1

锅炉的烘炉及试验 锅炉的烘炉

锅炉在整体启动试运前,除需完成各系统主要设备分部调试外,还需完成锅炉冲洗, 辅机联锁保护试验,锅炉烘炉,锅炉冷态空气动力场试验,锅炉点火试验,化学煮炉,蒸 汽吹管,锅炉安全阀调试,锅炉主保护试验等主要工作。 烘炉是指新安装好的锅炉在投运之前炉墙衬里及绝热层等进行烘干的过程。一般需要 120-150 小时。新砌筑的锅炉炉墙内含有一定的水份,如果不对炉墙进行缓慢干燥处理, 而直接投入运行后,炉墙水份就会受热蒸发使体积膨胀而产生一定压力,致使炉墙发生裂
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 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,使其稳定提高强度,以便在高温下长期工作。因此锅炉在正式投入运行前,必须用小 火按一定要求进行烘炉。 a b c 主要烘炉部位是炉膛、旋风分离器的进出口烟道、回料管、返料器及启动燃烧器等。 耐磨耐火材料养生方法,包括烘炉曲线,应由材料厂家、用户和调试单位共同制定。 在旋风分离器的料腿、回料阀、分离器出口烟道,按约每 500mm 开φ 6~φ 8 排汽孔, 用于烘炉过程中排出耐磨耐火材料中的水分,烘炉结束后再封焊。 旋风分离器、返料装置、分离器出口烟道上预设耐磨材料取样点,测其含水率来判断 烘炉的效果。 烘炉的热源一般采用已安装的启动燃烧器,若能结合邻炉加热装置也能达到一定的烘 炉效果,初期也可采用木柴进行烘炉。 3.1.1 烘炉前的准备工作及应具备的条件 锅炉本体、回料系统及风烟系统的安装工作结束,漏风及风压试验合格。锅炉的保温 抹面工作全部结束,打开各处门孔,自然干燥 72 小时以上。 a b c d e f 炉膛、烟风道、旋风分离器、返料装置、空气预热器及除尘器等内部检查完毕。 锅炉膨胀指示器安装齐全,指针调整至零位。 天然气系统安装完毕,经过水压试验冲洗试运,可向锅炉正常供点火及助燃用汽。 锅炉有关的热工仪表和电气仪表均已安装和试运完毕,校验结束,可投入使用。 汽包内部装置安装结束,汽包水位计的水位标志清晰、正确、照明良好。 向锅炉上化学除盐水至正常水位, 水温与汽包壁温差值不大于 50‵, 一般为 30‵~70‵ 并将水位计冲洗干净。 g 分别在旋风分离器、返料装置和旋风分离器出口烟道上预设耐磨材料取样点。

3.1.2 烘炉的方法及过程 耐磨耐火材料安装完毕,经过至少 72 小时的自然干燥后,可进行烘炉。锅炉烘炉可分 三个阶段进行;床下启动燃烧器的低温烘炉、锅炉整体的低温烘炉和高温烘炉。 3.1.2.1 床下启动燃烧器的低温烘炉 床下启动燃烧器预燃室和混合室内衬耐火和保温结构。由于此区域的热负荷较高且升 温速率较难控制,对壁面耐火材料的热冲击较大,若砖缝中含有一定的水分,且升温过快, 容易发生脱落。所以,在利用启动燃烧器对锅炉整体烘炉之前,先利用木柴对床下启动燃 烧器耐火、保温材料进行 300‵热养护(以风室温度为准) 。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 a b c 先以小火开始燃烧,初始温度约 100‵。 逐渐升温,2 小时后稳定在 160‵,恒温 6 小时。 以 30‵/小时的速度升温,稳定于 300‵,恒温 10 小时,结束。

3.1.2.2 锅炉整体低温(100-150‵)烘炉(旋风筒入口温度) a b 炉内不填加任何床料。 在旋风分离器入口段搭建临时不完全封闭隔墙, 使大部分烟气从回料系统返窜至旋风筒 出口。 c 床下启动燃烧器,启动时以最小的燃烧率投入第一只床下启动燃烧器,约 30 分钟后, 投入第二只床下启动燃烧器。稳定运行 3 个小时。 d e 以 28‵/h 的速度提升温度,当汽包压力达到 1MPa 时,稳定运行 6 个小时。 连续以 28‵/h 的速度升温,使汽包压力达到 5.5MPa,油枪以最大的燃烧率投入,稳定 运行 24 小时。旋风分离器入口的温度约在 150‵左右。 f 锅炉整体低温烘炉的同时, 进行回料腿热养生; 利用木材进行烘炉, 温升速度控制 30 ‵ /h,温升至 350‵,恒温,恒温时间取决于锅炉整体烘炉状况。 g 本阶段烘炉结束后,停炉,拆除旋风分离器入口的临时隔墙。

3.1.2.3 锅炉整体高温(300‵)烘炉 a 添加床料 500mm 厚,启动风机使床料充分流化后,投入床下启动燃烧器,温升速度控制 在 28‵/h,升温升至 150‵,恒温 20 小时后,按照烟气温度变化率要小于 28‵/h 的控 制要求提高床下燃烧器出力或增投床上燃烧器, 当燃烧器出力提高到最大燃烧率后, 控 制旋风分离器入口的温度约在 300‵左右,稳定运行 24 小时。 b c 在烘炉过程中,不论何种原因造成中断烘炉,烘炉必须重新开始。 耐火耐磨材料的取样测试含水率应以达到施工规范或制造厂家要求值后 ,可认为烘炉 结束。 3.2 3.2.1 电动阀门、电动档板、气动门试验 电动门试验:

3.2.1.1 确认试验阀门对运行系统无影响,联系热控人员及检修人员到场。 3.2.1.2 电源己送上,信号指示正确。 3.2.1.3 确认阀门在关闭位置,DCS 画面指示正确。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 3.2.1.4 置于就地位置,开关灵活,再置于远程位置。 3.2.1.5 在 DCS 上操作电动全开、全关阀门一次,检查开关指示信号正确、开关灵活、方 向正确,并记录全行程开关时间。 3.2.1.6 试验结束如为力矩限位阀门,试验后不可再手动。 3.2.2 电动调整门试验 3.2.2.1 确认试验阀门对运行系统无影响,联系热控及检修人员到场。 3.2.2.2 电源送上,信号指示、开度指示正常。 3.2.2.3 将操作开关置于就地位置,开关灵活,再置于远程位置。 3.2.2.4 用 DCS 调整,分别进行间断和连续开、关行程各一次,核实信号指示、开度指示 相符,方向正确。 3.2.2.5 试验过程中, 应有专人就地监视阀门及档板动作情况, 其中电动门应手动验证全 开、全关位置的正确性。检查实际动作情况是否与就地标记及远方操作相符。 3.2.2.6 己投入运行的系统设备阀门,在未采取有效隔绝和对运行有影响时不得试验。 调整门应在以下开度核对远方、就地开度:0%、25%、50%、75%、100%。调整门就地开度、 DCS 指令与反馈指示一致。 3.2.3 档板的试验:

3.2.3.1 确认试验档板对运行系统无影响,联系热控及检修人员到场。 3.2.3.2 电源送上,信号指示、开度指示正常。 3.2.3.3 检查各档板执行机构的切换把手在电动远程位置。 3.2.3.4 调整 DCS 上相应档板,分别进行间断和连续开、关行程各一次,核实信号指示、 开度指示相符,方向正确。各挡板轴头划线清晰,指示正确。 3.2.3.5 调整挡板应在以下开度核对远方、就地开度:0%、25%、50%、75%、100%。调整挡 板就地开度、DCS 指令与反馈指示一致。 3.2.4 气动阀门试验 3.2.4.1 确认试验阀门对运行系统无影响,联系热控人员及检修人员到场。 3.2.4.2 气源投入正常,电磁阀电源己送上,信号指示正确。 3.2.4.3 在 DCS 上操作全开、全关阀门一次,检查开关指示信号正确、开关灵活、方向正 确。 3.2.4.4 检查各气动调门在自动位置。 3.2.4.5 调整 DCS 上相应气动调门,分别进行间断和连续开、关行程各一次,核实信号指
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 示、开度指示相符,方向正确。 3.2.4.6 气动调整门应在以下开度核对远方、就地开度:0%、25%、50%、75%、100%。就地 开度、DCS 指令与反馈指示一致。 3.2.5 注意事项: 3.2.5.2 试验时近、远程应有人监视,并做好开、关全程时间及角度记录。 3.2.5.2 执行机构连杆及销子无松动、弯曲和脱落。 3.2.5.3 试验过程中,发现异常应停止试验,查明原因并清除后重新试验直至合格。 3.2.5.4 试验完毕,应将试验结果及发现问题做好记录并通知检修处理。 3.2.5.5 各阀门、风门挡板应符合下列要求: a b c d e 3.3 与管道连接完好,法兰螺丝紧固。 手轮完整,固定牢固;门杆洁净、无弯曲及锈蚀现象,开关灵活。 汽水系统阀门保温、拌热良好。 传动装置的连杆、接头完整,各部销子固定牢固,电控装置良好。 具有完整的标志牌,其名称、编号、开关方向、?清晰正确。 联锁、事故按钮、保护试验 试验前汇报值长并联系电气、热工人员配合,锅炉进行联锁试验。要求高压电机送上 操作电源,低压电机送上动力电源及操作电源。 检查关闭给煤机出入口煤闸板停电并解除相应联锁、保护,锅炉做试验。 3.3.1 DCS操作系统电机合闸、拉闸试验: 在热工人员配合下依次进行甲乙吸风机、一次风机、二次风机、甲乙返料风机、甲乙 冷渣器、#1~4给煤线作拉合闸试验、甲乙疏水泵;均能合闸、拉闸,且DCS画面中设备状 态正确。 3.3.2 事故按钮试验: 3.3.2.1 在热工人员配合下依次将甲乙吸风机、一次风机、二次风机、甲乙返料风机、甲 乙疏水泵、开关合闸。 3.3.2.2 按下列顺序用事故按钮停止甲乙返料风机、二次风机、一次风机、甲乙吸风机、 甲乙疏水泵,每停止其中一台,设备由运行状态的红色变为黄色,事故喇叭发出音响,同 时CRT上报警显示, “转动设备跳闸”光字牌报警显示。如不动作或误动作,或状态指示不

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 正确,应联系电气、热工查明原因。 3.3.2.3 分别在各跳闸设备的操作面板上点击“确定”按钮使其复位。 3.3.3 水位保护试验 3.3.3.1 在热工人员配合下启动甲乙吸风机、一次风机、二次风机、甲乙返料风机、#1~ 4给煤线、甲乙冷渣器、石灰石系统、打开进气速断阀(天然气系统投入后执行) 、减温水 电动总门。 3.3.3.2 用锅炉上水法试验水位高保护跳闸试验。 3.3.3.3 用定排放水法试验锅炉水位低保护跳闸试验。 3.3.4 紧急停炉按钮试验 3.3.4.1 在热工人员配合下将甲乙吸风机、一次风机、二次风机、甲乙返料风机、#1~4 给煤线、甲乙冷渣器合闸、石灰石系统投入、打开进气速断阀(天然气系统投入后执行) 、 减温水电动总门。投入联锁及锅炉MFT保护。 3.3.4.2 按下“紧急停炉”按钮,锅炉MFT动作,相应设备跳闸,光字牌报警,DCS MFT

动作显示紧急停炉首出项目。 3.3.5 吸风机全停MFT试验 3.3.5.1 联系热工将吸风机全停MFT保护投入,将甲乙吸风机、一次风机、二次风机、甲 乙返料风机、#1~4给煤线、甲乙冷渣器合闸, 石灰石系统投入,打开进气速断阀(天然气 系统投入后执行) 、减温水电动总门。 3.3.5.2 联系热工将吸风机全停MFT保护投入,拉下甲吸风机,其他设备状态不变;然后 将甲吸风机合闸,再拉下乙吸风机,其他设备状态不变;最后拉下甲吸风机,锅炉MFT 动 作,相应设备跳闸,光字牌报警,DCS MFT动作显示吸风机跳闸首出项目。 3.3.6 一次风机停止MFT试验 3.3.6.1 联系热工将一次风机全停MFT保护投入将甲乙吸风机、一次风机、二次风机、甲 乙返料风机、#1~4给煤线、甲乙冷渣器合闸,石灰石系统投入,打开进气速断阀(天然气 系统投入后执行) 、减温水电动总门。 3.3.6.2 拉下一次风机,锅炉MFT动作,相应设备跳闸,光字牌报警,DCS MFT动作显示一 次风机跳闸首出项目。 3.3.7 返料风机停止MFT试验 3.3.7.1 将甲乙吸风机、一次风机、二次风机、甲乙返料风机、#1~4给煤线、甲乙冷渣 器合闸,石灰石系统投入,打开进气速断阀(天然气系统投入后执行) 、减温水电动总门。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 3.3.7.2 拉下甲返料风机,其他设备状态不变;拉下乙返料风机,锅炉MFT动作,相应设 备跳闸,光字牌报警,DCS MFT动作显示返料风机首出项目。 3.3.8 冷渣器跳闸试验: a b 3.4 联系热工送甲、乙冷渣器回水温度大于90‵信号,联跳甲、乙冷渣器。 联系热工送甲、乙冷渣器进水流量低信号,联跳甲、乙冷渣器。 MFT 主燃料跳闸试验 投入相应MFT保护,由热工人员依次模拟锅炉MFT信号,锅炉MFT应动作,光字牌报警, DCS显示MFT动作首出项目。如不动作,联系热工查找原因。待消除后重新试验。 3.4.1 以下任一项出现时 MFT 将动作: 3.4.1.1 床温高于 1150‵(下部床温 6 取 4) ; 3.4.1.2 床温低于 650‵(下部床温 6 取 4) ; 3.4.1.3 炉膛出口压力为高Ⅲ值+600Pa(3 取 2) ; 3.4.1.4 炉膛出口压力为低Ⅲ值-600Pa(3 取 2) ; 3.4.1.5 汽包水位为高Ⅲ值+200mm(3 取 2) ; 3.4.1.6 汽包水位为低Ⅲ值-200mm(3 取 2) ; 3.4.1.7 两台吸风机跳闸; 3.4.1.8 一次风机跳闸; 3.4.1.9 两台返料风机跳闸; 3.4.1.10 汽包压力高 12.3Mpa; 3.4.1.11 总风量过低,小于 25%额定风量(信号来自燃烧控制系统) ; 3.4.1.12 按紧急停炉按钮; 3.4.2 MFT 将引发如下动作: 3.4.2.1 所有给煤机跳闸,石灰石系统上下给料机跳闸; 3.4.2.2 燃气系统跳闸,燃气速断阀关闭; (天然气投运后执行) 3.4.2.3 所有风量控制改造为手动方式,并保持最后位置; 3.4.2.4 减温水电动总门关闭; 3.4.2.5 冷渣器跳闸; 3.4.2.6 返料风机 5 秒后联跳;

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 3.4.2.7 除非锅炉处于热态再启动,否则“规定的锅炉吹扫”逻辑被建立。 3.4.3 MFT 的复位: 3.4.3.1 锅炉吹扫完成后; 3.4.3.2 锅炉具备热态启动条件,按下“MFT 复位”按钮将 MFT 复位。 3.4.3.3 锅炉热态复位条件:下部床温大于 650‵(下部床温 6 取 4) ;

3.5

锅炉冷态空气动力场试验

3.5.1 冷态试验的目的 3.5.1.1 鉴定风机风量、风压是否满足锅炉设计运行要求。 3.5.1.2 检查风烟系统、燃烧系统的严密性。 3.5.1.3 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。 3.5.1.4 绘制布风板阻力、料层阻力与风量变化的曲线,确定冷态临界流化风量和热态运 行的最小风量。 3.5.2 试验内容及方法 3.5.2.1 一、二次主风道和分支风道的风量标定 大修后,对于布置流量测量装置的风道,均应进行风量标定。 3.5.2.2 布风板阻力测定 a 测定布风板阻力时,布风板上无床料,一次风道主风道挡板开启,其余全部关闭,用 一次风机液偶调整一次风量。 b 启动甲乙吸风机和一次风机后, 逐渐增加风量, 调整吸风机转速, 使炉膛内保持为 “零” , 缓慢、平滑地增加风量,并记录风量和风室静压的数据,一般每次增加 500~1000m 风 量记录一次,一直增加到最大风量(一次风机达到额定电流为止) 。 c 再从最大风量逐渐减少,并记录相对应的风量和风压,用上行和下行的数据平均值, 作为布风板阻力的最后数据。画出阻力特性曲线。 3.5.2.3 a b c 确定最低流化风量试验及布风均匀性试验
3

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。 在炉底铺设一层沸腾炉渣,粒度 0-8mm,高度约 500mm,铺设要均匀、平整。 启动甲乙吸风机和一次风机后, 逐渐增加风量, 调整吸风机转速, 使炉膛内保持为 “零” ,

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 缓慢、平滑地增加风量,并记录风量和风室静压的数据,一般每次增加 500~1000m 风 量记录一次,一直增加到最大风量(一次风机达到额定电流为止) 。 d 再从最大风量逐渐减少,并记录相对应的风量和风压,用上行和下行的数据平均值, 作为料层阻力的最后数据。画出阻力特性曲线,确定最低流化风量。 e 关闭炉门,启动吸风机,一次风机,调节转速,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,主风道(运行风)开启 20%~50%,副风道(点火风)全开,重复上述试验。 f 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。 g 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。
3

3.5.3 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: 3.5.3.1 关闭各处人孔门、检查孔。 3.5.3.2 用负压法试验时,可启动吸风机,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。 3.5.3.3 用正压法试验时,启动吸风机、一次风机,保持炉膛出口压力 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。 3.5.3.4 用正压法检查二次风道方法同上。 3.5.3.5 用正压法检查返料风道方法同上。 3.5.3.6 发现不严密处做好记录,试验完毕加以消除。 3.5.3.7 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。 3.6 水压试验

3.6.1 锅炉大小修或局部承压部件检修后,须进行水压试验,以检查受热面,汽水管道及 其阀门的严密性;特殊情况下须做超压试验,应经厂领导批准。水压试验压力值规定: 3.6.2 下列情况应进行工作压力11.4MPa的水压试验: 3.6.2.1 大,小修后的锅炉。 3.6.2.2 承压部件经过事故或暂时检修。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 3.6.3 下列情况应进行超工作压力的水压试验: 3.6.3.1 新装,移装的锅炉投产以前或停炉一年以上恢复运行时。 3.6.3.2 水冷壁管更换50%以上,过热器或省煤器全部更换时,承压部件进行大面积的焊补 修理后,以及各主要部件的凸凹部分修理和更换。 3.6.3.3 超压试验应经厂领导批准,并拟定详细的安全和技术措施后,方可进行。 3.6.3.4 运行中的锅炉,每六年定期进行一次。 3.6.3.5 超压试验的压力为工作压力的1.25倍,即:11.4×1.25=14.25MPa 3.6.4 水压试验范围 3.6.4.1 汽包及附件、人孔门、管座等。 3.6.4.2 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。 3.6.4.3 过热器系统:饱和蒸汽引出管、顶棚包覆管过热器、吊管、低温过热器、屏式过 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、减温减压站及主汽门 前过热蒸汽管道。 3.6.4.4 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、取样、加药等一 次门前的管道及阀门。 3.6.5 水压试验的准备和要求: 3.6.5.1 汇报值长,联系汽机,锅炉作水压试验。 3.6.5.2 值班员在上水前,应详细查明锅炉承压部件的所有热机检修工作票收回并注销。 检修负责人应确认与试验设备有关处无人工作,并告知值长或水压试验负责人 。 3.6.5.3 锅炉上水至各空气门冒水后,依次关闭各空气门停止锅炉上水。并检查各人孔门, 检查孔,阀门关闭严密,试验用压力表应准确可靠。 3.6.5.4 锅炉受热面,本体范围管道附近,均应参加水压试验,水位表只参加工作压力试 验,脉冲安全门不参加水压试验。 3.6.5.5 做好快速泄压的措施:事故放水、定排门开关灵活可靠。 3.6.5.6 水压试验时,锅炉上水温度汽包水侧温度不能低于 50‵,壁温不低于 40‵,否则 联系汽机低压除氧器放水至疏水箱以提高水温。 3.6.5.7 主蒸汽管的弹簧吊架已用锁钉进行固定。 3.6.6 试验步骤:
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 3.6.6.1 水压试验准备工作完成后,通过给水调门或旁路缓慢升压,此门应有专人看管, 每分钟不超过 0.3MPa。 3.6.6.2 当压力升至 0.5~1.0MPa 时应暂停升压,由检修人员进行一次全面检查,清除存 在问题后,继续升压。 3.6.6.3 当压力升至工作压力 11.4MPa(就地压力)时,关闭上水门,通知有关人员进行全面 检查,查看各承压部件,有无泄漏等其他异常情况,并做好记录。 3.6.6.4 保持工作压力五分钟下降不超过 0.5MPa。做好详细记录。 3.6.6.5 若需做超压试验时,将水位计解列,各热工仪表一次门(除压力表外)关闭,升压速 度 0.1MPa/min,压力升至 14.25MPa 时,维持 5 分钟,然后降压 11.4MPa 并保持此压,由检修 人员进行全面检查.在升压过程中,工作人员不得进行检查,是否有泄漏。 3.6.6.6 待有关人员鉴定合格后,微开一只排污门降压,降压速度<0.5MPa/min。 3.6.6.7 待压力泄至零后,化验水质,如不合格,开启空气门,疏水门,排污门进行放水。 水质合格,如近几天需点炉,放水至点火水位,否则,做好相应保养工作。 3.6.7 水压试验合格标准 3.6.7.1 在试验压力下保持 5min,压降不超过 0.5MPa。 3.6.7.2 承压部件无漏水现象。 胀口地点发现水痕以及附件不严密处有轻微的渗水但均不 影响试验压力的保持时,则可不算为漏水。至于焊缝,则不应有任何渗水、漏水或湿润的 现象。 3.6.7.3 承压部件水压试验后没有残余变形。 3.6.8 水压试验注意事项: 3.6.8.1 有关领导、人员必须到位。 3.6.8.2 上水、升压、消压过程应有专人负责,升降压应缓慢、平稳,要有专人监视压力, 专人进行操作。 3.6.8.3 通讯、照明、工具等要齐全。 3.6.8.4 水压试验时,以汽包就地压力表指示为准,必须有两只以上不同取样测点的经校 验的标准压力表(0.5 级)投运,以便进行校对。 3.6.8.5 试验时,解列不参加试验的部件,工作压力时解列过热安全门,超压试验时解列 就地水位计和过热、汽包安全门。 3.6.8.6 水压试验时,环境温度应不低于 5‵,否则必须采取防冻措施。 3.6.8.7 严格控制汽包壁温差最大不超过 40‵,水温不低于 20‵,必须监视最低汽包壁温
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 与水温以保证水压试验在金属脆性至塑性转变温度以上完成。 3.6.8.8 水压试验前,汽轮机侧应做好主蒸汽管道的隔绝措施,防止炉水进入汽机侧。 3.6.8.9 上水过程中,若发现水击应立即停止上水,待水击消除后再继续上水。 3.6.8.10 上水前后应记录膨胀指示各一次。 3.6.8.11 水压试验升压后,在受压设备区域内,无关人员不得停留,进行超水压试验时, 不许进行任何检查,待压力降至工作压力以下后,方可进行检查。将问题做好记录。 3.6.8.12 为防止主蒸汽管道电动闸门泄漏,水压试验时应将门后的疏水门保持开启。 3.7 安全门调整与试验

3.7.1 安全门试验条件及要求: 3.7.1.1 锅炉大修后或安全门检修后, 必须进行安全门的热态校验, 以确保安全门动作准 确可靠。 3.7.1.2 安全门校验时,必须制订专项措施(包括安全措施) 。应由检修、运行人员、技 术员、安全员参加。 3.7.1.3 校验前应检查安全门及其排气管、消音装置完整、牢固。汽包、过热器就地压力 表热工校验合格,控制室 DCS 显示正常,对空排汽门、事故放水门经试验正常。 3.7.1.4 校验安全门时,就地与控制室应有可靠的通信途径。 3.7.1.5 校验安全门过程中,动作及回座压力均以就地机械压力表(标准压力表)指示为 准。 3.7.1.6 安全门启座压力应按制造厂规定执行。 3.7.1.7 锅炉应严格按照升压曲线进行正常升压, 在升压过程中,严格监视受热面管壁温 度不超过允许值。同时应加强对燃烧和水位的监视与调整,防止满水、缺水及超压事故的 发生。 3.7.1.8 升降压主要通过调整燃烧来实现,必要时也可使用对空排汽。升压速度应平稳、 缓慢,压力升至动作压力时,应尽量维持压力稳定进行调整。若正确动作,则可采用排汽 或调整燃烧的方法降压。当超过动作压力 5%仍不动作,应立即降压至规定压力 85%以下, 重新调整校验,直至合格。当安全阀低于动作压力动作时,应立即降压,使安全阀回座, 重新调整直至合格。 3.7.1.9 不参加校验的安全门应锁定,待校验结束后复原。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 3.7.1.10 校验顺序:先校验压力高的,后校验压力低的;先校验机械部分,然后校验热 工手动,最后校验热工自动。 3.7.2 锅炉安全阀校验标准:

3.7.2.1 安全阀回座压差一般为启座压力的 4-7%,最大不得超过启座压力的 10%。 3.7.2.2 校验后,检查安全阀应无泄漏,安全阀在运行压力下应有良好的密封性能。 3.7.3 安全阀校验工作的注意事项:

3.7.3.1 安全校验完毕后,应检查各安全门是否泄漏,所有制动措施是否已全部拆除,排 气管、消音器是否完好。 3.7.3.2 校验完毕后,将校验结果记录入专用的记录本内。 3.7.3.3 必须做好隔绝措施,防止汽水进入汽机侧。 3.7.3.4 安全阀启座及回座时,汽包水位会发生很大波动, 必须加强水位监视工作并作好 预调整。 3.7.3.5 当安全阀不回座时,应迅速采取措施强制回座。如无效时,应熄火停炉。 3.7.3.6 校验过程中如发生异常情况或发生事故时,应终止校验安全门工作。 3.7.3.7 校验过程中,应保证过热器系统有一定的蒸汽流通,以冷却过热器。 3.7.3.8 校验时, 为防止弹簧受热影响动作压力, 同一安全阀动作的间隔时间一般应大于 30min。 3.8 燃气系统跳闸试验(天然气投运后执行)

3.8.1 以下任一条件存在,发生燃气系统跳闸: 3.8.1.1 MFT 动作; 3.8.1.2 进气速断阀关闭; 3.8.1.3 燃气压力低于——KPa; 3.8.1.4 所有启动燃烧器气速关阀关闭,且火检有火; 3.8.1.5 火检冷却空气失去,延时 秒。 3.8.2 燃气系统跳闸将引发下列动作: 3.8.2.1 关闭进气速断阀; 3.8.2.2 关闭所有启动燃烧器进气速关阀; 3.8.2.3 闭锁燃烧器吹扫。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 3.8.3 下列条件同时满足时,才允许燃气系统跳闸复位: 3.8.3.1 无燃气系统跳闸指令; 3.8.3.2 所有启动燃烧器进气速关阀关闭; 3.8.3.3 MFT 已复位; 3.8.3.4 泄漏试验合格 ;

4

锅炉机组的启动前的准备

4.1 启动前的检查 锅炉机组在新安装或检修后,热力工作票必须全部注销,运行人员应详细了解设备异 动情况,对设备进行全面检查验收。 4.1.1 锅炉外部检查 4.1.1.1 检修用的脚手架及其它材料、工具和垃圾等应全部清除干净。 4.1.1.2 锅炉风室防爆门应完整无损。 4.1.1.3 炉顶和运转层各通道、地面及运行层周围清洁无杂物且通道安全、畅通。 4.1.1.4 各部照明完好,事故照明可靠。 4.1.1.5 平台、楼梯、围栏、盖板应完整,符合安规要求。 4.1.1.6 各处挡板、连杆应灵活好用,各部销子牢固,铭牌及开关指示应齐全、准确、明 显。 4.1.1.7 各吹灰设备配套齐全,经试运无故障。 4.1.1.8 锅炉设备附近的消防用具完好且有足够数量。 4.1.1.9 各膨胀指示器应完整,指示正确,刻度清楚。 4.1.1.10 锅炉机组内的支吊架完好,管道保温完整,炉墙及各风道烟道完整严密无裂缝。 4.1.1.11 各风机风门挡板在关闭位置。 4.1.1.12 检查孔、人孔门开关灵活,关闭严密,固定牢靠。 4.1.1.13 盘面清洁,DCS 各种指示与实际相符。 4.1.1.14 通讯设备、联系信号、常用工具、表格记录本齐全。 4.1.1.15 安全门正常投入,检查排汽管连接牢固。 4.1.2 锅炉内部检查

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 4.1.2.1 燃烧室的检查 a b c d e f g h 风帽应完整无缺,通风良好。 放渣口无开焊、漏风、变形。 二次风喷口畅通无异物,风门位置准确,开关灵活。 回料口应完整,无裂缝、无异物、结焦现象。 落煤口无结焦、挂焦、堵塞、异物等现象。 围燃带、水冷布风板浇注部分无明显残缺。 热电偶应完整、测点准确(应插入炉膛 200mm 以上) 。 风压测点准确、可靠、无堵塞。

4.1.2.2 分离器的检查 a b c d 中心筒完整、无变形和损坏现象,中心筒四周与筒体部分接触面应无裂缝。 入口烟道无裂缝、变形、损坏现象。 筒体无挂焦现象、浇注料无损坏。 锥形筒要求壁面光滑、无裂缝、结焦、挂焦现象。

4.1.2.3 返料器的检查 a b c d 水冷套(料腿)畅通,风帽完整无缺,通风良好。 J 型阀部分应完整无缺陷、返料室内无杂物。 返料室无积灰、漏风现象,返料风门位置应准确。 放灰管无变形、裂纹、放灰门开关灵活。

4.1.2.4 水冷风室的检查 水冷风室内无杂物、无积渣、墙面应完整,无残缺变形。 4.1.2.5 燃烧器的检查(投运后执行) a b c d 烟气发生器内胆部分应浇注保护层完整,无积炭。 枪头部位无堵塞。 燃烧器的速断门位置应准确,开关灵活。 点火风门位置准确,开关灵活。

4.1.3 汽包就地水位计检查 4.1.3.1 汽包就地水位计汽水连通管畅通,保温良好。 4.1.3.2 汽包就地水位计密封完好,刻度清晰准确。 4.1.3.3 汽包就地水位计汽侧截门、水侧截门及水位计放水门严密不漏,开关灵活。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 4.1.3.4 汽包就地水位计照明充足,防护罩应牢固,且云母片清晰。 4.1.3.5 汽包人孔门完整无松动。 4.1.3.6 将汽包就地水位计投入,关闭水位计放水门,开启汽、水侧门。 4.1.4 汽水管道检查 4.1.4.1 支、吊架完好,管道能自由膨胀。 4.1.4.2 管道保温及保温层外铁皮完整。 4.1.4.3 管道上有明显的表示介质流动方向的箭头。 4.1.4.4 检修中及系统隔绝的堵板拆除。 4.1.5 蒸汽系统检查 4.1.5.1 主蒸汽#1、2门及旁路门关闭; 4.1.5.2 检查#1、2点火排汽电动门、过热器反冲洗门(已加装隔板)应处于关闭位置; 4.1.5.3 蒸汽系统下列空气门应处于开启位置:汽包饱和蒸汽引出管空气一二次门;吊管 入口联箱空气一二次门;低温过出口联箱空气一二次门;屏过入口联箱空气一二次门;屏 过出口联箱空气一二次门;乙高过高温段入口联箱空气一二次门;集汽联箱空气一二次门。 4.1.5.4 蒸汽系统下列疏水门应处于开启位置:顶棚过入口联箱甲乙疏水一二次门;吊管 出口联箱甲乙疏水一二次门; #1~6屏过下联箱疏水一二次门;甲高过高温段入口联箱疏水 一二次门;集汽联箱疏水一二次门,点火排汽手截门。 4.1.5.5 检查开启就地压力表、流量变送器、压力变送器一次门; 4.1.6 给水及减温水系统检查 4.1.6.1 给水系统检查 a 给水系统下列阀门在关闭位置:给水#1~10电动门、电动调整门;给水管道#2、#4、 #5、#6、#9门后放水门关闭;给水管道放水总门关闭;锅炉冷态上水一二次门。 b 给水系统下列阀门在开启位置:省煤器再循环#1、2门;水冷套入口再循环#1、2门; 水冷套出口再循环#1、2门开启;省煤器入口联箱放水一二次门;给水母管放空气一二 次门;水冷套出口联箱放空气一二次门;汽包进水母管放空气一二次门。 c 下列化学取样、加药门在开启位置:给水取样一二次门;甲乙炉水取样一二次门;甲 乙饱和蒸汽取样一二次门;过热蒸汽取样一二次门;汽包加药一二次门。 4.1.6.2 减温水系统检查:甲乙一、二级减温水手动门开启;甲乙一、二级减温水电动调 整门、减温水管道各放水门、减温水管道各放水门总门关闭。 4.1.7 排污系统检查
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 4.1.7.1 下列定期排污门在关闭位置:#1、2、3、4、5下降管排污二次门;前水冷壁下联 箱#1、2、3排污二次门;水冷风室下联箱#1、2、3排污二次门;甲侧水冷壁下联箱#1、2 排污二次门;乙侧水冷壁下联箱#1、2排污二次门;#1、2、3翼形水冷壁下联箱排污二次门; 定期排污至定排二次门;定期排污至地沟一二次门;定排系统隔离门。 4.1.7.2 下列定期排污门在开启位置:#1、2、3、4、5下降管排污一次门;甲、乙水冷套 下联箱排污一二次门;前水冷壁下联箱#1、2、3排污一次门;水冷风室下联箱#1、2、3排 污一次门;甲侧水冷壁下联箱#1、2排污一次门;乙侧水冷壁下联箱#1、2排污一次门;#1、 2、3翼形水冷壁下联箱排污一次门;定期排污至定排一次门;甲、乙连排一二手截门;汽 包事故放水手截门;定排管道总门。 4.1.8 给煤系统检查正常。 4.1.9 天然气系统检查(天然气投运后执行) 4.1.9.1 检查进气#1、3门;进气速断阀及旁路门;冷却风吹扫总门;进气#1门后吹扫门; 各燃烧器进气门及吹扫门应处于关闭位置。 4.1.9.2 检查床上、#1~4床下#1.2点火枪及点火器完整,就地手动进退到位,无卡涩现象。 点火气枪喷嘴无堵塞,供气、点火系统正常。 4.1.10 风烟系统检查 4.1.10.1下列风烟系统挡板应在关闭位置: a b c d e f g 二次风机入口调整挡板、甲乙吸风机入口调整挡板。 甲乙返料风机出口挡板。 甲乙返料器松动风、返料风挡板。 甲乙主风道一次风挡板。 甲乙松动风室、返料风室放灰截门。 甲乙侧事故放渣门。 甲乙侧尾部烟道放灰门。

4.1.10.2 下列风烟系统挡板应在开启位置: a b c 甲乙点火风道一次风挡板 甲乙吸风机出口手动挡板 上下层二次风挡板各开启10%。

4.1.11 工业冷却水系统按检查卡检查符合启动要求。 4.1.12 锅炉伴热系统按阀门检查卡检查符合启动要求。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 4.1.13 石灰石系统按阀门检查卡检查符合启动要求。 4.1.14 冷渣系统按阀门检查卡检查符合启动要求。 4.1.15 吹灰系统按阀门检查卡检查符合启动要求。 4.1.16 主要辅机检查 4.1.16.1 保护罩完整、牢固,靠背轮连接良好。 4.1.16.2 地脚螺丝齐全、紧固,运行平台上清洁,无杂物。 4.1.16.3 轴承、冷油器冷却水畅通,水量充足。 4.1.16.4 轴承润滑油质合格,油位正常、无漏油现象。 4.1.16.5 液力耦合器油位、油温正常,勺管开关灵活。 4.1.16.6 事故按钮完好、可靠。 4.1.16.7 各风机、电机轴承和电机线圈温度表应齐全好用并投入,DCS 上指示正确。 4.1.16.8 各风机消音器入口滤网应完整、无杂物。 4.1.16.9 风机出入口调整挡板及执行机构动作灵活,开关方向正确,开度指示与 DCS 上指 示一致。入口调整挡板应关闭严密。 4.1.16.10 电机绝缘合格,接地线完好,送电备用。 4.1.16.11 辅机现场照明充足,环境整洁。 4.1.16.12 联系热工,确认一次元件完整良好,且与 DCS 联调完毕。 4.1.16.13 联系电除尘、空压机系统按启动前检查规定检查合格。 4.1.17 操作盘及其仪表的检查 4.1.17.1 所有仪表、信号、操作开关及切换开关配备齐全,完整好用。 4.1.17.2 盘面规整,所有标志齐全,名称正确,字迹清晰,固定牢固。 4.1.17.3 指示灯泡,灯罩齐全,灯罩颜色正确。 4.1.17.4 工艺信号及事故喇叭好用。 4.1.18 现场照明的检查: 4.1.18.1 锅炉各部位的照明灯头及灯泡应齐全,?具有足够的亮度。 4.1.18.2 事故照明电源可靠。 4.1.18.3 操作盘照明充足,光线柔和。 4.1.19 安全门检查 检查安全门杠杆、防护罩应完整,重锤在固定位置,安全门和排汽管的螺丝及支架应 完整牢固。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 4.1.20 上述检查完毕后,应将检查结果记录在有关记录薄内,对所发现的问题,报告班长, 通知检修, 予以消除。 4.2 机组辅助系统及设备的启动 4.2.1 联系有关专业人员,确认下列系统正常: a b c d e f g h i j k 厂用电系统 给水系统 工业水系统 锅炉外天然气系统(天然气投运后执行) 循环水、补充水系统 化学除盐水和加药系统 输煤系统 辅助蒸汽系统 仪用压缩空气系统 灰渣排放、干灰系统 点火前 8h,电除尘器投绝缘子、大梁加热。点火前 4h,电除尘灰斗投拌热。

4.3 锅炉上水 4.3.1 锅炉点火前的检查工作完毕后,可向锅炉上水。上水时间冬季不少于 4 小时,夏季不 少于 2 小时。 4.3.2 上水前,记录各膨胀指示器指示。 4.3.3 所进锅炉的水,应为合格的除盐水,如炉内已有水,经化验水质合格,可进水或放水 至汽包水位-100mm处,否则放水后再按规定上水。水温应不超过100‵,不低于50‵。 4.3.4 如疏水箱水质不合格,上水前必须冲洗疏水箱合格: a 开启除盐水至疏水箱截门,开启甲乙疏水箱入口门,开启甲乙疏水箱放空气门联系化 学启动除盐水泵向甲乙疏水箱补水, 待甲乙疏水箱水位溢流时, 停止甲乙疏水箱补水, 开启甲乙疏水箱放水门冲洗疏水箱。 b 反复冲洗直至在疏水箱放水处化验水质合格后,关闭甲乙疏水箱放水门,补水至疏水 箱水位2000~3000mm之间。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 4.3.5 联系汽机,启动低压除氧器。 4.3.6 联系零米值班员,启动一台疏水泵,向低压除氧器补水(疏水箱水位低时,联系化学值 班员补充除盐水),开启低压除氧器放水至疏水箱截门打循环,以提高疏箱水温。 4.3.7 当疏水箱水温升至80~90‵,水位在2000~3000mm以上时,倒换为上水系统,进行上 水操作。 a b c d 联系检查邻炉锅炉冷态上水一二次门在关闭位置。 联系汽机锅炉上水。 联系汽机检查关闭疏水箱至低压除氧器补水截门。 开启锅炉冷态上水一二次门、甲乙水冷套下联箱排污一二次门、省煤器放水一二次门, 启动一台疏水泵向锅炉上水。 e f 水冷套出口联箱放空气一、二次门见水正常后关闭。 当锅炉水位升至汽包水位计的-100mm处时,停止锅炉上水,关闭省煤器放水一二次门、 甲 乙水冷套下联箱排污一二次门,锅炉冷态上水一二次门,汽包进水母管放空气门。 停止疏 水泵运行,关闭疏水泵至锅炉上水总门;联系汽机,关闭低压除氧器放水门。 g 上水完毕后,微开汽包就地水位计放水门,检查水位计应略有下降,关闭汽包就地水位 计放水门水位回升至原位。?若水位有明显变化,应查明原因,予以消除。 h i 上水完毕后,记录膨胀一次。 上水完毕后,联系汽机,给水管道进行冲压。

4.3.7 给水泵上水方法 a b 给水泵上水法:通过给水旁路调节阀控制上水速度。 给水联络管方式上水:开启给水联络管手动门、电动门,通过给水旁路调节阀控制上水 速度。 4.4 启动风烟系统 风机启动顺序:吸风机→一次风机→返料风机→二次风机 4.4.1 检查吸风机出口挡板开启,启动甲吸风机运行,保持炉膛出口压力-50~100Pa,视 情况投入“自动” 。 4.4.2 启动一次风机运行,调整一次风量>65000t/h。 4.4.3 启动一台返料风机运行,检查电流、压力、流量正常,备用返料风机投联锁。风机

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 出口风压 18~20KP,返料器松动风量>1300t/h、返料风量>1500t/h。 4.4.4 启动二次风机运行,调整各二次风门开度适当。 4.4.5 调整炉膛出口压力-100Pa,检查各风机出力、参数正常。 4.5 锅炉装填床料 4.5.1 CFB 锅炉在启动前必须加入足够的床料,每台锅炉大约需要 500mm 厚度的床料,使 用过的 CFB 床灰应作为首选。 粒度在 0~8mm 之间较为合适, 如果系统没有出灰或启动前就 已存在就不必加。 4.5.2 向炉内加床料,当炉膛压差达到 5.2KPa 时,可停止向炉内加床料。 4.6 确定最低流化风量试验及布风均匀性试验(详见 3.5.2.3)

4.7

炉膛吹扫

4.7.1 每次冷态点火或 MFT 动作后,必须进行吹扫,把可燃气体排除干净。 4.7.2 当炉膛下部床温高于 650‵时,锅炉属于热态启动,保护闭锁炉膛吹扫,可直接复 位 MFT 后点火。 4.7.3 炉膛吹扫条件: a b c d e

全部燃料切断; 所有档板打开;二次风机停运时,入口档板开度在 30%以上; MFT 跳闸指令; 总空气量>吹扫值;一次风量不小于 65000 t/h
天然气压力正常(天然气投运后执行)

检查锅炉吹扫条件满足,进行炉膛吹扫,吹扫时间 5 分钟。吹扫完成后复位 MFT 继电 器。 4.8 锅炉燃气系统投入、停止及泄漏试验(天然气投运后执行) 4.8.1 燃气系统检查,准备工作完成,符合投入条件 4.8.1.1 检查系统内手动门开启(控制阀旁路门关闭) ; 4.8.1.2 检查所有气动控制阀关闭。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 4.8.2 确认天然气供气压力调节阀(13PCV01)工作正常,供气压力正常。 4.8.3 炉前天燃气母管充气: 4.8.3.1 天燃气母管充气条件: a b c d e #1 燃烧器启动指令; 点火允许; 母管天然气速断阀关闭; 母管天然气排空阀关闭; 所有天然气枪未运行。

4.8.3.2 天燃气天燃气母管充气条件允许后自动执行以下步骤: a b c d 开启母管天然气排空阀,且母管排空阀确已开启; 开启母管天然气速断阀,且母管速断阀、母管排空阀、天然气压力调节阀确已开启; 延时 60S,关闭母管天然气排空阀,且母管排空阀确已关闭; 天然气母管压力正常,充气完毕,母管点火准备完成。

4.8.4 确认燃气泄漏试验条件成立: 4.8.5 燃气泄漏试验 4.8.6 燃烧器投入 4.8.6.1 燃烧器投入条件: a b c d 点火允许; 母管点火准备完成; # 燃烧器控制在“远方”且# 燃烧器启动指令; 无燃烧器跳闸条件。

4.8.6.2 以上条件满足后,自动执行以下操作: a b 开启燃烧器点火枪排空阀,且燃烧器点火枪排空阀确已开启; 延时 30S,关闭燃烧器点火枪排空阀,且燃烧器点火枪排空阀确已关闭;确认天然气 母管压力正常;开启燃烧器点火枪速断阀,同时三级点火器打火; c 燃烧器点火枪速断阀确已开启,延时(大于三级点火器打火时间)且离子火检有火, 燃烧器点火枪点火成功。否则发点火枪点火失败信号,关闭点火枪速断阀,复位点火 程序; d e 燃烧器点火枪点火成功后开启燃烧器排空阀,且燃烧器排空阀确已开启; 延时 30S,关闭燃烧器排空阀,且燃烧器排空阀确已关闭;开启燃烧器速断阀;
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 f 燃烧器速断阀确已开启,延时 3S 且紫外火检有火,燃烧器点火成功。否则发燃烧器点 火失败信号,关闭燃烧器速断阀、点火枪速断阀,复位点火程序。 4.8.7 燃烧器停止 燃烧器停止指令,关闭点火枪、燃烧器速断阀,复位点火程序。 4.8.8 天然气燃烧器跳闸条件: a b c d 点火枪点火失败,联关点火枪速断阀,复位点火程序; 燃烧器点火失败,联关点火枪、燃烧器速断阀,复位点火程序; 天然气压力不正常,联关点火枪、燃烧器速断阀,复位点火程序; MFT 或点火系统切除指令,联关点火枪、燃烧器速断阀,天然气母管速断阀,复位点 火程序。 4.8.9 锅炉正常运行后将天然气系统与母管隔离、吹扫解列炉前天然气系统。 4.8.9.1 天然气系统的吹扫 4.8.10 天然气燃烧器点火注意事项 4.8.10.1 天然气燃烧器点火前对管线阀门检测,如有泄漏禁止点火,隔离天然气系统并查 明漏点消除后方可点火。 4.8.10.2 天然气燃烧器点火前应开启送、吸风机,用 50%的风量进行吹扫,排掉燃烧器及 炉内的可燃气体。 4.8.10.3 点火枪点火时, 点火枪气速断阀离开关位后 10 秒钟内, 若火检未检测到 “有火” , 则点火枪气速断阀立即跳闸并退出点火枪,加强炉膛通风;应检明点火失败原因联系消除 设备缺陷,第二次点火必须至少相隔 1 分钟后才能进行。若再次点火失败,则必须查出点 火失败原因并消除,在吹扫 5 分钟才允许再次点火。 4.8.10.4 第一个气燃烧器点火时,气燃烧器速断阀离开关位后 5 秒种内,若紫外火检未检 测到“有火” ,立即关闭天然气母管速断阀和该气燃烧器速断阀,并切除相应的点火枪,进 行炉膛吹扫。

5

锅炉冷态点火及升温、升压

5.1 禁止锅炉启动的条件 5.1.1 锅炉启动的系统和设备检修工作未结束,工作票未终结,或检修工作虽结束,但经 验收不合格。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 5.1.2 大修后的锅炉冷态试验、水压试验不合格。 5.1.3 锅炉 DCS 过热蒸汽压力、温度、炉膛压力、烟温、汽包水位、床温、料层差压、炉 膛差压、回料温度、点火风道温度及流化风量、风压、氧量等测点缺少或不正常。 5.1.4 锅炉对空排汽阀、事故放水阀、燃气速断阀(投运后执行)等主要执行机构经试验 动作不正常。 5.1.5 锅炉 FSS 系统、检测计算机及水位电视不能投入正常运行时。 5.1.6 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、 阀返料器风帽阻力试 J 验以及不同工况下的流态化试验不合格。 5.1.7 主要保护联锁试验不合格或不能投入。 5.2 锅炉点火、升温升压 5.2.1 启动吸风机、一次风机(流化试验后) ,调整吸风机、一次风机风量,流化风量不低 于临界流化风量,保持炉膛负压。 5.2.2 天然气燃烧器点火。 (天然气投运后执行) 5.2.3 启动燃烧器就地控制箱选择遥控或就地操作方式。 (天然气投运后执行) 5.2.4 投入床下枪时必须保证床料流化状态。 (天然气投运后执行) 5.2.5 以最小的燃烧率投入一只床下燃烧器,调整相应的点火风量,检查燃烧器着火良好。 然后以同样的方式投入另一只床下燃烧器。调整点火风门及燃气压力,防止烧到前墙及炉 底,控制风室温度<700‵。 (天然气投运后执行) 5.2.6 就地观察火焰状况正常,检查各管路无泄漏,保持燃烧器天燃气压力大于燃烧器跳 闸值。 (天然气投运后执行) 5.2.7 保持燃气压力 5kPa,缓慢升温 2.5~3.5 小时后可投入床上枪,注意观察着火情况, 保持炉膛负压-100Pa。床上枪着火后,每间隔 20 分钟气压提高 2kPa 到投床上枪时燃气压 力升为 15~20kPa,投入床上枪后最高气压可提至 25kPa 并维持,在汽包压力<0.2 Mpa 前,控制床温温升率≧ 1‵/ min。维持炉膛负压-100Pa。 (天然气投运后执行) 5.2.8 床温>620‵后,控制燃烧率,使所有烟气侧温度(包括床温)变化率≧2.5‵/ min。 注意监视烟气温度变化,异常时应设法消除。 5.2.9 点火期间应注意的问题: 5.2.9.1 点火初期升压速度要缓慢,升温、升压曲线要平稳,避免温度、压力在短时间内

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 波动过大。 5.2.9.2 点火初期要加强下联箱排污,使水循环及早建立。 5.2.9.3 点火初期过热器处于无蒸汽状态,要控制好烟气温度。 5.2.9.4 锅炉点火后,应随时保证流化风量大于临界流化风量,以利于床料的流化,床温 均匀。 5.2.9.5 经常检查各部联箱的膨胀情况,发现膨胀受阻应及时处理。 5.2.9.6 点火期间汽包水位维持在-100mm,汽包不上水时开启三路再循环使炉水在汽包和 省煤器及水冷套之间进行循环。需要上水时关闭三路再循环。上水时应避免进水量变化过 大,使汽包、省煤器承受额外的应力,应保持小水量均匀上水,防止冷水直接进入汽包。 5.2.9.7 保持汽包水位正常。根据水位情况启动给水泵,用电动给水旁路调节阀向汽包上 水。 5.2.9.8 投入床下燃烧器后控制风室温度<700‵。 5.2.10 锅炉升温、升压 5.2.10.1 锅炉升温、升压应缓慢均匀,严格监视汽包上、下壁任意两点温差≧40‵。 5.2.10.2 锅炉点火至机组并列过程中,汽包壁温每 30min 应抄表一次。 5.2.10.3 汽包压力 0.1Mpa: a b c 检查确认主汽门前疏水门在开启位置,防止冷水、冷汽进入汽轮机。 冲洗就地汽包水位计,校对水位计; 对空排汽门关小至 1/2。

5.2.10.4 汽包压力升至 0.2MPa 时,进行下列工作: a b c 通知热工冲洗仪表管; 关闭过热器各空气门; 根据升温升压情况关小对空排汽。

5.2.10.5 根据汽包壁温差情况, 开启水冷壁、 水冷屏下联箱排污门放水, 使各部受热均匀, 尽快建立水循环。 5.2.10.6 汽包压力升至 0.3~0.5MPa 时, a b 通知检修热紧螺丝 汽包压力 0.5MPa 时,关闭过热器各疏水门

5.2.10.7 汽包压力升至 0.5~1.0Mpa 时,通知化学人员化验蒸汽品质,根据化学要求投入 连排。汽包上下壁温差逐渐减小时,应停止锅炉定排。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 5.2.10.8 根据升温、升压要求,床温上升缓慢时逐渐投入床上燃烧器,通过火检信号和就 地观察孔,观察炉内燃烧情况并进行调整,保证着火燃烧良好。 (天然气投运后执行) 5.2.10.9 随着炉膛温度增加,应控制返料器处温度与炉膛上部温差保持在 20‵内。当返 料器温度低于上部炉膛温度 20‵及以上时,应增加一次风量以减小温差。 5.2.10.10 锅炉启动过程中,应加强检查各部膨胀指示器,并做好记录,发现异常,应停 止升压,查明情况,进行调整,正常后方可继续升压。 5.2.10.11 在下列情况下记录膨胀指示器数值: a b c d e f g h 锅炉上水前、后; 点火前时: 汽包压力 0.4MPa 时; 汽包压力 1.5MPa 时; 汽包压力 2.0MPa 时; 汽包压力 3.9MPa 时; 并汽后时; 达到额定参数和满负荷时。

5.2.11 如为滑参数启炉启机,当蒸汽压力升至 0.8MPa,蒸汽温度 230‵,过热蒸汽温度过 热度>50‵,蒸汽品质合格后联系汽机进行汽轮机的暖机、冲转和升速。当汽机冲转后, 锅炉按汽机要求稳定缓慢的升温升压, 同时保持 50‵以上的过热度。 当并网后接带负荷时, 带负荷速度不能过快,应加强炉、机、电协调控制。 5.2.12 当蒸汽温度一级减温出口>415‵,可适当投入一级减温水。当蒸汽温度二级减温 出口>465‵,可适当投入二级减温水。调整时要适量、平稳,要保证经减温后进入高温过 热器的蒸汽温度的过热度>11‵,避免大加大减,使蒸汽温度波动过大。 5.2.13 升温升压注意事项: 5.2.13.1 控制燃烧器燃烧速率在规定范围内。 5.2.13.2 在暖炉过程中应投入连排系统,根据情况,可开启排污阀。 5.2.13.3 在启动暖炉过程中,如果蒸汽量在 10%MCR以下,不得关闭对空排汽门; 5.2.13.4 在蒸汽量大于 10%MCR 之前,高过入口烟气温度必须严格控制在 482‵以下。 5.2.13.5 点火升压初期炉膛负压不应过大,点火升压过程中要加强对排烟温度的监视,防 止尾部烟道再燃烧。 5.2.13.6 密切监视风烟系统温度的变化,若异常则及时联系,查明原因,予以处理。
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 5.2.13.7 升压中注意监控水位,维持正常。经常校对汽包就地和远程水位计。 5.2.13.8 在升温升压过程中应严格控制汽包上、 下壁温差不大于 40‵,如温度有上升趋势 时可增大排汽量或加强疏水和加强排污,或降低升温升压速度,尤其在 0.98 Mpa 以内更应 注意。 5.2.13.9 在升温升压过程中,高温过热器壁温不超过 550‵,燃烧室出口两侧烟气温差不 超过 50‵。 5.2.13.10 过热汽温上升速度每分钟不大于 4‵,升压过程其相应值如下:

汽 压 汽 温

0.98 MPa 260 ‵

1.37 MPa 280 ‵

1.67 MPa 300 ‵

1.96 MPa 320 ‵

2.45 MPa 340 ‵

2.94 3.53 MPa 360 ‵ MPa 380 ‵

4.21 MPa 400 ‵

4.9 MPa 420 ‵

5.78 MPa 440 ‵

6.66 MPa 460 ‵

7.64 MPa 480 ‵

8.82 MPa 500 ‵

5.2.13.11 在升压过程中如因某升压阶段内,未能达到预定汽压时,不应关小排汽或赶火升 压。 5.2.13.12 在升压过程中应加强监视锅炉各受热、受压部分的膨胀情况,发现异常情况查 明原因,必要时停止升压,待消除故障后再升压。 5.2.13.13 升压过程中,应加强对燃烧和水位监视。 5.3 汽轮机冲转过程锅炉的操作 5.3.1 锅炉维持低汽包水位(-50mm)并保持稳定。 5.3.2 调节燃料量,稳定汽温、汽压。 5.3.3 并列后根据汽机专业要求控制汽温、汽压,逐渐关闭对空排汽。 5.3.4 加强与汽机专业的联系。 5.4 投煤 5.4.1 当炉膛下部床温测点达到 450‵时,一次风量大于最低流化风量,即可投煤,一般先 投入#2(或#3)给煤线。 5.4.2 手动启动#2(或#3)给煤机以最小的给煤量“脉动”给煤,即给煤 90 秒后,停运 90 秒,观察床温、氧量的变化。当床温升高,同时氧量有所减少时,可证明煤已燃烧,然 后“脉动”给煤 3 次,若床温继续增加,氧量继续减少,床温升至 600‵后则可以以较小
80

Q/JBLY 104-DC-012-2007 的给煤量连续均匀给煤。若发现投煤未燃,则应立即停止给煤,待提高床温后,按照 “脉 动”给煤的方式重新投煤。 5.4.3 当床温达到 800‵时可逐次停止床上床下燃烧器运行 (不可用中断给煤的方法控制床 温) 。床温在 800-850‵停用全部燃烧器。 5.4.4 床下燃烧器停止后,床温稳定后将点火风道切换为主风道运行;切换风道时确保一 次风量不低与最低流化风量。 5.4.5 根据负荷情况,当料层差压达到 7KPa 时,可启动除渣系统运行,通过控制排渣来维 持料层差压正常。 根据升温升压曲线要求,投入其它给煤机运行。 5.4.6 给煤线煤量>11t/h 左右,床温稳定,燃烧器全部停止后可联系灰水投入电除尘器运 行。 5.4.7 投煤的注意事项: 5.4.8.1 投煤初期应密切注意观察床温、氧量变化情况,缓慢增加给煤量,及时调整一、 二次风量及二次风门开度,防止燃烧不稳引起床温、烟温、汽温急剧变化。 5.4.8.2 投煤后应注意监视床温、料层差压的变化,注意监视分离器、返料器压力、温度 及外壁温度的变化,及时调整,防止各受热面超温、床面结焦、回料不畅、材料脱落等异 常情况。 5.4.8.3 当炉内原煤快速引燃时(床温迅速上升) ,注意控制给煤量和风量。调整给煤量及 一、二次风量,保持氧量,稳定燃烧工况。 5.4.8.4 调整给煤量一、二次风比,维持床料流化,使炉膛出口维持负压 0~100Pa,维持 床温 850-950‵,控制返料器温度 980‵以下,观察返料器工作是否正常。如不正常,查明 原因予以消除。 5.4.8.5 投煤期间密切注意氧量变化,发现氧量过小立即减少给煤,或提高一次风量,或 增大二次风机出力,保证氧量在正常范围内。

6

锅炉并汽

6.1 并汽条件 6.1.1 主汽压力高于母管压力 0.2~0.3MPa;

81

Q/JBLY 104-DC-012-2007 6.1.2 并汽时蒸汽温度低于额定值 20~30‵; 6.1.3 汽包水位控制在-30mm; 6.1.4 汽水品质合格; 6.1.5 锅炉各设备正常,燃烧稳定; 6.1.6 暖管疏水完毕。对蒸汽母管进行的暖管,冷态≦2h,热态≦0.5h; 6.1.7 并汽前校对主汽压力表,汽包水位表,以查明指示的正确性。 6.2 并汽操作 6.2.1 联系值长、班长、邻炉司炉,通知汽机专业,准备并汽。 6.2.2 缓慢开启主汽#2 电动门旁路一、二次门,联系汽机开启汽机总汽门前疏水门,当主 蒸汽#2 电动门前后压力平衡,主蒸汽温度正常后,开启主汽#2 电动门。并汽正常后,关闭 主蒸汽#2 电动门旁路一、二次门。 6.2.3 关闭主蒸汽#2 电动门前疏水门。 6.2.4 以每分钟 5%MCR(最大不超过 7%MCR),增加负荷。 6.2.5 根据汽温,汽压和燃烧情况,关闭#1,2 点火排汽电动门。 6.3 并汽注意事项 6.3.1 在并汽过程中,如引起汽轮机的汽温急剧下降时或发生蒸汽管道水冲击时,应立即 停止并汽,加强疏水,待恢复正常后重新并列。 6.3.2 在并汽后,应对锅炉全面检查,并将点火至并汽过程中的主要操作及发现问题,记 录在有关记薄内。 6.3.3 在并汽操作时加强与值长、汽机及邻炉的联系。

7 7.1

锅炉压火及热态再启动 一般规定

7.1.1 锅炉下部床温 650‵以上为热态启动,启动时间 2h。 7.1.2 锅炉下部床温 650‵以下为温态启动,启动时间 4h。 7.1.3 锅炉下部床温 450‵以下为冷态启动,启动时间 8h。

82

Q/JBLY 104-DC-012-2007 7.1.4 当锅炉停炉恢复时,下部床温在 650‵以上,为锅炉热态启动可不经吹扫直接点火 升压;而下部床温在 650‵以下,必须按照炉膛吹扫程序启动。 7.2 正常压火

7.2.1 接到值长压火停炉命令,停炉前通知电气、汽机、热工、化学等专业。 7.2.2 负荷下降的过程中,主蒸汽压力、温度、给煤量以及给水量控制应保持“自动” ,直 到其不能正常自动工作时切为手动调节。 7.2.3 以每分钟最大 5%MCR 减少给煤量和风量,注意水位、床温、料层差压、炉膛差压、 汽温、汽压、主汽流量、氧量的变化。 7.2.4 床温 930~950‵停止所有给煤机运行。料层差压 9kpa 时,停止冷渣器运行。所有 给煤机停止 5 分钟后,联系零米停止电除尘运行。 7.2.5 当氧量增加到正常满负荷的两倍时,床温下降至 900‵以下时,按顺序停止二次风 机、一次风机、返料风机、吸风机,将各风机勺管位置关至最小,关闭所有风机入口调整 挡板。 7.2.6 关闭主蒸汽#1、2 电动门。 7.2.7 根据汽压开启对空排汽降压。 7.2.8 汽包压力降至 0.5Mpa 开启过热器疏水门。 7.2.9 汽包压力降至 0.2Mpa 开启过热器放空气门。 7.3 压火注意事项

7.3.1 停用风机前,必须使氧量增大到正常值满负荷时二倍,并且氧量还有上升趋势,以 防炉内结焦。 7.3.2 停用风机前,观察炉膛内无火焰。 7.3.3 停炉后应注意汽包的压力,若锅炉压力有上升趋势,可开启对空排汽。 7.3.4 注意保持汽包水位在正常水位。 7.3.5 尽量在料层差压 8.5~9kpa 时压火。 7.3.6 若床温上升,料层表面结焦,应打开炉门将焦块扒出炉外。 7.3.7 压火期间禁止以任何方式向炉内添加燃料。 7.3.8 压火时间的长短取决于静止料层温度降低的速度。如需延长压火时间,应在床温不

83

Q/JBLY 104-DC-012-2007 低于 650‵之前,扬火一次,使床温升至正常床温,然后再压火即可。 7.3.9 压火后应立即将天然气系统隔离并放压,关闭所有燃烧器手截门。将激波吹灰器乙 炔罐连接软管卸开,防止向烟道内泄漏。 7.4 锅炉热态再启动

7.4.1 压火时间超过两小时,启动前须放掉返料器内循环灰,按正常点火程序启动各风机。 7.4.2 下部床温在 650‵以上时则不需进行炉膛吹扫工作,直接手动复位 MFT 点火。 7.4.3 根据情况按正常投煤床温迅速启动。 7.5 锅炉压火后启动的注意事项

7.5.1 如需进行炉膛吹扫,应尽快进行,避免床温下降过多。 7.5.2 当给煤机脉冲投煤不成功时,应立即停止向炉膛内给煤,并进行炉膛吹扫按冷态点 火。 7.5.3 当下部床温低于 650‵,必须进行炉膛吹扫,然后启动燃烧器,按正常启炉程序进 行启炉。 7.5.4 热态启动应加强与汽机专业联系。 7.5.5 启动前打开炉门观察静止料层是否结焦,如结焦应先处理后再启动。

8 8.1

锅炉机组的运行与调整 锅炉调整的任务

8.1.1 保持锅炉的蒸发量符合用户要求; 8.1.2 保持正常水位; 8.1.3 保证蒸汽品质合格; 8.1.4 维持正常的床温、料层差压和汽温、汽压; 8.1.5 控制 SO2、NOX 排放量在规定范围内; 8.1.6 保证锅炉运行的安全性及经济性。

84

Q/JBLY 104-DC-012-2007

8.2

锅炉主要运行技术参数 报警数值

序 号





单 位

正常范围 高限 低限

跳闸值





1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

主汽流量 主汽压力 汽包压力 主汽温度 汽包水位 床温 料层差压 炉膛差压 炉膛负压 返料温度 排烟温度 烟气含氧量 一次热风温度 二次热风温度 低过管壁温度 屏过管壁温度 高过管壁温度 给煤量

t/h MPa MPa ‵ mm ‵ Kpa Pa Pa ‵ ‵ % ‵ ‵ ‵ ‵ ‵ t/h

240 9.6 11.4 540± ±50 850~950 7~9.5 500~1500 -20~-100 <980 140 3~5 200 200 480 <580 <580 0~33.76
5 10

- 9.8 11.9 545 +100 1000

- 9.0 10.8 530 -100 750



12.3 560 ±200 1150 650 MFT MFT MFT

+100

-300

±600

MFT

3

8

≥580 ≥580

85

Q/JBLY 104-DC-012-2007 19 20 天然气压力 一次风机轴承温 度 一次风机电机轴 承温度 一次风机电机绕 组温度 吸风机轴承温度 吸风机电机轴承 温度 吸风机电机绕组 温度 二次风机轴承温 度 二次风机电机轴 承温度 二次风机电机绕 组温度 预热器烟气侧差 压 预热器二次风侧 差压 预热器一次风侧 差压 冷渣器进水压力 冷渣器进水流量 冷渣器出水温度 Kpa ‵ 25 <65 - ≥80 - - 燃烧器跳闸 手动停止

21



<65

≥80

手动停止

22 23 24

‵ ‵ ‵

<100 <65 <65

≥140 ≥80 ≥80 - -

手动停止 手动停止 手动停止

25



<100

≥140

手动停止

26



<65

≥80





手动停止

27



<65

≥80

手动停止

28



<100

≥140

手动停止

29

Pa

623

30

Pa

264

31 32 33 34

Pa Mpa t/h ‵

493 ≤0.8 ≥32 <90 < ≥90 冷渣器跳闸 冷渣器跳闸

8.3

有关汽机极限参数的规定

8.3.1 蒸汽温度:
86

Q/JBLY 104-DC-012-2007 8.3.1.1 正常运行中炉侧汽温 540±10 ‵。当机侧汽温达到 540‵或达到 525‵时锅炉应立 即恢。 8.3.1.2 当机侧汽温 545‵连续运行超过 30min 或汽温超过 545‵以上应立即打闸停机。 8.3.1.3 汽温低于 515‵,汽机减负荷运行;汽温低于 510‵时开启导管、调速汽门、主蒸 汽管道、机本体疏水门;降至 470‵时减负荷到零,460‵以下打闸停机。 8.3.2 蒸汽压力 8.3.2.1 正常运行时, 炉侧蒸汽压力为 9.8Mpa±0.2。 当机侧蒸汽压力达到 9.13MPa 时或下 降至 8.3MPa 时, 要求锅炉立即恢复。 8.3.2.2 当机侧蒸汽压力达到 9.8MPa 并在此压力下连续运行超过 30min, 请求值长停机。 当机侧蒸汽压力超过 9.8MPa 立即打闸停机。 8.3.2.3 当机侧蒸汽压力下降至 8.3MPa 以下时, 汽机减负荷。 8.3.3 当机侧蒸汽压力达到 9.8MPa、机侧汽温达到 545‵立即打闸停机。 8.4 炉水蒸汽品质标准
5

8.4.1 炉水标准 名称 PH 值 氯离子 磷酸根 数值 9~9.8 ≤4.0mg/L ≤2~10mg/L 名称 SiO2 导电度 数值 ≤2.0mg/L ≤80 us/cm

8.4.2 蒸汽品质

名称 PH 值 导电度 含铜量

数值 9.0~9.3 ≤0.3us/cm(25‵) ≤5ug/L

名称 SiO2 含铁量 含钠量

数值 ≤20ug/L ≤20ug/L ≤10ug/L

8.5

锅炉水位调整

8.5.1 锅炉在正常运行中必须保持水位在 0±50mm 范围内,并尽量减少水位的波动。 8.5.2 锅炉运行中尽量将给水控制投入“自动” ,在负荷较低或在锅炉启动初期,给水控制
87

Q/JBLY 104-DC-012-2007 为“单冲量” 。在负荷 30%以上时,切换为“三冲量”控制。给水投入自动时,应经常监视 水位表指示准确。 8.5.3 在锅炉运行中应经常地对照检查各水位计,每班校对就地与控制室水位计不少于 1 次。 8.5.4 在水位出现异常时,但未达到报警值,并且变化速度不大,给水“自动”正常时, 要尽快的检查和处理引起水位变化的因素。如果水位超出报警值或者变化速度大时,应解 列“自动” ,手动调整,用手动调整时,要对照蒸汽和给水流量防止过调。若主给水调节器 自动失灵或调节门卡涩应立即减负荷至 40~50%MCR 解列给水自动,投给水大旁路,控制住 水位,并立即通知检修人员处理。在汽包水位异常时可以通过连排及汽包放水电动门的开 关作为调整水位的辅助手段。 8.5.5 汽包水位-50mm“水位低一值”报警,汽包水位-100mm“水位低二值”报警,汽包水 位+50mm“水位高一值”报警,汽包水位+100mm“水位高二值”报警。汽包水位+100mm 联 开事故放水电动门,汽包水位+50mm 联关事故放水电动门。 8.5.6 运行中,应检查汽包就地水位计外形完整,指示清晰,照明充足,无漏水漏汽现象, 水位线应轻微波动。若水位线不波动或水位计模糊不清晰应及时冲洗。 8.5.7 遇有下列情况时容易引起水位变化: a b c d e f g h i j 负荷增减幅度过大; 安全门动作; 燃料增减过快; 给水自动失灵; 承压部件泄漏; 汽机调门、高压旁路门、疏水门开关; 给水泵或给水阀门切换时; 给煤机跳闸时; 汽机高加投停时; 定期排污时;

当出现以上情况时,要加强对水位的监视和控制。 8.5.8 在正常运行中最少应有两只水位计完整并指示正确。 8.5.9 汽包就地水位计投入、冲洗、解列。 8.5.9.1 锅炉冷态时汽包就地水位计投入:
88

Q/JBLY 104-DC-012-2007 a b c 确认水位计检修工作结束,设备完整,照明良好。 关闭放水门,开启水位计汽、水侧一、二次门。 水位计随锅炉同时升压。

8.5.9.2 锅炉热态时汽包就地水位计投入: a b c d e f g 确认水位计检修工作结束,设备完整,照明良好。 检查水位计汽、水侧一、二次门关闭,放水一、二次门开启。 开启汽、水侧一次门。 微开汽侧二次门,进行水位计通汽预热 15 分钟。 关闭放水一、二次门。 待水位计中充满凝结水后,慢慢交替开大汽、水侧二次门,直到全开。 检查水位计中水位应有轻微波动,清晰可见。

8.5.9.3 汽包就地水位计的冲洗: 锅炉在运行中,发现水位计模糊不清或水位停滞不动时,应及时进行冲洗,操作步骤 如下: a b c d e f g 关闭汽、水侧二次门。 开启放水一、二门。 然后微开汽侧二次门,15~30 秒后关闭,微开水侧二次门 15-30 秒后关闭。 重复上述操作,直到冲洗干净为止。 关闭放水门一、二次门。 缓慢交替地开启汽、水侧二次门,直到全开。 检查水位计中水位应有轻微波动,清晰可见。

8.5.9.4 汽包就地水位计解列: 水位计故障时,按下列操作步骤解列: a b c 关闭水、汽侧二次门。 缓慢开启放水门一、二次门,水位计泄压和放水。 水位计检修时,应关闭水、汽侧一次门。

8.5.9.5 汽包就地水位计运行注意事项: a b c 水位计热态投入、水位计冲洗时,要缓慢进行,并注意人身安全。 水位计运行中,应防止外界冷风和冷水接触水位计。 锅炉运行中,就地检查或操作水位计时,不得站在水位计的正面,同时,要戴好手
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 套,穿好合适的工作服,戴好防护面罩,以防烫伤。 8.6 汽温汽压的调整

8.6.1 汽温汽压的调整范围: 正常运行中主汽压力应稳定在:9.3±0.2 Mpa。 正常运行中主汽温度应控制在:540‵± 10。 8.6.2 汽温汽压调整要求: 8.6.2.1 锅炉运行尽量保持汽压、汽温稳定,应根据汽机用汽量要求及时调节锅炉负荷。 汽压、汽温变化时及时分析扰动原因,采取相应措施迅速处理,防止汽压、汽温波动过大, 要做到有预见性调整。 8.6.2.2 加强对给煤系统的调整,保证给煤量均匀稳定,正常运行时压力调整应由改变给 煤量来进行,坚持少量多次的原则,防止猛加猛减。 8.6.2.3 过热器一级减温水控制阀用来控制屏过热器出口蒸汽温度,温度设定值根据负荷 手动调整。额定负荷时设定在 470‵,二级减温水控制阀用来控制末级过热器出口蒸汽温 度,温度设在 540‵。调整减温水应缓慢平稳, (一级减温为粗调,二级减温为细调) ,两 级减温水应配合使用,不宜猛开猛关,防止汽温变化过大,并监视两侧温差不大于 30‵。 8.6.2.4 汽温调整过程中,应严格控制过热器管壁温度在允许范围内。 8.6.2.5 异常情况(如负荷变化过大或锅炉故障)时,要密切监视汽温、汽压的变化。及 时分析、调整,避免扩大事故。 8.6.2.6 注意汽温、汽压、负荷与料层差压和炉膛差压之间的对应关系。 8.6.3 下列情况注意汽压变化: 8.6.3.1 启停炉及升降负荷时; 8.6.3.2 燃烧不稳时; 8.6.3.3 启停给煤机或燃烧器时; 8.6.3.4 煤质有较大变化时; 8.6.3.5 给水压力波动较大时; 8.6.3.6 给煤机堵、断煤时。 8.6.4 下列情况注意汽温变化: 8.6.4.1 启停给煤机或燃烧器时;
5

90

Q/JBLY 104-DC-012-2007 8.6.4.2 风煤配比不当时; 8.6.4.3 给水压力变化时; 8.6.4.4 负荷变化时; 8.6.4.5 煤质变化时; 8.6.4.6 减温水量、水压变化时; 8.6.4.7 受热面积灰、结焦时; 8.6.4.8 锅炉受热面泄漏时; 8.6.4.9 汽包水位的变化时; 8.6.4.10 受热面吹灰时; 8.6.4.11 煤粒细度变化时; 8.6.4.12 床温、料层差压变化时; 8.6.4.13 石灰石系统投停时; 8.6.4.14 返料系统异常时; 8.6.4.15 投停高加时; 当出现以上情况时,要加强对汽温、汽压的监视和控制。 8.7 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,改变循环量;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。正常运行中一、二次风机、吸风机、给煤机调整均应投入“自动” 状态。 8.7.1 锅炉运行中要注意监视,并经常就地观察炉内床料流化情况。 经常检查主风道一次 风挡板、上下二次风挡板开度是否正常,发现问题及时处理。 8.7.1.1 锅炉运行中要注意监视床温、料层差压、炉膛差压、炉膛负压的变化情况,一、 二次风量、给煤量等“自动”控制的工作情况是否正常,发现异常时及时联系处理。 8.7.1.2 锅炉正常运行中尽量保持四条给煤线运行且给煤量均匀一致,防止床温偏差大。 8.7.1.3 影响燃烧的因素: a 煤质、煤量的变化;

91

Q/JBLY 104-DC-012-2007 b c d e f g 排渣量的变化; 原煤粒度的变化; 分离器分离效率的高低; 床温的高低; 循环物料量的变化; 一、二次风配比的变化。

8.7.2 锅炉床温度控制:正常运行床温控制应投入“自动” 。 床温高,辐射传热增强,燃烧强烈,锅炉出力增大,控制不当易造成结焦事故。 床温低,锅炉出力低,脱硫效果较好,适合低负荷,控制不当易造成灭火。 8.7.2.1 正常运行床温保持在 850~950‵之间。 床温高报警值为 950‵, 高高报警 1000‵, 1150‵时 MFT 动作。床温低、低低报警值均为 700‵,当中排平均床温降至 650‵时,应

投入床上燃烧器助燃,床温<650‵且无燃烧器运行 MFT 动作。
8.7.2.2 通过增减给煤量可调节床温,但调节要缓慢,避免大幅波动。 a 冲量给煤法:在负荷变化较大时,大范围增减煤量,以达到控制床温的目的。调 整时可根据氧量情况进行调整,也可用风配合调整。 b 前期给煤法:在小范围调整时,依据“少调多调”的原则,根据床温变化情况, 估量给煤。 8.7.2.3 风量调整法 a b c 床温上升,增加一、二次风量。 床温下降,减少一、二次风量。 调整时,尽可能调整二次风量,除非温度失控时,再调整一次风量。

8.7.2.4 改变密相区的燃烧份额,可以达到控制床温的目的。 8.7.2.5 注意煤质及燃煤粒度的变化,及时调整,控制床温在合理范围内。 8.7.2.6 循环灰有平抑床温的作用,加强对返料机构的监视,保证其正常运行,并控制返

料器出口两侧温差≧50‵。
8.7.2.7 增加石灰石量可抑制床温,但调整时应防止过调。 8.7.2.8 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。 8.7.3 料层差压的控制:正常运行料层差压控制应投入“自动” 。 8.7.3.1 料层差压是 CFB 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
92

Q/JBLY 104-DC-012-2007 标。 a 料层过厚:流化质量差。要保证流化质量必须提高送风量,增加电耗。但对燃烧 室的磨损加剧,处理不当易造成结焦。 b 料层过薄:燃烧的稳定性降低,如果不能保证正常厚度,会造成灭火。

8.6.3.2 料层差压一般控制在 7~9.5KPa 之间,通过调节一次风量、给煤量和放渣量可调 整料层差压。 8.7.3.3 尽量使炉膛给煤量和冷渣器排渣量达到动态平衡。根据料层差压连续放渣,维持 料层差压稳定。冷渣器故障人工放渣时应勤放、少放。 8.7.3.4 锅炉低负荷运行时,可通过减少一次风量、给煤量、加大排渣量的手段适当降低 料层差压。 8.7.4 炉膛差压的调整: 8.7.4.1 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。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。 8.7.4.2 正常运行中,炉膛差压一般控制在 500~1500Pa。 8.7.4.3 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。 8.7.5 运行中要加强返料器床温的监视与控制。 8.7.5.1 一般返料器处的床温最高不宜大于 980‵, 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。 8.7.6 调整一、二次风的基本原则。 8.7.6.1 一次风保证流化,正常运行中,一次风量不能低于最低流化风量,小负荷范围波 动时,尽量不调整一次风,在负荷大范围波动或床温失控时可调整一次风量。 8.7.6.2 在负荷小范围波动时,一次风量满足流化、床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 3~6%左右,以过热器后氧量为准。 8.7.7 床料的再流化,当料层有局部结焦现象且不严重时,可使用此方法: 8.7.7.1 再流化的条件 a b c 锅炉负荷在 70%以下; 料层差压 7KPa 左右; 一次风机的液偶勺管开度小于 35%;
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 d 锅炉的各控制系统协调好。

8.7.7.2 再流化的步骤: a b c d 控制一次风机液偶勺管开度从当前位置增大到 70%~80%,维持炉膛负压; 当一次风量、风压大幅增加后,把一次风机液偶勺管开度恢复到原来的位置; 观察未流化区域的床温变化; 间隔 10 分钟,重复这一步骤不超过 3 次,若没有效果,停止这一操作,恢复正常 控制。 8.8 负荷调节

8.8.1 锅炉负荷的调节是通过改变燃料量和与之相应的风量来实现。 风煤的调整应做到 “少 量多次” ,以避免床温的波动。 8.8.2 增加负荷时,应先少量增加一次风量和二次风量,再少量增加给煤量,使料层差压 逐渐增加,交替进行调节,直到所需的出力。 8.8.3 减负荷时,应先减少给煤量,再适当减少一次风量和二次风量,并慢慢加大放渣量, 适当降低料层差压,直至所需的出力为止。 8.8.4 控制料层差压、床温可作为负荷调节的辅助手段。 8.9 NOx、SO2 排放浓度调节

8.9.1 烟气排放标准,正常运行中: a b c SO2 排放值:350mg/Nm
3

NOx 排放值:250mg/Nm CO 排放值:200mg/Nm

3

3

8.9.2 检查锅炉 SO2 的排放,手动或自动调节石灰石的给料速率,保证 SO2 的排放值符合规 定。 8.9.3 控制烟气中 NOx 排放值的手段是调节床温,当床温高于 940‵时,NOx 排放值会明显 升高。 8.10 锅炉加药 8.10.1 由化学人员进行加药操作,联系锅炉运行人员配合。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 8.10.2 药品通过加药泵进入汽包进行炉内水处理。 8.10.3 所加药品为磷酸盐,若炉水水质不合格,用连续排污调整。 8.11 锅炉排污 为保持水冷壁内壁清洁,避免炉水发生汽水共腾及品质恶化,必须对锅炉进行排污, 分定期排污和连续排污两种。连排的目的是从循环回路中含盐浓度最大的部位放出炉水, 以维持炉水品质;定期排污是补充连续排污的不足,从锅炉下部联箱排除炉内沉淀物及锅 炉内化学处理形成的水渣,改善炉水品质。 8.11.1 定期排污的操作: 8.11.1.1 先开启排污一次门。 8.11.1.2 再微开排污二次门,使管道预热后再全部开启进行排污。 8.11.1.3 开启排污二次门时若听到水击声,应停止开启,待水击声消除后再开。 8.11.1.4 排污完毕后,应先关闭排污二次门,再关闭排污一次门,排污时间≧30 秒,不宜 过长,以免破坏水循环,并检查排污门的严密性。 8.11.2 定期排污注意事项: 8.11.2.1 按化学通知进行,排污前后应联系司炉及邻炉。 8.11.2.2 排污须在负荷稳定时进行,并注意保持水位。 8.11.2.3 排污前应当查明检修的锅炉已与排污系统隔绝。 8.11.2.4 排污时不得同时开启两处排污门进行排污(锅炉启动时除外) 。 8.11.2.5 排污时若发生事故应立即停止排污(锅炉满水事故除外) 。 8.11.2.6 两台炉不能同时进行排污。 8.11.2.7 排污门开关不动时,不能强开,强关,不许利用已损坏的排污门排污。 8.11.2.8 排污地点照明良好。 8.11.2.9 排污时应使用好劳动保护用品。 8.11.2.10 排污时应缓慢,每个排污门的放水时间为 30S。 8.11.2.11 停炉前进行一次排污。 8.12 锅炉吹灰 为确保锅炉尾部受热面的清洁,改善受热条件,提高锅炉效率必须定期对过热器、省

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 煤器和空预器进行吹灰。 8.12.1 下列情况下应进行吹灰 8.12.1.1 当排烟温不正常升高时要及时进行吹灰; 8.12.1.2 停炉操作前全面吹灰; 8.12.1.3 烟道各处阻力增大时; 8.12.1.4 过热器、省煤器、预热器吹灰应定期进行,正常情况下每班进行一次。 8.12.2 吹灰前准备 8.12.2.1 确认负荷超过 50%MCR,燃烧稳定正常。 8.12.2.2 吹灰控制系统正常,并得到司炉同意。 8.12.3 遇到下列情况应立即停止吹灰: 8.12.3.1 锅炉燃烧不稳或发生事故时; 8.12.3.2 锅炉低负荷运行时; 8.12.3.3 吹灰系统故障或设备损坏时; 8.12.3.4 发生乙炔气泄漏造成火灾时; 8.12.3.5 接到司炉停止命令时。 8.12.5 激波吹灰操作步骤 8.12.5.1 检查乙炔、空气供气系统正常,连接好软管,打开两罐乙炔瓶主阀,调整两罐乙 炔减压阀后压力在0.05~0.1Mpa之间,同时观察与乙炔供气母管压力相符;检查空气供气 母管压力>0.02Mpa 。激波吹灰时乙炔流量应保证在3~10 m /h,空气流量在50~150 m /h 之内。 8.12.5.2 自动吹灰方式 a b c 将就地控制柜控制面板上“远控/就地”开关旋至“远控”运行状态。 在控制室内 DCS 内启动吹灰程序。 条件满足后点击“启动吹灰”按钮,“自动”指示灯亮,说明过热器、省煤器和预 热器处自动吹灰控制程序启动,自动按下列顺序进行激波吹灰:过热器第一层、 第二层、第三层;省煤器第四层、第五层、第六层;预热器第七层、第八层、第 九层。 d e f 吹灰结束后,观察 1~9 层分配阀均在开启状态。 所有吹灰结束后程序提示“吹灰完毕” ,点击“确定”退出吹灰程序。 关闭两罐乙炔瓶主阀,本次激波吹灰全部结束。
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3 3

Q/JBLY 104-DC-012-2007 g 开启空气阀,保持空气流量 50m /h
3

8.12.5.3 手动吹灰方式 a 手动吹灰方式正常吹灰不采用,手动吹灰方式只作为检修调试各层分配阀开关时 应用。 b 单独调试各层吹灰情况及效果时,将控制面板上“远控/就地”开关旋至“就地” 运行状态,选择吹灰部位按一次“启动”按钮,观察所选激波吹灰器运行正常。 8.12.5.3 激波吹灰器层面布置及运行参数 层面 布置 第一 层 (过 热器 运行 参数 充气时 间 T1 秒 等待时 间 T2 秒 吹灰次 数 3 3 3 3 3 3 3 3 3 30 30 30 30 30 30 30 30 30 两侧 墙)上 #1 #2 #3 #4 7 7 7 7 第二 层 (过 热器 两侧 墙)中 #1 7 第三 层 (过 热器 两侧 墙)下 #1 8 #2 13 #3 13 #4 13 第四 层 (省 煤器 侧墙) 上 #1 7 #2 10 #3 10 #4 10 第五 层 (省 煤器 侧墙) 中 #1 6 #2 10 #3 10 #4 10 第六 层 (省 煤器 侧墙) 下 #1 5 #2 7 #3 7 #4 7 第七 层 (预 热器 侧墙) 上 #1 8 #2 8 #3 8 #4 8 第八 层 (预 热器 侧墙) 中 #1 7 #2 7 #3 7 #4 7 第九 层 (预 热器 侧墙) 下 #1 #2 #3 #4 7 7 7 7

#2 11 #3 11 #4 11

8.12.5.4 激波吹灰注意事项 a 吹灰时同时使用两瓶乙炔,乙炔减压阀出口压力必须严格控制在 0.1MPa,压力过 高会造成激波强度过大损坏受热面,压力过低造成激波吹灰效果差。 b c d e f 两罐乙炔瓶压力低于 0.1Mpa 时应暂停吹灰,更换乙炔瓶。 吹灰完毕必须关严乙炔瓶主阀,防止发生乙炔气泄漏造成危险。 激波吹灰时应及时检查自动操作正常,否则应停止吹灰,联系检修处理。 吹灰器投入顺序应与烟气流动方向一致。 后烟道积灰较多时若进行激波吹灰器吹灰,可能造成炉膛冒正压,应加强监视。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 g 由于激波吹灰系统多数使用电动阀门, 而且对电动机转向要求严格, 如转向有误会 造成严重后果,因此电源不得随意拆除、连接。 h 若在自动吹灰过程中停止吹灰,在控制盘断电之前要按“复位”按钮,保证“层分 配阀”处于“关”状态。 i j 激波吹灰系统运行时,系统周围严禁动火操作。 激波吹灰时发现乙炔管道泄漏或闻到异常气味应立即关闭乙炔瓶主阀,按“停止” 钮停止吹灰,然后按“复位”钮,待控制盘复归初始状态后,及时联系检修消除。 k 停炉后应将激波吹灰系统隔离:关掉激波吹灰电源,关闭乙炔瓶截止阀,并将乙炔 瓶与乙炔母管连接的金属软管拆下,防止阀门不严乙炔漏入锅炉烟道内。 l 吹灰过程中,注意保持过热器吹灰系统的冷却风开度在 1/3。

9 9.1

停炉 停炉前的准备

9.1.1 值长将预计停炉时间通知检修公司、矿业公司、运行各专业及邻炉。 9.1.2 对锅炉设备作一次全面检查,作好设备缺陷记录。 9.1.3 定期排污一次,冲洗校对汽包水位计。 9.1.4 通知化学人员。 9.1.5 如锅炉大修或长时间停炉,则应将煤仓、给煤机内煤排空;石灰石仓、缓冲仓排空。 9.1.6 短时间的停炉,煤仓煤位尽可能降低,给煤机皮带走空。 9.2 正常停炉操作

9.2.1 接到值长停炉命令,通知有关值班人员。 9.2.2 停炉前,进行一次全面吹灰。 9.2.3 负荷下降的过程中,主蒸汽压力、温度、给煤量、风量以及给水量控制应保持“自 动” ,直到其不能正常自动工作时切为手动调节。 9.2.4 以每分钟最大 5%MCR 减少给煤量和风量,注意床温、料层差压、炉膛差压、水位、 汽温、汽压、流量的变化。 9.2.5 将负荷降至最低稳定负荷,维持 30 分钟,冷却旋风分离器耐火材料。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 9.2.6 检查各部温度,并维持降温速率,确保汽包上下壁温差不超过 40‵。 9.2.7 降低负荷,根据汽温下降情况,关闭各减温水调门。 9.2.8 逐渐停止各给煤线,关闭称重给煤机入口煤闸板,待煤排空后停止给煤线运行。 9.2.9 全部给煤线停止 5 min,通知电除尘值班员停用电除尘器。 9.2.10 减负荷过程中加强排渣,将料层差压降至 7Kpa 以下,停止冷渣器运行,停止除渣 系统。 9.2.11 降低负荷过程中,保持炉膛出口烟温降≧2.5‵/min。 9.2.12 逐渐减少二次风量,停止二次风机运行。 9.2.13 关闭主蒸汽#1、2 电动门,根据压力开启对空排汽,控制降压速度。 9.2.14 当床温降至 500‵以下时,停一次风机、吸风机、返料风机运行,关闭所有风烟系 统挡板,防止炉内漏入冷风。 9.2.15 如为母管制停炉,应做好邻炉和汽机的联系工作。 (如带减温减压器:减温减压器 侧应随锅炉侧降负荷。先停炉侧,后解列减温减压器,即为炉侧调负荷,严禁使用减温减 压器侧调负荷,以防炉侧汽压、水位难以控制。 ) 9.2.16 如为单元制滑参数停炉停机,应根据汽机要求缓慢降低锅炉负荷。当负荷降至最低 稳定负荷后,可适当开启对空排汽门缓慢降低负荷。如有必要,可以投入燃烧器以维持燃 烧,配合汽机所需要的降负荷速度。 9.2.17 停炉后维持汽包水位,停止上水后开启省煤器再循环门、水冷套入口联箱至省煤器 入口联箱之间的再循环门以及水冷套出口联箱至省煤器出水管之间再循环门。 9.2.18 全面检查、汇报值长,作好记录。

9.3

停炉后的冷却

9.3.1 正常停炉 6 小时内,严密关闭各档板、检查门、人孔门,防止急剧冷却。 9.3.2 正常停炉 8 小时后,可稍开吸风机、一次风机、二次风机挡板,进行自然通风冷却。 9.3.3 如需加速冷却,旋风筒温度低于 150‵,经厂领导批准后,36 小时后启动吸风机、 一次风机保持炉膛负压-50~-100Pa,加强通风进行冷却。在冷却过程中,注意汽包壁温差 不超过 40‵。 9.3.4 如需停炉备用 12 天以上,应将所有的灰及床料全部清除,此时按正常程序启动各风

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 机及冷渣器底灰输送系统,将床料除尽,并继续冷却至允许检查温度。 9.3.5 停炉做热备用时,将锅炉密闭尽量减少热损失。 9.3.6 汽包压力降至 0.5Mpa,开启过热器疏水。 9.3.7 汽包压力降至 0.2Mpa,开启过热器空气门。 9.3.8 汽包水侧温小于 100‵锅炉放水,放水前应通知邻炉: a 确认所有过热器空气门和向空排汽门开启, 开启锅炉汽包事故放水门、再循环门, 定排至定排母管一二次门、定排母管总门、所有排污分门、排污总门,放水至定 排扩容器。 b c d e 9.4 开启过热器减温水操作台各手动门、调节门、放水门进行放水。 开启给水操作台各放水门进行放水。 开启低温省煤器入口联箱放水一二次门进行放水。 放水结束后,关闭定排至定排母管一二次门、定排隔离门,关闭汽包事故放水门。 停炉后监视和注意事项

9.4.1 在锅炉汽压未降到零或电动机尚未切断电源时,必须有人监视。 9.4.2 停炉 24 小时内要严密监视排烟温度的变化,谨防烟道二次燃烧。 9.4.3 停炉降压时,严格控制汽包壁温差不≧40‵。 9.4.4 保持正常汽包水位,停止上水后,立即开启省煤器再循环#1、2 门、水冷套入口再循 环#1.2 门、水冷套出口再循环#1.2 门,以保护省煤器和水冷套。 9.4.5 热备用时应密闭所有截门档板,尽量减少汽温、汽压下降。 9.4.6 冬季停炉后应做好防冻措施。 9.4.7 各转动机械如需停电时应汇报值长、班长,做好记录。 9.4.8 停炉后立即将天然气系统隔离并放压,关闭所有燃烧器手截门。将激波吹灰器乙炔 罐连接软管卸开,防止向烟道内泄漏。 9.5 停炉后的防腐 9.5.1 压火备用法(用于热备用炉时间不超过三天) 9.5.1.1 当锅炉停炉时,紧闭各孔门、风门及挡板减少热损失。 9.5.1.2 不打开疏水门和空气门。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 9.5.1.3 维持正常水位。 9.5.1.4 压力靠自然冷却降低。 9.5.2 联胺溶液保养法(适用于长期备用一个月以上的锅炉保养) a b c 停炉后,随锅炉的冷却将汽包水位提高到+200mm 关闭各疏水门。 当炉水压力降到 2.0 Mpa 时,由化学向锅炉内加入适当的 N2H4。 在保护期间,炉水中各化学药品的含量和 PH 值的大小由化学人员进行检测或控 制。 d 由化学人员配制联胺溶液,充满整个锅炉、维持压力 1.0Mpa,使金属表面钝化, 形成一层隔膜,从而达到保养目的。 9.5.3 余热烘干法 9.5.3.1 停炉后,紧闭各孔门及风门挡板减少热损失。 9.5.3.2 降压过程中,汽包水位保持正常。 9.5.3.3 降压过程中,汽包壁温差不得超过 40‵,否则应暂停降压。 9.5.3.4 汽包压力降至 0.3MPa 且炉水温度降至 130‵时锅炉进行热态放水。 a 开启各下降管、水冷屏及水冷壁下联箱排污门、定排总门使汽包内水基本放完。开 启省煤器放水将省煤器的水放净。 b 汽包压力降至零,开启所有空气门、对空排汽门、汽、水系统排汽门、疏水门、利 用锅炉余热将锅炉烘干。 c 如带压放水过程中,汽包壁温差不得大于 40‵,如有超限趋势时,应暂缓放水, 待温差稳定后,再进行放水。 9.5.3.5 待放水完毕,空气门不再冒汽时,应立即关闭各空气门和放水门,以免空气进入。 9.5.4 锅炉充 N2 保护。 a b 当锅炉停运时间超过一个月,并且锅炉承压部件比较严密时,可采用此法。 锅炉停运后, 当汽包压力降至 0. 3MPa 时, 开始向炉内充氮, 保持充氮压力在 0.3~ 0.5Mp 的条件下,开启疏放水门,利用氮压排净炉水后,关闭疏放水门、排污门。 c 全面检查锅炉汽、水系统,严密关闭各空气门、疏放水门、排污门,使整个充氮 系统保持严密。 d 在充氮保养期间,应保证炉内氮气压力大于 0.03Mpa 氮气纯度大于 98%。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 9.6 锅炉防冻 9.6.1 厂房内的取暖装置应良好,并且及早投入运行。 9.6.2 设备系统的各处保温应良好,发现缺陷时应及时进行消除。 9.6.3 备用锅炉的各人孔门及挡板应严密关闭,检修锅炉应有防止冷风侵入措施。 9.6.4 停炉后尽量用热态放水法放水,用余热烘干保养法。 9.6.5 锅炉检修或长期备用,应通知热工将仪表导管内的积水排净。 9.6.6 辅机各轴承冷却水正常投入。 9.6.7 冬季停炉保护时,不易采取湿法保护。 9.6.8 在冬季应将锅炉各部分的伴热系统投入运行,并经常检查运行是否正常。 9.6.8.1 伴热系统的作用:在低温环境下,利用伴热管路的辐射换热方式保护锅炉本体的部 分易冻管路和热工测点因上冻而发生故障或设备损坏。 9.6.8.2 伴热系统的汽源来自汽包的饱和蒸汽,每台锅炉自汽包引出后,经自用蒸汽#1、 2 门,通过三条管路(自用蒸汽主管路#3、4、5 门;大旁路#1、2 门;小旁路门)其中 一条进入自用蒸汽母管,流经每台锅炉的伴热支管路后,通过伴热系统的疏水扩容器降压 扩容后,回收至疏水箱。 9.6.8.3 伴热系统的投入: a. 检查伴热系统正常,具备投入条件,汇报值长,锅炉投入伴热系统; b. 开启伴热系统系统母管上的疏水门; c. 根据锅炉运行方式,缓慢开启锅炉自用蒸汽#1、2 门; d. 缓慢开启伴热系统的锅炉小旁路门,对伴热系统母管进行暖管,保证暖管均匀后,关 闭伴热系统母管上的疏水门后定压; e. 开启伴热系统自用蒸汽大旁路#1 门,缓慢开启自用蒸汽大旁路#2 门系统,关闭伴热 系统的小旁路门; f. 开启#1~4 炉的伴热进汽总门,伴热系统的支管路的针型阀,伴热系统疏水母管的隔 离门,伴热系统疏水扩容器至疏水箱管路的手截门;关闭伴热系统疏水扩容器至地沟门。 g. 接到化学通知疏水合格后, 开启伴热系统疏水扩容器至疏水箱的手截门进行疏水回收。 9.6.8.3 伴热系统的停止: a. 关闭锅炉自用蒸汽#1、2 门; b. 关闭自用蒸汽大旁路#1、2 门;

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 c. 关闭伴热系统疏水扩容器至疏水箱的手截门; d. 开启伴热系统疏水扩容器至地沟门; e. 待疏水完毕后,关闭伴热系统的所有阀门。

9.6.9 冷渣器停止运行 1 小时后应关小冷却水,关闭进水门,关闭冷渣器回水至低压除氧 器总门开启各放水门,防止管路冻损。

10 10.1

锅炉机组事故处理 事故处理通则

10.1.1 发生事故后立即采取一切可行的方法,限制事故发展,消除事故根源,迅速恢复机 组正常运行,满足系统负荷的需要。在发生事故时,应本着保人身、保设备、保热网、保 电网的原则处理。 10.1.2 处理紧急事故时,可先处理后汇报。 10.1.3 发生事故时,在班长的直接领导下,全班操作人员迅速、果断地按照规程的规定处 理事故,避免事故扩大。 10.1.4 在设备确认已不具备运行条件时或继续运行对人身、设备有直接危害时,应停止该 设备。 10.1.5 发生事故时,当班人员不得擅离自己的岗位,只有在发生直接对运行人员的安全有 危险或得到领导批准后方可离开。 10.1.6 在处理事故时,不得进行交接班,必须等事故处理完毕后,才能交接班,接班人员 应协助当班人员处理。 10.1.7 当发生在本规程中没有列举的事故情况时,运行人员应根据自己的判断,主动采取 对策迅速处理。 10.1.8 单炉、单机运行时,事故处理时应加强与值长联系,关闭主蒸汽隔离门必须取得值 长同意。 10.1.9 故障炉上水与运行炉上水相争时,以运行炉上水为主,同时联系启动一台备用给水 泵。 10.1.10 发生事故时进行工作联系,讲话必须清楚精练,讲话后应由对方复诵一遍。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 10.1.11 在处理事故时,无关人员一律退出事故现场。 10.1.12 司炉与值班人员应协调配合,处理事故迅速,值班人员在每项操作后要向司炉作 汇报。 10.1.13 事故处理完毕后,应作详细记录,对于重大事故要保护好现场,以便调查研究。

10.2

MFT 停炉

10.2.1 MFT 动作条件 10.2.1.1 床温高于 1150‵(信号来自燃烧控制系统) ; 10.2.1.2 床温低于 650‵(启动燃烧器未投且床温曾>760‵且床温<650‵) ; 10.2.1.3 炉膛出口压力为高Ⅲ值+600Pa(2/3) ; 10.2.1.4 炉膛出口压力为低Ⅲ值-600Pa(2/3) ; 10.2.1.5 汽包水位为高Ⅲ值+200mm; 10.2.1.6 汽包水位为低Ⅲ值-200mm; 10.2.1.7 两台吸风机跳闸; 10.2.1.8 一次风机跳闸; 10.2.1.9 两台返料风机跳闸; 10.2.1.10 主汽温高 560‵; 10.2.1.11 汽包压力高 12.3Mpa; 10.2.1.12 总风量过低,小于 25%额定风量(信号来自燃烧控制系统) ; 10.2.1.13 按紧急停炉按钮。 10.2.2 MFT 动作的主要现象 10.2.2.1 MFT 动作报警,光字牌亮; 10.2.2.2 锅炉所有燃料切断; 10.2.2.3 炉膛负压增大,锅炉灭火; 10.2.2.4 锅炉床温、返料温度、炉膛温度急剧下降; 10.2.2.5 锅炉蒸汽、给水、主蒸汽温度、汽包水位急剧下降; 10.2.2.6 锅炉过热器后氧量迅速上升。 10.2.3 MFT 动作后,自动进行下列处理,否则应进行人工处理: 10.2.3.1 所有给煤机跳闸,石灰石系统上、下给料机跳闸;

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 10.2.3.2 燃气系统跳闸,天然气进气速断阀关闭,助燃燃烧器速断阀关闭; (投运后执行) 10.2.3.3 所有风量控制切手动方式,并保持最后位置; 10.2.3.4 冷渣器跳闸; 10.2.3.5 关闭减温水电动调整门及电动总门; 10.2.3.6 除非锅炉处于热态再启动,否则“锅炉吹扫”逻辑被建立。 10.2.4 MFT 动作后,手动处理原则 10.2.4.1 立即联系值长减除本炉负荷。 10.2.4.2 注意炉膛负压的调整,维持 50%的风量进行炉内通风(若吸、一次风机故障,待 故障消除后,重新启动风烟系统进行通风) 。 10.2.4.3 注意给水的调节,维持汽包水位正常。 10.2.4.4 注意汽温的调节,及时关闭减温水控制门及电动门。 10.2.4.5 MFT 动作后根据主汽温度情况汇报值长关闭主蒸汽#2 电动门,根据主蒸汽压力情 况开启对空排汽。 10.2.4.6 迅速查明 MFT 动作原因,并加以消除。 10.2.4.7 做好机组热态启动准备,尽快恢复运行,应采取下列措施: a b 如锅炉具备热态启动条件,复位 MFT。否则进行炉膛吹扫,复位 MFT; MFT 复位后立即调整一次风量大于最低流化风量,并适当降低二次风量,控制床温 下降速度; c d 尽早投煤,加强燃烧调节,开启对空排汽,提高汽温,联系汽机开启疏水; MFT 动作的原因, 如一时难以查清或消除, 应按压火停炉处理, 停止所有风机运行, 关闭各风门挡板,保证锅炉热备用状态。 10.2.5 若是因吸风机,一次风机跳闸导致 MFT 会造成流化不良或流化停滞,除按以上原则 处理外,还需做以下处理: 10.2.5.1 流化不良或流化停滞现象 一个或多个床温显示值与其他床温显示值相差较大。 10.2.5.2 处理: a b c d 依次序启动所有风机; 将锅炉风量调节置于手操方式; 锅炉负荷必须控制 70%MCR 以下; 迅速开大一次风机液偶勺管开度至 70%~80%,再恢复到原状,当一次风量大幅上
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Q/JBLY 104-DC-012-2007 升后,观察料层差压显示读数是否恢复正常; e 如果在 10 分钟内,重复三次而无任何效果,则必须进一步采取排放床料的措施来 扰动床料,直至达到满意效果。 10.3 紧急停炉

10.3.1 出现下列情况之一者应紧急停炉: 10.3.1.1 受热面爆管,无法维持汽包水位时; 10.3.1.2 主给水管路,主蒸汽管路爆破时; 10.3.1.3 锅炉床层、返料器严重结焦难以维持正常运行时; 10.3.1.4 锅炉所有的水位计损坏,无法监视汽包水位时; 10.3.1.5 锅炉出口以后烟道内发生二次燃烧,排烟温度不正常升高至 200‵以上时; 10.3.1.6 系统甩负荷,汽压超过极限值安全门拒动而对空排汽不足以泄压时; 10.3.1.7 安全门动作不回座,汽温、汽压降至汽机不允许时; 10.3.1.8 DCS 系统全部操作员站出现故障,且无可靠的后备操作监视手段时; 10.3.1.9 热控仪表电源中断,无法监视、调整主要运行参数时; 10.3.1.10 达到 MFT 动作条件拒动时; 10.3.1.11 锅炉机组内发生火灾,直接威胁锅炉的安全运行时。 10.3.1.12 一次风风道或膨胀伸缩节破裂,不能维持正常的风量风压时。 10.3.2 紧急停炉的步骤: 10.3.2.1 MFT 动作时,按 MFT 动作处理。 10.3.2.2 按下紧急停炉按钮停炉,检查#1~4给煤线、燃气系统(天然气投运后执行) 、 石灰石系统上下给料机跳闸,联跳甲乙冷渣器、联关减温水总门。确认一次风机、二次风 机、吸风机、返料风机跳闸。 10.3.2.3 将各自动切手动操作,控制好汽包水位,监视床温、汽温、汽压,根据汽温情况 解列减温水。 10.3.2.4 汇报值长关闭主蒸汽#2 电动门,根据主汽压力情况开启对空排汽。 10.3.2.5 给水门关闭后,锅炉停止上水时应开启省煤器再循环、水冷套入口再循环、水冷 套出口再循环。 (省煤器、水冷套爆破时除外) 。 10.3.2.6 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。待查明

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 原因具备恢复条件后,方可重新启动。 10.3.2.7 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) ,关闭给 水电动门、联系汽机停给水泵,关连排、加药、取样二次门。 10.4 申请停炉

10.4.1 具有下列情况之一者应申请停炉: 10.4.1.1 锅炉主要承压部件泄漏,能维持汽包正常水位时; 10.4.1.2 锅炉受热面壁温超过极限时,经多方调整和降负荷,仍无法恢复正常时; 10.4.1.3 锅炉给水、炉水或蒸汽品质严重超过标准,虽经处理仍难以恢复正常时; 10.4.1.4 锅炉内的耐磨耐火材料脱落难以维持正常运行时; 10.4.1.5 锅炉汽包所有的远程水位计损坏时; 10.4.1.6 锅炉中、下层床温测点损坏 1/2 以上时; 10.4.1.7 电除尘器#1.2 电场故障时; 10.4.1.8 所有给煤线故障,短时无法恢复时; 10.4.1.9 两台返料风机跳闸,短时无法恢复时; 10.4.1.10 返料器停止返料,短时无法恢复时; 10.4.1.11 锅炉所有放渣管堵塞,料层差压达到 10000Pa 且短时间无法疏通时。 10.5 床温异常

10.5.1 现象: 10.5.1.1 炉内各温度显示异常。 10.5.1.2 发出床温高、低报警。 10.5.1.3 主汽压力、温度发生变化。 10.5.1.4 就地观察炉内亮度发生变化。 10.5.1.5 炉膛中部、出口及返料器温度发生变化。 10.5.1.6 料层差压、炉膛差压发生变化或异常。 10.5.2 原因: 10.5.2.1 床温热电偶或有关仪表装置故障。 10.5.2.2 给煤机运行不正常,给煤不均匀、断煤。

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Q/JBLY 104-DC-012-2007 10.5.2.3 风机异常,风量异常,造成风煤配比异常。 10.5.2.4 冷渣器故障,或其他原因造成料层差压远离规定值。 10.5.2.5 运行人员调整不当。 10.5.2.6 给煤粒度过大或有异物。 10.5.2.7 返料器工作不正常,停止返料或大量返料。 10.5.2.8 石灰石系统运行不正常。 10.5.2.9 水冷壁、水冷屏泄漏。 10.5.3 处理: 10.5.3.1 调整风煤比例,床温高时加大一次风量,减少给煤量。床温低时,加大给煤量, 减少一次风量,减少石灰石量,控制床温至 850-950‵。 10.5.3.2 如 MFT 动作,按 MFT 动作后有关规定处理。 10.5.3.3 控制料层差压在正常范围内。 10.5.3.4 检查给煤机运行及控制正常,否

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