DLT610-1996 200MW级锅炉运行导则

200MW级锅炉运行导则 DL/T 610-1996 目 次 前言····································································································⋯⋯ 113 1 范围 ·················································，·············································⋯⋯ 114 2 引用 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ····························，······，········································.·..········⋯ ⋯ 114 3 总则 ·······················································································，·······⋯⋯ 114 4 锅炉 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 ····································⋯⋯，.，....········...................⋯⋯，⋯⋯ 114 5 锅炉机组启动 ························································.....·········.........·····⋯⋯ 115 6 锅炉机组运行 ···············....·······························.......................·...⋯⋯ 118 7 锅炉机组停运 ···············，··，·············································.........⋯⋯ ，.，⋯⋯ 122 8 主要辅助设备 ·······························································.·..............··...⋯⋯ 124 9 事故分析与处理 ································································...........·····⋯⋯129 10 锅炉设备试验·········································，，··········⋯⋯，，....................⋯⋯ 138 附录A(标准的附录)锅炉汽水质量标准····················································⋯⋯ 142 附录B(提示的附录)锅炉滑参数启动、停止曲线··········，······························⋯⋯ 142 附录C(提示的附录)锅炉设计规范·························································⋯⋯ 143 附录D(提示的附录)锅炉机组应具备的图纸和资料········································一 149 前 言 200MW级锅炉已经成为我国电力系统的主力机组，1988年4月原水利电力部颁布了 SD 257-1988(200MW机组锅炉运行规程缸以下简称规程)，在当时条件下对指导200MW 机组锅炉运行发挥了积极的作用。 近十年来，200MW级锅炉运行出现了很多先进技术，原规程已不能适应现场锅炉运行 的需要。 本导则通过调研，总结和吸收了国内200MW级锅炉运行的先进技术和经验，在内容和 结构上有了新的变化，并增加了锅炉辅机运行和锅炉试验等内容，因此本导则更加符合当前 锅炉运行的实际情况，具有原则性、通用性、实用性和先进性。本导则经审查通过，批准为 推荐性标准，并以电力工业部(电技 〔1997] 68号)文件发布。 在一年的过渡期间，本导则逐步代替SD257-1988 (200MW机组锅炉运行规程》，1998 年6月1日起所有报批的火力发电厂200MW锅炉运行规程，均应符合本导则规定。 本导则附录A是标准的附录。 本导则附录B、附录C、附录D是提示的附录。 本导则由电力工业部标准化领导小组提出并归口。 本导则起草单位:东北电业管理局。 本导则主要起草人:葛凤坡、李树凯、赵劲松、王之昌、孙正智、刘纯志。 本导则委托电力工业部锅炉标准化委员会负责解释。 中华人民共和国电力行业标准 200MW级锅炉运行导则 DL/*Y 610-1996 Guide for 200MW grade boiler operation 范 圈 本导则是200MW级锅炉及主要辅助设备的启动、运行、维护、事故分析与处理、锅炉 试验等技术规定，适用于国产200MW级嫩煤锅炉。燃油、燃天然气和引进的200M`N级锅 炉亦可参照使用。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。本标准出版时，所 示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的 可能性。 GB3715-1991煤质及煤分析有关术语 GB10184-1988 电站锅炉性能试验规程 DL461-1992 燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则 DL612-19% 电力工业锅炉压力容器监察规程 SD135-1986 火力发电厂锅炉化学清洗导则 (82)水电电生字第24号 发电厂厂用电动机运行规程 (80)电技字第26号 电力工业技术管理法规 (试行) 电安生 【1994] 227号 电业安全工作规程 (热力和机械部分) 3 总则 为适应电力工业生产发展，加强锅炉运行管理，提高设备可靠性，延长设备寿命，达到 安全、经济运行，特制定本导则。 本导则对200MW级锅炉运行具有通用性和指导性，各电力企业可根据本导则、制造厂 技术文件和具体情况编制现场运行规程。在编制现场运行规程时，锅炉机组应具备的图纸和 资料见附录D(提示的附录)。 4 锅炉设计规范 锅炉设计规范包括铭牌、主要参数、燃料特性、热平衡和锅炉主要部件等，凡涉及到参 数、数据和单位，应根据制造厂和电力设计院提供的资料为依据，具体内容见附录C(提示 的附录)。 中华人民共和国电力工业部1997-02-03批准 1997-06-01实施 5 锅炉机组启动 5.1启动条件 5.1.1 试验 下列各项装置试验合格: a)转机拉合闸、事故按钮; b)各种连锁装置; c)保护和灯光信号及报警装置; d)程控装置; e)电 (气)动阀 (或挡板)远方开关; f)点火装置; 9)灭火保护装置; h)锅炉水压、安全阀调试、炉膛和烟道漏风。 5.1.2 设备检查 5.1.2.1 本体及尾部烟道: a)炉膛、过热器、省煤器、空气预热器无渣块和杂物，管壁清洁; b)汽包的吊挂装置、本体刚性梁完整牢固，炉墙完整; c)所有人孔、看火孔、检查孔等完好，确认内部无人后关闭; d)汽包水位计完好清晰，刻度正确并投人; e)安全门可靠，无卡涩现象，并投人; f)本体及烟道的防爆门完好严密.并可灵活动作; 9)膨胀指示装置完好，刻度清晰。 5.1.2.2 燃烧器: a)燃烧器完整，调节装置灵活，指示正确; b)点火装置及系统完整好用，电源投人; c)各燃烧器的风门良好，并处于吹扫位置。 5.1.2.3 管道: a)汽、水、烟、风管道完整无杂物、保温完整及其颜色和色环标志按 (80)电技字第 26号《电力工业技术管理法规》3-5-12执行; b)管道及联箱支吊架牢固，并留有足够膨胀间隙; c)所有阀门或挡板完整，传动机构良好，位置正确，指示值与实际相符，并里于启动 前的位置。 5.1.2.4捕助设备: a)除尘器、吹灰器、除灰 〔渣)及疏水设备等完好; b)转动机械经试运行合格，处于备用状态; c)制粉系统、燃油系统的设备良好，处于备用状态。 5.1.2.5 热控设备: a)投人程控、保护装里和微机; b)投人所有热工仪表、声光报警显示系统。 5.1.2.6 工作场 所: a)地面平整，楼梯及通道畅通、无杂物，各种标志齐全清晰; b)照明充足 (包括事故照明)，齐全好用; c)消防设施齐全备用; d)有防雨、防冻、防风设施。 5.1.3 锅炉上水 5.1.3.1水质要求见附录A(标准的附录)。上水温度与汽包下壁温差符合制造厂家规定， 如无规定时，其温差应不超过50C。 5.1.3.2 当汽包下壁温度接近水温时，可适当加快上水速度。一般上水速度控制在40一 80c/h(或者2一4h). 5.1.3.3 上水至汽包正常水位线下 l00mmo 5.1.4 蒸汽推动 5.1.4.1为了使锅炉启动初期尽早建立水循环，缩短启动时间，在锅炉点火前应投人蒸汽 推动，进行加热。 5.1.4.2加热速度应控制汽包下壁温度上升速度为0.5一1C /min,前期慢些，后期可适当 快些。 5.1.4.3 汽包下壁温度达到100℃以上时，可停止蒸汽推动。 5.1.4.4 加热过程中，保持汽包壁上、下温差不超过50C。 5.1.5 燃油系统 燃油系统投人油循环。若与邻炉共用母管系统时，应检查炉前燃油系统，并处于备用状 太 5.1.6 除尘器 5.1.6.1湿式除尘器应将大罐和文丘里的水喷嘴投人，保持雾化良好，雄体内壁形成均匀 的水膜。 5.1.6.2 电除尘器应达到备用状态，并投人加热装置和振打装置。 5.1.7 回转式空气预热器和除渣装置，应分别按8.4, 8.5规定投人运行。 5.2锅炉冷态启动 5.2.1锅炉冷态启动一般采用滑参数启动方式，启动中应按滑参数启动曲线进行，参见附 录B(提示的附录)。 5.2.2 锅炉点火 5.2.2.1对炉膛和烟道进行吹扫，清除炉内积存的可嫩物。对于燃煤炉，吹扫风量大于 25%的额定风量，燃油炉大于30%的额定风量。吹扫时间应不少于5mina 5.2.2.2投人暖风器或热风再循环。 5.2.2.3锅炉点火前投人锅炉灭火保护和锅炉联动装置。依次启动吸风机和送风机，并采 用交叉运行方式，保持炉膛负压20--40Pao 5.2.2.4点火器正常投人后，在油燃烧器投人10，不能建立火焰时，应立即切断姗油，待 查明原因消除后，可再次投油燃烧器。如风量一直维持在吹扫风量，则不必吹扫，但应等待 1 min后才能再次投油燃烧器。 5.2.2.5炉膛突然灭火时，必须立即切断燃料，将炉膛吹扫5min，再继续点火。 5.2.2.6 锅炉进行点火时，按对称、先下层后上层的原则投人油燃烧器，此时应密切监视 燃油雾化及燃烧工况，并及时调整，确保充分燃烧。 5.2.2.7当油燃烧器已投运四只及以上，炉膛嫩烧良好，并且过热器后烟气温度达到 200℃以上时，可依次投人主嫩烧器，以防止煤粉燃烧不完全，发生再燃烧事故。 5.2.3 启动初期的升温升压 5.2.3.1加强火焰监视，逐步提高燃烧器的出力，合理配风，若发现烟气温度有异常变化 时，应设法及时消除，否则应立即熄火。 5.2.3.2控制蒸汽温度和燕汽压力上升速度，要保持同步平稳的升高。 5.2.3.3 锅炉点火后为了保护再热器，应立即投人I、D级蒸汽旁路系统，并随着燕汽压 力的上升，工、II级燕汽旁路阀逐渐开大，旁路投人后应及时关闭过热器向空排汽阀。 5.2.3.4 严格控制锅炉汽包上、下壁温差，汽包内饱和温度上升速度不应超过1.51; /min, 必要时，可采取水冷壁下联箱放水，或提高给水温度等措施进行调整。 5.2.3.5应通过水冷壁下联箱的膨胀指示器监视水冷壁受热情况，尤其当压力在0.1一 0.5MPa时，应增加检查次数，如发现异常，应停止升压，待消除后再继续升压。为保证水 冷壁受热均匀，应对称地投人燃烧器，并且要定期轮换和加强下联箱放水。 5.2.3.6 当锅炉蒸发量低于10%额定值时，必须控制过热器人口烟气温度不超过管壁允许 温度，尽量避免用喷水减温，以防止喷水不能全部蒸发而积在过热器中。 5.2.3.7 承压部件经 检修 外浮顶储罐检修方案皮带检修培训教材1变电设备检修规程sf6断路器检修维护检修规程柴油发电机 后应在蒸汽压力0, 5MPa时热紧螺丝，此间燕汽压力应保持稳定。 热紧螺丝时，应按电安生 〔1994] 227号《电业安全工作规程》(热力和机械部分)执行。 5.2.3.8 应根据汽压适时关闭空气门和疏水门，冲洗水面计和热工表管，投人连续排污和 定期排污，进行减温器的反冲洗等工作。 5.2.3.， 当汽轮机侧过热燕汽压力升到1.5一 2.OMPa时，过热燕汽温度为250--2801; , 再热燕汽温度为120℃以上时汽轮机可进行冲转。 5.2.4 接带负荷后升温升压 5.2.4.1 当汽轮机负荷提升到与汽缸壁温度水平相适应时，逐渐将调节汽门全开。按滑参 数启动曲线加负荷。 5.2.4.2 当汽轮机加负荷至ISOMW，可逐渐关小调节汽门，锅炉应将过热蒸汽、再热蒸 汽参数提到额定数值。 5.2.4.3 根据加负荷的濡要及时地启动备用风机，采用定速泵时应及时切换给水管路。 5.2.4.4 加强燃烧调整，注意保持嫩烧稳定，防止结渣，及时解列油燃烧器，适时将电除 尘器投人运行。 5.2.4.5 V全炉进行巡回检查。 5.3锅炉热态启动 5.3.1 当锅炉具有一定温度、压力情况下的启动为锅炉热态启动。 5.3.2启动条件、启动初期升温升压要求均参照冷态启动进行。 5.3.3汽轮机带负荷后，应达到汽缸温度水平所适应的负荷，待调节汽门全开后，再按滑 参数启动曲线提升蒸汽温度和压力，增加负荷。 5.4锅炉启动中的安全规定 5.4.1汽包上、下壁温差不大于501;，否则应停止升压，消除原因后再继续升压。 5.4.2燕汽的升温速度为1--1.5t /min，启动前期应慢些，后期可快些。 5.4.3 汽包水位波动范围在0 t 50mm. 5.4.4两侧蒸汽温差不大于30`C，两侧烟气温差不大于5 0`C，并控制过热器、再热器管壁 温度不超过允许值。 5.4.5 从汽轮机冲转开始，过热蒸汽温度应具有50℃以上的过热度。 5.4.6 燃煤锅炉内的最小风量应大于额定风量的25%,燃油锅炉为30%. 5.4.7 经常检查设备膨胀状况，若有发生异常现象时，应及时消除。 5.4.8 热风温度达到200℃以后，方可启动制粉系统。采用直吹式制粉系统时，应达到锅 炉启动时投粉所具备的条件后方可投粉。燃用无烟煤时，热风温度需要达到更高些时才能启 动制粉系统。 5.4.9 汽轮机带负荷之前蒸汽温度的调整，应以燃烧调整为主.尽量少用减m水 6 锅炉机组运行 61运行的主要任务 6.1.1保持锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。 6.1.2 保持正常的汽压、汽温。 6.1.3 均匀给水，维持正常水位。 6.1.4 保持炉水和蒸汽品质合格。 6.1.5 保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。 6.1.‘ 及时调整锅炉工况，尽可能维持在最佳工况下运行。 6.2 燃烧调整 6.2.1燃烧调整应使燃料燃烧工况良好，火焰均匀地充满燃烧室，并中心位置适当。尽量 减少受热面结渣和热偏差，减少污染物的排放。 6.2.2燃料量的调节 6.2.2.1中间储仓式制粉系统，当汽轮机负荷变动不大时，一般可通过调节给粉机的转速 改变燃料量;当负荷变动较大时，可以通过增减给粉机运行台数改变燃料量。 6.2.2.2 直吹式制粉系统，当汽轮机负荷变动不大时，一般通过调节给煤机的煤量来改变 燃料量;当负荷变动较大时，可通过启动或停止制粉系统来改变燃料量。 6.2.3 风量的调节 6.2.3.1通过风量的调节使炉内保持的最佳氧量值，应根据锅炉结构的特点及燃用不同燃 料试验后决定。通常固态排渣锅炉燃用烟煤时，炉膛出口氧量值宜控制在4%--5% (CO, 为14%一15%)，嫩油锅炉宜实现低氧燃烧。 6.2.3.2风量调节方式一般是通过送风机人口挡板开度调节供给炉内的总风量。根据炉内 燃烧的工况需要，也可通过分风门开度调节各燃烧器之间风量分配。 6.2.3.3负荷增加时，应先增加风量，后增加燃料;负荷减少时，应先减少燃料，再减风 量。但在低负荷时，因炉内过剩氧量较多，故在增加负荷时应先增加燃料，后加风量;减少 负荷时，则应先减少风量，后减少燃料。 6.2.3.4运行时应保持炉膛负压为正常值，在加负荷时原则上应先增大吸风量，而后应及 时地增加送风量和燃料量，在减负荷时应先减少燃料量和送风量，再减少吸风量。 6.2.4燃烧器运行工况的调节 6.2.4.1为了使燃烧器运行工况良好，必须保持适当的一、二、三次风配比，使燃烧器出 口风粉均匀混合、着火良好和燃烧稳定。在燃用设计煤种时，风量配比宜按制造厂说明书规 定，否则对于四角布置的燃烧器可参照表1数值予以规定。 表 1 一、二、三次风速值 m/s 无烟煤、贫煤 烟煤、揭煤 丫创1 认 2 让 1 让 1 UJZ 让 场 18-24 40-45 50-60 20一35 50一55 50-60 6.2.4.2 燃烧器运行中，应针对煤种、负荷、燃烧器结构的不同，采取不同的运行方式: a)负荷较大时，炉膛热负荷较高，燃烧比较稳定，但易结渣，宜多投人燃烧器;当负 荷低时，炉内热负荷低，尤其燃用挥发分低的煤时，易灭火，宜减少燃烧器数量，并应集中 投人，以利于稳燃。 b)四角布置的燃烧器，应对称投入，尽量不缺角运行，严禁把某一角的全部燃烧器停 掉。 c)在调整火焰中心的位置时，可通过改变燃烧器的摆角或增减上下层燃烧器的燃料量 和相应的二次风量 (或启停燃烧器)进行调节。 d)采取中间储仓式制粉系统时，为防止粉仓内煤粉自燃或结块，任一燃烧器不能长期 停用，应定期切换。同层燃烧器的给粉机转速偏差应不超过5%。 6.3 蒸汽参数的调整 6.3.1 蒸汽压力的调节 6.3.1.1 机组负荷及燃料性质的变化均可导致蒸汽压力的变化，在一般情况下可通过燃料 进行调节。 6.3.1.2 定压方式运行时，负荷变化率不大于5 % /min，若低于70%时，可采用滑压运行， 其负荷变化率不大于3%/min, 6.3.1.3 在非事故情况下，禁止用开启安全阀和向空排汽阀降低汽压。 6.3.1.4 当停用高压加热器时，锅炉最高负荷应通过试验确定，以防止受热面管壁超温结 渣和再热器进口压力升高。 6.3.2 蒸汽温度的调节 6.3.2.1过热蒸汽温度: a)改变上、下二次风的分配比例。 b)改变给粉机运行方式。 c)改变减温水喷水量，一般过热蒸汽系统采用两级减温，第一级为粗调，以保持屏式 过热器的管壁不超温为原则。第二级为细调，主要控制过热器出口蒸汽温度。蒸汽温度过高 时，可相互配合调节。 6.3.2.2 再热蒸汽温度: a)采用烟道挡板调节时，应考虑过热器与再热器挡板同步调节，其开度在50%以上效 果较好，严禁将烟道挡板开度关到0。改变烟气再循环量也可以改变再热蒸汽温度，但在 140N4W负荷以下不宜使用，否则会使燃烧不稳。 b)采用汽一汽热交换器三通阀开度变化进行调节时，应每两组相互配合使用，防止两 侧偏差太大。尽量少用或不用减温水调节，当采用减温水调节，再热蒸汽温度仍上升时，可 以采用事故喷水进行调节。 c)由于汽轮机侧运行工况的影响，而使再热蒸汽温度变化，应及时联系汽轮机值班员 调整，或者采用调节过热蒸汽温度的方法来达到调整再热蒸汽温度的目的。 6.4 汽包水位的调整 6.4.1锅炉运行中，要经常对照就地和低位各水位表 (计)，以确保水位表 (计)的准确 性 。 6.4.2水位发生变化时，应及时调整给水调整阀的开度和调速给水泵的转速。一般保持给 水调整阀的开度在40%-70%为宜。采用调速给水泵调节时，给水泵运行中最高转速应低 于额定转速10%，并应保持给水调整阀全开，以降低给水泵耗电量。 6.4.3 运行中给水压力过低，且不能满足锅炉负荷的需要时，应适当降低锅炉蒸汽压力， 以保持正常供水必需的压差。 6.4.4 备用给水泵或给水管 (有备用给水管时)应进行定期切换。 6.4.5 定期进行水位扰动和事故放水试验。给水调节阀应有良好调节特性，其漏流量一般 应不超过额定流量的5%。 6.5 运行中的维护 6.5.1监控主要参数 正常运行中应控制以下参数符合规定: a)锅炉蒸发量不准超过额定值; b)过热器出口蒸汽温度、压力应保持规定值; C)再热器出口蒸汽温度、压力应保持规定值; d)两侧蒸汽温差不大于201v，两侧烟气温差不大于40`C; e)排烟温度应达到设计值; f)受热面管壁最高温度不得超过金属材料允许最高温度; 9)保持适当的炉膛负压，以炉膛上部不向外冒烟为准; h)汽包水位保持0土30nim; 1)在额定负荷时空气预热器人、出口烟 (风)温度应达到设计值; J)炉膛出口氧量保持最佳值; k)燃油压力、油温、吹扫 (伴热)蒸汽压力和温度均应达到设计值。 6.5.2保持汽、水品质 6.5.2.1汽水品质指标参见附录A(标准的附录)，为了保持汽、水品质，必须及时对锅炉 进行连续排污和定期排污。 6.5.2.2 定期排污时应注意如下事项: a)开始排污时应缓慢进行，防止水冲击，当发生水冲击时，应立即关小排污阀，待消 失后缓慢开启排污阀进行排污; b)排污时必须单个回路进行，水冷壁和下降管不能同时进行排污，每个回路排污时间 不准超过0.5min; c)尽量在低负荷下排污，以提高排污效果; d)排污时应密切监视汽包水位变化，当运行不稳或事故时，立即停止排污; e)排污工作完成后，应复查排污阀关闭的严密性。 6.5.3保持受热面清洁 6.5.3.1锅炉吹灰时要保持燃烧稳定，适当增大炉膛负压，加强对过热蒸汽温度和再热蒸 汽温度的监视与调整。若结渣严重时，应做好防止掉大渣造成灭火的预想。 6.5.3.2 锅炉低负荷运行时，一般不宜吹灰，在锅炉发生事故时，应立即停止吹灰。 6.5.3.3 吹灰的间隔周期和方法应根据积灰情况具体规定。 6.5.3.4 经过检修后的吹灰器应进行冷态试验，其性能应良好，并达到备用状态。 6.5.3.5 吹灰器采用的吹灰介质(空气、蒸汽、水)质量、压力、温度应符合规定。 6.5.3.6 吹灰器的转动部分应按8.1中有关规定执行。程控装置应良好可靠。 6.5.4保持锅炉燃烧稳定 6.5.4.1运行中应根据煤种、负荷和其他运行工况的变化及时调整燃烧。 6.5.4.2 运行中应加强火焰的监视，保持炉内火焰稳定，并不能直接冲刷水冷壁。 6.5.4.3 严格控制燃烧器燃料量的增减速率。保持合理的风粉比。 6.5.4.4 发现燃烧不稳定应及时投人油燃烧器，不投人油燃烧器稳燃时，其最低极限负荷 应由试验决定。 6.5.4.5粉仓的粉位应保持有足够高度，防止给粉机煤粉自流。 6.5.4.6 煤粉细度每班至少化验一次，最佳煤粉细度应由试验确定，当缺少试验数据时， 细度选择值见表20 衰 2 不同淇种的撰粉细度选择值 % 煤 种 挥发分vim, 尺卯 无烟煤 <10 5-10 贫 煤 10-20 12一14 烟 煤 一 1。一45 12-35 褐 煤 一 40-50 一 40-60 6.5.4.7必须注意实际燃用煤的质量和特性，并应作为燃烧调整的应变措施。 6.5.4.8加强对储煤场和沪前煤的管理，每天应将燃煤的水分、灰分、挥发分、发热量化 验一次。当班运行人员应掌握燃用煤的特性，对不同的煤种应保持合理配比。 6.5.5 经济运行 6.5.5.1运行中应设法保持各项参数处于最佳值，以提高机组效率。 6.5.5.2保持最佳过量空气系数，降低排烟温度。 6.5.5.3降低飞灰可燃物，每班至少化验一次。 6.5.5.4减少锅炉漏风，锅炉各部漏风系数一般规定如下: 炉膛<0.05，水平烟道<0.03，预热器后烟道 (每IOM) <0.01，电除尘器<0.03，其 他除尘器<0.050 6.5.5.5 优化辅机运行方式，降低厂用电。在两台风机 (送、吸风机)并列运行时，其出 力应保持平衡，风机人口挡板保持在40%以上开度为宜。低负荷时可采用低速或单侧运行。 6.5.5.6 为杜绝各疏水阀、排污阀和排汽阀内外漏现象，降低补水率，当疏水箱内水位超 过12时，水质需经化验，合格后才可以回收。 6.5.6 锅炉安全阀 6.5.6.1 安全阀应进行定期排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期。脉冲安全阀 (有 电磁装置的)每月应进行一次静态动作试验，如发现不正常，应及时处理。 6.5.6.2 在运行中，安全阀启座与回座的压力应符合规定，否则及时处理。 6.5.6.3 当有安全阀动作不正常或因故解列停用时，锅炉应根据安全阀排汽量降低相应的 负荷。 6.5.6.4 在运行中冲量安全阀的疏水阀应上锁。其他型式安全阀也应采取相应措施，防止 人为误动。 6.5.7 灭火保护 6.5.7.1运行中的锅炉，必须保证灭火保护装置正常投入，不准解列，如出现故障，应限 期修复。 6.5.7.2灭火保护装置在运行中的维护工作: a)应保持装置及其外围设备完整、清洁; b)清扫火焰检测器及火焰监视器，应与炉内火焰对照，火焰显示应清晰，与实际相符; c)检查压力开关 (传感器)定值，吹扫脉冲管路及严密性试验; d)测定保护回路及电缆绝缘电阻; e)火焰检测器冷却风机联动试验，过滤器检查; f)油燃烧器和总燃油的关断阀的关闭严密性检查; g)在开环状态下检查各项定值及逻辑关系。 6.5.8 自动和程控装置 6.5.8.1 自动与程控装置在运行中均应投人，有异常时应及时解列处理。 6.5.8.2 自动与程控设备投人、运行和停止的有关操作，应按该装置的技术要求进行。 6.5.8.3 自动设备经检修后，在投运前应作变负荷或扰动试验.并有技术 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 锅炉机组停运 7.1 滑参数停炉 7.1.1在正常停炉时，一般采用滑参数停炉方式，停止中则应按滑参数停止曲线进行，参 见附录B(提示的附录)。 7.1.2 降温降压 7.1.2.1逐渐降低蒸汽温度和蒸汽压力，开大汽轮机的调节汽门。 7.1.2.2 当蒸汽压力降到9.0-IOMPa及汽温降到500℃时，汽轮机的调节汽门全开。 7.1.2.3 随着机组负荷的滑降逐渐相应地降低蒸汽温度和蒸汽压力。 7.1.2.4根据燃烧工况的稳定性，及时投油助燃。 7.1.2.5加强对汽包水位的监视与调整，采用定速泵时应及时切换给水管路。 7.1.2.6在减负荷过程中应平稳降低汽温，及时解列减温器。 7.1.2.7蒸汽压力降至2.OMPa以下、蒸汽温度为265℃时，汽轮机应解列。 7.1.3锅炉熄火 7.1.3.1锅炉熄火时，将汽包水位补至+300mm，开启省煤器再循环阀。汽包水位下降 时，应关闭再循环阀，及时补水。 7.1.3.2熄火后对炉膛通风结束后，立即关闭各烟道和风道挡板，停止吸风机，防止锅炉 急剧冷却。对燃煤炉通风不少于5min,燃油炉通风不少于1 Omina 7.1.3.3熄火后应开启再热器的向空排汽阀来烘干再热器。 7.1.3.4按8.4.3规定，停止回转式空气预热器运行。排烟温度低于60℃时停止湿式除尘 器。按8.6.3.2规定，及时停止电除尘器。 7.2 定参数停炉 7.2.1停炉时蒸汽参数变化范围较小，减负荷的方式按汽轮机要求进行。 7.2.2 其他要求 可按 7.1有羊要求讲行 n 7.2.3 熄火后半小时内再启动时，为尽量保持炉内热量，可不进行炉内通风，但在下次启 动前必须进行通风。 7.3停炉过程中的安全规定 7.3.1蒸汽温度下降速度不大于1 .5`C /min，并应具有50℃以上的过热度 7.3.2 汽包上、下壁温度差不大于50`C。 7.3.3 应根据具体情况，必要时应将自动切换为手动调整。 7.3.4煤燃烧器停止前应将一次风管管内煤粉吹净，油燃烧器应将内部积油吹净 (严禁向 无火焰的炉膛内吹扫)。 7.3.5锅炉熄火后，若过热器出口蒸汽压力高于2.0MPa，投人工、n级蒸汽旁路系统或 开启过热器向空排汽l0mino 7.4停炉后的冷却 7.4.1停炉后汽包及炉内、外承压部件应保持缓慢均匀地冷却，避免产生过大热应力和机 械应力，冷却方式一般分为正常冷却和快速冷却。 7.4.2 正常停炉备用或计划停炉时，应采用正常冷却方式。 7.4.2.1 正常停炉后要保持高水位，一般停炉6h后开启吸风机人口挡板及锅炉各人孔、检 查孔等，进行自然通风。停炉18h后可启动吸风机进行冷却。 7.4.2.2 当锅炉压力降到零，汽包下壁温度100℃以下时，可放掉锅水，若锅炉利用余热 烘干受热面时，在蒸汽压力降到0.5--0.8M7、时可进行带压放水。 7.4.3 快速冷却 停炉后需要尽快修复设备时，可根据设备情况采用快速冷却，如强制通风、快速降压、 加强换水等。在有条件的情况下推荐采用保持汽包满水位的方法，并与其他方式配合，可取 得良好的冷却效果。 7.4.4 冷却一般规定: 无论采用哪种方式冷却，都应控制汽包上、下壁温差不大于50r-，并监视锅炉其他承 压部件膨胀指示值，如在冷却中有异常，应减慢冷却速度。 7.5 锅炉的保养 7.5.1锅炉的防腐 7.5.1.1锅炉在停用期间，为防止受热面等部件的金属腐蚀，减少锅炉设备的寿命损耗， 一般采用对系统内部进行密封或干燥等措施以达到防腐的目的。 7.5.1.2 锅炉需要长期备用时，应采用湿法防腐。即经化验合格的蒸汽或水充满汽、水系 统，并保持一定压力，将缓蚀剂加人整个系统内部，系统保持严密，防止空气漏人。在室温 较低时应做好防冻措施。 7.5.1.3 锅炉需要检修时，可采用干燥法防腐。一般在蒸汽压力降至0.5--0.8MPa时，放 掉锅水。利用炉内的余热烘干锅炉承压部件内部。 7.5.2 锅炉清洗 7.5.2.1为了清除汽水系统内积盐、结垢和沉淀物，必须根据化学监督要求对锅炉进行清 洗。 7.5.2.2为了保证过热器管不致因为内壁积聚盐垢和沉淀物发生爆管事故，必须对过热器 定期进行反冲洗。一般在每次大修时进行，或根据化学监督要求在小修时进行。反冲洗要点 如下 : a)锅炉本体承压部件检修完毕，并验收合格; b)汽、水系统各表计，如压力表、流量表、水面计齐全好用; 。)上水的水质合格，冲洗过程中尽量保持较大的冲洗水量; d)一般用事故放水控制汽包水位，禁止汽包起压，必要时可开启定期排污放水阀放水; e)反冲洗合格标准以水质化验合格为依据，结束后将冲洗系统恢复正常，环境温度低 时，应做好防冻措施。 7.5.2.3 锅炉汽水系统化学清洗的要求按SD135-1986《火力发电厂锅炉化学清洗导则》 规定执行 8 主要辅助设备 8.1 转动机械 8.1.1 启动条件 新安装和经过大小修后的转动机械，在锅炉整套启动前，均应进行各项检查，并达到下 列各项条件: a)现场清洁，照明充足。 b)联轴器结合良好，保护罩完整，紧固螺丝无松动。 c)轴承油位计完整，刻度正确，油质合格，油量充足。采用强制润滑时，润滑油系统 油压、油温符合规定，油箱油位在 12以上。 d)轴承、电动机、油系统的冷却装置良好，冷却水量充足，回水畅通。电动机用空气 冷却时，通风设备良好，通风道无堵塞现象。 e)采用润滑脂润滑的滚动轴承，对转速在 1500r/min以下转动机械，其装油量不多于 整个轴承室容积的2/3;对1500r/min以上的机械，不宜多于120 f)电动机接地线良好，绝缘合格，事故按钮完整。 9)各风门、挡板的传动机械，远方开关试验合格，处于启动前的状态。 h)各仪表保护和程控装置齐全、完整。 8.1.2 试运行 8.1.2.1确认旋转方向正确。 8.1.2.2 新安装的转动机械，启动后连续时间不少于8h，大、小修后的转动机械不少于 30mino 8.1.2.3 转动机械启动后逐渐增加负荷达到额定，电动机电流不应超过额定值。风机(包 括风扇磨煤机)试转时应保持炉膛负压，不应带负荷启动。对泵类转动机械，不应在空负荷 下启动和运行。 8.1.2.4给粉机、给煤机、螺旋输粉机不应带负荷试转，要预先将入口进料插板关闭严密。 8.1.2.5初次启动钢球磨煤机时，大罐内不应加钢球，试转正常后方可加钢球。 8.1.2.6 中速磨煤机要带负荷进行启动试验。 8.1.3运行中的要求 8.1.3.1无异音、摩擦和撞击。 8.1.3.2轴承温度极限值按制造厂规定执行。若无规定时，滚动轴承温度不超过801r，滑 动轴承温度不超过70C o 8.1.3.3 轴承振动值，按制造厂规定，无规定时，振动值见表30 124 额定转速7/nun 振动值 ”盯 表3 轴 承 振 动 值 7500.12卜10000.10 15000.085 1500以 上 8.1.3.4 窜轴值不超过4mmo 8.1.3.5 各处无漏油、漏粉、漏灰、漏水、漏风等现象，冷却水温度、润滑油系统的油温、 油压不应超过规定值。 8.1.3.6 电动机在运行中的要求应符合 (82)水电生字第24号《发电厂厂用电动机运行规 程》第三章规定。 8.1.4事故停用的一般规定 当转动机械在运行中，发生下列情况之一时，应立即停止运行: a)发生人生事故，无法脱险时; b)发生强烈振动，危及设备安全运行时; c)轴承温度急剧升高或超过规定时; d)电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时; e)转动机械的转子与外壳发生严重摩擦和撞击时; f)发生火灾或被水淹时。 8.2 制粉系统 8.2.1 启动 8.2.1.1 检修后的制粉系统在启动前应达到下列各项条件: a)、制粉系统中的转动机械启动条件按8.1.1进行; b)拉合闸、事故按钮、连锁和保护装置、油压联动、各风门挡板开关等各项试验符合 要求; c)设备和管道内外无积粉和易燃物品; d)锁气器完整，动作灵活; e)制粉系统的防爆门、灭火装置完整齐全; f)各风门及热工仪表应符合启动前的要求。 8.2.1.2 启动的一般安全措施: a)在切换风源时要保持锅炉负压和燃烧稳定; b}进行暖管时，温升要缓慢均匀; c)排粉机启动后，要缓慢开启人口挡板，以防一次风压突然增大，导致炉膛变正压或 爆燃; d)严格控制磨煤机出口温度在规定值内; e}当发现有积粉自燃时，应停止启动; f)不允许同时启动两台磨煤机; 9)汽温、汽压、水位、燃烧均应稳定; h)禁止进行锅炉吹灰、打渣、定期除灰和排污工作。 8.2.2 运行中的基本任务 8.2.2.1连续地供给锅炉燃烧所需要的煤粉，保持燃烧稳定。 8.2.2.2 在煤质发生变化时，能保持合格的煤粉细度和水分。 8.2.2.3 维持正常的风温与风压。 8.2.2.4 保持最佳出力.降低制粉电耗。 8.2.3 运行中的监控 8.2.3.1制粉系统各设备运行无异常。 8.2.3.2转动机械按8.1.3规定执行。 8.2.3.3 保持给煤机均匀给煤 (中间储仓式)，粉仓的粉位不低于3m, 8.2.3.4 煤粉细度规定见表20 8.2.3.5煤粉水分规定见表40 8.2.3.6 保持制粉系统各部风压、气粉混合物温度正常，磨煤机出u温度见表5 表a 煤 粉水 分值 % 煤 种 煤 粉 水 分 无烟煤和贫煤 不限 烟 煤 不小于固有水分的 50 褐煤和油页岩 不小于固有水分 干 燥 介 质 壑 种 磨煤机出口温度值 } 中间储仓式 直吹式 无烟煤 不受限制 ??? ? ??? ??? ?? ?? ? ? ? ? ? ? ]月空气干燥 用空气和烟气混合 90AO 170140 ? ? ? ? 8.2.4 运行中的调整 8.2.4.1 中间储仓式制粉系统出力不直接受锅炉运行的影响，出力的调整通过磨煤出力、 千燥出力、通风出力的协调配合来实现，运行中应保持在最佳出力下运行。 8.2.4.2 直吹式制粉系统出力与锅炉负荷及燃烧的需要有直接关系，出力的调整是在保证 燃烧稳定的基础上，通过改变给煤量、通风量来实现，要求制粉系统在最佳工况下运行。 8.2.4.3 中间储仓式煤粉细度的调整，可以通过变更制粉系统的通风量及调整粗粉分离器 折向挡板开度实现。 8.2.4.4 直吹式制粉系统的煤粉细度调整，可以通过改变分离器的折向挡板位置或旋转分 离器转速实现。 8.2.5 运行中的维护 8.2.5.1降低制粉电耗，在保证合格的煤粉细度的条件下，应尽可能使制粉系统保持在最 大出力下运行。 8.2.5.2运行中应作下列性能试验; a)中间储仓式系统的试验，包括钢球装载量、分离器性能、磨煤机出力特性的试验; b)中速磨系统的试验，包括冷态风量调平、分离器性能、加载压力、磨煤机出力特性 及煤粉分配性能的试验; c)风扇磨系统的试验，包括纯空气通风特性、分离器性能、磨煤机出力性能的试验。 8.2.5.3 运行中钢球磨煤机应定期补加钢球 (吨煤钢球消耗量应通过试验决定) 8.2.5.4运行中应减少漏风，漏风系数不应超过的数值见表6a 襄6 制粉系统泊风案伪推称佰 中储式 用干热风干燥 0.10 用于热风和炉烟干燥 0.12 直吹式 0.04 8.2.6制粉系统的停止 8.2.6.1大、小修和长时间备用的锅炉，停止制粉系统时，要求将原煤斗的煤用完。停炉 时间如超过72h,应将煤粉用完。 8.2.6.2 中储式制粉系统停止时: a)应逐渐降低磨煤机人日温度，随着磨煤机人口温度的下降相应减少给煤量，停止给 煤机; b)确认磨煤机内煤粉抽净 (在特殊情况下可以先放出回粉管锁气器积粉)后，再停止 磨煤机; c)切换风路 (倒风)，保持一次风压稳定; d)停炉后禁止将煤粉仓的积粉送人燃烧室。 8.2.6.3 风扇式磨煤机制粉系统停止时: 给煤机停止后要放掉锁气器内积粉，将煤粉抽净、关闭冷热风门及烟风挡板后，停止磨 煤机，停用轴封。 8.2.6.4 中速磨煤机制粉系统停止时: 停止磨煤机后，全开冷风门，保持一次风压，吹扫5min，然后停止一次风机，关闭一 次风机人口挡板和磨煤机一次风粉出口挡板。 8.2.7 预防制粉系统爆炸 8.2.7.1严格控制磨煤机的出口温度，出口温度的规定见表50 8.2.7.2 对停用的磨煤机，应将系统内煤粉抽净。 8.2.7.3锅炉停用时间较长时，将煤粉仓内煤粉烧净。 8.2.7.4 紧急停止的磨煤机 (未抽粉)在启动时，应确认无煤粉自燃后，先通风10min以 上，方可启动 (如果炉内无火焰，则禁止通风)。 8.2.7.5 经常检查来煤与煤质情况，防止磨煤机断煤。 8.2.7.6保持煤粉细度和水分在规定范围内。 8.2.7.7 消除煤粉仓漏风，按时降粉。 8.2.7.8 防止外来火源，及时消除运行中制粉系统内的煤粉自燃。 8.2.7.， 当采用烟气干燥系统时，控制干燥介质含氧量在规定范围内。 8.2.7.10 中速磨煤机，在启停过程中，应用蒸汽进行吹扫 (如炉内无火焰，则禁止吹 扫)。 8.3 燃油系统 8.3.1检修后的燃油系统管道，应进行工作压力1.25倍的水压试验，并合格 8.3.2 系统进油前，应利用蒸汽吹扫燃油管道和每个油燃烧器，严禁向无火焰的燃烧室吹 扫存油 8.3.3 投人燃油管道拌热后，将燃油送人母管，进行循环。 8.3.4 运行中保持燃油温度、燃油压力、拌热蒸汽温度和压力在规定范围内。 8.3.5保证锅炉用油量，并有一定余度，油燃烧器应雾化良好。 8.3.6 系统停用后，要将管道内积油吹净。在吹扫时要避免燃料油进人吹扫的蒸汽中。 8.4 回转式空气预热器 8.4.1 启动 8.4.1.1 经检修后的回转式空气预热器，启动前应进行以下工作: a)各人孔门关闭严密，密封装置完整，间隙合格。超越 (激力)离合器和减速箱正 常。 b)润滑油系统及其冷却水量运行正常; c)校验油泵低油压连锁装置; d)冷态下进行漏风试验; e)吹灰器退至停止位置; f)水清洗装置已隔离; 9)灭火装置完好。 8.4.1.2启动时，先启动盘车装置，检查驱动和传动部件无卡涩、撞击现象，停止盘车。 8.4.1.3 启动主电动机运行，投人盘车装置的自启动连锁。投人间隙自动控制装置。 8.4.2运行维护 8.4.2.1保持电动机电流正常，空气预热器内无异音及摩擦，减速机、离合器、注油器冷 却水量均正常，进、出口烟气温度和出口热风温度在正常范围内。 8.4.2.2为防止出口受热元件的低温腐蚀，应及时投人暖风器加热。 8.4.2.3 保持空气预热器受热面的清洁，运行中应根据空气预热器阻力变化及时进行吹灰。 停炉前也应进行吹灰。 8.4.3 停止 锅炉停炉后，预热器应继续运转，直至排烟温度低于80℃时停止。 8.5 除渣装置 8.5.1启动前的检查 8.5.1.1渣井内部的耐火砖、各种喷嘴、各种孔门及气动装置齐全完好，渣沟畅通，水封 投人。 8.5.1.2捞渣机 (碎渣机)的各转动部件完整，盘车灵活，轴承和减速机变速箱内油质良 好，油量足够。传动装置和附属装置完好。 8.5.2 运行 8.5.2.1 运行中除渣装置应正常，其转动机械应按8.1.3执行。 8.5.2.2采用变速的捞渣机，在启动时应将速度调节放在最低位置。 8.5.2.3 当发现大块焦渣时，应设法打碎，防止损坏除渣设备。定期除渣的锅炉，应根据 煤质结渣情况确定除渣时间。 8.5.3 停止 锅炉停炉后，要将冷灰斗内灰渣捞净后方可停止除渣设备。 8.6 电除尘器 8.6.1 启动 8.6.1.1 电除尘器启动前，应使电除尘器的设备达到备用。 128 8.6.1.2对电气、热工自动及连锁保护装置等设备进行全面检查，并经试运行合格。 8.6.1.3锅炉点火前12-24h启动放电极绝缘子室、放电极振打瓷轴室及灰斗的加热装置。 8.6.1.4锅炉点火前2h启动各振打装置，并置于连续振打位置，适时投入卸灰系统。 8.6.1.5锅炉全烧煤或煤油混烧，排烟温度达到110℃以上时，均可投人高压整流装置。 8.6.2 运行维护 8.6.2.1运行中应监视高压整流器控制柜、集控盘的表计和指示灯有无异常。 8.6.2.2 电除尘器电压、电流和各加热点温度在正常范围内，低压配电室设备无过热现 象。 8.6.2.3定期检查振打装置、卸灰装置及蒸汽加热系统。除灰系统运行应正常。 8.6.2.4 电除尘器的本体及各孔门等处密封良好。 8.6.2.5监视灰斗灰位，整流变压器等的油位、油温、油色。 8.6.2.6大小修后的电除尘器投运正常后应进行负载特性试验，作业伏安特性曲线，达到 最佳运行状态。 8.6.2.7大修及新投运半年以上的电除尘器应进行除尘效率、本体漏风及阻力测定。 8.6.3 停止 8.6.3.1 在锅炉低负荷全投油运行或煤油混烧排烟温度降到100℃以下时，电除尘器高压 整流装置均应停止运行。锅炉发生灭火时也应停止其运行。 8.6.3.2锡力熄火后，在电除尘器内的烟气全部排出后，方可停止吸风机。同时要求集电 极、放电极振打装置应投人连续振打位置，振打2一3h后停止。 8.6.3.3振打装置停止后，仍应继续排灰，直到灰斗排空时，停止卸灰系统运行，停止放 电极绝缘子室、放电极振打瓷轴室及灰斗的加热装置。 9 事故分析与处理 9.1 事故处理的一般原则 9.1.1发生事故时运行人员应迅速、果断、准确地按现场规程规定处理，如无法恢复正常 运行，应停炉处理。 9.1.2紧急停炉时，必须立即切断供给炉内的所有燃料，具体操作内容及步骤应在现场规 程中规定。 9.1.3请示停炉时，发现故障后立即请示停炉，并改变相应运行方式，设法阻止或减慢故 障的扩大，达到紧急停炉规定时，应立即停炉。 9.2事故停炉 9.2.1 紧急停炉 遇有下列情况之一时，应立即停炉: a)锅炉汽包水位正、负数值达到制造厂家规定的紧急停炉的数值; b)锅炉所有水位表 (计)损坏; c)汽水管道发生爆破，威胁人身设备安全; d)锅炉尾部发生再燃烧; e)所有吸风机、送风机或回转空气预热器停止运行; f)再热蒸汽中断; 9)锅炉压力升高到安全阀启座压力，而所有安全阀拒动; h)炉膛或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏; 1)锅炉灭火; J)锅炉机组范围发生火灾，直接威胁锅炉安全; k)受热面管爆破不能维持正常汽包水位。 9.2.2 请示停炉 遇有下列情况之一时应请示停炉: 。)锅水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效; b)锅炉承压部件泄漏无法消除; c)锅炉严重结渣、堵灰，无法维持正常运行; d)安全阀动作后无法使其回座; e)受热面金属壁温严重超温，经多方调整无效; f)汽包低位水位计全部损坏。 9.3 锅炉水位事故 9.3.1 原因 9.3.1.1 自动给水调整机构失灵，给水调整阀、给水泵调速装置故障 9.3.1.2 水位表 (计)不准，使运行人员误判断。 9.3.1.3 给水压力骤变。 9.3.1.4 锅炉汽压骤变。 9.3.1.5 锅炉给水、排污系统，省煤器、水冷壁严重泄漏。 9.3.1.6 热工仪表电源消失，运行人员失去监控手段。 9.3.1.7 锅水质量不合格、含盐量过大、排污不及时、锅水处理不符合规定、负荷增加过 快及汽水分离装置损坏，是造成汽水共腾的主要原因。 9.3.2 现象 9.3.2.1水位报警器发出信号，各水位表 (计)指示偏离正常值。 9.3.2.2满水时水位表 (计)正值增大，给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时蒸汽温 度急剧下降，蒸汽管道内发生水冲击，蒸汽含盐量增加。 9.3.2.3 缺水时水位表(计)负值增大，给水流量不正常地小于蒸汽流量 (水冷壁、省煤 器爆破相反)，严重时过热蒸汽温度升高，汽温自动调节装置投人时，减温水流量增大。 9.3.2.4 汽水共腾时，汽包水位发生剧烈波动，各水位计指示摆动，低位水位表 (计)看 不清水位，燕汽温度急剧下降，严重时蒸汽管道内发生水冲击，饱和蒸汽含盐量增大。 9.3.3 预防 9.3.3.1运行中对各种水位表 (计)要经常对照水位，发现水位不准或设备有缺陷时，应 及时消除，保持水位表 (计)正确，水位保护及报警装置可靠。 9.3.3.2 严密监视给水压力、给水流量的变化，控制给水流量和蒸汽流量相适应。 9.3.