240吨循环流化床锅炉运行规程(HX240/9.82—II2)

来源: 本站 作者: admin 发布时间: 2019-04-11 08:25:07 浏览次数: 937

第一章 HX240/9.82II2锅炉设计规范及结构特点

1. 锅炉主要设计参数

1.1 锅炉主要参数

锅炉主要参数

额定蒸发量

t/h

240

过热蒸汽压力

MPa

9.82

过热蒸汽温度

540

给水温度

215

锅炉效率

%

90

锅炉主要尺寸

炉膛宽度(两侧水冷壁管子中心线间距离)

mm

11125.2

炉膛深度(前后水冷壁中心线间距离)

mm

5638.8

锅筒中心线标高

mm

41380

锅炉宽度

mm

24200

锅炉深度

mm

25250

1.2 点火方式

1.2.10#轻柴油(GB252-87)作燃料、床下点火。

1.2.1点火及助燃用油:

1)油种:0#轻柴油(GB252-87一级品)

2)恩氏粘度(20℃时)             1.21.67OE

3)灰份                         0.025%

4)水份                         痕迹

5)机械杂质                    

6)凝固点                         0

7)闭口闪点                    不低于 65

8)低位发热值             3977641868 kJ/kg

9)硫                           0.2 %

1010%蒸发物残炭                0.4%

1.3 锅炉给水品质要求

1.3.1锅炉给水品质满足GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》的规定。要求能够完全满足喷水减温的需要。

1.3.2锅炉正常连续排污率1.0(额定工况)

1.3.3锅炉给水质量标准:

1)总硬度    2 μmol/L

2)氧        7 μg/L

3)铁        30 μg/L

4)铜        5 g/L

5)二氧化硅  保证蒸汽二氧化硅符合标准(≤20μg/kg

6)油        <1.0 mg/L

7PH     8.8~9.3

8)联氨     10~50 μg/L

1.4 运行条件

1)锅炉运行方式:带基本负荷并可调峰。

2)物料制备:煤系统采用两级破碎方案。

3)给水调节:机组配置电动给水泵,给水操作台设主路调节阀,旁路调节阀。

4)锅炉在投产后的第一年内年等效可用小时数要求大于6500小时,以后每年运行小时数要求大于7500小时。

1.5 通风方式

1.5.1本锅炉采用平衡通风,压力平衡点位于炉膛出口(旋风分离器进口)处。

2. 锅炉整套布置及系统

2.1 锅炉整体布置

2.1.1本锅炉为单汽包、自然循环、循环流化床燃烧方式,运转层以上紧身封闭。

2.1.2锅炉由一个膜式水冷壁炉膛,两台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。

2.1.3炉膛内布置有屏式受热面:四片屏式过热器管屏和四片水冷蒸发屏。锅炉共设有四台给煤装置并预留有脱硝口,给煤装置全部置于炉前,在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室,水冷风室后布置风道点火器,风道点火器一共有两台,其中各布置有一个高能点火油燃烧器。风室底部布置有3根φ219排渣管。

2.1.4炉膛与尾部竖井之间,布置有两台汽冷式旋风分离器,其下部各布置一台“J形”阀回料器。在尾部竖井中从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器、省煤器和卧式空气预热器。过热器系统中设有两级喷水减温器。

2.1.5锅炉整体呈左右对称布置,支吊在锅炉钢架上。

2.1.6锅炉钢架为两侧带副柱的空间桁架。

2.2 汽水流程

2.2.1锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽冷式旋风分离器、HRA包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器、安全阀管段及连接管道。

2.2.2锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱,逆流向上经过水平布置的省煤器管组进入省煤器出口集箱,通过省煤器引出管从锅筒封头进入锅筒。在启动阶段没有给水流入锅筒时,省煤器再循环系统可以将锅水从锅筒引至省煤器进口集箱,防止省煤器管子内的水静滞汽化。

2.2.3 HX240/9.82—II2型循环流化床锅炉为自然循环锅炉。锅炉的水循环采用集中供水,分散引入、引出的方式。给水引入锅筒水空间,并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷蒸发屏进口集箱。锅水在向上流经炉膛水冷壁、水冷蒸发屏的过程中被加热成为汽水混合物,经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。水冷蒸发屏与单独的分散下水管和汽水引出管组成独立的回路,确保水循环的安全与可靠。被分离出来的水重新进入锅筒水空间,并进行再循环,被分离出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。

2.2.4饱和蒸汽从锅筒引出后,由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱,下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器下集箱,上行冷却分离器筒体之后,由连接管从分离器上集箱引至尾部竖井前包墙上集箱,依次流经包墙前墙、两侧墙、后墙后汇集到低过进口集箱并对低温过热器管组进行冷却,然后从锅炉两侧引到炉内的屏式过热器,然后再返回到尾部竖井中的高温过热器,最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱单侧引出。

2.2.5过热器系统采取调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段,整个过热器系统共布置有两级喷水。一级减温器(左右各一台)布置在低过出口至屏过入口管道上,作为粗调;二级减温器(左右各一台)位于屏过与高过之间的连接管道上,作为细调。以上两级喷水减温器均可通过调节左右侧的喷水量,以达到消除左右两侧汽温偏差的目的。

2.3 烟风系统

2.3.1循环流化床锅炉内物料的循环是依靠送风机和引风机提供的动能来启动和维持的。

2.3.2从一次风机出来的空气分成三路送入炉膛:第一路,经一次风空气预热器加热后的热风进入炉膛底部的水冷等压风室,通过布置在布风板上的风帽使床料流化,并形成向上通过炉膛的气固两相流;第二路,经一次风空气预热器加热后的热风用于炉前气力播煤;第三路,一部分未经预热的冷一次风作为给煤皮带的密封用风。

2.3.3从二次风机鼓出的燃烧空气二次风经空气预热器加热后经炉膛前后墙的二次风箱分级送入炉膛。

2.3.4烟气及其携带的固体粒子离开炉膛,通过布置在水冷壁后墙上的分离器进口烟道进入旋风分离器,在分离器里分离下来的固体颗粒通过下面的立管和“J形”阀送回炉膛形成物料循环,另一部分烟气流则通过旋风分离器中心筒引出,由分离器出口烟道引至尾部竖井烟道,从前包墙上部的烟窗进入并向下流动,冲刷布置其中的水平对流受热面管组,将热量传递给受热面,而后烟气流经管式空气预热器进入除尘器,最后,由引风机抽进烟囱,排入大气。

2.3.5 J形”阀回料器的回料风由压缩空气提供。

2.3.6锅炉采用平衡通风,压力平衡点位于炉膛出口。

2.4 物料循环系统

2.4.1锅炉冷态启动时,在流化床内加装启动物料后,首先启动风道点火器,在点火风道中将燃烧空气加热至890℃后,通过水冷式布风板送入流化床,启动物料被加热。床温上升到450℃以上并维持稳定后,被破碎成010mm的煤粒开始分别由四台给煤装置从前墙送入炉膛下部的密相区内。

2.4.2燃烧空气分为一、二次风,分别由炉底和前后左右侧墙送入。B-MCR工况下正常运行时,占总风量45%的一次风,作为一次燃烧用风和床内物料的流化介质送入燃烧室,二次风在炉高方向上分两层布置,以保证提供给煤粒足够的燃烧用空气并参与燃烧调整;同时,分级布置的二次风在炉内能够营造出局部的还原性气氛,从而抑制燃料中的氮氧化,降低氮氧化物NOX的生成。

2.4.3880℃左右的床温下,空气与燃料在密相区炉膛充分混合,煤粒着火燃烧释放出部分热量,未燃尽的煤粒被烟气携带进入炉膛上部稀相区内进一步燃烧,

2.4.4燃烧产生的烟气携带大量床料经炉顶转向,通过位于后墙水冷壁上部的两个烟气出口,分别进入两个汽冷式旋风分离器进行气—固分离。分离后含少量飞灰的干净烟气由分离器中心筒引出通过前包墙拉稀管进入尾部竖井,对布置在其中的高、低温过热器、省煤器及空气预热器放热,到锅炉尾部出口时,烟温已降至140℃左右。被分离器捕集下来的灰,通过分离器下部的立管和“J形”阀回料器送回炉膛实现循环燃烧。

2.4.5水冷风室底部设有3个排渣口,通过排渣量大小的控制,使床层压降维持在合理范围以内,以保证锅炉良好的运行状态。

2.5给煤及排渣系统

2.5.1锅炉给煤系统采用前墙集中布置,炉前配备有四台风力播煤装置。

2.5.2在“J形”阀回料器上还布置有启动用床料补充入口。

2.5.3锅炉的排渣采用固定式排渣(底排渣)

2.6 膨胀系统

2.6.1根据锅炉结构布置及吊挂、支承系统,整台锅炉共设置了八个膨胀中心(或称膨胀零点):炉膛后墙中心线、旋风分离器的中心线(两个)、“J形”阀回料器支座中心(两个)、HRA前墙中心线和空气预热器支座中心(两个)。各膨胀系统通过限位、导向装置使其以各自的中心为零点向外膨胀,热膨胀导向装置还可将风和地震的水平荷载传递至钢结构。

锅炉的炉膛水冷壁、旋风分离器及尾部包墙全部悬吊在顶板上,由上向下膨胀;炉膛左右方向通过刚性梁的限位装置使其以锅炉中心线为零点向两侧膨胀;尾部受热面则通过刚性梁的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀。回料器和空气预热器均以自已的支承面为基准向上膨胀, 前、后和左、右为对称膨胀。

2.6.2炉膛和分离器壁温虽然较为均匀,但考虑到锅炉的密封和运行的可靠性,两者之间采用非金属膨胀节相接;回料器与炉膛和分离器温差大,材质不同,故而单独支撑于构架上,用金属膨胀节与炉膛回料口和分离器锥段出口相连,隔离相互间的胀差。分离器出口烟道与尾部竖井间胀差也较大,且尺寸庞大,故采用非金属膨胀节,确保连接的可靠性,吊挂的对流竖井与支撑的空气预热器间因胀差较大,故采用非金属膨胀节。

2.6.3所有穿墙管束均与该处管屏之间或封焊密封固定,或通过膨胀节形成柔性密封,以适应热膨胀和变负荷的要求。

2.6.4除汽包吊点、水冷壁前墙吊点、水冷壁及蒸发管屏上集箱、饱和蒸气引出管、旋风分离器及其出口烟道、包墙上集箱和后包墙吊点为刚性吊架外,蒸汽系统的其它集箱和连接管为弹吊或通过夹紧、支撑、限位装置固定在相应的水冷壁和包墙管屏上。

锅炉本体布置有膨胀指示器。

2.7 吹灰系统

2.7.1锅炉配有蒸汽吹灰系统,以保持传热面清洁。因为炉膛温度低于灰熔点,故只有对流区需要吹灰器。与本锅炉配用的吹灰器,既能满足程控自动吹灰的需要,又可切换为手动就地操作。锅炉稳定运行过程中,当吹灰器投用后,锅炉对流受热面管子上无明显积灰。

2.7.2吹灰器的具体布置、具体使用及详细情况见吹灰器厂家提供的使用说明。

3. 锅炉主要设备部件

3.1 省煤器

3.1.1省煤器布置在锅炉尾部烟道内,由三个水平管组组成,管子规格为�4220G光管, 沿宽度方向共有113片,管子横向节距85,纵向节距84,双圈绕顺列布置。

3.1.2省煤器管子采用常规防磨保护措施:省煤器管组入口与四周墙壁间装设防止烟气偏流的均流板,每个管组前排管子加装防磨盖板。

3.1.3给水从省煤器进口集箱引入,流经省煤器管组,最后从省煤器出口集箱端部通过连接管从锅筒右封头引入锅筒。

3.2 锅筒和锅筒内部设备

3.2.1锅筒位于炉前顶部,横跨炉宽方向。锅筒起着锅炉蒸发回路的贮水器的功用,在它内部装有分离设备以及加药管,给水分配管和排污管。锅筒内径为1600mm,筒身直段长7.5m(不包括球形封头)。其内部设备主要有:

1)卧式汽水分离器---52只,两排平行布置。

2)干燥箱--W”型立式波形板干燥箱,共20只。

3)给水分配管--给水管单端引入锅筒,用三通接出两根沿锅筒长度的多孔管分配水。

4)连续排污管--为多孔管,在锅筒中部用三通汇成单根后由一端引出。

5)加药管--与汽包等长,在其底部开有小孔。特殊的化学物质,通常为磷酸三钠经外部化学品供給系统的泵进入锅筒,并与炉水在锅筒中彻底混合,以实现所要求的化学控制指标。

6)沿整个锅筒直段上都装有弧形挡板,在锅筒下半部形成一个夹套空间。从水冷壁汽水引出管来的汽水混合物进入此夹套,再进入卧式汽水分离器进行一次分离,蒸汽经中心导筒进入上部空间,进入干燥箱,水则贴壁通过排水口和钢丝网进入锅筒底部。钢丝网减弱排水的动能并让所夹带的蒸汽向汽空间逸出。蒸汽在干燥箱内完成二次分离。由于蒸汽进入干燥箱的流速低,而且汽流方向经多次突变,蒸汽携带的水滴能较好地粘附在波形板的表面上。并靠重力流入锅筒的下部。经过二次分离的蒸汽流入集汽室,并经锅筒顶部的蒸汽连接管引出。

7)分离出来的水进入锅筒水空间,通过防漩装置进入集中下水管,参与下一次循环。

锅筒水位控制关系到锅炉的安全运行,因此,这里必须对锅炉的几个水位作一说明。

8)由于锅筒是静设备组合,如卧式分离器、百叶窗分离器等,这些设备操作员都不能直接操作。操作员只能调节给水泵或给水调节阀,控制汽包水位来影响锅炉运行。本锅炉正常水位在锅筒中心线下76mm处,高于或低于此水位的长期运行将影响分离器的性能,进一步影响把干蒸汽送到过热器,蒸汽夹带的水份会导致固体杂质沉积在过热器管壁和汽轮机叶片上,对工厂的安全经济运行产生重大影响。故DCS和操作员应经常监视锅筒水位。高水位引起卧式分离器内水泛滥,降低汽水分离能力。如果锅筒水位高于正常水位的125mm(最高安全水位或高警报水位),DCS发出警报;如果高于200mm(最最高水位或高水位跳闸),锅炉自动停炉。低水位时卧式分离器无法工作,湿蒸汽离开汽包进入过热器系统。如果锅筒水位低于正常水位的200mm(最低安全水位或低警报水位),DCS发出警报;如果低于280mm(最最低水位或低水位跳闸),锅炉自动停炉。锅筒设置有两套电接点水位计和四套平衡容器作指示报警和保护。

3.3 锅炉炉膛

3.3.1锅炉燃烧室、汽冷式旋风分离器和“J形”阀组成的固体颗粒主回路是循环流化床锅炉的心脏。燃烧室由水冷壁前墙、后墙、两侧墙构成,宽11125.2mm,深5638.8mm, 分为风室水冷壁、水冷壁下部组件、水冷壁上部组件、水冷壁中部组件、水冷蒸发屏。

3.3.2一次风由一次风机(PA)产生,通过一次风道进入燃烧室底部的水冷风室。风室底部是后墙管拉稀形成,是�51的水冷壁管加扁钢组成的膜式壁结构,加上两侧水冷壁就构成了水冷风室。水冷风室内壁设置有较薄的耐火、绝热材料层,以满足锅炉启动时870℃左右的高温烟气冲刷的需要。水冷布风板、耐火层把水冷风室和燃烧室相连。布风板由�63.5的内螺纹管加扁钢焊接而成,扁钢上设置有密度很大的钟罩式风帽,其用途是让一次风均匀流化床料,同时把较大颗粒及入炉杂物排向出渣口。布风板标高为5500mm

3.3.3锅炉整个炉膛从结构上分为上、下部分,下部纵向剖面由前、后墙水冷壁与水平面相交角度为78°而成为梯形。水冷壁前墙、后墙和两侧墙的管子节距均为76.2mm,规格为�51。燃烧主要在下燃烧室,即水冷壁下部组件。在这里床料最密集且运动最激烈,燃烧所需的全部风和燃料都由该部分输送到燃烧室内。除了一次风由布风板进入燃烧室外,在炉膛的前后墙还布置有成排的二次风口,可灵活调节上下层二次风风量。

3.3.4锅炉炉膛下部前墙分别设置了四个给煤口。用于测量床料温度和压力的测量元件也都安装在这一区域中。来自旋风分离器的再循环床料通过立管和“J形”阀回到燃烧室底部。

3.3.5穿过锅炉前水冷壁,在燃烧室内插入一个单独的水循环回路--水冷蒸发屏,从而增加了传热面,水离开锅筒通过两根分散下降管到水冷蒸发屏。蒸发屏管路穿过水冷壁前墙,向上转折后,穿过燃烧室顶部回到锅筒。这个增加的水循环回路在炉膛中有四个平行的流程,即有四片水冷蒸发屏,与炉膛内四片屏式过热器管屏均匀布置,减小了热偏差。

3.3.6锅炉燃烧室的中部、上部由膜式水冷壁组成,在此,热量由烟气、床料传给水,使其部分蒸发。在炉膛顶部,前墙向炉后弯曲形成炉顶,管子与前墙水冷壁出口集箱在炉后相连。前、后墙出口集箱数量均为一个,标高同为37826。侧墙出口集箱标高为37426

3.3.7为了防止受热面管子磨损,在下部密相区的水冷壁、炉膛上部烟气出口附近的后墙、两侧墙和顶棚以及炉膛开孔区域、炉膛内屏式受热面倾斜及转弯段等处均敷设有耐磨材料,其厚度均为距管子外表面25mm。耐磨材料均采用销钉固定。

3.3.8确保各种工况下水循环安全可靠,从锅筒用2�406.4的集中下水管、2�273的分散下水管和24�133的下水连接管将锅水送至各个回路。下水连接管两侧墙各布置有4根,前后墙各布置8根。

3.3.9上层二次风单侧为6个,下层二次风口单侧为5个。

3.3.10集中下水管及下水连接管布置图见附图五。

3.4 旋风分离器

3.4.1锅炉布置有两个旋风分离器进口烟道,将炉膛的后墙烟气出口与旋风分离器连接,并形成了气密的烟气通道。

3.4.2旋风分离器进口烟道由汽冷膜式壁包覆而成,内敷耐磨材料,上下集箱各一个。旋风分离器进口烟道共有36根管子,每侧有18根,管子为Φ5720G规格,进、出口集箱规格均为Φ273。蒸汽自旋风分离器进口烟道下集箱由四根Φ133×10的管子传递至旋风分离器下部环形集箱,蒸汽通过旋风分离器管屏的管子以平行方式向上流至上部环形集箱,该集箱通过连接管与尾部前包墙上集箱相连。

3.4.3旋风分离器上半部分为圆柱形,下半部分为锥形。烟气出口为圆筒形钢板件,形成一个端部敞开的圆柱体, 长度几乎伸至旋风分离器圆柱体一半位置。细颗粒和烟气先旋转下流至圆柱体的底部,而后向上流动离开旋风分离器。粗颗粒落入直接与J型回料器相连接的立管。

3.4.4旋风分离器为膜式包墙过热器结构,其顶部与底部均与环形集箱相连,墙壁管子在顶部向内弯曲,使得在旋风分离器管子和烟气出口圆筒之间形成密封结构。

3.4.5旋风分离器由�42的管子组成,上、下环形集箱的规格为¢273

3.4.6旋风分离器内表面敷设防磨材料,其厚度距管子外表面35mm

3.4.7旋风分离器中心筒规格为¢2539,由高温高强度、抗腐蚀、耐磨损的RA-253MA钢板卷制而成。

3.5 锅炉尾部受热面

3.5.1锅炉尾部对流烟道断面为9674.2mm(宽)×3600mm(深),烟道上部由膜式包墙过热器组成,包墙底部标高30790,此标高以下竖井烟道四面由钢板包覆。尾部对流烟道内布置有空气预热器、省煤器、初级过热器和高温过热器水平管组。

3.5.2锅炉包墙过热器四面墙均由进口及出口集箱相连,在包墙过热器前墙上部烟气进口处,管子拉稀使节距由95mm增大为285mm形成进口烟气通道;后墙管其上部向前墙方向弯曲形成尾部竖井顶棚,前墙和后墙管子规格为¢42,前墙入口烟窗吊挂管¢63.5的管子;两侧墙管子规格为Φ51的组成。除了前包墙上、下集箱及初级过热器进口集箱规格为¢273外,其余包墙过热器集箱均为¢219

3.6 锅炉低温过热器

3.6.1锅炉低温过热器位于尾部对流竖井烟道中。低温过热器由两组沿炉体宽度方向布置的101片双绕水平管圈组成,顺列、逆流布置,管子规格为¢42

3.6.2低温过热器采取常规的防磨保护措施,每组低过管组入口与四周墙壁间装设防止烟气偏流的阻流板,每组低过管组前排管子迎风面采用防磨盖板。

3.6.3在竖井烟道后墙垂直刚性梁上布置有�273的低温过热器出口集箱。

3.7 锅炉一级减温器

3.7.1从低温过热器出口集箱至位于炉膛前墙的屏式过热器进口集箱之间的蒸汽连接管道上装设有一级喷水减温器。其内部设有喷管和混合套筒。混合套筒装在喷管的下游处, 用以保护减温器筒身免受热冲击。减温水管路上装有温度流量测量装置以测量进入减温器的喷水量和减温器前后的温度。

3.8 锅炉屏式过热器

3.8.1屏式过热器共四片,布置在炉膛上部靠近炉膛前墙,过热器为膜式结构,管子节距63.5mm,每片共有29根¢4212Cr1MoVG管,在屏式过热器下部设置有耐磨材料,整个屏式过热器自下向上膨胀。

3.8.2炉膛上部布置有¢325的屏式过热器出口集箱。

3.9 锅炉二级减温器

3.9.1从屏式过热器出口集箱至位于尾部对流竖井后墙的高温过热器进口集箱之间的蒸汽连接管道上装设有二级喷水减温器。过热蒸汽温度在二级喷水减温器中进一步得以调整。二级减温器的结构与一级减温器基本上是相同的。筒体规格为¢325

3.10 锅炉高温过热器

3.10.1蒸汽从二级喷水减温器出来经连接管引入布置在尾部烟道上部的高温过热器进口集箱。

3.10.2高温过热器管束通过省煤器吊挂管悬挂于尾部烟道内的上部,蒸汽从炉外的高温过热器进口集箱的两端引入,与烟气呈逆向流动冲刷高温过热器管束后进入高温过热器出口集箱,再从出口集箱的左侧单端引出。

3.10.3高温过热器为¢42双绕蛇形管束,管束沿宽度方向布置有101片。

3.11 锅炉空气预热器

3.11.1空气预热器采用卧式顺列三回程布置,空气在管内流动,烟气在管外流动,位于尾部竖井下方。

3.11.2每个回程大管箱上部两排、左右两侧各两排管子使用规格为¢57×3,其余管子均使用规格为¢57×2,沿烟气流向前两个回程管箱采用材质为Q215-A.F,最后一个回程全部管箱采用材质为Q310GNHA的耐腐蚀考登钢钢管。

3.11.3各级管组管间横向节距为85mm,纵向节距为80mm,每个管箱空气侧之间通过连通箱连接。一、二次风由各自独立的风机从管内分别通过各自的通道,被管外流过的烟气所加热。一、二次风管组沿炉宽方向分开布置。

3.11.4烟气和空气呈交叉布置,出口风温约为235℃。

3.12J形”阀回料器

3.12.1汽冷式旋风分离器分离的床料和灰向下流经衬有耐火材料的回料立管排出到“J”形阀。“J形”阀回料器共两台,对应布置在每台旋风分离器的下方,支撑在构架梁上。3.12.2分离器与回料器间、回料器与下部炉膛间均为柔性膨胀节连接。回料器有两个关键功能:使再循环床料从旋风分离器连续稳定地回到炉膛;提供旋风分离器的负压和下燃烧室正压之间的密封。分离器的静压非常接近大气压,而燃烧室回料点由于一次风和二次风,压力非常高,故必须提供实现它们之间的密封,否则,燃烧室烟气将回流到分离器。“J形”阀通过分离器底部出口的物料在立管中建立的料位,来实现这个目的。“J形”阀回料器的松动风回料风由压缩空气提供,“J形”阀风通过底部风箱及立管上的四层充气口进入回料器,每层充气管路都有自己的风量测点,给出准确流量,并由手动和电动调节阀分配风量,实现定量送风。在立管上设有压力测点,实现对压差的监控。“J形”阀上方还布置有启动物料的补充入口。“J形”阀回料器下部设置了事故排渣口,用于检修及紧急情况下的排渣,未纳入排渣系统。

3.12.3 J形”阀回料器和回料立管由钢板卷制而成,内侧敷设有防磨、绝热层,内径为¢1060

3.13 固定式排渣管

3.1.3.1在炉膛下部布风板上设置有3个固定式排渣口¢219,采用底排渣的优点在于运行安全可靠,操作简单,方便。其中两侧的两个排渣口下设有冷渣器,炉膛中心线的排渣口为事故排渣口。

3.14 气力播煤装置

3.1.4.1在炉膛前墙下部沿宽度方向均匀布置有四台气力播煤装置。燃料从料仓进入输煤皮带后,靠重力落入风力播煤装置。播煤装置下部布置四股播煤风将燃料吹送入炉膛进行燃烧。

3.14.2给煤槽头部内壁由06Cr18Ni11Ti不锈钢板拼接而成。

3.15 点火装置

3.15.1锅炉设置有两台床下风道点火器。

3.15.2在炉膛水冷风室前一次风道内布置有两台床下风道点火器。总热容量按15%B-MCR的总输入热设计,负荷调节比为1:4

3.15.3锅炉点火方式为床下点火。床下风道点火器在点火时,能迅速将床温加热至600�C左右确保点火的可靠性。燃烧器配有高能点火装置。

3.16耐火耐磨材料

3.16.1耐火耐磨材料对于确保锅炉的安全、可靠运行极为重要。

3.16.2锅炉的一些部分不是由压力部件构成,也未被循环水或蒸汽冷却,而暴露在高温环境中,并且接触高速流动的烟气。如板结构的“J形”阀回料器、分离器出口烟道。在这些无热传导的区域内部都设有三层耐火耐磨材料,其中最靠近外层金属板的是保温层,第二层是绝热层,第三层是耐磨层。

3.16.3对于压力部件防磨损而设计的耐磨耐火材料同时还具有低绝热的特性,这样,锅炉的热传导就不会受到影响。这种耐磨耐火材料覆盖层主要使用在燃烧室及汽冷式旋风分离器。在燃烧室的密相区,床料与填加的燃料混和,并被流化,其中较小的颗粒被上升气流带走,较重的颗粒则落回到布风板面上,这里的颗粒有很强的磨损性,因此耐火材料的覆盖范围就从布风板开始,一直延伸到燃烧室中垂直壁处。在炉膛开孔处、密相区与稀相区交界处,床料微粒流向的不均匀性也会造成磨损,对这些地方,通过覆盖有耐磨材料来达到防磨的目的。烟气向炉膛出口汇集时,其携带的不定向颗粒不可避免的会对该处造成一定程度的磨损,因此在出口附近管子的两侧,上部和下部都有耐火材料保护层。在过热屏与蒸发屏底部弯曲并与烟气的流动方向垂直的部位,磨损更为严重,这个区域也覆盖有耐磨材料。

3.17 锅炉构架

3.17.1本锅炉构架为焊接型钢结构,按全炉紧身封闭布置设计。有8根主柱。柱脚在-1000mm标高处,通过钢筋与基础相连,柱与柱之间有横梁和垂直支撑,以承受锅炉本体及由于风和地震引起的荷载。

3.17.2锅炉的主要受压件(如锅筒、炉膛水冷壁、旋风分离器、尾部竖井烟道等)均由吊杆悬挂于顶板上,而其它部件如空气预热器、回料器等均采用支撑结构支撑在横梁或地面上。

4. 锅炉主要性能参数

炉主要性能参数

参数名称

 

数据值

 锅炉设计热效率(低位)

%

90

 喷水比例

%

4.8

 冷风温度

27

 热风温度

238

 过量空气系数

/

1.27

 锅炉出口烟气量

Nm3/h

271.4×103

 燃煤量

t/h

36.5

 煤粒度

mm

0~10, d50=1.5

 

880

 炉膛平均温度

870

 炉膛出口烟温

860

 分离器出口烟温

860

 过热器出口烟温

519.9

 省煤器出口烟温

293.6

 预热器出口烟温

140

 

5. 锅炉主要部件水容积参数

部件名称

水压试验时 (m3)

运行时 (m3)

 锅筒

16.2

8.2

 水冷壁

43.66

43.66

 旋风分离器(包括进口烟道)

10.4

0

 过热器

23.7

0

 省煤器

35.6

35.6

 总计

129.6

87.46

: 水冷壁容积包括了集中下水管,下水连接管和集箱的容积。旋风分离器、过热器和省煤器均包括其所属的集箱和连接管。

 

第二章锅炉主要辅助设备及技术规范

设备名称

   

   

   

型  号

Y6-29NO31.5F

台  数

2

 

风  压

Pa

9708

 

风  量

m3/h

135614

 

制造厂家

重庆鼓风机厂

介质温度

135

 

电动机

型  号

 

TYPE560-6-7

功  率

kW

1000

 

电  压

V

6000

 

电  流

A

122

 

转  速

r/min

960

 

制造厂家

重庆赛力盟电机有限公司

 

 

型  号

G6-39№19.5F

台  数

1

 

风  压

Pa

10356

 

风  量

m3/h

144200

 

制造厂家

重通集团

介质温度

20

 

   

YKK  500-4

   

KW

900

 

   

V

6000

 

   

A

104.9

 

   

r/min

1489

 

制造厂家

湘电集团有限公司

 

型号

G6-2924F

台数

1

 

风压

Pa

16056

 

   

m3/h

152448

 

制造厂家

重通集团

介质温度

20

 

   

YKK-560-4

   

KW

1400  KW

 

   

V

6000

 

   

A

160.6

 

   

r/min

1491

 

制造厂家

湘电集团有限公司

 

 

 

 

 

 

   

L52WD

罗茨鼓风机

   

2

 

   

Pa

57120

 

   

m3/min

23.4

 

制造厂家

川鼓公司

介质温度

20

 

电动机

型号

Y2-225M-4

功率

kW

45

 

电压

V

380

 

电流

A

85

 

转速

r/min

1480

 

制造厂家

重庆赛力盟

驱动电动机

   

Y100L2-4

JGC-30   B=500mm

L1=12120mm L2=12039mm

4

   

KW

3

 

   

V

200/380Y

 

   

A

11.2/6.8

 

   

r/min

1420

 

制造厂家

徐州三原电力

清扫电动机

   

 

DM90L4

 

   

KW

1.1

 

   

V

200/380Y

 

   

A

2.75/4.76

 

   

r/min

1400

 

制造厂家

绍兴市万鹏机电有限公司

 

 

 

 

 

 

 

   

TYPELGT-10-5650

   

2

 

许用水压

MPa

2.7

 

输送能力

t/h

07.5

 

物料进口温度

0C

900

 

物料出口温度

0C

100

 

物料粒度

mm

20

 

冷却水量

t/h

050

 

生产厂家

青岛久泰电力设备有限公司

 

   

YVP132M2-6

   

KW

5.5

 

   

V

380

 

   

A

13

 

   

2

 

   

r/min

960

 

制造厂家

山东开元电机有限公司

   

LD-350X18

   

1

 

输送能力

t/h

5-20

 

链斗宽度

mm

350

 

生产厂家

青岛松灵电力环保设备有限公司

 

   

 

YVF2-132M-4

   

KW

7.5

 

   

V

380

 

   

A

15

 

   

1

 

制造厂家

国茂减速机有限公司

   

ZBT-300X26

   

2

 

料斗宽度

mm

300

 

输送能力

t/h

10

 

   

kg

11352

 

生产厂家

青岛松灵电力环保设备有限公司

   

ZBT400×25

   

KW

7.5

 

   

V

380

 
                 

 

第三章锅炉设备检修后检查和试验

1. 检修后检查

   锅炉机组在新安装或检修后,运行人员应对设备进行全面检查。

1.1 锅炉内部检查

1.1.1 燃烧室、旋风筒、烟道、风道、风室、汽包等内部检查证实无人,清洁无杂物。

1.1.2 各受热面完整无损且无结焦、积灰现象。

1.1.3 燃烧室(包括风室)、旋风分离器、返料阀的耐磨耐火材料应无明显裂纹及起壳现象。

布风板、冷渣器和返料阀内无杂物。

1.1.4 风帽无堵塞、损坏。

1.1.5 燃料给煤口、返料口不应有断裂现象,二次风喷嘴应完好,无结焦。

1.2 锅炉外部检查

1.2.1 检修用的脚手架及其它材料、工具和垃圾应全部清除干净。

1.2.2 锅炉各防爆门应完整无损。

1.2.3 炉顶和运转层各通道、地面及运行层周围清洁无杂物。

1.2.4 各部照明应完好,事故照明可靠。

1.2.5 平台、楼梯、围栏、盖板应完整,符合安规要求。

1.2.6 各处挡板、连杆应灵活好用,各部销子牢固,铭牌及开关指示齐全、准确、明显。

1.2.7 各吹灰设备配套齐全,经试运无故障。

1.2.8 锅炉设备附近的消防用具完好且有足够数量。

1.2.9 各膨胀指示器应完整,指示正确,刻度清楚,能够自由膨胀。

1.2.10 锅炉机组内的支吊完好,管道保温完整,炉墙及各烟风道完整严密无裂缝。

1.2.11 一、二次风机及引风机风门挡板在关闭位置,流化风机风门挡板在开位置。

1.2.12 盘面清洁,DCS各种指示与实际相符。

1.2.13 通讯设备、联系信号、常用工具、表格记录本齐全。

1.2.14 所有检修工作票注销。

1.2.15 安全门正常投入,检查排气管连接牢固。

1.2.16 点火操作票已填写完毕。

1.3 汽水系统检查

1.3.1 检查各汽水系统阀门的法兰、大盖螺丝应坚固,无松动,保持完好,盘根应有足够的压紧余缝,手轮完整,固定牢固,阀杆洁净,无弯曲及锈蚀现象,开关灵活。

1.3.2 各放水门、疏水门、及空气门应完好并处于相应的位置。

1.3.3 汽包人孔门完整无松动,各承压部件无泄漏现象。检修时加装的堵板应拆除。

1.3.4 DCS上试开各电动门,开关应灵活,连杆牢固、限位开关正确,开关方向正确,开度指示与现场相符。

1.4 汽包水位检查

1.4.1 汽水连通管畅通,保温良好。

1.4.2 水位计密封,刻度准确。

1.4.3 汽门、水门及放水阀严密不漏,开关灵活。

1.4.4 水位计照明充足。

1.4.5 工业电视与现场相符。

1.5 主要辅机检查

1.5.1 保护罩完整、牢固、靠背轮连接良好。

1.5.2 地脚螺丝应齐全、紧固,运行平台上无杂物,保持清洁。

1.5.3 轴承冷却水畅通无堵塞,水量充足。

1.5.4 轴承润滑油洁净,油位正常,无漏油。

1.5.5 事故按钮完整,好用。

1.5.6 各风机入口滤网应完整。

1.5.7 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。

1.5.8 风机挡板及执行机构动作灵活,开关方向正确,入口挡板应关闭严密。

1.5.9 电机绝缘合格,接地线完好,并送电备用。

1.5.10 辅机现场照明充足,环境整洁。

1.5.11 联系热工,确认一次元件完整良好,且与DCS联调完毕。

2. 转动机械的试运行

2.1 转动机械经过检修,须进行不少于30分钟的试运行,以验证其工作的可靠性。

2.2 确认转动机械及其电气设备检查完毕后,联系电气人员送上电源(动力电源)。

2.3 启动6KV的高压电机的转动机械,现场必须有专职人员监视。

2.4 转动机械试运行的程序:

2.4.1 启动风机,待电流正常后逐渐开启挡板,直至全开为止。(电流不得超过额定值,且无大幅度波动)

2.4.2 运转时,适当保持炉膛压力,完毕后,关闭风机挡板停止风机。

2.5 转动机械试运行应符合下列要求:

2.5.1 无异音,磨擦与撞击声。

2.5.2 转动方向正确。

2.5.3 轴承温度与轴承振动应符合要求。

2.5.4 轴承无漏油及甩油等现象。

2.5.5 挡板开度应与DCS上指示一致。

2.5.6 风机试运行后,应将运行结果及检查中所发现的问题记录在有关的记录本内。

2.5.7 转动机械的轴承振动值可参照下表:

额定转速   r/min

1500

1500

1000

750

振动值    um

50

85

100

120

 

3. DCS控制系统及画面控制点的检查

3.1 各风门档板应处于关闭状态,反馈值与实际值应相同。

3.2 各风机启动条件应满足。

3.3 各温度、压力等各测点无坏点指示,且指示值正确。

3.4 各温度、压力等无强制状态,如需强制应写明原因。

3.5 各种保护、联锁应投入,如解除应写明原因。

3.6 切换各种画面时,应快捷无死机现象。

3.7 要启动各风机及在开启截门时应检查是否在DCS位置。

3.8 各风门、截门的开关状态显示应正确,应不能显示有故障状态。

3.9 各风门、截门在启动前,如需投自动打至(A)位置;无需投自动打至手动(M)位置。

3.10 各报警值应及时正确。

 

第四章锅炉主要试验规定

1. 锅炉水压试验

1.1 锅炉大小修或局部承压部件检修后,须进行水压试验,压力为工作压力,以检查受热面,汽水管道及其阀门的严密性;特殊情况下经总工程师批准可做超压试验,超压试验一般每六年进行一次,试验压力为工作压力的1.25倍。

1.2 水压试验范围:

1.2.1 汽包及附件、人孔门、管座等。

1.2.2 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、水冷屏、省煤器及其进出口联箱、给水管、再循环管等。

1.2.3 蒸汽系统:饱和汽引出管、导流加速段包墙管及其进出口机箱、分离器及其上下环型集箱、尾部烟道各包墙管、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、减温器及主汽门前过热蒸汽管道。

1.2.4 锅炉范围内管道:一、二级减温水管、事故放水管、连排管、疏放水管、安全门、水位计(只参加常压试验)、压力表盘管、压力、温度取样等一次门前的管道及阀门。

1.3 准备工作:

1.3.1 在锅炉承压部件检修完毕,汽包、联箱的孔门封闭严密,汽水管道及其阀门附件连接完整,堵板拆除后进行。

1.3.2 锅炉在上水前,应详细检查锅炉承压部件的所有热机检修工作票已注销或撤销,检修负责人及运行人员应确认与试验设备有关处无人工作。

1.3.3 运行值班员应做以下工作:

1)通知检修人员将所有安全门锁定(做超水压试验)。

2)检查关闭锅炉所有疏、放水门、排污门、取样一次门、启动门及主蒸汽电动门、旁路门。

3)开启所有空气门,投入汽包就地水位计(超压试验时应解列)。

4)通知供水人员备足试验用水、并关闭化学取样二次门。

5)联系汽机开启电动主汽门前疏水门。

6)检查完毕、准备工作结束,汇报值长,开始锅炉上水。

1.4 锅炉水压试验的水符合如下要求:

1.4.1 上水必须是除盐水,上水温度一般3070

1.4.2 上水时汽包上下壁温差不超过50℃。

1.4.3 上水时间:夏季不少于2小时,冬季不少于4小时。

1.5 水压试验操作:

1.5.1 水压试验上水操作采用主给水旁路上水法,各空气门出水后关闭,当启动排汽阀出1.5.1.1操作步骤:

1)验证给水泵运行,验证给水管路压力正常。

2)开启小旁路一次门,缓慢开启二次门,以不超过0.3Mpa/min速度升压,(超压试验时,压力升至工作压力后,以不超过0.2Mpa/min的速度升压)当压力升至2MPa时应停止上水,经检查无明显缺陷,继续升压。

3)当汽包压力升至1020MPa时,关闭进水阀,通知有关人员进行全面检查,检查有无泄露和其他异常情况,并作好记录。

4)保持工作压力5min,做好详细记录。

5)待有关人员鉴定合格后,微开一个疏水门降压,降压速度<0.5MPa/min.

6)压力泄至零后,化验水质是否合格,开启空气门、疏水门、进行放水。水质合格,如几天内需开炉,放水至点火水位,否则,做好相应保养工作。

1.6 水压试验合格标准:

1.6.1 停止上水后(在给水门不漏的情况下)经5分钟压力下降不超过0102 MPa

1.6.2 承压部件无漏水、水珠、水雾和泄露痕迹。

1.6.3 承压部件无明显的残余变形现象。

1.7 水压试验注意事项。

1.7.1 水压试验时应有车间领导、技术员、检修人员参加。

1.7.2 水压试验须有专人监视压力,操作上水门。

1.7.3 水压试验时通讯、照明工具要齐全。

1.7.4 水压试验送水时,管理空气门及给水阀的人员不可擅自离开。

1.7.5 水压试验必须准备二块经校验的标准压力表。

1.7.7 上水前后,应记录膨胀指示二次。

1.7.8 水压试验工作应在周围气温高于50C时进行,必要时采取防冻措施。

1.7.9 锅炉运行超压水压试验时,不允许进行任何检查,应待压力降到工作压力后,方可进行检查。

第五章锅炉辅机的启动条件与启动操作

1. 风机的启动顺序:

   引风机→高压风机→一次风机→二次风机。

1.1 引风机的启动条件与启动操作

1.1.1 引风机的启动条件(各条件与):

1)无引风机跳闸条件存在;

2)引风机入口调节门开度小于5%

3)引风机出口门关闭;

4)引风机液偶反馈低于5%

5)引风机液偶出口油温不低于5℃;

6)引风机液偶出口油温不高于85℃;

7)引风机轴承温度不高于85℃;

8)引风机电机轴承温度不高于85℃;

9)电机绕组温度不高于85℃。

1.1.2 引风机的启动步骤:

1)引风机启动逻辑条件具备,稀油站运行正常。

2)检查引风机现场具备条件:如油位正常,油质合格,设备本身具备启动条件等。

3)向引风机发出启动指令。

4)确认引风机已经启动,电气仪表显示和温度、振动正常,无异音、异味发出。

5)根据炉膛负压和风量配比,合理控制引风量。

1.1.3 引风机的启动顺序:

1)启动引风机→60秒内开启出口门→-允许调整引风机入口调节挡板。

1.1.4 引风机的保护:

1MFT动作后延时15秒且炉膛压力低于-2489pa

2)引风机保护跳闸;

3)引风机液偶出油温度大于95度,延时3秒。(大于80℃报警)

4)引风机运行60秒后且出口门在关位;

5)风机前后轴承振动大于11mm/S,延时3秒。(大于8mm/s报警)。

6)引风机轴承温度大于95度,延时3秒。(大于70℃报警)

7)引风机电机轴承温度大于95度,延时3秒。(大于70℃报警)

8)电机绕组温度高于145度,延时3秒。(大于120℃报警)

1.1.5 联锁启动(A引风机为例):

1A引风机停止且B引风机运行,联锁关A引风机出口门;

2A引风机停止,且投入联锁,联启B引风机。

1.2 流化风机的启动条件与启动操作

1.2.1 流化风机的启动条件:

1)流化风机出口调节门在全开位置;

2)任一引风机运行。

1.2.2 流化风机的启动步骤:

1)流化风机启动的逻辑条件具备。

2)流化风机现场条件具备。

3)确认投运流化风机已经启动并正常运转(电气仪表显示和温度、油位、振动正常、无异音、异味)。

1.2.3 流化风机的启动顺序:

1)开流化风机出口调节门启动流化风机。

1.2.4 流化风机的保护:

1)事故按钮停止,风机跳闸。

1.2.5 联锁启动:

1)联锁投入,运行流化风机跳闸;

2)联锁投入,母管压力低于15KPa

1.3 一次风机的启动条件与启动操作

1.3.1 一次风机的启动条件(各条件与):

1)一次风机进口风门开度小于5%

2)任一高压流化风机运行;

3)任一引风机运行;

4)无一次风机保护跳闸条件;

5)入口风温不低于0℃;

6)一次风机轴承温度低于85℃;

7)电机绕组温度不高于85℃;

8)电机轴承温度不高于85℃。

1.3.2 一次风机的启动:

1)检查一次风机的启动逻辑条件均具备。

2)检查一次风机现场符合启动条件。

3)向一次风机发出启动指令。

4)检查一次风机已经运转,振动、油位、电气仪表显示正常,无异音、异味发出。

1.3.3 一次风机启动的顺序是:

1)启动逻辑条件均具备、一次风机现场符合启动条件→启动一次风机→允许调节一次风机入口门。

1.3.4 一次风机的保护:

1)两台引风机均跳闸;

2)风机前后轴承震动大于11mm/S延时3秒,(大于8mm/S报警)。

3)风机轴承温度大于95度,延时3秒。(大于70℃报警)。

4)电机轴承温度大于95度,延时3秒。(大于70℃报警)。

5)电机绕组温度大于145度,延时3秒(大于120℃报警)。

1.4 二次风机的启动条件与启动操作

1.4.1 一、二次风机的启动条件:

1)二次风进口风门开度小于5%

2)二次风机液偶位置反馈小于5%

3)任一高压流化风机运行;

4)任一引风机运行;

5)无二次风机跳闸条件存在;

6)入口风温不低于0℃;

7)二次风机轴承温度低于85℃;

8)二次风机液偶进 出口油温低于85℃;

9)电机绕组绕组温度不高于85℃;

10)电机轴承温度不高于85℃;

11)一次风机运行。

1.4.2 二次风机的启动:

1)风机启动前的逻辑条件均具备。

2)检查二次风机现场启动条件具备。

3)查轴承温度、油位正常。

4)向二次风机发出启动指令。

5)确认二次风机已经启动,查轴承振动、轴承温度、电气仪表显示正常,无异音、异味发出。

6)调节二次风机入口调节挡板,维持二次风量。

1.4.3 二次风机的启动顺序:

1)逻辑条件均具备、二次风机现场启动条件具备→启动二次风机-→允许调节二次风机入口挡板。

1.4.4 二次风机的保护(各条件或):

1)两台引风机均跳闸;

2)二次风机保护跳闸;

3)一次风机停止;

4)二次风机液偶出油温度大于95℃(延时3秒,大于80℃报警).

5)二次风机前后轴承震动大于11mm/S延时3秒;(大于8mm/S报警)。

6)二次风机轴承温度大于95℃,延时3秒。(大于70℃报警)。

7)电机轴承温度大于95℃,延时3秒。(大于70℃报警)。

8)电机绕组温度高于145℃,延时3秒(大于120℃报警)。

1.5 给煤机的启动条件与启动操作

1.5.1 给煤机启动的条件:

1.5.1.1启动前检查:

1)检查轴承齿轮箱等润滑正常。

2)检查设备各部分完好无损。

3)给煤机电机侧绝缘合格。

4)检查给煤机出口闸门全关。

5)选择给煤机远程操作方式。

6)检查燃料充足。

1.5.1.2启动许可条件:(与逻辑)

1)无给煤机跳闸条件;

2)出口门全开;

3)变频器输出小于5%

4)无报警信号;(断煤信号除外)

5)投给煤机条件。(1MFT2平均床温大于450℃)

1.5.2 给煤机的启动

1)保护逻辑和现场启动条件具备,确认密封风和播煤风投入。

2)发出启动称重给煤机的命令,并在最低转速。

3)确认启动成功,进行检查,准备投煤。

1.5.3 给煤机的保护:

1MFT

2)给煤机出口闸门关闭;

3)超温 120℃、堵煤停给煤机;

4)给煤机故障停机,关出入口门。

5)给煤机停运联锁关闭:

6)给煤机停运联锁关闭出口门。

1.6 冷渣器的启动与操作

1.6.1 冷渣器的启动条件:

1)无MFT

2)冷却水出口温度不高于80度;

3)冷却水流量不低于5T/h;

4)链斗输送机运行。

1.6.2 冷渣器的保护:

1)冷渣器冷却水流量低于5T/h;

2)冷渣器冷却水出水温度大于95度;

3)链斗输送机跳闸;

4MFT

1.6.3 冷渣器的启动顺序:

1)全开出水阀→打开进水阀→启动电动机→调整所需转速→给料。

1.6.4 冷渣器的停运顺序:

1)停止给料→排净料后转速为零切断电源→等30分钟后,关进水阀

1.6.5 运行注意事项及维护:

1.6.5.1注意事项:

1)停止冷渣器运行时,应排净冷渣器内的渣。

2)冷渣器投入运行时,必须先投冷却水,注意冷却水量不能小于5T/h,否则逻辑保护将切断电源停止运转,以防止出口水温过高而汽化。(注:千万不要断水,否则冷渣器将被烧坏)

3)当冷渣器有故障时,可解列其运行,用旁路放渣口放渣,并联系有关人员进行处理。

1.6.5.2运行维护:

1)减速机和各轴承部分应定期检查,加油或换油,当输送机运行三个月后,应全部更换减速机内的润滑油。

2)运行人员每班检查进料室密封圈、滚轮等是否工作正常,如有问题应及时消除。

3)运行人员巡回检查时应检查冷却水的密封情况,发现泄露应及时紧盘根或加密封填料。

第六章锅炉的启动

1. 锅炉启动前检查、准备与试验

1.1 锅炉启动前的检查(第三章第一节)

1.2 启动前准备:

1.2.1 检查锅炉有关工作票已签完结束,所做安全措施已恢复。

1.2.2 锅炉系统检查完毕,确认系统流程无误。

1.2.3 除尘器在锅炉启动4小时前投入灰斗加热装置。

1.3 锅炉启动前及并汽前的试验

1.3.1 锅炉主联锁保护试验:

1.3.1.1锅炉主联锁保护的一般要求:在电气和热工检修后,须进行锅炉主联锁检查与试验,检查合格、试验动作正常后方可投入运行。

1.3.1.2 满足下列条件之一,锅炉MFT动作:

1)引风机停止;

2)一次风机停止;

3)汽包水位低:低报警值-50mm;低低报警值-150mm,动作值-280mm延时3秒,(三取二)。

4)汽包水位高:高报警值50mm;高高报警值125mm,动作值200mm延时3秒,(三取二)。

5)锅炉床温高:低报值950℃;高报值980℃;动作值1020(2416)

6)锅炉床温低:低报值820℃;高报值780℃;动作值540℃(给煤机运行且无油枪投运)。

7)锅炉炉膛负压大于:低报值50Pa;高报值1500Pa;动作值2489Pa延时3秒。

 

8)锅炉炉膛负压小于:低报值-300Pa;高报值-1500Pa;动作值-2489Pa延时3秒(42)。

9)汽轮机ETS动作停炉;

10)流化风机两台跳闸延时15秒;

11)手动停炉;

12)一次风量小于最小流化风量50000Nm3/h

1.3.1.3 试验步骤:

1)将各动力开关打至试验位置;

2)手动跳各风机,试验锅炉主联锁;

3)或将上述要求的参数任意一项调整到MFT掉闸的参数,锅炉主联锁动作;

4MFT动作

5)关减温水所有门,(脉冲)。总管,左右一二级,调门切手动,硬:关总门。

6)保护关油阀,(进油,回油,1,2#油枪进油阀)。(软,硬)

7)停给煤机。(软,硬)

8)停冷渣机。(脉冲)

9)强制关吹灰气源减压站气动减压调门开度为0

1.4 冷态试验

1.4.1 锅炉空气动力场主要是指燃烧设备及炉膛内部的空气(包括空气携带的燃料)以及燃烧产物的流动方向和速度的分布特性等。锅炉正式投产前应进行烟风严密性试验、烟风系统联动调试及冷态空气动力场试验。通过试验检查设备及安装能否达到锅炉正常运行所需的空气动力场要求,为锅炉的首次点火创造条件,为以后锅炉的热态运行及燃烧调整提供依据。

1.3.2 试验项目主要有:

1)烟风严密性试验;

2)锅炉烟风系统联动调试;

3)风机性能试验;

4)风量测量和标定;

5)布风板阻力特性试验;

6)布风板均匀性试验;

7)料层阻力特性试验;

8)测定临界流化风量;

9)回料阀特性调整试验;

10)冷渣器冷态试验。

1.5 锅炉吹扫

1.5.1 每次冷态开炉或MFT动作后,必须进行吹扫,把可燃气体排除干净。

1.5.2 吹扫条件:

1)无MFT跳闸条件;

2)总风量大于30%(65000Nm3/h)

3)所有给煤机全停;

4)所有进油快关阀,油枪油阀全关;

5)任一引风机运行;

6)一次风机运行;

7)二次风机运行;

8)任一流化风机运行;

9)一次风量大于流化风量;(50000Nm3/h)

10)所有二次风调门开度大于50%

11)所有播煤风调门大于10%

12)汽包水位正常:-100mm~100mm

13)炉膛压力正常:-500Pa~500Pa

1.5.3 吹扫时间:5分钟。

1.5.4 当吹扫结束后,确认吹扫指示灯灭,炉膛准备灯亮。 

1.6 安全门调整与试验

1.6.1 检修过的安全阀,在锅炉并汽前应进行调整与试验,以确保安全门动作可靠。

1.6.2 安全门校验时,应由技术人员、安全员、检修人员、运行值班人员参加。

1.6.3 检验前应检查安全阀及其排汽管、消音装置完整。

1.6.4 保持锅炉压力稳定,并注意监视汽包水位和汽温的变化。

1.6.5 不参加检验的安全阀应锁定,待校验结束后复原。

1.6.6 升降压力主要通过调整燃烧来实现,必要时也可通过对空排汽,升压速度应缓慢。

1.6.7 若安全阀起座后无法回座,应按事故处理的有关规定处理。

1.6.8 校验后,检查安全阀无泄漏,并做好记录。

1.6.9 校验顺序:先调整校验动作压力较高的安全阀,再调整校验动作压力较低的安全阀。

1.6.10 附安全阀的调整值:(动作值、回座值,单位MPa

 

汽包控制安全阀(左侧)

汽包工作安全阀(右侧)

过热器安全阀

启座

回座

启座

回座

启座

回座

#3

设定值

11.55

 

11.8

 

10.31

 

实际值

11.4

9.9

11.5

10.1

10.31

9.5

 

1.7 做好相关专业的联系工作

1.7.1 联系燃料原煤仓上足煤;

1.7.2 通知电气、仪表、化水;

1.7.3 联系启动油泵,检查油压稳定正常(1.52.2MPa)。

2. 锅炉上水

2.1 锅炉启动前的检查,确认完毕后,可进行锅炉上水。

2.2 上水的水质、温度、时间要求:

2.2.1 上水必须是除盐水。

2.2.2 上水速度应均匀缓慢,控制汽包上、下壁温差最高不超过50℃;冷态启动时,上水温度不应超过70℃。

2.2.3 上水时间:夏季不少于2小时,冬季不少于4小时(从锅炉无水至正常启动水位)。

2.3 上水方法:

2.3.1 汇报值长,联系化学准备足够水量,并化验合格。

2.3.2 如炉内原有水,要进行化验,如不合格全部放掉。

2.3.3 关闭锅炉省煤器再循环门。

2.3.4 待汽机将给水压力提高后,开启锅炉给水旁路系统缓慢上水。

2.3.5 当汽包水位升至点火水位-50mm时,停止上水;开启省煤器再循环门。

2.3.6 上水结束后,应冲洗、校对水位计一次。

2.4 上水时注意事项:

2.4.1 上水过程中,必须专人监视水位,并检查汽包,联箱孔门及各阀门、法兰、堵头等是否有漏水现象。当发现漏水时,应停止上水,并联系检修进行处理。

2.4.2 上水过程中,若发现水击现象,应停止上水,待水击消除后,再继续上水。

2.4.3 上水完毕后,水位应稳定,若有突然上升或下降的不正常现象时,应查原因予以消除。

2.4.4 上水前、后,应记录各部膨胀指示二次。

3. 锅炉点火、升压、并炉

3.1 锅炉点火

3.1.1 依次启动引风机、流化风机、一次风机二次风机。

3.1.2 确认火检冷却风已投入。

3.1.3 启动燃烧器就地控制箱选择遥控操作方式,在DCS显示屏上将点火系统切至自动状态。

3.1.4 开启吹扫总阀。

3.1.5 调整点火总风量约为85000 Nm3/h.

3.1.6 允许投油的条件:(与)

1)供油压力(母管压力)大于1.5MPa

2)无燃油跳闸条件;

3)无OFT跳闸信号;

4)一次风量大于流化风量(50000Nm3/h)

5MFT已复位。

3.1.7 床下油枪点火操作:点火条件具备,油枪顺控。

1)在DCS上按点火启动开关→开吹扫阀23分钟→关吹扫阀→进点火枪→开点火器,同时开油阀→火焰检测器进行检测→检测到火焰→点火器发火结束,自动退点火枪。

2)检测不到火焰重做上一条。

3.1.8 现场操作员用肉眼观察火焰状况正常,检测各管路无泄漏,保持油压>最小值(1.5MPa)。

3.1.9 如点火失败,则重复执行油枪吹扫和启动燃烧器点火程序。

3.110控制油压增长速度,使床温稳定增长,当平均床温上升至450℃稳定时,用脉冲法投煤,当确认入炉煤着火后,正式投入给煤。根据床温情况加减给煤量。

3.1.11 调整点火风门及油枪油压,控制风室温度<900℃。

3.1.12 待床温上升到800850℃时,并趋于稳定时将油枪逐个退出运行,停油泵。

3.1.13 锅炉断油,燃烧稳定,床温正常,方可投入布袋除尘。

3.1.14 根据氧量及运行需要,适时调整二次风量。

3.1.15 调整给煤机转速、一二次风风压、风量,维持底料流化。使燃烧室微负压。维持床温在800-850℃,观察返料器工作是否正常,如不正常,查明原因予以消除。

3.2 锅炉升压操作

3.2.1 升压时间

1)锅炉在冷态启动时,从点火到并汽时间约为6小时。

3.2.2 升压操作及注意事项:

1)汽包压力达0.1—0.2MPa时,关闭汽包和过热器空气门,冲洗校对水位计一次,调整燃烧强度,控制床温增加速度最大为1500C/h

2)汽包压力达0.150.2MPa时,冲洗并校对水位计一次。

3)汽包压力达0.3MPa且过热蒸汽温度高于饱和蒸汽温度,应打开对空排汽阀。

4)当汽包压力达0.30.5MPa时,依次对水冷壁下集箱各点排污一次应使汽包水位不得低于最低水位,否则应适量补水。上水时应关闭省煤器再循环门。

5)汽包压力达0.5MPa以前,通知维修人员热紧有关法兰、螺丝;

6)汽包压力达1.0—1.2MPa时,冲洗并校对水位计一次,进行全面检查一次。

7)汽包压力达3.0—3.5MPa时,冲洗并校对水位计,各点排污一次,进行全面检查一次。

8)汽包压力达6.0MPa时,进行全面检查,做好并炉的准备工作。

9)根据升温、升压速度适当调节排汽开度,但要保证蒸汽流量>10MCR,使汽温与汽压同步升高。

10)根据汽温和过热器金属壁温情况投入一二级减温器。

 

第七章锅炉运行调整及控制

1.1 锅炉运行的调整任务

1.1.1 保持锅炉的蒸发量,满足汽机的需要。

1.1.2 保持正常的汽压与汽温。

1.1.3 均衡进水,并保持正常水位。

1.1.4 保证蒸汽品质合格。

1.1.5 保持燃烧良好,提高锅炉的经济性。

1.1.6 保证锅炉机组的安全运行。

1.1.7 控制排放,符合环保排放标准。

1.2 运行中的要求

1.2.1 值班人员应定期进行巡查,每小时一次。

1.2.2 根据DCS显示和有关数据进行多方面分析,及时发现异常情况。

1.2.3 保持尾部受热面的清洁,加强各部烟温、烟压以及床温的监测,并按规定及时进行除灰工作。

1.2.4 经常检查给煤系统,保证畅通不堵塞,发现问题及时处理。

1.2.5 定期检查冷渣器、输渣系统的工作情况,保证排渣畅通。

1.3 锅炉主要运行技术参数:    

   

    

    

    

1

主汽压力

MPa

9.0

±0.2

2

主汽温度

535

+10-5

3

主汽流量

t/h

240

 

4

汽包水位

mm

0

±50

5

给水温度

215

 

6

床温

900

±40

7

料层差压

KPa

6.07.5

 

8

炉膛差压

Pa

0~~1500

 

9

炉膛负压

Pa

100~-200

 

10

返料温度

850~~950

 

11

排烟温度

140

 

12

一二次风预热温度

222/238

 

13

烟气含氧量

%

4.5(炉膛出口)

 

14

排污率

%

2

 

1.4 锅炉水位调整

1.4.1 控制汽包水位0±50mm处,水位有轻微波动,DCS声光报警±50 mmMFT动作水位-280mm、+200mm,延时3s5S

1.4.2 给水自动或手动调整时,均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡,并尽量避免给水流量的骤增或骤减。

1.4.3 给水投入自动时,应经常监视水位表指示,当水位超过±50mm时,并继续增大时,应及时切换为手动调节,防止因监视不严造成锅炉缺满水。若主给水调节器自动失灵或调节门卡涩应立即调整负荷,投给水大旁路,控制住水位,并立即通知有关人员迅速修好。

1.4.4 在运行中,应检查汽包水位计外形完整,指示清晰,照明充足,无漏水漏汽现象,若水位线不波动或水位计模糊不清应及时清洗。

1.4.5 水位计的冲洗方法:

1)开启放水阀,冲洗汽管和水管

2)关水门,冲洗汽管

3)开水门,关汽门,冲洗水管

4)开汽门,关放水门恢复水位计运行

5)冲洗后,应与另一台水位计对照一致,且水位有轻微波动,否则应重新冲洗。

1.4.6 在启停炉、启停给水泵、定期排污、负荷波动较大及锅炉故障时,应加强水位监视,及时调整。

1.4.7 在运行中,应经常监视给水压力、给水温度,若压力、温度偏低,应联系汽机及时调整。

1.4.8 当锅炉低负荷运行时,汽包水位稍高于正常水位,以免负荷增大造成低水位,反之高负荷运行时应使汽包水位稍低于正常水位,以免负荷降低造成高水位。但上下变动的范围不应超过允许值。

2. 锅炉运行中汽温、汽压的调整

2.1 锅炉运行力求汽压、汽温稳定,应根据用汽量的要求及时调整锅炉负荷,随时增加或减少燃料量、送、引风量以及增减减温水量,不应骤增骤减。

2.2 当负荷波动过大或燃烧不稳定时,应密切注意汽温、汽压的变化,必要时可降低锅炉负荷或采取对空排汽的办法来稳定锅炉负荷和燃烧。

2.3 在负荷变化过大或自动操作失灵时,把锅炉主控制器从自动切至手动调节。

2.4 调整减温水应缓慢平稳(一级减温为粗调,二级减温为细调),正常运行减温水应投入自动,注意监视主汽温度控制在要求范围内,并使两侧温差不大于30℃。

2.5 在负荷变化大时,应加强对汽压、汽温的监视与调整。

3. 锅炉燃烧调整

3.1 炉床温度控制:

3.1.1 正常运行床温保持在900±40℃之间,过高容易结焦,过低容易灭火。

3.1.2 床温偏高时,增加一次风量,调节时要缓慢,避免大幅波动,若仍不能降低床温,则减少给煤量。

3.1.3 床温偏低时,减少一次风量,若仍不能提高床温,则增加给煤量,若床温降至700℃时应立即停炉,查明原因后再启动。

3.2 风室压力的控制一般控制在1050011500pa之间通过放渣来调整料层差压,放渣的原则是勤放、少放,最好连续放渣,杜绝大量放渣,致使料层差压变化过大,使燃烧不稳。

3.3 炉膛差压:正常运行中,控制在5001500Pa,调整返料灰量适应运行需要,炉膛差压通过放灰来控制。

3.4 运行中要加强返料器、床温的监视与控制,一般返料温度应保持在900℃左右,当返料温度升得太快时,应减少给煤量和负荷,查明原因后消除。

3.5 投入和调整一、二次风的原则是:一次风调整流化、炉床温度和料层差压,二次风控制总风量,运行时二次风压一般不小于6000Pa 。在一次风满足流化、炉温和料层差压需要的前提下,当总风量不足时,应随时增加二次风量,随着锅炉负荷的增加,二次风量逐渐增大,当达到额定蒸发量后,一、二次风的比例约为60%40%左右,正常运行时氧量在45%之间(以高过出口的氧量为准)。

3.6 增减负荷:增负荷时,应先加风,后加煤,加煤和加风应交替进行,减负荷时,先减煤后减风,采用“少量多次”的办法避免床温大幅波动。

3.7 运行中最低风量的控制:最低风量是保证和限制循环流化床低负荷运行的下限风量,风量过低就不能保证正常流化,时间稍长,就有结焦的危险,在冷炉点火时,不宜低于最低流化风量。

3.8 正常运行时,还应经常注意监视各部位的温度和阻力变化,烟气温度和阻力不正常应检查原因,采取措施消除并做好记录。

4. 锅炉吹灰

4.1 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。运行中必须经常进行吹灰。

4.2 吹灰的条件:

4.2.1 省煤器出口烟温比正常值增加16℃,需要吹灰。

4.2.2 停炉负荷降到50%MCR之前。

4.2.3 烟道各处阻力增大时

4.3 吹灰前的准备:

4.3.1 确认负荷超过50%MCR

4.3.2 吹灰前联系空压、脱硫并得到许可。

4.3.3 吹灰控制系统正常,并得到司炉同意。

4.4 遇到下列情况应停止吹灰:

4.4.1 锅炉运行不正常或燃烧不稳;

4.4.2 锅炉低负荷运行时;

4.4.3 吹灰系统故障或设备损坏时;

4.4.4 未得到司炉同意时。

 

第八章  锅炉的停炉及停炉后的保养

1. 停炉前的准备与停炉操作

1.1 停炉前的准备

1.1.1 班长将计划停炉时间,通知电气、汽机、化学、仪表、燃料值班人员。

1.1.2 对锅炉设备进行一次全面检查,做好设备缺陷记录。

1.1.3 各点定期排污一次,冲洗校对汽包水位计。

1.1.4 如锅炉进行大修,则应将煤仓燃料用完为止。

1.1.5 正常停炉时应关闭煤闸板,将给煤机中的煤烧完

1.2 停炉操作

1.2.1 通知有关值班人员,做好停炉准备。

1.2.2 解除相关自动和连锁,部分控制器切至手动。

1.2.3 以每分钟5%MCR速度降低负荷,逐渐减少给煤量和风量,注意汽温、汽压、流量的变化。

1.2.4 逐步减小返料风量、退出返料,降低负荷,当负荷降至50%MCR前,进行一次全面的吹灰程序。

1.2.5 检查各部温度,并保持降温速度,确保汽包上下壁温差不超过50℃。

1.2.6 当降负荷时,确保过热蒸汽温度高于饱和蒸汽温度。

1.2.7 当负荷降至10%MCR时,根据情况可开启过热器疏水或对空排汽门。

1.2.8 当床温降至700℃之前,停止给煤机、二次风机,当床温降至500℃时,停止一次风机,关闭入口挡板,当返料温度低于260度时,停高压风机、引风机,关闭其档板。

1.2.9 当汽温低于500℃时,关闭主汽门与系统解列,根据情况开启过热器疏水(以汽压不再上升为准,汽压不上升可关疏水),控制降压速度。

1.2.10 继续上水,维持汽包水位+100mm,停止给水时,开启省煤器再循环,关闭连续排污阀。

1.2.11 将炉内床料放至点火料层,停止冷渣器的运行。

1.2.12 停炉后,通知空压、脱硫脱硝人员,除尘、脱硫脱硝停止运行。

1.21.3 当汽包压力降至0.10.2MPa时,开启各空气门,如检修需进行放水,水温小于1200C方可排水,不能有水击现象。

1.2.14 全面检查,汇报值长,做好记录。

1.3 停炉后的工作

1.3.1 检查风室、返料器、炉膛、水平烟道、垂直烟道、床下燃烧器有无异常。

1.3.2 检查风室积灰情况,如积灰严重,必须清理干净。

1.3.3 检查各油枪头有无异常,并清洗各燃烧器油枪,达备用条件。

1.3.4 运行中发现的缺陷及时统计,通知检修人员及时处理。

1.3.5 返料器细灰温度达到150℃时,若检查需要可放掉细灰。

2. 停炉后的冷却与停炉后的保护

2.1 停炉后的冷却

2.1.1 正常停炉46小时内,严禁开启各风门、检查门、二次风门、一次风门、引风机挡板。

2.1.2 正常停炉8小时后,可开启各炉门、人孔检查门,进行自然通风冷却。

2.1.3 如果加速冷却,经领导批准,,10小时后可启动引风机,保持炉膛负压-0~-50MPa

2.1.4 如加强通风进行冷却,在冷却过程中,注意汽包壁温差最大不超过500C

2.1.5 若锅炉停用时间超过5天,应将床料排出,可回收粒子较小的床料,否则,不必将炉内床料排出。

2.1.6 停炉做热备用时,将锅炉密闭,尽量减少散热损失。

2.1.7 停炉后监视:

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。

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。

2.2 停炉后的保护

2.2.1 闷炉法:(用于短时间停炉)

1)当锅炉热停炉时,紧闭各孔门、风门及挡板减少热损失。

2)维持汽包正常水位。

3)压力靠自然冷却降低。

2.2.2 给水持压保护法:(用于30天内的冷备用炉)

1)在正常停炉2小时前,停止加药泵,并开大连续排污。

2)正常停炉后,关闭锅炉主汽门,进行换水,当压力降至2.0MPa,将炉水上满。

3)取样测定各部的溶解氧应小于0.01mg/L

4)防腐期间,严格控制锅炉水压力在2.03.0MPa之间。

5)锅炉上水水质应符合要求。

2.2.3 余热烘干法:(用于停炉检修)

1)锅炉停用时,进行承压部件检修或停用时间在一周内可采用余热烘干保养方法。

2)锅炉床层塌落后,关闭各风烟挡板和炉门同,紧闭烟风系统。

3)当汽包压力降至0.50.8MPa时,开启锅炉疏、放水门,尽快放尽锅内存水。

4)当汽包压力降至0.10.2MPa时,全开本体空气门。

2.2.4 锅炉充压防腐:

1)若停用时间在23天以内,可采用充压法。

2)停炉后自然降压(连续可暂不解列)。

3)当锅炉压力降至5.8MPa时,联系化学化验水质,若水质不合格应进行换水,待炉水合格后,关闭定排一、二次门及总门,解列连排。

4)压力在0.5MPa以前,炉水必须合格。

5)当锅炉压力0.5MPa以上,过热器管壁温度2000C以下时,可向炉内上水进行充压。

6)防腐压力一般保持在2.03.0MPa,最高不超过5.8MPa

7)因某种原因压力降至0.5MPa以下(压力到零)时,必须重新点火升压至4.0MPa后,按上述规定重新充压。

8)充压后做好记录,通知化学化验溶解氧。

2.2.5 停炉后的防冻。

1)冬季停炉后,必须监视锅炉各部温度,对存水设备必须注意,以免冻坏设备。

2)备用锅炉的各孔门及挡板应严密关闭,检修锅炉应有防止冷风侵入措施。

3)如锅炉有水且低于16℃,应进行上水和放水,放水应在各低点进行,必要时将水全部放掉。

4)锅炉检修或长时间备用,应通知检修车间将仪表导管内的积水排净。

5)辅机设备轴承冷却水水门应稍开,使水流动。

3. 锅炉压火及热态启动

3.1 一般规定

3.1.1 当锅炉异常停炉后,床温在650℃及以上时,可不经吹扫,直接点火。

3.1.2 当床温在650℃以下时,必须重新吹扫后启动锅炉。

3.2 正常压火

3.2.1 解列必要的锅炉联锁及自动。

3.2.2 逐步减负荷至最小值。

3.2.3 床温930950℃,停止燃料给料,关主汽门,开过热器疏水。

3.2.4 在氧量增加到满负荷正常值的两倍时,按次序逐台停用所有风机,关闭所有风机入口挡板和风量控制挡板。

3.2.5 停止给水后开启省煤器再循环门,关闭锅炉汽水系统各疏水门。

3.2.6 压火后注意汽压汽温和水位变化,保持汽压。如过热器壁温过高,可开启过热器疏水或开启对空排气门。

3.2.7 停用锅炉冷渣器。

3.2.8 关闭锅炉汽水系统疏水门,控制过热汽压力。

3.3 注意事项

3.3.1 风机停用前,必须使氧量增加到满负荷正常值的两倍,并且氧量还有上升趋势,以防炉内结焦。

3.3.2 停炉前12小时内注意汽包压力,若锅炉压力有上升趋势,可开启对空排气门。

3.3.3 注意保持汽包水位在正常运行水位。

3.3.4 如过热器壁温超温,也可开启对空排气门。

4. 锅炉再启动

4.1 按正常点火程序顺序启动各风机。

4.2 若因MFT闷炉启动,则需进行锅炉吹扫工作.

4.3 依据床温按正常点火程序投用固体燃料。

4.4 注意事项

4.4.1 如需进行锅炉吹扫,应尽快进行,避免床温下降。

4.4.2 当第一台给煤机脉冲投运不成功时,停止给料,吹扫锅炉,并按正常点炉程序进行点火。

 

第九章锅炉事故处理

1. 总则

1.1 事故处理通则

1.1.1 发生事故后,立即采取一切可行的方法,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。

1.1.2 处理紧急事故时,可先处理后汇报。

1.1.3 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。

1.1.4 在确认设备已不具备运行条件或继续运行对人身及设备有直接危害时应停炉处理。

1.1.5 发生事故时,当班人员不得擅自离岗,只有对运行人员的安全有生命危险或得到领导批准后方可离开。

1.1.6 在处理事故时不得进行交接班,必须等事故处理完毕后,才能进行交接班,接班人员应协助当班人员处理。

1.1.7 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,主动采取措施处理。

1.1.8 单炉单机运行时,关主汽门,必须取得值长同意。

1.1.9 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。

1.1.10 当发生事故是,自控监测系统将发生一系列反应,全体人员必须严密监视各自动变化情况,判断并决定是否手动干预。

1.1.11 在处理事故时,非操作人员一律退出现场。

1.1.12 主操作与副操作应协调配合,处理事故迅速,副操作在每项操作后要向主操作汇报。

1.1.13 在发生事故时,首先要消除人身和设备的危险。

1.1.14 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。

1.2 紧急故障停炉的条件与步骤

1.2.1 遇有下列情况,应立即停止锅炉机组的运行:

1)锅炉水位低低且MFT拒动时;

2)锅炉水位高高且MFT拒动时;

3)所有水位计全部失灵,无法监视汽包水位时;

4)省煤器、过热器、水冷壁管、主给水管道发生爆破,不能维持锅炉正常水位时;

5)燃料在燃烧室后的烟道内燃烧,使排烟温度不正常的升高,超过200℃时;

6)锅炉超压,安全门拒动,且对空排汽门又打不开时;

7)汽水管道或汽水阀门破裂造成大量泄漏,危及人身设备安全时;

8)流化床严重结焦,不能维持正常燃烧时;

9)锅炉炉墙破裂且有倒塌危险,钢梁烧红,危及人身设备安全。

10)两台引风机、两台流化风机或一次风机发生严重故障,需要立即停止运行,而MFT拒动时。

1.3 紧急故障停炉的操作程序

1.3.1 如锅炉主联锁未动作,应立即手按“紧急停炉”按钮,确认各风机跳闸。

1.3.2 立即停止所有给煤机运行,关闭各风机风门(炉管爆破时,引风机不停。流化床大面积结焦时,不停一次风机和引风机,以保护风帽。

1.3.3 严重缺水或满水时,立即关闭给水门、主汽门;单炉运行时,关闭主汽门,应得到值长和汽机主值的同意。

1.3.4 除严重缺水、满水、炉管爆破外,应注意保持锅炉水位。

1.3.5 停止放渣系统运行。                                      

1.3.6 其它操作按正常停炉的操作进行。

1.3.7 停炉后汇报班长、值长并作好记录。

1.4 请示停炉的条件

1.4.1 发生下列情况时,应汇报值长,请示停炉:

1)主要承压部件泄漏,能基本维持汽包水位时;

2)锅炉汽温或受热面壁温超过极限时,经调整和降负荷,仍无法恢复正常时;