电厂机组长周期运行措施

神华亿利能源有限责任公司电厂

机组长周期运行控制措施

批 准： 朱 宏

审 核： 杨明喜

编 制： 设备技术部

2012年1月1日

通过2011年电力公司提升运营效率锅炉燃烧优化调整活动，神华亿利电厂燃烧小组成员针对各阶段调整试验的不足，不断完善参数控制。在继续保持机组低床压、低氧量、控制总风量运行基础上，为了保证我厂机组长期经济运行，现制定如下措施： 一、 目的：

为了确保神华亿利电厂1、2、3、4号机组安全稳定运行，预防非计划停运。保证机组连续运行大于120天，实现180天最终目标（调停机组无检修累计计算）。

二、时间：2012年1月1日—2012年12月31日 三、组织措施： 组长：刘利平

副组长：朱宏 李宝明

成员：杨明喜、夏传弟、李永红、李亚祥、边银 四、工作重点：

严格执行各项措施，各部门巡检员、点检员增加现场设备点巡检次数，对所有转动机械严格执行设备定期轮换制，加强各转动设备轴承温度、冷却水温度、油温的检查力度，发现温度有异常时，立即进行处理，做到重点设备重点检查。 五、控制措施：

（一）锅炉专业措施

1、燃煤粒度调整：加强入炉煤煤质、粒度管理，运行人员根据

锅炉燃烧情况及时调整入炉煤变化；在燃煤发热量3800大卡以上时尽量采用最大15mm粒径的筛板上煤，当发热量小于3800大卡时，采用最大粒径10mm上煤，并且10mm粒径比列小于5%。同时低床压、低负荷运行时采用最大粒径10mm的筛板上煤。

2、二次风门比例调整：在机组负荷140MW内，上二次风开度增大时，锅炉主再热蒸汽温度能提高2-5℃，二次风开度定为上下风门开度为1:2；调整左右侧油枪助燃风分门开度，炉内床温偏差减小3℃，但尾部烟道两侧氧量偏差增大，为了控制氧量偏差，暂时规定左右侧油枪助燃风分门以调节氧量为主；调整前后墙二次风分门开度，炉内燃烧参数未见明显变化。

3、低氧量燃烧：锅炉在高低负荷时氧量在1-3%之间燃烧良好，飞灰含碳未有明显增加，运行中进一步降低氧量，控制锅炉总风量，降低各风机电流。

4、风机运行方式：继续保持单台高压流化风机、二次风机运行。 5、给煤机运行方式：机组正常运行中，各给煤机煤量尽可能均匀调整，禁止两侧给煤量偏大，以防水冷壁磨损。

6、返料器松动风与返料风阀门开度调整：在单台高压流化风机运行状况下，松动风阀门开度保持20%、返料风阀门开度在25%；当两台高压流化风机运行时，松动风阀门开度保持30%、返料风阀门开度在45%。这样既保证锅炉返料正常，又能降低高压流化风机电流2A，同时有利于炉内循环灰蓄积。

7、一二次风量比列调整：在保证一次流化风量前提下，增加负

荷时先增加二次风量，当二次风量不足时，增加一次风量补充燃烧氧量；降负荷时，先降一次风量，当一次风量降至160KNm3/h，降低二次风量，运行中逐渐降低一次风速率，减小锅炉磨损。

8、风帽改造后锅炉运行方式：我厂#2、4炉一次风机改为变频方式运行、风帽更换后已经不漏渣，继续深度调整低床压、低一次风量运行，合理控制一、二次风配比；对#1、3炉风帽未更换前，在控制风帽漏渣量基础上，维持恒定一次风量运行，机组尽可能保持高负荷经济运行。

9、锅炉暖风器运行调整：进入冬季后，各锅炉暖风器随机组运行及时投入，提高一、二次风空预器入口风温至30℃，机既保证空预器低温腐蚀，又提高了一二次风进入炉膛温度，提高锅炉燃烧效率。

10、锅炉床温高调整：我厂#4炉夏季以来锅炉床温一至偏高，锅炉满负荷运行时，床温在965℃，采取以下措施：

1）锅炉正常运行时，炉膛负压保持在0—-50pa，在流化良好、床温允许范围内尽量降低一次风风量。

2）在锅炉中部差压降低时，稍增加料层厚度（运行中一次风量在300km3/h时，保持风室压力在15.0—16.0kpa）。

3）分配机组负荷时，无特殊原因优先降低#4机组负荷，降低总风量，减少细料夹带。

4）堆煤场煤质进行化验，掌握煤场各处煤质情况，当#4炉中部差压低于800Kpa时，#4炉需要上灰分大于20%煤质。

11、冬季机组低负荷特殊方式运行调整：我厂进入冬季以后，由

于受到电网负荷限制，机组长期在低负荷运行，夜间负荷最低在60MW，锅炉燃烧不稳定，燃烧调整小组针对该情况进一步优化了锅炉运行参数及安全运行措施，确保机组安全稳定运行。

1）机组负荷分配情况：#1炉由于风帽未改造，低负荷燃烧不好，漏渣量大负荷最低带至120MW。其它机组在夜间分别可以带至60MW。

2）由于#1炉漏渣量大要求#1炉一次流化风量不低于270Km3/h，#2炉在6-8万负荷时一次流化风量维持在170 Km3/h，#4炉在60-80MW负荷时一次流化风量维持在160Km3/h（#2、4炉低风量运行是为了维持床温）；当入炉煤粒度明显偏大时，注意一次风量不要小于170 Km3/h，以防炉内流化不良发生结焦事故，机组在低负荷运行期间，每班通过各燃烧器及二次风管道观察孔对炉内燃烧、流化情况检查两次并做记录。

3）负荷低于100 MW时，#1炉床压维持在11.5-12.5kpa，#2、4炉尽量维持在10-12kpa。

4）负荷100 MW以下时，值长派值内锅炉专业熟练人员对水汽盘监盘，发现自动跟踪不好时立即解至手动调整；如主汽压力低于7MPa时，水位不得投自动，必须人为手动调整。

5）各值注意入炉煤煤质变化，运行中负荷60 MW及以上时加强对主汽压力监视调整，主蒸汽压力不得低于10Mpa，以防主蒸汽压力过低造成水位波动难以调整。

12、运行参数控制指导卡制定：燃烧调整小组成员根据优化调整结果制定运行操作卡（见附页），规定不同工况各运行参数,指导运行

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