350MW超临界电站锅炉运行说明书

华能瑞金发电有限公司350MW超临界

HG—1100/25.4—PM1型锅炉

锅 炉 说 明 书

编号 FO310YX001Q011

编写：崔 凯 校对：孙 浩 审核：刘恒宇 审定：赵彦华 批准：张彦军

哈尔滨锅炉厂有限责任公司

二〇〇八年五月

目 录

1、前言 .............................................................................................................................................................. 3 2、化学清洗 ...................................................................................................................................................... 3 2.1概述 .......................................................................................................................................................... 3 2.2清洗范围 .................................................................................................................................................. 3 2.3清洗介质的选择 ...................................................................................................................................... 3 2.4清洗工艺 .................................................................................................................................................. 4 2.5清洗质量标准 .......................................................................................................................................... 4 2.6清洗废液处理 .......................................................................................................................................... 5 2.7清洗流速和水容积 .................................................................................................................................. 5 2.8注意事项 .................................................................................................................................................. 5 3、蒸汽吹管 ...................................................................................................................................................... 6 3.1概述 .......................................................................................................................................................... 6 3.2吹管范围 .................................................................................................................................................. 6 3.3吹管系数 .................................................................................................................................................. 6 3.4两种吹管方式及其比较 .......................................................................................................................... 7 3.5吹管质量评价 .......................................................................................................................................... 8 3.6注意事项 .................................................................................................................................................. 8 3.7吹管后的检查 .......................................................................................................................................... 8 4、锅炉启动 ...................................................................................................................................................... 8 4.1概述 .......................................................................................................................................................... 8 4.2启动前的检查和准备 .............................................................................................................................. 9 4.3锅炉启动允许条件 ................................................................................................................................ 10 4.4锅炉水清洗 ............................................................................................................................................ 11 4.5锅炉点火 ................................................................................................................................................ 13 4.6升温升压 ................................................................................................................................................ 14 4.7汽机冲转—并网 .................................................................................................................................... 15 4.8升负荷 .................................................................................................................................................... 15 5、锅炉运行的控制和调整 ............................................................................................................................ 16 5.1蒸汽与给水 ............................................................................................................................................ 16 5.2 过热汽温控制 ....................................................................................................................................... 19 5.3 再热汽温控制 ....................................................................................................................................... 19 5.4锅炉排气和疏水 .................................................................................................................................... 20 5.5 金属温度监测 ....................................................................................................................................... 21 5.6 燃烧控制 ............................................................................................................................................... 21 5.8锅炉汽水品质 ........................................................................................................................................ 22 5.9锅炉运行的报警值和跳闸值 ................................................................................................................ 23 6.锅炉的停运 ................................................................................................................................................... 24 6.1正常停炉和减负荷 ................................................................................................................................ 24 6.2熄火后炉膛吹扫和锅炉的停运 ............................................................................................................ 25 7、锅炉非正常运行 ........................................................................................................................................ 26 7.1 主要辅机丧失 ..................................................................................................................................... 26 7.2 锅炉主燃料跳闸（MFT） ................................................................................................................. 26 7.3 锅炉管道泄漏 ..................................................................................................................................... 27 7.4 单台引风机，送风机或一次风机故障 ............................................................................................. 27

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7.5 锅炉给水泵故障 ................................................................................................................................. 27 7.6 磨煤机故障 ........................................................................................................................................... 28 7.7 空气预热器故障 ................................................................................................................................... 28 7.8飞灰含碳量高 ........................................................................................................................................ 28 7.9 NOx排放量高的原因 ........................................................................................................................... 29 7.10 灰处理系统故障 ............................................................................................................................... 29 7.11 锅炉燃烧不稳定 ............................................................................................................................... 29 7.12 空气预热器着火 ............................................................................................................................... 30 8、锅炉停炉保护方法 .................................................................................................................................... 31

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1、前言

本锅炉运行说明书根据哈锅设计制造的350MW超临界直流锅炉的技术特点，介绍了锅炉运行和维护保养的注意事项。

本说明书只是指导锅炉运行的原则性要求，锅炉配合汽轮发电机组运行的详细规程，应由运行部门根据电厂具体情况和锅炉及辅助设备性能，结合有关法规、规程和拥有的成熟经验另行编制。

2、化学清洗

2.1概述

新建电站锅炉在投运前必须进行化学清洗，以清除受热面、集箱和连接管道内表面所有疏松的残渣，诸如：油渍、油脂、磨屑、氧化皮、焊渣等，并在内表面形成一薄层钝化膜。这一过程保证了锅炉在试运阶段及早地达到最佳炉水工况和蒸汽纯度，以降低设备在寿命期内严重腐蚀的危险。

本章所述适用于锅炉本体及其范围内辅助设备和管道投运前的化学清洗，不包括其它回路，如凝汽器、低压给水系统等。

2.2清洗范围

本锅炉化学清洗范围原则上包括：高压给水管路、省煤器系统、水冷壁系统、启动回路、过热器系统和主蒸汽管道。

若选用的清洗介质和缓释剂含有易使奥氏体管材产生晶界腐蚀的氯离子、铁离子和硫元素，则过热器系统不参与清洗，仅用蒸汽吹扫。

汽轮机旁路、再热器和冷、热段再热蒸汽管道不需要化学清洗，仅用蒸汽吹扫。还有其它一些管道，如减温水管道、启动系统中暖管管路和溢流管路，以及锅炉本体和管道上的所有疏水、排气、取样和仪表管路应进行水冲洗。

2.3清洗介质的选择

国内大型电站锅炉化学清洗介质通常选用盐酸、氢氟酸、柠檬酸和EDTA。

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盐酸价格最便宜，货源广，清洗效果好，废液易处理。但它含有氯离子，易使奥氏体管材发生氯脆。因此对于水容积相对较小的直流锅炉不宜采用。

氢氟酸清洗效果好，而且对超临界锅炉的所有受热面管材都是相容的，故只有它过热器系统也可参与清洗，从而可显著缩短蒸汽吹管时间。氢氟酸采用开式清洗，清洗系统简单。清洗温度在50℃左右，因此清洗期间锅炉不用点火。但氢氟酸有着较强的腐蚀性和毒性，需特别注意对设备和环境的保护，以及清洗人员的安全防护。

柠檬酸的清洗温度稍高，在90℃左右，且溶解氧化物的能力随温度的降低而迅速减弱。柠檬酸清洗所需的清洗时间较长，但其危险性小，不需要对阀门采取防护措施，清洗废液可在炉内焚烧处理。

利用EDTA络合物的酸效应原理进行的清洗，清洗系统简单，不需要进行碱洗而缩短了清洗时间，耗水量小。EDTA清洗废液可以回收再生。缺点是清洗温度高（120℃左右），因而清洗时锅炉必须点火加热。

鉴于新建超临界电站锅炉受热面管内无化学盐垢，多为氧化铁等其它杂质，为此推荐选用腐蚀性相对较弱的柠檬酸和EDTA清洗。

2.4清洗工艺

化学清洗工艺一般有以下几个阶段： 最初的水冲洗 碱煮

碱煮后的水冲洗 酸洗

酸洗后的水冲洗 钝化 漂洗

具体的清洗工艺根据选用的清洗介质按“火力发电厂锅炉化学清洗导则（ＤＬ／T794-2001）”的要求制定。

2.5清洗质量标准

酸洗后的金属表面应清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶粒析出的过洗

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现象，不应有镀铜现象。

用腐蚀指示片测量的金属平均腐蚀速度应小于8g/m2·h，腐蚀总量＜80g/m2。 清洗后的表面应形成致密的钝化保护膜，不应出现二次浮锈和点蚀。

固定设备上的阀门、仪表等不应受到损害，系统和设备全部恢复到清洗前的状态。

2.6清洗废液处理

所有清洗废液必须采取相应的措施处理后排放，排放必须符合国家污水综合排放标准（GB8979）。

2.7清洗流速和水容积

表1的数据是基于哈锅350MW超临界锅炉的设计。清洗水容积还应考虑锅炉本体外的一些设备，如除氧器、清洗水箱、临时管道等，适当增加一些余量。

表1 清洗流速和水容积

部件 名称 省煤器 螺旋管水冷壁 垂直管水冷壁 启动分离器 贮水箱 材质 SA-210C 15CrMoG 12Cr1MoVG WB36 WB36 管径 mm φ44.5×6.5 φ38×6.5MWT φ31.8×6.2 φ610×65 φ610×65 水容积 m3 86 45 8 2.8注意事项

1）在加热和碱煮阶段，清洗液可由给水泵经除氧水箱循环，用辅助蒸汽注入除氧水箱加热。若辅助蒸汽达不到升温要求，可点燃油燃烧器，以较小的热功率加热升温。 2）各个阶段的水冲洗应使用优质的除盐水，在环境温度下进行，水速在0.5～1.5m/s的范围内。

3）过热器系统不参与清洗时应用反冲洗泵充满除盐水（氯离子含量小于0.2mg/l），直到确信分离器水位上升。清洗期间，若有清洗介质进入了过热器，则应用PH值9～10的除盐水进行过热器反冲洗。

4）贮水箱、分离器的水位表应换成临时的。减温水调节阀、贮水箱溢流控制阀在清洗之前先不装上，以避免杂质磨损或沉积在阀体内。节流孔板应拆掉，以防杂质堆积。

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5）系统清洗完成后，有选择地割开集箱手孔进行内部检查，并清除沉积物。对水冷壁、省煤器割管检查，判断清洗效果。但若从监视管段可以断定清洗效果良好，也可免做割管检查。

6）锅炉化学清洗应安排在临近蒸汽吹管前进行，以免受热面二次锈蚀。

3、蒸汽吹管

3.1概述

新建电站锅炉投运前必须进行过热器、再热器及其管道系统的蒸汽吹扫。目的是去除在制造和安装期间产生的任何杂质（磨屑、金属切割物、焊渣、轧制氧化皮等）。

3.2吹管范围

1）从分离器到末级过热器出口集箱的过热器系统 2）主蒸汽管道 3）高压旁路管道 4）冷段再热器管道

5）从冷段再热器入口集箱到热段再热器出口集箱的再热器系统 6）热段再热器管道

7）小汽轮机进汽管道及其它管道

3.3吹管系数

为了达到有效的吹扫，吹管时被吹扫表面所受的作用力必须大于锅炉最大连续出力（BMCR）下蒸汽对表面的作用力。作用力越大吹管越有效。吹管系数定义为吹扫工况和BMCR工况下蒸汽动量之比。“火电机组启动蒸汽吹管导则”规定，吹管时应保证被吹扫系统中各处的吹管系数均应大于1。

吹管系数的计算公式如下： DF=[W2purge×Vpurge]/[W2MCR×VMCR] 式中：W：质量流量 kg/s V：比容 m3/kg

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Purge：吹扫负荷 MCR：最大连续负荷 DF：吹管系数

为了达到最有效的吹扫，哈锅推荐将要吹扫的锅炉和各段管道的吹管系数应达到1.3至1.7的范围内。

根据上面的理论公式，下面的公式可以用于在现场评估各吹扫管段每次吹扫的吹管系数：

DF=[Pinpurge-Poutpurge]/[PinMCR-PoutMCR] 式中：Pinpurge：吹扫管段吹扫期间的入口压力

Poutpurge：吹扫管段吹扫期间的出口压力 PinMCR：吹扫管段MCR工况下的入口压力 PoutMCR：吹扫管段MCR工况下的出口压力

3.4两种吹管方式及其比较

蒸汽吹管有降压吹管和稳压吹管两种方式。又有过热器、再热器系统串联吹扫，简称“一步法”，和分阶段吹扫，简称“二步法”两种方法。

稳压吹管通常采用“一步法”吹管，吹管压力（内置式汽水分离器出口压力）控制在5～6.5MPa范围内。

采用动量计算的方法，在保证被吹扫系统各段吹管系数K＞1的前提下，得出在选定吹管蒸汽压力下的吹管蒸汽流量。

稳压吹管操作简便，运行工况稳定，受热面承受较小的热冲击，且可以油煤混烧而节省了燃油，降低了吹管成本。

稳压吹管每次吹管的持续时间取决于储备的除盐水量。稳压吹管锅炉的输入热负荷较高，为此要注意控制炉膛出口烟温，防止过热器和再热器超温。

降压吹管由于直流锅炉水容积和热容量较小，每次吹管持续时间不到1分钟，吹管有效时间短，因而累计吹管次数多。降压吹管推荐采用“二步法”吹扫，可以获得更好的吹扫效果。

降压吹管时，可通过实测各吹扫管段的压降与BMCR工况下的设计计算压降之比来评估各吹扫管段达到的吹管系数。

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3.5吹管质量评价

吹管效果首先根据蒸汽的颜色来评价，一旦蒸汽变得透明了再装上靶板，按“火电机组启动蒸汽吹管导则”的规定进行评价。

3.6注意事项

1）吹管期间锅炉给水品质必须合格。 2）投入除氧器加热尽可能提高给水温度。 3）投入前后墙下层油燃烧器，保持良好的燃烧。

4）升压期间锅炉升压速率限制在对应的饱和温度变化率不超过1.1℃/min。

5）投入烟温探针，控制炉膛出口烟温不超过540℃，严密监视炉膛水冷壁、过热器和再热器壁温，不超过相应的限制值。

6）严密监视空气预热器区域烟温，投入空预器吹灰。

7）吹管之前缓慢开启临控门，系统进行暖管、疏水，防止水击。 8）为提高吹管效果，可考虑采用加氧吹管。

3.7吹管后的检查

由于蒸汽吹管时可能在屏式过热器入口短集箱中积聚一些杂质，为此应首先割开炉两侧最外侧屏的进口短集箱的检查孔封头，进行内部检查看是否有杂质存在。如果发现有杂质，应进一步向里依次割开封头检查，直至割开的短集箱内没有发现杂质，那么可以认为其余的短集箱内都是干净的。

4、锅炉启动

4.1概述

锅炉启动可以分成冷态启动和热态启动，后者又可分成温态、热态和极热态。各种启动方式的定义如表2所示：

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表2 各种启动方式的定义

启动型式 冷态 温态 热态 极热态

表3 启动方式和时间： 单位：分钟

项目 点火～冲转 冲转～并网 并网～满负荷 冷态 190 74 96 温态 90 10 76 热态 30 10 50 极热态 20 5 35 停炉时间t（小时） 锅炉启动压力P（MPa） 汽机金属温度℃ t＞72 P＜0.5 ～150 10＜t＜72 0.5＜P＜7.0 150～300 1＜t＜10 7.0＜P＜9.0 300～400 0＜t＜1 P＞9.0 ＞400 本锅炉为本生型超临界直流锅炉，采用内置式汽水分离器，带大气式扩容器的启动系统，本生负荷为30%BMCR，在本生点，锅炉由湿态运行方式转换成干态直流运行方式。

锅炉从准备启动到机组达到额定负荷的全过程可以分成三个阶段： ? 从锅炉准备启动、点火、升温升压至汽机冲转参数。

? 锅炉维持汽机冲转参数稳定运行，汽机冲转、暖机、升速和完成各项试验。 ? 机组并网，逐步带至额定负荷。

4.2启动前的检查和准备

启动前应对锅炉及相关辅助系统进行全面检查和准备，主要项目如下： a、供锅炉使用的辅助蒸汽、电源、气源供应正常；

b、制粉系统完成试运行，保证出力，煤粉细度合格，一次风系统分配均匀；

c、燃油系统能保证点火油的参数和供应，油枪、点火器、火焰检测和监视系统状态良好，位置准确；

d、空预器和送、引风机试转正常，烟风挡板灵活可调，就地开度指示与仪表开度指示相符，并设置在启动位置；

e、炉前给水管道清洗完成，给水品质符合锅炉上水要求，汽水系统所有阀门严密，无泄漏，执行机构动作正常；

f、吹灰装置控制系统正常，吹灰器进退灵活，吹灰汽源和疏水系统完好； g、灰处理系统，静电除尘器按厂家说明书检查完毕；

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h、锅炉所有控制系统，安全联锁装置和热工检测系统均经过试验和校验，处于正常工作状态。

4.3锅炉启动允许条件

4.3.1炉膛吹扫启动允许条件

i、

炉膛压力在允许的范围内

ii、 所有油燃烧器进油快速关断阀关闭 iii、 至少运行一侧送引风机 iv、 主燃料油快速关断阀关闭 v、

静电除尘器停运

vi、 电源供给正常 vii、 仪表空气压力正常 viii、全炉膛无火焰 ix、 紧急停炉按钮无动作 x、

燃油回油快速关断阀关闭

xi、 无磨煤机运行 xii、 无一次风机运行

xiii、所有磨煤机分离器出口挡板关闭 4.3.2油燃烧器启动允许条件

i、

允许油燃烧器点火信号显示

ii、 允许油燃烧器启动信号显示 iii、 无油燃烧器吹扫信号显示 iv、 无油燃烧器停运信号显示 v、

无油燃烧器故障信号显示

vi、 无层煤粉燃烧器故障信号显示 vii、 油燃烧器进油快速关断阀关闭信号显示 viii、无油火焰信号显示 4.3.3溢流截止阀允许条件

自动开启： i、

贮水箱水位>2850mm

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ii、 或“MFT触发” iii、 或“汽机跳闸” 自动关闭： i、

贮水箱水位<2850mm

ii、 或贮水箱压力>20MPa 手动开启： i、

操作开启按钮

手动关闭： i、

操作关闭按钮

注：如果贮水箱压力高于20MPa，则该阀闭锁 4.3.4 暖管阀允许条件阀

始终在自动下操作： 自动开启： i、

“MFT未触发”

ii、 与“溢流阀关”

在一个预设的时间后“溢流阀开” 自动关闭： i、

“溢流阀开”

ii、 或“MFT” 4.3.5省煤器排汽阀允许条件

开启： i、

无燃烧器投运

关闭： i、

任何燃烧器投运

4.4锅炉水清洗

对新投运和停运时间超过150小时的锅炉启动前必须进行水清洗，以除去沉积在受热面上的杂质、盐分和铁锈，直至炉水品质达到允许锅炉点火启动的要求。

通常情况下，炉本体的水清洗是在凝结水系统和高、低压给水管路清洗完成后进行。 炉本体的清洗包括冷态清洗和热态清洗。冷态清洗又可分为开式清洗和闭式循环清洗两

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个阶段。在贮水箱排水Fe>500μg/l时，清洗水经疏水扩容器排地沟、系统水不回收；在贮水箱排水Fe<500μg/l，一般在200～300μg/l时才排入凝汽器进行循环。 4.4.1锅炉上水冷态清洗

在给水操纵台前疏水管排水Fe<200μg/l时，锅炉开始上水。上水时的环境温度不低于5℃，水温一般在20～70℃。用给水旁路调整门控制上水速度在5%BMCR左右。上水经省煤器、水冷壁、汽水分离器、贮水箱排入疏水扩容器，水位控制在溢流阀控制范围内（2850～7350mm），进行开式清洗。此时以下回路的疏水门是开着的：

? 省煤器进口集箱 ? 水冷壁进口集箱 ? 水冷壁中间混合集箱 ? 折焰角汇集集箱 ? 贮水箱溢流阀

冷态清洗时，可利用辅助蒸汽注入除氧器，热水清洗使炉水中的铁离子含量得到更有效地改善。冷态清洗的给水流量约为30％BMCR。

冷态清洗初期可使用软化水清洗，当清洗水可经凝汽器回收后则必须投入除盐装置，以使水质达到锅炉点火的要求，详见“超临界火力发电机组水汽质量标准（DL/T912-2005）”中的表6。

根据以往的经验，新机组首次启动冷态清洗约需两天～三天时间。 冷态清洗结束后，依前述顺序关闭各回路疏水门。 4.4.2锅炉点火热态清洗

冷态清洗结束后，锅炉点火，在水冷壁出口水温升高至190℃左右进行热态清洗。热态清洗时，清洗水全部排入凝汽器回收。

锅炉点火前打开下列疏水阀： ? 包墙环形集箱疏水阀 ? 一级过热器入口集箱疏水阀 ? 屏式过热器出口汇集集箱疏水阀 ? 低温再热器入口集箱疏水阀

? 主蒸汽管，冷/热段再热蒸汽管道疏水阀 ? 高/低压旁路管道低点疏水阀

锅炉点火后，冷态启动在0.5～0.7MPa压力下发生汽水膨胀，热态清洗应在汽水膨胀结

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束后进行。

热态清洗时投入约8％BMCR的热负荷。给水流量约为30％BMCR。新机组首次启动热态清洗时间也约需持续两天，主要取决于炉水和过热蒸汽的二氧化硅含量，只有在蒸汽品质合格后锅炉才开始升温升压至汽轮机冲转参数。

4.5锅炉点火

4.5.1点火前的准备

a、给水品质必须满足点火的要求；

b、与锅炉相关的联锁试验合格，投入保护； c、开启下列锅炉疏水阀：

? 包墙环形集箱疏水阀； ? 一级过热器入口集箱疏水阀； ? 屏式过热器出口汇集集箱疏水阀； ? 主蒸汽管、高压旁路管道低点疏水阀； ? 再热器系统疏水阀。 d、开启省煤器电动排气阀；

e、燃油系统能满足漏油试验和油枪顺利点火燃烧的要求； f、启动空气预热器和引、送风机； g、炉膛吹扫和漏油试验：

? 开始吹扫前省煤器进口给水流量稳定在30%BMCR； ? 将二次风控制挡板设置在吹扫位置；

? 一旦炉膛吹扫允许条件成立，调整吹扫流量在25%～35%BMCR范围内吹扫5分钟或能

更换5倍炉膛和烟道容积所需的风量。吹扫期间进行漏油试验1； ? 复位MFT；

? 炉膛吹扫结束后进行漏油试验2；

? 投入炉前油循环，按燃烧系统说明书控制燃油压力和温度，使燃油粘度必须控制在

4OE以下；

h、启动火检探头冷却风机； i、投入炉膛出口烟温探针； j、启动灰处理系统。

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4.5.2油燃烧器点火

a）在炉膛吹扫结束之后，所有二次风挡板仍保持在吹扫位置。由于此时二次风压较低，中心风挡板应在“开”的位置上。

b）按下列顺序开始投煤粉燃烧器：对于冷态、温态启动必须首先点燃下层燃烧器，对于热态和极热态启动，必须尽可能快地提高蒸汽温度，应先点燃更高的中或上层燃烧器。

注意：运行人员必须就地确认油燃烧器已经点燃，且火焰稳定。如果第一只燃烧器点火失败，则需要重新进行炉膛吹扫。

c）当首只油燃烧器点着后，关闭省煤器电动排气阀

d）点火后可将未投运燃烧器层的二次风挡板关闭，以改善燃烧

e）点火期间，投入空气预热器辅助汽源吹灰系统，以防止燃烧恶化可燃物沉积，着火烧坏预热器。

f）在空预器入口风温低时，应投入热风再循环或暖风器维持排烟温度超过70℃的平均冷端温度。

4.6升温升压

4.6.1锅炉升压

在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升高速率不应超过1.1℃/min。到汽机冲转前，饱和温度升高速率不应超过1.5℃/min。

应该小心控制热输入，以使炉膛出口的烟温探针在任何时候都不超过540℃。当烟气温度升高到540℃时，必须控制热输入量。当屏式和末级过热器壁温的所有读数与汽温相同时可以增加热输入，产汽量也随之增加。当烟气温度升高到580℃时，烟气温度探针自动退回。 4.6.2锅炉疏水

在锅炉达到规定的参数前，锅炉疏水一直开着，以保持过热器内没有凝结水。到汽轮机带初始负荷前，这些疏水阀按预定的间隔关闭。

包墙/分隔墙：疏水阀应保持开，直到汽机同步带初始负荷后关闭。

一级过热器入口：疏水阀在压力达到1.2MPa时关闭，之后在压力达到5MPa前每隔20分钟开30秒。

屏式过热器出口：疏水阀应保持开或部分开，到管内蒸干，通过过热器的流量建立起来后关闭。

通过主蒸汽和旁路管道低点疏水，主蒸汽和再热蒸汽管道和旁路继续暖管。

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为了简化操作和不顾忌压力降低、燃料和水的额外消耗，那么在任何启动方式下这些疏水阀可以一直开着，直到汽机同步、带初负荷时关闭。 4.6.3贮水箱水位控制

在油枪点火后，贮水箱中的水位由于汽水膨胀而上升，通过溢流阀将多余的水经疏水扩容器排入冷凝器中，水位保持在溢流阀预先设定的水位以下。

一旦水冷壁的汽水膨胀期渡过，旁路系统已经暖管完毕，汽轮机在盘车，冷凝器真空升高，用汽机大旁路系统自动控制蒸汽压力，进行冲转—升速—带负荷。

警告：汽机旁路阀应该在汽水膨胀结束后打开，否则可能出现过度的膨胀流量。 警告：水冷壁流量不足30%BMCR，低于一个设定值超过限定的时间，锅炉将跳闸。 逐步增加燃烧率提高蒸汽流量和温度。同时调整高压旁路的开度，以达到汽轮机冲转的蒸汽参数。

4.6.4汽机冲转前的蒸汽质量

锅炉启动后，汽机冲转前的蒸汽质量应符合“超临界火力发电机组水汽质量标准（DL/T912-2005）”中表7的规定。

4.7汽机冲转—并网

当锅炉出口蒸汽参数达到汽机冲转参数时，汽机冲转、升速，至额定转速后并网带初负荷。

4.8升负荷

4.8.1投煤粉

机组并网后，机炉密切配合，按厂家提供的启动曲线逐步升负荷。在50%BMCR负荷以下，升负荷速率控制在0.5%BMCR/min，在50%BMCR以上控制在1%BMCR/min。

在二次风温达到150℃以上时，启动第一台密封风机和一次风机。按厂家说明书启动第一台磨煤机。在投粉之前与第一台磨相关连的所有油燃烧器，必须已经点燃。

投煤粉时应注意燃烧调整，如煤粉投入后未着火，应立即停止投粉，并保持炉膛负压，加强通风，同时保持油燃烧器燃烧稳定，待查明原因并消除故障后，方可进行第二次投粉。 4.8.2升负荷至100%TRL

按负荷要求启动其余的磨煤机，逐步增加燃烧率，按启动曲线提高蒸汽参数和负荷。当

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锅炉负荷超过35%BMCR负荷时，可以开始停油燃烧器。如燃用煤种较设计煤种差时，应该在较高的负荷下停油燃烧器。

在30%～35%BMCR负荷下，且燃烧稳定，锅炉主控制器可以投自动，选择协调控制方式。 在锅炉升温升压过程中要经常检查锅炉膨胀情况及支吊件支吊状况，确保膨胀和吊杆受力均匀。

在锅炉升温升压过程中应加强对水冷壁、过热器和再热器壁温的监测和控制，严防超温，监测贮水箱的内外壁温差和温度变化率。

5、锅炉运行的控制和调整

锅炉运行控制和调整的主要任务是保证锅炉的出力和参数满足机组负荷的需要，确保运行的安全性和经济性。

5.1蒸汽与给水

5.1.1给水控制

调节给水流量是为了满足产汽量和蒸汽温度控制的要求。在启动和低于本生负荷（30%BMCR）运行时，省煤器和水冷壁必须维持30%BMCR的最小通流量，以保证水冷壁管在任何时候都有足够的冷却。 5.1.2给水泵控制

锅炉给水系统配置了一台50%容量的电动泵和一台100%容量的汽动泵。

首先用电动给水泵进行锅炉启动，用给水操纵台中的启动旁路调节阀调整给水流量。一旦该阀开启约75%，给水操纵台中的主给水截止阀缓慢开启并切换到单独由给水泵转速控制。当主阀完全开启时，启动旁路调节阀缓慢关闭。

MFT时给水截止阀关闭，汽动给水泵甩负荷，电动给水泵自动启动，必要时可以打开启动旁路调节阀。

汽动泵甩负荷后，电动泵启动，负荷可带至50%BMCR。 5.1.3贮水箱水位控制

启动和升负荷期间：

贮水箱水位由溢流阀控制见图1。

在油燃烧器点火前，给水流量为30％BMCR，这些水量完全由贮水箱经疏水管路排到扩容

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器，最后到冷凝器。在蒸发开始前，系统中没有蒸汽产生，疏水量与本生流量相等。

油燃烧器点火之后，贮水箱水位应维持较低值，防止由于汽水膨胀使贮水箱水位升高到7350mm以上，溢流阀开启并按图1操作，同时开启冲洗阀，维持水位在允许的范围，避免过热器进水。

当蒸发开始后，水冷壁中的汽水混合物在分离器中分离，饱和蒸汽进入过热器，饱和水返回到贮水箱。由于产生蒸汽，贮水箱水位下降。

当负荷增加到本生负荷时，贮水箱水位降到最低，随后锅炉完全在纯直流状态下运行，给水流量与蒸汽流量相匹配。 降负荷期间：

在超临界压力范围内运行期间（负荷约在75％THA以上）由于暖阀水的存在，贮水箱中将是高水位。为避免贮水箱满水位，设置了二级减温水旁路调节阀，当水位高于9.0m时，该管路开启向二级减温器喷水，以便将该水位降低到7350mm。当负荷降至本生负荷以下时，贮水箱中将有一个清晰的水位。

由于从溢流阀暖管管路流入的水可能使水位很高，此时在限制流量控制下,由溢流阀操作的正常水位控制被闭锁，因为不闭锁可能导致突然的或不必要的排水。 在降负荷的时候:

在负荷降低到本生负荷以下时，水冷壁出口将是湿蒸汽状态。分离下来的水返回贮水箱，流量等于本生流量与锅炉蒸汽量之差。

12010052507350阀门开度 ?6040200285025003500450049505500650075008500贮水箱水位 mm疏水阀开度控制

图1溢流控制阀运行控制

5.1.4贮水箱溢流阀

在启动升压和低负荷运行期间，由于水的膨胀，水位会升高到超出阀控制范围之外，开启溢流阀以降低水位。溢流阀的运行条件和控制范围见图2。

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冷态启动初期，汽水膨胀将使水位升高到7350mm以上。溢流阀逐步开启，维持水位。 对于温态、热态和极热态启动，膨胀流量增大。对于热态启动，由于启动压力增高，相应对于给定的阀开度通流量也相应增加，对于热态启动溢流阀的疏水能力是足够的。

在主汽压力太高时。溢流阀打开，总的通流量很大，以致使贮水箱排空，疏水箱超负荷。锅炉MFT，为了防止这种情况发生，溢流阀约在20MPa时联锁强迫关闭。这个压力值需要在实际调试时确认。

10000 水位测量-蒸汽侧 9000 减温水旁路阀开启水位 自由段（1850mm） 7350

B溢流阀控制范围 (5550～7350 mm) 5250

4950 自由段（300mm）

A疏水阀控制范围 (2850～5850 mm) 2850

最低水位 (2300 mm) 550 水位测量-水侧 ( 0 mm) 0

图2 贮水箱水位控制范围

5.1.5省煤器排汽

省煤器电动排汽阀用于从省煤器出口集箱向一台分离器的排汽，以保证在锅炉点火前排出省煤器产生的蒸汽，使进入炉膛水冷壁回路的水中不带汽。所以任意一台燃烧器点火时，不论选择自动/手动，排汽阀应保持关闭，无燃烧器点火时自动开启。 5.1.6贮水箱溢流阀暖管管路

一根小口径连接管从省煤器公共下降管接到贮水箱溢流阀进口处以保持疏水管路（和管路上的疏水阀）在任何时候都是热的，以避免热冲击。水返回贮水箱，随后蒸发。

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5.2 过热汽温控制

过热蒸汽温度是由煤/水比和两级喷水减温来控制。喷水取自高加出口。每级减温器喷水量为该负荷下的3%主蒸汽流量。设计的分离器出口汽温作为煤水比的控制点。

5系统在35%～100%BMCR负荷范围内维持出口汽温在571?℃。 ?10在20%BMCR负荷以下不允许投一级喷水。在10%BMCR负荷以下不投二级喷水。控制系统应能保证在这些负荷之下或MFT之后闭锁喷水。

如果喷水调节阀关闭超过10秒之后且过热汽温低于控制的目标值，则每个截止阀自动关闭。

若截止阀关闭则减温水调节阀自动关闭。推荐在失去控制信号和电源时减温水阀位固定不动。

5.3 再热汽温控制

5滑压运行时，在50％～100％BMCR负荷之间，再热器出口蒸汽温度控制在569??10℃。

正常运行期间，再热蒸汽温度由布置在尾部烟道中的烟气挡板控制。两个烟道的挡板以相反的方向动作。

烟气挡板的连杆有一个执行器，可调节满行程限制值，使之在关闭位置下至少有10％的烟气量通过。

再热汽温偏低时，再热器烟道挡板向全开位置调整，以减小再热器烟道阻力，增加通过再热器烟道烟气量，提高再热汽温。在负荷低于约85%时再热器挡板全开。

过热器烟道挡板向关闭位置调整可增大过热器烟道阻力，这样将增加通过再热器对流受热面的烟气量以提高再热器出口汽温。

当再热汽温升高时过热器烟道挡板将开启。在过热器烟道挡板开度低于60％时，再热器烟道挡板维持在原来位置。当过热器烟道挡板开度超过60％时，两套挡板将同时操作。如果再热器汽温继续升高，那么过热器烟道挡板完全开启，再热器挡板向关闭方向动作。这将减少再热器烟道的烟气量，使再热器温升减小。过热器烟道挡板在再热器烟道挡板开度超过60％禁止关闭。预期的挡板位置与锅炉负荷的关系参见图3。

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7.11.2 检查不稳定燃烧的原因 油燃烧

1. 检查燃油压力是否在设定范围内。 2. 检查吹扫空气，仪表风或燃油的泄漏。 3. 检查二次风供应是否正确。

4. 检查燃烧器是否损坏，雾化片是否太脏。 5. 中心风量是否正确 6. 检查炉膛是否结焦。 7. 检查油路是否堵塞。 煤粉燃烧

1. 检查煤粉是否进入炉膛，是否均匀 2. 检查燃烧器内和周围是否结渣 3. 检查一次风供给是否正确 4. 检查二次风供应是否正确 5. 风箱风压不正确

6. 挡板位置，二次风旋流器位置是否正确 7. 检查燃烧器是否机械损坏 8. 检查炉膛情况。

9. 煤质变化大，煤粉细度不正确

7.12 空气预热器着火

空气预热器着火主要发生在锅炉停炉或低负荷运行期间。 引起空气预热器着火的原因：

1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)

频繁启停炉或长期低负荷运行，炉内温度低，燃烧不完全使未燃烧燃料积聚。 油枪雾化不好，配风不当，燃烧不完全，大量可燃物存积尾部受热面。 油温低,粘度大,系统不干净,喷嘴堵塞，雾化不好。 炉内温度不均匀，未燃物增加。

启动初期煤粉较少，且油煤混烧容易在尾部烟道或预热器积灰。 尾部积有可燃物没有及时清除。

点火失败或燃料阀泄漏，在炉内可燃物沉积。

30

8) 停炉过程中，过早打开尾部人孔使空气进入，金属壁温度高引燃可燃物而着火。

预防措施：

1) 2) 3) 4)

启、停炉时尽量调整燃烧使之燃烧完全，不产生过多的可燃物。

定期排除油箱内的水和泥渣，解决油枪雾化不良的问题，或启动初期采用小油枪。 投油运行时，保证有足够的过量空气，使燃烧完全。

预热器定期吹灰，停运时进行水冲洗（断电期间）保持空气预热器元件清洁，清除积聚的可燃物。 5) 6)

确保火检设备在空气预热器启动前先运行起来。

停炉时，注意监视尾部烟道的温度变化，二次风和/或一次风出口温度如有一个或多个不正常上升（大于20℃）则表明可能着火，立即采取措施处理。 7)

定期检查空气预热器空气侧和烟气侧压差，特别是烟气通道进、出口的压差。压差增加可能是烟炱和灰在受热面上沉积，需要吹灰或停运时水冲洗。 8)

一旦发生预热器着火，立即关闭烟风挡板，隔绝空气，投吹灰器并采取措施灭火。

8、锅炉停炉保护方法

一台将要长期停运的锅炉，在停炉期间要做好保护，给予严密监视，以防止腐蚀。这些也适用于辅机设备。

锅炉的停炉保护有很多方法，应该根据特定的情况来选择最适当的方法，这决定于一些因素，比如停炉期间的长短，是否需要进行受压部件的检修，还比如出现冰冻的可能性也需要考虑。选择适当方法的导则在图5和图6中给出。

锅炉的停炉保护可分为两种：一种是锅炉停炉处于备用，另一种是锅炉计划长期停炉。停炉备用的锅炉必须保证能随时投运，因此，选择“湿法”保护更恰当。当锅炉需要停炉保护相当长的一段时间，并且允许锅炉在投运前有一段时间进行准备，则此时推荐使用“干法”保护。

使炉墙保持良好的状况是至关重要的。所有人孔门必须仔细修复，更换密封材料以确保其严密不漏气。供给炉墙附件，即水冷壁看火孔门，吹灰器炉墙箱体等的冷却风或吹扫风之处，必须检查确认空气通道是清洁和隔离的。

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水压试验完成

无需检查 需要检查

利用以下一种方法

ⅰ）干法保护（参见8.3） 少于72小时 大于72小时

的检查 的检查

ⅱ）用氮气置换出水压试验所用的溶 液，然后充氮保护

无需操作 锅炉疏水，并

ⅲ）用加NH3或NH3/N2H4的除盐水 通过循环干空气 充到排气口进行湿法保护 帮助使锅炉内尽可

能的干燥

继续进行调试工作例如化学清洗

图5 调试过程中的保护

注：水压试验要用适合于湿法保护的溶液进行。这是特别重要的。

由停运期决定

短期停运（不超过72小时） 长期停运

保持压力 泄压 排空保护 湿法保护

保持炉水在正 任选一 完全干燥 不完全干燥 排空，再用 常工作水位， 1）充氮 加NH3或N2H4 确保PH值不 2）通过充水 在尽可能 任选一 /NH3的除 小于9.5 至排气口， 高的压力 1）充氮 盐水充满

加联氨确保 下将锅炉 2）利用

PH值不大于 排空，按 亚硝酸 9.5 要求完全 盐/硼砂 干燥 抑制 疏水和冲洗 疏水和冲洗

重新投入正常运行并尽可能恢复正常的化学条件

图6 已投运机组的停炉保护

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33

9070挡板开度 P30100一级过热器挡板开度%再热器挡板开度%50负荷, %BMCR75100

图3 挡板位置与锅炉负荷的关系

推荐在分隔烟道挡板失去控制信号或电源时固定不动。

烟气挡板系统的响应有一定的滞后性，在瞬变状态或需要时，可以投喷水减温。减温器布置在冷再管道上。

如果再热器烟道挡板完全关闭并且再热器出口汽温继续升高（例如在扰动运行状态下），那么在额定目标值以上5℃时再热减温器截止阀将自动开启，用于控制末级再热器出口汽温。

再热减温水源取自给水泵的中间抽头。

再热减温水截止阀在负荷低于50％BMCR时，在任何情况下都不应使用。

5.4锅炉排气和疏水

锅炉在启动和停炉时必须进行排气和疏水。 过热器疏水的目的是：

A)保证锅炉启动前和启动过程中包墙环形集箱和一级过热器入口集箱任何时候都没有凝结水。防止在管内形成水塞导致管子损坏。

B）在汽机冲转之前，锅炉中产生的蒸汽保证启动时充分冷却过热器。 屏过疏水容量在额定压力和温度下为7.5％BMCR，由节流孔板限制。

包墙环形集箱疏水阀容量经节流孔板限定,在额定蒸汽温度和压力下为3.0％BMCR。 一级过热器入口集箱/分隔隔墙出口集箱疏水阀容量经节流孔板限定，在额定蒸汽温度和压力下为3.0％BMCR。

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5.5 金属温度监测

在锅炉蒸发和蒸汽系统的关键部位布置了金属温度热电偶，这是为了： 1）监测炉膛螺旋管圈和垂直管圈水冷壁管出口温度 2）监测启动和正常运行期间过热器和再热器系统的温度 3）监测贮水容器温度的变化率

在同步之后，锅炉最大升压速率由控制系统限制在1.0MPa/min。升负荷应受到规定的升压率的限制，如果速率超过20%将报警。

启动期间贮水容器的温度变化率通过容器壁金属温度监测，内外壁温差的变化率限制在25℃/min，内壁温度的变化率限制在5℃/min，超过这个变化率将报警。

如果螺旋管圈水冷壁管出口管壁温度超过415℃，垂直管圈水冷壁管出口管壁温度超过435℃将报警。

在冷态启动期间，饱和温度变化率在低于100℃时不超过1.1℃/min，汽轮机冲转前（300℃）不超过1.5℃/min。

5.6 燃烧控制

低NOX轴流式燃烧器作为一种经济实用的手段来满足现有的及将来日益严格的降低NOX排放的要求。

设计煤粉燃烧器共20只，前墙三层、后墙两层对冲布置。每台磨煤机对应前墙或后墙一层4只燃烧器。

制粉系统采用5台中速磨正压直吹系统，煤粉细度R90为11% 。 5.6.1 燃烧控制

燃烧控制系统调节锅炉燃料和燃烧空气的总供给，在特定的范围内维持燃料的燃烧。4台磨煤机运行带100％BMCR负荷和100％TRL负荷。 5.6.2中心风的调整

中心风由二次风道提供并从每个二次风挡板前引出。中心风引入每台燃烧器的中心风管以防止热烟气回流，并为油燃烧器提供一定比例的燃烧空气。

为了在所有负荷状态下准确地提供中心风量，中心风挡板“开”和“关”的位置在试运期间根据负荷和二次风压来设定。通常设置二次风压低于0.85kPa时处于“开”的位置，超

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过0.85kPa时“关”。

5.6.3二次风和过燃风控制及氧量调整

在煤粉燃烧器上方共设置了二层，共16个过燃风喷嘴，前后墙每层各为4只。采用低NOX燃烧器和分级送风保证NOX排放控制在设计要求的范围之内。

在正常运行期间，燃烧器和过燃风喷口的总风量应满足燃料燃烧要求的炉膛出口的过量空气。在BMCR工况下，炉膛出口的过量空气系数是1.19，燃烧器区域的过量空气系数为1.05。炉膛出口（省煤器）氧量信号用于调整所要求的总风量。

燃烧器区域的过量空气系数是随锅炉负荷变化的，并受投运磨煤机数量的影响。燃烧器区域的风量是指经过燃烧器进入锅炉的风量，包括运行燃烧器的一次风、二次风，未运行燃烧器的漏风/冷却风和所有燃烧器的中心风。

停运燃烧器的漏风/冷却风量约为BMCR负荷下该风室二次风量的12％。停运燃烧器的漏风量是由二次风挡板最小位置挡块决定的，并随着该负荷下热二次风道与炉膛负压之间的压差而变化。根据氧量信号操纵燃烧器风室风量和过燃风量两者的比例。

5.8锅炉汽水品质

本说明适用于直流锅炉特殊的水质要求，由于没有排污的可能，给水不应含有蒸发时产生残渣的杂质。实践中，这通常要求装有100%全流量凝结水处理装置（简称CPP）和仅使用挥发性化学药品。水中实际上没有溶解的杂质，使腐蚀的危险减到最小。并且，可在全挥发性处理（简称AVT）和联合水处理（简称CWT）两者之间选择使用。

因为需要维持低的电导率，省煤器进口给水电导率＜0.02μs/cm，因此，推荐新电厂试运期间采用AVT，只有在运行稳定并检验确定设备可以在CWT设定的化学参数限定内运行时才改用CWT。同样，万一电导率不能维持在许可值内，即，凝汽器泄漏，就必须立即回到AVT工况下。

表4给出了AVT和CWT水处理方式的正常运行值，下面还附着一些适用于锅炉启动或变负荷状态下稍稍放宽的数据

表4 直流锅炉省煤器进口给水品质 参数 导电率(25℃) 氧 硅 单位 μs/cm mg/kgO2 mg/kgsio2 AVT 0.2 max 0.005 max* 0.02 max CWT 0.15max 0.03-0.15 0.01max 22

铁*** 铜和镍*** PH 启动/变负荷加权平均铁 启动/变负荷加权平均铜和镍 mg/kgFe mg/kgCu+Ni - mg/kgFe mg/kgCu+Ni 0.01 max 0.005max 8.5-9.5** 0.1max 0.03max 0.005max 0.003max 8-9 0.1max 0.03max 注：* 机械除氧后测量的氧量限制，此外，推荐使用挥发性化学净化剂。

** 如果无论是给水还是凝结水系统中使用了铜合金材料，给水的PH值应限于8.5-9.2，否则应是9.2-9.5。

*** 给水中铁、铜和镍的比例取决于结构材料，装置的运行年限和采用的水处理方式。给出的最大值符合正常的稳定运行状态。在启动可能还有急剧变负荷期间，将超出指标。见表中对任意4小时期间/变负荷加权平均值。

5.9锅炉运行的报警值和跳闸值

表5 锅炉运行的报警值和跳闸值

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

项 目 末级过热器出口蒸汽温度低 末级过热器出口蒸汽温度高 再热器出口温度低 再热器出口温度高 贮水箱水位高 贮水箱水位高高 贮水箱水位低 贮水箱水位低低 炉膛压力低报警 炉膛压力高报警 在MFT前炉膛压力低报警 在MFT前炉膛压力高报警 炉膛压力低 炉膛压力高 炉膛压力低低 炉膛压力高高 增闭锁 MV＞DV 减闭锁MV＜DV 省煤器给水流量低 空气流量＜20%BMCR 油母管压力低低 吹扫空气压力低 单 位 整定值 ℃ ℃ ℃ ℃ mm mm mm mm kPa kPa kPa kPa kPa kPa kPa kPa kPa kPa kg/s kg/s MPa kPa 566 576 564 574 7350 9400 2850 550 -0.3 +0.1 -2.0 +2.0 -2.5 +2.5 -4.0 +4.0 +0.8 -1.0 92 71 1.0 3.0 23

报警/跳闸 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警，信号三取二/MFT 报警，信号三取二/MFT 信号三取二时跳引风机 信号三取二跳送风机 报警 报警 报警 报警/MFT 报警，由3个压力变送器引出的信号 报警 备注 ＞35% BMCR ＞50% BMCR 本生负荷以下 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 母管处油温低于 母管处油温低于 屏式过热器出口管壁温度 屏式过热器出口短集箱温度 末级过热器出口管壁温度 末级过热器出口短集箱温度 再热器出口管壁温度 再热器出口连接管壁温度 螺旋水冷壁出口管壁温度 水冷壁出口蒸汽温度 水冷壁出口蒸汽温度 贮水箱金属内壁温度变化 贮水箱内外壁温差变化率大于 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃/min ℃ 10 5 585 580 600 595 620 615 415 435 ＞475 5 25 报警 禁止点火 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 报警 信号三取二 MFT 报警 报警 6.锅炉的停运

停炉类型可分成短期停炉（锅炉热备用，即极热态，热态或温态再启）和长期停炉（即停炉至冷态）两种。

6.1正常停炉和减负荷

1）选择停炉类型，设定降负荷速率； 2）检查燃油系统，准备点火；

3）锅炉降负荷，在停运第一台磨煤机之前，与之相关的点火油燃烧器必须点燃，在磨煤机负荷降至最小后停磨。磨停运后，为了节省燃油，可停相关的点火油燃烧器。当油燃烧器开始点燃时，投入空气预热器吹灰。

随着负荷的降低逐台停磨煤机。 4）降负荷，

在临界压力以下，当锅炉负荷接近本生负荷仍在直流运行时，分离器出口蒸汽温度还是微过热的。必须首先降低水冷壁出口温度到饱和温度。所以要减少燃料，降低蒸汽温度。

在负荷降低到本生负荷以下时，水返回贮水容器，流量等于本生流量与锅炉蒸汽流量之差。水冷壁出口将是湿蒸汽状态。

5）停剩余的磨煤机

在负荷低于35%BMCR时，需投油燃烧器稳定燃烧。在最后一台磨煤机停运后，停一次风机和磨煤机的密封风机。

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6）当汽轮机负荷下降到5%TMCR时，打开锅炉下列疏水阀，以保证过热器中没有凝结水： 包墙环形集箱疏水阀 折焰角汇集集箱疏水阀

一级过热器入口/分隔墙出口疏水阀 主蒸汽及再热蒸汽管道低点疏水阀

对于短期停炉，为了保持锅炉压力，锅炉低点疏水必须尽快关闭。对于长期停炉，低点疏水应保持打开，以促进锅炉冷却。

7）停运油燃烧器

停运的各只油燃烧器之间，要留出充足的时间来吹扫。最后一只油燃烧器不吹扫，应该手工清洁。

对于短期停炉，火检冷却风机应保持运行。对于长期停炉，冷却风机在风箱温度低于70℃时停运。

在最后一只油燃烧器停运后，打开省煤器排气阀。

6.2熄火后炉膛吹扫和锅炉的停运

1）熄火后炉膛吹扫程序

当没有燃烧器燃烧时，DCS系统会给出“需要炉膛吹扫”的信息，并提供一个“炉膛吹扫条件满足”的信号，此时DCS应该开始进行熄火后炉膛吹扫。

炉膛及主烟风道进行5分钟的吹扫，之后系统给出一个“吹扫完成”的信号。 2）各风机停运

炉膛压力仍保持自动，逐渐降低送风机流量到零，同时停掉送风机和引风机。锅炉空气和烟气侧封闭。

如锅炉停运是为了维修受压部件，锅炉可以用送、引风机强制冷却。 3）停静电除尘器（见静电除尘器说明书） 4）停运空气预热器（见预热器说明书）。

对于温态或热态再启动的停炉时，空气预热器仍继续转动，直到下一次启动。对于冷态再启动或长期停炉，一旦省煤器出口烟气温度降到～50℃（或制造厂的规定）可以停空气预热器。

5）燃油系统

燃油系统通常在锅炉“极热态”停炉期间保持投运。在锅炉“温态”或“热态”停炉期

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间内，既可保持投运，也可停运。在长期停炉时应该停运。

6）对于长期停炉，当锅炉压力低于1.5MPa时，可以通过疏水带压排空。

7、锅炉非正常运行

7.1 主要辅机丧失

锅炉各主要辅机丧失

由于锅炉主要辅机的丧失，例如锅炉给水泵、空气预热器、送风机、引风机或一次风机丧失，必须迅速将机组负荷降到余下辅机的带负荷能力以内。

锅炉带负荷能力受各主要辅机中某一设备丧失的影响，例如，两台送风机运行时负荷为100%，那么，一台送风机运行带负荷能力减少到50%。

7.2 锅炉主燃料跳闸（MFT）

BMS系统的一个重要的特征是：它管理着锅炉的运行参数和一些极其重要的功能，即这些参数跌破预设极限时它就启动主燃料跳闸（MFT），它使锅炉避免了严重的事故。

以下情况如有一种或几种发生，MFT就会动作切断燃料供应： 1.主燃料跳闸 2.控制电源停电 3.仪表风压力低低 4.炉膛压力高高 5.炉膛压力低低

6.空气流量小于20% BMCR

7.两台引风机/两台送风机同时丧失 8.紧急停炉按钮动作 9.水冷壁流量低低

10.油燃料跳闸动作并且无煤粉燃烧器在运行 11.所有火焰丧失

12.所有油和煤粉燃烧器在运行的信号丧失 13.汽轮机/发电机跳闸

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14.火焰检测器冷却风压力低低 MFT将执行以下保护操作：

1.炉膛吹扫确认信号丧失（在锅炉点火前要求炉膛重新吹扫） 2.主燃料油快速关断阀关闭，回油再循环阀关闭 3.“油燃烧器点火”清除

a）关闭所有燃烧器燃料油跳闸阀 b）阻止点火器插入炉膛 4.所有给煤机/磨煤机跳闸 5.所有一次风机跳闸 6.两个电除尘器断电

7.如MFT时空气流量小于30%，所有空气和烟气挡板解除控制 8.吹灰器退出/跳闸 9.汽机跳闸

10.如果允许条件满足，进行炉膛吹扫

11.当锅炉负荷降低时，过热器和再热器减温器喷水截止阀关闭

7.3 锅炉管道泄漏

当水或蒸汽管道泄漏时，锅炉是否停运决定于泄漏的大小和位置、连续维持锅炉出口参数的能力、机组要求的负荷，而最重要的是随之而来的可能对设备造成的严重损害。

7.4 单台引风机，送风机或一次风机故障

如果锅炉运行时一台送风机（或一台引风机）故障，另一台风机在运行，则运行人员必须快速减负荷到50%BMCR，以便与锅炉能力相匹配。故障的风机出口挡板关闭，运行人员必须停掉同一侧的引风机（或送风机）。

若一次风机跳闸时锅炉负荷大于50%BMCR则负荷逻辑使负荷降到50%，并停运一半磨煤机。

7.5 锅炉给水泵故障

正常情况下运行一台汽动给水泵带100%BMCR负荷，50%BMCR负荷容量的电动泵处于备用。

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如果汽动给水泵故障，应立即启动备用泵。

若机组负荷小于50%BMCR，且汽动泵运行，汽动泵跳闸，则电动泵要承担跳闸的给水泵的负荷。

如果锅炉负荷是运行在50%BMCR以上，则运行人员必须立即控制降低锅炉负荷到50%BMCR左右，以避免MFT。

如果备用泵启动故障，那么，一旦炉膛流量足够低，机组将MFT。

7.6 磨煤机故障

如果一台磨煤机系统发生紧急停机，则运行人员需考虑机组负荷和剩下几台磨在运行，谨慎地减负荷以便与锅炉燃烧能力相匹配。如果两台或更多的磨煤机丧失，那么锅炉负荷需相应减少。

当磨煤机跳闸时，DCS将自动切断给煤机，并且磨煤机的所有入口、出口将被隔离，使磨煤机着火或爆炸的可能性降到最小。

其它见磨煤机制造商说明书。

7.7 空气预热器故障

一台空气预热器丧失，另一台预热器只能承担50%BMCR的容量。运行人员必须控制快速降负荷与锅炉50%BMCR的燃烧能力相匹配。

当空气预热器在发生上述情况后进行重新启动，应投运吹灰器清除预热器元件上的积灰。

7.8飞灰含碳量高

1.风箱风压和挡板位置不正确 2.一次风的风煤比不正确 3.各燃烧器之间煤粉分配不均

4.二次风/三次风旋流器和挡板位置不正确 5.煤质恶化 6.煤粉细度不正确

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7.9 NOx排放量高的原因

1.风箱风压不正确 2.一次风的风煤比不正确 3.炉膛粘污 4.中心风量不正确

5.二次风/三次风旋流器和挡板位置不正确 6.煤质恶化

7.NOx测量/示值不正确

7.10 灰处理系统故障

粗灰系统故障

系统故障可能因为除灰系统堵塞，造成粗灰斗积灰，这种情况必须尽可能调查清楚并纠正。

若炉膛灰斗积灰高于正常水平，锅炉燃烧率需要缓慢降低，若非常高则锅炉停炉。

7.11 锅炉燃烧不稳定

7.11.1 概述

运行人员必须尽力维持锅炉一直稳定燃烧。

不稳定燃烧的发生可以由火焰检测器和炉膛状况确定。典型特征是： 1.火焰检测信号微弱或上下波动 2.炉膛压力上下波动

3.从火检和视觉观察炉膛状况不良

运行人员首先应检查下面列举的可能的原因并采取必要的补救措施。

1.当煤粉着火时，如果火焰燃烧不稳定，那么可以点燃油枪稳燃直到引起不稳定燃烧的原因解决。

2.注意油枪点火开始到油枪着火有40秒时间的延迟。

3.如果煤粉燃烧不稳定，运行人员千万不能在可能引发炉膛爆炸情况下点燃油枪。 4.当点火完全失效时，MFT会将锅炉自动跳闸。

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