超临界压力直流锅炉运行说明书.doc

《超临界压力直流锅炉运行说明书.doc》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。

锅炉使用说明书产品型号SG–1910/25.4–M951MODELOFPRODUCT产品名称1910t/h超临界压力直流锅炉NAMEOFPRODUCT编号951-1–8603SERIALNo编制日期PREPAREDBYDATE校对日期CHECKEDBYDATE审核日期REVIEWEDBYDATE批准日期APPROVEDBYDATE上海锅炉厂有限公司SHANGHAIBOILERWORKS，LTD．2004年10月24 编写说明:江苏镇江发电有限公司2×600MW锅炉是上海锅炉厂有限公司引进美国ALSTOM成熟技术开发的超临界锅炉产品。为保证锅炉能安全、稳定、可靠的运行，对运行中锅炉的主要部件及辅助设备的操作、使用方法、监督、应注意事项等的原则要求作了说明。由于锅炉的启动、停炉过程与机组的其他设备：如汽轮机、各种辅机设备、控制系统等密切有关，因而本说明书仅供用户在编制锅炉运行规程和启动调节细则时作参考。24 目录1锅炉概况41.1锅炉简介41.2锅炉主要技术参数41.3锅炉主要性能指标51.4燃料61.4.1煤种61.4.2点火及助燃用油72锅炉启动72.1启动前的准备72.2冷态启动82.2.2锅炉进水和循环清洗82.2.3辅机启动92.2.4锅炉点火92.2.5增加燃烧率92.2.6汽机冲转/同步92.2.7汽机同步带最小负荷后至17%BMCR92.2.8负荷从17%BMCR至28%BMCR92.2.9负荷从28%BMCR至30%BMCR92.2.10负荷从30%BMCR至100%BMCR92.2.11燃料启动顺序92.3温态启动92.3.1锅炉启动前应检查的设备92.3.2锅炉上水92.3.3启动烟风系统92.3.4点火前控制系统的检查92.3.5锅炉点火92.3.6增加燃烧率92.3.7汽机冲转/同步92.3.8汽机同步带最小负荷后至17%BMCR92.3.9负荷从17%BMCR至28%BMCR92.3.10负荷从28%BMCR至30%BMCR92.3.11负荷从30%BMCR至100%BMCR92.3.12燃料启动顺序92.4锅炉热态启动92.4.1锅炉启动前应检查的设备92.4.2锅炉上水92.4.3启动烟风系统92.4.4锅炉炉膛吹扫92.4.5点火前控制系统的检查92.4.6锅炉点火92.4.7增加燃烧率92.4.8汽机冲转/同步92.4.9汽机同步带最小负荷后至17%BMCR924 2.4.10负荷从17%BMCR至28%BMCR92.4.11负荷从28%BMCR至30%BMCR92.4.12负荷从30%BMCR至100%BMCR92.4.13燃料启动顺序92.4.14燃料停运顺序93锅炉运行的控制与调整93.1锅炉运行的监视和调整93.2锅炉的燃烧调整93.3锅炉汽温的调整94锅炉的停止运行94.1停炉前的准备94.2锅炉的正常停炉95停炉后的保养95.1锅炉停炉保养方法95.2锅炉停炉后的保护规定及方式95.3.停炉保护操作步骤95.4冬季停炉后的防冻96事故处理程序96.1再热器保护96.1.1再热器流量监测96.2汽轮机阀门关闭96.3汽轮机解列96.4解列后操作程序96.5失负荷时汽轮机保护96.6主燃料跳闸96.7水冷壁流量低96.8水冷壁管温度高96.9管子事故96.9.1水冷壁管96.9.2省煤器管96.9.3过热器和再热器管97附录97.1参考的冷态启动典型曲线97.2参考的温态启动典型曲线97.3参考的热态启动典型曲线924 1锅炉概况1.1锅炉简介本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。设计煤种：神府煤，校核煤种：晋北煤。炉膛宽度18816mm，炉膛深度17697mm，水冷壁下集箱标高为7500mm，炉顶管中心标高为71210mm。锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只外径/壁厚为F813/104.8mm的汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。每个分离器筒身上方切向布置4根不同內径的进口管接头、2根內径为F225.4mm至炉顶过热器管接头和一个內径为F225.4mm疏水管接头。当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而水则通过两根外径为F324mm疏水管道引至一个储水箱，储水箱下方设有两根管道分别通至除氧器和大气式扩容器，每根管道上设有调节阀，可根据不同状况控制分离器水位和对工质和热量的回收。在大气扩容器中，蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气；水进入冷凝器储水箱。炉膛由膜式壁组成。从炉膛冷灰斗进口（标高7500mm）到标高48840mm处炉膛四周采用螺旋管圈，管子规格为F38.1mm，节距为54mm。在此上方为垂直管圈，管子规格为F34.9mm，节距为56mm。炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道布置有低温再热器和省煤器。锅炉燃烧系统按中速磨冷一次风直吹式制粉系统设计。24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制。再热器汽温采用燃烧器摆动调节，再热器进口连接管道上设置事故喷水。尾部烟道下方设置两台转子直径13494mm三分仓受热面旋转容克式空气预热器。炉底排渣系统采用水力出渣方式。锅炉运行层标高为17.0m。锅炉设有膨胀中心及零位保证系统，炉顶采用大罩壳热密封，炉顶管采用全金属密封，炉墙为轻型结构带梯型金属外护板，屋顶为轻型金属屋盖。1.2锅炉主要技术参数锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配。锅炉出口蒸汽参数为25.4MPa(g)/571℃/569℃。锅炉最大连续蒸发量为1910t/h，最终与汽轮机的VWO工况相匹配。锅炉主要参数：24 名称单位BMCRBRL高加全切75%BMCR50%BMCR30%BMCR主蒸汽流量t/h1910182014601431954572主蒸汽温度oC571571571571571525主蒸汽压力MPa(g)25.425.30252519.711.8再热器进口压力/温度MPa(g)/oC4.54/3174.33/3054.222/3133.477/2932.353/2891.358/263再热器出口压力/温度MPa(g)/oC4.33/5694.13/5694.025/5693.314/5692.241/5691.290/513再热蒸汽流量t/h1614154214391228836511给水温度oC282280190265242214注：1.压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压（以后均同）。2.锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）对应于汽机VWO工况下的进汽量。1.1锅炉主要性能指标锅炉热力特性（设计煤种）：名称单位BMCRBRL干烟气热损失LG%4.694.64氢燃烧生成水热损失LH%0.200.20燃料中水份引起的热损失Lmf%0.060.06空气中水份热损失LmA%0.110.10未燃尽碳热损失Luc%0.630.63辐射及对流热损失LRβ%0.170.17未计入热损失LuA%0.300.30计算热效率（按低位发热量）%93.8593.90制造厂裕度Lmm%0.350.35保证热效率（按低位发热量）%93.5093.55燃料消耗量kg/h237343227560炉膛容积热负荷kW/m387.7084.09炉膛截面热负荷kW/m245254338燃烧器区域壁面热负荷kW/m216201553空气预热器入口冷一次风温度℃272724 空气预热器入口冷二次风温度℃2323空气预热器出口一次风温度℃323320空气预热器出口二次风温度℃337335炉膛出口过剩空气系数afo/1.201.20省煤器出口过剩空气系数afo/1.201.20空气预热器出口烟气修正前温度℃134132空气预热器出口烟气修正后温度℃1291271.1燃料1.1.1煤种名称及符号单位设计煤种（神府煤）校核煤种（晋北煤）工业分析收到基全水分Mar%14.510收到基灰分Aar%10.2623.58收到基挥发分Var%26.82815.63收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg2300019980哈氏可磨系数HGI5568元素分析收到基碳Car%63.0156.42收到基氢Har%4.333.46收到基氧Oar%6.154.72收到基氮Nar%1.251.20收到基全硫St,ar%0.500.62灰熔融性变形温度DT℃11161319软化温度ST℃11561359流动温度FT℃11961399灰分分析二氧化硅SiO2%39.2532.89三氧化二铝Al2O3%14.4824.31三氧化二铁Fe2O3%9.868.75氧化钙CaO%22.2315.7氧化镁MgO%0.860.96二氧化硫SO2%8.556.21氧化钠和氧化钾Na2O+K2O%2.332.5624 1.4.2点火及助燃用油油种：#0轻柴油运动粘度(20℃时)：3.0～8.0mm2/s凝固点：≯0℃闭口闪点：不低于65℃机械杂质：无含硫量：≤0.2%水份：痕迹灰份：≤0.02%低位发热值Qnet,ar41800kJ/kg1锅炉启动1.1启动前的准备锅炉在点火前，有关运行人员应对锅炉及相关设备进行全面的检查并做好启动前的准备工作，主要检查内容如下：1)锅炉各部位无任何影响膨胀的异物，各处膨胀指示器装设位置正确。清除锅炉周围杂物和垃圾，保证平台、扶梯畅通。2)锅炉门孔关闭，所有风门及烟道挡板启闭灵活，挡板就地开关位置与DCS表计指示相符。3)所有的阀门处于启动的正确位置，阀门无泄漏，开关灵活，电动/气动执行机构动作正常，DCS开度指示与实际位置应相符。4)分离器水位指示正确。5）油枪位置、金属软管，炉前油系统及阀门，燃烧器风箱等满足设计、运行要求。6）空气预热器的传动装置、密封间隙、润滑油及冷却系统，各指示器均处于正常位置（详见空气预热器安装说明及运行维修说明书）。7）吹灰系统应在退出位置。8）各汽水管道吊架，烟风道，燃烧器等吊架完整，受力均匀，弹簧吊架已处于正常工作状态。9）锅炉DCS控制系统（包括FSSS/BMS）及热工仪表等均处于正常工作状态。炉膛火焰监视工业电视系统工作正常。10）灰、渣系统相关设备工作正常。11)仪表用空气等相关设备工作正常。12）制粉系统等相关设备工作正常。13）锅炉消防系统等相关设备工作正常。14）锅炉现场照明系统等相关设备工作正常。24 1.1冷态启动2.2.1锅炉启动前应检查如下设备运行正常：1)机组凝汽器投运正常，高低压旁路备好；2)电厂水处理系统投运正常，给水品质满足要求；3)辅助蒸汽可用；4)燃油设备备好；5)雾化蒸汽可用；6)送风进口至烟囱连接通道畅通；7)闭环冷却水投运正常；8）锅炉启动系统备好，包括大气式扩容器，集水箱，回水疏水泵等；9）过热器/再热器放气阀关；10）过热器/再热器疏水阀开；11）至汽机的主蒸汽管道疏水阀开；12）锅炉启动系统暖管阀备好；13）省煤器、水冷壁疏水阀关；14）锅炉启动系统电动隔离阀（V-143/147/150）开；15）锅炉启动系统调节阀（NWL、HWL-1、HWL-2）投自动；16）过热器/再热器喷水调节阀关、电动截止阀关；17）给水为0；18）除氧器给水温度应大于120℃；19）烟温探针投运并已做好校核。2.2.2锅炉进水和循环清洗1）锅炉进水水质应满足：除氧器出口水质的含铁量<200PPb；2）锅炉在进水时除氧器须加热，提高给水温度到120℃左右。锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111℃。注意：上水时的分离器，水压试验时的分离器及过热器出口集箱），如果锅炉金属温度小于38℃且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小。3）锅炉点火时省煤器入口给水品质须达到《给水参数表》中启动过程栏参数4）省煤器出口放气阀（V-6）开；5）电动给水泵转速设置最小，操作见该电动给水泵启、停使用导则；6）当省煤器、水冷壁及分离器在无水状态，上水以10%BMCR（191t/h）左右给水流量。7）待分离器有水位出现时，要求分离器水位稳定2分钟且HWL-1调节阀开度在80%有2分钟；逐渐加大给水量到30%BMCR（573t/h左右，省煤器入口流量），控制分离器有水位6.2～7.2m左右，将分离器水位控制自动投入。8）充满水后，电动给水泵最大出力运行约30秒，HWL-1、HWL-2调节阀须同时开启，确保空气完全排空；24 1）省煤器出口放气阀（V-6）关；2）锅炉进入循环清洗程序。当分离器出口水质含铁量Fe>500PPb，应进行排放，含铁量Fe<500PPb时进行回收，启动锅炉疏水泵，建立循环清洗；3）当循环清洗进行到省煤器入口水质含铁量Fe<50PPb，分离器出口含铁量Fe<100PPb时，锅炉清洗完成可以进入点火操作程序；4）省煤器进口给水流量自动控制在最小设定值（30%BMCR）〖1〗。〖1〗注：当省煤器、水冷壁及分离器充满水后，给水泵可以停运，其目的是建立并维持除氧器水位、水温（不小于120℃），然后重启电动给水泵以维持省煤器进口给水流量自动控制在最小设定值。若维持除氧器水位、水温没有问题，则给水泵可以不停运。24 给水参数表给水参数单位正常运行短期AVTCWT启动过程电导率25℃μS/cmMax.0.2Max.0.5Max.1.0PH值25℃Min.9.08.0～8.5Min.9.0溶解氧PPbMax.10030～150Max.100硅PPbMax.20Max.20Max.100铁PPbMax.20Max.20Max.50铜PPbMax.3Max.3Max.10钠PPbMax.10Max.10Max.50其它要求干净无色干净无色干净无色注：启动过程栏参数要求在锅炉点火后6小时内调整到正常运行值，该栏参数最长运行时间可以2小时。2.2.3辅机启动2.2.3.1启动烟风系统1)启动回转式空气预热器支撑轴承、导向轴承润滑油系统并投自动，操作见该产品使用导则；2)启动回转式空气预热器，空气预热器启停顺序操作见该产品使用导则；3)启动引风机A，引风机的启停顺序操作见该引风机使用导则；4)调节引风机A，炉膛压力控制投自动，压力控制在设定值；5)启动火焰监视探头的冷却风机，A、B两台冷却风机一台运行，一台备用；6)启动送风机A，送风机的启停顺序操作见该送风机使用导则；7)调节送风机A控制挡板，使风流量至最小设定值（如30%），置空气流量控制于自动；8)启动引风机B，引风机的启停顺序操作见该引风机使用导则；9)调节引风机B，炉膛压力控制投自动；10)启动送风机B，送风机的启停顺序操作见该送风机使用导则；11)调节送风机B控制挡板，使风流量至最小设定值，置空气流量控制于自动；12)确认炉底冷灰斗、省煤器灰斗、烟道灰斗密封良好；13)燃烧器倾角调至水平位置；14)投入炉膛火焰监视电视，确认炉膛火焰监视电视摄像头的冷却风参数满足要求。2.2.3.1锅炉炉膛吹扫1）进行炉前燃油系统漏油试验（FSSS燃油漏油试验功能）；2）确认炉膛吹扫条件全部满足，可进行炉膛吹扫；3）吹扫5分钟，风量为大于30%，小于40%总风量；4）5分钟吹扫完成后，MFT继电器自动复位；5）维持30%总风量。24 2.2.3.2点火前控制系统的检查1）给水控制在自动，且维持最小给水流量（30%BMCR暂定）；2）分离器水位控制投自动，如NWL，HWL-1，HWL-2水位控制投自动；3）炉膛压力控制投自动；4）风量控制投自动，维持30%总风量；5）高低压旁路（HP/LP）控制投自动，详见高低压旁路操作导则；冷凝器真空应建立，低旁喷水减温水应备好；6）过热器及再热器温度控制投自动，设定值为饱和度至少50℃；7）燃油调节阀控制投自动；8）炉膛烟温探针在工作；2.2.4锅炉点火1）投入炉前油系统，为保证燃油的顺利点火燃烧，按要求控制燃油压力及温度页：11使燃油粘度必需控制在3°E之下；2）投入空气预热器的吹灰系统，以防止启动阶段燃油雾化不良在预热器受热面上沉积，烧坏预热器；开启分离器放气阀、过热器分隔屏放气阀，包覆过热器疏水阀开（V-50）；3）在点火时空气流量应维持在满负荷时风量的30%，以保证炉室燃烧产物中富有氧气，以避免形成可爆性的混合物。在开启油母管跳闸阀以前，运行人员应检查所有炉膛安全保护系统（FSS）的功能正常，绝不允许跳过或旁路任何联锁条件；4）启动AB层油枪，投入#1角轻油枪隔一定时间投入#3，或#2、#4角轻油枪。（角的编号，面对锅炉从炉前左角开始，按顺时针方向分别为1、2、3、4），当第三支油枪点火成功后，即关闭再循环阀，燃油压力控制切换为流量控制；(通过炉膛火焰监视电视和就地观察孔，观察燃烧情况，如燃烧不佳，通常表现为a、着火不稳定；b、火焰上有烟尾巴；c、火焰不明亮；d、有未燃烬碳形成的火星；e、火焰形状不规则)1）油流量控制投自动，流量设定按5%-BMCR（暂定），注意初次启动锅炉，分离器出口压力的上升速度应尽量慢，这有足够的时间检查锅炉膨胀以及运行人员熟悉锅炉、辅机的特性；2）启动CD层油；3）流量设定按8%-BMCR（暂定），炉膛烟温探针显示温度必须小于538℃；4）监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温，金属壁温报警设定值见第5项。当分离器压力达到0.2Mpa，关闭分离器放气阀；确保水循环稳定，在分离器压力达到0.5Mpa（暂定）前，燃烧率不能增加，当分离器压力达到适当压力，回水至除氧器已建立，HWL-2阀可先关，然后HWL-1阀也关。2.2.5增加燃烧率1）当过热蒸汽流量建立，包覆过热器疏水阀关；2）当过热蒸汽温度过热度超过50℃，蒸汽流量建立，关过热器分隔屏放气阀，燃烧率可以增加。在汽机同步或蒸汽流量达到10%以前，燃烧率维持炉膛烟温探针显示温度必须不大于538℃；24 1）调整HP/LP系统的压力设定，工作在启动方式；2）过热器出口压力达8.4～8.9Mpa（暂定），高旁在压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配；检查锅炉膨胀位移，并做记录。2.2.6汽机冲转/同步确认蒸汽压力、温度、品质满足汽机冲转要求（详见汽机使用导则）；1）开再热器放气阀；2）汽机同步后，关所有过热器/再热器疏水、放气阀；3）主蒸汽压力由旁路控制切换到汽机控制（详见有关控制系统使用导则），锅炉/汽机控制方式为汽机跟随方式（TFMODE）。4）通过调整燃烧率和风量，控制过热蒸汽温度及再热蒸汽温度（因进省煤器给水量不变）。2.2.7汽机同步带最小负荷后至17%BMCR1）汽机同步带最小负荷，运行稳定一段时间后，启动一次风机A，准备投运煤粉；2）调节一次风机热风道压力至最小，设置热风道与炉膛压差控制至自动状态；3）启动一次风机B；4）第二台一次风机启动后，热风道与炉膛压差控制至自动状态；5）投运B层磨煤机，若B层磨煤机不可用，则投运A层磨煤机（详见磨煤机、给煤机使用导则）；6）证实该煤层运行，给煤机投自动，当燃煤稳定后，减少油的燃烧率，使锅炉负荷保持投运煤层以前的水平；7）投运给煤机转速保持不变，增加燃油，负荷增加至17%BMCR，增加负荷按0.5%/每分钟；8）机组稳定运行在17%BMCR，相关的高加、低加投运；9）二台汽动给水泵开始准备；10）投运C层磨煤机，若C层磨煤机不可用，则投运A层磨煤机。当该层燃煤燃烧稳定后，减少油的燃烧率至5%BMCR，CD层油停运，检查C或A层煤粉火焰；使锅炉负荷保持投运该层煤层以前的17%BMCR水平。2.2.8负荷从17%BMCR至28%BMCR1）投运给煤机转速保持不变，增加燃油流量，负荷增加至28%BMCR，增加负荷按0.5%/每分钟；2）第1台汽动给水泵投运，有关低加投运；3）增加燃煤，减少油的燃烧率至5%BMCR，且稳定，锅炉负荷保持28%BMCR；4）电动给水泵切至汽动给水泵，电动给水泵停运；5）除氧器加热蒸汽切换至抽汽；6）当锅炉负荷至28%BMCR稳定后，机组投CCS方式，增加负荷按0.5%/每分钟。2.2.9负荷从28%BMCR至35%BMCR1）锅炉/汽机自动匹配，由自动程序顺序启停燃烧设备；24 1）增加燃煤量，锅炉负荷至35%BMCR，增加负荷按0.5%/每分钟；减少油的燃烧率，当锅炉负荷至30%BMCR，则停AB层油；锅炉负荷保持35%BMCR；2）当锅炉负荷至35%BMCR时，运行方式从湿态正式转入干态运行；HWL-1、NWL阀前的隔离阀（V-147/V-150）按照连锁条件自动关。注意：当锅炉负荷达到30%BMCR以前，给水品质必须核实确认合格。当锅炉负荷大于30%BMCR，建议水处理由AVT切换到CWT。2.2.10负荷从35%BMCR至100%BMCR1)增加负荷按1.0%/每分钟2)锅炉/汽机自动匹配，由自动程序顺序启停燃烧设备2.2.11燃料启动顺序AB层油---CD层油----B层/A层煤----C层/A层煤----D层煤----E层煤----F层煤1.1温态启动1.1.1锅炉启动前应检查的设备同冷态启动1.1.2锅炉上水1）省煤器进口给水流量自动控制在最小设定值。水质合格后才能上水，给水品质应符合表3-1的规定；省煤器、水冷壁、分离器须充满水，水温应大于120℃（暂定）且无蒸汽；2）省煤器出口放气阀（V-6）开（若锅炉没有压力）；3）电动给水泵转速设置最小，操作见该电动给水泵启停使用导则；集水箱至冷凝器的回水泵投自动；4）上水以30%BMCR给水流量的给水自动控制。当分离器水位达到约最大水位的75%时，NWL、HWL-1调节阀自动开，分离器水位稳定2分钟且NWL、HWL-1调节阀开度在80%达2分钟；5）充满水后，电动给水泵最大出力自动控制运行约30秒，NWL、HWL-1调节阀须同时开启，保证水系统彻底吹尽空气；6）省煤器出口放气阀（V-6）关；1）省煤器进口给水流量（1BS-FT-090A/B/C）自动控制在最小设定值（30%BMCR）1.1.3启动烟风系统同冷态启动1.1.4点火前控制系统的检查同冷态启动1.1.5锅炉点火1）投入炉前油系统，为保证燃油的顺利点火燃烧，按要求控制燃油压力及温度使燃油粘度必需控制在3°E之下；24 2）投入空气预热器的吹灰系统，以防止启动阶段燃油雾化不良在预热器受热面上沉积，烧坏预热器；包覆过热器疏水阀开（V-50）；3）点火时空气流量应维持在满负荷时风量的30%，以保证炉室燃烧产物中富有氧气，以避免形成可爆性的混合物。在开启油母管跳闸阀以前，运行人员应检查所有炉膛安全保护系统（FSS）的功能正常，绝不允许跳过或旁路任何联锁条件；4）启动AB层油枪，投入#1角轻油枪隔一定时间投入#3，或#2、#4角轻油枪。（角的编号，面对锅炉从炉前左角开始，按顺时针方向分别为1、2、3、4），当第三支油枪点火成功后，即关闭再循环阀，燃油压力控制切换为流量控制；5）油流量控制投自动，流量设定按5%-BMCR（暂定）；6）启动CD层油；7）流量设定按8%-BMCR（暂定），炉膛烟温探针显示温度必须小于538℃；8）监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温，金属壁温报警设定值见第5项。9）确保水循环稳定，在分离器压力达到0.5Mpa（暂定）前，燃烧率不能增加，当分离器压力达到适当压力，回水至除氧器已建立，HWL-2阀、HWL-1阀根据水位自动开始关。1.1.1增加燃烧率1）当过热蒸汽流量建立，包覆过热器疏水阀关；2）在汽机同步或蒸汽流量达到10%以前，燃烧率维持炉膛烟温探针显示温度必须不大于538℃；当过热蒸汽温度过热度超过50℃，蒸汽流量建立，燃烧率可以增加；调整HP/LP系统的压力设定，工作在启动方式；3）过热器出口压力达8.4～8.9MPa（暂定），高旁在压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配。1）检查锅炉膨胀位移，并做记录。1.1.2汽机冲转/同步确认蒸汽压力、温度、品质满足汽机冲转要求（详见汽机使用导则）；1）开再热器放气阀；2）汽机带负荷后，再热器放气阀关；3）汽机同步后，关所有过热器/再热器疏水、放气阀；4）主蒸汽压力由旁路控制切换到汽机控制（详见有关控制系统使用导则），锅炉汽机控制方式为汽机跟随方式（TFMODE）；5）通过调整燃烧率和风量，控制过热蒸汽温度及再热蒸汽温度。1.1.3汽机同步带最小负荷后至17%BMCR（暂定）1）汽机同步带最小负荷，运行稳定一段时间后，启动一次风机A，准备投运煤粉；2）调节一次风机热风道压力至最小，设置热风道与炉膛压差控制至自动状态；3）启动一次风机B；4）第二台一次风机启动后，热风道与炉膛压差控制至自动状态；5）投运B层磨煤机，若B层磨煤机不可用，则投运A层磨煤机（详见磨煤机、给煤机使用导则）；24 6）证实该煤层运行，给煤机投自动，当燃煤稳定后，减少油的燃烧率，使锅炉负荷保持投运煤层以前的水平；7）投运给煤机转速保持不变，增加燃油，负荷增加至17%BMCR，增加负荷按0.5%/每分钟；8）机组稳定运行在17%BMCR，相关的高加、低加投运；9）二台汽动给水泵开始准备；10）投运C层磨煤机，若C层磨煤机不可用，则投运A层磨煤机。当该层燃煤燃烧稳定后，减少油的燃烧率至5%BMCR，CD层油停运，检查C或A层煤粉火焰；使锅炉负荷保持投运该层煤层以前的17%BMCR（暂定）水平。1.1.1负荷从17%BMCR至28%BMCR1)投运给煤机转速保持不变，增加燃油流量，负荷增加至28%BMCR，增加负荷按0.5%/每分钟；2)第1台汽动给水泵投运，有关低加投运；3)增加燃煤，减少油的燃烧率至5%BMCR，且稳定，锅炉负荷保持28%BMCR；4)电动给水泵切至汽动给水泵，电动给水泵停运；5)除氧器加热蒸汽切换至抽汽；6)当锅炉负荷至28%BMCR稳定后，机组投CCS方式，增加负荷按0.5%/每分钟。1.1.2负荷从28%BMCR（暂定）至35%BMCR1）锅炉/汽机自动匹配，由自动程序顺序启停燃烧设备；2）增加燃煤量，锅炉负荷至35%BMCR，增加负荷按0.5%/每分钟；减少油的燃烧率，锅炉负荷至30%BMCR时，停AB层油；锅炉负荷保持35%BMCR；3）当锅炉负荷至35%BMCR时，运行方式从湿态正式转入干态运行。注意：当锅炉负荷达到30%BMCR以前，给水品质必须核实确认合格。当锅炉负荷大于30%BMCR，建议水处理由AVT切换到CWT。1.1.3负荷从35%BMCR至100%BMCR1)增加负荷按1.0%/每分钟2)锅炉/汽机自动匹配，由自动程序顺序启停燃烧设备1.1.4燃料启动顺序4）AB层油---CD层油----B层/A层煤----C层/A层煤----D层煤----E层煤----F层煤。1.2锅炉热态启动1.2.1锅炉启动前应检查的设备同冷态启动1.2.2锅炉上水同温态启动1.2.3启动烟风系统同冷态启动24 1.1.1锅炉炉膛吹扫同冷态启动1.1.2点火前控制系统的检查同冷态启动1.1.3锅炉点火1）投入炉前油系统，为保证燃油的顺利点火燃烧，按要求控制燃油压力及温度使燃油粘度必需控制在3°E之下；2）投入空气预热器的吹灰系统，以防止启动阶段燃油雾化不良在预热器受热面上沉积，烧坏预热器；包覆过热器疏水阀开（V-50）；3）点火时空气流量应维持在满负荷时风量的30%，以保证炉室燃烧产物中富有氧气，以避免形成可爆性的混合物。在开启油母管跳闸阀以前，运行人员应检查所有炉膛安全保护系统（FSS）的功能正常，绝不允许跳过或旁路任何联锁条件；4）启动CD层油枪；5）油流量控制投自动，流量设定按5%BMCR（暂定）；6）启动EF层油；7）流量设定按8%BMCR（暂定）；8）监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温，金属壁温报警设定值见第5项。9）确保水循环稳定，在分离器压力达到0.5Mpa（暂定）前，燃烧率不能增加，当分离器压力达到适当压力，回水至除氧器已建立，HWL-2阀、HWL-1阀根据水位自动开始关。1.1.4增加燃烧率1）当过热蒸汽流量建立，包覆过热器疏水阀关；2）在汽机同步或蒸汽流量达到10%以前，燃烧率维持炉膛烟温探针显示温度必须不大于538℃；当过热蒸汽温度过热度超过50℃，蒸汽流量建立，燃烧率可以增加；调整HP/LP系统的压力设定，工作在启动方式；3）过热器出口压力达8.4～8.9Mpa（暂定），高旁在压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配；4）燃烧率不许超过15%BMCR。1.1.5汽机冲转/同步确认蒸汽压力、温度、品质满足汽机冲转要求（详见汽机使用导则）；1）汽机同步后，关所有过热器/再热器疏水、放气阀；2）主蒸汽压力由旁路控制切换到汽机控制（详见有关控制系统使用导则），锅炉汽机控制方式为汽机跟随方式（TFMODE）；3）通过调整燃烧率和风量，控制过热蒸汽温度及再热蒸汽温度。1.1.6汽机同步带最小负荷后至17%BMCR1）汽机同步带最小负荷，运行稳定一段时间后，启动一次风机A，准备投运煤粉；2）调节一次风机热风道压力至最小，设置热风道与炉膛压差控制至自动状态；24 3）启动一次风机B；4）第二台一次风机启动后，热风道与炉膛压差控制至自动状态；5）投运C层磨煤机，若C层磨煤机不可用，则投运D层磨煤机（详见磨煤机、给煤机使用导则）；6）证实该煤层运行，给煤机投自动，当燃煤稳定后，减少油的燃烧率，使锅炉负荷保持投运煤层以前的水平；7）投运给煤机转速保持不变，增加燃油，负荷增加至17%BMCR（暂定），增加负荷按0.5%/每分钟；8）机组稳定运行在17%BMCR，相关的高加、低加投运；9）二台汽动给水泵开始准备；10）投运D层磨煤机，若D层磨煤机不可用，则投运E层磨煤机。当该层燃煤燃烧稳定后，减少油的燃烧率至5%BMCR，CD层油停运，检查D或E层煤粉火焰；使锅炉负荷保持投运该层煤层以前的17%BMCR水平。1.1.1负荷从17%BMCR至28%BMCR1）投运给煤机转速保持不变，增加燃油流量，负荷增加至28%BMCR，增加负荷按1.0%/每分钟；2）第1台汽动给水泵投运，有关低加投运；3）增加燃煤，减少油的燃烧率至5%BMCR，且稳定，锅炉负荷保持28%BMCR；4）电动给水泵切至汽动给水泵，电动给水泵停运；5）除氧器加热蒸汽切换至抽汽；6）当锅炉负荷至28%BMCR稳定后，机组投CCS方式，增加负荷按1.0%/每分钟。1.1.2负荷从28%BMCR至35%BMCR1）锅炉/汽机自动匹配，由自动程序顺序启停燃烧设备；2）增加燃煤量，锅炉负荷至35%BMCR，增加负荷按1.0%/每分钟；减少油的燃烧率，锅炉负荷至30%BMCR时，停EF层油；锅炉负荷保持35%BMCR；3）当锅炉负荷至35%BMCR时，运行方式从湿态正式转入干态运行。注意：当锅炉负荷达到30%BMCR以前，给水品质必须核实确认合格。当锅炉负荷大于30%BMCR，建议水处理由AVT切换到CWT。1.1.3负荷从35%BMCR至100%BMCR1)增加负荷按1.0%/每分钟;2)锅炉/汽机自动匹配，由自动程序顺序启停燃烧设备1.1.4燃料启动顺序CD层油---EF层油----C层/D层煤----D层/E层煤----E层煤----B层煤/AB层油----A层煤。1.1.5燃料停运顺序F层煤----E层煤----A层煤----B层煤----D层煤---C层油24 1锅炉运行的控制与调整3.1锅炉运行的监视和调整3.1.1锅炉运行的监视和调整，必须保证各参数在允许的范围内变动，并应充分利用和发挥计算机程控及自动调节装置，以利于运行工况的稳定和进—步提高调节质量，当计算机程控及自动装置投运时，进行人员应加强对各工况参数的监视，并应经常进行过程参数变化情况的分析，发现某程控或自动装置不正常时，应立即将其切至手动，维持运行工况正常，并应立即通知有关人员，尽快处理，恢复运行。3.1.2锅炉运行调整的任务3.1.2.1保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求;3.1.2.2调节各参数在允许范围内变动;3.1.2.3保持炉内燃烧工况良好;3.1.2.4确保机纽安全运行;3.1.2.5及时调整锅炉运行工况，提高锅炉效率，尽量维持各参数在最佳工况下运行。3.2锅炉的燃烧调整3.2.1锅炉燃烧调整的目的是：确保燃烧稳定，提高燃烧的经济性，使燃烧室热负荷分配均匀，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、结油垢等，保证锅炉运行各参数正常。3.2.2锅炉运行时，应了解燃煤、燃油品种和化学分析，以便根据燃料特性，及时调整运行工况。正常运行时运行人员应经常对燃烧系统的运行情况进行全面检查，发现燃烧不良时应及时调整。3.2.3锅炉燃烧时应具有金黄色火，燃油时火焰白亮，火焰应均匀地充满炉膛，不冲刷水冷壁及屏式过热器，同—标高燃烧的火焰中心应处于同—高度。燃料的着火点应适中，距离太近易引起燃烧器周围结焦烧坏喷咀；距离太远，又会使火焰中心上移，使炉膛上部结焦，严重时还将会使燃烧不稳。3.2.4正常运行时，应维护炉膛负压在50~100kPa，锅炉上部不向外冒烟。3.2.5锅炉运行时，应尽量减少各部位漏风，各门、孔应关闭严密，发现漏风处应及时堵塞。3.2.6炉膛出口氧量值应根据不同的燃料特性和负荷来决定，当氧量控制在手动方式时，应根据氧量设定值进行调节，若氧量控制投自动时，可通过改变氧量设定值来进行自动调节。当燃用灰熔点低或煤油混烧时，为防止炉膛结焦，可适当提高炉瞠出口氧量。3.2.7为确保锅炉经济运行，应维持合格的煤粉细度，定期对飞灰、炉下灰取样分析，进行比较，及时进行燃烧调整。3.2.8锅炉进行燃烧调整或增加负荷时，除了保证汽温、汽压正常外，还应使水冷壁出口温度维持在正常值范围内。燃烧器投用后，应检查着火情况是否良好，及时调整风量，防止烟囱冒黑烟。3.2.9当锅炉由于各种原因造成燃烧不稳时，应及时投入油枪、稳定燃烧，并查明原因，及时消除燃烧不稳的因素。若锅炉发生熄火时，应立即停止向炉膛供给燃料，避免扑灭而引起锅炉爆燃。24 3.3锅炉汽温的调整3.3.1锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在541±5℃以内，再热蒸汽温度应控制在569±5℃，两侧温差小于10℃。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。3.3.2主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制中间点温度为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，中间点温度是分离器压力的函数，中间点温度应保持微过热，当中间点温度过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温度正常。3.3.3再热蒸汽温度的调节以燃烧器摆角调节为主，如果燃烧器摆角不能满足调温要求时，可以用再热减温水来辅助调节。3.3.4减温水的使用及注意事项。3.3.4.1一级减温水用以控制屏式过热器的壁温，防止超限，并辅助调节主蒸汽温度的稳定，二级减温水是对蒸汽温度的最后调整。3.3.4.2正常运行时，二级减温水应保持有一定的调节余地，但减温水量不宜过大，以保证水冷壁运行工况正常，在汽温调节过程中，控制减温水两侧偏差不大于5t／h。3.3.5调节减温水维持汽温，有一定的迟滞时间，调整时减温水不可猛增、猛减，应根据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。3.3.6低负荷运行时，减温水的调节尤须谨慎，为防止引起水塞，减温水温度应确保过热度20℃以上，投用再热器事故减温水时，应防止低温再热器内积水，减温后温度的过热亦应大于20℃，当减负荷或机组停用时，应及时关闭事故减温水隔绝门。3.3.7锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停绐泵、风机、吹灰、打焦等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行汽温的调整工作。3.3.8高加投入和停用时，给水温度开始较大，各段工作温度也相应变化，应严密监视给水、省煤器出口。螺旋管出口工质温度的变化，待中间点温度开始变化时，维持燃料量不变，调整绐水量，控制恰当的中间点温度使各段工质温度控制在规定范围内。4锅炉的停止运行4.1停炉前的准备4.1.1锅炉停止运行应根据命令，在明确停炉的原因、时间和方式后方可进行各项准备工作。4.1.2停炉前，应通知各岗位人员对锅炉设备进行—次全面检查，将所发现的缺陷详细记录在有关记录簿内，以供检修查考、处理。4.1.3锅炉检修之前的停炉，应根据检修要求将原煤仓或落煤管存煤烧空，如所有煤仓均须烧空时，应尽量保持均匀降低煤量，清仓时应特别注意炉火稳定的情况。4.1.4停炉前在机组负荷大于300MW时，应对各受热面进行—次全面吹灰。4.1.5停炉前应检查油枪雾化蒸汽系统及燃油系统循环正常，锅炉燃烧稳定。4.2锅炉的正常停炉4.2.1锅炉减负荷4.2.1.1接到锅炉减负荷命令，可手动降低锅炉负荷，减负荷速度—24 般应控制在5MW／min左右。4.2.1.2先将各台给煤机出力减至80%机组负荷由600MW减至500MW，然后再以由上到下的原则逐台减少磨煤机给煤量逐台停用磨煤机，但此时应注意磨煤机点火条件应具备，必要时应及早将油枪投用。4.2.1.3当机组负荷减至500MW时，停用第一台磨煤机。4.2.1.4当机组负荷减至300MW时，停用第二台磨煤机。4.2.1.5当负荷减至210MW时，停用第三台磨煤机，将电动给水泵并入运行同时停用第二台汽动给水泵，此时应加强对给水流量的监视和调整。开启启动分离器的三个隔绝门。4.2.1.6在减荷过程中，应加强对风量、中间点温度，及主蒸汽温度的监视，若自动不灵，应及时用手动进行风量、燃水比及减温水的调整。同时应注意分离器水位的监视和控制。4.2.1.7当机组负荷减至150MW时，当主汽压力为85bar时，应将高压旁路阀切至手动，汽机切至功率控制方式，微开5％~10%左右，当主汽压力达到7.8~8.0MPa时，将高压旁路方式切换至“启动方式”，然后切至“定压方式”，并将旁路阀投自动，如果定压方式切不上，也可以在滑压力式下用手动控制旁路阀，以保持锅炉压力稳定，此时通过降低汽机功率设定值来降低汽机负荷，锅炉根据高旁开度的大小进行减燃料。4.2.2发电机解列及汽机停机。4.2.2.1锅炉继续减负荷，当机组负荷为60MW时，停用第四台磨煤机。4.2.2.2锅炉继续减负荷，当给水流量为645t／h，主蒸汽压力接近80bar时，将机组负荷减至零，可将发电机解列及汽机停机。4.2.2.3汽机停机后，停用最后—台磨煤机，控制主蒸汽温度降温率不大于5C／min，然后停用二台一次风机及密封风机。4.2.3停炉4.2.3.1为了防止水冷壁局部超温，在锅炉熄火前应始终保持给水流量在645t／h。4.2.3.2停用AB层重油枪，并进行吹扫。4.2.3.3停用CD层轻油枪，AB层轻油枪，锅炉熄火。4.2.3.4锅炉熄火后，检查油循环正常，将给水流量减至200t／h左右。检查所有减温水隔绝门关闭。4.2.3.5锅炉熄火后，维持炉膛风量在30%左右，对炉膛进行吹扫，吹扫完毕，根据需要停用送、吸风机。4.2.3.6停用空气预热器A／B(根据辅机运行规程)。4.2.3.7锅炉停用后，若需要加速冷却，开启一台或二台送吸风机，并保持空气预热器运行。4.2.3.8锅炉停炉及冷却过程应严密监视汽水分离器和对流过热器出口联箱的内外壁温差在允许范围内，如发现该两处的内外壁温差超过允许范围时应减缓冷却速度。(见附表)4.2.3.9锅炉停炉后，应保持高低压旁路开度在10~20%，对锅炉主蒸汽及再热蒸汽系统进行降压，降压速率不大于0.3MPa／min。当压力降至1.2MPa时，关闭高低压旁路阀。或根据具体停炉要求决定降压值。24 5停炉后的保养5.1锅炉停炉保养方法锅炉的停炉后保养方法分为干态保养和湿态保养。5.1.1干态保养是将锅炉本体内的水汽全部放空并进行干燥；5.1.2湿态保养是采取对锅炉本体不放水并加药保养。5.2锅炉停炉后的保护规定及方式5.2.1锅炉停用时间少于2天，不采取任何保护方法。5.2.2锅炉停用时间在3~5天内，对省煤器、水冷壁和汽水分离器采取加药湿态保养，对过热器部分采取干燥保护。5.2.3锅炉停时间大于5天以上，锅炉的省煤器、水冷壁、过热器、再热器等采取热炉放水、余热烘干、充气加缓蚀剂保护。5.3.停炉保护操作步骤5.3.1锅炉熄火后，当汽水分离器压力下降至1．0MPa、分离器人口水温达到200C左右时，停送、吸风机，关闭送、吸风机档板，封闭炉膛。5.3.2关闭高旁和低旁。5.3.3迅速开启水冷壁、省煤器进口集箱放水门,带压将水排空。5.3.4小时开启水冷壁、省煤器、过热器、再热器的排空气门排除系统内的水蒸气，待系统压力跌至0MPa后开启高旁、低旁抽真空，将剩余湿汽排尽。5.3.5保持上述工况，根据相应程序开启送、吸风机档板，投送、吸风机冷却。5.3.6待水冷壁温度下降后，从省煤器、水冷壁进口集箱疏水阀处通入加有气相缓蚀剂的压缩空气进行辅助保养。5.4冬季停炉后的防冻5.4.1检查投入有关设备电加热或汽加热装置。5.4.2备用锅炉的人孔门、检查孔及有关风门、挡板应关闭严密，防止冷风侵入。5.4.3锅炉各辅助设备和系统的所有管道，均应保持管内介质流通，对无法流通的部分应将介质彻底放尽，以防冻结。5.4.4停炉期间，应将锅炉所属管道内不流动的存水彻底放尽。6事故处理程序6.1再热器保护当炉膛出口烟气温度超过538℃时降低进入再热器的蒸汽流量会引起再热器超温和管子损坏。为防止这种情况发生，应投入下列再热器自动保护连锁：6.1.1再热器流量监测如果蒸汽在再热器的上游被大量抽取会使进入再热器的流量大量减少，此时所有的燃料在延迟最多10秒后自动减少。尤其应该注意的是投入给水加热器和从冷再管抽汽。6.2汽轮机阀门关闭24 如果由于汽轮机阀门关闭而引起机组负荷的失去，HP/LP阀会自动打开，使锅炉处于运行状态。如果HP/LP在10秒内打开会使过热器和再热器有蒸汽通过，所有燃料应解列。当由于汽轮机进汽阀关闭而发生MFT，立即再次启动在下列情况下是可行的，汽轮机仍然在转动且汽轮机将有蒸汽进入其转速在控制之中。6.3汽轮机解列如果出现失去机组负荷使汽轮机解列，HP/LP将会自动打开给过热器和再热器提供蒸汽用以维持锅炉运行。再热器安全阀会保护再热器避免超压。再热器到凝汽器疏水应打开确保再热器内蒸汽流量。6.4解列后操作程序MFT后炉膛必须立即吹扫。尽可能快地清空磨煤机。参见MFT程序。在打开汽轮机进汽阀前，启动点火阶段必须恢复燃料系统。必须重新设定启动程序，如汽轮机冲转程序。注意：操作员应密切关注蒸汽带水情况以防炉水进入汽轮机，例如：a．不明原因的主汽温和再热汽温突然降低；b．由于水击引起的蒸汽管的振动；c．汽轮机监视仪表显示异常振动和不均匀膨胀。必须准备防止汽轮机进水的必要处理方法。参见汽轮机用户手册之特殊说明。6.5失负荷时汽轮机保护在机组重新启动阶段，对汽轮机故障和锅炉水进入汽轮机必须特别注意。在主蒸汽管和冷再管可能会有水凝结、启动分离器的异常高水位也会使炉水进入过热器、减温器的不正常打开和喷水控制阀泄漏也会导致炉水进入过热器和/或再热器。必须防止由于疏忽导致的炉水进入蒸汽管的情况。在开启汽轮机截止阀前必须对蒸汽管疏水。参见汽轮机用户。6.6主燃料跳闸当由正常连锁装置自动或由操作员手动发出MFT时，所有燃料应立即切除。如果煤粉喷嘴正在运行，磨煤机应立即解列。切除磨煤机时会自动程序切除给煤机和关闭热风门挡板。如果MFT发生时正在燃油，应立即关闭燃油阀和单独的油喷嘴切断阀。下面的步骤时在紧急状态时的方法：6.6.1．维持机组预设风量对系统吹扫5分钟。如果准备热态再次启动，吹扫时的空气流量可以逐步减低到点火风量（30%BMCR）。6.6.2所有引风机和送风机都解列后的MFT程序：引风机和送风机出口挡板应打开以使机组处于自然通风状态。开启风机挡板应确定为定时或控制状态以避免在风机降负荷过程中出现炉膛过高负压。风机出口挡板应维持开启状态至少15分钟。在15分钟的运转期间，引风机和送风机不应启动。在15分钟的运转结束后，引风机和送风机可根据相应的启动程序进行启动。24 如果机组超时无法再次启动，应维持原有通风方式不变。6.6.3当机组发生燃料切断时正在燃油运行，应使相应喷嘴切断阀关闭。如果稍后将马上启动，油枪不需要进行清扫。否则油枪应退出、清扫后再重新投入使用。参见BMS之紧急情况下的油枪关断程序。6.6.4在燃料切断过程中，如果所有辅助风已失去，低压冷却水处理程序参见循环泵用户手册。必须维持一定的冷却水量。6.6.5在燃料切断过程中，如果所有辅助电源失去，电源恢复后应启动风机吹扫炉膛5分钟并转动空气预热器。注意观察空气预热器的相关仪表。6.6.6当发生燃料切断时，磨煤机正在运行，应继续清除磨煤机内的煤且尽可能按照如下程序进行：6.6.6.1关闭所有已停用磨煤机出口门。防止磨煤机再次启动突然炉膛压力升高使热炉膛烟气经煤粉管道进入磨煤机。6.6.6.2建立足够的点火能后启动磨煤机。参见冷态启动程序和BMS之点火能要求和许可条件。6.6.6.3清理磨煤机.如果由于负荷条件或BMS系统要求，不可能建立所有磨煤机的点火许可条件和清理磨煤机内煤的条件，此时任何无关磨煤机的出口门应打开以允许冷空气流入磨煤机，保持出口门开启状态直到磨煤机具备清理条件和/重新启动。每次另外磨煤机投运或退出、已停用磨煤机的清理应再次采取临时隔离措施：（1）如果磨煤机将继续运转，当磨煤机电流下降时应启动相关给煤机。当给煤机启动时，开启热风隔绝们并使磨煤机上升到正常的运行温度。一定负荷下的磨煤机跳闸操作程序应是在相关给煤机启动前只维持冷风运转。（2）如果磨煤机不能继续运转，应在完全清空磨煤机后停。磨煤机出口门应保持开启以允许冷风通过磨煤机。6.6.7在紧急跳闸情况下磨煤机内的剩余燃料可能会导致自燃。如果机组不能在合理时间内（45分钟）重新启动应清空磨煤机，然后使磨煤机冷却到环境温度首动停运。如果不能进行这些操作，隔绝磨煤机并关闭所有进出口门防止炉膛烟气进入。6.7水冷壁流量低6.7.1如果由于给水流量、控制或运行人员操作失误使水冷壁流量低于最低设定值，在延迟最多15秒后自动切断燃料。水冷壁低流量将导致水冷壁管过热导致故障：6.7.1.1立即切断燃料；6.7.1.2关闭所有从机组来蒸汽（隔绝汽轮机、驱动辅机的辅助蒸汽等）注意：给水和锅炉金属温度不允许超过111℃(在初始进水和水压试验期间，启动分离器和过热器出口集箱启动分离器)6.7.1.3如果问题已经解决，再次建立水冷壁最小循环流量。6.7.1.4在首次冷却过程维持较高炉内空气流量。24 6.7.1.5如果锅炉受压件可能发生事故，通过开启过热器启动疏水逐步降低蒸汽压力。在锅炉冷却过程中应降低炉内空气量。机组一旦达到足够冷却关闭空气预热器和风机。当启动分离器金属温度达到93℃，锅炉疏水进入正常疏水状态。确定由于低水冷壁流量和检查锅炉过热信号，如受压件泄漏等。6.7.1.6维修泄漏点6.7.1.7维修后再次投运锅炉应进行水压试验。6.8水冷壁管温度高6.8.1如果水冷壁金属温度超过设定值，在延迟最多3秒将自动切断燃料。这切断过程是保护受热面管过热，防止出现故障，因此需要立即动作。6.8.2水冷壁超温可能显示过度燃烧、水冷壁流量低或两种情况的综合。过度燃烧可能导致负荷的急剧变化。水冷壁流量低可能导致过度的过热器喷水量。在锅炉再次点火期间应检查这些因素和加强控制。6.9管子事故如果水或蒸汽管故障，最佳的停炉方法将根据管子事故大小、维持正常水位和维持机组运行情况进行处理。下列的方法是根据运行人员判断的比较常规的方法：6.9.1水冷壁管如果受热面管子泄漏或故障不包括严重的给水供水管疏水故障，水位应维持并采用正常方式使机组解列，其方法为：6.9.1.1如果条件许可投入吹灰器；6.9.1.2切换燃烧方式到手动状态并降低燃烧率且使空气流量保持在正常值；6.9.1.3当所有燃料熄火应继续维持机组空气流量吹扫所有可燃气体、蒸汽等。当机组已经冷却关闭风机。6.9.1.4手动锅炉上水。通过开启过热器出口疏水加速冷却、降低锅炉压力。6.9.1.5在疏水前允许锅炉冷却到93℃（启动分离器金属温度）。如果锅炉水量明显降低且水位经给水不能维持，可采取下列方法：6.9.1.6切断所有燃料；6.9.1.7维持足够的风量经烟囱吹掉管子泄漏的蒸汽；6.9.1.8在锅炉压力降低后停止风机和空气预热器；6.9.1.9一旦机组足够冷却人可以进入，检查引起事故的原因。在完成检修后进行水压试验，在投运前必须取得资质单位确认。6.9.2省煤器管省煤器管泄漏可以通过检测炉内声音和/或给水量的增加来判别。这种检查应尽快进行。省煤器管泄漏可能导致对相邻管子的吹损。从省煤器管漏出的水可能导致灰斗和空气预热器的堵塞。在明知省煤器管已经泄漏而继续运行是非常不可取的，机组应以正常方式停炉。6.9.3过热器和再热器管24 过热器或再热器管很小的泄漏也应尽可能马上进行检查。过热器或再热器管的蒸汽泄漏可能导致对相邻管子的吹损，在明知过热器或再热器管已经泄漏而继续运行是非常不可取的，机组应以正常方式停炉。过热器和再热器管的泄漏故障必须紧急停炉。运行人员必须根据故障的严重程度做出正确判断，再确定采取何种方法来进行事故处理。24 7附录7.1冷态启动曲线24 7.2温态启动曲线24 7.3热态启动曲线24 24