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1、锅炉 50MW 汽轮机运行规程 动力厂发电车间汽轮机运行规程 1 锅炉机组概况 本锅炉为单汽包、自然循环、集中下降管、倒“U”型布置的煤气锅炉。它采用半露天布置，锅炉前部竖井为炉膛，其四周布满了全膜式水冷壁，炉膛上方布置有屏式过热器，在水平烟道里装设有两级对流过热器，炉顶、水平烟道及转向室布满顶棚管和包墙管，尾部竖井烟道中布置上下两级省煤器、一级空气预热器，分叉后水平布置分离式煤气加热器。锅炉构架采用双框架全钢结构，水冷壁、过热器和上级省煤器为全悬吊结构，下级省煤器、空气预热器为支承结构。1.1 汽包及汽水分离装置 汽包内径为 1600mm,壁厚 100mm，汽包全长为 13194mm，材质为
2、 19Mn6。汽包为全焊结构，汽包及其内部装置总重约 61t。汽包正常水位在汽包中心线下 180mm 处，报警值为?75mm，+100mm 开事故放水，,50mm 关事故放水，?200mm 停炉。汽包采用单段蒸发系统，汽包内布置有旋风分离器，清洗孔板，顶部波形板分离器和顶部多孔板等设备。它们可以充分分离汽水混合物中的水和蒸汽。其中，清洗水来自下级省煤器出口(未饱和水)。汽包上配置了 2 只就地双色水位表，2 只电接点水位表，2 只自控水位计。此外，为保证饱和蒸汽品质良好，以及能及时处理汽包满水现象，在汽包内装有磷酸盐加药管、连续排污管和紧急放水管。整个汽包由两组链片吊架悬吊于顶板梁上，吊架对称
3、布置在汽包两端。1 动力厂发电车间汽轮机运行规程 1.2 炉膛、水冷壁及集中下降管 考虑到高炉煤气是一种低热值气体燃料，其理论燃烧温度低，着火温度又比较高。为了保证燃烧的稳定性，炉膛设计成半开式，即炉膛下部前、后水冷壁弯成一个缩腰，同时，燃烧区和炉底敷有卫燃带。上部(炉膛出口处)向内凸出形成折焰角，以改变炉膛上部空气动力场。前后墙水冷壁最下部内折成 150 角，组成炉膛炉底。炉膛断面为正方形，深度和宽度均为 7570mm，炉膛四周布满 605 节距为80mm 的光管加扁钢焊成的膜式水冷壁，每面墙各有 94 根上升管，由 13310 和1088 的连接管从水冷壁上集箱引入汽包。炉膛水冷壁的重量通
4、过上集箱用吊杆悬吊于顶板梁上，斜后水冷壁由穿过水平烟道的引出管悬吊于顶部钢架上。整个炉膛受热后一起向下膨胀。集中下降管从汽包最低点引出，共 4 根 37725 的大直径管在其下部通过 40根 13310 的分散下降管与水冷壁下集箱相连。每根集中下降管与炉膛的一个角构成 4 个结构特性相同的循环回路。1.3 过热器和汽温调节 本锅炉采用辐射和对流相结合，多次交叉混合，两级喷水调温的典型过热器系统。过热器由炉顶过热器及包墙管，屏式过热器和两级对流过热器 4 部分组成。顶棚管及包墙管，除穿过水平烟道部分为光管外，其余全部为 515.5 的管子与 496 的扁钢焊接而成的膜式壁，节距为 100mm。顶
5、棚管及包墙管与后水冷壁折焰角后斜坡共同组成水平烟道和烟气转向室。屏式过热器布置在炉膛折焰角上部，两级对流过热器布置在水平烟道 2 动力厂发电车间汽轮机运行规程 中。顶棚管、包墙管采用 515.5mm,节距为 100mm 的光管加扁钢膜式壁。第二级对流过热器(低温过热器)蛇行管采用 384.5mm，节距为 100mm，材料为20G 的钢管，沿宽度方向布置 74 片。第一级对流过热器(高温过热器)蛇行管采用425mm，节距为 100mm，材料为 12Cr1MoVG 钢管，第一级对流过热器又分为热段和冷段，冷段布置在两侧，共 36 片，热段布置中间，共 38 片。屏式过热器采用425mm 管子，最外
6、两圈及管夹材料为钢研 102(12Cr2MoWVTiB),其余采用12Cr1MoVG，屏式过热器沿宽度方向布置 12 片，横向节距为 600mm。蒸汽温度调节采用给水喷水减温方式，在减温水管道上装设有喷咀流量计、调节阀、截止阀等。减温器分二级布置，第一级喷水点布置在第二级对流过热器与屏式过热器之间，为粗调，对屏式过热器也可以起保护作用，第二级喷水点布置在一级过热器冷段和热段之间，为细调。经二级喷水调温，保证了锅炉额定负荷下的过热蒸汽温度。喷水减温器由笛形喷嘴、混合套管和外壳组成。1.4 燃烧设备 本锅炉为纯高炉煤气燃烧的锅炉，所配置的高炉煤气燃烧器采用双漩流煤气燃烧器，分两层布置在锅炉炉膛下部
7、燃烧室前、后墙上。使用这种燃烧器，锅炉负荷在 50,100,范围内进行调节，并保证蒸汽参数。煤气燃烧器二层标高分别为 6400mm、8600mm，前后墙每层各布置三只煤气燃烧器共 12 只。下层每只燃烧器均布置有 1 支点火油枪，1 支高能点火枪，并配有气动推进装置，便于实现程控。锅炉点火油枪进油压力要求为 1.96pa，每支油枪 3 动力厂发电车间汽轮机运行规程 出力为 250kg/h，1.5 省煤器 省煤器布置在尾部竖井中，双级布置，工质与烟气呈逆流。上级省煤器为顺列布置，下级省煤器为错列布置。上级省煤器为单管圈，下级省煤器采用螺旋鳍片管。两级省煤器均由 324mm、材料为 20G 的蛇形
8、管组成，上级省煤器横向节距为 60mm，下级省煤器横向节距为 80mm，215?的给水经下级省煤器加热至约 285?后，约 20%的流量的水直接进入汽包的清洗装置作为清洗水，其余流量的水进入上级省煤器，上级省煤器为沸腾式，水经加热后引入汽包内后侧旋风分离器。上级省煤器采用悬吊结构，全部重量通过 425mm 的引出管悬吊在顶部钢架上。下级省煤器搁于通风梁上，通风梁穿出炉墙支承在炉墙护板上。1.6 空气预热器 空气预热器采用立式管箱结构,单级单行程布置。空预器管为 401.5mm 螺旋槽管，横向节距为 60mm，纵向节距为 40mm,管箱高度为 4m,烟气为管内纵向冲刷，空气为管外横向冲刷。为防止
9、空气预热器震动，在管箱中装有防震隔板。1.7 煤气加热器 本锅炉所配煤气加热器为分离式热管煤气加热器，整个系统由通过热流体(烟气)的换热器、通过冷流体(煤气)的换热器及 58 根 764.5 的蒸汽上升管、58根 513.5 的冷凝液下降管组合而成。烟气和煤气换热器主要由壳体和管束组成。管束由翅片管和上下联箱组焊而成。受热段和放热段相对应的各片管 4 动力厂发电车间汽轮机运行规程 束通过蒸汽上升管和冷凝液下降管连接，构成各自独立的封闭系统(共 58个)。壳体是一个钢结构件，它分别是烟气、煤气的流通通道。本系统四台换热器壳体的上顶下底均设有保温层，烟气换热器出口和煤气换热器进口上各配装有声波吹灰
10、器(ZHK-SA)，四台吹灰器共用一个控制柜，吹灰介质为氮气。烟气换热器和煤气换热器底部还开设有排污口。两台烟气换热器布置在锅炉尾部烟道分叉后与引风机入口烟道之间，两台煤气换热器布置在两侧煤气管道上。锅炉来的烟气经烟道总管进烟气换热器受热段，放出热量后经烟囱排空。烟气放出的热量由受热段吸收后，通过工质被传到煤气换热器中的热管放热段，从而达到将煤气加热的目的。1.8 锅炉范围内管道 本锅炉为单母管给水，给水由给水母管引入给水操作台后，通过给水操作台实现对锅炉给水的调节和控制。给水操作台分成两条管路:DN175 和 DN50，分别为正常运行负荷管路和点火启动用管路。由给水操作台出来的给水从端部进入
11、21925mm 的分配集箱，先通过 4 根 1088 的分配管，再通过 12 根766mm 的连接管，进入下级省煤器入口集箱。从下级省煤器出口集箱引出 4 根766mm 的管子到汽包，约占 20%的水量作为汽包清洗水，其余通过 8 根766mm 的管子进入上级省煤器。锅炉装有各种监督、控制装置。如水位表、水位自控装置、压力表、清洗水调节装置、紧急放水管、加药管、连续排污管和调节燃烧用的压力冲量装置及保护装置等。所有水冷壁下集箱、集中下降管底部均设有定期排污阀。过热器集汽集箱上装有两套脉冲式安全阀，其中一个冲量取自汽包，另一个冲量取自集汽集箱。5 动力厂发电车间汽轮机运行规程 集汽集箱上装有向空
12、排汽管路，反冲洗管路和疏水管路。减温器和集汽集箱上均装有热电偶管座，供监督和自控用。在锅炉管道各最高点均装有空气阀，在最低点装有疏水阀或排污阀。为了监督给水、炉水和蒸汽品质，提供了给水、炉水、饱和蒸汽和过热蒸汽的取样冷却装置。锅炉启动时为了保护省煤器，在汽包至给水分配联箱间装有 766mm 的省煤器再循环管。为了缩短启动时间，提高经济性，在水冷壁下联箱装有邻炉加热装置。在汽包上配有充氮接口，以便锅炉长期停运时，充入氮气加以保护。另外，在水冷壁下联箱管路上配有反冲洗阀。2.锅炉机组的简要特性 2.1 设计规范 2.1.1 锅炉铭牌(表 1)锅炉型号 NG-220/9.8-Q6 编号 03548(
13、A)制造厂家 杭州锅炉厂 制造日期 2005 年 10 月 安装日期 2006 年 4 月 投产日期 2006 年 10 月 2.1.2 主要参数(表 2)6 动力厂发电车间汽轮机运行规程 序 号 项 目 单 位 设 计 数 据 1 额定蒸发量 t/h 220 2 汽包工作压力 MPa 11.3 3 过热蒸汽出口压力 MPa 9.8 4 过热蒸汽出口温度?540 5 给水温度?215 6 低温省煤器出口温度?282.2 7 高温省煤器出口温度?320.4 10 排烟温度?139 14 减温水喷水量(1)t/h 8.0 15 减温水喷水量(2)t/h 3.5 16 计算燃料消耗量 N m3/h
14、210000(纯高炉煤气)17 锅炉效率 89.2%18 烟气侧全压降 Pa 3196 19 空气侧全压降 Pa 2252 2.1.3 辅机规范(表 3)(1)送、引风机、火检风机 名称 型号 数量 全压 风量 设备厂家 引风机 AL-R236SW-IDF 2 台 4.5kpa 318000m3/h 武汉风机有限公 司 7 动力厂发电车间汽轮机运行规程 送风机 G4-73-11NO13D 2 台 4.67kpa 115000 m3/h 武汉风机有限公司 火检风机 9-19-11NO4.6A 2 台 5kpa 2000 m3/h 武汉风机有限公司 (2)送、引风机、火检风机电机 名称 型号 功率
15、 电压 电流 转数 设备厂家 引风机电机 YKK500-6 630kw 10kv 45.9A 993r/min 重庆赛力盟电机公司 送风机电机 Y355M-4 200kw 0.38kv 370A 1488 r/min 重庆赛力盟电机公司 火检风电机 Y132S-2 5.5kw 0.38kv 2900 r/min 重庆赛力盟电机公司 (3)疏水泵 名称 型号 数量 流量 扬程 设备厂家 疏水泵 4N?62 2 台 40 m3/h 125m 沈阳水泵厂 (4)疏水泵电机 名称 型号 功率 电压 电流 转数 设备厂家 疏水泵电机 Y200L2-2 37kw 0.38kv 69.8A 2950 r/m
16、in 山东华力电机集团 (5)油泵 名称 型号 数量 流量 出口压力 设备厂家 油泵 3Gr50 x2 2 台 3 m3/h 2.5MPa 天津泵业 8 动力厂发电车间汽轮机运行规程 (6)油泵电机 名称 型号 功率 电压 转数 设备厂家 油泵电机 YB2-132S-4 5.5kw 380V 1440 r/min 南阳防爆电机集团(7)定排扩容器、连排扩容器、疏水扩容器 名称 型号 容积 设计压力 设计温度 设备厂家 定排扩容器 GB150-1998 12 m3 0.2MPa 300?青岛磐石容器制造公司 连排扩容器 GB150-1998 4 m3 0.7MPa 300?青岛磐石容器制造公司
17、疏水扩容器 GB150-1998 2.5 m3 0.7MPa 300?青岛磐石容器制造公司(8)煤气加热器 名称 流量 入口温度 出口温度 流动阻力 回收热量 数量 烟气加热器 17 万 N m3/h 230?139?1255Pa 6398kw 2 台 煤气加热器 10.5 万 N m3/h 30?180?550Pa 6398kw 2 台 2.1.4 安全阀(表 4)序号 名 称 项 目 单 位 设计数据 备 注 1 冲量来自汽包的安全阀(1)型式 (2)数量 (3)动作压力 (4)安装位置 只 MPa A49Y-Pw54 10V 9 动力厂发电车间汽轮机运行规程 1 12.2(机械)12.1
18、(电气)集汽集箱 脉冲式 回座压力:10.8Mpa 以上(机械)11.3 Mpa 以上(电气)2 冲量来自集汽箱的安全阀(1)型式 (2)数量 (3)动作压力 (4)安装位置 只 MPa A49Y-Pw54 10V 1 10.3(机械)10.2(电气)集汽集箱 脉冲式 回座压力:8.73Mpa 以上(机械)9.73 Mpa 以上(电气)2.1.5 锅炉水容积(表 5)10 动力厂发电车间汽轮机运行规程 序 号 部 件 水压试验时(m3)运行时(m3)1 汽包 26 9 2 水冷壁 49 49 3 过热器 32,4 省煤器 15 15 5 管道 2 2 合 计 124 75 2.2 燃料特性 本
19、锅炉燃料为纯高炉煤气，燃烧器前煤气压力不低于 3000pa，煤气含尘量及含水量较大，易在燃烧器及各受热面上积灰。2.2.1 高炉煤气理化指标 2.2.1.1 高炉煤气是由不同成分组成的一种混合气体，通常有 CO、H2、CH4、CnHm、N2、CO2、H2S、SO2 等，它是无色、无味、有剧毒的易燃易爆气体。密度1.259kg/Nm3,热值 3100,3500kJ/Nm3。理论燃烧温度 1400?左右，着火温度 800?左右。2.2.1.2 高炉煤气成分含量一览表 CO H2 CH4 CnHm N2 CO2 24-28,2,1,少量 55,56,16,19,2.2.1.3 高炉煤气常发生的事故:
20、人员煤气中毒，运送煤气管道、存储煤气的设备着火或爆炸。11 动力厂发电车间汽轮机运行规程 2.2.1.3 人体中毒机理:煤气中毒就是 CO 中毒，CO 被人体吸收后，与血液中的血红蛋白结合生成碳氧血红蛋白，使血色素凝结，破坏了人体血液的输氧功能，使人体缺氧而窒息。2.2.1.4 煤气着火:煤气由于泄漏等原因接触到明火或电火花使煤气中的可燃成分发生燃烧产生事故。2.2.1.5 煤气爆炸:高炉煤气在空气中的混合比例达到 35,75,时，遇到明火、电火或温度达到着火温度，瞬时燃烧产生高温高压冲击波，产生强大的破坏力。3 锅炉机组检修后的检查与试验 3.1 检修后的检查与验收 3.1.1 锅炉机组大、
21、小修后，在收回工作票前，应根据工作票的检修内容对设备进行详细的检查，并进行必要的试验和试转。3.1.2 锅炉机组大、小修后，运行人员应根据设备变动的内容，对所变动设备(系统)进行验收并熟悉和掌握所变动设备(系统)的特性、操作方法及工质走向等。3.1.3 在检查、验收中若发现设备存在缺陷，应及时汇报值长及有关领导并详细记录。通知检修人员消除。3.1.4 汽包内部经有关监督人员检查合格后，封闭人孔门。汽包水位计严密，照明充足，水位指示清晰，在正常及高低极限水位处标志明显，防护罩完好。3.1.5 检查燃烧室、炉本体受热面及烟道内部。(1)炉墙完整、严密，无烧损现象。炉内脚手架已拆除，无其它杂物，各人
22、孔门、看火门完整无缺，关闭严密。防爆门完整严密，其上及其周围无杂物。12 动力厂发电车间汽轮机运行规程 (2)水冷壁管、顶棚管、包墙管、过热器管、省煤器管、空气预热器管、低压省煤器管等外形排列整齐，无异常变形。管子固定、吊挂装置完整，无损坏现象。(3)燃烧器完好。煤气管道、烟、风道完好，保温完整。各风门和挡板完整严密，转动装置完整，开关灵活，位置指示正确 (4)各测量仪表、控制装置及其附件位置正确、完整。3.1.6 炉膛内部检查完毕，确认炉膛及烟道无人后，将各人孔门、检查门严密关闭。3.1.7 检查汽水管道及煤气管道，应符合下列要求:(1)支吊装置完好，管道能自由膨胀，管道膨胀节无异常。(2)
23、保温完整，表面光洁，符合所规定的漆色标志。(3)管道上有明显介质流动方向的箭头。(4)检修中与系统隔绝的堵板拆除，系统已恢复。3.1.8 检查各阀门、风门、挡板，应符合下列要求:(1)与管道连接完好，法兰螺丝已紧固。(2)手轮完整，固定牢固，门杆洁净，无弯曲及锈蚀现象，开关灵活。(3)阀门的密封填料应有适当的压紧余量，填料压紧适度，需要保温的阀门保温良好，高温高压管道及阀门的保温不符合要求时，禁止启动。(4)转动装置和远操装置完好。(5)具有完整的标志牌，其名称、编号、开关方向清晰正确，位置指示器的指示与实际位置相符合。3.1.9 检查转动机械，应符合下列要求:13 动力厂发电车间汽轮机运行规
24、程 (1)所有安全遮拦及防护罩完整、牢固，靠背轮连接完好，地脚螺栓无松动。(2)轴承内的润滑油质量合格，油位计完整、指示正确，最高、最低及正常油位线清晰易见，油位应接近在正常位置。放油门或丝堵严密不漏。各油杯内有足够的润滑油。(3)冷却水充足、畅通，水管不漏。(4)电动机符合有关规程的规定。其进线，接地线良好。事故按钮良好，有完整的防护罩。(5)手动盘车灵活。3.1.10 检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求:(1)指示板牢固地焊接在锅炉骨干架或主要梁柱上，指针垂直焊接在膨胀元件上。(2)指示扳刻度正确、清楚，基准点上应有明显标记。(3)指针不被卡住，指针与版面垂直，针头与版面距离适中 3
25、,5mm。(4)锅炉冷态时，指针指在基准点上。3.1.11 检查汽包就地水位计，应符合下列要求:(1)汽水连通管保温良好，无泄漏现象。(2)水位计严密、水位清晰。汽、水门及放水门严密不漏，开关灵活。(3)水位计安装位置及其标尺正确，在正常及高低极限水位处有明显的标志。(4)水位计防护罩应完好，照明充足。3.1.12 检查压力表，应符合下列要求:14 动力厂发电车间汽轮机运行规程 (1)表盘清晰，压力表在额定工作压力处划有红线。(2)表针指示正确。(3)校验合格，贴有校验标志，加装铅封。(4)照明充足 3.1.13 检查安全门，应符合下列要求:(1)排汽管和疏水管完整畅通，装设牢固。(2)安全门
26、的附件完好，管道保温完整。3.1.14 检查操作员站，应符合下列要求:(1)所有电脑、主机、UPS 系统良好。(2)电脑开机后，各种界面清晰完好。(3)通知仪表人员检查 DCS 系统无问题。3.1.15 检查现场照明，应符合下列要求:(1)锅炉各部的照明齐全，具有足够的亮度。(2)事故照明电源可靠。(3)操作盘及表盘的照明充足。3.1.16 检查煤气安全设施 (1)各煤气阀门开关灵活到位、管道及设备无泄漏。(2)煤气报警装置齐全并检查合格。(3)煤气水封装置完好并检查合格。(4)检查便携式煤气报警仪是否反应灵敏，空气呼吸器是否可用。3.1.17 其它检查 (1)检修时临时拆除的平台、楼梯、围栏
27、、盖板均恢复原状，所打的孔洞 15 动力厂发电车间汽轮机运行规程 以及损坏的地面修补完整。(2)在设备及其通道上，不得堆积垃圾及杂物，地面不得积水、积油，设备及环境保持清洁。(3)检修中更换下的设备、物品，应全部运出现场，必须在现场临时堆放的零部件，应经负责人同意后放在不影响通行和设备运行的指定地点。(4)脚手架及检修中所采取的临时措施、设施全部拆除。(5)备有足够的消防设备、器材、摆放整齐，随时可用。3.1.18 全部检查结束后工作许可人在工作票上签字验收。3.2 漏风试验 3.2.1 为在冷状态下检查燃烧室，冷热风系统、烟气系统等的严密性。并找出漏风点予以消除。漏风试验一般分正压法和负压法
28、。(1)正压法:将引风机入口挡板和各炉门关闭，在送风机入口撒入白粉或施放烟幕，随后启动送风机，则白粉或烟幕被送入燃烧室和烟道中;将燃烧室保持正压50-100Pa，如有缝隙或不严密，则白粉或烟幕会从此逸出，并留下痕迹。送风机停止后，可按痕迹进行堵塞处理。(2)负压法:启动引风机，使燃烧室保持 150,200pa 的负压，然后用布条或塑料带等靠近各接缝处检查，如有不严密之处，则布条或塑料带被负压吸引。此时，检查人员在漏风处划上标记，待引风机停止后，进行堵塞处理。3.3 水压试验 3.3.1 水压试验的目的 (1)查找承压部件的泄漏点 (2)检验修复结果 16 动力厂发电车间汽轮机运行规程 3.3.
29、2 水压试验的种类 (1)正常(工作压力)水压试验，本锅炉试验压力为 11.3 Mpa。(2)超压试验，试验压力为额定压力的 1.25 倍。3.3.3 水压试验的条件 (1)锅炉承压部件检修后，应进行工作压力的水压试验。(2)遇有下列情况时进行超压水压试验。a 运行中的锅炉六年左右进行一次(大修结束后)。b 新装或迁装后的锅炉在开始运行前。c 停运一年以上需恢复运行时。d 锅炉承压部件，经重大修理或更换时。e 根据运行情况对设备安全可靠性有怀疑时。3.3.4 水压试验的步骤 (1)检查与水压试验有关的检修工作是否完毕，工作人员是否完全撤离现场，本体热力工作票均已收回。(2)水压试验前应按照锅炉
30、启动前汽、水系统的检查内容进行检查。联系热工投入水位计、给水、汽包、主汽等压力表。(3)关闭所有排污阀、疏水门、取样门、仪表一次门(上述表计除外)及汽包加药门，关闭主汽门、主蒸汽隔离门。主蒸汽母管隔离门及旁路门，开启蒸汽母管疏水门。联系汽机严密关闭主蒸汽门及旁路门，开启主蒸汽门前、后疏水门。(4)特别检查试验事故放水门、给水管路放水门、省煤气放水门灵活好用，处于严密关闭状态。17 动力厂发电车间汽轮机运行规程 (5)水压试验时，环境温度应在 5?以上，否则应有可靠的防冻措施。(6)水压试验用水温度宜在 20?,70?，如水温不够，应联系汽机加热除盐水后再倒入疏水箱。(7)水压试验时，锅炉汽包、
31、给水管路均须有经过检验合格的标准压力表，试验压力以就地压力表为准，控制室内设专人监视表盘压力，上下经常联系，当上下压力相差大时应找热工检查确定。(8)水压试验应有车间及动力厂有关领导在场，由专职工程师统一指挥。升压、降压要得到指挥许可才能进行。(9)水压试验用疏水泵经锅炉上水管路上水(特殊情况下可用给水旁路门上水)，锅炉上水的要求与点火前上水要求相同，上水时应设专人看管空气门，当空气门向外冒水时，关闭空气门。停疏水泵，关闭邻炉加热集箱进水门，关闭水冷壁下联箱底部进水门、打开邻炉加热集箱疏水门。转用加药泵升压(也可用专门的试压泵升压)，升压时应加强同汽机的联系，不得影响运行炉的上水工作。控制锅炉
32、的升压速度应不大于 0.2Mpa/min。当压力升至 1.2Mpa 时，暂停升压，做一次全面检查，如无异常，继续升压至 10Mpa 后升压速度降至不大于 0.1Mpa/min，升到工作压力 11.3Mpa，关闭进水门，保持 20 分钟，记录压力下降值，再保持工作压力进行全面检查。检查所有参加水压试验的承压部件表面、焊缝、胀口等处是否有渗漏、变形、以及管道、阀门、仪表等连接部位是否有渗漏。(10)如果进行超压试验，当汽包压力升至工作压力时应暂停升压，检查承压部分有无漏水等异常情况。若情况正常，解列汽包就地水位计，关闭安全门的脉冲来汽门解列安全门，人员全部离开炉体后，再将压力缓慢的升至超压试验 1
33、8 动力厂发电车间汽轮机运行规程 压力，升压速度不超过 0.1Mpa/min。停止升压后保持 20 分钟，记录压力下降值，然后降至工作压力进行检查，检查期间压力应保持不变。(11)所有参加试验的一、二次门在关闭位置，当压力达到试验压力时，可以开启一次门，水压二次门，然后关闭一次门，开启二次门，水压一次门，以检查阀门的严密性。(12)水压试验结束后，通知热工仪表，化学冲洗表管，取样管之后，缓慢开启下联箱放水门泄压，降压速度为每分钟 0.3-0.5Mpa，当汽包压力降至 0.1-0.15Mpa时，开启汽包空气门，将汽包水位降至正常点火水位，开启省煤器再循环阀、开启过热器疏水门。3.3.5 水压试验
34、的合格标准 (1)在试验压力下至少保持 20 分钟，压力下降?0.5Mpa.(2)在受压元件金属壁和焊缝上没有水珠和水雾。(3)水压试验后，承压部件没有明显残余变形。3.3.6 在冬季水压试验后，若短时不点炉，则应采取防冻措施，防止冻坏设备。3.3.7 水压试验结束后，应将试验结果和检查中发现的问题记录在有关记录本内。3.4 风机试运行 3.4.1 风机检修后，在投入运行或备用前，事故按钮试验及联锁试验应合格。必须经过不少于 1h 的试运行。并运转正常。3.4.2 风机试运转，必须在锅炉风烟系统、炉膛等处的检修工作确已结束，转动机械及其电气设备检修确已结束，工作票确已收回方可进行。19 动力厂
35、发电车间汽轮机运行规程 3.4.3 风机试运行时，检修负责人必须在场，由运行人员检查验收;操作盘处应有人监视启动电流和启动电流在最大值的持续时间，并作好记录。3.4.4 风机试运行时，应符合下列要求:(1)旋转方向正确。(2)无杂音，静止和转动部分无摩擦及撞击现象。(3)环境温度为 0-40?时，轴承温升?40?，轴承最高温度?80?。(4)电机电流值正常，记录不同转速下的电流值，注意电流不得超过额定值:引风机 45.9A，送风机 370A。(5)轴承振动不超过:送风机 0.085mm，引风机 0.12mm。(6)窜轴不大于 2-4mm。(7)风机轴承、风门调节装置、供油设备等无漏油。高低油位
36、标线清楚，油位正常，油质良好。(8)冷却水充足、畅通。(9)噪声符合标准。4.锅炉机组的正常参数启动 4.1 启动前的检查 4.1.1 检修后的锅炉机组启动前，必须确认检修工作已全部结束并按照本规程第 3.1 条全面检查验收。并将阀门置于下表所列位置。进水前各阀门位置:阀门位置 位置 执行 备注 主汽阀及其旁路门 关 主蒸汽隔离阀及其旁路门 关 20 动力厂发电车间汽轮机运行规程 向空排汽门 开 汽包、过热器等顶部空气截止门、电动门 开 各取样一次门 开 邻炉加热联箱进汽阀 关 邻炉加热联箱进水阀 开 用给水管路上水时关 各下联箱底部进水阀门 开 用给水管路上水时关 邻炉加热联箱疏水阀 关 用
37、给水管路上水时开 所有反冲洗阀 关 各过热器(包墙管下联箱)疏水阀 开 一、二级减温器疏水阀 开 主蒸汽隔离阀前疏水 开 所有定排联箱电动排污阀 关 定排各分组总阀截止门 开 定排各分组总阀电动门 关 所有集中下降管排污电动阀 关 集中下降管排污总阀截止门 开 集中下降管排污总阀电动门 关 去定排母管总阀 开 定排扩容器地沟放水门 开 上水管路上水门 开 事故放水阀 关 省煤器放水阀 关 21 动力厂发电车间汽轮机运行规程 连续排污阀截止门 开 水压试验时关 连续排污阀电动门 关 连排扩容器进口阀 关 连排至定排扩容器隔绝阀 开 汽包加药阀 开 水压实验时关 给水母管隔绝阀 关 给水操作台各疏
38、水阀 开 隔绝门后输水门关 给水操作台各空气阀 开 给水操作台进口电动总阀 关 给水操作台进口电动隔绝阀 关 给水主回路电动阀、调节门 关 给水旁路电动阀、调节阀 关 主给水电动隔绝阀 关 减温水电动总门、截止门、调节门 关 省煤器再循环阀 开 用给水管路上水时关 清洗水调整阀 开 就地水位计汽、水阀 开 就地水位计放水阀 关 水位平衡容器汽、水阀 开 电接点水位计汽、水阀 开 电接点水位计放水阀 关 汽包安全阀脉冲来汽阀 开 22 动力厂发电车间汽轮机运行规程 过热器安全阀脉冲来汽阀 开 安全阀疏水阀 关 所有压力表、流量表一次阀 开 4.2 启动前的准备 4.2.1 接到锅炉启动指令后，应
39、通知汽机、电气、化学、热工人员等，准备足够的水量，投入各水位计、压力表等。4.2.2 锅炉起动前，应进行以下试验并做好记录。(1)阀门、烟、风挡板远方开关试验。(2)转机静态拉合闸试验。(3)转机试验。(4)转机事故按钮及连锁试验。(5)炉膛安全保护装置试验。(6)DCS 系统检查、调试。(7)过热器反冲洗:a.为保证过热器不致因为内壁积聚盐垢发生爆管事故。必须对过热器定期进行反冲洗，一般在锅炉机组大修时进行，小修时根据化学监督要求进行。b.过热器反冲洗操作程序:(a)启动给水泵经给水操作台前的反冲洗阀门经集汽联箱生向空排气管上的反冲洗阀向过热器进水。(b)以事故放水门连续放水控制汽包水位，必
40、要时开启定排放水门放水。23 动力厂发电车间汽轮机运行规程 (c)取样化验，当进水与出水含盐量一样时停止冲洗。c.过热器反冲洗注意事项:(a)维持冲洗水温在 60?100?。(b)在反冲洗过程中，尽量保持较大水量，以利冲洗，但不允许汽包起压。(c)反冲洗结束后，应检查冲洗系统确以隔离，冬季须防冻。(d)冲洗过热器的同时，可一并进行减温水管道的冲洗。(8)做油枪雾化试验。4.3 油枪雾化试验 4.3.1 做油枪雾化试验前先将油枪拆除，清理雾化片、漩流片、分油嘴、压盖螺帽上的油焦及杂物，冲洗油枪内部杂物。4.3.2 做雾化试验时，控制回油压力不超过 1.5MPa,先打开快切阀，用手动阀控制，以油枪
41、不滴油和油雾中无油柱为准。4.4 锅炉上水 4.4.1 锅炉进水必须是除盐水、除氧水或凝结水并应符合 GB12145火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准。4.4.2 上水温度与汽包壁温度差值不得超过 40?。4.4.3 上水时间:自进水至汽包正常水位，冬季不少于 4 小时，其它季节不少于 2?3 小时，若进水温度与汽包金属温度接近时，可适当加快进水速度。4.4.4 上水期间应控制汽包上下壁温差应不大于 50?。4.4.5 上水至正常水位下 50mm，应停止上水，并严密监视水位变化，如水位下降，应立即查明原因，予以消除后再补水。24 动力厂发电车间汽轮机运行规程 4.4.6 上水期间应严密观察
42、锅炉受热后的膨胀情况，如有异常应及时查明原因并予以消除。4.4.7 上水方式 (1)利用疏水泵通过锅炉上水管路经底部下联箱上水，上水时开启省煤器再循环阀。(2)利用给水管路通过省煤器上水，上水时关闭省煤器再循环阀，上水结束后再开启省煤器再循环阀。(3)正常情况下，一般采用第 1 种方式上水。热炉补水时采用第 2 种方式上水。(4)如果锅炉内原已有水，应通知化水化验，合格时可进行必要的补水，否则应进行换水或全部放掉重新上水。4.4.8 利用疏水泵上水的步骤 (1)检查关闭疏水箱放水门，开启水箱出水门，开启化水除盐水来水门，通过疏水箱水位计监视其水位，通知化水化验。(2)检查上水管路开疏水泵至上水
43、管路上水门，关闭至除氧器上水门，关闭邻炉加热联箱进汽门、疏水门，开邻炉加热联箱进水门，开省煤器再循环门、疏水泵进水门和下联箱进水门。(3)待疏水箱水位一半以上且水质合格时可启动疏水泵，开启疏水泵出水门，向锅炉进水。调整除盐水来水门，保持疏水箱水位稳定。(4)上水至正常水位下 50mm 时停止上水，关闭疏水泵出水门，停止疏水泵，关上水管路上水门、邻炉加热集箱进水门和下联箱进水门、除盐水来水门。4.4.9 利用给水管路上水 25 动力厂发电车间汽轮机运行规程 当除盐水温度低于汽包壁温度较大(?40?)时，应联系汽机加热除盐水。合格后启动给水泵利用给水旁路门通过给水管路上水。特殊情况下，可将除氧器加
44、热后的水放至疏水箱，用疏水泵上水。4.5 投入蒸汽加热装置 4.5.1 开启临炉加热联箱疏水门，微开邻炉加热联箱进汽门，缓慢暖管。4.5.2 暖管结束后，关闭疏水门，缓慢开大进汽门。4.5.3 逐个微开下联箱各加热门，随温度逐渐上升而开大，控制汽包壁各点温度均匀上升，温升速度应?1?/min，汽包上下壁壁温差应不大于 50?，否则应减慢加热速度。4.5.4 加热过程中，应加强检查加热联箱及各分支管是否畅通，各部膨胀是否均匀，发现问题应及时采取措施，予以消除。4.5.5 待汽包下壁温度加热至 100?时，关闭加热分门，来汽总门，开启疏水门，停止蒸汽加热。4.6 燃料引至炉前 4.6.1 点火前送
45、煤气操作步骤 (1)通知煤气调度联系防护站，准备送煤气和做爆发试验。(2)打开煤气支管两个 1600 气动快切阀，开启锅炉左右煤气支管 8 个 800气动调节阀，打开相对应的 8 个阀后放散。(3)打开 2200 电动插板阀(先对操作盘送电，退出暂停按钮，夹紧指示灯亮。操作松开按钮，夹紧指示灯灭，注意观察松开间隙，发现异常，立即按暂停按钮。松开到位后，松开指示灯亮，观察松开间隙，以插板能自由行走不损坏密封为准。操作阀开按钮，到位后，阀开按钮亮，观察到位情况后，再操作夹 26 动力厂发电车间汽轮机运行规程 紧按钮，夹紧到位后，退出电源)。(4)打开 2200 电动蝶阀，放散 10 分钟左右，通知
46、防护人员做爆发试验。(5)试验合格后，关闭放散，关闭 800 煤气调节阀。(6)投入炉前支管排水器。(7)煤气引好后，应全面检查煤气管道与设备严密无泄漏。4.7 锅炉点火 4.7.1 锅炉点火应按照操作票进行，需经车间领导批准，由值长下令，在锅炉专工的监护下进行。4.7.2 点火前应做好各计量表计的原始记录。4.7.3 投入锅炉各联锁保护，炉膛安全监控系统(FSSS)。4.7.4 锅炉的所有设备具备点火启动条件后。启动油泵，打开回油阀。启动引风机，送风机，全开煤气燃烧器的风门挡板对炉膛几个受热面进行吹扫，以清除炉膛内可能积存的可燃物。吹扫风量?30%MCR 风量，吹扫时间?5 分钟，保持炉膛负
47、压,20,40Pa，检测炉尾 CO 含量，若小于 0.5%，认为吹扫合格。若吹扫失败，待故障消除后重新吹扫，直至合格为止。4.7.5 点火操作 4.7.5.1 吹扫结束后，关小送引风机挡板，各煤气燃烧器的风门调至5,左右，关闭油枪的点火风门，风压控制在 2000Pa,3000Pa，炉膛负压控制在,50 左右。4.7.5.3 通过各组点火器的按钮启动点火程控。点火程序如下:a.首先将前墙(或后墙)下排高能点火枪及油枪推进到点火位置，关小回 27 动力厂发电车间汽轮机运行规程 油阀，控制回油压力 1.9MPa,由高能点火枪点燃油枪，每点燃一支油枪，退回高能点火枪，及时开启点火风门，并调整配风。b.
48、当前墙(或后墙)下层一排三只燃烧器油枪点火成功且稳定燃烧后，可引燃下层高炉煤气燃烧器，其顺序是这样的，开大该层燃烧器风门至 15,，微开煤气总阀至 5,，先打开前墙(或后墙)下层煤气调节阀，开度为约 2,3,，然后打开前墙(或后墙)下层的气动快切阀送煤气到炉膛，使该组每只煤气燃烧器同时着火燃烧，逐步开大煤气调节阀至 30,(根据压力及时调整总阀)，并及时调整配风。c.用同样的方法点燃另一排油枪及煤气燃烧器，油气混烧一段时间后，可逐步加大煤气量，退出油枪。根据煤气火焰稳定状况，投入油路氮气吹扫，将油枪内的残油吹掉。d.根据负荷需求，可逐步投入上层两排燃烧器，先开大燃烧器风门，然后将调节阀开度调至
49、 20,，打开气动调节阀，引燃煤气(注意风压不超过 3000Pa)。4.7.5.4 点火前炉前煤气压力不得低于 3000Pa。点火时如非必须，禁止在炉门处停留，看火时身体侧向一边，严防火喷出伤人。点火后必须对现场进行一次 CO检漏，发现 CO 泄漏应及时消除。4.8 锅炉升压 4.8.1 锅炉从点火到额定负荷时间为 4.5h。升压速度如下:0,0.49Mpa 100min 0.49,1.47Mpa 50min 1.47,3.9Mpa 60min 3.9,5.9Mpa 30min 28 动力厂发电车间汽轮机运行规程 5.9,9.8Mpa 30min 4.8.2 升压过程中为使汽包及各受热面受热均
50、匀，应注意调整燃烧，加强疏水，严禁关小过热器集汽集箱的疏水阀、对空排汽阀赶火升压。4.8.3 升压过程中，应加强对燃烧的调整，整个升压过程中应控制汽包上、下壁温差不超过 500C。4.8.4 点火升压期间，应注意汽包水位。上水时，关闭省煤器再循环门，停止上水时，开启省煤器再循环门。4.8.5 在升压过程中，应利用膨胀指示器监视各承压部件的膨胀情况，若指示异常，应查明原因予以消除，再继续升压。4.8.6 升压过程中应做下列工作:(1)汽压升至 0.2Mpa 时，关闭空气门，开启给水泵，投入给水旁路运行，定期排污一次。(2)汽压升至 0.3,0.5Mpa 时，记录膨胀值，冲洗水位计，热紧螺丝，化水