发电厂锅炉培训资料.doc

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1、 发电运行部前 言本培训教材是根据中电投新疆能源有限公司乌苏热电分公司2300MW机组锅炉相关设备说明书，结合其它辅助设备资料编写而成。目的是为了集控值班人员能够尽快掌握锅炉设备的理论和生产实际所编写的培训教材。由于仍有部分技术资料不全，加上编写人员技术水平的限制、编写时间紧等，本培训教材中难免会有不妥之处。因此对于培训教材中存在的问题和意见，请随时提交发电运行部。相信随着认识的提高和不断实践，这部培训教材也会日臻完善。本培训教材适用于集控运行人员、辅控运行人员、值长、专业技术人员及有关生产管理人员。目 录第一章 锅炉本体设备结构及特性- 3 -第一节 锅炉概况- 3 -第二节 锅炉本体设备结

2、构、特性- 13 -第二章 300MW机组锅炉运行操作导则- 21 -第一节 锅炉设备运行设计要求- 21 -第二节 300MW锅炉运行操作导则- 25 -第三章 锅炉辅机设备及系统- 39 -第一节 风烟系统- 40 -第二节 送风机- 46 -第三节 引风机- 54 -第四节 一次风机- 59 -第五节 空气预热器- 63 -第六节 锅炉火检及冷却风系统- 68 -第四章 制粉系统及点火燃烧系统- 70 -第一节 制粉系统- 70 -第二节 制粉设备及技术参数- 71 -第三节 制粉系统的运行- 80 -第四节 锅炉燃油系统- 84 -第五节 等离子点火- 86 -第六节 直流燃烧器- 9

3、2 -第五章 锅炉除渣、除灰系统- 97 -第一节 风冷式机械除渣系统- 97 -第二节 气力除灰系统- 113 -第三节 灰场灰水处理系统- 121 -第六章 锅炉电除尘器- 121 -第一节 概 述- 121 -第二节 电除尘器参数、容量/能力- 122 -第三节 性能要求- 122 -第七章 厂用空压机系统- 126 -第一节 系统概况- 126 -第二节 空压机相关设备- 128 -第三节 操 作- 134 -第八章 烟气脱硫装置- 137 -第一节 概 述- 137 -第二节 石灰石石膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺系统- 140 -第九章 启动锅炉- 148 -第一节 概 况- 148

4、 -第二节 设备规范- 150 -第十章 锅炉在线监测系统- 152 -第一节 锅炉炉管泄漏监测系统- 152 -第二节 锅炉飞灰在线测碳系统- 156 -第三节 锅炉电除尘器- 160 -第一章 锅炉本体设备结构及特性第一节 锅炉概况一、锅炉概述本期工程装设两台330MW燃煤具有工业和采暖抽汽的抽凝式发电机组，锅炉由上海锅炉厂有限公司提供，为燃煤、亚临界、自然循环、单汽包、单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭、全钢构架悬吊结构、直流燃烧器四角布置，冷一次风正压直吹式制粉系统，固态连续干式排渣煤粉炉，空气预热器采用三分仓回转式（容克式）预热器。烟气设置脱硫和脱硝（SCR预留）

5、处理装置。1. 锅炉技术特性：上海产亚临界锅炉容量和主要参数：主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等与汽轮机的参数相匹配，主蒸汽温度541，最大连续蒸发量(BMCR)为1180t/h，最终与汽轮机的VWO工况相匹配。锅炉型号：SG-1025/17.5-M723型 主要参数：保证热效率： 93.56过热蒸汽： 最大连续蒸发量(B-MCR)1180t/h 额定蒸发量(BRL)1029t/h 额定蒸汽压力17.5MPa.g 额定蒸汽温度541再热蒸汽： 蒸汽流量(B-MCR/BRL)1015.2/893t/h 进口/出口蒸汽压力(B-MCR)3.86/3.66MPa.a 进口/出口蒸汽压力(BRL)3

6、.39/3.21MPa.a 进口/出口蒸汽温度(B-MCR)328/541 进口/出口蒸汽温度(BRL)316/541 给水温度(B-MCR /BRL)280/272 注：压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压(以后均同)。锅炉BRL工况对应于汽机TRL工况、锅炉B-MCR工况对应于汽机VWO工况。锅炉配置：每台炉配备两台三分仓回转式空预器、两台动叶可调轴流式送风机、两台静叶可调轴流式引风机（注：引风机无变频设计）。制粉系统有五台电子称重式给煤机， 五台中速辊式磨煤机、两台离心式一次风机和两台离心式密封风机组成。对于设计煤种，正常运行四台磨煤机可以满足锅炉BMCR工况运行要求，其中有一台备

7、用。每台磨煤机有四根出粉管与锅炉四角一层喷燃器相对应。 锅炉二次风采用大风箱结构，燃烧器为四角切圆燃烧方式，每角燃烧器可上下摆动，最大摆角为30；顶部有两层燃尽风，可以有效降低NOX的排放（不大于400mg/Nm3）。二、锅炉组成：锅炉吸热部分称为锅（包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器等）产生热量的部分称为炉（包括炉膛、燃烧器）还有给煤机、磨煤机、送、引、一次风机等重要辅机。三、自然循环原理和循环倍率自然循环的形成：下降管引入水冷壁的水吸收炉膛内火焰的辐射热量后，形成汽水混合物，工质密度降低，在下降管与水冷壁之间密度差成为循环动力源，实现了自然循环。含汽率：一个单位质量水进入水冷壁吸热后，所产

8、生的蒸汽比例。循环倍率：单位质量炉水除以其进入水冷壁吸热后所产生的蒸汽量。也可以理解为一单位质量水经过多少次循环后可以全部变成蒸汽。四、锅炉结构、受热面吸热方式和汽水流程：省煤器作用？布置在烟气温度较低的锅炉尾部1、收烟道中低温烟气的热量，降低锅炉排烟损失，提高锅炉热效率，节省燃料。2、提高了进行入汽包的水温，减少了筒壁与给水之间温度差，使热应力降低提高锅筒寿命。汽包的作用？1)汽包是加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽，保证锅炉正常的水循环；2)汽包中存有一定的水量，因而有一定的蓄热能力，在工况变化时可以减缓汽压变化的速度；3)汽包中装有各种汽水分离装置，可以保证蒸汽品质；4） 汽包上装有水位

9、计、安全阀、事故放水门、压力表等附件，用以控制汽包水位，监视汽包压力，可以保证锅炉汽包的安全工作。空预器作用：利用烟气余热加热燃烧所需要的空气的热交换设备，降低了排烟温度，提高锅炉热效率。过热器作用：将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽，增加蒸汽的做功能力，提高电厂的循环热效率。再热器作用：将汽轮机高压缸排汽再一次加热，使其温度和过热汽温相等或相近，然后再送到中、低缸膨胀做功，提高电厂循环热效率，降低了汽轮机排汽湿度，提高末级叶片的安全性。锅炉传热方式：辐射传热：物体以电磁波的形式向外传递热量。任何物体只要温度高于绝对零度，都能向外辐射电磁波，只是温度不同向外辐射的热量不同。对流传热：由于流

10、体（液体或气体）位置的变化而发生的热量传递。水冷壁辐射传热为主。墙再、前屏、后屏半辐射半对流方式，尾部烟道的低过、省煤器主要是对流传热。锅炉设备中热损失：主要包括（ 排烟热损失 ）、（化学不完全燃烧 ）、（机械不完全燃烧）、（散热损失 ）、（ 灰渣物理损失 ）等。 五、煤1、煤是我厂唯一的燃料。2、煤的组成：元素分析包括C、H、O、N、S、A、M工业分析包括水分（W）、挥发分（V）、固定碳（C）、灰分（A）。3、煤发热量：煤完全燃烧放出的全部热量高位发热量，包括煤燃烧后所产生的水蒸气凝结放出的汽化潜热。低位发热量，不包括水蒸气的汽化潜热。为防止尾部受热面、空预器低温腐蚀，大容量锅炉排烟温度均在

11、120度以上，所以汽化潜热未被利用。在锅炉计算时发热量是指低位发热量。氢是煤中发热量最高的物质，120MJ/kg。4、标准煤：发热量为29270 KJ/kg的煤为标准煤。5、煤燃烧后残存的灰分是各种矿物成分组成的混合物。灰在一定高温下，会变形软化熔化流动。煤灰的熔融特性是判断锅炉运行是否会结渣的主要因素之一。在还原性气体（C0、NO）环境中，灰软化熔化温度会降低，所以锅炉长期欠氧燃烧，很容易结焦结渣。6、煤燃烧后产生的二氧化硫，三氧化硫，氧化氮NOX污染大气。7、挥发分：煤在加热过程中析出气体物质，如碳氢化合物、氢、一氧化碳等可燃性气体组成。8、不同的煤种在燃烧影响很大，无烟煤含碳量高、发热量

12、高，但挥发低，难以点燃。 烟煤中等碳化程度，挥发分含量较高，发热量也较高，容易着火燃尽，贪煤是介于无烟煤和烟煤之间，褐煤发热量最低、挥发分含量。六、制粉系统： 1.电子称重式给煤机结构图：2.自动称重调速原理图：3.中速辊式磨结构图：4.粗粉分离器4.1粗细不同的煤粉被热空气携带进入内外锥体间，由于流通截面变大，气粉混合物流速降低，最粗的煤粉在重力作用下被分离落回磨煤机。4.2在离心力作用较粗的煤粉，较粗的煤粉进一步被分离出来，用分离器挡板调节煤粉细度。煤粉细度：取一定数量的煤粉通过标准筛孔尺寸的进行筛分，留在筛面上的煤粉质量占原煤粉总质量的比例。 如 R90=22% 表示为筛孔内边长为90u

13、m，未被筛下去的占22%，R90=16%煤粉较细。5）磨组三处密封风：磨盘、拉杆、磨辊密封风。6）燃烧器，直流燃烧器周界风作用：1、冷却一次风喷口，防止喷口烧坏或变形。2、直流煤粉火焰着火首先从外边缘开始，少量热空气和煤粉火焰及时混合，补充氧量，有利于稳定燃烧。3、周界风速度比煤粉气流速度高，防止气流偏斜，托住煤粉，防止煤粉从主气流中分离出来引起不完全燃烧。4、高速周界风有利于卷吸高温烟气，促进着火。但周界风过大，在煤粉气流与高温烟气之间形成“屏蔽”。AA层二次风，1、托住火焰。2、从煤粉气流中分离出来少量粗煤粉，遇到AA层二次风，防止不完全燃烧。燃尽风，旋流方向与煤粉气流旋流方向相反1、扰动

14、、减弱煤粉气流旋流。2、提供必要O2量，有效的降低NOX排放。锅炉的受热面的安全运行.A. 结渣(结焦)过程,炉膛内火焰中心的温度15001700度,在这个温度下,煤灰粒子处于熔化状态.设计合理的锅炉具有必要的冷却能力,在水冷壁和炉膛出口附近温度可以降到灰熔点以下,但由于设计不合理、人员操作不当、燃烧中心偏斜、灰粒冲墙以及超负荷运行，使水冷壁和炉膛出口烟温过高，熔灰不能凝固，碰到水冷壁就会粘结成渣。危害：1、其传热热阻增加,水冷壁吸热不足,锅炉出力下降.2、炉膛出口烟温升高,主、再热汽温升高，容易造成超温。3、燃烧损失增大，甚至烧毁燃烧器。4、大焦块掉落会冲灭煤粉火炬，引起MFT。B. 水冷壁

15、的高温腐蚀：高温腐蚀与是否结渣无关，高温腐蚀主要分为硫酸盐型和硫化物型两种，前者多发生于过热器和再热器，后者多发生于炉膛水冷壁。原因：当炉内供风不足，S因缺氧生成H2S，烟气中H2S气体直接与水冷壁中纯金属反应。损坏水冷壁。含灰气流的冲刷可加剧高温腐蚀的速度。C. 锅炉四管泄漏在全厂非停事故占很大比例。是影响机组安全稳定运行的主要原因之一。D. 低温腐蚀, 烟气中的水蒸汽凝结后与SO2,SO3反应生成H2SO3、H2SO4,附着金属表面产生腐蚀.原因：1) 炉水品质长期不合格，使管内壁结垢，造成传热恶化。2) 管材质量不良，制造有缺陷，焊接质量不良。3) 燃烧器和吹灰器安装角度不对，水冷壁管受

16、到冲刷。4) 锅炉长期低负荷运行，燃烧调整不当，使水冷壁受热不均，定期排污量过大，水循环不良。5) 锅炉严重缺水运行。6) 炉膛结焦严重，掉大焦砸坏水冷壁。7) 给水温度变化频繁，使省煤器金属产生疲劳。8) 防磨板损坏，飞灰磨损严重。9) 燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜，造成过热器区域烟温升高或烟气侧热偏差过大。10) 水冷壁结焦，使炉膛出口烟温升高。11) 结焦堵灰严重，形成烟气走廊，使流通部分烟气流速增大，加速冲刷磨损。12) 减温水使用不当，造成蒸汽侧热偏差过大；减温器内喷嘴脱落，堵塞管口或造成流量分配 不均。13) 吹灰器安装不正确，对过热器管造成冲刷磨损。 暖风机系统:在冬季,

17、暖风机投入可以提高空气温度,防止空预器低温腐蚀.暖风机加热气源来自辅汽联箱的高温高压蒸汽(350度,1.5Mpa) 在锅炉各角由上至下分别是：燃尽风、燃尽风、F层二次风、D层燃料风、ED层油二次风、E层燃料风、BE2层二次风、BE1层风、B层燃料风、CB层油二次风、C层燃料风、AC层油二次风、A层燃料风、AA层二次风。七、风机：一次风机为离心式风机，特点：水平对称布置，垂直进风，水平出风，风量少风压高，风机负荷由入口导叶调节。引、送风机为轴流风机，特点：水平布置，垂直进风，水平出风，风量大风压低，引风机为静叶调节，送风机为动叶调节。静叶不随轴转动，动叶随轴一起转动（类似电风扇）。油站：1、引风

18、机电机润滑油站是用于引风机电机轴承的润滑、冷却和过滤，保证电机轴承的正常工作，引风机风机轴承冷却通过两台轴承冷却风机。2、送风机液压润滑油站是用于风机动叶片液压调节和循环润滑风机主轴承的供油装置。送风机电机轴承是油脂，自然冷却。3、一次风机电机润滑油站是用于一次风机电机轴承的润滑、冷却和过滤，保证电机轴承的正常工作。4、风机轴承冷却通过工业水冷却。八、锅炉风烟调节锅炉为什么要维持一定的负压？1.如果锅炉压力变正，高温烟气和火苗将从一些孔门外喷，影响环境卫生，危及人身安全。2.造成炉膛结焦，降低锅炉效率。3.燃烧器、炉墙等过热变形。4.负压太大，风机电耗增加。5.锅炉漏风增加，烟气量增加，加强尾

19、部受热面磨损。6.使火焰中心上移，汽温上升，燃烧不稳，可能拉断火焰。锅炉为什么要维持一定的氧量？锅炉氧量是监视锅炉燃烧状况和风/粉比例的一个重要参数。氧量低，引、送风机的电耗下降，但机械、化学不完全燃烧损失增加，锅炉效率下降。炉膛内煤粉有可能燃烧不完全，在烟道发生二次燃烧。生成还原性气体较多，使灰的熔点下降，锅炉容易结渣。氧量太高，风机出力增加，厂用电增加，烟气带走炉膛热量增加，排烟温度升高，锅炉排烟损失增加。氧量大汽温也不好控制。一般氧量维持3.44.2%之间。第二节 锅炉本体设备结构、特性一、锅炉结构概述燃烧器：采用四角切圆燃烧方式，20只直流燃烧器、四角切圆布置分五层布置于炉膛内，沿炉膛

20、高度方向热负荷及烟气温度分布更均匀。过热器系统：过热器为辐射-对流型受热面。过热蒸汽系统采用两级喷水减温，一次左右交叉。采用横向节距较宽的屏式受热面，有效防止管屏挂渣。再热器系统：高温再热器布置于水平烟道，低温再热器布置于后竖井前烟道内。再热汽温通过尾部烟气挡板调节，在低再出口至高再进口管道上设置喷水减温器，一次左右交叉。省煤器：较低的烟气流速并装设防磨盖板等能有效的减少受热面的磨损。锅炉容量和主要参数：主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等与汽轮机的参数相匹配，主蒸汽温度541，最大连续蒸发量(BMCR)为1180t/h，最终与汽轮机的VWO工况相匹配。乌苏热电厂锅炉受压部件水容积：水循环系统

21、259M3 ( 其中锅筒53.5 M3)过热器系统350M3省煤器系统130M3再热器系统180M3总水容积919.5M3二、锅炉运行条件概述1. 锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。锅炉规范：SG-1025/17.5-M723型最大连续蒸发量：1180t/h锅炉负荷类型：锅炉带基本负荷并能调峰，锅炉不投油最低稳燃负荷30% BMCR。锅炉额定负荷工况（BRL）时的锅炉蒸发量：1118t/hBMCR耗煤量：设计煤种： 141.3 t/h 校核煤种： 136.81 t/h2. 锅炉变压运行，采用定滑定的方式，锅炉压力负荷曲线与汽轮机相匹配。3. 制粉系统：采用中速磨正压直吹冷一次风制粉系统，每炉

22、按配5台中速磨煤机(设1台备用)，煤粉细度按200目筛通过量为75%。4. 给水调节：机组配置350% B-MCR容量的电动调速给水泵。5. 汽轮机旁路系统：采用30%容量二级串联旁路。6. 锅炉运行在35100%B-MCR范围过热蒸汽能维持其额定汽温；在50100% B-MCR时再热蒸汽能维持额定汽温。三、锅炉结构设计1. 锅炉构架锅炉采用紧身封闭布置，在运行层12.6m标高的锅炉钢构架范围内设置栅格平台。炉顶采用大罩壳密封结构，设置轻型钢屋盖及其侧封。锅炉运转层标高确定为12.6米。从锅炉第一排柱至最后一排柱均必须配备全部主副钢架（包括空气预热器部分）。锅炉本体采用紧身封闭，炉顶设置保温封

23、闭型轻型金属屋盖以适应电厂地处严寒地区的需要，同时还应考虑通风、采光、采暖、防雨、防强风和防冻的措施，金属屋盖的造型、紧身封闭的设计方案需取得的确认。回转式空气预热器的布置，应满足空气预热器检修和冷、热风道及冲洗水设施布置的要求。2. 锅炉本体3. 燃烧器燃烧器概述：煤粉燃烧器的设计应充分考虑设计煤种和校核煤种在煤质允许变化范围内的适应性，应对燃烧器的层数提出比选意见，并且要求燃烧器为低氮燃烧器。燃烧器布置采用四角切向燃烧器。1）燃烧器的喷嘴使用寿命应不低于50000小时，一次风喷口应采用耐高温、防止烧坏和抗磨损的材料制造；燃烧器的结构考虑当检修时能够从外部进行拆装的条件，一次风室应设有可靠的

24、防磨措施并经确认。所采用的燃烧器型式应能适应不投油稳燃负荷。2）采用四角切向布置的全摆动燃烧器，在热态运行中，一、二次风喷口均可上下摆动，提出其最大的摆角范围。喷口的摆动由能接受和反馈至DCS的控制电信号的气动执行机构来实现，所供执行机构应为优质可靠进口产品，执行机构应具有足够的且有较大裕量的力矩，能使燃烧器摆动灵活，四角同步，不卡涩且运行维护方便。燃烧器上设有摆动角度指示标志。3）燃烧器的布置、单个一次风喷口的设计、假想切圆直径等应通过模化试验来确定。上排一次风喷口到屏式过热器底部，下排一次风喷口到冷灰斗弯管处均应有足够的距离。不允许出现火焰冲刷水冷壁和结焦的现象， 燃烧器设计应考虑水冷壁壁

25、面出现的还原性气氛对水冷壁高温腐蚀的影响，以保证锅炉安全经济运行。燃烧器的设计、布置应考虑降低燃烧产物中NOx的措施和实现不投油稳燃最低负荷的措施。4）火焰检测器的设计安装应留有风粉在线检测装置的接口位置。5）燃烧器的一次风周界风、二次风、燃尽风等挡板关闭严密，每个风门能实现自动调节，且采用气动执行机构，应提供相应的挡板特性曲线。6）二次风采用大风箱结构，大风箱应具有足够的强度和刚度，同时应具有合理的流通特性，与燃烧器的连接应牢固、可靠，并确保能够随燃烧器自由膨胀。7）油燃烧器的总输入热量按30%B-MCR计算。点火系统，下层采用等离子点火方式、其余层采用成熟的点火方式点燃轻柴油，然后点着煤粉

26、。整组燃烧器的设计需考虑与等离子点火装置的匹配，同时满足锅炉启动条件经优化计算确定，要求必须充分考虑节油降耗的问题。点火系统能满足程序控制，点火方式为高能电火花点燃轻柴油，然后点燃煤粉。油枪采用简单压力式机械雾化喷嘴，喷嘴应保证燃油雾化良好，避免油滴落入炉底或带入尾部烟道，油枪应采用不回油式油枪，所有油枪必须带有单独的点火装置。应提供不同出力的油枪喷嘴雾化片，以便根据锅炉实际运行状况选择出力合适且节油降耗的雾化喷嘴，每套油枪提供两种以上规格的雾化片.为降低锅炉启动耗油量，还将采用等离子无油点火装置。8）点火系统应能满足程序控制的要求。锅炉本体范围内的燃油设备（油枪及进退机构等)、炉前燃油管道系

27、统(包括供、回油管道、控制阀、阀门和附件)。所供系统和设备应能满足DCS控制及程控点火的要求。气动快关阀（供、回油）、气动调节阀（回油）、油角阀和蒸汽吹扫阀（采用失电失气关闭、220VAC）、燃油质量流量计（由自行负责采购）采用进口产品。所供阀门能满足程控点火的要求，且油角阀、吹扫阀按一对一的配置方式。炉前油系统的全部阀门、附件其公称压力等级不得低于PN6.4MPa,材质必须采用铸钢，高压金属软管应采用不锈钢材质金属软管。9）应采取措施保证燃烧器与水冷壁之间膨胀顺畅，并无力、力矩传至一次风管接口，且能承受传来的500kg左右的力，并且有防止漏风的有效措施，保证水冷壁四角特别是燃烧器区域不发生漏

28、风。10）燃烧器四角处水冷壁鳍片的连接，必须保证设计和制造质量，不应产生因热负荷及管长不同而拉裂水冷壁管的现象。11）油枪一般按三层布置，应满足点火启动和事故情况下的稳燃需要。12）在35%100%B-MCR出力范围内，应保证稳定的经济燃烧和稳定的着火前沿。13）燃烧器的设计、布置充分考虑降低燃烧产物中NOx的措施和实现不投油稳燃最低负荷的措施，并必须有燃用易结渣煤种防止锅炉结渣的措施。4. 过热器、再热器和调温装置1）过热器和再热器的设计应保证各段受热面在起动、停炉、事故跳闸以及事故后恢复到额定负荷时不致超温过热。2）为防止爆管，各过热器、再热器管段对不同工况（包括在三台高加切除时，汽轮机在

29、100、50额定负荷运行工况）进行热力偏差的计算，合理选用偏差系数，并充分考虑烟温偏差的影响，并在选用管材时，在壁温验算基础上留有足够的安全裕度。壁温计算综合热偏差系数取值不小于1.25。再热器设计时考虑当进口蒸汽温度偏离设计值20时，再热器出口温度能达到额定值，保证在此情况下能长期安全运行，管材的使用温度和强度值都在设计允许的范围内。过热器、再热器使用的管材，管材厚度不允许采用负公差；管材不选用钢研102，在炉膛出口的屏式过热器、再热器要考虑温差的影响，根据受热面的壁温，考虑使用不同的钢种，保证受热面不超温；在从高温区向低温区过渡的区段，应根据合理的温度作为管道材料选择的标准；过热器、再热器

30、系统中所用的大口径三通和弯头，其内壁应打磨光滑，圆滑过度，减小阻力。SA-335 P91管子须采用进口钢材。为确保锅炉运行的安全可靠性，要求应特别重视高、低温过渡区的管道材质的选取，要求适当提高此区域低温区段的管道材质（即提高其安全性），以确保在任何工况下均能够安全、可靠，不发生爆管等停炉事故。3）过热器、再热器的管束中，如有异种钢焊接时，应有专门的工艺措施，给以详细说明，焊接应在制造厂内完成并经过严格的检验并提供焊缝的检验资料。4）为消除蒸汽侧和烟气侧的热力偏差，过热器和出口集箱间的连接采用大口径管道左右交叉或在炉膛、燃烧器、各级受热面的结构设计及布置上采取有效措施。受热面各段的焓增分配合理

31、。5）处于吹灰器有效范围内的过热器、再热器管束表面应进行防磨处理，同时还应设有耐高温的防磨护板，以防吹损管子。6）过热器和再热器单管管材及蛇形管组件、联箱，在制造厂内应全部进行水压试验。对于奥氏体钢管，水压试验用水中的Cl含量应严格控制，水质建议使用除盐水，时间不少于规程规定，并于出厂前吹干封堵。7）过热器、再热器管排应有防止松动的耐热管卡及梳形板，保证管排在运行中不晃动。8）过热器、再热器管束及组件应严格保证制造质量，过热器、再热器管材应进行100%涡流探伤；所有对接焊缝在出厂前进行100%无损探伤，不允许有一个泄漏；通球试验及水压试验合格；管束和联箱内的杂物、积水应彻底清除，然后用牢固的端

32、盖封好。9）过热器应设置喷水减温调节，其喷水减温级数为二级；在额定蒸发量（包括高加全切）时过热器减温水总量应控制在设计值的50150%以内，并保证过热器不超温；过热器左右侧能分别进行温度调节。应提供各工况下各级减温水量和总量。在任何工况下（包括高加全切和BMCR工况），过热器喷水的总流量不应超过8%过热蒸汽流量（BMCR工况下），减温水管道及阀门的选择应按不低于设计值的200%考虑，提供的中间点温度应有上下调整的余地。再热器的调温方式采用摆动燃烧器，喷水减温仅用于汽温微调及事故工况，事故喷水减温器设计喷水量为0，能力工况为2*21t/h；再热器喷水减温器喷水总流量均不得超过2%再热蒸汽流量（B

33、MCR工况下）。本工程过热器减温水取自给水泵出口、高加前的主给水管道，再热器减温水取自给水泵中间抽头，上述减温水的温度最高为178（对应除氧器最高压力下的饱和水温度），最低为104（对应除氧器在最低滑压压力0.02MPa.g下的饱和水温度）。10）过热器应设置反冲洗设施和相应管道。11）过热器和再热器在易积存空气处应设有排放空气的管座和阀门。12）应提供过热器、再热器的管壁及蒸汽温度测点布置图和说明。13）过热器、再热器的调温装置应可靠耐用，调温幅度(包括校核煤种)应能达到设计值，且留有足够的裕度；喷水减温后的蒸汽温度应有足够的过热度；喷水减温器的防护套筒始端与联箱必须连接可靠并保证套筒与联箱

34、的相对膨胀；引入减温器的进水管在设计时应采取有效措施，防止减温器产生热疲劳裂纹。14）过热器出口联箱、再热器进、出口联箱，均应能承受一定的管道热膨胀所给予的推力及力矩，应提供其允许值及热位移值。当电站设计管道推力无法满足的允许值时，双方应充分协商解决。过、再热器进出口联箱接管座应选择先进、可靠的焊接接头方式，不论采用何种方式，都必须符合电力行业有关规程、标准的要求。15）为避免由于过热器入口处管排间距的不合理而形成烟气走廊，过热器进、出口的全部管段应加装过热器的梳形卡子。3.2.3 省煤器1）省煤器管束应采用大管径顺列布置。应根据设计、校核煤种的灰份粘结特性。2）省煤器设计中应特别考虑灰粒磨损

35、保护措施，省煤器管束与四周墙壁间应装设防止烟气偏流的阻流板；管束上还应有可靠的防磨装置，省煤器实际平均烟气流速建议控制在810m/s。3）在吹灰器的有效范围内，省煤器应设有防磨护板，以防吹坏管子。4）在锅炉起动过程中，为使省煤器得到必要的冷却，省煤器应设有再循环管（包括管路及电动阀门和附件、支吊架等）。5）锅炉后部烟道内布置的省煤器等受热面管组之间，须留有足够高度的空间，供检修人员进入检修、清扫。6）省煤器设置充氮及排放空气的接管座和阀门，充气点到排气点的位置设置考虑沿程阻力的均匀性。省煤器入口联箱上设串联的放水门。省煤器入口联箱上设有带截止阀、逆止门的锅炉充水和酸洗冲水及排水的接管座。7）省

36、煤器入口联箱应牢固可靠，应能承受一定的管道热膨胀所给予的应力及力矩（允许值应足够大），应提供其允许值及热位移值，当电站设计管道推力无法满足的允许值时，双方应充分协商解决。8）省煤器管束及组件制造应严格保证质量，省煤器管管材应进行100%涡流探伤；所有制造焊缝在出厂前应进行100%无损探伤，同时不允许有任何泄漏及对母管造成损伤；通球试验及水压试验必须全部合格；管束和联箱内的杂物、积水应彻底清除干净，然后用牢固的端盖封好。9）省煤器的寿命不得小于100000小时。10）提供各段省煤器管使用管材详图，包括管子材质、允许使用温度、计算最大管壁温度及应有的安全裕度、热偏差系数值等。11）省煤器设置灰斗（

37、本工程预留了脱硝位置）3.2.4 空气预热器1）锅炉配备两台回转式空气预热器。空气预热器应为采用引进技术制造的三分仓容克式空气预热器，主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热。2）应说明转子采用的仓格结构型式，蓄热元件宜制成较小的组件，以便检修和更换。仓格中宜预留增加蓄热元件的空间，以便空气预热器长期使用后，达不到设计换热效果时增加换热面积。3）空气预热器的冷段蓄热元件应采用低合金耐腐蚀的钢板（CORTEN钢）制作，确保不腐蚀、不堵灰；冷段蓄热元件钢板厚度不小于1.2mm，热段蓄热元件钢板厚度不小于0.6mm。并应配置相应的检修平台。4）空气预热器应采用可靠的支承和导向轴承（采用进口轴承SKF）

38、，在结构设计上应便于更换，并配置润滑油和冷却水系统；润滑油系统及传动机构不漏油、渗油。提供满足完整功能的润滑油（110%容量）和冷却水系统设备。5）每台空气预热器除配备主驱动装置外， 还配有能以DCS进行遥控和自动控制的辅助驱动装置及手动盘车装置；主电机退出工作时，能联锁投入副电机的自动装置，当主、副电机故障时，有停转报警及保护装置；提供主、副电机的联锁条件和主、副电机故障报警保护的要求。6）空气预热器要求采用先进、可靠的密封系统。空气预热器漏风系数应达到本技术协议书要求，并符合国家最新相关标准要求。7）按照锅炉启动烟气系统辅机的特殊要求或一台空气预热器故障停运时，空气预热器及锅炉烟气系统能单

39、侧运行，停运的空气预热器应采取防止变形和漏烟的措施；空气预热器烟气侧入口应有电动隔离挡板。隔离挡板应有良好的密封性。8）空气预热器应设置带有照明的窥视孔、相关必要的温度测点、火灾报警装置、消防系统和清洗系统。9）空气预热器应设置停转报警装置，预留安装露点测量装置的位置。10）空气预热器应装设适用的吹灰器。预留空气预热器所需的全部吹灰孔，并提供空气预热器范围内的全部吹灰器，由负责设计、布置空气预热器吹灰器所需的全部平台和扶梯并供货。 并要求吹灰器在DCS画面中有进、停、退状态不同信号。11）空气预热器要求在出厂前进行整体组装检查，安装时应派人到工地进行现场指导，以保证质量，并保证达到国家最新相关

40、标准。12）空气预热器应配有转子顶起装置。13）请详细说明为防止空气预热器低温腐蚀、漏风和保证空气预热器有效正常工作的措施。空气预热器变速箱应留有检修起吊空间。14）空气预热器进出口烟道的内支撑应采取可靠的防磨措施。 15）应提供空气预热器的金属外护板。16）空气预热器在机组额定出力时的漏风率应保证达到国家最新相关标准。在机组初步验收时小于6%，初步验收一年后小于7%，一次风漏风率不大于35%。空气预热器漏风率按下列公式计算： L（%）=（E-E） / E100%式中：E空气预热器进口烟气量kg/s； E空气预热器出口烟气量kg/s。空气预热器一次风漏风率按下列公式计算： L1（%）=（E1-

41、E1）/ E1100%式中：E1空气预热器进口一次风量kg/s； E1空气预热器出口一次风量kg/s。17）空气预热器进出口烟道膨胀节采用不锈钢（304）膨胀节。18）提供空气预热器入口烟气档板及电动执行机构。19）当暖风器进风温度为-25及-35时，应根据电厂燃煤的煤质条件、电厂所处地区的外部环境条件计算出上述两种室外环境温度时合理的空气预热器进风温度。（主要是从低温腐蚀和堵灰的角度来分析）本工程拟采用暖风器并辅以部分热风再循环用于冷风（一次风及二次风）加热。20）空气预热器灰斗在锅炉正常运行时不排灰。空预器下不设连续除灰系统及设备，只设冲洗排水口，排水口出口由锅炉厂配带细灰插板门及连接件。

42、21）本工程预留安装脱硝装置，省煤器至空预器间的烟道应考虑接出至脱硝反应器和由脱硝反应器返回的烟道安装空间。同时考虑脱硝改造蓄热元件的布置空间。第二章 300MW机组锅炉运行操作导则第一节 锅炉设备运行设计要求1 锅炉的起动时间(从点火到机组带满负荷)，与汽轮机相匹配，一般满足以下要求：冷态起动78小时温态起动23小时热态起动11.5小时极热态起动1小时2 锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于下值：冷态起动(停机超过72小时)500次温态起动(停机72小时内)4000次热态起动(停机10小时内)5000次极热态起动(停机1小时内) 150次负荷阶跃 12000次3 锅炉起动采用定-

43、滑-定方式。各种状态下每次起动的寿命消耗数据如下表。其总的寿命消耗不大于70%。类 别次 数点火至满负荷时间 (min)寿命消耗 (/次)冷态启动5004801.510-2温态启动40001956.210-3热态启动5000965.810-3极热态启动150661.510-2负荷阶跃12000总计2165063.55 %4 各种状态下的启动曲线如下所示： 附录1:锅炉冷态启动曲线附录2 ：锅炉温态启动曲线附录3：锅炉热态启动曲线第二节 300MW锅炉运行操作导则一、锅炉的启动过程：1.锅炉汽水系统的启动过程以下对锅炉汽水系统启动过程的阐述仅是原则性建议和要求，电厂应根据有关技术规范，结合锅炉其

44、它技术文件和现场实际情况灵活应用。锅炉典型冷态启动流程如下图所示，当锅炉温态、热态和极热态启动时，不需要进行冷态清洗。2.机组启动总则1）新安装和大修后的机组启动前必须完成主、辅设备的试运、试验和调试工作。2）检修后的机组启动前应根据有关部颁标准及设备技术条件要求，由运行、检修技术负责人对主、辅设备进行全面验收，验收合格后方可启动。3）机组启动应严格执行机组的寿命管理，根据机组的工况及启动曲线，确定机组的启动参数、启动方式，升压、升温率。4）机组启动时，各保护应按规定投入，因设备问题不能投入的应经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施。5）机组启动应严格按照操作票及运行规程执行。3.机组启动原

45、则1）冷态启动时，进入汽轮机的主、再热蒸汽温度至少应有56的过热度，但其最高汽温不得大于427，再热汽温最高温度不得大于360，主汽门前、再热汽门前蒸汽的压力和温度应满足“冷态启动蒸汽参数曲线”的要求，并根据冷态启动曲线决定其冲转升速及其暖机时间（曲线见附表）。2）机组热态启动时，在任何工况下第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高110或低于56。3）热态启动时进入汽轮机的主、再热蒸汽温度至少应有56以上的过热度，并根据汽缸温度按“热态启动蒸汽参数曲线及启动工况高、中压缸进汽温度”的要求决定其冲转参数及时间（曲线见附表）。4）主、再热蒸汽温差，高中压合缸机组一般为28，短时可达40。5）机、炉、电所有试验完成并合格。3.1锅炉启动状态划分：1）冷态启动：锅炉无压力，停机大于72小时。2）温态启动：停炉后48小时，主汽压力3.9MPa，过热器和再热器出口集箱壁温300，重新点火启动。3）热态启动：停炉后