第一篇：循环流化床锅炉运行
循环流化床锅炉运行简答题
1、 锅炉辅助系统包含哪些?
煤粉制备系统;锅炉通风系统;烟尘处理系统;锅炉水处理系统;燃料运输系统;除灰系统;给水系统和供水系统等
2、 生成氮氧化物的途径有哪些?
一是煤中的氮化物在火焰中热分解，然后氧化生成，“燃料型”NOx 二是空气中的氮在高温下与氧反应生成，“热力型”NOx
三是空气氮与煤中的碳、氢离子团发生反应生成，“快速型”NOx
3、 氮氧化物减少排放的方法有哪些?
一是在燃烧中进行控制，控制火焰温度峰值其主要措施有：空气分级、低过量空气系数、燃料分级、烟气再循环等。
二是在燃烧后中通过催化剂选择法或者非催化剂选择法，将烟气中的NOx还原。
4、 影响灰熔点的因素有哪些?
1、成分因素
2、介质因素
3、浓度因素
5、 循环流化床锅炉结焦的现象主要有哪些?
1、DCS显示床温、床压极不均匀，燃烧极不稳定，相关参数波动大、偏差大。
2、结焦初期(局部)料层差压下降，结焦严重时，料层差压急剧增加。
3、炉膛出口氧量快速下降，几乎接近零。
4、炉膛负压增大，一次风量，风室风压波动大。
5、负荷、压力、气温均下降。
6、排渣不畅，床层排渣管发生堵塞，
7、观察火焰，局部或大面积火焰呈现白色，
6、 循环流化床锅炉结焦的原因有哪些?
1、秸秆燃料中杂质太多，尤其是石头、砖头等直接造成局部床料不流化而结焦。
2、床料熔点太低，在床温较低的情况下就直接结焦。
3、一次风机风量低于临界流化风量，导致物料流化不好，引起结焦，
4、风帽损坏，直接导致布风板布风不均匀，底层物料不流化，导致结焦，
5、返料影响，返料不正常或返料器中浇注料突然坍塌导致返料器无法正常返料，引起床温过高而结焦，
6、床温测量装置失灵，造成运行人员误判断引起误操作发生结焦。
7、负荷增加太快时操作不当控制不住床温时引起结焦。
8、炉内浇注料大面积坍塌。
7、 循环流化床锅炉结焦的预防措施有哪些?
1、保证良好的流化工况，防止床料沉积
2、保证燃料制备系统正常工作，给料长度符合设计要求。
3、严格控制料层差压，均匀排渣。
4、认真监测床底部和床中部温差
5、床上木炭点火过程中严格控制进料量
6、变负荷运行严格控制床温
7、压火时正确操作
8、合理调整一二次风
9、改变燃料的焦结特性
10、锅炉床上木炭点火启动前所加底料含碳量不超过10%，点火中待木炭充分燃烧，没有火苗时再起火，防止炉内可燃物含量高起火后超温结焦。
8、 请分条简述故障停炉条件。
1、锅炉严重缺水，低于汽包下部可见水位时。
2、锅炉严重满水，水位超过汽包上部可见水位时。
3、炉管爆破，不能维持正常水位时。
4、所有水位计失效，无法监视水位。
5、燃料在尾部烟道再燃烧，使排烟温度不正常升高时。
6、主蒸汽管道、主给水管道和锅炉范围连接导管爆破。
7、锅炉超压或安全门拒动，对空排汽门又打不开时。
8、引风机或一次风机故障不能继续运行时。
9、 请分条简述请示停炉条件。
1、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。
2、锅炉承压部件漏泄无法消除时。
3、过热蒸汽温度超过规定值，经多方调整或降低负荷时仍无法恢复正常时。
4、流化床、返料器、旋风分离器内部结焦或堵灰，运行中无法处理时。
5、所有远方汽包水位计(电接点/差压式水位计)的全部损坏时。
6、放渣管堵塞，经多方努力无法消除，料层阻力超过极限时。
7、安全门动作不回座，经多方调整采取措施仍不回座或严重泄漏时。
8、尾部烟道积灰严重，经提高引风机出力，但仍无法维持炉膛正常负压或威胁设备安全时。
10、 锅炉缺水的现象，原因和处理措施如何?
一、缺水现象：
1、汽包水位低于正常水位。
2、所有水位计指示负值，水位警报器发出水位低的信号。
3、给水流量不正常的小于蒸汽流量。
4、严重时过热蒸汽温度升高。
二、缺水原因：
1、给水自动调节器失灵，给水调整装置故障。
2、水位表、蒸汽流量表或给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。
3、给水压力低。
4、锅炉排污管道、阀门漏泄、排污量过大。
5、水冷壁管或省煤器管爆裂。
6、运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。
三、缺水的处理
1、当锅炉汽压及给水压力正常，而汽包水位低于正常水位时，应冲洗水位计，对照水位计指示是否正确。
2、若因给水自动调节器失灵而影响水位下降时，应将“自动”改为“手动”给水，增加给水量。
3、如用主给水调节阀不能增加给水时，则应改为旁路管道增加给水。
4、经上述处理后汽包水位仍下降，且降至-100mm时，除应继续增加给水外，尚须关闭所所排污门及放水门，必要时可适当降低锅炉蒸发量。
5、如汽包水位继续下降，且在汽包水位计中消失时，须立即停炉，关闭主汽门，经叫水水位计中出现水位时，可继续向锅炉上水。
6、由于运行人员疏忽大意，使水位在汽包水位计中消失，且未能及时发现，依电接点水位表的指示能确认为缺水时，须立即停炉关闭主汽门及给水门，并用叫水法进行叫水 (A经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可向锅炉上水，并注意恢复水位。 B经叫水后，水位未在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水。)
7、当给水压力下降时，应立即联系汽机值班人员提高给水压力。
8、如果给水压力迟迟不能恢复，且使汽包水位降低时，应降低锅炉蒸发量，维持水位。
9、在给水流量小于蒸汽量时，禁止增加锅炉蒸发量。
11、 请简述锅炉满水现象，原因及处理。
一、满水现象
1、汽包水位高于正常水位。
2、电接点水位表指示值增大。
3、二次仪表水位指示超过正常水位。
4、水位警报器鸣响，并发出水位高的信号。
5、给水流量不正常的大于蒸汽流量。
6、过热蒸汽温度下降。
7、严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，从法兰盘向外冒汽。
二、满水原因
1、给水自动调节器动作失灵，或给水调节装置故障。
2、水位指示不正确，使运行人员误操作。
3、锅炉负荷增加太快。
4、运行人员疏忽大意，对水位监视不够或误操作。
5、给水压力突然升高。
三、满水的处理
1、当锅炉给水压力及蒸汽压力正常，而汽包水位超过正常水位时，冲洗对照水位确定其指示正确性。
2、因给水自动调节器失灵面影响水位升高时，应立即将自动给水改为手动给水，减小给水量。
3、如调整门不能控制给水时，改为大旁路控制给水。
4、如水位继续上升，应立即开启事故放水门或排污门。
5、经上述处理后，汽包水位仍上升且超过100mm时，应采取下列措施： 1)关小或关闭给水门(停止上水后，应开启省煤器再循环)。 2)加强锅炉放水。 3)根据汽温下降情况，关小或关闭减温器水门，必要时开启过热器和蒸汽管道疏水门，通知汽机司机开启有关疏水门。
6、如汽包水位已超过汽包水位计上部可见水位时，应采取下列措施： 1)立即停止锅炉运行，关闭主汽门。 2)停止向锅炉上水，开启省煤器再循环门。 3)加强锅炉放水，注意水位在汽包水位计中的出现。 4)故障消除后，尽快恢复锅炉机组的运行。
7、由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时，则应缓慢增大负荷。
8、因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即与汽机值班人员联系，尽快将给水压力恢复正常。
12、 锅炉汽水共腾的现象、原因及处理措施分别有哪些?
一、汽水共腾的现象
1、水位计内水位剧烈波动，失去指示的正确性。
2、过热蒸汽温度急剧下降。
3、严重时蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。
4、饱和蒸汽含盐量增大。
二、汽水共腾的原因
1、炉水质量不合格。
2、排污不及时，炉水处理不符合规定。
3、化学加药调整不当。
4、负荷增加过快，汽水分离装置损坏。
三、汽水共腾的处理
1、请示值长，降低负荷使负荷稳定维持低水位运行。
2、开启过热器出口联箱疏水，通知汽机开主蒸汽管道疏水门。
3、开大连续污门，必要时开启定期排污门。
4、停止加药。
5、通知化学人员取样化验，采取措施改善炉水质量。
6、在炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷。
7、故障消除后冲洗对照水位计。
13、 什么是炉膛差压?
炉膛差压是指稀相区的压力与炉膛出口的压力差，是表示炉膛稀相区颗粒浓度的重要物理量。
14、 什么是CFB料层差压?特点如何?
CFB料层差压也叫料层阻力，指的是对应一定的流化风量和料层厚度，当流化介质穿越布风板上方所支撑的物料颗粒层时，在沿着料层高度的方向上所产生的流动阻力,料层差压是表示流化床床料厚度的物理量.
15、 请分条简述转机启动前的检查内容: 1各电动机、转机地脚螺丝牢固，轴端露出部分保护罩、栏杆齐全牢固，联轴器联接完好。 2电动机绝缘检查合格，接线盒，电缆头，电机接地线及事故按钮完好，电动机及其所带机械应无人工作。
3设备周围照明充足完好，现场清洁，无杂物、积粉、积灰、积水现象，各人孔、检查孔关闭。 4轴承、电机等冷却水装置良好，冷却水通畅、充足，通风良好，无堵塞。 5各轴承座及液力偶合器油位正常油质良好，油镜及油位线清楚，无漏油现象。
6各仪表完好，指示正确，保护、程控装置齐全完整，调门挡板及其传动机构试验合格。
16、 请分条简述辅机停运规则：
1发生人身事故无法脱险时。
2发生强烈振动有损坏设备危险时。 3轴承温度不正常升高超过规定时。
4电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时。 5辅机的转子和外壳发生严重摩擦或撞击时。 6辅机发生火灾或被水淹时。
17、 定期排污应注意哪些方面? .1 锅炉排污时，应遵守《电业安全工作规程》的有关规定。 2定期排污一般在低负荷时进行，两炉不得同时进行排污。
3排污前，应与监盘人员做好联系配合工作，严格控制与监视汽包水位及给水压力，并进行相应的调整。 4为了防止水冲击，排污应缓慢进行，如发生管道严重振动，应停止排污。
5排污时，先全开一次阀，缓慢开启二次阀。各排污阀全开时间不得超过30秒，不准同时开启两个或更多的排污阀。结束时，先关闭二次阀，再关闭一次阀。排污结束后，进行全面检查，确认各阀门关闭严密始可离开现场。
6 锅炉燃料工况不稳及有其它异常情况时，禁止排污，在排污过程中，如锅炉发生异常，应立即停止排污(水位高时另外)。
18、 紧急停炉的步骤有哪些? 1达到紧急停炉条件时MFT动作，按MFT动作处理。
2如果MFT未动作，同时按下两个“MFT”按钮手动停炉，确认停止向炉内提供一切燃料，可开过热器向空排汽。
3将各自动改为手动操作，控制好汽包水位、床温、汽温、汽压，根据汽温关小或关闭减温水手动门。 4给水门关闭后，锅炉停止上水时应开启省煤器再循环(省煤器爆破时除外)。 5若尾部烟道再燃烧应立即停止风机，密闭烟风挡板，严禁通风。
6迅速采取措施消除故障，作好恢复准备工作，汇报上级，记录故障情况。
7短时无法恢复时，上水至汽包高水位(炉管爆破不能维持水位时除外)，关给水门、联系汽机停给水泵，关连排、加药、取样二次门。
19、 MFT动作现象如何? 1MFT动作，发出报警;
2所有给煤机跳闸，石灰石系统切除，床下点火系统切除，燃油快关阀关闭; 3床温、床压下降;
4汽温、汽压下降，蒸汽流量剧减，汽包水位先下降后上升; 5所有风量控制改造为手动方式，并保持最后位置;
6除非风机本身切除，否则所有风机控制都将改为手动方式，并保持最后位置，若因汽包水位低跳闸，一次风机入口导叶将关至0，在风机本身切除情况下，风机将遵循其逻辑控制程序;
7燃烧控制输出信号限制引风机自动控制，保证炉膛压力不超过极限值; 20、 MFT动作的条件和原因有哪些? 1同时按两只锅炉主燃料切除按钮;
2床温高于1050℃(信号来自燃烧控制系统); 3炉膛出口压力为高高值+2500Pa(2/3); 4炉膛出口压力为低低值-2500Pa(2/3);
5炉汽包水位为高高值(高出正常水位200mm)(2/3); 6炉汽包水位为低低值(低出正常水位-200mm)(2/3); 7引风机跳闸;
8一、二次风机跳闸;
9总风量过低，小于25%额定风量(延时)(信号来自燃烧控制系统); 10风煤比小于最小值(信号来自燃烧控制系统); 11床温低于700℃，且床下点火器未投运; 12失去逻辑控制电源;
13燃烧控制系统失去电源(信号来自燃烧控制系统); 14所有高压流化风机跳闸; 15汽轮机切除。
21、 MFT动作应如何处理? 一.如不是因为引风机、
一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，可直接按以下原则处理： 1调节风机档板，保持正常的炉膛负压; 2调节给水流量，保持汽包水位正常; 3迅速查明MFT动作原因;
4如MFT动作原因在短时间内难以查明或消除，应按停炉处理，并保持锅炉处于热备用状态; 5如MFT动作原因能在短时间内查明并消除，可按热态启动恢复锅炉运行; 6如因尾部烟道再燃烧停炉时，禁止通风，停运所有风机。
二.如因引风机、
一、二次风机跳闸，DCS故障所致，除按以上原则处理外，还应考虑床料局部堆积和流化停滞。
22、 请分条简述水冷壁爆管现象、原因和处理方法? .1 现象：
1轻微破裂，焊口泄漏时，会发出蒸汽嘶嘶声，给水流量略有增加;
2严重时，爆管处有明显的爆破声和喷汽声，炉膛负压变正，汽包水位急剧下降，给水流量不正常大于蒸汽流量;
3炉膛负压控制投自动时引风机调节挡板不正常的开大,引风机电流增加; 4旋风分离器进、出口烟温下降，料腿回料温度降低; 5排烟温度降低，排渣困难;
6床压增大，床层压差增大，床料板结。床温分布不均。 2 原因：
1炉水、给水品质长期超标，使管内结垢，致使局部热阻力增大过热; 2水循环不佳，造成局部过热; 3管材不合格，焊接质量差; 4管外壁磨损严重; 5锅炉严重缺水。 3 处理措施：
1水冷壁损坏不严重时：加大给水量，维持汽包水位，可根据情况，降低负荷运行并申请停炉;燃烧不稳时应及时投油助燃。
2水冷壁损坏严重，无法维持正常水位时：紧急停炉，停止向锅炉上水;停炉后，静电除尘器应立即停电;维持引风机运行，排除炉内蒸汽，若床温下降率超过允许值，停引风机;停炉后，尽快清除炉内床料，将电除尘、空预器下部灰斗存灰除尽;其余操作，按正常停炉进行。
23、
第二篇：循环流化床锅炉运行7.28
9.5 床温过高或过低
9.5.1 现象：
9.5.1.1各床温测点显示高或低; 9.5.1.2床温高或低报警; 9.5.1.3主汽压力升高或降低; 9.5.1.4炉膛出口温度偏高或偏低;
9.5.1.5床温高严重时，将引起床料结渣，甚至引起大面积结焦;
9.5.1.6床温过低，燃烧不稳。 9.5.2 原因：
9.5.2.1给煤粒度过大或过细，煤质变化过大; 9.5.2.2床温热电偶测量故障; 9.5.2.3给煤机工作不正常; 9.5.2.
4一、二次风配比失调; 9.5.2.5排渣系统故障; 9.5.2.6回料系统堵塞;
9.5.2.7石灰石系统不能正常运行。 9.5.3 处理措施：
9.5.3.1检查床温热电偶;
9.5.3.2床温高时，减少给煤量，降低锅炉出力，使床温维持在900±40℃;
9.5.3.3床温低时，增加给煤量，提高床温; 9.5.3.4检查给煤机运行及控制是否正常; 9.5.3.5合理配风、调整
一、二次风比例;
9.5.3.6床温过低，致使燃烧不稳时，应投入油枪助燃; 9.5.3.7检查煤破碎系统，故障时，及时处理;
9.5.3.8若是回料系统堵塞引起床温升高，应采取措施疏通回料器，无法疏通时申请停炉。 9.6 床压高或低
9.6.1 现象：
9.6.1.1发出床压高或者低报警; 9.6.1.2床压指示降低或升高; 9.6.1.3冷渣器排渣量过大或过小;
9.6.1.4水冷风室压力指示过高或者过低。 9.6.2 原因：
9.6.2.1床压测量故障;
9.6.2.2冷渣器故障，排渣量过小或者过大; 9.6.2.3石灰石给料量和燃料量不正常; 9.6.2.4一次风量不正常;
9.6.2.5回料系统堵塞;
9.6.2.6物料破碎系统故障;
9.6.2.7锅炉增减负荷过快或煤质变化过大。 9.6.3 处理措施：
9.6.3.1床压过高，应加大排渣量，减少给料量;床压过低，减少排渣量，必要时，加大石灰石供给量或向炉内添加床料; 9.6.3.2检查床压测点，若有故障，及时消除;
9.6.3.3破碎系统故障时，及时处理，使物料粒径在合格范围内;
9.6.3.4回料系统故障应采取措施及时处理。
9.17 厂用电中断
9.17.1现象。
9.17.1.1工作照明中断，事故照明启用。 9.17.1.2MFT动作，事故报警。
9.17.1.3所有转动机械停止工作，锅炉操作设备都不能工作。
9.17.1.4DCS依赖应急电源工作或无法运行。
9.17.1.5锅炉蒸汽流量，汽压，汽温均迅速下降。 9.17.1.6在外部电源未恢复前，所有操作无法进行。 9.17.2处理。
9.17.2.1如果发生MFT动作，按MFT动作处理。
9.17.2.2启动另一侧母线上的给水泵向锅炉进水，汇报值长，要求尽快恢复供电。
9.17.2.3一旦电源恢复，应立即启动有关辅机，向锅炉给水。
9.17.2.4复位所有跳闸设备，在启动任何设备之前，要对锅炉及其相关部件进行检查。运行人员将所有的锅炉控制系统复位到初始启动状态。
9.17.2.5在启动引风机前，要了解所有床温指示值。注意是否有些温度指示比平均值高，有些温度计可能埋在热床料中。
9.17.2.6重新启动风机时，要密切注意床温，旋风分离器烟气温度和烟道的温度变化。
9.17.2.7当达到正常空气流量时，床温和烟道中所有温度都应出现下降。满足连锁要求，则对锅炉进行正常吹扫并开始锅炉的热启动程序。
9.17.2.8当启动给煤机时，必须皮带上已有燃料，应缓慢给煤。 9.18 给煤机故障
9.18.1现象。
9.18.1.1给煤机给煤量不正常或电流到“0”。 9.18.1.2氧量上升。
9.18.1.3床温，密相区，稀相区温度下降。
9.18.1.4如两侧给煤机同时跳闸，导致锅炉熄火。 9.18.2原因。
9.18.2.1电源中断。 9.18.2.2驱动装置故障。
9.18.2.3链条和胶带松紧不合适。
9.18.2.4异物进入给煤机，造成设备损坏或堵塞。 9.18.2.5请扫装置出现故障。
9.18.2.6胶带接口不牢松脱或胶带断裂。 9.18.3处理。
9.18.3.1如电源问题，迅速联系恢复电源。
9.18.3.2如一台给煤机损坏，可加大另一台给煤机的负荷运行，紧急抢修故障给煤机。
9.18.3.3严禁任何异物进入给煤机，发现后立即清除(必要时停运给煤机，关闭密封风门，打开舱盖)。 9.18.3.4经常检查给煤机，发现异常立即处理。 9.18.3.5胶带接口要牢固，胶带质量要好。
9.18.3.6如两台给煤机同时故障，且短期内无法恢复时，则要压火处理。
第三篇：循环流化床锅炉运行值班员中级复习题
电力职业技能鉴定考试
锅炉运行值班员(中级工)
复 习 提 纲
理论知识部分
一、基本理论知识点
1. 什么叫做固体物料的流态化?
答：气体或者液体流过固体颗粒层，当流速怎加到一定程度时，气体或液体对固体颗粒产生作用力与固体颗粒所受的其他外力相平衡，固体颗粒层表面呈现类似液体或流体状态，这种操作状态被称为固体物料的流态化。
2. 什么料层差压?
答：循环流化床锅炉中风室的压力同密相区上部压力之间的差值，反应的是循环流化床锅炉的密相区的物料浓度。
3. 什么叫流化床锅炉的稀相区?
答：在流化床锅炉输送分离高度(TDH)以上，气流中的粒子浓度较低，但比较均匀，这部分区域称为稀相区。
4. 什么叫流化床锅炉的密相区?
答 ：在流化床锅炉输送分离高度(TDH)以上，颗粒浓度较大，并沿高度方向浓度逐渐降低，这部分区域称为密相区。
217
5. 回料器上下料腿的松动风如何布置?
答：在返料装置的上下料腿四周一般都有松动风。风源大多都取自高压流化风，它能增加返料的流动性，帮助物料顺利返回炉膛。避免了因返料装置的堵塞而造成的返料不畅，造成运行工况不稳定。
6. 什么是物料的循环倍率k?物料的循环过程由哪些过程组成?
答：单位时间内CBF外循环物料量与入炉固体燃料的比值，称为物料循环的循环倍率κ，或称CFB锅炉的循环倍率，公式表述为：
κ=G/B 式中：
G——循环物料的质量流速，kg/s B——燃料的质量流量，kg/s 物料循环过程由内循环和外循环两部分组成。内循环主要指循环床燃烧室内部流化的物料沿高度自身存在的颗粒上下质交换现象。由于循环流化床燃烧室边壁效应的原因，沿壁边存在着较为明显的下降流，而燃烧室中心颗粒上升趋势较为明显。人们从这个现象引申称颗粒在燃烧室内的上下质交换为内循环。而烟气携带的物料从燃烧室出口近于循环床分离器被分离后送回燃烧室则称为外循环。
7. 流化床几种不正常的流化态是什么? 答：沟流、节涌和分层等。
218 8. 流化床内的压力分布反映了什么?
答：反应了床内物料质量(即平均颗粒)和物料循环的大小。
9. 流化床锅炉结焦的形式有哪几种?
答：结焦的原因是局部或整体温度超出灰熔点或烧结温度。以此标准，将结焦分为：高温结焦和低温结焦。另一种是渐进性结焦。
10. 什么叫高温结焦?
答：当料层或物料整体温度水平高于燃料灰分变形或熔融温度时候所形成的结焦现象。高温结焦的基本原因是料层的含碳量超过了热平衡所需要的数量。
11. 什么叫低温结焦?
答：当料层或物料整体温度水平低于燃料灰分变形或熔融温度时候所形成的结焦现象。低温结焦的基本原因是局部流化不良使局部热量不能迅速传出。
12. CFB锅炉主要有哪些燃烧区域? 1) 较粗颗粒在燃烧室的下部密相区以内按照沸腾流化燃烧方式进行的分层燃烧 2) 3) 细颗粒在燃烧室的上部稀相区产生的悬浮燃烧
被烟气夹杂出燃烧室的细微颗粒在高温分离器、料腿、返料器和回料斜腿组成的循环返料体系内部的下行过程燃烧。
219 13. 什么是炉膛差压?
答：循环流化床锅炉中密相区上部的压力同炉膛出口的压力之差，反应的是循环流化床锅炉稀相区的物料浓度。
14. 床料和物料有什么区别?
答：它们没有确切定义上的差异。人们习惯上将冷态启动时加入的物料称为床料，把运行中的床料称作物料。
15. 返料风的作用是什么?
答：返料风是推动循环分离器分离下来的高温物料重新返回炉膛的源动力，对自平衡回料装置对应的分离器料腿下方落灰侧和回料斜腿侧的J阀两个区域的循环物料分别起到输送和流化的作用。
16. 什么是中、低温烘炉?
答：一般习惯上把烟气温度为200~450℃、不超过200℃以内的烘炉过程分别称为CFB锅炉耐火防磨材料的中、低温烘炉。
17. 播料风的作用?
答：首要作用是保证将给燃料比较均匀的播散入炉内，提高着火与燃烧效率，是炉内温度分布更为均匀。播料风过大会使物料抛撒太远，降低着火效率;太小会在落料口附近堆积，形成落料局部流化减弱和降温。同时播料风还起着落料管处的密封、冷却作用。最后，播料风还提供了，给料口附近由于燃料较多
220 所需的多余氧量。
18. 风帽的作用?
答：风帽是保证锅炉安全经济运行的关键部件，其作用是实现流化床锅炉均匀布风。
19. 布风板风帽的种类?
答：钟罩式、蘑菇头式、导向式、猪尾巴式等。
20. 大直径钟罩式风帽的特点是什么?
1) 内管设计合适阻力，可使布风均匀，调节性能好，运行稳定。 2) 外帽小孔风速低，降低了风帽间的磨损。 3) 外帽与内管螺纹连接，便于检修。 4) 运行时风帽不易堵塞，不易倒灰 5) 使用寿命长，不易损坏。
21. 循环流化床锅炉风室的主要类型有哪些?
答：有分流式风室和等压式风室。分流式风室借助分流罩或导流板把进入风室的气流均分为多股气流，使其获得接近正方形的风室截面从而获得均匀的布风;等压风室具有倾斜的地面，能使风室内的静压沿深度保持不变，有利于提高布风的均匀性。
221 22. 物料循环系统有哪些部件组成?
答：物料循环系统有组成固体颗粒循环系统的所有部件组成，包括燃烧室，旋风分离器，外置床和返料器等。
23. 回料器有哪几部分组成?作用分别是什么?
答：回料器一般有立管和阀组成。立管的主要作用是防止气体反窜，形成足够的差压来克服分离器与炉膛之间的压差。阀的作用是调节和开闭固体的颗粒流动。
24. 冷渣器有哪些种类?
答：按渣的运动方式不同，分为流化床式、移动床式、混合床式和螺旋输送机式;按介质的不同，可分为水冷式、风冷式和风水共冷式三种。
25. 冷渣器的主要作用?
答：降低渣的温度;回收渣的物理热;提供安全的除渣的工作环境;通过细颗粒分选回送，保持炉膛细颗粒存料量和循环量。
26. 循环流化床锅炉耐火材料设置的主要目的?
答：目的是防止锅炉中高温烟气和物料对金属结构的高温氧化腐蚀和磨损，并具有隔热作用。物料的循环磨损首先发生在耐火的材料上，从而保证了金属结构的使用寿命，这是保证循环流化床锅炉长期安全运行的重要措施之一，也是循环流化床锅炉的主要特点之一。耐火材料的使用对减少金属结构的使用、降
222 低造价、方便维护具有十分重要的意义。
27. 燃烧室磨损的原因是什么?
答：在循环流化床锅炉中，为了适应快速负荷变化或调峰的需求，经常会出现负荷波动而发生热和温度的波动，或者由于调峰需求而进行启动或停炉。燃烧室内的温度的变化，压火和热启动产生的热冲击，以及热应力都会使耐火材料遭到破坏。炉膛部分一般采用厚炉衬，干燥时的收缩、热振、应力下的塑性变形都会产生裂缝。不锈钢纤维虽然有助于减少裂缝，但是不能彻底解决问题。过度的裂缝和挤压剥落将引起耐火材料毁坏。
28. U形阀的作用是什么?结构是怎样的?
答：U形阀是自平衡式的非机械阀，阀的底部布置有一定数量的风帽，阀门有隔板和挡板分布三部分。隔板的右侧与立管连通，左侧为上升段，两侧之间一长方形孔口使物料通过。它采用的是气体推动固体颗粒运动，无须任何机械转动部件，由一个带溢流管的鼓泡流化床和分离器的料腿组成，采用一定压力的空气，推动物料返回炉膛。
29. 循环流化床锅炉各辅助设备的作用是什么? 1) 2) 一次风机的作用。主要用于流化床料，并为燃料提供初始燃料空气。 二次风机的作用。主要是为分级燃烧使燃料燃尽、控制炉温。抑制NOx的产生提供空气。 3)
高压风机的作用。作为在高温旋风分离器下部的回料阀的流化风。
223 4) 高温旋风分离器作用。烟气从切向进去分离器筒体，烟气中所含较粗的颗粒物体在较大的离心力、惯性力、重力的作用下，甩向筒体并沿筒体壁落下，被分离的物料通过回路密封装置和回料管而返回流化床内，烟气中较细的飞灰与烟气一起通过分离器的中心管筒从分离器顶部进入锅炉的对流区域。 5) 布风板的作用。承受床料，保证等压风室区域内各处风压基本相等。布风板上有风帽，将流化空气均匀的分布到床层的整个截面。 6) 吹灰器的作用。为了保证受热面的清洁，提高传热效率，降低排烟温度，减低排烟损失。 7) 暖风器的作用。经暖风器加热，提高
一、二次风风温，有利于防止空气预热器低温腐蚀，特别是在冬季锅炉启动初期尤为重要。 8) 油燃烧系统(启动燃烧器)的作用：将床温提高到主要固体燃料的燃烧温度，使固体燃料着火并保证初始燃烧阶段稳定性;必要时，在运行过程中，当固体燃料燃烧时，协助维持燃烧的稳定性和锅炉负荷。
30. 省煤器再循环门的作用?
答：装设省煤器再循环门的目的是在锅炉升火和停炉时，当中断给水时保护省煤器。因为在升火和停炉阶段，当不上水时，省煤器的水是不流动的，高温烟气有可能把省煤器管烧坏。开启省煤器再循环门，利用汽包与省煤器工质密度差而产生自然循环，从而使省煤器管得到冷却。
31. 床下点火器中的燃烧风、混合风各起什么作用?
224 答：每个床下启动燃烧器的配风比：第一级风为燃烧风，经燃烧风口和稳燃烧器进入预燃室内，用来满足油枪点火燃烧所需要空气;二级风为混合风，经预燃室内外筒之间的风道进入预燃室内，主要负责调节热风温度和保证燃烧器本体的冷却。
32. 如何防止和预防结焦?
1) 在锅炉运行中，要特别注意，合理控制床温在允许的范围内。 2) 流化风量不低于最低流化风量，保证适当的床压。
3) 给煤粒在规定的范围内，根据不同的煤种，合理的调整风煤配比。
33. 循环流化床锅炉启动前吹扫的目的是什么?
答：在锅炉每次冷态启动前或主燃料切除后不具备热态启动条件时的再次启动前，必须对炉膛、旋风分离器及尾部受热面区域进行吹扫。吹扫是指所有风机在自动方式或最小风量要求的状态下吹扫5min，以有效清除任何可燃气体，得到清洁的空气和烟气流程。吹扫时，应确保所有燃料源与炉膛隔离。
34. 什么是床温?
答：一般意义上的循环流化床锅炉的床温是指燃烧室密相区内物料的温度，床温有距离布风板以上200~500mm的密相区内布置若干只热电偶测定。而广义上的床温是指固体颗粒循环通道内各段的温度。
35. 循环流化床锅炉的传热方式有哪些?
225 答：颗粒的对流换热、气体的对流换热、辐射换热。
36. 燃料在炉内的燃烧大致经过哪几个过程?
答：(1)加热干燥(2)挥发份的析出和燃烧(3)颗粒的燃烧和一级破碎(4)焦粒的燃烧和二级破碎。
37. 影响流化风速的因素是什么?
答：(1)料层厚度;(2)固体颗粒层的平均粒径;(3)固体颗粒的密度;(4)流体的运动粘度
38. 过量空气系数变化对循环流化床锅炉运行有什么影响?
答：在一定范围内，提高过量空气系数可以改善燃烧效率。因为燃烧区域氧浓度的提高增加了燃烧速率，但过量空气系数超过1.15后，将导致床温下降，CO浓度升高，总的燃烧效率下降。
39. 床层高度变化对循环流化床锅炉运行有什么影响?
答：循环流化床运行时需要保持一定的床层高度，即保持一定的床压降。目的之一是为了保证一定的床存量，使大颗粒燃料有足够的燃烧时间，减少排渣量含碳量。同时保证有足够的床存量给循环物料，使燃烧室上部维持高浓度的快床状态。过低的床料会使排渣含碳量增高，进而床温升高，负荷带不上。过高的床存量使炉温降低，同时风机电耗增加。
226 40. 为什么循环流化床内锅炉的床温不应过高?
答：从燃烧和传热方面来说，较高的床温可强化燃烧和传热，提高锅炉效率，但是为了防止炉内结焦，床温的上限受到会的变形温度的限制，所以床温的上限要比灰的变形温度低150~250℃才能安全运行。
41. 循环流化床锅炉床压过高的危害是什么?
1) 为了保证流化，增加一次风量，使一次风机的电耗增加 2) 使水冷风室的压力提高，易使非金属膨胀节爆破 3) 床压高，流化不好，会造成排渣口排渣困难 4) 床压高，会使下二次风送入困难，烧损下二次风口
42. 循环流化床锅炉床压过低的危害是什么?
1) 使床层的热容量降低，不能满足快带负荷的需要，而且抵御外界因素干扰能力下降
2) 可能使一次风穿透床层，形成沟流而导致床温不稳定，因流化不均匀而结焦 3) 同时由于床压较低使进入炉膛的煤占整个床料的份额增加，使床温升高，易造成结焦
4) 床压低造成底渣含碳量高，若冷渣器内的渣颗粒较大，不能很好的流化，使冷渣器易低温结焦
43. 什么叫暖管?
答：用缓慢加热的方法将蒸汽管道逐渐加热到接近其工作温度的过程叫暖管。
227
44.循环流化床锅炉中的物料颗粒在炉内所起的作用是什么? 答：作用：
1) 燃料颗粒作为燃烧反应得反应物;
2) 脱硫剂颗粒作为脱硫反应得反应产物SO2反应;
3) 颗粒可以促进床的横向和轴向热交换，使床内温度分布均匀;
4) 颗粒的存在可以强化传热，颗粒浓度的高底可以控制传向炉膛壁面的热流大小;
5) 如果锅炉设置流化床换热器，还可以通过循环物料将热量输送给该受热面(该受热面可以是省煤器、蒸发器、过热器、再热器)。
45.循环流化床锅炉耐火材料遭破坏的主要因素?
答：(1)由于温度循环波动、热冲击及机械应力造成耐火材料产生裂缝和剥落。 (2)由于固体物料对耐火材料的冲刷而造成耐火材料的破坏。
46.滚筒冷渣器温度偏高的原因是什么? 答：(1)设计换热面积不足或结构不合理。 (2)冷却水量不足或进水温度过高。 (3)进渣量过大。 (4)水腔内壁结垢严重。
47.返料器的作用是什么?
228 答:克服炉膛密相区的压力把分离器捕捉下来的高温循环物料由低压侧送到高压侧的密相区，并防止密相区的烟气从返料器反窜至分离器。
48.什么是临界流化风量?
当床层由静止状态转变为流化状态时的最小风量，称为临界流化风量。
49.循环流化床锅炉主要由哪些设备组成?
循环流化床锅炉主要由燃烧系统设备、气固分离循环设备、对流烟道三部分组成。其中燃烧设备包括风室、布风板、燃烧室、炉膛、燃油及给煤系统等几部分;气固分离循环设备包括物料分离装置和返料装置两部分;对流烟道包括过热器、再热器、省煤器、空气预热器等受热面。
50.循环流化床锅炉的汽水系统包括哪些设备。
循环流化床的汽水系统一般包括尾部省煤器、汽包、水冷系统、汽冷式旋风分离器的进口烟道、汽冷式旋风分离器、包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低温再热器、屏式再热器及连接管道。
51.循环流化床锅炉中一次风的作用什么? 答：①维持床料的流化;②维持床温;③建立料层差。
52.循环流化床锅炉的二次风的作用什么?
答：①加强扰动改变物料在炉膛高度上的浓度分布梯度;②补充一次风供氧的
229 不足。
53.循环流化床锅炉的基本特点什么?
答：①低温动力燃烧控制;②高浓度、高速度、高通量的循环流化燃烧。
54.循环流化床锅炉冷态动力场试验的目的是什么?
答：测定流化床的空床阻力和料层阻力特性，找出临界流化风量，为锅炉的热态运行提供参考资料，从而保证锅炉燃烧安全，防止床面结焦和设备烧损，保证汽温汽压稳定
55.汽温偏差有何危害?
答：汽温偏差的危害：汽温偏差长期偏大将使温度高的管子过热，降低寿命，造成爆管现象，另外汽温偏差过大，可能使混合后的管子振动及混合后的温度达不到额定值，不利机组安全经济运行。
56.锅炉结焦有哪些危害?
答：结焦的危害：1)引起汽温偏高;2)破坏水循环;3)增大了排烟损失;4)使锅炉出力降低。
57.锅炉启动初期为什么要定排?
答：使受热面中受热较弱部分的循环回路的换热加强，防止水循环停滞;同时使受热面金属各部位膨胀均匀。
230
58.除灰系统主要有哪些设备及部件组成?
答：空气压缩机、干燥器、储气罐、仓式泵、管道及灰库。
59. 锅炉运行时，为什么要保持水位在正常范围内?
答：(1)运行中汽包水位过高，会影响汽水分离效果，导致蒸汽品质恶化，容易造成过热器管壁结盐垢，引起管壁超温损坏;同时盐垢增加了热阻，导致过热汽温降低。严重满水时过热器蒸汽温度急剧下降，会使蒸汽管道和汽轮机产生水冲击，造成严重的破坏性事故. (2)汽包水位过低会破坏锅炉的水循环，严重缺水而有处理不当的，则可能造成水冷壁爆管。
60. 锅炉化学清洗的目的是什么?
答：锅炉在新安装的过程会生成氧化物、焊渣和防护涂的油脂和其他残留物，投产后的锅炉进行化学清洗的目的是清除在运行过程中生成的水垢和金属腐蚀物。新安装的锅炉必须要进行化学清洗，运行以后的锅炉主要是以结垢量和运行年限综合考虑的。对于超高压汽包锅炉一般每6年进行一次化学清洗，但如果受热面的向火面180°内结垢物沉积量达到300~400g/㎡时，应尽快在近期大修时进行清洗。
61. 何时可以退出点火油枪运行?
答：当床温达到800℃以上，床层流化正常，返料系统正常运行时可逐渐调
231 整点火风量，降低点火枪的出力，然后逐只停用床下油枪。
62. 床层压力对循环流化床锅炉燃烧的影响是什么?
答：循环流化床锅炉床压过高时，回使密相区的燃烧份额增加，当循环流化床锅炉床压过低时，密相区的细颗粒来不及燃烧就被带到稀相区，所以稀相区的燃烧份额就会增加。
63. 循环流化床锅炉返料器底部的流化风过大或过小会造成什么后果? 答：循环流化床锅炉返料器底部的流化风过大时，会使回料器内的床料直接送回到炉膛中，不能产生正常的料位差，形成不了对炉膛的正压密封;返料器底部的流化风量过小时，回料器内的床料就会流化不起来，造成回料器堵塞，返料不正常，床温、床压难以控制。
64. 影响临界流化速度的因素有哪些?
(1) 床料颗粒的宽筛分粒度分布。粗大颗粒越多则流化风速越高，而细颗粒越多则流化风速越低。
(2) 颗粒静态堆积密度。料层颗粒群静态堆积密度较大者所需要的流化速度越高，较轻的颗粒所需要的流化速度越低。
(3) 布风均匀性较差的流化床达到完全流化所需要的流化速度较高。 (4) 较高温度下，空气粘度增大，临界流化速度降低。
(5) 流化风介质的物理特性。粘度较高、密度较大、压力较高的介质需要的临界流化速度较低。
232
65. 什么叫颗粒密度?什么叫颗粒真实密度?
颗粒质量与其表面之比称为颗粒密度。但颗粒的内部常常包含空隙。如计及颗粒体积不包括颗粒内空隙所得到的纯固体颗粒密度叫颗粒真实密度。
66. 什么叫颗粒堆积密度?什么时颗粒的形状系数?
粒子质量于粒子自然堆积所占据的表观体积之比叫颗粒堆积密度。通常将测量得到的颗粒尺寸与颗粒的面积。体积之间的比值关系称为颗粒的形状系数。
67. 固体颗粒的物理特性参数包括哪些?
固体颗粒的物理特性参数包括固体颗粒的尺寸(粒径)、密度、球形度。比热容、导热系数、硬度、可燃物含量及颗粒度的分布等。
68. 循环流化床锅炉的给料粒度对其运行有何影响?
炉内的燃料及脱硫效率均受给料粒度的影响。小颗粒的反应速度通常大于大颗粒的，然而其停留时间较短，其外部传热系数也要大于大颗粒的传热系数。
另外，给料粒度过大，则飞出床层的颗粒量减少，使锅炉不能维持正常的通料量，造成锅炉出力不足。大块给料还会造成床内的结焦。
69. 给料水分对循环流化床锅炉运行有何影响?
(1) 高水分细颗粒燃料流动性差，很容易导致给煤机和给料机种的堵塞。
233 (2) 水分过大使锅炉的排烟热损失增加，锅炉效率降低。
(3) 水分增加时，由于蒸汽所吸收的汽化潜热增加，床温下降。导致给煤量增加。
*说明:以下各题答案在《锅炉运行值班员(第二版)试题库》中 70. 什么叫做锅炉受热面的高温腐蚀? 71. 什么叫锅炉尾部烟道的低温腐蚀? 72. 如何减轻或防止锅炉尾部烟道的低温腐蚀? 73. 什么是机组的定压运行方式? 74. 什么是机组的滑压运行方式?
75. 什么叫低位发热量?为什么锅炉利用的只是是低位发热量? 76.锅炉负荷变化时，汽包水位变化的原因是什么? 77.锅炉发生严重缺水时为什么不允许盲目补水? 78.在什么情况下容易出现虚假水位?调节时应注意什么? 79. 什么叫并汽(并炉)，对并汽参数有何要求? 80. 锅炉上水时，对水温及上水时间有何要求? 81. 锅炉水位事故有哪几种?
82.锅炉运行中，为什么要经常进行吹灰、排污? 83. 暖管的目的是什么?暖管速度过快有何危害? 84. 叙述汽包的作用。
85.什么是滑参数启动?滑参数启动有哪两种方法?
234 86.什么是锅炉的连续排污?作用是什么? 87.什么是锅炉的定期排污?作用是什么?
二、计算题
1. 过量空气系数、漏风系数的计算 2. 锅炉热效率计算(正反平衡) 3. 标准煤的计算 4. 循环热效率的计算
三、画图题 1. 风烟系统 2. 锅炉水循环系统 3. 过热蒸汽系统
4. 锅炉尾部烟道受热面布置图，标出设备名称
技能操作部分
1. 循环流化床锅炉运行调整的任务是什么?
1) 保持锅炉的蒸发量在额定值内，满足汽轮机的需要。 2) 保持正常的汽温及汽压。 3) 均匀给水保持水位正常。 4) 保证蒸汽品质合格。
5) 保持燃烧良好，提高锅炉效率。 6) 保证锅炉机组安全运行。
235 7) 保证烟气含尘浓度、SO
2、NOx的排放负荷标准要求。
2. 床层厚度对锅炉负荷的影响是什么?
1) 床层厚度过高会造成流化风量减小，影响床料的流化。
2) 下二次风口被床料淹没，影响二次风的穿透力，造成密相区严重缺氧，燃烧不充分，床温下降，使锅炉负荷降低。
3) 床层厚度较低时，床料的储热量减少，当增负荷时，由于内循环的降低，导致炉内的传热降低，使增带负荷较慢，同时造成汽温、汽压的大幅度波动。
4) 当床层厚度较低时，会造成沟流现象，严重时，会造成炉膛结焦。
3. 运行中如何控制和判断床层厚度?
答：主要是通过上、中、下床压来判断的，其次可以通过水冷室的压力和布风板的阻力来判断。控制床层厚度的方法主要是通过调整排渣量，调整给煤量和石灰石量，调整
一、二次风和高压流化风量来控制床层厚度。
4. 循环流化床锅炉启动前对底料的配置有何要求?
答：循环流化床锅炉启动前，底料的粒度及静止料层高度是两个重要的指标。一般而言，底料颗粒要求在6mm以下，底料中的大小颗粒要分配适当，既要有 小颗粒(小于1mm)作为初期的点火源，又要有大颗粒作为后期维持床温之用，但大颗粒(大于5mm)的比例超过10%时不利于点火。底料高度一般要求在350~500mm，底料太厚则加热不均，加热时间延长;太薄则
236 布风不均，引起结焦。
5. 运行中一次风率的选择应满足什么条件?
答：循环流化床锅炉在运行中，一次风率的大小应确保床内颗粒的流化，以及在燃烧室下部形成还原气氛，实现两级燃烧，降低NOx排放，并确保密相区的燃烧份额和温度。当燃用劣质燃料时应采用较高的一次风率;燃用高挥发份燃料时，可采用较低的一次风率。
6. 停炉后的冷却是怎样规定的?
答：(1)停炉6小时以内，关闭炉门及各挡板。
(2)停炉6小时以后，逐渐开启引风机挡板自然通风，锅炉上、放水一次。 (3)停炉10小时以后，允许开启引风机，微开挡板进行冷却，视汽包的上下壁温差情况可适当的增加上放水的次数。
(4)停炉12小时以后，可以开大引风机挡板进行冷却。
7. 循环流化床锅炉过热蒸汽温度过高应如何处理?
答：当循环流化床锅炉过热蒸汽温度过高时，应尽量开大减温水量，提高给水温度及压力;适当关小过热器的烟气挡板;提高一次风温，降低床温;改变
一、二次风量的配比，以调节密相区和稀相区的燃烧份额，从而可以调整汽温。经调整无效时应减负荷运行。
8. 循环流化床锅炉过热蒸汽温度过低应如何处理?
237 答：当循环流化床锅炉过热蒸汽温度过低时，应尽量关小减温水量，在可能的前提下适当降低给水温度及压力;适当打开过热器的烟气挡板;降低一次风量，提高床温;改变
一、二次风量的配比，以调节密相区和稀相区的燃烧份额，从而可以提高汽温。经调整无效时应减负荷运行或立即停炉处理。
9. 循环流化床锅炉运行中风量的调整原则是什么?
一次风量维持锅炉流化状态，同时提供燃料燃烧需要的部分氧量。运行过程中，应根据锅炉启动前冷态试验作出的在不同料层厚度下的临界流化风量曲线，作为运行时一次风量的调整下限，如果风量低于此值，料层就可能流化不好，时间稍长就会发生结焦。
二次风补充炉膛上部燃烧所需要的空气量，使燃料与空气充分混合，减少过量空气系数，控制氧量一般3%-5%，保证充分燃烧。在达到满负荷时，一二次风量占总风量的比例与煤种有关。风量的调整本着一次风保证流化和调节床温，二次风量调整过量空气系数的原则，并兼顾污染物排放要求。注意调整一二次风量时要及时调整引风量，保持风压平衡。
10. 点火初期通过哪些方法控制床温升速?
点火初期为避免床温升速过快，对浇注料、可塑料造成破坏，必须严格控制温升速度，可通过以下方法调节。①控制油枪投入支数②控制油压③调节一次风量。
11. 试述循环流化床锅炉床温调节的方法是什么?
238 1) 在锅炉负荷不变时，床温的调节方法有：给煤量不变时，调节风量保持床温;床温高时，适当增加风量，床温低时，适当的减少风量，改变风量调节时，其幅度不宜过大。
2) 当有汽压下降，负荷增加，这时应先加煤，后加风。当负荷减小时，应先减风后减煤。
3) 改变床压，当床温偏高或者上升幅度较大，而不至于超温时，应适当提高床压而使床温下降;当床温偏低时，可降低床压。
4) 改变石灰石量，当加石灰石时，床温下降，如果床温一直下降，应停止加石灰石。
5) 在低负荷时，由于流化质量不好，床温偏低可以改变上、下二次风量，调节炉内流化，从而使床温分布均匀正常。
12. 试述循环流化床锅炉床压调节的方法是什么?
1) 床压的高低，可体现床料的多少，床压越高，炉内循环物料越多。 2) 在一定负荷，床压在规定的范围内，流化质量良好的前提下，维持较高的床压，燃烧稳定，受外部影响越小，反应较慢，蓄热量较大。
3) 床压较低时，床温下降，表现为床料太薄，难以应付给煤量的较大波动。 4) 在负荷增减不大时，可适当提高床压，则气温，汽压波动小。
5) 低负荷、高床压易造成流化质量下降，而使床温、床压分布不均匀，影响锅炉正常运行。
6) 风机开度一定时，随着床料的增加，进入床层的风量将减小，故进行灰渣排放后，风量会自动有所增加。
239
13. 循环流化床锅炉启动过程中开启各向空排气阀的目的是什么?
答：在循环流化床锅炉启动过程中开启各向空排气阀的目的是由于在未达到汽轮机冲转的要求参数时，主汽门尚未开启，锅炉的排汽量比较少，容易引起汽温升高速度跟不上汽压升高的速度，所以必须采用开启向空排汽的方法加大蒸汽系统的排汽量，来提高蒸汽参数。另外，加大蒸汽排放量后，还可以增强过热器受热面的冷却程度，防止受热面壁的局部过热。
14. 床压高的现象是什么?
答：床压高信号报警;一次风机电流增大，但一次风量相对减少;布风板压力、风室压力值升高;床温下降;冷渣器排渣量增大或几乎停止排渣。
15. 床压高的原因是什么?
答：(1)排渣系统有故障，冷渣器堵塞或排渣量过小。
(2)回送装置返料不正常，循环灰大量返入炉膛，造成局部床层压力过高。 (3)石灰石给料量过大。 (4)炉膛内有结焦现象。
(5)炉膛内床料流化不均匀，床料有结块现象。 (6)床压测量故障。
16. 床压升高时如何处理? 1) 加强底渣的排放
240 2) 降低石灰石量，必要时停止加入石灰石 3) 调整燃烧，提高燃烧效率，减少底渣量 4) 若属燃煤煤质变劣，应更换煤种
5) 当床压继续上升时，应及时降低负荷，必要时可投油断煤，减少渣量。 6) 床压继续上升至不允许值时，应及时停止锅炉运行。 7) 如属床压测点故障，应及时维修处理、恢复正常。
*说明:以下各题答案在《锅炉运行值班员(第二版)试题库》中
17.锅炉启动前应进行哪些试验? 18.在何种情况下应进行锅炉超压试验?
19.锅炉除焦时锅炉运行值班员应做好哪些安全措施?
20.运行过程中为何不宜大开、大关减温水门，更不宜将减温水门关死? 锅炉停止供汽后，为何需要开启过热器疏水门排汽?
241
第四篇：循环流化床锅炉运行中常见问题的处理办法
1 前言 近年来，循环流化床锅炉以其独特的燃烧技术优势发展迅速，但在运行中也暴露了一些问题 ，其中经常出现的问题是密封和磨损，影响了锅炉的长期稳定运行。我们经过十几年的不断 探索和实践，并借鉴国外循环流化床锅炉的先进经验，找到了一些解决问题的办法。
2 密封问题分析及处理办法
循环流化床是正压运行，炉内压力呈一定的脉动状态，并且炉内气流含灰浓度很高，因此密 封 问题显得尤为重要。如果处理不好就会向外漏灰，不但影响工作环境和安全生产，而且严重 影响锅炉的经济运行和带负荷能力。漏灰或漏风量过大，带来循环系统阻力过大，返料量减 少，锅炉带负荷能力必然下降。发生漏风或漏灰的主要部位是燃烧室中部四周膜式壁下集箱 穿墙处、炉室和惯性分离室隔墙与侧墙的交接处、炉顶、膨胀缝外护板接缝处。
造成漏灰漏风的主要原因是：
a.炉室部分及惯性分离室部分正压燃烧，内外压差造成的泄漏; b.采用的耐火材料达不到技术指标，耐火材料断裂脱落而造成的泄漏; c.密封结构不尽合理;
d.施工工艺、质量未能按技术要求。
避免漏灰漏风所采取的技术措施有：
a.燃烧室中上部四周下集箱向下延伸至布风板下，使整个燃烧室被膜式壁所包裹，从根本 上避免了漏灰漏风现象的发生; b.膨胀缝处采用耐火砖或钢板遮挡;
c.炉室与惯性分离室隔墙交接处和炉顶采用迷宫及柔性密封结构。 3 磨损问题分析及处理方法
循环流化床锅炉主要磨损部位在燃烧室卫燃带上沿、炉室顶部、惯性分离室后墙、惯性分 离室烟气出口、旋风分离器顶部、过热器前顶部、左侧过热器及靠近后墙的省煤器管处。根 据材料种类，磨损分为耐火材料磨损和管子磨损。 3.1 耐火材料的磨损
耐火材料的磨损在循环流化床锅炉上比较常见，分析磨损原因有下面两方面： a.燃烧循环回路中灰浓度的运动速度比较高，对耐火材料磨损比较严重。
b.锅炉运行时，耐火材料达不到技术要求的强度和耐磨指标，一般情况下不到指标的2/3。在锅炉改进结构时，尽量使烟气分布均匀，在磨损不可避免的部位采用技术指标较好的耐火 材料。不定型材料如碳化硅质、硅线石质、HF-150等。耐火砖如碳化硅质、硅线石质等。其 它磨损不严重的部位不定型材料用HF-130、HF-135等，耐火砖用磷酸盐质高强耐磨砖。耐火 砖砌筑用耐火胶泥。磷酸盐耐火混凝土因其配料、养护条件不易达到，在锅炉运行温度下，不能很好的发挥其优 势，现在已很少使用。 3.2 管子的磨损
3.2.1 燃烧室卫燃带上沿膜式壁管的磨损
灰沿膜式壁管由上向下流到卫燃带上沿受到阻碍，转向时灰粒撞击膜式壁，造成膜式壁的磨 损，磨损范围在卫燃带上沿150mm范围内。 根据灰粒流动特点，采用了疏导和粉末合金喷焊措施，使灰粒的着力点不在膜式壁管上，避 免了膜式壁磨损。 3.2.2 过热器管的磨损和省煤器管的磨损
过热器管和省煤器管的磨损主要是由于烟气偏流造成的。在结构处理上，旋风分离器出口烟 气 流运动方向为逆时针，灰在离心力的作用下，在过热器前右侧墙形成的灰浓度较高，增加了 右侧过热器管的磨损，我们根据此处的烟气流向特点，在旋风分离器出口过热器前的右侧墙 上采用了加隔墙的处理方式。 沿右墙的烟气流遇隔墙阻碍后，灰的运动方向得到了改变，灰的运动速度也降低了，过热器前的灰浓度趋向均匀，减少了烟气流对过热器的局部磨损。省煤器的磨损采用遮挡式及防磨罩的方式处理。烟气流经过热器后转向进入省煤器，转向时 分离下来的灰沿尾部竖井烟道后墙进入省煤器，靠近尾部后墙的
4、5排省煤器管磨损较严 重。我们采用了遮挡式及防磨罩的技 术处理方式。采用遮挡式主要考虑降低灰的运动速度，改变灰的运动方向，使省煤 器前的灰浓度趋向均匀。采用防磨罩的技术处理方式主要考虑到利用较好的防磨罩保护省煤 器。
4 结束语从97年开始，先后对济南锅炉集团有限公司生产的第一代循环流化床锅炉进行了一系列 的技术改造。改造后的锅炉密封问题得到了较好的解决，出力普遍有了提高，并具有了超负 荷的能力。同时，大大改善了工作环境，提高了生产安全，带来了良好的经济效益 和社会效益
第五篇：大唐云南红河电厂300MW循环流化床锅炉运行规程[1]
前 言
本规程规定了HG—1025/17.5—L.HM37型锅炉、哈汽公司N300-16.7/537/537型汽轮发电机组的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行调整和事故处理及相关设备试验的技术标准。
本规程适用于大唐国际红河发电有限责任公司一期工程2×300MW机组 为了规范公司运行操作,保证人身和设备的安全，制定本标准。
本标准由标准化管理委员会提出。 本标准由发电部、设备工程部归口。 本标准起草单位：发电部。
本标准主要起草人： 张梅池 本标准主要审定人：
本标准批准人：
本标准委托发电部负责 1范围
本规程规定了HG—1025/17.5—L.HM37型锅炉、哈汽公司N300-16.7/537/537型汽轮发电机组的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行调整和事故处理及相关设备试验的技术标准。
本规程适用于大唐国际红河发电有限责任公司一期工程2×300MW机组。 2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
DL408—91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分) DL558—1994 电业生产事故调查规程 DL/T 609-1996 300MW级汽轮机运行导则 DL/T 611-1996 300MW级锅炉运行导则 电力工业锅炉监察规程 SD167—85 电业安全工作规程(热力和机械部分) 电安生[1994]227号文 电力工业技术管理法规 80)技字第205号文
防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 能源电(92)726号
3基本要求
1 下列人员应熟知本规程：
公司总经理、总工程师及相关领导;
设备部正、副主任、各专业工程师;
发电部正、副主任，各专业高级主管及所有集控运行人员; 对运行人员的要求：
各岗位运行人员必须通过规定的技术技能考试，并取得上岗证书; 各岗位运行人员必须熟知、执行本规程; 各岗位运行人员必须执行《电业安全工作规程》;
运行人员应严格按各项规定对运行设备进行监视和调整，严禁凭个人经验随意改变运行状态。
对运行设备的要求：
运行设备必须符合公司及上级有关部门对运行设备管理的规定和要求; 严禁运行设备超参数运行，严禁带缺陷运行或备用。 对运行命令的要求：
值长是公司生产系统的指挥者，下达的各项生产命令必须执行;
集控机组长是单元机组操作的组织指挥者，单元机组所有人员必须服从机组长的指挥，机组长的命令涉及到公用系统时应请示值长;
各级技术人员在现场指导操作时，不得与值长的命令相抵触; 各级管理人员对运行人员下达命令，必须通过值长传达;
运行人员接到命令并确认无误后方可执行，执行完毕后向发令人汇报;
操作命令如对人身或设备构成危害时可拒绝执行，并向发令人提出异议，如发令人坚持操作命令，则立即越级上报。 4集控运行通则
运行工作必须遵守―安全第一‖的原则，严格执行―两票三制‖; 运行人员认真监视运行工况，严格执行各类规程、规定;
积极分析运行参数，发现问题及时查明原因，并采取相应对策确保机组安全经济运行; 监盘人员应通过流程图、趋势图、报警总表、设备启动允许条件等画面对机组进行全面监视与控制;
尽量在DCS画面上采用功能组程序启停设备，并监视程序执行是否正常;
设备缺陷及时记入设备缺陷薄或缺陷管理机，对可能影响机组安全运行的缺陷，运行人员
2 需要做好事故预想及相应措施;
保持炉水和蒸汽品质合格，努力降低各辅机电耗，提高机组效率; 自动装置应全部投入运行并应加强监视，必要时进行协助操作;
注意压缩空气系统、辅助蒸汽系统、闭冷水系统、除灰、电除尘等公用系统运行情况。 5机组设备概述 5.1锅炉设备概述
本锅炉与300MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机定压(滑压)启动和运行。锅炉采用循环流化床燃烧技术，循环物料的分离采用高温绝热旋风分离器。锅炉采用露天布置。 锅炉主要由单炉膛、4个高温绝热旋风分离器、4个回料阀、4个外置式换热器、尾部对流烟道、4台冷渣器和1个回转式空预器等部分组成。
单炉膛采用裤衩腿结构、双布风板结构，炉膛内蒸发受热面采用膜式水冷壁及水冷壁延伸墙结构。采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。
在炉膛上部左右两侧各布置有2个内径8.3米的高温绝热旋风分离器，外壳由钢板制造，内衬绝热材料及耐磨耐火材料,分离器上部为圆筒形，下部为锥形。每个高温绝热分离器回料腿下布置一个回料阀和一个外置式换热器，分离器分离下来的循环物料，分别进入回料阀和外置式换热器，再分别以高温物料和―低温‖物料的状态返回炉膛，从而实现了床温调节和再热汽温调节的目的。回料阀为气力式自平衡型，流化风用高压风机供给。回料阀外壳由钢板制成，内衬保温材料和耐磨耐火材料。耐磨材料和保温材料采用拉钩、抓钉和支架固定。每个回料阀一侧与炉膛相连，另一侧与一个外置式换热器相连。分离器分离下来的高温物料一部分直接返送回炉膛，另一部分进入外置式换热器，外置换热器入口设有锥型阀，通过调整锥型阀的开度来控制外置换热器和回料阀的循环物料分配。在炉膛两侧下部对称布置4个外置式换热器，外置式换热器外壳由钢板制成，内衬绝热材料和耐磨耐火材料。靠近炉前的两个外置式换热器内布置高温再热器和低温过热器，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节再热蒸汽温度;靠近炉后的两个外置式换热器内布置中温过热器I和中温过热器II，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节床温。外置式换热器解决了随着锅炉容量增大，受热面布置困难的矛盾，使锅炉受热面的布置更灵活。 炉膛、分离器、回料阀和外置式换热器构成了循环流化床锅炉的核心部分——物料热循环回路，煤与石灰石在燃烧室内完成燃烧及脱硫反应，产生的烟气分别进入四个分离器，进行气固两相分离，经过分离器净化过的烟气进入尾部烟道。
3 尾部对流烟道中依次布置高温过热器、低温再热器、高温省煤器、低温省煤器，最后进入回转式空气预热器。过热蒸汽温度由布置在各级过热器之间的三级喷水减温器调节，减温器分别布置在低温过热器与中温过热器I之间、中温过热器I与中温过热器II之间和中温过热器II与高温过热器之间，减温水来自锅炉给水。再热汽温通过布置有高温再热器的两个外置式换热器来调节，同时还在低温再热器入口处布置有事故喷水减温器，外置式换热器实现了床温和再热蒸汽温度分开调节的目标，更方便灵活，有利于锅炉的低负荷稳燃，避免了再热器喷水调温影响整个机组热经济性的弊端。高温过热器、低温再热器和高温省煤器区烟道采用的包墙过热器为膜式壁结构，低温省煤器区烟道采用护板结构。 燃烧室与尾部烟道包墙均采用水平绕带式刚性梁来防止内外压差作用造成的变形。锅炉设有膨胀中心，各部分烟气、物料的连接管之间设置性能优异的膨胀节，解决由热位移引起的三向膨胀问题，各受热面穿墙部位均采用国外成熟的密封技术设计，确保锅炉的良好密封。
循环流化床燃烧用风分级送入燃烧室，以降低NOx的生成量，除从布风板送入的一次风外，还从燃烧室下部锥段分二层不同高度引入二次风。脱硫剂采用石灰石，以气力输送方式分八点送入回料阀斜腿，分四路进入炉膛。
锅炉启动采用床上床枪和床下启动燃烧器结合的启动方式，以节省启动用油。床下布置有两只启动燃烧器(热烟发生器)，床上布置八只启动床枪。
锅炉除在燃烧室、分离器、回料阀、冷渣器和外置式换热器等有关部位设置非金属耐火防磨材料外，还在尾部对流受热面、燃烧室和外置式换热器等有关部位采取了金属材料防磨措施，以有效保障锅炉安全连续运行。
锅炉钢构架采用高强螺栓连接，按Ⅶ度基本地震裂度设计。
锅炉采用支吊结合的固定方式，分离器筒体、冷渣器、外置式换热器和空气予热器为支撑结构，回料阀为支吊结合，其余均为悬吊结构。
锅炉的蒸汽系统为汽轮机提供满足压力和温度要求的蒸汽，包括高压蒸汽系统和中压蒸汽系统。高压蒸汽系统包括省煤器、汽包、水冷壁和过热器，中压蒸汽系统包括低温再热器和高温再热器。汽轮机设备概述 5.2锅炉辅助系统： A.给煤系统
系统布置两台煤二级破碎机(一运一备)，四台皮带给煤机，四台刮板给煤机，采用十二点给煤，炉前煤斗里的煤经刮板式给煤机送至位于炉膛两侧回料装置的回料管线上共八个
4 给煤口，即每个回料阀返料腿上有两个给煤点，给煤随循环物料一起分四点进入炉膛，给煤管线上有冷二次风作为给煤密封风，以防止炉内正压烟气返窜入给煤机;另外从每个给煤机上再分别引出一根给煤管线，分别送到两侧墙，每两根给煤线分别供二个侧墙上给煤点送入炉膛，并引入热一次风作为吹扫风，以保证给煤在炉内的均匀扩散，给煤管线上均有冷一次风作为给煤密封风，以防止炉内正压烟气返窜入给煤机。 B、石灰石供给系统
为满足锅炉环保排放要求，需向燃烧室内添加石灰石作为脱硫剂，石灰石既用于脱硫，又起到循环物料作用。由于本工程煤灰中CaO含量较高，自脱硫能力较强，因此在采用较低Ca/S比(<2)的情况下，就可以达到较高的脱硫效率。本工程采用两套石灰石系统，每套输送系统由石灰石输送风机通过石灰石输送管道将石灰石输送到四个回料阀的返料管线上，从炉膛前后分四点送入炉膛。每个石灰石给料管线上均有热二次风作为正压密封风，防止炉内正压烟气返窜。 C、锅炉排渣
锅炉采用四台风水联合式冷渣器作为灰渣冷却设备，布置在炉膛的下部，同时采用四只锥形阀作为排渣控制设备，排渣控制简单可靠，并能实现连续排渣。 D、配风系统
锅炉采用并联配风系统，共设有两台一次风机，两台二次风机，五台高压风机，两台石灰石输送风机和两台引风机。
一次风由两台风机供给，一次冷风一部分直接送到两侧墙给煤管线上，作为给煤密封风，其余进入回转式空气预热器内加热后，通过一次热风道，经床下启动燃烧器，分别进入两个裤衩腿下部的水冷风室内，再由布风板进入炉内，保证炉内物料的流化，并将部分小颗粒物料提升起来;另外，从热一次风道上分别引出四股风，其中两股作为两侧墙给煤的播煤风，以保证给煤在炉内的均匀扩散和分布，从而有利于保证床温的均匀性。另外两股作为外置换热器的吹扫风，以保证锅炉能安全运行。
二次风由两台二次风机供给，一部分二次冷风直接送到回料腿的给煤管线上，作为给煤密封风;其余均进入空气预热器内加热，然后由二次热风道送到炉前，再由多只二次风管分两层不同高度进入炉内，起到补充燃烧和输送床料的作用，并实现分级送风，降低NOx排放。另外从二次热风道引出一部分送到石灰石管线上，作为石灰石密封风和冷却风。 五台高压流化风机(四运一备)分别为冷渣器、外置式换热器、回料阀提供流化风、床枪和启动燃烧器冷却风。
5 石灰石风机为石灰石输送提供介质，减少石灰石仓堵塞的可能性。
上述风机实现锅炉的配风，考虑到本工程煤质的特点，锅炉的过量空气系数为17%。另外，锅炉还配有两台引风机。
锅炉采用平衡通风方式，压力平衡点设在炉膛出口。 E、点火系统
为加快启动速度，节省燃油，采用了床上和床下结合的启动方式。两只床下启动燃烧器(热烟发生器)布置在水冷风室后的一次风道上(每只裤衩腿一只)，每只燃烧器的出力为3.7t/h;在布风板上方还布置有八只床枪(每只裤衩腿四只)，每只床枪出力为0.84t/h;启动燃烧器的总出力为23% BMCR。床下燃烧器采用空气雾化的方式，床枪采用蒸汽雾化的形式，在锅炉启动时首先投入床下两只燃烧器，将床温加热到470℃以上后，再分别投入床枪，将床温加热到煤的着火温度。两只床下启动燃烧器配有点火装置和火检，以保证锅炉点火的安全性。 F、加料系统
在锅炉启动前，应向炉内添加物料，而且由于本工程煤质中灰量较小，根据锅炉的实际运行情况，有可能需要向炉内补充床料，为此对本工程，设计有物料添加系统，该系统主要由床料斗、输送管道及阀门等构成，床料由料斗排出，由压缩空气经输送管道分别输送到二次风管及外置式换热器加料点上。 5.3锅炉主要部件结构 5.3.1锅炉给水和水循环系统
锅炉给水经由电动闸阀、止回阀依次流入省煤器入口集箱、低温省煤器蛇形管、高温省煤器蛇形管，水在省煤器蛇形管中与烟气成逆流向上流动，被加热后汇集到省煤器出口集箱，再经1根省煤器出口连接管引到炉前，并从汽包的底部分两股进入汽包。 由锅筒下部引出10根集中下水管，其中4根Φ356×32mm集中下水管，向下引至水冷壁延伸墙处，再通过三通由8根Φ273×25mm分散下水管引向前墙延伸墙、后墙延伸墙以及两侧墙的延伸墙入口集箱;其余6根Φ406×36mm集中下水管与水冷壁下集箱相连接，单独向水冷壁供水，四面水冷壁的下集箱是相互连通的。
炉膛四周为全焊接式膜式水冷壁。炉水沿着水冷壁管向上流动并不断被加热。炉水平行流过以下三部分管子：①前水冷壁管;②侧水冷壁管;③后水冷壁管。
炉水同时沿着水冷壁延伸墙管向上流动并不断被加热。然后由46根Φ219×20mm引出管引至汽包，在汽包内进行汽水分离。
6 5.3.2 汽包 5.3.2.1 结构
汽包用SA—299碳钢材料制成，内径为Φ1775mm,壁厚178mm，筒身全长16500mm，两端采用球形封头。
汽包筒身顶部装焊有饱和蒸汽引出管座、放气阀管座和压力测点管座，两侧装焊有汽水混合物引入管座。筒身底部装焊有大直径的水冷壁下降管座和水冷壁延伸墙下降管座，给水管座，封头上装有人孔，安全阀管座，加药管座，连续排污管座，二对就地水位表管座，一对电接点水位计管座，三对差压式水位测量装置管座，蒸汽取样器管座，水取样器管座，试验接头管座等。汽包上下表面还焊有三对予焊板，将热电偶焊于其上，用来监视上、下壁温。
5.3.2.2 汽包水位控制值: 正常水位： 汽包几何中心线
水位波动值： ±50mm 报警水位： +115mm -270mm 停炉： +190mm -370mm 真实水位的测定与控制对锅炉的运行是非常重要的。为了保证水位测定的准确性，将水位表装在远离下降管的汽包封头上，可以避开下降管附近存在的旋涡和扰动对水位测定的影响。此外，由于水位计中贮存的水处在锅炉外部较冷的大气中，其密度大于锅筒中水的密度，汽包中的真实水位高于水位计中指示的水位，因此，要准确标定水位表中正常水位的位置(即―O‖位)。
5.3.2.3 汽包内部设备
汽包内部布置有96只旋风分离器作为一次分离元件，分离器的上端布置了二次分离元件多孔板和波形板分离器。三次分离元件为顶部的波形板干燥器等设备。它们的作用在于保证蒸汽中的含盐量在标准以下。 (1) 旋风分离器
锅筒内部分两排沿筒身全长布置有96只直径为Φ300mm的旋风分离器，在锅炉MCR工况下，每只分离器的平均蒸汽负荷为12.8吨/小时。旋风分离器能消除高速进入锅筒的汽水混合物的动能以保持水位平稳和进行汽水混合物的粗分离，分离出的蒸汽沿分离器中
7 部向上流动而分离出的水沿筒内壁向下流动，平稳地流入锅筒的水空间。在旋风分离器的出口布置有孔板，能进行进一步的汽水分离。 (2) 波形板装置
每只旋风分离器经过孔板后，上部装有一只波形板装置，以均匀旋风筒中蒸汽上升速度和在离心力的作用下将蒸汽携带的水分进一步分离出来。 (3) 顶部波形板分离器
经过孔板、波形板装置仍然带有少量水分的蒸汽，向上流动进入顶部波形板分离器，携带的水在重力、离心力和摩擦力的作用下附在波形板上，形成水膜，水膜在重力作用下向下流动并落下，减少蒸汽机械带盐。 (4) 排污管
连续排污管布置在锅筒水空间的上部，以排出含盐浓度最大的锅水，维持锅水的含盐量在允许的范围内: 锅水总含盐量<150ppm 锅水SiO2含量<0.2ppm (5) 加药管
利用加药管沿全长向锅筒水空间加入磷酸盐，维持锅水碱度在PH=8.8～9.3范围内，降低硅酸盐的分配系数，降低蒸汽的溶解携带。
(6) 紧急放水管
当锅炉给水与蒸发量不相吻合而造成水位增高超过最高允许水位时，应通过下降管紧急放水管放水至正常水位，防止满水造成事故。
(7) 定期排污管
定期排污管装在集中下水管下部的分配集箱底部，由于在锅水中加入磷酸盐，将产生一些不溶于水的悬浮物质，跟随流入下水管的水流至分配集箱底部并沉积在底部，悬浮物质可通过定期排污管排出，保持锅水的清洁。定期排污的时间可根据锅水品质决定。 5.4 燃烧室及水冷壁 5.4.1 结构
燃烧室断面呈长方形，宽×深×高15051×14703×36200mm。下部分成裤衩腿形式，包括两个风室和两个布风板，燃烧室各面墙全部采用膜式水冷壁，由光管和扁钢焊制而成。燃烧室四周上部、中部及顶部的管子节距均为87mm，采用Φ57×5.6mm管子。下部水冷壁管子节距为174mm，采用Φ76×7.1mm管子。管子材料为SA-210C。布风板的截面积小于上
8 部燃烧室的截面积，使布风板上部具有合理的流化速度。
燃烧室中上部炉膛四周布置有水冷壁延伸墙，与四面水冷壁垂直布置有三十六片水冷壁延伸墙。
燃烧室壁面开有以下门孔:
-- 4个回料阀返料口(包括煤和石灰石入口) -- 4个外置换热器返料口 -- 2个侧墙给煤口 -- 二次风口 -- 床上启动床枪口 --测温、测压孔 --炉膛出口 -- 人孔
--水冷壁延伸墙穿墙孔 -- 顶棚绳孔 -- 排渣口 -- 冷渣器回灰口
除顶棚绳孔、延伸墙穿墙孔，炉膛出口及部分测压、测温孔外，其它门、孔都集中在下部水冷壁上，由于燃烧室在正压下运行，所有门、孔应具良好密封。 在燃烧室中磨损严重区域，敷设耐磨浇注材料。 5.4.2 循环回路
锅炉采用循环流化床燃烧方式，在设计燃料、额定负荷下燃烧室内燃烧温度为840℃。为保证水循环安全可靠，水冷壁采用多个水循环回路。
四面水冷壁的下集箱是相互连通的，前、后水冷壁各有一个上集箱，左、右侧水冷壁有一个共用的上集箱(顶棚集箱)，顶棚集箱内被隔成5段，水经集中下水管进入下集箱，然后经侧水冷壁至共用的上集箱，同时水经前、后水冷壁至各自的上集箱，再由汽水引出管将汽水混合物引至汽包。 5.4.3 水冷壁固定
水冷壁及其附着在水冷壁上的零部件全部重量都通过吊杆装置悬吊在顶板上，前墙水冷壁集箱有8根M24mm的吊杆，前墙水冷壁管通过吊耳装有32根M76mm的吊杆。后墙集箱有8根M24mm的吊杆，后墙水冷壁管通过吊耳装有32根M76mm的吊杆。两侧墙的
9 顶棚集箱有5根M36mm的吊杆，两侧墙水冷壁管通过吊耳分别装有14根M76mm的吊杆，安装时应调整螺母，使每根吊杆均匀承载。
为了减轻水冷壁振动以及防止燃烧室因爆炸而损坏水冷壁，在水冷壁外侧四周，沿燃烧室高度方向装有多层刚性梁。 5.5 水冷壁延伸墙 5.5.1 结构
水冷壁延伸墙布置在燃烧室中上部分别与四面墙垂直，前、后墙各布置12片水冷壁延伸墙，左、右墙各布置6片，每片水冷壁延伸墙由6根管子组成，管子直径为Φ63.5×6.6min mm，材料SA-210C。水冷壁延伸墙为膜式管屏，节距76.5mm，鳍片材料20g。水冷壁延伸墙下部表面覆盖有耐磨浇注料。水冷壁延伸墙的进口集箱为Φ406×50mm，前、后墙出口集箱均为Φ298.5×40mm，集箱材料为SA-106C。左、右墙出口集箱均为Φ356×48mm，集箱材料为SA-106C。 5.6 下水管 5.6.1 结构
锅炉下水管采用集中与分散相结合的方式，由锅筒下部引出10根集中下水管，其中4根Φ356×32mm集中下水管，向下引至水冷壁延伸墙处，再通过三通由8根Φ273×25mm分散下水管引向前墙延伸墙、后墙延伸墙以及两侧墙的延伸墙入口集箱;其余6根Φ406×36mm集中下水管与水冷壁下集箱相连接，单独向水冷壁供水。
5.7 水冷布风板
水冷布风板位于炉膛底部，由水平的膜式管屏和风帽组成。水冷管屏的管子直径Φ76.1X7.1mm，节距174mm，材料:SA-210C, 1910个不锈钢制成的钟罩式风帽按一定规律焊在水冷管屏鳍片上。在炉膛左、右侧墙底部各有两个排渣口，所有风帽底部到耐火材料表面的距离保持50mm。
5.8 过热器系统及汽温调节
过热器系统由包墙过热器、过热器吊挂管、低温过热器、中温过热器I、中温过热器II、高温过热器组成。在低温过热器与中温过热器I之间、中温过热器I与中温过热器II之间、中温过热器II与高温过热器之间管道上，分别布置有
一、
二、三级喷水减温器。中温过热器I和中温过热器II布置在2个外置换热器内，低温过热器和高温再热器布置在另外2台
10 外置换热器中。其它过热器都布置在尾部烟道中。
5.8.1 过热蒸汽流程
5.8.2 顶棚及包墙过热器
为了简化炉墙结构和形成尾部对流烟道，本锅炉布置了顶棚及包墙过热器，顶棚是由Φ57×8.7min mm管子与δ=6mm扁钢焊制成膜式壁，管子节距为145mm，管子材料15CrMo，鳍片材料为15CrMo。四面包墙的管子为Φ57×6.1min mm，换材点以上的管子材料15CrMo，鳍片材料为15CrMo，换材点以下的包墙的管子材料SA-106C，鳍片材料为20#钢。转向室入口处部分管子为Φ57×8.7min mm(材料为15CrMo)和Φ63.5×11.9min(材料为12Cr1MoV)。 5.8.3 低温过热器
低温过热器布置在2个外置换热器中，与高温再热器在同一个外置换热器中。低温过热器水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为30排，横向节距为98mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ51 mm，采用15CrMoG材料。 5.8.4 中温过热器 I
中温过热器 I位于外置换热器中，水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为30排，横向节距为98mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ51 mm，根据管子壁温，冷段采用15CrMoG材料，热段采用12Cr1MoVG材料。 5.8.5中温过热器II
中温过热器 II位于外置换热器中，水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为28排，其中8排横向节距为122mm，其余20排横向节距为98mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ51/Φ63.5mm，根据管子壁温，冷段采用12Cr1MoVG材料，热段采用SA213-T91材料。
5.8.6高温过热器
高温过热器位于尾部烟道上部，水平布置，由1个管组组成，蛇形管的横向排数为104排，以145mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置,每排管子由4根管子绕成，管子直径Φ48mm，根据管子壁温，冷段采用12Cr1MoVG材料，热段采用SA213-T91材料。 5.8.7 汽温调节
在锅炉定压运行时，保证在60%~100%B-MCR负荷内过热蒸汽温度能达到额定值，允许偏差±5℃;在锅炉滑压运行时，保证在50%~100%B-MCR负荷内过热蒸汽温度能达到额
11 定值，允许偏差±5℃，过热蒸汽温度的调节采用三级喷水减温器，分别位于低温过热器与中温过热器 I之间的管道上，中温过热器 I与中温过热器 II之间的管道上, 中温过热器 II和高温过热器之间的管道上。喷水水源来自给水泵出口和高加前，减温器采用笛形管式。 在设计煤种B-MCR工况下，Ⅰ级减温器喷水量为14吨/时，将蒸汽温度从385℃降至381℃，Ⅱ级减温器喷水量为21.6吨/时，将蒸汽温度从412℃降至404℃，III级减温器喷水量为36吨/时，将蒸汽温度从475℃降至454℃。 5.9再热器系统及汽温调节
蒸汽在汽轮机高压缸做功后，经由冷端再热器管道引回锅炉，进入再热器系统。再热器系统由低温再热器和高温再热器组成，低温再热器布置在尾部烟道，高温再热器布置在2个外置换热器内，在低温再热器与高温再热器之间不设喷水减温器，在低温再热器入口布置有事故喷水减温器。 5.9.1 再热蒸汽流程
来自汽轮机高压缸的蒸汽由两端进入低温再热器入口集箱(Φ457×25mm)，引入位于尾部对流烟道的低温再热器蛇行管，蒸汽逆流而上进入低温再热器出口集箱 (Φ559×28mm)，再自集箱两端引出，经2根Φ559×14.5 mm的连接管分别引向两个外置换热器的高温再热器入口集箱(Φ559×28mm)，流入高温再热器向上进入高温再热器出口集箱(Φ610×38mm),达到540℃的再热蒸汽从高温再热器出口集箱引出，进入汽轮机中压缸。 5.9.2 低温再热器
低温再热器位于尾部烟道中，水平布置，1个管组，蛇形管的横向排数为104排，以145mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置，每排管子由4根管子绕成，管子直径Φ63.5mm，采用20G和SA-209Tla材料。 5.9.3 高温再热器
高温再热器位于外置换热器中，水平布置，共有1个管组，蛇形管的横向排数为30排，横向节距为122mm，每排管子由5根管子绕成，管子直径Φ63.5mm，采用SA213-T91和SA213TP321H材料。
5.9.4 再热汽温调节
定压：在60%的(BMCR)～100%的(BMCR)的范围内;滑压：在50%的(BMCR)～100%的(BMCR)的范围内。在上述范围内运行时，再热汽器出口汽温应保持稳定在额定值，偏差不超过±5℃。当由于各种原因引起再热器超温而危及再热器安全时，用事故喷水紧急降温，以保护再热器，喷水水源为给水泵抽头。
12 在运行中，可以通过调节外置换热器和回料阀内的循环灰量比例的方式来调节再热蒸汽温度，而不采用喷水调节，可提高整个系统的经济性。 5.10 省煤器
省煤器的作用在于将锅炉给水进行加热，以此从即将离开锅炉的烟气中回收热量。 省煤器布置在尾部对流烟道内，呈逆流、水平、顺列布置，为检修方便，省煤器的蛇形管分成5个管组，其中1个管组为高温省煤器，布置在由包墙管构成的尾部烟道中;其余4个管组为低温省煤器，布置在包墙下面由钢板构成的尾部烟道中。省煤器蛇形管由Φ48×6mm,材料20G管子组成，蛇形管为3绕，高温省煤器以145mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置,共104排，低温省煤器以96.67mm的横向节距沿整个尾部烟道的深度方向布置,共156排。省煤器的给水由入口集箱 (Φ406×45mm)端引入，经低温省煤器和高温省煤器的受热面逆流而上，引至省煤器出口集箱(Φ457×48mm)，再从省煤器出口集箱通过1根Φ457×40mm连接管引至炉前，最后通过2根Φ324×29mm的连接管引入汽包。
5.11空气预热器
锅炉配备一台四分仓回转式空气预热器。 5.12旋风分离器和连接烟道 5.12.1旋风分离器
在炉膛上部左右两侧墙各布置有两个旋风分离器，使进入的烟气进行离心分离，将气固两相流中的大部分固体粒子分离下来，通过料腿进入回料阀和外置换热器，继而送回燃烧室，分离后的较清洁的烟气经中心筒，流入连接烟道，最后进入尾部对流烟道。旋风分离器由旋风筒、锥体、料腿和中心筒组成。除中心筒外，所有组件均由δ=10mm和δ=8mm碳钢钢板卷制而成，内敷保温、耐火防磨材料，钢板外表面设计温度为50℃。旋风筒为圆形，内径为Φ8300mm，高为7731mm;锥体部分内径由Φ8300mm过渡到Φ1470mm;料腿内径Φ1470mm。中心筒为锥型，由δ=10mm，SUS310S材料卷制而成。旋风分离器的重量通过焊在旋风筒外壳上的4个支座，支撑在钢梁上，并垫有膨胀板可沿径向自由膨胀。 旋风分离器与燃烧室之间，旋风分离器的料腿与返料装置之间分别装有耐高温的膨胀节，以补偿其胀差。 5.13 返料装置
锅炉装有4个返料装置，每个高温绝热分离器料腿下端装有1个返料装置，用以回路密封并将分离器分离下来的固体物料，返回燃烧室，继续参与循环与燃烧。在返料装置的底部装有布风板和风箱，来自高压密封风机的风通过风箱和布风板上的风帽来流化、输送物料。
13 在每个返料装置的下部装有1个锥形阀，通过调整锥型阀的开度来控制外置换热器和回料阀的循环物料分配。
返料装置外壳由厚度为δ=8mm的碳钢材料制成，内衬保温、耐火防磨材料。分离器分离下来的物料从下料管(内径Φ1470mm)下来，在流化风的作用下，经过回料阀入炉灰道流入炉膛。回料阀入炉灰道通过非金属膨胀节与水冷壁墙相接，另一端与回料阀焊接，因此在运行时，在非金属膨胀节与水冷壁之间的灰道随水冷壁一起向下膨胀，其重量作用在水冷壁上，另一部分将重量作用到回料阀阀体上，回料阀支在构架的梁上。返料装置的其它部分采用支吊结合的方式固定在构架的梁上。每个回料阀入炉灰道上布置有2个给煤口和2个石灰石口。
回料阀与炉膛之间采用非金属膨胀节，回料阀与分离器之间、回料阀与外置换热器之间都采用金属膨胀节。 5.14外置换热器
在炉膛两侧下部对称布置四个外置式换热器。分离器分离下来的高温物料一部分通过回料阀直接返送回炉膛，另一部分进入外置式换热器，外置换热器入口设有锥型阀，通过调整锥型阀的开度来控制外置换热器和回料阀的循环物料分配。
外置式换热器外壳由δ=8mm碳钢材料制成，顶板和布风板由δ=10mm碳钢材料制成，内衬绝热材料和耐磨耐火材料。布置有高温再热器和低温过热器的2个外置式换热器分别由三个分室组成，第一室为空室，第二室布置有高温再热器，第三室布置低温过热器，各室之间的隔墙为水冷隔墙。布置有中温过热器I和中温过热器II的2个外置式换热器分别由二个分室组成，第一室为空室，第二室布置有中温过热器I和中温过热器II，各室之间的隔墙为水冷隔墙。每个分室都布置有布风板和风箱，流化风由高压流化风机供给。靠近炉前的两个外置式换热器内布置高温再热器和低温过热器，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节再热蒸汽温度;靠近炉后的两个外置式换热器内布置中温过热器I和中温过热器II，这两个外置式换热器的主要作用是用来调节床温。
外置换热器座在构架钢梁上，与回料阀的膨胀差是通过安装在连接灰道上的膨胀节来解决的。 5.15冷渣器
灰渣从燃烧室和两个外置换热器排至冷渣器，从而使炉膛内的物料量和粒度更适合流化。锅炉装有4台风水联合式冷渣器 ，位于锅炉两侧。这种冷渣器属流化床式冷渣器，内衬耐磨、耐火材料，共分二个室，第一分室采用气力选择性冷却，在气力冷却灰渣的过程中
14 还可以把较细的底渣(含未燃尽碳颗粒，未反应石灰石颗粒等)重新送回燃烧室;第二分室内布置埋管受热面与灰渣进行热交换，可以把渣冷却到150℃以下，每个分室均有独立的布风板和风箱。布风板为钢板式结构，在其上面布置有大直径钟罩式风帽。同时布风板上敷设有约200mm厚的耐磨耐火材料，并且倾斜布置有利于渣的定向流动，每个分室均布置有底部排渣管。两个分室的配风均来自于高压流化风机。
每台冷渣器有一个进渣管，位于第一室，在第一室下部设有事故排渣口;在第二室后面有主排渣口和一个返料口，第二室底部还有2个排渣口，返料口与炉膛相连，排渣口与排渣系统相连接。
冷渣器埋管受热面内工质为工业水，来自工业水系统，完成换热后再送至工业水系统中。根据锅炉排渣量的多少及冷却情况，可适当调整进入冷渣器的冷却水量。由于水温很低(约为20℃)，可以获得较大的传热温差，因此灰渣冷却效果好。
冷渣器的二个分室均处于鼓泡床状态，流化速度很低(<1m/s),因此管束不易发生磨损，从而保证除渣系统工作的安全性。
靠近炉后的2台冷渣器与2台外置式换热器(布置有中温过热器)相连，以便在低负荷运行时，能达到快速排灰降负荷的目的。 5.16 锅炉范围内管道 5.16.1 给水操纵台 给水操纵台共有三条管道
A.给水管道━━容量满足100%负荷需要，装有DN300电动闸阀。在锅炉运行时，30%～100%锅炉负荷变化此路给水。
B.给水旁路管道━━容量满足30%负荷需要，装有DN125电动截止阀和DN125调节阀，在锅炉启动过程中使用。 C.紧急补给水系统
紧急补给水管与给水操纵台下游的主给水管相连，用于确保事故状态下的汽包水位，为了防止在电厂停电时蒸发受热面干烧，特设紧急补给水箱和紧急补给水泵，紧急补给水泵由柴油机驱动。 5.16.2 再循环管
在省煤器入口集箱端部和集中下水管之间装有省煤器再循环管，并装有DN65;PN32电动截止阀。在锅炉启动时，该管可将炉水引到省煤器，防止省煤器中的水产生汽化。启动时，再循环管路中的阀门必须打开，直到连续供水时再关上。
15 5.16.3喷水减温水管路
过热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水泵出口，高加前。主喷水管道上装有一只DN150，PN32止回阀，先分成3条主管道，然后再分成6条支管路，分别向6只喷水减温器供水，每级喷水减温水管路包括2条支管路。一级喷水减温器的2条支管道上均装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN50，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。二级喷水减温器管道上装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN50，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。三级喷水减温器管道上装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN80，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。在每条支管道调节阀下方还装有二只DN25，PN32手动截止阀，用于系统泄压或在调节阀维修时管路疏水用。利用调节阀调节每只减温器的喷水量，当6只调节阀关闭时，主喷水管道上的闭锁阀也应联锁关闭，防止喷水调节阀泄露时，喷水进入过热器组件。
再热蒸汽事故喷水减温水来自锅炉给水泵中间抽头。主喷水管道上装有一只DN100，PN32闭锁阀，然后分成2条管道，分别向2支再热汽事故喷水减温器供水，每支事故喷水减温器管道上装一只调节阀，在此调节阀前后各有一只DN50，PN32的截止阀，分别为手动和电动，可在必要时将调节阀隔离。利用调节阀调节每只事故喷水减温器的喷水量，当2只调节阀关闭时，主喷水管道上的闭锁阀也应联锁关闭，防止喷水调节阀泄漏时，喷水进入再热器组件。 5.16.4 水位监测设备
为了监视和调节汽包中的水位，在汽包封头两端分别装有1只无盲区双色水位计，一端装有电接点水位计，另一端装有3个单室平衡容器接差压变送器。 5.16.5 汽水品质监视装置
为了监视锅炉的汽水品质，在汽、水管道上装有锅水、给水、饱和蒸汽、过热蒸汽取样装置。
5.16.6 锅炉的安全控制
在锅炉的运行和事故状态，为防止因锅炉超压而导致锅炉受压元件损坏，在汽包上、过热器出口、再热器进、出口集箱上分别装有弹簧安全阀，其中锅筒上3只安全阀，过热器出口1只安全阀，再热器入口2只安全阀，再热器出口2只安全阀，当锅炉超压时，安全阀开启，系统排汽泄压。汽包和过热器安全阀总排放能力为1037t/h，再热器安全阀总排放能力为902t/h。
16 布置在过热器主蒸汽管道上的安全阀动作压力比锅筒上安全阀的最小动作压力低，这样可在主蒸汽管道中蒸汽流量突然意外减少时，先打开主蒸汽管道上的安全阀，从而保证有一定蒸汽流量通过过热器，对过热器提供了保护。在再热器冷端和热端管道上也装有安全阀，可在再热蒸汽管道中蒸汽流量突然减少时动作，同样对再热器起到保护作用。 5.16.7 生火管路
在过热器主蒸汽管道上装有电磁排放阀(PCV)，其动作压力要比该管道上的其它安全阀低，这样就可在蒸汽压力超过允许压力时首先动作，起到先期警告的作用。电磁排放阀的蒸汽排放量不包括在按规范规定的锅炉安全阀总排放量之内。 5.17 吹灰系统
为了防止尾部受热面积灰，保证受热面良好的传热效果，锅炉尾部对流烟道的高温过热器区域的上部装有4只长伸缩式吹灰器，布置在前墙;低温再热器区域和省煤器区域装有24只半伸缩式吹灰器。吹灰器除了最下层的4只布置在前墙，其余的均布置在后墙的相应位置。回转式空气预热器自身配有2只专用的吹灰器。 5.17.1 吹灰气源
吹灰介质取自中温过热器II与高温过热器之间的过热器连接管上。 5.18 床料填加系统
床料填加系统是为一套通过气力输送为锅炉自动填加床料的系统，系统主要功能如下： 5.18.1在锅炉第一次启动或在停炉后已经放掉部分或全部床料后，向炉膛和外置换热器内填加床料。
5.18.2在启动时，还未填加燃料和石灰石之前，通过二次风管道向炉膛内补充床料，来弥补由于运行损失掉的床料。
5.18.3共有6个给入点，有4个给入点分别在4个外置换热器上，其余2点在后墙的2二次风管上。第一次填加床料的总量约为610吨。 5.19 风系统 风的主要分配如下：
6 机组设备规范
6.1锅炉设备规范及燃料特性 6.1.1锅炉设备规范 主 要 参 数 单位 数 据
17 过热蒸汽流量： t/h 1025 过热蒸汽压力： MPa 17.5(表压) 过热蒸汽温度： ℃ 540 汽包工作压力 MPa 18.69(表压) 给水温度 ℃ 282 再热蒸汽流量： t/h 846 再热蒸汽进/出口压力： MPa 3.89/3.7 再热蒸汽进/出口温度： ℃ 327/540 总风量 Nm3/h 918000 总给煤量 t/h 226.5 石灰石量 t/h 27.5 锅炉效率： % 91 脱硫率： % 94.2 6.1.2 设计煤质资料
项 目 符号 单位 设计煤质 校核煤质
(一) 校核煤质
(二)
小龙潭煤矿 小龙潭坑 布沼坝坑 收到基全水分 Mt.ar % 34.7 32.60 36.12 空气干燥基水分 Mad % 11.00 13.58 10.25 收到基灰分 Aar % 11.45 9.51 14.05 干燥无灰基挥发分 Vdaf % 52.70 50.85 52.40 低位发热量 Qnet.ar Qnet.ar MJ/kg 12.435 13.86 11.95 kcal/kg 2970 3310 2854 收到基碳 Car % 36.72 39.78 33.15 收到基氢 Har % 1.87 2.56 2.54 收到基氧 Oar % 12.59 13.78 11.82 收到基氮 Nar % 1.01 1.04 0.52 收到基全硫 St.ar % 1.66 0.73 1.80
18 哈氏可磨指数 HGI 33 46 43.5 全苏热工院可磨指数 0.88 1.02 0.92 灰变型温度 DT ℃ 1060 1170 1125 灰软化温度 ST ℃ 1110 1210 1140 灰流动温度 FT ℃ 1130 1230 1170 6.1.3启动床料
启动床料可以用原有床料或沙子，如果选用沙子做启动床料，要求控制砂子中的钠、钾含量，以免引起床料结焦，且要求沙子最大粒径不超过0.6mm;如果选用原有床料(大渣筛分)，要求最大粒径不超过3mm。
启动沙粒度分布 Na2O < 2.0% K2O < 3.0% 0--0.13 mm 20% 0.13--0.18mm 30% 0.18--0.25mm 30% 0.25--0.6mm 20% 6.1.4锅炉汽水要求 序号 项目 单位 参数
1 给水 PH值(25℃时)
8.8-- 9.2 固形物总量 ug/l ≤50
硬度 umol/l 0 (锅炉启动时≤2.0 umol/l)
溶氧 ug/l ≤7 ≤30 ug/l(试运期间)
铁 ug/l ≤20 ≤30 ug/l(试运期间)
铜 ug/l ≤
5油 mg/l ≤0.
3联氨 ug/l 10-50 PH 9.0-9.5 二氧化硅 锅炉启动时≤80 ug/l 2 炉水 PH值
9 -10 总含盐量 mg/l ≤20
19 二氧化硅 mg/l ≤0.25
氯离子 mg/l ≤
1磷酸根 mg/l 0.5- 3 3 蒸汽 二氧化硅 ug/kg ≤20
钠 ug/kg ≤10 6.1.5燃料灰渣特性 项目 单位 参数
设计煤种 校核煤种
(一) 校核煤种
(二) 变形温度 ℃ 1060 1170 1125 软化温度 ℃ 1110 1210 1140 熔化温度 ℃ 1130 1230 1170 二氧化硅 % 16.31 9.79 26.90 三氧化二铁 % 8.6 8.70 9.21 三氧化二铝 % 10.26 7 14.52 氧化钙 % 47.75 49.05 21.17 氧化镁 % 2.20 2.15 2.47 三氧化硫 % 4.07 18.03 19.92 氧化钠 % 0.06 0.06 0.07 氧化钾 % 0.43 0.28 0.78 二氧化钛 % 0.43 0.42 1.03 6.1.6燃油特性(轻柴油) 项目
油品 0号轻柴油
恩氏粘度(200C) 1.2～1.670E 运动粘度(200C) 3.0～8.0厘沱 灰份 ≤0.025% 水份 痕迹 硫份 <0.2% 机械杂质 无 凝固点 00C
20 闭口闪点 650C 比重 0.83～0.87t/m3 低位发热量 ～42000kJ/kg 6.1.7石灰石分析 项目 SiO2 1.0% Al2O3 0.14% Fe2O3 0.18% CaO 55.11% MgO 0.56% SO3 <0.1% Mt 0.23% 烧失量 41.32% 6.1.8锅炉各部水容积及受热面参数
序号 项目 单位 锅炉正常运行水容积 水压试验时水容积 1 水冷壁 t 103 103 2 省煤器 t 195 195 3 汽包 t 65 82 4 2个外置床(中过1和中过2) t 2×35 5 2个外置床(低过和高再) t 2×35 6 给水管道 t 4 4 7 省煤器到汽包给水管道 t 7 7 8 下降管 t 20 20 9 延伸墙 t 18 18 10 主蒸汽管道 t 9 11 包墙过热器 t 12 12 包墙到低温过热器连接管 t 11 13 低温再热器 t 46 14 高温再热器 t 27 15 汽水引出管 t 13
21 16 过热器连接管 t 28 17 再热器连接管 t 50 18 总计 t 412 765 受热面参数
序号 名称 项目 单位 设计数据 1 汽包 筒身长度 mm 16500 全长 mm 18940 内径 mm 1775 壁厚 mm 178 材质 SA-299 旋风分离器数量 只 96 单只分离器出力 t/h 12.8 正常水位线在中心线下 mm 0 水容积 m3 65 中心线标高 mm 50150 允许工作压力 MPa 20.1 工作温度 ℃ 367 2 省 煤
器 入口集箱 Φ406x45 SA-106C 蛇行管(低温段) φ48x6 20G 蛇行管(高温段) φ48x6 20G 出口集箱管接头 φ38x7 20G 出口集箱 φ457x48 SA-106C 至汽包给水管 φ457x40 SA-106C 至汽包给水管 φ324x29 SA-106C 3 下 水
管 集中下水管 φ406x36 SA-106C
22 至翼墙下水管 φ356x32 SA-106C 至翼墙下水管 φ273x25 SA-106C 4
水冷壁 侧水入口集箱 φ457x58 SA-106C 前后水入口集箱 φ457x58 SA-106C 前后水连接管 φ168x18 SA-106C 前后水附加入口集箱 φ219x32 SA-106C 延伸墙入口集箱 φ406x50 SA-106C 水冷壁下部管子 φ76x7.1 SA-210C 水冷壁下部管子 φ57x7.1 SA-210C 水冷壁上部管子 φ57x5.6 SA-210C 水冷壁延伸墙管 φ63.5x6.6 SA-210C 侧水出口集箱 φ298.5x40 SA-106C 前后水出口集箱 φ298.5x48 SA-106C 延伸墙出口集箱(前、后) φ298.5x40 SA-106C 延伸墙出口集箱 φ356x48 SA-106C 水冷壁汽水引出管 φ219x20 SA-106C 水冷壁延伸墙汽水引出管 φ219x20 SA-106C 5 饱和蒸汽 饱和蒸汽引出管 φ141x13 SA-106C 饱和蒸汽引出管混合集箱 φ273x36 SA-106C 饱和蒸汽引出管 φ273x25 SA-106C 6
尾部包墙 前后包墙入口集箱 φ273x36 SA-106C 包墙管子 φ57x6.1 SA-210C 包墙管子 φ57x6.5 12Cr1MoVG 包墙管子 φ57x8.7 15CrMoG 包墙管子 φ63.5x11.9 12Cr1MoVG
23 前后包墙出口集箱 φ356x48 SA-106C 吊挂入口集箱 φ273x36 SA-106C 吊挂管子 φ63.5x9.7 15CrMoG 侧包墙入口集箱 φ273x36 SA-106C 吊挂管 φ63.5x9.7 12Cr1MoVG 侧包墙出口集箱 φ356x48 SA-106C 与低温过热器连接管 φ356x36 SA-106C 7 低温过热器 低温过热器入集箱 φ356x50 SA-106C 低温过热器管子(不受热) φ63.5x6.6 15CrMoG 低温过热器管子(不受热) φ51x7.1 15CrMoG 低温过热器管子 φ63.5x6.6 15CrMoG 低温过热器管子 φ51x6.1 15CrMoG 低温过热器管子(不受热) φ51x5.6 15CrMoG 低温过热器出口集箱 φ406x58 SA-335 P12 低温过热器至一级中间过热器连接管 φ406x48 SA-106C 8 中间过热器Ⅰ 入口集箱 φ356x50 SA-106C 蛇形管(不受热) φ63.5x6.6 15CrMoG 蛇形管(不受热) φ51x7.1 15CrMoG 蛇形管 φ51x6.1 15CrMoG 蛇形管 φ51x7.6 12Cr1MoVG 蛇形管 φ51x6.6 15CrMoG 出口集箱 φ406x58 SA-335P12 Ⅰ级至Ⅱ级连接管 φ406x45 SA-335P12 9
24 中间过热器Ⅱ
入口集箱 φ356x52 SA-335P12 蛇形管 φ51x7.1 12Cr1MoVG 蛇形管 φ57x8.1 12Cr1MoVG 蛇形管 φ76x7.1 12Cr1MoVG 蛇形管 φ51x6.6 12Cr1MoVG 蛇形管 φ44.5x7.6 12Cr1MoVG 蛇形管 φ44.5x8.6 12Cr1MoVG 蛇形管 φ76x7 SA-213T91 蛇形管 φ63.5x9 SA-213T91 蛇形管 φ51x5 SA-213T91 蛇形管 φ51x7.1 SA-213T91 蛇形管 φ51x6.6 SA-213T91 蛇形管 φ51x5.6 SA-213T91 蛇形管 φ42.4x5.6 SA-213T91 吊挂管 φ44.5x8.1 12Cr1MoVG 吊挂管 φ33.7x6.6 12Cr1MoVG 吊挂管 φ26.7x5.1 12Cr1MoVG 吊挂管 φ44.5x8.6 SA-213T91 吊挂管 φ33.7x6.6 SA-213T91 出口集箱 φ406x58 SA-335P91 Ⅱ级至高过连接管 φ406x55 SA-335P22 Ⅱ级至高过连接管 φ406x45 SA-335P12 10 高温过热器 入口集箱 φ356x50 SA-335P12 管接头 φ48x6 15CrMoG 蛇形管(不受热)
蛇形管 φ48x6.6 12Cr1MoVG 蛇形管 φ48x7.6 SA-213T91 蛇形管 φ48x7.6 12Cr1MoVG 蛇形管 φ48x5.6 SA-213T91
25 出口集箱 φ406x52 SA-335P91 主汽连接管 Φ468x50 SA-335P91 11 低温再热器 冷再入口连接管 φ559x14.5 SA-335P12 入口集箱 φ457x25 SA-106B 蛇形管 φ63.5x4.5 20G 蛇形管 φ63.5x7 20G 蛇形管 φ63.5x3.8 SA-209T1a 蛇形管 φ63.5x6.6 SA-209T1a 出口集箱 φ559x28 SA-335P12 低再至高再连接管 φ559x14.5 SA-335P12 12
高温再热器 入口集箱 φ559x28 SA-335P12 蛇形管 φ76x3.8 12Cr1MoVG 蛇形管 φ63.5x6.6 12Cr1MoVG 蛇形管 φ57x6.1 12Cr1MoVG 蛇形管 φ76x3.8 SA-213T91 蛇形管 φ76x3.8 SA-213TP321H 蛇形管 φ63.5x5.6 SA-213TP321H 蛇形管 φ63.5x5.6 SA-213T91 蛇形管(弯头) φ63.5x6.1 SA-213TP321H 蛇形管(弯头) φ63.5x6.1 SA-213T91 吊挂管 φ44.5x6.6 12Cr1MoVG 吊挂管 φ44.5x6.6 SA-213T91 吊挂管 φ44.5x6.6 SA-213TP321H 吊挂管 φ51x4.2 SA-213T91 出口集箱 φ610x38 SA-335P91
26 热段出口连接管 φ559x28 SA-335 P22 热段出口连接管 φ705x35 SA-335 P22 主要参数及数据 名 称 单位 设计 煤种 设计 煤种 设计 煤种 设计 煤种 高加 切除 校核 煤种(一) 校核 煤种
(二)
锅炉负荷 % 100 B-ECR 60% 50% HP-HS 100 100 过热蒸汽流量 t/h 1025 943.8 615.0 512.5 778.1 1025 1025 再热蒸汽进口流量 t/h 846.0 783.3 522.4 441.0 763.3 846 846 过热蒸汽出口压力 MPa 17.4 17.38 16.89 10.16 17.06 17.4 17.4 过热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 再热蒸汽入口压力 MPa 3.89 3.6 2.36 1.98 3.57 3.89 3.89 再热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 给水温度 ℃ 282 277 249 239 177 282 282 过热器减温水温度 ℃ 177 172 144 134 177 177 177 再热器减温水温度 ℃ 177 172 144 134 177 177 177 过热器一级喷水量 t/h 14.0 0.0 0.0 0.0 22.6 41.7 0 过热器二级喷水量 t/h 21.6 19.4 0.0 0.0 11.9 24.8 10.44 过热器三级喷水量 t/h 36.0 40.3 1.4 10.8 47.2 31.7 39.24 再热器入口温度 ℃ 327 320 289 312 325 327 327 计算燃煤量 t/h 210.3 196.7 137.3 117.3 191.1 188.0 219.7 实际燃煤量 t/h 226.6 212.0 147.9 126.4 205.9 202.6 236.7 石灰石耗量 t/h 27.5 25.7 18.0 15.4 25.0 0 31.2 底灰量 t/h 21.0 19.7 13.7 11.7 19.1 7.8 25.4 飞灰量 t/h 31.6 29.5 20.6 17.6 28.7 11.7 38
27 总燃烧空气量 Nm3/h 917900 858300 598700 512000 833700 894820 928360 烟气量 Nm3/h 1061700 992800 692500 592200 964320 1027240 1089500 过量空气系数 % 17 17 17 17 17 17 17 环境温度 ℃ 19.8 19.8 19.8 19.8 19.8 19.8 19.8 排烟损失 % 5.46 5.23 5.71 6.12 5.65 5.60 4.54 未燃尽碳损失 0.65 0.76 0.81 0.95 0.66 0.65 0.78 灰渣物理热损失 % 0.63 0.59 0.56 0.53 0.63 0.62 0.60 辐射热损失 % 0.22 0.23 0.29 0.42 0.24 0.22 0.22 石灰石煅烧热损失 % 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 0.41 1.63 石灰石脱硫放热 % -1.78 -1.78 -1.78 -1.78 -1.78 -0.71 -1.99 制造余量 % 0 0.75 0 0 0 0 0 锅炉效率 % 93.4 92.8 92.99 92.34 93.18 93.21 94.22 钙硫摩尔比 / 2 2 2 2 2 0 2 NO 排放量 mg/Nm
350 350 350 350 350 350 350 SO 排放量 mg/Nm
400 400 400 400 400 400 400 脱硫效率 % 94.22 94.22 94.22 94.22 94.22 85.47 94.91 2. 烟气温度 名 称 单位 设计 煤种 设计 煤种 设计 煤种 设计
煤种 高加切除 校核 煤种
(一) 校核 煤种
(二)
28 锅炉负荷 % 100 B-ECR 60% 50% 100 100 炉膛出口 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 分离器出口 ℃ 868 868 840 840 868 868 868 高温过热器入口 ℃ 847 846 813 808 845 846 847 低温再热器入口 ℃ 692 685 636 612 679 687 693 高温省煤器入口 ℃ 580 570 513 498 565 573 581 低温省煤器入口 ℃ 496 486 430 411 471 488 498 空气预热器入口 ℃ 311 304 266 253 226 308 312 空气预热器出口(未修正) ℃ 149 146 141 140 115 145 151 床温 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 外置床(中温过热器)
空室入口温度 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 空室出口温度 ℃ 837 836 829 817 835 837 837 中温过热器Ⅱ室出口温度 ℃ 650 638 553 490 620 655 646 中温过热器Ⅰ室出口温度 ℃ 528 516 439 390 498 533 524 外置床(高温再热器和低温过热器) 空室入口温度 ℃ 840 840 840 840 840 840 840 空室出口温度 ℃ 837 837 835 832 836 837 837 高温再热器室出口温度 ℃ 685 680 653 630 675 685 682 低温过热器室出口温度 ℃ 533 527 495 460 526 536 531 3. 工质温度
低温省煤器入口 ℃ 282 277 249 239 177 282 282 高温省煤器入口 ℃ 338 334 305 300 289 336 339 高温省煤器出口 ℃ 355 352 328 317 325 354 356 低温过热器入口 ℃ 361 360 358 329 360 361 361 低温过热器出口 ℃ 385 386 389 373 395 387 383 中温过热器Ⅰ入口 ℃ 381 384 388 373 384 378 383 中温过热器Ⅰ出口 ℃ 412 414 401 379 412 410 412 中温过热器Ⅱ入口 ℃ 404 406 401 379 404 401 407 中温过热器Ⅱ出口 ℃ 475 475 445 416 475 475 475
29 高温过热器入口 ℃ 454 450 443 401 432 456 452 高温过热器出口 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 冷段再热器入口 ℃ 327 320 289 312 325 327 327 冷段再热器出口 ℃ 416 412 395 416 416 413 418 热段再热器入口 ℃ 416 412 395 416 416 413 418 热段再热器出口 ℃ 540 540 540 540 540 540 540 空气预热器入口一次风温 ℃ 44.8 44.8 44.8 44.8 44.8 44.8 44.8 空气预热器入口二次风温 ℃ 34.8 34.8 34.8 34.8 34.8 34.8 34.8 流化风机出口风温 ℃ 69.8 69.8 69.8 69.8 69.8 69.8 69.8 4. 烟气平均流速
炉膛 m/s 6.2 5.8 4.0 3.4 5.6 6.0 6.4 高温过热器 m/s 12.0 11.2 7.5 6.5 10.9 11.5 12.2 低温再热器 m/s 11.3 10.5 6.9 5.7 10.1 10.9 11.6 高温省煤器 m/s 9.9 9.1 5.9 5.0 8.9 9.5 10.1 5.四台冷渣器同时运行数据(每台冷渣器运行数据如下) 名称 单位 设计煤种 设计煤种 校核煤种
(一) 校核煤种
(二) 锅炉负荷 % 100 BECR 100 100 灰渣流量 T/h 5.25 4.93 1.95 6.35 冷却风流量 Nm3/h 4300 4300 4300 4300 冷却水流量 T/h 40 40 40 40 灰渣入口温度 ℃ 840 840 840 840 灰渣出口温度 ℃ <150
<150
<150
<150
冷却水入口温度 ℃ 30 30 30 30 冷却水出口温度 ℃ 50 50 50 50 6.1.9燃烧设备
序号 项目 单位 设计数据 1 炉膛 宽度 m 15051 深度 m 14703 炉膛容积 m3 2 床上油燃烧器 型式 蒸汽雾化
30 数量 层/只 8 布置方式 前后墙
单只枪出力 kg/h 850 燃油压力 MPa 1.4 燃油温度 ℃
油品
油枪雾化方式 蒸汽雾化 3 床下油燃烧器 型式
数量 只 4 布置方式
单只枪出力 kg/h 1850 燃油压力 MPa 1.4 燃油温度 ℃
油品
油枪雾化方式 压缩空气雾化6.1.10安全门参数 6.1.10.1汽包安全门 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量 % 1 2 3 6.1.10.2过热器安全门参数 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量
31
% 1 6.1.10.3 PCV阀
位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量
% 1 6.1.10.4再热器入口安全门参数 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量
% 1 2 6.1.10.5再热器出口安全门参数 位置及编号 型号 整定压力 MPa 回座压力 MPa 排放量 t/h 占炉最大蒸发量
% 1 2 7机组主要控制系统
7.1本机组采用HIACS-5000M控制系统。7.2锅炉主联锁保护包括： 7.2.1向炉膛送风许可 7.2.2风路跳闸条件
32
7.2.3锅炉吹扫
7.2.4向炉膛输送燃料许可 7.1.5主燃料跳闸条件 7.1.6锅炉跳闸条件 7.3协调控制系统(CCS)
7.3.1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。
7.3.2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。 7.3.3主要辅机故障时进行RUNBACK处理。
7.3.4机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。 与FSSS配合，保证燃烧设备的安全运行。 7.3.5 机组协调控制系统基本运行方式
7.3.5.1汽机跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。
7.3.5.2锅炉跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。
7.3.5.3协调方式。这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。 7.3.6 RB控制程序
一台送风机、引风机跳闸时，将产生RB，5秒后，以100MW/min速率减负荷至 150MW。
一台给水泵跳闸时，将产生RB，5秒后，以75MW/min速率减负荷至150MW。 发电机失磁，5秒后，以200MW/min速率减负荷至20MW。 投停
协调方式已投入。
在DEH画面按―RB投入‖按钮。
再按自动控制图协调画面―RB‖投入开关，此时RB投入。 7.3.7锅炉MFT动作条件
7.3.7.1操作台手动停炉按钮两个同时按下。 7.3.7.2 CRT画面软手操停炉按钮两个同时按下。 7.3.7.3两台引风机跳闸。
33 7.3.7.4两台二次风机跳闸。 7.3.7.5单台一次风机跳闸 7.3.7.6回料阀流化风机跳闸;
7.3.7.7外置床流化风机跳闸，且蒸汽流量不低于10%。; 7.3.7.8总风量低且给煤机或风道燃烧器投入运行; 7.3.7.9床温〈650℃，且已投煤，燃烧器没投入运行; 7.3.7.10燃烧室温度特高(1000℃); 7.3.7.11分离器温度特高(1000℃);
7.3.7.12 LTS、ITS、HTS汽温特高; 7.3.7.13燃烧室压力特高(+4000Pa); 7.3.7.14燃烧室压力特低;(-4000Pa) 7.3.7.15含氧量特低; 7.3.7.16汽包水位特低;
7.3.7.17汽包水位特高，且汽机在运行; 7.3.7.18分离器温度〉650℃，且给水泵停运; 7.3.7.19去汽机的汽量低，且高旁已关闭; 7.3.7.20机组总安全联锁丧失; 7.3.7.21炉膛压力高至+4000Pa延时2s。 7.3.7.22炉膛压力低至-4000Pa延时2s。 7.3.7.23纯燃油工况下，所有燃油阀关闭。 7.3.7.24首次点火失败后第二次点火也失败。 7.3.7.25失去全部燃料。
7.3.7.26汽包水位高+190mm，(延时3s，不跳机)。 7.3.7.27汽包水位低-370mm，(延时3s，不跳机)。 7.3.7.28汽机跳闸(两个主汽门已关闭) 9机组启动 9.1启动规定及要求
9.1.1机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
9.1.2机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主
34 管等有关人员参加。
9.1.3机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导。
9.1.3机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。 9.1.3确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。
9.1.6机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。 9.1.7热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。 9.1.8准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。
9.1.9所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。 9.1.10联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。 9.1.11检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。
9.1.12所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。 9.1.13确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。
9.1.14当机组大小修后，或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。
9.1.15检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值。 9.2机组禁止启动条件
9.2.1影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。 9.2.2机组主要检测仪表或参数失灵。 9.2.3机组任一安全保护装置失灵。 9.2.4机组保护动作值不符合规定。 9.2.5机组主要调节装置失灵。 9.2.6机组仪表及保护电源失去 9.2.7DEH控制系统故障。 9.2.8 FSSS监控装置工作不正常。 9.2.9 CCS控制系统工作不正常。
9.2.10厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。
9.2.11汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动
35 作转速以下。
9.2.12任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。 9.2.13转子偏心度大于0.076mm。
9.2.14盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。 9.2.15汽轮机上、下缸温差内缸>35℃，外缸>42℃; 9.2.16胀差达极限值
9.2.17汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。
9.2.18润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。
9.2.19密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障;润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。 9.2.20汽机旁路调节系统工作不正常。 9.2.21汽水品质不符合要求。 9.2.22发电机AVR工作不正常。 9.2.23柴油机不能正常备用。 9.2.24发电机最低氢压低于0.2MPa. 9.2.25发电机氢气纯度<98% 9.2.26发电机定子冷却水水质不合格 9.2.27直流、保安电源工作不正常
9.2.28保温不完整发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。
9.2.29影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。 9.2.30机组主要检测仪表或参数失灵。 9.2.31机组任一安全保护装置失灵。 9.2.32机组保护动作值不符合规定。 9.2.33机组主要调节装置失灵。 9.2.34机组仪表及保护电源失去 9.2.35 DEH控制系统故障。 9.2.36 FSSS监控装置工作不正常。 CCS控制系统工作不正常。
9.2.37厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。
36 9.2.38汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。
9.2.39任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。 9.2.40转子偏心度大于0.076mm。
9.2.41盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。 9.2.42汽轮机上、下缸温差内缸>35℃，外缸>42℃; 9.2.43胀差达极限值
9.2.44汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。
9.2.45润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。
9.2.46密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障;润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。 9.2.47汽机旁路调节系统工作不正常。 9.2.48汽水品质不符合要求。 9.2.49发电机AVR工作不正常。 9.2.50柴油机不能正常备用。 9.2.51发电机最低氢压低于0.2MPa. 9.2.52发电机氢气纯度<98% 9.2.53发电机定子冷却水水质不合格 9.2.54直流、保安电源工作不正常 9.2.55保温不完整
9.2.56发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。 9.3机组主要检测仪表 9.3.1转速表。 9.3.2转子偏心度表。 9.3.3转子轴向位移指示。
9.3.4高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。 9.3.5高、低旁路阀位、温度指示。
9.3.6凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。 9.3.7润滑油、EH油系统的压力表. 9.3.8轴承温度表。
37 9.3.9凝汽器真空表。
9.3.10主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。 9.4启动前检查
9.4.1机组检修工作完工，所有工作票注销。 9.4.2 DCS系统工作正常。
9.4.3所有变送器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭。仪表电源投入。各电动、气动执行机构分别送电及接通气源。控制盘台上仪表显示、音响及操作器送电，炉膛安全监控系统(FSSS)投运正常。
9.4.4投入辅助蒸汽、辅机冷却水、压缩空气系统，且各参数正常。 9.4.5楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。
9.4.6所有的烟风道、系统应连接完好，各人孔门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。
9.4.7锅炉及附属设备内外已无人工作，脚手架已拆除。 9.4.8布风板风帽、U阀回料器风帽、外置床风帽无堵塞现象。 9.4.9厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。 9.4.10厂用保安电源、直流电源系统应正常投入 9.4.11厂房内通讯系统正常。
9.4.12消防水系统正常、消防设施齐全。 9.4.13锅炉本体各处膨胀指示器正常。
9.4.14所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。 9.4.15电除尘振打装置，排灰系统正常。 9.4.16锅炉冷渣器正常备用，无积灰堵塞现象。 9.4.17检查省煤器排灰斗内无杂物，无积灰堵塞现象 9.4.18出灰，出渣系统正常，可随时投入运行。
9.4.19风机启动前应向水冷布风板预铺900～1000mm厚度的床料，床料粒径选用0～3mm，含碳量小于3%的炉渣，以满足正常的流化状态。
9.4.20按照《锅炉启动上水检查操作标准》检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。 9.4.21燃油系统已投入循环，检查无跑、冒、漏现象。 9.4.22汽轮机本体各处保温完整。
9.4.23汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。
38 9.4.24汽轮机滑销系统正常，缸体能自由膨胀。 9.4.25排汽缸安全门完好。
9.4.26主油箱事故放油门关闭，应加铅封。
9.4.27确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏警告牌已恢复。
9.4.28摇测发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应降低到前次的1/3。 9.4.29摇测发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。 9.4.30摇测励磁机回路绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。 9.4.31确认发电机出口开关和励磁开关正常。
9.4.32确认发电机转子励磁回路接地监测装置动作正常。 9.4.33检查交流励磁机、副励磁机接地线完好。 9.4.34检查发电机中性点接地变完好投入。
9.4.35检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上。 9.4.36检查发电机大轴接地碳刷装置完好。 9.4.37发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除。 9.4.38检查发电机定冷水汇流环接地刀闸合好。 9.5系统投入 9.5.1直流系统投入。
9.5.2厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。 9.5.3 UPS系统投入。
9.5.4投入循环水系统、工业水系统、闭式水系统。 9.5.5点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。 9.5.6投入厂用压缩空气系统。 9.5.7投入仪用压缩空气系统。 9.5.8点火前4小时启动空气预热器。
9.5.9点火前4小时投入各引风机、二次风机及一次风机润滑油站。
9.5.10点火前1小时，联系燃油泵站启动供油泵，并将炉前燃油系统打循环。注意检查燃油系统无漏油现象。
9.5.11投入润滑油系统,检查密封油备用泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压 0.12MPa。直流润滑油泵控制开关投―自动‖。投入密封油系统运行，调整空侧密封油压比发电
39 机内气体压力大0.084MPa，密封油空、氢侧压差小于0.49kPa。
9.5.12发电机置换氢气 。确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。启动顶轴油泵，投入连续盘车。记录有关参数。 9.5.13投入抗燃油系统。 9.5.14投入辅助蒸汽系统。
9.5.15启动补充水泵，向凝汽器注水。
9.5.16投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。除氧器冲洗水质合格。启动除氧器循环泵，投入加热系统 。投入电动给水泵暖泵系统。 机组冷态启动 9.6锅炉上水
9.6.1启动电动给水泵，当除氧器水质合格后，锅炉开始上水。 9.6.2机组大修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次。
9.6.3锅炉上水水质要求，达到以下条件，锅炉方可以上水： 电导率(us/cm)：≤1 ; SIO2( us/kg )： ≤60; Fe( us/kg)： ≤50; Cu ( us/kg )： ≤15 ; Na (us/kg)： ≤20。
9.6.4调整电泵勺管，维持电泵出口压力5.0—8.0MPa，打开电泵出口旁路调整阀，关闭省煤器再循环门。
9.6.5调整电泵出口旁路调整阀及电泵勺管，控制上水量向锅炉上水，夏季上水时间不小于2小时，冬季不小于4小时，当水温与汽包壁的温差大于50℃时，应适当延长上水时间。
9.6.6当上水至省煤器空气门见水后，关闭省煤器空气门。
9.6.7当锅炉上水至汽包水位计+100mm 处，停止上水，开启省煤器再循环门，观测水位变化情况。
做汽包水位保护实际传动试验。 9.7装填床料 9.7.1炉膛装料
9.7.1.1最大粒径小于0.6㎜的砂子或经过筛分后最大粒径小于3㎜的原有床料均可做为循环流化床锅炉的启动床料。
9.7.1.2如果加料系统可用，可直接利用加料系统加料，最好是在二次风机、回料阀风机和一次风机启动后，填加床料，使床料在床面上分布均匀。否则，可通过人孔门或其他方法
40 装填床料。
9.7.1.3在最低流化风量下，当总床压△P1达到15kPa时，停止加料，此时的床料静高约在1000㎜左右，这与床料的密度以及流化风量的大小有关。
9.7.1.4在加料时一定注意两个床的料量均衡问题，炉膛每个布风板至少90t，亦在保证两床风量相同的情况下，两个床的差压值应控制基本接近，不应大于1.0kPa。 9.7.2 外置床装料
9.7.2.1床料最大粒径小于0.6㎜的砂子或粒径小于1㎜的原有床料
通过外置床门孔实现填充床料，初始床料的高度要低于受热面的顶部，约为受热面高度的0.8倍。
9.7.2.2外置床最终完成填料(启动期间)
9.7.2.3回料阀填充物料是靠炉膛物料外循环实现的。外置床是通过开启回料阀上的锥形阀来完成最终填料，如果没有建立回料阀最低的物料循环状态，那么开启锥形阀也无法对外置床进行填料。9.7.2.4如果循环过低，可将锥形阀关闭，停止回料阀向外置床内的物料填充。当循环物料量足够大时，外置床才能被充满，一般情况下，此过程在汽机并网带低负荷期间完成，此时相应的炉膛温度将大于650℃。
9.7.2.5在冷态启动期间，当△P1>15Kpa之后，随着床温上升，物料循环逐步建立，回料阀逐渐由循环物料填充，其风室压力将逐渐增加。
9.7.2.6随着回料阀流化风压的增加，说明回料阀料位高度逐渐升高。当回料阀流化风压大于25kPa时，回料阀物料基本填满。
9.7.2.7此时启动外置床，缓慢开启锥形阀对外置床进行填料，在填料过程中必须密切监视炉膛总压降△P1的变化趋势，注意△P1不能降至15Kpa以下。并酌情随时向炉膛投床料以维持△P1恒定不变。
9.7.2.8随着外置床灰位逐渐增加，相应外置床流化风量将逐渐减小，此时应把调节风门开大，以保持流化风量恒定。
9.7.2.9密切监视外置床第一室的△PA1的变化趋势，因为它直接反映床料的通过情况。 9.7.2.10当三个风室压力不再增加，而是基本稳定在某一定植，说明外置床已添满， 9.7.3冷渣器装料
9.7.3.1床料最大粒径小于1㎜的砂子或粒径小于3㎜的原有床料
9.7.3.2通过冷渣器门孔实现填充床料，初始床料的高度要低于受热面的顶部，约为受热面高度的0.8倍。
41 9.8 风机启动
9.8.1 风机启动前须完成的工作
9.8.1.1启动暖风器：确保空预器冷端温度大于70℃，且除尘器出口烟温≥100℃。 9.8.1.2启动回转式空预器 9.8.1.3 风机启动顺序
引风机 -----高压风机 ----- 二次风机 ----- 一次风机 9.8.1.4启动引风机：
引风机启动后，炉膛负压系统投自动，炉膛出口给定值为-50Pa。 9.8.1.5启动高压流化风机：
启动2台高压流化风机，调整控制回料阀两室风量相等，每室1750 Nm3/h。其中一个阀投自动，另一个阀为手动控制，检查各室风量及控制阀开度。
将高压流化风机入口挡板投自动，把母管压力给定值定在50Kpa。把去四个冷渣器的风量控制阀投自动，保证冷渣器空室风量为1500Nm3/h，冷却室为2800Nm3/h。如果风量不足，酌情启动其它高压流化风机。 9.8.1.6启动二次风机
二次风机启动后，总二次风量控制在最小流量， 30S后，所有控制挡板投自动，使二次风箱风压为12.5KPa(调节风机入口挡板)，同时调整4个分二次风挡板，确保各喷口的最低风量，以避免一次风机启动时，床料反窜到二次风道及燃烧器中。 去上层二次风口的风量为16×1500=24000Nm3/h; 去下层二次风口的风量为14×1500=21000Nm3/h; 9.8.1.7启动一次风机：
一次风机启动前准备：将风机入口挡板(压力控制)在0%位置，风量控制挡板(风量控制)投自动且处于关闭位置，空气预热器后一次风流量档板置于手动控制方式，且在0%位置。
启动一次风机：发出启动指令后，一次风机启动;30S后，风量控制挡板切至自动控制;再30S后，压力控制挡板切至自动。风量控制挡板使单侧风量达到最低给定值90000Nm3/h，而风机入口压力控制挡板调节一次风压，使其压力维持在16Kpa左右，高于炉膛最低的△P1值。 9.9锅炉吹扫
9.9.1吹扫过程：一般在冷态启动、温态启动、燃烧器点火之前进行，以至少锅炉额定风
42 量的25%通过炉膛至少达5分钟以上，一般吹扫持续时间维持5+X分钟，X是完成锅炉清扫所必须的时间，采用分离器温度来设定清扫时间：
9.9.2分离器温度 T≤30℃ x=10分钟 T=200℃ x= 5 分钟 T=350℃ x= 3 分钟
9.9.3吹扫程序：首先将4个外置床顶部的吹扫阀打开，然后将一次风量调整为最低流化风量(180000 Nm3/h)，再调整去两侧墙的上层二次风量为2×27000 Nm3/h，去裤衩内侧二次风量为2×24000 Nm3/h。在上述状态下维持至少5分钟，即可允许床下燃烧器启动。 9.10锅炉冷态点火前准备 9.10.1汽水回路：
9.10.1.1汽包水位维持在 –50mm;
9.10.1.2正常给水及紧急给水回路可投入使用; 9.10.1.3省煤器及水冷壁下联箱的手动排污门关闭; 9.10.1.4汽包、过热器及再热器的手动空气门打开; 9.10.1.5连续排污门关闭;
9.10.1.6定期排污门关闭(当汽包水位高，它将开启);
9.10.1.7省煤器再循环阀打开(当蒸汽量大于20%，它将自动关闭); 9.10.1.8过热器和再热器的自动疏水门关闭;
9.10.1.9高旁投自动：最小开度给定值为20%，最低压力给定值为4.2Mpa; 9.10.1.10低旁投自动：再热汽压力给定值为1.1Mpa; 9.10.1.11减温水隔离阀关闭且可用。 9.10.2燃料回路：
9.10.2.1床下启动燃烧器及床枪已备好， 9.10.2.2雾化蒸汽及雾化空气随时可投用，
9.10.2.3火检冷却风、点火器密封风及油系统循环投运， 9.10.2.4给煤系统也已备好。 9.10.3风-灰-烟气回路：
9.10.3.1外置床、回料阀、冷渣器及燃烧室的风箱已排除漏灰; 9.10.3.2所有的锥形阀均已关闭且在手动状态; 9.10.3.3所有锥形阀冷却水回路均已投运。
43 9.10.3.4确保锅炉风烟回路有一个自然通风通道：二次风机入口处控制挡板和上层二次风挡板均打开
9.10.3.5投入炉膛烟气温度探针。
9.10.3.6顺控启动引、二次风机，高压流化风机、一次风机，调节风量，炉膛压力保持-0.05kPa。
9.10.3.7投入二次风暖风器。
9.10.3.8投入炉前燃油系统，进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。 9.10.4锅炉点火前吹扫
9.10.4.1确认FSSS系统炉膛吹扫条件满足。
9.10.4.2在CRT画面上按下―吹扫请求‖键 ，开始5min计时吹扫。在5min计时吹扫过程中，若9.10.4.3任一吹扫条件不满足，则中断吹扫。待所有吹扫条件再次满足以后，方可以重新开始吹扫。
9.10.4.5 5min计时吹扫完成后，CRT画面上―吹扫完成‖ 信号发出。MFT跳闸信号自动复位。 9.11锅炉点火
9.11.1启动真空泵抽真空 。 9.11.2投入汽轮机轴封系统。 9.11.3投入小汽机轴封系统。
9.11.4确认过热器、再热器所有疏水门开启。
9.11.5确认各风道燃烧器油枪进油手动门开启，打开燃油进油速断阀、回油阀，将燃油压力调整阀投自动，保持燃油压力1.4MPa。 9.11.6启动燃烧器投运
锅炉启动需首先投用床下、床上启动燃烧器，加热床料至投煤温度。投煤后逐渐增加风量和燃料量。在点火升温过程中，需控制包括床下启动燃烧器在内的所有烟气侧温度测点的温度变化率小于100℃/h，汽包的饱和温度变化率限制在56℃/h，汽包上下壁温差小于40 ℃
9.11.7启动燃烧器点火
9.11.7.1首次启动床下燃烧器，调整点火枪与油枪相对位置，确保点火成功。 9.11.7.2启动时，一次风量不得低于临界流化风量，油枪以最低的燃烧率投入。 9.11.7.3若点火时通过稳燃器的风量过大，油不易点燃，所以控制瞬时燃烧风：4000～50
44 00 Nm3/h(单只油枪)，油枪点燃后，迅速增大燃烧风的风量，使燃烧风风量与燃油量相匹配(α=1.1)。
9.11.7.4应对称启动2只床下启动燃烧器的油枪，以保证两侧温度均衡。
9.11.7.5按升温升压曲线，同时提高4只油枪的燃烧率，燃烧器及炉内任意温度测点的升温速率不要超过100℃/h。
9.11.7.6床下燃烧器可将一次风加热至800℃，控制床温上升速率小于100℃/h，当下床温度大于500℃时，按两侧对称方式逐一启动床枪，因床枪无点火设备，因此在启动床枪之前一定确认下床温大于500℃，投入床枪之后，密切观测床温上升情况，如果床温没有明显上升趋势，立即停枪，查明原因重新启动。当中床温达到550℃后，即可进行投煤操作 9.11.8注意事项：
9.11.8.1任何情况下床下点火风道温度应保持不大于900℃。 9.11.8.2保证汽包上、下壁温差不超过40℃。 9.11.8.3汽包的饱和温度变化率限制在56℃/h。
9.11.8.4 限制升温速率是保证耐磨耐火材料的热冲击在可承受的范围内。
9.11.8.5当床层厚、床压高时，床温升温速度慢;而床层薄、床压低时，床温升温速度快，且炉膛与回料阀的返料温差大;因此一般情况下，床下油枪启动后，维持△P1=15～22Kpa。
9.11.9确认所有点火条件满足后，开始风道燃烧器点火。选择点火方式，可―远控‖ 或―就地‖。
9.11.9.1确认就地控制箱油枪控制开关切至―远控‖位置，选择油枪并发出油枪点火指令后，油枪的启动顺序是―#1，#3‖―#2，#4‖启动。
9.11.9.2就地点火控制，将油枪控制开关切至―就地‖位置，在就地操作盘上进行油枪的投运。操作步骤是：进油枪、进点火枪并打火、开油阀，着火后，退出点火枪。 9.11.9.3当第一支油枪投入后，应进行手动停炉按钮试验，试验合格后，重新点火。 9.11.9.4锅炉点火后应就地查看着火情况，确认油枪雾化良好，配风合适，风道燃烧器壁温不超过规定值，如发现某只油枪无火，应立即关闭快关阀，对其进行吹扫后，重新点火。 9.11.9.5锅炉点火失败，必须重新吹扫炉膛方可再次点火。 9.11.9.6确认点火成功后，保持炉膛出口烟温低于538℃。 9.11.9.7给水流量低于25%，确认省煤器再循环门开启。
9.11.9.8维持汽包正常水位，根据炉水的品质，按要求进行锅炉排污。
45 9.11.9.9锅炉点火后，投入空预器连续吹灰。 9.11.9锅炉升温升压
9.11.9.1锅炉点火后，投入高、低压旁路。
9.11.9.2锅炉点火后，首先控制燃油出力4—6t/h，进行暖炉，逐渐提高床温，30分钟后，再根据升温情况增加燃油出力。
9.11.9.3点火后，检查烟温探针投入，并严格控制炉膛出口烟温低于538℃。
9.11.9.4通过控制燃油压力和投入的油枪数量来控制升温升压速度，保证以不大于2.5℃/min、0.03MPa/min的升温、升压率进行升温升压。 9.11.10机组启动过程(投煤、汽机冲转、并网、带负荷)
9.11.10.1随着炉膛温度上升，蒸汽侧压力逐渐上升，当过热器、再热器有蒸汽流过后，应对主汽管道进行暖管，此时高旁维持一恒定开度，同时控制低旁的压力为1.1Mpa。
9.11.10.2检查正常回路和紧急给水回路的可用性，监视汽包水位，尽可能将汽包水位调节系统投入自动。当分离器温度≥550℃，正常给水泵必须投运，且备用旁路必须处于可用状态。
9.11.10.3因为此时床内物料温度低，当蒸汽通过外置床内的受热面时，部分蒸汽将被冷凝，因此必须启动过热器和再热器的自动疏水。
9.11.10.4当汽压达到4.12Mpa时，高旁控制由最小开度切至压力控制方式，汽压控制在4.12Mpa不变，靠提高燃烧率以增大蒸汽量。
9.11.10.5当中床温达到投煤允许温度550℃时(暂定，以实际调试为准)，则以最低转速对称投入两条给煤线，约1分钟后观察床温的变化，如床温有所增加，同时氧量有所减小时，可证明煤已开始燃烧。床温将继续以5℃～8℃/min速率增加，氧量持续减小，可以较小的给煤量连续给煤。
9.11.10.6在床温达到600℃左右时，开始启动两台高再HTR外置床的流化风，其锥形阀开至10%，以便加热床料。外置床的风量为：入口500 Nm3/h;空室1850 Nm3/h;高再室7600 Nm3/h。
9.11.10.7汽机冲转：所需蒸汽参数：主汽压力4.12Mpa;主汽温度320℃ 再热汽压1.10Mpa;再热汽温300℃(暂定) 9.11.10.8由高旁和低旁控制汽压;
9.11.10.9降低启动燃烧器出力，同时控制给煤量，以维持床温增加达到在700℃左右。 9.11.10.10床温控制在在650℃～700℃之间，逐渐停止床下启动燃烧器。
46 9.11.10.11用改变给煤量的方法，使床温在650℃～700℃之间，来维持主汽温度在320℃以上(此时， LTS和ITS的外置床还没投入运行);
9.11.10.12调整再热器外置床锥形阀使再热汽温维持在280℃以上，它的最低值必须比饱和温度高20℃。
9.11.10.13在汽机冲转达3000转后，启动内置LTS、ITS的两个外置床流化，其对应的锥形阀开度为10%，以加热它的床料。检查该外置床风量：入口500 Nm3/h;空室1850 Nm3/h;ITS室6600 Nm3/h;LTS室7600Nm3/h。
9.11.10.14在进汽机的主汽流量大于110t/h时，高旁开度自动切至0。
9.11.10.15在并网后，增加给煤量使主汽流量达到300t/h，并维持床温上升达到800℃，并根据床温情况逐步停止床枪。
9.11.10.16检查高旁和低旁阀门是否自动关闭，当它们已关闭，将其压力给定值分别调至16.7Mpa和3.8Mpa。
9.11.10.17为了自动升负荷，所有风量控制回路均应备好:将一次风流量投入自动;并将二次风控制也投自动。
9.11.10.18炉膛底部的排渣阀投入自动控制。
9.11.10.19启动另两条给煤线，逐渐将四条给煤线的给煤量调平，将锅炉负荷控制站投自动，通过自动控制四台给煤机维持当前值。 9.11.10.20在最低流量下启动一条石灰石线。
9.11.10.21向外置床供物料的锥形阀应开至20%以上，且通过锅炉负荷控制维持床温在820℃以上。
9.11.10.22将以下系统投自动：4个外置床入口锥形阀、过热器和再热器的减温器等等。 以先加风，后加煤的原则控制床温在850℃左右提升负荷。 9.11.10.23投入SO2控制，石灰石给料机投―自动‖。
9.11.10.24通过冷渣器的运行或添加床料的手段，维持△P1在16~18KPa。 9.11.10.25监视床温、主汽温度、主汽压力、再热汽温和再热蒸汽压力。 9.11.10.26升压过程中应随时注意汽包水位的变化，维持水位在+50mm之间。 9.11.10.27当汽包压力上升至0.2MPa时，关闭所有过热器、再热器空气门。 9.11.10.28当汽包压力上升至0.5MPa时，关闭顶棚管入口联箱疏水电动门。 9.11.10.29当汽包压力上升至1.5MPa时，关闭锅炉侧所有过热器疏水门。
9.11.10.30当主汽压力上升至4.0Mpa，温度上升至320℃、再热器温度上升至280℃时，
47 过热器出口PCV阀控制投入自动。锅炉按汽机要求控制参数，汽机准备冲转、升速、并网带初负荷。
9.12机组并列后的检查
9.12.1机组5%负荷升至10%负荷，炉侧增加油枪投入数量，DEH盘上，设定目标负荷60MW，升负荷率4MW/min，确认输入正确后，按―进行‖键。
9.12.2当负荷达到60MW时主汽压力维持4.7MPa，维持主蒸汽温度330℃，再热汽温300℃。 9.12.3 10%负荷升至25%负荷
9.12.4如果汽机需做超速试验，则应在10%负荷暖机4小时。
9.12.5确认汽包压力大于3.5MPa，床温达到650℃时,逐渐投煤，注意观察床温变化及炉膛氧量的变化情况。
9.12.6逐渐增加给煤，使床温稳定上升，并控制床温不超过860℃。 9.12.7投煤前要适当开大减温水，防止汽温快速升高。 9.12.8当负荷达3MW时，确认下列高压疏水阀自动关闭。 9.12.8.1主蒸汽管疏水电动门 9.12.8.2左侧主汽门前疏水电动门 9.12.8.3右侧主汽门前疏水电动门
9.12.8.4 A小机高压进汽门前、后疏水电动门 9.12.8.5 B小机高压进汽门前、后疏水电动门 9.12.8.6高压缸进汽管疏水门 9.12.8.7高压内缸疏水门 9.12.8.8高压缸速度级疏水门 9.12.8.9高压外缸疏水门 9.12.8.10高压导汽管疏水门
9.12.8.11一段抽汽管逆止门前疏水电动门 9.12.8.12一段抽汽管疏水电动门
9.12.8.13高排逆止门前、后疏水罐疏水电动门 9.12.8.14热再管疏水电动门
9.12.8.15当负荷升至90MW时，确认低压缸喷水阀自动关闭 9.12.9空预器连续吹灰改为定期吹灰。
9.12.10当负荷升至100MW四段抽汽压力≥0.147MPa时确认除氧器切至四段抽汽供汽，确
48 认辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭。
9.12.11当给水旁路调节阀开度大于80%时，将给水调节由给水旁路调节切至电泵转速调节。将除氧器水位投入三冲量控制。
当负荷升至150MW，主汽压力应为7.0MPa，主蒸汽温度为395℃，再热蒸汽温度为335℃。 启动一台汽动给水泵，最小流量控制投自动。 9.12.12 负荷由150MW升至240MW负荷 9.12.12.1根据负荷需求启动第二台给煤机。
9.12.12.2增加汽泵转速，待转速升至3000rpm后，在DEH上将汽泵转速投自动，在CRT上并列汽泵后，汽泵和电泵同时参与给水调节。
9.12.12.3在协调主画面上设定目标负荷240MW，负荷变化率4MW/min，主蒸汽压力9.8MPa;在主、9.12.12.4再热器系统控制画面上设定主汽温度460℃，再热汽温430℃。 9.12.12.5当机组负荷达到240MW时保持负荷，确认主蒸汽压力9.8MPa，主汽温度460℃，再热汽温430℃。
9.12.12.6当主蒸汽压力达到9.8MPa后，按下表各压力下的要求进行洗硅。 压力(MPa) 9.8 11.8 14.7 16.7 SiO2含量(mg/l) 3.3 1.28 0.5 0.3 9.12.13 负荷由240MW升至300MW负荷 9.12.13.1启动第三台给煤机。
9.12.13.2在协调主画面上选择―锅炉跟随协调‖的控制方式。主汽压力控制投自动。 9.12.13.3在协调主画面上设定目标负荷300MW，负荷变化率15MW/min，在主、再热器系统控制画面上设定主汽温度540℃,再热汽温540℃. 9.12.13.4当机组负荷升至300MW时，进行以下操作。
启动第二台汽动给水泵，当转速高于3000rpm时，在DEH上投入转速自动，在CRT上并列第二台汽泵。逐渐降低电泵出力，两台汽泵运行正常后，停止电泵运行，将电泵投入备用方式。
9.12.13.5联系调度投入AGC。确认过、再热减温水控制在自动状态，确认过、再热汽温调节正常
9.13锅炉热态启动 9.13.1启动方式：
在启动炉膛通风后，如果床温大于650℃，那么可立即投煤。
49 炉膛内的灰温决定了再启动的方式，而监视这些温度的测量手段只有在床料流化状态才有真正代表性，在没有投煤之前，流化所需的一次风会导致床料冷却，所以在一次风机启动后的60秒内，认真监视床温数值。因此，在开始通风后，在一定时间内，进行投煤操作;如果床温再次低于650℃，则只能转为冷态启动的方式。 9.13.2热态启动操作
9.13.2.1一台给水泵投运，备用给水回路可用; 9.13.2.2启用一台引风机，将炉膛负压控制系统投自动; 9.13.2.3低旁系统投自动，且压力定值为1.1Mpa;
9.13.2.4高旁系统投自动，最小阀位定值在20%，且压力定值在当前值。使蒸汽流过过热器，马上进行以下操作，以避免锅炉泄压： 9.13.2.5启动流化风机，回料阀的流化风投入。
9.13.2.6启动二次风机，保持去炉膛喷口的二次风量为90000Nm3/h以上。 9.13.2.7启动一次风机，通过布风板的一次风量为180000Nm3/h。
9.13.2.8监视燃烧室温度的变化以及温度变化率的趋势，当床温≧650℃时，且温升速率大于5℃/min，则燃烧室每个腿启动一台给煤机，调节给煤机速度以维持燃烧室温度持续上升。
9.13.2.9启动冷渣器流化风。
9.13.2.10只要床温稳定上升，给煤机以15%的给煤量连续投运，调整―锅炉负荷‖给定值至实际负荷，然后将给煤机转速投自动。
9.13.2.11当蒸汽流量达到150t/h，启动外置床的流化风，且将相应的锥形阀置于10%~30%开度(由汽机入口汽温决定)。
9.13.2.12主汽压力稳定在汽机冲转所需的参数，由高旁调节主汽压力;由低旁调节再热汽压。
主汽温度稳定在汽机冲转所需的参数，由减温水量控制过热汽温，由外置床锥形阀开度调节再热汽温。
9.13.3热态启动注意事项：
9.13.3.1维持燃烧室两个腿的热流相等以平衡两者的温度。
9.13.3.2汽包压力：从开始锅炉通风直到机组并网，锅炉产生的蒸汽都要经过高旁和低旁，它们的通汽容量取决于两者的蒸汽压力，例如在额定压力下，高旁可通过40%额定汽量;而在10Mpa压力下，最大通气量仅为22%。当锅炉以低于额定压力的初始压力快速启动，
50