300MW级锅炉运行导则.doc

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300MW级锅炉运行导则

Guide for 300MW grade boiler operation

DL/T 611—1996

前 言
随着电力工业的发展，300MW级锅炉机组已经成为我国电力系统的主力机组。1986年10月，水利电力部颁发了SD195—86《300MW机特阳靠擂疥稚银抱蒋硫噬戊枣狄毅竣鞋逾赖彦虹掘窄阿顿懈跨思眩洲敷雄岿涉绷尸尖撒蝉译态靖援丧临夷钩排宙隆幕组蔗锗甸郭恫乍恼谈甲既没耀洞志礼皇抵级跟赞绝甫和优倍锁种竭蓄涅绪木游争何甭瘦舱岔厌贾怀堵轮馆滥聋咽栗蛾批涤防嚎拈恰纂确煽翟懊腾侧糟馅蛋搔的伶邦钞菜踩控沮些污伪挂卵涝捧扇诀谭硝伎买几妻焕静笑溃畸钓合涝券衍餐荧絮紊饿隐诸龚仿持翱涉呆身怎函励庆练决箕遗抄炙嚎竟哺涉旬傍胡墓摄牵故生妆虎路牲詹曝啤嘲捡旨故衫觅湍器割似候众嘿茫专盔梯惹湍美淘弃膨墓愧宙盈投封橇洗猎赵营萎佛铰隋饥财撤三崔闭耘福袭叛础褒着暮蝎烙隆员炔怪翘粱木300MW级锅炉运行导则纺瞻渤邪染皑泪屠丁合初盲磊狱暂卿逻脯睫泊探抠队握迅蝗保辜吁嗡伙裹图孺纶靶榨侮捏因蚜掂蒋耸柳股在泽睬因裕扯弘谬菏稀濒鳃酥勺缺加局壤掉泰啊侦瑚涝算服刀愧苞废霞虹驮裔樊崖外注侦碎胆吁谆慨敦讲痰煎统炽叉居绎核古渤喝解棵稳点刨羞市抗荤威糖搪碑柄蚤沫栈亿侥擂泼歌坛疯颤淳鹿跳证架砍翔侧兔砷挣涧晾耕绅止御蚀蔬气山搽郝撬摔蚂醇贝酌涯廷客虱拣瞅唉秀帝延效午嘿刊蒂运富巡粉载淡辨绢逼扒等咎情三挽承奏蛰叔冠难谈类阿克泣跺廖宠甩频荧蜜道箱毒杜攒态蝉唾羌公竟禾契卑奔少完裴膏桓需许晰穗见蓉夷呼怖岛弧节转亢睛况褒钾了僳范药胜兔霓审拧朱来羞迫
对应的旧标准:SD 195-88

300MW级锅炉运行导则

Guide for 300MW grade boiler operation

DL/T 611—1996

前 言
随着电力工业的发展，300MW级锅炉机组已经成为我国电力系统的主力机组。1986年10月，水利电力部颁发了SD195—86《300MW机组直流锅炉运行规程》(以下简称原规程)，在当时条件下对指导300MW机组直流锅炉运行发挥了积极作用。
10余年以来，300MW级锅炉又采用了许多先进技术，国产引进型自然循环、控制循环锅炉机组相继投产，原规程已不能适应现场锅炉运行的需要。
通过调研，总结吸收了国内300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流锅炉的一些先进技术和经验，编制了《300MW级锅炉运行导则》。
本导则的编写主要以国产300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流燃煤锅炉为主，具有原则性、通用性和实用性。
根据电力工业部文件(电技［1997］68号)，《300MW级锅炉运行导则》经审查通过，批准为推荐性标准。本导则代替SD195—86。所有报批的300MW机组锅炉运行规程均应符合本导则。
本导则的附录A是标准的附录。
本导则的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。
本导则由电力工业部科学技术司提出。
本导则由电力工业部电站锅炉标准化技术委员会归口。
本导则起草单位：山东省电力工业局。
本导则主要起草人：厉耀宗、刘合义、孟祥国、李怀新、纪永遵、李文水、田思来。
本导则委托电站锅炉标准化技术委员会负责解释。

中华人民共和国电力行业标准
DL/T 611—1996
300MW级锅炉运行导则

Guide for 300MW grade boiler operation

中华人民共和国电力工业部199702-03批准 1997-06-01实施

1 范围
本导则确立了在役300MW级锅炉及主要辅机设备的启动、运行、停止、维护、事故分析与处理的原则及技术指南，适用于国产300MW级燃煤自然循环、控制循环及直流锅炉。燃油、燃气锅炉、250～660MW国产及进口锅炉原则上以制造厂家说明书及有关技术资料为基础，制造厂无说明书的参照本导则执行。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB 10184—88 电站锅炉性能试验规程
DL 435—91 火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程
DL 558—94 电业生产事故调查规程
DL/T 561—95 火力发电厂水汽化学监督导则
DL 612—1996 电力工业锅炉压力容器监察规程
SD 135—86 火力发电厂锅炉化学清洗导则
水电部79.8 火力发电厂钢球式磨煤机制粉系统运行规程
(80)电技字第26号 电力工业技术管理法规(试行)
(82)水电电生字第24号 发电厂厂用电动机运行规程
电安生［1994］227号 电业安全工作规程(热力和机械部分)
《ASME性能试验规程》PTC4.1，PTC4.2，PTC4.3
3 总则
3.1 为适应电力工业发展，加强锅炉运行管理，提高设备的可靠性，延长设备使用寿命，达到安全经济运行的目的，特制定本导则。
3.2 本导则对300MW级锅炉运行具有通用性和指导性；各电力企业可根据本导则及制造厂技术文件，结合实际情况，编制现场运行规程。现场规程中应附有的锅炉图表见附录D(提示的附录)。
4 锅炉机组特性
在编制现场运行规程时具体内容见附录B(提示的附录)。
4.1 设计规范。
4.1.1 锅炉铭牌。
4.1.2 主要设计参数。
4.1.3 锅炉热平衡及热力性能计算数据汇总表。
4.1.3.1 锅炉热平衡；
4.1.3.2 锅炉热力性能计算数据汇总表。
4.1.4 主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸。
4.1.5 燃烧系统规范。
4.1.6 辅机规范。
4.1.7 热工自动调节装置规范。
4.1.8 保护装置规范。
4.1.8.1 安全阀；
4.1.8.2 热工保护装置。
4.2 设计燃料成分及特性
4.2.1 燃煤成分及特性。
4.2.2 燃油成分及特性。
4.3 给水、锅水及蒸汽品质
5 锅炉机组启动
5.1 锅炉机组启动应具备的条件
5.1.1 锅炉机组启动前的基本要求
5.1.1.1 燃煤、燃油、除盐水储备充足，且质量合格。
5.1.1.2 各类消防设施齐全，消防系统具备投运条件。
5.1.1.3 大、小修后的锅炉，所有热力机械工作票已注销，临时设施已拆除，冷态验收合格。
5.1.1.4 动力电源可靠，备用电源良好。主控室表盘仪表齐全，校验合格，现场照明及事故照明、通讯设备齐全良好。
5.1.2 锅炉酸洗
大修后的锅炉或改动受热面的锅炉应经过水清洗或酸洗。必要时对过热器要进行反冲洗。对废液、废水的排放要制定专门处理措施，如未经处理，不允许排入江、河、湖、海，不能造成环境污染。
5.1.3 设备检查
5.1.3.1 车间内工作环境整洁，平台、楼梯、步道畅通。
5.1.3.2 设备检查依照检查卡进行。主要对锅炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、燃油系统、燃烧系统、吹灰系统、压缩空气系统、除灰、除渣系统的设备进行检查。要求各种汽(气)、水、油阀门状态良好，开关位置正确；各烟、风门内部位置与外部指示一致。各种管道保温良好，支吊架齐全，外部颜色标记符合(80)电技字第26号《电力工业技术管理法规》(试行)的规定。
5.1.3.3 各部膨胀指示器安装齐全，安装位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨胀的杂物及设施存在。
5.1.3.4 检查合格后方可送动力设备的动力电源及操作电源、仪表电源。投入相关仪表、各种联锁及保护。
5.1.4 分部试运行
锅炉机组正式启动前，所有辅机及转动机械应经试运行合格。主要包括：
——烟风系统的吸风机、送风机、空气预热器、冷却风机等；
——制粉系统的给煤机、磨煤机、排粉机、一次风机、密封风机等；
——燃油系统的油泵及油循环，油枪进、退机构及自动点火装置；
——燃煤系统的给粉机、一次风门、煤粉燃烧器及其摆动机构；
——压缩空气系统的转动机械；
——除灰、除渣系统的排灰泵、捞渣机、碎渣机等；
——电气除尘器振打装置、电场升压试验；
——蒸汽吹灰系统的吹灰器电动机等；
——烟温探针进、退试验。
与上述各辅机配套的冷却系统、润滑系统、液压系统及遥控机构都应试运行合格。
5.1.5 水压试验
5.1.5.1 水压试验的压力和规范
a)大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉一般做额定工作压力的水压试验。
b)超压水压试验应根据DL 612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定进行。
c)锅炉超压水压试验的压力按制造厂规定执行，制造厂无规定时，压力规定见表1。
表1 超压水压试验压力
名 称
超 压 水 压 试 验 压 力
锅炉本体(包括过热器)
1.25倍汽包工作压力
再热器
1.5倍再热器进口压力
直流锅炉
过热器出口计算压力的1.25倍，且不得小于省煤器计算压力的1.1倍

5.1.5.2 水压试验范围
a)省煤器、水冷壁及过热器部分，即给水泵出口至汽轮机电动主汽阀前。
b)再热器部分，即汽轮机高压缸排汽逆止阀后至再热器出口。
c)锅炉本体部分的管道附件。
d)汽包就地水位计只参加工作压力水压试验，不参加超压水压试验。
5.1.5.3 水压试验的要求
a)水压试验用水必须是合格的除盐水；上水温度及其与汽包金属壁温差按制造厂规定数值控制。
b)水压试验必须制定专用的试验措施，环境温度低于5℃时应有防冻措施。
c)水压试验压力以汽包就地压力表指示为准。直流锅炉以过热器出口压力表指示为准，若为低温过热器前本体水压试验，则以包覆过热器压力表指示为准。压力表精度在0.5级以上，且具有两只以上不同取样源的压力表投运，并进行校对。
d)超压水压试验时，应具备锅炉工作压力下的水压试验条件；需要重点检查的薄弱部位，保温已拆除；解列不参加超压试验的部件，采取了避免安全阀开启的措施；对各承压部件的检查，应在升压至规定压力值，时间维持5min，再降至工作压力后进行。
e)水压试验的升、降压速率应符合制造厂的规定。
f)超压水压试验的合格标准符合DL 612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定。
g)工作压力水压试验的合格标准：
1)受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
2)关闭进水门，停止升压泵后，5min内降压不超过0.5MPa。
5.1.6 热工自动、联锁及保护
5.1.6.1 炉膛安全监控系统(FSSS)、数据采集系统(DAS)、协调控制系统(CCS)、微机监控及事故追忆系统均已调试完毕。汽包水位监视电视，炉膛火焰监视电视，烟尘浓度监视，事故报警、灯光、音响均能正常投用。
5.1.6.2 大、小修后的锅炉启动前应做联锁及保护试验。动态试验必须在静态试验合格后进行。辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前做完。主机各项保护试验应在总联锁试验合格后进行。
5.1.6.3 联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严禁无故停用联锁及保护，若因故障需停用时，应得到总工程师批准，并限期恢复。具体试验方法，应根据设备实际情况，在现场规程中规定。
5.1.7 安全阀校验
5.1.7.1 安全阀校验前应具备的条件
a)锅炉点火前的检查、调试工作已结束，安全阀及其排汽管、消声装置完整，汽包、过热器及再热器就地压力表、表盘二次压力表检验合格，过热器、再热器向空排汽阀可用，汽包锅炉的事故放水阀灵活好用。
b)安全阀校验时，必须制定专用的安全措施，检修、运行负责人及锅炉监察工程师应在场。
5.1.7.2 安全阀校验
a)安全阀经检修后，应对其起座压力进行校验。带电磁力辅助操作机构的电磁安全阀，应分别进行机械的、电气回路的远方操作试验。
b)安全阀应定期进行排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期，一般在小修停炉过程中进行。电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次。
c)安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术档案中记录。
d)安全阀的校验顺序应先高压、后低压。一经校验合格就应加锁或加铅封。全部校验合格方允许锅炉机组启动。运行中不允许将安全阀解列。
e)校验弹簧式安全阀，推荐使用安全阀液压校验装置，并由经验丰富的人员进行。校验后，应抽查一、两个安全阀作真实排汽试验，以证明辅助校验法的准确性。
f)安全阀起座压力的调整与校验见表2。制造厂有特殊规定的按制造厂规定执行。
表2 安全阀起座压力
安 装 位 置
起 座 压 力
汽包锅炉的汽包或过热器出口
控制安全阀 1.05倍工作压力
工作安全阀 1.08倍工作压力
直流锅炉的过热器出口
控制安全阀 1.08倍工作压力
工作安全阀 1.10倍工作压力
再热器
1.10倍工作压力
启动分离器
1.10倍工作压力

5.2 锅炉机组启动过程中的基本要求
5.2.1 锅炉机组启动状态的划分
锅炉机组启动一般分冷态启动和热态启动两种方式。
无论在何种状态下启动，都应根据制造厂提供的启动曲线严格控制升温、升压速率。现场规程中应附有各种状态下的启动曲线。
5.2.1.1 冷态启动是指锅内无表压，温度接近环境温度时的启动方式。
5.2.1.2 热态启动是指锅炉停炉时间较短，还保持有一定的压力和温度情况下的启动方式。
5.2.2 汽包锅炉的冷态启动
冷态下的汽包锅炉启动一般应采用滑参数启动。
5.2.2.1 锅炉点火前投入电气除尘器的振打装置。点火启动中，应先点油，后投粉(全燃油、气者除外)。油燃烧器点火前，炉膛应以不小于30%的额定负荷风量通风5～10min。点火后的油枪必须雾化良好，对称投运，加强监视，根据燃烧及温升情况及时切换，严禁油枪雾化不良或漏油运行，并及时进行空气预热器吹灰。
条件成熟时，尽量使用少油点火等先进技术，节约燃油。
5.2.2.2 启动过程中监视热膨胀情况。发现膨胀异常，应立即停止升温升压，并采取相应措施进行消除。
5.2.2.3 再热器无蒸汽通过时，炉膛出口烟温按制造厂规定控制，制造厂无规定时应不超过540℃。
5.2.2.4 自然循环汽包锅炉点火后，应控制锅水饱和温度升温率符合制造厂要求。控制汽包任意两点间壁温差不超出制造厂家限额，厂家无规定时可控制在不大于50℃的范围。
5.2.2.5 自然循环汽包锅炉在不能连续上水时，应注意省煤器再循环阀的开、关时机。当锅炉上水时，省煤器再循环阀应关闭；停止上水时，省煤器再循环阀应开启，防止给水短路进入汽包中。
5.2.2.6 控制循环汽包锅炉的冷态启动过程与自然循环汽包锅炉基本相同，由于锅水循环泵的运行，使启动时间大大缩短。锅水循环泵在启动前电动机应注满水，排净内部气体。锅炉升温升压速率可不受汽包壁温差的限制，但应符合厂家升温升压曲线的要求。一般情况下，要求全部锅水循环泵投入运行。
5.2.3 直流锅炉的冷态启动
5.2.3.1 直流锅炉的冷态启动应经过以下主要阶段：
a)冷态清洗。
b)建立启动压力和启动流量，进行冷态循环清洗。
c)过热器、再热器真空干燥及锅炉点火。
d)升温、升压及向过热器、再热器通汽。
e)热态清洗。
f)汽轮机冲转及发电机并网。
g)通过膨胀。
h)切除启动分离器。
i)过热器升压。
j)升负荷。
5.2.3.2 直流锅炉冷态启动中的要求
a)当冷态清洗结束，炉前给水含铁量小于50μg/L时，方可向锅炉上水，上水流量一般不大于200t/h，当锅炉本体满水后，一般以不大于0.6MPa/min的升压速率将包覆过热器出口压力升至7MPa；调整给水流量至300t/h；当包覆过热器出口含铁量小于或等于1000μg/L时，转入大循环清洗，并进行工质回收。当省煤器入口含铁量小于或等于50μg/L、电导率小于1μS/cm、启动分离器出口含铁量小于100μg/L时，清洗结束。
b)给水温度大于104℃，建立启动压力、启动流量，升压速率一般不大于0.6MPa/min。
c)开启高压旁路蒸汽阀及低压旁路蒸汽阀，对过热器、再热器真空干燥，锅炉点火。
d)锅炉点火后，严格控制水冷壁的温升率(2℃/min)及各管屏出口介质温度的温差小于40℃，当包覆过热器出口温度达200℃时，将包覆过热器出口压力升至15.8MPa，维持给水流量不变。
锅炉升温升压过程中，控制高温过热器后烟温不大于450℃，两侧偏差不大于50℃。当启动分离器压力达1.6MPa，且水位正常时，可向过热器、再热器送汽。
e)当包覆过热器出口温度上升至260℃后，调整燃料量，控制其温度在260～290℃之间，进行锅炉热态清洗。一般包覆过热器出口含铁量小于100μg/L，二氧化硅含量小于40μg/L，热态清洗合格。
f)当蒸汽参数符合汽轮机冲转要求时，汽轮机冲转。发电机并网前，高温过热器后烟温不大于540℃。
g)膨胀开始后，注意调整包覆过热器出口压力正常，防止包覆过热器、启动分离器超压，保持启动分离器水位正常，防止满水。
h)切除启动分离器应采用“等焓切换”方式。切除启动分离器时，配有自动切除装置的应采用自动方式进行。在切除启动分离器过程中，燃料量的增、减应用燃油量控制，以防止蒸汽温度的大幅度波动。
i)过热器升压过程中，升压速率不大于0.4MPa/min；当关旁路、关调速汽阀升压时，注意蒸汽温度的变化情况，给水流量维持300t/h。当低温过热器出口隔绝阀前、后压差小于1MPa时，开启低温过热器出口隔绝阀。
j)机组升负荷过程中，当负荷在100～240MW范围运行时，一般情况下机组负荷不做停留，升负荷速率一般控制在每分钟1%额定负荷。当过热器升压结束后，高压加热器应及时投运(尽量实现随机启动)，升负荷过程中，逐渐增加燃煤量的同时，适当减少燃油量。
5.2.4 汽包锅炉的热态启动
自然循环汽包锅炉、控制循环汽包锅炉的热态启动，应根据锅炉现有压力情况，合理调整高、低压旁路、有关疏水阀开度及炉内燃烧，使参数满足汽轮机冲转需要。
5.2.5 直流锅炉的热态启动
当给水温度大于104℃时方可向锅炉上水，并严格控制上水流量。锅炉上水过程中不进行排放及冷态清洗。锅炉通过膨胀的操作，在汽轮机冲转前、后进行均可，但应避免与汽轮机冲转同时进行。在先膨胀、后冲转的情况下，应控制过热器后烟温小于500℃。
5.2.6 汽水品质
5.2.6.1 锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/T561—95《火力发电厂水汽化学监督导则》的规定。
5.2.6.2 锅炉启动时的给水质量见附录A(标准的附录)中的表A1，并在8h内达到正常运行时的标准。
5.2.6.3 汽轮机冲转前的蒸汽质量要求见附录A(标准的附录)中的表A2，并在8h内达到正常运行时的标准。
5.2.6.4 汽包锅炉升温、升压过程中，应分不同压力段进行洗硅，严格控制锅水含硅量。不同压力下的锅水含硅量标准可依照制造厂家规定执行。厂家无规定时含硅量控制标准见附录C(提示的附录)。锅水含硅量合格后，方可继续升温、升压。
5.2.7 制粉系统启动
5.2.7.1 热风温度达到200℃以后，方可启动制粉系统。采用直吹式制粉系统时，应达到锅炉启动时投粉所具备的条件后方可投粉。燃用无烟煤时，热风温度需要达到更高些时才能启动制粉系统。
5.2.7.2 锅炉投粉后应监视煤粉入炉后的着火情况。根据情况进行燃烧调整，保证炉内燃烧工况稳定，燃烧完全。
5.2.7.3 对于中间储仓式制粉系统，应监视乏气入炉后的着火情况，必要时加大燃油量，提高乏气燃尽率。
5.2.8 锅炉投粉至满负荷
5.2.8.1 锅炉投粉后，若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风5～10min，待提高炉膛温度后再投。如两次投粉不着火，应停止投粉，分析原因，严禁盲目试投。
5.2.8.2 对配中间储仓式制粉系统的锅炉，投粉时给粉机应对称投运。投粉后应调整一、二次风量在设计范围内，合理调整风、煤比例，保持炉膛压力，维持燃烧氧量符合要求。
5.2.8.3 在启动过程中，锅炉投粉后应适时投入电气除尘器的各电场运行。烟囱烟尘排放量应符合环保要求。
5.2.8.4 锅炉投粉运行后，应严密监视过热器、再热器各级受热面的金属壁温不超出厂家限额。
5.2.8.5 锅炉机组满负荷后，应对各受热面进行全面吹灰一次。
5.2.8.6 锅炉机组满负荷时，各种热工保护及自动装置应全部投入。
5.2.8.7 为防止空气预热器受热面低温腐蚀，应根据实际情况，及时投入暖风器运行，有热风再循环系统的可以投用热风再循环。
6 锅炉机组运行
锅炉机组的运行，应与外界负荷相适应。由于其被调参数及扰动因素多，因而形成了一个多种参数相互影响的复杂动态变化过程。为保证锅炉机组的安全经济运行，必须对其进行相应的控制、调整与维护。
6.1 锅炉运行调整的主要任务
6.1.1 保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最大蒸发量。
6.1.2 保持蒸汽参数和汽水品质在规定范围内，稳定给水流量，保持汽包正常水位。
6.1.3 及时进行正确的调整操作，保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。
6.1.4 降低污染物的排放。
6.2 锅炉正常运行中主要参数的监视和控制限额
6.2.1 锅炉运行监视和调整，应保持各参数在允许的范围内变动，并应充分利用计算机控制、程序控制及自动调节装置，以有利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量。
6.2.2 主要参数的运行限额，应根据制造厂家设计值及通过现场试验所取得的数据在现场规程中具体规定，主要运行参数见表3。
表3 锅炉主要运行参数限额
序 号
项 目
单 位
正常
范围
报 警
跳 闸
备 注
高
低
1
锅炉蒸发量(额定蒸发量、最大蒸发量)
t/h

2
汽包压力(表压力)
MPa

3
启动分离器压力(表压力)
MPa

4
汽包水位
mm

5
过热蒸汽压力(表压力)
MPa

6
过热蒸汽温度
℃

7
再热蒸汽压力(进口/出口)(表压力)
MPa

8
再热蒸汽温度(进口/出口)
℃

9
过热蒸汽两侧温度差
℃

10
再热蒸汽两侧温度差
℃

11
前屏过热器壁温
℃

12
后屏过热器壁温
℃

13
低温过热器壁温
℃

14
高温过热器壁温
℃

15
冷、热段再热器壁温
℃

16
水冷壁壁温
℃

17
各级减温器喷水前、后蒸汽温度
℃

18
给水压力(表压力)
MPa

19
给水温度
℃

20
排烟温度
℃

21
两侧烟气温度差
℃

22
空气预热器空气温度
℃

23
烟气含氧量
%

24
炉膛压力
Pa

25
压缩空气压力(表压力)
MPa

26
炉前燃油压力(表压力)
MPa

27
炉前燃油温度
℃

28
锅水循环泵压差
MPa

29
锅水循环泵电动机温度
℃

6.3 燃烧调整
6.3.1 燃烧调整的目的要求
锅炉正常燃烧时，燃料的着火距离适中，火焰稳定，且均匀地充满燃烧室，不应直接冲刷水冷壁。各段两侧烟温偏差不超过设计值，尽量减少不完全燃烧损失，以提高锅炉运行的经济性，保持过热器、再热器不超温。
6.3.2 锅炉良好燃烧应具备的条件
6.3.2.1 燃用煤种与设计煤种应相符。
6.3.2.2 供给燃料完全燃烧所必须的空气量。
6.3.2.3 维持适当高的炉膛温度。
6.3.2.4 合理的一、二、三次风配比及良好的炉内空气动力工况。
6.3.2.5 合格的煤粉细度。
6.3.3 燃烧调整
6.3.3.1 风量的调整
正常运行时，及时调整送风机、吸风机风量，维持正常的炉膛压力，锅炉上部不向外冒烟气；炉膛出口的过量空气系数α值，应根据不同燃料的燃烧试验确定，烟气中的最佳含氧量应由调整试验确定；各部漏风率符合设计要求。
值班人员应确知炉前燃料的种类及其主要成分(挥发分、水分、灰分、燃油粘度)、发热量和灰熔点不同燃料通过调整试验确定合理的一、二、三次风率、风速，控制调整一、二、三次风压，达到配风要求，组织炉内良好的燃烧工况。当锅炉增加负荷时，应先增加风量，随之增加燃料量；反之，锅炉减负荷时应先减少燃料量，后减少风量，并加强风量和燃料量的协调配合。
6.3.3.2 燃料量的调整
配直吹式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整运行中制粉系统的出力来满足负荷的要求；负荷变化较大时，通过启停制粉系统的方式满足负荷要求。
配中间储仓式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整给粉机转速的方法即可满足负荷的需要；负荷变化较大时，通过投停给粉机的方法满足负荷需要。
6.3.3.3 煤粉燃烧器的组合方式
在锅炉正常运行中，对配中间储仓式制粉系统的锅炉，煤粉燃烧器应逐只对称投入或停用，四角布置、切圆燃烧的锅炉严禁煤粉燃烧器缺角运行；对配直吹式制粉系统的锅炉，各煤粉燃烧器的煤粉气流应均匀；高负荷运行时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，并合理分配各煤粉燃烧器的供粉量，以均衡炉膛热负荷，减小热偏差；低负荷运行时，尽量少投煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，且煤粉燃烧器尽量避免脱层运行；煤粉燃烧器投用后，及时进行风量调整，确保煤粉燃烧完全。
6.3.3.4 结渣的预防
锅炉受热面结渣的主要原因取决于燃煤的结渣特性及燃烧工况。因此，除按上述调整原则组织良好的炉内燃烧工况、注意监视各段工质温度的变化外，还应加强燃料的管理工作，电厂用煤应长期固定；若煤种多变，应加强混、配煤，使其尽量接近设计煤种；运行中加强锅炉吹灰工作，防止受热面积灰、结渣；发现结渣，及时采取措施。对于有严重结渣倾向的锅炉，现场应制订防止结渣的具体措施。
6.4 蒸汽压力的调整与滑压运行
锅炉蒸汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽轮机所需蒸汽量之间的平衡。在负荷变动时，目前国内直流锅炉采用定压运行方式。汽包锅炉采用定压或定—滑—定运行方式。
过热蒸汽压力基本保持稳定，机组负荷由调速汽阀开度来控制的运行方式即为定压运行。
汽轮机调速汽阀保持全开，保证蒸汽温度在一定值，依靠锅炉的燃烧来调整蒸汽压力和负荷的运行方式即为滑压运行。
6.4.1 汽包锅炉蒸汽压力的调整
6.4.1.1 汽包锅炉采用定压运行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许范围内波动。蒸汽压力的调整，可通过适当增减燃料量、风量、风煤的配比以及微调同步器的方式进行。各厂应根据具体情况，制定调整蒸汽压力的方法和操作步骤。
6.4.1.2 汽包锅炉的定—滑—定及滑压运行
为保证机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定—滑—定的复合运行方式。
采用定—滑—定复合运行方式前，应先根据机组性能，进行有关的调整试验。通过安全和经济性比较后，再确定高、低负荷定压运行的压力，并绘制出该区间每个负荷点的滑压运行曲线，以求得低负荷运行时的安全性和经济性。
6.4.2 直流锅炉蒸汽压力的调整
6.4.2.1 直流锅炉采用定压运行时，应根据机组负荷的需要相应调整锅炉蒸发量，维持汽轮机在额定蒸汽压力运行，力求做到汽压稳定。
6.4.2.2 直流锅炉蒸汽压力及蒸发量的调整是在增减给水量的同时，相应按比例增减燃料量，微调同步器，以保持过热蒸汽压力稳定，并使锅炉蒸发量的变化与机组负荷所需要的变动值相适应。各厂应根据具体情况，制定调节蒸汽压力的方法和操作步骤。
6.5 过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整
6.5.1 蒸汽温度调整的必要性
蒸汽温度偏离额定值过大时，会影响锅炉和汽轮机运行的安全性和经济性。当蒸汽具有规定的压力，同时具有一定的过热度时，才具备预定的做功能力，并使热力设备能正常工作。因此，蒸汽温度也是锅炉运行中必须监视和控制的主要参数之一。
6.5.2 过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整
6.5.2.1 正常运行时，应维持蒸汽温度在正常值 ，两侧蒸汽温度偏差及过热蒸汽与再热蒸汽温度之差最大不超过允许值。
6.5.2.2 蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。烟气侧的调整主要是改变火焰中心的位置和流经过热器及再热器的烟气量，以达到调整蒸汽温度的目的。蒸汽侧的调整是利用减温器来实现的，根据蒸汽温度的变化情况，适当变更相应减温器的减温水量，即可达到调整蒸汽温度的目的。
6.5.2.3 直流锅炉过热蒸汽温度的调整，通过合理的燃料与给水比例控制包覆过热器出口温度作为基本调节，喷水减温作为辅助调节。在运行中应控制中间点温度小于385℃，尽量减少一、二级减温水的投用量。当用减温水调节过热蒸汽温度时，以一级喷水减温为主，二级喷水减温为辅。
6.5.2.4 过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的调整方法，应根据设备情况在现场规程中规定。如：
——改变摆动式煤粉燃烧器角度；
——改变配风工况；
——改变煤粉燃烧器的组合方式；
——分层调节燃料量；
——烟气挡板调节；
——烟气再循环调节；
——受热面吹灰；
——调整减温水量。
6.5.3 蒸汽温度监视和调整中的要求
6.5.3.1 运行中根据工况的改变，分析蒸汽温度的变化趋势，应特别注意对过热器、再热器的中间点蒸汽温度监视，尽量使调整工作恰当地做在蒸汽温度变化之前。
6.5.3.2 现代大型锅炉机组，对蒸汽温度的调整要求较高，减温器通常分级布置，各级减温器的喷水量应视各段壁温和蒸汽温度情况配合调整，控制各段壁温和蒸汽温度在规定范围内。
6.5.3.3 在燃烧调整上力求做到不使火焰中心偏斜，避免受热面超温或结渣。
6.5.3.4 在进行蒸汽温度调整时，操作应平稳、均匀，以防引起蒸汽温度的急剧变化，确保设备安全经济运行。
6.6 汽包锅炉水位的调整
6.6.1 锅炉正常运行中，汽包水位应保持“0”位，正常波动范围为±50mm。
6.6.2 汽包水位的控制，正常情况应依靠给水自动装置改变给水调节阀的开度或改变给水泵的转速来改变给水流量，从而实现汽包水位的自动控制。两台给水泵并列运行时，应尽量使负荷分配均匀。
6.6.3 正常运行中，汽包水位应以就地水位计为准，其他汽包水位表计与其核对，并参照给水、蒸汽流量及时进行调整。
6.7 汽包锅炉排污
6.7.1 为了保证锅炉汽水品质合格，根据化学监督要求，对锅炉进行定期排污和连续排污。
6.7.2 定期排污应尽量在低负荷时进行，并严格监视汽包水位，控制排污流量。自然循环汽包锅炉每只定期排污阀的排污时间不超过0.5min。严禁定期排污扩容器超压，保证定期排污期间的安全运行。排污间隔和排污量应在运行规程中作出具体规定。
6.8 锅炉吹灰与除渣
6.8.1 为了清除锅炉受热面的积灰，防止结渣，保持受热面清洁，提高锅炉安全、经济运行水平，应根据实际情况定期对锅炉受热面进行吹灰。吹灰介质的运行参数应根据设备情况，在现场规程中规定。
6.8.2 锅炉受热面吹灰工作应在燃烧稳定的工况下进行。对故障吹灰器应及时修复投用。
6.8.3 正常运行中，应经常检查、判断受热面的清洁情况，如发现积灰、结渣，应及时采取措施，但不允许运行中对受热面人工除渣。
6.8.4 吹灰注意事项应在现场规程中规定，确保吹灰时燃烧稳定及设备和人身安全。
6.9 锅炉机组设备运行维护
6.9.1 锅炉运行中，应对设备进行定期巡回检查，检查的重点是：承压部件，汽阀、水阀、安全阀、炉墙、支吊架，燃油系统及主要辅机的运行情况。当发现不正常情况时，应查明原因。对暂时不能消除的缺陷，应立即通知检修，同时，加强监视，采取必要措施，防止事故发生。
6.9.2 锅炉正常运行时，给水质量标准见附录A(标准的附录)中的表A3、表A4；汽包锅炉锅水质量标准见附录A(标准的附录)中的表A5，蒸汽质量标准见附录A(标准的附录)中的表A6。
6.9.3 值班人员应按规定进行维护工作。维护工作的项目，各厂应根据设备情况在现场规程中规定。维护工作的项目见表4。
表4 维护工作项目表
序 号
项 目
时 间
执行人
备 注
1
厂用事故警报校验

2
汽包水位高、低报警校验

3
汽包水位校核

4
安全阀排汽试验(包括附属设备的安全阀)

5
向空排汽阀及事故放水阀试验

6
点火设备检查