火力发电厂锅炉系统稿.pptx

我厂锅炉侧视图概述HG-1025/17.5-PM32型锅炉为亚临界自然循环、单炉膛型布置、平衡通风、正压直吹四角切圆燃烧、一次中间再热、露天布置固态排渣燃煤炉。炉架采用全钢架结构，燃用晋东南贫煤。炉膛水冷壁为膜式水冷壁结构，后墙水冷壁上部弯成折焰角，前后水冷壁相对炉膛中心倾斜下降以形成冷灰斗斜底。炉膛里落下的灰渣通过底部开口直接落到正下方的灰渣斗中。在炉膛和灰渣斗之间留间隙，在此处装有水封装置以防止空气从此间隙漏入。由汽包引出4根55950mm集中下降管，再由下水连接管连接至水冷壁前、后、左、右下联箱，组成24个循环回路；炉膛四角水冷壁各组成1个水循环回路；共28个循环回路。在炉膛上部垂直布置辐射式分隔屏和半辐射半对流式后屏过热器，水平烟道布置屏式再热器、末级再热器和末级过热器。尾部竖井烟道布置低温过热器。在低温过热器下面均匀布置省煤器管组。两台容克式三分仓空气预热器置于后竖井的下方，由独立的构架支撑。锅炉整体呈左右对称，悬吊在钢结构顶板梁下。概述给水系统为单元制，每炉配两台50%容量汽动给水泵和一台30%容量电动调速给水泵，正常情况下汽动给水泵运行，电动给水泵作为联动备用。点火方式：高能电点火器点火燃油雾化方式：蒸汽雾化油枪配备数量：12支炉前油压：1.37MPa燃油种类：轻柴油油枪总出力：30%B-MCR(每支1800kg/h)炉膛断面：（宽深）：14.04811.858 m炉顶标高：59.76 m汽包中心标高：63.75 m大板梁顶标高：74.01 m过热蒸汽流程再热蒸汽流程锅炉热平衡干烟气损失%4.65燃料中水分损失%0.85氢燃烧损失%2.91空气中水分损失%0.09碳损失%1.50辐射热损失%0.19不可测量热损失%0.35总热损失%10.54锅炉效率（按高位发热值）%89.46锅炉效率（按低位发热值）%92.80炉膛出口过剩空气系数1.25锅炉自动调节系统 协调控制；汽包水位自动调节；过热汽温自动调节；再热汽温自动调节；磨煤机容量风量调节；磨煤机旁路风量调节；磨煤机出口温度调节；磨煤机料位控制；密封风母管压力调节；磨煤机一次风/密封风差压调节；燃油压力调节；炉膛压力调节；送风调节；一次风压调节；燃料风量调节；油层辅助风量调节；风箱/炉膛差压调节锅炉协调控制锅炉汽水系统制粉系统燃油系统锅炉风烟系统锅炉二次风系统锅炉辅机大联锁两台预热器全停，停止两台吸风机；两台吸风机全停，停止两台送风机；两台送风机全停，停止两台一次风机；两台一次风机全停，停止三台磨煤机。锅炉MFT动作条件炉膛压力高：+3240Pa（三取二）；炉膛压力低：-2490Pa（三取二）；汽包水位高：+240 mm（三取二）延时5S；汽包水位低：-330 mm（三取二）延时5S；火焰丧失跳闸：煤层无火信号由角火焰三个无火判断；火焰判断以层为单位；燃料丧失：所有油角阀关闭或主油阀关闭，且所有给煤机或磨煤机全停；有煤无油时两台一次风机跳闸；两台送风机跳闸；两台吸风机跳闸；总风量30%B-MCR延时3s；汽机跳闸且负荷30%；MFT硬跳闸板继电器动作；火检冷却风失去：火检风/炉膛差压低低值1.5KPa延时10s（三取二）或火检风机全停超过10s；点火失败跳闸：当锅炉吹扫完成后，在10 min内没有油角投运；点火阶段连续三次点火失败；手动MFT。锅炉启动前的准备汽包壁温100以上，解列底部加热。底部加热停止后其联箱疏水门打开，防止低压管道超压。锅炉点火前，环境温度低于23时，根据情况投入暖风器运行。检查预热器、送风机油站冷却水正常。吸、送风机符合启动条件。检查火检冷却风系统正常，启动火检风机A，检查火检冷却风压正常，投入火检风机联锁。检查预热器启动条件满足，启动A、B预热器。检查吸、送风机启动条件满足，启动A吸风机、送风机。检查A吸风机、送风机运行正常后，启动B吸风机、送风机，调整风量，保持炉内负压-50-100Pa，调节吸、送风机入口静叶（动叶），保持总风量在30%80%之间，投入锅炉大联锁。进行燃油泄漏试验合格。进行炉膛吹扫，吹扫完毕MFT自动复位。锅炉点火升温、升压利用膨胀指示器定时检查锅炉各部件的热膨胀情况，如有异常应停止升压并查明原因；机组并网前调整燃烧率，控制炉膛出口烟温538；注意汽包水位变化，保持水位正常（050mm）；投入连排至定扩；汽包压力升到0.1MPa时，冲洗汽包就地水位计；汽包压力升到0.2MPa时，关闭锅炉各空气门；联系汽机投入一、二级旁路；当汽包压力至0.3MPa时，锅炉定排一次；汽包压力达0.5MPa时，通知检修和热工人员分别进行热紧螺丝和冲洗仪表管路；通知化学，连排倒入连排扩容器；当锅炉给水流量250t/h时，关闭省煤器再循环门。当汽包压力升至1MPa、2MPa、3MPa时各定排一次；当主蒸汽压力升到4.1MPa时，应适当减少油量，保持汽压稳定，当汽温升到320时，汽轮机即可冲转，若此时汽温低于320，应强化燃烧以提高汽温；接近冲转参数时，联系化学化验蒸汽品质，合格后方可冲转。机组升带负荷机组升负荷机组带初负荷后，关闭二级旁路，5min后关闭一级旁路；根据燃烧情况启动另一层油枪，检查过、再热器减温水调节装置灵活、无故障。负荷达21MW(7)时，检查制粉系统具备投运条件，做好投运准备；送风机A、B控制置“自动”。当负荷升至30MW(10)时，主汽压10.3MPa，主汽温400，再热汽温350；检查空气预热器出口二次风温度177。锅炉投粉 负荷10%B-MCR后，预热器每4h吹灰一次（直至满参数）；启动一次风机A；启动一次风机B；缓慢调节两台一次风机入口挡板，使热一次风母管压力上升至12.8KPa，两台一次风机控制投自动；启动A（或B）密封风机，控制密封风机出口风压不低于10.0KPa。启动A制粉系统。运行中监视与调整的主要任务使锅炉蒸发量适应外界负荷要求。均衡给水，维持水位正常。保持正常的汽压、汽温。维持炉水和蒸汽品质合格。维持机组的安全、经济运行，保持经济燃烧，减少热损失，提高锅炉效率。保持各受热面清洁，防止结焦、积灰。汽包水位调节的原则 树立流量平衡调水思想，蒸汽流量与给水流量的平衡是水位调整的依据，应依据二者的变化，结合机组其它参数和工况的变化，对水位的变化趋势及时做出判断，采取相应措施，维持水位在允许范围内波动；正常运行时，汽包水位应控制在正常水位（汽包中心线下120mm）的50mm范围内；正常运行中，汽包水位以就地水位计指示为准，就地水位计应显示清晰，并有轻微波动；其它水位表计与其核对，并参照给水、蒸汽流量及时进行调整；在各种负荷下，应连续均匀地向锅炉进水，正常情况下，保持给水压力高于汽包压力12MPa；正常运行时，应投入给水自动调节，在负荷变动、燃烧调整、定期排污和给水泵切换、主给水与旁路的切换等情况下应加强联系，密切注意汽包水位变化；正常运行时，给水的调整应平稳，给水量不应大幅度变化，给水泵投自动时，仍应加强对水位表计的监视；当自动失灵时应及时解除自动，手动调节水位在正常范围内；各水位计必须指示正确，每两小时与就地水位计校对一次，定期试验汽包水位高、低信号报警可靠；避免猛增猛减给水泵转速，防止给水泵入口压力低跳闸，特别在启动初期，除氧器压力较低时。锅炉燃烧手动调节用二次风挡板来调节大风箱与炉膛的压差，大风箱与炉膛的压差按0.50.8KPa控制。燃料风挡板开度根据燃烧状况（负荷情况）及运行方式进行控制。一次风管停止送粉时，将对应燃料风档板开至10%以上开度。燃料风挡板开度一般保持10%以上开度，燃烧状况较好时适当开大，防止水冷壁高温腐蚀；燃烧较差时可短时关闭，但煤质转好时应及时恢复正常值控制。根据负荷控制上部燃烬风挡板：负荷为5075B-MCR时开下层（即OFA1），75100B-MCR时，再开上层（即OFA2）。一般情况下，各层二次风挡板开度按4070控制，煤质量状况好时取上限，煤质状况差时取下限。当锅炉主燃料切断（MFT）时，各层二次风挡板全开。设置有油枪的二次风喷口，在启动该层油枪时将对应二次风挡板关闭，着火后逐渐开启，开度约为3060左右。投油后根据燃烧状况，开大该二次风挡板；停油枪后，根据配风需要调整挡板至适当开度。大风箱与炉膛压差大于报警值时报警，此时要适当开大二次风门挡板开度，确保合理配风。锅炉主汽压力调整在ECR工况下，正常运行时，主蒸汽压力为（17.370.2）MPa，B-MCR工况下为（17.500.2）MPa；滑压运行时，根据滑压运行曲线要求进行汽压调整。定压运行时负荷变化率不大于3%B-MCR/min滑压运行时负荷变化率不大于5%B-MCR/min主汽压力的调整：正常情况下，应根据负荷大小，通过增减燃料的方法进行，不许采用有损燃烧稳定的方法来调整汽压。锅炉运行中，主蒸汽压力主要用主汽压力控制器进行控制。使用主汽压力控制器控制压力时，给煤量控制器投入“自动”。在“手动”与“自动”切换时，要使实际压力与自动设定值一致，然后再进行切换。用手动控制主汽压力时，主汽压力不得大幅度变化。若汽压达到PCV阀动作值而PCV阀拒动时，应及时手动打开该门泄压。禁止非事故情况下，用PCV阀调节压力。汽温调节的原则定压运行70%BMCR100%B-MCR时，主蒸汽、再热汽温度为541+5-10；滑压运行在50%ECR100%ECR时，满足汽机要求，两侧汽温偏差17，过热器和再热器管壁不超过设计允许壁温；正常运行中过热汽温和再热汽温差不大于30；正常运行时过热汽温和再热汽温的调节应由自动装置进行调节：a)在投入自动调节时应加强对汽温的监视；b)如发现异常或自动解列时，应立即手动调整，使汽温稳定在合格的范围内。在机组启动初期低负荷时，投入减温水时，应注意一级减温器后的温度以及事故喷水后的温度应高于对应的过、再热汽压力下的饱和温度，以防过、再热器积水振动。滑参数停炉滑参数停炉前将机组负荷减至250MW。接值长滑参数停炉命令，解除协调控制。按滑参数停炉操作票要求滑降参数，随参数下降高压调节汽门逐渐全开。逐渐减少燃料量，根据负荷情况，逐渐停止C2、C1层喷燃器，直至C磨停运。进行C磨停运操作时要注意保持燃烧稳定，C磨停运时要将磨组内存粉抽净。逐渐降低A、B磨各容量风开度，注意调整磨煤机分离器出口温度90，一次风速23m/s。主汽温度与再热汽温度随燃烧率降低而降低，操作时要防止汽温大幅度下降。负荷降至210MW(70)，主蒸汽压力为12.5MPa，主、再热蒸汽温度为500。注意检查14米层看火门测得温度1000，各火检模拟量显示正常。随参数下降，按半磨运行操作方法，B磨切为半磨运行，保留B1层四只喷燃器运行，检查B磨组运行参数符合要求，B2侧分离器出口温度130以内。B磨切半磨操作时根据燃烧情况投油助燃。负荷降至150MW（50%），主蒸汽压力为9.0MPa，主、再热汽温为460。随参数下降，根据燃烧状况，渐次投入AA层各油枪，检查锅炉燃烧稳定，油枪运行良好。此时要注意检查燃烧状况良好，油燃烧器运行正常。滑参数停炉 随参数下降，根据燃烧状况增投油枪，检查锅炉燃烧稳定，油枪运行良好。逐渐停运B1层四只喷燃器，B磨停运。B磨停运时要将磨组内存粉抽净。B磨停运后，联系锅炉辅岗位停电除尘（油煤混烧时排烟温度若大于90，电除尘可不停）。负荷100MW，停运A2给煤机，使A磨煤机单进、双出运行。检查A1、A2层各喷燃器运行正常，锅炉燃烧不稳定时，增投AB层油枪1只（或2只）。当负荷降至90MW，稳定运行20分钟，此时主汽压为7.0MPa，主、再热汽温度为430。给水流量250T/H时开启省煤器再循环门。注意适时将汽包水位切给水旁路调节。随参数下降，逐渐停运A2层各喷燃器，注意检查A层各喷燃器运行良好，燃烧不好时适当提高燃油压力，并适当调整锅炉配风，但要注意风量不小于总风量的50%。负荷降至60MW(20)，根据燃烧情况停运A1给煤机，进行A磨组抽粉，此时主蒸汽压力逐渐降至5.0MPa，温度逐渐降至400。抽粉结束后停止A磨煤机，并停止两台一次风机。此时要注意风量不小于50%。负荷降至30MW(10)，停止AB层运行油枪，主蒸汽压力降至3.0MPa，主汽温度 360，再热汽温为360。负荷15MW；AA层油枪保持23只运行稳定。稳定参数，汇报值长，解除机炉联锁，减负荷至零，发电机解列，汽机打闸。解除吸、送机自动，停止全部油枪，锅炉熄火。熄火后迅速作好下列工作：熄火后，解除锅炉大联锁，维持炉膛负压-100Pa，通风量为额定风量的3080%，通风5分钟，停止送风机、吸风机，严密关闭各风门档板；关闭所有减温水门（冬季执行防冻措施）；联系化学，关闭连排，加药一次门（冬季执行防冻措施）；将汽包水位上至200mm，关闭给水门，停止上水，停给水泵，确认省煤器再循环门已打开；关闭来油总门及各油枪手动门，对炉前油系统及炉膛内部检查一遍，防止燃油漏入高温炉膛内。油系统进行打循环（或吹扫）；停炉后，严密关闭各风门档板，防止锅炉急剧冷却；熄火后，预热器应继续运转，待预热器入口烟温低于100时停止；当炉膛出口烟温小于50时，停止火检冷却风机；继续监视预热器出口烟温，发现有不正常升高时，立即查明原因，如发生二次燃烧，按预热器着火处理；对各系统设备全面检查一次，汇报副值长、值长。