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1、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
2、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:
3、 (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;
4、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: -33
5、0 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
6、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
7、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
8、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
9、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
10、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
11、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
12、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
13、,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
14、。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
15、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
16、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