300MW锅炉滑压曲线
300MW机组锅炉运行规程解析
1.1 控制系统1.1.1 炉膛安全监控系统（FSSS）炉膛监控系统（FSSS）是通过一系列的联锁条件，严格按照预定的逻辑顺序对燃烧设备中的有关部件进行操作和控制的系统，以保证锅炉炉膛的安全。
FSSS的主要功能如下：(1) 炉膛吹扫在锅炉启动前及停炉后都要进行炉膛吹扫，炉膛吹扫的许可条件为：a）MFT跳闸继电器柜电源监视正常；b）无火检探测器故障；c）火检冷却风压力不低于5.5KPa；d）无MFT条件；e）炉膛无火焰：无油火焰且无煤火焰；f）磨煤机全停；g）燃油角阀全关；h）至少一台引风机运行；i）至少一台送风机运行；j）所有辅助风挡板未全关；k）风量大于30％（360T/H）；l）一次风机全停；m）至少一台炉水泵运行；n）两台空预器运行；o）油泄漏试验完成；p）给煤机全停；q）汽包水位大于-300mm且小于+250mm。
（2）油泄漏试验为防止点火油泄漏进入炉膛，在冷炉点火前必须对油系统进行泄漏试验，在确认合格后才能进行点火，泄漏试验可以独立进行，也可以在炉膛吹扫时自动进行，并作为炉膛吹扫的联锁条件。
（3）油层的启停及监控锅炉采用二级点火，用高能点火装置点燃轻油，控制包括轻油的启停及监控。
（4）制粉系统的投切控制包括给煤机、磨煤机、密封风风机、磨煤机出口挡板、热风门等设备的自动或手动投切，在启运或切除某一层煤粉时，首先必须投入对应的暖炉油枪。
（5）火焰检测单支油枪火焰检测用于暖炉油枪工作时监视每支油枪的火焰，当某一角油喷嘴阀开启而未着火时，对应的火焰检测器发出“无火焰”信号，把油喷嘴关闭。
对于正常运行时煤粉火焰的监视亦采用单只燃烧器火焰检测方式，检测探头布置在相应的燃烧器上方，然后通过适当的逻辑设计，对整个炉膛的火焰信号进行判断，送出必要的“炉膛熄火”信号及正常燃烧信号。
（6）主燃料跳闸（MFT）功能当出现下列情况时，便产生主燃料跳闸动作：a）MFT按钮；b）送风机全停；c）引风机全停；d）火检风机全停延时10秒；e）炉水循环泵全停延时5秒；f）全炉膛熄火；g）全燃料中断；h）一次风机全停且所有油层火焰信号全无；i）汽包水位大于250mm延时2秒；j）汽包水位低于-300mm延时2秒；k）炉膛压力高二值（3240Pa）；l）炉膛压力低二值（-2490Pa）；m）锅炉总风量小于300T/H（25％）；n）汽机跳闸；o）发电机主保护动作；（7）二次风控制根据机组负荷的要求及相应层燃料的输入控制二次风挡板（包括燃料风、辅助风）的开关位置。
300MW锅炉水压试验规章解析
300MW锅炉水压试验规章1 作业任务1.1工程概况两台锅炉均为亚临界参数、四角切圆燃烧自然循环汽包炉。
锅炉型号为DG1036/17.5-II12。
其主要参数如下：机组额定功率： 300MW额定蒸发量： 890.5t/h最大连续蒸发量： 1036/h过热蒸汽出口压力(BMCR)： 17.5MPa(表压)过热蒸汽出口温度：541℃再热蒸汽流量： 854.8t/h再热蒸汽进/出口压力(BMCR)： 3.80/3.62 MPa (表压)再热蒸汽进/出口温度(BMCR)： 322/541 ℃给水温度(BMCR)：280 ℃根据《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇)的要求确定水压试验压力如下：一次汽系统水压试验压力：汽包工作压力的1.25倍，即18.67MPa×1.25=23.34MPa。
二次汽系统水压试验压力：再热器进口集箱工作压力的1.5倍，即3.80Mpa×1.5=5.7Mpa。
水压试验用水量:锅炉系统水容积：省煤器25m3;锅筒54m3;水冷系统135m3;过热器154m3;再热器157 m3;合计525m3，锅炉附属管道及临时管道等水容积约40m3(估)，根据以上水容积水压试验用水量容积约565m3(可按2倍水容积量储备)。
水压试验水温确定:水压试验上水温控制在20℃-70℃之间，环境温度低于5℃时应有防冻措施，上水温度与锅筒壁温差不大于28℃，汽包外壁温度不得小于20℃。
水压试验水质要求:锅炉水压用水为#2机凝结水，并在水中添加200mg/L～300mg/L的联氨，PH值为10～10.5(用氨水调节)，氯含量不超过25mg/L，固体粒子含量不超过1PPm。
1.2主要设备简介主要包括：省煤器系统、水循环系统、过热器系统和再热器系统。
省煤器采用悬吊管悬吊结构，布置在尾部烟井低温过热器的下部，顺列逆流布置;省煤器管规格为Φ51×6;给水经过布置在省煤器管排下方的省煤器进口集箱两端进入，经过省煤器管排后，进入布置在省煤器管排上方的2只省煤器中间集箱(省煤器管排通过定位管夹悬吊在中间集箱上)，2只中间集箱引出Φ60×9的省煤器悬吊管，省煤器悬吊管在炉顶汇总于省煤器出口集箱，最后经过连通管引入汽包。
300MW锅炉深度调峰运行调整的探索和实践
300MW锅炉深度调峰运行调整的探索和实践摘要:对锅炉进行深度调峰运行调整，有利于在不改变设备条件水平上，通过优化燃烧方式实现经济效益最大化。
因此，300MW锅炉深度调峰运行调整的探索和实践对优化电力燃烧方式，提升企业经济利润有着重要的现实作用。
本文主要论述了，如何通过锅炉深度调峰运行调整，实现机组低负荷安全运行。
关键词:锅炉深度调峰低负荷运行一、锅炉深度调峰运行存在问题1.1锅炉不稳定燃烧锅炉深度调峰运行存在的主要问题便是锅炉在低负荷的情况下不能稳定燃烧，锅炉的低负荷运行导致了锅炉内的低压，限制了燃料进入锅炉的数量，造成锅炉内的火焰温度不均匀，温度过低，使锅炉内原料不能持续稳定燃烧。
当锅炉的温度不足导致机组功率低于某一数值时，会影响其他机组设备的正常运行，阻碍生产的进度。
1.2降低催化剂效率锅炉在低负荷运行的情况下，容易造成锅炉炉内燃烧温度过低，过低的温度可能导致锅炉内的反应物发生复杂的化学反应，在催化剂表面形成一层顽固的附着物，减少了催化剂与反应物的接触面积，进而减小催化剂的催化活性，降低了生产效率。
并且，温度过低造成的副反应产物也容易附着在锅炉内壁，导致锅炉积灰，引起锅炉污染。
1.3给水事故的发生机组设备的低负荷运行还会造成给水事故的发生，给生产带来严重影响的同时还极易引起生命财产损失。
在实际操作中，锅炉的低负荷运行可能会导致锅炉的燃烧不稳定，而锅炉的燃烧不稳，会造成设备给水流量低，减温水的经常调节更加恶化了水循环系统，水动力体系的异常造成给水泵瞬间开放，如果问题没有被及早发现，及时解决，那么可能会发生严重的给水事故。
二、锅炉深度调峰运行调整方案2.1优化燃烧方式为维持锅炉在低负荷条件下的稳定运行，保证锅炉的稳定燃烧，就必须优化锅炉的燃烧方式，在不改变锅炉设备的情况下，仅通过燃烧方式的优化，完全锅炉深度调峰运行调整，使锅炉在低负荷下正常运行。
优化燃烧方式途径之一便是确保等离子正常使用。
在锅炉燃烧期间，工作人员应该对锅炉燃烧进行监视，通过火焰温度的实时检测，密切关注锅炉内的温度，气压以及水位变化，当发现炉内温度，气压，水位等指标出现异常波动时，并及时根据火焰检测的情况及时往锅炉内加入等离子，稳定锅炉原料的燃烧。
浅谈300MW亚临界锅炉燃烧调整
浅谈300MW亚临界锅炉燃烧调整在火力发电厂中，合理的燃烧既能够提高锅炉运行的安全性，又可以使燃料充分燃烧，降低氮氧化物、二氧化硫生成，同时能使锅炉获得较高的热效率，提高机组的经济性。
掌握锅炉的运行特性，确定各种工况下对应的燃烧特性、各种因素对燃烧的影响规律，是保证机组安全、经济运行的前提。
标签：锅炉燃烧热效率燃烧稳定性Abstract：In the thermal power plant，the reasonable combustion not only can improve the safety of boiler operation，but also can make full combustion of fuels and reduce nitrogen oxides，sulfur dioxide generated，and in order to obtain higher boiler thermal efficiency，improve the economy of the unit. To master the operating characteristics of the boiler，to determine the corresponding combustion characteristics under various conditions，the influence of various factors on the combustion of the law，is to ensure the safety of the unit，the premise of economic operation.Key words：Boiler combustion；Thermal efficiency；Combustion stability一、燃烧的条件1.适量的空气燃烧的过程中，提供合适的空气量是保证燃烧充分的前提。
国产首台300MW循环流化床锅炉基建和运行情况介绍
国产首台300MW循环流化床锅炉基建和运行情况介绍（云南大唐国际红河发电有限责任公司）闫绍勇一、工程概况开远电厂2×300MW工程是国家“西电东送”火电建设项目之一，也是国家发改委确定的引进法国300MW大型循环流化床洁净煤发电技术后的第一个国产化项目。
锅炉采用ALSTOM技术，由哈尔滨锅炉厂设计制造的HG-1025/ 17.5-L.HM37型循环流化床锅炉。
开远电厂工程于2004年6月28日正式开工建设，一号机组作为国产化首台300MW循环流化床锅炉机组，于2006年6月3日顺利通过168小时满负荷试运行，平均负荷率98.08％，从首次并网到168小时试运结束历时23天，投产后实现连续安全运行82天；二号机组再创佳绩，机组于2006年8月27日顺利通过168小时满负荷试运行，平均负荷率101％，从首次并网到168小时试运结束历时19天。
一、锅炉整体施工进度和安装中应注意的问题1、工程主要施工进度：＃1锅炉是哈尔滨锅炉厂设计制造的首台300MW循环流化床锅炉，设备交货整体推迟了6个月，由于设计和制造等方面的原因，设备不能按照安装顺序到货，到现场的设备不能正常安装，严重影响了施工进度。
汽包8月8日吊装就位，8月19日水冷壁开始吊装。
因高温过热器和外置床壳体没有到货，过热器、再热器、省煤器及相应的连接管均不能安装。
为了提前施工炉膛内部耐磨耐火材料，11月18日将具备条件的水冷壁系统提前进行了水压试验。
由于高温过热器和外置床壳体供货晚，造成锅炉整体水压推迟近2个月。
整体水压结束后，因旋风分离器出口烟道等部位砌筑工作滞后，酸洗和低温烘炉工作推迟了1个月左右。
锅炉安装主要节点工期见下表：2、安装中应注意的问题：2.1 合理安排耐磨耐火材料的施工顺序，做好施工质量的过程控制：锅炉本体布置紧凑，一、二次风和汽水管道多，部件安装的交叉量大，要注意各部位的施工顺序，特别要考虑涉及到耐磨耐火材料施工的关键部件，作到提前筹划合理组织。
300MW 级锅炉运行导则
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。
300MW流化床锅炉设备概述及运行
蒸汽流程如下：
饱和蒸汽 → 前、后墙包覆过热器 →悬吊 管→ 炉顶包覆过热器 → 左、右侧墙包覆 过热器 → 低温过热器LTS → 一级减温 器 → 一级中温过热器ITS1 → 二级减温 器 → 二级中温过热器ITS2 → 三级减温 器 → 高温过热器 → 主蒸汽出口
2.3 锅炉再热蒸汽系统
自汽机高压缸排出的蒸汽通过连接管道引入
2.5 锅炉点火油系统
锅炉采用床上及床下联合点火和助燃系统。 共配置2台床下风道点火燃烧器和8支炉膛助燃油 枪。每侧的一次风道内各安装1台风道点火燃烧 器，每台风道点火燃烧器内安装2支油枪，每支 油枪的额定出力为2000kg/h，采用压缩空气雾化。 风道点火燃烧器设点火枪和火检，不设进退机构。 布风板上方、每个裤衩管内侧各布置4支助燃油 枪，每支油枪的额定出力为1000kg/h，采用蒸汽 雾化。助燃油枪不设点火枪和火检，设置进退机 构。炉膛油枪喷口周围布置有冷却风，能有效冷 却和保护助燃油枪。
锅炉采用2级破碎制煤系统，配4台称重 式给煤机，布置在炉前，燃料通过4台皮带 给煤机送至布置在回料腿上的8只给煤口和 布置在炉膛两侧墙上的4只炉膛给煤口。
过热器由尾部包覆过热器、低温过热器、一 级中温过热器、二级中温过热器及高温过热器组 成。低温过热器、一级中温过热器、二级中温过 热器分别布置在锅炉两侧外置式换热器中，高温 过热器布置于尾部烟道中。
水冷壁下降管与省煤器进口管道之间设 有一根省煤器再循环管，其管径为Φ89×13。 管道上配有一只省煤器再循环阀（Dg65电动 截止阀）。在锅炉启动阶段，锅炉上完水后 给水泵停运，再循环阀打开，约4%MCR流量 的炉水从下降管流出，经过省煤器再循环管， 送至省煤器，以防止省煤器汽化，直至建立 一定的给水量后该阀才关闭，重新投入给水 泵。
300MW火电机组自然循环锅炉模型的建立及动态特性分析
! 仿真动态数学模型的建立
建立的仿真模型采用工程模块化建模技术建 立， 它包括模型算法库与锅炉仿真模型两部分。 !($ 模型算法库 模型算法库是以火电机组中的常规设备、 部件 或全局过程为基本单元， 以质量、 能量、 动量守恒为 基础， 严格按照其物理机理而建立的面向火电机组 的算法库。在算法库中对应火电机组所有的设备、 部件及逻辑控制模件都有相应的算法， 本文仅以锅 为例进行说明。 炉汽包算法 （:;）
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燃料量扰动主汽温动态特性
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蒸汽流量扰动主汽压动态特性
图( 图& 燃烧量扰动主汽压动态特性
蒸汽流量扰动主汽温动态特性
保持汽机调门开度不变， 通过调节给粉机转速 阶跃增加燃料量。试验结果如图 & 所示， 汽包压力 和过热器出口压力均缓慢增加， 二者压差亦逐渐增 加。这是因为蒸汽流量增大， 沿程阻力增加所致。 !"! 主汽温阶跃响应
文章编号： （!"")） $""$ # !"%" "* # ")&& # "*
)"" +, 火电机组自然循环锅炉模型 的建立及动态特性分析
何 荣， 全兆裕， 杨慧超
湛江 -!*"&&） （湛江发电厂， 广东
摘
要： 利用 ./01 # &" 模块 化 建 模 仿 真 支 撑 系 统 建 立 了
汽包算法仿真了自然循环锅炉汽包的动态过 程， 将汽包划分为汽相区和液相区进行分析。其主 要数学模型有： （$）质量平衡方程式： 液相区： < （ " ）# $ > %（$ & ’ ） $ ?? & $ <@?A & < ! != = $ B= & $ >C5D 式中： " =— 液相区工质容积； !=— 液相区工质密度； — — 水冷壁出 $ >— 省煤器进入汽包的水流量； $ ??— 口流量； $ <@?A— 下降管入口流量； $ B=— 锅炉排污流 量； $ >C5D— 蒸发流量； ’ — 水冷壁出口质量含汽率。 汽相区： < （ " ）# ’$ ?? % $ >C5D & $ E & $ F < ! !E E 式中： " E— 汽相区工质容积； !E— 汽相区工质密度； $ E— 汽包出口蒸汽流量； $ F— 汽包放汽流量。 （!）能量平衡方程式： 液相区： < （ ( = ) =）# $ > ) > %（$ & ’ ） $ ?? ) ?? & <! $ <@?A ) = & $ B= ) = & $ >C5D ) = & * B 式中： ( =— 液相区工质质量； ) =— 液相区工质焓； ) >— 省煤器进入汽包的工质焓； ) ??— 水冷壁出口 工质焓； * B— 液相区工质传给金属热量。 汽相区： < （ ( E ) E） # ’$ ?? ) ?? % $ >C5D ) E & $ E ) E & <! $F )E & *6 式中： ( E— 汽相区工质质量； ) E— 汽相区工质焓； * 6— 汽相区汽体传给金属热量。 （)）传热方程： ",3 （ - = & - GB） * B #（ + $ % +（ ! $ > % $ ??） ）