300MW机组锅炉运行规程解析
300MW锅炉优化运行
目录1概述 (3)1.1CFB锅炉基本运行原理 (3)1.2锅炉布置方案概述 (3)2投产初期普遍存在的问题 (4)2.1回料器返料至炉膛处非金属膨胀节危害 (4)2.2外置床流化不良 (4)2.3回料器回料不畅 (5)2.4排渣困难 (6)2.5给煤不畅 (7)2.6炉内受热面磨损 (8)3300MW循环流化床锅炉翻床事故的分析及处理 (9)3.1国产300MW循环流化床锅炉翻床现象 (10)3.2循环流化床锅炉翻床的原因分析 (10)3.3循环流化床锅炉翻床处理 (10)3.4循环流化床锅炉锅炉翻床的预防措施 (11)4300MW循环流化床锅炉磨损治理措施 (11)4.1设备治理与改造 (11)5循环流化床锅炉节能改造技术 (12)5.1加装燃油节能器 (12)5.2安装冷凝型燃气锅炉节能器 (13)5.3采用冷凝式余热回收锅炉技术 (13)5.4锅炉尾部采用热管余热回收技术 (13)6循环流化床锅炉运行调整对安全经济运行的作用 (14)6.1运行床温风量的调整 (14)6.2燃料粒度级配比的调整 (14)7结束语 (15)参考文献： (16)【摘要】循环流化床锅炉（CFB）是新一代环保型燃煤锅炉，具有燃烧效率高，燃料适应性广，低污染燃烧，脱硫效率高，负荷调节性能好等优点，因此在短短几十年内得到了迅速发展。
循环流化床锅炉技术是目前迅速发展起来的一项高效、清洁燃烧技术。
随着发展清洁能源的需要，循环流化床锅炉应用在近几年得到快速发展，目前三大锅炉厂均已能自主生产300MW循环流化床锅炉。
【关键词】床层温度，料层差压，燃烧调整，运行，安全经济1概述1.1CFB锅炉基本运行原理循环流化床锅炉的炉膛接纳经过破碎的煤粒和脱硫所需要的石灰石，与大量强烈扰动的细灰粒混合，在其内以相对较低的温度（约850℃）完成燃烧和脱硫过程。
这些固体床料被炉膛底部一次风吹起而流化。
床料的密度是炉膛下部高，并沿炉膛高度逐渐降低。
300MW汽轮发电机组规程-无删减范文
300MW汽轮发电机组规程300MW汽轮发电机组规程1. 引言汽轮发电机组是一种常用的发电设备，主要由汽轮机和发电机组成。
为了确保汽轮发电机组的正常运行，提高发电效率和安全性，制定了本规程。
本规程适用于300MW汽轮发电机组的运行、维护和管理。
2. 设备概述2.1 汽轮机汽轮机是发电机组的核心部件，负责将燃气能转化为机械能。
规定了汽轮机的基本参数、性能要求、安全保护装置和日常维护等内容。
2.2 发电机发电机是发电机组的关键组件，将汽轮机的机械能转化为电能。
规定了发电机的基本参数、性能要求、绝缘检测和定期保养等内容。
2.3 辅助设备辅助设备包括给水泵、循环水泵、压缩空气系统和脱硫装置等。
规定了辅助设备的要求、操作流程和日常维护等内容。
3. 运行管理3.1 运行准备3.1.1 确保设备运行前的准备工作已完成，包括供水、供气、供电等。
3.1.2 检查发电机组各部件的运行状态，确保无异常。
3.1.3 检查安全保护装置是否正常。
3.2 发电机组的开机操作3.2.1 先开启汽轮机，待汽轮机达到额定转速后再开启发电机。
3.2.2 检查发电机的电流和电压是否正常。
3.2.3 检查发电机组的载荷情况，逐步增加负荷。
3.3 发电机组的运行控制3.3.1 遵循发电机组的运行参数要求，保持汽轮机和发电机的稳定运行。
3.3.2 定期检查和调整发电机组的各项控制参数，确保其在正常范围内。
3.4 发电机组的停机操作3.4.1 逐步降低负荷，直至停机。
3.4.2 切断汽轮机和发电机的供电和运行，关闭相应设备。
3.4.3 停机后进行设备的检查和维护。
4. 维护管理4.1 定期检查和保养4.1.1 按照设备使用说明书要求，定期检查和保养发电机组各部件。
4.1.2 检查润滑油、冷却水和气体的质量和流量，及时更换。
4.1.3 检查设备的密封性能和电气接线，修复或更换损坏的部件。
4.2 故障排除4.2.1 对发电机组运行中出现的故障进行分析和判断。
300mw调度运行规程(版).
目录1 范围 (1)2 规范性引用标准及文献 (1)3 术语和定义 (1)4 职责 (1)5 调度管理的内容与方法 (3)调度管理的任务 (3)乌拉特发电厂内部调度指挥系统 (4)值长汇报制度 (4)调度运行管理制度 (5)调度设备管辖范围 (6)…调度设备缺陷管理 (7)设备检修的调度管理 (8)有功、无功、汽水品质的管理 (9)自动发电控制装置（AGC）管理 (12)继电保护及自动装置的管理 (13)通讯及远动的管理 (13)调度操作管理 (14)附录I 机组主保护一览表 (27)附录II 电气设备状态及其转换 (32)附录Ⅲ煤、水、油、灰位高、低警戒线、汇报、考核办法 (32)附录IV 调度术语 (33)"前言为了规范乌拉特发电厂调度运行的标准化管理，保证机组设备的正常生产和安全运行，使机组设备的调度管理、运行方式、事故处理达到程序化、规范化，结合乌拉特发电厂实际情况，制订本规程。
本规程为运行规程，由于资料及经验有限，本标准在今后的实践中还需进一步补充修订，若规程中有与相关法规冲突时，应以法规为准。
在执行本规程的过程中，若与生产实际不符，望及时提出意见进行修改。
本标准的解释权属乌拉特发电厂运行部。
下列人员应熟悉本规程：生产副厂长、总工程师、副总工程师、运行部、生产部、安监部正副部长及专工、总值长、值长、班长（主控）、各专业主管及技术员、各检修队队长、副队长及技术员、检修班长。
/300MW机组调度运行规程1范围本规程规定了乌拉特发电厂300MW机组设备的调度运行管理、运行方式、事故处理原则及规定。
本规程适用于乌拉特发电厂#4、5机组的运行管理、操作管理和事故处理。
2规范性引用标准及文献机组设备生产厂家提供的运行说明书。
设计单位提供的相关图纸、资料等。
《电力安全工作规程》华能集团公司《安全规程制度汇编》《防止电力生产重大事故的二十五项预防措施》北方联合电力有限责任公司《内蒙古自治区电网调度管理规程》内蒙古电力（集团）有限责任公司3术语和定义运行调度按照上级生产调度计划的要求和乌拉特发电厂设备的具体情况，对乌拉特发电厂生产系统进行有效的控制和监督，并通过各种信息的收集和处理，积极预防失调和故障的发生，使生产各个环节协调一致，充分利用设备的发电能力，合理利用各种资源，优化发电设备及其系统的运行方式，在确保发供电设备安全、经济稳定运营的情况下，以最小的投入，取得最大的发电效益。
300MW循环流化床运行说明书
300MW循环流化床锅炉运行3．锅炉整体启动前的几项重要调试过程锅炉在整体启动试运前，除需各系统主要设备分部调试外，还需完成：♦化学清洗；♦烘炉；♦蒸汽吹管；♦锅炉冷态空气动力场试验；♦锅炉安全阀调试；♦锅炉主保护试验；♦辅机联锁保护试验；本说明书仅对烘炉和冷态空气动力场试验的重要性及注意事项进行说明。
所有过程具体方案请参照调试单位大纲进行。
3.1 锅炉烘炉3.1.1 烘炉目的：循环流化床锅炉中有大量的砌筑材料，如耐磨耐火砖、耐火保温砖和保温砖，浇注材料如耐磨耐火浇注料，耐火保温浇注料和保温浇注料，以及耐磨耐火灰浆和耐火保温灰浆等。
新的砌筑或浇注材料，含有一定量的水份，虽然经过一定时间的自然干燥，使材料中的水分有所减少，但水分并未完全清除，必须按耐磨材料厂家要求的升温速度和恒温时间对材料进行热养护，才能使耐磨耐火材料中水分充分析出。
锅炉低温烘炉就是采取控制加热的方法缓慢的清除耐磨耐火材料中水分的过程。
若材料不经烘炉直接投入运行，其水分受热蒸发使体积膨胀而产生一定的压力，致使耐磨材料发生裂缝、变形、损坏，严重时耐磨材料脱落。
烘炉重点部位在旋风分离器、点火风道、炉内的水冷布风板、炉膛的密相区区域、外置床、冷渣器、炉膛出口烟道等区域。
砌筑工序结束后，首先要进行自然通风干燥至少72小时以上，然后进行热烟烘炉，对炉墙及绝热层等部分进行烘干和固化，通过缓慢干燥和硬化以提高炉墙和耐磨耐火材料的强度。
使其性能稳定，达到设计值，以便在高温下长期工作。
3.1.2烘炉过程控制（以耐磨耐火材料厂家要求为准）CFB锅炉不同部位的内衬材料不同，所以要求干燥过程不一样，但要求的升温过程相差不多，总的说来，旋风分离器及其立腿因为是由砖砌筑的，所以要求最低；炉膛下部，床下点火风道，回料阀，外置床，冷渣器等浇注部位的养护升温过程要求比较严格。
烘炉过程一旦开始，一定严格按照制定的烘炉温升曲线进行。
一般情况下，烘炉分两个阶段：第一阶段：内衬材料的干燥和初步固化，即使温度达到500℃的低温烘炉；第二阶段：内衬材料的耐磨、耐火特性固化过程及烧结陶瓷化过程，即500~850℃的高温烘炉。
300MW火电燃煤机组锅炉运行及安全性能
300MW火电燃煤机组锅炉运行及安全性能发布时间：2021-05-20T14:41:04.613Z 来源：《中国电业》2021年5期作者：彭蕊[导读] 火电厂锅炉是将煤粉中的化石能转变为动能的重要装置，锅炉设备的安全运行对保障正常电力生产发挥着重要作用。
彭蕊国电宣威发电有限责任公司宣威 655400摘要：火电厂锅炉是将煤粉中的化石能转变为动能的重要装置，锅炉设备的安全运行对保障正常电力生产发挥着重要作用。
在火力发电厂锅炉燃烧运行中，受各种扰动因素的影响出现锅炉运行状态不稳、锅炉设备故障等现象。
为此，做好对锅炉燃烧运行的优化控制，使锅炉充分燃烧、降低热能损耗、提高锅炉运行效率，从而确保发电厂发电效率和整个系统安全稳定运行。
关键词：火力发电厂；锅炉运行；燃烧；安全引言在我国很多火电厂中，仍然以燃煤作为发电的主要燃料。
据相关统计，电厂中采购燃煤所需成本占据锅炉运行成本的70%以上，在煤炭市场较为紧张的背景下，电厂就会采用掺烧或者降低燃煤品质的方式来降低运行成本，提高经济效益。
在煤质发生变化的情况下，与设计值出现了偏离，与锅炉结构以及运行特性也会出现一定的偏差。
为了解决煤质变化对锅炉运行的影响，可优化锅炉结构和性能设计，加强对燃煤的管理，还可以对燃烧方式以及煤质检测技术进行改进。
1火力发电锅炉运行特点和基本原理火力发电厂锅炉燃烧运行原理包括两个方面：第一，燃煤能量转换，即在火电厂锅炉中的煤炭得到充分的燃烧以后会释放大量热量，经过高温会产生水蒸气，使水蒸气推动蒸汽轮机运行，在蒸汽轮机的作用下发电机运转发电得以实现。
第二，在燃煤过程中会形成高温气体，使锅炉的温度进一步升高，在高温作用下锅炉内的液体变成水蒸气，高温蒸汽会带动汽轮机的运行，汽轮机再将蒸汽热量转变为汽轮机需要的能量即机械动能，再转变为发电厂所需的电能。
2影响燃煤锅炉运行效果因素2.1排烟影响锅炉运行过程中会出现热损失，直接影响锅炉运行效率，锅炉排烟散发出的热量则加速热损失速度，热损失更高。
300MW锅炉冷态启动
300MW锅炉冷态启动① 启动锅炉已启动，开启至主厂房沿途管道疏水、暖管。
一、启动前检查与准备2 确认锅炉，汽轮机及发变组所属工作票已结束。
安全措施已恢复。
9 对系统进行全面检查，如现场清理完毕、人孔门已关闭等。
二、辅机及系统的启动2 联系公辅开启至主厂房仪用压缩空气及杂用压缩空气总阀。
3 确认公辅来除盐水、工业水供应正常。
16 检查各磨煤机油站油位正常，启动磨煤机润滑高速油泵（油温必须大于28℃），检查油压正常，系统无泄漏现象，投入磨煤机润滑油冷却水。
17 检查炉前油系统无渗油漏油现象。
19 联系启动炉开启启动炉至辅汽联箱主气阀开启，辅助蒸汽联箱暖管疏水，投入辅助蒸汽系统。
6 锅炉上水：⑴ 上水前需要确认满足下列条件时才允许向锅炉上水：① 锅炉上水调节阀前后电动阀开启。
② 除氧器投加热、锅炉上水温度与汽包壁温差≯20℃。
③ 检查给水系统所有疏放水门关闭。
④ 检查所有锅炉所有排空气门全开，关闭所有充氮门。
⑤ 联系化学加药，⑥ 确认凝结水和给水系统清洗合格。
⑵ 给水管道注水：③ 给水系统所有排空气门见水后关闭。
④ 注水结束后开启电动给水泵进口电动门。
⑤ 启动电动给水泵，开启给水泵出口门，控制给水泵勺管开度，通过给水旁路调整门控制上水量在50-100t/h左右。
⑥ 上水至汽包水位达到-100mm时，停止上水，记录各部膨胀值。
四、锅炉点火1 锅炉点火前准备和吹扫：⑴ 提前4小时启动A、B空预器，检查两台空预器进口烟气挡板和出口一、二次热风挡板联开，启动第一台引风机，调整引风机动叶，将炉膛负压调整至－100Pa。
⑵ 启动第一台送风机，将送风机动叶开度调整至30%左右。
⑶ 启动第二台引风机，调整引风机动叶，使两台引风机出力一致。
⑷ 启动第二台送风机，将送风机动叶开度调整至30%左右，开启送风机出口风道联络挡板，检查送风机运行正常后将总风量调整至30%～35％之间。
⑸ 启动一台火检冷却风机，检查其出口无低风压报警，将另一台火检冷却风机投备用，检查并开启各火检冷却风手动门。
300MW机组电站锅炉燃烧调节方式
300MW机组电站锅炉燃烧调节方式300MW电站锅炉一般为中速磨制粉、直吹式制粉系统，燃烧器分五至六层，每层四个喷燃器，下面我们探讨一下直吹式燃烧系统的调节方式。
一、直吹式燃烧系统给粉运行方式的调节对直吹式燃烧系统进行调节时，应先开启一次风门至所需开度，对一次风管进行吹扫；待风压正常时启动给煤机给粉，并开启喷燃器助燃的二次风，观察着火情况是否正常。
反之，在停用喷燃器时，则先停给粉机并关闭二次风，一次风吹扫数分钟后再关闭，以防一次风管内煤分沉积。
为防止停用的喷燃器受热烧坏，有时对其一、二次风门保持适当开度，以冷却喷口。
给煤机转数调节的范围不宜太大，若调至过高，则不但会因煤粉浓度过大堵塞一次风管，而且容易使给煤机超负荷和引起煤粉燃烧不完全。
若转数调至过低，则在炉膛温度不太高的情况下，由于煤粉浓度不足，着火不稳，容易发生炉膛灭火。
单只增加给煤机转数时，应先将转数低的给煤机增加转数，使各给煤机出力力求均衡；减低给煤机转数时，应先减转数高的。
对于喷燃器布置在侧墙的锅炉，可先增加中间位置的喷燃器来粉，对四角布置的喷燃器锅炉，需要相对称的增加给粉机转数。
用投入或停止喷燃器运行的方法进行燃烧调节，尚需考虑对气温的影响。
在气温偏低时，投用靠炉膛后侧墙的喷燃器或上排喷燃器。
气温偏高时则停用靠炉膛后侧的喷燃器或上排喷燃器。
由于喷燃器结构类型不同，对于喷燃器的投停方式也很难作出具体规定，一般可参照下述原则：（1）投下排、停上排喷燃器，可降低火焰中心，利于燃尽。
四角布置的燃烧方式，宜分层停用或对角停用，不允许缺角运行。
（2）投停喷燃器先以保证锅炉负荷、运行参数和锅炉安全为原则，而后考虑经济指标。
对喷燃器来粉量的判断：（1）来粉量的多少可以从给煤粉机电流的大小来判断。
给煤机电流大，则来粉多；电流小，则来粉少；如果电流过大来粉不多，应查找原因。
（2）来粉量的多少还可以从一次风压的指示判断，如风压表测点取在给粉机下粉管后，一次风压小时，则来给粉量大；一次风压大则来粉少。
300MW机组锅炉安全经济运行问题剖析word资料6页
300MW机组锅炉安全经济运行问题剖析在我国电力行业改革不断深入，能源环境问题不断严峻的大环境下，为应对激烈的市场竞争环境和竞争模式，我国各大电厂均致力于机组安全经济运行水平的提高，为此各种锅炉燃烧、运行机制不断涌现，200MW、300MW的大容量机组逐渐成为电网中的主力机组，但受到设计制造、运行管理等多方面因素的影响，大部分电厂机组仍然存在可用率低、非计划停用事故多等现象，过热器、再热器爆管事故等广泛存在，严重影响了电厂的安全及经济运行。
为确保300MW机组锅炉机组有效运行，提高运行安全性和经济性，对锅炉安全经济运行问题进行深入剖析势在必行。
一、设备概况以该电厂使用的300MW机组锅炉（厂家：哈尔滨锅炉厂，型号：HG-1025/17.5-YM26亚临界自然循环汽包炉）为研究对象，共2台；设计燃用烟煤。
安装5台HP1003型中速磨煤机，制粉系统采用速度为中速的磨煤机直吹式制粉系统；选用基于CE传统的大风箱结构燃烧器，在大风箱内部放入数量适中的隔板，使用隔板分隔大风箱至若干小风室，同时将一定数量的燃烧器喷嘴布置与各小风室的出口处，每只燃烧器包含6种18个风室以及17个喷嘴；设置调节喷嘴摆动幅度，使一次风喷嘴的上下摆动幅度在20°左右，二次风喷嘴的上下摆动幅度在在30°左右，此外，对于顶部燃尽的风室，使其喷嘴向上的摆动幅度在30°左右，向下的摆动幅度在5°左右，从而确保燃烧中心区域的位置能够得到灵活改变和调节，避免炉膛各辐射受热面的吸热量不均，进而有效调节锅炉的再热汽温；燃烧器喷嘴分别置于上端部风室、顶部燃尽风室、油风室、煤粉风室、中间空气风室以及下端部风室；一次风燃烧器均采用水平浓淡煤粉燃烧技术。
二、安全经济运行问题及原因通过观察和研究，笔者发现该电厂的300MW机组锅炉在运行中主要存在以下4个方面的问题：首先，锅炉的排烟温度在较长时间内均保持在较高水平，排烟温度难以得到及时有效的降低，导致锅炉运行成本增加，不符合经济效益的要求；此外，排烟温度的居高不下，还使得布袋除尘器的安全性能极大下降，给布袋除尘器的运行带来了严重的不良影响。
300MW火电燃煤机组锅炉运行及安全性能研究
300MW火电燃煤机组锅炉运行及安全性能研究
火电燃煤机组是我国电力行业中常见的发电装置之一，其运行稳定性和安全性能对于保障电网供电的可靠性至关重要。
本文将主要围绕300MW火电燃煤机组锅炉的运行及安全性能展开研究。
火电燃煤机组的锅炉运行稳定性是保障电力供应的基础。
火电锅炉的主要任务是将煤炭燃烧产生的热能转化为高温高压的蒸汽，进而驱动汽轮机发电。
在锅炉运行过程中，需保持燃烧系统稳定，防止发生燃烧不完全、火焰失稳等问题。
针对这些问题，需要对煤炭的燃烧特性和燃烧过程进行深入研究，提高燃烧系统的效率和稳定性。
火电燃煤机组锅炉的安全性能是保障设备和人员安全的重要保障。
火电锅炉在运行过程中，存在着高温高压等危险因素，必须采取严格的安全措施来防范事故的发生。
在锅炉的设计和建设阶段，应充分考虑安全因素，确保各个部件的安全运行。
应建立健全的安全监测和报警系统，及时发现并排除潜在的安全隐患。
还需要对运行人员进行专业培训，提高其应对突发情况的能力和意识。
火电燃煤机组锅炉的烟气处理也是保障环境安全的重要环节。
燃煤发电过程中产生的烟气中含有大量的二氧化硫、氮氧化物等有害物质，对环境造成污染。
为了减少燃煤发电对环境的影响，必须对烟气进行有效处理。
传统的烟气处理方法包括烟气脱硫、脱硝以及除尘等工序，这些工序需要合理设计和优化，以提高烟气处理效率和资源利用率。
火电燃煤机组锅炉的运行稳定性和安全性能对电力系统运行和环境保护至关重要。
通过加强对锅炉燃烧特性的研究、完善安全措施、优化烟气处理工艺，可以提高火电锅炉的运行效率和安全性能，从而确保电网供电的可靠性和环境的可持续发展。
300MW汽机运 行 规 程
汽机运行规程2003年6月编写：初审：审核：规范1.1.1主机规范1.1.21.1.3锅炉1.1.4汽机各抽汽段参数（ECR）1.1.5除氧器规范1.1.6凝汽器1.1.71.1.8第3节汽轮机主要技术性能1.2.1 总述本汽轮机组为亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机组。
与1025t/h 锅炉及300MW水、氢、氢冷发电机配套。
锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。
机组适宜带基本负荷，也可作为调峰机组使用。
1.2.2 结构特点1、汽缸本机高中压汽缸合缸，通流部分反向布置，高中压缸采用双层缸结构，材质为ZG15Cr1Mo/SQ。
低压缸为双缸双排气、对称分流，低压缸采用三层缸结构，材质Q235，内缸为通流部分，外缸为排汽部分。
2、转子高中压转子为整锻结构，材料30Cr1Mo1V,转子总长________m，高中压转子的脆性转变温度为121℃。
高压转子由一个单列调节级和11个压力级组成。
中压转子由9个压力级组成。
低压转子由2×7个压力级组成 (双流)也采用整锻结构，材料为25Cr2Ni4MoV，总长度8330mm(包括齿环及电机连接的定位止口)。
高中压转子与低压转子、低压转子与发电机转子均采用刚性连接。
3、轴承汽轮机轴承为四点支撑。
高中压转子和低压转子分别由#1、#2和#3、#4轴承支撑，#1、#2、#3、#7轴承为可倾瓦轴承，#4、#5、#6轴承为圆柱型轴承。
整个汽轮机共有7个轴承，#7轴承无顶轴油，#1～#6轴承下瓦上设有顶轴油孔。
推力轴承采用三层可倾均压式结构，设在前轴承箱内。
4、盘车装置本装置设在低压后轴承箱盖上，采用低速盘车，转速为2.51rpm，当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车就能自动脱扣。
为减少盘车电动机启动力矩，设有顶轴装置。
5、滑销系统6、汽封1.2.3 热力系统主蒸汽系统、再热热段蒸汽系统均采用1-1-2制。
主蒸汽管道和再热热段蒸汽管道分别从过热器和再热器出口以单管接出，至汽机前再分成两路分别接至汽机左右侧主汽门和中压联合汽门；再热冷段蒸汽管道从汽机高压缸排汽口以单管接出，到锅炉处仍以单管与再热器入口联箱接口相连。
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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。在MFT后两台送风机或两台引风机全停前提下打开所有二次风挡板。 （8） 自动减负荷（RB） 当锅炉主要辅机发生故障时，接受来自CCS的RB信号，按事先设计的顺序快速切除一定的燃料，同时维持锅炉带一定的负荷。 1.1.2 协调控制系统 协调控制系统（CCS）亦属MAX-PLUS系统的一部分，具有： a) 协调控制即锅炉基本负荷、汽机负荷和发电机功率控制； b) 燃料控制； c) 磨煤机出口温度和风量控制； d) 一次风机控制； e) 风量控制； f) 燃料量和风量最大偏差限制； g) 二次风控制； h) 炉膛压力控制； i) 给水控制； j) 一、二次汽温控制； k) 空预器冷端温度控制等功能。
2 锅炉主要设计参数及性能 2.1 锅炉主要参数见表 表3 锅炉主要参数表 项目 单位 B-MCR ECR 过热蒸汽蒸发量 t/h 1025 912 出口压力 MPa(g) 17.44 17.26 出口温度 ℃ 540 540 再热蒸汽流量 t/h 828.9 743.4 进/出口压力 Mpa 3.78/3.60 3.39/3.23 进/出口温度 ℃ 327/540 317/540 汽包压力 Mpa 18.82 18.35 给水温度 ℃ 280 273 空预器进口一次风温度 ℃ 27.8 27.8 一次风出口热风温度 ℃ 316 312 空预器进口二次风温度 ℃ 22.8 22.8 二次风出口热风温度 ℃ 329 323 排烟温度(不修正) ℃ 137 133 排烟温度(修正后) ℃ 128 124 整炉循环倍率 (二泵) 2.452(实际为1.921) 整炉循环倍率 (三泵) 2.851 (实际为2.102)
2.2 燃煤成份见表4 表4 燃煤成份表 序号 项目 符号 单位 设计煤种 校核煤种
工业分析 碳 Cy % 55.00 51.93 氢 Hy % 3.24 2.36 氧 Oy % 3.33 5.88 氮 Ny % 1.13 0.42 硫 Sy % <0.80 <0.70 灰份 Ay % 28.50 30.38 水份 Wy % 8.00 8.33 固有水份 Wf % 2.00 1.25 挥发份 Vr % 25.00 19.00 可磨系数 KHa 70 72
低位发热量 Qydw
J/kg kcal/kg 21610 （5150） 19464
（4700） 灰熔点 变形温度 T1 ℃ >1350 >1280 软化温度 T2 ℃ >1450 >1380 熔化温度 T3 ℃ >1500 >1500
灰分析 氧化硅 SiO2 % 49.03 50.45 三氧化二铝 Al2O3 % 37.54 31.92 三氧化二铁 Fe2O3 % 2.83 5.62 氧化钙 CaO % 4.99 3.69 二氧化钛 TiO2 % 1.02 1.52 氧化钾 K2O % 0 ~ 1.0 0 ~ 1.0 氧化镁 MgO % 0.5 ~ 1.0 0.5 ~ 1.0 氧化钠 Na2O % 0 ~ 1.0 0 ~ 1.0 三氧化硫 SO3 % 0.5~ 1.0 0.5~ 2.0 灰比电温度100℃时 Ωcm 7.16×1011 7.16×1013 温度130℃时 Ωcm 1.87×1012 1.87×1012 温度160℃时 Ωcm 1.37×1012 1.37×1012 阻 温度190℃时 Ωcm 5.63×1011 5.63×1012
2.3 炉前油系统 锅炉采用二级点火方式，由高能点火器点燃轻柴油，再由轻柴油点燃煤粉。油枪采用蒸汽雾化，介质为#0轻柴油对燃烧油粘度的要求是油枪前粘度≤4°E，所以应根据实际情况决定是否加热。本系统的容量是按锅炉30%BMCR负荷设计，最大流量约为21t/h，燃油母管进口油压1.8Mpa，保证油枪前油压在0.5～1.25MPa范围，油枪前雾化压力恒定在0.7Mpa，最大蒸汽消耗量为2.7t/h，蒸汽温度小于250℃，且有28℃的过热度。 轻柴油参数见表5：
表5 轻柴油参数
2.4 正常连续排污率≤1%炉水 2.5 蒸汽品质 蒸汽品质要求见表6： 表6 蒸汽品质 钠 ≤10 PPb 二氧化硅 ≤20 PPb 铁 ≤20 PPb 铜 ≤5 PPb
2.6 燃烧器的主要设计参数： 燃烧器的主要设计参数见表7： 表7 燃烧器参数 单只煤粉喷嘴输入热 KJ/h 178.3×106 二次风速度 m/s 45 二次风比率 % 79.79 二次风温 ℃ 325.60 二次风中燃料风（周界风）比率 % 20 二次风中辅助风比率 % 80 一次风速度（喷口速度） m/s 25
油种 #0轻柴油 恩氏粘度(120℃) 1.2~1.67 °E 灰分Ay ≦0.025% 比重 0.84t/h 硫份Sy <0.4% 水份Wy 痕迹 机械杂质 无 凝固点 不高于0℃ 开口闪点 不低于62℃～68℃ 低位发热量 41031～41870kJ/kg 一次风速度（煤粉管速度） m/s 25.50 一次风比率 % 20.21 一次风温度 ℃ 80 燃烧器一次风阻力 KPa 0.60 燃烧器二次风阻力（设计值） KPa 0.80 燃烧器二次风阻力（校核值） KPa 1.00 相邻煤粉喷嘴中心距 mm 1534
2.7 性能数据汇总见表8(燃用设计煤) 表8 锅炉性能数据汇总 序 号 项 目 单位 设 计 煤 种 BMCR ECR 高加全切 70%定压 50%滑压 35%滑压 1 过热蒸汽流量 t/h 1025 911.9 786.4 717.5 512.5 358.8
2 过热蒸汽出口压力 Mpa 17.44 17.26 17.08 17.00 11.00 7.70
3 过热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 540 540 529
4 末过蒸汽进口温度 ℃ 505.9 506.1 498.8 505.4 512.7 508.7
5 后屏蒸汽出口温度 ℃ 506.7 508.8 509.6 511.5 519.1 520.2
6 后屏蒸汽进口温度 ℃ 450.8 448.9 439.8 444.5 440.7 429.9
7 分隔屏蒸汽进口温度 ℃ 414.1 409.1 397.9 400.0 386.5 365.1
8 低过蒸汽出口温度 ℃ 417.2 419.7 456.9 428.6 419.7 408.3
9 过热器减温水温度 ℃ 168 168 168 164 144 137
10 过热器I级减温水量 t/h 6.8 19.8 79.7 39.5 22.4 17.5
11 过热器II级减温水量 t/h 1.0 3.0 10 5.0 3.0 3.5
12 过热器I级减温水量（设计） t/h 103
13 过热器II级减温水量（设计） t/h 15
14 过热蒸汽阻力 Kpa 1197
15 再热蒸汽流量 t/h 828.9 743.4 760.1 593.7 435.9 315.5
16 再热蒸汽进口压力 Mpa 3.78 3.39 3.53 4.7 1.94 1.33
17 再热蒸汽出口压力 Mpa 3.60 3.23 3.37 4.57 1.84 1.25
18 再热蒸汽出口温度 ℃ 540.3 538.9 539.9 540.1 527.4 501.7
19 末再蒸汽进口温度 ℃ 478.2 476.6 478.7 476.8 475.3 455.2
20 屏再蒸汽进口温度 ℃ 380.7 375.3 380.5 367.3 374.1 351.6
21 墙再蒸汽进口温度 ℃ 327 317 326 299 315 309
22 再热器减温水温度 ℃ 168 168 168 164 144 137
23 再热器减温水量 t/h 0 0 0 0 2.61 7.68
24 再热蒸汽阻力 Kpa 176