《东锅300MW循环流化床锅炉说明书.pdf》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。
第1页共107页版本：A锅炉说明书型号:DG1025/17.4-II1编号:66M-SM编制:校对:审核:批准:中华人民共和国东方锅炉（集团）股份有限公司 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A页码版本更改人日期更改单号全部A第2页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A前言【目的】DG1025/17.4-II1型锅炉是东方锅炉（集团）股份有限公司与法国ALSTOM公司合作设计的秦皇岛热电厂三期工程2×300MW亚临界机组循环流化床锅炉，也是本公司承接的第一台300MW亚临界机组循环流化床锅炉。为了帮助用户获得对本锅炉最满意的使用效果，特编写了本锅炉说明书；【主要内容】包括结构性能特点、锅炉投运前准备、锅炉运行和操作、锅炉安全和维护四个部分。【用途】与安装说明书以及其它说明书配合使用，可供安装公司、电厂在编制自己的技术文件时作为参考与指导。【注意事项】一、锅炉运行的最终结果除与设备本身的设计、制造质量有关外，还取决于运行人员对主、辅机设备，尤其是对控制系统掌握的熟练程度以及对各种运行工况综合判断的能力水平有关。而锅炉说明书作为锅炉制造厂的技术文件，在指导操作运行方面的功能是有限的。所以，本公司为用户提供的产品最大限度的合理使用，很大程度上还依赖于安装公司及电厂本身所积累的成熟经验。二、锅炉本体仅是整个发电厂系统中的一个部分，要使发电厂处于最佳运行状态，必须各主、辅机均能一致良好地运行。因此，说明书中对几个关键系统，如给煤、烟风等系统做了简单阐述，但这些都只能理解为锅炉对系统的基本要求，不能作为电厂系统的唯一设计准则。操作人员如何获取运行经验、良好地协调机组特性和正确控制也是十分重要的。三、本锅炉说明书的内容是根据本公司在300MW循环流化床方面所获得的知识及经验编写而成的，它代表着目前的最佳经验，但当应用于预运行、运行、维护和安全时，本公司不对任何操作失误而引起的事故承担责任。四、本说明书只作为运行导则而不作为规范去执行，运行人员可以根据电厂的实际情况重新编写运行规程，以便更好地使机组安全运行。五、锅炉在投运前必须经过充分的调试，如果没有进行很好的调试易对锅炉的性能造成损伤。【特别提示】本锅炉说明书涉及诸多本公司最新专利技术，受法律保护，未经本公司许可，任何与本工程无关的单位不得擅自复制。第3页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A目录第一部分结构性能特点------------------------------------------------------------------------------------81.1.设计条件----------------------------------------------------------------------------------------------------------81.1.1.锅炉规范:-----------------------------------------------------------------------------------------------81.1.2.燃料特性------------------------------------------------------------------------------------------------81.1.3.灰渣特性------------------------------------------------------------------------------------------------91.1.4.石灰石特性-------------------------------------------------------------------------------------------101.1.5.点火方式:----------------------------------------------------------------------------------------------111.1.6.点火及助燃用油-------------------------------------------------------------------------------------111.1.7.锅炉给水品质----------------------------------------------------------------------------------------121.1.8.环境条件-----------------------------------------------------------------------------------------------131.2锅炉基本性能-----------------------------------------------------------------------------------------------141.2.1.运行条件-----------------------------------------------------------------------------------------------141.2.2.锅炉效率-----------------------------------------------------------------------------------------------141.2.3.高加解列工况----------------------------------------------------------------------------------------141.2.4.锅炉启动时间----------------------------------------------------------------------------------------151.2.5.排放------------------------------------------------------------------------------------------------------151.2.6.锅炉汽、水、烟、风阻力-----------------------------------------------------------------------151.2.7.过热器和再热器温度控制范围----------------------------------------------------------------151.2.8.炉膛压力-----------------------------------------------------------------------------------------------151.2.9.通风方式-----------------------------------------------------------------------------------------------161.3.锅炉概述--------------------------------------------------------------------------------------------------------161.3.1.循环流化床锅炉工作原理-----------------------------------------------------------------------161.3.2.循环流化床锅炉的主要优势--------------------------------------------------------------------161.3.3.循环流化床锅炉的工艺流程--------------------------------------------------------------------181.4.DG1025/17.4-Ⅱ1型锅炉整体布置-------------------------------------------------------------------191.5.锅炉汽水系统----------------------------------------------------------------------------------------------231.5.1.高压系统-----------------------------------------------------------------------------------------------231.5.2.中压系统-----------------------------------------------------------------------------------------------251.5.3.安全阀---------------------------------------------------------------------------------------------------261.5.4.喷水减温阀--------------------------------------------------------------------------------------------281.5.5.点火排汽阀---------------------------------------------------------------------------------------------281.5.6.锅炉范围内其它管路------------------------------------------------------------------------------291.6.烟风流程-----------------------------------------------------------------------------------------------------301.6.1.一次风系统--------------------------------------------------------------------------------------------301.6.2.二次风系统--------------------------------------------------------------------------------------------321.6.3.高压风系统--------------------------------------------------------------------------------------------341.7.给煤和床料添加系统-----------------------------------------------------------------------------------351.7.1.给煤系统-----------------------------------------------------------------------------------------------351.7.2.床料添加系统----------------------------------------------------------------------------------------36第4页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1.8.石灰石输送系统--------------------------------------------------------------------------------------------371.9.灰循环系统-------------------------------------------------------------------------------------------------381.10.辅助燃料系统--------------------------------------------------------------------------------------------391.10.1.床上助燃油燃烧器--------------------------------------------------------------------------------391.10.2.床下点火燃烧器-----------------------------------------------------------------------------------401.11.底灰系统---------------------------------------------------------------------------------------------------411.12.膨胀系统------------------------------------------------------------------------------------------------411.13.蒸汽吹灰系统-----------------------------------------------------------------------------------------421.14.锅炉主要部件--------------------------------------------------------------------------------------------441.14.1.省煤器-------------------------------------------------------------------------------------------------441.14.2.锅筒和锅筒内部设备----------------------------------------------------------------------------451.14.3.燃烧室-------------------------------------------------------------------------------------------------471.14.4.旋风分离器入口烟道----------------------------------------------------------------------------501.14.5.旋风分离器------------------------------------------------------------------------------------------501.14.6.回料器-------------------------------------------------------------------------------------------------511.14.7.外置式换热器----------------------------------------------------------------------------------------511.14.8.冷渣器-------------------------------------------------------------------------------------------------531.14.9.包墙过热器------------------------------------------------------------------------------------------551.14.10.高温过热器----------------------------------------------------------------------------------------561.14.11.低温再热器----------------------------------------------------------------------------------------571.14.12.回转式空气预热器------------------------------------------------------------------------------571.14.13.耐火耐磨材料-------------------------------------------------------------------------------------571.14.14.保温密封--------------------------------------------------------------------------------------------581.14.15.锅炉构架--------------------------------------------------------------------------------------------591.15.主要性能数据----------------------------------------------------------------------------------------------591.16.主要部件水容积-----------------------------------------------------------------------------------------60第二部分锅炉投运前准备----------------------------------------------------------------------------622.1.总则------------------------------------------------------------------------------------------------------------622.2.静水压试验-------------------------------------------------------------------------------------------------622.2.1.目的--------------------------------------------------------------------------------------------------------622.2.2.验收标准-------------------------------------------------------------------------------------------------622.2.3.先决条件-----------------------------------------------------------------------------------------------622.2.4.水压试验步骤----------------------------------------------------------------------------------------632.3.烘炉------------------------------------------------------------------------------------------------------------642.4.给水和锅内水处理---------------------------------------------------------------------------------------652.5.化学清洗------------------------------------------------------------------------------------------------------652.5.1.总则------------------------------------------------------------------------------------------------------652.5.2.确定是否要求进行化学清理--------------------------------------------------------------------652.5.3.溶剂系统---------------------------------------------------------------------------------------------------652.5.4.总的清洗操作--------------------------------------------------------------------------------------------662.6.蒸汽管线吹扫----------------------------------------------------------------------------------------------67第5页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A2.7.锅炉系统空气试验---------------------------------------------------------------------------------------68第三部分锅炉运行和操作------------------------------------------------------------------------------693.1.总则------------------------------------------------------------------------------------------------------------693.2.首次运行检查----------------------------------------------------------------------------------------------693.3.冷态启动程序----------------------------------------------------------------------------------------------703.3.1.装填床料-----------------------------------------------------------------------------------------------713.3.2.启动准备-----------------------------------------------------------------------------------------------723.3.3.锅炉上水-----------------------------------------------------------------------------------------------733.3.4.启动空气通路----------------------------------------------------------------------------------------743.3.5.锅炉吹扫-----------------------------------------------------------------------------------------------763.3.6.投运辅助燃料----------------------------------------------------------------------------------------763.3.7.升床温，投运主燃料------------------------------------------------------------------------------783.4.正常运行-----------------------------------------------------------------------------------------------------813.4.1.床温控制-----------------------------------------------------------------------------------------------813.4.2.床压控制-----------------------------------------------------------------------------------------------823.4.3.床压平衡控制----------------------------------------------------------------------------------------843.4.4.物料循环：分离器－回料器－外置式换热器-------------------------------------------843.4.5.冷渣器---------------------------------------------------------------------------------------------------853.4.6.风室定期排渣----------------------------------------------------------------------------------------853.4.7.物料量平衡--------------------------------------------------------------------------------------------853.4.8.不同负荷下的风量控制--------------------------------------------------------------------------863.4.9.石灰石流量控制-------------------------------------------------------------------------------------873.4.10.蒸汽参数控制--------------------------------------------------------------------------------------883.4.11.吹灰控制---------------------------------------------------------------------------------------------883.5.停炉------------------------------------------------------------------------------------------------------------893.5.1.热备用---------------------------------------------------------------------------------------------------893.5.2.长期停炉-----------------------------------------------------------------------------------------------903.5.3.承压件故障停炉-------------------------------------------------------------------------------------923.5.4.紧急停炉（非计划）------------------------------------------------------------------------------933.6.热态启动-----------------------------------------------------------------------------------------------------943.6.1.热态启动条件----------------------------------------------------------------------------------------943.6.2.热态启动程序----------------------------------------------------------------------------------------953.7.温态启动-----------------------------------------------------------------------------------------------------973.8.异常工况-----------------------------------------------------------------------------------------------------983.8.1.锅炉跳闸（BT）------------------------------------------------------------------------------------983.8.2.主燃料切除（MFT）------------------------------------------------------------------------------993.8.3.降负荷运行-------------------------------------------------------------------------------------------1003.8.4.给水失去----------------------------------------------------------------------------------------------1013.8.5.全厂失电----------------------------------------------------------------------------------------------1023.8.6.给煤线路跳闸---------------------------------------------------------------------------------------1023.9.锅炉压力部件泄漏--------------------------------------------------------------------------------------1033.9.1.省煤器管泄漏---------------------------------------------------------------------------------------104第6页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A3.9.2.水冷壁管泄漏---------------------------------------------------------------------------------------1043.9.3.外置式换热器泄漏--------------------------------------------------------------------------------105第四部分锅炉安全和维护-----------------------------------------------------------------------------1064.1.总则-----------------------------------------------------------------------------------------------------------1064.2.安全预防措施---------------------------------------------------------------------------------------------1064.3.锅炉维护----------------------------------------------------------------------------------------------------1074.3.1.水冷壁维护-------------------------------------------------------------------------------------------1074.3.2.耐火耐磨材料维护--------------------------------------------------------------------------------1084.3.3.锅炉巡检----------------------------------------------------------------------------------------------1084.4.停炉保养----------------------------------------------------------------------------------------------------109附件：热力计算汇总表-----------------------------------------------------------------------------------------------110第7页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A第一部分结构性能特点1.1.设计条件1.1.1.锅炉规范:名称单位BMCRECR过热蒸汽流量t/h1025979过热器出口蒸汽压力MPa(g)17.417.4过热器出口蒸汽温度℃540540再热蒸汽流量t/h839.5799.4再热器进口蒸汽压力MPa(g)3.7133.535再热器出口蒸汽压力MPa(g)3.5333.348再热器进口蒸汽温度℃325320.2再热器出口蒸汽温度℃540540省煤器进口给水温度℃281.9278.61.1.2.燃料特性工程采用开滦煤矿的劣质煤作为设计煤种、蔚洲煤作为校核煤种1、唐山煤作为校核煤种2、赵各庄煤作为校核煤种3。项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2校核煤种3全水分Mt%5.228.66.57.9内在水分Minh%1.010.700.820.75干燥无灰基挥发分Vdaf%37.9728.4038.8537.26收到基灰分Aar%43.6937.6145.6246.01收到基低位发热量Qnet，arkJ/kg15557165901405014550kcal/kg3720397033603480收到基碳Car%40.0443.7937.0337.38收到基氢Har%2.892.532.662.60收到基氧Oar%6.495.367.374.11收到基氮Nar%0.710.700.660.66收到基硫Sar%0.941.410.161.33可磨性指数HGI67736463第8页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A燃料入炉粒径分布如图1.1所示：最大粒径（dmax）:5to10mm(typ.7mm)d50:530to1600μm(typ.1mm)QINHUANGDAO-COALPSD99.90%99.00%90.00%80.00%70.00%60.00%)50.00%w40.00%30.00%20.00%CurveA-finelimitCurveB-coarselimitpassingthru(%10.00%CurveACurveB1.00%10100100010000100000?图1.1燃料入炉粒度要求曲线*注：本公司推荐采用的燃料粒度是严格按ALSTOM公司的固体粒子程序以及排放程序计算的结果，采用这种燃料粒度可以得到最佳的碳粒子的燃烧效率以及合理的排放。燃料粒度的合理选取可以确定合理的流化速度，而密相区的速度决定了炉膛的几何尺寸，因而是一个极为关键的资料。因此在本工程中，本公司之所以对燃料的粒度提出了如图所示的粒度要求是为了获得一个最佳的锅炉性能。1.1.3.灰渣特性a)灰熔点项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2校核煤种3变形温度DT℃＞15001390＞1500＞1500软化温度ST℃＞15001490＞1500＞1500流动温度FT℃＞1500＞1500＞1500＞1500b)灰的成份（未掺烧石灰石）项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2校核煤种3二氧化硅SiO2%51.3658.2850.1553.46三氧化二铝Al2O3%34.1016.4933.6329.94第9页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2校核煤种3三氧化二铁Fe2O3%4.207.864.615.90氧化钛TiO2%1.220.651.091.16氧化钙CaO%2.455.863.612.70氧化镁MgO%1.391.001.201.80氧化钾K2O%1.351.381.031.64氧化钠Na2O%0.210.410.340.18三氧化硫SO3%1.236.372.061.79二氧化锰MnO2%0.030.040.030.04c)飞灰成分分析(掺烧石灰石后)项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2校核煤种3氧化钙CaO%5.911.37.366.6硫酸钙CaSO4%7.4615.39.749.89三氧化二铝Al2O3%29.713.228.525.2三氧化二铁Fe2O3%3.826.54.15.16二氧化硅SiO2%45.24743.145.6未燃尽碳C%2.692.752.482.74其它－%5.233.954.724.81d)底灰成分分析(掺烧石灰石后)项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2校核煤种3氧化钙CaO%5.911.37.366.6硫酸钙CaSO4%7.4615.39.749.89三氧化二铝Al2O3%29.713.228.525.2三氧化二铁Fe2O3%3.826.54.15.16二氧化硅SiO2%45.24743.145.6未燃尽碳C%0.470.490.440.48其它－%7.456.216.767.071.1.4.石灰石特性项目符号单位数值烧失量%～40二氧化硅SiO%4.79三氧化二铁Fe2O3%1.29三氧化二铝Al2O3%0.93氧化钙CaO%49.63氧化镁MgO%1.6氧化钾＋氧化钠K2O+Na2O%0.55第10页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A最大粒径dmax=1.0mm；d50=0.15~0.2mm(见图1.2：石灰石入炉粒度要求曲线*)。RecommendedLimestoneGrainSize99.90%99.00%90.00%80.00%70.00%60.00%)50.00%w40.00%30.00%Limestone-finelimit20.00%Limestone-coarselimitpassingthru(%10.00%1.00%10100100010000祄图1.2：石灰石入炉粒度要求曲线*注：粉状的石灰石被送入炉膛之后，与燃烧过程中产生的SO2发生化学反应，除去SO2。为了维持锅炉有效、经济运行，采用适当大小的石灰石粒子是关键所在。如采用的石灰石粒子比本公司推荐的粗大或细小，将对循环流程产生不利影响。过粗的石灰石粒子将导致石灰石耗量的增加、床温低于正常温度、锅炉的效率降低、底灰超过设计值等。如石灰石粒子过细，其在主回路中停留的时间达不到要求，将导致石灰石耗量的增加，另一个负面影响则是使飞灰系统超负荷。1.1.5.点火方式:锅炉点火方式为床下加床上点火。锅炉配有总出力为15%B-MCR输入热量的八只床上助燃燃烧器、总出力为11%B-MCR输入热量的两只床下点火燃烧器和相应的燃油系统。1.1.6.点火及助燃用油点火及助燃用油采用0号轻柴油，油质的特性数据见下表：项目单位数值o恩氏粘度(20℃)E1.2～1.672运动粘度(20℃)cm/s3.0～8.0第11页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A硫%≤0.2灰分%≤0.025水分%≤痕迹机械杂质%无闭口闪点℃≥65凝点℃≤0低位发热量kJ/kg418001.1.7.锅炉给水品质锅炉水汽质量标准（符合“火力发电厂水汽化学监督导则”（DL/T561-95）的有关规定）如下：给水：8.8~9.3(有铜系统)pH值(25℃)9.0~9.5(无铜系统)硬度μmol/l~0溶氧(O2)μg/l≤7铁(Fe)μg/l≤20铜(Cu)μg/l≤5油mg/l≤0.3联氨(N2H4)μg/l10-30(挥发性处理)阳电导率（25℃）≤0.3μS/cm炉水：pH值9~10总含盐量mg/l≤20二氧化硅(SiO2)mg/l≤0.25氯离子mg/l≤1磷酸根mg/l0.5~3蒸汽：二氧化硅(SiO2)μg/kg≤20钠(Na)μg/kg≤10铁μg/kg≤20第12页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A铜μg/kg≤5电导率(25℃)≤0.3μS/cm1.1.8.环境条件多年年平均气温：10.6℃(1960～2001年)多年极端最高气温：38.3℃(1972年7月13日)多年极端最低气温：-20.1℃(1970年1月4日)多年平均气压：1015.7hPa(1992～2001年)多年平均最高气压：1046.9hPa(1992～2001年)多年平均最低气压：986.1hPa(1992～2001年)年最高气压：1047.9hPa(1992～2001年)年最低气压：982.5hPa(1992～2001年)多年年平均蒸发量：1391.3mm(1992～2001年)多年年平均相对湿度：64%(1960～2001年)多年年平均绝对湿度：10.8hPa(1960～1992年)全年盛行风向(最大风频9%)：WSW夏季盛行风向(最大风频12%)：SSW冬季盛行风向(最大风频11%)：W和WSW多年年平均风速3.6m/s(1960～2001年)多年10分钟平均最大风速：24m/s(1960～2001年SSE向)50年一遇最大风速：26.8m/s2基本风压：0.45kN/m2基本雪压：0.25kN/m多年年平均降水量：614.9mm(1960～2001年)多年年最大降水量：1221.3mm(1969年)一日最大降水量：203.7mm(1975年7月30日)一次最大降水量：276.2mm(1963年7月18～20日)最大10分钟降水量：19.6mm(90年8月6日11:00)最大20分钟降水量：26.2mm(91年7月29日1:37)历史最大积雪深度：0.21m历史最大冻土深度：0.85m主厂房零米为黄海高程3.1m第13页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A地震基本烈度7度场地土类别II类1.2锅炉基本性能本锅炉按照从ALSTOM公司引进300MWCFB锅炉设备的许可证技术设计、制造。1.2.1.运行条件a.冷却水：采用开式循环冷却水(海水)和闭式循环冷却水（除盐水）两种水源。b.运行方式：复合滑压运行或定压运行。c.机组负荷性质：机组非采暖期主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力（100％～40％范围）。采暖期满足供热负荷要求；机组能满足锅炉不投油最低稳燃负荷35％±5%BMCR条件下，长期安全稳定运行的要求。d.给水调节：机组配有2×50%BMCR的汽动给水泵和1×50%BMCR的电动调速给水泵。d.物料制备：煤采用二级破碎方案，石灰石采用成品石灰石。f.汽轮机旁路系统：机组设置容量为50％BMCR的高、低压二级串联旁路，简化功能旁路，主要用于机组启动及再热器保护。g.锅炉具有良好的变负荷适应性能，允许的负荷变化率为：负荷在60～100%BMCR时不小于3%BMCR/min负荷在60%BMCR以下时不小于1.3%BMCR/min负荷阶跃时5~6%BMCR/min机组能承受上述负荷变化而不影响其稳定运行。h.灰渣输送方式采用机械干除灰。1.2.2.锅炉效率燃用设计煤种和石灰石，锅炉保证热效率为91.6%（按低位发热量计算）。1.2.3.高加解列工况在高压加热器全部停止运行时，锅炉的蒸汽参数能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量能满足汽轮机在此条件下达到铭牌出力要求。第14页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1.2.4.锅炉启动时间锅炉有加快启动速度和适应快速启动的措施。锅炉从投点火燃烧器到带满负荷的时间，在正常启动情况下能达到以下要求：冷态启动（≥停炉72小时）11~12小时温态启动（停炉10-72小时）3~4小时热态启动（≤停炉10小时）1~2小时1.2.5.排放流化床及风系统的设计考虑降低SO2和NOX的有效措施，根据环保要求，SO233排放值≤195mg/Nm、NOX排放值≤400mg/Nm。1.2.6.锅炉汽、水、烟、风阻力设计煤种，BMCR工况的阻力情况：过热蒸汽阻力1.15MPa再热蒸汽阻力0.18MPa省煤器阻力0.352MPa（含静压降）炉膛出口至空气预热器出口烟气总阻力5.2Kpa锅炉接口至平衡零点一次风阻力23.38Kpa锅炉接口至平衡零点二次风阻力9.6Kpa锅炉接口至平衡零点流化风阻力52.3Kpa锅炉在BMCR工况下，烟、风压降实际值与设计值的偏差不大于10％。1.2.7.过热器和再热器温度控制范围在锅炉定压运行时，在60%～100%BMCR负荷内过热蒸汽温度和再热蒸汽温度都能达到额定值。滑压运行时，在50%～100%BMCR负荷内达到额定值，允许偏差±5℃。在再热器进口蒸汽温度偏离设计值±20℃范围内，再热器出口温度能达到额定值，且能保证各段再热器受热面不超温。1.2.8.炉膛压力锅炉各部位设计压力满足NFPA标准要求。当一、二次风机和流化风机全部跳闸，引风机出现瞬时最大抽力时，炉墙及支撑件不会产生永久性变形。第15页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1.2.9.通风方式平衡通风。使压力通风机（一次风机、二次风机等）和引风机二者进入锅炉的空气量和锅炉排放量保持一定值，同时引风机控制炉膛压力，使压力通风流和引风流平衡。1.3.锅炉概述1.3.1.循环流化床锅炉工作原理循环流化床燃烧技术起源于上个世纪七十年代，它是由古老的火床燃烧技术发展而来的。加大火床底部的送风，使气流对床内物料颗粒产生的曳力与作用在颗粒上的重力和浮力逐渐达到平衡，物料颗粒转变成类似流体的状态，从而易于均匀混合和流动，从而加强了燃烧和换热。随着气流速度的进一步增加，大量固体颗粒被高速气流带出炉膛，在“气－固”分离装置中被捕集下来，然后由回料系统送入炉膛再燃。这种燃烧方式被称为循环流化床燃烧。1.3.2.循环流化床锅炉的主要优势流化燃烧技术使固体颗粒处于流态化状态下，具有一系列的气-固流动、热量、质量传递和化学反应特性（如强烈的扰动及混合、高浓度固体粒子的内循环及外循环、高固/气体滑移速度及较长的停留时间），从而使流化床燃煤锅炉较之常规的煤燃烧方式如层燃燃烧和煤粉燃烧等，具有许多突出的优点。人们普遍认为：循环流化燃烧将是工业锅炉、电站锅炉的一种很有前途和竞争力的燃烧方式。流化床煤燃烧技术之所以能在较短的时间内得到迅速的发展和广泛的应用，是与其在提高劣质燃料的利用率、降低污染物的排放和保护人类生存环境的社会发展趋势相适应的优点分不开的。1）良好的燃料适应性由于大量的高温循环物料在炉膛中的存在，使炉膛类似于一个热容量极大的蓄热池，而新入炉的燃料只占整个床料量的2％～5％，在这个大的蓄热池中极易着火燃烧。因此，流化床几乎可以燃用一切种类的燃料，包括优质燃料和高灰份、低热值、低灰熔点的劣质燃料，如褐煤、油页岩、层燃炉炉渣、木屑、泥煤、煤矿丢弃的煤矸石、无烟煤、石油焦、焦炭等。它的这一优势，对于一些燃料来源、燃料种类和燃料质量多变的电站用户是十分适宜的。对充分利用电厂当地的低品质燃料，改变我国的燃料第16页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A消耗结构平衡，具有十分重要的意义。2）循环流化床锅炉的负荷调节能力强，负荷调节幅度大，有利于机组调峰，满足电网的要求，提高电厂的竞争力；3）由于循环流化床锅炉燃烧温度低，灰渣没有经熔融状态，活性好，并且为了炉内脱硫，在燃烧时加入了大量的石灰石，灰渣中的钙含量高，因此特别适合作水泥掺和料，有利于灰渣的综合利用。4）良好的环保效果而循环流化床锅炉作为一种新型燃烧技术，其在燃烧过程中能有效的控制SO2和NOx的生成和排放，是一种相对清洁的燃烧方式。流化床对于减少NOx污染的良好性能可以描述如下：NOx是锅炉燃烧生成的氮氧化物NO和NO2的统称。在锅炉炉内燃烧过程中，生成氮氧化物的机理可分为热力型NOx和燃料型NOx两类（还有快速型）。热力型NOx是指送入炉内燃烧用空气中的热力型N2，在高温条件下氧化生成的氮氧化物，如下所示：2N+O22NO热力型NOx的生成与炉膛温度关系极大，当炉膛温度大于1100℃时，热力型NOx才有较快的反应速度。这也是煤粉燃烧锅炉（炉膛燃烧温度1200℃～1400℃）虽采用了先进的浓淡燃烧和低氧燃烧技术，但NOx排放的控制仍较为困难的原因。而流化床内的平均燃烧温度通常控制在850℃～900℃的范围内，低的燃烧温度和床内碳粒的还原作用，使燃烧过程中由于高温氧化产生的热力型NOx大幅度降低。而燃料型NOx是指送入锅炉的燃料（煤）中含有的氮N在燃烧过程中氧化而生成的NOx。由于循环流化床锅炉都采用分级送风：即一次风通过床层实现低温一级燃烧，二次风在床层上部送入实现沸腾物料的二次燃烧从而能控制燃料型NOx的生成量。低温和分级燃烧可使循环流化床NOx排放浓度降低到100～150ppm,远低于其它燃烧方式NOx的排放浓度（300～600ppm）。流化床锅炉对于减少SO2污染的良好性能可以描述如下：脱硫反应的机理简单的描述为石灰石分解形成氧化钙（CaO），然后于与SO2反应生成硫酸钙，如下所示：CaCO3CaO+CO2CaO+SO2+1/2O2CaSO4该反应的最佳温度约为850℃～900℃，在较大负荷变动范围内炉膛将控制到850℃～900℃。而循环流化床内的燃烧温度恰好是石灰石脱硫的最佳温度。因此，只要在第17页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A流化床燃烧过程中加入廉价、易得的石灰石，就可以方便的实现炉内脱硫，不需要象煤粉炉一样在锅炉尾部烟道后装设庞大而价格昂贵的烟气脱硫设备。因此，循环流化床燃烧技术是目前工业应用中最经济有效的低污染燃烧技术，这也是它在世界范围内得到重视、得到快速发展的重要原因。1.3.3.循环流化床锅炉的工艺流程DG/ALSTOM300MWCFB锅炉的主要由以下三大部分组成：●炉膛（1）●固体循环回路，主要由旋风分离器（2）、回料器及外置流化床（4）组成（外置流化床是ALSTOM公司的CFB流程的一个特色部分，可分别用于控制炉膛温度以及再热汽温。）●尾部竖井（3）循环流化床锅炉的心脏部件是炉膛（1），燃料（9）和脱硫用的石灰石（8）从这里给入。在CFB锅炉中，燃烧及脱硫发生在由大量灰粒子所组成的温度相对较低（接近870℃）的床层内，该温度的选取同时兼顾提高燃烧效率及脱硫效率。一次风（6）通过布风板进入炉膛，作为一次燃烧用风，同时向上的气流将固体粒子托起（被流化），并充满了整个炉膛容积。在炉膛下部，固体粒子浓度较高，随着炉膛高度的增加，固体粒子浓度迅速降低。二次风(5)分两级送入炉膛，由此实现分级燃烧。高效旋风分离器（2）将离开炉膛的固体粒子捕获下来，通过水冷锥形阀（7）对固体粒子流量进行分配，一部分通过回料器直接送入下炉膛以维持主循环回路固体粒子平衡；另一部分从旋风分离器分离下来的固体粒子通过布置在类似鼓泡床中的外置式换热器（4）放热后被送入炉膛。分离后含少量飞灰的干净烟气进入尾部竖井（3），经空气预热器和飞灰收集系统，最后由烟囱排入大气。图1.3示出了DG/ALSTOM300MWCFB锅炉工艺流程。第18页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1-炉膛2-分离器3-尾部受热面4-外置式换热器5－二次风6-一次风7-水冷锥形阀8-石灰石9-燃料图1.3DG/ALSTOM300MWCFB锅炉工艺流程1.4.DG1025/17.4-Ⅱ1型锅炉整体布置DG1025/17.4-Ⅱ1型锅炉为单汽包、自然循环、半露天布置的循环流化床锅炉，锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上，采用高温旋风分离器进行气固分离，采用外置换热器控制床温及再热汽温。本锅炉由五跨组成，第一、二跨布置有主循环回路（炉膛、高温钢板旋风分离器、回料器以及外置式换热器）、冷渣器以及二次风系统等；第三、四跨布置尾部烟道（包括高温过热器、低温再热器以及省煤器）；第五跨为单独布置的回转式空气预热器。炉膛采用全膜式水冷壁结构，炉膛底部采用裤衩型将下炉膛一分为二。布风板之下为由水冷壁管弯制围成的水冷风室。锅炉采用回料器给煤的方式，四个给煤口布置在回料器上，石灰石采用气力输送，8个石灰石给料口布置回料腿上。在水冷风室之前的两个一次风道内分别布置一台风道点火器，另外在炉膛下部还设置有2×4只不带点火和火检的床上助燃油枪，用于锅炉第19页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A启动点火和低负荷稳燃。四台流化床式冷渣器被分为两组布置在炉膛两侧，每台冷渣器有9个排渣口，分别将底渣排到机械除渣系统或地面。四台高温旋风分离器布置在炉膛两侧的钢架副跨内，在旋风分离器下各布置一台回料器。由旋风分离器分离下来的物料一部分经回料器直接返回炉膛，另一部分则经过布置在炉膛两侧的外置换热器后再返回炉膛。外置式换热器内布置有受热面，靠后墙外置式换热器内设置有中温过热器（ITS1和ITS2），可以通过控制其间的固体粒子流量来控制炉膛温度；靠前墙外置式换热器内设置有低温过热器(LTS)和高温再热器（HTR），可以通过控制其间的固体粒子流量来控制再热蒸汽温度。汽冷包墙包覆的尾部烟道内从上到下依次布置有高温过热器、低温再热器、省煤器。空气预热器采用四分仓回转式空气预热器。锅炉整体布置详见图1.4～1.6。第20页共107页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.4锅炉总图（侧视图）第21页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.5锅炉总图（前视图）第22页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.6锅炉总图（俯视图）1.5.锅炉汽水系统该系统的目的是为汽轮机提供合格压力和温度的蒸汽，由高压和中压系统组成，还包括安全阀、喷水减温阀、点火排汽阀。1.5.1.高压系统高压系统包括省煤器、锅筒、蒸发受热面和过热器。水循环系统采用自然循环。见图1.7。锅炉给水首先被引至布置在尾部烟道的省煤器进口集箱，逆流向上流经水平布置的省煤器管组后通过省煤器引出管进入锅筒。在启动阶段没有给水流入锅筒时，省煤器再循环管路可以将锅水从锅筒引至省煤器进口集箱，防止省煤器管子内的水静滞汽化。本方案为自然循环锅炉。锅炉水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入锅筒水空间，第23页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A并通过各自的集中下降管进入水冷壁和附加受热面进口集箱。锅水在向上流经炉膛水冷壁、附加受热面的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。被分离出来的水重新进入锅筒水空间，并进行再循环，被分离出来的合格的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。饱和蒸汽从锅筒引出后，由饱和蒸汽连接管引入尾部烟道包墙过热器，然后通过蒸汽连接管进入布置在炉前外置式换热器中（该外置式换热器还布置有高温再热器）的低温过热器（LTS），再进入布置在炉后外置式换热器中的中温过热器（ITS1和ITS2）），此后由连接管引入到布置在尾部烟道中的高温过热器（HTS），最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱（合并成一根连接管）引入汽轮机。过热器系统采取调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有三级喷水减温器。第一级在低温过热器（LTS）和第一级中间过热器（ITS1）之间，用于控制LTS出口和ITS1入口温差为10℃；第二级在第一级中间过热器（ITS1）和第二级中间过热器（ITS2）之间，用于控制ITS2出口温度为485℃；第三级在第二级中间过热器（ITS2）和高温过热器(HTS)之间，用于控制HTS出口温度为540℃。过热器系统喷水用给水，抽头点在高加后，给水调节阀前。高压系统还包括：—所有蒸汽侧和水侧的疏水；—省煤器再循环管，用于在启动时防止省煤器给水停滞汽化。第24页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.7蒸发及过热系统1.5.2.中压系统从汽轮机高压缸抽取的再热蒸汽通过连接管进入布置在尾部烟道内的低温再热器（LTR）入口集箱，流经低温再热器蛇形管，由低温再热器出口集箱引出，然后由连接管引入布置在外置换热器中的高温再热器(HTR)，经高温再热器加热后合格的再热蒸汽由高再出口集箱（最终合并为单根管）引回汽轮机。见图1.8。再热器系统在锅炉正常运行时无喷水，再热汽温靠控制外置床的灰流量来实现。在低温再热器（LTR）入口设有事故喷水，在事故工况时，通过喷水来控制高温再热器（HTR）出口汽温。喷水抽头点在给水泵中间抽头。再热器系统设有两个疏水点，一个在低温再热器入口，另一个在高温再热器入口。第25页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.8再热系统1.5.3.安全阀安全阀是保持蒸汽和水回路免于偶尔过压的设备，过压情况的发生一般是两种方式之一：1）由于不正确的操作或设备发生故障引起的压力逐渐上升；2）由于蒸汽流中断导致压力忽然且迅速的上升。为了锅炉的安全使用，本机组配备了9只弹簧安全阀（过热器系统5只，再热器系统4只），1只EBV阀，其安装、使用、维修详见供货商安装、运行和维修守册，并接受供货商技术人员的培训。为防止安全阀在同一压力下启跳，安全阀整定压力的设置值是参差不齐的，EBV阀和过热器安全阀的整定压力低于汽包安全阀，以便在过热蒸汽段发生过压的情况下维持通过过热器的蒸汽流量。设定的安全阀启跳压力（整定压力）如图1.9：第26页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：ASettingpointofthesecondsafetyvalveonthedrum210锅筒2＃安全阀整定压力205SettingpointlastsafetyT＝MaximumallowableworkingvalveonthedrumpressureHPT＝过热器系统最大允许工作压力锅筒3＃安全阀整定压力200Settingpointofthefirst95SettingpointofthefirstsafetyvalveontheHTSsafetyvalveonthedrumoutlet高过出口2＃安全阀整定压力锅筒1＃安全阀整定压力SettingpointofthefirstsafetyvalveontheHTSPCVopeningoutlet90PCV阀整定压力高过出口1＃安全阀整定压力85By-passHPOperatingquickopeningpressure旁路快开85DrumSuperheaterHTSoutlet50Settingpointofthelastsafetyvalveonthereheaterinlet再热器进口2＃安全阀整定压力Settingpointofthefirstsafetyvalveonthereheaterinlet再热器进口1＃安全阀整定压力45Maximumallowableworkingpressure再热器系统最大允许工作压力Settingpointofthesafetyvalveonthereheateroutlet再热器出口安全阀整定压力401.05*PhotreheatedsteamOperatingpressure35LTRinletreheaterHTRoutlet名称位置数量整定压力（MPa表压）流量（t/h）安全阀锅筒120.1238安全阀锅筒120.5292安全阀锅筒120.7296安全阀高过出口集箱118.6116第27页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A安全阀高过出口集箱118.64117EBV阀高过出口集箱118.4100安全阀低再进口集箱14.5250安全阀低再进口集箱14.6255安全阀高再出口集箱24.22X191图1.9过热器和再热器系统安全阀布置和整定压力1.5.4.喷水减温阀各级喷水减温调节阀在正常运行和极端工况条件下的参数列表如下：正常工况：安装位置型号流量t/h进口压力MPa.g压差MPa.过热器一级喷水（LTS出口，2只）T6100.317.719.910.61过热器二级喷水（ITS1出口，2只）T6080.3213.419.910.682过热器三级喷水（ITS2出口，2只）T6080.3121.119.910.769再热器事故喷水（LTR入口，2只）T2080.3125.6257.853.84极端工况：安装位置型号流量t/h进口压力MPa.g压差MPa.过热器一级喷水（LTS出口，2只）T6100.3141.3519.530.48过热器二级喷水（ITS1出口，2只）T6080.3256.819.910.615过热器三级喷水（ITS2出口，2只）T6080.3133.2518.690.449再热器事故喷水（LTR入口，2只）T2080.3138.457.653.21.5.5.点火排汽阀在锅炉启动阶段，当凝汽器无法投入使用时，点火排汽阀应及时打开。在凝汽器可以投运的情况下，蒸汽压力和温度未达到汽机要求（即未达到汽机冲转参数）前，高压旁路（HP）和低压旁路（LP）应及时打开。在汽机和（或）锅炉事故跳闸的情况下，高压旁路（HP）和低压旁路（LP）应及时打开，释放由于锅炉蓄热不断产生的蒸汽。此时，凝汽器及旁路减温减压站应能可靠投运。否则，应及时打开点火排汽阀。点火排汽阀参数如下：安装位置高过出口集箱第28页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A数量2介质名称过热蒸汽设计压力MPa（表压）18.8工况冷态启动温态启动锅炉跳闸设计温度℃555555555进口温度℃370420540进口压力MPa（表压）4.58.517.4出口压力MPa（表压）000关闭压差MPa4.58.517.4最大流量T/h153.75205563.75安装位置高再出口集箱数量4介质名称再热蒸汽设计压力MPa（表压）4.32工况冷态启动温态启动锅炉跳闸设计温度℃555555555进口温度℃250320540进口压力MPa（表压）0.80.83.55出口压力MPa（表压）000关闭压差MPa0.80.83.55最大流量T/h4262.96209.81.5.6.锅炉范围内其它管路a)紧急放水管：在锅筒正常水位处安装了的表面杂质排污管，冷态启动初期，紧急放水阀关闭并处于自动控制，使由于受热体积膨胀而超量的水溢出。该管道是低压力排水管道。该管道是低压力排水管道。b)疏水：疏水点设在给水操纵台、及水冷壁、过热器、再热器等受热面系统的最低点，每一个疏水点配两只截止阀。疏水管的管径按系统容积设计。另外，在大管道上，还设置了疏水罐，起到存储和自动控制疏水的作用。c)取样：锅炉设有给水、炉水、饱和蒸汽和过热蒸汽取样点。给水取样设在给水操纵台，炉水取样设在连排管路上，饱和蒸汽取样设在锅筒至顶棚的连接管上，过热蒸汽取样设在过热器和再热器出口管道上。d)酸洗：在锅筒和省煤器进口集箱上设有酸洗接口，作为炉膛水冷壁和省煤器酸洗用。e)充氮：在省煤器进口集箱、锅筒、过热器出口导管和高温再热器进口导管上设有充氮接口，作为停炉时省煤器、锅筒、过热器、再热器充氮保护用。f)放空气：在省煤器、锅筒及过热器、再热器受热面系统的最高处设置了放空气管路，以便在锅炉水压时将管内的空气尽快排出。每一路放空气管设有两只截止阀。放气管的管第29页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A径按系统容量设计。1.6.烟风流程CFB锅炉的燃烧需要相对较高的空气压头使颗粒在床内能得到流化，经过一二次风机出来的一二次风通过空预器后被送入炉膛。其它用风包括外置式换热器、回料器、冷渣器的流化风，其流化风均取自高压流化风机。空气预热器采用成熟的四分仓回转式空气预热器。暖风器（一个位于一次风道，二个位于二次风道）用于保证空预器出口壁温高于露点温度。1.6.1.一次风系统从一次风机出来的空气分成两路：第一路，约占总风量45％空气经暖风器、一次风空气预热器加热后，作为一次燃烧用风和流化风进入炉膛底部的水冷风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流，该回路上布置有床下风道点火器；第二路，同样经预热的热一次风作为FBHE至炉膛灰道的输送风。另外，在一次风机出口至床下点火风道之间，布置有绕过空预器的一次风快冷风道，风量约为一次风总风量的35％～45％，用于快速冷却炉膛。见图1.10-1。锅炉设计了两台一次风机，型号RJ20-DW2720F，流量各为50％。3在设计工况下：进口流量274600Nm/h全压升：35.7Kpa进口压力：-0.3Kpa进口温度：30℃3进口密度：1.18kg/m3设计容积流量：83.58m/s转速：1480.0rpm特性曲线见图1.10-2。第30页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.10-1一次风系统布置、流量、压力图图1.10-2一次风机特性曲线第31页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1.6.2.二次风系统见图1.11-1。从二次风机出来的空气分成三路：第一路，一部分未经预热的冷二次风作为回料阀上给煤机密封用风；第二路，经暖风器、二次风空气预热器加热后的热二次风分两层，进入炉膛下部内侧和外侧，作为燃烧及燃烧调整用风；第三路，经空预器的热二次风作为给煤点吹扫风，防止给煤堵塞。除了上述几路持续用风外，经空气预热器加热后的热二次风还作为间断用风送到以下几个用风点：一，作为石灰石给入点密封风，防止石灰石系统停运时炉膛烟气反窜；二，作为炉膛至分离器入口烟道吹扫风，清理该烟道可能发生的严重积灰。二次风机之间通过二次风联络风道相连，风量约为25％的二次风总风量。图1.11-1二次风系统布置、流量、压力图锅炉设计了两台二次风机，型号RJ20-DW2720F，流量各为50％。3在设计工况下：进口流量269667Nm/h全压升：14.7Kpa第32页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A进口压力：-0.3Kpa进口温度：30℃3进口密度：1.18kg/m3设计容积流量：88.39m/s转速：1480.0rpm特性曲线见图1.11-2。图1.11-2二次风机特性曲线第33页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1.6.3.高压风系统见图1.12-1。高压风系统主要提供回料器、外置床、冷渣器、部分灰道及分离器底部的流化风以及锥形阀、油枪用风，通过调节挡板保证各支路要求的风量。图1.12-1高压风系统布置、流量、压力图第34页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A工程共配置了五台GC605-31-1.65低速多级离心鼓风机，每台风机出力为25%，正常运行时，其中四台运行、一台备用。其技术参数见下表，特性曲线见图1.12-2。项目符号单位BMCRTB1TB2启动鼓风机铭牌参数3鼓风机入口风量Q1Nm/h292003210035000100003Q1m/h3194236300395931093936300鼓风机进出口升压PkPa58.364.361.358.364.3鼓风机进口压力P1kPa99.5799.5799.5799.5799.57鼓风机出口压力P2kPa157.87163.87160.87157.87163.87鼓风机转速nr/min29602960296029602960鼓风机入口温度t1℃2030302030鼓风机出口温度t2℃62767562763鼓风机入口密度ρ1kg/m1.1821.1431.1431.1821.143当地大气压PbkPa101.57101.57101.57101.57101.57电机功率N0kW900图1.12-2高压风机特性曲线1.7.给煤和床料添加系统1.7.1.给煤系统给煤系统设置的合理性，与锅炉的正常使用有十分密切的联系。本节将对给煤系统做第35页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A一简单阐述，作为锅炉对系统的基本要求和运行的参考。给煤系统有三个作用：一，将储存在煤仓中的破碎好的煤送入炉膛燃烧，并根据锅炉负荷变化对给煤量进行调节；二，防止炉膛高压烟气的反窜；三，对给煤量进行精确的计量。本工程采用回料器给煤，这种形式利于粒子的混合和预热，同时利于着火和燃烬。煤仓出口采用四条独立的输煤线路，每条输煤线路均由称重式皮带给煤机、耐压埋刮板输煤机、卸料装置组成。卸料装置最后接入布置在回料器至炉膛连接灰道上的空气吹扫防堵的给煤装置。在正常工况下，燃用最差煤种时，每条输煤线路给煤量约为51t/h，考虑到其中一条输煤线路故障的工况，每条输煤线路设计给煤量至少为68t/h。示意图见图1.13。图1.13给煤系统1.7.2.床料添加系统本工程为用户配置了床料添加系统，主要作用是：1）提供炉膛及外置床在初次启动及大修后的初始床料；2）提供锅炉启动时投煤和石灰石前床料的损失，保持一定的床压。床料来自底灰仓。对炉膛的充料通过两条管路将床料从底灰仓出口输送到回料器至炉第36页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A膛之间的返料腿上方（每台锅炉四条返料腿中仅两条设置床料添加口），再通过各返料通道进入炉膛。对四个外置床的充料是从各空室上方通过软管连接充入外置床，充料完成后拆除所有软管，再用盲板将充料管口进行封堵。初次启动需要的床料量为590t，其中：炉膛：130t/h每台HTR/LTSFBHE:120t/h（共两台）每台ITSFBHE:110t/h（共两台）设计系统容量约25t/h，初次冷态启动时约18～24小时，再次启动时根据需加入的床料量多少确定运行时间，一般为5小时。床料添加系统采用气力输送，系统组成具体见床料添加系统图纸1.14。1.14床料添加系统图1.8.石灰石输送系统石灰石输送系统见图1.15：第37页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.15石灰石输送系统图本节将对石灰石输送系统做一简单阐述，作为锅炉对系统的基本要求和运行的参考。石灰石输送系统有三个作用：一，将储存在石灰石粉仓中破碎好的石灰石送入炉膛；二，根据尾部排放要求，定量的提供石灰石；三，防止炉膛高压烟气的反窜。石灰石采用气力输送，包括含流化系统的石灰石粉仓和两条输送线路组成。每条输送线路包括：—锁气器（含称重式测量装置）—旋转阀—螺旋给料机—4个喷嘴，将石灰石高速均匀的送入回料到炉膛灰道。每个喷嘴带2个自动隔离阀和1密封空气阀（接热二次风，用于石灰石停运时吹扫）在正常工况下，石灰石用量最大时，每条输送线路给料量约为32.6t/h，考虑到其中一条输送线路故障的工况，每条输送线路设计给料量至少为18t/h。1.9.灰循环系统锅炉在正常运行过程中，大量的固体粒子在炉膛和分离器组成的主循环回路中不停的循第38页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A环着。一部分极细的粒子随烟气一起到达尾部烟道，作为飞灰进入除尘器；而其余大部分粒子却被分离器捕获下来，通过回料器或外置式换热器回到炉膛。炉膛底部排渣经冷渣器冷却后排出。带中间过热器的外置式换热器也有排渣管接至冷渣器，必要时可以用于排灰。下图（图1.16）表示了设计煤种和粒度（包括煤、石灰石、床料）条件下，灰循环系统中的流量和粒径。图1.16灰系统平衡图1.10.辅助燃料系统本部分详细参见66M-642SM《点火油燃烧器说明书》。锅炉配有总出力为15%B-MCR输入热量的八只床上助燃燃烧器，总出力为11%B-MCR输入热量的两只床下点火燃烧器和相应的燃油系统。点火和助燃燃料为0＃轻柴油。点火和助燃油枪均采用蒸汽雾化型式。1.10.1.床上助燃油燃烧器八个床上助燃燃烧器分别布置在炉膛裤衩管的内侧墙（每侧四支），床面上高度1150处。其设置的目的是在锅炉启动阶段加热床料，以便尽快达到投煤温度。每个燃烧器由油枪及其套管、油枪气动执行器、隔离球阀、冷却风管等部分组成（不含点火装置和火检装第39页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A置）；燃烧器停运后，油枪将后退800mm。部分参数如下（额定工况）：油枪出力：1300kg/h枪前油压力：1.4Mpa.g油枪前雾化蒸汽压力：1.04Mpa.g雾化蒸汽温度：200～250℃油枪出力调节比：4：1床上助燃燃烧器投运条件：1.有床下点火燃烧器运行：—床温超过500℃；—有效的吹扫完成；—一次风温度高于700℃。2.无床下点火燃烧器运行时—床温超过590℃。床上助燃燃烧器停运条件：1.当床上助燃燃烧器在无床下点火燃烧器运行，投油温度高于590℃时，发生下列情况应停运：—床温超过700℃后降低到650℃以下；—床温未超过700℃就降低到590℃以下。2.当床上助燃燃烧器在有床下点火燃烧器运行，投油温度高于500℃时，发生下列情况应停运：—床温超过640℃后降低到590℃以下；—床温未超过640℃就降低到500℃以下。1.10.2.床下点火燃烧器每台炉设置有两个床下点火风道，每个床下点火风道配有两个油燃烧器，其目的在于高效地加热一次流化风（加热后风温约为900℃），进而加热床料。每个油燃烧器均配有独立的高能点火器、火焰检测器及看火孔，进风口设有风门挡板并配有电动执行器。风门电动执行器接受和反馈4~20mADC电信号，对应输出0~90度行程。床下油燃烧器为COEN公司产品，部分参数如下（额定工况）：油枪出力：2000kg/h枪前油压力：0.86Mpa.g第40页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A油枪前雾化蒸汽压力：0.98Mpa.g雾化蒸汽温度：200～250℃油枪出力调节比：5：11.11.底灰系统底灰系统图如图1.17。图1.17底灰系统图本系统主要用于排放和（或）冷却灰渣。除每一台冷渣器的主排渣口外，还应包括：冷渣器、外置式换热器风箱放灰、冷渣器、外置式换热器布风板放灰、回料器风箱放灰、炉膛风室放灰、一二次风放灰点放灰。其中，冷渣器的受热面间排渣口、外置式换热器布风板、外置式换热器风箱、回料器风箱、炉膛风室、一二次风放灰点的放灰可不纳入底灰系统，根据情况放至地面安全处。其余排灰口均应纳入底灰输送系统（包括埋刮板输渣机、斗式提升机等）。1.12.膨胀系统根据锅炉本体布置及吊挂、支承系统结构，整台锅炉设置了多个膨胀中心(或称膨胀零点)，如图1.18：炉膛后墙顶部几何中心(FurnaceFP.)、旋风分离器支座中心（CycloneFP.，四个）、“J”阀回料器支座中心（SealpotFP.，四个）、尾部前包墙顶部几何中心（RearpassFP.）、第41页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A分离器出口烟道支座固定点（DuctcyclonetorearpassFP.，四个）、冷渣器支座中心（四个）、外置式换热器支座中心（FBHEFP.，四个）、回转式空气预热器支座中心，另外还包括各烟道、风道的固定点等。各膨胀系统通过限位、导向装置使其以各自的中心为零点向外膨胀，热膨胀导向装置还可将风和地震的水平荷载传递至钢结构。RearpassF.P.DuctcyclonetorearpassF.P.FurnaceF.P.CycloneFurnaceCycloneF.P.FBHEF.P.SealpotF.P.图1.18锅炉主要膨胀中心示意图各膨胀系统之间通过膨胀节连接，膨胀节作为循环流化床锅炉的一个关键部件，其工作的好坏直接影响锅炉的安全运行。为保证膨胀节的膨胀特性和，其布置应符合设计要求，以有效地吸收膨胀量，同时保证不泄漏，耐磨损，请用户详细阅读膨胀节的安装使用说明书及本公司图纸66M4671MX(灰系统膨胀节)、66M4672MX(烟气系统膨胀节)、66M4673MX(风系统膨胀节)。另外，锅筒以及66M-2（热膨胀系统图）标明的所有集箱、大管道位移监视点都应安装膨胀指示器，用于检验各个膨胀点是否按预期方向膨胀，位移是否为计算值，如有差异，就应及时查明原因，避免事故发生。1.13.蒸汽吹灰系统为了保持受热面的清洁，本锅炉设计了蒸汽吹灰系统。它采用过热蒸汽作为吹灰介质，一定压力的过热蒸汽通过文丘里喷嘴喷出后直接吹扫受热面，并通过蒸汽的内能和产生的冲击动能，清除结渣和结灰，同时通过气流将灰渣带走。第42页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A吹灰器主要布置在尾部竖井中，布置位置见图1.19或66M842MX(吹灰装置)。在最小有效吹扫半径的情况下，所有的受热面都能得到可靠的清洁。在每组受热面（高温过热器HTS、低温再热器LTR、高温省煤器ECO2、四组低温省煤器ECO1）前，各布置一排共4只吹灰器，共计28只。HTS及最末一组ECO1前的吹灰器安装在尾部竖井前墙，其余安装在尾部竖井后墙。吹灰器型式如下：位置型式只数高温过热器前长伸缩式4低温再热器前半伸缩式4省煤器前半伸缩式20尾部受热面吹灰介质采用过热蒸汽，吹灰蒸汽取自中间二级过热器（ITS2）出口，该处压力17.885MPa.a，温度485℃，经（减温）减压站后，需控制吹灰器阀前压力2～2.5MPa，温度至少比该压力下饱和温度高50℃，且不超过370～400℃。由于空气预热器启动初期易堆积易燃固体和燃油，在启动前需进行吹灰，吹灰汽源来自辅助汽源。吹灰器具体形式、安装详见供货商说明书。电厂应根据煤的灰分、锅炉运行烟温（主要指省煤器出口烟温）等情况决定吹灰的频率，以免热效率受损或飞灰系统、除尘器过载。建议吹灰周期为每班（8小时）一次。第43页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.19锅炉吹灰器布置简图1.14.锅炉主要部件1.14.1.省煤器省煤器布置在锅炉尾部烟道内，分为高温省煤器（布置在膜式壁包墙内）和低温省煤器（布置在钢板包墙内）两部分。高温省煤器采用光管结构，由1个水平管组组成，管子规格为∅51mm，材质为20G，3圈绕，顺列逆流布置。横向节距145mm，纵向节距102mm，通过包墙吊挂管吊挂。低温省煤器同样采用光管结构，由3个水平管组构成，管子规格、材质与高温省煤器相同。高温省煤器通过连接弯管2分3，与低温省煤器相连，因此，低温省煤器是2圈绕，第44页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A顺列逆流布置，横向节距97mm，纵向节距102mm，通过吊板吊挂在吊挂管底部弯头上。省煤器管子采用ALSTOM典型的防蚀和防磨保护措施，起到了防止烟气偏流、防止含灰烟气和吹灰蒸汽磨损的作用。给水从省煤器进口集箱右端引入，流经低温和高温省煤器管组，最后由出口集箱端部通过连接管从锅炉右侧引入锅筒。为了减少省煤器管泄漏造成给水泄漏量，在省煤器入口和出口设计了节流孔，高温省煤器蛇形管管屏出口设置了缩口管。1.14.2.锅筒和锅筒内部设备锅筒位于炉膛顶部，通过滚动轴承支撑在顶板上，中间固定，两端膨胀。内径Dn=1800mm,壁厚145mm,直段长约17.2m，筒体材料DIWA353(13MnNiMo54)。锅筒起着锅炉蒸发回路的中转的作用，为汽水分离设备提供场所和空间。锅筒的下半部采用内夹套结构，由于省煤器给水温度接近饱和温度，给水分配管和各个水冷壁上集箱、附加受热面上集箱引出的上升管一起接入锅筒汽水夹套空间，使夹层内充满了流动的汽水混合物。为平衡左右侧的流量偏差，左右侧汽水夹套之间设计了平衡管。汽水夹套引导汽水混合物通过安装于锅筒中两排平行布置的96个汽水分离器中，在每个汽水分离器内湿蒸汽旋转并产生离心作用，蒸汽从汽水混合物中分离出来并上升至分离器顶部，经过分离器顶部金字塔形孔板，从每个分离器的中心孔引出，而液滴被抛到分离器的外壁，并通过重力作用，进入锅筒底部，流回水空间（正常水位）。从分离器中心孔引出的蒸汽，进入锅筒顶部的48个干燥器组件中。蒸汽以较低的速度进入由"W"型波形板组成的干燥器组件后，流向发生几次急剧的变化，使夹带的湿蒸汽中的水份粘附于波形板的表面，水膜靠重力作用重新落到锅筒底部。分离出的蒸汽进入干燥室，最后经过二次分离的蒸汽就通过锅筒顶部的蒸汽连接管进入过热器系统。分离出来的水进入锅筒水空间，通过防旋装置进入集中下水管，参与下一次循环。第45页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.20锅筒内部设备布置图另外，为了使锅筒更好的工作，还有以下必不可少的部件：紧急放水管：在锅筒正常水位处安装了的表面杂质排污管，冷态启动初期，紧急放水阀关闭并处于自动控制，使由于受热体积膨胀而超量的水溢出。该管道是低压力排水管道。连续排污管：锅筒中还布置了一条连续排污管，为多孔管。用于排除水空间的高浓度杂质。加药管：与汽包等长，在其底部开有小孔。特殊的化学物质（通常为磷酸三钠）经外部化学品供給系统的泵进入锅炉，并与炉水在锅筒中彻底混合，以实现所要求的化学控制指标。锅筒水位控制关系到锅炉的安全运行，因此，这里必须对锅炉的几个水位作一说明。由于锅筒是静设备组合，如汽水分离器、干燥器等，这些设备操作员都不能直接操作。操作员只能调节给水泵或给水调节阀，控制汽包水位来影响锅炉运行。本锅炉正常水位在锅筒中心线上，低负荷（或启动时）低于此值150mm，高于或低于此水位的长期运行将影响分离器的性能，进一步影响把干蒸汽送到过热器，蒸汽夹带的水份会导致固体杂质沉积第46页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A在过热器管壁和汽叶片上，对工厂的安全经济运行产生重大影响。故DCS和操作员应经常监视锅筒水位。高水位引起汽水分离器内水泛滥，降低汽水分离能力。如果锅筒水位高于正常水位的115mm（最高安全水位或高警报水位），DCS发出警报；如果高于190mm（最最高水位或高水位跳闸），锅炉自动停炉。低水位时汽水分离器无法工作，湿蒸汽离开汽包进入过热器系统。如果锅筒水位低于正常水位的270mm（最低安全水位或低警报水位），DCS发出警报；如果低于370mm（最最低水位或低水位跳闸），锅炉自动停炉。为精确测量和监控汽包水位，配备四只单室平衡容器和两只无盲区双色水位计。单室平衡容器布置在封头上，左右各二，与压差变送器配套使用，对汽包水位进行监控和显示（其中一个作为满水停炉保护），并对外输出水位变化时压差信号。1.14.3.燃烧室炉膛为一个35830（高）×15051（宽）×12615（深）的燃烧室，总体上分为两个部分。炉膛下部采用了ALSTOM特有的裤衩型结构，两个支腿分别对应各自的风箱和布风板。从两侧墙入口集箱引出的管子分为四路：①外侧墙→布风板→内侧墙；②外侧墙；③内侧墙→布风板→外侧墙；④内侧墙。这些管子与从前（后）墙下集箱引出的前后墙管一起形成了风箱和布风板、燃烧室。风室底部标高为2250mm，布风板中心线标高为7200mm。炉膛下部管子节距174mm，规格∅76mm。四个回料器的返料、四个外置式换热器的返料、四个冷渣器的排渣与回风、二次风送入、助燃油枪开孔均在此区域。在炉膛上部，前墙、后墙、两侧墙管子通过叉形管一分为二，管子节距87mm，规格∅57mm。在炉膛顶部，两侧墙向炉中心弯曲形成炉顶。分离器为长烟道布置，炉膛至分离器烟道开孔在前后墙上部出口各两个。炉膛内布置有42片扩展水冷屏，前后墙各8片，两侧墙各13片，有独立的上下集箱和上升管、下降管。管子节距87mm，规格∅63.5mm。扩展水冷屏起到了增加蒸发受热面面积的作用,扩展水冷壁屏附着在炉膛水冷壁四周（见图1.20），其传热特性和炉膛水冷壁相同，插入炉内较浅，不易磨损，对炉内温度场分布影响较小。第47页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.21扩展水冷壁屏示意图为了防止受热面管子磨损，在下部水冷壁、炉膛上部烟气出口附近的前后墙区域，均敷设有耐磨材料，其厚度均为距管子表面100mm。根据本公司与ALSTOM公司合同，水冷壁布风板及布置在布风板上的钟罩式风帽由ALSTOM公司直接供货，下部分界点在标高6750mm，上部分界点在标高7559、8274mm。布风板由外侧墙和内侧墙交叉形成，整个布风板分为中心区和边缘区，采用不同的风帽密度，提高了布风均匀性。本工程采用的是钟罩式风帽，A型1542只（另备用15只），B型376只（另备用4只），具有阻力适中、不易漏渣、磨损轻等特点。由于钟罩式风帽对大渣的定向能力较弱，应注意严格保证煤的破碎粒度，以免出现炉膛内大渣堆积过多的情况。锅炉的水循环经过精心计算，确保各种工况下水循环安全可靠。从锅筒用6根∅406.4第48页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A的水冷壁下降管（D1）和4根∅355.6的附加受热面主下降管(D2)将锅水直接送至水冷壁(H0)和附加受热面下集箱（Hexi），下降管与集箱之间无下水连接管。水冷壁下集箱通过三通连接在一起，无隔板。前后墙下集箱下降管数各为1根，而两侧墙下集箱各为2根。在前后墙下集箱上还各引出了4根水冷壁中间集箱下水连接管（S），规格为∅168.3，分别接入水冷壁上部和下部中间集箱（Hi）。4根附加受热面主下降管一分为二，形成8根∅273的附加受热面分散下降管（D2division），引入附加受热面入口π型集箱。46根上升管(R1~R4)通过水冷壁前后墙、两侧墙，以及附加受热面前后墙、两侧墙上集箱进入锅筒。除前墙及后墙附加受热面上升管采用规格为∅273.1的管子外，其余均为∅219.1。图1.22水循环系统示意图第49页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1.14.4.旋风分离器入口烟道本工程采用了四个内径为7.85m的钢板式旋风分离器，每个旋风分离器分别对应设置有一个进口烟道，开孔在炉膛前后墙，将炉膛前后墙水冷壁上部烟气出口烟窗与旋风分离器相连接，并形成一个具有下倾角和凹槽，形状复杂的气密烟气通道，以导流和加速气流，并有一定的预分离作用。因此，在分离器入口烟道的底面可能有一定高度的积灰，因此，设计了热二次风作为炉膛至分离器入口烟道吹扫风，根据积灰情况，定期清理该烟道可能发生的积灰。旋风分离器入口烟道采用内保温结构，外表面是一定厚度的钢板，内衬为保温、绝热和耐磨材料（从外而内）。分离器入口烟道内衬耐火耐磨材料按所处位置和工作环境的区别，分为立墙、顶面、底面等区段，并在不同区段采用不同的固定方式和材料厚度、型式（砖或浇注料）。具体见66M-8（II）SM《炉衬说明书》。在旋风分离器进口烟道外壁，设置有人孔门入口，但应注意，在停炉期间，对分离器内部结构不熟悉的人员进入其中检查是十分危险的。1.14.5.旋风分离器四个钢板式旋风分离器对称布置于锅炉的两侧墙，其上半部分为圆柱形，下半部分为锥形，外表面是一定厚度的钢板，内衬为保温、绝热和耐磨材料（从外而内）。烟气出口为圆筒形钢板件，形成一个端部敞开的圆柱体（中心筒）。旋风分离器中心筒由高温高强度、抗腐蚀、耐磨损的特种不锈钢板卷制而成。为提高分离效率，中心筒的中心线与旋风分离器筒体的中心线有一定的偏离。分离器内衬耐火耐磨材料按所处位置和工作环境的区别，分为分离器出口直段、分离器出口顶面、分离器圆筒段磨损严重面、分离器圆筒段其余区域、分离器圆锥段等区段，并在不同区段采用不同的固定方式和材料厚度、型式（砖或浇注料）。具体见66M-8（II）SM《炉衬说明书》。在每个分离器底部，设有1个流化风环形分配母管，通过6个充气点将来自高压风机的流化风送至分离器。在环形分配母管上方，还设置了两层打焦孔，通过压缩空气对分离器进行吹扫打焦。该分离器模型的尺寸选取是经过试验优化的产品。其对细颗粒粒子的捕捉能力强、高效可靠，为保证炉内高的循环灰浓度和高的传热以及高的碳粒子燃尽程度提供了保证；同时减小了尾部飞灰量，并有效地将飞灰粒径控制在适当范围之内，为降低尾部对流受热面第50页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A的磨损创造了条件。1.14.6.回料器四个旋风分离器下对应布置有由钢板制作而成的四个回料器，回料器采用内保温结构，支撑在构架梁上。回料器有两个关键功能：使再循环物料从旋风分离器连续稳定地回到炉膛；提供旋风分离器的负压和下燃烧室正压之间的密封。回料器用风由高压风机提供，通过风箱和风帽供风，流化循环灰，实现稳定回料。每个回料器下部设有一个锥形阀，控制通过回料器和外置床的循环灰量。锥形阀由一水冷阀芯和耐高温耐磨材料阀座组成，机械控制。回料器上还设有煤、石灰石和启动床料的加入口，采用回料给煤有利于煤粒的混合和预热和，同时利于着火和燃烬，以有效地降低飞灰含碳量。1.14.7.外置式换热器在锥形阀的控制下，部分循环灰将流过外置式换热器，外置式换热器通过分隔墙被分为各个小室，护板及分隔墙均采用碳钢，其内表面敷设有耐火耐磨材料，隔墙靠水冷冷却。各个仓室下布置有风箱，循环颗粒通过布置于各个室底部的风帽实现流化。循环颗粒流经每个仓室后将进入炉膛。外置式换热器内布置有受热面，靠炉后外置式换热器内设置有中温过热器（ITS1和ITS2），可以通过控制其间的固体粒子流量来控制炉膛温度；靠炉前的外置式换热器内设置有低温过热器(LTS)和高温再热器（HTR），可以通过控制其间的固体粒子流量来控制再热蒸汽温度。由于在外置换热器中，高温灰垂直于每片屏流动，每片屏的受热情况不一样，而进口蒸汽温度是相同的，为了减轻出口汽温偏差，控制管屏壁温，需通过严格计算，将外置式换热器沿灰流动方向分为几个区，调整各区阻力，合理分配蒸汽流量。阻力的调整是靠调整管子规格来实现的。因此，FBHE结构十分复杂，管子规格众多。由于外置换热器内工作环境为大量高温循环灰，其受热面的固定也是十分关键的。外置换热器内的过热器、再热器蛇形管由ALSTOM的专利结构支撑，避免管子振动和在管子上的焊接。此结构已在PROVENCE250MWCFB锅炉上成功运行。外置式换热器主要材料规格及尺寸：ITS1:第51页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A管屏数：30节距：98管子规格：φ51、φ63.5入口集箱：φ355.6出口集箱：φ406.4ITS2:管屏数：A型－8片；B型－10片；C型－10片节距：98管子规格：φ26.7、φ33.7、φ44.5、φ51、φ57、φ63.5、φ76.1入口集箱：φ355.6出口集箱：φ406.4ITS1-ITS2外置式换热器整体尺寸（耐磨材料内表面）：6980mm（长）/4400mm（宽）/5300mm(高)注：ITS1-ITS2之间无隔墙。LTS：管屏数：30节距：98管子规格：φ51、φ63.5入口集箱：φ355.6出口集箱：φ406.4LTS外置式换热器整体尺寸（耐磨材料内表面）：3492mm（长）/4400mm（宽）/5300mm(高)HTR:管屏数：A型－8片；B型－12片；C型－10片节距：122管子规格：φ26.7、φ33.7、φ44.5、φ51、φ57、φ63.5、φ76.1入口集箱：φ558.6出口集箱：φ609.6HTR外置式换热器整体尺寸（耐磨材料内表面）：4238mm（长）/4400mm（宽）/5300mm(高)示意图见图1.23。具体结构见相关施工图纸。第52页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图1.23外置式换热器示意图1.14.8.冷渣器锅炉共布置四台冷渣器，炉膛两只裤衩管各对应两台，当其中一台冷渣器短时间停运解列进行维修时，另一台冷渣器需承担单侧裤衩管（即半炉膛）的全部排渣量。锅炉在各种情况下的底灰量说明如下：煤种设计煤种校核煤种1校核煤种2校核煤种3最差煤种总灰量（t/h）934353110114底灰量（t/h）4722275557设计底灰量（t/h）6530377780炉膛四个排渣口通过锥形阀与冷渣器连接。冷渣器呈矩形，通过分隔墙被分为3个仓室（如图1.24所示），护板及分隔墙均采用钢板结构，护板内表面与分隔墙外表面均敷设有耐火耐磨材料，隔墙同时还通过自然通风冷却，以提高耐磨耐火材料的可靠性。各个仓室下布置有风箱，灰渣颗粒通过布置于各个仓室底部布风板上的风帽实现流化冷却。进口空仓采用纯风冷却，两个水冷仓室内布置蛇形管，冷却介质为凝结水。最后一个冷却仓后墙，设置有主出渣口（A）和回风口。当炉膛床压超过设定值时，冷渣器进口锥形阀开启，渣从侧面进入冷渣器的第一个进口空仓，在该室的流化冷却风作用下，部分随渣进入的未燃烬的煤，得以充分燃烧，并呈流化状态从风冷隔墙溢流到第一水冷冷却仓；同样道理，在第一水冷冷却仓的流化状态下，渣从风冷隔墙溢流到第二水冷冷却仓。经过两级水冷管第53页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A束及流化冷却风的作用后溢流到主排渣口，并接入刮板输渣机。经风水冷却后的渣温能控制在150℃以下。图1.24冷渣器示意图冷渣器的正确使用是锅炉正常运行的重要条件，为使用户对此有一个深入的了解，将冷渣器各排渣口的结构和作用描述如下：a)主排渣口A从主排渣口排出的渣进入底渣输送系统。主排渣口正常排渣温度≤150℃，但极端工况下，如某一台冷渣器停运时，排渣温度可能会达到200℃，排渣粒度为0～10mm。b)风室排渣口B、D作用有二：其一，锅炉运行时，可能会有一些细灰通过布风板上的风帽进入到冷渣器各仓室的风室中。这些细灰将通过布置在风室底部的排渣口排出；其二，当锅炉在长时间停炉（冷态及温态启动）后启动时，在建立流化前的排渣。正常运行时，这些排渣口一般一周排一次，排渣量约5kg/天，最高排渣温度≤250℃，粒度小于100mm。风室排渣口需纳入底渣输送系统。c)进口空仓排渣口E冷渣器进口空仓排渣口布置在靠近冷渣器进渣管处，主要作用是排除来自炉膛的大渣，这些渣块可能影响冷渣器的流化。由于该排渣管的渣温较高，排渣设备的布置及选型应充分考虑该渣温，如底渣的输送方向应与冷渣器中渣的流动方向相反，以避免高温渣与第54页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A底渣输送设备直接接触。同时，在该排渣管上串联布置了两个电动闸板门（带就地操作装置），并可通过主控室进行控制。在这两只依次打开的阀门间设计了带空气喷嘴的容器罐（容量大于50升），以防堵并降低渣温。通常，排渣温度小于300℃，粒度为0～200mm。该排渣口需纳入底渣输送系统，正常运行时一般每天排一次渣，若煤和石灰石粒径不能满足设计要求，则每班排一次。渣量～50kg/天。d)冷渣器水冷仓排渣口C、F在冷渣器的每个水冷仓，均设置有两个排渣口，一个靠近水冷仓进口隔墙，另一个靠近水冷仓出口隔墙，用于该仓中堆积在受热面间大渣的排除，避免影响受热面的换热效率。靠近水冷仓进口隔墙的排渣口的大渣引至距地面1～2m处，在该排渣管上设置了一个手动闸板门，在该闸板门的上游布置有空气喷嘴，以防堵并降低渣温。通常，排渣温度在300～500℃，粒度为0～100mm，在必要的时候（如底渣系统出问题或大渣量较多）进行排渣。靠近水冷仓出口隔墙的排渣口与底渣输送系统相连，在该路排渣管上布置了一个电动闸板门（带就地操作装置），在该闸板门的上游布置有空气喷嘴，以防堵并降低渣温。通常，排渣温度在300～500℃，粒度为0～100mm，正常运行时一般2～3天排一次渣，若煤和石灰石粒径不能满足设计要求，则每班排一次。渣量～800kg/天。由于渣温可能达到500℃，故需充分考虑此状态下底渣输送系统的正常运行。由于国内电厂燃用的煤质变化较大比较杂，其破碎粒度难以保证，大渣的沉积较多，通过这些辅助排渣口，可以做到大渣细灰各行其道。以上说明汇总如下表：序号名称数量是否接入底渣输送备注A主排渣口1是连续运行BD风室排渣口3是每周排渣一次C受热面间排渣口2否每月排渣一次E进口空仓排渣口1是每天排渣一次F受热面下排渣口2是2～3天排渣一次1.14.9.包墙过热器尾部受热面断面尺寸为10230mm（宽）×12350mm（深），采用成熟的汽冷膜式壁包墙（下部为护板包墙），两侧包墙上部通过拉稀形成四个入口烟窗与旋风分离器出口烟道相连。包墙管子材料和扁钢材料按不同的烟温分段设计。汽冷膜式包墙内从上而下分别布置第55页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A有高温过热器、低温再热器和高温省煤器，护板包墙内则布置低温省煤器。包墙蒸汽流程及几何尺寸见图1.25。根据烟温不同并考虑MFT下包墙管的干烧保护，包墙管材质分别为SA-210C、SA-213T2及SA-213T22。在包墙上部受旋风分离器出口烟道耐火耐磨材料蓄热辐射区域，还为包墙管设置了耐火保温层。为了避免蒸汽在顶棚及后竖井区域向下流动过程中可能出现的多值性现象（特别是低负荷下），减少包墙过热器系统的流量偏差，使流量分配均匀、合理，在蒸汽下行的进口处均装设了节流圈。图1.25包墙蒸汽流程及几何尺寸图1.14.10.高温过热器高温过热器布置在锅炉尾部烟道内，采用光管结构，由1个水平管组组成，管子规格为∅51mm，材质为15CrMoG/SA-213T22/SA-213T91，管圈材质的异种钢焊口在厂内完成。采用4圈绕，错列布置，高温段顺流布置，低温段逆流布置。横向节距145mm，纵向节距102mm，通过包墙吊挂管吊挂。第56页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A高温过热器管子采用ALSTOM典型的防蚀和防磨保护措施，起到了阻止烟气偏流、防止含灰烟气和吹灰蒸汽磨损的作用。1.14.11.低温再热器低温再热器布置在锅炉尾部烟道内，采用光管结构，由1个水平管组组成，管子规格为∅70mm，材质为20G/SA-209T1a，管圈材质的异种钢焊口在厂内完成，采用4圈绕，错列逆流布置，横向节距145mm，纵向节距140mm，通过包墙吊挂管吊挂。低温再热器管子采用ALSTOM典型的防蚀和防磨保护措施，起到了阻止烟气偏流、防止含灰烟气和吹灰蒸汽磨损的作用。1.14.12.回转式空气预热器本工程采用在美国ABB-CE预热器公司技术上进行开发设计和制造的新型四分仓空气预热器，每台锅炉布置一台预热器。这种四分仓容克式空气预热器是一种以逆流方式运行的再生式热交换器。加工成特殊波纹的金属蓄热元件被紧密地放置在转子扇形隔仓格内，转子以0.99转/分的转速旋转，其左右两半部份分别为烟气和空气通道。空气侧又分为一次风通道及二次风通道，其中，一次风布置在两个二次风之间。当烟气流经转子时，烟气将热量释放给蓄热元件，烟气温度降低；当蓄热元件旋转到空气侧时，又将热量释放给空气，空气温度升高。如此周而复始地循环，实现烟气与空气的热交换。它不但是电站锅炉的主要部件，而且也是化工、冶金过程中理想的节约能源、提高效率的热交换器。转子由置于下梁中心的推力轴承及置于上梁中心的导向轴承支撑，并处在一个十边形的壳体中，上梁、下梁分别与壳体相连，壳体则坐落在钢架上。电驱动装置安装在下梁的下部，通过与转子接长轴联接，带动转子以0.99转/分的转速旋转。为了防止空气向烟气侧泄漏，在转子上、下端半径方向，外侧轴线方向以及圆周方向分别设有径向、轴向及旁路密封装置，此密封装置采用双密封结构以降低漏风率。此外，预热器上还配置有火灾监测消防及清洗系统，吹灰装置、润滑及控制等设备。具体见78YR/SM-1，《回转式空气预热器说明书》。1.14.13.耐火耐磨材料循环流化床锅炉与常规煤粉炉不一样，它采用的是一种多次循环燃烧方式，不可避免第57页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A地在炉内形成了一个高灰浓度区域，因此循环流化床锅炉的防磨措施必须引起特别的重视。本锅炉的耐火耐磨材料足以确保锅炉的安全、可靠运行和维护。锅炉的一些部分不是由压力部件构成，也未被循环水或蒸汽冷却，而暴露在高温环境中，并且接触高速流动的烟气。如钢板结构的回料器、分离器（包括进出口烟道）以及冷渣器、外置式换热器等。在这些无热传导的区域内部都设有三层耐火耐磨材料，其中最靠近外层金属板的是保温层，第二层是绝热层，第三层是耐磨层。对于压力部件防磨损而设计的耐磨耐火材料同时还具有低绝热的特性，这样，锅炉的热传导就不会受到影响。这种耐磨耐火材料覆盖层主要使用在燃烧室。在燃烧室的密相区，床料与加入的燃料和石灰石混和，并被流化，其中较小的颗粒被上升气流带走，较重的颗粒则落回到布风板面上，这里的颗粒有很强的磨损性，因此耐火材料的覆盖范围就从布风板开始，一直延伸到燃烧室中垂直壁与斜壁的交界处。在炉膛开孔处、密相区与稀相区交界处，床料微粒流向的不均匀性也会造成磨损，对这些地方，通过采用特殊的结构来达到防磨的目的。烟气向炉膛出口汇集时，其携带的不定向颗粒不可避免的会对该处造成一定程度的磨损，因此在出口附近管子的两侧，上部和下部都有耐火材料保护层。在屏底部与烟气的流动方向垂直的部位，磨损更为严重，锅炉不得不采用耐磨材料的保护。本工程中使用的非金属耐磨材料，是在ALSTOM公司成熟技术基础上的完善，其物理、化学性能均达到或超过ALSTOM公司标准要求。选择性能优良的耐火耐磨材料，只是保证其性能的第一步，除此之外，还必须按照供货商提供的施工、养护工艺规范，遵循其现场指导，严格控制施工过程的质量，并按要求进行固化，以求达到最好的使用效果。具体结构和说明见66M-8(II)~(X)耐磨内衬图纸和66M-8（II）SM《炉衬说明书》。1.14.14.保温密封炉墙和保温是锅炉设备的重要部件之一，合理的结构和良好的施工,是保证锅炉机组正常运行的必要条件，炉墙和保温的基本作用在于对锅炉进行绝热保温、减少散热损失，在处理炉墙结构、选取炉墙和保温材料以及炉墙施工时，应充分注意耐火(热)、绝热、膨胀、密封以及外表保护等一系列的基本要求，对于锅炉个别部位的炉墙和保温结构处理欠妥或有遗漏之处，现场施工人员应本着上述原则予以处理。炉墙和保温结构、材料、固定、施工技术条件及注意事项等详见炉墙图纸66M-8(I)、《炉墙说明书》66M-8(I)SM、保温图纸66M-13(I)~(III)、《保温说明书》66M-13SM。第58页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A1.14.15.锅炉构架锅炉构架采用全钢结构，由顶板、柱、梁、垂直支撑和水平支撑组成一个空间支撑体系。柱、梁、垂直和水平支撑之间，顶板主梁和次梁之间，用高强螺栓连接。锅炉采用露天布置，炉顶有大包密封，锅炉顶板上设置轻型防雨屋盖，汽包层设置封闭的司水小室，燃烧器范围内设有可靠的轻型防雨设施，炉底运转层下设有紧身封闭。锅炉构架按国家《钢结构设计规范》（GBJ17-88）,并参照美国钢结构协会（AISC）规范设计。构架设计按《建筑结构荷载规范》（GBJ9-87）考虑了风荷载，按《建筑抗震设计规范》（GBJ11-89）进行抗震设计，锅炉构架除承受锅炉本体荷载外，还承受锅炉范围内的各汽水管道、烟风煤粉管道、吹灰设备、锅炉底部封闭、12.6m锅炉运转层大平台等的荷载，以及电梯井传来的荷载，炉顶部检修起吊设施及起吊部件等的荷载。构架主要承重构件使用的材质为Q345B低合金钢，其余为普通碳素钢。高强螺栓材质为20MnTiB，螺母材质为15MnVB，垫圈为45#钢。锅炉平台的布置满足运行中巡检及维修的需要，除给煤平台和司水小室平台为花钢板平台外，其余平台、扶梯均为防滑的栅格222板。平台活荷载为2.45KN/m，检修平台活荷载为3.92KN/m，楼梯活荷载为2KN/m。沿锅炉本体外表设有导向装置，其标高及具体布置见66M58。通过导向装置可将锅炉受到的水平荷载传递到钢架上，可避免炉体的晃动。同时，沿炉膛及尾部热回收区的管壁周界设置多层刚性梁,以增加炉壁的刚度,炉膛的瞬时承载能力上部为±8700Pa，下部为-8700Pa和+21200Pa。锅炉的主要受压件（如炉膛水冷壁、尾部竖井烟道等）均由吊杆悬挂于顶板上，而其它部件如旋风分离器、冷渣器、空气预热器、床下点火风道、回料器等均采用支撑结构支撑在横梁或地面上。锅炉需运行巡检的地方均设有平台扶梯。1.15.主要性能数据锅炉热力特性(BMCR工况)单位额定参数备注干烟气热损失%燃料中水份及含氢热损失%4.39空气中水份热损失%未燃尽碳损失%1.7辐射及对流热损失%0.2灰渣物理热损失%1.51不可计损失%0.1锅炉计算热效率(按低位发热量)%92.1第59页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A制造厂热效率裕度%0.5锅炉保证热效率(按低位发热量)%91.6脱硫计算效率(Ca/s＝2.1)%94脱硫保证效率(Ca/s＝2.1)%94锅炉排污率%1锅炉补给水量正常时t/h10启动或事故时t/h30.7空气预热器出口热一次风温度℃291空气预热器出口热二次风温度℃291炉膛出口过剩空气系数α1.2空气预热器出口烟气修正前温度℃131空气预热器出口烟气修正后温度℃126空气预热器入口冷一次风温度℃45空气预热器入口冷二次风温度℃35设计床温℃870旋风分离器出口烟温℃898冷渣器出口渣温℃150±5空预器出口空气过剩系数α1.278空气预热器出口烟气温度℃126（修正）Ca/S摩尔比2.1锅炉飞灰量(设计煤种)t/h46.4锅炉底灰量(设计煤种)t/h46.4锅炉飞灰底灰比50/50SO2排放值mg/Nm3<195NOx排放值mg/Nm3<4003锅炉空预器出口飞灰浓度mg/Nm341.3×101.16.主要部件水容积部件名称水压试验时(m3)运行时(m3)锅筒49.849.8水冷壁(包括扩展水冷屏)124.5124.5过热器77.30再热器138.20省煤器166.8166.8冷渣器水冷管束4.14.1第60页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A外置床水冷管束2.42.4总计563.1198.2注:水冷壁容积包括了集中下水管，分散下水管、下水连接管、扩展式水冷蒸发屏和集箱的容积。再热器、过热器和省煤器均包括其所属的集箱和连接管。冷渣器水冷管束水容积包括了管子和集箱的容积。第61页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A第二部分锅炉投运前准备2.1.总则锅炉机械施工完毕后，在投运前还需经过静水压试验、设备和系统检查、耐火材料施工和养护、煮炉和化学清洗、蒸汽管线吹扫等阶段。这些阶段完成的质量，与锅炉的运行质量和使用寿命息息相关，为此，用户应引起足够的重视。2.2.静水压试验2.2.1.目的根据中华人民共和国劳动人事部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》，初次投运和任何一次受压部件维修后都必须进行水压试验，锅炉过热器、炉膛和省煤器作为一个整体，以锅筒工作压力的1.25倍（22.38MPa.g）进行水压试验；再热系统以再热器进口工作压力的1.5倍（5.57MPa.g）单独进行水压试验。试验水温20～70℃，且应高于环境温度。2.2.2.验收标准承压部件没有任何泄漏时，符合下列情况认为通过了水压试验：—在受压件金属壁和焊缝上没有水珠和水雾；—当降到工作压力后胀口处不滴水珠；—水压试验后没有残余变形。如发现有渗漏，应在渗漏处作上标记，锅炉减压，排放并修理渗漏点。修理完后，装置再进行试验，直至授权检验人员许可。2.2.3.先决条件根据中华人民共和国劳动人事部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》，初次投运和任何一次受压部件维修后都必须进行水压试验，锅炉过热器、炉膛和省煤器作为一个整体，以锅筒工作压力的1.25倍作水压试验；再热系统以再热器进口工作压力的1.5倍单独进行水压试验。在对机组做水压试验之前，做一彻底的内外检查，并绝对确保下列事项已完成：—收集文件和记录，保证现场安装的需进行静水压试验的所有压力部件都是按照标准第62页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A程序和文件施工；—在注入静水压试验的合格用水之前，所有的部件都应加以支撑，弹簧吊架等销定在固定位置，避免水重对过热蒸汽和再热蒸汽管道、支撑造成的损害。但在锅炉静水压试验后，锅炉点火前应去掉弹簧吊架定位销；—任何设计中不承受水压试验压力的部件与阀门已适当地隔离或隔开，用于隔离的临时隔板和装置能够承受试验压力；—应有足够的静水压试验合格用水注入水压试验的各个部分，静水压试验合格用水规定如下：1.对于可排水区域：a.如果注入的水将作为锅炉运行用水，水质必须满足《火力发电厂水汽化学监督导则》的规定；b．如果注入的水作为长期储存用水，水质必须满足存储水质条件；c.如果注入的水仅用于静水压试验，可以注入清洁的过滤水，PH值在7.5～10之间。可用200～300ppm的联氨进行处理。2.对于不可排水区域，则必须用软化水。—所有的接头，包括焊接接头在试验期间不能进行保温，并要暴露在外以便于检查；—证实锅筒的人孔被封上，并有备用的人孔垫片；—关闭截止阀、止回阀、所有的疏水和排污阀和所有不允许承受水压试验压力的仪表用阀或其它辅机设备上的阀门。—打开机组每一部件最高点的排气口；—水压试验应在周围气温高于5℃时进行，低于5℃时必须有防冻措施。水压试验用水应保持高于周围露点的温度以防锅炉表面结露，但也不宜温度过高以防止引起汽化和过大的温差应力，试验水温20～70℃。—如果水温超过50℃，工作人员在靠近机组检查时应小心，防止因水的泄漏导致烫伤。—确定在进行水压试验机组的现场无闲杂人员。2.2.4.水压试验步骤(1)注水注意：当进行水压试验时，必须监视最低锅筒壁温和水温，以保证水压试验在金属脆性转变温度以上完成。上水速度应缓慢，以免引起水击，建议上水速度，夏季不少于2小时，冬季不少于4第63页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A小时，当水温与锅筒壁温较为接近时，可适当加快上水速度。为了达到水压试验温度，可以：—如果锅炉床下风道点火器系统无法投入运行（如投运初期），建议采用外部热源加热以达到所推荐的最低温度，此温度由锅筒表面热电偶测得。—如果锅炉的床下点火装置可以投入运行，当机组注水到正常水位之后，点燃床下油点火器以升高锅筒温度到所推荐值的2～5℃以上，熄火并连续注水。(2)当机组注水时，检查锅筒疏水管和人孔的泄漏情况，当水从处于最高位置的排气口流出时关闭排气阀。(3)慢慢升压到试验值，建议压力上升速率不应超过0.3MPa/分，以免压力波动过大。(4)当水压试验压力上升到工作压力时，应暂定升压，检查有无漏水或异常现象。(5)继续升压至试验压力，并在试验压力下保持20分钟，然后降到工作压力，彻底地检查机组的泄漏情况，检查期间压力保持不变。检查完毕后，当压力降至0.098～0.196Mpa时，开启各放气阀和疏水阀，慢慢地降压，泄压速度不应超过0.3MPa/分钟。过热器和再热器系统必须完全疏水。(6)如果在水压试验期间使用了临时的人孔垫圈，在机组重新注水投入运行之前，应用合适的垫圈替换临时的垫圈。(7)在试验完成后，拆除安全阀上的堵头或堵塞,去掉所有弹簧吊架的定位销。2.3.烘炉本锅炉机组敷有大量的耐火耐磨材料，其含有大量的水分，尺寸也比完全干燥时稍大，因此必须对耐火耐磨材料进行彻底的风干，即固化。而要完全脱除水分只能用慢慢的控制加热来实现，需多少热量取决于许多因素，如耐火耐磨材料的种类和数量，所含水分等。应注意：固化时间应足够长，如果加热太快，耐火耐磨材料的外层先干，与耐火耐磨材料的其余部分收缩分离，产生裂缝，而且快速加热使耐火耐磨材料中产生蒸汽，厚度较大部分不能渗出，都会造成耐火耐磨材料的脱落，影响其性能质量。实施了所有安全措施后才开始耐火耐磨材料的固化，并用正常处理的给水注入机组至正常操作液位。耐火耐磨材料的固化一般分为床下点火风道的烘烤、冷渣器的烘烤、外置式换热器的烘烤和炉膛的烘烤。床下点火风道、冷渣器、外置式换热器的烘烤可单独进行，一般可根据现场情况用临时热源（如气体燃烧器）来进行固化。而炉膛（包括分离器和回料器）的烘烤则较为复杂，常常需分步骤进行，烘烤时需严格监控床温及炉膛出口烟温，控制温升第64页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A速度，在烘烤后期需带负荷运行。本机组所有炉内耐火耐磨材料均由现场安装单位敷设，施工单位应严格按照耐火耐磨材料制造商的要求进行固化和干燥。并保证耐火耐磨材料的实际性能值不低于耐火材料制造商提出的要求。2.4.给水和锅内水处理给水和炉水取样都必须进行化验，以满足一定的水质要求。给水品质应符合GB12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》中相应水质的规定及锅炉技术协议中对水质的要求。锅炉厂对因给水品质不合格引起的炉管腐蚀、形成水垢,造成炉管爆管不予负责，同时炉管结垢后还会影响传热，直接影响锅炉性能。2.5.化学清洗2.5.1.总则高压以上蒸汽锅炉运行前的化学清洗是一个标准的工业过程，运行前的清洗可使投运后的锅炉具有高的可靠性和效率。对初次投运锅炉化学清洗可以除去金属内表面氧化皮，并为运行中形成氧化铁薄膜打下基础。2.5.2.确定是否要求进行化学清理运行前的酸洗是必须的，目的在于去除安装过程中所有循环部件的铁锈。影响生锈状况的因素有贮存措施和电厂的天气条件。在运行期间形成的沉积物是各种各样的，且很难确定，应每一年或两年进行一次切管取样，并测出沉积物的重量。一般来说，不考虑沉积物的成份差异，一台机组在炉膛管的2工质侧的沉积物达到20～40mg/cm时就应考虑在下次维护期间进行酸洗。2.5.3.溶剂系统选择化学清洗用溶剂，考虑两个基本因素：—溶剂与部件材料的相容性；—溶剂要易于除去沉积物，一般溶剂中以盐酸或氢氟酸作为除水垢的基础。以上两个因素相辅相成，因溶剂溶解沉积物后在管壁上会形成腐蚀。若溶剂在管壁上无沉积物时，则不能起腐蚀管壁的作用。因而选取溶剂时应考虑选择合适的钝化剂来保护第65页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A管壁免受酸腐蚀影响。无机酸如盐酸通常用作清除轧屑或运行沉积物的溶剂，如果在沉积物中含铜，因为铜会在酸性溶液中沉积于金属表面，必须同时使用复合试剂，溶剂的强度将取决于沉积物的分析、重量和结构。当使用盐酸用于运行前的清洗时，一般按以下条件进行：盐酸浓度最大值5%(以重量计算)金属或溶剂温度68℃溶剂接触时间6小时防腐蚀剂的浓度视具体条件定2.5.4.总的清洗操作（1）清洗前准备：加药前，隔离所有易被腐蚀的玻璃仪表，同时这些连接件在化学清洗后必须用水清洗，控制锅筒水位在规定限度内。（2）锅炉的化学清理决不能由无经验的工作人员来进行，如果情况失去控制或用不合适的物质，便有很大的危险，因此必须制订周密的计划以确保获得指定的化学工况，防止对人员和财产产生危害。（3）清洗后排放物要符合环保要求。（4）在清洗炉内水管和省煤器系统时，应向过热器反向注入除盐水或冷凝水，且水中氯离子浓度<25mg/L。（5）为了使机组达到清洗温度，机组可以注入冷凝水或软化水并用2.2.4条中所指定的方法加热，并用锅筒热电偶（如果需要可使用临时性的热电偶）监视机组的温度，以确保如何区域的温度不超过溶剂系统和所用防腐剂温度的限制，这些限制必须由溶剂系统的供货商来指定。（6）在炉内管中含酸时，千万不能升火，以免破坏钝化剂。（7）当确认化学清洗已除去沉积物后（当根据铁的浓度指示确定清洗完成），用充氮气将溶剂排出。（8）对过热器中可能吸收了溶剂成份的水要重新用冷凝水置换和清除。（9）清除过热器后，再在炉内进行注水和疏水多次，以彻底清除残余溶剂，再用漂洗剂漂洗，要防止漂洗剂中离子在清洁的表面发生沉淀，漂洗/疏水循环均在氮气层下进行。（10）漂洗完成后，往炉内注入碱性溶液以中和残余的清洗剂，钝化表面，防止过后生锈。（11）钝化完成，进行疏水检查（必要时充入氮气）。第66页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A2.6.蒸汽管线吹扫蒸汽管线吹扫的目的在于运行前去除管道中的沉淀物（管道氧化铁结疤和其它外部颗粒），以免其对汽轮机阀门和叶片造成损害。●在进行蒸汽管线吹扫前，需满足以下先决条件：1.有连续供给的冷凝液或软化水，足以补充在每次蒸汽吹扫期间损失的水；2.锅炉安装调试完成；3.电器图检查；4.控制回路配线图检查；5.完成仪表校验；6.安全连锁试验；7.设定和检查安全阀；8.已完成锅炉辅助系统和试验；9.燃料供给充足；10.所有蒸汽吹扫区域内的临时脚手架、设备和其它不必要的材料必须拆除。以上确认后，可进行临时吹扫管线、吹扫阀和消音器的安装，并做好检查和压力试验。临时管线必须便于锅炉下游所有蒸汽管线的吹扫。所有临时管线上的阀门应能快速响应，并与管线尺寸相同，以防止发生节流现象。临时向大气排放的管线必须加以固定，使其在喷射时能承受由喷射产生的反作用力。吹扫的方向应保证夹带杂质的高速蒸汽对人员和设备不会造成损坏。是否需要消音器视位置而定，根据系统的清洁程度，有必要在消音器的上游安装收集和过滤设备，以防止消音器堵塞。在吹扫阀上游应设有疏水口，用于蒸汽吹扫间隔疏水和暖管。蒸汽吹扫力可按下式计算：2R=(W/Wr)/(V/Vr)这里，R－蒸汽吹扫力；W－吹扫期间的蒸汽流量；Wr－设计蒸汽流量；V－在蒸汽吹扫期间，过热器出口处的比容；Vr－设计蒸汽比容用连续吹扫的方式，R应等于1.5～1.6；用间断吹扫的方式，R0应等于1.0～1.2。第67页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A●在选好吹扫参数，定好吹扫方案后，需确认以下初始条件：1.设备操作人员、现场人员和主控室间已建立了不间断的通讯联络；2.临时蒸汽吹扫阀前的所有吹扫管线上的其它阀门已打开，所有吹扫管线已疏水并暖管；3.在蒸汽吹扫阀和临时管线周围及邻近区域拉上警戒线，悬挂标志以防止人员进入该区域。●在满足先决条件和初始条件后，开始蒸汽吹扫，步骤如下：1.按照正常压力升高曲线和对金属温度限制条件来升高压力，直至达到吹扫压力；2.当升高压力时，使用位于临时蒸汽吹扫阀附近的疏水口给临时管线升温；3.把汽包的液位调整到略低于正常水位，关掉燃烧器；4.快速打开吹扫阀；5.重复上述步骤，直至蒸汽洁净，装在临时管线出口的靶板无坑洞。注意：当吹扫阀打开时，由于汽包压力的下降，汽包的液位将瞬时升高，但会很快下降，因此，操作人员应注意补充在每次蒸汽吹扫期间损失的水。再热器系统的吹扫与之类似。2.7.锅炉系统空气试验一旦安装完成后，必须进行空气试验以检测锅炉系统空气和烟气泄漏情况，这些泄漏应及时修补以保证系统的气密性及安全运行，步骤如下：1.在引风机的进口安装一堵板；2.关闭所有的人孔门和观察孔；3.堵塞所有仪表连通处；4.打开所有待测试的通道；5.运行送风机使系统增压至76.2mmH2O柱；6.使用合适的视/听设备检查整个系统，肥皂膜、烟弹和声音检测器是非常有用的，这些方法可综合采用；7.检查并确定所有的泄漏；8.系统减压；9.修补所有的泄漏；10.如果发现泄漏,泄漏修好后重复空气试验；11.拆去堵板和塞盖。第68页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A第三部分锅炉运行和操作3.1.总则1.机组运行前，运行人员应彻底熟悉锅炉的功能和控制、各部（组）件及辅助设备。当发生异常工况时才能够有正确的操作能力和操作技巧。2.锅炉的运行应树立安全第一的思想，随时随地注意安全标示和警告。3.锅炉不允许超负荷运行。本着以上原则，在这部分，我们将向操作员介绍东方/阿尔斯通型循环流化床锅炉的基本操作原理，这些基本操作指导将作为电厂运行规程的参考和一部分。但这部分主要将介绍原理，而不是一步一步的具体操作步骤，因此，本说明书不能代替CFB锅炉的全部详细操作规程。3.2.首次运行检查对一个有经验的操作员来说，这里列出的大多数项目只是普通常识，但遗憾的是，由于习以为常，它们可能被忘记。这里列出这些项目，只是为了在锅炉启动前使操作员对此引起足够的重视。1.仔细检查保证所有部件装配和安装正确。2.按照制造商建议和说明，所有辅助设备必须处于一级运行条件并可操作。3.投运前，锅筒的双色水位计已经按制造厂家的图纸安装检查。当锅筒的水位低于双色水位计的最低可见点时，应对水位计进行全部疏水，无论何时对水位计进行维修或更换时，都应检查其疏水是否正常；4.就地水位计的排污管应接至安全区域，且排污阀必须关闭，双色水位计应有合适的照明，以便操作平台上的运行人员观察水位计读数；5.位于锅筒和平衡容器、水位计之间的阀门必须锁定在全开位置；6.所有的可操作排气、疏水和排污管道必须便于操作并正确地连接到排污容器或其它安全地方，以保证任何时候都不会危及运行人员；7.所有安全阀的堵头及水压试验堵板（若有）必须拆去，阀门必须处于良好的工作状况，安全阀的排汽管和疏水盘应按照安全阀制造商的推荐进行布置和支撑；8.锅筒内件必须正确地按图安装，以确保蒸汽不会旁路通过汽包内件；9.所有必要的运行仪表（包括永久性的和暂时性的）必须安装，且运行可靠，正确校准；第69页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A10.拆除危险障碍物，拆除脚手架。在需要操作和观察的地方，走道和平台必须畅通，并布置有爬梯和扶梯方便上下；11.所有的区域必须有足够的照明，以利于安全操作；12.控制系统的逻辑和连锁已经检查并可操作，且已投入使用；13.烟道和风道没有障碍物，锅炉能被彻底吹扫；14.一旦机组投入运行，给水必须充足、不间断且水质符合给水要求；15.煤、石灰石和启动时的补充床料供给必须充足可靠；16.必须封闭所有检修门和人孔，检查没有人在锅炉内，已经消除了所有设备、工具和焊渣；17.汽包的人孔必须关闭并且密封良好；18.所有热膨胀设备不会受到如临时脚手架、梯子、碎片和留下的建筑材料的干扰；19.确保各排渣口和底灰系统连接正确；20.所有关键的流量元件必须校准；21.必须检查所有的膨胀节以确保其正确的连接状态，膨胀节外表面（蒙皮或波纹管）无损伤；22.必须检查除尘器以证实系统能正常运行；23.必须检查所有的电气接点以证实它们已正确地安装好并且有良好绝缘；24.所有必要的测试用接口已经安装就绪；25.锅炉的散热区必须绝热或用绳隔开以保护运行人员；26.测压管吹扫系统应投运，通过测压管将少量的空气送入炉室内，测压管应定期地进行人工吹扫，吹扫时将仪表用的压缩空气吹入。吹扫的频率由经验决定。当进行吹扫时，为保护吹扫系统的仪表，需将相应的阀门关闭；对于锅炉空气侧及烟气侧的所有其它测压管可以采取类似程序；27.检查各处(特别是锅筒)壁温测量用热电偶的完好状况；只有当确认上述步骤被充分地理解并已执行后，才可以进行随后的运行，如“烘炉”、“煮炉”、“初次启动”和“正常启动”。3.3.冷态启动程序本节说明了启动一个冷态、水回路中无水、布风板上无床料的CFB锅炉，并把它带到满负荷输出的程序。推荐的如下操作程序，在今后获得运行、操作经验基础上，相应的更改也是必要的。辅助设备的操作按各有关制造厂商的说明。第70页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A3.3.1.装填床料燃烧室、回料器和外置式换热器装填床料是锅炉投入使用所必须的先期步骤之一，没有足够的床料不能实现CFB的循环燃烧。（1）燃烧室床料添加向燃烧室加入床料时，初始床料可以是河沙（其磨损性小）、粗石灰石，也可以是炉渣，粒径dmax=1mm，d50=200μm（见图3.1）。床料中的Na20的含量小于1％，水份含量也必须小于1％。在启动前，向燃烧室（炉膛）每个支腿加入床料至少为100吨，床料高度至少为1m（距布风板表面）。床料加入可以通过人孔门人工加入，也可以通过锅炉配置的两条床料添加系统管路，将床料输送到回料器至炉膛之间的返料腿上方（每台锅炉四条返料腿中仅两条设置床料添加口），再通过各返料通道进入炉膛。床料加入时，应注意保持两支腿加入量的平衡。床料最终添加高度的达到应该在二次风机，回料器流化风机和一次风机投运之后。二次风机的投运可以防止床料堆积到二次风喷口中，一次风机则提供床料流化所需要的压头，使床料分布更加均匀。随着床料的堆积，炉膛总床压也改变。当显示的炉膛总压降达到17kPa时，停止向炉膛加入床料，并注意在启动过程中（油枪投运后），时刻通过床料添加系统向炉膛添加床料，保持这一最低压降。图3.1床料粒径分布第71页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A（2）外置式换热器初始床料添加外置式换热器初始床料的添加可以通过外置式换热器的人孔门人工加入，也可以通过启动床料添加系统的各软管充入。添加高度应低于外置式换热器中受热面的顶部。每个外置式换热器所需要填充的床料量为80吨。外置式换热器完全添加完床料则在锅炉启动期间（见（3）条）完成。（3）回料器床料添加和外置式换热器床料添加完成（在启动中）在燃烧室总压降达到17kPa后，在锅炉冷态启动过程中，分离器分离下来的床料使回料器可以自动的填充物料，因此，随着炉膛温度升高，正常的物料循环被建立。随着回料器料位的建立和上升，为了维持恒定的回料器流化风量，回料器流化风挡板开度应随之调大。外置式换热器床料添加最终是通过水冷锥形阀的打开完成的。但应当引起操作员注意的是，锥形阀打开的时间。如果物料循环尚未稳定（回料器料位太低），锥形阀的开启将阻碍回料器循环的建立。因此，只有当物料循环正常后，才可以开启锥形阀继续对外置式换热器添加床料。物料循环正常的重要指标是冷态启动中，平均床温超过650℃，汽机冲转、并网并逐渐稳定运行。在开始向外置式换热器继续填充床料后，应特别注意：——炉膛总压降不能低于15kPa，否则应通过床料添加系统对床料进行补充；——随着外置式换热器料位的建立和上升，为了维持恒定的流化风量，外置式换热器流化风挡板阻力应随之调大。第一个仓的压力是判定灰量的重要参数，必须加强对其监控。3.3.2.启动准备注意启动前，至少应有两个人对整个机组的设备进行过巡查（按3.2条）以核实所有设备具备以下的启动条件。1.汽水系统启动前的准备。机组上水前，将锅炉有关阀门，包括放气阀、疏水阀及仪表用阀门置于下列状态：（1）.汽包水位调整至最低设置点（低负荷正常水位，在正常水位下150mm）；（2）.给水回路可用；（3）.关闭锅炉水侧（省煤器和水冷壁集箱）疏水阀；（4）.当汽包压力达到0.172MPa.g并有强汽流从排气口喷出，关闭以下排气阀（锅筒、第72页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A过热器、再热器系统）；（5）.锅筒连续排污阀关闭；（6）.锅筒紧急放水阀关闭（当锅筒水位超过警戒水位时，紧急放水阀可自动放水，以恢复水位正常）；（7）.省煤器再循环管开启并处于自动控制状态，当蒸汽质量流量超过20％时，其自动关闭；（8）.过热器和再热器疏水罐自动疏水阀关闭并处于自动控制状态，其中：—当疏水罐水位达到设定值，中温一级过热器、中温二级过热器、高温过热器入口，低温再热器入口疏水阀开启；—低温过热器入口、包墙入口疏水阀先保持开启状态，蒸汽流量足够后关闭。（9）.汽机高压旁路阀处于自动控制状态：—最小开度设定点15％；—最小压力设定点4.5MPa。（根据冷态启动汽机冲转参数）（10）.再热器对空排汽处于自动控制状态，再热器压力设定点0.8MPa。（11）.喷水减温截止阀关闭。2燃料系统启动前的准备（1）.床下油枪和助燃油枪准备就绪，随时准备投运；（2）.给煤系统准备就绪，随时准备投运。3烟风系统启动前的准备（1）.外置式换热器、回料器、冷渣器和炉膛风箱的灰被清空；（2）.所有锥形阀关闭并处于手动状态；（3）.冷却水系统可以随时为锥形阀、冷渣器、外置式换热器、回转式空预器轴承、风机轴承、电机轴承以及润滑油系统提供连续的冷却水。3.3.3.锅炉上水按照正常上水程序对锅炉上水。给水由调速泵供给进入省煤器入口集箱，上水温度应控制在20℃～70℃范围内，且应不低于锅筒壁温。第73页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A3.3.4.启动空气通路1.启动暖风器工程采用了蒸汽盘管暖风器，其作用在于防止空预器低温腐蚀。在启动空气通路时，应启动暖风器，以保持空预器一次风进口温度和烟气出口温度的平均值至少为68℃。2.按78YR/SM-1《回转式空气预热器说明书》启动回转式空气预热器。3.在启动每一风机前，首先保证从送风机入口到烟囱的空气通路畅通无阻，以防止炉膛及烟风道因正压或负压过高引起损坏。注意，在整个空气通路停运时，下炉膛内侧上、下二次风自动挡板关闭，外侧二次风自动挡板开启，二次风机入口导叶开启。4.启动引风机。（1）.确保锅炉整个风道回路畅通；（2）.确认引风机入口吸力大于最小值；（3）.确认引风机不存在停止信号；（4）.确认引风机处于远控方式；（5）.确认电除尘器已投入使用；（）.确认风机冷却水源已调节好；（7）.确认轴承温度小于最大允许值；（8）.关闭进口调节导流叶片，闭合引风机断路开关，启动引风机电动机；（9）.现场确认引风机已启动，振动值，电气指示值和温度正常；（10）.先置引风机控制器处于手动最小值，启动一次风机后，可调节引风机进口调节风门以调节炉膛负压与设计值相符。5.启动高压流化风机（1）.启动润滑油系统；（2）.调整风机压力为58.3Kpa；（3）.确认高压风至外置式换热器和冷渣器通道关闭，同时回料器流化风挡板处于启动位置；（4）.给其中部分高压流化风机发出启动指令；（5）.回料器流化风调节挡板开度处于自动控制，保持回料器各个仓流化风量为16253Nm/h；（6）.随着锅炉负荷上升，启动其它高压风机，风机入口导叶开度不超过80％。6.启动二次风机第74页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A（1）.二次风机入口叶片和出口挡板控制器处于手动最小值；（2）.启动电机润滑油系统；（3）.将二次风机入口叶片和出口挡板控制器处于自动控制状态；（4）.确认二次风机不存在停止信号；（5）.4只二次风流量调节挡板处于自动控制状态；（6）.启动其中一台二次风机（1＃二次风机），启动过程如下（纳入自控系统）：a.确认另一台风机（2＃二次风机）入口叶片和出口挡板打开，保持空气通路畅通；b.关闭1＃二次风机进口叶片和出口挡板，闭合送风机断路开关使电动机运转；c.风机启动5s后，风机出口和二次风通道压差上升到一定值时，开启1＃风机出口挡板；d.关闭2＃二次风机出口挡板和进口叶片；e.1＃二次风机出口挡板开启10s后，1＃二次风机入口叶片切换至自动控制。（7）.启动2＃二次风机，启动过程如下（纳入自控系统）：a.关闭1＃二次风机进口叶片和出口挡板，闭合送风机断路开关使电动机运转；b.风机启动5s后，风机出口和二次风通道压差上升到一定值时，开启2＃风机出口挡板；c.2＃二次风机出口挡板开启10s后，2＃风机入口叶片切换至自动控制。3（8）.调节二次风流量挡板风量，内侧上、下二次风自动挡板流量为2×32000Nm/h，3外侧二次风自动挡板流量为2×40000Nm/h。注意：流量控制在这一最小值，目的是为了防止一次风机启动后，床料和灰反窜到二次风口和油枪中。7.启动一次风机（1）.回转式空气预热器投运；（2）.暖风器投运；（3）.启动电机润滑油系统；（4）.入口叶片控制器和一次风流量挡板处于自动控制状态；（5）.仅在炉膛吹扫时，外置式换热器吹扫挡板开启；（6）.启动其中一台一次风机（1＃一次风机），启动过程如下（纳入自控系统）：a.确认另一台风机（2＃一次风机）入口叶片和出口挡板打开，保持空气通路畅通；b.关闭1＃一次风机进口叶片和出口挡板，闭合送风机断路开关使电动机运转；c.风机启动5s后，风机出口和一次风通道压差上升到一定值时，开启1＃风机出口第75页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A挡板；d.风机入口叶片通过压力传感器反馈，对炉膛进行压力控制；e.10s后，一次风流量挡板切换至自动控制。（7）.同样的启动2＃一次风机。3（8）.通过调节对炉膛两支腿各自的流量挡板，每侧流化风量为141542Nm/h。3.3.5.锅炉吹扫在锅炉加入燃料前，炉膛必须被吹扫，以带走可燃气体，使所有受热面处于清洁的空气和烟气流程中。锅炉吹扫是指以25％～40％满负荷总风量的空气连续的流过主回路，时间至少为5分钟（具体吹扫时间取决于燃烧室在吹扫前的初始温度），以保证有足够的时间更换炉膛内空气至少5次。冷态启动过程中，吹扫应该在点火前进行。另外，温态启动时以及油枪点火两次未成功时，也必须进行吹扫。本锅炉需要吹扫的地方有炉膛(主回路)和床下点火风道。吹扫前，以下条件是应该具备的：1.至少一台引风机投运并能控制平衡点压力；2.一次风机、二次风机和至少一台高压风机投运，各用风点空气流量>25％满负荷总风量；3.外置式换热器吹扫阀打开。在上述条件下吹扫（5+X）分钟后，吹扫完成，外置式换热器吹扫阀关闭，床下点火油枪允许被投运。X是与分离器烟温有关的时间量：分离器烟温T≤0℃，X=15分钟T＝300℃，X=5分钟T=400℃,X=3分钟T≥600℃，X=0分钟3.3.6.投运辅助燃料1.床下点火油枪投运的许可条件：只有满足以下锅炉点火条件后，才能启动床下油枪点火：（1）.至少5分钟的吹扫完成；（2）.主燃料跳闸复位；第76页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A（3）.一次风量足够。火焰检测器如10秒以内未能检测到火焰则认为点火失败。如果点火失败，操作员可以重新进行新的尝试。如果在5分钟内，两次尝试都失败，再次点火前对炉膛的吹扫是必须的。2.床下油枪点火步骤：（1）.高能点火器伸入设计位置，床下油枪风门挡板置于点火位置；（2）.发出点火信号，高能点火器打火；（3）.雾化蒸汽阀打开，压力满足要求的雾化介质进入油枪；同时，油枪快关阀开启，燃油进入油枪并被雾化；（4）.高能点火器放电过程持续10秒后结束，高能点火器退出；（5）.通过火焰检测器检测点火是否成功。在雾化蒸汽阀和油枪快关阀开启15秒内检测到正常火焰，认为油枪点火成功。确认床下点火器点火后，一次风温度设定值为500℃。根据设置在炉膛下部床温测点（见66M-10《热工监视测点布置图》，测点TE610551,0552,0553和TE610651，0652，0653）显示，增加床下油枪负荷，逐渐提高一次风温度，使床温变化率限制在100℃/h内。锅炉缓慢升温可以减轻锅炉承压部件和耐火材料的热应力，消除对汽包不利的膨胀机会，而快速、平稳的启动锅炉。警告为避免锅筒过度的热应力，锅筒上、下壁温差不应超过50℃，根据金属壁温显示仪表的读数监视锅筒上、下壁温差。3在这一阶段（油枪最大负荷），一次风风量维持在2X141542Nm/h，且油枪出口温度不超过900℃。在一次风温度已经达到900℃的情况下，若床温变化率太低，可以逐渐加大一次风量。单只床下油枪的最大输出功率在耗油量在2t/h（共四只油枪）时达到。3.助燃油枪投运的许可条件：当以下两个条件满足时，可以投运助燃油枪。（1）.一次风温度大于700℃；（2）.炉膛底部的左右侧密相区温度测点显示温度大于500℃（床下油枪投运）。4.助燃油枪投运步骤：（1）.雾化蒸汽阀打开；（2）.油枪及套管推进至设计位置；（3）.打开油枪主油阀，燃油入口压力控制阀处于启动位置；第77页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A（4）.打开燃油快关阀；（5）.一只助燃油枪启动完成后，燃油入口压力控制阀处于自动控制位置；（6）.无论床枪投运与否，球阀前冷却风都要求一直投运。3.3.7.升床温，投运主燃料1.当在炉膛中部床温测点（见66M-10《热工监视测点布置图》，测点TE610554,0555,0556和TE610654，0655，0656）显示温度超过560℃(T1)时，便可以投煤。为了使床温尽快达到投煤温度，以下操作原则应引起操作员足够的重视：—见3.3.6条，通过增加一次风温度或一次风流量加热床料；3—见3.3.4条，保持内侧上、下二次风自动挡板流量为2×32000Nm/h，外侧二次风3自动挡板流量为2×40000Nm/h，避免热量损失，避免床料反窜。—保持炉膛总压降在15Kpa～22.5Kpa范围内。压降过高，将降低床温上升速度；而压降过低，在完成外置式换热器床料添加过程中，床层温差过大的几率上升。投煤时，先在炉膛每一支腿投运一条给煤线路，并将其出力调至炉膛额定燃料量的15%(或给煤机最低负荷)，运行5分钟后，关闭给煤机，监视氧量和床温变化率以建立一个总体时间趋势概念。在开始的前几分钟时间里，床温变化率应为负值，随后再逐渐升高，而氧量一开始维持不变，随后在床温变化率升高之前，开始减小。记录将入炉的燃料全部完全燃尽所需的时间周期。这一时间周期应由开始给料起计，一直到出现最高床温变化率和最低氧量止。现场在摸索熟悉后，可将此周期进行设定，但应注意煤质的不同会使周期发生变化。另外，随着运行经验的积累和燃煤品质的深入了解，投煤温度可适当提高或降低。注意监视和控制床温变化率和氧量，并逐渐加大给煤机出力。随着床温的升高，受热面压力也在逐渐上升，此时应注意：—汽机高压旁路保持在其开度设定点，见3.3.2条；—再热器对空排汽处于自动控制状态，再热器压力设定点0.8MPa；—监控锅筒水位和壁温，尽快投运锅筒水位自动控制系统；—检查给水系统是否可靠。当分离器烟温达到或高于650℃，可以利用给水泵正常给水，但备用泵应保持其可靠性。当床温达到590℃（T6）时，可以根据情况停运床下点火油枪，助燃油枪维持运行。在油枪停运前，雾化介质（蒸汽）对油枪管的60秒吹扫是必须的。蒸汽不断产生，流经外置式换热器和其它受热面，此时，应确认所有的处于自动控制状态的过热器和再热器疏水罐能按控制要求进行正常的疏水。第78页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A2.当过热蒸汽压力达到4.5MPa时，调整汽机高压旁路调节阀开度（从最小开度）以控制过热蒸汽出口压力，使其在蒸汽流量随着助燃油枪功率上升的情况下保持定值（4.5MPa）。当蒸汽压力和温度达到汽机冲转参数，即：过热蒸汽系统：压力＝4.5MPa，温度＝370℃再热蒸汽系统：压力＝0.8MPa，温度＝250℃此时，汽机冲转。依靠助燃油枪和给煤带入的热量，锅炉负荷继续上升，在高压旁路调节阀的控制下，主汽压力达到8MPa，汽机转速为3000rpm。3.逐个开启布置高温再热器（HTR）/低温过热器（LTS）外置式换热器各仓的流化风，并将风量调整为：3—每个流化仓（不含受热面）为2000Nm/h；3—每个含HTR仓为8300Nm/h；3—每个含LTS仓为8300Nm/h.；缓慢的开启锥形阀，外置式换热器开始充满床料（循环物料），注意保持炉膛全压降在15KPa~22.5KPa之间，否则应通过床料添加系统对床料进行补充。4.石灰石投运。5.调整外置式换热器锥形阀开度，逐渐加大物料流量加热外置式换热器中布置的高再和低过，锅炉负荷继续上升。当：过热蒸汽系统：压力＝8MPa，温度＝425℃再热蒸汽系统：压力＝0.8MPa，温度＝350℃时，汽机同步，负荷逐渐上升。6.逐个开启冷渣器各仓的流化风，并将风量调整为：3—每个流化仓（不含受热面）为1218Nm/h；3—第一冷却仓为1726Nm/h；3—第二冷却仓为2538Nm/h.；将冷渣器锥形阀处于自动控制状态。7.逐个开启布置中温过热器（ITS1/ITS2）的外置式换热器各仓的流化风，并将风量调整为：3—每个流化仓（不含受热面）为2000Nm/h；3—每个含ITS2仓为7100Nm/h；3—每个含ITS1仓为8200Nm/h.；第79页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A缓慢的开启锥形阀，外置式换热器开始充满床料（循环物料），注意保持炉膛全压降在15KPa~22.5KPa之间，否则应通过床料添加系统对床料进行补充。8.在逐渐增加燃煤量的同时，逐渐减小助燃油枪出力，直至床温高于690℃（T2）且氧量稳定，关闭助燃油枪。关闭油枪前燃油快关阀、蒸汽快关阀，并开启吹扫阀对油枪进行吹扫，推荐吹扫时间为60秒，然后油枪应后退。9.调整燃烧风量和燃煤量以使床温达到约870℃。10.将外置式换热器锥形阀开度处于自动控制状态。11.启动初期，没有蒸汽进入再热器时应密切注意再热器的保护。—低再位于尾部烟道，应注意监视低温再热器蛇形管壁温。—高再位于外置式换热器中，在启动初期没有再热蒸汽时，其壁温应控制在635℃以下，高再壁温控制在小于635℃，允许短时干烧。—及时投入旁路，保护再热器。再热器中建立起稳定连续的再热蒸汽流量后，只需监视再热器壁温不超过报警值，锅炉可按正常步骤运行。12.启动时，应采取下述方法维持要求的过热汽温：经过每级减温器喷水后使进入下级过热器的蒸汽温度至少有约11℃的过热度，喷水减温后汽温最小限值参见图3.2：喷水减温后汽温最小限值。390380370饱和汽温360℃350340330320310喷水减温蒸汽温度℃300后的最低汽温290Ts+11℃280270260锅筒压力MPa0123456789101112131415161718192021图3.2：喷水减温后汽温最小限值13.继续增加启动曲线上所示（冷态启动曲线如图3.3所示）的压力和温度，直到所第80页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A有系统在自控方式下达到额定工作温度和压力。图3.3：锅炉冷态启动曲线3.4.正常运行这部分提供了CFB稳态或受控负荷变化下操作的基本指导思想和一般内容。所指的负荷变化范围为50％～100％BMCR。3.4.1.床温控制主要的床温测点见66M-10《热工监视测点布置图》。根据布置位置不同，分为：—设置在炉膛底部的下部床温测点TE610551,0552,0553和TE610651，0652，0653；—设置在炉膛中部的中部床温测点TE610554,0555,0556和TE610654，0655，0656；—设置在分离器出口的分离器出口烟温测点TE610167，0168，0267，0268，0367，0368，0467，0468。1.床温必须被监控并保持在870℃左右，以得到最佳的燃烧和脱硫温度。床温的调节是通过含中温过热器的外置式换热器的锥形阀开度进行的。为了提高系统的反应时间，减轻其它相关因素的影响，该锥形阀的开度位置与锅炉负荷的函数关系应纳入控制回路。因此，在不同负荷下，仅需对锥形阀开度作细微的调节就可以使实际运行床温与设计床温相符合。第81页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A影响床温的其它主要因素还有：—一次风率；—上二次风与总二次风量的比值；—循环物料量(炉膛全压降)；—过量空气系数。这些因素改变了炉膛烟气速度和固气比，对炉膛上部的循环粒子量有着直接的影响。在其它条件相同的情况下，更高的炉膛上部的循环粒子量将增加炉膛换热，从而降低了过热器喷水量。如果实际运行床温和设定值相差较大，操作员应检查锥形阀的开度是否处于正确的位置。2.分离器出口烟温应低于1030℃。并注意两侧分离器出口烟气温度应相等，否则，操作人员应对给煤量进行修正，使两个支腿的热平衡状态一致，即：—床温一致；—锥形阀开度一致；—过热器减温器喷水量一致。3.4.2.床压控制炉膛全压差测点见66M-10《热工监视测点布置图》，包括左侧炉膛压差测点PDT610274A，0274B，0274C和右侧炉膛压差测点PDT610474A，0474B，0474C，其表征了炉膛粒子质量和布风板压降的和。上部炉膛压差测点见66M-10《热工监视测点布置图》，包括左侧上部炉膛压差测点PDT610275和右侧上部炉膛压差测点PDT610475，其表征了从炉膛到分离器的物料流量。在正常运行时（负荷变化范围为50％～100％BMCR），炉膛全压差根据负荷变化由自动控制系统调节，其变化范围为17KPa（100％BMCR）~21.95KPa（50％BMCR）。在正常运行时，上部炉膛压差不需要控制，其与总的循环粒子量、烟气流速、床温、粒子的尺寸有关，作为判定分离器效率和换热效率的参考依据。图3.4和图3.5示意了炉膛全压降和上部炉膛压差和锅炉负荷的关系。第82页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图3.4：炉膛全压降与锅炉负荷的关系曲线图3.5：上部炉膛压差随锅炉负荷变化曲线在各种负荷水平下维持炉膛全压降和上部炉膛压差是为了保证床温水平和蒸汽参数的稳定性。实际上，在烟气流量一定的情况下，上部炉膛压差同样代表了循环物料量，影响着外置式换热器和炉膛的换热，炉膛上部和下部的温度差以及后燃现象。操作者对上部炉膛压差的调节是通过开启“外置床到冷渣器灰道”（66M85412MX）闸板门，从布置有中温一级过热器的外置式换热器向冷渣器排渣来实现的。这种操作通过排除细灰，减少了返回炉膛的细粒子量，可以降低炉膛上部的固体粒子浓度和压差。相反的，第83页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A停止从外置式换热器向冷渣器排灰，则可以维持尽可能高的上部炉膛压差。注意，炉膛全压差过低时，有可能是回料器堵塞或回料不畅，造成固体粒子迅速在分离器底部发生堆积。具体见3.4.4（1）条。3.4.3.床压平衡控制在正常运行时，左右侧炉膛全压差差值应小于1.25KPa。当该差值大于2.5KPa时，应检查左右侧炉膛温度和一次流化风量是否相等。如果左右侧炉膛温度差别较大，可以通过对两侧给煤量和外置式换热器锥形阀开度的控制来调整。如果左右侧炉膛温度和一次流化风量是相等的，可加大全压差较大侧炉膛的排渣量来使两侧压差重新达到平衡。3.4.4.物料循环：分离器－回料器－外置式换热器（1）分离器——回料器分离器堵塞的症状是：—设置在分离器底部的回料器立管压力测点（见66M-10,《热工监视测点布置图》）PT610166,0266,0366,0466显示压力大于10KPa的时间超过1分钟；—在恒定负荷时炉膛全压差值降低；—回料器流化风压力快速下降。这些现象的出现表明有可能灰在分离器内出现了堵塞，分离器到回料器灰流量降低。此时，有必要快速降低锅炉负荷，并立即将分离器底部的流化风切换到压缩空气，经环形分配母管，通过6个充气点送至分离器。同时，交替的开关回料器进口和出口风箱的流化风，直到回料器流化风压力明显上升，意味着分离器的堵塞得到清除。如果采取上述措施后，分离器堵塞的现象仍存在，应尽快停炉。(2)外置式换热器外置式换热器灰流量过低时，由于过度的冷却，外置式换热器入口灰温测点(见66M-10,《热工监视测点布置图》)TE610160,0260,0360,0460显示的温度将和回料器灰温测点TE610165,0265,0365,0465有较大差别。反之，当回料器灰温和外置式换热器开度不变时，外置式换热器入口灰温偏低时，则表明有可能外置式换热器入口发生了堵塞导致外置式换热器入口灰流量过低。此时，操作员应增加锥形阀的开度(和设定值相比增加约20％～30％)，保持这一开度第84页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A约1分钟后回到原位。同时，检查外置式换热器入口灰道流化风是否正常，如流化风管道堵塞，应开启压缩空气吹扫。3.4.5.冷渣器本工程采用的是ALSTOM典型技术的风水冷冷渣器，其主要特点是通过锥形阀控制进入冷渣器的渣量和渣的粒径，大渣、细灰各行其道，从而防止了大渣在冷渣器中堆积。因此，在运行和操作过程中应按1.14.8条的要求，注意各个排渣口的排渣时机和排渣频率。如果冷渣器入口灰道不畅，则打开冷渣器灰控阀，冷渣器第一个仓温度也不会上升。如果大粒径灰颗粒进入冷渣器第一个仓，则打开第一个仓排渣口2～3次，再检查其温度是否升高。如果大颗粒进入冷渣器各冷却室，则热交换将降低，水冷管束出口水温降低，冷渣器出口排渣温度升高，此时，应依次打开冷渣器各仓排渣阀排出大渣。检查冷渣器入口灰道流化风，以确保灰流畅通。建议冷渣器采用连续排渣方式，锥形阀开度不宜过大，以避免大渣进入冷渣器。锥形阀开度所对应的排渣量应等于冷渣器排渣量。3.4.6.风室定期排渣每天应开启以下风箱的放灰口进行清灰操作：—回料器—外置式换热器—炉膛—一次风和二次风—冷渣器警告：当床下点火油枪运行时，不得开启一次风风箱放灰口放灰。3.4.7.物料量平衡在各种负荷下，主循环回路中的物料量（不是循环物料量）应是不变的。在正常运行过程中，物料量的补充是通过燃料中的灰分（包括未燃尽的碳）和脱硫反应产物（包括石灰石中的惰性物料），物料量的消耗则是通过烟气带走飞灰细粒子和必要的排渣，即炉膛和外置式换热器（中温一级过热器）通过冷渣器的排渣。通过排渣可以保持在不同负荷下的炉膛全压差并避免大渣在炉膛内的堆积。第85页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A下表给出了几种负荷下，煤、石灰石、飞灰、底灰、及流经外置式换热器的灰量的关系。100％BMCR60％BMCR50％BMCR40％BMCR给煤量t/h183.0120.8102.881.9石灰石量t/h13.28.77.45.9总灰量t/h92.761.252.141.5飞灰底灰比％50：5050：5050：5050：50ITS灰量t/h70318511387HTR灰量t/h5963452251163.4.8.不同负荷下的风量控制见图3.6。（1）一次流化风一次流化风的作用是保证物料的流化并作为一次燃烧用风。根据本工程的煤质特点，在额定负荷下通过布风板的一次风量占总风量的～45％。在50％～100％BMCR范围内，随着负荷的降低，一次风量呈线性减小；在50％BMCR负荷以下，一次风量保持不变，为BMCR工况下一次流化风量的70％，即最低流化风量为3283083Nm/h。（2）固定风固定风指在各种负荷下风量保持不变的风，包括所有的高压风和一次风（除去炉底一次流化风）、二次风（除去从炉膛二次风口进入风量）流量不随负荷变化的部分。这部分风一般不随负荷变化，机组调试完成后，各风口风量一般无需调节，但可以根据运行实际情况进行微调。（3）二次燃烧用风二次燃烧用风从二次风口送入炉膛，以保证提供给煤粒足够的燃烧用空气并参与燃烧调整，其流量通过4个调节挡板控制，用于补充在各种负荷下需要的总风量与一次流化风、固定风的差值，维持一定的过氧量。在锅炉BMCR工况下，省煤器出口无灰烟气中O2的容积百分比（湿烟气基准）为3.2489％。该氧量值仅作参考，最后还需通过燃烧调整确定其最佳值。在50％～100％BMCR范围内，低于上述确定的过量空气量运行，对锅炉良好的燃烧和安全运行是不利的。但在低负荷下，由于流化的需要，入炉总风量值远大于燃烧所需值，此时，过氧量显著增加。第86页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A在各种负荷下的氧量见图3.7。1000800总风量600一次风量二次风量400固定风量风量（1000Nm3/h)2000020406080100锅炉负荷（％）图3.6不同负荷下的风量分配252015105烟气湿基体积％氧量0020406080100锅炉负荷（%）图3.7烟气湿基体积％氧量与负荷％间关系3.4.9.石灰石流量控制石灰石的流量根据给煤量，通过旋转阀自动调节。在给定负荷（设计煤种）下，石灰第87页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A石量与给煤量的比值为0.072。3石灰石的作用是脱硫并保持烟气中的SO2含量低于195mg/Nm（干烟气，氧量6％）。因此，如有必要，系统测定了烟气中SO2的实际排放后，将对石灰石流量进行修正，以保证和运行的设定值相符。石灰石输送系统备用裕量100％。3.4.10.蒸汽参数控制过热蒸汽温度控制靠喷水控制，参见1.5.1和1.5.4条。再热器系统在锅炉正常运行时无喷水，再热汽温靠控制外置床的灰流量来实现。在低温再热器（LTR）入口设有事故喷水，在事故工况时，通过喷水来控制高温再热器（HTR）出口汽温。蒸汽压力在正常运行时与汽机进口阀开度和入炉燃料量有关。在启动阶段，蒸汽压力依靠汽机高压旁路阀或启动排汽阀来控制。采用喷水控制汽温时应注意：—任何情况下经过喷水减温后的蒸汽温度应比当地压力下的饱和温度至少高出11℃；—确认存在减温需求；—减温水过量会挟带过量和超压。3.4.11.吹灰控制1.为了保证锅炉达到额定负荷和高的锅炉效率，所有管子和元件的外表面必须经常吹灰以保持洁净无积灰。2.锅炉投入运行后，可用吹灰器除去积灰，本炉采用蒸汽吹灰方式。吹灰按规定的顺序进行，可不考虑锅炉的负荷大小。然而当锅炉运行在50%负荷以下吹灰时，送、引风机操作方式应为手动。3.吹灰操作是锅炉运行的一部分，为了达到最佳清洁效果，常常要求监控吹灰运行，为确保吹灰效果，建立最佳吹灰程序，应对以下几方面进行监视和检查：（1）在锅炉停炉期间，应检查对流烟道的积灰情况。（2）监视高温过热器管子壁温和出口蒸汽温度。（3）监视减温器的喷水流量变化。（4）监视省煤器和空预器出口烟温。第88页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A（5）监视空预器风侧和烟侧的压差变化。（6）监视通过尾部受热面的烟侧阻力总之，当吹灰系统首次投入时，应监视上述锅炉参数，并采用一种优化的吹灰程序，定期地对系统进行监控有助于防止发生非计划性的事故停炉。3.5.停炉3.5.1.热备用在计划闷炉时，锅炉应保持较高的床温，能够快速的重新启动，并且，停炉前应核实外置床床温，有效避免外置式换热器内的受热面超温。—逐渐降低燃料和风输入，锅炉负荷降低到50%BMCR，这通常通过调节锅炉主控制器设定值而做到，在此过程中应保持不同负荷下锅炉出口压力的设定值；—将机组负荷稳定在50%BMCR，维持时间至少15分钟，并检测炉膛和外置式换热器的温度。—当检查到外置式换热器灰温稳定后，倒空给煤机皮带及石灰石输送管，并进一步检测炉膛温度。当床温降低约8.3℃时（表征主回路中的碳已燃尽），同时：—停运一次风机—关闭减温管道上的截止阀，关闭连续排污阀；—关闭所有的外置式换热器锥形阀；—开启汽机高压旁路，限定流量为72t/h（7％）或高过出口压力为17.4MPa。10秒后：—停运二次风机；30秒后：—关闭所有流化风挡板；—停运高压风机。20分钟后：—调节汽机高压旁路压力设定值与现有锅炉压力值相适应；—保持引风机、回转式空气预热器和锅炉给水泵的运行。在停炉过程中，大量的循环物料和耐火耐磨材料的蓄热会造成炉内的汽水混合物及水的不断加热，产生的蒸汽需通过汽机旁路带走，并通过给水泵保持汽包水位。—汽机高压旁路关闭后应停止引风机。第89页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A注意：在二次风机停运后，二次风挡板维持原位。为防止炉膛烟气窜入二次风，引风机应继续运行以保持空气正常经过炉膛和尾部受热面。在引风机停运后，也应保持烟气通路畅通以维持炉膛自然通风。在热备用状态时，对于回转式空气预热器，操作员应注意：—停炉前进行一次吹灰；—维持空气预热器运转；—严密监视烟气进口和空气出口处的温度指示，因为一旦预热内着火，随着热气流上升，装设在预热器上部的温度测点会显示出温度持续上升的趋势；—为避免不必要的空气泄漏进预热器，不应打开人孔门。3.5.2.长期停炉长期停炉时，各受热面应得到充分冷却，同时，床料和灰渣也应在停炉前后得到冷却，并通过底灰和飞灰系统排尽。—将机组降到最小稳定负荷（35％）；—逐渐开启汽机高压旁路和低压旁路；—同时：关闭外置式换热器锥形阀以降低蒸汽温度；调节汽机高压旁路开度以降低过热蒸汽压力；减小燃料量以降低炉膛温度。—为防止给煤机跳闸，随着负荷降低，当设置在炉膛中部的中部床温测点TE610554,0555,0556和TE610654，0655，0656（3取2）显示床温低于740℃（在T3温度650℃基础上考虑了90℃的裕量）时，应及时引入床上助燃油枪。—随着负荷降低，设置在炉膛底部的下部床温测点TE610551,0552,0553和TE610651，0652，0653（3取2）显示床温低于700℃（在T7温度650℃基础上考虑了50℃的裕量），助燃油枪在没有床下点火油枪支持的情况下无法投运，应及时降低一次风量，启动床下点火油枪。注：也可以不启动床上助燃油枪而直接启动床下点火油枪。—调节燃料输入热，使炉膛温度在4小时内降低约200℃（温降速率小于50℃/h）。随着负荷降低，当设置在炉膛中部床温测点TE610554,0555,0556和TE610654，0655，0656（3取2）显示床温低于650℃（在T4温度600℃基础上考虑了50℃的裕量）时，停止给煤。—同时，保持汽机高压旁路蒸汽流量为100t/h（10％），以保护外置式换热器中的受热第90页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A面（此时外置式换热器灰仍被流化）；—炉膛下部床温测点TE610551,0552,0553和TE610651，0652，0653显示床温低于640℃时；停运床上助燃油枪（如果已启动）。—逐渐降低一次风温到最小值（约490℃），当炉膛下部床温测点TE610551,0552,0553和TE610651，0652，0653显示床温不再下降时，停运床下点火油枪。—一次风机、二次风机、高压风机继续投运以继续降低床温；—重新打开外置式换热器锥形阀，清空回料器物料。开始通过布置有ITS1的外置式换热器至冷渣器灰道清空ITS1仓物料。—在床温达到200℃时，应依次停运一次风机、二次风机、高压风机；开启布置在一次风机出口至床下点火风道之间，绕过空预器的一次风快冷风道；依次重新启动二次风机、一次风机、高压风机继续冷却炉膛。—在最后阶段通过冷渣器排除床料。—所有风机继续以最小风量运转，直到达到能够入炉进行检修的床温（约为37℃）在停炉过程中应注意：1.汽包水位控制器投手动，检查并维持锅筒的正常水位；2.只要外置式换热器灰温高于受热面最高允许壁温（不同受热面平均值为500℃），就应保持通过外置式换热器受热面LTS、ITS1、ITS2和HTR的蒸汽流量；3.在正常情况下，停炉过程需48小时。4.确认炉内没有有害气体，特别是要进入炉膛布风板下的风室进行检查时；5.清除锅炉任何部分（特别是炉膛到分离器灰道）堆积的灰，避免大量的灰落入炉膛或其它部分。6.检查没有大量的灰附着壁面上（特别是分离器壁面）。因此，在打开回料器人孔门进入回料器前，首先必须通过人孔门进入炉膛至分离器灰道，以便查实分离器壁面的干净程度。最好在进入回料器前放一个盖子在其入口，以防止物体落在身上。7.回转式空气预热器应按下述程序操作：—停炉前对预热器进行一次吹灰，负荷减至60％时再吹扫一次；—预热器停转后，确认导向推力轴承油温在45℃以下，方可切断油循环系统及冷却水；—当风机还在运行的时候，应监视烟气和空气的出口温度，当风机停运后，应监视烟气进口和空气出口温度，以防预热器内着火；—如果预热器需要清洗，清洗完毕可以利用锅炉余热来干燥蓄热元件。第91页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A3.5.3.承压件故障停炉当承压件故障时，如炉管泄漏，应采取承压件故障停炉方式。在承压件故障停炉过程中，锅炉负荷应迅速降下来，但应注意承压件压力的降低应尽量缓慢，以免加速水汽的泄漏，并严格控制锅筒顶部与底部的温差不得超过50℃，尽可能保持锅筒水位。虽然灰和耐火耐磨材料仍然温度较高，但应严格控制疏水时机，只有炉水温度降低到120℃以下或几天后灰完全冷却下时，才能开始对锅炉疏水。承压件故障停炉的其它程序基本接近锅炉的热备用。为严格控制汽包压降速度，停炉过程中应及时通过汽机高压旁路和汽机低压旁路（如果凝汽器或减温减压系统故障应通过对空排汽）排除过量蒸汽。注意：1.锅筒压降速度不应突破图3.8所示曲线的限制；图3.8锅筒压降限制2.在停炉及降压过程中应保持锅筒水位；3.监控尾部受热面包墙和吊挂管壁温是否超限；4.承压件故障停炉时间一般为12小时，此后方可对承压件进行检修；5.承压件压降完成后应开启省煤器再循环管，避免省煤器水静滞汽化。6.如果炉管泄漏发生在炉膛里，在从炉膛排出床料时，有必要启动床下点火器，以帮助蒸发泄漏出来的炉水。如果床料潮湿，且温度降至180℃以下，床料可能会堵塞排渣系统第92页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A或者滞留炉膛里，此恶性事故的发生将会带来更大的损失。3.5.4.紧急停炉（非计划）当锅炉出现不安全因素时，应立即启动紧急停炉，同时：—燃料切除（包括主燃料和辅助燃料）；—石灰石系统切除；—一次风机切除，关闭下二次风挡板；—开启汽机高压旁路，确认旁路流量至少为72t/h（7％BMCR）或限制高过出口压力17.4MPa.a；—关闭锅炉喷水减温截止阀；—若给水泵故障，由于汽机旁路减温水的缺失，再热器得不到足够的蒸汽流量补充，应立即关闭外置式换热器锥形阀，开启外置式换热器（特别是高温再热器外置式换热器）布风板事故放灰。在10秒后，应：—切除二次风机；经过30秒后，应：—切除高压风机；—引风机维持运行，保证炉膛至上二次风的空气通路。所有这些措施都是为了使循环灰在炉膛和外置式换热器尽快沉降下来。但沉积的灰和耐火耐磨材料仍然含大量的蓄热，与受热面间的热交换并未停止，大量的蒸汽不断产生并存在受热面超温的危险。因此，紧急停炉过程必须保证以下两条：（1）排放沉积的灰和耐火耐磨材料蓄热产生的蒸汽汽机高压旁路可以起到这一作用。锅炉跳闸后，汽机高压旁路汽机高压旁路开启，限制高过出口压力17.4MPa.a。当高过出口压力超过18.2MPa.a时，汽机旁路快开（如果有此功能）。这一保护分为三个阶段：在高压旁路流量达到72t/h（7％BMCR）前（如锅炉在100％BMCR工况下跳闸，这一过程约几分钟），高压旁路处于压力控制状态；在高压旁路流量达到72t/h（7％BMCR）后，高压旁路处于流量控制状态，保持这一流量20分钟（从锅炉MFT开始）；20分钟后，高压旁路恢复压力控制状态，此时流量应可保护尾部受热面。注意：在第一阶段，产生的大量蒸汽（约50％BMCR）无法全部通过汽机高压旁路，第93页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A应及时开启过热器对空排汽阀或通过PCV阀泄压，避免安全阀动作。（2）避免承压部件超温的危险对于蒸发受热面（炉膛），避免受热面管子超温的主要措施是通过给水泵补水保持锅筒水位。对于布置在外置式换热器中的过热器（LTS、ITS1、ITS2）和再热器受热面（HTR），主要的保护措施是保证在锅炉MFT后20分钟内，蒸汽流量至少为7％BMCR。而20分钟后，沉积在外置式换热器中的灰被浸入其中的受热面冷却，形成了温度较低的隔离层，可以有效保护其中的受热面。3.6.热态启动3.6.1.热态启动条件锅炉是否启动热态启动程序主要取决于停炉后的炉膛内固体粒子温度。如果炉膛中部和上部床温测点TE610554、0555、0556、0557、0558、0559和TE610654、0655、0656、0657、0658、0659（3取2）温度超过760℃，可以不经过吹扫，在没有辅助燃料支持的情况下立即投煤。这种情况适用在3.6.2条所描述的热态启动程序，它充分有效地利用了循环灰和耐火耐磨材料的蓄热来加热燃料。如果炉膛中部床温测点TE610554、0555、0556和TE610654、0655、0656（3取2）温度低于760℃，但下部床温测点TE610551、0552、0553和TE610651、0652、0653（3取2）温度高于590℃时，也可以不经过吹扫，但必须立即投运助燃油枪。锅炉下部床温测点TE610551、0552、0553和TE610651、0652、0653（3取2）温度低于590℃时，锅炉必须进行彻底的吹扫后，才能进入冷态启动程序。注意：锅炉没有经过吹扫过程不允许启动床下点火油枪。在热态启动时，应注意：（1）床温下部和中部床温测点显示值在流化风重新建立时会迅速下降，因此，热态启动时间和燃料（主燃料和辅助燃料）耗量取决于在热态启动状态下重新建立风量后的最初几分钟时间。如果在风量建立过程中，床温不能得到维持，有可能触发热态启动程序的终止和冷态启动程序的开始。（2）锅筒水位在热态启动时，当一次风机启动后，锅炉蒸发量会迅速增加，锅筒水位受热膨胀而上升。因此，在启动一次风机前，操作人员应启动给水泵进行补水并检查汽包水位，将之调第94页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A整至最低设置点（低负荷正常水位，在正常水位下150mm），否则，将对锅筒进行部分排水来调整。（3）外置式换热器受热面在热备用状态（压火热备用）下，外置式换热器中的灰温度仍然较高，但由于高压风机的切除，热交换较弱。为保护外置式换热器受热面不致超温，在通过过热器和再热器的蒸汽质量流量低于175t/h前，不应启动外置式换热器流化风。（4）汽机冲转条件的满足在热态启动时，蒸汽的压力和温度应满足汽机的进汽条件，以避免对汽机叶片的影响。这时的蒸汽压力温度即汽机冲转参数。在热态启动时，汽机冲转参数为：—过热蒸汽系统：压力＝12MPa，温度＝480℃—再热蒸汽系统：压力＝0.8MPa，温度＝420℃要达到这一参数，与冷态启动不同，外置式换热器必须在此之前投运，以利用炉膛中存储的不低于750℃的循环物料的热量。（5）两侧炉膛温度平衡通过燃料量的调节实现两个独立支腿的温度保持一致。3.6.2.热态启动程序当锅炉满足热态启动条件时（参见3.6.1条，热备用时间一般不超过9小时），按以下程序热态启动：—检查给水回路的可用性。—如果凝汽器无法形成真空，汽机低压旁路也无法投运，此时，有两种可能：1）如果锅炉压力高于6MPa.a，可以通过降压使凝汽器重新处于真空；2）如果锅炉压力低于6MPa.a，为避免和汽机低压缸出口的温差过大，锅炉重启必须使用再热器启动排汽。锅炉达到较低的燃烧速率后，冷凝器重新处于真空。—启动引风机，使其控制设定在自动方式，以维持炉膛出口负压。—汽机高压旁路阀处于自动控制状态：1）最小开度设定点20％；2）最小压力设定点12MPa。（根据热态启动汽机冲转参数）—再热器对空排汽处于自动控制状态，再热器压力设定点0.8MPa；第95页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A—启动流化风机流化回料器；3—启动二次风机，保持二次风到炉膛流量为最小值（88337Nm/h）；—启动一次风机，将一次风流量挡板投自动，每只腿一次风流量设定值为3141542Nm/h；—确认炉膛中部床温测点TE610554、0555、0556和TE610654、0655、0656（3取2）温度高于760℃，可以不经过吹扫，在没有辅助燃料支持的情况下投煤。当燃用低活性的煤质时，在投煤前有必要在每个半炉膛投运2只助燃油枪。当确信床温上升趋势确立后，油枪切除;—按给定的速率投煤，床温按启动曲线要求缓慢上升；—分离器底部和冷渣器开始流化；—总风量控制投自动；—调整锅炉负荷与实际值一致，给煤投自动；—当主蒸汽流量大于175t/h时，启动外置式换热器流化风（风室和灰道），达到其设定值（见66M-18《空气压力平衡图》）时，开启外置式换热器锥形阀，开度约为10％～30％；—调整汽机高压旁路调节阀开度（从最小开度）以控制过热蒸汽出口压力，使其在稳定在汽机要求的压力（12MPa），调整汽机低压旁路调节阀开度（从最小开度）以控制再热蒸汽出口压力，稳定在汽机要求的压力（0.8MPa）；—将蒸汽温度控制在汽机要求的温度，过热汽温的调节是通过喷水来进行的（只有过热器流量超过250t/h时才允许使用这种方式），再热汽温的调节是通过调整布置有高温再热器的外置式换热器锥形阀开度来实现的；—汽机冲转开始后，依次关闭汽机低压旁路和高压旁路；—按图3.9要求和冷态启动要求升负荷直到达到额定值。第96页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图3.9锅炉热态启动曲线3.7.温态启动在热备用时间超过9～40小时后，一般情况下不允许直接热态启动，这时的启动程序比较接近冷态启动。但是，此时的灰温，在耐火耐磨材料、受热面和管道中的蓄热以及汽机的要求又不同于冷态启动，启动时间相对较短。此时，应采用温态启动程序。在温态启动时，汽机冲转参数为：—过热蒸汽系统：压力＝8.5MPa，温度＝420℃—再热蒸汽系统：压力＝0.8MPa，温度＝320℃为将蒸汽温度稳定在汽机要求的温度：—过热汽温的调节是通过喷水来进行的（只有过热器流量超过250t/h时才允许使用这种方式）；在允许喷水前，汽温调节是通过燃烧速率的调整来实现的。—再热汽温的调节是通过调整布置有高温再热器的外置式换热器锥形阀开度来实现的。床下风道点火器和助燃油枪的投运参见锅炉冷态启动的3.3.6条。但注意，下部床温测点TE610551、0552、0553和TE610651、0652、0653（3取2）温度高于590℃时，可以不经过吹扫，立即投运助燃油枪，开始温态启动，避免床温下降。注意：锅炉没有经过吹扫过程（不低于5分钟）不允许启动床下点火油枪。第97页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A图3.9锅炉温态启动曲线3.8.异常工况3.8.1.锅炉跳闸（BT）当锅炉处于某些危险状态时，需自动停炉，以避免以下情况的发生：—承压部件超温；—主要灰道堵灰；—不正常的燃烧工况；—炉膛或分离器超温。（1）锅炉切除的条件（任意一条满足）—空气允许进入逻辑未建立（汽包保护逻辑或给水确认逻辑或蒸汽排放存在逻辑等未建立）；—分离器出口烟温超过1050℃（测点TE610167，0168，0267，0268，0367，0368，0467，0468显示，8取2）超过30秒；—吹扫空气通路逻辑未建立（回料器流化风量不满足要求或所有二次风机未运行或炉膛压力高高或低低）；—任一台一次风机跳闸；—紧急停炉指令。第98页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A（2）锅炉跳闸时，将伴随下列动作：—关闭所有的燃料入口；—石灰石系统和启动床料添加系统切除；—床上助燃油枪切除；—床下风道点火器切除；—关闭外置式换热器锥形阀。以上动作同锅炉主燃料切除（MFT）。同时：—一次风机切除；—关闭冷渣器锥形阀；—关闭省煤器再循环管；—关闭喷水减温截止阀；—关闭过热器和再热器疏水阀；—关闭排污阀；—最初的30秒内，汽机高压旁路应全开，以保证排放突然增加的蒸汽流量（约为50％BMCR），而在30秒～20分钟时间段，汽机高压旁路蒸汽流量为锅炉最大连续蒸发量的7％；—汽机跳闸。延迟10秒后：—二次风机切除；—下二次风挡板关闭；延迟30秒后：—高压风机切除。20分钟后，汽机高旁置于压力控制和尾部温度控制状态。注意：锅炉跳闸后，引风机仍维持运行并自动控制炉膛压力不超出限制。同时除非是由于给水泵自身的原因引起的跳闸（见3.8.4条），给水泵应对汽机旁路排汽等原因带来的水消耗进行必要的补充，并维持锅筒水位至少8小时。3.8.2.主燃料切除（MFT）（1）MFT条件（任意一条满足）—烟气中氧量低低值（烟气湿基体积1％），时间超过2分钟；—总风量低低值；第99页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A—炉膛温度低于允许投煤温度（600℃）且辅助燃料（床下油枪和床上助燃油枪）未投运；—炉膛温度低于允许投油温度(590℃)且床下油枪未投运；—所有燃料系统跳闸；—上部床温超过1000℃（测点TE610557、0558、0559和TE610657、0658、0659显示，3取2）；—流化风量不能满足四台外置式换热器运行要求；—汽机跳闸；—机组安全逻辑复位。（2）主燃料切除时，将伴随下列动作：—关闭所有的燃料入口；—石灰石系统和启动床料添加系统切除；—床上助燃油枪切除；—床下风道点火器切除；—关闭外置式换热器锥形阀—最初的30秒内，汽机高压旁路应全开，以保证排放突然增加的蒸汽流量（约为50％BMCR），而在30秒～20分钟时间段，汽机高压旁路蒸汽流量为锅炉最大连续蒸发量的7％。—静电除尘器切除10秒延迟后，外置式换热器流化风挡板关闭。3.8.3.降负荷运行锅炉负荷在35％BMCR工况以上运行时，发生以下几种情况时，应采取降负荷措施，保证锅炉安全运行：（1）工况1（任意一条满足）—炉膛上部床温超过980℃（测点TE610557、0558、0559和TE610657、0658、0659显示，3取2）；—分离器出口烟温超过1030℃（测点TE610167，0168，0267，0268，0367，0368，0467，0468显示，8取2）；—烟气中氧量低低值（烟气湿基体积1％），时间超过15秒；—锅筒水位高高值（锅筒水位高于正常水位的190mm），时间超过60秒。第100页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A此时，锅炉负荷应降至最低不投油稳燃负荷，负荷变化率为5%BMCR/min。（2）工况2（任意一条满足）—两台二次风机中任一台二次风机跳闸；—两台引风机中任一台引风机跳闸。此时，锅炉负荷立即降到35％BMCR。（3）工况3—两台给水泵中任一台给水泵跳闸。此时，锅炉负荷立即降到80％BMCR。3.8.4.给水失去锅炉正常运行时，给水泵和冷凝水泵的正常运行是十分重要的。当由于给水泵自身原因引起锅炉跳闸时，整个锅炉将处于缺水状态。保持汽机高压旁路蒸汽流量为锅炉最大连续蒸发量的7％（72t/h）约20分钟后，炉内存水将不断减少，锅炉的水位将降低，首先是锅筒，然后是炉膛顶棚和上部水冷壁。此时，作为操作人员应该进行以下操作：—保持引风机的投运，保持二次风挡板的开启，保证足够的通风冷却；—开启省煤器再循环管截止阀，使省煤器存水能够对炉膛水冷壁进行及时的补充；—启动锥形阀冷却水泵，保持对锥形阀的冷却，避免锥形阀超温损坏；—对以下壁温和鳍片温度测点进行监视：上炉膛温度测点：TE010340~0349（其中TE010344，0348为管子壁温测点，其余为鳍片温度测点）吊挂管温度测点：TE010360~0379（管子壁温测点）尾部包墙测点：TE010380~0389（其中TE010383，0387为鳍片温度测点）见66M-10《热工监视测点布置图》。炉膛管子壁温测点必须低于513℃，鳍片温度必须低于615℃。对于尾部包墙，吊挂管壁温应低于497℃，包墙管壁温应低于513℃，鳍片温度低于615℃。操作员应根据这些测点的温度水平，通过手动控制方式，增加或保持过热器对空排汽量，保持必要的蒸汽流量冷却受热面。并注意：此时由于汽机旁路减温水的缺失，再热器得不到足够的蒸汽流量补充，应立即关闭外置式换热器锥形阀，开启外置式换热器（特别是高温再热器外置式换热器）布风板事故放灰。监视高再壁温，使其控制在635℃以下，第101页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A只要高再壁温控制小于635℃，允许短时干烧。注：分离器出口烟温低于550℃（测点TE610167，0168，0267，0268，0367，0368，0467，0468显示，8取2）时，即使给水泵跳闸或锅筒水位较低，承压件超温危险也可以得到有效避免，无须启动锅炉紧急停炉程序。3.8.5.全厂失电电厂系统的完善性（如双回路设置）使全厂失电工况存在的几率非常小，一般而言，在全厂失电情况下，对于CFB锅炉，可能存在下述情况：—外部电源仅余备用电源(保安电源)，电压380V(±10％)，50HZ(±1％)；—不能投运任何辅机；—汽包水位较低或看不见水位；—大量的床料堆积在燃烧室中；—承压件金属保护问题；为此，操作员必须熟悉失电的安全措施，备用电源和安全照明线路必须经常检查并保持运行状态，其操作要点为：—锅炉跳闸；—开启省煤器再循环管截止阀，使省煤器存水能够对炉膛水冷壁进行及时的补充；—启动锥形阀冷却水泵，保持对锥形阀的冷却，避免锥形阀超温损坏；—监视上部水冷壁、尾部包墙、吊挂管及再热器壁温，参见3.8.4条，通过手动控制方式，保证所有受热面不超温；—此时由于汽机旁路减温水的缺失，再热器得不到足够的蒸汽流量补充，应立即关闭外置式换热器锥形阀，开启外置式换热器（特别是高温再热器外置式换热器）布风板事故放灰。3.8.6.给煤线路跳闸锅炉在100％BMCR工况正常运行时，四条给煤线路均应投入运行，每条线路负荷为25％BMCR。若其中某条给煤线路故障跳闸，锅炉应降低运行负荷到70～75％BMCR运行。通过检测分离器出口烟温和炉膛各支腿床温，调节炉膛每侧支腿的给煤量和（或）启动两只床上助燃油枪，以平衡两侧的热输入。当两侧的分离器出口烟温比较接近时，可以手动增加负荷水平，但最大不能超过85％第102页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：ABMCR。此时的热输入情况如图3.10。注意：这种运行模式造成锅炉两侧的床压和温度不平衡，只能作为一个运行特例，以争取检修给煤线路的时间，但最好不要超过8～12小时。3.9.锅炉压力部件泄漏早期发现锅炉压力部件泄漏可以防止进一步损坏附近的压力部件和回路。当发生炉管泄漏时，以下参数可能会与正常值发生非正常偏差：—烟气中水分含量增加；—水和蒸汽进出口流量发生较大偏差；—给水流量和主蒸汽流量发生非正常偏差；—引风机出口压力增加；—烟气中含氧量偏差；—炉膛和外置式换热器灰温。如果出现以上一种或几种现象时，就应该怀疑锅炉压力部件泄漏的可能性，并立即采取措施：—由于石灰石与水混合之后将产生过量的热，因此应切除石灰石系统；—将锅炉负荷降至50％BMCR以下；—切除锅炉与汽机的连接；第103页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A—按3.5.3条描述的“承压件故障停炉”要求降低锅炉压力；—巡检锅炉，查找泄漏点。这些措施将使炉管泄漏的危险最小化，并为停炉冷却，排除床料做好准备。3.9.1.省煤器管泄漏除了以上提到的现象外，省煤器管泄漏时，省煤器灰斗下排灰水分增加，发生凝结。如果省煤器管泄漏被怀疑，应启动3.5.3条描述的“承压件故障停炉”程序。3.9.2.水冷壁管泄漏除了以上提到的现象外，水冷壁管泄漏时，床温可能会下降。如果水冷壁管泄漏被怀疑，应启动3.5.3条描述的“承压件故障停炉”程序或触发锅筒水位低、分离器压力高，烟气中氧量低低等逻辑，造成锅炉BT或MFT。如果锅筒水位能保持，应启动3.5.3条描述的“承压件故障停炉”程序，在DCS控制下逐渐停炉，并注意：—锅炉负荷降低时，冷渣器和除灰系统出力应调至最大，尽快排放炉膛存灰；—给煤切除，保持一次风和二次风在最小风量下运行，以冷却存灰，去除风道中的水分；—当灰温低于300℃时，承压部件超温危险解除，锅炉给水切除；—所有床料应尽快清除，避免结块。如果锅筒水位无法保持：重新启动给水，流量至少为15％BMCR（150t/h），对锅筒水位进行补充。如果引风机已停运，应重启，并保持二次风回路畅通。操作员应监视水冷壁管壁温水平，如壁温低于350℃，则不会发生过量蒸发，使锅筒水位无法保持，此时可保持一次风机和二次风机的投运（手动方式），冷渣器和除灰系统出力调至最大，尽快排放炉膛存灰。锅筒水位稳定后，调节给水流量（约5％BMCR，50t/h），并根据床温进行调整，以免水冷壁管壁温度超过350℃。3单侧一次风流量建议为141541.5Nm/h，但是，水冷壁壁温出现迅速上升时，应切除一次风机。第104页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A3.9.3.外置式换热器泄漏除了以上提到的现象外，水冷壁管泄漏时，还可能出现外置式换热器灰温下降的情况。如果外置式换热器受热面出现泄漏，应立即启动3.5.3条描述的“承压件故障停炉”程序，并：—关闭外置式换热器锥形阀；—全开再热器对空排汽，使再热器压力尽可能的低；—通过依次增加外置式换热器各仓流化风量（注意顺序），将外置式换热器中的物料送至炉膛和冷渣器。正确的顺序为：首先全开靠近炉膛的仓室流化风，然后是中间一个仓室，最后为没有布置受热面的仓室。—按3.5.3条要求，保持锅筒水位，降低锅筒压力；—当灰温低于350℃时，锅炉跳闸；—重启外置式换热器流化风，进一步冷却各仓灰温，排尽积灰。注意：如果锅炉在高负荷下发生炉管泄漏，只有受热面中有蒸汽流过时，才能开启外置式换热器流化风。蒸汽流量的保持是通过汽机高压旁路和再热器对空排汽的开启实现的，蒸汽流量至少为15％BMCR。第105页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A第四部分锅炉安全和维护4.1.总则正常操作条件下本公司提供的锅炉设备一般对人无危险，但锅炉的任何操作都应牢记安全第一，强烈建议在安装、调节、维护或操作本公司提供的设备时，要遵守下列安全建议。但应注意，这些内容仅作为运行人员的经验和判断的补充，不包括所有的应遵守的安全措施。锅炉运行操作人员无论在操作前、操作时还是操作后，都应密切关注锅炉和辅机系统的工作状况，注意安全标志和事故警报。设备的定期检查，调整和校验是设备安全、可靠、高效运行的基础，本节将对设备的预防性维护程序作出建议。4.2.安全预防措施总的安全预防措施：—任何情况下均应遵循操作规程；—安装或维护设备前，应关闭设备电源及控制器电源以避免电击及遥控启动；—暴露于投用的燃烧室时应采取可靠措施以保护眼睛及面部免受热气或有害光线的伤害。—大量的灰或循环物料会悬浮在空中造成呼吸困难，灰复燃会导致火灾或爆炸；—保持所有工作区域的洁净；—贴上适宜的小心、危险、警告标志并树牌，提醒非工作人员注意正在进行的操作。—进入压力容器前，按工厂安全规程将所有阀关闭、锁定并挂上标签；—在进入密封空间前，应切断相关系统，用气体吹扫并正确通风，保持入口处于开启状态，派一个人在入口并与密封空间内人员建立可靠联系；—在踏入堆积的底灰或飞灰时，应注意其外冷内热的特性；—进入设备使用的照明设备应是防爆的；—进入封闭空间要小心降落物；—在搬运设备时只能用认可的提升设备和方法；—进入分离器入口或出口烟道时，小心勿掉入分离器中，仔细察看要经过的区域，保持区域的良好照明，并系好安全带；操作预防措施：—不能突然急剧地增减流化风量，如若发生这种情况，在重新建立起循环床料后要很第106页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A长时间才能恢复到正常操作参数；—必须对过氧量分析仪进行定期的校核，测量烟气中的过量空气是避免富燃工况的首要安全考虑；—除酸洗、煮炉、设定安全设备等特殊情况外，未装床料不能运行CFB锅炉；—冷态启动时，汽包金属壁温变化率不应超过50℃/h；—始终确认锅炉停运时，减温水截止阀是关闭的，以防止减温水通过过热器管道进入汽机；—快速冷却后，建议锅炉停炉后让汽包满溢，防止汽包内形成过度的顶底温差；—运行时，炉膛下部正压区的人孔门不允许打开，以免伤人；—最好不要为缩短锅炉冷却时间打开门，使冷空气进入锅炉，这种方法虽不会引起锅炉故障或设备损坏，但由于操作错误或其它原因造成的风机控制偏差可能导致热灰、空气、烟气从打开的门中涌出，或者引起的强大吸力将门附近的材料、人员吸入锅炉中。—不要用端部开口的管子桶任何设备，因为热床料或气体会通过这种管子直接排放到操作员的身上，管子也会极热。4.3.锅炉维护4.3.1.水冷壁维护循环流化床锅炉由于主循环回路中远超煤粉炉的灰浓度，稍有不慎（在结构处理、安装等方面），炉膛水冷壁就会发生爆管事故，严重影响锅炉连续运行时间，因此，除了在安装过程中注意炉内水冷壁焊缝突起、凸瘤、毛刺、表面碎片的清除和现场焊接的水冷壁扁钢、吊耳、测量装置打磨平滑外，在每次停炉期间都应对水冷壁作检查。检修压力部件应在所有压力泄掉并于系统隔离后进行，方法有目测（V）、超声波检验（U）、水压试验（H）等。检查的内容与所采取的方法：—表面污垢（V）；—磨损（V、U），特别是管屏开孔周围和耐火材料与管子交接处；—渗漏（V、H）根据本公司的经验，作为CFB锅炉的使用者，应有的一个观念是：CFB锅炉的磨损是不可避免的，因此，建立测厚档案，每次停炉期间，对列入档案编号的水冷壁管子作检查（特别是管屏开孔周围和耐火材料与管子交接处），测量其剩余壁厚，是十分必要的。通过测厚档案，可以有效地掌握磨损的速度，并与强度计算比较，提前采取相应的措施。第107页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A如果磨损是局部的，并且原来的基材还余下2mm的话，可采用表面堆焊进行修补，否则，应对其进行更换，以避免事故爆管给电厂带来的损失。4.3.2.耐火耐磨材料维护耐火耐磨材料的维护应注意：—防止灰的冲击角小于90°形成的机械磨损；—完全冷却耐火耐磨材料时，可能会导致一些表面破裂或剥落，冷却速度控制在所建议的范围内可把这种情况降到最小程度；—应避免通过检修人孔的冷风或泄漏的水直接和耐火耐磨材料接触，因为此时会发生急冷现象，对耐火材料局部损害极大建议对耐火耐磨材料进行定期维护，维护时清洁和检查耐火耐磨材料表面，更换所有膨胀节填料，特别是注意清除耐火材料裂缝处的床料，避免因为所有缝隙内填满了灰而限制耐火耐磨材料的膨胀，从而避免裂缝的扩展和耐火材料脱落。条件许可时，在靶区钻取耐火材料，确定磨损量和剩余厚度，并根据结果进行修补。4.3.3.锅炉巡检—膨胀节：是否有风泄漏、磨损、法兰螺栓松动、蒙皮褪色、未产生压缩（拉伸）或方向、行程异常等异常情况；—汽包：检查汽包连接有无泄漏，检查汽包就地压力表，将其压力与控制室来的压力相核对，在控制室验证连续排污阀的开位并记录炉水品质，应用平衡容器来确认就地水位计，检查保温有无褪色及渗漏；—顶板：检查锅炉吊杆；—安全阀：检查有无异常噪音、渗漏或褪色；—锅炉外护板：有无空气或烟气渗漏；—空气挡板：通过控制室确认挡板位置，检查噪音或褪色情况，手动挡板应拧紧螺母以保持预调的风量；—疏水和放气：第二截止阀后有无温度上升；—回料器：有无异常振动，膨胀节纤维是否被吹出或损坏，有无烧红或热点；—炉膛：有无床料泄漏；—外置式换热器：通过控制室确认锥形阀开度。第108页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A—灰系统：应定期检查底灰排放管的厚度均匀性，是否有堵塞、磨损和过热等情况，并据需要予以修理或更换；—位移指示器：是否有异常的变形。4.4.停炉保养对已停运的锅炉应采取充氮保护措施，通过一只调节阀把储氮容器连通到省煤器、锅筒、高温过热器出口集箱、高温再热器入口集箱的冲氮接口。警告：在结束所有内部受压部件的检查和/或维修保养程序前，不得向锅炉充氮。若已停运的锅炉没有疏水，锅筒水位以上的区域和整个过热器的蒸汽空间就应被从锅炉最高点充入的氮气包围或覆盖。当锅筒压力降到大约0.02～0.03MPa.g时，就可以向锅炉充氮。在长期停炉期间，锅炉内充入的氮气压力应大致维持0.007MPa.g。若锅炉长期停运，锅炉内应全部充满除氧水。且在最高处建立氮气包覆层，并维持充入的氮气压力大致为0.007MPa.g。在停炉期间，充水后的锅炉和非疏水式过热器必须进行防冻保护，必要时可启用床下点火器输入少量热量，使整个锅炉的温度在冰点以上。若气候条件或其它因素不允许对锅炉充水，则锅炉应疏水或烘干。在锅筒内放置数张盛有定量硅胶的薄盘以吸收内部水分，保持内表面干燥。第109页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A附件：热力计算汇总表锅炉参数过热蒸汽调温方式：喷水减温（水温281.9℃）低位发热量LHVMJ/kg15.5573过热蒸汽流量Dgrt/h1025一级喷水量D1t/h15.5实际燃料耗量Qf×10kg/h183过热蒸汽温度Tgr℃540二级喷水量D2t/h27锅炉计算效率η%91.8过热蒸汽出口压力PgrMPa.g17.4三级喷水量D3t/h42石灰石特性给水温度Tgs℃281.9(CaCO3)ar/%88.625空预器进风温度Ta℃36燃料特性(MgCO3)ar/%1.6锅筒工作压力PgtMPa.g18.7碳Car%40.04(其它)ar/%9.7753再热蒸汽流量Dzrt/h839.5氢Har%2.89石灰石耗量/×10kg/h13.233再热蒸汽出口温度Tzr℃540氧Oar%6.49空气量Qa×10mn/h90933再热蒸汽出口压力PzrMPa.g3.533氮Nar%0.71烟气量Qg×10mn/h961再热蒸汽进口压力PjkMPa.g3.713硫Sar%0.94床温Tb℃870再热蒸汽进口温度Tjk℃325水Mar%5.22工况：100%B—MCR设计煤种（高挥发份烟煤）第110页共111页专利技术，未经允许，请勿复制 东方锅炉（集团）股份有限公司66M-SM版本：A项目符号单位炉膛高温过热器低温再热器省煤器低温过热器中间过热器1中间过热器2高温再热器空预器（FBHE中）（FBHE中）（FBHE中）（FBHE中）烟气进口温度Tin℃/885724604--/-315烟气出口温度Tout℃870717604315--/-131工质进口温度Tin℃360.7460325281.936037840341536工质出口温度tout℃360.7540415355382413485540283烟气平均流速Vm/s/12.7612.311.1--/--过量空气系数α/1.201.201.201.20----1.20*再热器配置事故喷水，再热器入口汽温偏高时保护高温再热器，水量约为51t/h，锅炉正常运行时无喷水。第111页共111页专利技术，未经允许，请勿复制
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