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300MW 机组直流锅炉运行规程 机组直流锅炉运行规程 SD19586 中华人民共和国水利电力部 中华人民共和国水利电力部 关于颁发关于颁发300MW 机组直流锅炉 机组直流锅炉 运行规程运行规程SD19586的通知 的通知 86水电电生字第 87 号 现颁发300MW 机组直流锅炉运行规程 ，自即日起执行。在执行中提出的问题，请 及时告我部生产司。 一九八六年十月二十二日 说 明 本规程适用于国产机组亚临界、UP 型、双炉膛 300MW 直流锅炉，亦可供其他直流锅 炉编制运行规程时参考。 本规程是以 SG-1000/170-555/555 型燃油燃煤直流锅炉为主编制的，各电厂应据此编 制现场运行规程。凡本规程未包括部分，须根据实际运行经验和制造厂家的规定，做必要的 补充。 1 锅炉机组的简要特性 1.1 设 备 简 况 本锅炉是与 300MW 汽轮发电机配套的亚临界、一次上升、二次混合、中间再热直流锅 炉。设备简况如下按制造厂说明书编写 1.1.1 制造厂家制造厂编号； 1.1.2 制造年月； 1.1.3 投产年月； 1.1.4 锅炉型号； 1.1.5 炉膛； 1.1.6 燃烧器包括煤粉燃烧器和燃油燃烧器； 1.1.7 过热器； 1.1.8 再热器； 1.1.9 省煤器； 1.1.10 空气预热器； 1.1.11 构架； 1.1.12 炉墙； 1.1.13 除尘、除灰设备； 1.1.14 煤粉系统和燃油设备； 1.1.15 吸风机、送风机； 1.1.16 再热蒸汽调温方式； 1.1.17 旁路系统； 1.1.18 锅炉自动控制装置； 1.1.19 锅炉程序控制装置； 1.1.20 锅炉电气保护和热机保护装置； 1.2 设 计 规 范 1.2.1 主要参数表 1 表 1 序 号 项 目 单 位 设计数据 备 注 1 额定蒸发量 t/h 2 再热蒸汽量 t/h 3 主蒸汽压力表压力 MPa 4 主蒸汽温度 ℃ 5 再热蒸汽进口压力表压力 MPa 6 再热蒸汽出口压力表压力 MPa 7 再热蒸汽进口温度 ℃ 8 再热蒸汽出口温度 ℃ 9 给水温度 ℃ 10 冷风温度 ℃ 11 热风温度 ℃ 12 排烟温度 ℃ 13 锅炉效率 14 燃料消耗量 t/h 15 炉膛出口烟温 ℃ 16 启动分离器压力表压力 MPa 17 低出前炉本体压力表压力 MPa 18 锅炉汽、 水系统总阻力表压力MPa 19 锅炉机组烟气阻力 Pa mmH2O 20 空气预热器空气阻力 Pa mmH2O 21 炉膛出口过量空气系数 22 炉膛容积热负荷 kJ/m3h ［kcal/m2h］ 23 炉膛截面积热负荷 kJ/m2h ［kcal/m2h］ 24 炉壁热负荷 kJ/m2h ［kcal/m2h］ 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 25 燃烧器区域炉壁热负荷 kJ/m2h ［kcal/m2h］ 1.2.2 主要承压部件及受热面表 2 表 2 序号 项 目 单 位 设计数 据 备 注 1 启动分离器 1内 径 2壁 厚 3长 度 4材 质 5中心线标高 6正常水位线在中心线下 7总水容积 mm mm mm mm mm m3 2 省煤器 1型 式 2受热面积 3管 数 4外径及壁厚 5材 质 6进口水温/出口水温 m2 根 mm ℃ 按级分别列出 3 双面水冷壁 1型 式 2受热面积 3管 数 4外径及壁厚 5材 质 m2 根 mm 4 膜式水冷壁 1型 式 2受热面积 3管 数 4外径及壁厚 5进口工质欠焓 6材 质 m2 根 mm kJ/kgkcal/kg 5 包覆管系 1型 式 2受热面积 m2 3管 数 4外径及壁厚 5材 质 根 mm 6 过热器 1型 式 2受热面积 3管 数屏数 4外径及壁厚 5材 质 6进口蒸汽温度/出口蒸汽 温度 7计算管壁温度 8允许管壁温度 m2 根屏 mm ℃ ℃ ℃ 按级分别列出 7 再 热 器 1型 式 2受热面积 3管 数 4外径及壁厚 5材 质 6进口蒸汽温度/出口蒸汽 温度 7计算管壁温度 8允许管壁温度 m2 根 mm ℃ ℃ ℃ 按级分别列出 8 旁路系统 1型式旁路范围 2容 量 3减压范围表压力 4减温范围 t/h MPa ℃ 按系统分别列 出 9 锅炉水容积 1锅炉本体及启动分离器 2过 热 器 3再 热 器 4锅炉总水容积 m3 m3 m3 m3 10 减 温 器 1型 式 2数 量 3减温水量 4减温水源 个 t/h 按级、 用途分别 列出 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 5减温水压力表压力 6减温水温度 7减温能力额定参数时 MPa ℃ ℃ 11 空气预热器 1型 式 2受热面积 3管数台数 4外径及壁厚 5材 质 6进口风压/出口风压 7进口风温/出口风温 8烟气阻力 m2 根台 mm PammH2O ℃ PammH2O 注明有、 无暖风 器， 回转式空气预 热器应注明直径、 转速及电动机的 有关数据， 并按级 分别列出 1.2.3 管道系统表 3 表 3 序 号 项 目 单 位 设计数 据 备 注 1 主蒸汽管道 1管 数 2外径及壁厚 3总长度 4材 质 根 mm m 2 再热蒸汽管道 1管 数 2总 长 度 3外径及壁厚 4材 质 根 m mm 按进口、出口分 别列出 3 给水管道 1外径及壁厚 2材质 3额定流量 mm t/h 按用途分别列出 1.2.4 燃烧设备表 4 表 4 序 号 项 目 单 位 设计数 据 备 注 1 炉 膛 1容 积 2宽 度 m3 m 3深 度 4高 度 m m 2 燃烧器 1型 式 2布置方式 3个 数 4容 量 个 t/h 若为四角布置 的燃烧器，应在 备注中注明中心 假想切圆直径 3 点火装置 1型 式 2布置方式 3只 数 4容 量 只 t/h 1.2.5 附属设备表 5 表 5 序 号 项 目 单 位 设计数 据 备 注 1 风 机 1型 式 2台 数 3风 量 4风 压 5叶轮直径 6允许介质温度 7调节方式 8效 率 9润滑方式 电 动 机 1型号及制造厂 2容 量 3电 压 4电 流 5转 速 台 m3/h Pa mmH2Omm ℃ kW V A r/min 应按用途分别 列 出 包 括 吸 风 机、送风机、排粉 风机等 2 给 粉 机 1型 式 2台 数 3容 量 4转速调节范围 台 t/h r/min 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 3 吹 灰 器 1型 式 2台 数 3吹灰介质及参数 台 按不同部位分别 列出 4 除 尘 器 1型 式 2台 数 3效 率 台 5 磨 煤 机 1型 式 2台 数 3出 力 电 动 机 1型号及制造厂 2容 量 3电 压 4电 流 5转 速 台 t/h kW V A r/min 1.2.6 安全阀表 6 表 6 序 号 项 目 单 位 设计数 据 备 注 1 过热器安全阀 1型 式 2台 数 3起座压力表压力 4排放量每台 台 MPa t/h 按电气、机械分 别列出 2 再热器安全阀 1型 式 2台 数 3起座压力表压力 4排放量每台 台 MPa t/h 按用途分别列出 按电气、机械分 别列出 3 启动分离器安全阀 1型 式 2台 数 3起座压力表压力 4排放量每台 台 MPa t/h 1.2.7 热工自动调节装置表 7 表 7 序 号 项 目 单 位 设计数 据 备 注 1 2 3 自动调节装置 程序控制装置 计算机监控装置 台 套 套 按用途分别列 出 1.2.8 给水及蒸汽品质表 8 表 8 序 号 项 目 单 位 设计数据 备 注 给 水 1硬 度 2溶 氧 3铁 4铜 5钠 6二氧化硅 7联 氨 8油 9pH 10总二氧化碳 μg/L μg/L μg/L μg/L μg /L μg/L μg/L mg/L 1.2.9 燃料特性表 9 表 9 序 号 项 目 单 位 设计数据 实际数据 备注 1 燃 煤 1煤 种 2应用基碳 Cy 3应用基氢 Hy 4应用基氧 Oy 5应用基氮 Ny 6应用基硫 Sy 7应用基水分 Wy 8应用基灰分 Ay 9低位发热量 QyD 10可燃基挥发分 Vr 11灰的变形温度 t1 kJ/kgkcal/kg ℃ 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 12灰的软化温度 t2 13灰的融化温度 t3 14可磨性系数 ℃ ℃ 2 燃 油 1油 种 2应用基碳 Cy 3应用基氢 Hy 4应用基氮 Ny 5应用基氧 Oy 6应用基硫 Sy 7应用基水分 Wy 8应用基灰分 Ay 9低位发热量 QyD 10密 度ρ 11粘 度γ 12凝固点 t 13闪点开口t 14机械杂质 kJ/kgkcal/kg kg/m3 m3/s ℃ ℃ 2 锅炉机组的启动 2.1 检修后的验收 2.1.1 锅炉机组大、小修后，应有设备变动报告。 2.1.2 运行人员应参加验收工作。在验收时，应对设备进行详细的检查，并进行必要的试验 和试转。验收项目应在现场规程中规定，并写入专用的检查、验收卡。 2.1.3 在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，除及时记录在有关记录簿 外，还必须在投运之前予以消除。 2.1.4 检查验收应包括下列内容 2.1.4.1 拆除或装复为检修工作而采取的临时设施，现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，保 温及照明完整、良好。 2.1.4.2 锅炉本体、辅机及风、烟道等设备完整，内部无杂物。 2.1.4.3 管道、阀门连接良好，并有符合电力工业技术管理法规所规定的漆色标志。 2.1.4.4 仪表操作盘上的仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照明，报警信号声、 光良好。 2.2 主要辅机的试运行 2.2.1 主要辅机检修后，必须经过试运行。试运行良好、验收合格，方可正式投入运行。吸 风机、送风机的连续试运行时间不得少于 4h，以验证其工作的可靠性。 转动机械试运行时，应遵守电业工作安全规程的有关规定。 2.2.2 转动机械试运行前的检查 2.2.2.1 确认锅炉风、烟系统和制粉系统的各风门、挡板及其传动机构都已校验，且运行正 常。 2.2.2.2 确认转动机械及其电气设备检修完毕，并具有各有关单位会签的试运行申请单。 2.2.2.3 转动机械以及与之有关的润滑油系统、冷却系统、液压油系统、控制系统及各仪表 均符合启动前的要求。 电动机符合厂用电动机运行规程的有关规定。 详细检查内容，应在现场规程中规定。 2.2.2.4 转动机械检查正常，方可送上该设备的电源及其操作电源、气源，投用巡测装置、 程控装置、保护装置以及连锁装置。 2.2.3 转动机械的试运行 2.2.3.1 转动机械试运行时，有关的检修负责人应到现场；运行应有人检查、验收；仪表操 作盘上也应有人监视启动电流和启动电流在最大值的持续时间。 2.2.3.2 试运行程序、联锁装置试验的程序，均应在现场规程中规定。 2.2.3.3 各辅机的启动，应在最小负荷下进行，以保证设备的安全。 2.2.3.4 风机试运行时，应进行最大负荷的试验电流不得超过额定值。试运行中保持正常炉 膛负压。 2.2.3.5 制粉系统试运行时，应确认系统内无积粉、积煤。 2.2.4 主要辅机试运行时的验收项目 2.2.4.1 风机 a.回转方向正确。 b.无异声、摩擦和撞击。 c.轴承温度与轴承振动符合本规程第 3.9.5 款的规定。 d.轴承无漏油及甩油，油管畅通，高、低油位线清楚，油位正常，油质良好。 e.检查各处无油垢、积灰、积粉、漏风、漏水等现象。 f.风门、挡板包括机械限位及连接机构的安装位置应正确，并能关闭严密，不使停用 中的风机倒转。 g.风门、挡板应有就地开度指示装置，并和控制室内的开度指示核对一致。 h.电动机的运行情况应符合厂用电动机运行规程的有关规定。 2.2.4.2 回转式空气预热器 a.空气预热器各处的门、孔均应关闭严密。上、下轴承处无人停留及工作。 b.启动前， 先校验油泵低油压连锁能自启动； 回转式空气预热器下轴承润滑油泵已启动， 运行正常。投用回转式空气预热器。 c.回转式空预热器启动后，特别是其电气部分检修后的启动，应注意其回转方向。若转 向相反，应立即停用，防止密封板损坏。 d.注意电动机电流，如有不正常晃动，应停止试运行，检查原因。 2.2.5 锅炉检修后，应在冷态下进行漏风试验，以检查锅炉各部的严密性。其试验、检查方 法，应在现场规程中规定。 2.3 水 压 试 验 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 2.3.1 锅炉大、小修后或局部受热面临修后，必须进行水压试验再热器除外。有条件时， 再热器也应做水压试验。 锅炉的超压水压试验包括再热器应按电力工业锅炉监察规程的规定进行。 锅炉水压试验、超压水压试验的周期及试验压力，应在现场规程中明确规定。在超压水 压试验时，应有总工程师或其指定的专责人员在现场指挥。 2.3.2 水压试验的给水必须经过除盐 锅炉上水应在承压部件周围空气温度高于 5℃时进行。低于 5℃时，必须有防冻措施。锅 炉上水的水温一般应为 20～70℃，过低易造成受热面表面结露，过高易造成汽化。 2.3.3 水压试验前应进行以下各项准备工作 2.3.3.1 检查与水压试验有关的汽、水系统，其检修工作已经结束，热力工作票已注销，炉 膛和尾部烟道内无人工作。 2.3.3.2 汇报值长，联系有关部门，准备好水压试验用水除盐水、除氧水或凝结水。 2.3.3.3 汽、水系统各隔绝门及调节门的执行机构试验正常。有关仪表、巡测装置、程控装 置都已投入运行。 2.3.3.4 安全阀控制系统、电磁泄放门及其他防止超压的保护装置，经过试验正常，并已投 入运行。 2.3.3.5 按本规程第 2.5.7 款的有关要求检查汽、水系统阀门，使锅炉符合上水状态。 2.3.4 水压试验前的检查与准备工作完毕后，即可按本规程第 2.6.1.1～2.6.1.4 项的规定向锅 炉上水。 2.3.5 上水前和上水后，应有专人记录膨胀指示器指示值，并分析其膨胀工况是否正常。 2.3.6 在上水过程中，应检查各管系、阀门是否有泄漏，如发现有泄漏，应停止上水，待处 理好后再重新上水。调节进水量应均匀、缓慢，阀门不可猛开猛关，以防发生水冲击。 2.3.7 锅炉承压部件的水压试验 2.3.7.1 水压试验应有专人监视和调节压力。升压、降压速度均不应超过 0.6MPa/min。正常 升压、降压应经检修负责人同意。 2.3.7.2 过热器、再热器水压试验前，应确知管道的支、吊架允许承受管道充水后的荷重。 并有防止汽轮机进水的措施。 2.3.7.3 升压时必须使用给水旁路门或包覆出口分调控制压力。当压力上升至水压试验压力 时，应维持压力 2h，然后通知有关人员进行检查。待检查、试验完毕后方可降压。 2.3.7.4 在锅炉各部分分别进行水压试验时，除正在进行试验的部分外，均应无压力。如发 现有压力，则应停止试验，待查明原因后再继续试验。 2.3.8 锅炉承压部件的超压水压试验 2.3.8.1 超压水压试验必须经总工程师批准后方可进行。 2.3.8.2 超压水压试验应在水压试验正常后进行。超压水压试验前由锅炉检修人员负责做好 防止安全阀起座、排汽门动作的措施。 2.3.8.3 锅炉超压水压试验的检查，应在升压至规定压力，时间维持 5min，再降压到运行工 作压力后，通知有关人员进行。 2.3.8.4 在过热器、再热器压力降至运行工作压力后，应解除防止安全阀起座及向空排汽门 动作的措施。 2.3.9 锅炉水压试验中，还应对主要阀门的漏流量进行试验。 2.4 电气连锁及热机保护的试验 2.4.1 电气连锁及热机保护的基本项目制造厂另有规定的除外见表 10。 2.4.2 所有电气连锁及热机保护在检修后，均应作一次试验，以确保机组投运后能正常动作， 起到保护作用。 有关试验项目及试验方法、要求，应根据现场设备情况，在现场规程中规定。 2.4.3 严禁无故停用电气连锁及热机保护。如需停用时，应先得到总工程师批准。 2.5 启动前的检查 2.5.1 锅炉大、小修后，启动前应检查热力工作票已注销，检修工作已结束，关经验收合格。 2.5.2 锅炉机组附属的冷却系统、控制压缩空气系统、除灰水系统已投入运行，工况正常。 2.5.3 锅炉机组的备用辅助汽源，应处于热备用状态。 2.5.4 按照制粉系统运行规程 、 燃油设备运行规程 、 除渣设备运行规程及除尘器 运行规程的规定做好各辅助设备、系统启动前的检查和准备工作。 2.5.5 检查点火设备处于备用状态。 2.5.6 启动前及进水前的检查项目、要求应在现场规程中规定，并建立专用的操作卡。 2.5.7 检查汽、水系统，减温水系统及启动分离器系统等的阀门位置，应符合启动前状态具 体阀门位置应在现场规程中规定。 表 10 项 目 保护及连锁的名称 保护及连锁的动作条件 保护 及连 锁的 动作 范围 投入 时间 停用 时间 备 注 事故 停 炉保 护 1手动事故停炉 2灭火保护 3炉膛正、负压保护 4断水保护 5低温过热器出口汽 温低保护 6锅炉辅机连锁保护 7机、电、炉横向联 动保护 事故停炉时使用 甲或乙炉膛灭火 数值由制造厂提供或 试验确定 甲或乙炉膛的给水流 量小于 150t/h，延时 10s 低温过热器甲或乙出 口汽温低于 360℃ 两台送风机跳闸或一 台停用中，另一台运行中 跳闸 汽机主汽门关闭 1 保 护 及 连 锁 的 动 作范 围 ， 投 入 、 停 用时 间 ， 在 现 场 规 程 中 根 据 设 备 及 制 造 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 开启全旁路 主 蒸 汽 压 力 高 于 17.3MPa，并且 1旁路减温水压力大 于 18.1MPa 2 凝 汽 器 真 空 大 于 62.7kPa表压力 3凝结水升压泵出口 压力大于 1MPa 开启全旁路、高压旁 路 汽机主汽门关闭或二 次油压低于调门关闭时 的压力，并且 1旁路减温水压力大 于 18.1MPa 2 凝 汽 器 真 空 大 于 62.7kPa表压力 3凝结水升压泵出口 压力大于 1MPa 开启过排 主 蒸 汽 压 力 高 于 17.4MPa 超压 保护 开启再排 再 热 蒸 汽 压 力 高 于 3.6MPa 超温 保护 开启再热器事故喷 水 再热蒸汽温度大于 555 ℃ 满水 保护 开启分地沟 启动分离器水位升高 至150mm 其 他 送风量小于额定风 量的 30火焰监察达 到临界状态 厂 规 定 予 以 明 确 2电气 连 锁 在 现 场 规 程 中 应 有附图 2.5.8 吸风机、送风机、烟道、风道等烟与风的调节挡板转动灵活、位置正确，符合启动前 要求。回转式空气预热器的油泵、安全阀用的空气压缩机及其他燃油、除灰、除尘、疏水用 的辅助机械设备均正常、良好。 2.5.9 炉膛内无焦渣杂物。炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器等风、烟道的各人 孔门、看火门、打焦门、防爆门、检查门、放灰门等，在确认其内部无人后关闭。 2.5.10 过热器、再热器、启动分离器各安全阀完整、良好，无杂物卡住，压缩空气系统严密、 完整、可用。起座、回座压力定值符合要求。 2.5.11 各仪表及遥控设备、保护装置的电源正常。备用电源处于备用状态。 2.6 冷 态 启 动 2.6.1 冷态清洗 2.6.1.1 向锅炉上水前，应对炉前给水管道及高压加热器水侧清洗，直至炉前给水含铁量小 于 50μg/L 后，方可向锅炉上水。 2.6.1.2 上水流量不宜过大，一般不大于 1002t/h。 2.6.1.3 当双面水冷壁、膜式水冷壁进口放水门有水流出时，应在排放 10min 后关闭上述放 水门。 2.6.1.4 当锅炉本体空气门及分排处有水急速喷出时，关闭各空气门及分排，开启分地沟， 调整启动分离器压力在 0.6～1.1MPa。 2.6.1.5 调整给水流量、给水压力符合要求 a.包覆出口压力 7MPa。升压速度不大于 0.6MPa/min。 b.清洗流量 1502t/h。为提高清洗效果，必要时可瞬时变动给水流量。 2.6.1.6 当包覆出口含铁量小于或等于 1000μg/L，与汽轮机值班员联系后可开启分凝水，关 闭分地沟，转入大循环循环过程为炉本体启动分离器凝汽器Ⅱ级除盐除氧器 给水泵高压加热器炉本体。此时可开始逐步提高给水温度。 2.6.1.7 当省煤器出口含铁量小于或等于 50μg/L、电导率小于 1μS/cm、给水温度大于 100 ℃时，锅炉方可点火。 2.6.2 锅炉点火 2.6.2.1 点火前投入水膜式除尘器或电气除尘器的振打装置，炉膛灰渣斗水封，暖风器，轻 油、重油系统。 2.6.2.2 顺序启动预热器、吸风机、送风机。调整风量至额定负荷风量的 30，维持炉膛负 压 49～98Pa。燃煤炉通风不少于 5min；燃油炉通风不少于 10min。 2.6.2.3 提高包覆出口压力至 11.9MPa。升压速度不大于 0.6MPa/min。 2.6.2.4 投用点火装置，点燃轻油枪。待轻油燃烧正常后，停用点火装置。 2.6.2.5 投用重油枪。投用时应注意对称布置。待重油燃烧稳定后，关闭轻油枪。 注意保持水冷壁管间温差不大于 50℃；温升速度不大于 2.5℃/min。 2.6.2.6 点火过程中应监视燃烧情况。如发现油枪灭火，应立即停用该油枪，待消除灭火原 因后，重新点燃该油枪；当任一炉膛油枪全部灭火时，应按锅炉灭火处理，然后重新点火。 2.6.2.7 通过全旁路、低压旁路对过热器、再热器进行真空干燥。 2.6.2.8 空气预热器出口风温达 150℃时，可按制粉系统运行规程启动制粉系统，点燃煤 粉。 点燃煤粉后， 应及时调整燃烧， 控制燃料量， 维持水冷壁各管间的正常温差及温升速度。 2.6.3 锅炉升温、升压及热态清洗 2.6.3.1 逐渐增大燃料量，提高包覆出口及主蒸汽温度。当包覆出口温度达 200℃时，切除节 流管束，并微开低过出口分调。当包覆出口温度达 210℃时，给水由旁路给水管切至主给水 管运行，并将包覆出口压力提高至 15.8MPa。升压速度不大于 0.6MPa/min。 2.6.3.2 锅炉升温过程中启动分离器建立水位时，应及时回收工质量；维持两侧炉膛热负 荷相等；高温过热器后烟温不超过 450℃；两侧偏差不大于 50℃。 2.6.3.3 当启动分离器压力达 1.6MPa，且水位正常时，可开启分出，向过热器、再热器送汽。 两侧分出应同时开启，开启后应及时关小全旁路，保持启动分离器压力正常，并注意全 旁路后温度不超过 160℃。 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 2.6.3.4 当包覆出口温度上升至 260℃后，调整燃料量，控制其温度在 260～290℃。进行锅 炉热态清洗。 在测定水质合格后，方可继续升温。 在发电机并网前，包覆出口温度不超过 310℃，高温过热器后烟温不超过 540℃。 2.6.4 汽轮机冲转 2.6.4.1 当主蒸汽压力在 1.1～1.6MPa、主蒸汽温度在 300～350℃、两侧偏差不超过 15℃、 再热蒸汽温度在 200～250℃、两侧偏差不超过 15℃时，即可进行汽轮机冲转。 2.6.4.2 冲转前关闭高压旁路。 2.6.4.3 冲转后，调整全旁路维持主蒸汽压力正常；调整燃料量，尽量不使用减温水，控制 主蒸汽温度和再热蒸汽温度的温升速度不大于 2.5℃/min。 如使用减温水，应注意减温器后的蒸汽温度，其过热度不小于 50℃。 2.6.5 汽轮机升速、发电机并网 2.6.5.1 当汽轮机在 1800～3000r/min 的升速过程中，应增加燃料量及调整全旁路，维持主蒸 汽压力在 2.5～3MPa。 2.6.5.2 发电机并网后，即增荷至 10～15MW。并投入有关保护装置。 2.6.5.3 在汽轮机低负荷暖机阶段，主蒸汽温度和再热蒸汽温度都不应超过 450℃；包覆出口 温度不大于 330℃。 2.6.6 锅炉通过膨胀 2.6.6.1 适当增加燃料量，使锅炉通过膨胀。 2.6.6.2 当Ⅰ级混合器、Ⅱ级混合器、水冷壁出口及包覆出口工质温度中任一点达到饱和温 度时，膨胀即开始。 2.6.6.3 膨胀开始后，注意调整包覆出口压力正常，防止启动分离器压力超限。 2.6.6.4 当Ⅰ级混合器、Ⅱ级混合器、水冷壁出口及包覆出口工质温度都达到饱和温度时， 膨胀即告结束。 2.6.6.5 膨胀结束后，即调整锅炉运行工况及各参数稳定。 2.6.7 切除启动分离器 2.6.7.1 切除启动分离器的条件及准备工作 a.提高启动分离器压力至 3.5～4MPa。 b.维持低温过热器出口汽温在 370～390℃。 c.主蒸汽温度及再热蒸汽温度稳定在 450～480℃。 d.发电机负荷在 50MW 左右，并已允许锅炉切除启动分离器的操作。 e.对有关管道进行充分疏水。低出前、后疏水应特别重视。 f.核对燃料量， 符合切除启动分离器的要求。 控制高温过热器后的烟温约在540℃左右应 根据试验数值在现场规程中规定，并应使减温水量有调节余地。 2.6.7.2 切除启动分离器的操作 a.逐步调节开启低调，同时关小低过出口分调，维持低温过热器出口蒸汽温度在 370～ 390℃，并维持包覆出口压力 15.8MPa 稳定。待低过出口分调关闭后，再适当增加燃料量， 进行低调和包覆出口分调的切换操作。 b.当启动分离器出口压力大于启动分离器压力时，启动分离器即退出运行。 c.在切除启动分离器过程中，如主蒸汽温度及各段工质温度迅速下降，应即关小低调， 同时关小或关闭减温水。必要时可关闭低调，恢复启动分离器供汽的方式。 2.6.8 过热器升压 2.6.8.1 升压速度不超过 0.4MPa/min。 2.6.8.2 关小全旁路，同时调整燃料量，维持主蒸汽温度在 480～500℃。 2.6.8.3 全旁路关闭后，再关小调速汽门升压。 2.6.8.4 升压过程中，控制汽压变化速度，使汽轮机调节级温度不突降 20℃，并注意维持包 覆出口压力 15.8MPa 稳定。调整燃料量，提高主蒸汽温度在 520～530℃。 2.6.8.5 当主蒸汽压力上升至 14.8～15.3MPa，低出前、后压差小于 1MPa 时，开启低出。 2.6.8.6 低出开启后，投入有关保护装置。全面检查、调整锅炉各运行工况正常、稳定。 2.6.9 锅炉增荷 2.6.9.1 低出开启后，即可按正常增加负荷操作，提高锅炉负荷。机组增荷速度控制在每分 钟 1～2。 2.6.9.2 当煤粉燃烧器投入运行，排烟温度大于 100℃后，可投用电气式除尘器。 2.6.9.3 主给水流量大于 2002t/h 时，应投用锅炉断水保护。 2.6.9.4 增荷结束，应进行一次空气预热器吹灰工作。 2.7 热 态 启 动 2.7.1 汽轮机启动时，若高压缸调节级处内缸的下缸内壁温度在 200℃以上时的启动为热态 启动。 2.7.2 锅炉上水、建立启动压力和启动流量 2.7.2.1 待高压加热器水侧清洗合格，给水温度大于 100℃，方可向锅炉上水。上水流量控制 在30～502t/h。开始上水后，应监视省煤器出口和双面水冷壁出口的降温速度不超过 25 ℃/min，并检查省煤器管道不振动，否则应减少上水量。 2.7.2.2 当省煤器出口及双面水冷壁出口降温速度较慢或其实际温度已低于该压力下的饱和 温度时，可逐渐增加上水量直至 1502t/h。 2.7.2.3 热态启动时，在锅炉上水过程中可不进行排放及冷态清洗。 2.7.2.4 当锅炉本体水进满后，包覆出口压力可升至 11.9MPa。升压速度不超过 0.6MPa/min。 2.7.3 锅炉点火、升温、升压及热态清洗 2.7.3.1 锅炉点火操作按本规程第 2.6.2 条进行。 2.7.3.2 锅炉升温、升压、热态清洗按本规程第 2.6.3 条进行。 2.7.3.3 汽轮机冲转前主蒸汽升温速度每小时不超过 280℃，同时还需按下列要求控制 a. 400℃以下不大于 10℃/min。 b. 400～450℃不大于 8.5℃/min。 c. 450～500℃不大于 7℃/min。 d. 500～540℃不大于 3.7℃/min。 e. 540～550℃不大于 2℃/min。 2.7.3.4 为提高再热蒸汽温度，可开大再排及高压旁路，增加再热器的通流量。 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 2.7.4 锅炉通过膨胀的操作，在汽轮机冲转前或后进行均可。但应避免与汽轮机冲转同时进 行。 在先膨胀后冲转的工况下，为防止低温再热器壁温超限，高温过热器后烟温应低于 500 ℃。 2.7.5 汽轮机冲转、升速 2.7.5.1 在热态清洗及锅炉升温、升压过程中，应逐步提高主蒸汽压力至 3～4MPa，同时提 高主蒸汽温度。当主蒸汽温度大于高压缸缸壁温度 50℃以上、再热蒸汽温度大于或等于中 压缸缸壁温度且两侧偏差均小于 15℃时，即可进行汽轮机冲转。 2.7.5.2 冲转前关闭高压旁路。 2.7.5.3 在汽轮机冲转和升速过程中，要注意防止再热器壁温超限。 2.7.5.4 汽轮机冲转后，主蒸汽和再热蒸汽的升温速度都不应大于 2.5℃/min。 2.7.6 发电机并网、锅炉切除起动分离器、过热器升压和锅炉增荷 2.7.6.1 并网操作按本规程第 2.6.5 条进行。因汽机低负荷暖机时间短，并网后即应准备切除 启动分离器。若锅炉尚未通过膨胀，则按本规程第 2.6.6 条通过膨胀，然后切除启动分离器。 2.7.6.2 切除启动分离器、过热器升压和锅炉增荷的操作，分别按本规程第 2.6.7、2.6.8、2.6.9 条进行。 2.8 安全阀的校验 2.8.1 安全阀起座压力须按电力工业锅炉监察规程的规定，在现场规程中明确规定。 2.8.2 安全阀应定期进行校验 2.8.2.1 检修过的安全阀应对其起座压力进行校验。 2.8.2.2 锅炉运行时，安全阀在汽压超过起座压力而仍不动作时，应查明原因，必要时可进 行安全阀放汽试验或校验。 2.8.2.3 锅炉运行中，为防止安全阀阀芯和阀座粘住，至少每个小修周期进行一次安全阀放 汽试验或校验。 2.8.3 安全阀的校验 2.8.3.1 安全阀校验时，应有检修和运行技术负责人在场。 2.8.3.2 校验前应检查安全阀及其排汽管、消音装置完整，安全阀定位圈上无卡板。 2.8.3.3 校验前，安全阀的压缩空气操纵系统和控制回路应经热工人员检查和试验正常。 2.8.3.4 校验时，应保持锅炉工况稳定，并加强对汽压的监视。当汽压达到起座定值而安全 阀未能起座时，应即降低汽压至正常压力。 2.8.3.5 校验时，除及时调整汽压外，还应注意监视和调整汽温。在校验再热器进口安全门 时，更应及时调整减温水和事故喷水，防止再热蒸汽温度超限。 2.8.3.6 校验时，若安全阀起座后无法回座时，应按事故处理的有关规定处
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