《机炉运行》课程设计.docx

课程设计报告（2013 -2014年度第1学期）名 称：机炉运行课程设计题 目：某600MW单元机组热力系统集控运行分析院 系：能源与动力工程学院班 级：学 号：学生姓名：同组人员：指导教师： 设计周数： 两周成 绩：日期：2014年1月6日单元机组运行原理课程设计任务书一、目的与要求1. 目的本课程实习是培养学生全面和综合应用锅炉原理、汽轮机原理、热力发电厂、 热工控制系统、单元机组保护与控制、单元机组综合控制、单元机组运行原理 等已学课程的一个重要环节。通过本课程实习，加深学生对已学知识的理解，培养学生独立工作、综合分析问题、 阅图和绘图的能力。本课程实习是单元机组运行原理课程理论联系实际的重要环节。 通过实习，使学生初步掌握火电机组运行方法，为后续课程毕业实习（含电站模拟培 训）、毕业实习打下良好的基础。2. 要求本课程设计结合某超临界电厂600MW火电机组技术资料进行。技术资料包括：1）汽轮机系统图；2）锅炉系统图；3）汽轮机专业运行规程；4）锅炉专业运行规程。针对该机组的技术资料，本次课程设计的基本要求如下：1. 了解该机组的主要热力系统的组成和设备主要参数。2. 掌握锅炉本体及其辅机的特点和组成。3. 掌握汽轮机本体及其辅机的特点和组成。4. 掌握系统图的分析和阅读方法。5. 掌握机组的运行操作规程的分析和阅读方法。6. 了解顺序控制系统的设计方法。提交的报告格式规范，有条理。二、主要内容课程设计包含以下四部分1）通过规程和系统图阅读了解机组概况。2）汽轮机系统图和锅炉系统图分析。3）汽轮机和锅炉运行操作规程分析。4）机组辅助设备的顺控逻辑设计。各部分的基本工作如下：1）通过规程和系统图阅读了解机组概况。包括以工作：机组主、辅设备的型号和主要技术参数。主要辅助系统的类型。2）汽轮机系统图和锅炉系统图分析，需要重点阅读的汽轮机系统图包括： 主、蒸汽再热蒸汽及旁路系统。 辅助蒸汽系统。 汽轮机轴封、门杆漏汽及本体疏水系统。 凝结水系统。 除氧给水系统。 给水泵小汽轮机热力系统 加热器疏水及放气系统、抽汽系统需要重点阅读的锅炉系统图包括： 汽水系统。 燃烧系统。 燃油系统 烟风系统 调温系统 吹灰系统 锅炉辅助管路系统 制粉系统。3）汽轮机和锅炉运行操作规程分析。汽轮机运行操作规程主要分析以下内容： 汽轮机冷态启动划分为哪几个阶段；各阶段包括哪些主要操作。 针对启动中的主要操作，描述操作的时机或条件以及注意事项（需要监视的 参数及可能发生的故障。 重点分析高压加热器和给水泵的启动和停运操作锅炉运行操作规程主要分析以下内容： 锅炉冷态启动划分为哪几个阶段；各阶段包括哪些主要操作。 针对启动中的主要操作，描述操作的时机或条件以及注意事项（需要监视的 参数及可能发生的故障。 重点分析引风机、送风机、空预器和磨煤机的启动和停运操作三、进度计划序号设计（实验）内容完成时间备注1熟悉机组锅炉、汽轮机系统图和机组 运行规程。编写相关设计报告中机组 概况部分和系统图分析部分。第1-3天2通过规程，熟悉机组冷态启动过程。编写机组冷态启动过程中重要阶段的 “操作指导说明书”。第4-7天3分组对进行机组辅助设备的顺控逻辑 设计。编写某一辅机的“顺控逻辑设 计说明书”第8-9天4提交报告并答辩第10天四、设计成果要求1）课程设计报告的编写课程设计报告按工作内容分为四个部分：机组概况。约4000字左右。（3页A4）汽轮机和锅炉系统图分析。编写“系统构成和工作流程分析”，约4000字左右。（20页A4）汽轮机和锅炉运行操作规程分析。编写机组启动和辅机启停的“操作指导说明书”约 4000字左右。（20页A4）机组辅助设备的顺控逻辑设计。约10000字左右。（5页A4）2）格式学生须提交单元机组运行原理程设计书，文字工整，可以采用手写或打印格式。 打印正文格式为宋体，五号字，行间距为21。要求设计书中段落清晰、内容完整、分析 全面。各种数据和标注清楚、可靠。五、考核方式本课程实习通过考试（60%）和报告（40%）相结合的方式评定成绩。提交报告后， 以组为单位进行答辩。学生姓名（签名）：指导教师（签名）：2014年1月6日一、机组概况1主机组设备概述1.1锅炉设备概述国电电力大连庄河发电有限责任公司选用哈尔滨锅炉厂与三井巴布科克能源MITSUI BABCOCK （Mitsui Babcock Energy Limited）公司合作设计、制造的600MW超临界本生 （Benson）直流锅炉，型号：HG-1950/25.4-YM3。一次中间再热、变压运行，带内置式循 环泵启动系统，固态排渣、单炉膛平衡通风、n型布置、尾部双烟道、全钢构架悬吊结构、 全封闭布置锅炉。炉膛为单炉膛，断面尺寸22187.3mmX 15632.3mm （宽X深）。设计煤种 为双鸭山煤，校核煤种为双鸭山混煤，锅炉以最大连续负荷（B-MCR）工况为设计参数，最 大连续蒸发量1950t/h，过热器蒸汽出口温度为571°C，再热器蒸汽出口温度为569°C，给 水温度285.3C。锅炉汽水流程以内置式汽水分离器为界成双流程。水冷壁为膜式水冷壁，下部水冷壁 及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。从冷灰斗进口一直到标高约46659mm的中 间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，连接至炉膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊挂 管，然后经下降管引入折焰角和水平烟道侧墙，再引入汽水分离器。锅炉启动系统带炉水循环泵的启动系统，在启动和停炉工况低于本生负荷时投入循环 泵运行。由内置汽水分离器、贮水箱、水位控制阀和炉水循环泵等组成。省煤器为单级非 沸腾式，分前后两部分布置于尾部烟道的下部。下部水冷壁采用螺旋管圈，上部水冷壁采 用一次上升垂直管屏，二者之间用过渡集箱连接。四只启动分离器，壁厚较薄，温度变化 时热应力小，水冷壁吸热均匀，水动力特性稳定，具有良好的变压、调峰和启动性能。汽 水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，再进入一级过热器，然后流经屏式过热器和末 级过热器。锅炉过热器由顶棚过热器、包墙过热器、一级过热器、屏式过热器和末级过热 器组成。顶棚过热器布置于炉顶，包墙过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙、两 侧墙及中间隔墙，一级过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，屏式过热器布置于炉膛上 部，末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。屏式过热器前后各布置一级喷水减温器， 每级均为2只。锅炉主蒸汽温度控制主要靠调节“煤水比”和一、二级喷水减温水量进行调温，第一 级减温水布置在屏过之前，第二级减温水布置在屏过之后，减温水取自给水母管，控制主 汽温度在正常范围内。锅炉给水系统配置一台30%容量的电动给水泵和两台50%容量的汽动 给水泵锅炉再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，中间无集箱连接，低温再热器 布置于尾部双烟道中的前部烟道，高温再热器布置于水平烟道中逆、顺流混合与烟气换热。 再热蒸汽汽温控制主要靠尾部烟气挡板调节，辅助用装设在再热器入口管道的事故喷水减 温器调整（减温水取自给水泵中间抽头），以防再热器超温。确保锅炉安全运行，在末级过热器和再热器出口两侧管道上设置有安全门，防止锅炉超压。锅炉采用单炉膛，燃烧方式为前后墙对冲燃烧，采用30只低NOX轴向旋流燃烧器 （LNASB），前后墙各15只，分三层对称布置。配有六台ZGM113型6台中速辊式磨煤机，燃烧 设计煤种时，BMCR工况下5台运行，一台备用。每台磨煤机供布置于前、后墙同一层同一 侧的LNASB燃烧器。OFA燃烬风喷嘴布置在燃烧器上方，前后墙共十只。采用二级高能点火 系统，ABCDF层每台燃烧器均配有一支机械雾化的油枪，点火枪和油枪均为可伸缩式， 共有25支，每支油枪出力为1.2t/h:油枪的最大出力按30%B-MCR工况设计，E层喷燃器为 等离子点火器。系统配有2台动叶调节轴流式一次风机，2台离心式密封风机。烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至 尾部双烟道中烟气分两路。一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，一路 流经后部烟道的水平低温过热器、省煤器，再流经布置在下方的两台三分仓回转式空气预 热器，经除尘效率达99.5%以上的两台电除尘以及两台静叶调节轴流式引风机，最后经过 烟气脱硫装置后经高231米，出口直径为：的烟囱排入大气。锅炉装设蒸汽吹灰器166只， 其中98只V92型炉膛吹灰器，炉膛上部及尾部烟道布置56只PS-SL型长伸缩式吹灰器，在省 煤器管组前布置8只 PS-SB型半伸缩式吹灰器。空气预热器装设4只PS-AT型伸缩式吹灰器， 每台上下各装设1只，全部采用程控控制。除渣方式固态连续除渣，采用一台刮板式捞渣 机，装于炉膛冷灰斗下部。炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，在炉膛右侧装设有炉 膛火焰电视监视装置、并装设有锅炉受热面泄漏监测装置等。自动控制部分装配炉膛安全 监控系统（FSSS），整个系统的控制调节均通过由国电智深公司生产的DCS系统实现。 1.2汽机设备概述1.2.1庄河发电厂的汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、 单轴、三缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号是CLN600-24.2/566/566。采用数字式电 液调节（DEH）系统。机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，并可采用 定压和定-滑-定压运行方式中的任一种运行。定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是 30-95%BMCR。1.2.2汽机通流采用冲动式与反动式联合设计。新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定 支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽 轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。进入高压汽轮机的蒸汽通过一个冲动式调节 级和9个反动式高压级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。1.2.3再热后的蒸汽从机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流 出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机中压进汽管位于上半两根、下半两根。进 入中压汽轮机的蒸汽经过6 级反动式中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通 管，分别进入1号、2号低压缸中部。1.2.4两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向7级反动级 后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。1.2.5汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热，本机设有8段非调整抽汽向由三台高压 加热器、除氧器、四台低压加热器组成的回热系统及小汽机等供汽。1.2.8盘车装置：1.2.8.1盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护 罩、气动啮合装置等组成的低速盘车装置，安装在汽轮机5号轴承座7号轴承座之间。驱 动电动机型号为Y-200-6型，功率45Kw，980r/min，经减速后，盘车转速为3.35r/min。 既可远方操作，也可就地手动盘车。1.2.8.2在汽轮机升速超过盘车转速并具有足以使盘车设备脱开的转速时，啮合小齿轮将 自动脱开。此时零转速指示器的压力开关将关闭，并提供气动啮合缸活塞下的压缩空气， 把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。此时，弹簧座上的限位开关被拨到切断盘车电动机电 源的位置。1.2.8.3在汽轮机停机时，将控制开关转到盘车装置的自动位置，当转子转速降到 600r/min时，自动程序电路将起作用，从而对盘车设备提供充足的润滑油，并使顶轴装 置投入运行。当转子停转时，“零转速指示器”中压力开关将闭合接通供气阀电源并向 气动啮合缸提供压缩空气。拨动弹簧座上的限位开关，使得盘车电动机启动.1.2.9轴承：1.2.9.1高中压缸和低压缸共六个支持轴承，该轴承由孔径镗到一定公差的四块浇有轴承 合金钢制瓦组成，具有径向调整和润滑功能。推力轴承安装在前轴承箱内。12号轴瓦 为四瓦块可倾瓦，3-6号瓦为四瓦块短园瓦。1.2.9.2发电机两个轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承载荷。 轴承采用下半两块可倾式轴瓦。能自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。为防止轴电流 造成危害，在进油管与外部管道之间加设了绝缘。1.2.10 汽封：1.2.10.1高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸的各汽封约在10%负荷时变成自密封，中 压缸的各汽封约在25%负荷时变成自密封，此时，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流 向低压汽封。大约在75%负荷下系统达到自密封。如有任何多余蒸汽，会通过溢流阀流往 凝汽器。1.2.11DEH包括以下功能：DEH具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种 运行方式；汽机的自动升速、同步和带负荷；负荷控制，显示、报警和打印；阀门试验及 阀门管理；热应力计算和控制功能；当CCS投入时，DEH系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、 机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK）、手动等运行方式的要求；DEH具有 OPC超速保护功能，并可通过DEH操作员站完成汽机超速试验；该系统具有检查输入信号 的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全。该装置具有内部自诊断和偏 差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，并发出报警；DEH有冗余设置和 容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能；DEH具 有最大、最小和负荷变化率限值的功能；DEH与CCS系统有完善、可靠的接口 ；DEH所有 输出模拟量信号均为420mA。并负责提供两线制变送器电源；DEH留有与分散控制系统 DCS （CCS、SCS、FSSS、DAS）、旁路控制（BPC）、汽轮机监测保护（TSI）、汽机事故跳 闸（ETS）、电网ADS及其它设备的接口。1.2.12润滑油系统：1.2.12.1汽机润滑油系统由主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、氢密封油泵（高压 备用密封油泵）、顶轴盘车装置、冷油器、排烟系统、主油箱、射油器、油净化装置等组 成，润滑油系统供回油管采用套装管路。1.2.12.2汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运行时，主油泵出口油管向#1、 #2射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总管、高压密封备用油管供油。#1射油器出口向主 油泵入口及低压密封备用油管供油。#2射油器出口向润滑油系统供油。在机组启、停时 由交流润滑油泵经冷油器向润滑油系统供油。1.3电气设备概述发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步发电机， 由定子、转子、端盖及轴承、油密封装置、冷却器及其外罩、引出线及瓷套端子、集电环 及隔音罩刷架装置、内部监测系统等部件组成。采用整体全封闭、内部氢气循环、定子绕 组水内冷、定子铁心及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组气隙取气径向斜流氢内冷的冷 却方式。定、转子绕组均采用F级绝缘。发电机共有6个出线瓷套端子，其中3个设在出 线盒底部垂直位置，为主出线端子，另3个设在出线盒的斜向位置，为中性点出线端子。 每个出线端子上设置4只套管式电流互感器，并采用无磁性紧固件固定在出线盒上。主出 线端子通过设在其上的矩形接线端子（金具）与封闭母线柔性连接，中性点出线端子则通 过母线板连接后封闭在中性点罩内并接地。发电机采用端盖式轴承，轴承采用下半两块可 倾式轴瓦。定子冷却水首先从外部水系统进入发电机励端汇流管，然后经绝缘引水管分别 进入上、下层定子线棒，再经汽端的绝缘引水管进入汽端回水汇流管，最后返回到外部水 系统中。发电机定、转子沿轴向分成11个通风区，5个进风（冷风）区和6个出风（热 风）区交替分布。在转子两端护环外侧装有单级浆式风扇，用以驱动发电机内的氢气循环。 定子铁心端部磁屏蔽处和出线盒内设有单独的冷却风路。在机座汽励两端顶部分别横向布 置一组冷却器，每组冷却器由两个冷却器组成，每个冷却器有各自独立的水路。发电机采 用双流双环式油密封。发电机励磁系统采用机端静止可控硅自并励励磁方式，励磁电源取 自发电机出口的励磁变，经可控硅整流、自动电压调节器调节后，通过电刷和集电环接触 装置引入到转子上并通过导电杆直接供给发电机的转子绕组。励磁整流及调节装置采用美 国GE公司生产的EX2100励磁系统。功率变换由桥式整流器、阻容滤波和控制回路等组成。 启励电源取自本机0.4kV系统。励磁系统的控制是由SCR（半导体可控整流桥）整流桥回路的相位控制而得到的oSCR 的触发信号是由控制器中的数字调节器产生的。在冗余的控制选项中，M1 或M2都可以是 工作的主控制器，而C监控这二个主控制器，以决定那一个应当是工作的主控制器。两个 独立的触发回路和自动跟踪的采用，保证了主、后备控制器之间的平稳切换。在交流进线 侧并联交流线路滤波器，在直流回路装有灭磁开关。励磁变采用三台中国海南金盘电气有限责任公司公司生产的JBC139-2000/11.547型单 相干式变压器，连接方式为Y.d11。主变采用一台特变电工沈阳变压器集团有限公司生产 的SFP-720000 / 550型三相油浸式无载调压电力变压器，连接方式为YN.d11，冷却方式为强迫导向油循环吹风冷却。高厂变采用一台特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的SFF10-CY-63000/20型三相具 有分裂低压绕组油浸风冷式无载调压电力变压器，连接方式为D,yn1-yn1。高厂变低压侧 额定电压为6.3kV，中性点经低阻接地，脱硫变采用一台特变电工沈阳变压器集团有限公 司生产的SF10-20000/20型三相双绕组油浸风冷式无载调压电力变压器，连接方式为Dyn1。脱硫变低压侧额定电压为6.3kV，中性点经 低阻接地，发电机通过封闭母线依次励磁变、高厂变、脱硫变及主变相连接，构成发变组 单元接线。主变高压侧通过架空线路与500KVGIS相连接。二、“锅炉系统构成和工作流程分析”1汽水系统图1. 1给水和水循环系统图1.1.1给水系统的功能给水系统主要功能是将除氧器水箱中的主凝结水通过水泵提高压力，经过高压加热器 进一步加热之后输送到省煤器入口，作为锅炉给水。此外，给水系统还向锅炉加热器的减 温器，过热器的一、二级减温器以及汽轮机高压旁路装置的减温器提供减温水，用以调节 上述设备出口蒸汽的温度。1.1.2给水系统的范围锅炉给水系统配置一台30%容量的电动给水泵和两台50%汽动给水泵极其前置泵，驱动 小汽轮机及驱动电动机，电动给水泵，液力联轴器及其驱动电动机，电动给水泵的前置泵 及其驱动电动机，三台高加等设备以及管道阀门等配套部件。1.1.3给水系统管道中的流程给水系统管道中的流程即从凝汽器经凝结水泵，经凝结水除盐装置，四个低压加热器， 除氧器，后经给水泵升压，进入高压加热器，最后送到省煤器入口。1.1.4给水系统上主要支路的功能给水系统上的主要支路为高低加热器的疏水回路，即低压加热器的疏水回流至凝汽 器，高压加热器的疏水回流至除氧器，达到回收工质的目的。1. 2过热蒸汽系统图1.2.1过热系统的功能过热器系统将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽，提高蒸汽的焓值，提高蒸汽的 做工能力从而提高电厂热效率。1.2.2过热系统范围过热系统范围是从汽水分离器出口至高压缸入口处的管道和阀门。1.2.3过热系统的流程从汽水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，再进入一级过热器，然后流经屏式过 热器和末级过热器。锅炉过热器由顶棚过热器、包墙过热器、一级过热器、屏式过热器和 末级过热器组成。顶棚过热器布置与炉顶，包墙过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前 后墙、两侧墙及中间隔墙，一级过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，屏式过热器布置 于炉膛上部，末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。1.2.4过热系统上主要辅助系统的功能A. 三级减温水系统的功能：控制过热器汽温，一二级为粗调，三级为细调，这样可以 维持高温过热器出口蒸汽温度在允许范围内，并保护过热器使其管壁温度不超过允许的工 作温度，以确保机组运行的安全性和经济性。B. 疏水系统：锅炉启动前将过热器内污水经疏水母管排至疏水扩容器，达到回收工质 的目的。1. 3再热蒸汽系统图1.3.1再热系统的功能再热系统的作用是将汽轮机高压缸的排气再一次加热，使其温度与过热汽温相等或相 近，然后送到中低压缸膨胀做工，蒸汽再热一方面可以增加蒸汽做工能力，提高电厂循环 热效率，另一方面可以降低汽轮机排汽湿度，提高末级叶片安全性。1.3.2再热系统的范围再热系统包括冷段（低温再热器）和热段（高温再热器）两部分，中间无集箱连接， 低温再热器布置于尾部双烟道中的前部烟道，高温再热器布置于水平烟道中逆、顺流混合 与烟气换热。再热冷段指从高压缸排汽到锅炉再热器进口联箱入口处，再热热段指锅炉再 热器出口至中联门前的蒸汽管道。1.3.3再热系统的配管方式整个再热器系统为辐射一对流式组合系统，所以使整个再热器系统出口汽温水负荷的变 化特性比较平稳。1.3.4再热系统管道中的流程高压缸排汽进入再热系统经一二级再热器再热，进入汽轮机中压缸膨胀做功。1.3.5再热系统上主要辅助系统的功能喷水减温：在第一级墙式辐射再热器的进口管道上布置有事故喷水减温装置，用于危急 情况下的事故处理。1. 4启动旁路系统图1.4.1启动旁路系统的功能A. 协调启动参数和流量，缩短启动时间，延长汽轮机寿命；B. 回收工质热量，降低噪声C. 开式冲洗时水通过贮水箱溢流阀排到疏水扩容器，以除去沉积在受热面上的杂质、盐 分、铁锈，直至炉水品质达到允许锅炉点火条件，然后通过疏水泵排至化学中和水池。1.4.2启动旁路系统的范围高压加热器出口经疏水扩容器到凝汽器。1.4.3启动旁路系统的系统连接单母管制1.4.4启动旁路系统在启动过程中管道的流程贮水箱出口经疏水扩容器将工质送至凝汽器。1.4.5启动旁路系统上主要辅助系统的功能A. 维持省煤器处于热备用状态；B. 启动前对启动系统旁路进行反冲洗2燃烧系统图2.1燃烧系统的功能燃烧系统的功能是保证燃料的完全燃烧，合理组织炉内的热交换，布置合适的受热面， 以满足锅炉容量的要求，并使烟气到达炉膛出口时被冷却到使其后的对流受热面不结渣和 安全工作所允许的温度。2.2燃烧系统的范围（起点和终点以及与其他系统的联系）从燃烧器出口到炉膛出口，燃油系统点火和助燃，制粉系统与一次风配合为燃烧系统 提供燃烧工质，二次风助燃，火焰在炉膛内加热水冷壁、过热器，除灰吹灰系统出去受热 面表面结渣和积灰，保持受热面受热均匀。2.3燃烧系统的燃料和空气来源一次风携带煤粉通过燃烧器进入炉膛，二次风经送风机、空气预热器进入炉膛助燃。2.4各路燃料的使用。燃料和空气，以及燃油在燃烧系统中的工作流程A. 燃油系统：燃油由供油泵送至集油箱然后送入各层油枪，送入炉膛燃烧；B. 燃煤系统：燃煤由给煤机送入磨煤机中磨成煤粉，经粗细粉分离器分离，合格煤 粉送入炉膛燃烧；C. 空气：燃油系统中的仪表空气来自一次风，燃煤系统中的空气分为一次风和二次 风，能一次风和热一次风，进入制粉系统，完成对煤粉的的干燥和运输。二次风经送风机、 空气预热器送入炉膛助燃。2.5燃烧系统的投运工作；A.燃油系统的投运：1）冷态和温态启动，必须点燃下层燃烧器，对热态或极热态启动，必须要尽可能快 的提高蒸汽温度，应先点燃上层或中层燃烧器。2）确认各层油枪进油手动门开启，打开燃油供油速断阀、回油阀，将燃油压力调整 阀投自动，保持炉前燃油压力3.03.5MPa。3）确认所有点火条件满足（即允许点火指示灯闪亮）后，开始油枪点火。选择点火 方式，可选择“远控”或“就地”。4）点火允许条件：a）MFT继电器已复位。b）吹扫完成。c）燃油母管压力正常（用模拟量来判断压力2.6MPa）。d）燃油温度正常（大于等于5°C）。e）燃油供油速断阀已开。f）火检探头冷却风压力不低。g）炉膛压力正常（一0.3KPa 0.3KPa） （FROM MCS）； （2.0KPa 报警）。h）炉膛风量30% （FROM MCS）。5）确认就地控制箱油枪控制开关切至“远控”位置，采用投入A层（或E层等离子 点火装置）5只油枪进行锅炉点火，油枪按照3-2-4-1-5顺序投入油枪，投油枪间隔时间为 120秒钟。投油枪过程中注意控制油压正常。（等离子点火在锅炉点火10分钟后投入运行）。B.燃煤系统的投运：（1）各层油枪都已投运且燃烧稳定；（2）达到燃煤所需最低负荷；（3）制粉系统出力达到所需要求；（4） 一二次风风温、风量、风速达到要求；（5）各层 燃烧器分层对称投入。3燃油系统图3. 1炉前油系统图3.1.1炉前油系统的功能（1）燃煤锅炉在启动阶段采用助燃油进行点火。（2）在锅炉低负荷及燃用劣质煤种时，用燃油稳定燃烧，改善炉内燃烧工况，防止 发生锅炉非正常灭火。由于燃煤锅炉冷态启动时，炉温很低，直接投入煤粉不易着火，故首先投入炉前油系 统，用于炉膛升温并保持稳定燃烧。经过几个小时加热，炉膛温度升高后，再投入煤粉。 此外，在锅炉低负荷运行时，由于炉膛温度降低，煤粉着火不稳定，火焰发生脉动，这时 也需要投入油燃烧器，稳定燃烧。3.1.2炉前油系统的燃料和空气来源燃料来源：油库储罐中的油经升压油泵升压后，经供油管路供至每台锅炉的炉前燃油 系统，燃油母管中的油经手动进油总门、滤网、流量计、供油调节阀、供油跳闸阀进入前 后墙两个支母管，支母管中的燃油再供至前后墙的六层油燃烧器。空气来源：厂用压缩空气经压力控制站后分两根母管分别供至锅炉前后墙，每只油燃 烧器设有一直电磁吹扫阀，吹扫压缩空气主要用于油燃烧器点火前及退出运行后，清扫管 路及油燃烧器用。3.1.3油系统的压力要求。油系统供油管路母管压力保持3.03.5MPa3.1.4燃油在炉前油系统中的工作流程油库储罐中的油经升压油泵升压后，经供油管路供至每台锅炉的炉前燃油系统，燃油 母管中的油经手动进油总门、滤网、流量计、供油调节阀、供油跳闸阀进入前后墙两个支 母管，支母管中的燃油再供至前后墙的六层油燃烧器，每只燃烧器入口设有可以快速遮断 的油角阀（油角阀和供油阀、回油关断阀都受控于BMS逻辑控制）。两根供油支母管在最 下层燃烧器的下部经手动阀汇入同一根回油母管，再经回油油量计、回油关断阀，回流至 燃油泵房储油罐。4烟空气系统图4. 1烟气系统图4. 1.1烟气系统的功能1）主要功能是将燃料生成的烟气经各个受热面传热后连续并及时的排至大气，以维持 锅炉正常运行。2）加热部分过热器、再热器、省煤器以及空气预热器，达到降低排烟温度，回收工 质热量，提供循环热效率的目的。3）烟气在引风机的作用下经过电气除尘器、脱硫塔，达到除灰、脱硫的目的，保护 环境。4.1.2烟气系统的范围从炉膛出口至烟囱。4.1.3烟气系统的配管方式布置方式分为水平和垂直两种，管道排列分为顺列和错列两种。4.1.4烟气系统管道中的流程炉膛中的烟气经过尾部受热面、脱硝装置、空气预热器、静电除尘器、引风机、脱硫 装置和烟囱排向大气。在除尘器后设有两台50%容量的静叶可调轴流式引风机。4.1.5烟气系统上主要辅助系统的功能。1）过热器、再热器吸收烟气中的热量加热工质，同时降低烟气温度，防止尾部受 热面高温腐蚀。2）省煤器吸收尾部烟道低温烟气热量，降低排烟温度，提高锅炉热效率。3）空气预热器中烟气与空气交替通过受热面，降低排烟温度，同时预热空气，进一 步提高热效率。4. 2空气系统图4.2.1空气系统的功能1）一次风的作用是用来输送和干燥煤粉，并供给燃料燃烧初期所需的空气。2）二次风的作用是为了使燃料在炉内的燃烧正常进行，必须向炉膛内送入燃料燃烧 所需要的空气，用送风机克服烟气侧的空气预热器、风道和燃烧器的流动阻力，并提供燃 料燃烧所需的氧气。3）密封风由一次风机出口经密封风机升压后提供，保证制粉系统的密封性。4）冷却风由冷却风机提供，冷却设备。4.2.2空气系统的范围起点为：大气 终点为：炉膛内4.2.3空气系统的配管方式1）大气经滤网、消声器垂直进入两台轴流式一次风机，经一次风机提压后分成两路: 一路进入磨煤机前的冷一次风管道；另一路经空气预热器的一次风仓，加热后进入磨煤机 前的热一次风管，热风和冷风在磨煤机前混合。2）电厂环境空气经滤网、消声器与热风再循环汇合后垂直进入两台轴流式送风机， 由送风机提压后，经冷二次风道进入两台三分仓空气预热器的二次风仓中预热，热二次风 经热二次风道送至二次风箱和燃烧器进入炉膛。4.2.4空气系统管道中的流程大气经滤网、消声器垂直进入两台轴流式一次风机，经一次风机提压后分成两路：一 路进入磨煤机前的冷一次风管道；另一路经空气预热器的一次风仓，加热后进入磨煤机前 的热一次风管，热风和冷风在磨煤机前混合。在冷一次和热一次风管出口处都设有调节挡 板和电动挡板来控制冷、热风的风量，保证磨煤机总的风量要求和合适的出口温度。合格 的煤粉经煤粉管道有一次风送入炉膛燃烧。电厂环境空气经滤网、消声器与热风再循环汇合后垂直进入两台轴流式送风机，由送 风机提压后，经冷二次风道进入两台三分仓空气预热器的二次风仓中预热，热二次风经热 二次风道送至二次风箱和燃烧器进入炉膛。5调温系统图5.1调温系统的功能蒸汽温度是蒸汽质量的重要指标之一。锅炉正常运行中，过热汽温和再热汽温偏离额 定值过大时，将会直接影响到锅炉和汽轮机的安全经济运行。调温系统的功能即是通过“水煤比”，“给水温度”，“过量空气系数”，“火焰中心高度”， “烟气挡板调节”，“减温水”等调节方式，保证过热蒸汽温度和再热汽温在允许的范围之 内。5.2调温系统的范围（1）水煤比，（2）给水温度，（3）受热面沾污，（4）过量空气系数，（5）火焰中心 高度，（6）烟气挡板调节（7）减温水调节5.3调温系统管道中的流程（1）过热汽温降低时增大水煤比，过热汽温增大时降低水煤比;（2）过热汽温降低时提高给水温度，反之降低给水温度；（3）调节水煤比时，若炉膛结焦，可直接增大水煤比，若过热器结焦，则增大水煤 比时注意水冷壁出口温度，在其不超温的情况下调节水煤比；（4）增大过量空气系数导致对流式过热器出口汽温降低，辐射式过热器出口汽温升 高；（5）火焰中心高度上升，出口汽温升高，反之出口汽温降低；（6）再热汽温降低时，再热器烟道烟气挡板开度增大，反之开度降低；（7）一级减温水用于控制屏式过热器出口汽温，二级减温水控制末级过热器出口汽 温。6吹灰系统图6. 1锅炉本体吹灰系统图6.1.1锅炉本体吹灰系统的功能为了保持锅炉受热面传热效果，必须经常清除受热面管壁上的积灰与结渣，以提高锅 炉运行的安全性与经济性6.1.2锅炉本体吹灰系统的范围炉膛中心高温区域、水冷壁受热面、燃烧器出口。6.1.3锅炉本体吹灰系统的配管方式吹灰器按吹灰介质的不同有水利吹灰和蒸汽吹灰，按照锅炉受热面的布置，燃煤锅炉 一般在炉膛水冷壁的四周布置有数量较多的短伸缩式炉膛吹灰器，用于清除水冷壁受热面 的灰渣，在烟道内的各受热面位置布有长伸缩式烟道和预热器吹灰器，用来清除折焰角、 过热器、再热器、省煤器及空气预热器等部位的灰渣。6.1.4锅炉本体吹灰系统管道中的流程；吹灰顺序应为空气预热器一炉室一烟道一空气预热器，吹灰应按照空气流向逐对进 行，以防吹落的灰粒再次沾附在清洁的受热面上，空气预热器的吹灰一般可两台同时进行。吹灰周期一般按照锅炉燃用煤种及受热面的积灰程度而定，目前各厂大多采用每班一 次的方式（炉室、烟道吹灰24小时一次），优化吹灰采用按需进行吹灰，锅炉更安全，更 经济6.1.5锅炉本体吹灰系统上主要辅助系统的功能。锅炉本体吹灰汽源取自过热器分割屏出口集箱蒸汽。6. 2预热器吹灰系统图6.2.1预热器吹灰系统的功能为了保持预热器受热面传热效果，必须经常清除受热面管壁上的积灰与结渣，以提高 预热器运行的安全性与经济性6.2.2预热器吹灰系统管道中的流程;吹灰顺序应为空气预热器一炉室一烟道一空气预热器，吹灰应按照空气流向逐对进 行，以防吹落的灰粒再次沾附在清洁的受热面上，空气预热器的吹灰一般可两台同时进行。6.2.3预热器吹灰系统上主要辅助系统的功能。空气预热器吹灰汽源来自后屏过热器的蒸汽及辅助蒸汽，在启动阶段，汽源来自辅助 蒸汽。7锅炉辅助管路系统图7. 1水、放气和加药管道图7.1.1水、放气和加药系统的功能水系统即给水系统。放气系统是在起机前将锅炉管道中的空气排出。加药系统是在排污管道中，加入化学药物，将给水和蒸汽中的溶解性杂质沉淀下来， 排出管道外。此外，加药还用来起机前或者停机后清洗管道，保持管道的清洁。7.1.2水、放气和加药系统管道中的流程放气系统布置在各受热面、管道处，在锅炉启动前，锅炉上水时，将管道中的空气通 过排气管道排出。加药系统，即布置在锅炉排污管道上，通过加药，将排污管道内的水质品质提高，完 成排污作用，酸洗时清洁管道内部的其他物质。7.1.3水、放气和加药系统上主要辅助系统的功能充氮：在锅炉停机后，为了保护锅炉管道的金属发生氧化，通过放气系统在管道内冲 入氮气，保护锅炉管道。7. 2排污管路图7.2.1排污系统的功能(1) 回收工质，利用热量。汽包锅炉单级连续排污从汽包内盐段炉水浓度高的炉水 表面处，通过连续排污管排出，引至连续排污扩容器，扩容降压蒸发出部分工质，引入热 力系统除氧器，以回收工质，利用其热量。(2) 加热化学车间的软化水。扩容蒸发后，剩余排污水水温还高于100°C，可再引 入排污冷却器，用以加热从化学车间来的软化水，排污水温降至50C左右时方可排入地 沟。7.2.2排污系统管道中的流程锅炉连续排污利用系统，从贮水箱盐段浓度较高地方，通过连续排污管排出，引至一、 二级排污扩容器，扩容降压蒸发出部分工质，引入热力系统除氧器，以回收工质利用其热 量；扩容蒸发后剩余的排污水可再引入排污冷却器用以加热从化学车间来的软化水，最后 排入地沟。7.2.3排污系统上主要辅助系统的功能汽封系统：经过排污扩容器后，扩容降压蒸发出的工质，进入热力系统除氧器，部分 蒸汽用以汽轮机汽封系统。7. 3安全阀排汽管道7.3.1安全阀系统的功能安全阀又称溢流阀，是一种自动阀门，能根据工作压力自动启闭，一般安装于封闭系 统的设备或管路上，以保护系统安全。7.3.2安全阀系统的范围蒸汽锅炉安全阀（过热器安全阀、过热器出口管道上PVC阀、再热器安全阀）、液体 介质用安全阀、空气或其他气体介质用安全阀等。7.3.3安全阀系统的配管方式锅炉过热器出口左右侧各装设一只安全阀和电磁泄放阀，炉顶过热器进口四根管道上 各装设一只安全阀，低温再热器进口左右侧各装设两只安全阀，再热器出口左右侧各装设 一只安全阀。7.3.4安全阀系统管道中的流程当设备或管道内压力超过规定值