300MW流化床锅炉设备概述及运行ppt课件.ppt

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1、300MW循环流化床锅炉设备概述及运行调整,蒙西发电厂运行部 田 志2008.12.23,一、300MW循环流化床设备概述,介绍内容： 1、蒙西发电厂锅炉整体介绍 2、蒙西发电厂锅炉系统介绍 3、蒙西发电厂锅炉技术参数 4、蒙西发电厂锅炉主要部件介绍,1. 蒙西发电厂锅炉整体介绍 蒙西发电厂1、2炉型号为：SG1057/17.4M803型锅炉，锅炉为亚临界压力中间一次再热、单汽包自然循环、循环流化床锅炉。是上海锅炉厂有限公司在引进、吸收法国ALSTOM公司循环流化床锅炉技术的基础上，运用了ALSTOM公司验证过的先进技术以及本公司十几台超高压中间再热循环流化床锅炉设计、制造、运行的经验，进行本

2、锅炉的全套设计。,循环流化床燃烧是一种新型的高效、低污染的清洁燃煤技术. 其主要特点是锅炉炉膛内含有大量的物料，在燃烧过程中大量的物料被烟气携带到炉膛上部，经过布置在炉膛出口的分离器，将物料与烟气分开，并经过非机械式回送阀将物料回送至床内，多次循环燃烧。由于物料浓度高，具有很大的热容量和良好的物料混合，一般每公斤烟气可携带若干公斤的物料，这些循环物料带来了高传热系数，使锅炉热负荷调节范围广，对燃料的适应性强。由于床内强烈的湍流和物料循环，增加了燃料在炉膛内的停留时间，因此具有更高的燃烧效率，在低负荷下能稳定运行，而无需增加辅助燃料。,1.1 循环流化床锅炉优点 1.1.1 燃料适应性广。循环流

3、化床锅炉既可燃用优质煤，也可燃用各种劣质煤。不同设计的循环流化床锅炉，可以燃烧高灰煤、高硫煤、高水分煤、低挥发分煤、煤矸石、煤泥、石油焦、油页岩甚至炉渣、树皮、垃圾等。 1.1.2 燃烧效率高。循环流化床锅炉的燃烧效率通常为9599。燃烧效率高的主要原因是气固混合好、燃烧速率高、大量的燃料进行内循环和外循环重复燃烧，从而使得煤粒燃尽率高。,1.1.3 高效脱硫。循环流化床锅炉的低温燃烧特点与石灰石最佳脱硫温度一致，添加合适品种和粒度的石灰石，CaS摩尔比在15-25时，可以达到90的脱硫效率。又由于物料在循环流化床锅炉内滞留时间长，投人流化床锅炉的石灰石粉剂粒径小，反应比面积大，容易脱硫。无论

4、是脱硫剂的利用率，还是二氧化硫的脱硫率，循环流化床锅炉较鼓泡流化床锅炉要优越。 1.1.4 氮氧化物(NOx)排放低。循环流化床锅炉NOx。排放低的主要原因有两个，一是低温燃烧，抑制空气中的氮转化为NOx；二是分段燃烧，抑制燃料中的氮转化为NOx。,1.1.5 燃烧强度高，炉膛截面积小。炉膛截面积热负荷约为3-5MWm2，接近或高于煤粉炉。 1.1.6 燃料预处理及给煤系统简单。给煤粒度一般小于12mm，燃料的制备破碎系统大为简化。炉膛的截面积较小，良好的混合 使所需的给煤点数量大大减少。 1.1.7 易于实现灰渣综合利用。炉内优良的燃尽条件使得锅炉的灰渣含碳量低，灰渣量较煤粉炉要多，灰渣作为

5、水泥掺和料或建筑材料，容易实现灰渣综合利用。,蒙西发电厂锅炉总体布置图,蒙西发电厂锅炉总体布置图,蒙西发电厂锅炉总体布置图,蒙西发电厂锅炉侧视图,蒙西电厂锅炉外部管道示意图,1.2 蒙西发电厂锅炉结构及组成 炉膛宽度为15051mm，深度为14703mm、宽深比1.02:1，近似正方形炉膛截面，炉顶管标高45400mm，锅筒中心线标高为50150mm，炉顶大板梁底标高57491mm，炉膛上部由576.5膜式水冷壁组成，下部密相区由768膜式水冷壁组成。炉底采用水冷一次风室结构，炉膛上部布置了36片扩展蒸发受热面，炉膛下集箱标高为3000mm。锅炉炉顶采用全密封结构，炉膛采用气密式水冷壁。,后烟

6、井深度15250mm，宽度10550mm。后烟井内依次布置有高温过热器、低温再热器和二级省煤器。二级省煤器之下布置有由框架包围的4组一级省煤器。以上设备均通过由包覆下集箱引出的过热器悬吊管支吊，后烟井包覆墙和一级省煤器框架通过吊杆悬挂在炉顶钢架上。,炉膛二侧从上至下依次布置了4台旋风分离器、4台回料器、4台外置式换热器及4台冷渣器，炉后布置一台四分仓容克式空气预热器，以上设备均通过钢结构支撑。 锅炉采用2级破碎制煤系统，配4台称重式给煤机，布置在炉前，燃料通过4台皮带给煤机送至布置在回料腿上的8只给煤口和布置在炉膛两侧墙上的4只炉膛给煤口。,过热器由尾部包覆过热器、低温过热器、一级中温过热器、

7、二级中温过热器及高温过热器组成。低温过热器、一级中温过热器、二级中温过热器分别布置在锅炉两侧外置式换热器中，高温过热器布置于尾部烟道中。 再热器由低温再热器和高温再热器组成，低温再热器布置于尾部烟道末级过热器和二级省煤器之间，高温再热器布置在锅炉两侧外置式换热器中。 省煤器为两级布置，一级省煤器布置在包覆以下一级省煤器护板之中，二级省煤器布置在尾部包覆中，位于低温再热器的下部。,炉膛内不设吹灰器；尾部对流烟道区域内，高温过热器进口布置有4只长行程伸缩式吹灰器，烟气下游各受热面进口共布置24只半伸缩式吹灰器，空气预热器烟气出口端布置有一只伸缩式吹灰器。吹灰系统配置程控装置，运行时所有吹灰器均可实

8、现程序控制。,锅炉本体配有9只弹簧式安全阀和1只电动泄放阀，安全阀分别布置在锅筒、过热器出口管道、再热器冷段进口管道及再热器热段出口管道上，电动泄放阀装在过热器出口安全阀的下游主蒸汽管道上。在过热器出口管道和再热器热段出口管道上，设置锅炉启动向空排汽管道，每条管道上采用2只电动截止阀串联布置，在启动过程中控制锅筒的升压速度。,炉膛底部出渣采用4台滚筒冷渣器，分别布置在锅炉两侧。 锅炉配有炉膛安全监察系统（FSSS），此外还配有锅筒水位电视摄像装置。在风道燃烧器区域内，设有火焰检测装置及单只油枪火焰检测装置。,2. 蒙西发电厂锅炉系统介绍2.1 锅炉给水和自然循环 锅炉给水采用电动调速泵，设主给

9、水和旁路给水2个回路。主给水回路管道规格355.624，回路上不设调节阀，由电动调速泵调节流量；旁路给水回路管道通径DN150，流量按30%BMCR设计。,给水由锅炉右侧单路经过电动闸阀和止回阀后进入省煤器进口集箱，流经一级省煤器管组、二级省煤器管组，然后汇合在省煤器出口集箱，再由1根457.240的给水管道从省煤器出口集箱引入汽包，并与汽包内炉水混合，混合后的水沿汽包底部布置的6根大直径下降管及4根扩展水冷壁下降管，分别流至炉膛下集箱和布置在炉膛四周的扩展扩展水冷壁进口集箱。炉膛下集箱为四周相连通的环型集箱，外径为457.2mm，水由此进入炉膛四周的二侧水冷壁、前水冷壁、后水冷壁，形成若干平

10、行回路，水在水冷壁内吸热后形成汽水混合物，汇集至水冷壁上部集箱，通过汽水引出管进入锅筒；4根扩展水冷壁下降管在炉膛中部经三通变为8根下降管，分别注入位于炉膛前、后、左、右的扩展水冷壁下集箱，经扩展水冷壁后汇集至扩展水冷壁上集箱，通过汽水引出管进入锅筒，在锅筒内进行汽水分离，分离后的饱和蒸汽引至过热器，饱和水则与省煤器来的给水混合后继续循环。,水冷壁下降管与省煤器进口管道之间设有一根省煤器再循环管，其管径为8913。管道上配有一只省煤器再循环阀（Dg65电动截止阀）。在锅炉启动阶段，锅炉上完水后给水泵停运，再循环阀打开，约4%MCR流量的炉水从下降管流出，经过省煤器再循环管，送至省煤器，以防止省

11、煤器汽化，直至建立一定的给水量后该阀才关闭，重新投入给水泵。,2.2 锅炉过热蒸汽系统 从锅筒顶部引出的饱和蒸汽进入后烟井前、后墙包覆过热器上集箱，而后经过前、后墙包覆过热器进入下集箱，在前、后墙包覆下集箱之间布置3根并联的悬吊管下集箱，再通过3组悬吊管，汇总至后炉顶上集箱，然后过热蒸汽流经炉顶包覆、后烟井左、右包覆墙，进入包覆两侧墙下集箱，再分别通过连接管进入位于外置式换热器中的低温过热器进口集箱，依次流过低温过热器、一级中温过热器、二级中温过热器和末级过热器，再由末级过热出口集箱引出至主蒸汽管道，通向汽轮机高压缸。在低温过热器和一级中温过热器之间的连接管道上布置了一级喷水减温器，在一级中温

12、过热器和二级中温过热器之间的连接管道上布置二级喷水减温器，在二级中温过热器和末级过热器之间的连接管道上布置三级喷水减温器，在过热器出口管道上布置有2个安全阀 .,蒸汽流程如下：饱和蒸汽 前、后墙包覆过热器 悬吊管 炉顶包覆过热器 左、右侧墙包覆过热器 低温过热器LTS 一级减温器 一级中温过热器ITS1 二级减温器 二级中温过热器ITS2 三级减温器 高温过热器 主蒸汽出口,2.3 锅炉再热蒸汽系统 自汽机高压缸排出的蒸汽通过连接管道引入位于后烟井的低温再热器进口集箱，经过低温再热器蛇形管，再由后烟井的低温再热器出口集箱引出，通过2根558.816连接管引至位于外置床中的末级再热器进口集箱。经

13、过末级再热器，然后由末级再热器出口集箱引出至558.830再热器蒸汽管道，汇总后进入汽机中压缸。在再热器进口管道上布置有事故喷水减温器和2个安全阀，在再热器出口管道上布置有2个安全阀。,2.4 锅炉给煤系统 4台给煤机布置在炉膛二侧，每一侧设2台，连接炉前大煤斗和落煤管，根据锅炉负荷要求的燃料量将破碎后的燃煤输送到落煤管进口，每台锅炉共设置12个给煤口，其中8个给煤口分别设在4根回料腿上，另外4个给煤口分别设在两侧墙水冷壁上。,在炉膛落煤管和回料腿落煤管均设置密封风，密封风能够防止炉膛内烟气反窜和保证落煤顺畅，保证给煤机的安全运行。炉膛落煤管密封风来自一次压力冷风；回料腿落煤管密封风来自二次压

14、力冷风。在炉前2根炉膛落煤管上同时设置床料加入口，用于在锅炉启动前加入床料。,2.5 锅炉点火油系统 锅炉采用床上及床下联合点火和助燃系统。共配置2台床下风道点火燃烧器和8支炉膛助燃油枪。每侧的一次风道内各安装1台风道点火燃烧器，每台风道点火燃烧器内安装2支油枪，每支油枪的额定出力为2000kg/h，采用压缩空气雾化。风道点火燃烧器设点火枪和火检，不设进退机构。布风板上方、每个裤衩管内侧各布置4支助燃油枪，每支油枪的额定出力为1000kg/h，采用蒸汽雾化。助燃油枪不设点火枪和火检，设置进退机构。炉膛油枪喷口周围布置有冷却风，能有效冷却和保护助燃油枪。,2.6 锅炉一次风系统 来自四分仓回转式

15、空气预热器的一次热风在离开空气预热器后分为并联的2路，经调节风门、风量测量装置后进入风道点火燃烧器，最后分别进入炉底水冷风室；另外设置吹扫风管道，在锅炉启动前加入床料时，开动风机使一次风分别进入四个外置床上部的吹扫风进口，对床料管道吹扫，保证床料顺畅加入。,设置快速冷却风道用于停炉后迅速降低炉膛温度，缩短停炉时间。快速冷却风道从一次冷风道接至一次热风道，当锅炉需要抢修时，为使检修人员尽快进入炉膛各处，可开动一次风机，此时一次风不经过预热器，而由冷风道直接通过热风道、一次风室和布风板进入炉膛，使沉积在布风板上的高温物料流化冷却，进而迅速冷却炉膛温度。另外，从冷风道引出一部分冷风，作为炉膛二侧落煤

16、管的密封风。,2.7 锅炉二次风系统 来自四分仓回转式空气预热器的左、右两路二次热风，经二次风风量测量装置后，再分两路分别进入炉膛下部裤衩之间及左（右）侧墙的二次风分风道，最后经过34个支管分上下两层进入炉膛，其中前后墙各布置4个、二侧墙各布置4个、裤衩管内侧各布置9个。各支管的风量调节由风道上的调节风门总量控制，因而支管上不设调节风门，仅在上层二次风各支管上设置关断风门，当锅炉低负荷时，视具体情况关闭上层二次风，调节燃烧风量。另外，从二次冷风道引出一部分冷风，作为8个回料腿落煤管的密封风。,从热二次风道至石灰石输送管道之间设置吹扫风道，分4路进入位于回料腿的石灰石喷入口处。在石灰石系统投运前

17、，打开吹扫风阀门，对石灰石输送管道进行吹扫，确保石灰石顺利输送，当石灰石输送风机启动后，关闭吹扫风阀门，结束吹扫。,2.8 锅炉烟气系统 炉膛中产生的烟气从左、右侧水冷壁上部的出口烟窗流出，进入4个绝热式旋风分离器，每2个旋风分离器与1根烟道相连。经过气固分离后的烟气汇合进入旋风分离器上方的连接烟道，从后烟井的左右侧进口烟窗进入后烟井，流过后烟井的各受热面后，通过烟道进入空气预热器，在预热器中利用烟气的热量使一、二次风得以受热升温。从空气预热器出来的烟气通过出口烟道流经电除尘器和引风机排至烟囱。,2.9 锅炉流化风系统 流化风机集中布置，1台锅炉共设置5台流化风机，按4用1备的模式运行。流化风

18、总管通过支管将流化风送至各用风点，用风点包括： 1）外置床空室和冷却室流化风 2）外置床进口烟道吹扫风 3）外置床返料管流化风 4）冷渣器空室和冷却室流化风 5）冷渣器进口烟道吹扫风 6）旋风分离器下部吹扫风 7）回料器流化风 8）床上油枪冷却风 9）风道燃烧器冷却风,2.10 锅炉压缩空气系统 压缩空气用于锅炉燃烧器雾化、油枪进退执行机构、灰控制阀密封、预热器气动马达盘车、各设备的吹扫、阀门开启等，具体内容见以下的压缩空气消耗量统计表，表中包括压缩空气的接口数量、压力和流量等参数。,1）杂用压缩空气,2）仪用压缩空气,2.11 锅炉灰循环系统 灰循环系统由炉膛、旋风分离器、回料器和外置床组成

19、，系炉膛内的物料（煤灰、石灰石和床料）经流化后，进入旋风分离器进行气固分离，旋风分离器捕捉下来的物料分别进入回料器和外置床，形成灰的循环回路。,灰的三大循环示意图,灰循环及除渣系统,2.11 锅炉除渣系统 锅炉除渣系统由四台滚筒冷渣器、两台水平刮渣机、两台斗式提升机和灰库组成。,2.12 锅炉吹灰系统 锅炉设置吹灰器是为保持受热面清洁，以始终保证良好的传热效果。整个吹灰系统分锅炉本体受热面吹灰和空气预热器吹灰两部分。锅炉本体部分有4只长伸缩式吹灰器布置在尾部后烟井上部、高温过热器进口，24只半伸缩式吹灰器布置在对流烟道区域各受热面进口。空气预热器烟气出口端布置1只伸缩式吹灰器 。,吹灰汽源：本

20、体部分及预热器吹灰蒸汽由二级中温过热器出口集箱接出，蒸汽温度为475，压力为19.23MPa，经过减压后进入各吹灰器，管路中设有自动疏水点。 在吹灰管路上还设有吹灰器辅助蒸汽管路，辅助蒸汽来自设计院布置的辅助蒸汽母管，蒸汽压力为0.60.8MPa，温度为260，经过截止阀和止回阀后进入吹灰管路，辅助蒸汽与正常汽源阀门切换条件： 1）锅炉负荷大于10%MCR时，触点闭合，由正常汽源减压站供汽。 2）锅炉负荷在10%MCR以下时，触点断开，由辅助汽源供汽。,2.13 锅炉定、连排系统 1）定期排污是从水冷壁下联箱定期排出炉内的沉淀物，同时还能迅速调整炉水品质，以补充连续排污的不足，当水质差时，应增

21、加排污次数。 2）连续排污是从汽包水表面放出浓缩后的炉水，以维持合格的炉水品质，连续排污量的大小，应由化学人员决定，锅炉负责操作。,3. 蒙西发电厂锅炉技术参数锅炉保证效率(按低位发热量) 91.00%固体不完全燃烧热损失2.50 %预热器出口粉尘排放浓度387.50g/Nm脱硫效率93.24 %SO2排放浓度 400 mg/Nm3 （Ca/S=2.30,O2=6）NOX排放浓度200mg/Nm3 (O2=6)飞灰、底渣比60：40,过热蒸汽流量1057t/h过热蒸汽出口压力(表压) 17.67MPa过热蒸汽出口温度540 再热蒸汽流量851.4t/h再热蒸汽进/出口压力(表压) 3.92/3

22、.75MPa再热蒸汽进/出口温度324.7/540 给水温度272.6 汽包工作压力(表压) 18.92MPa省煤器出口过剩空气系数1.22 %排烟温度157 ,4. 蒙西发电厂锅炉主要部件介绍4.1 汽包 锅筒用钢板卷制而成，内径为1775mm，壁厚128mm，筒身直段长17230mm，总长度19390mm。两端采用球形封头，筒身和封头的材料均采用13MnNiMo54。锅筒内设有内夹套，使锅筒上下壁温均匀，加快了启，停速度。锅筒内部有100只直径为300mm的切向旋风分离器，每只分离器的最大蒸汽流量为10.7t/h。锅筒内上部布置有波形板干燥器。锅筒金属总重量（包括内部装置）约150t,4.

23、2 水冷壁水冷炉膛采用焊接气密性水冷壁（膜式水冷壁） 水冷壁上部采用外径57mm的光管，节距为87mm；水冷壁下部密相区采用外径76mm的光管，节距为174mm，该部位向火面敷设耐磨材料。采用管子加扁钢焊接形成完全气密封炉膛水冷壁，水冷壁全部管子材料为碳钢，炉膛的顶部管子由水冷壁左右侧墙组成。 扩展水冷壁由63.5管子加扁钢焊接形成管屏，布置在炉膛内四周水冷壁上，扩展水冷壁与水冷壁通过扁钢焊接连接，其荷载由水冷壁承受。,本锅炉的炉膛水冷壁共有684根上升管（57管子），其中前后墙各174根，两侧墙各168根，每1片扩展水冷壁由6根63.5管子组成。循环回路数包括前后墙水冷壁各1个，两侧墙水冷壁

24、各1个，前后墙扩展水冷壁各12个，两侧墙扩展水冷壁各6个，循环回路数总计40个。,4.3 省煤器 省煤器的作用是在给水进入锅筒以前，将水进行预热，并借以回收锅炉排烟中的部分热量，提高经济性。省煤器布置在后烟井内低温再热器之下，分二级，采用光管蛇形管。一级省煤器布置在后烟井包覆墙下方的框架内，共分4个管组，管径为485，材料SA-210C，2根套，水平顺列布置；二级省煤器布置在后烟井包覆墙内，管径为486，材料SA-210C，3根套，水平顺列布置；一级省煤器和二级省煤器之间用486管子连接。,4.4 过热器 过热器由包覆过热器、低温过热器、一级中温过热器、二级中温过热器及末级过热器等部件组成。除

25、包覆过热器及高温过热器外，其余受热面均布置于外置式换热器内，顺列布置。,从汽包引出的饱和蒸汽通过16根连接管道引至上、下2根饱和蒸汽汇合集箱，再从汇合集箱二端引出至包覆前、后上集箱，经包覆前、后墙后分别进入包覆前、后墙下集箱；通过与3根悬吊管下集箱连接后，经3排共156根，管径63.5，管材15CrMoG/12Cr1MoVG的悬吊管引至包覆左、右侧墙汇合上集箱（一只），从汇合上集箱引出膜式壁管子形成包覆炉顶和左、右侧墙，最终引至包覆左、右侧墙下集箱。整个包覆为膜式壁结构，管径57，管材15CrMoG/SA-210C。,低温过热器位于再热器外置式换热器内，在高温再热器后的低温仓室内，共30片，沿

26、炉膛宽度方向均匀分布，5根套，受热面管径517，材料为15CrMo。低温过热器蛇形管组由吊杆悬吊。 一级中温过热器位于过热器外置式换热器内、二级中温过热器后的低温仓室内，受热面管径518.5，材料为15CrMo、12Cr1MoV。共30片，每片有5根管子。,二级中温过热器布置在过热器外置式换热器的高温仓室内，吸收辐射及对流热，共28片，外置式换热器布置形式为交叉流，为了使各排管子出口蒸汽温度不致相差过大，将受热面分成A、B、C3个区域。A区布置在灰进口的高温区，共布置8排管排，5根套，管径63.510.5，材料为SA213-T91。B和C区依次布置在A区的后面，各布置10排管排，管径为518，

27、4根套，材料均为SA213-T91。 末级过热器布置在后烟井对流烟道内，共104片，沿深度方向均匀布置，4根套，管径487，材料为12Cr1MoV及SA213-T91。,4.5 再热器 再热器由低温再热器和末级再热器二级组成。再热器受热面之间利用集中的大直径管道联接，使各根受热面管子的蒸汽汇集后得到充分混合，并使布置简化，各级受热面的管子材料选用，均经过周密的壁温计算和强度计算，保证了材料的合理使用和再热器的长期安全可靠工作，在再热器中采用了部份SA213-T91和SA213-TP321H的钢种材料，此钢种具有耐高温、强度性能高的特性，又具有工艺焊接性能好的优点。 低温再热器布置于后烟井包覆中

28、，管子规格为63.54和63.55，材料均为20#碳钢。 末级再热器为60排，每排有5根管子并联套弯，横向节距122mm，管子外径为63.5mm，材料为12Cr1MoV、SA-213 T91、SA-213 TP321H,4.6 减温器 过热器系统布置三级喷水减温器，第级喷水减温器布置在低温过热器出口与一级中温过热器进口之间的连接管道上，喷嘴采用多孔笛形管结构，笛形管外径76mm，配有120只8mm小孔，减温器集箱规格为40645，SA-106 C材料。第级喷水减温器布置在一级中温过热器出口与二级中温过热器进口之间的连接管道上，喷嘴采用多孔笛形管结构，笛形管外径76mm，配有120只8mm小孔，

29、减温器集箱规格为40642，SA-335 P12材料。第级喷水减温器布置在末级过热器进口连接管道上，采用多孔笛形管结构，笛形管外径60mm，开有44只5mm小孔，减温器集箱规格为40648，SA-335 P12材料,4.7 外置床,二、运行调整及事故处理,运行调整内容：1、燃烧调整2、主、再热汽温调整3、汽压调整4、水位调整5、床温调整6、床压调整7、SO2、NOX排放量调整,1、燃烧调整 1）正常运行时，应保持炉膛内燃烧稳定、流化稳定，床料不出现明显偏斜、不出现明显焦块。 2）锅炉负荷变化时，及时调整总风量、燃料量以保持汽温、汽压的稳定，增负荷时，先增加风量，后增加燃料量；减负荷时，先减燃料

30、量，后减风量。要遵循“少量多次”的调整原则，以避免床温、床压产生较大波动，同时注意负荷与炉膛差压的对应情况。 3）正常运行时，增减燃料时应以改变计量式皮带给煤机转速为主，尽量少启停给煤机，以免引起炉内扰动造成锅炉两支腿温度偏差大影响燃烧稳定。 4）当发现燃烧不稳应立即进行调整,若燃烧危及安全时，应立即投油助燃,保证燃烧稳定,及时查明原因并消除。 5）燃烧调节中应保证一次风、高压流化风风压、风量相对稳定，正常的负荷调节风量主要由二次风来完成。一、二次风的调整原则是：一次风调整流化、炉膛温度和料层差压，二次风控制总风量。维持炉膛负压和氧量值在正常范围内。 6）根据入炉煤、灰渣及飞灰可燃物分析报告，

31、及时掌握煤质变化情况，进行相应调整。,2、主、再汽温度调整 1）额定负荷时主蒸汽、再热蒸汽温度为5405，滑压运行在50100ECR时，过热器、再热器蒸汽温度达到额定值，允许偏差5，过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于10和15，过热器和再热器管壁温度不超过设计允许值。 2）过热汽温的调节采用三级减温：二级作为主要调温手段；三级作为细调，一级作辅助调节。 3）再热汽温的调节，主要靠调节灰控阀的开度控制。低再入口布置有喷水减温，主要用于事故状态，控制再热器入口温度在正常范围内。 4）当过热器积灰影响蒸汽温度时，要及时进行过热器吹灰。增加风量可提高汽温，但不应过大。,3、锅炉汽压调整1）在额定

32、工况下，正常运行时，蒸汽压力为17.30.2MPa。2）主蒸汽压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行。在非事故状态下，禁止用安全阀和向空排汽等手段降低汽压。3）当外界负荷增加使汽压下降时，及时增加一、二次风量和燃料量；当外界负荷减小使汽压升高时，及时减少给煤量和一、二次风量。4）若汽压升高应采取措施，降低计量式给煤机和旁路开启等方式降压处理等。5）当发生异常情况造成汽压骤升时，及时降低锅炉负荷或开启对空排汽进行降压，尽量避免安全门的动作。若汽压升高达到安全阀动作值，而所有安全阀拒动，手动强开电磁安全门且压力继续上升，应立即手动停炉。6）各压力表应经常核对，若有误差应及时修正。,4、锅炉水位调整

33、 1）汽包水位以水位平衡容器优选的指示为标准，并参照就地水位计，就地水位计应显示清晰，照明充足，若发现水位停滞或模糊时，应及时冲洗，各水位计指示偏差值应小于30mm，否则联系热工处理。 2）正常运行时，汽包水位值控制在正常水位线50mm范围内，若锅炉汽压和给水压力正常而水位超过115mm时，应立即检查各水位计的正确性，解列给水自动手动调整水位正常，并查找原因以消除。 3）锅炉运行工况变动时,如负荷、汽压、给水压力变化,给水泵运行方式改变,燃烧工况改变,锅炉排污等,应严密监视水位的变化,如水位波动太大,应立即将水位调节切为手动控制,以防止满水、缺水的事故发生。 4）高负荷时，主给水电动门全开用改

34、变给水泵转速改变给水量，25%负荷以下用改变大旁路调整门开度和给水泵转速来改变给水量，严禁给水压力大幅波动。 5）经常对上下水位计，当给水自动失灵或低位水位计不正确以及对水位产疑时，立即去汽包冲冼校对水位表，并联系热工处理。,5、床温的调整 1）床温通过控制中过外置床进灰针形阀的开度来调节。 2）锅炉平均床温必须保持在890左右，以保证锅炉的燃烧效率和脱硫效率和抑制NOX的产生。 3）锅炉床温受锅炉负荷、床压高低、总风量大小有关。在保证床层良好流化状态的前提下，在一定的床温范围内，增加一次风量可明显降低床温。防止床温过高，可用增大石灰石供给和减少排渣量的方法来增加床料总量以降低床温。床温过低时

35、则反之。 4）注意燃煤粒度的变化，因为粒度大的煤易在密相区沉积而使床温升高，粒度小的煤易被带入上部稀相区而使床温降低。因此要经常监视炉膛内部温度和炉膛出口烟温，及时进行调整。,6、床压的调整 1）锅炉床压是循环流化锅炉运行监视的主要参数，是监视床层流化质量、料层厚度的重要指标，控制床压在15KPA-21KPA范围内。 2）锅炉的床压调节是通过改变底灰冷却器针形阀开度来确保床压在设定范围内波动. 3）当床压升高时，可增加一次风率，使排渣更容易，同时增加冷渣器出力，必要时投运备用冷渣器。如因冷渣器故障造成床压过高时，应请示值长降低锅炉负荷，必要时停加石灰石，投油减煤维持锅炉运行。如床压仍继续升高影

36、响机组安全运行时，应申请停炉。 4）床压降低时，减小冷渣器出力或停止部分冷渣器的运行，必要时可将冷渣器全部停运。床压过低影响安全运行时，可启动物料系统向炉内添加床料。,7、锅炉SO2、NOX排放量调节 1）锅炉额定负荷时应控制烟气中SO2400mg/m3，NOX200 mg/ m3,当排放量波动时应及时观察相应装置的动作情况，变化较大时应切手动调节 2）理论上脱硫的最佳温度为870-890。,三、300MW循环流化床锅炉故障处理 1、锅炉翻床 2、低负荷汽温超温 3、不停炉处理外置床喷火 4、不停炉处理二次风口喷火 5、停炉不停机处理锅炉缺陷 6、停机不停炉处理汽机缺陷,锅炉翻床时两侧床压曲线

37、图,1、翻床的处理 1）床压控制在1618Kpa。 2）控制好一次风压；使一次风调门前后压差在5Kpa左右。 3）当发现左右两侧床压偏差大于5KPa时，及时手动调整左右两侧主一次风门开度，调整床压稳定。 4）当两侧床压完全失稳，立即手动进行调整，主要通过调节左右侧主床流化风门开度，控制一次风量的方法进行调节，加大床压高侧的风量，适当减小床压低侧的一次风量（一次风机不许超过额定电流389A），并通过开关左右上下二次风门调节二次风量的方法进行辅助调节。 5）出现翻床后，两台一次风机发生抢风时，立即将不出力的风机入口静叶关回至30%以内，逐渐调平两台一次风机出力。 6）当两侧床压偏差减小时，要进行细

38、调，防止“拉锯”现象产生。,2、低负荷时汽温超温 1）温度偏高时，主、副操的操作必须相互配合、相互照顾，在主汽温度高时要保持燃料量稳定，对汽温进行调整。 2）锅炉在较低负荷时，应主要用燃料量来调整主汽温度，避免大量用减温水来调整，这样容易主汽带水而使主汽温度剧烈变化。 3）如布置在尾部部烟道内的受热面超过规定值应投入吹灰器运行。 4）如布置在外置床内的受热面超过规定值应适当减小所对应灰控阀的开度，同时调整好所对应外置床的床料流化质量，加强外置床的流化。 5）在特殊情况下还可以通过涨负荷增加蒸汽量来降低管壁温度，冲车前可采用开PCV或开大高低的办法。 6）各主、副操要掌握好减温水的滞后性，在调整

39、温度时，要认真观察主、再热蒸汽的变化率，当上升的变化率减慢时，应考虑逐渐关小减温水，具体关小减温水的量由各主、副操在实际工作中熟练掌握。,3、不停炉处理外置床冒火： 经过：#1炉带248MW负荷，各参数正常，发现右前外置床上部冒火，将负荷降至120MW，停右前外置床前参数：主汽压力12.32MPa，主汽流量764T/H，主汽温度490，右前外置床入口816 ，出口650 ，再热汽温505 。先将其灰控阀关到零，然后迅速将右前外置床各风室流化风关至零，联系检修处理漏点。 处理要点：1）解列外置床时，关各风室风门时应迅速关闭。 2）检修完毕后，应快速将外置床投入，防止只通大量冷的流化风而不开灰控阀

40、，这样再热汽温会大幅度下降。 3）在检修完毕后投外置床时，要密切注意床温，防止床温过低，因为在外置床停运期间，再热蒸汽不断带走床料的蓄热而使外置床内的床料温度下降，当外置床投运进相对冷的床料进入炉膛而使床温下降。,4、不停炉处理二次风口喷火 1）将锅炉负荷降至150MW左右 2）由锅炉主操将相应的二次风压提高，风量加大，防止返火，加重喷火程度。 3）控制炉膛负压：水平段负压1.40KPa左右，炉膛顶部压力0.73KPa左右，炉膛中部压力0.25KPa左右，其余各参数按正常。 4）锅炉在消缺的过程中，锅炉主操必须认真监盘，保持喷火口处微负压，即在炉膛中部压力在0.2- 0.3KPa之间，防止正压

41、。,5、停炉不停机处理锅炉缺陷 1）锅炉启动燃油泵调整好油压正常，并检查床枪、风道燃烧器在良好备用状态。全部关闭连排、定排、疏水系统。 2）将机组负荷减到170MW后，保持单侧风机、两台给煤机运行，锅炉床压保持在16kPa时，停止冷渣器运行。 3）维持额定压力减负荷至130140MW，并保持主汽参数16.7MPa、537，再热汽温537稳定后，停止全部给煤机。关闭二次风机入口挡板，关闭一次风机入口挡板后停止一、二次风机运行，关闭外置床锥型阀，并解列四台外置床，停止高压流化风机运行，停止引风机运行。通知检修消缺。 4）停止给煤机运行后，机组根据主汽压力逐步减负荷，负荷保持至10MW左右。减负荷速

42、度控制尽量使蒸汽参数保持较高，（主汽参数1415MPa、537，再热汽温537）。 5）消缺过程注意监视和调整好主、再热蒸汽参数，机组负荷、床温、等参数的变化。特别注意主再热汽温的监视，主、再汽温偏差控制到42以内，当过热度150，当适当开大调门降压，保持足够过热度。 6）消缺结束后，按点炉步骤进行点炉。,6、停机不停炉处理汽机缺陷 1）消缺的准备工作做好后，逐渐减煤，缩风，根据压力要求汽机减负荷，但尽量维持床温不下降，或下降的速度尽量小。 2）当负荷降至40MW时，汽机高、低旁逐渐开启，当高旁开至60%，低旁开至80%时，汽机再逐渐减负荷，最后打闸停机。 3）锅炉保证四条给煤线运行，总煤量大约在50T/H左右。 4 ）锅炉注意水位和温度的变化，若压力上升较快，应将过热器疏水打开，维持不住压力打开PCV阀，增加主汽流量。 5）主汽温度上升较快时，应将三级减温水电动门开启，稍开左、右侧三级减温水，密切注意减温水门前后的温度，防止过热器内积集过多的减温水，造成冲车时主汽温度急剧下降。,谢 谢！,