姚孟电厂实习报告

一、实习目的

    毕业实习旨在理论联系实际，是培养应用型人才，加强实践性教学环节的重要组成部分。其目的是为了印证和检验学生所学的专业知识和技能，通过毕业实习培养学生提出问题、分析问题和解决问题的能力，通过对工作岗位的适应性训练，提供学生认识社会解决实际工程及人际交往问题的机会，学习一线工人和管理人员敬业爱岗、吃苦耐劳的优秀品质，为学生毕业后尽快适应社会和工作打下一个良好的基础。

二、实习意义

1．全面了解火力发电厂主设备及生产流程，全面了解变电站主设备及操作规程；

2．了解并学习一定的现场实操技能；

3．利用专业知识分析生产实际中的相关技术问题；

4．学习实践工作中的团队协作精神，树立正确劳动观。

三、实习内容

1.平顶山姚孟电厂介绍

平顶山姚孟发电有限责任公司的前身姚孟电厂，始建于1970年，目前公司有六台机组总装机容量2470MW，年发电量约130亿KWH，是我国第一座全部由亚临界机组装备起来的百万级火力发电厂。拥有四台300MW、两台600MW燃煤汽轮发电机组，500KV及220KV变电站各一座，其中#1、2机组是国产第一、第四台300MW双水内冷发电机组，分别于1975年、1980年投产；#3、4机组为比利时ACEC公司生产的亚临界燃煤汽轮发电机组，分别于1985年、1986年投产；#5、6机组与20##年底相继投运。公司拥有国内第一座500KV超高压变电站，是实现豫、鄂两省水火电调剂的骨干枢纽，6条220KV输电线路是稳定河南电网安全运行的有力支撑。

2.火力发电厂主要生产系统

汽水系统

汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、加热器和给水泵等组成，它包括汽水循环、化学水处理和冷却水系统等。水在锅炉中被加热成蒸汽，经过过热器变成过热蒸汽再通过主蒸汽管道进入汽轮机由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽冲动汽轮机的叶片转动从而带动发电机发电。作功后的蒸汽温度和压力很低，被排入凝汽器冷却，凝结成水经过加热和除氧又经给水泵打入高加进入锅炉。

燃烧系统

燃烧系统由锅炉的燃烧部分、输煤部分和除灰部分组成。锅炉的燃料――煤，由皮带机输送到煤粉仓的煤斗内，经给煤机进入磨煤机磨成煤粉，风粉混合后经燃烧器进入炉膛燃烧，烟气经除尘器后排出，炉渣经碎渣机成为细灰排到储灰场。

电气系统

发电机发出电，进变压器升高压电后通过高压配电装置和输电线路向外输送。有一部分厂内消耗。 电气设备有：发电机、主变压器、厂用变压器、高压配电装置和厂用配电装置等。

化学制水系统

凝结水处理系统：凝泵→覆盖过滤器→混床→凝结水箱→凝升泵。经处理后的凝结水，在混床出水母管上加氨以提高PH值，并在除氧后的给水母管低压侧加联氨以除去残留氧，达到防止热力系统设备腐蚀的目的。

除灰除渣系统

包括灰浆泵、灰渣泵、振动筛、浓缩池、柱塞泵、程排灰管等设备。

燃料及输煤系统

公司现有#2、3、4（5、6）煤场，两种输煤途径分别为：火车/汽车运煤－煤沟－给煤机－皮带（#1、2、3、4、5、6、9）－原煤仓；煤场－滚轮机－皮带－原煤仓。

3. 火力发电厂的主要生产设备

锅炉

姚孟#1锅炉为英国三井巴布科克能源有限公司改造设计、制造的单炉体、双炉膛∏型布置、四周切园燃烧、固态排渣、亚临界压力中间再热式直流炉。型号为MB-950-16.8-545-545。20##年大修改造。

#2炉为1000t/h亚临界压力中间再热直流锅炉。型号为SG-1000-170-555/555-4。

#3、4锅炉为瑞士苏尔寿专利，由比利时考克利尔钢铁公司制造的半塔式中间再热直流锅炉，炉顶大板梁标高为79米。#3炉为1982年12月，#4炉为1983年6月。型号为CMI924/184/543—836/39.8/543。锅炉效率91.58％，排烟温度129度，给水温度257度。

#5、6机组2×600MW超临界机组锅炉为东方锅炉厂引进技术制造的国产超临界滑压运行直流锅炉，锅炉型号DG1900/25.4-Ⅱ1型，单炉膛，一次中间再热，尾部双烟道结构。采用内置式启动分离系统。固态排渣，全钢构架，全悬吊结构露天布置。过热器出口压力 25.5MPa 温度571℃ 。

锅炉受热面：由省煤器、水冷壁、过热器、再热器及其相应管道组成。

风烟系统：由吸风机、送风机、排粉机、一次风机、空气预热器及风道等组成。

制粉系统：由给粉机、给煤机、磨煤机、石子煤排放系统组成（中间储仓是式、直吹式）。

制粉系统是燃煤锅炉机组的重要辅助系统。它的作用是磨制合格的煤粉，以保证锅炉燃烧的需要，它的好坏将直接影响到锅炉的安全性和经济性。

＃１、２炉采用的是中间储仓式制粉系统，其特点是磨煤机的出力不受锅炉负荷的限制，磨煤机可始终保持自身的经济出力。鉴于钢球磨的运行特点，中间储仓式制粉系统一般配用钢球磨。

＃3、4炉采用的是直吹式制粉系统，在直吹式制粉系统中，磨煤机磨制的煤粉全部直接送入炉膛内燃烧。运行中，制粉量在任何时刻均等于锅炉的燃煤消耗量。也就是说，制粉量是随锅炉负荷的需要而加工磨制的。因此，直吹式制粉系统的特点就是磨煤机的制粉量始终等于锅炉的燃煤消耗量。

#5、6锅炉设计燃用平顶山混合烟煤，磨煤机采用上海重型机器厂生产的HP983型弹簧变加载磨辊磨煤机，采用东方锅炉厂引进技术生产的旋流喷燃器，前、后墙对冲燃烧，燃烧系统设计采用分级燃烧和浓淡燃烧等技术，可有效降低NOX排放量和降低锅炉最低稳燃负荷，设计最低不投油稳燃负荷不大于45%B-MCR(855t/h)。前、后墙各布置12只低NOX轴向旋流燃烧器(LNASB)，分三层对称布置。每台燃烧器配有一支点火油枪，油枪采用机械雾化喷嘴，在B、D层各布置四只启动油枪，启动油枪采用蒸汽雾化，油枪的最大出力按30%B-MCR工况设计。A层燃烧器布置由烟台龙源电力技术有限公司生产的等离子燃烧器。

灰渣及除尘系统：碎渣机、捞渣机、灰浆泵、灰渣泵、冲灰泵、冲渣水泵、回水系统、污水系统、电除尘器。

助燃/启动油系统：重油/轻油系统，#1、2、3重油罐(#1、2轻油罐)、供油泵、储油池、卸油泵、消防泵。（单元制、母管制）

汽机

#1-4汽轮机均为一次中间再热、凝汽式汽轮机组，采用数字电液调节（DEH）；DCS控制系统#1、2、4机组采用美国西屋公司的ovation系统，#3霍尼威尔系统；

#1汽轮机为四缸四排汽，东方汽轮机厂生产，型号为N300-16.18-540-540；

#2汽轮机为四缸四排汽，上海汽轮机厂生产，型号为N300-16.18-540-540；

#3、4汽轮机为三缸双排汽、单低压缸，末级叶片长1080mm、法国阿尔斯通－大西洋公司生产的，型号为T2A.300.30.2F1044。配100％容量高、低压旁路系统。

#5、6机组为哈尔滨汽轮机有限责任公司与三菱公司联合设计、生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，末级叶片长度1000mm。

主蒸汽系统：来自锅炉的过热蒸汽进入汽轮机的高压缸，做功后的蒸汽从高压缸排出进入锅炉再热器进行加热，二次加热后的蒸汽再次进入汽轮机的中压缸和低压缸做功后排入凝汽器凝结成水。

4.电气部分

#1、2机组厂用电一次系统

#1、2机6KV厂用电共分4段：正常由#1高厂变供6KV1、2段，#2高厂变供6KV3、4段，#1高备变经6备1、6备2开关带6KV备1、2段，做6KV1～4段的连锁备用电源。6KV备1段经601、603开关做6KV1、3段联动备用电源，正常运行时601、603开关在断，601、603甲刀闸在合，快切装置投入。6KV备2段经602、604开关做6KV2、4段联动备用电源，正常运行时602、604开关在断，602、604甲刀闸在合，快切装置投入。6KV备1段与6KV备3段经3联1乙开关、电缆、3联1甲开关相连，6KV备2段与6KV备4段经4联1乙开关、电缆、4联2甲开关相连，在特殊情况下，#1、2高备变可以互带全厂6KV备用电源。

#3、4机组厂用电一次系统

#3、4 发─变组分别运行在500KV变电站第1、3串,联变运行在500KV第2串,#2高备变由联变20KV侧供电。

#3、4机6KV 厂用电全厂统一编号为6KV 5段、6段、7段、8段、备3段、备4段。6KV 5段、6段带#3机厂用电,6KV 7段、8段带#4机厂用电,6KV备3段、备4段主要作6KV 5段、6段、7段、8段的备用电源并带部分固定负荷且能与#1、2机6KV 备用段联络。

#3、4机组380 V厂用电各设一段母线(全厂统一编号为380 V 5段、6段)供给本单元380 V负荷,正常分段开关在合。另有一个备用段(编号为380 V备用3段),和一个公用段(编号为380 V公用2段)。

#3、4机组每个单元各设两个半段,每个单元各设一保安段,工作电源取自本单元380 V母线,从380 V备用3段取一备用电源,另有一套400 KW柴油发电机组作为紧急备用电源。

#2水泵房有380 V 1段、2段,互为备用。

380 V备用3段作为#3、4机380 V母线和保安段母线及公用段母线的备用电源。

发电机系统

#1、2发电机为QFS-320-2型三相同步交流发电机，上海电机厂设计制造；发电机定子线圈、转子线圈及定子端部出线采用水内冷，发电机转子表面及定子铁芯采用风冷；发电机励磁系统采用同轴交流励磁机静止半导体励磁方式，有刷励磁；中性点经小变压器接地。

#3、4发电机为比利时ACEC公司生产的，全氢冷，励磁系统为旋转整流系统（无刷励磁）。

#1、2发电机采用水作为冷却介质，#3、4发电机采用氢气作为冷却介质。

#5、6发电机组，发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，发电机出口电压为20kV，发电机冷却方式为水氢氢，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢冷。励磁系统为发电机机端供电的自励励磁系统，正常运行期间，励磁系统由发电机机端电压经过励磁变供电。

变压器

5.变电站部分

姚电公司变电站包括220KV和500KV两部分，220KV变电站始建于1973年，1974年底初步建成，1975年初正式受电；500KV变电站于1979年11月破土动工，1981年11月具备带电条件，于11月16日由#1发电机－变压器组经联络变压器给500KV系统作零起升压试验并一次成功， 12月14日进入系统继电保护及安全自动装置的全面调试，12月21日20时起平武工程全线正式投入带负荷运行，从此我国第一条500KV超高压输电线路投运。

220KV变电站系统

220KV系统为双母带旁路的接线方式，采用专用的母联和旁路断路器，现有六回出线、一个备用间隔和两台发电机—变压器组进线，两台高压厂用变压器。

500KV变电站系统

500KV变电站为3/2（一个半开关）接线方式，正常运行方式为双母线及每串三台断路器均运行，当任意一台断路器停下检修时不影响进线及出线运行，现运行五串，第一串为#3机组进线，姚邵线；第二串为姚联变，姚白线；第三串为#4机组进线，姚郑线；第四串为#5机；第六串为#6机。

姚联变

姚联变是一个单相自耦变压器（三相分开），法国阿尔斯通公司生产，容量250*3 MW，用于220KV与500KV系统功率交换。高压侧经姚522、523开关接入500KV系统，中压侧经姚联开关接入220KV系统，低压侧经202开关送至#2高备变用作#3、4机组厂用备用电源。

220KV变电站接线特点

优点：供电可靠、运行灵活方便。

缺点：投资较大，经济性差；用旁路开关带线路时操作复杂，增加了误操作的机会；同时由于加装了旁路开关，使相应的保护及自动化系统复杂。

500KV3/2接线特点

优点，具有较高的供电可靠性及运行灵活性；任一母线故障或检修，均不至停电，甚至于两组母线同时故障的极端情况下，线路仍可以运行。

缺点，使用设备较多，特别是断路器和电流互感器，投资较大；二次控制接线和继电保护较为复杂。

开关

500KV及220KV变电站全部采用SF6断路器，分别由法国MG公司、ABB公司及平顶山高压开关厂生产。

四、实习总结

这次实习认识到了许许多多的实践知识，第一次全面地了解了火电厂的大致情况。在当今的这个经济迅猛发展中的中国，电力有着起不可动摇的地位。而随着知识经济的到来，科学技术日新月异，给各个方面都带来了巨大的变化与发展，当然也包括火力发电厂。通过在姚孟电厂的学习和参观，我对火电厂的生产流程与主要设备有了更深入的了解，对平顶山姚孟电厂这个中国电力行业的优秀企业也更加敬佩，这里值得我们学习的地方还很多，而我们的时间却是有限的。我会好好珍惜在这里所学的一切，努力拼搏，掌握更多更全面的知识，为以后的生产实践做好充分的准备。

 

第二篇：平顶山姚孟电厂实习--锅炉部分

主要内容

一、锅炉概述

二、锅炉的基本构成及工作过程

三、锅炉主要系统介绍

四、锅炉主保护

五、锅炉启动

六、锅炉运行调整

七、锅炉典型事故

八、锅炉试验

一、锅炉概述

1、锅炉的作用

?锅炉的作用是把燃料的化学能转变为热能，再将热能传递锅炉中的水，以产生一定压力和温度的蒸汽。在电厂里，锅炉产生的蒸汽被引入汽轮机膨胀作功。

?锅炉是一种生产蒸汽的热力设备，一般由锅与炉两部分组成，锅是指锅炉的汽水系统，炉是指锅炉的风、烟及燃烧系统。所谓锅是指主给水系统、主蒸汽系统、再热蒸汽系统，所谓炉是指燃烧室、燃烧器、烟道。

2、锅炉的构成：

?锅炉本体：包括燃烧器、炉膛、布置有受热面的烟道、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器、省煤器及空气预热器等。

?辅助设备：送风机、引风机、给煤机、磨煤机、排粉机、除尘器及烟囱等。

3、锅炉型号：

MB-950-16.8-545/545（#1锅炉）

MB----英国三井巴布可克能源有限公司；

DG----东锅；SG---上锅；WG---武锅；BG---北锅

4、BMCR工况设计参数（#1锅炉）

给水流量：950T/H

主汽压力：16.82MPa

主再汽温：545/545℃

排烟温度：133 ℃

锅炉效率：92%

5、锅炉分类（按水循环方式）：自然循环炉，强制循环炉，复合循环炉等。

＃1锅炉为巴布科克能源有限公司改造设计、制造的单炉体、双炉膛π型布置、四角切圆燃烧、固态排渣、低质量流速、具有正流量响应特性的垂直管圈水冷壁、亚临界压力中间再热式直流锅炉。

6、煤的分类

?燃烧时火焰短，耐烧，通常作为工业和民用燃料。

?火焰长而多烟。多数能结焦。密度约1.2-1.5。挥发物约10%-40%。

?褐煤由于它富含挥发分，所以易于燃烧并冒烟。含碳量60%～77%，密度约为1.1-1.2，挥发成分大于40%。

?无烟煤是煤化程度最大的煤。无烟煤固定碳含量高，挥发分产率低，密度大，硬度大，燃点高，燃烧时不冒烟，不结焦。一般含碳量在90%以上，挥发分在10%以下。

二、锅炉的基本构成及工作过程

1、锅炉的基本构成

?锅炉的核心构成部分是―锅‖和―炉‖。

?―锅‖是容纳水和蒸汽的受压部件，包括锅筒（也叫汽包）或锅壳、受热面、集箱（也叫联箱）、管道等，组成完整的水－汽系统，其中进行着锅内过程——水的加热和汽化、水和蒸汽的流动、汽水分离等。

?―炉‖是燃料燃烧的场所，即燃烧设备和燃烧室（也叫炉膛），广义的―炉‖是指燃料、烟气这一侧的全部空间。

2、锅炉的工作过程

?燃烧过程：煤－灰系统，风－烟系统。

?传热过程：就是高温烟气所含的热量，通过钢管、钢板等受热面传给工质的过程。 ?汽化过程：水－汽系统。

?水－汽系统、煤－灰系统和风－烟系统是锅炉的三大主要系统，这三大系统的工作也是同时地、连续地进行的。

?通常将燃料和烟气这一侧所进行的过程（包括燃烧、放热、排渣、气体流动等）总称为―炉内过程‖；把水、汽这一侧所进行的过程（水和蒸汽流动、吸热、汽化、汽水分离、热化学过程）总称为―锅内过程‖。

三、锅炉主要系统介绍

1、汽水系统

2、燃烧系统

3、制粉系统

4、风烟系统

5、灰渣系统

1、汽水系统

锅炉汽水系统由以下受热面组成：

1、省煤器；

2、水冷壁；

3、过热器（炉顶、包覆、低过、屏过、高过）

4、再热器（低再、高再）；

5、启动系统；

1、汽水系统

1、省煤器

?省煤器的作用是：利用尾部烟道的烟气余热进一步加热给水，起到吸收烟气余热，降低排烟热损失，并提高给水温度的效果。

?省煤器系统（#1锅炉）：该省煤器系统省煤器形式为蝶形鳍片管Φ42×5.5，省煤器管束横向管排不变，为154排，纵向管排为20排。省煤器管束横向管排不变，为154排，纵向管排为20排。管排上标高为28044mm，下标高改造后降低750mm，新标高为25794mm，管箱高度为1500mm。给水分左右二侧进入省煤器的入口集箱，经蛇行管加热后，再由出口集箱引出，然后送往四周水冷壁。

1、汽水系统

2、水冷壁

2.1 水冷壁的作用：布置于炉膛，吸收炉膛火焰和烟气的热量，将水加热成饱和蒸汽。

2.2 水冷壁的类型：随着锅炉的类型、参数不同，采用水冷壁的类型也不同。水冷壁的类型

一般分为光管式、膜式和剌管式三种。

2.3 膜式水冷壁结构及优点

?膜式水冷壁结构：是由扎制的鳍片管或由光管加焊鳍片相连接，用电焊焊成整体，并加敷管炉墙、保温、外墙皮、钢性带等组成。

?膜式水冷壁优点：

1）保证炉墙密封性，减少燃烧室漏风。

2）实现燃烧室全水冷，在强化燃烧的情况下利于防止结焦。

3）蓄热能力小，燃烧室升温快，冷却也快，可缩短锅炉启动和停炉冷却时间。

4）适宜采用敷管炉墙，从而大大减轻锅炉构架负荷便于悬吊结构。

5）为采用微正压或正压燃烧取消吸风机运行创造条件。

6）与光管相比提高了管子的吸热能力。

7）提高锅炉部件的预组合程度，方便并减少了安装工作量。

2.4 水冷壁系统（#1锅炉）：锅炉炉膛截面积为17×8.475m2，炉膛高度39.8m,四周水冷壁为Ф33.7×5.2内螺纹管和Ф28.6×5.8mm光管构成（材料均为15CrMo ），水冷壁前、后墙中间联箱Ф193.7×40mm，水冷壁侧墙中间联箱Ф193.7×40mm;L=8935mm。在锅炉炉膛水冷壁出口设有一对内径为610mm、壁厚为56mm、长度为优化的低损耗汽水分离器，汽水分离器在正常运行中为干式，只有在锅炉启动和低负荷或煤、水比失调时才有水位。分离后的水向下流出进入储水箱，而由分离器向上流出的蒸汽则与炉顶进口联箱相连接；再循环泵将水从储水箱送往省煤器进口；使用现有的分离器水箱作为溢流水箱，以收集来自储水箱的溢流水。

3、过热器

3.1 过热器作用：吸收炉膛内火焰和烟气的热量（辐射式过热器）、或烟道中烟气的热量（对流式过热器），将饱和蒸汽加热成过热蒸汽。

3.2 过热器系统流程（#1锅炉）：过热器系统包括自炉顶过热器进口集箱起到高温过热器为止。过热器的蒸汽流程：炉顶过热器????大直径下降管至分配器????水平烟道和后烟井四周包覆管????大直径下降管????低温过热器????后烟井受热面悬吊管????第Ⅰ级喷水减温器????前屏过热器????后屏式过热器????第Ⅱ级喷水减温器????高温过热器????至汽机高压缸。

?顶棚过热器：顶棚过热器将为膜式壁形式。管子规格及节距为：φ51×6，节距90mm共187根；炉顶过热器进口集箱、出口集箱规格为Φ323.9×44，材料为A106C。

由炉顶过热器出口集箱引左右二根￠324×35大直径下降管至分配器，分配到后烟井的前、后墙二侧墙和水平烟道的底部为该部分的包墙管，轻形炉墙就敷设在管子一并悬吊在过热器上，可大大简化炉墙结构。

?包覆过热器：包墙管回路采取炉外一次下降，炉内一次上升，为保持具有一定上升流速，管径为￠38×5.5，管材为15CrMo，节距很大，按照不同部位的热负荷通过计算，由管子焊扁钢组合为单根鳍片管出厂，在工地总装时和集箱一起拼焊成管屏，为使各回路有一定的重量流速，包墙管与炉室水冷壁一样，组成管屏总装时在工地装上刚性梁，刚性梁结构也与炉室相同，在包墙管各部设有不少人孔门，在门孔处系光管弯制，其管间空隙应以扁钢嵌焊，以免炉墙烧坏。包覆过热器流程为尾部侧包覆墙进口联箱同炉顶出口联箱相连接，尾部前包覆分成水平烟道底回路及水平烟道侧墙回路，两个回路及尾部烟井侧墙、后墙出口的蒸汽都流出到对流烟井集汽集箱，供给低温过热器。

1、汽水系统

?低温过热器：由包墙出来的蒸汽，接往低温过热器也由左右二根大直径下降管一次引进低过进口集箱。低温过热器分上、下二组，蛇行管规格为￠42×4，材料为10CrMo910，双根

套管错列布置，每组的上面二排和管子弯头上设有防磨罩，材料为Cr6SiMo，整个低温过热器蛇行管由管夹定位，进出口集箱都位于高温烟气中，对集箱与梁在安装中必须加敷耐热保温层，以防钢材烧坏变形，上下二组共422排。

?屏式过热器： 屏式过热器分为前屏过热器和后屏过热器。前屏过热器总共24屏，每屏13只管子管子，外径44.5mm,壁厚7.0mm材料为12Cr1MoV，外三圈为T91，尺寸为外径44.5mm，壁厚6.5mm。后屏过热器沿炉子宽度方向共布置24片，每片由20根￠38×6管子组成。

?高温过热器：高温过热器由Φ38×3.5的蛇行管均为顺列布置，共124排，共496根管子，进口集箱材料为12Cr1MoVG，管夹材料为Cr20Ni14Si2。每根蛇行管在工地安装时直接与集箱管接头对口焊接，热段进口集箱Φ368×38，材料为12Cr1MoV，左右侧各一组；出口集箱Φ368×55，材料为P91。

4、再热器

4.1 再热器的作用：为了提高大型发电机组循环热效率，广泛采用中间再热循环。从锅炉过热器出来的主蒸汽在汽轮机高压缸作功后，送到再热器中再加热以提高温度，然后送入汽轮机中压缸继续膨胀作功，称为一次中间再热循环，可相对提高循环效率4～5％。

再热器的使用，提高了蒸汽的热焓，不但使做功能力增加，而且循环热效率提高，并降低了蒸汽在汽轮机中膨胀未了的湿度，避免了对未级叶片的侵蚀。

4.2 再热器系统流程（#1锅炉）： 再热器系统分低级与高温级二部分，在中间集箱连接管道上设置喷水减温器，在低温级再热器进口之前装设事故喷水装置。现将结构分述如下： ?低温再热器：初参数蒸汽分甲乙两路进入入口联箱，联箱材质为SA106-C，规格￠660×

30。低温再热器蛇形管径为Ф51.0×4，材料为P12，共124排，868根管子。顺列布置，管内工质与管外烟气为逆流，每排由7根套蛇行管。

?高温再热器：从低温再热器出口引出到高温再热器分为上下两只联箱左右交错，以改善可能由于左右炉膛的烟温偏差而造成二次汽的温度不均，同时在接往高温再热器的连接管道上装设喷水减温器左右各一只。高温再热器蛇形管为蛇行管管径为￠51×3. 5， 有部分壁厚管段，尺寸为￠51×4.5，材料为T91，共92排，644根管子顺列布置，每排由7根管子套合，管内工质与管外烟气流向为顺流，蛇行管垂直悬吊于水平烟道中，为使出口二次汽四根管道获得均匀温度，在高温再热器出口布置两只集箱。按奇偶数管排分别进入二只出口集箱进行混合。

5、启动系统

5.1启动系统的作用：启动系统的主要功能是建立冷态、热态循环清洗，建立启动压力和启动流量，以确保水冷壁安全运行；最大可能地回收启动过程中的工质和热量，提高机组的运行经济性；对蒸汽管道系统暖管。

启动分离器的功能与自然循环锅炉的汽包一样，起到分离汽和水的作用，但是它只是在锅炉启动过程中水冷壁出口工质还没有全部变为蒸汽之前起作用，当水冷壁出口工质全部变为蒸汽，它将失去分离作用。

5.2启动系统的组成：主要由启动分离器及其汽侧和水侧的连接管道、阀门等组成，有些启动系统还带有启动循环泵、热交换器和疏水扩容器。

5.3 启动系统的分类

随着直流锅炉的发展和机组在电网中带负荷情况，启动系统出现了多种型式。其目的部是为了改善启动条件，尽可能减少启动损失。直流锅炉的启动系统主要是内置式和外置式启动分离器两种。

?外置式启动分离器系统只在机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时解列于系统之外。

?内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中，汽水分离器均投入运行，所不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间，汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用，而在锅炉正常运行期间，汽水分离器只作为蒸汽通道。

5.4 外置式启动分离器系统

?外置式启动分离器系统在亚临界直流锅炉上广泛采用，我国125MW和300MW亚临界机组锅炉上均采用了外置式启动分离器系统。

?外置式启动分离器系统的优点是分离器属于中压容器(一般压力为7MPa)，设计制造简单，投资成本低，对于定压运行的基本负荷机组，有可取之处。其主要缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以控制，对汽轮机运行不利；切除或投运分离器时操作比较复杂，不适应快速启停的要求：机组正常运行时，外置式分离器处于冷态，在停炉进行到一定阶1段要投入分离器时，就必然要对分离器产生较大的热冲击：系统复杂，阀门多，维修工作量大。

5.5 内置式启动分离器系统

内置式启动分离器设在蒸发区段和过热区段之间，与外置式分离器启动系统相比，具有以下特点：

1）汽水分离器与蒸发段和过热器间没有任何阀门，不需要外置式启动系统所涉及的分离器解列或投运操作，从根本上消除了分离器解列或投运操作所带来的汽温波动问题；

2）在锅炉启停过程和低负荷运行时，分离器同汽包炉的汽包一样，起到汽水分离的作用，避免了过热器带水运行；

3）系统简单，操作方便，对自动控制的要求低，同时有利于设备维修；

4）由于分离器承受锅炉的全压，对强度要求很高，同时对启动分离器的热应力控制也很严，将影响升负荷率。同时分离器壁厚相对增加，材料及加工费用增加，但阀门数量减少，又降低了投资，据介绍系统总投资有所降低；

5）疏水系统相对比较复杂。

内置式分离器启动系统由于系统简单，运行操作方便，且适合于机组调峰要求，因此在世界各国亚临界和超临界锅炉上得到广泛应用。

5.6 启动系统（#1锅炉）：该系统为标准本（Benson）型锅炉启动系统。在启动期间，从炉膛出口取得的汽水混合物流至分离器及储存罐。汽水分离后，蒸汽返回到炉顶回路而水则通过泵再循环到省煤器进口。

在该系统中，要保持炉膛水冷壁30%的最小流量；在最初的启动过程中仅由再循环泵取得炉膛流量，但是随着蒸发的开始，该部分流量由给水构成，而再循环流量则相应下降。在此期间，分离器储水箱内的水位随着负荷增加而下降。随着工质的蒸发及给水流量的增加，再循环流量减少且分离器水位下降，此过程一直持续到再循环流量到零为止，这时循环泵仅通过再循环往储水箱排送。于是锅炉就以?°Benson Load?±（本生负载）执行直流模式。在直流模式运行时，分离器容器仅只是连接炉膛至炉顶的蒸汽环流的一部分，起到工质混合 在启动期间发现储水箱中为高水位，则通过溢流管路排水至溢流水箱。

同理：在锅炉停炉或转换到旁路运行时，锅炉在降至Benson（本生）负荷时，分离器容器内已经建立了水位，并且再循环泵起动。而当负载进一步的下降中，为了保持炉膛的最小流量，仅需增加再循环流量。这样，系统便能从任何便利的负载对汽机及锅炉停机，或者开始旁路运行。溢流疏水箱有两路水处置管线，它们分别连接到冷凝器和地沟。只有当锅炉进行冲洗时，才使用至地沟的管线来排放脏水。只要溢流水的水质是好的，将排到冷凝器。溢流水箱中的水位，是由任一管线上的控制阀控制的。

2、燃烧系统

1、燃烧系统的组成：

风管、燃烧器、火检、油枪、冷却风系统。

2、燃烧器的作用：

?燃烧器又称喷燃器或火咀。它是把燃料和空气送入燃烧室进行燃烧的装置。喷燃器是煤粉锅炉燃烧设备的主要部件，它的结构和布置对煤粉锅炉燃烧具有重要作用。

?燃烧器的结构和布置方式应保证有良好的着火条件，一、二次风要配合适当，火焰能充满整个燃烧室。此外，还应满足阻力小、调节灵活、制造方便等要求。

3、煤粉燃烧器的分类

常见的煤粉燃烧器分为直流式和旋流式两种。

?直流式煤粉燃烧器的出口由一组矩形、圆形或多边形等形状的喷口组成，携带煤粉的一次风和助燃用的二次风以及制粉乏气均以直流形式通过各自的喷口进入炉膛。直流式燃烧器一般不可以单支独立燃烧，需与四角布置的其它燃烧器一起在炉膛中心的一个或两个轴线上的假想切圆共同组成燃烧中心区。

?旋流燃烧器的出口均为圆形，其一次风可为直流或旋流进入到炉内，二次风以旋流形式绕燃烧器轴线旋转进入炉膛，以达到风粉充分混合的目的。旋流燃烧器可以单支独立燃烧。由于其出口均为圆形，故也称为圆形燃烧器。

4、燃烧器系统（#1锅炉）：

国产310MW机组，亚临界直流炉，采用双炉膛，切圆燃烧，?°Π?±型布置干态排渣煤粉炉，采用4台钢球磨中储式乏气送风制粉系统。炉膛尺寸8475×17000mm，炉膛高度39.8m。燃烧器一次风分为四层，八角布置。

?锅炉煤粉燃烧系统采用拉开布置燃尽风喷口、垂直分级燃烧技术。将有组织燃烧风量沿垂直方向分级供入，主燃区有组织空气量与理论空气量的比值为λp=0.88，采取两层燃尽风布置方式，根据现场锅炉的实际情况，第一、二层燃尽风喷口（OFA1、OFA2）位置分别距离上层一次风喷口中心距离为H=6631.5mm和 7238.5mm，与燃烧器同轴相同炉内切圆布置两层16只燃尽风喷口。燃尽风量与有组织空气量比值约为0.25，燃尽风喷口风速采用较高风速44m/s左右，且整个喷口为摆动式燃尽风喷口，可上下摆动±15°，水平摆动±10°。在主燃烧器区上部的燃尽风喷口采用垂直摆动喷口，可以适当调整炉内火焰中心高度。 ?煤粉燃烧器采用高浓缩比水平浓淡风煤粉燃烧器，四层共32只一次风燃烧器，燃烧方式采用双炉膛、四角切圆燃烧。锅炉共32只煤粉燃烧器，八角各四只，分四层布置，标高分别为17635mm，16275mm，14925mm，13575mm。

煤粉喷口分三个喷口，分别为浓一次风喷口、淡一次风喷口、侧二次风喷口。同时改用较大的侧二次风喷口供入周界风，提高防高温腐蚀的性能。采取双切圆布置方式，切圆直径为500 mm

?与燃烧系统有关的锅炉热力特性（BMCR工况）：

最大电负荷 310 MW

锅炉最大出力 950 t/h

计算热效率 92 ％

炉膛容积热负荷 174k W/m3

炉膛断面热负荷 5.48 MW/m2

一次风温度 70 ℃

一次风风量 80.9 kg/s

二次风温度 310 ℃

二次风风量 195.06 kg/s

煤粉细度R90 18-23 %

燃料消耗量 144 t/h

5、燃油特性：目前，锅炉燃用#0轻柴油。下列数据是采用的#0轻柴油的技术特性： 设计油种： #0轻柴油

运动粘度(20℃时)：3.0～8.0 mm2/s

硫含量：≤0.2%

水份： 无

机械杂质： 无

凝固点：≯0℃

闭口闪点：不低于65 ℃

灰份：≤0.02%

低位发热值Qnet.ar：约41800kJ/kg

6、油枪：

锅炉装设有8只大油枪及8只微油气化小油枪。每只大油枪出力1T/H，布置在第二层二次风喷口内，每只微油枪出力0.12T/H，布置在第一层燃烧器喷口内。

3、制粉系统

1、制粉系统的任务：

?磨制出一定数量的合格煤粉；

?对煤粉进行干燥；

?用一定的风量将合格的煤粉带走；

?储存有一定数量的合格煤粉满足锅炉负荷变动需要（储仓制）。

2、中间储仓式乏气送粉系统

?中储式制粉系统中，由细粉分离器出来的乏气（干燥剂）经排粉机升压后，作为一次风吹送煤粉进炉膛燃烧，这种系统称为乏气送粉系统。

?乏气作为一次风，其温度较低（60～130℃）又含有水蒸气，对煤粉的着火、燃烧不利。因此它不适宜挥发分低、水分高的煤种，如无烟煤、贫煤、劣质烟煤等，而适用于烟煤等易于点火的煤种。

3、制粉系统

3、中间储仓式制粉系统与直吹式制粉系统比较优缺点

储仓式制粉系统的特点是，以原煤进入制粉系统到煤粉送进燃烧室的过程中，有储存煤粉的设备。

优点：

?磨煤机出力不受锅炉负荷限制，可以保持在经济工况下运行。

?磨煤机工作对锅炉本身影响较小，各粉仓之间或各炉之间可以用输粉机相互联系，以提高供粉可靠性。有利于锅炉机组安全运行。

?锅炉所需大部分煤粉经给粉机送到炉膛，因此排粉机工作条件大为改善。

缺点：

?由于储仓式制粉系统在较高负压下工作，漏风量大，因而输粉电耗大。在保证最佳过量空气系数时，锅炉送风量减少，使Q4，Q2增大，锅炉效率降低。

?储仓式制粉系统部件多，因而投资大，占地面积大，设备维护量大，同时爆炸的危险也较直吹式大。

4、制粉系统简述及特性（#1锅炉）：

4.1 制粉系统简述

锅炉采用的是乏气送粉中间储仓式制粉系统，磨煤机采用锥形钢球磨煤机。制粉系统携带煤粉的风粉混合物经过分离器分离后的乏气经由排粉机作为一次风送入炉膛。每台炉

由四套制粉设备组成，两套制粉设备共用一个粉仓。

干燥介质采用高温风，来自空气预热器出口，在磨煤机入口设有再循环风门和冷风门。干燥介质作为一次风（即由排粉机提供一次风）。润滑系统采用#45机油。

4.2 磨煤机及其附件的特性

? 磨煤机 DZM380／650

? 出力 t/h 40

? 容积 ｍ3 55

? 筒体转速 r/min ≈18

? 钢球装载量 ｔ 65

? 制造厂 沈阳中兴机械厂

4.3 制粉系统辅机的特性

排粉机：

风量：110000ｍ3／ｈ

风压 ：13.73（1400ｍｍＨ2Ｏ） kPa

给粉机：给粉量3??9ｔ／ｈ

给煤机：出力：8??80t/h

4.4 制粉系统启动前的检查

1）检查油系统的管路及各截门应良好，磨煤机出、入口大瓦上油门开启，油泵出、入口门开启，压力表门开启，排粉机、磨煤机及其电动机转动部位油位正常。

2）检查磨煤机出、?入口大瓦、减速机及排粉机的冷却水应开启并畅通，必要时检查入口节流孔板。

3）减速机定油位润滑应上好油，油位正常；

4）检查系统锁气器动作及重锤是否正常，?其内部的积粉应清除干净，各挡板应开关灵活，DCS 指示正确，各防爆门严密不漏。防雨设备完好。

5）细粉分离器的筛子应无杂物及积粉，?转动灵活，粉仓落粉管闸板门在开启位置。粗粉分离器折向挡板开度在规定位置，木屑分离器完整正常，操作轻便灵活。

6）各转动机械所有脚手架拆除，无妨碍转动的杂物，处于启动状态。

4.5 制粉系统运行中的检查

1）检查各部锁气器动作应灵活，检查后应将孔门关好，不得漏风。

2）应经常检查细风分离器下部的小筛子，清理其上面的杂物。吸朝管处于全开位置。

3）应经常检查皮带给煤机的运行情况和磨煤机入口下煤情况，有断煤、粘煤、堵煤情况及时清除。

4）及时消除制粉系统的漏风、?漏粉、漏油，确保系统的正常运行和经济性，如发现缺陷不能消除时，应找检修人员处理。

5）应经常监视各表计的读数和运行情况，严防系统堵塞。

6）应经常检查各部轴承温度，供油情况正常，冷却水畅通，严防断油、断水。

7）制粉系统再循环风门可根据运行需要进行调整，?对磨煤机出力无影响可不开此门，但考虑减少系统冷风量及清除管内积粉，此门应尽量开启。

8）运行中应注意粉仓粉位，防止过高过低。

1、风烟系统流程

冷风一部分经送风机至空预器至炉膛，作为二次风直到助燃作用。一部分经一次风机至空预器到磨煤机送粉到炉膛（一次风）。空气与煤燃烧后变成的烟气由引风机抽出从炉膛出来后经过各受热面后到空预器，然后再流经电除尘器到脱硫系统，经脱硫后从烟囱排向大气。

2、风机系统简述及特性（#1锅炉）：

?送风机系统简述

送风机系西德TLT公司制造的动叶可调轴流风机。叶片角度是通过伺服马达控制液压系统，使液压缸往返移动进行调整的，叶片角度可在－30°至＋20°度的范围内变化，来实现风压、风量的调节。由于每一个叶片上都设有平衡块（装在轮毂里的叶柄上），风机在运行中叶片上不承受有往回关小的离心力，所以只有在伺服马达进行操作控制时，叶片角度才会发生变化，如果不进行调节，在任何情况下不，角度是不会发生变化的。

由于风机、电机全是采用滚珠轴承结，风机很容易转动，为避免风机停止时反转或停不下来，在风机的进口或出口都装有方风门，在风机启动前或停止后此风门必须严密关闭，以防风机倒转，造成启动力矩过大而损坏电机、风机等设备。

?吸风机系统简述

由进气箱、大小集流器、进口导叶、机壳装配（叶轮外壳和后导叶组件）、转动组（传扭中间轴、联轴器、叶轮、主轴承装配）、扩压器、冷风管路和润滑管路等组成，AN风机工作时，气流由风道进入风机进气箱，经过收敛和预旋后，叶轮对气流作功，后导叶又将气流的螺旋运行转化为轴向运动，并在扩压器内将气体的大部分动能转化成系统所需的静压能，从而完成风机的工作过程。

吸风机轴承箱和轴承布置在风机气流的夹层中心，吸风机是抽热烟气，如果不冷却风机轴承，空室内的温度可达或超过烟气温度，所以必须通风冷却。为此装有两台小型冷却风机，一台运行，另一台备用，一方面供轴承冷却用风，另一方面供密封用风。

3、风机启动前的检查

?确认风机的机械及电气检修已完毕，工作票已注销或收回，现场清理干净，风机内部、进出口管道应无任何工具及杂物，所有人孔门、检查门已关闭。

?检查所有风管、管道和紧固用的管接头密封性能良好。

?检查各轴承和供油设备正常，风机靠背轮防护罩完好。

?检查动叶的执行机构完整，动作灵活，动叶可调装置在两个极限位置内转动叶片，?转动时没超过可调范围，并将盘上刻度于就地对照，然后再将叶片转到启动位置（-30°）。 ?联轴器、驱动电机、供油设备和控制设备都要按要求作全面检查。

?送风机出口及吸风机出、入口方风门应作开关试验，?然后关闭。

?进行润滑油流量调整，并检查润滑油充足，油位正常，油质良好，油泵出口压力是否＞

2.5MPa，润滑油压是否＞0.6MPa。

?油泵、管路系统、各表计是否运行正常，?有无漏油现象，发现漏油应及时处理。

?电机接地线良好，地脚螺栓无松动，事故按钮完好。

4、风机的运行维护

?风机在正常运行中，?要经常监视各部温度变化及报警信号，出现异常报警时应立即采取措施进行处理。

?风机严禁在喘振区工作，如风机发生喘振一定要判明是否是由吸风机入、出口风门（送风机出口风门）关闭所造成的，?若是风门引起，应立即开启风门。若是风机不平衡所至，当风机负荷不大时应维持，?大时应适当降低喘振侧风机的负荷，消除喘振。

?无异音和磨擦现象。油系统不漏油、油位正常、油管畅通、油质良好。

?冷却水充足，排水管畅通。各轴承温度、振动不超过规定值。

?联轴器接合完整，防护罩罩好，地脚螺丝牢固。

?各风门挡板的就地开度指示和控制室内CRT上显示的开度指示一致。

?滤油器的检查，其前后压差＞0.05MPa进行切换。滤油器在小修或大修后投入运行时最初每周检查清洗一次，以后每月一次，或压差大于0.1MPa时清洗一次（此项由检修清洗）。 ?风机的电流和烟、风压正常。

正常运行中，应调整两台风机出力平衡，无偏差运行。

3、空气预热器

3.1 空气预热器的作用：

?降低排烟温度，提高锅炉效率。

?提高空气温度，强化燃烧。

?提高炉膛内烟气温度，强化炉内辐射换热。

3.2 预热器的工作原理：

通过连续旋转的受热面（转子）?，从烟气中吸收热量，然后将热量交换给空气，不断提供燃烧所需的热空气。

3、3 预热器的设备概况

?结构特性

?? Φ10.3米容克式空气预热器是由上海锅炉厂引进美国ＣＥ公司空气预热器技术，设计制造的。

??? 预热器由转子（包括传热元件、?中心筒）、外壳与端轴、导向轴承和支承轴承、?冷热端连接板、密封装置、传动装置油循环系统等部件组成。通过连续旋转的受热面（转子）?，从烟气中吸收热量，然后将热量交换给冷空气，不断提供燃烧和磨制煤粉所需的热空气。

4、风烟系统

?预热器特性参数表

预热器型号 29VL-1897(2023)M

转子内径 Φ10.3 M

转子高度 2.581 M

受热面高度 1.827 M

受热面面积 52400 M2

流通面积 30.5 M2

预热器总高度 6.213 M

付电机电流: 11.658 A

主电机功率/转速 18.5/1500 KW/rpm

主电机电流: 35.9A9 A

预热器转速 1.17 rpm

3.4 预热器启动前的检查： ?

?检修工作已结束，工作票已注销，内部无人，无工具，无杂物，各部件门孔均已关闭严密。 ?检查就地无阻碍转动的杂物，检查主、付支座板及主吊板与基础之间的膨胀间隙处，?应无影响膨胀的杂物。

?驱动、传动装置良好，主付驱动联锁及电机转向正常。

?冷却水畅通，冲洗水、消防水处于良好备用状态。

?油质良好，油温、油位正常。

?各油站外形完整、齐全，油泵及电机设备齐全完整，接地线良好。

?各润滑油系统投入，油循环一小时试转。

?预热器烟气侧联络门、空气侧联络门动作灵活，位置及开关方向正确。

?锅炉启动前应先启动预热器，防止转子过热或膨胀引起卡涩。

3.5 预热器运行中的检查

?预热器转动平稳，无异常冲击和振动，电流无大幅度晃动。

?传动机构工作正常，无异音，无漏油，各部温升正常，电流正常。

?润滑油泵出口油压正常，滤油器压差不超过0.05MPa，否则人工切换滤油器，?并定期加油

（见附表）、放油。油泵出口无压差指示，以泵出口压力大于0.49MPa时，切换滤油器。监视支承、导向轴承温度应不超过80℃。

?预热器进、出口烟温正常，风压正常，排烟温度正常。

?减速箱油质良好，油温、油位正常，外壳温度正常，无漏油现象。

?冷却水充足，排水管畅通。

?运行中发现油温不正常升高，应立即查明原因，联系检修处理。异常情况时应加强检查。 ?点火启动期间，预热器增加吹灰次数，确保其安全运行；正常运行时应定期吹灰。

1、#1、2锅炉水力除灰系统特点

水利除灰是以水为介质来输送灰渣的，其系统由排渣、冲灰、碎渣、输送等设备及管道、附件等组成，主要设备有捞渣机、碎渣机、渣浆泵、箱式冲灰器、冲灰泵、灰浆泵、轴封泵、浓缩机、容积泵及搅拌器等。

3、除灰设备的简要特性

?锅炉灰渣、粗灰的处理采用水力除灰方式，锅炉冷灰斗下部、省煤器烟道下部、预热器下灰口下部以及静电除尘器下部均有灰斗和冲灰沟，灰浆和灰渣经捞渣机、碎渣机，由灰浆泵打出，送至玛尔斯泵房，事故状态下可送至苗后灰场。炉冷灰斗下部为减少炉顶漏风，装有一台刮板式捞渣机。预热器后的烟气中的飞灰清除采用电袋除尘器除尘方式，电袋除尘装设有干排灰和水力排灰两套系统。

?锅炉捞渣机的技术特性与规范：

锅炉采用单台可变速的水浸式刮板捞渣机，其额定工况（低速）运行时的出力不小于锅炉MCR工况时的最大排渣量10.44t/h，此出力时链速不大于1m/min。整个系统由刮板捞渣机、渣井、关断门及其控制系统和附件、碎渣机组成。

捞渣机的驱动机构包括一套电机减速机、链轮链条驱动装置和过载保护，驱动装置为变频电机。

捞渣机驱动装置可随负荷变化而连续调整其出力，采用变频器调速。每台捞渣机配一台碎渣机，上部与刮板捞渣机相连，下部连接渣沟。

4、静电除尘器的工作机理

它是利用静电力实现气体中的固体或液体粒子与气流分离一种除尘装置,它是把电除尘器的放电极和收尘极接于高压直流电，维持一个足以使气体电离的静电场，当含尘气体通过两极间非均匀电场时，在放电极周围强电场作用下发生电离，形成气体离子和电子并使粉尘粒子荷电，荷电后的粒子在电场作用下向收尘极运动并在收尘极上沉积，从而达到粉尘气体分离的目的，当收尘极上粉尘达到一定厚度时，借助于振打机构使粉尘落入下部灰斗。

5、灰渣系统

5、静电除尘器技术参数

?型式：干式、卧式、板式，双室三电场；

?型号：2FAA3×45M–2×84–150–A2

?每台炉所配台数：2台

?每台除尘器入口烟气量：设计煤种：617800Nm3/h；校核煤种：629291Nm3/h。 ?除尘器入口烟气温度：150℃

?除尘器入口含尘量：设计煤种：34.42g/Nm3校核煤种：49.57g/Nm3

?保证效率：≮99.50%；除尘器出口含尘量：≤200mg/Nm3（干烟气）。

四、锅炉主保护

1、燃烧器管理和控制系统

?锅炉燃烧器顺序控制系统ABS（automatic burner control system）是大型锅炉重要的顺序控制系统之一。大型机组的发展，使得燃烧设备也相应的复杂起来，加之燃料和燃烧方式多样

化，因此在锅炉启动、停炉、事故处理过程中对燃烧系统的监视操作变得异常繁杂，从而促进了燃烧器顺序控制系统的发展。

?燃烧器管理和控制系统BMS(burner management comtrol system)，这是一个综合性多功能的控制系统，主要包括锅炉点火准备、点火器自动点熄火、燃烧器自动点熄火、燃烧切换、火焰检测、风门控制、燃烧器投运数控制、工况信号显示、报警信号显示、事故时自动缩减燃料量等多方面的功能。同时将系统的控制功能扩大到炉膛安全保护方面（如炉膛吹扫、炉膛负压或正负过大保护、灭火保护等）的综合性控制系统。也称为锅炉炉膛安全监控系统FSSS(furnace safeguard supervisory system)。

?大型机组自动化水平越高，各种自动化装置之间的联系也就越密切。燃烧器顺序控制系统作为机组整体控制的一部分，与控制计算机、调节系统、机组连锁保护系统等均有着极其密切的联系，是大型机组分散控制系统中级为重要的局部控制系统之一。

2、MFT

当锅炉设备发生重大故障，以及汽轮机由于某种原因跳闸或厂用电母线发生故障时，保护系统立即使整个机组停止运行，即切断供给锅炉的全部燃料，并使汽轮机跳闸。这种处理故障的方法，称为主燃料跳闸保护，即MFT(master fuel trip)。

3、机组大联锁保护系统

?大型单元机组的特点是炉、机、电在生产中组成一个有机的整体，加之有大量复杂的控制系统及装置，其相互间的关系又都非常密切。当其中某些环节发生故障后，将会影响整个机组的安全运行，严重的故障可能导致机组停机，甚至危及设备和人身安全。为了维持整个生产过程的连续性，保护设备的安全，应设计一套比较完善的连锁保护装置。炉机电大连锁保护的作用就是将炉、机、电联系起来，无论啊一部分出现故障，其他部分都会作用相应的反应。图示为机组大连锁保护系统的原则性框图，其保护动作的逻辑如图中所示。 ?为了避免设备的损坏和人员的伤亡，保持系统不但应与其他系统完全隔离，具有自己独立的回路，而且应该是直接动作的。

5、当锅炉满足设定的MFT条件时将会动作以下项目：

跳闸MFT继电器、OFT继电器；关闭油母管跳闸阀 (该阀失电关, 加电开)；油母管回油调节阀强制开至50% ；关闭所有油角阀；停掉所有排粉机；停掉所有磨煤机；停掉所有给煤机； 停掉所有给粉机；关过热器、再热器减温水总阀；联跳电除尘；机组关闭甲、乙主给水#1门，负荷大于或等于120MW发生MFT时，跳闸运行给水泵并退出#3给水泵联锁（发出90秒跳闸给水泵脉冲，之后#3给水泵启停不受MFT的影响）。

?1. 汽机跳闸且电负荷>120MW

?2.两台送风机未运行

?3.两台吸风机未运行

?4.MFT复位后延时20分钟 （安全点火时间）且所有排粉机 全停且没有油燃烧器投运 ?5.两台火检冷却风机全停延时15秒

?6.火检冷却风压力低： <2.5kPa三个硬输入信号中三取二，延时15秒。

?7. 炉膛压力高三取二，>2.0KPa延时3S

?8. 炉膛压力低三取二，<－2.0KPa 延时3S

?9. 给水流量低总流量低于245t/h或单侧流量低于122t/h延时 3S，MFT动作跳炉 ?10.两台空预器全停四个主辅马达全部停延时5s

?11.非微油模式下，任一给粉机运行，A或B炉膛>9只煤火检丧失且无油层运行(3/4)，延时3秒。

?12.首次油枪点火失败 炉膛中没有燃烧器在运行，且油枪点火失败次数超过四枪次。 ?13.点火延迟吹扫结束完成，第一只油枪投运失败，20分钟后，单炉膛仍没有燃烧器投入运

行。

?14.MFT复位延时20分钟（安全点火时间）后,失去所有燃料：所有角阀关闭或油母管跳闸阀关闭且所有排粉机停或煤燃烧器没运行。

?15.操作员跳闸 操作员将立盘上的MFT按钮按下

?16.给水泵全停延时10秒MFT

?17.机组超温保护 炉侧汽温单侧3取2>570℃，两侧相或，延时10S。

五、锅炉启动

1．直流锅炉与汽包锅炉的启动区别

汽包锅炉有自然循环锅炉和强制循环锅炉。自然循环锅炉蒸发受热面内的工质流动依靠下降管中的水和上升管(水冷壁)中的汽水混合物之间的密度差产生的压力差进行循环流动。强制循环锅炉蒸发受热面内的工质除了依靠水和汽水混合物的密度差以外，主要依靠炉水循环泵的压头进行汽水循环流动。自然循环锅炉和强制循环锅炉均带有一个很大的汽包对汽水进行分离，汽包作为分界点将锅炉受热面分为加热蒸发受热面和过热受热面两部分。直流锅炉是靠给水泵的压力，使锅炉中的工质，水、汽水混合物和蒸汽一次通过全部受热面。它只有互相连接的受热面，而没有汽包。

锅炉启动

自然循环锅炉在点火前锅炉上水至汽包低水位，此时水冷壁中的水处于静止状态，锅炉点火后，水冷壁吸收炉膛辐射热，水温升高，水循环开始建立。随着燃料量的增加，蒸发量增大，水循环加快，受热强的水冷壁管内工质流速增加。因此，启动过程水冷壁冷却充分，运行安全。强制循环锅炉在锅炉上水后点火前，循环泵就开始工作，水冷壁系统建立了循环流动，从而保证了水冷壁在启动过程中的安全。

直流锅炉在启动前必须由锅炉给水泵建立一定的启动流量和启动压力，强迫工质流经受热面。只有这样才能在启动过程中使受热面得到冷却。但是，直流锅炉不像汽包锅炉那样有汽包作为汽水固定的分界点，水在锅炉管中加热、蒸发、过热后直接向汽轮机供汽，而在启停或低负荷运行过程中有可能提供的不是合格蒸汽，可能是汽水混合物，甚至是水。因此，直流锅炉必须配套一个特有的启动系统，以保证锅炉启停和低负荷运行期间水冷壁的安全和正常供汽。

2．直流锅炉启动特点

2.1 启动压力（针对外置式汽水分离器炉型)

启动压力一般指启动前在锅炉水冷壁系统中建立的初始压力。它的选择除与锅炉型式有关，还与下列因素有关：

1)受热面内的水动力特性 直流炉蒸发受热面内的水动力特性与其工作压力有关，随着压力的提高，能改善或避免水动力不稳定性，减轻或消除管间脉动。

2)工质膨胀现象 启动压力越高，汽水比容差越小，工质膨胀量越小，这样启动分离器的容量可以相对选择的小一些。

锅炉启动

3)节流阀的磨蚀 对于外置式分离器和全压启动内置式分离器来说，在锅炉启动时，本体压力高于分离器压力，用阀门进行节流。显然压力越高，阀门的节流越大，对阀门的磨蚀出越大。

4) 给水泵的电耗 启动压力越高，启动过程卟，给水泵的电耗越大。

综上所述，为了水功力稳定、避免脉动、减少膨胀量，希望启动压力高：但从减少节流阀的腐蚀、噪音和给水泵电耗考虑又不能选得太高。目前亚临界和超临界锅炉水冷壁普遍采用了螺旋管圈或垂直内螺纹管，启动压力对水动力的稳定性影响不大，锅炉基本都选用了零压力启动，启动分离器采用了足够容量的排放阀，可满足汽水膨胀时水的排量。由于采用内

置式分离器和滑参数启动，对排放阀门的腐蚀甚微。

锅炉启动

2.2 启动流量 锅炉启动流量的大小直接影响启动的安全性和经济性。启动流量越大，工质流经受热面的重量流速也越大，这对受热面的冷却，改善水动力特性都是有利的， 但工质的损失及热量损失也相应增加，同时启动旁路系统的设计容量也要加大。反之，启动流量过小，受热面冷却和水动力稳定就得不到保证，因此，选择启动流量的原则是在保证受热面得到可靠冷却和工质流动稳定的条件下，启动流量尽可能选择得小一些，直流炉的启动流量一般选取为额定流量的25%--35％。

锅炉启动 纯直流锅炉启动流量由给水泵提供，带启动循环泵和复合循环锅炉的启动流量由循环泵提供20％一25％MCR流量，给水泵提供5％一10％的流量。带循环泵的锅炉在启停或低负荷运行过程中工质、热量损失较小，具有突出的优点。

锅炉启动

2.3 工质膨胀现象

直流炉的启动过程中：工质加热、蒸发和过热3个区段是逐步形成的，启动初期，分离器前的受热面部起加热水的作用，水温逐步升高，而工质相态没有发生变化，锅炉出来的是加热水，其体积流量基本等于给水流量。随着燃料量的增加，炉膛温度提高，换热增强，当水冷壁内某点工质温度达到饱和温度时开始产生蒸汽，但在其后部的受热面中的工质仍然为水。由于蒸汽比容比水大很多，引起局部压力升高，将后部的水挤压出去，使锅炉出口工质流量大大超过给水流量。这种现象称为工质膨胀现象。当蒸发点后部受热面中的水被汽水混合物替代后，锅炉出口工：质流量才恢复到和给水流量一致。

锅炉启动

启动过程中工质膨胀量的大小与分离器的位置有关，分离器前受热面越多膨胀量越大：与启动压力有关，较高的启动压力可减少膨胀量；与启动流量有关，随着启动流量的增加膨胀流出量的绝对量增加：与给水温度有关，给水温度降低，蒸发点后移，膨胀量减弱：与燃料投入速度有关，燃料投入速度愈大，膨胀量愈大：与锅炉型式有关，一次上升型直流炉膨胀量小，而螺旋上升型直流炉膨胀量大。

锅炉启动

2.4启动速度

自然循环和强制循环锅炉有一只容积很大的汽包，它的直径、长度和厚度都较大。在启动升温、停炉降温过程中部要保证汽包各部分加热、冷却均匀，这必然限制了升温和降温速度，直流锅炉没有汽包，受热部件中厚壁部件较少，承压部件大部份是由小直径薄壁管组成，既是内置式启动分离器、其直径、壁厚比汽包小得多。因此，在启、停过程中工质元件受热、冷却容易达到均匀，升温、冷却速度可加速，与汽包炉相比将大大缩短启、停时间。 锅炉启动

3、锅炉启动状态划分:

?冷态起动 停机超过72小时

?温态起动 停机72小时内

?热态起动 停机10小时内

?极热态起动 停机1小时内

锅炉启动

4、锅炉启动过程：

?1.全面检查系统符合启动条件；

?2.投入电袋除尘灰斗、保温箱电加热装置，完成预涂灰工作。

?3.投入锅炉各转机油系统和除灰除渣系统；

?4.启动A、B预热器和送引风机；

?5.锅炉上水建立水循环，循环水质合格后，启动炉水泵运行；

?6.建立炉膛吹扫风量，启动炉膛吹扫；

?7.燃油循环至炉前，MFT复位，微油模式下启动A排粉机运行；

锅炉启动

?8.微油方式点火，投入8只微油枪运行；逐渐投入给粉机运行；

?9.蒸汽品质合格，关闭炉侧各段疏水，投入电除尘一电场高压柜及振打运行 ；

?10. 汽轮机冲转，发电机并网；

?11.启动后续排粉机和给粉机；调整二次风、周界风；锅炉升温升压升负荷；

?12.负荷60MW，大旁路退出运行；负荷80MW以上，#3排第一台给粉机投入后，微油模式自动退出。

锅炉启动

?13.负荷至100MW，炉水泵停运，投入热备用；

?14.当负荷达150MW时，并入第二台汽泵；

?15.负荷升至180MW，断油运行；

?16.排烟温度大于120℃以上，电袋除尘器袋区清灰系统进入清灰状态；

?17.锅炉升温升压过程中，监视各受热面管壁金属温度不得超过允许值；

?18.机组升至额定负荷，投入协调控制运行方式 。

六、锅炉运行调整

锅炉运行调整

1、锅炉运行调整的主要任务：

为保证锅炉运行的经济性与安全性，运行中应对锅炉进行严格的监视与必要的调节。 运行过程中，对锅炉进行监视的主要内容为：主蒸汽压力、温度；再热蒸汽压力、温度；汽包水位：各受热面管壁温度，特别是过热器与再热器的壁温；炉膛压力等。 锅炉运行调节的主要任务是：

?使锅炉蒸发量随时适应外界负荷的需要。

?根据负荷需要均衡给水。对于汽包锅炉，要维持正常的汽包水位±50mm。

?保证蒸汽压力、温度在正常范围内。对于变压运行机组，则应按照负荷变化的需要，适时地改变蒸汽压力。

?保证合格的蒸汽品质。

?合理地调节燃烧，设法减小各项热损失，以提高锅炉的热效率。

?合理调度、调节各辅助机械的运行，努力降低厂用电量的消耗。

锅炉运行调整

2、燃烧调整

保证燃料在燃烧室内完全燃烧和热负荷分配均匀对称，防止锅炉结焦、堵灰、积结油垢，两侧偏差，保证合格的蒸汽参数，确保锅炉长期、安全经济运行。

2.1 提高锅炉运行经济性

?通过运行优化调整尽量减少各种损失，以提高锅炉的效率；

?优化配煤方式提供锅炉运行经济性；

?同时保证锅炉正常稳定的汽压、汽温和蒸发量，减少再热器减温水的流量等，以提高整个机组热效率。

?偏离设计值耗差经济性影响

?主蒸汽温度每降低1℃，影响煤耗约0.1g/kWh；

?再热蒸汽温度每降低1℃，影响煤耗约0.09g/kWh。

?再热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约0.7g/kWh。

排烟温度每降低1℃，影响煤耗约0.17g/kWh；

飞灰含碳量变化1%，影响煤耗约2.0g/kWh；

炉渣含碳量变化1%，影响煤耗约0.35g/kWh；

氧量变化1%，影响煤耗约1.0g/kWh；

2.2 提高锅炉运行的安全性

?使得锅炉燃烧完全火焰均匀充满炉膛，防止锅炉运行火焰偏斜及灭火；

?减少水平烟道出口烟温偏差；

?减少水冷璧周围产生还原性气氛，减少锅炉结渣、防止烧损燃烧器；

?保证水冷壁、过热器、再热器壁温不超温等 。

2.3 最大限度减少燃烧过程污染物排放量

?主燃烧区域采用低于0.8-0.9的过剩空气系数，保持还原性气氛，在燃烬风口送入平衡风，达到完全燃烧。

?在最上层燃烧器上设置燃烬风口，组织全炉膛的分级燃烧，进一步降低NOx生成。

3、机组的正常运行方式

机组正常运行时，协调投入。汽机#1、2电泵并列运行，#3电泵备用。A、B吸送风机并列运行，炉膛压力、氧量自动投入，给水泵勺管在自动，机、炉主控制器在自动，主、再蒸汽温控制在自动位置。各段抽汽正常工作，除氧器水位、压力、凝汽器水位在自动状态，疏水泵变频在自动。发电机电压由主变升压后送至220kv变电站。

锅炉运行调整

4、机组正常运行中的监视

?经常翻看CRT各监控参数信息及报警画面，检查各设备运行参数正常，运行状态、设备自动、联锁及保护投切正确。对异常参数及时分析调整，对风门、阀门等设备运行显示状态与实际不符的，特别是与联锁、保护有关的状态测点显示异常时，必须立即采取措施并及时联系检修处理。

?检查监视设备自动调节装置运行是否正常、调节品质是否良好，经常进行趋势及其偏差分析，加强对控制指令和反馈量的监视。

?按设备巡回检查制度定期对现场设备进行巡回检查，及时发现和消除设备缺陷。详细检查项目按巡回检查卡执行。

锅炉运行调整

5、机组的负荷调整

?机组运行正常时，负荷调整的正常范围为锅炉燃煤最小的稳定负荷（试验为40%BMCR，实际燃煤最小稳定负荷不小于170MW）至额定负荷之间，调整的目标值由电网的需求决定。设备异常时负荷的调整范围由设备及机组运行的安全和稳定性决定。

?机组运行正常时，负荷调整的变化率由运行人员设定但大小是由锅炉的适应能力决定的。设备异常时负荷调整的变化率由设备及机组运行的安全和稳定性决定。

6、锅炉运行中的燃料量调整

?负荷缓慢增加（减少）时，相应增加（减少）进入炉膛风量及燃料量。

?负荷增减幅度过大时，通过增减给煤量仍不能满足负荷需要时，应采用启停给粉机的方法来满足负荷的需要。

?正常运行时，应维持合适的一次风速。一、二次风的使用比例，应根据煤质情况和燃烧情况来进行调整，力求做到风量适当，导入的空气应有一定的速度，以保证煤粉与空气的良好混合。

?锅炉最低不投油稳燃负荷为40%MCR工况。负荷较低或燃用劣质煤时，炉膛温度较低，燃

烧不稳应根据实际情况适当投入油枪稳定燃烧。

?正常运行时尽量保持多火嘴、适当的给粉机转速。过热器出口烟气温度偏差不超过50℃，?当偏差大时应查明原因，及时消除，最终达到两侧热负荷均匀，火焰中心一致。 锅炉运行调整

?及时检查各喷燃器来粉情况，发现来粉少或堵管应及时处理。

?当发现锅炉燃烧不稳时，?禁止启停制粉系统，停止锅炉的吹灰和打焦，以及防碍锅炉燃烧的一切操作。必要时及时投油助燃。

?为使来粉均匀、?稳定，要求制粉系统运行稳定，水分适当，粉仓粉位不低于3米。如因煤湿煤质低劣或长时间空仓，粉位下降很快时，应及早请示值长减负荷，保持粉位在3米以上，如粉位低于３米时应投油助燃。

?应经常检查油嘴的运行情况，发现油雾化不良，有大颗粒油滴和油线时，则火焰发暗，有彩带、有碳化颗粒的现象，必须进行油枪的吹洗或更换。

?锅炉运行时，应保证密封良好，尽量减少漏风，省煤器、预热器落灰斗和捞渣机的水封要保持正常。

?保持煤粉细度在R90〈23％。

7、锅炉运行中的送风量的调整

?根据燃料特性变化情况及时进行风量调整。

?炉膛风量正常时，火焰为金黄色，火焰中无明显火星。烟气含氧量3%--6%，烟囱不冒黑烟。 ?当炉内火焰发白刺眼，烟气含氧量过大时，应适当减小送风量。

?当炉内火焰暗黄色，烟气含氧量小，应适当增加送风量。

?烟气含氧量大，烟气呈黑色，飞灰可燃物增大，表明煤粉与空气混合不好或炉膛温度低，应适当减少风量、调整一、二次风配比，改善燃烧。

?两台送风机运行时，其动叶、电流、出力应基本一致。

?注意合理的使用燃烬风，减少NＯx排放量。

?在低负荷阶段，应保持火焰相对集中，有利于火焰稳定，并有助于主、再汽温的改善。 ? 在高负荷阶段，应保持火焰在炉膛中的充满程度，可使煤粉燃烧更充分，减少不完全燃烧热损失，同时可使燃烧均匀减少热偏差。

8、锅炉运行中的引风量（炉膛负压）调节：

?正常运行时保持炉膛负压在－0.04kＰａ左右运行。

?炉膛负压小会增加炉膛及烟道漏风，低负荷或煤质较差时易造成锅炉熄火。炉膛正压大，向外喷火、可能引起火灾，危及人身及设备安全。

?在引、送风量、燃料不变的情况下，炉膛负压指示应在允许的控制范围内波动。当炉膛负压急剧大幅度波动时，易引起燃烧不稳甚至造成锅炉灭火，应加强监视和及时调整。 ?正常运行时，注意监视各烟道负压变化情况。负荷高时烟道负压大，负荷低时烟道负压小。当烟道积灰、结焦、局渐堵塞时，由于阻力增大，受阻部位以前负压比正常值小，受阻部位以后负压比正常值大。

?炉膛负压过大（小）时，在送风量不变的情况下，应关小（开大）引风机入口静叶，减小（增加）引风量。

?运行人员在除渣、清焦、观察炉内燃烧时，在控制范围内保持较大的炉膛负压。 ?两台引风机运行时，其动叶开度、电流、出力应基本一致，同时调节。

9、锅炉汽温的调节

9.1 过热器汽温调节

?保持过热汽温稳定正常的先决条件是：燃烧、汽压、负荷、水量稳定。

?对负荷大于40%BMCR时，系统维持两个出口蒸汽温度在545℃±5℃，两侧汽温偏差不大

于10℃。

?调整煤水比控制分离器出口温度、焓值及低过出口温度，调整喷水，保证过热器的汽温符合要求。

?严格控制主汽温度各监视段汽温不超限，严格控制各级受热面壁温在允许值内。 ?在机组启停、机组负荷变化、高加故障解列、制粉系统启停、给水泵切换、油压变化或给粉机来粉变化时或煤质变化时、吹灰、打焦、风机启停等工况变化时尤其要加强对汽温的监视调整。

9.1.1 过热蒸汽温度自动调节

? 正常运行时过热汽温调节应投自动；自动投入时应加强监视。

?发现异常要及时解除汽温自动调节，改为手动调节汽温。

9.1.2 过热蒸汽温度手动调节：

?保持分离器出口温度微过热。

?在负荷大于30％B-MCR时，减温器喷水隔绝门、Ｉ级喷水和ＩＩ级喷水控制门才允许打开。

?一、二级减温水应配合使用。由于一级减温器调节滞后大，为保持高温过热器出口汽温稳定，正常运行时一级粗调，二级微调保证高温过热器出口汽温稳定。

?投入减温水时，应缓慢少量，尤其在低负荷时更要注意。

?使用减温水时，减温水量不可大幅度波动，防止汽温急剧波动。