火力发电厂锅炉系统讲解课件.ppt

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1、我厂锅炉侧视图,概述,HG-1025/17.5-PM32型锅炉为亚临界自然循环、单炉膛型布置、平衡通风、正压直吹四角切圆燃烧、一次中间再热、露天布置固态排渣燃煤炉。炉架采用全钢架结构，燃用晋东南贫煤。炉膛水冷壁为膜式水冷壁结构，后墙水冷壁上部弯成折焰角，前后水冷壁相对炉膛中心倾斜下降以形成冷灰斗斜底。炉膛里落下的灰渣通过底部开口直接落到正下方的灰渣斗中。在炉膛和灰渣斗之间留间隙，在此处装有水封装置以防止空气从此间隙漏入。由汽包引出4根55950mm集中下降管，再由下水连接管连接至水冷壁前、后、左、右下联箱，组成24个循环回路；炉膛四角水冷壁各组成1个水循环回路；共28个循环回路。在炉膛上部垂直

2、布置辐射式分隔屏和半辐射半对流式后屏过热器，水平烟道布置屏式再热器、末级再热器和末级过热器。尾部竖井烟道布置低温过热器。在低温过热器下面均匀布置省煤器管组。两台容克式三分仓空气预热器置于后竖井的下方，由独立的构架支撑。锅炉整体呈左右对称，悬吊在钢结构顶板梁下。,概述,给水系统为单元制，每炉配两台50%容量汽动给水泵和一台30%容量电动调速给水泵，正常情况下汽动给水泵运行，电动给水泵作为联动备用。 点火方式： 高能电点火器点火燃油雾化方式： 蒸汽雾化油枪配备数量： 12支炉前油压： 1.37MPa燃油种类： 轻柴油油枪总出力： 30% B-MCR(每支1800kg/h)炉膛断面： （宽深）：14

3、.04811.858 m炉顶标高： 59.76 m汽包中心标高： 63.75 m大板梁顶标高： 74.01 m,过热蒸汽流程,再热蒸汽流程,锅炉热平衡,干烟气损失%4.65燃料中水分损失%0.85氢燃烧损失%2.91空气中水分损失%0.09碳损失%1.50辐射热损失%0.19不可测量热损失%0.35总热损失%10.54锅炉效率（按高位发热值）%89.46锅炉效率（按低位发热值）%92.80炉膛出口过剩空气系数1.25,锅炉自动调节系统,协调控制； 汽包水位自动调节；过热汽温自动调节；再热汽温自动调节；磨煤机容量风量调节；磨煤机旁路风量调节；磨煤机出口温度调节；磨煤机料位控制；密封风母管压力调节

4、；磨煤机一次风/密封风差压调节； 燃油压力调节； 炉膛压力调节；送风调节；一次风压调节；燃料风量调节；油层辅助风量调节；风箱/炉膛差压调节,锅炉协调控制,锅炉汽水系统,制粉系统,燃油系统,锅炉风烟系统,锅炉二次风系统,锅炉辅机大联锁,两台预热器全停，停止两台吸风机；两台吸风机全停，停止两台送风机；两台送风机全停，停止两台一次风机；两台一次风机全停，停止三台磨煤机。,锅炉MFT动作条件,炉膛压力高： +3240Pa（三取二）；炉膛压力低： -2490Pa（三取二）；汽包水位高： +240 mm （三取二） 延时5S；汽包水位低： -330 mm （三取二） 延时5S；火焰丧失跳闸：煤层无火信号由

5、角火焰三个无火判断；火焰判断以层为单位；燃料丧失：所有油角阀关闭或主油阀关闭，且所有给煤机或磨煤机全停；有煤无油时两台一次风机跳闸；两台送风机跳闸；两台吸风机跳闸；总风量30%B-MCR延时3s；汽机跳闸且负荷30%； MFT硬跳闸板继电器动作；火检冷却风失去：火检风/炉膛差压低低值1.5KPa延时10s（三取二）或火检风机全停超过10s；点火失败跳闸：当锅炉吹扫完成后，在10 min内没有油角投运；点火阶段连续三次点火失败；手动MFT。,锅炉启动前的准备,汽包壁温100以上，解列底部加热。底部加热停止后其联箱疏水门打开，防止低压管道超压。锅炉点火前，环境温度低于23时，根据情况投入暖风器运行

6、。检查预热器、送风机油站冷却水正常。吸、送风机符合启动条件。检查火检冷却风系统正常，启动火检风机A，检查火检冷却风压正常，投入火检风机联锁。检查预热器启动条件满足，启动A、B预热器。检查吸、送风机启动条件满足，启动A吸风机、送风机。检查A吸风机、送风机运行正常后，启动B吸风机、送风机，调整风量，保持炉内负压-50-100Pa，调节吸、送风机入口静叶（动叶），保持总风量在30%80%之间，投入锅炉大联锁。进行燃油泄漏试验合格。进行炉膛吹扫，吹扫完毕MFT自动复位。,锅炉点火升温、升压,利用膨胀指示器定时检查锅炉各部件的热膨胀情况，如有异常应停止升压并查明原因；机组并网前调整燃烧率，控制炉膛出口烟

7、温538；注意汽包水位变化，保持水位正常（050mm）；投入连排至定扩；汽包压力升到0.1MPa时，冲洗汽包就地水位计；汽包压力升到0.2MPa时，关闭锅炉各空气门；联系汽机投入一、二级旁路；当汽包压力至0.3MPa时，锅炉定排一次；汽包压力达0.5MPa时，通知检修和热工人员分别进行热紧螺丝和冲洗仪表管路；通知化学，连排倒入连排扩容器；当锅炉给水流量250t/h时，关闭省煤器再循环门。当汽包压力升至1MPa、2MPa、3MPa时各定排一次；当主蒸汽压力升到4.1MPa时，应适当减少油量，保持汽压稳定，当汽温升到320时，汽轮机即可冲转，若此时汽温低于320，应强化燃烧以提高汽温；接近冲转参数

8、时，联系化学化验蒸汽品质，合格后方可冲转。,机组升带负荷,机组升负荷机组带初负荷后，关闭二级旁路，5min后关闭一级旁路；根据燃烧情况启动另一层油枪，检查过、再热器减温水调节装置灵活、无故障。负荷达21MW(7)时，检查制粉系统具备投运条件，做好投运准备；送风机A、B控制置“自动”。当负荷升至30MW(10)时，主汽压10.3MPa，主汽温400，再热汽温350；检查空气预热器出口二次风温度177。,锅炉投粉,负荷10%B-MCR后，预热器每4h吹灰一次（直至满参数）；启动一次风机A；启动一次风机B；缓慢调节两台一次风机入口挡板，使热一次风母管压力上升至12.8KPa，两台一次风机控制投自动；

9、启动A（或B）密封风机，控制密封风机出口风压不低于10.0KPa。启动A制粉系统。,运行中监视与调整的主要任务,使锅炉蒸发量适应外界负荷要求。均衡给水，维持水位正常。保持正常的汽压、汽温。维持炉水和蒸汽品质合格。维持机组的安全、经济运行，保持经济燃烧，减少热损失，提高锅炉效率。保持各受热面清洁，防止结焦、积灰。,汽包水位调节的原则,树立流量平衡调水思想，蒸汽流量与给水流量的平衡是水位调整的依据，应依据二者的变化，结合机组其它参数和工况的变化，对水位的变化趋势及时做出判断，采取相应措施，维持水位在允许范围内波动；正常运行时，汽包水位应控制在正常水位（汽包中心线下120mm）的50mm范围内； 正

10、常运行中，汽包水位以就地水位计指示为准，就地水位计应显示清晰，并有轻微波动；其它水位表计与其核对，并参照给水、蒸汽流量及时进行调整；在各种负荷下，应连续均匀地向锅炉进水，正常情况下，保持给水压力高于汽包压力12MPa；正常运行时，应投入给水自动调节，在负荷变动、燃烧调整、定期排污和给水泵切换、主给水与旁路的切换等情况下应加强联系，密切注意汽包水位变化；正常运行时，给水的调整应平稳，给水量不应大幅度变化，给水泵投自动时，仍应加强对水位表计的监视；当自动失灵时应及时解除自动，手动调节水位在正常范围内；各水位计必须指示正确，每两小时与就地水位计校对一次，定期试验汽包水位高、低信号报警可靠； 避免猛增

11、猛减给水泵转速，防止给水泵入口压力低跳闸，特别在启动初期，除氧器压力较低时。,锅炉燃烧手动调节,用二次风挡板来调节大风箱与炉膛的压差，大风箱与炉膛的压差按0.50.8KPa控制。 燃料风挡板开度根据燃烧状况（负荷情况）及运行方式进行控制。一次风管停止送粉时，将对应燃料风档板开至10%以上开度。燃料风挡板开度一般保持10%以上开度，燃烧状况较好时适当开大，防止水冷壁高温腐蚀；燃烧较差时可短时关闭，但煤质转好时应及时恢复正常值控制。根据负荷控制上部燃烬风挡板：负荷为5075B-MCR时开下层（即OFA1），75100B-MCR时，再开上层（即OFA2）。一般情况下，各层二次风挡板开度按4070控制

12、，煤质量状况好时取上限，煤质状况差时取下限。当锅炉主燃料切断（MFT）时，各层二次风挡板全开。设置有油枪的二次风喷口，在启动该层油枪时将对应二次风挡板关闭，着火后逐渐开启，开度约为3060左右。投油后根据燃烧状况，开大该二次风挡板；停油枪后，根据配风需要调整挡板至适当开度。大风箱与炉膛压差大于报警值时报警，此时要适当开大二次风门挡板开度，确保合理配风。,锅炉主汽压力调整,在ECR工况下，正常运行时，主蒸汽压力为（17.370.2）MPa，B-MCR工况下为（17.500.2）MPa；滑压运行时，根据滑压运行曲线要求进行汽压调整。定压运行时负荷变化率不大于3%B-MCR/min滑压运行时负荷变化

13、率不大于5%B-MCR/min主汽压力的调整：正常情况下，应根据负荷大小，通过增减燃料的方法进行，不许采用有损燃烧稳定的方法来调整汽压。锅炉运行中，主蒸汽压力主要用主汽压力控制器进行控制。使用主汽压力控制器控制压力时，给煤量控制器投入“自动”。在“手动”与“自动”切换时，要使实际压力与自动设定值一致，然后再进行切换。用手动控制主汽压力时，主汽压力不得大幅度变化。若汽压达到PCV阀动作值而PCV阀拒动时，应及时手动打开该门泄压。禁止非事故情况下，用PCV阀调节压力。,汽温调节的原则,定压运行70%BMCR100%B-MCR时，主蒸汽、再热汽温度为541+5-10；滑压运行在50%ECR100%E

14、CR时，满足汽机要求，两侧汽温偏差17，过热器和再热器管壁不超过设计允许壁温；正常运行中过热汽温和再热汽温差不大于30；正常运行时过热汽温和再热汽温的调节应由自动装置进行调节：a) 在投入自动调节时应加强对汽温的监视；b) 如发现异常或自动解列时，应立即手动调整，使汽温稳定在合格的范围内。在机组启动初期低负荷时，投入减温水时，应注意一级减温器后的温度以及事故喷水后的温度应高于对应的过、再热汽压力下的饱和温度，以防过、再热器积水振动。,滑参数停炉,滑参数停炉前将机组负荷减至250MW。接值长滑参数停炉命令，解除协调控制。按滑参数停炉操作票要求滑降参数，随参数下降高压调节汽门逐渐全开。 逐渐减少燃

15、料量，根据负荷情况，逐渐停止C2、C1层喷燃器，直至C磨停运。进行C磨停运操作时要注意保持燃烧稳定，C磨停运时要将磨组内存粉抽净。逐渐降低A、B磨各容量风开度，注意调整磨煤机分离器出口温度90，一次风速23m/s。主汽温度与再热汽温度随燃烧率降低而降低，操作时要防止汽温大幅度下降。负荷降至210MW(70)，主蒸汽压力为12.5MPa，主、再热蒸汽温度为500。注意检查14米层看火门测得温度1000，各火检模拟量显示正常。随参数下降，按半磨运行操作方法，B磨切为半磨运行，保留B1层四只喷燃器运行，检查B磨组运行参数符合要求，B2侧分离器出口温度130以内。B磨切半磨操作时根据燃烧情况投油助燃。

16、负荷降至150MW（50%），主蒸汽压力为9.0MPa，主、再热汽温为460。随参数下降，根据燃烧状况，渐次投入AA层各油枪，检查锅炉燃烧稳定，油枪运行良好。此时要注意检查燃烧状况良好，油燃烧器运行正常。,滑参数停炉,随参数下降，根据燃烧状况增投油枪，检查锅炉燃烧稳定，油枪运行良好。逐渐停运B1层四只喷燃器，B磨停运。B磨停运时要将磨组内存粉抽净。B磨停运后，联系锅炉辅岗位停电除尘（油煤混烧时排烟温度若大于90，电除尘可不停）。负荷100MW，停运A2给煤机，使A磨煤机单进、双出运行。检查A1、A2层各喷燃器运行正常，锅炉燃烧不稳定时，增投AB层油枪1只（或2只）。当负荷降至90MW，稳定运行

17、20分钟，此时主汽压为7.0MPa，主、再热汽温度为430。给水流量250T/H时开启省煤器再循环门。注意适时将汽包水位切给水旁路调节。随参数下降，逐渐停运A2层各喷燃器，注意检查A层各喷燃器运行良好，燃烧不好时适当提高燃油压力，并适当调整锅炉配风，但要注意风量不小于总风量的50%。负荷降至60MW(20)，根据燃烧情况停运A1给煤机，进行A磨组抽粉，此时主蒸汽压力逐渐降至5.0MPa，温度逐渐降至400。抽粉结束后停止A磨煤机，并停止两台一次风机。此时要注意风量不小于50%。负荷降至30MW(10)，停止AB层运行油枪，主蒸汽压力降至3.0MPa，主汽温度 360，再热汽温为360。负荷15

18、MW；AA层油枪保持23只运行稳定。稳定参数，汇报值长，解除机炉联锁，减负荷至零，发电机解列，汽机打闸。解除吸、送机自动，停止全部油枪，锅炉熄火。,熄火后迅速作好下列工作：,熄火后，解除锅炉大联锁，维持炉膛负压-100Pa，通风量为额定风量的3080%，通风5分钟，停止送风机、吸风机，严密关闭各风门档板；关闭所有减温水门（冬季执行防冻措施）；联系化学，关闭连排，加药一次门（冬季执行防冻措施）；将汽包水位上至200mm，关闭给水门，停止上水，停给水泵，确认省煤器再循环门已打开；关闭来油总门及各油枪手动门，对炉前油系统及炉膛内部检查一遍，防止燃油漏入高温炉膛内。油系统进行打循环（或吹扫）；停炉后，严密关闭各风门档板，防止锅炉急剧冷却；熄火后，预热器应继续运转，待预热器入口烟温低于100时停止； 当炉膛出口烟温小于50时，停止火检冷却风机；继续监视预热器出口烟温，发现有不正常升高时，立即查明原因，如发生二次燃烧，按预热器着火处理；对各系统设备全面检查一次，汇报副值长、值长。,