免费在线t/h 煤粉炉运行操作规程 山东华鲁恒升化工股份有限公司热动分部 2014 年 9 月 260t/h 煤粉炉运行操作规程 一、总则 1.1 本PROC适合使用的范围： 适用于 YG— 260/9.8 — M11型煤粉炉岗位。 1.2 设备介绍 1.2.1 锅炉概况 锅炉型号 ：YG—260/9.8 —M11 锅炉名称： 260t/h 高温度高压力自然循环锅炉 主要设计参数： 额 定 蒸 发 量： 260t/h 过热器出口汽压： 9.8MPa 过热器出口温度 : 540 ℃ 给 水 温 度 : 158-215 ℃ 排 烟 温 度： 135－145℃ 预热器进口风温： 20℃ 预热器出口风温： 362℃ 锅炉计算效率： 90.7% 制 造 厂 家：济南锅炉厂有限公司 1.2.2 汽包概况 内 径 : φ1600mm 壁 厚 : 100mm 材 质 : 19Mn6 锅筒总长度 : 12807mm 中心线mm 正常水位在汽包几何中心线mm 汽包最高最低水位距正常水位：± 50mm 1.2.3 水冷壁 名称 单位 内容 形式 膜式 外径×壁厚 mm φ60 ×5 间距 mm 80.5 管子数 根 300 循环回路 个 14 大直径下降管 根 4 材质 SA210C 1.2.4 过热器 名称 单位 炉顶过热器 包覆过热器 低温过热器 屏式过热器 高温过热器 外径×壁厚 mm φ42 ×4.5 φ38 ×4.5 φ38 ×4.5 φ38 ×4 φ38 ×4.5 1 G 1 G 材质 20G 20G 20G 12Cr MoV 12Cr MoV 片数 片 90 排 12 片 90 排 节距 mm 60 90 90 42 90 布置方式 顺流 后侧顺流两 逆流 顺流 冷段逆流 侧逆流 热段顺流 1.2.5 省煤器 名称 单位 上级省煤器 下级省煤器 中间集箱进 中间集箱出 口管道 口管道 外径×壁厚 mm φ42 ×5 φ32 ×4 φ219×25 φ219×25 材质 20G 20G 20G 20G 节距 S mm 60 60 1 布置方式 逆流错列 逆流顺列 1.2.6 空气预预热器 空气预热器采用管式预热器，冷风温度 20℃，热风温度 362℃，支撑在钢架上，最下级为防止低温 腐蚀采用的搪瓷管空气预热器，烟气入口为防磨套管装置。 1.2.7 燃烧器 采用正四角布置的直流式燃烧器，为徐州燃控科技低氮燃烧器，一二次风顺切圆燃烧，具有非常好的 防焦效果，配钢球磨制粉系统，热风送风系统，燃烧器随水冷壁一起膨胀。各层风假想切圆为一次风切 圆顺时针 φ408mm 。 燃烧器分为上下 2 组：其中上组包括 1 层高位燃尽 SOFA风和 1 层低位 SOFA风。下组喷口布置形 式从下至上为：下二次风口、下一次风口、偏置风口、上一次风口、三次风口、 OFA 风口 , 共计 6 个喷 口。点火装置布置在下二次风口内；一次风采用水平浓淡技术，强化燃烧喷嘴，一次风管采用内贴陶瓷 以增加抗磨性及耐腐蚀性；两层一次风中间加一层偏置风，防止淡粉侧结焦； OFA 风可以加快燃料跟 烟气的混合，加快燃尽。锅炉上组的低位 SOFA和高位 SOFA层，采取上下摆动 15 度，水平摆动 10 度， 可以轻松又有效的促进燃料的燃尽和屏底温度与过热器气温的调节。 1.2.8 炉膛 深为 8.27 米，宽为 8.27 米，宽深比 1.1 炉膛周界长度 33.08 米。 1.2.9 油枪及点火装置 采用高能点火装置直接点燃油枪。油枪采用机械雾化方式，进油压力为 2.45MPa，进油粘度 4°E。 最大进油量按锅炉蒸发量的 30%计算，装设 4 支油枪 , 油枪及点火枪均由气缸带动，进口气压力为 0.4 ～ 0.6 MPa ，压缩空气需经干燥及过滤。 1.2.10 点火油枪规范 型号：空气雾化 XYQ— 22 －300 雾化方式：空气雾化 燃油压力：空气雾化 0.6 －1.0MPa 雾化介质压力： 0.6 －1.0MPa 气液比： 1： 3 油枪出力： 1200kg ／h 油品：＃ 0 轻柴油 气动雾化油枪雾化颗粒度：索太尔平均直径： SMD＜50 μ m 尺寸分布指数： N＞2 连接方式为软管连接，接头形式为球面圆锥密封，螺纹尺寸 M24×1.5 枪头直径为：空气雾化为 Φ38 二、岗位生产的基本工艺流程概述 2.1 风烟煤系统流程 经送风机送出的冷风依次经过低级、中级、高级空气预热器加热后，通过环形风道分配为四角喷 燃器一次风、四角各三层二次风、磨煤机入口热风，煤粉与一次风混合后通过喷燃器进入炉膛燃烧，烧 尽的炉渣经过主灰斗进入碎渣机、捞渣机后进入除渣系统。从炉膛烧尽的飞灰依次流经屏式过热器、炉 顶过热器、一级喷水减温器、低温过热器、二级喷水减温器、高温过热器、高级省煤器、高中级空气预 热器、 SCR反应器、中低级省煤器和低级空气预热器，把携带的热量传给各级受热面，烟气自身温度逐 渐降低，最后经电袋除尘器除灰净化后由引风机引入烟囱排入大气。 2.2 汽水系统流程 盐除氧水经给水泵加压后，先进入高压加热器，经高压加热器加热后的给水进入锅炉给水母管分成 两路，第一路立即进入省煤器，第二路进入一、二级减温器，在减温器中喷入给水，直接变成蒸汽。给 水经省煤器再次提高温度后进入汽包，沿下降管流入各下联箱，下联箱中的水在运动压头的推动下进入 膜式水冷壁，部分水受热蒸发，变成蒸汽，汽水混合物沿水冷壁管上升并进入上联箱，经汽水引出管引 入汽包，进入汽包的汽水混合物在汽包中分离成饱和水和饱和蒸汽，饱和水沿下降管进入下联箱继续循 环流动，饱和蒸汽先后进入炉顶过热器、后包覆过热器、左右包覆过热器、低温过热器、经过一级减温 器减温后进入屏式过热器、高温过热器进口集箱、经过二级减温器减温后进入高温过热器出口集箱，加 热成过热蒸汽，供汽机和全厂生产用汽。 2.3 脱销系统流程 烟气从锅炉上级预热器出来后通过 SCR反应器入口烟道进入 SCR反应器，在 SCR反应室入口烟道上 设置有氨气喷射栅格（ AIG），将氨 / 空气混合气体均匀的喷射到 SCR反应室入口烟道中，使喷入的氨气 能与烟气中的 NOx充分混合，为了能够更好的保证烟气能垂直的通过 SCR反应室床层，在烟道转弯处均设置有烟气 导流板，烟气通过导流板后均匀分布并流过催化剂层，在催化剂的作用下， NH3与 NOx发生还原反应， 生成无二次污染的 N2 和 H2O，随烟气流经锅炉锅炉低温段省煤器，低温段空预器、除尘器、脱硫装置 后，进入烟囱排放。从氨区输送过来的氨气与稀释空气在氨 / 空气混合器中混合均匀后，通过喷氨格栅 注入 SCR反应室入口烟道中。 在催化剂存在条件下，反应温度在 330～420 ℃之间时， SCR法烟气脱硝工艺的主要反应方程式如下： 4NO+4NH3+O2→ 4N2+6H20 （4-1 ） 2NO2+4NH3+O2→ 3N2+6H2O （4-2 ） NO+NO2+2NH3→ 2N2+3H2O （4-3 ） 其中式（ 4-1 ）和（ 4-3 ）是主要的反应过程，因为烟气中 90％以上 NOx是以 NO形式存在。在反应 过程中， NH3选择性的和 Nox 反应生成无二次污染的 N2和 H2O随烟气排放。 三、岗位任务及管辖范围 3.1 岗位任务 按照本规程，安全可靠地操作 260t/h 煤粉炉，在保证设备安全、稳定、环保、长周期连续运行的同 时，生产出足量、合格的过热蒸汽，供后工序使用。 3.2 岗位管辖范围 锅炉本体、脱销、各种辅机，自锅炉给水进水阀至锅炉过热蒸汽截汽门之间锅炉范围内所有的设 备、管道等。 四、设备设计参数及岗位工艺指标 4.1 主要参数 1 设计参数 : 项目 单位 BMCR ECR 70%BMCR 过热蒸汽出口流量 t/h 280 260 182 过热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 过热蒸汽出口压力 Mpa （g ） 9.8 9.8 9.8 给水温度 ℃ 158 158 158 排烟温度 ℃ 135-145 129．4 117．2 设计效率 % 90.7 2 热平衡及热负荷（冷风温度 20℃） 符号 单位 数值 项目 校核 设计煤种 煤种 BMCR ECR 70%BMCR A、BMCR 排烟温度 Vpy ℃ 135.6 129.4 117.2 135.6 热风温度 t rk ℃ 352 341 315 347 排烟损失 q2 % 6.03 5.691 5.019 6.1 化学不完全燃烧 q3 % 0 0 0 0 损失 机械不完全燃烧 q4 % 2.5 2.5 3 2.5 损失 散热损失 q5 % 0.383 0.383 0.547 0.383 锅炉计算热效率 η % 91 91.2 91.44 91.02 锅炉保证热效率 η % 90.7 90.80 燃料消耗量 B t/h 计算燃料消耗量 Bj t/h 42.69 3 3 3 锅炉有效利用热 Qka KW 324×10 299 × 10 238 × 10 3 324×10 过热器喷水量 dI t/h 8.18 5.2 10.19 （一级） 过 热 器 喷 水 量 d Ⅱ t/h 2.73 1.73 1.37 3.4 （二级） 3 炉膛容积热负荷 qv KW/m 504 457 366 505 2 炉膛断面热负荷 qf KW/m 15383 13957 11168 15428 3 制粉系统数据 : 名 称 符号 单位 设计煤种 校核煤种 锅炉燃煤量 Bg t/h 42.69 42.69 磨煤机出力 Bm t/h 台 24.4 24.4 磨煤机最佳通风量 r tf zj 3/h 61800 61800 m 磨煤机乏气再循环份额 r zx % 27.6 21.2 磨煤机进口热风份额 r rk % 46 51.4 干燥剂初温 t 1 ℃ 280 280 干燥剂终温 t 2 ℃ 90 90 磨煤机出力储备系数 Kc 1.24 1.08 磨煤机单位电耗 kw ·h/t 23 23 4 煤种特性 : 项目 符号 单位 数值 设计煤 y 应用基碳 C % 52.9 y 应用基氢 H % 2.82 y 应用基氧 O % 6.46 y 应用基氮 N % 0.78 y 应用基硫 S % 0.82 y 应用基水 W % 8 应用基灰 Ay % 30 y 应用基低位发热量 Qdw Kj/Kg 20460 可燃基挥发物 Vr % 15.63 可磨度 HGI 59 HGI 变形温度 t 1 ℃ 1260 软化温度 t 2 ℃ 1400 熔融温度 t 3 ℃ 1460 5 灰渣特性 : 项目 单位 数值 设计煤 校核煤 Fe2 O3 % 11.45 11.06 CaO % 1.89 2.03 MgO % 0.92 1.01 i 2 S O % 51.23 51.64 AL2 O3 % 31.98 31.12 i 2 T O % 1.12 1.07 SO3 % 0.88 0.88 其它 % 0.53 1.19 6 各部过剩空气系数 名称 炉膛 高过 省煤器 预热器 进口过量空气系数 1.2 1.28 1.3 出口过量空气系数 1.2 1.23 1.3 1.45 7 喷燃器设计参数 : 风率 风温 风量 喷口面积 风速 阻力 总喷口面积 3 2 % ℃ Nm/h m m/s Pa ㎡ 一次风 20 174.6 84377 25 825 二次风 48.51 340 280247 45 928 三次风 28.16 60 97541 50 2006 漏风 3.33 8 热力计算数据 : 名 称 BMCR(260t/h) ECR 工 况 设 70%BMCR 设 BMCR校核煤种 单位 设计煤种 计煤种 计煤种 出口烟温 981 1072 ℃ 前 屏 过 热 进 / 出 口 工 348.3/ 348.4/ 345.9/ 348.7/ ℃ 器 质温度 381.1 382.6 390.2 381.7 工质流速 19.07 17.50 14.67 18.97 m/s 进 / 出 口 烟 984/ 987/773 959/757 892/720 ℃ 温 770 对 流 过 热 烟速 11.54 10.27 7.84 11.6 m/s 器 进 / 出 口 工 424/ 429.5/ 441.4/ 422.9/ ℃ 质温度 540.0 540.0 540.0 540.0 工质流速 15.68 14.24 11.50 15.66 m/s 进 / 出 口 烟 407/ 410/381 395/367 369/341 ℃ 温 377 烟速 7.40 6.58 5.05 7.43 m/s 主省煤器 进 / 出 口 工 244.0/ 240/ 224/ 244/ ℃ 质温度 251.4 247.1 231.4 251.4 工质流速 1.30 1.17 0.89 1.29 m/s 进 / 出 口 烟 377/ 381/136 367/129 341/117 ℃ 温 136 预 热 器 热 烟速 10.62 9.66 7.59 10.82 m/s 段 进 / 出 口 工 20/ 20/ 20/ 20/ ℃ 质温度 346 335 315 343 工质流速 7.00 6.39 5.13 7.11 m/s 进 / 出 口 烟 164/ 163/141 159/137 144/123 ℃ 温 142 预 热 器 冷 烟速 9.13 8.33 6.60 9.31 m/s 段 进 / 出 口 工 20./50.3 20./49.9 20./47.1 20./ ℃ 质温度 50.4 工质流速 5.46 5.02 4.14 5.54 m/s 9 脱销系统入口烟气参数 锅炉 BMCR工况脱硝系统入口（省煤器出口）烟气成分 项 目 符号 单位 数值 省煤器出口烟气量 Q Nm3/h 320000 粉尘浓度 g/Nm3 30 SO2初始排放浓度 Mg/Nm3 4500~5000 脱硫后二氧化硫浓度 Mg/Nm3 ≤200 高温段空预器后温度 T ℃ 320-330 设计排烟温度 Tp ℃ ≤130 Nox 初始排放浓度 Mg/Nm3 450 10 脱销性能保证 项目 单位 值 燃料 - 煤 1. 脱硝效率 % ≥80% 2.NH3 逃逸率 ppm ≤3uL/l( 干态 ) 3.SCR 系统压损 Pa ≤980 （含备用层） 4.SO2/SO3 转化率 % ≤ 1% 5. 催化剂化学寿命 H ≤ 24000 注 *1 : 在以下条件下，对 Nox 脱除率、氨的逃逸率、 SO2/SO3 转化率一起进行考核： a) 锅炉 45%BMCR～ BMCR负荷； 3 b) 脱硝装置入口烟气中 NOx 含量 450 mg/Nm （干基，6 ％O2 ）； 3 c) 脱硝装置入口烟气中烟尘含量 _30_ mg/Nm （干基，6 ％O2 ）； d) 2 层催化剂运行； *2 : 从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失 （设计煤种， 100%BMCR工况，并考虑附加催 化剂层投运后增加的阻力）。 *3 : 催化剂寿命保证值：从首次通烟气开始到更换或加装新的催化剂之前。 4.2 主要工艺指标 序号 类别 指标名称 单位 指标 检验测试周期 1 B 过热器压力 Mpa 9.0 －9.8 DCS显示 2 A 过热器温度 ℃ 520－545 DCS显示 3 B 主蒸汽供热管道压力 Mpa 9.0 －9.8 DCS显示 4 B 主蒸汽供热管道温度 ℃ 520－540 DCS显示 5 A 汽包水位 mm ±50 DCS显示 6 A 汽包压力 Mpa 10.8 －11.7 DCS显示 7 B 锅炉排烟温度 ℃ 110－135 DCS显示 8 B 炉膛压力 pa 负 20 至负 50 DCS显示 9 A 烟气含氧量 ％ 2.7 －4.6 DCS显示 10 C 引风机电流 A 162.7 DCS显示 11 B 引风机风量 m3/h 309072 DCS显示 12 B 引风机全压 pa 9932 DCS显示 13 B 引风机驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 14 B 引风机非驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 15 B 引风机电机驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 16 B 引风机电机非驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 17 B 引风机电机线 B 引风机驱动端轴承振动 mm/s ≤9.5 DCS显示 19 B 引风机非驱动端轴承振动 mm/s ≤9.5 DCS显示 20 C 送风机电流 A 47 DCS显示 21 B 送风机风量 m3/h 172000 DCS显示 22 B 送风机全压 Kpa 6.485 DCS显示 23 B 送风机驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 24 B 送风机非驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 25 B 送风机电机驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 26 B 送风机电机非驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 27 B 送风机驱动端轴承振动 mm/s ≤5.5 DCS显示 28 B 送风机非驱动端轴承振动 mm/s ≤5.5 DCS显示 29 C 排粉机电流 A 47 DCS显示 30 B 排风机风量 m3/h 72380 31 B 排粉机风压 Kpa 11.5 DCS显示 32 B 排粉机驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 33 B 排粉机非驱动轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 34 B 排粉机电机驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 35 B 排粉机电机非驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 36 B 排粉机驱动端轴承振动 mm/s ≤5.5 DCS显示 37 B 排粉机非驱动端轴承振动 mm/s ≤5.5 DCS显示 38 B 磨煤机机电流 A 99 DCS显示 39 C 磨煤机出力 t ／h 25 DCS显示 40 A 磨煤机出口温度 ℃ 60－90 DCS显示 41 B 磨煤机入口负压 pa 200－400 DCS显示 42 B 磨煤机高压泵油压 Mpa 31.5 DCS显示 43 B 磨煤机润滑油压 Mpa ＞0.08 DCS显示 44 B 磨煤机减速机油压 Mpa 0.04-0.4 DCS显示 45 B 磨煤机电机驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 46 B 磨煤机电机非驱动端轴承温度 ℃ ≤85 DCS显示 47 A 磨煤机大瓦温度 ℃ ≤60 DCS显示 48 B 磨煤机回油温度 ℃ ≤55 DCS显示 49 B 磨煤机电机驱动端轴承振动 mm/s ≤9.5 DCS显示 50 B 磨煤机电机非驱动端轴承振动 mm/s ≤9.5 DCS显示 51 B 磨煤机变速箱振动 mm/s ≤13 DCS显示 52 B 磨煤机变速箱温度 ℃ ≤85 DCS显示 53 C 屏过热前烟气温度 ℃ 840－1058 DCS显示 54 C 屏过热后烟气温度 ℃ 840－1058 DCS显示 55 B 屏过进出口蒸汽温度 ℃ 359/436 DCS显示 56 B 屏过联箱壁温 ℃ ＜480 DCS显示 57 C 低温段过热前烟气温度 ℃ 907 DCS显示 58 C 低温段过热后烟气温度 ℃ 749 DCS显示 59 C 低温段过热器进出口蒸汽温度 ℃ 316/366 DCS显示 60 C 低温段过热器联箱壁温 ℃ ＜380 DCS显示 61 C 转向室过热器包墙管前后烟温 ℃ 749/735 DCS显示 转向室过热器包墙管进出口蒸 62 C ℃ 308/316 DCS显示 汽温度 63 C 高温过热器冷端前后烟温 ℃ 1058/907 DCS显示 高温过热器冷端进出口蒸汽温 64 C ℃ 436/490 DCS显示 度 65 C 高温过热器热端前后烟温 ℃ 1058/907 DCS显示 高温过热器热端进出口蒸汽温 66 C ℃ 439/540 DCS显示 度 67 C 高过联箱壁温 ℃ ＜500 DCS显示 68 A SCR反应器出口氮氧化物 mg/Nm3 ＜90 DCS显示 69 B SCR反应器出口氨逃逸率 ppm ＜3 DCS显示 70 C SCR系统压差 Pa ≤980 DCS显示 五、机组运行 5.1 正常运行的监视与调整 5.1.1 锅炉正常运行的主要参数及限额 序号 项目 单位 正常 最高 最低 高报警 低报警 1 蒸发量 t/h 260 286 2 汽包压力 Mpa 11.0 3 汽包水位 mm 0 +75 -75 +50 -50 4 主蒸汽压力 Mpa 9.8 9.849 9.751 5 主蒸汽温度 ℃ 540 550 520 545 530 6 后屏壁温 ℃ 480 500 7 前屏壁温 ℃ 470 500 8 对流过热器壁温 ℃ 580 9 炉膛负压 Pa -20 ～-50 10 氧量 % 4 ～6 11 排烟温度 ℃ 135 12 给水压力 Mpa 15.7 16 给水温度 ℃ 158 20 燃油压力 Mpa 2.45 2.4 2.5 21 磨煤机入口负压 Pa 200～400 22 磨煤机压差 Pa 2000 3500 23 磨煤机出口温度 ℃ 80 110 75 95 24 磨煤机电流 A 75～ 80 25 磨煤机大瓦温度 ℃ ＜50 60 26 磨煤机回油温度 ℃ 25～ 40 50 27 粉仓温度 ℃ 80 100 28 粉仓粉位 M ＞3 7.35 29 磨煤机润滑油压 Mpa 0.2 ～0.4 0.1 30 SCR反应器出口氮氧化物 mg/Nm3 ＜90 31 SCR反应器出口氨逃逸率 ppm ＜3 32 SCR系统压差 Pa ≤980 5.1.2 燃烧调整 一 . 锅炉运行中，注意仔细观察炉内火焰，正常火焰应为金黄色，保持良好的切圆燃烧，对流过热器两 侧烟温差不大于 50℃，过热器管壁温度不超过规定值。 二 . 保持炉膛负压 -20 ～-50Pa 范围内，严禁正压运行，氧量值保持在 4 ～6%，排烟温度在规定范围内， 常常检验核查炉内燃烧工况，合理调整一、二次风量。 三．及时清除炉膛及喷燃器周围的结焦，定时进行吹灰工作。 四． 锅炉运行中要注意监视炉膛负压、送风量、给粉机等自动控制是不是正常，发现异常及时联系处 理。 五．就地检查各燃烧器、二次风箱、风门运作情况，察觉缺陷立即处理，要保持炉膛及烟道良好的 密封性能，运行中所有人孔门、看火孔、检查孔应关闭严密。 六．根据煤质化验报告，采取对应的调整措施，定期对飞灰、灰渣进行采样分析，保持飞灰不大于 5%，灰渣可燃物不大于 12%。 七．运行中常常注意一次风压和一次风温的变化，发现异常立即处理，当一次风管堵塞时，应立即 停止给粉机，并关闭下粉闸板进行疏通。 八．当锅炉运行的给粉机台数一定时，调整锅炉负荷一般采用增加或减少给粉量来完成，其调整原 则： 1．增加负荷时，一般先增加风量再增加给粉量； 2．在低负荷下运行，增负荷时应先增加粉量，再增加风量； 3．降低负荷时，先减少给粉量，再减少风量。 九 . 下层的给粉机出力要保持均衡稳定，根据负荷需要，可对角投停上排给粉机，避免缺角运行。停 用的喷燃器经过吹扫后方可关闭一次风门。 十．正常运行中，炉前燃油系统应处于良好备用状态，当煤质低劣，负荷较低或燃烧不稳时，应及 时投油助燃，稳定燃烧。 十一 . 当锅炉灭火时，应严格执行事故处理规程，严禁采用爆燃方式点火。 5.1.3 蒸汽压力的调整 一 . 锅炉正常运行应采用定压运行，保持主蒸汽压力在 9.75MPa～9.85MPa。 二 . 运行中的汽压调整通过增减给粉量来调节。 三 . 汽压发生异常变化时，应及时解除自动，分析、查明原因并消除。 四. 遇有下列情况，应加强汽压的监视与调整： 1. 启、停制粉系统和给煤机堵煤、断煤时； 2. 煤质变化大，给粉机自动调整超限时； 3. 电负荷变化快； 4. 细粉分离器堵塞时； 5. 粉仓粉位太低时； 6. 一次风管堵塞时。 5.1.4 汽温的调整 +5 1. 锅炉负荷超过 70%BMCR，过热器、出口汽温应控制在 540-10 ℃。 2. 主蒸汽、两侧温差不超过 15℃，主蒸汽温度差不超过 30℃，并严密监视各级过热器管壁温度不超 限。 3. 锅炉主蒸汽温度采用喷水减温调节时，正常情况下应使用二级减温器，当后屏过热器壁温超温或 二级减温水量不足时，可使用一级减温器。 4. 在实际运行中可用改变炉膛火焰中心位置，作为辅助手段来调节汽温，一般不应用调整风量的方 法调整汽温。 5. 出现异常情况汽温波动较大时，应及时解除减温水自动控制，手动调节减温水。 6. 遇有下列情况，应加强汽温的监视和调整： 7. 锅炉燃烧不稳或运行工况变化时； 8. 锅炉除灰、吹灰或炉内结焦时； 9. 负荷及水位变化过大时； 10. 启停制粉系统时； 11. 制粉系统不稳定或发生故障时； 12. 投、停给粉机时； 13. 煤质变化及煤粉细度变化时。 5.1.5 汽包水位的调整 一. 锅炉运行中，应保持给水正常，汽包水位保持在 0 位，正常波动范围± 50mm，且就地水位计和 控制室水位指示一致； 二 . 正常运行时，汽包水位以就地水位计为准，并参照其它水位指示，正常运行时至少有两只以上指 示准确的水位计供运行人员监视。 三 . 事故情况下应以电视监视就地水位计为准，若无法监视应以电接点水位计为准，其它水位计只作 参考。 四. 锅炉正常运行中应投入给水“自动”，应经常检查给水控制系统的工作情况是否良好，出现水位 超过± 50mm或自动异常，立即切至手动调节。 五 . 当水位高时，应及时减少给水量，必要时通过事故放水来调整。 六 . 运行中应对主蒸汽流量和给水流量等参数进行分析，发现异常，及时处理。 七 . 运行中汽包水位，应有轻微的波动，如果水位呆滞不动或模糊不清，应立即冲洗水位计，远传水 位计应定期校验。 八 . 汽包就地水位计和各远传水位计，每班检查校对一次，并定期做高、低水位报警试验。保持水位 计照明良好。 九 . 遇有下列情况，应加强汽包水位的监视与调整： 1. 点火过程中升负荷及停炉过程中降负荷、等引起蒸汽量变化产生虚假水位时； 2. 安全阀动作时； 3. 给水自动失灵时； 4. 切换给水泵及给水泵工作异常时； 5. 事故放水门打开时； 6. 承压部件泄漏严重时； (7). 定期排污时； (8). 汽压或负荷有较动时； 5.1.6 锅炉氮氧化物的调整 1. 脱销 SCR反应器入口烟气温度控制在 300~420℃； 2. 当脱销 SCR反应器入口烟气温度低于 300℃时，可投入高温烟气旁路提高进口烟气温度，投入后扔无 法满足烟气温度要求是退出喷氨；当烟气温度高于 420℃时，应退出喷氨； 3. 正常运行时，喷氨量在 0.54kg/h 以下，确保烟气氨逃逸率低于 3ppm； 4. 正常运行时，吹灰系统投自动，吹灰时间 10s，间隔时间 140s，4-3-2-1 吹灰器依次吹灰； 5. 遇到以下情况，应加强监视： （1）烟气温度接近控制指标时； （2）烟气氨逃逸率偏高时； （3）反应器压差压力提高时； （4）锅炉有异常故障或操作时。 6. 遇到以下情况，应退出 SCR反应： （1）点炉、停炉的投油过程中； （2 ）烟气温度偏离 300-420 ℃的指标时； （3 ）反应器压差达到 980Pa 及以上时。 5.2 定期工作及要求 5.2.1 要求 1. 为了确保机组的正常运行，运行值班人员应对所辖系统及设备进行定期检查、维护。 2. 机组正常运行时，每小时记录一次运行日志表、记录应按时、准确，字迹工整清楚，并随时比较 分析运行状态，发现异常及时查明原因、进行处理。 3. 要求值班人员对所属设备定期检查并记录签字。 4. 锅炉本体、炉顶、制粉系统、给粉机应每 2 小时检查一次，做好检查记录。 5. 设备的试验及定期切换工作必须经过值长的许可，在有关领导的统一领导下，监护人、操作人各负 其责，认真完成试验要求的各项内容。 6. 将定期工作情况，除记录在《运行日志》外还应记入专用的记录簿上，因故不能试验与切换的设备， 要将原因详细地记录在值班记录薄上，并向值长、运行主任汇报，在试验中出现问题应及时联系处理， 必要时应停止试验，待处理好再进行试验。 7. 切换后的设备必须恢复备用。 8. 有自动联锁的设备，在做定期工作时应解除，恢复备用时再投入。 9. 若做定期工作时出现异常，应立马停止工作，根据命令执行 . 5.2.2 锅炉定期工作 序号 工作内容 日期 班次 操作人 监护人 备注 1 定期排污 每天 前夜 操作工 副操作 降负荷后 2 清理木块、木屑分离器 每天 每班 操作工 副操作 3 热工信号试验 每天 每班 主操作 班长 接班后 5 水位计校对 每天 每班 副操作 主操作 接班后 6 省煤器落灰管放灰 每天 白班 操作工 操作工 7 汽包水位高低报警试验 每周一 白班 副操作 主操作 8 油枪试验 每班 接班后 操作工 副操 9 炉本体吹灰 每周三 前夜 副操作 主操作 高负荷时 10 磨煤机润滑油泵切换 每周四 白班 副操作 主操作 11 水位计冲洗 每班 接班后 副操作 副操作 12 过热器向空排汽 每月 15、30 白班 副操作 主操作 日 13 事故放水门试验 每月 20 日 白班 副操作 主操作 14 火检风机切换 每月 10 日 白班 主操作 班长 每班须做的定期工作： 序号 工 作 内 容 日 期 班次 备 注 1 事故音响热工信号电气中央信号试验 每班 接班时做 2 卫生清扫完 下班前 1 小时 每班 3 运行日志抄表 正点前 10 分钟 每班 4 值班记录填写 交班前 30 分钟 每班 5.3 机组控制 联锁保护及试验 一 . 锅炉自动控制 : 1. 主汽温自动调节 2. 汽包水位自动调节 3. 炉膛负压自动调节 4. 送风量自动调节（加氧量校正） 5. 磨煤机入口负压自动调节 6. 磨煤机出口温度自动调节 7. 顺序控制装置等 二 . 锅炉 MFT动作条件 1. 当发生以下任何一种危及锅炉安全运作工况时， MFT 动作，切断锅炉燃料 , 并显示出首次跳闸原 因，实现紧急停炉： (1) 两台送风机均跳闸； (2) 两台引风机均跳闸； (3) 汽包水位高 +300mm（三取二）； (4) 汽包水位低 -300mm （三取二）； (5) 炉膛压力高 +2.0 Kpa （三取二）； (6) 炉膛压力低 -2.0 Kpa （三取二）； (7) 燃料全部丧失； （8）冷却风机全部跳闸；
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