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毕业论文《义马烟煤锅炉改烧京西无烟煤的问题研究》
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华能上安电厂号锅炉燃烧与制粉系统优化调整试验报告汇编.doc 141页
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华能上安电厂号锅炉燃烧与制粉系统优化调整试验报告汇编
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　注意事项本技术报告的著作权属西安热工研究院有限公司，未经我院的书面许可，任何单位与人员不得部分复制本报告或擅自公开发表；凡注明了密级的技术报告，任何部门与人员均不得私自对外提供，不得复制；无西安热工研究院有限公司技术报告专用章的技术报告，不属我院的正式技术报告；对本技术报告有异议者，请与西安热工研究院科研管理部联系（电话：029-）；西安热工研究院有限公司投诉电话（传真）029-。报告编号： TPRI/TC-RA-012-2010
合同编号： TPRI/TC-CA-023-2009A
项目负责单位： 西安热工研究院有限公司
项目承担部门： 煤粉锅炉技术部
课题起讫日期： 2009年3月－2010年8月
项目负责人： 王晓旭
主要工作人员：
西安热工研究院有限公司：王晓旭王志刚张安生范振兴
华能上安电厂：姚正林当值值长及运行人员
报告编写人： 王晓旭
报告校阅人： 王志刚
审　　　核： 聂剑平
批　　　准： 赵宗让
摘要华能上安电厂5、6号2台600MW机组锅炉是东方锅炉（集团）股份有限公司生产的超临界本生直流锅炉。锅炉为一次再热、单炉膛、尾部双烟道、烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉。锅炉型号为DG-II7。该厂5、6号锅炉正式投产后，未进行过全面、系统的燃烧及制粉系统性能优化调整试验。为此华能上安电厂特委托西安热工研究院有限公司进行5、6号锅炉燃烧及制粉系统性能优化调整试验，以全面了解5、6号锅炉的实际运行状况，掌握5、6号锅炉制粉系统和燃烧系统的运行特性，得到制粉系统与燃烧系统的最佳运行方式，进一步提高锅炉运行的安全性及经济性，并为日常运行操作调整提供科学依据。试验期间，对5、6号锅炉燃烧及制粉系统进行了精心的调整和测试，通过大量试验数据的采集和分析，获得锅炉最佳运行方式，采用推荐参数优化运行后，5号锅炉热效率提高1.45%，6号锅炉热效率提高1.43%，按照推荐的运行方式运行，锅炉运行经济性将得到极大的提高。关键词：优化运行锅炉效率
目录1前言 12设备概况 13测试项目和方法 64计算方法及计算公式 95试验仪器 1465号锅炉试验内容及结果分析 1576号锅炉试验内容及结果分析 478结论及建议 76附表15号锅炉燃烧调整试验表盘记录数据 79附表26号锅炉燃烧调整试验表盘记录数据 109附表3试验期间煤质分析 133
1前言华能上安电厂5、6号锅炉是东方锅炉（集团）股份有限公司生产的超临界本生直流锅炉。锅炉为一次再热、单炉膛、尾部双烟道、烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉。锅炉型号为DG-II7。锅炉的设计煤种、校核煤种均为阳泉与西山地区混煤，锅炉配6台沈阳重型机器有限责任公司生产的MGS4060A型双进双出磨煤机，每台磨煤机对应2台分离器，每台分离器出口3根粉管，每台磨煤机6根出粉管，带锅炉一层燃烧器。5、6号锅炉正式投产后，未进行过全面、系统的燃烧及制粉系统性能优化调整试验。为此华能上安电厂特委托西安热工研究院有限公司进行5、6号锅炉燃烧及制粉系统性能优化调整试验，以全面了解5、6号锅炉的实际运行状况，掌握5、6号锅炉制粉系统和燃烧系统的运行特性，得到制粉系统与燃烧系统的最佳运行方式，进一步提高锅炉运行的安全性及经济性，并为日常运行操作调整提供科学依据。试验期间，对5、6号锅炉燃烧及制粉系统进行了精心的调整和测试，通过大量试验数据的采集和分析，获得锅炉最佳运行方式，采用推荐参数优化运行后，5号锅炉热效率提高1.45%，6号锅炉热效率提高1.43%，按照推荐的运行方式运行，锅炉运行经济性将得到极大的提高。5、6号锅炉燃烧及制粉系统调整试验得到了电厂各部门的大力支持，在此表示衷心感谢！2设备概况华能上安电厂5、6号锅炉是东方锅炉（集团）股份有限公司生产的超临界本生直流锅炉。锅炉为一次再热、单炉膛、尾部双烟道、烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉。锅炉型号DG-II7。锅炉主要技术参数见表2-1。锅炉侧剖总图见图1。表2-1锅炉主要技术参数名称 单位 B-MCR THA BRL
过热蒸汽流量 t/h 29
过热器出口蒸汽压力 MPa 25.40 25.15 25.33
过热器出口蒸汽温度 ℃ 571.0 571.0 571.0
再热蒸汽流量 t/h 67
再热器进口蒸汽压力 MPa 4.61 4.14 4.45
再热器出口蒸汽压力 MPa 4.42 3.95 4.26
再热器进口蒸汽温度 ℃
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火电机组在线热力性能分析与计算程序实现.pdf67页
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浙江大学研究生学位论文独创性声明
本人声明所呈交的学位论文是本人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。
除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成
果，也不包含为获得澎姿盘鲎或其他教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一
同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示谢意。
学位论文作者签名：
签字日期：
加，；年弓月彳日
学位论文版权使用授权书
本学位论文作者完全了解迸鎏盘堂有权保留并向国家有关部门或机构送交本论
文的复印件和磁盘，允许论文被查阅和借阅。本人授权澎姿盘堂可以将学位论文的全
部或部分内容编入有关数据库进行检索和传播，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保
存、汇编学位论文。
保密的学位论文在解密后适用本授权书
学位论文作者签名：
导师签名：
签字日期：
如J；年；月彩日
签字日期： 矽f7年飞月幻日
浙江大学硕士学位论文
本文是在盛德仁教授和李蔚老师的悉心培养和指导下完成的。文章从成形到定稿都得
益于两位老师所提出的许多有价值的建议和帮助，作为我的导师，盛德仁教授严谨的科研
态度、深厚的专业知识背景、丰富的教学经验和朴实无华的人格
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自从投入教育界，兢兢业业，对于自己的工作非常满意并充满信心，多年来积累了丰富的工作经验。
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DLT9042004火力发电厂技术经济指标计算方法
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DLT9042004火力发电厂技术经济指标计算方法
官方公共微信300MW锅炉运行规程最新修订版
乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）目录1 范围 .......................................................................... 4 2 引用标准 ...................................................................... 4 1 锅炉简述 ...................................................................... 5 1.1 锅炉本体简述 ............................................................... 5 1.2 燃煤、燃油及灰渣的特性： ................................................. 8 1.3 汽水品质标准 ............................................................... 9 1.4 过热蒸汽、再热蒸汽流程................................................... 10 1.5 受热面规范及技术特性 ..................................................... 10 2 锅炉的保护及联锁试验 ....................................................... 16 2.1 总则 ....................................................................... 16 2.2 电动气动阀门、风门、挡板试验 ............................................ 17 2.3 锅炉机组联动保护试验要求及方法： ....................................... 17 2.4 电动风门、挡板联动试验................................................... 20 2.5 辅机保护及联动试验 ....................................................... 22 2.6 MFT、RB 动作试验 .......................................................... 26 2.7 水压试验 .................................................................. 26 2.8 安全阀校验 ................................................................ 29 2.9 化学清洗与蒸汽吹管 ....................................................... 31 3 锅炉的启动 .................................................................. 36 3.1 总则 ....................................................................... 36 3.2 启动前的准备与检查 ....................................................... 36 3.3 锅炉冷态滑参数启动 ....................................................... 41 3.4 锅炉机组热态启动 ......................................................... 50 4 锅炉机组的停止 .............................................................. 51 4.1 停炉前的准备工作 ......................................................... 51 4.2 滑参数停炉操作 ............................................................ 51 4.3 定参数停炉 ................................................................ 53 4.4 停炉后的保养 .............................................................. 53 5 锅炉运行及调整 .............................................................. 55 5.1 锅炉的运行监视与调整概述 ................................................ 55 5.2 锅炉运行调节： ............................................................ 561乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）5.3 锅炉燃烧的调节 ............................................................ 58 5.4 锅炉汽压及汽温调节 ....................................................... 63 5.5 特殊工况下的锅炉调节 ..................................................... 70 6 锅炉机组的事故及处理 ....................................................... 74 6.1 事故处理原则 .............................................................. 74 6.2 事故停炉的规定 ............................................................ 74 6.3 MFT 动作的现象及处理 .................................................... 756.4 锅炉满水 .................................................................. 75 6.5 锅炉缺水 .................................................................. 76 6.6 汽包水位计损坏处理 ....................................................... 77 6.7 水冷壁爆破 ................................................................ 77 6.8 过热器管爆破 .............................................................. 78 6.9 再热器管爆破 .............................................................. 79 6.10 省煤器管爆破 ............................................................. 79 6.11 再热器系统故障 .......................................................... 80 6.12 蒸汽或给水管道损坏 ...................................................... 81 6.13 汽水共腾 ................................................................. 81 6.14 汽水管道水冲击 .......................................................... 82 6.15 减温器堵塞 ............................................................... 82 6.16 主蒸汽压力高 ............................................................. 82 6.17 事故减负荷(RB) .......................................................... 83 6.18 锅炉灭火 ................................................................. 84 6.19 锅炉尾部烟道二次燃烧 .................................................... 84 6.20 负荷骤降 ................................................................. 85 6.21 炉膛压力低 .............................................................. 856.22 炉膛压力高 ............................................................... 86 6.23 6KV 厂用电源中断 ......................................................... 86 6.24 380V 厂用电源中断 ........................................................ 87 6.25 空预器故障 .............................................................. 876.26 引风机故障跳闸 .......................................................... 88 6.27 送风机故障处理 .......................................................... 88 6.28 一次风机故障跳闸 ........................................................ 892乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）6.29 仪表控制气源压力低 ...................................................... 89 6.30 仪表控制电源中断 ........................................................ 90 7 7.1 7.2 FSSS 功能说明 ............................................................. 90 FSSS 系统的组成 .......................................................... 90 燃油泄漏试验 ........................................................... 917.3 炉膛吹扫 ................................................................. 91 7.4 锅炉灭火保护 ............................................................ 92 7.5 燃油管理 ................................................................. 93 7.6 燃煤管理 ................................................................. 95 7.7 其它 ..................................................................... 101 8 锅炉顺序控制系统（SCS）说明 .............................................. 102 8.1 总体说明 ................................................................ 102 8.2 空气预热器 .............................................................. 103 8.3 引风机系统 .............................................................. 104 8.4 送风机系统 .............................................................. 105 8.5 一次风系统 .............................................................. 106 9 模拟量调节（MCS）说明 ..................................................... 107 9.1 自动调节项目 ........................................................... 107 10 辅机的运行与维护 ......................................................... 114 10.1 辅机试转及运行参数限额 ................................................ 114 10.2 空预器的运行与维护 ..................................................... 115 10.3 引风机正常运行与维护 ................................................... 119 10.4 送风机运行及维护 ....................................................... 123 10.5 制粉系统的运行与维护 ................................................... 125 10.6 一次风机的运行与维护 ................................................... 136 10.7 锅炉火检风机运行与维护 ................................................ 137 10.8 炉前燃油系统运行与维护 ................................................ 138 10.9 锅炉加药与排污 ......................................................... 140 10.10 暖风器系统运行与维护.................................................. 141 10.11 吹灰系统运行与维护 .................................................... 143 10.12 炉底除渣系统运行与维护 ............................................... 1463乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）1 范围本规程确立了北方联合电力有限责任公司乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉设 备的启动、运行、维护和事故处理的原则和技术指南。 本规程适用于北方联合电力有限责任公司乌拉山发电厂 2?300MW 机组锅 炉。2 引用标准本规程是根据中华人民共和国国家标准 GB/T3.1―1993《标准化工作导则》 第一单元第一部分《标准编写的基本规定》,依据制造厂说明书、设计院资料及 部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编写而成。 在编写此规程中，由于部分技术资料欠缺及设备未经生产调试，其中部分内 容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改。 本规程由 XXXXXXXXX 批准后执行。 下列人员应熟悉本规程： 总经理、副总经理、总工程师、生产部室的部长。 下列人员应掌握并执行本规程： 运行部部长、专业专工、值长、主值、副值。 本规程由北方联合电力有限责任公司乌拉山发电厂运行部负责编写 本规程主要编写人：宋利明 本规程初审：XX 本规程审核：XX 本规程批准：XX 本规程于 2005 年??月??日起实施4乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）1 锅炉简述1.1 锅炉本体简述 内蒙古乌拉山发电厂三期#4.5 锅炉(型号：HG--YM39)，是哈尔滨 锅炉厂有限公司采用美国 ABB-CE 公司引进技术设计制造的，配两台 300MW 空冷 发电机组的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，燃用乌达烟煤，在锅 炉的最大连续蒸发量 1056t/h 时，机组电负荷为 329.137MW。机组电负荷为 300MW(即额定工况)时，锅炉的额定蒸发量为 1008t/h。采用中速磨煤机制粉系 统、四角切圆燃烧方式、固态排渣、过热蒸汽温度采用二级喷水调节、再热蒸汽 温度调节方式采用摆动燃烧器调节。锅炉采用全钢结构构架、高强螺栓连接，连 接件接触面采用喷砂处理工艺，提高了连接结合面间的摩擦系数，锅炉为紧身封 闭布置结构。 1.1.1 炉本体主要设计特点 1.1.1.1 锅炉为单炉膛，采用摆动式直流燃烧器、四角布置、切向燃烧方式， 每角燃烧器为五层―次风喷口，燃烧器采用传统的大风箱结构，由隔板将大风箱 分隔成若干风室，在各风室的出口处布置数量不等的燃烧器喷嘴，一次风喷嘴可 上下摆动各 20 度。二次风喷嘴可上下各 30 度的摆动，顶部燃尽风室喷嘴反切 18 度，可削弱炉膛上部的气流旋转，减少炉膛出口烟温偏差，并且能够上下作 +30―-5 度摆动，以此来改变燃烧中心区的位置，调节炉膛内各辐射受热面的吸 热量，从而调节再热汽温。每角燃烧器共有 14 个风室；其中顶部燃尽风室 2 个， 上端部风室 1 个，煤粉风室 5 个，油风室 3 个，中间空气风室 2 个，下端部风室 1 个。制粉系统正压直吹式，配 5 台 ZGM95N 中速磨煤机，在 BMCR 工况时，4 台 磨煤机运行，一台备用。 1.1.1.2 炉膛上部布置墙式辐射再热器和大间距的过热器分隔屏和后屏以增加 再热器和过热器的辐射特性。墙式辐射再热器布置于上炉膛前墙和两侧墙。分隔 屏沿炉宽方向布置四大片，后屏沿炉宽方向布置 20 片，起到切割旋转的烟气流， 以减少进入水平烟道沿炉宽方向的烟温偏差的作用。 1.1.1.3 采用电子计算机对每个水冷壁回路的各种工况均作了精确的水循环计 算，能确保水循环的可靠性。膜式水冷壁为光管加扁钢焊接型式。 1.1.1.4 各级过热器和再热器最大限度地采用蒸汽冷却的定位管和吊挂管， 以保 证运行的可靠性。分隔屏和后屏沿炉膛宽度方向有四组汽冷定位夹紧管，并与墙 式再热器之间装设导向定位装置，以作管屏的定位和夹紧，防止运行中管屏的晃 动： 过热器后屏和再热器前屏用横穿炉膛的汽冷定位管定位以保证屏与屏之间的 横向间距，并防止运行中的晃动；布置于后烟道中的水平低温过热器和省煤器采 用自包墙管下集箱引出的汽冷吊挂管悬吊和定位；对于高温区的管屏(过热器分 隔屏、过热器后屏、再热器前屏)还通过延长最里面的管圈做管屏底部管的夹紧 用。 1.1.1.5 各级过热器和再热器采用较大的横向距，防止在受热面上结渣结灰，同 时还便于在蛇形管穿过顶棚处装设高冠板式密封装置，以提高炉顶的密封性。 1.1.1.6 各级过热器、 再热器之间采用单根或数量很少的大直径连接管相连接使 蒸汽能起到良好的混合作用，以消除热偏差。各集箱与大直径连接管相连处均采 用大口径三通。 1.1.1.7 每台锅炉装有两台半模式三密封三分仓容克式空气预热器， 具有占地面5乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）积小、金属耗量低、防腐蚀性能好的特点。由于设计煤种水分不高，采用较低的 干燥剂温度，故预热器采用逆转式，已获得较高的热二次风温，满足炉内燃烧的 需要，同时获得较低的一次风作用干燥剂用。 1.1.1.8 锅炉的汽包、 过热器出口及再热器进出口均装有直接作用的弹簧式安全 阀。在过热器出口处装有一只动力控制阀（PCV）以减少安全阀的动作次数。 1.1.1.9 汽温调节方式：为消除过热器出口左右汽温偏差，过热汽温采用二级喷 水调解。第一级喷水减温器设于低温过热器与分隔屏之间的大直径连接管上，第 二级喷水减温器设于过热器后屏与末级过热器之间的大直径管上， 减温器采用笛 管式。再热汽温的调节主要靠燃烧器摆角摆动来调节，再热器的进口导管上装有 两只雾化喷嘴式的喷水减温器主要作为事故喷水用。 过量空气系数的改变对过热 器和再热器的调温也有一定的作用。 1.1.1.10 在炉膛、各级对流受热面和回转式空气预热器处均装设不同形式的吹 灰器 ，吹灰器的运行采用可编程序控制，所有的墙式吹灰和伸缩式吹灰器根据 燃煤和受热面结灰情况每 2～4 小时全部运行一遍。尾部烟道和回转式空预热器 采用脉冲式吹灰器。 1.1.1.11 在锅炉的尾部竖井下装有容量为 5%的启动疏水旁路。锅炉启动是利用 此旁路进行疏水以达到加速过热器升温的目的。此 5%容量的小旁路可以满足机 组冷、热态启动的要求。 1.1.1.12 锅炉装有炉膛安全监控系统（FSSS） ，用于锅炉的起、停、事故解列以 及各种辅机的切投，其主要功能是炉膛火焰监测和灭火保护，对防止炉膛爆炸和 “内爆”有重要意义。 1.1.1.13 机组装有集散控制系统（DCS） ，进行汽机和锅炉之间的协调控制，它 将锅炉和汽机作为一个完整的系统来进行锅炉的自动调节。 1.1.2 各受压部件和说明： 1.1.2.1 锅炉给水和水循环系统 锅炉给水从省煤器入口集箱、依次流入省煤器蛇形管，给水在省煤器蛇形管 中与烟气成逆流向上流动，给水被加热后汇集到省煤器出口集箱，在经省煤器出 口连接管引到炉前，并从汽包的底部进入汽包。 在汽包底端设置了 4 根集中下降管，下降管管径为Φ 559?52，由下降管底 端的分配集箱接出 74 根Φ 159?18 的分散引入管， 进入Φ 273?45 水冷壁下集箱。 炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，水冷壁管经为Φ 63.5?8，节距 S=76.2 L。 后墙水冷壁经折焰角后抽出 33 根管作为后水冷壁吊挂管，管径为Φ 76?12。水 冷壁延伸侧墙及水冷壁对流排管的管径为 Φ 76?9。 炉水沿着水冷壁管向上流动并不断加热。炉水平行流过以下三部分管子：① 前墙水冷壁管；②侧墙水冷壁管；③后墙水冷壁管、后墙水冷壁悬吊管、后墙水 冷壁折焰角部管、后墙水冷壁排管和水冷壁延伸侧管。 为保证亚临界压力锅炉水循环可靠，根据几何特性和受热特性将水冷壁划分为 28 个回路。前后墙各 6 个回路，两侧墙各 8 个回路，水冷壁计算回路共 50 个， 经精确水循环计算确定， 从冷灰斗拐点以上 3 米到分隔屏底下下方约 2 米处的前、 侧水冷壁管采用内螺纹管（其余部分为光管） 。 饱和水流出水冷壁下集箱后，自下而上沿炉膛四周不断加热，最后以出口含 汽率 Xc 为 0.179～0.369 的汽水混合物进入ф 273X50 水冷壁上集箱，然后由 98 根中ф 159X18 引出管引至汽包，在汽包内进行汽水分离。 1.1.2.2 省煤器6乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）省煤器的作用是从即将离开锅炉的烟气中回收热量并将锅炉给水进行加热。 省煤器布置在锅炉尾部竖井烟道下部，管子为ф 51?6.5，沿锅炉宽度方向 顺列布置 86 片水平蛇形管。所有蛇形管都从省煤器入口集箱接入，终止于省煤 器出口集箱。 给水经省煤器入口集箱，再进入蛇形管。水在蛇形管中与烟气成逆流向上流 动，以此达到有效的热交换，同时减小蛇形管中出现汽泡造成停滞的可能性。 在省煤器入口集箱端部和集中下水管之间装有省煤器再循环管。在锅炉启动 停止上水时，打开再循环，将炉水引到省煤器，防止省煤器中的水产生汽化。启 动时，再循环管路中的阀门必须打开，直到连续供水时关上。 1.1.2.3 汽包 汽包内径ф 1778mm(70″)， 壁厚 190mm，筒身长度 18000mm，总长 20184mm， 汽包总重 191 吨，汽包由 SA―299 碳钢材料制成。 汽包筒身顶部装焊有饱和蒸汽引出管座、放气阀管座，两侧装焊有汽水混合 物引入管座；筒身底部装焊有大直径下降管座、给水管座及紧急放水管座；封头 上装有人孔门、安全阀管座、加药管座、连续排污管座、二对就地水位表管座、 一对电接点水位管座、三对差压式水位测量装置管座、液面取样器管座、试验接 头管座等。在安装现场不能在汽包筒身上进行焊接。 1.1.2.4 过热器和再热器 a.过热器 过热器由五个主要部分组成：顶棚过热器和包墙过热器；立式低温过热器和 水平低温过热器；分隔屏过热器；后屏过热器：末级过热器； 顶棚过热器和包墙过热器由顶棚管、后烟道侧墙、前墙及后墙、水平烟道延 伸侧包墙组成。后烟道包墙过热器形成一个垂直下行的烟道。 水平低温过热器位于尾部竖井烟道省煤器上方，共 91 片，管径为ф 51，以 152 L的横向节距沿炉宽方向布置。 立式低温过热器位于尾部烟道转向室内，水平低温过热器上方，共 91 片， 管径为ф 51，以 152mm 的横向节距沿炉宽方向布置。 分隔屏过热器位于炉膛上方，前墙水冷壁和后屏过热器之间，沿炉宽方向布 置四大片，每大片又沿炉深方向分为六小片。管径为ф 51，从炉膛中心开始，分 别以 3429mm、2743.2mm 的横向间距沿整个炉膛宽度方向布置。 后屏过热器位于炉膛上方折焰角前，共 20 片，管径为ф 60／ф 54，以 685.8 mm 的横向间距沿整个炉膛宽度方向布置。 末级过热器位于后水冷壁排管后方的水平烟道内，共 90 片，管径为ф 51， 以 152.4mm 的横向间距沿整个炉宽方向布置。 b.再热器 再热器由三个主要部分组成：末级再热器；前屏再热器；墙式辐射再热器。 末级再热器位于炉膛折焰角后的水平烟道内，在水冷壁后墙悬吊管和水冷壁 排管之间，共 60 片，管径为ф 63，以 228.6mm 的横向节距沿炉宽方向布置。 前屏再热器位于后屏过热器和后水冷壁悬吊管之间，折焰角的上部，共 30 片，管径ф 63，以 457.2 L的横向节距沿炉宽方向布置。 墙式辐射再热器布置在水冷壁前墙和侧墙之间靠近前墙的部分，约占炉膛高 度的三分之一左右。前墙辐射再热器由 234 根管径为ф 50mm 的管子组成，侧墙 辐射再热器由 180 根管径为ф 50mm 的管子组成，以 50.8mm 的节距沿水冷壁表面 密排而成。7乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）在后屏过热器下方、炉膛 A 侧装有―只烟温探针，在锅炉启动过程中，监视 炉膛出口烟气温度，当炉膛出口烟气温度超过 538℃时自动退出，以保护再热器 受热面不超温。 锅炉主要设计参数名 过热 蒸汽 再热 蒸汽 称 蒸汽流量 出口蒸汽压力 出口蒸汽温度 蒸汽流量 蒸汽压力进口 /出口 蒸汽温度进口 /出口 给水温度 单位 T/h MPa ℃ T/h MPa ℃ ℃ 锅炉最大连续出力 （MCR）
540 872.12 4.039/3.839 332.9/540 283.3 283.3 锅炉额定出力 （ECR）
540 8351.2 燃煤、燃油及灰渣的特性： 1.2.1 燃煤煤质特性表项 目 符号 Car Har Oar Nar Sar Aar Mt Mad Vdaf Qnet.ar Q HGI Ke Rw 单位 % % % % % % % % % kJ/kg kJ/kg ／ % 设计煤种（烟煤） 52.67 3.22 8.43 0.75 1.34 28.09 5.5 4.43 31.38 .8 73.11 R90=20% R90=20% 校核煤种（烟煤） 51.99 3.19 8.52 0.74 1.32 28.41 5.83 4.59 31.49 20 碳（收到基） 氢（收到基） 氧（收到基） 氮（收到基） 硫（收到基） 灰份（收到基） 全水份 水份（空气干燥基） 挥发份（可燃基） 低位发热量 高位发热量 哈氏可磨系数 煤粉细度 冲刷磨损指数 综合着火指数1.2.2 煤灰成分机灰渣特性表序号 1 2 3 4 5 项目 灰成份分析 二氧化硅 二氧化二铝 三氧化二铁 氧化钙 SiO2 AI2O3 Fe2O3 CaO % % % %8符号单位设计煤中 48.56 36.52 3.75 1.72校核煤中 48.57 36.57 3.73 1.76乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）6 7 8 9 10 11 12 13 14 15氧化镁 氧化钠 氧化钾 三氧化硫 二氧化钛 氧化锰 五氧化二磷 灰熔点 变形温度 软化温度 熔融温度 粉尘比电阻 （500V） 温度 32℃ 温度 80℃ 温度 100℃ 温度 120℃ 温度 150℃ 温度 180℃MgO NaO K2O SO2 TiO2 M3O2 P2O5 DT ST FT% % % % % % % ℃ ℃ ℃ ℃1.49 0.54 1.5 0.77 0.65 0.11 ＞1500 ＞1500 ＞1500 ＞15001.49 0.55 1.5 0.75 0.66 0.12 ＞1500 ＞1500 ＞1500 ＞1500161.3 汽水品质标准类别 项目 硬度 溶解氧 铁 铜 给水 SiO2 PH 值 油 联胺 PH 值 磷酸根离子 炉水 CI-单位 umol/L ug/L ug/L ug/L ug/L mg/L ug/L mg/L mg/L ug/L ug/L ug/L ug/L ug/L ug/L标准 ≈0 ≤7 ≤20 ≤5 ≤20 9.0～9.5 ≤0.3 10～30 9.0～10 0.5～3 ≤1 ≤0.25 ≤20 ≤20 ≤5 ≤20 ≤10SiO2 含盐量 SiO2 蒸汽 Cu Fe Na9乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）1.4 过热蒸汽、再热蒸汽流程 过热蒸汽流程如下：再热蒸汽流程如下：1.5 受热面规范及技术特性 1.5.1 汽包名称10单位数值乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）技术压力 最高工作压力 汽包内经 汽包外经 汽包直段长度 汽包总长度 汽包中心标高 汽包材质 汽包钢板许用应力 汽包钢板脆性转变温度(FATT) 蒸汽净化装置型式 旋风分离器直径 单个旋风分离器设计出力及最高出力 旋风分离器数量 分离器单只负荷 汽包水容积 汽包总重最(包括汽包内部装置)MPa MPa mm mm mm mm m MPa ℃19.97 19.00 Φ 1778 Φ
SA-299 133.4 一 20 轴流式旋风分离粉+立式百页 窗 Φ 254T/h，t/h 个 T/h kg t12.2/13.6 84 12.2―13.6 1.5.2 水冷壁水冷壁设计压力 水冷壁循环方式 水冷壁质量流速(BMCR) 水冷壁循环回路数 角隅管的最低循环倍率（BMCR） 水冷壁管型 水冷壁外径 水冷壁内径 水冷壁管管距 水冷壁根数 水冷壁材质 水冷壁内螺纹管布置高度 前墙 后墙 两侧墙 下降管外径 下降管内径 下降管根数 下降管材质 下降管分配水管外径 下降管分配水管内径 下降管分配水管根数 下降管分配水管材质11MPa.g Kg/m s219.18 1000 ～2000 28 ～3mm mm mm mm 根内螺纹管/光管 Φ 63.5 Φ 49.5 76.2 652 SA-210C,20Gm m m mm mm23.2 32.4 28.4 Φ 559 Φ 435 4 SA-106Cmm mmΦ 159 Φ 123 74 20G乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）下降管与上升管的截面比 上升管与进入汽包导管的截面比 传热恶化临界热负荷与设计选用最大热负荷之 比 水冷壁受热面积 m20.516 1.01 ＞1.25 27581.5.3 过热器名 称 单 位 MPa.g T/h T/h m m2 2数 值 19.97过热器设计压力 过热器一级喷水减温水流量 过热器二级喷水减温水流量 顶棚过热器受热面积 包墙过热器受热面积 包墙过热器管径、壁厚 包墙过热器材质 低温过热器管径 低温过热器壁厚 低温过热器材质 低温过热器受热面积 分隔屏过热器受热面积 分隔屏过热器管径 分隔屏过热器壁厚 分隔屏过热器材质 分隔屏过热器片数 分隔屏过热器片距 分隔屏过热器重量流速 分隔屏过热器后烟温， 后屏过热器受热面积 后屏过热器管径 后屏过热器壁厚 后屏过热器材质 后屏过热器片数 后屏过热器片距 后屏过热器重量流速 后屏过热器前烟温 后屏过热器后烟温 后屏过热器底部烟温 末级过热器受热面积 末级过热器管径 木级过热器壁厚 末级过热器材质 末级过热器片数 末级过热器片距12350 1670 Φ 51?6.5，Φ 42?5.5 Φ 51 6，
Φ 51 6， 4 28102mm mm mm mm m m2 27SA-210C，15CrMoG,20Gmm mm 片 mm Kg/m s ℃ m27SA-210C，12CrlMoVG55 Φ 60/Φ 54 7～11 SA-213T91, 12CrlMoVG 20 686mm mm 片 mm Kg/m s ℃ ℃ ℃ m2 232
Φ 51 7～11 SA-213T91, 12CrlMoVG 90 152.4mm mm 片 mm乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）末级过热器重量流速 末级过热器前烟温 末级过热器后烟温 末级过热器底部烟温 过热器受热面积总计 过热器用奥氏体钢管及马氏体钢管重量 维持额定主汽温最低负荷 过热器左右侧交叉换位次数 过热器总压降(BMCR) 水平低温过热器出口汽温(BMCR) 立式低温过热器出汽温(BMCR) 分隔屏过热器出口汽温(BMCR) 后屏过热器出口汽温(BMCR) 末级过热器出口汽温(BMCR)Kg/m s ℃ ℃ ℃2822 832 737 17301t ％ 次 MPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ 单 MPa T/h MPa MPa ℃ ℃ Kg/h Kg/h m29.6， 1 1.5 401 412 447 504 540 数 4.517 872.12 4.039 3.839 332.9 540 摆动燃烧器71.4定压:70，滑压:501.5.4 再热器名 称 位 值 再热器设计压力 再热器蒸汽流量(BMCR) 再热器进口压力(BMCR) 再热器出口压力(BMCR) 再热器进口温度(BMCR) 再热器出口温度(BMCR) 主要调温方式 辅助调温喷水量 事故喷水量 壁式再热器受热面积 壁式再热器管径 壁式再热器厚度 壁式再热器材质 二级再热器受热面积 二级再热器管径 二级再热器厚度 二级再热器材质 二级再热器前烟温(BMCR) 二级再热器后烟温(BMCR) 末级再热器受热面积 末级再热器管径 末级再热器厚度 末级再热器材质 末级再热器片数 末级再热器片距 末级再热器前烟温(BMCR) 末级再热器后烟温(BMCR)13391 Φ 50 4 SA-106C 1544 Φ 63 4， 4.5 SA-106C，SA-335P22 5 Φ 63 4，4.5 SA-335P12， SA-335P22 片 ℃ ℃ 60 228.6 916 832mm mm m2mm mm ℃ ℃ m2mm mm乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）再热器受热面面积总计 再热器用奥氏体钢管及马氏体钢管重量 再热器左右侧交叉换位次数 再热器总压降(BMCR) 壁式再热器出口汽温(BMCR) 二级再热器出口汽温(BMCR) 末级再热器出口汽温(BMCR) 维持额定再热汽温最低负荷m t2， 1 0.2 388 485 540 定压：70，滑压：50 位 281 306
8.55 7.26 顺列 Φ 51 Φ 38 161 20G 2 防磨护板 数 20.38 值 22.2次 MPa ℃ ℃ ℃ % 单 MPa ℃ ℃ m21.5.5 省煤器名 称 设计压力 设计进口温度 设计出口温度 受热面积 省煤器压降 进口烟气流速 出口烟气流速 省煤器管排列方式 省煤器管外径 省煤器管内径 省煤器管节距 省煤器管材质 省煤器并联管数 省煤器管防磨设施 省煤器管水容积 mm mm mmMPa M/s M/s1.5.6 给水和水循环管道集箱规格表序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 名称 汽包 下降管 分配集箱 分配集箱上的供水管管接头 供水管 冷壁管下集箱 水冷壁上集箱 水冷壁排管集箱 汽水引出管 水冷壁光管 水冷壁内螺纹管 水冷壁对流管束 后水吊挂光管 延伸侧墙光管 延伸底包墙光管 规格 Φ 84 Φ 559?52 Φ 610?70 Φ 159 Φ 159?18 Φ 273?45 Φ 273?50 Φ 273?45 Φ 159?18 Φ 63.5?7 Φ 63.5?6.604 Φ 76?9 Φ 76?12 Φ 76?9 Φ 63.5?714数量 1 4 4 74材质 SA-299 SA-106C SA-106C 20G 20G SA-210C SA-106C1 98 1 106 33SA-106C 20G SA-210C SA-210C SA-210C SA-210C SA-210C SA-210C乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）16 17 18 19 20省煤器再循环管 省煤器入口集箱 省煤器出口集箱 省煤器出口连接管 省煤器出口连接管Φ 89?12 Φ 356?43 Φ 356?55 Φ 273?28 Φ 219?241 1 1 2 320G WB36 SA-106C SA-106C SA-106C1.5.7 过热器壁温汇总名称：低温过热器 管子号 数 No. 1～5 管子规格 mm Φ 51?6 Φ 51?7 名称：分隔屏 管子号 数 No 1 管子规格 mm Φ 51?7 Φ 51?7 Φ 51?7 2～7 Φ 51?7 Φ 51?7 Φ 51?7 8 Φ 51?7 Φ 51?7 名称：过热器后屏 管子号 数 No 管子规格 mm Φ 60?8 1 Φ 60?9.5 Φ 60?9 Φ 54?9 2～4 Φ 54?9 Φ 54?9 Φ 54?9 Φ 54?9 5～6 Φ 54?10 Φ 54?11 Φ 54?9 7～9 Φ 54?10 Φ 54?9 负荷：MCR 管子材料 20G 15CrMoG 负荷：MCR 管子材料 12CrlMoVG SA-213TP3 04H 12CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG SA-213TP3 04H 12CrlMoVG 负荷：MCR 官管子材 料 SA-213T91 SA-213TP3 47H SA-213T91 12CrlMoVG SA-213T91 12CrlMoVG 12CrlMoVG SA-213T91 12CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG 蒸汽温 度 482 507 534 481 509 543 493 503 531 535 491 497 49315报警温度：479℃ 管壁温度 ℃ 396 467 管壁温度 ℃ 465 535 486 466 507 466 530 482 管 壁 温 度℃ 529 623 554 518 589 563 535 566 550 554 528 550 531 允许管壁 温℃ 410 489 允许管壁 温℃ 502 583 524 502 524 502 555 524 允许管壁 温℃ 584 637 599 551 611 608 551 608 564 578 551 564 551控制管号：NO.5 管子外表 温度℃ 397 470 管子外表 温度℃ 474 573 492 476 529 475 563 488 管子外表 温度℃ 544 666 561 529 617 569 547 584 556 561 539 566 540 允许管子 外表温℃ 470 550 允许管子 外表温℃ 580 704 580 580 580 580 704 580 允许管子 外表温℃ 635 704 635 580 704 635 580 635 580 580 580 580 580蒸汽温 度 389 446 蒸汽温 度 433 438 465 434 439 434 437 462报警温度：487℃控制管号：NO.1报警温度：575℃控制管号：NO.2乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）10～13Φ 54?10 Φ 54?11 Φ 54?812CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG SA-213TP3 47H SA-213T91 负荷：MCR 管子材料529 534 488 469 529 蒸汽温 度 531 556 蒸汽温 度 441 468 576 427 469 533 523 460 508 蒸汽温 度 533 583 516 562 520 548550 554 516 581 549 管 壁 温 度℃ 545 569 管 壁 温 度℃ 547 573 624 504 547 577 566 568 552 管 壁 温 度℃ 595 627 571 598 564 592564 578 534 628 597 允许管壁 温℃ 558 589 允许管壁 温℃ 580 634 656 580 656 634 580 580 580 允许管壁 温℃ 634 656 580 634 635 634556 561 524 609 554 管子外表 温度℃ 548 572 管子外表 温度℃ 553 579 628 508 628 579 578 578 553 管子外表 温度℃ 599 629 574 601 569 594580 580 580 704 635 允许管子 外表温℃ 580 635 允许管子 外表温℃ 580 635 704 580 704 635 580 580 580 允许管子 外表温℃ 635 704 580 635 635 63514Φ 54?8 Φ 54?8名称：末级过热器 管子号 数 No 1～4 管子规格 mm Φ 51?9 Φ 51?7 名称：前屏再热器 管子号 数 No 管子规格 mm Φ 50?4 1 Φ 50?4 Φ 63?4 Φ 63?4 2 3～12 13～14 Φ 63?4 Φ 63?4 Φ 63?4 Φ 63?7 Φ 63?4 名称：末级再热器 管子号 数 No 管子规格 mm Φ 63?4 1 Φ 63?4 Φ 63?4 2～6 7 Φ 63?4 Φ 63?7 Φ 63?4报警温度：580℃控制管号：NO.112CrlMoVG SA-213T91 负荷：MCR 管子材料报警温度：606℃控制管号：NO.112CrlMoVG SA-213T91 SA-213T91 12CrlMoVG SA-213T91 12CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG 12CrlMoVG 负荷：MCR 管子材料报警温度：604℃控制管号：NO.1SA-213T91 SA-213TP3 04H 12CrlMoVG SA-213T91 SA-213T91 SA-213T912 锅炉的保护及联锁试验2.1 总则 锅炉大、小修后，在启动前应做联锁及保护试验。动态试验必须在静态试验 合格后进行。16乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.1.1 辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运前做完，主机各项保护试验应在 总联锁试验合格后进行。联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时， 严禁无故停用联锁及保护， 若因故需停用时应得到总工程师的批准， 并限期恢复。 2.1.2 联锁及保护试验由值长全面组织负责，集控、热工、电气及有关单位负责 人参加。 2.1.3 联锁及保护试验不合格，禁止机组启动。 2.2 电动气动阀门、风门、挡板试验 2.2.1 试验注意事项： 2.2.1.1 检修工作结束，工作票结束收回，试验设备机械及电气，电动气动执行 器完整。 2.2.1.2 各阀门、挡板标志准确，并注明全开全关位置。 2.2.1.3 承压系统的电动气动阀门不参与试验。 2.2.1.4 试验时就地集控联系应有专人负责。 2.2.1.5 试验送风机入口动叶时必须启动其液压油系统且正常。 2.2.1.6 试验结束详细记录，并通知有关人员。 2.2.2 试验内容及标准； 2.2.2.1 就地手操，开关灵活，位置正确，高低限位可靠。 2.2.2.2 就地电动，开关灵活，位置正确，高低限位可靠。 2.2.2.3 遥控远动，开关灵活，位置正确，且远方开度与就地指示相符。 2.2.2.4 有停止按钮阀门应试验其停止位置动作正常。 2.2.2.5 电动机转动方向正确。 2.2.2.6 气动阀门开关灵活无漏气，压力表指示正常。 2.2.3 试验方法： 2.2.3.1 热工人员配合集控值班人员向各阀门、 挡板控制执行器送控制电源及控 制气源。 2.2.3.3 集控值班人员、热工值班员及检修人员共同参加对各阀门、挡板逐项试 验。 2.2.4 试验项目： 除个别阀门、挡板试验将影响机组或系统正常运行不参加试验，其余所有电 动、气动风门、挡板均应参与试验。 2.3 锅炉机组联动保护试验要求及方法： 2.3.1 联动及保护试验要求： 2.3.1.1 参加试验辅机及辅机设备的热机、电气、热工检修工作结束，工作票注 销并收回。 2.3.1.2 有关电动阀、挡板、电磁阀电气系统正常。 2.3.1.3 控制气源压力正常。 2.3.1.4 热机保护、信号、仪表电源正常。 2.3.1.5 试验应在机组启动前进行；对于特殊情况，如某联锁回路检修需要试验 时，应做好安全措施不影响机组的正常运行。 2.3.1.6 试验由值长主持，热工、及检修负责人员参加。 2.3.1.7 先进行各风机、预热器、制粉系统与其附属设备联动及保护试验，再进 行联锁试验。工作结束后再进行热机保护试验。 2.3.2 试验方法： 2.3.2.1 锅炉设备试验分实际运行的动态试验和静态控制回路试验两种。17乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.3.2.2 实际运行的动态试验时有关辅机及附属设备送动力电源及控制电源， 将 辅机按正常启动要求启动后进行试验。 2.3.2.3 静态控制回路试验时 6KV 辅机送控制电源(试验电源)，380V 辅机送动 力电源与控制电源。 2.3.2.4 对不允许空载运行设备只校验控制回路情况。 2.3.2.5 注意如给煤机有煤时，其转速应设置为零。 2.3.3 联锁功能： 2.3.3.1 两台运行中的空预器其中一台停运或故障跳闸时， 延时 5 秒钟联锁跳闸 同侧送风机、一次风机，RB 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机、给煤 机。延时 5 分钟联锁跳闸同侧引风机。 2.3.3.2 两台运行中的空预器或唯一运行的一台空预器停运或故障跳闸时，MFT 动作，所有一次风机、磨煤机、给煤机跳闸，延时 5 秒钟两台送风机跳闸，延时 5 分钟两台引风机跳闸。 2.3.3.3 两台运行中的引风机其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧送风 机、一次风机，RB 选跳(保留最下层的两台运行的磨煤机)磨煤机、给煤机。 2.3.3.4 两台运行中的引风机或唯一运行的一台引风机停运或故障跳闸时，MFT 动作，所有送风机、一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。 2.3.3.5。两台运行中的送风机其中―台停运或故障眺闸时，联锁跳闸同侧一次 风机，RB 选跳(保留最下层的两台运行的磨煤机)磨煤机、给煤机。 2.3.3.6 两台运行中的送风机或唯一运行的一台送风机停运或故障跳闸时，MFT 动作，所有一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。 2.3.3.7 两台运行中的―次风机其中一台停运或故障跳闸时，RB 选跳(保留最下 层的两台运行的磨煤机)磨煤机、给煤机。 2.3.3.8 两台运行中的一次风机或唯―运行的一台―次风机停运或故障跳闸时， MFT 动作，所有磨煤机、给煤机跳闸。 2.3.3.9 任意一台磨煤机跳闸时，联锁跳闸对应给煤机。 2.3.4 锅炉大联锁试验： 试验前汇报值长。 2.3.5 6KV 电动机送试验电源及操作电源，包括以下设备： 2.3.5.1 A、B 引风机电机。 2.3.5.2 A、B 送风机电机。 2.3.5.3 A、B 一次风机电机。 2.3.5.4 A、B、C、D、E 磨煤机电机。 2.3.6 380V 电动机送动力电源及操作电源，包括以下设备： 2.3.6.1 A、B 引风机#1、#2 冷却风机电机。 2.3.6.2 A、B 送风机#1、#2 液压润滑油泵电机。 2.3.6.3 A、B、C、D、E 磨煤机润滑油泵电机。 2.3.6.4 A、B、C、D、E 磨煤机高压油泵电机。 2.3.6.5 A、B 空预器支撑轴承润滑油泵电机。 2.3.6.6 A、B 空预器导向轴承润滑油泵电机。 2.3.6.7 A、B 空预器主、辅电动机。 2.3.6.8 A、B、C、D、E、给煤机电机。 2.3.6.9 A、B 密封风机电机。 2.3.6.10 送上以上设备仪表电源及有关阀门挡板执行器电源。18乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.3.6.11 启动空压机送上控制气源， 2.3.7 单操或顺控启动： 2.3.7.1 A、B 空预器。 2.3.7.2 A、B 引风机。 2.3.7.3 A、B 送风机。 2.3.7.4 A、B 一次风机。 2.3.7.5 A、D、C、D、E 磨煤机。 2.3.7.6 A、B、C、D、E 给煤机。 2.3.8 试验步骤： 投入大联锁开关。 2.3.8.1 停止 A 空预器主电动机和辅电动机(先停主电动机，辅电动机应联动)。 ① (保留最下层的两台运行磨煤机)选跳磨煤机并发报警信号。 ②延时 5 秒钟联跳 A 侧一次风机并发报警信号。 ③延时 5 秒钟联跳 A 侧送风机并发报警信号。 ④延时 5 分钟联跳 A 侧引风机并发报警信号。 2.3.8.2 重新启动以上跳闸转机，停止 B 空预器主电动机和辅电动机(先停主电 动机，辅电动机应联动) ① 延时 5 秒钟联跳 B 侧一次风机并发报警信号。 ② 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机并发报警信号。 ③ 联跳相应的给煤机并发报警信号。 ? ④延时 5 秒钟联跳 B 侧送风机并发报警信号。 ⑤延时 5 分钟联跳 B 侧引风机并发报警信号。 2.3.8.3 重新启动以上跳闸转机，同时停 A、B 空预器主电动机和辅电动机。 MFT 动作。 ①延时 5 秒钟联跳 A、B 侧一次风机并发报警信号。 ②延时 5 秒钟联跳 A、B 侧送风机并发报警信号。 ③延时 5 分钟联跳 A、B 侧引风机并发报警信号 ④联跳所有磨煤机并发报警信号。 ⑤联跳所有给煤机并发报警信号。 2.3.8.4 重新启动以上跳闸转机，停止 A 侧引风机电动机。 ① 联跳 A 侧送风机开发报警信号。 ② 联跳 A 侧一次风机并发报警信号。 ③ RB 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机并发报警信号。 ④ 联跳相应的给煤机并发报警信号。 2.3.8.5 重新启动以上跳闸转机，停止 B 侧引风机电动机。 ① 联跳 B 侧送风机并发报警信号。 ② 联跳 B 侧一次风机并发报警信号。 ③ RB 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机并发报警信号。 ④ 联跳相应的给煤机并发报警信号。 2.3.8.6 重新启动以上跳闸转机，同时停止、A、B 侧引风机电动机。 ① MFT 动作。 ② 联跳 A、B 侧送风机并发报警信号。 ③ 联跳 A、B 侧一次风机并发报警信号。 ④ 联跳所有磨煤机并发报警信号。19乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）⑤联跳所有给煤机并发报警信号。 2.3.8.7 重新启动以上跳闸转机，停止 A 侧送风机电动机。 ① 联跳 A 侧一次风机并发声光报警。 ② RB 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机并发报警信号 ③ 联跳相应的给煤机并发报警信号。 2.3.8.8 重新启动以上跳闸转机，停止 B 侧送风机电动机。 ① 联跳 B 侧一次风机并发声光报警。 ② RB 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机并发报警信号。 ③ 联跳相应的给煤机并发报警信号。 2.3.8.9 重新启动以上跳闸转机，同时停止 A、B 侧送风机电动机。 ① MFT 动作。 ② 联跳 A、B 侧一次风机并发报警信号 ③ 联跳所有磨煤机并发报警信号。 ④ 联跳所有给煤机并发报警信号。 2.3.8.10 重新启动以上跳闸转机，停止 A 侧一次风机电动机。 ① RB 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机并发报警信号。 ② 联跳相应的给煤机，发报警信号。 2.3.8.11 重新启动以上跳闸转机，停止 B 侧一次风机电动机。 ① RB 选跳(保留最下层的两台运行磨煤机)磨煤机并发报警信号。 ② 联跳相应的给煤机并发报警信号。 2.3.8.12 重新启动以上跳闸转机，同时停止 A、B 侧一次风机电动机。 ① MFT 动作。 ② 联跳所有磨煤机并发报警信号。 ③ 联跳所有给煤机并发报警信号。 2.4 电动风门、挡板联动试验 注：本试验可同辅机保护及联动试验或锅炉机组大联锁试验同时进行。进行 本试验需解除大联锁开关。 2.4.1 空气预热器 2.4.1.1 A 空气预热器辅电动机在“联锁”状态，检查允许条件满足时，启动 A 空预器主电动机，开启空预器出口一、二次风挡板及入口烟气档板。 2.4.1.2 停上 A 空预器主电动机: 联锁启动 A 空预辅电动机，A 空预器出口―、二次风挡板、入口烟气挡板不 关。 2.4.1.3 停止 A 空预器辅电动机： 延时 5 秒钟，关闭其入口烟气挡板，延时 5 秒钟关出口一、二次风挡板。 2.4.1.4 B 空气预热器辅电动机在“联锁”状态，检查允许条件满足时，启动 B 空预器主电动机，开启空预器出口一、二次风挡板及入口烟气档板。 2.4.1.5 停止 B 空预器主电动机: 联锁启动 B 空预器辅电动机，B 空预器出口一、二次风挡板、入口烟气挡板 不关。 2.4.1.6 停止 B 空预器辅电动机: 延时 5 秒钟，关闭其入口烟气挡板，延时 5 秒钟关出口一、二次风挡板。 2.4.1.7 同时停止 A、B 空气预热器主、辅马达。 联关 A、B 测空气预热器出口一、二次风挡板20乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.4.1.8 重新启动 A、B 空气预热器 ① 联系热工短接空预器着火接点 ② 联关 A、B 侧空预器山口一、二次风档板及入口烟气档板 2.4.2 引风机： 2.4.2.1 启动 A 引风机，延时 3s, 联开出入口当板，入口静叶释放 CCS，可调正 常。 2.4.2.2 启动 B 引风机，延时 3s，联开出入口当板，入口静叶释放 CCS，可调正 常。 2.4.2.3 停止 A 侧引风机电动机； ① 联关 A 侧引风机入口静叶； ② 联关 A 侧引风机出、入口挡板。 2.4.2.4 重新启动 A 侧引风机，停止 B 侧引风机电动机： ① 联关 B 侧引风机入口静叶。 ② 联关 B 侧引风机出、入口挡板。 2.4.2.5 启动 B 引风机，同时停 A、B 引风机电动机： A、B 引风机入口静叶、出口入口挡板均不关，延时 5min 后关闭 2.4.3 送风机： 2.4.3.1 启动 A 送风机，延时 3s 联开出口挡板，入口动叶释放 CCS，可调正常。 2.4.3.2 启动 B 送风机，延时 3s 联开出口挡板，入口动叶释放 CCS，可调正常。 2.4.3.3 停止 A 侧送风机电动机： ① 联关 A 侧送风机入口动叶； ② 联关 A 侧送风机出口挡板。 ③ 释放入口动叶。 2.4.3.4 启动 A 侧送风机，停止 B 侧送风机电动机： ① 联关 B 侧送风机入口动叶 ② 联关 B 侧送风机出口挡板。 ③ 释放入口动叶。 2.4.3.5 启动 B 送风机，同时停止 A、B 送风机电动机： ① 联关 A、B 侧送风机入口动叶。 ② A、B 侧送风机出口挡板不关。 2.4.4 一次风机： 2.4.4.1 启动 A 侧一次风机，延时 3s 联开 A 侧一次风机出口挡板、冷风挡板， 释放入口调节挡板至 CCS，可调正常。 2.4.4.2 启动 B 侧一次风机，延时 3s 联开 B 侧一次风机出口挡板、冷风挡板， 释放入口调节挡板至 CCS，可调正常。 2.4.4.3 停止 A 侧一次风机电动机。 ① 联关 A 侧一次风机入口调节挡板。 ② 联关 A 侧一次风机出口挡板。 ③ 联关 A 侧一次风机冷风挡板。 2.4.4.4 停止 B 一次风机电动机。 ① 联关 B 侧一次风机入口调节挡板。 ② 联关 B 侧一次风机出口挡板。 ③ 联关 B 侧一次风机冷风挡板。 2.4.5 磨煤机：21乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.4.5.1 启动 A 制粉系统正常，捅跳 A 磨煤机电动机 ① 磨煤机入口快速关断阀关 ② 磨煤机热风档板关闭 ③ 磨煤机冷风档板关闭 ④ 磨煤机灭火蒸汽阀开启 ⑤ 磨煤机灭火蒸汽阀开启 10 秒且出口温度≤tmax2 后关闭 ⑥ 磨煤机出口隔绝门关闭 ⑦ 一次风出口隔绝门关闭 ⑧ A 磨煤机燃料风挡板关至 10％。 2.5 辅机保护及联动试验 注：解除 A、B 侧大联锁软、硬开关。 2.5.1 引风机联动保护试验： 2.5.1.1 A 引风机试验应具备条件： ① A 引风机电动机润滑油站送动力电源。 ② A 引风机出入口挡板、入口静叶调整门已关。 ， ③ A 引风机电动机送试验电源。 ④ 启动一台电动机润滑油泵，油压在 0.15～0.25MPa. ⑤ A 引风机冷却风机运行，风机轴承温度&90℃。 ⑥ A 引风机喘震装置投入。 ⑦ A 引风机的振动装置投入 2.5.1.2 静态拉合闸试验： ， ① 启动 A 引风机，CRT 状态显示由绿变红。 ② 停止 A 引风机，CRT 状态显示由红变绿。 ③ 启动 A 引风机， 按下 A 引风机就地紧急事故跳闸按钮， 引风机跳闸， A CRT 状态显示由红色变为黄色闪光，同时发声光报警信号，在 CRT 按下“事故复 位”按钮，CRT 状态显示由黄色闪光变为绿色平光。 ④ 以同样方法进行 CRT 紧急跳闸按钮试验。 e. 以同样方法进行 B 引风机．静态拉合闸试验。 2.5.1.3 风机拒动试验： ① 联系热工短接 A 引风机振动高限，启 A 引风机拒动，之后恢复接点。 ② 联系热工短接 A 引风机电机油站油箱油位低接点，启 A 引风机拒动，恢 复接点。 ③ 联系热工断开 A 引风机入口静叶调整门关接点，启 A 引风机拒动，之后 恢复接点。 ④ 联系热工短接 A 引风机轴承温度≥90℃接点，启 A 引风机拒动，恢复接 点。 ⑤ 调节 A 引风机电机润滑油压&0.1MPa，启 A 引风机拒动，恢复油压 0.15～ 0.25MPa。 ⑥ 联系电气投入 A 引风机电机保护。停止 A 引风机冷却风机，启 A 引风机 拒动。 2.5.1.4 跳闸保护试验 (每项跳闸 CRT 状态显示由红色变为黄色闪光，按下“事故复位”按钮，CRT 状态显示由黄色闪光变为绿色平光。) ① 联系热工短接 A 引风机轴承温度&110℃信号接点， 引风机跳闸， A 恢复接22乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）点，启动 A 引风机 ② 联系热工短接 A 引风机喘震信号接点，喘震报警延时 15 秒跳闸，恢复接 点，启动 A 引风机，投入喘震保护。 ③ 两台 A 引风机冷却风机全停，A 引风机跳闸，启动一台冷却风机。启动 A 引风机。 ④ 联系热工短接 A 引风机振动高限信号接点，A 引风机跳闸，恢复接点，启 动 A 引风机，投入振动保护。 2.5.2 A 送风机联动保护试验； 2.5.2.1 A 送风机试验应具备条件： ① A 送风机液压油箱油位&200mm，液压油、电动机润滑油油质良好； ② A 送风机出口挡板、入口动叶已关； ③ A 送风机电动机送试验电源； ④ A 送风机液压油站送动力电源； ⑤ 启动一台液压油泵，液压油压&2.5MPa； ⑥ A 送风机轴承温度&90℃； ⑦ A 送风机轴承润滑油流量&3L/min ⑧ A 送风机喘震装置投入。 ⑨ A 送风机的振动装置投入 2.5.2.2 静态拉合闸试验： ① 单操启动 A 送风机，CRT 状态显示由绿变红。 ② 单操停止 A 送风机，CRT 状态显示由红变绿。 ③ 启动 A 送风机，按下 A 送风机就地紧急事故跳闸按钮，A 送风机跳闸， CRT 状态显示由红色变为黄色闪光，同时发声光报警信号，在 CRT 按 下． “事故复位”按钮，CRT 状态显示由黄色闪光变为绿色平光。 ④ 以同样方法进行 CRT 紧急跳闸按钮试验。 ⑤ 以同样方法进行 B 送风机．静态拉合闸试验 2.5.2.3 风机拒动试验： ① 调节液压油压&2.5MPa，启 A 送风机拒动，恢复油压 2.5MPa 以上。 ， ② 调节 A 送风机轴承润滑油流量&3L/min，启 A 送风机拒动，恢复润滑油流 量&3L/min。 ③ 联系热工断开 A 送风机入口动叶关接点，启 A 送风机拒动，之后恢复接 点。 ④ 联系热工短接 A 送风机轴承温度≥90℃接点，启 A 送风机拒动，恢复接 点。 ⑤ 联系热工短接 A 送风机液压油箱油位低接点，启 A 送风机拒动，恢复接 点。 ⑥ 联系热工短接 A 送风机振动高限接点，启 A 送风机拒动，恢复接点。 2.5.2.4、跳闸保护试验： (每项跳闸 CRT 状态显示由红色变为黄色闪光，按下“事故复位”按钮 CRT 状态显示由黄色闪光变为绿色平光。) ① 解除 A 送风机油泵联锁开关： ② 联系热工短接 A 送风机轴承温度&110℃信号接点，A 送风机跳闸，恢复 接点，启动 A 送风机。 ③ 联系热工短接 A 送风机喘震信号接点，喘震报警延时 15 秒跳闸，恢复接23乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）点，启动 A 送风机，投入喘震保护。 ④ 调节液压油压小于 0.8MPa 延时 15 秒，A 送风机跳闸，恢复油压。 ⑤ 联系热工短接 A 送风机振动高限信号接点，A 送风机跳闸，恢复接点，启 动送风机，投入振动保护。 ⑥ 投入 A 送风机油泵联锁开关。 2.5.2.5 A 送风机液压油泵联动试验： ① 联系热工解列压力联动开关，投入油泵联锁开关； ② 启动一台油泵； ③ 油压正常后，停止油泵，备用泵自启动； ④ 以同样方法，进行另一台油泵联动试验； ⑤ 联系热工，投入压力联锁开关，液压油压降至&0.8MPa，备用泵自启动； ⑥ 进行另一台油泵联动试验。 2.5.2.6 B 送风机联动保护试验同送风机联动保护试验(略) 2.5.3 A 一次风机联动保护试验： 2.5.3.1 A 一次风机试验应具备条件： ① FSSS 允许启动条件满足； ② A 一次风机出口挡板、冷风速断挡板及入口调节挡板已关； ③ A 一次风机电动机送试验电源： ④ A 一次风机的振动装置投入： ⑤ A 一次风机轴承温度&70℃； ⑥ A 一次风机出入口差压高保护投入。 2.5.3.2 静态拉合闸试验： ① 单操启动 A 一次风机，CRT 状态显示由绿变红。 ② 单操停止 A 一次风机，CRT 状态显示由红变绿。 ③ 启动 A 一次风机，按下 A 一次风机就地紧急事故跳闸按钮，A 一次风机跳 闸，CRT 状态显示由红色变为黄色闪光，同时发声光报警信号，在 CRT 按下“事故复位”按钮，CRT 状态显示由黄色闪光变为绿色平光。 ④ 以同样方法进行 CRT 紧急跳闸按钮试验。 ⑤ 以同样方法进行口一次风机，静态拉合闸试验。 2.5.3.3 拒动试验： ① FSSS 启动允许条件任意一项不满足， A 一次风机拒动， 启 恢复 FSSS 所有 条件。 ② 联系热工断开 A 一次风机入口调节挡板关接点，启 A 一次风机拒动，恢 复接点。 ③ 联系热工短接 A 一次风机轴承温度≥70℃接点，启 A 一次风机拒动，恢 复接点。 ④ 联系热工短接 A 一次风机振动高限信号接点，A 一次风机跳闸，恢复接 点，启动 A 一次风机，投入振动保护。 ⑤ 联系电气投入 A 一次风机电动机保护且正常。 2.5.3.4 热工跳闸试验： （每一项热工跳闸，均发“A 一次风机事故跳闸”报警，CRT 状态显示由红色 变为黄色闪光，按下“事故复位”按钮，CRT 状态显示有黄色闪光变为绿色平光， 解除电气自保持接点后，方可合上 A 一次风机开关） ① 联系热工短接 A 一次风机轴承温度&90℃信号接点，A 一次风机跳闸，恢24乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）复接点，启动 A 一次风机。 ② 联系热工短接 A 一次风机电机圈温度&140℃信号接点，A 一次风机跳闸， 恢复接点，启动 A 一次风机。 ③ 联系热工短接 A 一次风机振动高限信号接点，A 一次风机跳闸，恢复接 点，启动 A 一次风机，投入振动保护。 2.5.3.5 B 一次风机联动保护试验同 A 一次风机联动保护试验（略） 。 2.5.4 A 制粉系统保护试验： 2.5.4.1 A 磨煤机试验应具备的条件： ① A 磨煤机送试验电源，润滑油泵送动力电源，液压加载装置油泵送动力 电源，石子煤排放系统送动力电源。 ② 润滑油站： 油质良好， 油位正常， 启动润滑油泵， 调控供油压力&0.095MPa， 确认减速器供油温度 45～55℃。 ③ 液压加载装置油站：油质良好，油位正常，启动油泵， ④ 联系热工，启动 A 磨煤机、A 给煤机正常。 *注意：① A 给煤机中如有煤，则将转速置零。 ② 关闭辅汽至磨煤机消防蒸汽汽源手动门，禁止通汽。 2.5.4.2 A 制粉系统跳闸试验：(每一项跳闸， FSSS 显示首次跳闸原因) ① 就地捅 A 给煤机事故跳闸按钮，捅 A 磨煤机事故跳闸按钮，跳闸正常， 辅助盘发“A 磨煤机跳闸”声光报警。联系热工重新启动 A 制粉系统。 ② 联系热工分别作 磨煤机分离器出口温度≥100℃、 “A 或≤55℃” “电 、 动机线圈温度≥130℃”“A 磨煤机齿轮箱平面推力瓦温度≥85℃”“A 磨煤 、 、 机润滑油压&0．05MPa”“磨煤机突然振动大”“原煤仓煤位小于最小值” 、 、 、 “分离出口温度≥120℃”“磨煤机风量≤26.7t/h&、 “给煤机清洁刮板 、 电机停止”“磨煤机在运行工况下发生断煤延时 10 秒”跳闸 A 磨煤机、A 、 给煤机，动作结果正常。联系热工重新启动 A 制粉系统。 ? ③ 联系热工分别作“操作员手动跳闸”“失去煤火焰” “磨煤机停止， 、 、 给煤机运行”“磨煤机运行时，出口挡板关”“失去一次风压”“密封风压 、 、 、 与一次风压差≤△Pmin=1.5KPa、 ”跳闸 A 磨煤机、A 给煤机试验均正常，取 消跳闸条件，启动 A 制粉系统，方可进行下一试验。 ④ 联系电气，A 磨煤机、A 给煤机电气保护投入正常。 2.5.4.3 B、C、D、E 制粉系统试验同 A 制粉系统试验。 2.5.5 火检冷却风机： 2.5.5.1 试验应具备条件： ． ① 点火前。 ② 火检冷却风机符合启停条件。 2.5.5.2 火检冷却风机联动保护试验： ① 联系热工解列火检冷却风压／炉膛差压低压力开关。 ② 启动 A 火检冷却风机，B 火检冷却风机备用状态。 ③ 停 A 火检冷却风机，B 火检冷却风机自启动。 ④ 启动 A 火检冷却风机，停止 B 火检冷却风机。 ⑤ 联系热工短接火检冷却风压／炉膛差压低接点， 火检冷却风机自启动。 B ⑥ 停 A 火检冷却风机，B 火检冷却风机运行，用同样的方法做 A 火检冷风 机联动试验。 ⑦ 试验完毕拆除火检冷却风压／炉膛差压低压力开关短接线，投入压力低25乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）联动保护。 2.5.6 磨煤机密封风机： 2.5.6.1 磨煤机密封风机启停试验: ① 事故按钮试验正常 ② CRT 启停试验正常 2.5.6.2 磨煤机密封风机联动保护试验： ① 联系热工短接磨煤机密封风压低压力开关； ② 启动 A 密风机，B 密封风机投备用。 ③ 停止 A 密封风机，B 密封风机自启动，投 A 密封风机备用。 ④ 停 B 密分封风机 A 磨煤机密封风机自启动，投 B 密封风机备用。 ⑤ 联系热工恢复磨煤机密封风压低压力开关，B 密封风机自启动；停 A 密 分封风机。 ⑥ 停止 A、B 密封风机，恢复磨煤机密封风压低接点。 2.6 MFT、RB 动作试验 2.6.1 MFT 动作条件；(见 FSSS) 2.6.2 MFT 动作试验方法： 2.6.2.1 解除大联锁，配合热工人员逐项进行试验由热工人员检查 MFT 动作情 况，运行人员应检查 MFT 动作之后，FSSS 首次跳闸原因显示正常。 2.6.2.2 MFT 继电器动作试验结束，顺控启动 A、B 空预器、引风机、送风机、 一次风机、A、B、C、D.、E、磨煤机、给煤机。开启来、回油跳闸阀，各油角阀， 过热器、再热汽减温器总阀。 2.6.2.3 操作员手动 MFT，单独按下其中一只按扭，MFT 不动作。同时按下“跳 闸”和“确认”按钮，MFT 动作，A、B 一次风机，A、B、 C、D、E 磨煤机、给 煤机跳闸 ，来、回油跳闸阀各油角阀、过热器、再热汽减温器总阀关。辅助盘 发“MFT 跳闸”声光信号，FSSS 记忆首次跳闸原因“操作员跳闸” 。 2.6.2.4 其中两台“空预器跳闸 ”“两台引风机跳闸”三项试验随大联锁试验 、 进行。 2.6.2.5 其中“汽机跳闸跳锅炉”随机、炉、电大联锁试验进行。 2.6.2.6 其它项目由热工短接信号，MFT 动作并发相应跳闸原因。 2.6.2.7 汽包水位、炉膛负压保护试验必须进行实发信号试验。 2.6.3 RB 动作条件：见 CCS。 2.6.4 RB 试验随大联锁试验进行。 2.7 水压试验 2.7.1 水压试验目的： 2.7.1.1 新安装的锅炉或受热面及承压部件：(省煤器、水冷壁、过热器、再热 器等)检修后的锅炉，检查承压部件及阀门的严密性，须进行水压试验； 2.7.1.2 水压试验分工作压力试验和超压试验。 2.7.2 试验压力及范围 2.7.2.1 一次汽系统工作压力试验：19.97MPa 2.7.2.2 一次汽系统超压试验：17.54?1.25=24.96MPa 2.7.2.3 一次汽系统水压试验范围：汽包、省煤器、水冷壁、过热器及有关管道 阀门。 2.7.2.4 二次汽系统工作压力试验：4.517MPa 2.7.2.5 二次汽系统超压试验：4.517?1.5=6.77MPa26乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.7.2.6 二次汽系统水压试验范围： 再热器系统及管道阀门。 2.7.3 组织措施： 2.7.3.1 新安装锅炉进行水压试验时必须有制造厂家代表参加并指导工作， 2.7.3.2 必须有安装或检修单位安全专责工程师参加并主持进行。 2.7.3.3 验收厂家必须有运行专责、检修专责、安全监督专责参加。 2.7.3.4 超水压试验必须由施工单位总工程师批准并主持进行。 2.7.3.5 水压试验时停止炉内外一切承压部件检修及安装工作，工作人员撤离。 2.7.3.6 非工作人员不得进入现场。 2.7.3.7 参加人员应有明确分工，试验过程中检查组应有专人负责，且每组人员 不少于 2 人。 2.7.3.8 应有良好的通讯设施。 2.7.3.9 各安全设施齐全，楼梯、通道畅通，照明良好。 2.7.4 技术措施； 2.7.4.1 水压试验用水水质合格，水量充足。 2.7.4.2 水压试验用水温度 40～60℃，(金属温度保持在 21―71℃)。 2.7.4.3 水压试验时汽包壁温35℃。 2.7.4.4 水压试验时环境温度5℃时应作好防冻措施。 2.7.4.5 必须有防止超压的紧急泄压放水措施，并保持其可靠性。 2.7.4.6 有两块以上经校验合格的标准压力表，CRT 及辅盘上汽包压力表、过热 蒸汽压力表、再热蒸汽压力表校验合格并投入。 2.7.4.7 升压过程中如发现阀门、管道泄漏，压力表不准确，压力不升等现象， 应紧急停止升压并降低压力，查明原因进行处理。 2.7.4.8 一次汽系统工作压力试验时过热器出口加装堵板 （一个在过热器安全阀 之前） ，汽包安全阀应加闭塞器，超压试验时解列过热蒸汽压力表、再热蒸汽压 力表汽包水位计。 2.7.4.9 二次汽系统工作压力试验、超水压试验时，再热器出口、再热器入口分 别加装堵板（出口一个在安全阀之前，入口两个在安全阀之后） 。 2.7.4.10 超水压试验必须在工作压力试验合格后进行。 2.7.4.11 当压力升至 19.9MPa（一次汽系统） 、4.34MPa（二次汽系统）以上时， 禁止检查承压部件。 2.7.4.12 汽机主汽门前疏水、冷再疏水及低旁前疏水阀开启。 2.7.5 一次汽系统水压试验： 通知汽机，锅炉进行水压试验，关闭有关阀门。 2.7.5.1 水压试验前检查各阀门位置：序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 阀 门 名 称 关 上水后关 关 先关升时开 B 侧 先关升压时开 关 关 关 关27阀位省煤器入口给水电动门 省煤器入口 15%旁路调节阀及前后电动截止门 过热器一级减温水电动截止门 过热器 A、B 侧二级减温水电动截止门 过热器减温水电动总门 过热器 A、B 侧一、二级减温水管道疏水阀 过热器减温水电动总门前放水门 过热器 A、B 侧一、二级减温器排污阀 顶棚管入口联箱疏水阀乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29省煤器入口联箱进水阀 5%环形集箱疏水阀 锅炉主给水管道放水阀 空预器及本体吹灰主汽汽源总阀 一次汽系统所有空气门 一次汽系统所有充氮门 汽包紧急放水门 连续排污门 下降管及下联箱定排阀、放水阀 锅炉底部加热各阀门 底部加热总阀及疏水阀 汽包自用蒸汽阀 给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样一、二次门 汽包加药阀 各安全门及 PCV 阀 汽包水位计各阀 主给水管道及过热器、二级减温水流量计 各导电度表一、二次门 校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀 30%高压旁路阀及疏水阀关 关 关 关 开、冒水后关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 解列 开、待做超水压试验时关 关 关 开 关2.7.5.2 工作压力试验： ① 检查条件满足，启动电动给水泵(或临时上水泵)炉上水。 ② 开启给水管道、省煤器、汽包、过热器空气门，连续冒水后关闭。 ③ 当汽包水位上至最高可见水位时，应注意上水速度。 ④ 开启锅炉侧过热器减温水总阀，B 侧二级减温水电动阀，保持给水压力 与汽包压力差 0.8Mpa， 用二级减温水 B 侧调节阀与给水泵转速配合向过热器 系统上水，空气阀连续冒水后逐个关闭； ⑤ 待有关人员到现场缓慢升压： a) 0―3MPa，升压速度R0.1MPa/min。 b) 3―10MPa，升压速度R0.3MPa/min。 c) 10―19.97MPa，升压速度R0.15MPa/min。 d) 当压力上升至 1MPa 时，暂停升压操作，检查系统、设备无异常，稳定 15min 后继续升压。 e) 压力升至 6MPa 和 12MPa 时，暂停升压，观察压力变化情况，如无异常 则升压至 19.97MPa， ⑥ 停止升压保持压力 5min 稳定，由检修人员检查后缓慢降压。 ⑦ 降压速度结束，降压时速度R0.5MPa/min。 2.7.5.3 超压试验： ① 工作压力试验合格后方可进行超压试验。 ② 解列汽包水位计。 ③ 其它操作同作水压试验。 ④ 当汽包压力升至 19.97MPa 时对各设备检查无异常以 0.1MPa/min 缓慢升 压至 24.96 Mpa（厂家要求 29.85 MPa） ，保持 5 分钟降至工作压力，方可对28乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）承压部件进行全面检查。 ⑥ 压力超过工作压力严禁对设备进行检查。 ⑦ 水压试验结束，降压速度R0.5 MPa/min。 2.7.6 二次汽系统水压试验： 联系汽机进行二次汽系统水压试验。 2.7.6.1 水压试验前检查各阀门位置：序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 阀 门 名 称 关 冒水后关 关，待上水时开启 B 侧 关 关，待上水时开 关 关 关 隔离 待冒水后关 阀 位 主给水管道电动截止阀及 15％旁路调节阀前后截阀 给水管道所有的空气门 A、B 侧事故减温水电动截止门 A、B 侧事故减温水减温器排污门 再热器事故减温水电动总阀 A、B 侧事故减温水管道疏水阀前放水门 再热器事故减温水电动总阀前放水门 各二次汽系统充氮门、疏水门 再热器安全阀 各二次汽系统放空气一、二次门2.7.6.1 二次汽系统工作压力试验: ① 联系汽机启动电动给水泵，开启给水泵中间抽头阀，开启再热器减温水 电动总阀、B 侧减温水截止门开始上水，待空气阀连续冒水后逐个关闭。 ② 关闭 B 侧再热器减温水截止门，暂停上水，待有关人员到现场后，再开 启 B 侧减温水截止阀开始升压。 ③ 升压速度及注意事项： a) 0―1MPa，升压速度R0.1MPa/min B) 1MPa 以上，升压速度R0．3MPa/mim c) 当压力上升至 0.98MPa 时，暂停升压操作，检查系统、设备，无异常 后继续升压。 d) 压力升至 4.34MPa 时，停止升压保持压力 5min 稳定，由检修人员检查 后缓慢降压； e) 降压速度R0.5MPa／min。 2.7.6.4 超压试验： ① 工作压力试验合格后方可进行超压试验； ② 保持净 0.3MPa／min 升压速度升至试验压力 6.78MPa 时保持 5 min，降 至工作压力后方可对承压部件全面检查。 ③ 压力超过工作压力严禁对设备进行检杏。 ④ 水压试验结束，降压时速度R0.5MPa／min。 2.7.7 水压试验合格标准： 2.7.7.1 关闭升压阀，停止升压，五分钟压力下降值R0.5MPa： 2.7.7.2 承压部件无漏水及湿润现象； 2.7.7.3 承压部件无残余变形。 2.8 安全阀校验 2.8.1 目的 为了保证锅炉机组在运行过程中的压力突然升高，超过规定值时，安全阀准 确可靠的动作，达到使锅炉机组安全运行的目的。29乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.8.2 校验要求： 2.8.2.1 锅炉安全阀校验采用冷态校验。 2.8.2.2 所有安全阀均应进行校验。 2.8.2.3 校验内容：启回座压力、机械动作，机座恢复是否正常，有无震颤，关 闭后有无泄漏。 2.8.3 安全门定值： 2.8.3.1 汽包安全阀：编号 #1 #2 #3 编号 #4 #5 编号 #6 编号 #7 #8 编号 #9 #10 #11 起座压力(MPa) 19.897 20.297 20.497 起座压力(MPa) 19.897 20.297 起座压力(MPa) 18.145 起座压力(MPa) 4.345 4.476 起座压力(MPa) 4.062 4.097 4.269 回座压力(MPa) 19.101 19.101 19.101 回座压力(Mpa) 19.101 19.101 回座压力(Mpa) 17.631 回座压力(MPa) 4.172 4.297 回座压力(MPa) 3.879 3.931 4.097 排放量(T/H) 252.377 289.274 291.630 排放量(T/H) 252.377 289.274 排放量(T／H) 148.65 排放量(T/H) 238.462 246.033 排放量(T/H) 117.428 118.416 161.044 阀门型号 6RR10 6RR10 阀门型号 6Q28 6Q28 6R8 阀门型号 HE-96W HE-96W HE-96W 阀门型号 HE-96W HE-96W 阀门型号2.8.3.2 过热安全阀：2.8.3.3 过热器出口电磁泄放阀2.8.3.3 再热器入口安全阀2.8.3.3 再热器出口安全阀2.8.4 校验法及步骤 2.8.4.1 按照安全阀整定压力值进行调整。 2.8.4.2 汽包、过热器、再热器安全阀加压紧装置，关闭 PCV 阀隔离阀。 2.8.4.3 按规程规定点火、升温升压。 2.8.4.4 当锅炉升压至 2.5～7MPa 时，投入汽机旁路暖管，利用 I、Ⅱ级旁路调 节压力，将再热汽压力稳定在 3.3MPa 左右。 2.8.4.5 用液压加载装置逐只对再热器出、入口安全门进行调整。 2.8.4.6 当安全门动作时，记录蒸汽压力和附加压力值。 2.8.4.7 如达不到安全阀调控值要求，调整后再次效验至止合格。 2.8.4.8 再热器安全阀调控合格结束后，锅炉继续按升温升压曲线升压。 2.8.4.9 汽包压力升至 15MPa 时，保持压力稳定，用液压加载装置逐只对汽包、 过热器出口、入口安全阀进行效验，做好压力调整值记录，至止合格为止。 2.8.4.10 待汽包、过热器安全门效验好后，继续保持锅炉用力 15MPa，然后缓 慢打开 PCV 阀入口隔离门， 充压至 PCV 阀前， 在此压力下手操 PCV 阀的远操按钮， 进行排汽试验 30 秒。 2.8.4.11 投入 PCV 阀开关自动，升压至其动作压力值(17.631MPa)进行试跳，并30乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）作好记录。 2.8.4.12 安全门整定结束后， 应对不同部位的安全门进行试跳检查(包括起座压 力和回座压力)，若不合格必须进行重新整定。 2.9 化学清洗与蒸汽吹管 2.9.1 简述 一台新安装的锅炉在投入运行之前，都必须进行煮炉和酸洗，以清除所有与 水接触的受压部件(包括省煤器)内表面的油脂、防护涂层、轧制氧化皮和铁锈。 化学清洗应由有经验的人员来承担，除酸洗锅炉与水接触的受压部件外，还应该 用热的碱性溶液清洗炉前水系统，以便于除掉油和含硅物质。 用碱和酸清洗锅炉有多种方法本文所介绍的内容是在参照国内锅炉清洗工 作经验的基础上提出的。 2.9.2 化学清洗前的准备 2.9.2.1 在开始煮炉和酸洗前，为了防止沾污带有小间隙的内部装置，汽包内一 次分离器及二次 分离器的波形板等先不要装上。 2.9.2.2 所有与锅炉汽水系统相接的高压管道及辅助管道等， 在与锅炉和泵连接 前应先吹扫清洗干净。 2.9.2.3 酸洗时，除水位表连接管外所有锅炉仪表导管均应隔绝。和化学系统相 连而又不参加化学清洗的部分，如加药管、连排管、取样管，事故放水管等，也 应可靠地隔绝。 2.9.2.4 安装以下临时设备系统 设置必要的清洗箱，酸、碱罐，清洗泵操作阀门及其附属设施。 设置一根适当管径的酸液注入管道，再由较小口径的管子接到锅炉的酸洗接头 上。 设置一根热水或蒸汽加热管道及调温装置， 以便控制清洗液的温度在 66℃～82℃ 之间。 设置足够大的疏水管道，使炉水能在 60 分钟内快速排空。 设置必要的空气排放管道和充氮用管道。 设置带阀门的取样接管，温度表、压力表等。 设置壁温测量装置。在汽包、集箱、下降管上装设热电偶，给定化学清洗过程 中各点温度的最高限制。清洗系统的临时设备应布置合理，膨胀自由，支架牢 靠。临时管道的焊接按正式管道施焊，阀门必须严密，开关灵活。 2.9.2.5 在用碱水清洗之前， 应先用机械的方法尽可能地清除汽包和集箱中的油 脂。 2.9.2.6 仔细检查所有受压部件内有无杂物堵塞， 检查汽包内部的排污管道和加 药管道等，发现杂物及时清理，保证其内部完全畅通和干净。 2.9.2.7 省煤器再循环管道阀门应打开。 2.9.2.8 在煮炉操作期间，运行人员必须熟悉锅炉正常的燃烧调整、运行规程及 事故预防措施。无论何时，只要锅炉正在燃烧，就要有足够的水量流过管子，以 保证受热面良好的冷却。任何燃料点火之前必须投入锅炉正常启停的联锁装置， 其功能应能满足运行要求。 2.9.2.9 在将酸液注入锅炉之前，应采取必要的预防措施以防泄漏，即使发生泄 漏也要保证人身安全。 2.9.3 化学清洗流程31乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）2.9.3.1 化学清洗所需要的临时系统在安装结束后，应进行水冲洗。然后以 1.5 倍的清洗压力进行水压试验，检查临时系统的严密性及有关没备的运转情况。 2.9.3.2 为了预防清洗时污染过热器，在进行化学清洗之前，用冷凝水或除盐水 对过热器进行充水保护，酸洗之后进行反冲洗。其流程为：末过→后屏→分隔屏 →低过→包墙管→顶棚管→汽包→下降管→下联箱→废液排出。 2.9.3.3 炉本体与省煤器系统的化学清洗流程为： 清洗箱→清洗泵→省煤器―― ↓ ↓ 下集箱→水冷壁→汽包→下降管→下集箱→废液排放管 注：水冷壁系统划分成若干清洗回路。 因为自然循环锅炉没有炉水循环泵， 所以采用清洗泵作为炉本体及省煤器的 清洗动力，用清洗泵把清洗液加入系统之后进行化学清洗。 2.9.4 化学清洗步骤 炉本体与省煤器系统的清洗步骤为： 水冲洗锅炉点火与升温保温试验、 碱煮、 水冲洗、酸洗、充氮排酸、水冲洗与漂洗、淋洗与钝化。 2.9.4.1 系统的水冲洗 启动清洗泵，用工业水对炉本体与省煤器系统进行常温冲洗，其流速应大于 0.5m/s，以出口水质澄清、无异物为准。 2.9.4.2 锅炉点火与升温、保温的模拟试验。 由于锅炉酸洗过程需严格控制加热温度， 为掌握锅炉点火以后炉膛温度变化 的规律，确保清洗过程顺利进行，应先按实际酸洗过程进行锅炉点火与升温保温 的模拟试验，如保温不理想，则应考虑用蒸汽加热。 2.9.4.3 碱煮 ① 煮炉溶液的组成为： ： ． 0.8%Na3P04(按重量)+0.4%NaHP04(按重量)+0.05～0.1%去垢剂(按体积)。 ② 用清洗泵将上述碱液注入锅炉省煤器到汽包正常运行水位， 再用清洗泵 使碱液循环。对炉膛进行吹扫后，点燃点火油枪，应保持对称的燃烧形式使 炉膛中的热量尽可能地分布均匀，并使汽包压力在大约 4 小时内达到 0.69MPa(7kg/cm2)表压。煮炉初始阶段汽包水位将会上升，此时应调节排污 量以保持水位降到水位表最高可见水位以下。在整个煮炉期间，维持这个水 位，并维持汽包压力在 0.69～1.37Mpa(7～14kgf/cm2)表压，从饱和蒸汽取 样管接头处取样，监督蒸汽纯度(导电度)。 ③ 煮炉溶液应定时取样，分析碱度、磷酸盐与溶解硅酸盐，同时也应检查 是否存有油脂。若炉水碱度和硅酸盐浓度降到它的初始值的 1/2 时，则应添 加煮炉化学药品以恢复原始浓度。 ④ 当碱溶液分析结果显示碱度，磷酸盐与溶解硅酸盐已达到平衡，而且不 存在油脂时，锅炉停火。 ⑤ 当汽包压力降到 0.176MPa(1.8kg/cm2)表压时，打开汽包排气阀和过热 器集箱疏水阀，但清洗泵继续运转，直至汽包金属温度降到 93℃，然后停 泵进行锅炉疏水。 2.9.4.4 水冲洗 煮炉溶液完全排出后，锅炉用 77―82℃的清洁漂洗水充水到水位表的顶部。 在充水的同时通过过热器出口集箱用冷凝水或除盐水反冲过热器， 直到溢流到汽 包时为止。在清洗期间，过热器应始终保持用冷凝水或除盐水充满。锅炉应保持32乌拉山发电厂 300MW 机组锅炉运行规程（试运）正常水位使锅炉冷却到可以进行检查时为止，然后进行锅炉疏水。 2.9.4.5 煮炉注意事项 应避免使用经固体化学药品处理的水作为锅炉充水。 煮炉冲洗后，若发现煮炉液中存在油或油脂，煮炉应重新进行。 2.9.4.6 酸洗 ① 煮炉合格后立即进行酸洗，酸洗液为带有抑制剂的稀盐酸，酸洗液的成 份为 5%HCl+0.3%IS―129 ② 酸洗程序如下： 用清洁水对锅炉充水到接近正常运行水位，投入点火油枪加热锅炉，使 金属温度达到 82C。这是考虑到锅炉金属的热容量及热损失较大，在上酸之 前要求达到的金属温度然后锅炉熄火，并将炉水放完，关闭炉膛所有挡板及 人孔门以维持炉内热量。 ③ 酸液注入锅炉前应满足以下要求： a) 过热器已用冷凝水或除盐水充满，从过热器疏水和排气得到的采样样 品中不存在煮炉化学药品。 b) 炉内挡板及门孔全部关闭。 c) 汽包所有的排汽阀门打开。 d) 省煤器再循环阀门打开。 e) 锅炉所有排污阀及化学加药阀门关闭。 ， ④ 观测和记录金属壁温度，使之不超过 82℃，当金属壁温约降到 77℃时， 将酸洗液注入锅炉并用清洗泵使酸洗液依次通过各个回路循环。 ⑤ 为了强化 消除硅酸盐的作用，建议按重量添加 0.25%的氢氟酸 铵 (NH4HF2)，加到溶有缓蚀剂的酸洗液中，并用蒸汽加热，使酸洗液的温度维 持在 71～77℃之间。 ⑥ 初次进入锅炉的酸洗液，到后来浓度会降低，并且在锅炉内停留的时间 最长。因此，开始上酸时酸液浓度应比后来的稍高些。酸液应上到汽包水位 表中心线以上，上酸后期应注意观察，决不允许液位超过水位表的最高可见 水位(玻璃管高度)。液位建立后，记录时间并立即取酸样，开始分析酸及铁 的浓度。 ⑦ 锅炉清洗分回路各运行 30 分钟，在循环期间金属壁温需连续记录或隔 5 分钟记录一次，酸液每隔 5 分钟取样一次，分析铁的浓度，循环 30 分钟 后停泵。一般情况下继续浸泡 15 分钟铁的浓度可达到平衡，铁的浓度达到 平衡后，再启动清洗泵，运行 5 分钟后停泵。 ⑧ 充氮排酸 从汽包排气管充入氮气，压力为 0.021～0.035MPa(0.21～0.35kg/cm2) 表压。酸液在氮气压力下排出。在维持氮气压力的同时，利用尽可能多得疏 水阀使酸液在一小时内排出。 水冲洗与漂洗 ⑨ 由酸洗开始，后续的清洗步骤全部用除盐水进行。用 66℃的除盐水快 速给锅炉充水， 水位比酸洗时液位稍高， 但不能高出水位表可见水位。 同时， 过热器用冷凝水或除盐水反冲洗以排