火力发电厂锅炉系统讲解课件

我厂锅炉侧视图
至汽机中压缸 至汽机高压缸
汽包
末再 屏再
末过
低
分隔屏 后屏
过
墙再
汽 机 高 压 缸 排 汽
省 煤 器
OFA2 OFA1 CC1 C2 C C1 BC(油) B2 B B1 AB(油) A2 A A1 AA(油) AA1
图 号
OFA2 OFA1 CC1 C2 C C1 BC(油) B2 B B1 AB(油) A2 A A1 AA(油) AA1
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。 • 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0.5～ 0.8KPa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50～75％B-MCR时开下层（即 OFA1），75～100％B-MCR时，再开上层（即OFA2）。 一般情况下，各层二次风挡板开度按40～70％控制，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30～60％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。
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
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℃。
汽温调节的原则
• 定压运行70%BMCR～100%B-MCR时，主蒸汽、再热汽温度为 541+5-10℃； • 滑压运行在50%ECR～100%ECR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。
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； 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
给水来
#5、6锅炉纵剖面图
华能辛店发电有限公司
L-030
版本
冷 灰斗
送风机来 去引风机 一次风机来
02
1
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 ф559×50mm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。
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。 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。
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）：14.048×11.858 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
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，控制炉膛出口烟温＜538℃； 注意汽包水位变化，保持水位正常（0±50mm）；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； 接近冲转参数时，联系化学化验蒸汽品质，合格后方可冲转。
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 1～2MPa； 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。
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锅炉主汽压力调整
• 在ECR工况下，正常运行时，主蒸汽压力为（17.37±0.2）MPa，BMCR工况下为（17.50±0.2）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。
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； • 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。