Hua Wei He Tian City electric power generation Ltd. 华威和田发电有限公司
锅炉运行运行规程
（135MW机组）
2013－xx－xx发布 2013－xx－xx实施
华威和田发电有限公司发布
编写：第一次修编：第二次修编：整理：审核：批准：
第一篇 420t/h锅炉运行规程
一、本规程根据部颁《电力工业技术管理法规》、《电业安全工作规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及上海锅炉厂有限公司、广西电力勘察设计研究院、上海新华控制工程有限公司提供的技术资料，并结合本公司#1、#2锅炉实际情况编制。
二、参加本规程讨论人员
1锅炉技术规范
1.1锅炉概况
本公司一期工程安装两台SG420/13.7-M752型锅炉，每台锅炉与一台N135-13.24/535/535型汽轮机及一台QFS-135-2型汽轮发电机配套成单元机组。机组最大连续工况功率141.43MW，机组设计最大147.971MW。
两台锅炉设计燃用烟煤，Π型露天布置，固态排渣，炉底采用水封式密封结构。
锅炉设备概况
1.1.1 锅筒及汽水分离等装置
锅筒内径φ1600mm，壁厚为92mm，材料为BHW35低合金高强度钢，锅筒筒身长度为12.24m，总长度为
14.07m，锅筒及其内部装置总重约60.188吨，锅筒几何中心线标高42.75m。
汽包正常水位在锅筒中心线下150mm处，最高和最低水位距正常水位±50mm。锅筒内部装置由旋风分离器、给水清洗孔板、顶部均流孔板组成，直径为φ315mm的旋风分离器前后对称共布置48只，每8只与各分段连通箱连通，旋风分离器进口装有导流板，以提高蒸汽分离效果，单个分离器的平均蒸汽负荷为10t/h左右，旋风分离器上方布置有清洗孔板。
锅炉给水由12根φ108310的管子从省煤器引入锅筒。采用50%的给水清洗饱和蒸汽，另外50%的给水直接进入大直径下降管，可有效降低锅筒上下壁温差。
在锅筒两端上部布置两只口径为DN80的弹簧式安全门，总排汽量379.6t/h，在锅筒上还布置有排污、加药、事故放水和启停炉时需要用的再循环管等管座及水位表、水位平衡容器等附件。
1.1.2 炉膛、烟道和水冷壁
炉膛接近正方形，宽为9.60m，炉膛深为8.84m，其宽深比为1.086，四周为φ6037，节距为80.5mm 的光管与扁钢焊接而成的模式水冷壁组成,具有良好的密封性,减少炉膛漏风。炉膛部分共布置20只蒸汽吹灰器。
斜烟道为旁路省煤器上部向炉膛方向斜折部分与顶棚过热器管及前侧包复管构成，高温再热器布置在斜烟道内。
尾部对流烟井总深为7.5m，宽度与炉膛相同，由后隔墙省煤器分隔成前后两个竖直下行烟道，后侧布置低温再热器的主烟道深5.5m，前侧布置旁路省煤器的旁路烟道深2.0m。主省煤器布置在旁路省煤器和低温再热器下面。
锅筒下部有四根φ419340的大直径下降管，汇集的炉水经过分配集箱分配到44根φ133312分配管，进入水冷壁14个循环回路的14只下集箱，又经φ6037的水冷壁管吸热成汽水混合物，上升到水冷壁上集箱，再经46根φ133312的汽水引出管进入锅筒。
水冷壁分前、后及两侧四部分，前、后两侧水冷壁下部组成冷灰斗，后水冷壁上部由分叉管分为两路，一路向前凸出2.5m形成折焰角，另一路垂直上升，起悬吊作用。
在水冷壁下集箱设有蒸汽加热装置，汽源主要来自邻炉再热蒸汽冷段，可缩短升炉启动时间和保养锅炉等。
在侧水冷壁垂直中线折焰角稍下处布置一套FTV–Ⅳ火焰电视监视装置，其镜头耐热温度≤1000℃，电动推杆的动力源推力为100Kg，最大行程600mm。
1.1.3 燃烧器及油枪
锅炉采取正四角逆时针双切圆燃烧，#1角与#3角形成假想小切圆ф200mm，#2角与#4角形成假想大切圆ф800mm,三层都采用钝体浓淡燃烧器。消旋二次风顺时反切，就地手轮摆动±150，三次风喷口、下一次风喷口、下二次风口固定，其余5个喷口可由同一转动扭矩为1600N2m的电动机构驱动分角整组摆动±150。二次风分门及周界风门挡板由转动扭矩为100N2m的电动机构单独驱动。
锅炉设计燃油为轻柴油，采用压缩空气雾化少油点火装置，4支油枪分别布置在四角下一次风喷咀内，燃油压力0.5Mpa时，油枪出力为350Kg/h，可实现点火和快速稳燃两种投用方式。
1.1.4 过热器及调温方式
过热器采用辐射-对流型，由炉顶过热器、前屏过热器、后屏过热器、对流过热器组成。
过热蒸汽流程：
锅筒?炉顶过热器?后包复过热器?悬吊管及侧包复过热器?前屏?一级减温器?后屏?二级减温器?对流过热器?集汽集箱?汽机高压缸进汽
炉顶过热器的炉膛部分由φ4235的20G管子组成，其后面部分和后包复及侧包复过热器都由φ5135.5的20G管子组成，过热器悬吊管两排共104根由φ4236的20G管子组成。
在前屏至对流过热器进口集箱流程中，过热蒸汽经过二次左右交叉和一次左右混合，以改善汽温偏差。
前屏过热器为全辐射式，顺流布置，共6片，每片屏由28根管子组成U型屏，外圈3根由φ3835的钢102管子组成，其余由φ3834.5的12Cr1MoV管子组成。
后屏过热器为半辐射式，顺流布置，共14片，每片由12根管子组成W型管屏，外圈3根由φ3835的钢102管子组成，其余由φ3835的12Cr1MoV管子组成。
对流过热器顺流布置，共104排，每排由3根管子组成，按蒸汽流向管组前半部由φ3836的12Cr1MoV 管子组成，后半部由φ3836的SA213-T91管子组成。
在后屏过热器进和出口的前、后集箱内分别布置有一、二级减温器，一级喷水减温器主要是保护后屏过热器和主汽温初调，二级喷水减温器主要是保护对流过热器和调节主汽温度。
过热器出口集箱上布置一只口径为DN80排汽量为126.5t/h的弹簧式安全门和由两道串联电动排汽门组成的向空排汽系统。汽包与过热器安全门总排汽量为506.1t/h，大于额定过热蒸汽量420t/h。
1.1.5 再热器及调温方式
再热器由分别独立的低温再热器和高温再热器组成。
高温再热器布置在对流过热器后斜烟道中；低温再热器和旁路省煤器在尾部烟井中并列布置在主省煤器上方。
再热蒸汽流程：
汽机高压缸排汽?事故喷水减温器?低温再热器?微量喷水减温器?高温再热器?汽机中压缸进汽，
低温再热器为对流式，逆流顺列布置，共104排，每排由φ4233.5的7根套管组成，按蒸汽流向材料分别为20G、15CrMo和12Cr1MoV。
高温再热器为对流式，顺流顺列布置，共104排，每排由φ4234的7根套管组成U型，按蒸汽流向材料分别为12Cr1MoV，SA213—T91。
再热蒸汽系统中，在低温再热器前后分别布置事故喷水和微量喷水。再热蒸汽温度采用旁路烟道挡板粗调，微量喷水作为细调；事故喷水作为非正常工况下的降温，以保证再热器的安全。
再热器进口布置4只，出口布置2只（共6只）口径DN150的弹簧式安全门，其总排汽量为509.6t/h，大于额定再热蒸汽量364t/h。再热器出口集箱上还布置由两道串联电动排汽门组成的向空排汽系统。
1.1.6 省煤器及旁路烟道挡板
省煤器由主省煤器、隔墙省煤器和旁路省煤器三部分组成。
主省煤器由φ3234的20G管子组成，逆流顺列布置。
隔墙省煤器由φ3834的20G鳍片管组成，后隔墙省煤器将尾部烟井分割成前后两个烟道，前烟道布置旁路省煤器。
旁路省煤器由φ3835的20G 管子两根套管组成，逆流顺列布置，下部进口端管子倾斜45°，组成烟道挡板的框架。
旁路烟道挡板上下各5块，每块由一转动扭矩为1600N2m的电动机构分别驱动。
1.1.7 容克式空气预热器及其进口烟气挡板
每台炉配置两台ф6700 mm垂直轴布置、受热面回转空预器。主要由转子、外壳、传热元件、中心筒、导向轴承、支持轴承、冷端连接板、热端连接板、密封装置（包括径向、轴向、环向密封）、传动装置等组成。
预热器整体由外壳上的8个支承座支承在锅炉运转层大梁上。
每台空预器的支持、导向轴承分别设置了专用的润滑油系统，循环油泵用来控制润滑油温。此外，每台空预器还配置了消防水管、冲洗水管和固定式蒸汽吹灰器。
每台空气预热器进口布置2套并列的烟道挡板，每套由一转动扭矩为1600N2m的电动机构分别驱动。1.1.8 炉墙及炉顶密封
因锅炉采用全焊膜式水冷壁结构，因此炉墙采用了硅酸铝耐火纤维板做内衬，再敷设轻质保温材料，外面设金属附板。炉顶及两侧包复、后包复为膜式包复管，炉顶炉墙为管子外侧浇一层耐火混凝土，再加硅酸防水泡沫石棉复合保温材料。两侧及后包复为轻质浇注保温材料。主省煤器部分由于没有包复管，因此采用混凝土浇灌而成的框架式炉墙。
炉顶采用柔性二次金属密封结构外加耐火保温材料，即梳形板—膨胀节—二次密封板密封焊接形式。
1.1.8 锅炉钢构架和平台楼梯
锅炉本体采用钢构架，单排柱，与主厂房框架脱开，尾部空预器也采用钢制构架。锅炉除省煤器、空预器以外的所有受热部件及其炉墙、钢性梁等组件的全部重量通过各自的吊杆悬吊在小梁或次梁上，然后再分配到四根大梁上，四根大梁分别搁置在相应的钢柱上，全部荷重通过立柱传递到基础上。
为方便巡视和检修设备，在锅炉四周设置了平台和楼梯，平台采用镀锌栅格板，楼梯采用栅格踏步梯。
平台允许活载荷4800N/m2。
1.1.9 制粉系统
制粉系统为中间储仓式，热风送粉辅以冷风调温，配两台DTM320/580型球磨机。制粉乏气作为三次风送入炉膛燃烧。
1.1.10 再热器的保护—机组旁路系统
机组采用两级旁路系统：Ⅰ级旁路（设计120t/h）——主蒸汽经过与高压缸并联的减温减压装置直接进入再热器；Ⅱ级旁路（设计140t/h）——再热蒸汽经过与中、低压缸并联的减温减压装置直接进入凝汽器。
1.1.11 锅炉其它辅助设备
锅炉配有离心式引风机、送风机、火检风机各两台，引、送风机采用液力偶合器调节。烟气除尘采用一台η≥99.0%双室三电场静电除尘器，烟气处理量793800（1+10%）m3,其灰主要由气力输送至干灰库存放待处理，在仓泵和输灰系统故障情况下排入渣沟。炉底灰渣经碎渣机、渣沟至渣浆池，由渣浆泵送至脱水仓处理。
1.1.12 锅炉自动控制装置
⑴燃料自动调节。
⑵汽包水位自动调节。
⑶主蒸汽温度自动调节。
⑷再热蒸汽温度自动调节。
⑸炉膛负压自动调节。
⑹送风（氧量）自动调节。
⑺一次风压力自动调节。
⑻磨煤机入口负压自动调节。
⑼磨煤机出口温度自动调节。
⑽连排扩容器水位自动调节。
1.1.13 锅炉独立程控装置
⑴定期排污程控装置。
⑵炉膛、过热器、空预器程控吹灰装置。
1.1.14 AFS-1000-PLC系统
锅炉所配置的AFS-1000-PLC系统是一个油枪管理和燃油安全联锁系统，它具有油枪吹扫、程控点火、
火焰检测、逻辑保护等功能。
1.2 设计规范1.
2.1 主要参数
1.2.2 锅炉热平衡
1.2.3 锅炉各部件水容积
1.2.4 受热面工质温度
1.2.5 承压部件及受热面1.2.5.1 汽包
1.2.5.2 水冷壁
1.2.5.3 下降管
1.2.5.4 炉顶过热器
1.2.5.5 尾部包覆过热器
1.2.5.6 前屏过热器
1.2.5.7 后屏过热器
1.2.5.8 高温对流过热器
1.2.5.9 低温再热器
1.2.5.10 高温再热器
1.2.5.11 减温器
1.2.5.12 省煤器
1.2.5.13 安全门（动作压力为表压）
1.2.6 主要管道系统
1.2.7 燃烧设备
1.2.8 主要辅机1.2.8.1 引风机
1.2.8.3 空预器
1.2.8.5 火检冷却风机
1.2.8.6 尾部烟井落灰电动锁气器
1.2.8.7 机炉共用上水泵（上水箱40m3）
1.2.8.8 油系统吹扫加热蒸汽减温装置
1.2.9 蒸汽吹灰器及吹灰系统安全门
1.2.10 排污扩容器
1.2.11 燃料特性
1.2.12 汽水品质
1.3机组保护与监控系统概况
本公司DCS系统采用上海新华控制工程有限公司的XDPS–400分散控制系统，由MCS（模拟量控制系统）、DAS（数据采集系统）、SCS（顺序控制系统）、FSSS（锅炉安全保护系统）、ECS（电气及电网控制系统）组成，另外汽机还有DEH调节系统。本规程主要说明锅炉部分。
1.3.1 模拟量控制系统（MCS）概况
（一）协调控制系统将锅炉和汽机作为一个整体，对机组负荷、主汽压力进行控制，并使锅炉风、水、煤协调动作。
（二）协调控制系统包含锅炉协调、机组协调（锅炉与汽机协调）两部分。
（三）锅炉协调控制
锅炉协调控制主要指风、煤、水之间的协调。燃烧控制系统以直接能量平衡信号作为燃料指令控制给粉量，送风机控制跟随负荷指令并用氧量修正，引风机控制根据炉膛负压及总风量，给水控制根据汽包水位。
机组燃料指令构成：
⑴电网频率对功率的要求。
⑵ADS机组指令。
⑶运行人员手动输入。
⑷迫升、迫降信号。
当机、炉有一方处于手动状态时，系统将频率回路自动切除。ADS信号出现故障自动切除ADS信号，机组指令由运行人员手动输入。
（四）机组协调控制方式
⑴炉跟机（DEB）方式：即汽机调节功率（机手动调节功率或DEH功率回路投入），锅炉调节机前压力，
锅炉根据机前压力设定值控制锅炉燃料量，稳定主汽压力。在此方式下可设定机组定压或滑压运行方式，投
入DEB定压方式时，压力自动灯亮；如果汽机投入自动，则压力自动灯熄灭，协调投入灯亮。
⑵机跟炉（TF）方式：即汽机调节机前压力，锅炉调节机组功率。汽机根据机前压力设定值控制调门开度，稳定主汽压力。在此方式下可设定机组定压或滑压运行方式。在TF方式下一般采用定压运行。TF方式下汽机投入自动实质是汽压自动，汽压自动灯亮；如果锅炉也投入自动，则汽压自动灯熄灭，协调投入灯亮。
（五）滑压控制方式
本方式下汽机为手动，机组指令经特定的压力函数转换为锅炉指令，控制煤、风的调节。在切换至滑压运行方式前，应使汽机调门开大，满足要求后再切换到滑压运行方式。
（六）锅炉模拟量控制系统的其他组成部分
⑴单冲量给水控制（给水调整门自动）。
⑵一级减温控制
⑶二级减温控制（主汽温控制）
⑷再热汽温微量喷水控制（再热汽温控制）
⑸一次风压控制
⑹燃油压力控制（回油调整门自动）
⑺磨煤机出口温度控制
⑻磨煤机入口负压控制
⑼连排扩容器水位控制
（七）负荷控制中心使用说明及锅炉各自动投入条件
负荷控制中心集中了机组主要信号和机炉控制手段，可实现机组多种控制方式
⑴画面左上部为功率实时曲线，中上部显示功率实时数值和设定值，右上部为汽压实时曲线。手动时，功率设定值跟踪功率实时值，汽压设定值跟踪汽压实时值。在汽压自动投入后，汽压设定值逐渐趋于目标值。功率投入自动后，功率设定值逐渐趋于目标值。
⑵左下部为功率目标值设定和汽机主控两部分。
功率目标值、功率目标值上限、功率目标值下限可人工设定，功率目标值变化率在组态设定。手动时，功率设定变化率为9999，可使功率设定值很快实现。机组自动加、减负荷过程中，可按下保持按钮实现停止增加负荷，再按下进行按钮则负荷按设定速率增、减。
ADS栏可显示中调发出的ADS请求情况，当中调发出ADS请求时灯亮，在协调情况下，可投入ADS控制方式，由中调直接控制机组负荷。（此项功能目前无法实现）
按下DEH遥控请求按钮，要求DEH处于遥控状态，即要求汽机处于汽机主控器的控制之下。
⑶中下部为控制方式的切换，DEB为炉跟机方式，TF为机跟炉方式，MAN为机、炉同时手动方式。DEB 和TF方式下根据值长要求选择定压和滑压运行方式。只有在协调控制方式下，才能投入一次调频。
⑷右下部为汽压目标设定和锅炉主控两部分
汽压目标值设定分定压和滑压方式，汽压变化率可在组态改变，手动时汽压变化率不受限制，显示为9999。
滑压方式时，汽压目标值为“定--滑--定”形式，随负荷而变化。
锅炉主控器可以控制三层同操器，投入自动的同操器受锅炉主控器控制，进而改变给粉机转速。
当投入运行的给粉机达到组态中可设定上限650rpm时，如果汽机自动已经投入，则会发生迫降，功率设定值会逐渐下降，这时可倒手动干预。
当投入运行的给粉机达到组态中可设定下限100rpm时，如果汽机自动已经投入，则会发生迫升，功率设定值会逐渐上升，这时可倒手动干预。
⑸主控系统中的自动切换
遇有下列情况之一时，汽机主控自动切为手动。
①DEB方式下，运行时功率品质坏、机组指令故障或功率偏差大。
②汽机反馈偏差大。
③TF方式下，机前压力信号有问题。
遇有下列情况之一时，锅炉主控自动切为手动。
①汽包压力信号品质坏。
②TF方式下，功率、机组指令、功率反馈偏差大。
③DEB方式下，机前压力信号坏。
⑹在满足下列全部条件时，方可投入闭环协调控制系统。
①机组运行稳定，各种控制参数在正常范围内。
②锅炉燃烧、送风机、引风机、一次风、给水、汽温自动投入。
③锅炉本体和辅机、汽机本体和辅机所有保护项目投入闭环运行。
④DEH系统各功能运行正常。
⑺在满足下列全部条件时，方可投入燃烧控制自动。
①锅炉负荷大于40MW。
②锅炉燃烧稳定，汽包压力、机前压力及蒸汽流量指示准确可靠。
③汽压信号及保护系统投入运行。
⑻在满足下列全部条件时，方可投入引风机自动。
①锅炉运行正常，燃烧稳定。
②炉膛FSSS投入运行。
③炉膛压力信号准确可靠。
④总风量大≥30%。
⑼在满足下列全部条件时，方可投入送风机自动。
①燃烧稳定，负荷大于40MW。
②风量信号可靠，氧量指示正确。
③炉膛FSSS投入运行。