1、Q/GH 2008中华人民共和国国家发展和改革委员会发布2009-发布 2009-实施塔式炉超临界机组运行导则第1部分：锅炉运行导则Guide for operation of Tower Type Boiler supercritical unitsPart 1：Guide for operation of boiler(征求意见稿)DL/T 2009DL中华人民共和国电力行业标准ICS 备案号：1DL/T 2009目 次前言II1 范围12 规范性引用文件13 总则14 锅炉机组特性15 锅炉机组启动26 锅炉运行中的调整97 锅炉运行中的预防性维护工作118 锅炉机组停运119 锅炉主要
2、辅机的运行与停止1410 锅炉及主要辅机常见的的事故分析与处理20附录A （规范性附录） 超临界锅炉汽水质量标准（DL/T 912-2005 超临界火力发电机组水汽质量标准）30附录B （资料性附录）31附录C （资料性附录） 超临界锅炉汽水质量标准（德国ALSTOM标准）44附录D （资料性附录） 锅炉启动曲线（以外高桥900MW超临界塔式炉为例）46附录E （资料性附录） 转动设备监视数值限额48附录F （资料性附录） 同种煤质波动范围数值49附录G （资料性附录） 运行中磨煤机出口温度限额规定50附录H （资料性附录） 推荐的煤粉细度R90的估算值51附录I （资料性附录） 锅炉主要运行
3、参数52附录J （资料性附录） 停（备）用热力设备防锈蚀方法选择53II前 言本标准是根据国家发展改革委办公厅关于印发2008年行业标准计划的通知（发改办工业20081242号文）的要求编写的。DL/T 塔式炉超临界机组运行导则分为三个部分：第1部分：锅炉运行导则第2部分：汽轮机运行导则第3部分：化学运行导则本部分为DL/T 的第1部分。随着我国电力工业的发展，节能降耗的大容量、高效率、清洁环保的新型火力发电机组被广泛应用，并逐步成为主流机组。当前，上海外高桥第二、三发电有限责任公司的900MW超临界机组和1000MW超超临界机组已于2004年与2008年相继投入商业运行。它们均配置了塔式炉型
4、四角切圆直流燃烧的燃煤锅炉，具有占地面积小，启动快速灵活，运行经济等优点，得到了业内广泛认可，并通过多年的运行已积累了一定的实践、维护经验。为了优化运行方式和规范技术管理，在总结和提高的基础上形成本标准。本标准的编写主要以900MW超临界塔式燃煤炉为主，同时也涵盖了1000MW超超临界塔式炉型，并对其它炉型也有一定的参考价值，具有原则性、通用性及实用性。本标准的附录A是规范性附录，附录B、C、D、E、F、G、H、I、J均为资料性附录。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电站锅炉标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：上海外高桥第二发电有限责任公司。本标准主要编写人：。本标准由上海
5、外高桥第二发电有限责任公司负责解释。塔式炉超临界机组运行导则第1部分：锅炉运行导则1 范围本标准确立了在役塔式超临界机组锅炉及其主要辅机设备的启动、运行、停止、维护、事故分析与处理的原则及技术指南，适用于国产及进口塔式超/超超临界机组锅炉，以下统称为超临界锅炉，对其它型式的超临界锅炉也可参考。对于进口锅炉制造厂家说明书及有关技术资料如有特殊规定的，应按制造厂说明书及有关技术资料为基础。2 规范性引用文件下列标准所包含的条文：通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB 13223 火电厂大气
6、污染排放标准GB/T 16507 固定式锅炉建造规程DL 435-2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程DL/T 461 燃煤电厂电除尘器运行维护导则DL 558-94 电业生产事故调查规程DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程DL 647 电站锅炉压力容器检验规程DL/T794-2001 火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则DLT 912-2005 超临界火力发电机组水汽质量标准DL/T 956-2005 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则 国电发2000589号 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求电安生1994227号 电业安全工作规程(
7、热力和机械部分)3 总则3.1 为适应电力工业发展，加强锅炉运行管理，提高设备的可靠性，延长设备使用寿命，达到安全经济运行的目的，特制定本标准。3.2 本标准对塔式超临界机组锅炉运行具有通用性和指导性；各电力企业可根据本标准及制造厂技术文件，结合实际情况，编制现场运行规程。现场规程中应附有的锅炉图表参见附录D(资料性附录)。3.3 锅炉使用单位应要求制造厂和电力设计院提供包括锅炉铭牌、主要参数、燃料特性、灰渣特性、热平衡、锅炉主要部件及辅机的设计和制造资料。参见附录B（资料性附录）。4 锅炉机组特性在编制现场运行规程的锅炉特性章节中，需包括如下内容。4.1 设计规范4.1.1 锅炉铭牌。4.1
8、2 主要设计参数。4.1.3 锅炉热平衡及热力性能计算数据汇总表。a) 锅炉热平衡；b) 锅炉热力性能计算数据汇总表。4.1.4 主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸。 4.1.5 燃烧系统规范。4.1.6 辅机规范。4.1.7 热工自动调节装置规范。 4.1.8 保护装置规范。a) 安全阀；b) 热工保护装置。4.2 设计燃料成分及特性4.2.1 燃煤成分及特性。4.2.2 燃油成分及特性。4.3 给水、蒸汽品质5 锅炉机组启动5.1 锅炉机组启动应具备的条件5.1.1 锅炉机组启动前的基本要求a) 燃煤、燃油（气）、除盐水储备充足，且质量合格，凝结水精处理系统可投用。b) 各类消防
9、设施齐全，消防系统具备投运条件。 c) 经检修或消缺后的锅炉，所有热力机械工作票已终结，临时设施已拆除，冷态验收合格。d) 动力电源可靠，备用电源良好。集控室表盘仪表齐全，校验合格，DCS及主要辅机设备级程控、仪表具备投用条件。e) 防雨、防冻、防风设施齐全良好。 5.1.2 锅炉化学清洗大修后的锅炉水冷壁管更换过多或由于蒸发受热面结垢量过多，使工质流动阻力增大，给泵功率显著提高或各受热面出口间热偏差增大，通过调整未见改善，使锅炉负荷受限制时，需对锅炉进行化学清洗，在酸洗时应防止清洗液进入过热器。必要时对过热器要进行反冲洗。对废液、废水要采取专门处理措施，遵照GB13223和DL/T794-2
10、001的相关规定执行，直到符合国家环保要求后才能向外排放。5.1.3 锅炉启动前总体检查5.1.3.1 锅炉本体及烟道范围检查a) 锅炉及其辅助设备现场场地平整、清洁、通道畅通，无杂物。主厂房孔盖板或防护设施完整、平台、扶梯、栏杆完整牢固，各种标志齐全清晰。b) 锅炉烟风道及其他各类管道保温完整良好。c) 锅炉本体、燃烧器、烟风道支吊架完整牢固且已投入正常使用状态。d) 锅炉现场照明及事故照明、通讯设备齐全良好。e) 锅炉现场消防水系统应投入。f) 锅炉电梯可用。g) 锅炉燃烧室、冷灰斗内应无焦渣、脚手架和其他杂物。h) 过热器、再热器、省煤器、空气预热器、暖风器等各受热面清洁，各烟风道及灰斗
11、内无积灰和杂物。i) 锅炉本体、烟道及各烟风道的人孔、检查孔、看火孔，在确认已无人后应关闭严密。j) 检查锅炉各吹灰器均应在退出位置（包括预热器冷、热端吹灰器）。k) 锅炉烟气温度探针在退出位置。l) 炉膛火焰监视工业电视完好可用，冷却风投入，压力正常。m) 锅炉燃烧器摆角或调风器操作灵活、位置正确。n) 锅炉各辅助风挡板操作灵活、开度指示与实际相符。o) 锅炉空气预热器、引风机、送风机、一次风机、冷却风机、扫描风机、密封风机等有关烟风道挡板均应经核查，动作正常，位置正确。p) 各部膨胀指示器安装齐全，指示刻度清晰并回复到零位，无任何影响膨胀的障碍物及设施存在。5.1.3.2 管道及阀门、挡板
12、检查a) 汽、水、烟、风道完整无杂物，保温完整，颜色和色环标志清晰。b) 一、二次汽系统管道和联箱支吊架牢固，并留有足够的膨胀间隙。c) 所有阀门或挡板完整，标志齐全，传动机构良好，位置正确，指示值与实际相符，并置于启动前的位置。d) 蒸汽旁路阀开、关及调节正常，减温喷水系统完好。5.1.3.3 热控、仪表及保护a) 热工仪器、调节装置、执行机构、热工连锁保护等应在启动前校验动作正常、可用，有关热工电源送上。b) 炉膛安全监控系统(FSSS)、数据采集系统(DAS)、程序控制系统（SCS）、协调控制系统(CCS)、微机监控及事故追忆系统均已调试完毕。烟尘浓度及成分监视，事故报警、灯光、音响均能
13、正常投用。c) 大、小修后或锅炉停役一个月以上的锅炉启动前应做连锁及保护试验。动态试验必须在静态试验合格后进行。辅机的各项连锁及保护试验应在分部试运行前校验结束；机炉大连锁试验应在主机各项保护试验合格后进行。连锁及保护试验应尽可能从信号起始点进行实校。机组正常运行中，严禁无故停用连锁及保护，若因故障需停用时，应得到总工程师批准，并限期恢复。具体试验方法，应根据设备实际情况，在现场规程中规定。5.1.4 锅炉辅助设备、转动机械检查及分部试运行锅炉机组正式启动前，所有辅机及转动机械应进行检查，包括电气绝缘、事故按钮、冷却介质、润滑状况。对经检修后的设备，必须经过试转或试投合格，主要包括如下：a)
14、烟风系统的引风机、送风机、空气预热器、扫描风机、冷却风机等试转。 b) 制粉系统的给煤机、磨煤机、一次风机、密封风机等试转。c) 燃油系统的油泵及油循环，油枪进、退机构及自动点火装置试投。d) 压缩空气系统的转动机械和干燥设备试投。e) 除灰渣、输灰渣系统及其收受设施空载试转、试投。f) 烟气脱硝设施中催化反应器、氨储存及喷射系统的相关设备试投。g) 电气除尘器振打装置、电场升压试验。h) 烟气脱硫系统的吸收区和辅助区的各相关设备的试转和投用。i) 蒸汽吹灰系统的吹灰器进、退校验。j) 烟温探针进、退校验。5.1.5 水压试验5.1.5.1 水压试验的压力和规范a) 大、小修或因受热面泄漏检修
15、后的锅炉，通常仅进行额定工作压力的水压试验。b) 当锅炉受热面作了大面积更换后，须进行超压水压试验。超压水压试验应遵照DL 612-1996电力工业锅炉压力容器监察规程的规定进行。c) 锅炉超压水压试验的压力按制造厂规定数值执行，制造厂无规定时，压力数值参见表1。 表1 超压水压试验压力（国家标准/ASME规范）系统超压 水 压 试 验 压 力一次系统1.25/1.5倍工作压力（以过热器出口联箱压力为准且不小于省煤器进口联箱工作压力的1.1倍）二次系统1.5倍再热器进口压力5.1.5.2 水压试验范围a) 一次系统1) 省煤器、水冷壁、启动分离器、过热器及其疏水一次阀前部分。2) 省煤器、水冷
16、壁、过热器范围内的一次阀门及其连接管道附件。3) 给水泵出口管道、主蒸汽管道至电动主汽阀门、高旁调节阀上游侧管道等。4) 过热器减温水管道、高旁减温水管道、汽水取样、流量、压力测量一次阀前部分。b) 二次系统1） 再热器、水压堵板下游侧冷再管道、水压堵板上游侧热再管道。2） 冷再至辅助蒸汽母管、吹灰蒸汽管道及其它分支管道一次阀前部分。 5.1.5.3 水压试验的要求a) 水压试验用水必须是合格的除盐水，水中氯离子含量应小于0.2mg/L。须先进行水冲洗，待排水清晰，无明显悬浮物后方可开始；上水温度应能保证将锅炉金属温度加热至大于21并不影响炉膛内部受热面检查。b) 水压试验必须制定专用的试验措
17、施，环境温度低于5时应有防冻措施。c) 水压试验压力以锅炉就地压力表指示为准。压力表精度在0.5级以上，且具有两只以上不同取样源经校验合格的压力表已投运。d) 试验前应按照要求将一、二次汽管道弹簧和恒力吊架锁定。e) 超压水压试验时，应具备锅炉工作压力下的水压试验条件；需要重点检查的薄弱部位，保温已拆除；解列不参加超压试验的部件。对高、低压旁路阀、汽水分离器疏水箱液位控制阀以及主蒸汽阀（如设置时）、再热系统安全阀应采取防止水压试验时动作的措施。同时对高低压串联的管道应做好隔离措施。对各承压部件的检查，应在升压至规定压力值，时间维持5min，再降至工作压力后进行。 f) 水压试验应由专人指挥和操
18、作，升、降压速率应符合制造厂的规定。若无规定时，可按如下规定：升压时，当压力20.8MPa时，升压速率应1.0MPa/min，当压力20.8MPa时，升压速率应0.2MPa/min；降压时，当压力20.8MPa时，降压速率应0.2MPa/min，当压力20.8MPa时，降压速率应1.0MPa/min。g) 水压试验的合格标准：1) 受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。2) 关闭进水门，停止升压泵后，5min内降压不超过0.5MPa。3) 超压水压试验结束后，目视检查受压元件无明显的残余变形。h) 水压试验结束后，如果机组随后点火启动，过热器和主蒸汽管道，再热器和再热蒸汽管道试验范
19、围必须放水。如果机组不立即点火启动，水压试验范围系统放水同时应进行内部保养。保养方法参见附录K（资料性附录）。i) 水压试验结束后，必须再次检查，确认临时措施已全部拆除，管道支吊架已解锁后，锅炉方能启动。5.1.6 安全阀校验5.1.6.1 安全阀校验前应具备的条件a) 机组检修工作结束，锅炉已投入运行，汽压可按试验要求进行升降。b) 校验安全阀专用0.4级以上经试验合格的标准压力表在就地已安装完毕。集控室二次压力表已和就地表数值核对，以就地表指示为准。c) 过热器、再热器向空排汽阀及疏水阀遥控检查合格。d) 校验现场照明充足，人行通道畅通，通讯设施良好，满足校验要求。5.1.6.2 安全阀校
20、验要领a) 通常主蒸汽安全阀宜在机组并网后锅炉可带70BMCR负荷状况下进行校验。再热系统安全阀可在机组启动前利用高、低压旁路和再热器向空排汽阀控制压力进行校验。b) 安全阀经检修后，应对其起座压力进行校验。带电磁力辅助操作机构的压力控制安全阀（PCV），应首先分别进行机械的、电气回路的远方操作起、回座试验。c) 安全阀应定期进行排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期，一般在小修停炉过程中进行。电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次。d) 安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术档案中记录。e) 安全阀校验的顺序应按照其设计起座压力，遵循先高压后低压原则。在校验时
21、应将比其起座压力低安全阀锁紧。 f) 校验弹簧式安全阀，推荐使用液压顶升校验装置，通常在7580额定压力下进行。校验后，可抽查一、两只起座压力最低的安全阀进行实际起座复核，二者起座压力的相对误差应在1范围之内，超出此范围应重新校验。5.1.6.3 安全阀校验标准a) 安全阀起座压力校验数值见表2。如制造厂有特殊规定的应按制造厂规定执行。表2 安全阀起座压力校验数值安装位置起 座 压 力过热器出口压力控制安全阀1.08倍工作压力工作安全阀1.10倍工作压力再热器进出口工作安全阀1.10倍工作压力b) 安全阀的起回座压力差为起座压力的47以内，最大不得低于起座压力的10。c) 安全阀起座压力与规定
22、整定值的误差应控制在1的范围内，当超出此范围应重新校验调整。d) 安全阀在起、回座时不应出现明显的前泄和后泄现象，在运行压力下应严密不漏。5.1.6.4 安全阀校验的注意事项a) 安全阀校验必须遵照GB/T16507的相关规定。b) 校验前应制定专用的安全措施。校验时由专人指挥、专人负责操作，检修、运行负责人到场。c) 带负荷校验安全阀时，应合理组织燃烧，严格控制燃水比，做好防止过热器、再热器壁温超温的预防措施。d) 安全阀进行实际起座校验中，如在1小时内已动作了（34）次后仍不符合设计值时，宜间隔（34）小时，待阀体冷却才能再次进行。e) 安全阀校验工作结束后，必须全面检查所有安全阀，确认全
23、部处于工作状态。5.2 锅炉机组启动的类别与基本要求 5.2.1 锅炉机组启动状态的划分5.2.1.1 锅炉机组启动一般分冷态启动和热态启动两种类别。a) 冷态启动是指锅内无表压，温度接近环境温度时的启动。b) 热态启动是指锅炉停炉时间较短，通常在8小时以内，还保持有一定压力和温度情况下的启动。5.2.1.2 无论在何种状态下启动，都应根据制造厂提供的启动曲线严格控制升温、升压速率。现场规程中应附有各种状态下的启动曲线，参见附录D（资料性附录）。5.2.1.3 锅炉启动应采用和机组启动相匹配的滑参数启动方式。5.2.2 锅炉存在下列情况之一，严禁点火5.2.2.1 锅炉及其无备用的辅助设备系统
24、存在严重缺陷。5.2.2.2 以下任一主要保护不能正常工作a) 锅炉主燃料跳闸保护系统。b) 汽轮机紧急跳闸保护系统。c) 机炉大连锁保护。d) 发电机和励磁保护、主变和高厂变保护等重要电气保护。5.2.2.3 主要控制系统和自动调节装置失灵，如汽水分离器水位、DCS、FSSS。5.2.2.4 锅炉主要检测、监视信号或仪表失灵导致对该参数无法判断。5.2.2.5 仪用压缩空气系统工作不正常，或仪用压缩空气压力低于0.45MPa。5.2.2.6 锅炉及主要附属系统设备及安全保护装置（如过热器、再热器安全阀，高、低压旁路、烟温探针、火焰监视电视等）无法正常工作，不能确保锅炉投运安全。5.2.2.7
25、 电除尘、脱硫、脱硝等环保设施无法正常投用。5.2.2.8 锅炉启动系统中的主要设备存在严重故障，无法满足锅炉启动要求。5.2.2.9 锅炉各位置疏水系统工作不正常。5.2.2.10 上次机组跳闸原因不明或缺陷未消除。5.2.3 冷态启动5.2.3.1 锅炉上水、冷态清洗a) 锅炉上水前必须要在确认凝结水系统、给水系统已逐段清洗合格，达到上水水质要求后方能进行，见附录C（资料性附录）。b) 用辅汽加热除氧器给水或利用高加一起加热，确保锅炉给水温度接近80，以防止受热面外表结露腐蚀。c) 以（1015）%BMCR的给水流量向锅炉上水，直到省煤器、水冷壁部位空气门有水连续稳定流出后关闭。为了有利于
26、排出系统内的空气，宜采用瞬间加大给水量的扰动方法。d) 当汽水分离器疏水箱出现水位且稳定上升后，锅炉上水完成。e) 汽水分离器疏水箱液位控制阀投自动。如有回收至除氧器的控制阀，则应确保关闭，直至汽水分离器疏水箱疏水水质达到回收至除氧器标准。f) 锅炉大气式扩容器凝结水箱水位至一定值时，锅炉启动疏水泵连锁启动。在机组首次启动或大修后启动时，应注意锅炉启动疏水泵的入口滤网差压，当滤网差压高于报警值，应及时清理滤网。g) 上述操作完成后，锅炉进行冷态清洗。1） 根据制造厂规定将给水量增加至启动流量（约30%BMCR），向锅炉上水经省煤器、水冷壁、汽水分离器至疏水箱后排放。为了提高清洗功效，宜采取瞬间
27、加大或减少进水量的扰动。2） 当汽水分离器疏水箱疏水含铁量小于1000g/L时，可以回收至凝汽器，借助凝结水精处理系统进一步清除水中杂质。3） 汽水分离器疏水箱疏水含铁量小于200g/L时，锅炉冷态清洗结束。参见附录C（资料性附录）表C.2。5.2.3.2 锅炉预热a) 锅炉冷态清洗结束后，锅炉停止上水。 b) 加大给水辅汽加热量。当给水温度加热至90后再向锅炉进水，建立循环加热，投入给水自动，（对带有炉水循环泵启动系统的炉水泵可以启动），直到汽水分离器疏水箱疏水温度达到90。并再次确认给水水质已达到点火要求，参见附录C（规范性附录表）C.3。5.2.3.3 锅炉点火前的准备a) 点火前（12
28、24）小时投入电除尘放电极绝缘子室、振打瓷轴室及灰斗的加热装置；点火前（12）小时投入烟气粉尘与成分连续监测系统；点火前0.5小时投入各电场振打装置。b) 检查炉底水封正常，投运出渣除灰及输送收受系统。c) 投运风烟系统1) 启动两侧空预器，投入空预器的红外线探测系统及密封间隙自动调整装置。2) 按顺序启动引、送风机、冷却风机和扫描风机。炉膛风压控制在100Pa左右，投入风压自动控制。控制送风机出口总风量在2540锅炉满负荷时的空气质量流量之间。3) 投入各备用设备的备用连锁。4) 投运暖风器或热风再循环，使空预器进口二次风温度达（5070）。d) 投运炉前燃油系统，调整母管油压，建立炉前油循
29、环。e) 烟气脱硫系统的吸收区和辅助区的相关设备投运。f) 烟气脱硝系统投运前准备g) 制粉系统投运前准备1) 根据机组启动要求，确认各煤仓内的煤量和煤质工业分析数据。2) 完成一次风机及密封风机启动前检查。完成制粉系统启动前检查。3) 确认磨煤机系统的充惰灭火消防设施已处备用状态。h) 确认锅炉压力控制安全阀已投用并处于自动和遥控状态。i) 进行吹灰系统投运前检查，应全部处于退出位置。5.2.3.4 锅炉点火、升温、升压的操作要点a) 锅炉点火前应进行燃油泄漏试验并合格。b) 锅炉点火前必须将燃烧器的调风挡板或调风器调到制造厂规定的开度，完成约30锅炉最大出力时的空气质量流量进行（510）m
30、in的炉内吹扫。之后将风箱与炉膛差压处于点火数值。c) 再次确认省煤器出水满足启动流量数值，以及省煤器出口处水温在相应压力下的饱和值之内。d) 初点火后应及时至就地直接观察着火状况，迅速调整火炬使保持良好的燃烧状况。若冒黑烟或火炬点燃迟后，油雾化质量差，燃料空气混合不好，喷射至水冷壁，在10min内无法改善时，应停用检查原因。此时电视观察炉膛火焰只能作为辅助手段。e) 锅炉点火后应及时投入空气预热器的吹灰器。f) 在燃用局部燃烧器的状况下，为使炉内热负荷均匀，应对称投用，宜每隔30min左右更换位置一次。g) 锅炉点火后，严格控制水冷壁的温升率在2min之内，及各受热面出口介质温度的温差通常可
31、保持在25之内。注意检查受热面金属温度，若发现个别点超温，应即减缓燃烧强度并确认该点测温元件测值的真实性，使其恢复到正常水平。h) 当汽压到达0.2MPa后可以全关受热面空气门及疏水门，升温升压速率用蒸汽旁路阀和燃烧速率来控制。此时主蒸汽和再热蒸汽平均升温率可控制在4.5min左右，参见附录D（资料性附录）图D1。i) 当分离器压力达（0.50.7）MPa，水冷壁出口水温为饱和值时度膨胀开始，此时注意维持锅炉燃料量稳定，保持汽水分离器疏水箱水位正常范围内，当水位超限时，应检查高水位疏水阀已开启，防止满水。j) 在投运初期，常因燃烧率低，产汽量少，而造成汽温偏高及分配不均引起受热面局部超温状况。
32、为此，一方面应尽可能地提高给水温度，另一方面启动流量不能太大，另外宜早投磨煤机。当空气预热器出口热风温度到达160后，启动一次风机和密封风机，开始暖磨，投运制粉系统。在燃用贫煤或水分较高煤质时，该温度宜升至200左右。投粉后若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风（510）min，待炉膛温度升高后再投粉。如两次不着火，应停用该制粉系统，分析原因，予以解决前严禁盲目试投。k) 首套制粉系统投入后，锅炉灰渣系统、电除尘电场、烟气脱硝、烟气脱硫系统可相应投用。l) 当水冷壁出口介质温度达到（180200）左右，分离器压力约（1.21.5）MPa时，维持锅炉燃料量，停止升温升压，锅炉进入热态清洗
33、通常汽水分离器疏水箱疏水含铁量小于100gL，二氧化硅含量小于40gL，热态清洗合格，参见附录C（资料性附录）表C2。m) 调整锅炉燃料量，使锅炉出口蒸汽参数逐渐与汽轮机侧冲转参数相匹配。对设有蒸汽旁路系统的机组，此时可进行调控对汽轮机冲转压力予以设定。n) 当蒸汽参数达到汽轮机冲转数值的同时，应再次检查蒸汽品质符合冲转要求，参见附录A（规范性附录）表A3，汽轮机冲转。若蒸汽品质不能满足冲转要求时，须继续进行清洗。o) 机组从冲转全速空负荷试验并网过程中锅炉应保持燃烧率稳定，尽可能维持蒸汽参数。5.2.3.5 机组带负荷后锅炉运行要点a) 机组并网初负荷运行正常后，通常将目标负荷设定为10额
34、定负荷，升负荷速率在1/min左右。对设有蒸汽旁路系统的条件下，锅炉燃烧率可不变化，由旁路来控制机组负荷上升的定压运行，直到旁路阀全关。b) 机组升负荷过程中，当负荷增加100MW后，应维持该负荷运行一段时间，以便就地检查锅炉膨胀情况。之后升负荷速率仍可控制在额定负荷的1/min左右。c) 当主蒸汽流量和启动流量相近时，分离器开始从湿态向干态运行过渡（对带炉水循环泵启动系统的启动，在进入干态后炉水泵停运，暖泵系统投用）。此时，要特别注意除氧器水位的调节性能，防止剧烈波动影响凝泵和给水泵的运行、锅炉受热面金属局部超温而导致系统失控。为此宜尽量缩短这段过度时间。d) 当进入干态运行后，机组处于变压
35、运行工况，此时必须监视汽水分离器出口即中间点工质温度（或焓值）的变化，使其处于（1020）的过热度。应用水燃比作为主要的调节手段，水燃比随负荷的升高而增大，在调节过程中，必须考虑到由于反应速度的不同，而采取加煤先加风，和利用自补偿等对策来改善它们之间的动态响应特性。此时主蒸汽喷水减温只能作为辅助的微量调节和应急减温手段。为了防止水冷壁出口工质温度升高和引起喷水点上游侧的过热器超温，通常喷水量不宜超过总蒸汽流量的（35）。e) 对主蒸汽压力为（2527）MPa的超临界锅炉，在变压运行工况的状况下，当机组负荷到达额定值的90以上后，蒸汽进入超临界状态，此时下辐射区水冷壁出口工质的最高温度不应超过4
36、00，防止温度过高而致使相变点移至燃烧中心区域，从而导致局部过热的不安全运行。同时中间点温度最高不应超过430。f) 从锅炉点火至满负荷运行的过程中，特别在低负荷阶段、湿态进入干态运行工况以及亚临界进入超临界工况时，必须加强水冷壁出口、过热器及再热器各管圈金属壁温的监视。塔式锅炉的温度偏差应控制在25以内。超出时，需尽快寻找原因并予以解决。g) 在升负荷阶段，应加强炉膛各受热面清洁状况的监视。尤其在燃用ST（灰渣软化温度）1260的严重结渣的煤种时，当负荷升至80BMCR时，宜进行炉膛吹灰工作；对燃用中等结渣特性的煤种（ST13701450）也应在机组到达额定负荷后，对炉膛进行全面吹灰一次。在
37、吹灰器投运初期应根据锅炉各部汽温、烟温、通道阻力的变化，应尽快摸索出各级受热面吹灰器的投用规律。h) 随着负荷的升高，各相关辅机投运的同时，尽可能采用功能组程控和逐步投入各自控设施。如当负荷升到50额定值后在投用送风、氧量、磨煤机出口温度、磨煤机负荷自动的基础上，投入能予以热值校正的燃料主控和锅炉主控的自动。5.2.4 热态启动5.2.4.1 热态启动原则机组热态启动的原则是保证汽轮机/锅炉的金属温度尽可能不被冷却,尽快过渡到相应的工况点之上。因此，在启动过程中要严格遵照热态启动曲线，加快锅炉的升温升压速率；选择较高的汽轮机冲转参数（包括轴封汽），尽快冲转并网带较高的初负荷，以此缩短启动时间。
38、参见附录D（资料性附录）图D2。5.2.4.2 锅炉上水a) 汽水分离器疏水箱压力小于18MPa，允许向锅炉进水。压力大于18MPa时不得进水。通常初进水量在10BMCR之内，使省煤器、水冷壁、汽水分离器金属温降率在1.5/min以下。待水冷壁各点温度均低于饱和值时，可逐渐增大至启动流量。b) 检查锅炉上水水质合格，在合格的工况下，不需进行冷态冲洗和排放。除氧器连续加热投入，尽量提高给水温度，但须保持省煤器出口处水温在饱和值之内。5.2.4.3 锅炉点火前的准备同5.2.3.35.2.4.4 锅炉点火、升温、升压操作要点a) 点火启动前不必对锅炉进行预热，锅炉各疏水门不需要开启，主蒸汽压力仍在
39、0.2MPa以上时，除开启省煤器和水冷壁放气门外，其它受热面空气门也不需要开启。b) 锅炉点火前的燃油泄漏试验及炉膛吹扫，同5.2.3.4，a)，b)。c) 为尽量提高冲转时的主蒸汽和再热蒸汽温度，可先迅速投入上层油枪。当热风温度满足后，宜自上而下地投用煤粉燃烧器。此时的汽温升速率可控制在（910）/min。当汽轮机旁路未开启时，燃烧率应不大于15BMCR，使炉膛出口烟温在535之内。d) 为了防止高温蒸汽对主蒸汽和再热蒸汽系统管内壁的氧化，造成氧化层的剥离，带来固体颗粒在管道内沉积和对汽轮机通流部分的侵蚀（SPE），在设有蒸汽旁路系统的条件下，且旁路容量达100BMCR时，可在亚临界参数附近
40、达到80BMCR的蒸汽量对系统进行吹扫，直至蒸汽品质符合冲转要求及凝结水内铁离子含量合格后，再降至冲转参数进行汽轮机通汽冲转，能起到很好的收效。e) 机组并网后升负荷速率取决于汽轮机的热应力，通常初期阶段可在1.5/min，之后可逐渐增大至（23）/min。6 锅炉运行中的调整6.1 锅炉运行中调整的基本要求a) 通过锅炉运行中的调整，使各相关参数在允许的范围内变动，是确保整套机组能安全、经济、连续运行的重要方面。b) 充分利用和发挥计算机程控及自动调节装置的功能，以利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量。c) 当燃用煤质与设计煤质的工业分析成分波动超出允许变化范围（参见附录F资料性附录）等外
41、界因素变化时，需要及时对锅炉运行的相关参数进行调整，并对计算机自控装置的参数予以修正，尽早恢复调节品质。6.2 锅炉运行调整的主要任务a) 保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求。b) 调节各参数在正常范围内变动。c) 保持炉内燃烧工况良好，使燃烧完全，炉膛温度场和热负荷分布均匀，减少结渣或结渣后可借助吹灰器清除，并不使燃烧器烧损。d) 维持炉膛水冷壁内正常的水动力工况和避免各级受热面管壁超温。e) 及时调整锅炉运行工况，提高锅炉效率，使各参数保持在最佳数值范围内运行。6.3 调整的主要项目6.3.1 燃烧调整 通过燃烧调整，确立合理配风，使燃烧工况稳定，经济性提高，同时减少NOx、SOx的生成
42、量，并使燃烧室热负荷分配均匀，减少热偏差；保持炉膛火焰适当的氧化、还原区域，防止受热面结渣、堵灰、高温腐蚀。a) 直流燃烧器用燃料风（周界风）挡板，旋流燃烧器用内调风器进行适当调节，视煤质状况改变着火位置，改善着火的稳定性。对于切向燃烧方式的直流燃烧器，从背火面观察着火点离喷口应在（0.30.5）m范围内；对墙式对冲燃烧方式的旋流燃烧器，着火点应在燃烧器的喉部，并在燃烧器出口约两倍喷口直径范围内，形成火焰为黄色不刺眼的着火区。b) 改变风箱炉膛差压即调整辅助风（二次风）量来改变火焰的刚性，使火焰不冲刷水冷壁，对平衡通风的锅炉通常炉膛风压控制在（50100）Pa，当锅炉出力在80BMCR及以上时
43、合适的风箱炉膛差压，对燃用挥发份Vdaf18中等以上的贫煤和烟煤约为（9001000）Pa；对挥发份不高的贫煤或无烟煤约为（10001100）Pa，或按制造厂推荐值。c) 调整炉膛出口过剩空气系数“”值来确定较低的排烟温度和飞灰含碳量。在煤粉细度根据煤质已确定，并通过制粉系统调整达到要求（见9.3.1、9.3.2节制粉系统启动与调整条款）；炉膛和烟道的漏风得到控制之后，用调节送风机进风量改变二次风量的方法，对炉膛出口氧量进行设定。通常在锅炉出力达到75BMCR后，氧量到达最低值约（2.53.5），相对应的“”值约为1.11.2。d) 调整过燃风，使煤粉实现分级燃烧来遏制炉内NOx、SOx的生成
44、量。在燃烧器组顶部过燃风喷嘴以下，煤粉在空燃比小于1.0（1.05）的还原性气氛下缺氧低温燃烧，抑制了燃烧火焰中心NOx、SOx的生成率，当燃烧延伸到上部和过燃风混合后，使氧量增加，在火焰温度降低的氧化气氛下充分燃尽，使NOx、SOx的生成量减少，同时对受热面的结渣和高温腐蚀也均会减轻。e) 对四角切向燃烧用调节正、反切喷嘴的射流强弱；对前后墙对冲燃烧用左右喷燃器外二次风量的变化；及各相对称部位燃烧器煤粉浓度的均匀性改善来减小炉膛出口两侧的烟温分布不均所带来的热偏差。塔式炉型壁温差值可控制在25之内。f) 根据机组带不同的负荷，使燃烧器在允许的热功率范围内，连同相对应的制粉系统进行合理的组合投
45、停方式，使能保持有助于燃烧的煤粉浓度，避免脱层运行，确保燃烧稳定、蒸汽参数符合要求、炉内燃烧中心与温度场分布合理，来保持水动力的安全。g) 根据炉内结渣、沾污规律，尽快掌握炉内吹灰器的投用对受热面除灰渣效果、对汽温和排烟温度改善的作用，以便确定炉内各吹灰器投入的方式及频度。6.3.2 锅炉汽温的调整a) 通过汽温调整，确定合理的中间点温度、燃烧器摆角、减温水量。并掌握调温过程的动态特性，使汽温波动幅度符合要求：两侧汽温和管壁温度的偏差不超过允许值。锅炉正常运行带50%BMCR以上出力时，通常主蒸汽温度和再热蒸汽温度都应控制在额定温度值，过热汽和再热汽温度的波动幅度，稳态时5；负荷变化在5、变功
46、率3/min动态时，应10.两侧偏差应小于允许值。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。b) 主蒸汽温度的调整应用水燃比的变化作为主要手段，使中间点汽温保持（1020）的过热度，以减温水作为微调的辅助手段，其用量不宜超过总蒸发量的（35）。c) 再热蒸汽温度的控制以燃烧器摆角调节为主，用变更过量空气系数“”和燃烧器投运组合方式及它们间热功率变化为辅，当汽温偏高，上述手段调整不能满足的情况下，方能投用减温水。d) 减温水的使用及注意事项。1) 过热器减温水投用中，必须加强对其上游侧受热面管壁温度直至中间点温度的监视，防止超温。为了不使主蒸汽带水温降过大，及尽量减少高汽温区段壁温也相应提高，致使SPE更易发生的弊端，应以一级减温水作调节，二级减温水仅在汽温突升需紧急降温时投用。2) 尽快掌握各级减温水投用使汽温变化的动态特性，避免矫枉过正的调节方式。3) 低负荷运行时，减温水的调节尤须谨慎。为防止引起蒸汽带水，减温后温度应确保过热度10以上，投用再热器事故减温水时，应防止低温再热
