某某公司锅炉运行规程（全套）【稀缺资源路过别错过】

ICS CCS 备案号： 锅炉运行规程 （试行） 宁 夏 京 能 宁 东 发 电 有 限 责 任 公 司 发 布 Q/JNNDPC 宁 夏 京 能 宁 东 发 电 有 限 责 任 公 司 技 术 标 准 2010-08-28 发布 2010-09-01 实施 Q/BEIH-NDP 10421-2010 Q/BEIH-NDP 10421-2010 I 目 次 前言 .III 1 范围 .1 2 规范性引用文件 .1 3 锅炉概述 .2 3.1 锅炉设备系统介绍 .2 3.2 锅炉基本性能 .16 3.3 设备规范 .18 4 风烟系统 .51 4.1 暖风器运行 .51 4.2 空预器运行 .53 4.3 引风机运行 .58 4.4 送风机运行 .62 4.5 事故处理 .65 4.6 二十五项反措对防止炉膛爆炸事故的规定 .69 4.7 二十五项反措对防止锅炉尾部再燃烧事故的规定 .70 5 燃烧系统 .72 5.1 一次风机运行 .72 5.2 密封风机运行 .75 5.3 磨煤机运行 .77 5.4 给煤机运行 .82 5.5 等离子系统运行 .84 5.6 微油点火系统 .87 5.7 火检冷却风机运行 .89 5.8 制粉系统事故处理 .90 5.9 二十五项反措对防止制粉系统和煤尘爆炸事故的规定 .92 6 锅炉吹灰系统 .94 6.1 吹灰系统投入前的检查与准备 .94 6.2 吹灰系统投入 .94 6.3 烟温监测 .95 6.4 吹灰系统运行维护 .96 7 锅炉试验 .97 7.1 阀门挡板试验 .97 Q/BEIH-NDP10421-2010 II 7.2 辅机试验 .98 7.3 锅炉主保护试验 .100 7.4 锅炉水压试验 .101 7.5 安全门试验 .105 7.6 二十五项反措中对超压水压试验、安全门试验的规定 .106 8 锅炉启动 .108 8.1 总则 .108 8.2 锅炉启动应具备的条件 .109 8.3 锅炉启动前的准备 .109 8.4 冷态启动 .110 8.5 热态（温态）启动 .122 9 机组运行 .124 9.1 总则 .124 9.2 机组运行中主要控制参数及限额 .124 9.3 机组运行控制方式 .127 9.4 机组运行检查监视维护 .130 9.5 负荷调节 .131 9.6 燃烧调节 .132 9.7 汽压调节 .134 9.8 汽温调节 .135 9.9 给水调节 .136 9.10 AGC 运行 .137 9.11 定期工作 .138 10 机组正常停运 .140 10.1 总则 .140 10.2 机组停运前的准备 .140 10.3 正常停机 .141 10.4 机组停运后的冷却 .143 10.5 机组停运后的保养 .144 11 事故处理 .147 11.1 事故处理原则 .147 11.2 紧急停机 .147 11.3 故障停机 .148 Q/BEIH-NDP 10421-2010 III 11.4 机组综合性故障处理 .148 11.5 锅炉异常运行及常规事故处理 .161 12.1 FSSS 保护 .177 12.2 BMCS 控制 .181 12.3 负荷管理中心 .185 附录 A.190 A.1 锅炉冷态启动曲线 .190 A.2 锅炉温态启动曲线 .191 A.3 锅炉热态启动曲线 .192 A.4 锅炉极热态启动曲线 .194 A.5 饱和蒸汽温度对照表 .194 Q/BEIH-NDP 10421-2010 前 言 本规程依据制造厂家说明书、设计院资料、部颁规程及标准、防止电力生产重大事故的二十五 项重点要求等资料编写而成。 本规程为试行版，发电部将在机组正式投产后三个月内进行修编完善，并发布正式版。 本规程和锅炉系统图配合使用。 本规程解释权属发电部。 本规程自下发之日起试行。 下列人员应熟悉本规程：总经理、副总经理、总工程师，副总工程师，发电部部长（正、副）， 设备部部长（正、副），安全监察部部长（正、副），设备部各专业人员，发电部各专业专工、总值 长。 下列人员必须掌握并执行本规程： 值长、机组长、主值、副值、巡检 本规程由宁夏京能宁东发电有限责任公司发电部负责编写。 编写： 陈 永、牛利权 审核： 周 超、刘 君 复审： 李彦军 批准： 陈大宇、李春喜 Q/BEIH-NDP 10421-2010 Q/BEIH-NDP 10421-2010 1 锅炉运行规程 1 范围 本规程规定了宁夏京能宁东发电有限责任公司的 HG-2210/25.4-YM16 型锅炉的启动、运行维护和 保养、停运、事故处理、试验等方面的具体操作要求和应遵循的原则。 本规程适用于宁夏京能宁东发电有限责任公司 1 号、2 号机组。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有 的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方 研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 原电力部电力建设施工及验收技术规范 （锅炉机组篇）DL/T5047-95 原电力部电力工业锅炉压力容器监察规程DL612-1996 劳动部蒸汽锅炉安全技术监察规程 原能源部防止火电厂锅炉四管爆漏技术守则1992 版 国家电力公司火力发电厂设计技术规程DL5000-2000 原电力部火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则DL/T589-1996 国家标准水管锅炉受压元件强度计算GB9222-88 国家现行标准钢结构设计规范 电力行业标准火力发电厂金属技术监督规程DL/T5095-1999 电力行业标准火力发电厂主厂房荷载设计规程DL438-2000 国家标准建筑抗震设计规范GB50011-2001 电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002 国家标准固定式工业防护栏杆安全技术条件GB4053（最新版） 国家电力公司火力发电厂钢制平台扶梯设计规定 （DLGJ158-2001） 国标火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-96 国标工业建筑防腐蚀规范 GB50046-95 国标钢结构管道安装技术规程 YB/T9256 国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 Q/BEIH-NDP10421-2010 2 3 锅炉概述 3.1 锅炉设备系统介绍 3.1.1 锅炉型式及本体介绍 宁夏京能宁东发电有限责任公司一期为 2 台 660MW 燃煤汽轮发电空冷机组，锅炉为超临界参数 变压运行螺旋管圈加垂直管直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、固态排 渣、全钢悬吊结构 型锅炉、室内布置燃煤锅炉，锅炉采用紧身封闭。锅炉型号：HG-2210/25.4- YM16，设计煤和校核煤由宁夏灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马莲台矿区和红岩湾矿区供给。4 只低 NOX 墙 式直流燃烧器采用四面墙布置、切圆燃烧，6 台 ZGM113G-II 中速磨煤机配正压直吹制粉系统。 锅炉额定工况及 BMCR 工况设计参数 锅炉出口蒸汽参数为 25.4MPa(a)/571/569，锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）为 2210 t/h，最终 与汽轮机的 VWO 工况相匹。 名称 单位 B-MCR BRL 主蒸汽流量 t/h 2210 2115 主蒸汽温度 571 571 主蒸汽压力 MPa(a) 25.4 25.29 再热器进口压力 MPa(a) 4.584 4.368 再热器进口温度 319 314 再热器出口压力 MPa(a) 4.364 4.158 再热器出口温度 569 569 再热蒸汽流量 t/h 1868.2 1783.2 给水温度 283.2 280.1 注： 3.1.1.1. 压力单位中“g” 表示表压。 “a” 表示绝对压（以下均同） 。 3.1.1.2. 锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）对应于汽机 VWO 工况下的进汽量。锅炉额定蒸发量(BRL)对 应于汽轮机 TRL 工况下的进汽量。 3.1.2 锅炉的特点 3.1.2.1. 技术特点 本锅炉是超临界燃煤直流锅炉,可适用于各种变压工况运行，具有较高的锅炉效率和可靠性。其技 术特点如下： （1）良好的变压、备用和再启动性能 锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，具有较高的质量流速，在各种负荷下均有足够的冷却 能力，并能有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差，水动力特性稳定；采用 4 只启动分离器，壁厚均匀， Q/BEIH-NDP 10421-2010 3 温度变化时热应力小，适合于滑压运行，提高了机组的效率，延长了汽机的寿命。 （2）采用大气扩容器的启动系统 锅炉具有快速启动能力，缩短机组启动时间；系统简单、运行可靠。启动系统设置了足够容量的 大气式扩容器和疏水箱。 （3）燃烧稳定、温度场均匀的新型切圆燃烧系统 新型切圆燃烧方式能保证沿炉膛水平方向均匀的热负荷分配。这种强化型切圆燃烧方式，因煤粉 气流垂直于水冷壁，切圆更易保持，且大切圆使炉膛内火焰充满度好，对于保证燃烧稳定性有利。此 种燃烧方式除保持切圆燃烧方式的所有优点之外，与传统的角式布置的燃烧器相比，具有火焰行程短， 火焰两侧补气条件好等优点。 （4）高可靠性的运行性能 水冷壁为超临界直流水循环系统，水冷壁采用下部螺旋盘绕上升和上部垂直上升膜式壁结构，有 效地补偿沿炉膛周界上的热偏差。 过热器为辐射对流型，低温过热器布置于尾部竖井后烟道，分隔过热器和末级过热器布置于炉膛 上部。过热蒸汽温度系统采用煤水比和两级喷水减温控制。采用横向节距较宽的屏式受热面，有效防 止管屏挂渣。 高温再热器布置于水平烟道，低温再热器布置于尾部竖井前烟道，再热器采用烟气挡板调温、低 负荷过量空气系数调节，在低再出口至高再进口管道上设置事故喷水减温器。 （5）过热器、再热器受热面材料选取留有大的裕度 为了降低超临界锅炉因过热器和再热器出口汽温的提高所导致的高温段受热面烟气侧高温腐蚀和 管内高温氧化，采用大量的奥氏体钢管。 （6）省煤器采用较低的烟气流速并装设防磨盖板等措施有效地减少受热面的磨损。 3.1.2.2. 结构特点 (1)本锅炉中、下部水冷壁采用螺旋管圈，上部水冷壁采用一次上升垂直管屏，二者之间用过渡集 箱连接。螺旋管圈的同一管带中的各管子以相同方式从下到上绕过炉膛的角隅部分和中间部分，水冷 壁吸热均匀，管间热偏差小，使得水冷壁出口的介质温度和金属温度非常均匀。因此，螺旋管圈水冷 壁更能适应炉内燃烧工况的变化。 (2)在螺旋管圈水冷壁部分采用可膨胀的带焊接式张力板垂直刚性梁系统，下部炉膛和冷灰斗的荷 载传递给上部垂直水冷壁，保证锅炉炉膛自由向下膨胀。 (3)为了保持过热器和再热器部件的横向节距和防止晃动，采用以下蒸汽冷却夹管和间隔管结构。 蒸汽冷却夹管用于保持分隔屏的横向节距，防止分隔屏过分偏斜，其流程如下: 分隔屏入口集箱蒸汽冷却夹管入口管蒸汽冷却夹管定位管蒸汽冷却夹管出口管末级过热 器出口集箱。 蒸汽冷却间隔管用于保持分隔屏过热器、末级过热器和末级再热器的横向节距，防止末级过热器 Q/BEIH-NDP10421-2010 4 和末级再热器过分偏斜，其流程如下: 立式低过出口连接管分隔屏区域蒸汽冷却间隔管末级过热器入口集箱。 立式低过出口连接管末级过热器区域蒸汽冷却间隔管末级过热器入口集箱。 立式低过出口连接管末级再热器区域蒸汽冷却间隔管末级过热器入口集箱。 (4)省煤器为 H 型鳍片管省煤器，传热效率高，受热面管组布置紧凑，烟气侧和工质侧流动阻力小， 耐磨损，防堵灰，部件的使用寿命长。 (5)在过热器喷水系统还设有一旁路系统，其作用是在锅炉直流负荷以上，由于暖管流量造成贮水 箱内水位升高时可将水直接打入过热器减温水系统，喷入过热器，在需要时控制贮水箱水位。 (6)过热器为辐射对流型，低温过热器布置于尾部竖井后烟道，分隔屏过热器和高温末级过热器布 置于炉膛上部。过热蒸汽温度采用煤水比和两级喷水减温控制。在上炉膛布置横向节距较宽的分隔屏 受热面，有效防止管屏挂渣。 (7)高温再热器布置于水平烟道，低温再热器布置于尾部竖井前烟道，采用烟气挡板调温、低负荷 过量空气系数调节。在低再出口至高再进口的连接管道上设置事故喷水减温器，当锅炉负荷变化再热 蒸汽温度出现波动(高于设定值)时控制再热蒸汽温度。 3.1.3 锅炉整体布置 本锅炉采用 型布置，单炉膛，尾部双烟道，全钢架，悬吊结构。炉膛断面尺寸为 19.0823m 宽、 19.0823m 深，水平烟道深度为 5.322m，尾部前烟道深度为 8.618m，尾部后烟道深度为 9.098m，水冷 壁下集箱标高为 7m，顶棚管标高为 75.5m。 锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到中间混合集箱之间 为螺旋管圈水冷壁，经中间集箱过渡转换成垂直管圈，并形成丄炉膛的前墙、侧墙、后墙及后水吊挂 管。然后在水冷壁出口集箱经小连接管汇集到下降管入口，经下降管进入到布置在水平烟道下面的汇 集集箱，分成两路经折焰角和水平烟道侧包墙和对流管束，从水平烟道侧包墙和对流管束的出口集箱 引入汽水分离器。从汽水分离器出来的蒸汽经顶棚和包墙系统进入低温过热器，然后流经分隔屏过热 器和末级过热器。 再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，低温再热器布置于尾部竖井双烟道中的前部烟道， 末级再热器布置于水平烟道中逆流换热。 水冷壁为膜式水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。从炉膛出口至 锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的分隔屏过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾 部双烟道中烟气分两路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器，一路流经后部烟道的一级过 热器、省煤器，两路烟气充分混合后进入下方的两台回转式空气预热器。 锅炉的启动系统为大气扩容式启动系统，内置式启动分离器布置在锅炉的前部上方，其进口为水 平烟道侧墙出口和水平烟道对流管束出口连接管，下部与贮水箱相连。在最低直流负荷（30%BMCR）以 下时，由水冷壁出来的汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部引出到顶棚包墙和过热器 Q/BEIH-NDP 10421-2010 5 中，分离下来的水经分离器进入贮水箱中，并经设置在贮水箱上的疏水管路排到扩容器中以维持贮水 箱中的液面高度。 过热器采用两级喷水减温器，一级减温器布置在低温过热器和分隔屏过热器之间，二级减温器布 置在分隔屏过热器和末级过热器之间，每级两点。再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，并在低温再热器 出口管道配有事故喷水减温器。 制粉系统采用中速磨正压直吹系统，每炉配 6 台磨煤机，在 5 台磨煤机运行时能带满负荷（BMCR 工况） 。主燃烧器采用固定式，共设 6 层水平浓淡煤粉一次风喷口，3 层油风室，四层分离型燃尽风室 和八层辅助风室。其中分离型燃尽风室（SOFA）采用水平摆动形式，可以调节燃烧火球在炉膛中的位 置，并用于调节由于切圆燃烧产生的炉膛出口处烟温偏差。 锅炉布置有 64 只炉膛吹灰器、40 只长伸缩式吹灰器、2 只空气预热器吹灰器，吹灰器由程序控制。 在水平烟道的末级再热器入口两侧各装设一套红外烟温测量装置，双侧设置炉膛监视闭路电视系统的 摄像头用于监视炉膛燃烧状况。 锅炉除渣采用机械式除渣方式，装于炉膛冷灰斗下部。 3.1.3.1 燃烧室 按电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002 确定锅炉的几何尺寸和其计 算值（包括炉膛容积、炉膛容积热负荷，燃烧器区壁面热负荷、炉膛有效的投影辐射受热面（EPRS） 热负荷、炉膛断面热负荷、炉膛出口烟气温度、后屏底烟气温度、顶层燃烧器至屏底的距离、底层燃 烧器至冷灰斗折角的距离等） 。 炉膛热力特性参数的确定,综合考虑下列因素：保证着火稳定，燃烧完全，煤粉的燃尽率高；保证 在最低稳燃负荷工况下长期安全运行而不需要投油助燃；防止水冷壁和炉膛出口处受热面结渣、腐蚀； 防止对流受热面沾污；实现低 NOX 排放等。 炉膛的特性： （1） 点火方便、燃烧稳定、安全； （2） 有效的防止炉膛结焦； （3） 燃烧室空气动力场良好，出口温度场较均匀，炉膛出口同一标高烟道两侧对称点间的烟温偏差 不超过 50。炉膛出口和水平烟道沿炉宽烟速偏差不大于 20%。沿炉宽各管间热偏差系数小于 1.2； （4） 受热面不产生高温腐蚀，防止高温腐蚀及高温氧化（尤其是末级过、再热器、水冷壁管） ； （5） 炉膛出口烟温，无论在燃用设计煤种还是在燃用校核煤种时，都保证炉膛及受热面不结渣、不 积灰。当锅炉出力在 B-MCR 时，炉膛出口烟气温度不大于（ DT100）与（ST150 ）的较小值。 （6） 在各种运行工况下，锅炉炉膛设计使炉膛水冷壁管、管屏、过热器和再热器的任何部位都不直 接受到火焰的冲刷； （7） 决定炉膛热负荷时，对于锅炉在 B-MCR 工况下，炉膛出口烟气温度的确定考虑在任何工况下受 热面不会结焦； Q/BEIH-NDP10421-2010 6 （8） 炉膛布置的吹灰器能随炉体膨胀。 锅炉具有先进的防止煤粉爆炸的措施和良好的防止内爆的特性。燃烧室的设计承压能力不小于 5.98KPa，当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载能力不低于9.98KPa。 3.1.3.2 给水系统 从高加出口引来的锅炉主给水管道布置在锅炉构架内的炉右侧，在给水操纵台上的主给水管道上 布置有一只电动闸阀和一只止回阀，电动闸阀并联有一只旁路调节阀并在其前后设置两只电动截止阀， 调节阀的通流能力为 35%BMCR，满足锅炉启动和最低直流负荷的需要。此调节阀主要用于锅炉启动阶段 在未达到直流负荷之前的给水调节并使得给水压力与省煤器入口压力相匹配。当主给水闸阀全开后， 调节阀关闭。 在给水操纵台后的主给水管道上有过热器减温水总管的水源接口和一只用于测量省煤器入口水流 量的长颈喷嘴。 长颈喷嘴用来在锅炉低负荷运行时精确控制和测量，保证进入省煤器中给水流量一直等于或大于 锅炉最低给水流量。 主给水管道从锅炉单侧引入省煤器入口集箱。 水冷壁、折焰角和水平烟道包墙均为管子加扁钢焊接成的膜式管屏。 给水经省煤器加热后进入水冷壁下集箱（其标高为 7m） ，经水冷壁下集箱再进入水冷壁冷灰斗。冷 灰斗的角度为 55，下部出渣口的宽度为 1455mm。灰斗部分的水冷壁由前、后水冷壁下集箱引出的 460 根直径 38mm、壁厚为 7.3mm、节距为 53mm 的光管组成的管带围绕成。经过灰斗拐点（标高为 20.266m）后，管带以 18.736的螺旋倾角继续盘旋上升。在炉膛的四角，螺旋管屏以 250mm 的弯曲半 径进行弯制。 螺旋管圈水冷壁在标高 48.465m 处通过中间集箱转换成垂直管屏。相邻的中间集箱均用压力平衡 管连接。螺旋管圈水冷壁通过直径为 219mm、材料为 15CrMoG 的中间集箱转换成垂直管屏，垂直管屏 由 1384 根材料为 15CrMoG、31.8mm、节距为 55mm 的管子组成，垂直管屏(包括后水吊挂管)出口集箱 的 40 根引出管与 2 根下降管相连，下降管分别连接折焰角入口集箱和水平烟道侧墙的下部入口集箱。 折焰角由 346 根 427、节距为 55mm 的管子组成，其穿过后水冷壁形成水平烟道底包墙，然后形成 4 排水平烟道管束与出口集箱相连。水平烟道侧墙由 94 根 44.57mm 的管子组成，其出口集箱与烟 道管束共引出 24 根 168mm 的连接管与 4 只启动分离器相连，汽水混合物在其中分离。 在运行过程中为监控水冷壁的壁温，在螺旋水冷壁管出口装设了 76 个壁温测点，在前、侧墙垂直 管屏和后水吊挂管出口共装设了 88 个壁温测点。 水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁，保证燃烧室的严密性，鳍片宽度能适应变压运行的工况。并确 保在任何工况下鳍端温度低于材料的最高允许温度。 在任何工况下（尤其是低负荷及启动工况） ，保证在水冷壁内有足够质量流速，以保持水冷壁水动 力稳定和传热不发生恶化，特别是防止发生在亚临界压力下的偏离核态沸腾和超临界压力下的类膜态 Q/BEIH-NDP 10421-2010 7 沸腾现象。在设计中采用防止膜态沸腾的措施。水冷壁的设计考虑了起动时汽水膨胀现象。 水冷壁管进行水动力不稳定性和水冷壁管内沸腾传热计算，确定不发生脉动的界限质量流速和管子 最大壁温及管子上下壁温差。还进行水冷壁管管壁温度工况的校核，判断管子的温度和应力是否在许 用范围内。 对螺旋管水冷壁，螺旋管倾角的选择充分考虑汽水分层、传热恶化的影响。 水冷壁的水量和热量分配均匀，以保证沿炉膛宽度方向和四周方向吸热均匀。水冷壁有足够的动 力水头，以防止水循环中出现停滞、倒流、不稳定的水动力等等，水冷壁的设计保证螺旋管出口相邻 两根管子之间的温度偏差不高于 50oC。 最低直流负荷不大于 30% B-MCR。 3.1.3.3 过热器系统 过热器系统按蒸汽流程分为顶棚包墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器和末级过热器。 经 4 只汽水分离器引出的蒸汽进入外径为 406mm 的顶棚入口集箱，顶棚过热器由 173 根 63.5mm、材料为 15CrMoG、节距为 110mm 的管子组成，管子之间焊接 6mm 厚的扁钢，另一端接至外径 为 273mm 顶棚出口集箱。顶棚出口集箱同时与后烟道前墙和后烟道顶棚相接，后烟道顶棚转弯下降 形成后烟道后墙，后烟道前、后墙与后烟道下部环形集箱相接，并连接后烟道两侧包墙。侧包墙出口 集箱的 26 根 219mm 引出管与后烟道中间隔墙入口集箱相接，隔墙向下引至隔墙出口集箱，隔墙出口 集箱与一级过热器相连。 低温过热器布置于尾部双烟道中的后部烟道中，由水平管组和立式管组组成，穿过后烟道顶棚管 连接至低温过热器出口集箱。 经低温过热器加热后，蒸汽经由低温过热器出口集箱端部引出的 2 根连接管和一级喷水减温器进 入分隔屏过热器入口集箱。从分隔屏过热器出口集箱引出的蒸汽经 2 根左右交叉的同规格的连接管及 二级喷水减温器，进入末级过热器入口集箱。 末级过热器位于折焰角上方，沿炉宽方向排列共 34 片管屏，管屏间距为 550mm。每片管组由 19 根 管子绕制而成，管子的直径为 63/51mm。蒸汽在末级过热器中加热到额定参数后，经出口集箱和主 蒸汽导管进入汽轮机。 由于高压汽机旁路系统为 100%大旁路，高旁具有过热器安全阀的功能，故主蒸汽管道不设置安全 阀和 PCV 阀。 分隔屏过热器出口集箱与末级过热器进口集箱之间的连接管道为两端引入、引出，并进行左右交 叉，确保蒸汽流量在各级受热面中的均匀分配，避免热偏差的发生。 过热器系统设置两级喷水减温器，每级减温器均为 2 只。喷水减温器采用笛型管结构，筒身内设 置套筒。在 BMCR 工况下，过热器减温水的设计流量为 6%BMCR，两级减温器的喷水量均为 3%BMCR。过 热器减温水总管的最大设计通流能力按 12%BMCR。在减温水操纵台处，每路支管上均装设有一只流量测 量元件、一只电动截止阀、一只电动调节阀、一只闭锁阀。为保证喷水减温后的汽温高于饱和温度， Q/BEIH-NDP10421-2010 8 10%BMCR 负荷下，二级喷水闭锁阀关闭，减温水不能投用，20%BMCR 负荷下，一级喷水闭锁阀关闭，减 温水不能投用。 采用喷水减温时，其喷水后的蒸汽温度至少应高于相应的饱和温度 15。过热器出口蒸汽温度偏 差不超过5。 过热器出口管道上装有水压试验堵阀。 3.1.3.4 再热器系统 从汽轮机高压缸做功后的蒸汽进入到再热蒸汽冷段管道。在锅炉构架内，锅炉两侧各布置一根再 热器冷段管道，与尾部双烟道前部烟道中的低温再热器入口集箱连接。 在两级再热器间的连接管道上各布置一只事故喷水减温器，减温器筒身规格和材质与管道相同。 再热器喷水水源取自锅炉给水泵中间抽头。在每根支管上布置有电动截止阀、流量测量装置和电动调 节阀。再热器减温水管路的最大设计通流量为 BMCR 工况下再热汽流量的 4.5%。在 50%BMCR 负荷以下， 再热器减温水管路上的闭锁阀关闭，减温水不能投用。 低温再热器由水平管组和立式管组组成。 高温再热器布置于水平烟道内通过中间集箱和连接管与立式低温再热器连接。高再出口集箱两端 各引出一根再热器热段管道将高温再热蒸汽送到汽轮机中压缸。热段管道上共装设 12 只弹簧安全阀， 每侧 6 只，再热器安全阀总排量按照 100%BMCR 和高旁减温水量的综合考虑设计。安全阀全部布置于再 热器出口，当安全阀动作时，可保证有全部流量的再热蒸汽来冷却再热器受热面管，使得再热器受到 充分的保护。 再热器采用烟气挡板调温，在各工况下再热器的减温水量为零，事故工况下减温器的喷水量约 2 %再 热蒸汽流量。事故喷水减温器的设计能力、管道及阀门的选择按 200 %再热蒸汽流量（B-MCR 工况下） 设计。 再热器进出口管道上装有水压试验堵阀 3.1.3.5 省煤器系统 在尾部的后烟道内低温过热器下布置有省煤器管组。省煤器采用 H 型双肋片管。 省煤器采用悬吊结构的方式，与低温过热器共用吊挂管，省煤器出口集箱单独采用一路吊挂管， 从分隔墙下集箱引出。 省煤器出口集箱引出一根管路，与贮水箱溢流管相连，作为溢流管的暖管管路，一直将水引至溢 流阀的上游，以保持启动系统管路的暖态，避免机组甩负荷或其它极端工况时启动系统由干态转湿态 运行时当贮水箱突然产生水位而使管路受到热冲击。 下降管分成两根小下降管，并分别引至炉膛冷灰斗处的两侧与分配集箱连接。每根下降管分配集 箱引出 12 根连接管分别与水冷壁入口前、后集箱连接。 省煤器管束采用无缝钢管顺列布置，不允许错列布置。省煤器为连续管圈可疏水型，水向上流， 烟气向下流。 Q/BEIH-NDP 10421-2010 9 省煤器设计中考虑灰粒磨损保护措施，省煤器管束与四周墙壁间装设防止烟气偏流的阻流板；管 束上还有可靠的防磨装置。在 B-MCR 时，通过省煤器的烟气平均流速不超过 10 m/s。 省煤器能自疏水，进口联箱上装有疏水、锅炉充水和酸洗的连接管座。 省煤器入口联箱（包括该联箱）至过热器出口的工质总压降应不大于 3.47 MPa (B-MCR)。 省煤器在最高点处设置排放空气的接管座和阀门。 省煤器入口有取样点，并有其相应的接管座及一次门、二次门。 3.1.3.6 空气预热器系统 锅炉配备两台三分仓式回转式空气预热器。空气预热器主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换 热。 因校核煤种外在水分较大，适当提高空气预热器出口一次风温度，以满足磨煤机干燥出力要求。 空气预热器的冷端蓄热元件采用低合金耐腐蚀的钢板制作。 空气预热器采用可靠的支撑和导向轴承（平衡推力块轴承） ，支撑轴承进口结构要求便于更换，并 配置润滑油冷却水系统。 每台空气预热器除配备主辅助电动驱动装置外，还配有盘车气动马达，该马达带有电磁空气阀的 自动离合器，能进行遥控或自动操作。各驱动电机之间能自动离合，自动切换，切换由 DCS 完成。另 外还配有手动盘车手柄。 空气预热器要求采用径向、轴向和环向密封系统。密封系统采用双三密封技术。 每台空气预热器在机组额定出力时的漏风率第一年内小于 6%，并在一个大修期内小于 8%。 另外，三分仓回转式预热器的一次风漏风率应不超过 30%（运行一年后） 。 空预器烟气侧入口设有隔离挡板，进入每台空预器的烟气流量应均匀，烟温要一致。空预器进口 烟气温度在 400以下时，空预器在事故停运时，不发生永久变形，单台空预器运行能带 60%B-MCR 负荷，停转的空预器采取防止变形的措施。 空气预热器设置带有照明的窥视孔，有效可靠的火灾报警装置、消防系统和清洗系统。 空气预热器配置停转报警装置，并安装露点测量装置。 空气预热器装设适用的吹灰器，吹灰汽源要求为中压并有一定的过热度。 空气预热器在锅炉正常运行时不排灰，即空气预热器下部不设连续除灰系统及设备，只设冲洗排 水口，排水出口由锅炉厂配带细灰插板门及连接件。 3.1.3.7 锅炉启动系统 启动系统为大气扩容式不带再循环泵系统。启动系统的功能为： (1)锅炉给水系统和水冷壁及省煤器的冷态和温态水冲洗，并将冲洗水通过扩容器和疏水箱排入冷 却水总管或冷凝器。 (2)满足锅炉冷态、温态、热态和极热态启动的需要，直到锅炉达到 30%BMCR 最低直流负荷，由湿 态运行转入干态运行为止。 Q/BEIH-NDP10421-2010 10 (3)只要水质合格，启动系统可完全回收部分工质及其所含的热量。 (4)锅炉转入直流运行时，启动系统处于热备用状态，一旦锅炉渡过启动期间的汽水膨胀期，即通 过给水泵进行炉水再循环。在最低直流负荷以下运行，贮水箱出现水位时，将根据水位的高低自动打 开相应的水位调节阀，进行炉水再循环。 (5)启动分离器系统也能起到在水冷壁出口集箱与过热器之间的温度补偿作用，均匀分配进入过热 器的蒸汽流量。 启动系统由如下设备和管路组成： (1) 4 只汽水分离器及其引入与引出管系统。 (2) 一只立式贮水箱。 (3) 由贮水箱底部引出的疏水总管。 (4) 通 往 扩 容 器 的 疏 水 管 ， 装 有 传 动 装 置 的 水 位 调 节 阀 及 截 止 阀 。 (5) 启动系统暖管管路。 (6) 到锅炉过热器喷水管道及喷水旁路。 在锅炉干态运行时，由于暖阀管道一直有水进入，因此分离器贮水箱中的水位在升高，在暖管管 路上设有调节阀，该调节阀主要用于控制进入疏水管路中的暖管水流量，使之与贮水箱中的蒸发量相 匹配，避免因暖管流量的引入造成贮水箱水位过高；另外，开启喷水旁路管道也可降低贮水箱水位。 启动分离器为立式筒体，共 4 只，布置在锅炉前部的上方，距前水冷壁的中心线距离为 4.93m，分 离器间的距离为 4.5m。从水平烟道侧包墙和管束出口集箱出来的介质经 6 根下倾 15的切向引入管在 分离器的顶端引入，在直流负荷下汽水混合物在分离器内高速旋转，并靠离心作用和重力作用进行汽 水分离。在分离器内的中部偏上位置布置有脱水装置，其作用是消除介质旋转和向下的动能，使分离 器及与之相连的贮水箱中的水位稳定。在分离器的底端布置有水消旋器并连接一根出口导管，将分离 出来的水引至贮水箱；在分离器的上端布置有蒸汽消旋装置并也连接 1 根出口导管，将蒸汽引至顶棚 过热器入口集箱。每只分离器通过两根吊杆悬吊在锅炉顶板上。 贮水箱数量为 1 只，也是立式筒体，外径为 762mm，壁厚为 120mm，筒身有效高度约为 19.736m，材料为 15CrMoG，在其下部共有 2 根来自分离器的径向连接管分两层引入分离器的疏水。 贮水箱和 4 只分离器平行、并联布置，因此分离器和分离器出水管都提供一定的有效贮水容积， 使得贮水箱的体积相对减小。由于贮水箱和分离器并联可能因相互间的压力不均衡而引起各自的水位 波动，因此在贮水箱上部引出 4 根 7614 的压力平衡管与分离器相连来保持压力的平衡。 启动系统的回路设置是：水从省煤器入口集箱进入，经过省煤器、炉膛到汽水分离器，分离下来 的水通过分离器下部的贮水箱由疏水管路排到扩容器中，分离出来的蒸汽进入锅炉顶棚、水平烟道侧 包墙和尾部烟道包墙，然后依次流经低温过热器、分隔屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。 当机组负荷达到直流负荷点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于纯直流干态运行状 态。此时进入锅炉的给水量与进入汽机的蒸汽量相等。 Q/BEIH-NDP 10421-2010 11 在点火之前，给水品质应符合标准所推荐的要求。如果给水品质不符合要求，比如在长时间停炉 之后，可以用锅炉的给水泵将水经省煤器、炉膛水冷壁送入汽水分离器，再由分离器引至疏水扩容器。 此处不合格的水可以根据水质不同经冷凝器送入精处理设备，或者直接排入地沟。 一旦给水品质满足要求，就可以通过锅炉给水泵给锅炉上水。在此期间省煤器上的放气阀要打开， 以便排除省煤器中的空气。省煤器中空气排除完后，关闭省煤器放气阀，并由贮水箱疏水到扩容器以 维持贮水箱中的液面高度。如果所有的联锁保护就绪，锅炉就可以点火。在过热器和再热器建立足够 的蒸汽流量之前，燃料的投放量一定要控制，并确保末级再热器前的烟气温度不高于 538。当过热器 和再热器内的流量大约为最大流量的 15%时，减温器可以投入运行来控制蒸汽温度。 随蒸汽流量的增加，疏水量逐渐减小。当汽机主汽阀前的蒸汽压力和温度达到汽机冲转所需的最 低值后，汽机可以进行冲转。 随燃烧率和负荷的提高，进入汽水分离器的蒸汽质量百分比也逐渐增加。在锅炉负荷提高到直流 负荷点以上后，进入汽水分离器的将全部是蒸汽。此时锅炉进入直流的运行模式，疏水阀关闭。锅炉 启动系统开启暖管系统，维持疏水阀一定的温度，使其处于热备用状态。 锅炉在 30%BMCR90%BMCR 之间采用滑压运行模式。 锅炉机组的停运与启动是两个相反的过程。在停炉过程中，在直流点以上锅炉和汽机的负荷是不 断降低的。在直流点以下炉膛水冷壁内的工质流量应维持恒定。随着燃烧率和负荷的持续下降，汽水 分离器中将有水被分离出来。当贮水箱中的水位达到一定高度后，疏水阀开启，疏水泵应启动。随负 荷进一步降低，越来越多的水从分离器中被分离出来。此时应逐渐降低给水泵的出力，同时降低疏水 量，以达到维持锅炉炉膛水冷壁内最低工质流量的要求，并保持贮水箱中液面的高度。在汽机达到最 小负荷时，锅炉和汽机可以停运。 系统的各种主要运行模式: (1) 初次启动或长期停炉后启动前进行冷态和温态水冲洗时，冲洗水量可达 30%B-MCR，以清除给 水系统中的杂质。如果停炉时间在一个星期以上，启动前也必需进行冲洗。 (2) 锅炉启动：在整个启动期间，省煤器的给水量必须保持 25%BMCR 以上的主汽流量左右。冷态 和温态启动时，在锅炉点火 2030 分钟后，水冷壁即出现“汽水膨胀” ，分离器贮水箱内水位迅速上 升至高水位，也通过疏水管路上的调节阀顺利将工质排到扩容器。若水质合格，可通过冷凝器进行回 收。 (3) 热备用：当锅炉达到 30%B-MCR 的最低直流负荷工况时，应将启动系统解列，启动系统进入热 备用状态，此时疏水管路上的水位调节阀和闸阀全部关闭。随着直流工况运行时间的增加，为使管道 保持在热备用状态下，有少量省煤器出口炉水通过暖管管路引入溢流管道，此时贮水箱会出现水位。 通过开启二级减温水旁路系统维持贮水箱水位在一定的范围内。为保持启动系统的安全可靠，在锅炉 30%BMCR 负荷以上干态运行时，贮水箱必须保持有一定的水位。当锅炉进入最低直流负荷以下转入部 分负荷运行时，分离器贮水箱将出现水位，这时疏水管路上调节阀自动打开，根据储水箱中的水位自 Q/BEIH-NDP10421-2010 12 动调节其开度。 锅炉启动系统及容量的确定，根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、质量流速的选取、以及工质的 合理利用等因素确定,采用不带启动循环泵的启动系统。 锅炉启动系统，包括启动分离器、贮水箱、一体化大气式扩容器、集水箱、水位控制阀、截止阀、 管道及附件等组成。上述各设备的容量和阀门的通流能力，按 100锅炉启动系统容量来选择。 大气式扩容器的容量满足锅炉启动过程中的最大启动疏水量，大气式扩容器的最高工作压力小于 1.0MPa。 3.1.3.8 汽轮机旁路系统 采用 100%BMCR 和 65%BMCR 容量高、低压两级串联旁路。与汽轮机旁路容量、参数、控 制方式、机组运行方式相匹配。 3.1.3.9 吹灰器和烟温监测装置 吹灰系统采用 38 只 HXC-5 型长伸缩式吹灰器（行程 T10.5m） 、64 只 HXD-3 型炉膛吹灰器(行程 T=267mm)，长伸缩式吹灰器在分隔屏和末级过热器区域布置 8 只、高温再热器区域布置 6 只,尾部竖井 烟道区域布置 26 只。 炉膛吹灰器分层布置在燃烧器区域的四面墙，炉膛吹灰器共 64 只。 锅炉本体吹灰系统的蒸汽汽源均取自末级过热器入口集箱，汽源压力为 28Mpa.g，温度为 545。 当锅炉启动初期或低负荷运行时，空气预热器采用辅助汽源作为吹扫介质。 吹灰系统设置 1 套减压站，减压站配置气动减压阀、安全阀、压力开关和流量开关等。吹灰系统 的疏水为自动控制式。 在末级再热器前的两侧墙各布置 1 套红外烟温测量装置，锅炉启动初期用于监测炉膛出口烟气温 度。 在锅炉启动初期，在烟温测量装置处的烟气温度应控制不超过 538。当烟气温度接近或达到 538时，应控制炉膛热量的输入。但烟气温度升高到 538时，烟温探针将发出超温报警。 关于吹灰系统的运行建议： (1) 为保持受热面的清洁，防止积灰、结渣，保持良好的传热性能，提高锅炉的运行安全性和经济 性，机组一开始投运就必须定期对受热面进行吹灰。 (2) 在低负荷和燃烧不稳定时，锅炉本体不宜进行吹灰。 (3) 锅炉本体的吹灰顺序为从炉膛开始，顺烟气流动的方向至尾部烟道，吹灰器对称投入。 (4) 锅炉启动和负荷较低时需对空气预热器进行吹灰，防止预热器堵灰及燃烧不充分形成的油滴积 累引起的着火。 炉膛出口左右侧各装炉膛出口烟温连续监测装置（包括控制装置） ，厂用和仪表用压缩空气系统供 气压力为 0.450.65MPa（g） ，最高温度为 50；输出量程：1201650。 3.1.3.10 风烟系统介绍 Q/BEIH-NDP 10421-2010 13 锅炉采用平衡通风方式，每台炉设有两台三分仓容克式空气预热器、二台动叶可调轴流式引风机、 二台动叶可调轴流式送风机和二台动叶可调轴流式一次风机，为防止空气预热器低温腐蚀，每台送风 机和一次风机出口处各装有一台蒸汽暖风器。 BMCR 工况下，空气预热器一次风压降 0.735KPa，空气预热器二次风压降 0.956KPa，炉膛到空气 预热器出口压降 2.867 KPa。 3.1.3.11 燃烧系统介绍 锅炉设计煤和校核煤由宁夏灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马莲台矿区和红岩湾矿区供给。4 只低 NOX 墙式直流流燃烧器采用四面墙布置、切圆燃烧，6 台 ZGM113G-II 中速磨煤机配正压直吹制粉系统。每 台磨的出口由四根煤粉管接至炉膛四墙的同一层煤粉喷嘴，锅炉 MCR 和 ECR 负荷时均投五层，另一 层备用。 燃烧器的一、二次风喷嘴呈间隔排列，顶部设有 SOFA 二次风，底部设有 AA 直吹二次风。连同 煤粉喷嘴的周界风，每组燃烧器各有二次风挡板 14 组，均由电动执行器单独操作。 新型切圆燃烧燃烧方式能保证沿炉膛水平方向均匀的热负荷分配。这种燃烧方式燃烧器布置在四 面墙上，火焰喷射方向与墙垂直，燃烧器出口射流两侧具有较大的空间，补气条件好，有利于高温烟 气回流，炉膛充满度高，热流分配均匀，减少水冷壁附近烟气流扰动的影响，着火稳定，燃烧器效率 高，炉膛出口烟温均匀。同时气流刚性好不易受到水冷壁的影响造成贴墙,从而有利于防止水冷壁结焦 的产生。此种燃烧方式除保持切圆燃烧方式的所有优点之外，与传统的角式布置的燃烧器相比，具有 火焰行程短，火焰两侧补气条件好等优点。 直流燃烧器墙式布置，切向燃烧，采用成熟的浓淡分离宽调节比（WR）煤粉喷嘴，最上排燃烧器 喷口中心线标高 34870mm，距分隔屏屏底距离 21m，最下排燃烧器中心距灰斗上沿尺寸 4.5m，冷灰斗 上沿标高 19.559m,灰斗排渣口标高 7m,水冷壁下联箱标高 7m。A 层是内燃型燃烧器，在煤粉进入燃烧 器的初始阶段就用等离子弧将煤粉点燃，并将火焰在燃烧器内逐级放大，可在炉膛内无火焰状态下直 接点燃煤粉，从而实现锅炉的无油启动和无油低负荷稳燃。 点火方式为：最低层为等离子直接点煤粉，B 层为微油两级点火，即由高能电火花点燃轻油，然 后轻油点燃煤粉。油枪采用压缩空气雾化方式，炉前供油压力约为 1.0MPa。喷嘴能保证燃油雾化良好、 燃烧完全，不会出现油滴落入炉底或带入尾部烟道的现象，确保机组安全运行。油喷嘴的材质具有良 好的耐高温和耐腐蚀性能。 燃烧器设计参数见下表： 风率（%） 风速（m/s ） 风温（） 一次风 23 26 75 二次风 71 46 338 周界风 （占二次风份额） 5 46 338 Q/BEIH-NDP10421-2010 14 燃尽风 25 4660 338 炉膛漏风 5 / / 3.1.3.12 疏水、放气管道 锅炉在启动和停运时必须进行疏水和放气（汽） ，目的是： (1)保证在任何时候尾部包墙环形集箱和低温过热器入口集箱都不积存凝结水。因为积水会阻碍尾 部包墙、隔墙和低过的某些管子通过蒸汽而使受热面受热或冷却不均匀。在更恶劣的情况下，这些凝 结水会被带到管子里而形成水塞，造成管子过热。 (2)在形成蒸汽流动前，确保分隔屏过热器和末级过热器的底部可能存在的积水彻底蒸发，防止积 水在管内形成水塞；放汽可以使过热器在汽轮机冲转之前能得到充分的冷却，并且根据不同的启动工 况，利用不同的位置放汽来调整过热蒸汽温度以加快机组启动速度,同时与末级过热器金属壁温匹配。 锅炉设置了以下三个位置的疏水和放汽的管路： (1)尾部包墙环形集箱疏水管路和低温过热器入口集箱疏水管路汇成一根总管，疏水容量在额定压 力和温度下为 6% BMCR。 (2)水冷壁疏水管路来自水冷壁中间集箱和折焰角入口汇集集箱的疏放水。 疏水管上均串联布置有一只电动阀和一只手动阀，手动阀应该布置在电动阀的上游。疏水操作时 手动阀保持全开，通过开关电动阀来控制疏水。 悬吊式的分隔屏过热器和末级过热器均是不可疏水的结构。在锅炉整体水压试验和停炉后，管屏 各管圈的底部都会积有凝结水。停炉后的各种启动工况下，管屏的底端温度最低而管屏的出口集箱温 度最高，特别是热态和极热态启动工况。若启动过程中将管屏底部的凝结水带到管子和出口集箱中， 将会造成汽塞，甚至对集箱造成冲击而引起孔桥的裂纹。因此，锅炉点火初期要控制燃烧率，使管屏 下部的积水完全蒸发、汽化。建议：在启动过程中利用管屏出口金属壁温测点来监视金属温度的变化 进行判断。一般，管屏底部的水开始蒸发时出口金属壁温会有所下降，当蒸发减少或全部蒸发后金属 壁温又重新上升。 为保证锅炉安全、可靠地运行，在受压件必要位置设有疏水和放气点，在锅炉前后墙下水包上设 有疏水管，作停炉疏水用；此外，省煤器进口集箱，折焰角入口汇集集箱，水冷壁中间集箱，中隔墙 下集箱及后烟井下部环形集箱处均设有疏水管。 在锅炉点火前，过热器和再热器系统的疏水阀和放气阀必须打开，以保证系统内管道疏水，疏水 后当管道内产生蒸汽时，关闭过热蒸汽管道上的放气阀。后烟井集箱上的疏水阀待汽机旁路系统投入 后或发电机并网后立即关闭，再热器疏水阀和排气阀必须在排汽装置建立真空和开启旁路前关闭。 3.1.3.13 取样管路 锅炉设有炉水取样点、饱和蒸汽取样点、过热蒸汽及再热蒸汽取样点，每点取样管路上串连二只 手动截止阀。锅炉给水取样在省煤器入口管路上。 3.1.3.14 水动力特性 Q/BEIH-NDP 10421-2010 15 本锅炉为超临界变压运行的本生型直流锅炉，在整个负荷范围内蒸汽压力的变化从常压一直到超 临界压力，而水冷壁系统中的介质也将经历从水到蒸汽变化的整个过程。因此，直流锅炉的水冷壁水 动力特性要比亚临界汽包锅炉更为复杂同时也更为重要。 本工程水冷壁水动力特性计算主要包括流量的分配、管子金属壁温、静态稳定性、动态稳定性和 流动停滞，计算结果表明水冷壁水动力特性在各种运行工况下是安全的。 为保证锅炉水冷壁水动力稳定、安全，建议如下： (1)锅炉点火前要对给水系统和水冷壁进行彻底地清洗，确保沉积在管道和管子内表面的杂质、盐 分和氧化铁等清除，降低到要求的指标值； (2)直流负荷前，保证水冷壁的最小循环流量； (3)锅炉启动时，尽量投用中层和上层油枪和煤粉燃烧器； (4)密切监视螺旋水冷壁出口、垂直水冷壁出口金属壁温和启动分离器进口温度变化。 3.1.3.15 零膨胀点的设置 锅炉本体采用全悬吊结构，使锅炉本体的每个部分能够比较充分的热膨胀，大大地减少了由于热 膨胀受阻而产生的热应力。锅炉的自然热膨胀中心除了与锅炉的几何尺寸有关之外，还与温度的分布 有关。而锅炉在启动低负荷、满负荷和停炉工况下温度的分布是不一样的。因此，锅炉的自然热膨胀 中心是随着工况的变化而变化的。为了进行比较精确的热膨胀位移计算，以便进行系统的应力分析和 密封设计，需要有一个在各种工况下都保持不变的膨胀中心，作为热膨胀位移计算的零点。这个膨胀 中心就是所谓的人为的膨胀中心，通过一定的结构措施就能实现它。 如前所述，本锅炉某些层刚性梁的内绑带与衬垫焊接，通过固定钢板将水平力传到刚性梁上，通 过挡块作为约束来实现零膨胀点。同时，利用与刚性梁和冷钢结构相铰接的刚性梁导向装置，将刚性 梁上的水平荷载传递到刚结构上。炉膛水冷壁共设置了 4 层导向装置，尾部烟道设置了 2 层导向装置。 炉膛前、后墙及后烟道前、后墙的膨胀中心设置在锅炉对称中心线；螺旋水冷壁侧墙膨胀中心设 置在距炉膛后墙中心线 1300mm 处，垂直管屏水冷壁侧墙的膨胀中心设置在距炉膛后墙中心线 1300mm 处。 3.1.3.16 除渣系统 本锅炉采用克莱德贝尔格曼电力集团公司干式排渣技术机械出渣，炉底密封挡板装置呈环状插入 渣斗的上沿口水密封槽内，通过它对炉膛底部密封。水密封槽结构尺寸与锅炉膨胀量相匹配，水封槽 的溢流水采用外流式，无论锅炉任何工况，都要保证水不会溢流到干式排渣机内。 干式排渣机的冷却风是靠锅炉负压吸进去的，根据渣量、渣温、锅炉负荷进行调节，总的冷却风 量在正常出力下，小于锅炉总风量的 11.5%，最大占总风量的 2%。当锅炉出现正压时，此时没有冷 却风，渣无法靠风冷却，只能靠自然冷却。 当锅炉打风压时，应关闭干式排渣机的所有冷却风门，如果渣井下部未安装液压关断门存在漏风 Q/BEIH-NDP10421-2010 16 问题。 3.2 锅炉基本性能 3.2.1 锅炉带基本负荷并参与调峰，调峰范围 30%100%BMCR。机组能满足锅炉负荷为 30%B-MCR 及以上时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。 3.2.2 锅炉变压运行，采用定滑定运行的方式。机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方 式下参数配合的要求。不同启动方式下从启动到满负荷的启动曲线，曲线中包括蒸汽（主蒸汽和再热 冷、热段蒸汽）的压力、温度、流量和汽机转速、负荷等。从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并 列的时间和负荷上升到满负荷的时间，停炉冷却曲线。 3.2.3 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。在燃用设计煤种，煤粉细度达到设计值，在 BRL 工况下，锅 炉保证热效率大于等于 93.5%（按低位发热值） 。 3.2.4 锅炉满足在全部高压加热器停运时，蒸汽参数保持在额定值，蒸发量满足汽轮机带额定功率 660MW。此时过热器、再热器不允许超温。 3.2.5 锅炉在燃用设计煤种或校核煤种时，能满足负荷在不大于锅炉的 30%B-MCR 时，不投油长期安 全稳定运行，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率 100%的要求。锅炉的最低稳燃负荷应 经过至少 4 小时。 3.2.6 锅炉负荷变化率应达到下述要求： 在 50%100%B-MCR 时，不低于5%B-MCR/ 分钟 在 30%50%B-MCR 时，不低于3%B-MCR/ 分钟 在 30%B-MCR 以下时，不低于2%B-MCR/分钟 允许的阶跃负荷变化，在 50%B-MCR 以上时，每分钟不少于 10%B-MCR，在 50%B-MCR 以下时，每 分钟 5%B-MCR。 3.2.7 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在 35%100%B-MCR、再热汽温在 50%100%B- MCR 负荷范围时，应保持稳定在额定值，过热器出口蒸汽温度偏差不超过5，再热器出口蒸汽温 度偏差不超过5。 3.2.8 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于5。偏差大时，分析调整并采取消除蒸汽侧 热力偏差的措施。 3.2.9 锅炉点火方式为：A 层为等离子燃烧器，采用等离子直接点燃煤粉，B 层为高能电火花-轻油- 煤 粉方式。 3.2.10 炉膛及煤粉燃烧器的设计考虑降低 NOX 的有效措施。燃用设计煤种和校核煤种时，NO X 排放值 小于 350mg/Nm3（折算