20锅炉整套启动调试调试措施要点

工程代号1102-6152密级一般专业代号605目录号20华电莱州发电有限公司一期（2X 1000MW级）工程#1机组锅炉整套启动调试措施（A 版 /0）编制:审核:批准:华电莱州发电有限公司一期（2X1000MW级）工程# 1机组锅炉整套启动调试措施1概述1.1锅炉概况华电莱州发电有限公司一期工程两台 1000MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV 输电线路送入光州变电站。主要设备为：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，汽轮机由东方汽轮机厂制造，发电机由东方电机股份有限公司制造。锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运 转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构n型锅炉。设计煤种为活鸡兔矿、 补连塔煤矿煤，校核煤种是神府和晋北混煤。锅炉点火油系统采用机械雾化方式，并采 用微油点火装置，燃油采用0号轻柴油。制粉系统采用冷一次风正压直吹式，设有两台 50%容量的动叶可调轴流式一次风机，提供一次热、冷风输送煤粉。采用两台静叶可调 吸风机和两台动叶可调送风机。锅炉采用二级点火方式，点火方式采用高能电火花点燃 轻油，然后点燃煤粉。油燃烧器共 48支油枪，采用机械雾化方式，每支油枪的出力为 0.9t/h,采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置，锅炉 设有微油点火燃烧器以及微油点火系统，后墙最下层配置8支气化小油枪以节约燃油，降低调试和运行费用，#1锅炉采用不配置启动循环泵的启动系统，#2锅炉采用配置启 动循环泵的启动系统。每台锅炉配有 6台中速辊式磨煤机。锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用燃料/给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利 用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温， 且在低温再热器至高温再热器间连接管道上 设有事故喷水以备紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况时投用。锅炉装有吹灰器共138只，以保持各受热面的清洁。吹灰器能实现远程操作。锅炉带基本负荷并参与调峰，且能满足锅炉 RB、50%和100%甩负荷试验的要求。 点火及助燃燃用#0轻柴油，锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的 30%B-MCR，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。本工程设有烟气脱硫系统。在锅炉尾部烟道（位于省煤器出口和空气预热器的入口 之间）上还设有脱硝装置的安装布置条件。脱硝装置按采用氨触媒法方案考虑预留。在 B-MCR工况下，脱硝效率大于75%，即锅炉出口的NOx排放量小于75mg/Nm3（O2=6%）。锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵，一台 30%BMCR容 量的变速电动给水泵作为启动时用。1.2锅炉设备规范名称单位设计参数BMCRBRL锅炉-DG3000/26.15-U 1生产厂家-东方锅炉（集团）股份有限公司过热蒸汽流量t/h30332944.7过热蒸汽压力MPa26.1526.03过热蒸汽温度C605605再热蒸汽流量t/h2466.32424.8再热蒸汽进口压力MPa4.934.68再热蒸汽出口压力MPa4.734.49再热蒸汽进口温度C351347再热蒸汽出口温度C603603省煤器出口水温C331329给水温度C297295给水压力MPa30.3529.9过热器减温水温度C331329过热器喷水减温级数级22过热器喷水各级额定喷 水量t/h89.4/119.288.3/117.8再热器减温水温度C180180再热器喷水减温级数级11再热器喷水各级额定喷 水量t/h00锅炉效率（Qnet.ar）%94.1894.20燃煤量t/h395.68392.88一次风量kg/s193.1193.3送风量kg/s739.4733.0炉膛出口温度C10271024排烟温度C127125炉膛过量空气系数%1.21.2炉膛容积热负荷kW/m379.7879.21炉膛截面积热负荷MW/m24.484.451.3燃煤成分及特性项目单位设计煤种校核煤种收到基全水份Mt%15.4013.80空气干燥基水份Mad%5.065.63收到基灰份Aar%12.6725.48干燥无灰基扌车发份Vdaf%32.9325.09收到基低位发热量Qnet.v.arMJ/kg21. 6719. 14哈氏可磨度HGI5654磨损系数Ke2.21.86收到基碳Car%58.9452.30收到基氢Har%3.102.15收到基氧Oar%8.674.66收到基氮Nar%0.620.83收到基硫Star%0.600.78灰变形温度DT（）C11801250灰软化温度ST（T0C12001360灰熔化温度FT（T3）122015001.4燃料灰渣特性项目单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%44.0646.54三氧化二铝Al 2O3%20.9321.83三氧化二铁F&03%12.7311.53氧化钙CaO%11.7210.76氧化镁MgO%1.891.66氧化钾K2O%1.201.64氧化钠Na2O%0.470.51氧化钛TiO2%1.091.29二氧化锰MnO2%0.080.07三氧化硫SO3%4.782.26其他%1.051.911.5燃油特性（#0轻柴油）项目单位平均值粘度2.mm /s3.08.0灰分%v 0.02硫分%v 0.2低位发热值kJ/kg41800闭口闪点 55比重kg/m3817凝固点500PPb,应进行 排放；含铁量Fev 500PPb时，进行回收，建立循 环清洗，投运凝结水精除盐装置。当循环清洗进行到省煤器入口水质含铁量 Fev 50PPb,分离器出口含 铁量Fev 100PPb时锅炉清 洗完成，可以进入点火操作程序。当汽水分离器出口含铁量v 500卩g/L SiO2 v 200卩g/可启动锅炉疏水泵，回收进凝汽器。项目工程师：专业工程师：6.1.4锅炉点火准备序号调试内容确认/时间1.按运行规程进行辅助设备启动前的检查和电气、热工联锁保护试验。2.启动火检冷却风机、火焰TV冷却风机，确认风压正 常，备用风机投入自动。3.启动两台空气预热器，投入自动密封装置和温度控 制系统，空气马达处于备用状态。4.启动A引风机。5.调节A引风机，炉膛压力控制投自动，压力控制在设 定值。6.启动A送风机。7.调节A送风机控制挡板，使风量至最小设定值，风量 控制置于自动。8.启动B引风机。9.调节B引风机，炉膛压力控制投自动。10.启动B送风机。11.调节B送风机控制挡板，使风流量至最小设定值，置 空气流量控制于自动。12.确认炉底冷灰斗、省煤器灰斗、烟道灰斗密封良好。13.投入炉膛火焰监视电视，确认炉膛火焰电视摄像头 冷却风参数满足要求。14.投入并设定暖风器A和B温度控制为自动状态。15.调整锅炉风量，维持炉膛负压一100 Pa左右。16.投入暖风器运行。17.启动燃油泵。18.按规程进行油系统泄漏试验和炉膛吹扫。19.打开点火油遮断阀，炉前油系统充油打循环。序号调试内容确认/时间20.炉膛烟温探针投用。21.确认机组运行方式。22.投入微油点火系统火焰TV。23.启动一次风机、密封风机及A磨煤机暖风器系统并进 行暖磨。24.确认微油点火系统达到点火条件。25.给水控制投自动。26.汽水分离器水位控制投自动。27.炉膛压力控制投自动。28.风量控制投自动。29.高低压旁路（HP/LP）控制投自动，凝汽器真空建立， 低旁喷水减温水应备好。30.燃油调节阀控制投自动。31.联系投入电除尘器灰斗、绝缘子加热装置。项目工程师：专业工程师：6.1.5锅炉点火及初负荷序号调试内容确认/时间1.启动F给煤机及F磨煤机。2.锅炉微油点火，投用电除尘器。3.就地观察炉内燃烧情况，调整燃烧，使火焰着火 点适当，燃烧稳定。4.锅炉点火后，应注意监视空预器冷端平均温度， 必要时投入暖风器运行；监视水冷壁、过热器、 再热器金属壁温。5.根据着火情况和燃烧器壁温（壁温测点值V600C），逐渐开启燃烧器冷却风门.序号调试内容确认/时间6.投入微油系统联锁，进行全面检查，正常后根据分离器温升率及升压率控制要求升温升压，炉膛烟温探针显示温度必须小于538 C。7.锅炉点火后，确认高、低旁路控制压力、温度上 升率正常，高、低旁减温减压装置均正常投入运 行。8.按运行规程要求对包括空预器在内的受热面进行 吹灰。9.锅炉首次启动要注意监视各部膨胀情况。安装及 运行要有专人记录膨胀。发现有影响膨胀或膨胀 异常，应及时汇报，停止升压，经研究采取措施 消除后方可升压。10.调节磨煤机负荷，按冷态启动曲线控制锅炉升温 升压速率，保持炉膛负压稳定，注意监视各部位 烟温、风温。11.严密监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温；分 离器压力达到0.2Mpa，关闭分离器放气阀；确保 水循环稳定。12.分离器升压至0.20.4MPa,冲洗分离器水位计， 联系热工冲洗仪表管，联系化学冲洗取样管。13.分离器压力升至0.40.5MPa时，联系安装热紧螺 栓。14.当启动分离器入口温度达到190C,锅炉开始热态 冲洗，联系化学值班员取样化验水质；如启动分 离器入口温度在热态冲洗期间升高较快，可适当 控制磨煤机负荷。15.当分离器排水Few 50ppb热态冲洗结束。序号调试内容确认/时间16.增加燃烧率，维持炉膛出口烟温不大于538C ；当 过热蒸汽温度过热度超过50 T，蒸汽流量建立。 包覆过热器疏水阀关。17.关过热器分隔屏放气阀，燃烧率可以增加。在汽 机同步或蒸汽流量达到10%以前，燃烧率维持炉 膛烟温探针显示温度必须不大于538018.调整HP/LP系统的压力设定，工作在启动方式。19.稳定主汽压力9.6MPa,主汽温度在370E时，调 整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配。联系汽机 冲转。20.检查锅炉膨胀位移，并做记录。21.汽机同步后，关所有过热器、再热器疏水、放气 门；退出炉膛烟温探针。22.主蒸汽压力由旁路控制切换到汽机控制，锅炉/ 汽机控制方式为汽机跟随方式 （TF MODE）。23.通过调整燃烧率和风量，控制过热蒸汽温度及再 热蒸汽温度。24.冲转后，维持锅炉参数，适应汽机要求。25.汽机冲机至3000rpm疋速后，调整锅炉运行参数， 配合进行汽机和电气试验以及初步燃烧调整试 验，时间大约3-4天。26.电气试验结束，准备并网带初负荷。27.并网后带初负何1 2小时，机组解列，做机超速 试验。28.在锅炉升温升压过程中注意检查锅炉膨胀情况。项目工程师：专业工程师：6.2第二阶段：带负荷调试序号调试内容确认/时间1.按第一阶段程序要求进行点火、冲转、并网工作。2.机组带负荷至5%BMCR。3.冲转A汽动给水泵组。4.缓慢增加磨煤机出力，就地观察煤粉着火情况， 监测煤粉管内气流速度，视情况作必要的燃烧调 整。5.设定机组负荷命令为35%BMCR。6.锅炉按照机组冷态启动曲线进行升温、升负荷。7.投入A汽轮机-给水泵组，电泵退出运行作备用。8.按磨煤机运行规程规定启动A制粉系统.9.当锅炉负荷至35%BMCR时，运行方式从湿态正 式转入干态运行。注意：当锅炉负荷达到 35%BMCR以前，给水品质必须核实确认合格。在 锅炉干/湿态切换区域内不得长时间停留或负荷上 下波动，以免控制程序频繁切换增加机组的扰动。10.视燃烧稳定情况切除微油点火装置。11.辅汽汽源切换，并投入辅汽压力自动控制。12.继续升负荷至50%ECR。13.磨煤机带负荷调试。14.配合热控专业投自动。15.进行50%ECR甩负荷试验。16.重新升负荷进行厂用电切换试验。17.停机，进行除氧器及凝汽器等系统的清理工作。18.按前述步骤重新升负荷，当负荷50%ECR时，冲 转并投入B汽轮机-给水泵组。19.逐步升负荷，稳定燃烧，依次启动 B磨煤机、E磨 煤机。20.机组负荷70%ECR时，对吹灰器进行调试并对锅 炉受热面全面吹灰一次。21.进仃过、再热器安全阀的整定工作。22.配合热控专业投自动。23.继续升负荷至100%ECR。序号调试内容确认/时间24.进行燃烧初调整。25.根据具体情况决定是否进行 验。100%ECR甩负荷试项目工程师：专业工程师：6.3168小时满负荷连续试运行在机组经带负荷阶段试运后，机组能正常运行，断油、投高加、保护 100%投入、 自动投入率在90%以上等按验标要求的各项指标达到后即可进入 168小时试运阶段。 在机组168小时试运阶段主要以稳定运行为主。序号调试内容确认/时间1.影响机组满负荷运行的缺陷已全部消除。2.煤场燃料充足，其成分和发热量接近设计要求。3.已与中调联系，电网具备机组满负荷连续试运条件。4.锅炉热态启动前必须确认停炉期间进行的检修工作已经结束。5.锅炉热态启动过程与冷态启动过程基本相同。6.锅炉点火前各疏水门均应关闭。7.热态启动升温升压过程中，锅炉疏水门的控制要求：锅炉点火升压后应确认炉水合格；全开过热器和再热器疏水门；联系开启汽机主汽门前疏水及再热蒸汽管道疏水，8.进行暖管。？投入高、低压旁路系统，控制升温、升压速度；冲机后关闭过热器及再热器疏水。9.投入锅炉烟温探针，防止锅炉管壁超温。10.锅炉点火后，在确保分离器壁温差不超限的情况下， 应 尽快地增加燃烧率，使蒸汽参数尽快达到冲转参数。11.汽机冲转后，根据汽缸温度情况关闭机侧疏水。12.根据汽机带负荷要求，增投制粉系统。？并根据升温速序号调试内容确认/时间度投减温水防止超温。13.按生产单位运行规程规定进行机组满负荷试运行。14.在168小时连续试运行期间进行锅炉的燃烧调整工作及 吹灰器的最终调试投用。15.由于系统或其它原因，机组不能带满负荷时，由试运指 挥部决定应带的最大允许负荷。项目工程师：专业工程师：6.4锅炉停炉序号调试内容确认/时间1.锅炉停炉前，应对系统进行一次全面检查，记录缺陷。2.锅炉停炉前，应对各受热面进行一次全面吹灰。3.准备减负荷。4.在减负荷过程中，应加强对风量、汽水分离器出口工质 温度及主蒸汽温度的监视，若自动难以控制，应及时用 手动进行风量、煤水比及减温水的调整。同时应注意汽 水分离器水位的监视和控制。5.控制减负荷速度为每分钟2%BMCR ；6.退出主汽压力自动。7.减负荷时，运行的制粉系统的给煤机转速应均匀减小， 当给煤机转速降至60%左右时，可选择停一台制粉系 统。8.停止制粉系统的给煤机时，根据汽机及负荷情况，？适当增加运行给煤机的转速。9.用同样的方法可停止第二套制粉系统。10.负荷降至500MW时，保持3台磨煤机运行。11.负荷降至330MW，停用第三台磨煤机；加强对给水流 量的监视和调整。降低汽泵负荷，并视情况停止一台汽序号调试内容确认/时间泵运行。12.继续减负荷。当负荷降至300MW时，投用F制粉系统小 油枪系统，起到稳燃作用。13.当机组负荷为100MW时，停用除F磨煤机外的其他磨煤 机，保持小油枪点火系统运行。14.锅炉继续减负荷，当给水流量为706t/h,主蒸汽压力接 近8.0MPa时，将机组负荷减至零。15.停止最后一套制粉系统运行，锅炉熄火，停止两台一次 风机运行。16.通知值班员，退出电除尘运行。17.保持30%MCR通风量吹扫5分钟后，按程序停止送风 机、引风机运行。18.锅炉熄火后，将分离器水位升至最高可见水位，停止进 水。19.空预器停条件满足时（入口烟温低于150C ），停止空预器 运行。20.炉膛温度不大于90C时，停止火检冷却风机运行。21.根据情况决疋停炉后采取热备用或放水， 并采取锅炉防 腐措施以保护锅炉。22.停炉后继续监视排烟温度及空预器烟温，防止空预器着 火。23.填写试运记录。项目工程师：专业工程师：7锅炉运行的控制与调整7.1锅炉运行的监视和调整7.1.1锅炉运行的监视和调整，必须保证各参数在允许的范围内变动，并应充分利用和 发挥自动装置调节功能，以利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量，当自动装置投运时，运行人员应加强对各工况参数的监视，并应经常进行参数变化情况 的分析，发现不正常时，应立即将其切至手动，维持运行工况正常，并应尽快处 理。7.1.2锅炉运行调整的任务7.1.2.1保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求；7.1.2.2调节各参数在允许范围内变动；7.1.2.3保持炉内燃烧工况良好；7.1.2.4确保机组安全运行；7.1.2.5及时调整锅炉运行工况，提高锅炉效率，尽量维持各参数在最佳工况下运行。7.2锅炉的燃烧调整7.2.1锅炉燃烧调整的目的是：确保燃烧稳定，提高燃烧的经济性，使燃烧室热负荷分 配均匀，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、结油垢等，保证锅炉运行各参数正 常。7.2.2锅炉运行时，应了解燃煤、燃油品种和化学分析，以便根据燃料特性，及时调整 运行工况。正常运行时运行人员应经常对燃烧系统的运行情况进行全面检查，发 现燃烧不良时应及时调整。7.2.3锅炉燃烧时应具有金黄色火，燃油时火焰白亮，火焰应均匀地充满炉膛，不冲刷 水冷壁及屏式过热器，同一标高燃烧的火焰中心应处于同 一高度。燃料的着火点 应适中，距离太近易引起燃烧器周围结焦烧坏喷咀；距离太远，又会使火焰中心 上移，可能会使炉膛上部结焦，严重时还将会使燃烧不稳。7.2.4正常运行时，应维护炉膛负压在-50-100Pa,锅炉上部不向外冒烟。7.2.5锅炉运行时，应尽量减少各部位漏风，各门、孔应关闭严密，发现漏风应及时堵 塞。7.2.6炉膛出口氧量值应根据不同的燃料特性和负荷来决定，当氧量控制在手动方式时,应根据氧量设定值进行调节，若氧量控制投自动时，可通过改变氧量设定值来进 行自动调节。当燃用灰熔点低或煤油混烧时，为防止炉膛结焦，可适当提高炉瞠 出口氧量。7.2.7为确保锅炉经济运行，应维持合格的煤粉细度，定期对飞灰、炉下灰取样分析， 进行比较，及时进行燃烧调整。7.2.8锅炉进行燃烧调整或增加负荷时，除了保证汽温、汽压正常外，还应使水冷壁出 口温度维持在正常值范围内。燃烧器投用后，应检查着火情况是否良好，及时调 整风量，防止烟囱冒黑烟。7.2.9当锅炉由于各种原因造成燃烧不稳时，应及时投入油枪、稳定燃烧，并查明原因， 及时消除燃烧不稳的因素。若锅炉发生熄火时，应立即停止向炉膛供给燃料并进 行吹扫，避免扑灭而引起锅炉爆燃。7.2.10低负荷时燃烧调整注意事项：1）低负荷运行是指机组负荷低于500MW ；2）保持机组出力稳定，加减负荷要平稳，加强对锅炉参数的监视；3）注意炉膛燃烧稳定性，避免制粉系统隔层运行，磨煤机处于隔层运行且燃烧 不稳时，应投对应层油枪稳燃；4） 机组负荷接近最低稳燃负荷时，若 F磨煤机在运行，投入F层燃烧器的微油 点火系统；5）负荷大 400MW时，三台磨运行，其中两台磨的出力45t/h;6）负荷v 300MW时，保持二台磨煤机运行，根据磨煤机的运行情况投入相应 层的油枪助燃，当油枪投运时，空气预热器应投连续吹灰。7.3锅炉汽温的调整7.3.1锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在58550以内，再热蒸汽温度应控制在603芳C，两侧温差小于10C。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。7.3.2主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制启动分离器出口工质温度（中间点温度）为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，启动分离器出 口工质温度是启动分离器压力的函数，启动分离器出口工质温度应保持微过热， 当启动分离器出口工质温度过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温 度正常。7.3.3再热蒸汽温度的调节以尾部烟道挡板调温为主，微量喷水调节为辅，低负荷可通 过调整过量空气系数来调节。7.3.4减温水的使用及注意事项。1）一级减温水用以控制分隔屏过热器的壁温，防止超限，并辅助调节主蒸汽温度的稳定，二级减温水用以控制后屏过热器的壁温，三级减温水是对蒸汽温度的最后调整。2）正常运行时，三级减温水应保持有一定的调节余地，但减温水量不宜过大，以 保证水冷壁运行工况正常，在汽温调节过程中，应尽量控制减温水两侧偏差不大 于 5t/h。7.3.5调节减温水维持汽温，有一定的迟滞时间，调整时减温水不可猛增、猛减，应根 据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。7.3.6低负荷运行时，减温水的调节尤须谨慎，为防止引起水塞，减温后温度应确保过 热度20r以上，投用再热器微量事故喷水时，减温后温度的过热亦应大于20C,当减负荷或机组停用时，应及时关闭事故减温水隔绝门。7.3.7锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给水泵、风机、 吹灰等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及 时进行汽温的调整工作。7.3.8高加投入和停用时，给水温度变化较大，各段工作温度也相应变化，应严密监视 给水、省煤器出口、螺旋水冷壁管出口工质温度的变化，待启动分离器出口工质 温度开始变化时，维持燃料量不变，调整给水量，控制恰当的启动分离器出口工 质温度使各段工质温度控制在规定范围内。7.4给水调整7.4.1机组启动及负荷v 300MW且贮水箱水位在3.0m8.3m之间时，省煤器入口给水 流量保持850t/h的最低流量；7.4.2锅炉在转干态运行前，给水由旁路切为主路运行，注意监视贮水箱水位正常；7.4.3汽动给水泵转速达到3000rpm以上时，小机切为给水控制；电动给水泵和一台汽 动给水泵并列运行时，汽动给水泵投自动，电动给水泵置经济出力；7.4.4直流状态下的给水调整：1）给水量调整主要依据分离器出口过热度（不同负荷对应不同的温度）和水煤比，保证水冷壁、过热器管壁不超温，过热蒸汽不超温、不低温；2） 两台汽动给水泵并列运行时，小机转速偏差不超过50rpm，转速不超过5800rpm，流量偏差不超过100t/h；3）在高加解列或投入时，注意调整给水量，防止主蒸汽低温或超温；4）在调整给水的过程中，保证锅炉负荷与水煤比的对应关系，防止水煤比失调造 成参数的大幅度波动。8锅炉事故处理程序&1再热器保护当炉膛出口烟气温度超过538C时，降低进入再热器的蒸汽流量会引起再热器超温和管 子损坏。为防止这种情况发生，应投入下列再热器自动保护联锁。再热器流量监测：如果蒸汽在再热器的上游被大量抽取会使进入再热器的流量大量减少，此时所有的燃料在延迟最多10s后自动减少。&2汽轮机阀门关闭如果由于汽轮机阀门关闭而引起机组负荷的下降，HP/LP阀会自动打开，使锅炉处于运行状态。如果HP/LP在10s内打开会使过热器和再热器有蒸汽通过，否则所有燃料应 解列。&3汽轮机解列如果出现失去机组负荷使汽轮机解列，HP/LP将会自动打开给过热器和再热器提供蒸汽 用以维持锅炉运行。再热器安全阀会保护再热器避免超压。 再热器到凝汽器疏水应打开确保再热器内蒸汽流 量。&4解列后操作程序MFT后炉膛必须立即吹扫。尽可能快地清空磨煤机。参见MFT程序。在打开汽轮机进汽阀前，启动点火阶段必须恢复燃料系统。必须重新设定启动程序，如 汽轮机冲转程序。注意：应密切关注蒸汽带水情况以防炉水进入汽轮机，例如：a. 不明原因的主汽温和再热汽温突然降低；b. 由于水击引起的蒸汽管的振动；c汽轮机监视仪表显示异常振动和不均匀膨胀。&5主燃料跳闸MFT时，所有燃料应立即切除。如果煤粉喷嘴正在运行，磨煤机应立即解列。切除磨煤机时会自动程序切除给煤机和关闭热风门挡板。如果MFT发生时正在燃油，应立即关闭燃油阀和单独的油喷嘴切断阀。下面的步骤时在紧急状态时的方法：8.5.1维持机组预设风量对系统吹扫 5min。如果准备热态再次启动，吹扫时的空气流量 可以逐步减低到点火风量（30%BMCR）。8.5.2所有引风机和送风机都解列后的 MFT程序：引风机和送风机出口挡板应打开以使机组处于自然通风状态。 开启风机挡板应确定为定 时或控制状态以避免在风机降负荷过程中出现炉膛过高负压。 风机出口挡板应维持开启 状态至少15mi n。在15min内，烟风道强制通风，引风机和送风机不能启动。在15min后，引风机和送风机可根据相应的启动程序进行启动。8.5.3当机组发生燃料切断时正在燃油运行，应使相应喷嘴切断阀关闭。如果稍后将马 上启动，油枪不需要进行清扫。否则油枪应退出、清扫后再重新投入使用。8.5.4在燃料切断过程中，如果所有辅助风已失去，必须维持一定的冷却水量。8.5.5在燃料切断过程中，如果所有辅助电源失去，电源恢复后应启动风机吹扫炉膛 5min 并转动空气预热器。8.5.6当发生燃料切断时，磨煤机正在运行，应继续清除磨煤机内的煤且尽可能按照如 下程序进行：1）关闭所有已停用磨煤机出口门。防止磨煤机再次启动突然炉膛压力升高， 使热炉膛 烟气经煤粉管道进入磨煤机。2）建立足够的点火能后启动磨煤机。3）清理磨煤机。如果由于负荷条件或BMS系统要求，不可能建立所有磨煤机的点火许可条件和清理磨 煤机存煤的条件，此时任何无关磨煤机的出口门应打开以允许冷空气流入磨煤机，保持 出口门开启状态直到磨煤机具备清理条件后方可重新启动。每次另外磨煤机投运或退出、已停用磨煤机的清理必须再次采取临时隔离措施。（1）如果磨煤机将继续运转，当磨煤机电流下降时应启动相关给煤机。当给煤机启动时，开启热风隔绝门并使磨煤机上升到正常的运行温度。一定负荷下的磨煤机跳闸操作程序应是在相关给煤机启动前只维持冷风运转。（2）如果磨煤机不能继续运转，应在完全清空磨煤机后停运。磨煤机出口门应保持开启以允许冷风通过磨煤机。8.5.7在紧急跳闸情况下磨煤机内的剩余燃料可能会导致自燃。如果机组不能在合理时间内（45min）重新启动，应清空磨煤机，然后使磨煤机冷却到环境温度手动停运。如 果不能进行这些操作，隔绝磨煤机并关闭所有进出口门防止炉膛烟气进入。&6失负荷时汽轮机保护在机组重新启动阶段，对汽轮机故障和炉水进入汽轮机必须特别注意。在主蒸汽管和冷 再管可能会有水凝结，启动分离器的异常高水位也会使炉水进入过热器，减温器的不正 常打开和喷水控制阀的泄漏也会导致炉水进入过热器或再热器。&7水冷壁流量低如果由于给水流量、控制或运行人员操作失误使水冷壁流量低于最低设定值，在延迟最多10s后自动切断燃料。因水冷壁低流量将导致水冷壁管过热导致故障：1）立即切断燃料；2）关闭所有从机组来蒸汽（隔绝汽轮机、驱动辅机的辅助蒸汽等）；3）如果问题已经解决，再次建立水冷壁最小循环流量；4）在首次冷却过程维持较高炉内空气流量；5）如果锅炉受压件可能发生事故，通过开启过热器启动疏水逐步降低蒸汽压力。在锅炉 冷却过程中应降低炉内空气量。机组一旦达到足够冷却，关闭空气预热器和风机。当 贮水箱金属温度达到93C，锅炉疏水进入正常疏水状态。确定由于低水冷壁流量和检 查锅炉过热信号，如受压件泄漏等；6）维修泄漏点；7）维修后再次投运锅炉应进行水压试验。&8水冷壁管温度高8.8.1如果螺旋水冷壁金属温度超过设定值，在延迟最多3s将自动切断燃料。这切断过程是保护受热面管过热，防止出现故障，因此需要立即MFT动作。8.8.2水冷壁超温可能显示过度燃烧、水冷壁流量低或两种情况的综合。过度燃烧可能 导致负荷的急剧变化。水冷壁流量低可能导致过度的过热器喷水量。在锅炉再次点火期 间应检查这些因素和加强控制。&9管子事故如果水或蒸汽管故障，最佳的停炉方法将根据管子事故大小、维持正常水位和维持机组 运行情况进行处理。下列的方法是根据运行人员判断的比较常规的方法。8.9.1水冷壁管如果受热面管子泄漏或故障不包括严重的给水供水管疏水故障，水位应维持并采用正常方式使机组解列，其方法为：1）如果条件许可投入吹灰器；2）切换燃烧方式到手动状态并降低燃烧率且使空气流量保持在正常值；3）当所有燃料熄火应继续维持机组空气流量吹扫所有可燃气体、蒸汽等。当机组已经冷 却关闭风机；4）手动锅炉上水。通过开启过热器出口疏水加速冷却、降低锅炉压力；5）在疏水前允许锅炉冷却到93C（启动分离器金属温度）。如果锅炉水量明显降低且水位经给水不能维持，可采取下列方法：1）切断所有燃料；2）维持足够的风量经烟囱吹掉管子泄漏的蒸汽；3）在锅炉压力降低后停止风机和空气预热器；4）一旦机组足够冷却人可以进入，检查引起事故的原因。在完成检修后进行水压试验。8.9.2省煤器管省煤器管泄漏可以通过检测炉内声音和/或给水量的增加来判别。这种检查应尽快进行。 省煤器管泄漏可能导致对相邻管子的吹损。从省煤器管漏出的水可能导致灰斗和空气预热器的堵塞。在明知省煤器管已经泄漏而继续运行是非常不可取的，机组应以正常方式 停炉。8.9.3过热器和再热器管过热器或再热器管很小的泄漏也应尽可能马上进行检查。过热器或再热器管的蒸汽泄漏可能导致对相邻管子的吹损，在明知过热器或再热器管已经泄漏而继续运行是非常不可 取的，机组应以正常方式停炉。过热器和再热器管的泄漏故障必须紧急停炉。运行人员 必须根据故障的严重程度做出正确判断，再确定采取何种方法来进行事故处理。&10尾部烟道二次燃烧8.10.1 现象1）二次燃烧区域的烟气温度和工质温度上升，空气预热器进出口烟温不正常地升高， 空气预热器出口风温升高；2）二次燃烧处附近的烟气负压急剧波动；3）省煤器出口烟气含氧量降低；4）在烟道门孔等不严密处冒烟或冒火星。8.10.2原因1）燃烧调整不当或煤粉过粗，使着火不完全，末燃尽煤粉进入烟道；2）燃油雾化或着火不良，使未燃烬的煤粉和油滴沉积在烟道内；3）锅炉低负荷运行时间过长，煤粉燃油在尾部积聚；4）点火前和停炉后锅炉吹扫不充分。8.10.3预防1）调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受 热面或烟道内；2）投运油枪时应严格监视油枪的雾化情况，调整好油压，一旦发现油枪雾化不良应立 即停运，并进行清理检修；3）锅炉正常运行时应保证空气预热器前烟气含氧量在规程规定的范围内；4）定期检测磨煤机出口的煤粉细度，做好燃烧调整工作，防止未完全燃烧的煤粉带入 尾部烟道并沉积。8.10.4处理1）运行人员如发现尾部烟道烟温不正常升高、空气预热器进出口烟温不正常地升高或 空气预热器热点探测系统报警时，应立即检查原因，加强燃烧调整，对该区域受热面进 行吹灰，并确认是否发生了二次燃烧；2）燃烧区域投运吹灰器后，温度没有下降趋势，反而温度继续升高，根据受热面出口 工质温度和沿程烟气温度，当确认锅炉尾部烟道内发生了二次燃烧时： 立即手动MFT，紧急停炉，检查所有一次风机停运，停止送、引风机运行，严密关 闭各风门挡板，强制投入二次燃烧区域附近的吹灰器，用蒸汽进行灭火； 锅炉熄火后应维持连续进水，适当开启高、低压旁路对省煤器、过热器、再热器进 行冷却； 当确认火已被熄灭后，可停止吹灰器运行，同时加强二次燃烧区域的壁温、烟温的 监视； 当尾部烟道各段烟温正常后，打开检查孔，检查设备损坏情况； 对着火侧和未着火侧空气预热器进行彻底检查、清理； 经过检查，符合启动条件后才允许点火启动。&11锅炉炉膛受热面结焦8.11.1现象1）主蒸汽、再热蒸汽温度异常升高，减温水量增加；2）就地从锅炉观火孔观察炉膛，有结焦现象，火焰颜色呈白色并刺眼，结焦处炉膛温 度升高；3）过热器、再热器管壁温异常增大或管壁温偏差增大；4）排烟温度异常升高；5）有时发生明显的塌焦现象。8.11.2原因1）燃用易结焦性的煤种；2）送风量太小，导致炉膛内形成还原性气氛而使灰熔点降低；3）锅炉持续高负荷运行时间过长；4）燃烧方式不合理、煤粉太粗或燃烧器故障；5）炉膛长时间未吹灰或吹灰器投用不合理；6）炉底排渣不畅或渣斗堵渣；7）燃烧切园中心偏，贴壁。8.11.3预防1）燃用设计范围内煤种，避免燃用易结焦性煤；2）因故燃用有结焦倾向的煤种时，应进行合理混煤；3）燃煤品质发生变化前，应提前通知运行人员制定相应的措施；4）加强水冷壁及炉膛上部吹灰，采用定期吹灰和选择性吹灰相结合的方法；5）加强就地巡检，发现结焦及