锅炉运行规程定1021.docx
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锅炉运行规程定1021.docx
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锅炉运行规程定1021
第一章锅炉主机运行规程
1设备规范与特性
1.1设备概况
锅炉为单锅筒、自然循环、集中下降管、∏型布置的燃煤循环流化床锅炉,全钢构架。
炉膛为全膜式水冷壁悬吊的封闭结构,上部的横截面尺寸为4.513×6.993m2,下部的横截面尺寸为1.92×6.873m2。
左右两个高温旋风筒位于炉膛出口和尾部竖井烟道之间,旋风筒采用膜式汽冷管结构,管内的流动介质为汽包出来的饱和蒸汽,旋风筒采用悬吊结构,尾部烟道为膜式壁结构形成包覆过热器。
高温过热器,低温过热器,省煤器和空气预热器依次布置在尾部竖井烟道之中。
低温过热器与高温过热器之间采取给水喷水减温系统。
序号
项目
锅炉编号
备注
5
6
1
锅炉型式
SG—130/5.29—M249
2
制造厂家
上海锅炉厂
3
制造日期
2001.11
4
投产日期
2002.12
2002.12
1.2主要设计参数
序号
项目
单位
数值
备注
1
额定蒸发量
T/h
130
2
汽包工作压力
MPa
5.92
3
主蒸汽压力
MPa
5.29
4
主蒸汽温度
℃
450
5
给水温度
℃
150
6
省煤器出口水温
℃
247
7
减温器喷水量
kg/h
5000
8
减温器减温能力
℃
41
9
空预器进口风温
℃
20
10
空预器出口一次风温
℃
180
11
空预器出口二次风温
℃
180
12
锅炉设计燃料低位发热量
Kcal/kg
5070
13
排烟温度
℃
138
14
排烟热损失q2
%
5.89
15
化学不完全燃烧损失q3
%
0
16
机械不完全燃烧损失q4
%
2.05
17
散热损失q5
%
0.47
18
灰渣物理热损失q6
%
0.13
19
总热损失
%
8.54
20
锅炉热效率
%
91.46
序号
项目
单位
数值
备注
23
燃料消耗量
t/h
19.9
24
空预器进口一次风量
m3/h
82207
25
一次风阻力
Pa
16000
26
空预器进口二次风量
m3/h
54805
27
二次风阻力
Pa
8000
28
空预器出口烟气量
m3/h
148626
29
烟气阻力
Pa
3992
30
底渣流量(脱硫后)
kg/h
5880
31
飞灰流量(脱硫后)
kg/h
3840
32
底渣占总灰渣量百分比
﹪
60
33
石灰石消耗量
kg/h
956.9
34
脱硫率
﹪
90
35
排污率
﹪
3
35
锅炉水容积
m3
47
水压试验70
1.3燃料的特征
1.3.1煤的特征
序号
项目
单位
设计值
校核值
1
碳Cy
%
54.68
47.75
2
氢Hy
%
3.65
2.89
3
氧Oy
%
9.62
8.58
4
氮Ny
%
0.68
0.86
5
硫Sy
%
0.66
0.44
6
水份Wy
%
10
14.55
7
灰份Ay
%
20.71
24.92
8
挥发份Vr
%
37
39.35
9
低位发热量Qdy
KJ/Kg
21200
17940
10
燃料粒度要求
mm
0~10
0-10
1.3.2油(#0柴油)特征
序号
项目
单位
具体内容
1
Ay
%
2 Wy % 3 Sy % <0.2 4 机械杂质 5 Qdy KJ/kg 41031~41870 6 比重 T/m3 o.84 7 凝固点 ℃ ≤0 8 闪点 ℃ ≥62 9 恩氏粘度 mm2/s 1.2~1.67 1.3.3石灰石特征 CaCO3 (%) MgCO3 W(%) A(%) 粒径范围(mm) 91.3 2.0 0.2 6.5 0~3 1.4锅炉主要承压部件及受热面 序号 设备名称 材料 规格 单位 数量 备注 1 汽包 20g Ф1720×60 L=8280 台 1 2 下降管 20G ф356×20 根 2 下降管集箱 20G ф406×45 个 2 3 汽包至旋风筒上联箱蒸汽连通管 20G ф133×6 根 8 左右各4 旋风筒上联箱 St45.8/III ф273×32 L=6480 个 2 左右各1 旋风筒下联箱 20G ф219×16 L=5655 个 2 左右各1 旋风筒过热器管系 20G ф38×5 根 240 左右各120 旋风筒下联箱至包覆侧墙上联箱蒸汽连通管 20G ф133×6 根 8 左右各4 4 包覆前墙下联箱(低温过热器进口联箱) 20G ф273×16 L=7200 个 1 包覆前墙中间联箱 20G ф219×20 L=7700 个 1 包覆前墙中间联箱下部管系 20G ф42×4 根 70 包覆前墙中间联箱上部管系 20G ф57×4 ф159×12 ф133×12 根 9 2 2 中间 左右各一 左右各一 包覆炉顶过热器管系 20G ф42×4 根 70 包覆侧墙上联箱 20G ф219×16 L=4150 个 2 左右各1 包覆侧墙过热器管系 20G ф42×4 根 72 左右各一排 包覆侧后墙下联箱 20G ф273×16 L1=3790×2 L2=7000 个 1 环形集箱 包覆后墙过热器管系 20G ф42×4 根 70 低温过热器管系 20G ф38×4 根 138 双管排 纵向、顺列 低温过热器出 口联箱 20G φ273×16 L=10400 个 1 5 减温器 20G φ273×16 L=8700 个 2 左右各一 序号 设备名称 材料 规格 单位 数量 备注 6 高温过热器进口联箱 20G φ273×16 L=8700 个 2 高温过热器管系 12Cr1MoV ф38×3.5 根 138 双管排 顺列、纵向 高温过热器出口联箱 12Cr1MoV φ273×20 L=7040 个 1 高温过热器出口联箱至集汽集箱连通管 12Cr1MoV ф133×6 根 6 集汽联箱 12Cr1MoV φ273×20 L=3800 个 1 7 主蒸汽管 12Cr1MoV φ273×9 根 1 8 主给水管 20G φ159×7 根 1 省煤器进口联箱 20G φ219×16 L=5100 个 1 低温段省煤器管 20G φ32×4 根 62 顺列、横向 高温段省煤器管 20G φ32×4 根 62 顺列、横向 省煤器出口联箱 20G φ219×16 L=5240 个 1 省煤器出口联箱至汽包连通管 20G φ76×6 根 6 9 水冷壁 20G φ60×4 根 前后各87 左右各56 水冷壁上联箱 20G φ219×20 个 4 前L=7233 后L=7233 侧L=4840 水冷壁上联箱至汽包连通管 20G φ133×6 根 24 前后各7 左右各5 水冷壁下联箱 20G φ219×20 个 4 前L=7453 后L=6980 侧L=4840 下降管集箱至水冷壁下联箱连通管 20G φ133×6 根 20 前后各6 左右各4 布风板水冷壁 20G φ60×4 根 42 风帽 G8Cr33Ni26N 个 510 10 低温段空预器 Q235–A φ51×2 L=3423 根 1886 一级 顺列、卧式 高温段空预器 Q235–A φ51×1.5 L=4756 根 4756 两级 顺列、卧式 11 减温水管 20G φ32×2.5 φ57×3 根 2 1 序号 设备名称 材料 规格 单位 数量 备注 12 事故放水管 20G φ57×6 根 1 给水再循环管 20G φ57×6 根 1 连排支管 20G φ14×3 根 1 连排母管 20G φ57×3 根 1 连排扩容器 20R LP-3.5 台 1 定排扩容器 20R DP-7.5 台 1 13 放渣管 1Cr18Ni9Ti φ168×10 根 2 左右各1 落煤管 1Cr18Ni9Ti φ325×10 根 2 左右各1 过热蒸汽取样管 1Cr18Ni9Ti φ14×3 根 1 饱和蒸汽取样管 1Cr18Ni9Ti φ14×3 根 2 给水取样管 20G φ14×3 根 1 炉水取样管 20G φ14×3 根 1 1.5热力计算汇总表(设计煤质) 名称 项目 符号 单位 炉膛 旋风筒 转向室 高过 低过 省煤器 空预器 管子外径 d mm 60 38 42 38 38 32 51 管子壁厚 S mm 4 5 4 3.5 4 4 1.5/2 横向节距 S1 mm 80 114.1 100/110 100 100 60 82 纵向节距 S2 mm 96 99 120 85 受热面积 H m2 617.4 53.2 139.7 240.5 430.1 1395.4 3265 烟气流通面积 Fr m2 31.56 18 18 14.3 9.58 工质流通面积 fn m2 0.0739 0.064 0.104 0.098 0.028 3.27 烟气流速 ωr m/s 4.73 7.2 6.5 7.2 6.7 工质流速 ωg m/s 1.05 20.3 23.7 18.9 18 1.4 11.3 烟气进口温度 θ ℃ 895 895 842 790 695.4 576.6 276.8 烟气出口温度 θ ℃ 895 842 790 695.4 576.6 276.8 138 工质进口温度 t1 ℃ 274.7 274.7 328.1 386 364.9 150 20 工质出口温度 t2 ℃ 274.7 328.1 349.6 450 427 247.5 182 传热系数 K KJ/ m2h℃ 556.2 235.5 194.4 190.6 75.4 工质吸热量 Q KJ/kg 11481 1333.3 596.4 1106.5 1084.2 3048.5 1372.95 1.6连排扩容器、定排扩容器技术特性 技术特性 名称 型号 设计压力(MPa) 设计温度(℃) 工作压力(MPa) 工作温度(℃) 工作介质 容积m3 外形尺寸mm 连排扩容器 LP-3.5 1.37 365 0.118 350 水蒸汽 3.5 ф=1224 H=3780 定排扩容器 DP-7.5 0.69 300 0.147 127 水蒸汽 7.5 ф=2024 H=3470 2锅炉启动前的检查与试验 2.1总则 2.1.1下列操作需由总工程师主持,生计处专工,运行专工和值长参加进行 2.1.1.1锅炉大小修后的启动; 2.1.1.2安全门校验; 2.1.1.3计划检修停炉; 2.1.1.4设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次使用; 2.1.2锅炉在下列情况下禁止启动或并网: 2.1.2.1锅炉跳闸保护有任一项不正常; 2.1.2.2主要仪表缺少或不正常,且无其它监视手段: 主蒸汽压力及温度表、水位计、给 流量表、炉膛负压表、床温表及料层差压表等; 2.1.2.3DCS控制系统不正常,影响操作,短时间内不能恢复时; 2.1.2.4锅炉联锁试验不合格时。 2.1.3锅炉状态的规定: 2.1.3.1冷态: 锅炉停运时间>24h; 2.1.3.2热态: 锅炉停运时间<24h。 2.2锅炉启动前的检查 2.2.1燃烧室内的检查: 2.2.1.1燃烧室内无杂物及工具。 2.2.1.2风帽应完好无损,没有被垫高或脱落现象,风帽小孔无堵塞。 2.2.1.3放渣管内无杂物,渣管无开裂及明显变形。 2.2.1.4二次风口及观察孔内应无炉渣及其它异物。 2.2.1.5炉顶及卫燃带应无明显损坏。 2.2.1.6所有的测温点无损坏现象。 2.2.2返料器的检查: 2.2.2.1返料器中无杂物及工具。 2.2.2.2返料器小风帽无损坏,风帽小孔无堵塞。 2.2.2.3放灰管内无异物,灰管无开裂及明显变形等。 2.2.2.4观察孔玻璃清晰,观察孔内无炉灰及其它异物。 2.2.2.5调节风门开关自如。 2.2.3旋风分离器、平衡烟道及尾部烟道的检查: 2.2.3.1旋风分离器防磨浇注料表面应完整无损,内部无杂物。 2.2.3.2平衡烟道及尾部烟道耐火浇注料表面应完整无损,内部无杂物。 检查完毕后将人孔 门关闭严密。 2.2.4锅炉外部及顶部的检查: 2.2.4.1各部分炉墙保温及外护板应完整。 2.2.4.2燃烧室看火孔、各烟道人孔门应完好无损,关闭严密。 2.2.4.3顶部各部分应正常,保温层无脱落现象。 2.2.4.4汽包及过热器的安全阀应完整且不得有妨碍其动作的杂物,排汽管和疏水管畅通。 汽包、过热器就地压力表不得有任何缺陷。 2.2.4.5各个吹灰设备配套齐全,经试运无卡涩现象。 疏水系统、蒸汽系统正常。 2.2.4.6膨胀指示器应完整,指针及刻度正确、清楚,在其基准点“0”处,且离板面3~5mm。 2.2.4.7管道支架完好,保温完整,各部烟、风道无裂缝,各风门挡板灵活,各楼梯、走廊、 通道无杂物,脚手架拆除。 2.2.4.8盘面整洁,DCS各种指示与实际对应正确。 2.2.4.9通讯设备、联系信号、常用工具、润滑油脂齐全完好。 2.2.4.10有关工作票已注销,各风门、阀门完整,各部销子牢固,控制良好,动作灵活, 开度指示正确。 2.2.4.11传动装置的连杆、接头牢固,控制良好,动作灵活,开度指示正确。 2.2.5汽水系统检查: 2.2.5.1汽水系统各阀门应当完整,开关方向正确;阀门的门杆不应有弯曲、锈涩现象;标 牌齐全正确;远控机构应当完整、灵活好用,位置指示与实际相符;对电动阀门应当进行开关实验,证实其电气和机械部分的动作协调、启闭严密、限位装置(机构)可靠。 2.2.5.2汽包就地水位计应当显示清晰,照明充足;水位计安装位置正确,标尺正确,在正 常及极限位置有明显的标志;水位计处于投入状态。 2.2.5.3汽水管道的保温应齐全,各支吊架牢固,汽水管道上临时加装的各种堵板都已拆除。 2.2.6燃油系统检查: 2.2.6.1启动燃烧器安装良好,各油管路和吹扫蒸汽管路无泄漏,燃烧器的推进、退出机构 良好。 2.2.6.2阀门组装完好,开关灵活,远方执行机构好用。 2.2.6.3启动油泵调整好油压备用,油罐油量充足。 2.2.6.4点火装置完整好用。 2.2.7主要辅机检查: 2.2.7.1所有的保护罩应完整牢固,靠背轮连接良好,地基牢固,地脚螺丝无松动。 2.2.7.2轴承润滑油清洁,油位计完整,指示正确、清晰,刻有最高、最低油位线。 油位正 常,放油门及轴承无漏油现象。 2.2.7.3电机轴承和电机线圈温度表应齐全完好,并投入。 DCS上指示正确,引风机、一次 风机轴承冷却水应畅通,水量充足,排水畅通。 2.2.7.4风机挡板及执行机构动作灵活,开关方向正确,挡板应关闭严密。 2.2.7.5电机绝缘应合格,接地线连接完好。 就地紧急按钮及保护装置良好。 电动机接线盒 完整。 2.2.7.6电机周围照明充足,无脚手架等杂物。 2.2.7.7热工装置一次元件完整良好,且与DCS联调完毕。 2.2.8给煤系统检查: 2.2.8.1检查给煤机皮带上及舱底应无煤。 2.2.8.2就地启动给煤机,检查给煤机各传动部件、清扫装置及出口闸板门应动作良好。 否 则应联系检修处理。 2.2.9其它系统检查: 排渣系统、吹灰蒸汽系统检查正常,符合点炉要求。 2.3转机的试运和联锁保护试验 2.3.1经过检修后的转动机械,须进行不少于30分钟的试运转,以验证其工作的可靠性。 2.3.1.1转动机械运行时应遵守《电业安全工作规程》的有关规定。 2.3.1.2确认转动机械及其电气设备的检修已完毕,现场检查应符合试运行的要求。 2.3.1.3上述检查合格后,联系电气值班人员送上操作电源及动力电源。 启动6KV高压电 机的转动机械,现场必须有专职人员监视。 2.3.1.4转动机械试运行应符合下列要求: 2.3.1.4.1无异音、摩擦和撞击。 2.3.1.4.2回转方向正确。 2.3.1.4.3轴承振动不许超过下列数值: 2.3.1.4.3.1转数在1500转/分钟以上,振幅为0.06毫米。 2.3.1.4.3.2额定转数在1500、1000、750转/分钟以下,其振幅分别为0.10、0.13、0.16毫米。 2.3.1.4.4轴承温度应符合下列数值: 2.3.1.4.4.1滚动轴承温度不许超过80℃ 2.3.1.4.4.2滑动轴承温度不许超过70℃ 2.3.1.4.4.3润滑油温度不许超过60℃ 2.3.1.4.5电动机的运行情况应符合《厂用电动机运行》的有关规定。 2.3.1.4.6转动机械试运行后,应将运行结果及检查中所发现的问题记录在有关的记录簿内。 2.3.2大修后的锅炉启动前应做动态联锁试验,其它情况下启动前应做静态联锁试验。 2.3.3联锁条件: 2.3.3.1两台引风机停运时,所有风机及给煤机(远程位)均停运。 2.3.3.2一次风机停运,二次风机及给煤机(远程位)停运。 2.3.3.3运行流化风机跳闸,应联启备用流化风机。 2.3.3.4流化风机、二次风机跳闸,不联跳任何风机。 2.3.3.5引风机不启动,其它风机及给煤机(远程位)均无法启动。 2.3.3.6一次风机不启动,二次风机、给煤机(远程位)均无法启动。 2.3.4联锁试验方法: 2.3.4.1联系电气人员将各转机小车开关送到试验位置,送上各风门挡板的操作电源和动力 电源。 2.3.4.2具备条件后,依次启动引风机、一次风机、流化风机、二次风机、给煤机,投入锅 炉总联锁。 2.3.4.3跳二次风机,不对任何风机产生影响。 复位后再次启动二次风机。 2.3.4.4跳运行流化风机,则联启备用流化风机,并不对任何风机产生影响。 复位后再次启 动流化风机。 2.3.4.5跳一次风机,则联跳二次风机、给煤机(远程位)。 复位后再次启动一次风机、二次 风机、给煤机。 2.3.4.6跳引风机,应联跳所有运行风机及给煤机(远程位),报警音响叫。 并将所有跳闸开 关复位。 2.3.4.7联锁试验不合格应联系有关人员处理后,再进行试验,直到合格为止。 2.3.4.8联锁试验合格后,应做各转机的事故按钮静态停止试验。 试验时报警音响叫。 2.3.5小修后的锅炉,启动前应做FSSS主要功能及保护试验。 试验前通知电气值班员,将 各转机的电源开关放置试验位置。 2.3.5.1炉膛吹扫逻辑试验 2.3.5.1.1吹扫逻辑条件要求: 2.3.5.1.1一次风量大于临界流化风量; 2.3.5.1.2两台给煤机都未运行; 2.3.5.1.3点火油母管电动门已关或两个SUB点火油门已关; 2.3.5.1.4无MFT指令。 注: 当锅炉发生MFT后 ●如果床温(6取3)大于400℃,消除引起MFT的条件后,可以直接投煤或者投油; ●如果床温(6取3)小于400℃,消除引起MFT的条件后,在锅炉吹扫条件满足时按吹扫 按钮,吹扫60s后(具体时间可以由运行人员手动设定1S—60S),可以投油。 2.3.5.1.5吹扫条件全部满足后,操作员站画面显示“允许吹扫”,此时可选择开始吹扫,任 一条件不满足,将无法吹扫。 2.3.5.1.6吹扫过程中,分项停止有关转机或短接有关接点,依次使任一项吹扫条件不满足,吹扫程序应中断,并发出报警,待吹扫条件恢复后可再次进入吹扫,100s计时重新开始,计时完成后画面显示“吹扫完成”,吹扫指令完成同时自动复位MFT。 2.3.5.2主燃料跳闸(MFT)动作试验 2.3.5.2.1符合条件后,依次启动引风机、一次风机,投给煤机电源,模拟机组正常运行状态。 2.3.5.2.2分项停止有关转机或短接有关接点,做下列跳闸试验: 2.3.5.2.2.1手动紧急停炉; 2.3.5.2.2.2引风机停运; 2.3.5.2.2.3一次风机停运; 2.3.5.2.2.4汽包水位高至跳闸水位; 2.3.5.2.2.5汽包水位低至跳闸水位; 2.3.5.2.2.6炉堂压力高至跳闸压力; 2.3.5.2.3当MFT动作后,相应的转机应跳闸,同时切断所有进入炉内的燃料,并停止给煤机运行。 如正在进行吹灰,则停止吹灰。 MFT动作后跳闸原因的显示,应与跳闸的原因相同。 2.3.6联锁及保护试验完成后,应将试验结果详细记录在值班记录本上。 并联系热工恢复试 验时所投的模拟位和所短接的接点,联系电气人员将各转机的电源开关放置工作位置。 2.3.7严禁无故停用转机联锁及热工保护。 如需停用时,应先得到总工程师的批准。 2.4锅炉上水及水压试验 2.4.1锅炉承压部件经检修后,需进行水压试验,试验压力为汽包工作压力。 2.4.1.1水压试验目的: 检查锅炉受热面、汽水管道及阀门的严密性。 2.4.1.2超水压试验应遵循《锅炉监察规程》有关规定,试验压力为工作压力的1.25倍。 由 总工或总工指派的专人主持。 下列情况应进行超水压试验。 2.4.1.2.1停炉时间连续一年以上,在投入运行前。 2.4.1.2.2水冷壁更换50%以上,省
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