1、- 1 -260t/h高温高压循环流化床锅炉岗位操作规程(YG-260/9.8-M) 1 工作的任务及意义1.1 本操作法规定了 260t/h循环流化床锅炉岗位的任务及意义、工艺过程概述、生产操作方法、不正常情况及事故处理、安全技术要点及保安措施等。本操作法适用于 260t/h循环流化床锅炉岗位。1.2 本岗位的任务是操作控制 260t/h循环流化床锅炉。该锅炉充分利用粒度小于 10mm的混合煤质(烟煤+煤泥+煤矸石)，混合煤质按一定比例配比后，由称重皮带式给煤机送入炉膛中充分燃烧，通过辐射换热炉膛四周水冷壁内经除氧的脱盐水,产生饱和蒸汽，进入汽包汽水分离之后，再经过热器过热及喷水减温器减温得
2、到一定压力和温度的过热蒸汽供系统生产使用。1.3 本锅炉还能充分利用弛放气、煤泥等燃料，实现节约能耗,提高企业的经济效益。同时，260t/h 锅炉的运行，可以实现一期装置有备用锅炉，保证系统长周期稳定运行。2 锅炉的基本特性2.1 锅炉工作参数2.1.1 锅炉主要技术参数额定蒸发量 260t/h额定蒸汽温度 540额定蒸汽压力 9.8Mpa给水温度 132锅炉排烟温度 136排污率 2%空气预热器进风温度 20锅炉热效率 88-91%燃料消耗量 34.94t/h一次热风温度 150二次热风温度 150- 2 -一、二次风量比 60：40循环倍率 2530锅炉飞灰份额 70%脱硫效率（钙硫摩尔比
3、为 2.5时） 90%2.1.2 设计燃料混合煤质（烟煤+煤泥+煤矸石）分析资料序号 名称 设计煤种 校核煤种 备注1 全水份 War 8% 10%2 内水份 Wad 3% 3%3 灰份 Aar 16.6% 24%4 碳 Car 61.82% 52%5 氢 Har 4.09% 4.3%6 氧 Oar 7.75% 7.9%7 氮 Nar 1.19% 1.1%8 硫 Sar 0.55% 0.7%9 挥发份 39.09% 30%10 灰熔点 T3 1399 138011 低位发热量 Qnet.v.ar 23600KJ/kg 20000KJ/kg2.1.3 点火及助燃用油采用 0#（冬季为-10#)柴
4、油作为锅炉的点火助燃用油。恩氏粘度(20时) 1.21.67 OE灰份 0.025%水份 痕迹机械杂质 无凝固点 0 闭口闪点 不低于 65 低位发热值 41000 kJ/kg硫 0.2 %- 3 -10%蒸发物残炭 0.4%2.1.4 石灰石特性石灰石纯度分析数值成份单位 数值CaC03 92.8MgC03 6.5H20 O惰性物质 0.7粒度 mm 1石灰石的入炉粒度要求：200300 目。2.2 锅炉结构简述本锅炉系 260t/h高温高压循环流化床锅炉，为单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架 型布置。炉膛采用膜式水冷壁，蜗壳式绝热旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级四组对流过热
5、器。过热器下方布置三组膜式省煤器及一、二次风各三组空气预热器。2.2.1 炉膛水冷壁系统炉膛断面尺寸为 10401mm5760mm，炉膛四周由管子和扁钢焊成全密封膜式水冷壁。前后及两侧水冷壁分别各有 127-605 与 70-605 根管子。前、后、侧水冷壁分成四个循环回路，由汽包底部水空间引出 5根集中下降管，其中 4根下降管通过 20根的分散下降管向炉膛水冷壁供水，中间 1根下降管通过 6根分配管进入三组水冷屏。经过水冷壁换热后由 24根引出管引至汽包，经水冷屏换热后由 3根引出管引至汽包。2.2.2 旋风分离器分离器是循环流化床锅炉的重要组成部件，本锅炉采用高效蜗壳式气冷旋风分离器，在炉
6、膛出口并列布置两只旋风分离器。整个物料分离和返料回路的工作温度为 930左右。分离器内表面采用轻型炉墙,选用高强度耐磨浇注料。2.2.3 汽包及汽包内部设备 - 4 -2.2.3.1 主要参数汽包内径 1600mm厚 度 100mm筒 身 长 10900mm汽包正常水位 汽包中心线以下 180mm（O 水位）水位正常波动值 50mm2.2.3.2 结构图2.2.4 燃烧系统燃烧系统主要有给煤装置、排渣装置、石灰石供给装置、煤泥及合成驰放气燃烧系统、布风装置和点火系统及返料回灰系统。2.2.5 给煤装置给煤装置为 4台称重皮带式给煤机。给煤机与落煤管通过膨胀节相连，同时竖- 5 -直段落煤管安装
7、有电动插板阀。给煤装置的给煤量能够满足在一台给煤装置故障时，其余 3台给煤装置仍能保证锅炉 100%额定出力。落煤管上端有送煤风，下端靠近水冷壁处有播煤风，给煤借助自身重力和引入的送煤风沿着落煤管滑落到炉膛。由于给煤管内为正压，给煤机必须具有良好的密封。播煤风管连接在每个落煤管的端口，并应配备风门以控制入口风量。2.2.6 布风装置风室由专门制作的 U形膜式水冷壁及两侧水冷壁组成，风室内浇注 100mm厚的中质保温混凝土。防止点火时鳍片超温，并降低风室内的水冷度。燃烧室一次风从后墙 2个风道引入风室。一次风通过布置在布风板上的风帽均匀进入炉膛，流化床料。二次风通过分布在炉膛前后墙及侧墙上的二次
8、风管喷嘴分两层送入炉膛下部空间。2.2.7 排渣装置底渣从水冷布风板上的四根水冷放渣管排出炉膛，其中两根接冷渣机，另两根做事故排渣管。出渣量以维持合适的风室压力为准。满负荷运行时的风室压力为13000Pa左右。2.2.8 石灰石给料脱硫装置本锅炉按添加石灰石脱硫设计，石灰石通过石灰石仓、仓泵、石灰石旋转给料机气力输送至锅炉前墙二次风支管。脱硫的石灰石耗量每小时 3吨，按钙硫比 2.5计算。脱硫效率为 90%。2.2.9 床下、床上点火燃烧器两台床下点火燃烧器并列布置在炉膛水冷风室后侧。由点火油枪、高能电子点火器组成。点火油枪为机械雾化式，燃料为 0#轻柴油。每支油枪出力 1000kg/h，油压
9、 2.45MPa，油枪所需助燃空气为一次风。空气和油燃烧后形成 850左右的热烟气。从水冷风室上的布风板均匀送入炉膛。为了便于了解油枪点火情况，点火燃烧器设有观察孔。为加速锅炉点火或者便于锅炉扬火，床上设置 3只点火油枪，分别从前墙 2只落煤管和一只二次风支管设置，每只出力 400Kg/h。床下点火燃烧器相关参数：点火用油量及风量：点火油枪油压： 2.45MPa- 6 -每只油枪喷油量： Q=1000Kg/h进点火燃烧器的风量 80000Nm3/h进点火燃烧器的风压 8000Pa(G)2.2.10 返料回灰系统旋风分离器下接有返料器，返料器内的松动风与返料风采用高压冷风，由小风帽送入，松动风与
10、返料风的风帽开孔数量有差别，返料风大，松动风小，并采用分风室送风。返料器的布风板还设有 1086 放灰管。2.2.11 过热器系统及其调温装2.2.11.1 本锅炉采用辐射和对流相结合，并配以二级喷水减温器的过热器系统。饱和蒸汽从汽包由 8根 15912 的管子引至包墙过热器进口集箱，随后经顶部包墙、后包墙进入后包墙下集箱，进入后包墙下集箱后通过转角集箱进入两侧包墙下集箱，随后上行，再进入两侧包墙上集箱，后由 8根支管引入前包墙上集箱，依次经过前包墙中间集箱、前包墙下集箱（低温过热器入口集箱） 。前包墙下集箱作为低温过热器入口集箱，低温过热器 385 光管顺列布置。为减少磨损，一方面控制烟速，
11、另一方面加盖防磨盖板。过热蒸汽从低温过热器出来后，通过出口集箱从两端连接管分别引一级喷水减温器进行粗调，减温可以通过调节减温水量来实现。过热蒸汽经一级减温后进入屏式过热器，屏式过热器布置在炉膛上部，采用426，12Cr1MoVG 的管子，使屏过不会产生磨损，再经连接管交叉后从两侧分别引二级喷水减温器进行细调，最后经高温过热器加热后引入出口集箱，高温过热器采用 385，12Cr1MoVG 与 12Cr2MoWVTiB的管子。两级减温器的喷水量分别为6.73t/h、1.69t/h。减温水调节范围控制在减温水设计值的 50150%以内。2.2.11.2 防磨结构上采用如下布置形式（1）高、低温过热器
12、管均采用顺列布置，第 1排管子加防磨盖板，弯头也有防磨板，防止磨损；（2）屏式过热器采用膜式过热器，仅受烟气纵向冲刷，在屏式过热器的下部浇注耐磨浇注料，距布风板距离大于 15米。屏式过热器处的烟速为 5m/s；（3）水冷屏下部浇注耐磨浇注料；（4）高温过热器处的烟速为 10.1m/s，低温过热器处的烟速为 8.4m/s。2.2.12 省煤器- 7 -省煤器布置在尾部对流烟道内，呈逆流、水平、顺列布置。省煤器的给水由分配集箱引入省煤器入口集箱，经省煤器受热面逆流而上，进入省煤器中间集箱，然后由吊挂管引至省煤器出口集箱，再由省煤器出口集箱通过连接管引至给水总集箱后在进入汽包。2.2.12.1 尾部
13、竖井烟道中设有三组膜式省煤器，均采用 324 的管子，错列布置，横向节距 90mm，具有较好的抗磨性能。省煤器管的材质为 20G/GB5310高压锅炉管；2.2.12.2 省煤器管束最上排装设防磨盖板，蛇形管每个弯头与四周墙壁间装设防磨罩。省煤器的平均烟气流速控制在 8m/s以下；2.2.12.3 在汽包和下级省煤器之间设有再循环管道，以确保锅炉在启动过程中省煤器有必要的冷却；2.2.12.4 锅炉尾部烟道内的省煤器管组之间，均留有人孔门，以供检修之用；2.2.12.5 省煤器出口集箱设有排放空气的管座和阀门，省煤器入口分配集箱上设有两只串联 DN65的放水阀与酸洗管座。2.2.13 空气预热
14、器2.2.13.1 管式空气预热器采用卧式、顺列结构，沿烟气流程一、二次风交叉布置，各有三个行程,每两组空气空气预热器之间均留有 800以上空间,便于检修和更换；2.2.13.2 空气预热器管子迎烟气面前三排管子采用 423.5 的厚壁管,其余采用 401.5 的管子。2.2.14 锅炉范围内管道2.2.14.1 本锅炉给水操纵台为二路管道给水.给水通过给水操纵台从锅炉后侧引入省煤器进口分配集箱；2.2.14.2 锅筒上装有各种监视、控制装置，如装有两只高读双色水位表、一个低读电接点水位表，三组供自控用双室平衡容器。二只安全阀以及压力表、连续排污管、紧急放水管、加药管、再循环管、自用蒸汽管等管
15、座。定期排污设在集中下降管下端以及各水冷壁下集箱。2.2.14.3 集汽集箱上装有向空排汽管和反冲洗管路，2 个安全阀，以及压力表、疏水、放气、旁路等管座。此外，在减温装置和集汽集箱上均装有供监测和自控用- 8 -的热电偶插座。为了监督运行，装设了给水、锅水、饱和蒸汽和过热蒸汽取样装置。在主汽集箱的右端装有电动闸阀，作为主蒸汽出口阀门。2.2.15 吹灰装置为了清除受热面上的积灰，保证锅炉的效率和出力，本锅炉在尾部烟道侧墙设置10只吹灰器预留孔，其中高温过热器、低温过热区域 4只，省煤器区域 2只，空预器区域 4只。吹灰器采用声波吹灰器。2.3 锅炉性能说明2.3.1 超负荷能力。本锅炉在设计
16、时充分考虑了锅炉的超负荷能力,锅炉铭牌蒸发量为 260t/h。2.3.2 调温能力。为保证锅炉蒸发量在 100B-MCR 范围内、过热汽温达到540,本锅炉采用两级喷水减温装置.本锅炉设计最大喷水量可达 12t/h，额定负荷时约为 8.4 t/h。当负荷低于 50可在保证燃烧稳定的前提下通过适当加大风量,提高炉膛出口过剩空气系数使汽温达到要求（额定负荷时过剩空气系数为 1.2） 。2.3.3 低负荷能力。本锅炉的设计煤种为烟煤+煤泥+煤矸石混合,在燃用设计煤种时锅炉能够在 40100额定负荷范围内稳定燃烧。2.3.4 在钙硫摩尔比 2.5：1 时,保证锅炉脱硫效率90,脱硫后的排放326mg/
17、Nm3。2.3.5 锅炉飞灰含碳量8,炉渣含碳量2，锅炉 NOx的排放400mg/Nm 3。2.3.6 烟、空气量：（按 260t/h计算）2.3.6.1 一次风量：216000m 3/h；一次风压：15000Pa。2.3.6.2 二次风量：145000m 3/h；二次风压：12000Pa。2.3.6.3 引风量：357000Nm 3/h；锅炉本体阻力：9800 Pa。2.3.6.4 返料风流化风机风量：5304m 3/h；风压：29400Pa；返料风机数量为三台,两开一备，同时应定时切换。3 工艺过程概述3.1 生产原理蒸汽的产生是一个由水转化为蒸汽的物理过程。即锅炉水冷壁内的水与炉膛内循环
18、流化的高温物料进行热交换，产生饱和蒸汽，饱和蒸汽进一步被高温烟道内的- 9 -过热器加热和经过减温器降温后得到一定压力和温度的过热蒸汽。锅炉汽水循环为自然循环，即依靠低温进水端与高温加热端的温差形成的汽水密度产生的压差，促进炉水在管内自然循环。传热方式有热传导、辐射换热、对流换热。3.2 工艺流程3.2.1 烟气流程炉膛旋风分离器转向室(包墙管)高温过热器低温过热器省煤器空气预热器布袋除尘器引风机烟囱3.2.2 汽水系统水冷屏 给水省煤器汽包下降管水冷壁汽包尾部汽冷包墙管低温过热器一级喷水减温器炉内屏式过热器二级喷水减温器高温过热器集汽集箱3.2.3 灰渣系统灰库仓泵返料装置渣烟囱除尘器烟道旋
19、风分离器炉膛4 锅炉岗位操作法4.1 正常生产的操作控制4.1.1 定期工作内容4.1.1.1 锅炉在正常运行中，运行人员要保持各参数在规定范围内；保持水品质和蒸汽品质；维持安全、经济燃烧；提高锅炉效率；按照规定标准进行排放；4.1.1.2 巡检人员应定期进行巡回检查，不少于每小时 1次，并根据 DCS监控画面显示和有关资料进行多方分析，及时发现不正常情况，迅速向有关人员汇报并采取有效措施；4.1.1.3 经常检查给煤系统、石灰石系统、排渣输渣系统保证畅通不堵塞，发现问题及时汇报处理；- 10 -4.1.1.4 做好设备切换工作，诸如返料风机一个月切换一次。4.1.2 燃烧调节4.1.2.1
20、正常运行床温在 850950范围，如果床温低于 760而不能正常运行时应按压火处理。根据煤种变化可适当调整床温，但最高不超过 1050；4.1.2.2 在负荷变化大时，应将所有自动调节切换为手动调节；4.1.2.3 负荷变化时，要及时调节风量,同时应注意监视氧含量（正常时氧含量为 4-6%） ；4.1.2.4 监视并控制床温不超过 900，这样才能有效控制 NOx的排放量；4.1.2.5 锅炉正常运行时炉膛差压应控制在 5001500Pa以下，如果太大，应及时放返料灰；4.1.2.6 锅炉正常运行时料层差压约 70009500Pa，同时也可参考风室风压进行锅炉放渣。4.1.3 汽温调节4.1.
21、3.1 检查各级过热器出口蒸汽温度，验证二级减温后的蒸汽温度要大于饱和温度 110以上；4.1.3.2 验证温度调节的正确性。一级减温为粗调，二级减温为细调；4.1.3.3 在 50100%负荷范围内，主蒸汽温度变化应保持 5405；4.1.3.4 主要用两级喷水减温器调节汽温，同时也可通过调节尾部对流受热面的飞灰速率来辅助调节汽温；4.1.3.5 检查汽温调整范围与它们的设定值是否保持一致，过量地供给喷水将导致过量的夹带和过高的压力产生；4.1.3.6 负荷变化、吹灰和其它异常情况时，若减温水投自动，值班员应加强监视，必要时切换手动操作。4.1.4 水位调节4.1.4.1 汽包水位的急剧变化
22、会使汽压、汽温产生波动。如果发生溢水或缺水事故，则要被迫停炉。因此运行中应尽量做到均衡连续供水，保持汽包水位正常。正常运行时，给水控制应处于自动状态；4.1.4.2 锅筒正常水位在锅筒中心线以下 180mm处,50mm 为水位正常波动的最高水位和最低水位,锅筒水位限制:锅筒水位达-100mm 或+100mm 时 DCS声光报警,- 11 -锅筒水位达-200mm 或+250mm 时 MFT（主燃料跳闸）动作；4.1.4.3 当锅炉低负荷运行时，汽包水位稍高于正常水位，以免负荷增大造成低水位；反之，高负荷运行时应使汽包水位稍低于正常水位，以免负荷降低造成高水位。但上下变动的范围不应超过允许值；4
23、.1.4.4 就地水位计指示值与 DCS显示值每班至少对照两次，发现偏差及时处理；4.1.4.5 旁路、副线给水调节阀用于启动时控制汽包水位。当运行中给水量小于 30%MCR时，可改为旁路、副线给水调节阀；4.1.4.6 锅炉给水必须是除氧水。当给水自调装置失灵，造成自调阀无法供水时，应及时开启给水旁路供水，同时联系仪表人员，尽快消除故障恢复正常供水；4.1.4.7 运行中若水位过高，可开大连续排污门或事故放水门紧急放水；4.1.4.8 给水压力不低于 11.5MPa，压力低时应及时联系汽机人员提高压力。4.1.5 水位计运行4.1.5.1 水位计的投入（1） 水位计预热，水位计安装后或重新投
24、运时必须充分预热。首先开启水位计排污阀，然后开汽侧一次阀至全开，再将水位计的汽侧二次阀缓慢开启 1/5圈，让微弱汽流通过大约 20-30分钟左右，使水位计本体温度相对稳定。初次投运时，预热后投运前检修人员应对所有螺母进行复紧，复紧时运行人员关闭汽阀、水阀，开启排污阀；（2） 水位计投入，全开汽、水侧一次阀，关闭排污阀，缓慢开启 1/5圈汽侧二次阀，再缓慢开启 1/5圈水侧二次阀，待水位正常后，汽阀、水阀交替开启，直至全开。严禁将二次阀一次全开，否则将出现假水位，一旦出现假水位应重新进行投入操作。4.1.5.2 水位计冲洗原则上不进行水位计的日常冲洗，若发现水位不清晰或水位不波动时，应及时进行水
25、位计冲洗，水位计冲洗时必须保证至少两种类型的水位计正常使用，水位计冲洗完成以后将给水自动切换到手动，稍微调节给水确认水位正常波动。 （1） 水位计水侧冲洗步骤- 关汽侧、水侧二次阀，开排污阀放净水位计内的水汽后关闭；- 12 - 缓慢开水侧二次阀 1/5圈让水充满水位计后关闭。二次阀开度不可过大，防止保险子堵死通道；- 开排污阀，放净水；- 如此反复 2-3次。（2） 水位计汽侧冲洗步骤- 关闭汽、水二次阀，开排污阀；- 缓慢开启汽侧二次阀 1/5圈冲洗汽侧导管，冲洗完毕后关闭二次阀。二次阀开度不可过大，防止保险子堵死通道；- 重新投入水位计。4.1.5.3 水位计解列（任何一只水位计的解列必
26、须有相关审批签字）水位计在运行中如果发生泄漏和爆破时，应将其解列，步骤如下：（1） 开放水阀；（2） 关闭水、汽二次阀；（3） 关闭汽、水一次阀。4.1.6 锅炉排污4.1.6.1 汽、水质量标准项目 内容 数值硬度 2umol/l溶氧 7ug/l给水PH 8.89.3PH 910.5PO43- 210mg/l炉水电导率 100us/cm饱和蒸汽过热蒸汽4.1.6.2 排污操作（1） 连续排污调节门开度，根据化验要求执行；- 13 -（2） 定期排污次数，应根据炉水质量情况确定，一般每日一次为宜；（3） 定期排污应选在低负荷时进行；（4） 开始排污时，应进行暖管，防止水击；（5） 定期排污前，
27、适当提高汽包水位，并在排污中严格监视水位，必要时给水切换为手动进行调整；（6） 水冷壁下联箱只可逐个排污，不可同时开启两个或者更多的排污门；（7） 排污时先开一次门，后开二次门，全开约 30秒后先关二次门，后关一次门。4.1.6.3 以下情况立即停止排污（1） 锅炉运行不正常或发生事故；（2） 排污系统故障；（3） 锅炉水位或给水调节器不正常。4.1.7 床压的控制4.1.7.1 监测床压指示（料层差压） ，并使之保持正常值（7.09.5KPa） ，炉膛差压控制在（5001500pa） ；4.1.7.2 监测给煤量和给石灰石量是否正常，避免影响床压；4.1.7.3 监测燃煤或石灰石的品种及粒度
28、变化，避免影响床压；4.1.7.4 连续监测风室压力与床压的压差；4.1.7.5 如果床压升高，应随时进行放渣，以保持床压稳定，同时查找原因；4.1.7.6 正常运行时风室风压可反映料层厚度，锅炉满负荷时风室风压为15KPa左右。4.1.8 床温的控制4.1.8.1 锅炉床层温度一般为 930左右，考虑到负荷的变化及其他方面的要求，应将床层温度控制在 850950之间；4.1.8.2 床层温度过高，且持续时间过长，会造成床层结焦无法运行。反之，床层温度过低，燃烧不完全，甚至会发生灭火。调节床层温度的主要手段是调节入炉煤量和调节去布风板的一次风量；4.1.8.3 如床层温度高于 990(极限温度
29、 1050)时，必须立即对风流量分配进行调节，一般是增大去布风板的一次风量并相应减少二次风量；- 14 -4.1.8.4 当床温不正常下降且下降速度较快，应及时检查给煤情况，发现断煤应以最快速度恢复，如果床温降至 850以下，适当调整二次风量，控制床温下降，当床温稳定后，在逐步恢复给煤与风量；4.1.8.5 当床温过高且有继续上升的趋势，及时调整风量及给煤，在保证炉膛出口压力正常的情况下，使床温尽快恢复正常，并查明原因做好记录。4.1.9 石灰石给料调节4.1.9.1 检查锅炉 SO2的排放，手动或自动调节石灰石的给料速率，保证 SO2的排放值符合当地法规；SO 2的排放值不允许长时间地低于标
30、准的 75,因为这会导致锅炉低效率运行；4.1.9.2 控制烟气中 NOX排放值的手段之一是调节床温，当床温高于 940时，NOX会明显升高，通过改变一、二次风及二次风间的配比、调节过剩空气系数等手段进行调节。床温范围在 820900之间，NO X排放值最低。4.1.10 汽压调节4.1.10.1 根据不同负荷对床压、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制过热蒸汽压力维持在 9.2-10.1MPa；4.1.10.2 根据蒸汽负荷变化，锅炉通过改变燃料量，对应的风流量，使主蒸汽稳定在设定值；4.1.10.3 汽压高时，要减弱燃烧，减少放热，如负荷太低应要求加负荷；4.1.10.4 汽
31、压低时，要加强燃烧，增加放热，如负荷太高应要求减负荷；4.1.10.5 在负荷变化大或自动失灵时，应改为手动调节给料量；4.1.10.6 手动调节给煤机转速时，应缓慢进行，防止变化过快而超温或 MFT；4.1.10.7 接调度指令，系统需增减负荷时，依指令相应增加锅炉蒸发量或降低锅炉负荷，确保蒸汽压力不低于额定控制指标，更不可大幅度超压；4.1.10.8 因汽机调整负荷或抽汽量，锅炉可提前调整负荷，尽可能使压力波动在最小范围内以免影响系统生产。4.1.10.11 调节给水量能对控制汽压起辅助作用,调节给水量时要维持锅筒水位在允许范围。4.1.11 负荷调节4.1.11.1 锅炉负荷的调节是通过
32、改变给料量和与之相应的风量，手动或自动- 15 -调节风量，使之随煤量的变化而变化。风煤的调整做到“少量多次” ，避免床温的波动。同时床温、炉膛出口温度、床压等可作为负荷调节的辅助手段；4.1.11.2 升负荷时，在床温保持在工艺指标范围内的条件下，适当增加给煤量及与之相应的风流量，在床温不变条件下提高床层高度，增加炉物料的携带率，从而增加了蒸发受热面的吸热量；反之，降低负荷时适当减少给煤量及与之相应的风流量，降低床层高度,从而减少蒸发受热面的吸热量,锅炉蒸发量减少；4.1.11.3 加负荷时，应先少量增加一次风量和二次风量，在少量增加给煤量,使料层差压逐渐增加,再少量增加供风量、给煤量,交错
33、调节,直至所需的出力。减负荷时，应先减少给煤量，再适当减少一次风量和二次风量，如料层差压偏高可依流化情况排渣,以降低料层差压,如此反复操作,直到所需的出力. 如需大幅度降低负荷时，应关小二次风调节挡板减少炉膛上部燃烧份额；4.1.11.4 风量 、燃料量调整时，以过热器后氧量为参考值，正常运行时氧量控制在 4%-6%之间； 4.1.11.5 改变床温也能调节锅炉负荷。通常高负荷对应高床温，低负荷对应低床温。但床温受到多方面的制约，变化幅度有限,因此与改变床层高度相比,改变床温来调节负荷作用有限；4.1.11.6 蒸汽负荷的调节依据系统生产用汽，汽轮机抽汽量变化范围，保持蒸汽过热器出口压力稳定，
34、确保厂控指标范围内尽可能小的波动；4.1.11.7 调节锅炉负荷时，床体温度的控制要坚持增加负荷，床温不宜过高，防止结焦，同时床温不宜过低，防止灭火；4.1.11.8 调节锅炉负荷时，确保过热蒸汽温度波动不致过大，液位稳定，避免造成超温、低温带水，危及系统生产安全。4.1.12 配 风 调 节4.1.12.1 一次风调整床料的流化、床温和料层的差压；4.1.12.2 二次风控制总风量，在一次风满足流化、床温和料层差压的前提下，总风量不足时，可逐渐开启二次风门，随负荷的增加，二次风量逐渐增加；4.1.12.3 当断定部分床料尚未适当流化时，临时增大一次风量和排渣量；4.1.12.4 注意床内流化
35、情况、燃烧情况、返料情况，发现问题应及时清除。当床温升高或降低时，应及时调整一、二次风量比率、给煤量等；- 16 -4.1.12.5 高负荷运行时，调整一次风量，增加物料流化速度，在保证物料浓度前提下，相应提高料层差压；4.1.12.6 调整一、二次风量同时，应在保证炉膛出口负压情况下，适当调整引风机档板开度；4.1.12.7 为了确保过氧空气量和排烟温度及时以先二次风，后一次风原则调整风量；4.1.12.8 当床体左右两侧温差偏大时，可先调整对应的二次风门，高温端增大风门开度，如流化不良可适当增加一次风量。4.2 单体设备的操作4.2.1 辅机运行通则4.2.1.1 检修过的辅机办理完工作票
36、终结手续后，必须经运试转良好后方可投入运行；4.2.1.2 辅机启动前应进行全面检查，确认启动条件具备方可启动，备用辅机应处于随时可以启动的状态；4.2.1.3 辅机启动应具备的条件（1） 检修工作结束，设备及周围清理干净，外观完整，各门、孔关闭严密，地脚螺栓牢固，与系统连接完好，盘动对轮转动灵活，转动部位安全罩装好；（2） 各风门档板与执行器的连杆装好，动作灵活，就地与控制室开度指示相符，指示灯正常，限位装置动作正确；（3） 各辅机室按规定使用合格的润滑油，且油位正常，轴承冷却水畅通；（4） 电机接线和接地线良好，绝缘合格；（5） 电气联锁保护装置、热控保护及自动控制装置，经检验动作正常；（
37、6） 不同辅机的启动还应按其特点进行检查；（7） 辅机送电必须在启动检查工作完成和启动条件具备后进行。4.2.1.4 辅机试转（1） 转动设备维修后试运前的检查工作，要坚持以检修人员为主、运行人员协助为原则；（2） 送电，填写送电联络票，联系电气值班员送电；（3） 事故按钮试验。- 17 -4.2.1.5 辅机启动注意事项（1） 风机启动前，应将其入口档板关闭，防止启动中过载；（2） 辅机启动时，应监视电流的变化，发现异常，应立即停止运行；（3） 辅机在运行中发生跳闸时，应在查明跳闸原因或处理后再次启动。4.2.1.6 辅机运行时定期检查工作项目（1） 电动及辅机转动平稳、声音、振动正常；（2
38、） 各轴承润滑良好，温度正常，轴承冷却水畅通，无泄漏；（3） 电机电流及定子温度温升正常；（4） 调节门、档板连接机构完好；（5） 运行班组每个月高压风机切换一次，由检修人员检查并清理停用风机滤网。4.2.1.7 出现下列情况之一，在联锁不动作情况下可按就地事故按钮紧急停机。（1） 电动机或辅机发生强烈振动或异常声响，危及设备或者人身安全；（2） 轴承温度异常升高，超过极限值（在联锁不起作用的情况下） ；（3） 电机有焦味或冒烟，轴封压盖冒烟；（4） 发生其它可能危及人身和设备安全的故障时。4.2.2 风机的操作4.2.2.1风机液力偶合器的检查（1） 液力偶合器地脚螺栓牢固无松动；（2） 板
39、式换热器冷却水正常，就地冷却水压应在 0.2MPa以上，且无漏水现象；（3） 液偶执行器开度指示应在零位；（4） 油位正常，无漏油现象；（5） 液偶执行器转换开关应切换在“远程”位置，且就地、远控调节正常。4.2.2.2 离心式风机的检查（1） 风机各部分完整无损，风机及电机螺丝无松动，连轴器连接完好，护罩牢固完好；（2） 轴承润滑油位正常（1/22/3 之间） ，各风机风门开关应灵活，关闭严- 18 -密，出口风门远方控制准确可靠；（3） 轴承冷却水水压正常，水温正常；（4） 手动盘车 12 转，转子转动灵活，无磨擦碰撞。（5） 确认风机入口挡板处于全关位置；（6） 联系电气人员，测量电机的
40、绝缘应合格；（7） DCS控制系统、风机启动与调试信号调试完毕，确认现场/远方操作可靠后启动风机。4.2.2.3 风机的启动（1） 离心风机的试运行- 新安装试运行时间不少于 2h；检修后的风机试运行时间不少于 30min，以验证其工作的可靠性；- 试运风机操作前按上述工作进行检查，同时启动操作按照正常启动操作。（2） 离心风机的启动- 检查完毕后将液力偶合器执行器开度调至零位，关闭风机入口挡板；- 现场与控制室 DCS联系好以后在控制室启动风机；- 检查风机、液偶、电机运转应无异常，声音正常，振动及轴承温度在合格范围内；- 在 DCS上调整液力偶合器开度，同时调节风机入口挡板，使风量保持在所
41、需风量；- 风机运转正常后投入自身联锁保护。4.2.2.4 主要故障及原因（1） 液力偶合器的主要故障及其原因- 升速不到位可能原因及排除方法A、限位调整不正确。应联系电仪人员重新调整；B、转速表有误差。应联系电仪人员重新校正或者更换；C、负载偏大。关小风门提速，在逐渐开风门调节风量；D、配套电机小（过电流） 。更换电机。- 进、出油口压力过高A、进油口节流孔小。改大节流孔；- 19 -B、油路堵塞不畅。疏通油管路或者板式换热器内油管路；C、油温过低。投入电加热器。- 进、出油口压力过低A、进口节流孔大，管路系统漏油；B、安全阀弹簧未紧。应调紧弹簧；C、泵吸油管漏气。重新装；D、泵齿轮损坏。更
42、换齿轮；E 、油过热（2） 离心风机主要事故及原因- 轴承箱剧烈振动A、风机、液偶、电机轴不同心，联轴器未装正；B、机壳或进风口与叶轮摩擦；C、基础刚度不够或不牢固；D、叶轮铆钉松动或叶轮变形；E、叶轮轴盘与轴松动或联轴器松动；F、轴承箱盖与座等联接螺栓松动；G、风机的进出风管道安装不良；H、由于叶轮磨损或叶片积灰造成的转子不平衡。- 温度过高A、轴承箱振动；B、润滑油质量不良、变质、含有过多灰尘、粘沙、污垢等杂质；C、承箱盖与座的联结螺栓拧的过紧或过松；D、轴与轴承安装歪斜，前后两轴承不同心。- 电机电流过大或温升过高A、开车时进口调节门未关严；B、风机流量超过规定值；C、送气体密度过大或温
43、度过低；D、风机输入电压过低或单相断电；E、联轴器联结不正，皮圈过紧或间隙不匀；- 20 -F、受轴承箱剧烈振动的影响。4.2.2.5 离心风机的停车（1） 应缓慢将液偶开度将到零位,使风机电流降到最小，按下停车按钮，电流应回零，做好停机后的维护工作；（2） 如果在现场发现风机出现紧急情况，随时有可能造成人员或者设备损坏，应按就地紧急停车按钮。4.2.3 罗茨风机的操作4.2.3.1 开车前的检查（1） 罗茨风机运行时，主油箱、副油箱油位必须在油位计两条红线之间；（2） 彻底清除罗茨风机内外的灰尘和杂物，清理入口滤网，并避免混入油；（3） 罗茨风机运转过程中，不应加油。在运转一周后应第一次更换
44、新油；一个月后应第二次更换新油。以后，主、副油箱应定期更换润滑油；（4） 用手沿旋转方向盘动鼓风机、真空泵带轮或联轴器，检查有无异常现象；（5） 无明显机械故障，地脚螺丝无松动。4.2.3.2 罗茨风机的运行（1） 试运行步骤- 打开进、排气侧阀门，在无负荷的状态下接通电源开关，核实旋向；- 起动空载运转 2030 分钟，检查有无异常振动及发热现象。如果出现异常现象，应立即停车查明原因。异常现象大多由安装不良所引起，也有润滑油油位不适宜等其它情况；- 空载运转良好后，在正常负载情况下运转 23 小时，同时应注意观察每个部件的温度和振动；- 运转中要注意电流表的示值，如出现异常现象立即停车检查，
45、其原因大多是由于超负荷运行引起的。（2） 罗茨风机的启动- 开启罗茨风机的出口风门，将进出口管道上的所有阀门全部打开；- 返料器松动风和返料风门开启；- 确认罗茨风机电源与开关按钮联接测试完毕，操作可靠后启动风机；- 21 - 确认风机运行正常后投入联锁。4.2.3.3 日常维护（1） 定期检查- 每月检查,检查窄 V型皮带的张力；- 三个月检查,更换主油箱润滑油，清洗空气过滤器；鼓风机、真空泵采用中间轴皮带轮传动时，应更换中间轴两端轴承座内的润滑脂；- 半年检查,更换副油箱内润滑油，检查管道支承情况；- 一年检查,检查轴承、旋转轴唇形密封圈；检查叶轮及机壳。检查齿轮。（2） 定期切换- 高压
46、风机每月切换一次，切换高压风机时，当班运行人员必须有人在现场监视，同时控制室操作人员应先解除高压风机全停和风机自身联锁，切换完成后重新投入；- 通知检修人员清理停用风机滤网，同时检查其他情况，正常后投入联锁。4.2.3.4 故障、原因及排除方法故障现象 原因分析 排除方法风量不足1.风机叶轮间隙增大2.皮带过松打滑1.修复间隙 2.张紧皮带电机超载1.过滤器或管路堵塞2.风机叶轮与叶轮、墙板或机壳摩察1.清除堵塞物和障碍物2.检查原因，修复间隙过热1.主油箱内的润滑油过多2.升压增大3.叶轮磨损，间隙过大4.水冷油箱冷却不良1.调整油位2.减小系统阻力，降低升压3.修复间隙4.确保冷却水满足使
47、用要求敲击声1.可调整齿轮和叶轮的位置失常2.装配不良3.异常压力上升1.重新调整位置2.重新装配3.查明压力上升原因并排除4.更换同步齿轮- 22 -4.超载或润滑不良造成齿轮损伤轴承、齿轮严重损伤1.润滑油不良2.润滑油不足1.更换润滑油2.补充润滑油轴、叶轮损坏1.超负荷2.系统气体回流1.查明超载原因，降低负荷2.查明气体回流原因，采取防止回流措施振动加剧1.风机叶轮平衡破坏2.轴承磨损或损坏3.齿轮损坏4.紧固螺栓松动5.橡胶隔振器老化、损坏1.检查排除2.更换轴承3.更换齿轮4.检查后拧紧5.更换隔振器安全阀限压失灵1.压力调整有误2.弹簧失效1.重新调整2.更换弹簧压力表失灵 压力表损坏 更换压力表4.2.4 给煤系统的操作4.2.4.1 给煤系统开车前的检查（1） 给煤通道保持畅通，给煤机运转无故障，通知输煤系统将煤仓储备足够量的燃料；（2） 给煤电机、清扫电机及所有转动机械调试完毕，远控正常，润滑良好；（3） 电机接地完好，电机地脚螺栓及联轴器牢固无松动；（4） 给煤机皮带、托辊无跑偏现象；（5） 清扫链条无卡链、掉链现象，清扫刮板没有发生跑偏；（6） 煤仓下手动插板阀、落煤管插板阀已打开，播煤风、送煤风、密封风手动阀门开启。4.2.4.2 给煤系统的投入（1） 将给煤调速切至手动，给煤速度调至最低；（2） 给煤机
