美国1300MW火电机组考察.doc

Q/***-***.***-2001
徐塘发电有限责任公司企业标准
Q/311-206.006-2001

300MW机组锅炉运行规程

1 范围

本规程规定了徐塘发电有限公司#4、5炉主辅机设备的检查、启动、运行、调整、维护及事故分析、故障处理的方法。
生产副总经理、总工程师、副总工程师、安全监察部有关专职应通晓本规程。
本规程适应于300MW集控主值班员、付值班员、巡检员；发电部主任、专职工程师及有关专业人员；值长、生产工作部、检修部等有关专业人员。

2 引用标准

《电力工业技术管理法规》。
《电力安全工作规程》。
《电业生产事故调查规程》。
制造厂技术说明书。
结合现场实际和同类机组运行经验。
徐塘发电有限责任公司　2003-03-31批准 2003-03-31实施
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Q/311-206.006-2001
第一篇 主设备规范与技术性能
3 锅炉总体及系统

3.1 锅炉铭牌见表1
表1　锅炉铭牌
锅炉型号
SG-1025/17.44-M850
制造厂家
上 海 锅 炉 厂
过热蒸汽
最大连续蒸发量
t/h
1025
额定蒸发量
t/h
912
出口压力(表压)
MPa
17.44
出口温度
℃
540
再热蒸汽
流量
t/h
829
进/出口压力(表压)
MPa
3.80/3.62
进/出口温度
℃
327/540
排烟温度(修正后)
℃
129
给水温度
℃
MCR:280
ECR:273
设计效率
MCR:91.97% ECR:92.13%
制造日期
1999年3月
投产日期
2002年3月

3.2 锅炉设备简介
本公司#4、5机组所配锅炉为上海锅炉厂采用美国燃烧工程公司的转让技术设计制造的，型式为亚临界压力中间一次再热控制循环炉，单炉膛∏型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣。
炉膛宽14022mm，深11760mm，宽深比1.19：1，炉顶标高59000mm，汽包中心线标高59920mm，炉顶大板梁底标高67900mm。锅炉炉顶采用全密封结构，并设有大罩壳。炉膛由Ф45×6膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度55°，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉室下水包标高为7340mm。
水平烟道深度为6528mm，由水冷壁延伸部分和后烟井延伸部分组成，内部布置有末级再热器和末级过热器。
后烟井深度9234mm，后烟井内设有低温过热器和省煤器。
炉前布置三台低压头炉水循环泵，炉后布置两台Ф10330mm三分仓容克式空预器，主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热。
锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置五台ZGM-95型中速磨煤机，布置在炉前，四台磨煤机可带MCR负荷，一台备用。燃烧器采用四角布置，切向燃烧，每台磨煤机出口由4根煤粉管道接至一层煤粉喷咀。最上层燃烧器喷口中心线标高26160mm，距分隔屏屏底距离19660mm，最下层燃烧器喷口中心标高20024mm，至冷灰斗转角距离为4494mm，每角燃烧器风箱中设有三层启动及助燃油枪。
锅炉钢架为全钢架，采用高强度螺栓连接，整台锅炉共设置18层平台，其中6层刚性平台，为便于操作，个别地方还设置了局部平台。除渣斗装置及空预器外，锅炉所有重量都悬吊在炉顶钢架上。
过热器的汽温调节主要采用喷水调节，再热器的汽温调节主要采用燃烧器摆动及过量空气系数调节，在再热器进口管道上装有事故喷水装置。
本锅炉设有容量为5%MCR的启动旁路系统，其作用是在锅炉启动时控制汽温、汽压，缩短启动时间，提高运行的灵活性。
锅炉设置了膨胀中心，运行时整台锅炉以膨胀中心为原点进行膨胀，锅炉垂直方向上的膨胀零点设在炉顶大罩壳顶部，锅炉深度和宽度方向上的膨胀零点设在炉膛中心，在炉膛高度方向设有三层导向装置，以控制锅炉受热面的膨胀方向和传递锅炉水平载荷。
炉膛及后烟井四周设有绕带式刚性梁，以承受正、负两个方向的压力，炉膛部分布置了22层刚性梁，后烟井尾部布置11层刚性梁，刚性梁最大允许间距为3300mm。
炉膛灰斗底部出渣采用刮板捞渣机连续排渣，灰斗存渣容积能满足不小于4小时的排渣量。
炉膛部分布置有56只墙式吹灰器，炉膛上部及对流烟道区域内布置40只长行程伸缩式吹灰器，每台空预器烟气出口端布置有一只伸缩式吹灰器，运行时所有吹灰器均实现程序控制。
在炉膛出口左右两侧装有烟温探针，启动时用此控制炉膛出口烟温不超过538℃。
锅炉本体部分共配有10只弹簧安全阀，分别布置在汽包、过热器出口及再热器进、出口管道上，为减少安全阀起跳次数，在过热器出口还装有1只电磁泄放阀。
锅炉配有炉膛安全监控系统（FSSS）和机炉协调控制系统（CCS），此外，锅炉还配有炉膛火焰电视摄像、汽包水位计及水位电视摄像等安全保护装置。
3.3 汽水系统
3.3.1 给水和水循环系统
给水由锅炉右侧单路经过止回阀和电动闸阀后进入省煤器进口集箱，流经省煤器管组、中间连接集箱和悬吊管，然后汇合在省煤器出口集箱，再由3根Ф219×25的汽包给水管道从省煤器出口集箱引入汽包，并与汽包内炉水混合，混合后的水沿汽包底部长度方向布置的4根大直径下降管流至汇合集箱，随后经连接管分别进入三台炉水循环泵，每台炉水循环泵出口有二只出口阀，炉水循环泵将来自汇合集箱的水增压后打出，经过出口阀及出口管道进入下水包。下水包为四周的侧水冷壁，前水冷壁、后水冷壁及延伸水冷壁形成数十个平行回路，水在水冷壁内吸热形成汽水混合物，汇集至水冷壁上部集箱，通过汽水引出管进入汽包，在汽包内进行汽水分离。分离后的饱和蒸汽引至过热器，饱和水则与省煤器来的给水混合后继续循环。
本锅炉采用CC+循环系统即“低压头循环泵+内螺纹管”，称为改良型控制循环。下降管系统中布置了三台低压头炉水循环泵，以保证水冷壁内介质循环安全可靠。水冷壁四周采用了内螺纹管，可以使水冷壁中的质量流速降低，流量减少，使循环倍率从过去的4降低到2。系统内布置了三台循环泵，其二台投运就可以带MCR负荷，另一台为备用，为了避免二泵运行时，一台泵突然故障，而备用泵一时又难以启动，会影响到锅炉负荷的变化，故推荐在正常工况下以投运三台为好。
在下水包内的每根水冷壁管的入口处装有不同孔径的节流孔板，以控制每根水冷壁管的流量，使在炉膛运行工况变化时循环仍然均匀可靠。节流孔板在节流座上，由玛蒙夹圈将其夹紧，每只节流座与下水包内壁相点焊。不同孔径的节流孔板以定位销不同的角度为标记，以便安装区别。
炉膛后下水包与省煤器进口管道之间设有一根省煤器再循环管，其管径为Ф76×11。管道上配有一只省煤器再循环阀（DN65电动截止阀）。在锅炉启动时，再循环阀打开，下水包提供一部分水，约4%MCR流量，经过省煤器再循环管，送至省煤器，以防止省煤器汽化。直至建立一定的给水量该阀才关闭。
3.3.2 过热蒸汽系统
从汽包顶部引出的饱和蒸汽进入炉顶进口集箱，经炉顶管至炉顶出口集箱，为减少蒸汽阻力损失，约35%BMCR的蒸汽经旁通管直接进入后烟井包覆上集箱。从炉顶出口集箱引出的蒸汽经过后烟井包覆，经低温过热器引入分隔屏进口集箱，从分隔屏出口集箱分二路流经后屏进口集箱，再从后屏出口集箱进入末级过热器进口集箱，通过末级过热器到末过出口集箱，再由末过出口集箱引出至主蒸汽管道，进入汽机高压缸。
各级过热器之间均采用大直径管道及三通连接，使介质能充分混合，减少热偏差，并简化布置。包覆过热器布置成几个回路，其目的是为了降低系统的阻力。
蒸汽冷却定位管由分隔屏进口集箱引出，通过分隔屏、后屏、再引入后屏出口集箱，将分隔屏定位夹持，防止屏偏斜。
3.3.3 再热蒸汽系统
自汽机高压缸排出的蒸汽分成二路引入墙式辐射再热器进口集箱，经过墙式辐射再热器，再由炉顶上部的出口集箱引出，通过4根连接管引至屏式再热器进口集箱，依次经过屏式再热器和末级再热器，然后由末级再热器出口集箱上引出至再热器蒸汽管道，分二路进入汽机中压缸。在墙式再热器进口管道上布置有事故喷水减温器。
各级再热器间都采用大直径管道及三通连接，以便增加充分混合的条件。并在屏再和末再之间通过连接管道进行左右交叉，以减少因炉膛左右侧烟温偏差而引起的再热蒸汽温度偏差。
3.3.4 启动旁路系统
采用5%MCR启动旁路系统，作为锅炉启动时控制过热蒸汽压力和温度的手段，以缩短启动时间。
在锅炉尾部后烟井下部环形集箱上布置4根管道汇总后由一根总管接至冷凝器。在总管上设有减压装置。锅炉启动旁路系统中电动截止阀后的管道及减压装置均由设计院提供，其管道流量按锅炉最大连续负荷的5%设计。
锅炉冷态启动时，该系统内介质温度为4.12MPa压力下的饱和温度，疏水阀全开，通过炉膛燃烧率来提高过热汽温，以加快速度。热态启动时，为排除过热器系统中的凝结水，疏水阀也需打开，故减压装置前的管道设计压力和温度与包覆过热器相同，启动过程中过热汽温由炉膛燃烧率控制，过热蒸汽压力由疏水阀控制，当汽机并网后关闭该疏水阀。
锅炉汽水流程图见图1：
图1 锅炉汽水流程图
3.4 燃烧系统
本锅炉采用冷一次风正压直吹式制粉系统，配置五台ZGM-95型中速磨，燃烧器采用四角布置，切向燃烧。使系统简单，节省电耗，并可减少日常的维护工作。
3.4.1 煤粉管道
锅炉运行时燃烧器将随着锅炉的膨胀而向下和左右移动，因此燃烧器与煤粉管道之间产生膨胀差，要求采用特殊结构的联管器（三向补偿膨胀节），吸收其膨胀，同时在连接至燃烧器的垂直煤粉管道上采用恒力弹簧吊架支吊，并在安装时将该段垂直煤粉管道预先向上冷拉一定值。
燃烧器呈四角布置，每角燃烧器风箱分成十二层，其中A、B、C、D、E五层为一次风喷嘴，其余七层二次风喷嘴。一、二次风呈间隔排列，一次风采用在300MW机组锅炉上普遍应用、成熟的浓淡分离宽调节比（WR）煤粉喷嘴，这不仅能提高低负荷燃烧的稳定性，并能提高燃烧效率。在一次风喷口周围布置有周界风，不仅能有效地冷却一次风喷口，还能改善煤种适应性，在AB、BC、DE三层二次风风室内设有启动及助燃用油枪，共12支。
本燃烧设备为切向燃烧方式，1号、4号角燃烧器中心线与前墙水冷壁中心线分别成37°角和45°角，在炉膛中心分别形成Ф607mm和Ф1780mm顺时针方向的假想切圆，实际切圆随炉内空气动力场变化而比假想切圆要大得多。四角顶部各有二层反切15°角的消旋风，通过风量的配比，就可以减小炉膛出口气流的残余旋转以及由此引起的左右烟温偏差。因选择了较大切角的水冷套结构，气流就不容易贴壁，由此而引起的水冷壁结焦和高温腐蚀现象可大大降低。
燃烧器喷嘴摆动采用电动执行机构，通过连杆和内外摆动机构装置来实现。以喷嘴水平位置为零度，一次风可上下摆动±20°，二次风可上下摆动±30°。二次风挡板也采用电动机构。
3.4.2 点火设备
本燃烧系统的点火方式为二级点火，即高能点火装置点燃轻油，轻油点燃煤粉。系统配有12支蒸汽雾化的轻油枪。油枪前雾化压力恒定在0.8MPa，雾化蒸汽温度小于250℃，且有28℃的过热度，油枪出力按30%MCR负荷设计。
3.5 烟风系统
本机组烟风系统由烟气系统、一次风系统、二次风系统、密封风系统、冷却风系统组成。
3.5.1 烟风系统
锅炉风烟系统流程图见图2
图2 锅炉风烟系统流程图
炉膛中产生的烟气流过后烟井，通过烟道进入空预器烟气仓，空气在空预器中利用烟气余热使一、二次风得到预热。从空预器出来的烟气通过静电除尘器和引风机排至烟囱。在空预器进口烟道上装有电动关闭挡板。
3.5.2 空气系统
一次风用作输送和干燥煤粉用，由一次风机从大气中抽吸而来，送入三分仓式空预器的一次风分隔仓，加热后通过热一次风道进入磨煤机，在进空预器前有一部分冷风旁通经冷一次风道，在磨煤机进口前与热一次风相混合作磨煤机调温风用。
二次风的作用是强化燃烧和控制NOx生成量，从大气吸入的空气通过送风机进入空预器的二次风分隔仓，加热后经二次风道进入大风箱。
3.5.3 冷却风系统
冷却风来自大气，经过过滤器将空气净化后，再由增压风机将风送至四角燃烧器中火焰的检测装置及点火油枪内进行冷却，以保证以上设备的正常工作。
3.6 调温系统
3.6.1 过热蒸汽调温
过热蒸汽调温除受燃烧器喷嘴摆动影响外，主要靠喷水调温，其布置两级喷水减温器，一级减温器在分隔屏进口管道上，用以控制进入分隔屏的蒸汽温度，第二级减温器在末级过热器进口管道上，用以控制高温过热器的出口汽温用微调。喷水来自给泵出口给水管道，经过喷水总管隔绝阀后分二路，分别经过一、二级喷水管路后进入减温器，过热器喷水系统管路中布置有电动闸阀（或电动截止阀）和气动调节阀，气动调节阀属CCS控制，调节阀前的电动截止阀与调节阀联锁，锅炉运行时，一般调节阀后的电动截止阀为常开，当调节阀有故障需检修时才关闭该阀，作隔绝用。
一级减温器设计的最大喷水量为103t/h，二级减温器设计的最大喷水量为15t/h，在MCR负荷时各级减温器的喷水量基本为零，减温器喷咀均采用多孔笛形管结构。
3.6.2 再热蒸汽调温
再热蒸汽调温主要采用摆动燃烧器喷嘴角度来改变火焰中心高度，从而改变改变炉膛出口烟温。喷嘴上下摆动角度各约30°。由于再热器布置于炉膛出口高温烟气区域，对摆动喷嘴的调温具有较大的敏感性，当负荷低于一定值后，可改变过量空气系数来进行调温。
此外，在再热器进口设有二只事故喷水减温器，喷嘴为莫诺克喷嘴，在紧急事故状态下用来控制再热蒸汽进口汽温。减温器布置在墙式再热器进口管道上，其最大设计喷水量为42t/h，喷水由给泵抽头来，经过隔绝阀后分二路，分别经过气动调节阀和电动截止阀后进入减温器，调节阀属CCS控制，隔绝阀与调节阀联锁。
3.7 吹灰系统
锅炉设置吹灰器是为保持受热面清洁，产生良好的传热效果。整个吹灰系统分锅炉本体受热面吹灰和空预器两部分。锅炉本体部分有56只炉室吹灰器布置在炉膛部分，40只长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部和对流烟道区域。每台空预器烟道出口端布置1只伸缩式吹灰器，本体部分吹灰蒸汽由分隔屏过热器出口集箱接出，蒸汽温度为452℃，压力为18.43MPa（表），空预器吹灰蒸汽由后屏过热器出口集箱接出，蒸汽温度为507℃，压力为18.00MPa（表），分别经过减压后进入各吹灰器，管路中设有自动疏水点，锅炉整套吹灰实现程序控制，系统设计通常按2台长伸缩式，2台炉膛吹灰器，2台空预器同时投运考虑，长伸缩式和炉膛吹灰器相对两侧墙上各1台吹灰器同时投运。
3.7.1 本体吹灰系统
吹灰蒸汽来自分隔屏过热器出口集箱接出，分左右二路分别经过气动薄膜减压阀减压，其整定值为3.1MPa温度约为320℃。减压阀前管路上布置有一只手动截止阀和一只电动截止阀作关闭汽源用。减压阀后管路上设有一只安全阀以防吹灰蒸汽超压。管路上还设有压力测点，监视减压阀出口压力。
为保证吹灰介质适当干度，吹灰管路中设有疏水系统，每一疏水点疏水管路上布置有一只电动截止阀，温控疏水，其阀门启闭设定值为250℃，为保证彻底疏水，水平管道应至少保持0.025m/m的坡度。
3.7.2 空预器吹灰系统
空预器吹灰蒸汽来自后屏过热器出口集箱，经过气动薄膜减压阀减压后，蒸汽压力为3.10MPa温度约370℃。减压阀前有一只手动截止阀和一只电动截止阀作关闭汽源用，阀后有安全阀、压力测点等设备，然后总管分成二路，进入空预器吹灰器。本系统中设有一个疏水点，温控疏水，疏水阀为电动截止阀，其启闭设定值为350℃，温度控制器在工地设定温度时按尽可能高的过热度定。
在总管上还设有吹灰辅助蒸汽管路，辅助蒸汽来自辅助蒸汽母管，蒸汽压力为0.8MPa（表压），温度为350℃，经过手动截止阀、电动截止阀和止回阀进入吹灰管路。
辅助蒸汽与正常汽源阀门切换条件:
1） 当锅炉负荷大于30%MCR时 ，空预器吹灰汽源减压站打开供应吹灰蒸汽。
2） 当锅炉负荷小于30%MCR时或启动阶段，辅助汽源阀门打开供应辅助蒸汽。
3.7.3 吹灰器主要设计参数见表2。
表2　吹灰器主要设计参数
项 目
名 称
型 号
蒸汽温度
℃
蒸汽压力（表压）
MPa
行 程
mm
炉室吹灰器
IR-3D
～350
～2.45
267
长伸缩吹灰器
IK-525
～350
～2.45
7160
空预器吹灰器
IK-AH
～450
～2.45
970
3.7.4 烟温探针
在炉膛出口左右两侧各布置了一只伸缩式烟温探针，在锅炉启动阶段烟温探针伸入炉内，以监测炉膛出口烟温。烟温探针最高测量温度为600℃，当烟温达到538℃时，会发出报警，烟温探针自动退出，此时降低燃料量以防止墙式再热器过热烧坏。
烟温探针型号TP-500，行程4600mm。电机：Y90S-4 1.1KW 380V。
3.8 管路系统
3.8.1 疏水、放气和加药管道
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，在炉前下水包上设有疏水管，管径为Φ159×18，并配有二只DN150电动闸阀，作停炉放水用，后下水包设有一路定期排污及疏水管，管径为Φ76×11，管道上配一只DN65电动截止阀和一只DN65气动调节阀，此外，省煤器进口集箱，炉顶进口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排汽阀。后烟井集箱上的疏水阀待汽机并网后立即关闭，再热器疏水阀和排气阀必须在凝汽器建立真空前关闭。
加药管设在下降管系统中汇合集箱上，为防止腐蚀其管道及阀门采用不锈钢材料。
3.8.2 排污管路
本锅炉设有连续和定期两条排污管路。锅炉排污是用来控制炉水含盐浓度和除去沉积物的，排污量及排污次数取决于锅炉的运行工况，如水的特性、水处理性能、锅炉负荷等。在通常情况下，连续排污就能满足要求，在沉积物生成过多的情况下，固形物含量高，给水处理效果差，导致携带物多的情况下，锅炉就要通过定期排污管路来进行定期排污。
连续排污管自汽包右侧中下部引出，经手动连排减压阀和调节阀后直接引至连续排污扩容器，调节阀最大流量为15t/h，压差为9.8MPa。
定期排污自后下水包接出，定排管路上的电动排污阀为角型阀，该阀也可作疏水用。
3.8.3 取样管路
锅炉设有饱和蒸汽取样点，炉水取样点和过热蒸汽取样点，饱和蒸汽取样自汽包至炉顶过热器进口集箱的蒸汽引出管上取出，沿汽包长度方向均匀设置了5个点。炉水取样从连续排污管上接出，过热蒸汽取样从过热器出口管道上接出，每点取样管路上布置有两只手动截止阀。
3.8.4 安全阀排汽管道
为保证锅炉安全运行，防止受压部件超压，锅炉配有10只安全阀，在汽包上装3只，过热器出口主蒸汽管道装有2只，再热器进口管道上装有2只及再热器出口管道上装有3只，另外为减少过热器出口安全阀起跳次数从而保护安全阀，在过热器出口安全阀的下游布置有电磁泄放阀。
每只安全阀及电磁泄放阀都配有排汽管，排汽管从安全阀排汽弯头上的疏水盘上方开始向上穿出大屋顶，排汽管与安全阀排汽弯头、疏水盘之间应有足够膨胀间隙，以防止排汽管的重量传到阀门排汽管头上。除再热器进口安全阀外其它安全阀及电磁泄放阀排汽管上都装有消声器。
3.9 门孔和测点布置
3.9.1 门孔
锅炉上设有检查、看火、吹灰、仪表测点、电视摄像、温度探针等用孔，这对运行检修和调试带来了方便，各孔按照要求布置在锅炉合适的部位。为防止烟气泄漏，确保锅炉密封，所有需要弯管的孔都装有密封盒。
在炉膛冷灰斗底部每侧水冷壁上布置一只610mm×760mm的水冷却门，运行时门内通水冷却，以防烧坏。冷却水参数为：进口温度20℃、进口压力0.29Mpa、水量0.91m3/h，出口温度为54℃。对420mm×460mm的水冷却门，锅炉运行时应将耐火材料把孔堵住，以防烟气烧坏检修门。
3.9.2 汽水系统测点布置
汽水系统测点包括：工质温度、工质压力、流量及金属壁温等测点，作记录、控制及试验用。省煤器进出口管道，下降管，过热器一、二级减温器进出口，末级过热器出口，墙式再热器入口，屏式再热器进出口，末级再热器出口等处均装有工质温度测点。工质压力测点，分别布置在省煤器入口、汽包、过热器出口、再热器进、出口等处。金属壁温测点有在控制室记录、控制用和就地测试用两种，作记录和控制用的测点热电偶直接引至控制点，就地测试用的测点其热电偶接至炉顶大罩壳侧面端子箱。
3.9.3 烟气系统测点布置
烟气系统测点包括：炉膛压力、烟温温度、炉膛与各风道压差及尾部烟道压力温度等测点，这些测点有属于运行监视所需要的，也有属FSSS及CCS控制所需的调节和报警用测点。
3.10 控制系统
3.10.1 炉膛安全监控系统（FSSS）
炉膛监控系统（FSSS）是通过一系列的联锁条件，严格按照预定的逻辑顺序对燃烧设备中的有关部件进行操作和控制的系统，以保证锅炉炉膛的安全。
FSSS的主要功能如下：
(1) 炉膛吹扫
在锅炉启动前及停炉后都要进行炉膛吹扫，炉膛吹扫的许可条件为：
a） MFT跳闸继电器柜电源监视正常；
b） 无火检探测器故障；
c） 火检冷却风压力不低于5.5KPa；
d） 无MFT条件；
e） 炉膛无火焰：无油火焰且无煤火焰；
f） 磨煤机全停；
g） 燃油角阀全关；
h） 至少一台引风机运行；
i） 至少一台送风机运行；
j） 所有辅助风挡板未全关；
k） 风量大于30％（360T/H）；
l） 一次风机全停；
m） 至少一台炉水泵运行；
n） 两台空预器运行；
o） 油泄漏试验完成；
p） 给煤机全停；
q） 汽包水位大于-300mm且小于+250mm。
（2） 油泄漏试验
为防止点火油泄漏进入炉膛，在冷炉点火前必须对油系统进行泄漏试验，在确认合格后才能进行点火，泄漏试验可以独立进行，也可以在炉膛吹扫时自动进行，并作为炉膛吹扫的联锁条件。
（3） 油层的启停及监控
锅炉采用二级点火，用高能点火装置点燃轻油，控制包括轻油的启停及监控。
（4） 制粉系统的投切控制
包括给煤机、磨煤机、密封风风机、磨煤机出口挡板、热风门等设备的自动或手动投切，在启运或切除某一层煤粉时，首先必须投入对应的暖炉油枪。
（5） 火焰检测
单支油枪火焰检测用于暖炉油枪工作时监视每支油枪的火焰，当某一角油喷嘴阀开启而未着火时，对应的火焰检测器发出“无火焰”信号，把油喷嘴关闭。
对于正常运行时煤粉火焰的监视亦采用单只燃烧器火焰检测方式，检测探头布置在相应的燃烧器上方，然后通过适当的逻辑设计，对整个炉膛的火焰信号进行判断，送出必要的“炉膛熄火”信号及正常燃烧信号。
（6） 主燃料跳闸（MFT）功能
当出现下列情况时，便产生主燃料跳闸动作：
a） MFT按钮；
b） 送风机全停；
c） 引风机全停；
d） 火检风机全停延时10秒；
e） 炉水循环泵全停延时5秒；
f） 全炉膛熄火；
g） 全燃料中断；
h） 一次风机全停且所有油层火焰信号全无；
i） 汽包水位大于250mm延时2秒；
j） 汽包水位低于-300mm延时2秒；
k） 炉膛压力高二值（3240Pa）；
l） 炉膛压力低二值（-2490Pa）；
m） 锅炉总风量小于300T/H（25％）；
n） 汽机跳闸；
o） 发电机主保护动作；
（7） 二次风控制
根据机组负荷的要求及相应层燃料的输入控制二次风挡板（包括燃料风、辅助风）的开关位置。在MFT后两台送风机或两台引风机全停前提下打开所有二次风挡板。
（8） 自动减负荷（RB）
当锅炉主要辅机发生故障时，接受来自CCS的RB信号，按事先设计的顺序快速切除一定的燃料，同时维持锅炉带一定的负荷。
3.10.2 协调控制系统
协调控制系统（CCS）亦属MAX-PLUS系统的一部分，具有：
a) 协调控制即锅炉基本负荷、汽机负荷和发电机功率控制；
b) 燃料控制；
c) 磨煤机出口温度和风量控制；
d) 一次风机控制；
e) 风量控制；
f) 燃料量和风量最大偏差限制；
g) 二次风控制；
h) 炉膛压力控制；
i) 给水控制；
j) 一、二次汽温控制；
k) 空预器冷端温度控制等功能。
4 锅炉主要设计参数及性能
4.1 锅炉主要参数见表３
表3　锅炉主要参数表
项目
单位
B-MCR
ECR
过热蒸汽蒸发量
t/h
1025
912
出口压力
MPa(g)
17.44
17.26
出口温度
℃
540
540
再热蒸汽流量
t/h
828.9
743.4
进/出口压力
Mpa
3.78/3.60
3.39/3.23
进/出口温度
℃
327/540
317/540
汽包压力
Mpa
18.82
18.35
给水温度
℃
280
273
空预器进口一次风温度
℃
27.8
27.8
一次风出口热风温度
℃
316
312
空预器进口二次风温度
℃
22.8
22.8
二次风出口热风温度
℃
329
323
排烟温度(不修正)
℃
137
133
排烟温度(修正后)
℃
128
124
整炉循环倍率 (二泵)
2.452(实际为1.921)
整炉循环倍率 (三泵)
2.851 (实际为2.102)

4.2 燃煤成份见表4
表4　燃煤成份表
序号
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
工业分析
碳
Cy
%
55.00
51.93
氢
Hy
%
3.24
2.36
氧
Oy
%
3.33
5.88
氮
Ny
%
1.13
0.42
硫
Sy
%
<0.80
<0.70
灰份
Ay
%
28.50
30.38
水份
Wy
%
8.00
8.33
固有水份
Wf
%
2.00
1.25
挥发份
Vr
%
25.00
19.00
可磨系数
KHa

70
72
低位发热量
Qydw
J/kg
kcal/kg
21610
（5150）
19464
（4700）
灰熔点
变形温度
T1
℃
>1350
>1280
软化温度
T2
℃
>1450
>1380
熔化温度
T3
℃
>1500
>1500
灰分析
氧化硅
SiO2
%
49.03
50.45
三氧化二铝
Al2O3
%
37.54
31.92
三氧化二铁
Fe2O3
%
2.83
5.62
氧化钙
CaO
%
4.99
3.69
二氧化钛
TiO2
%
1.02
1.52
氧化钾
K2O
%
0 ~ 1.0
0 ~ 1.0
氧化镁
MgO
%
0.5 ~ 1.0
0.5 ~ 1.0
氧化钠
Na2O
%
0 ~ 1.0
0 ~ 1.0
三氧化硫
SO3
%
0.5~ 1.0
0.5~ 2.0
灰比电阻
温度100℃时
Ωcm
7.16×1011
7.16×1013
温度130℃时
Ωcm
1.87×1012
1.87×1012
温度160℃时
Ωcm
1.37×1012
1.37×1012
温度190℃时
Ωcm
5.63×1011
5.63×1012

4.3 炉前油系统
锅炉采用二级点火方式，由高能点火器点燃轻柴油，再由轻柴油点燃煤粉。油枪采用蒸汽雾化，介质为#0轻柴油对燃烧油粘度的要求是油枪前粘度≤4°E，所以应根据实际情况决定是否加热。本系统的容量是按锅炉30%BMCR负荷设计，最大流量约为21t/h，燃油母管进口油压1.8Mpa，保证油枪前油压在0.5～1.25MPa范围，油枪前雾化压力恒定在0.7Mpa，最大蒸汽消耗量为2.7t/h，蒸汽温度小于250℃，且有28℃的过热度。
轻柴油参数见表5：
表5　轻柴油参数
油种
#0轻柴油
恩氏粘度(120℃)
1.2~1.67 °E
灰分Ay
≦0.025%
比重
0.84t/h
硫份Sy
<0.4%
水份Wy
痕迹
机械杂质
无
凝固点
不高于0℃
开口闪点
不低于62℃～68℃
低位发热量
41031～41870kJ/kg

4.4 正常连续排污率≤1%炉水
4.5 蒸汽品质
蒸汽品质要求见表6：
表6　蒸汽品质
钠
≤10
PPb
二氧化硅
≤20
PPb
铁
≤20
PPb
铜
≤5
PPb

4.6 燃烧器的主要设计参数：
燃烧器的主要设计参数见表7：
表7　燃烧器参数
单只煤粉喷嘴输入热
KJ/h
178.3×106
二次风速度
m/s
45
二次风比率
%
79.79
二次风温
℃
325.60
二次风中燃料风（周界风）比率
%
20
二次风中辅助风比率
%
80
一次风速度（喷口速度）
m/s
25
一次风速度（煤粉管速度）
m/s
25.50
一次风比率
%
20.21
一次风温度
℃
80
燃烧器一次风阻力
KPa
0.60
燃烧器二次风阻力（设计值）
KPa
0.80
燃烧器二次风阻力（校核值）
KPa
1.00
相邻煤粉喷嘴中心距
mm
1534

4.7 性能数据汇总见表8(燃用设计煤)
表8　锅炉性能数据汇总
序
号

项 目

单位
设 计 煤 种
BMCR
ECR
高加全切
70%定压
50%滑压
35%滑压
1
过热蒸汽流量
t/h
1025
911.9
786.4
717.5
512.5
358.8
2
过热蒸汽出口压力
Mpa
17.44
17.26
17.08
17.00
11.00
7.70
3
过热蒸汽出口温度
℃
540
540
540
540
540
529
4
末过蒸汽进口温度
℃
505.9
506.1
498.8
505.4
512.7
508.7
5
后屏蒸汽出口温度
℃
506.7
508.8
509.6
511.5
519.1
520.2
6
后屏蒸汽进口温度
℃
450.8
448.9
439.8
444.5
440.7
429.9
7
分隔屏蒸汽进口温度
℃
414.1
409.1
397.9
400.0
386.5
365.1
8
低过蒸汽出口温度
℃
417.2
419.7
456.9
428.6
419.7
408.3
9
过热器减温水温度
℃
168
168
168
164
144
137
10
过热器I级减温水量
t/h
6.8
19.8
79.7
39.5
22.4
17.5
11
过热器II级减温水量
t/h
1.0
3.0
10
5.0
3.0
3.5
12
过热器I级减温水量（设计）
t/h
103

13
过热器II级减温水量（设计）
t/h
15

14
过热蒸汽阻力
Kpa
1197

15
再热蒸汽流量
t/h
828.9
743.4
760.1
593.7
435.9
315.5
16
再热蒸汽进口压力
Mpa
3.78
3.39
3.53
4.7
1.94
1.33
17
再热蒸汽出口压力
Mpa
3.60
3.23
3.37
4.57
1.84
1.25
18
再热蒸汽出口温度
℃
540.3
538.9
539.9
540.1
527.4
501.7
19
末再蒸汽进口温度
℃
478.2
476.6
478.7
476.8
475.3
455.2
20
屏再蒸汽进口温度
℃
380.7
375.3
380.5
367.3
374.1
351.6
21
墙再蒸汽进口温度
℃
327
317
326
299
315
309
22
再热器减温水温度
℃
168
168
168
164
144
137
23
再热器减温水量
t/h
0
0
0
0
2.61
7.68
24
再热蒸汽阻力
Kpa
176

25
省煤器给水流量
t/h
1017.2
889.4
696.5
673.0
487.1
337.8
26
省煤器给水温度
℃
280
273
169
258
240
221
27
省煤器出口温度
℃
304.0
298.4
229.4
288.2
269.4
251.9
28
省煤器水阻力（含静压头）
Kpa
389

29
空预器一次风进风温度
℃
27.8
27.8
27.8
27.8
27.8
27.8
30
空预器二次风进风温度
℃
22.8
22.8
22.8
33.9
45.0
50.6
31
空预器一次风出口温度
℃
316
312
278
303
279
261
32
空预器二次风出口温度
℃
329
323
289
313
287
266
33
空预器一次风侧阻力
Pa
212

34
空预器二次风侧阻力
Pa
672

35
燃烧器一次风侧阻力
Pa
490

36
燃烧器二次风侧阻力
Pa
981

表8（续完） 锅炉性能数据汇总
序
号
项 目
单位
设 计 煤 种
BMCR
ECR
高加全切
70%定压
50%定压
35%定压
37
炉膛过量空气系数

1.25
1.25
1.25
1.312
1.25
1.25
38
空预器出口烟气量
t/h
1424
1304
1337
1132
831
630
39
锅炉本体烟气阻力
Pa
2299

40
磨煤机投运台数
台
4
4
4
3
2
2
41
炉膛（下炉膛）
℃
1326
1323
1297
1297
1169
1105
42
后屏过热器进口烟温
℃
1153
1136
1127
1097
991
917
43
屏式过热器进口烟温（