锅炉燃烧监视与调整.docx

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锅炉燃烧监视与调整

5.3.1.1.锅炉燃烧监视与调整

1.燃烧调整的任务和目的：

1）使锅炉的蒸发量适应外界负荷需要，并维持稳定的汽压、汽温、水位，

2）保证燃烧的稳定性，提高燃烧的经济性，同时使炉膛热负荷分配均匀，减少热偏差。

3）防止锅炉结渣、堵灰、积结油垢，高温和低温腐蚀，金属材料过热。

4）适应外界负荷相的需要，保证燃烧安全稳定经济运行，同时保证锅炉运行各参数正常。

5）保证各受热面管壁温度不超温。

6）保持燃料着火距离适中，火焰稳定且均匀的充满燃烧室，不直接冲刷水冷燃烧火焰监视

2.锅炉燃烧调整的内容：

1）正常燃烧时，火焰应呈金黄色，火色稳定，烟气为浅灰色，无偏斜贴墙情况。

2）高负荷时，火色偏白，低负荷时偏黄一些。

3）火焰炽白刺眼，表示风量偏大、炉膛温度较高，容易引起结渣。

4）煤的灰分高时，火焰可能闪动。

煤的水分高或挥发分低时，火焰发黄。

5）炉膛负压保持-50～-150Pa.

6）煤粉着火距燃烧器喷口距离适中，无煤粉离析现象。

7）监视炉膛出口烟气温度正常及烟气氧量在3～5％范围内；

8）根据煤质确定一、二次风配比，风速和风量适当。

9）保持煤粉细度在18～22%之间，飞灰可燃物含量合适。

10）无受热面管壁金属超温、结焦现象。

11）炉膛出口两侧烟温差＜50℃，若发现其偏差增大，应及时分析调整。

12）合理调整上层二次风门，使烟气中的NOx含量符合标准。

3.遇到下列情况进行燃烧调整时，要防止锅炉灭火：

1）外界负荷降低时。

2）煤质发生变化时。

3）给煤量变化时。

4）制粉系统故障时。

5）燃烧不稳投油时。

4.炉膛压力调整：

1）正常运行时，应维持炉膛压力为-100Pa左右，不允许正压运行。

2）炉膛压力小于－1000Pa时报警，同时闭锁引风机导叶开度增加和送风机风量减少，炉膛压力小于－2490Pa时锅炉MFT。

3）炉膛压力大于＋1000Pa时报警，同时闭锁引风机导叶开度减少和送风机风量增加，炉膛压力大于＋3240Pa时锅炉MFT。

4）锅炉运行中，应经常检查锅炉漏风情况，所有观火门、人孔门等均应关闭严密。

在增减锅炉负荷或进行对燃烧有影响的操作时，应注意保持炉膛负压。

5）当炉膛压力发生强烈脉动时，必须加强监视炉内的火焰情况，并根据实际情况作出相应的调整。

6）机组正常运行时，炉膛压力采用自动调整。

当炉膛压力或自动故障时，应切至手动，由操作员手动调整。

5.燃料量调整：

1）负荷变化时，通过调节给煤机的转速或启停制粉系统来适应负荷变化的需要。

负荷低出现燃烧不稳时，应及时投油助燃。

A麽运行时投入等离子稳燃。

2）加负荷时先加风再加煤；减负荷时应先减煤后减风。

3）改变磨煤机出力，应相应改变一次风量，满足两者的对应关系，保证燃烧的稳定性，同时调整冷热风量，保证磨煤机出口温度在正常范围内。

4）中速磨直吹式制粉系统燃烧延迟性较大，运行调整时应充分考虑

5）运行中，燃油系统处于循环备用状态，定期进行油枪和等离子的试投，发现缺陷，及时联系设备部处理。

6）锅炉负荷260～330MW，运行四台磨煤机。

锅炉负荷175～260MW，运行三台磨煤机。

锅炉负荷120～175MW，运行二台磨煤机。

7）当锅炉油枪运行时，燃油量可通过调整燃油压力或投停油枪来调整，控制燃油压力不低于2.5MPa。

6.过剩空气量控制：

1）正常情况下，应按照锅炉负荷与氧量调整风量。

2）煤的灰熔点过低或采用油煤混烧时，为了防止炉膛结焦，可适当提高过量空气系数。

3）锅炉正常运行中为了减少NOx、SOx排放量，可采用增大燃烧器上部燃烬风量的方法，但要注意烟气中氧量值不宜过大，以免降低锅炉效率。

4）一次风量应按照一次风与燃料量的关系曲线调整。

一次风与炉膛压差小于6KPa时报警，风量小于33T/H时停止磨煤机运行。

7.二次风量调整：

1）正常运行应使用辅助风挡板来调节大风箱与炉膛差压，使其满足与负荷的关系曲线。

2）锅炉负荷大于100MW时，投运喷燃器的相关辅助风门全开。

3）燃料风挡板按燃料量的比例进行控制，当该层停止送粉后，应将该层燃料风挡板关闭。

4）上部燃烬风和燃烬风挡板应根据负荷来投切，负荷为170MW时挡板全关，180MW时OFA,SOFA1全开，220MW时SOFA2全开，270MW时SOFA3全开。

5）燃油风挡板，在启动该层油枪时将该挡板关到点火位置（开度约为50%）。

6）当大风箱与炉膛压差大于1.2KPa时报警，此时应确认辅助风挡板和燃料风挡板全开。

8.燃烧调整注意事项：

1）正常运行中，尽量将燃料量、送风量和炉膛压力调节投入“自动”，需退出“自动”时，应慎重操作，防止负荷和燃烧波动。

2）运行中应注意监视各“自动”调节是否正常，发现异常及时处理。

3）运行中应注意监视各火检及风门档板开度指示。

定期就地检查各燃烧器、挡板，发现问题及时处理。

4）锅炉运行中煤粉细度应保持合格18～22%，超出规定值时应及时调整。

5）低负荷时，应保留相邻两台制粉系统运行，使火焰集中保持煤粉细度合格，适当提高磨煤机出口温度，保持运行燃烧器合适的一次风量和二次风量，以稳定燃烧。

并根据燃烧情况投入油枪，以稳定燃烧。

6）燃烧不稳定时稳燃是应同时投入油枪和等离子。

7）锅炉负荷低于100MW时，应投入油枪或等离子助燃。

8）锅炉运行中，应确保燃油压力正常，各层点火枪和油枪应可靠备用。

9）调整燃烧时，应注意防止结焦。

在锅炉高负荷运行或燃用灰熔点低的煤种时，尤需注意。

如发现结焦应及时处理。

10）当投入等离子稳燃时，三台等离子拉弧正常后，再将A磨切换至“等离子模式”，防止A磨跳闸。

11）锅炉负荷大于270MW运行时，保证汽温合格的情况下，每班对锅炉受热面吹灰一次，每2小时对燃烧器和燃烧情况就地检查一次。

当燃烧不稳时，禁止进行炉膛吹灰。

9.锅炉负荷调节：

1）锅炉运行时，应根据机组负荷的需要，调整负荷150MW至300MW之间变化，负荷的增减可通过CCS协调控制系统，进行负荷定值和负荷变化率定值设定。

机组最大增减速率变化应不大于6.6MW/min。

2）为保证机组的安全经济运行，负荷高于90％时采用定压运行方式，30～90％时采用滑压运行方式，当负荷低于30％额定负荷时，恢复定压运行方式，即定―滑―定的复合运行方式。

3）正常负荷变化率

a）变压运行时为10MW/min。

b）定压运行时为17MW/min。

c）正常负荷变化允许持续5min，然后保持5～10min。

d）正常降负荷锅炉出口蒸汽压力高于定值0.7MPa时，则闭锁机组负荷下降。

e）正常升负荷锅炉出口蒸汽压力低于定值0.7MPa时，则闭锁机组负荷增加。

4）最大负荷变化率

a）变压运行时为33MW/min。

b）定压运行时为33MW/min。

5.3.1.2.锅炉汽压的监视与调整

1.锅炉运行中，主汽压力根据机组所带负荷进行调整，严防汽压大幅度波动。

2.机组负荷变动引起主汽压力变化时，应及时调整进入锅炉的燃料量。

3.锅炉运行中，使用锅炉主控器控制压力时，给煤量在“手动”与“自动”切换时，要使实际压力与自动设定值一致，然后再进行切换。

用手动控制主汽压力时，主汽压力定值不得大幅度变化。

4.在非紧急状况下，禁止使用打开PCV阀等手段降低汽压。

汽压超出正常范围时，及时减少燃料量和风量，T调整负荷，若无明显效果，应及时停运上层火嘴，防止安全门起座。

5.锅炉运行时，必须严防超压，当安全阀拒动造成锅炉压力超过压力最高安全门动作值且继续上升时，应立即手动MFT。

6.锅炉运行时，应注意监视再热器出、入口压力变化，当再热汽压力不正常快速上升时，锅炉应紧急减少燃料量，降低机组负荷，严防再热器系统超压。

7.在机组进行重大操作时：

汽轮机做调门试验；投、退高压加热器；启、停风烟系统；制粉系统切换运行；机组大幅度升、降负荷或发生故障时，应视运行情况切除水位“自动”。

8.锅炉和汽机过热蒸汽压力表指示值以及锅炉各处的过热蒸汽压力表指示每班至少全面校对及分析一次，若发现有误应及时通知热控人员修复。

9.在下列情况下容易引起主汽压力较大的变化，应注意监视并进行适当的调整：

1）负荷变化；

2）启停制粉系统或给煤机、磨煤机、燃烧器工作不正常时；

3）燃烧不稳时；

4）压力自动控制失灵时；

5）煤质变化时；

6）高压旁路开关时；

7）过热器、主蒸汽管疏水门开关时；

8）燃烧器摆角变化时；

9）减温水流量变化时。

5.3.1.3.锅炉汽包水位监视与调整

1.锅炉在正常运行中，应维持汽包水位在零位，变化范围为0±50mm。

2.在锅炉运行中应经常对照检查各水位计，每班校对就地与表盘水位计不少于2次。

3.机组正常运行期间，运行中的给水泵均应投自动并经常检查给水控制系统的工作情况是否良好，若发现“自动”异常和水位异常时应立即切至手动控制，维持汽包水位在正常范围并通知热控尽快处理。

4.对汽包水位进行调整时，应根据汽包水位的变化，注意保持给水流量与主蒸汽流量一致，使水位保持稳定。

尤其是汽泵与电泵并泵或两台汽泵并泵时应平稳操作，注意监视泵的转速、流量及出口压力的变化，防止汽包水位大幅度波动。

5.汽包水位控制手动切换至自动前，应手动调节汽包水位至汽包水位设定值附近，防止切换时调节系统发生过大扰动。

6.锅炉给水运行中采用全程控制系统，给水泵接收控制系统的指令，即在启、停和正常运行时均能实现自动调节汽包水位，进行水位调节的手/自动切换时，应手动将汽包水位调至“0”位稳定后，投入给水自动，以防止自动调节系统发生大的扰动。

两台给水泵同时投入自动控制时，应注意监视给水泵转速、流量的偏差。

7.锅炉负荷在20％以下应切换至给水旁路。

通过给水旁路调节阀开度或电动给水泵转速来自动调节汽包水位，20％以上，应切换至主给水管路，在进行给水管道和给水泵的切换时，应密切注意给水压力，流量及汽包水位的变化。

8.锅炉在冷态启动过程中，或发生汽包水位高事故时，可开启事故防水阀门，定排或连排放水，控制汽包水位正常。

9.在手动控制调整汽包水位时，应参照给水、蒸汽流量及时进行调整，注意控制对象的特性，运行超前调节，并注意各参数的变化，调整幅度不易过大，以免汽包水位剧烈波动。

当水位超过±100mm，或运行工况变动时，应立即切换至手动位，及时调整水位，防止发生缺、满水事故。

手动调节水位时应注意以下几点：

1）当电负荷缓慢增加，主蒸汽流量增加，主蒸汽压力下降，水位降低时，应根据情况适当增加给水流量。

使之与主蒸汽流量相适应，保持汽包水位正常。

反之减小给水流量使之与主蒸汽流量相适应。

2）当电负荷急剧增加时，主汽压力迅速下降，汽包水位先高后降低时，切不可过多减少给水流量，待水位即将有下降趋势时立即增加给水流量。

使之与主蒸汽流量相适应，保持汽包水位正常。

3）当电负荷急剧降低，主汽流量迅速下降，主汽压力迅速升高，此时汽包水位先降低，而后会很快上升，此时切不可过多增加给水流量，待水位即将有上升趋势时立即减少给水流量。

使之与主蒸汽流量相适应，保持汽包水位正常。

4）在异常或事故工况下，应安排专人调节汽包水位。

当锅炉灭火短时出现虚假水位，造成汽包水位波动时，应立即解列给水自动，根据实际情况进行手动调整操作，同时严防锅炉满水或缺水的事故发生。

10.当汽包水位由于调整不当或负荷变化过大，造成汽包水位上升较快时，可开启事故放水门降低汽包水位至正常范围。

11.汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。

用上水法校高水位保护、排污法校低水位保护，禁用信号短接法进行替代。

12.锅炉运行中下列情况容易引起水位变化，应加强对水位的监视，同时注意虚假水位现象。

1）锅炉负荷增减幅度过快；

2）锅炉安全门动作；

3）炉膛燃料增减过快；

4）启动和停止给水泵时；

5）给水自动失灵；

6）承压部件泄漏；

7）汽机调门、旁路门、过热器及主汽管路疏水门开关时；

8）在对连排进行调整以及定期排污时；

9）启动磨煤机、运行中给煤机断煤或原煤仓空仓时，应注意虚假高水位。

5.3.1.4.主、再热蒸汽温度监视与调整

1.锅炉正常运行期间，定压运行工况在220-330MW范围内，过热蒸汽及再热蒸汽能维持其额定汽温543±5℃／542±5℃，且不受磨煤机运行方式的影响；滑压运行工况在175-330MW范围内，过热蒸汽及再热蒸汽维持其额定汽温543±5℃／542±5℃，再热蒸汽两侧偏差小于±5℃。

2.锅炉汽温的变化受诸多因素的影响，运行中密切监视各参数的变化，如燃烧的变化，汽压的变化，负荷的变化制粉系统的运行方式，吹灰排渣等。

运行中要正确分析并找出影响汽温变化的因素，采取相应的手段迅速调整汽温正常。

3.正常运行中，应尽量将各级减温水投入自动，在锅炉燃烧或机组负荷波动比较大时，应及时切除各减温水自动至手动。

及时调整各级汽温，防止主、再热气温急骤变化。

主、再热汽温10分钟内急剧下降50℃以上时，汽机立即打闸。

4.锅炉正常稳定运行时，应投入过热器一、二级减温喷水自动。

当过热汽温波动大时，可进行手动调整，并应保证各级减温器后汽温至少有过热度。

5.锅炉负荷≤60MW时，一般不得投入喷水减温。

必须投入时，应注意喷水后汽温变化，防止蒸汽带水。

6.在运行中过热汽温或再热汽温急剧上升或下降，自动调节装置无法将汽温保持在正常范围时，要及时解除自动，手动调节燃烧率、燃烧器摆角或减温水量，使汽温恢复至正常范围，并查明汽温升高或降低的原因。

7.运行期间，过热汽温和再热汽温自动调节系统应处于良好工作状态，如汽温自动调节装置故障时，应迅速将汽温自动调节装置切为手动，并及时联系热控处理，尽快恢复自动调节装置运行。

8.机组运行过程中，在调节汽温的同时必须注意监视各级受热面管壁温度，严禁管壁超温。

在受热面管壁温度接近极限时，必须采取一切可行的措施降低温度，必要时可以申请降低机组负荷运行

9.主汽温度的调节：

过热汽温调节以喷水调温为主，分两级喷水调节，第一级喷水在分隔屏入口作为粗调，第二级喷水在后屏和末级过热器之间，作为细调，正常运行中汽温的调节应采用调节减温器喷水量的方法。

1）主汽温度高调整应依次采取下述措施：

a）缓慢开大减温水，并观察减温器后温度的变化。

b）降低火焰中心。

c）加强水冷壁、省煤器的吹灰工作。

d）减少燃料量及风量或适当增加负荷。

e）在燃烧完全的前提下，尽量减少风量；或总风量不变的情况下，增加上层二次风量，减少下层二次风量。

f）将上层磨煤机切换为下层磨煤机。

g）增加过热器前吹灰。

2）主汽温度低调整应依次采取下述措施：

a）关小减温水，并注意减温器后温度变化情况。

b）适当提高火焰中心。

c）保证燃烧稳定的基础上，适当增加上层磨煤机煤量。

d）加强过热器吹灰。

e）适当增加煤量和风量，提高热负荷。

f）将下层磨煤机切换为上层磨煤机

10.再热汽温调节：

再热汽温调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。

烟气侧调整主要是改变火焰中心位置和流经过、再热器的烟气量，以达到调整蒸汽温度的目的。

蒸汽侧调整是利用减温水降温来实现的。

1）锅炉正常稳定运行时，再热汽温主要通过燃烧器摆角调节。

用燃烧器摆角调节再热蒸汽温度时，要注意过热蒸汽温度的变化，并适当调节过热汽一、二级喷水量。

2）采用调节上（下）排燃烧器风量，必要时采用切换制粉系统等方式来调整。

3）只有在超温事故情况下，不得已才准用事故喷水。

4）汽温低时，加强再热器部分吹灰。

5）汽机甩负荷时，为保护再热器，根据规定投入旁路系统

11.当机组正常运行中出现下列工况时应注意加强对汽温的调整和监视：

1）汽压波动时；

2）负荷变化时；

3）煤质变化时；

4）给水温度变化时（如投、停高加）；

5）风量变化时；

6）启、停磨煤机时；

7）汽包水位变化时；

8）锅炉吹灰时；

9）燃烧器摆角变化时。

10）锅炉高温受热面管壁温度的监视与调整

11）在锅炉运行的任何阶段，必须严格控制过热器、再热器管壁温度不超限。

受热面管壁温度控制：

受热面

低温过热器

分隔屏过热器

后屏过热器

末级过热器

屏式再热器

末级再热器

管壁温度报警值（℃）

501

505

561

580

570

580

12.影响主、再热蒸汽温度的因素及调节手段

1）负荷变化：

机组正常运行期间，随着负荷变化，锅炉各部分吸热特性发生变化，汽温也发生变化，在75%B－MCR左右时管壁温度处于最恶劣的状况，随着负荷升高，壁温将逐渐下降。

2）机组负荷变化时，应尽可能维持汽温的稳定，同时保证管壁不超温。

当出现个别壁温测点超限时，可适当降低汽温，同时确认其是否属实，并作出相应的处理。

3）给水温度变化：

当给水温度降低会使过热器烟气侧传热量增加，汽温和壁温升高。

在正常运行期间，应保证各加热器及除氧器加热正常投入，监视省煤器进口给水温度与负荷对应。

当有加热器撤出时，应严密监视汽温、壁温情况，为防止管壁超温，必要时应降低负荷。

4）燃料的特性变化：

会影响到锅炉燃烧及受热面吸热特性，汽温及管壁温度也会发生相应变化，因此，在燃料品质改变时，应注意汽温及管壁温度变化。

5）磨煤机投停及燃烧器运行层改变：

投磨煤机时，短时间内汽温上升很快，应注意汽温调整，停运磨煤机时正好相反。

投用上层燃烧器汽温会上升，而投用下层燃烧器汽温会下降，运行人员可通过改变燃烧器运行层或燃烧器出力来调整因煤种、负荷变化等因素给壁温等带来的扰动，使锅炉处于较好的运行工况。

6）风量增加（锅炉过剩空气量增加）：

可使汽温上升，尤其是再热汽温。

正常运行时，应按负荷合理调整风量和氧量。

7）受热面结焦、积灰后，会使受热面传热发生变化，其他受热面壁温上升，这时应加强对应区域的吹灰，吹灰时应注意监视汽温变化情况，防止汽温偏高或偏低。

5.3.1.5.锅炉排烟温度及空预器冷端综合温度监视与调整

1.锅炉的排烟温度应与负荷相对应，锅炉运行中，如发现排烟温度异常，应立即检查原因，并采取相应的措施。

2.锅炉运行中，当某些受热面上发生结渣、积灰或结垢，排烟温度升高，应及时进行吹灰除渣。

3.为防止空预器发生低温腐蚀，运行中应按规定对空预器冷端综合温度进行严格控制。

1）应严格控制空预器冷端综合温度不低于80℃，特别是在低负荷期间，应注意对空预器冷端综合温度的监视和控制。

2）在实际运行中，应根据燃料中硫分含量的变化，对空预器冷端综合温度值进行修正，尤其在燃用高硫分的煤种时应提高空预器冷端综合温度控制值（当燃料中硫分含量大于1.40%时，烟气露点温度将明显升高）。

3）燃料中的含硫量、水分及飞灰可燃物含量，炉膛过剩空气系数等因素均会影响烟气的露点温度，在锅炉运行中，应通过合理调整燃烧，控制空预器冷端综合温度，尽力避免和限制SOx的生成，降低烟气的露点温度，避免空预器发生低温腐蚀。

4.在空预器运行中，应进行定期吹灰，必要时可加强吹灰以保持波纹板的清洁，吹灰蒸汽应经过充分的暖管疏水，且保证具有一定的过热度。