循环流化床锅炉操作规程(doc 88页)75吨循环流化床锅炉操作规程1 范围本规程阐述了锅炉的基本原理和操作方法；本规程适用于供汽工序；本规程是供汽工序工程技术人员、管理人员及其操作人员从事中温中压锅炉操作的技术性指导文件。

2 规范性引用资料《循环流化床锅炉运行与检修》.吕俊复等主编.-北京：中国水利水电出版社，2003《锅炉设计说明书》杜兵编制，四川锅炉厂2.12.2 配合进行各种事故的调查、分析和设备修理后的验收工作。

2.3 熟悉工艺流程、设备性能，掌握操作法及基本生产原理以及安全、环保、消防要求。

2.4 负责处理和排除各种生产故障，保证生产安全经济运行。

2.5 不串岗、不睡岗、有事离岗须请假。

3 工序原料质量要求3.1 设计煤种的规格（见表1）表1序号项目指标(%) 检验方法参照标准1 碳C Y60.15 分析GB212-912 氢H Y 2.86 分析GB212-913 氧O Y 2.01 分析GB212-914 氮N Y 0.61 分析GB212-915 硫S Y 3.95 分析GB212-916 灰A Y 26.26 分析GB212-917 水分W Y 7.72 分析GB212-918 挥发份V r 7 分析GB212-919 Q Y dw(KJ/kg) 5315.4 分析GB212-913.1.1 煤的成分为碳（C）、氢（H）、氧(O)、氮（N）、硫（S）、灰分（A）、水分（W）和挥发份，它们不是机械混合物，而是形成复杂的化合物存在于煤中，煤的燃烧是煤中可燃成分与氧发生剧烈氧化作用并放出光和热的过程。

锅炉设计煤种粒径为0—7mm 占70%；7—10mm 占20%；10—13mm 占10%，每小时耗煤12.76吨。

石灰石与煤量比：0.08:1 脱硫率80～90%。

3.2 锅炉给水（见表2）表2总二氧化碳μg/L硬度μmol/LPH(25℃)二氧化硅μg/L氧μg/L电导率μs/cm铁μg/L铜μg/L≤6 ≤2 8.5～9.2 ≤20 ≤15 ≤0.3 ≤50 ≤104 工序动力参数要求电压380v。

5 工序工艺流程概述（工艺流程图附后）5.1 型号：CG-75/3.82-MX16型循环流化床锅炉。

5.1.1 锅炉规范（见表3）表3名称单位数据设计蒸发量t/h 75蒸汽温度℃420-4455.1.2整体布置简介锅炉系单锅筒、自然循环水管锅炉。

半露天布置，炉膛及尾部省煤器以上采用悬吊结构。

炉膛分为两部分：下部密相区，上部稀相区。

炉膛四周为膜式水冷壁，在密相区内开成缩口和垂直段，布风板以上涂耐火层防止磨损。

锅炉采用先集中下降管后再分散进入下集箱。

为保证水循环的安全可靠性，前后、两侧水冷壁及分离器共分12个独立回路。

为实现均匀升降，可控启动，锅炉采用床下热烟气点火装置。

在炉膛出口，烟气分两路分别进入两只旋风分离器，经旋风分离器分离后的烟气，回到炉顶水平烟道。

尾部烟道内R 蒸汽压力 MPa 3.82 给水温度（除氧器） ℃ 100-105 排烟温度 ℃ 150 锅炉设计效率 % 88.2 循环倍率 20 炉膛过量空气系数1.2 一二次风比例 % 60：40 Ca/S 摩尔比2.5 进风温度℃20包括高温过热器、低温过热器、省煤器、空气预热器均支撑于两侧墙上，空气预热器分一、二次风空气预热器，最上一只管箱为二次风空气预热器，下面两只管箱为一次风空气预热器。

5.1.3 锅炉燃烧系统简介燃烧室由膜式水冷壁构成，断面呈矩形。

炉膛分为密相区和稀相区两部分。

燃烧室壁面开有：二次风口、循环灰入口、燃料入口、排渣口、启动燃烧器口、测温口、测压口、出烟口、人孔等。

锅炉采用床下热烟气点火.，水冷布风。

在靠近风室入口的主风管道上开有旁通、油枪在旁通中先燃烧加热空气，并与主烟道空气混合至400～500℃，作为点火期间一次风进入水冷风室。

锅炉正常运行时，关闭旁通。

油枪工作压力2～2.5 MPa。

物料循环回路由燃烧室、分离器、回料装置组成。

经炉膛出口出来的高温烟气首先经两只水冷旋风分离器后，烟气至高温段过热器，飞灰进入分离器料仓。

分离器的外壁由钢板制成，内衬耐磨耐火材料，上部为圆筒型，下部为锥型，耐磨材料采用钢钉固定。

其次烟气在分离器进口经碰撞分离，烟气进入过热器、省煤器、空预器，加热蒸汽、给水、一、二次风空气，提高锅炉热效率，飞灰进入分离料仓，通过非机械阀进入炉膛回燃，充分保证锅炉热效率。

锅炉采用分段送风，确保炉内床料合理流化及实现分段燃烧。

一次风量约占总风量的60%，一次风从一次风机出来后进入空预器，预热后由风道引入炉底水冷风室中。

水冷风室与水冷壁直接相连，并随膜式壁一起胀缩，有利于密封。

流入风室的风通过水冷布风板上的风帽进入炉内，促使床料流化。

二次风约占总风量的40%，二次风经预热后，进入炉膛，提供燃料进一步燃烧所需的空气，实现分级燃烧。

一、二次风总管上均设有电动风门及测风装置，运行时可调节一、二次风比来适应煤种和负荷变化的需要。

原煤由三台给煤机送入燃烧室；给煤装置布置在燃烧室前墙。

给煤装置上均设有播煤风管，送入给煤风防止煤在下料口堆积，将煤均匀播撒在炉床上。

脱硫用石灰为0～2mm粒径，在进煤口与煤均匀混合后和煤一起送入锅炉。

为使锅炉稳定运行，必须保证床内料层厚度，采用连续排渣。

返料风主要用来流化回料装置内循环物料，以确保物料通过回料装置回到燃烧室中，返料风起到松动物料及输送物料的作用。

返料风由返料风机送风，确保具有较高压力。

5.1.4 锅炉汽水系统简介从水处理来的除盐水，经除氧器加热到105℃后进入给水泵，再由给水泵送至中压加热器。

中压加热器再将水加热到150℃后，一路进入省煤器入口集箱，吸收省煤器热量后进入省煤器出口集箱，最后供给锅炉用水。

一路不经省煤器直接进入锅筒，目的是在省煤器发生故障时采用旁路供水。

为了防止锅炉满水，使水带入过热器，在锅筒底部设有紧急放水管。

为了保护省煤器，在锅筒与省煤器进口集箱之间安装有再循环管。

炉水经锅筒底部引出4根下降管， 2根φ325mm的下降管分别进入下部分配集箱，两组采用相同布置，从分配集箱引6根φ108mm的管道，前部进入水冷风室、前水冷壁、前水冷壁集汽集箱，由导汽管引入锅筒。

后部进入后水冷壁下集箱、后水冷壁、后水冷壁集汽集箱，由导汽管引入锅筒。

组成6个水循环回路。

另一组由分配集箱引4根φ89mm的管道分别进入左、右水冷壁下集箱，左、右水冷壁，左、右水冷壁集汽集箱，再由导汽管引入锅筒，组成4个水循环回路。

另外2根φ273mm的下降管分别进入左、右水冷分离器下部环形集箱，吸收分离器的热量后进入上部环形集汽集箱，再由导汽管引入锅筒，组成4个水循环回路。

高温过热器、低温过热器均布置在尾部烟道内，呈卧式顺流布置。

为调节过热器蒸汽温度，在低温过热器与高温过热器之间，布置了喷水减温器。

减温水采用锅筒顶部的蒸汽冷凝水，以保证喷水质量。

多余的水返回锅筒。

另外还从中压加热器引一根管道连接在喷水管路的集箱上，以补充冷凝水之不足。

为避免烟气冲刷过热器，采用低烟速，并对高过第一排管子迎烟气面、低温过热器最上排均加焊防磨盖片，弯头部分加防磨罩。

省煤器分三组布置在尾部烟道内，低温过热器以下，顺列逆流，为有效地防止磨损，采用膜式结构，并在最上一排，加焊防磨盖板，弯头加防磨罩。

5.1.5 中压加热器，安装在给水泵出口，型号：φ7130×632×16。

上面装设给水进出口管、蒸汽进出口管、水侧排气口、危急疏水接口、安全阀、疏水阀、电接点液位信号、不凝汽抽汽口、水位表、平衡容器、温度计、压力表、排污口。

技术特性如下表：表4汽侧水侧最高工作压1.0 MPa 6.4 MPa力设计压1.05 MPa 6.5 MPa力设计温300℃160℃度工作介蒸汽、水给水质介质进口温300℃100℃度介质出口温164.2℃150℃度介质流100t/h量换热面75m2积为便于运行维修，在各受热面之间布置人孔，每个人孔门前均有平台，各层之间由扶梯连接。

5.1.6 炉膛内数据5.1.6.1 炉门底部至风帽顶部为65cm，炉门上部至风帽顶部为110cm。

5.1.6.2 进煤口至风帽顶部为115cm，回料口至风帽顶部为85cm。

5.1.6.3 风帽距炉墙，左、右：20 cm；前：35 cm；后：32 cm。

5.1.6.4 温度计布置在风帽顶部85cm，温度计插入炉膛距炉墙：前11 cm，后23cm；左11 cm、右12 cm；炉膛底部计四个测温点。

布风板上共有1084个风帽。

6 工序工艺指标及控制点（表5）表5序号控制点控制项目控制指标控制人员备注1 DCS 蒸汽压力 3.43+0.2MPa 当班人员2 DCS 蒸汽温度435+5-10℃当班人员3 DCS 锅筒水位水位表中心线+50mm当班人员4 DCS 炉膛温度840℃～950℃当班人员5 DCS 炉膛负压-50～-100Pa 当班人员6 DCS 风室风压≤11kPa 当班人员7 DCS 除氧器水温102～104℃当班人员8 DCS 冷渣机出口水温＜85℃当班人员9 DCS 排烟温度150℃当班人员10 DCS给水温度150℃当班人员11 DCS 排渣温度≤100℃当班人员12 DCS 冷渣机进水温度≤45℃当班人员13 DCS 冷渣机进水压力≤0.8MPa当班人员14 DCS给水泵压力5～6MPa当班人员7 岗位操作法7.1 水压试验7.1.1 水压试验的规定7.1.1.1 锅炉大、小修或局部承压部件检修后，应做常规（工作压力）水压试验。

特殊情况应作超压试验。

7.1.1.2 常规水压试验压力为各部件的工作压力。

7.1.1.3 超水压试验为各部件的1.25倍。

7.1.2 水压试验范围7.1.2.1 受热管（水冷壁、过热器管、省煤器管）。

7.1.2.2 汽包下降管、水位计、联箱。

7.1.2.3 主汽门以前管道、给水门后管道。

7.1.2.4 连续排污、定期排污、事故放水和过热器疏水一次门以前。

7.1.2.5 加药泵出口门以后。

7.1.3 水压试验前的准备7.1.3.1 水压试验前试验范围内的检修工作全部完工，具备水压试验条件，人员全部退出现场。

7.1.3.2 水压试验范围内，拆除必要的保温并清除表面的积灰。

7.1.3.3 水压试验前，应通知有关专业（仪表、脱盐水）检查有关系统的严密性，并通知脱盐水准备试验用水。

7.1.3.4 水压试验前，电动主汽门前的疏水门开启，以防过水。

7.1.3.5 做超压试验时，必须将水位计、汽包、过热器的安全门及压力控制阀解列，常规水压试验时汽包安全阀则应投入。

7.1.4 锅炉上水7.1.4.1 上水前的准备7.1.4.1.1 就地水位计玻璃应清洁，最低、最高、零位的刻度正确。

7.1.4.1.2 各部分阀门完整、无泄漏、卡涩现象。