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焚烧炉及余热锅炉运行规程

焚烧炉及余热锅炉运行规程
1.概述 1.1 余热锅炉名牌:LC600-58.39-4.0/400/130 1.2 焚烧炉炉型:SITY2000 1.3 余热锅炉型式:单锅筒自然循环、四垂直烟道、平衡通风、顶支吊结构、室内布置 1.4 制造厂家:垃圾焚烧炉部分由德国马丁公司负责完成概念设计、基本设计和详细设 计并交由重庆绿能环境产业有限公司制造;余热炉部分由德国马丁公司负责完成概念设计 和基本设计,江西江联能源环保股份公司完成详细设计和制造。 1.5 功能简介:焚烧炉系德国马丁公司 SITY2000 炉型,采用一套独立的液压系统做为 炉排运动的动力,设计垃圾处理量为 600 吨/天,整个炉排由左至右分成四列,中间由三组 宽度为 200mm 的铸件框架完全分开,每列炉排由 10 个活动级炉排和 10 个固定级炉排组成, 每级炉排由 16 块单独的炉排片通过高强度螺栓连接组成,在运行中实行同步运动,总行程 为 420mm。炉排片采用异形结构,其顶部角锥部分设一个风孔,作为垃圾焚烧提供氧气的一 次风由这里进入炉膛。整个炉排由下至上采用 24?前倾式设计,每列炉排分成上下两组,上 炉排由独立的一支液压缸驱动,下部与两个灰斗固定连接,分别为垃圾燃烧提供干燥与燃 烧功能;下炉排也由一支独立的液压缸驱动,下部与两个灰斗固定连接,分别为垃圾提供 燃烬和灰渣输送功能;在每列下炉排尾端分别设计了一组弧形滑渣板,在弧形滑渣板底部 加装一组水平可调节料层调节挡板,此挡板左右侧各由一支液压缸驱动,料层调节挡板的 角度直接决定尾部灰渣的高度和料层的运行速度。垃圾焚烧后的灰渣通过料层调节挡板后 就直接进入底部的捞渣机。在上炉排前端是给料器,给料器高于炉排 1.2 米,SITY2000 炉 型由 8 个给料小车组成 4 组,每个给料小车之间由一列宽为 200mm 的铸件框架分开,给料 小车的作用主要是将溜槽内的垃圾输送至炉排表面,同时完成垃圾的部份滤水功能,滤出 的水由给料小车下部的渗沥水管输送至渗沥液池。每两个给料小车组成一组,实现一列炉 排的推料功能,在运行中进行同步运行,总行程为 1500mm,在 DCS 程序中,可根据锅炉的 蒸发量、炉膛温度、烟气含氧量等参数来调节给料器运行速度,循环步数及循环长度等, 从而实现推料与燃烧的自动控控功能。在焚烧炉左右侧分别是由 SiC 耐火砖与轻质保温砖 组成的重型炉墙,在墙体中间特别设计了一列宽为 60mm 的冷却风槽,通过冷却风机供风来 对墙体进行有效的冷却;每一侧墙体分成 6 列,为防止炉墙出现热膨胀损坏,在每列墙之 间留有 10mm 宽的膨胀缝。 焚烧炉前后分别设计前后拱,前拱设计宽阔平坦主要是吸收 燃烧段热量并反射至干燥段,加速垃圾的干燥速度,在前拱上部装有 21 根高位二次风管, 下部装有 12 根低位二次风管,用以提供焚烧炉燃烧用的空气,后拱设计倾斜狭长,主要是 吸收尾部灰渣热量并反射至炉内,减少大量的热损夫,提高焚烧炉热效率。在后拱上部装 有 16 根高位二次风管,下部装有 19 根低位二次风管,二次风的主要作用是用以向炉内垃 圾在干燥与干馏过程中产生的可燃挥发份燃烧提供所用空气,同时加强炉内烟气的扰动, 促使炉内烟气动力场和温度场分布均匀,避免炉内产生较大的热偏差。

1.6 制造日期:2003 年 10 月 1.7 投厂日期:2005 年 3 月 28 日 2.编制本规程所引用标准与依据 2.1 部颁《电力工业技术管理法规》、《全国地方火力发电厂锅炉运行规程》、《电业安全 工作规程》热力和机械部分。 2.2 本规程中的设备特性规范,主要技术性能及运行指标是根据德国马丁公司、江联公 司及各主要设备厂家提供的说明书编写而成的。 2.3 设备制造厂设计使用说明书及图纸资料,锅炉专业大中专教材。 2.4 参考国内同类机组运行规程。 3.设备简图
4.设备主要技术参数及燃料、水质特性 ? 垃圾处理量:600T/D ? 额定蒸发量:58.39T/H ? 额定蒸汽出口压力: 4.0 Mpa ? 额定蒸汽出口温度: 400℃ ? 锅炉设计压力: 4.9 Mpa ? 锅炉设计给水温度: 130℃ ? 锅炉热效率:79.2%(设计值)
4.1 锅炉及其附属设备简要特性 4.1.1 汽包 内径:1200mm 壁厚:42 mm 筒身长度:≥13500 mm 封头型式:球形

支撑形式:顶支吊结构

4.1.2 一炉膛

断面尺寸: 3.9 m×13.1 m

内表面积: 521 m2

平均烟气流速: 3.0 m∕s

烟气出口温度: 791℃

管子规格: 60×5mm

管子材料: 20G

4.1.3 二炉膛

断面尺寸: 2.2 m×13.1 m

内表面积: 500+220(屏) m2

平均烟气流速: 4.3 m∕s

烟气出口温度:630℃

管子规格: 60 ×5 mm

管子材料: 20G

4.1.4 三炉膛

断面尺寸: 3.0 m×13.1 m

内表面积: 550 m2

平均烟气流速: 2.8 m∕s

烟气出口温度:385℃

管子规格: 60×5/57×5 mm(仅后墙) 管子材料: 20G

4.1.5 高温过热器

布置形式:水平布置、顺列

管束数量:2

管束间距:700mm

管子规格:51×5mm

管子材料:15CrMoG 管子数量:1888 换热面积:801 m2

烟气流速:(1500∕8000):3.4 /3.55 m/s

烟气出口温度: 1500h: 554℃/497℃

8000h: 599℃/531℃

横向节距:220mm

纵向节距:68mm

4.1.6 低温过热器

布置形式:水平布置、顺列

管束数量:2

管束间距:700mm

管子规格:51×6mm

管子材料:20G 管子数量:3186 换热面积:1353 m2

烟气流速:(1500∕8000):3.2 /3.35 m/s

烟气出口温度: 1500h: 497℃/407℃

8000h: 531℃/435℃

横向节距:220mm

纵向节距:68mm

4.1.7 一级蒸发管束

布置形式:水平布置、顺列

管子规格:38×5mm

管子材料:20G 管子数量:354 根 换热面积:293 m2

烟气流速:(1500∕8000):3.4 /3.6 m/s

烟气出口温度: 1500h: 599℃/554℃

8000h: 647℃/599℃

横向节距:110mm

纵向节距:104mm

4.1.8 二级蒸发管束

布置形式:倾斜布置、顺列

管子规格:51×5mm

管子材料:20G 管子数量:1652 根 换热面积:688 m2

烟气流速:(1500∕8000):2.8 /2.9 m/s

烟气出口温度: 1500h: 407℃/371℃

8000h: 435℃/395℃

横向节距:220mm

纵向节距:68mm

4.1.9 省煤器

布置形式:水平布置、顺列 管束数量:5

管束间距:800mm

管子规格:38×4mm

管子材料:20G 管子数量:6732 换热面积:2652 m2

烟气流速:(1500∕8000):4.8 /4.9 m/s

烟气出口温度: 1500h: 371℃/210℃

8000h: 395℃/210℃

横向节距:103mm

纵向节距:76mm

4.1.10 空气预热器

布置形式:水平布置、顺列

管束数量:一级:4 二级:1

入口风温:18℃

出口风温:一级一段:220℃,一级二段:166℃,

二级:166℃

管子材料: 20G

管子规格:25×2.5mm

单列管数: 30

疏水温度: ≤100℃

管束间距: 800 mm

4.1.11 引风机

型号:CGG-48NO24D 数量: 1 台 形式:离心式

额定风量:Q=134782Nm3/h

额定风压:H=5080Pa

设计风量:Q=166000Nm3/h 设计风压:H=6430Pa

进口风温 150℃

旋向:左旋 180? 和右旋 180?

电机型号:YKK5004-6-630KW IP55 电压等级:10KV

电机转速:960r/min

介质:烟气

4.1.12 一次风机

型号: CGG-73NO12.8D

额定风量:Q=75063Nm3/h

额定风压:H=3720Pa

设计风量:Q=86350Nm3/h

设计风压:H=4900Pa

旋向:左旋 0?

电机型号:Y315M3-4-185KW IP55 电压等级:380V

电机转速:1450r/min

进口风温:18.6℃(年平均温度)

介质:空气

4.1.13 二次风机

型号:CGG-48NO13D

形式:离心式

额定风量:Q=30659Nm3/h 额定风压:H=5250Pa

设计风量:Q=41400Nm3/h 设计风压:H=6750Pa 旋向:左旋 0? 电机型号:Y315M3-4-160KW IP55 电压等级:380V 电机转速:1450r/min 进口风温:18.6℃(年平均温度) 介质:空气 4.1.14 密封风机 型号:CGG-09-NO9D 数量:1 台 形式:离心式 额定风量:Q=2818Nm3/h 额定风压:H=14500Pa 设计风量:Q=3310Nm3/h 设计风压:H=20000Pa 进口风温:18.6℃(年平均温度) 旋向: 左旋 0? 电机型号:Y250M-2-55KW IP55 电压等级:380V 电机转速:2980r/min 介质:空气 4.1.15 炉墙冷却风机 型号:CGG-68NO6.5A 数量:1 台 形式:离心式 额定风量:Q=7700Nm3/h 额定风压:H=2300Pa 设计风量:Q=9010Nm3/h 设计风压:H=3000Pa 进口风温:18.6℃(年平均温度) 旋向: 左旋 90? 电机型号:Y160M-2-15KW IP55 电压等级:380V 电机转速:2930r/min 4.1.16 天然气运行系统 4.1.16.1 启动燃烧器 型号:XRQ-2NG-1460M 燃料:天然气 负荷:1750 Nm3/h 压力:0.01 Mpa 数量:2 台 4.1.16.2 辅助燃烧器 型号:XRQ-2NG-248M 燃料:天然气 负荷:250 Nm3/h 压力:0.01 Mpa 数量:4 台 4.1.16.3 启动燃烧器风机 型号: 9-29-90 风压:4620 Pa 风量:16119m3/h 转速:1450r/min 动力配套:45KW 介质密度:1.2kg/ m3 4.1.16.4 辅助燃烧器风机 型号:9-19-100 风压:4958 Pa 风量:15455m3/h 转速:1450r/min 动力配套:37KW 介质密度:1.2kg/ m3

4.1.17 蒸汽吹灰器

吹灰器行程: 1.5—7.5m 吹灰枪移动速度:2185mm/min

吹灰枪转动速度: 19rpm 吹灰介质:过热蒸汽

适用介质温度:≤350℃

推茬阀前吹扫压力: 0.78— 1.96MPa

有效吹扫半径: 2m

喷嘴口径:φ 16 —32

喷嘴数量: 4 只

电动机型号、功率: Y90S 6 910rpm 0.75KW

吹灰器近似重量: 350kg+每米行程 X100kg

制造单位:湖北京山科能锅炉辅机有限责任公司

4.1.18 激波吹灰器简介

名称:ESW 激波吹灰器

原理:ESW 激波吹灰器技术利用天然气(或乙炔气)爆轰时产生的冲击波对炉膛和受热

面进行除焦和吹灰。

4.1.19 液压系统

·主油泵

型号: PV14OR1K1T1NFWS 轴向柱塞变量泵

最大排量: 140cm3/rev 最大力矩: 2400 umin

最高压力: 350bar

最低压力: 70bar

电机功率: △380/55

△440/53

油箱体积: 1200L

冷却油量: 130L/min

·液压缸

序 号

名称

给料 1 器液
压缸

上炉

排液

2

压缸 下炉

排液

压缸

捞渣 3 机液
压缸

料层 4 液压


密封 5 门液
压缸

数 量

缸径

1 6

90*125

8 90*125

8 90*125

8 90*125

4 90*125

8 90*125

行程
1500 mm
420m m
420m m
600m m
760m m
500m m

流量
18.4L/mi n
5.89L/mi n
5.89L/mi n
2.21L/mi n
5.89L/mi n
9.32L/mi n
12.2L/mi n

总流 量
147.1 9
L/min
47.1 L/min
17.68 L/min
23.55 L/min
18.64 L/min
48.87 L/min

最大 推力 12 吨
22 吨 22 吨 22 吨 15 吨 20 吨

最大 压力
100 BARS
180 BARS
180 BARS
180 BARS
125 BARS
165 BARS

推杆 速度
0.02 5M/S
0.00 8M/S
0.00 3M/S
0.00 8M/S
0.01 25M/
S 0.01 66M/
S

4.1.20 主皮带除渣机机 1、设备技术规范

1.1、设备性能参数

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

项目 设备名称 型号 输送能力(t/h) 带宽/带厚(mm) 带速(m/s) 长度(m) 角度(°) 数量 输送介质 灰渣温度(℃) 灰渣堆积密度(t/m?) 灰渣 PH 值 工作制 电磁除铁器 悬挂高度(mm)

1.2、设备构成

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

名称 外装式电动滚筒(带制动器)
尾部该向滚筒 D=400 头部增面滚筒 D=250 35°槽形前倾托辊组
10°过渡托辊组 20°过渡托辊组 35°缓冲托辊组 全自动上纠偏装置
平行下托辊组 反 V 形托辊组 全自动下偏装置
缓冲床 第一道头部清扫器 第二道头部清扫器
空段清扫器 头架 H=950 a=0° 螺旋拉紧尾架 H=600 a=0° 螺旋拉紧装置 S=1000 中部该向滚筒吊架
尾部滚筒护罩 压带轮
标准中间架 L=6000 中间架(一)L=5756

参数或说明 0m 层皮带输渣机 DTII(A) 18 800/13 0.8 100(约) 11 1 垃圾燃烧后产生的灰渣 80~120 0.9 约 12 24 小时连续运行 1 250

标准号或图号 WD-220-80-8050
80B104 80B102 80C424-3 80C411-3 80C412-3 80414H DLT03S0123 80C460-3 DTⅡ03C2923 DLT03X0123 HC0325/140.00 M1-B800 H1-B800 BW-B800 80JA10510J(非) DTⅡ03J02331(非) DTⅡ03D1(非) 80JB1020D D-YM96-3013-03 80Y11(非) 80JC11 TXZJJ-1

数量 1组 1组 2组 62 组 2组 8组 8组 8组 26 组 2组 5组 4台 1组 1组 1组 1组 1组 1组 1组 1组 1组 8组 1组

备注 N=22Kw
聚氨酯 聚氨酯 聚氨酯

24

中间架(二)L=6000

25

中间架(三)L=6000

26

中间架(四)L=1709

27

中间架(五)L=6000

28

中间架(六)L=3457

29

中间架(七)L=1816

30

中间架(八)L=6000

31

中间架(九)L=1731

32

中间架(十)L=5556

33

标准支腿Ⅰ型 H=800

34

标准支腿Ⅱ型 H=800

35

高式支腿 H1=2220

36

高式支腿 H1=1785

37

高式支腿 H1=1230

38

高式支腿 H1=775

39

高式支腿 H1=565

40

高式支腿 H1=925

41

导料槽(后段)L=2000

42

导料槽(中段)L=2000

43

导料槽(一)

44

导料槽(二)

45

导料槽(三)

46

防尘裙板

47

头部漏斗

48

ZL 纵向撕裂开关(含安装座)

49

跑偏开关(含安装座)

50

双向拉绳开关(喊安装座)

51

钢丝绳托环

52

覆塑钢丝绳Φ 4

53

绳卡

54

难燃耐热钢芯带

TXZJJ-2 TXZJJ-3 TXZJJ-4 TXZJJ-5 TXZJJ-6 TXZJJ-7 TXZJJ-8 TXZJJ-9 TXZJJ-10 80JC8021 80JC8022 80JC1318(非) 80JC1318 80JC4913 80JC4913 80JC4913 80JC4913 D-YM96-3017-16(非) D-YM96-3017-09(非) TXDLC-1 TXDLC-2 TXDLC-3
FY170 80L501J(非)
ZL-800 KLT1-Ⅱ KPT1-12-30
St630

4.2 燃料特性

4.2.1 垃圾焚烧炉使用的城市生活垃圾特性参数如下:

垃圾热值范围 (低位热值 – LHV):

·设计低位热值:

1672kcal/kg (7000 kJ/kg)

·最小低位热值:

1075 kcal/kg (4500 kJ/kg)

·最大低位热值:

2389 kcal/kg (10000 kJ/kg)

·可燃成份:

27-50%

·不可燃成份:

4-27%

·水份:

38-59%

·容重:

0.25-0.8t/m3

2组 1组 1组 1组 1组 1组 1组 1组 1组 10 组 9组 1组 1组 1组 1组 1组 9组 1组 44 组 1组 1组 1组 200 米 1组 1个 4个 2个 34 个 100 米 6个
220 米

PH=12 耐热 80-120℃

4.2.2 垃圾化学成分表

(单位:%)

总碳 (Cd)
30.74

总氢 (Hd)
3.77

总氧 (Od)
16.37

总氮 (Nd)
0.93

总磷 (P)
0.296

总硫 (St,d)
0.44

总氯 (CL)
0.369

4.2.3 生活垃圾分类情况表

单位::%

植物茎



动物

纸 布 橡塑 木材

灰土 砖瓦

叶果皮

属 玻璃



类类









14.28 2.85 2.98

36.15

6.8 4.5 15.9 14.0 1.0

1.20

2

6

9

8

9

4.2.4 垃圾焚烧后飞灰的化学基本组成表[1] (%)化学成分



学 成

SiO2 Al2O3

Fe2O3

CaO

MgO

K2O Na2O BaO

Cr2 O3

PbO

SO3

C

H2O

其 他



含 量

43.6

8.76

7.29

13.11 7.74 1.63

3.92

0.08 0.062

0.29

1.89 1.66 2.25 7.1

4.2.5 天燃气成份表 组成成份 CH4 C2H6 C3H8
C4H10 C5 C6 C7 C8 C9 N2 H2 He H2S CO2 低位热值:35585 KJ/Nm3

含量(体积比 %) 94.32 0.78
0.18
0.082 0.093 0.051 0.012 0.0023 <0.0005 0.44 0.026 0.015 3.82 0.32

4.3 锅炉水质特性

4.3.1 锅炉给水水质

锅炉给水为无污染的冷凝水(无有机物,油类等),补充少量的除盐水。给水将经过热

力除氧。给水主要特性如下:

? 25℃时的电导率:

≤0.2us/cm

? 25℃时的 PH 值:

9.0—9.4

? 溶氧(除氧器出口): 0.01mg/kg

? 总硬度:



? 二氧化硅:

0.02 mg/kg

? 总铁:

0.02 mg/kg

? 总铜:

0.02 mg/kg

4.3.2 锅炉炉水水质

锅炉炉水要求通过控制磷酸三钠或磷酸三钠与磷酸二钠混合物的加入量来维持炉水 PH

值。

? 25℃时的电导率:

≤300us/cm

? 25℃时的 PH 值:

9.3—10.3

? 磷酸根:

5--20 mg/kg

? 氢氧化钠:



? 二氧化硅:

≤0.02 mg/kg

5 锅炉和焚烧炉机组检修后的动、静态试验

5.1 检修后的检查

5.1.1 余热锅炉系统

·看火门及人孔门完整,能严密关闭。

·水冷壁管,过热器管、蒸发管束、省煤器管及空气预热器外形正常,内部清洁。

·各测量仪表和控制装置的附件位置正确、完整、严密、畅通。

·防爆门完整严密,防爆门上及其周围无杂物,动作灵活可靠。

·挡板完整严密,传动装置完好,开关灵活,位置指示正确。

·烟室内无渣子及杂物,脚手架已拆除。

·锅炉内部检查完毕,确认燃烧室及烟道内无人后,将各人孔门、检查门严密关闭。

5.1.2 焚烧炉系统

·上、下部炉排空载运行 30 分钟,运行无异响,行程不低于 390mm,炉排与中间铸件

挡墙无明显变形和摩擦,运行良好,底座无松动,润滑系统良好。

·进料器试推 10 次,试推过程中无卡涩、摩擦等严重现象,进、退反应灵敏到位,液

压油无泄漏。

·启动捞渣机,捞渣机试运行 10 分钟,试运行过程中无卡涩、摩擦等现象,进、退反

应灵敏到位,液压油无泄漏;向捞渣机加水到水封线水位。

·液压系统各部件、管道完好、动作灵敏,无泄漏。液压系统启动前需检查冷却水系

统及检查压力表是否归零。

·燃烧器喷口完整,无变形,无堵塞,各气动阀动作灵敏可靠,无泄漏。

5.1.3 吹灰系统

·吹灰器及其汽门完整,螺栓连接紧固,主机油位正常。

·传动装置完整,操作灵活,关闭严密可靠。

·电动操作装置应符合有关规程的规定。

·激波吹灰喷口完好,无损坏,管路无破口,无鼓泡变形。 ·天然气管路无泄漏,阀门开启位置指示正确。 ·层分配器、点火罐内无堵塞,无积水。 5.1.4 检查转动机械、 引风机、(一、二次)送风机、密封、冷却送风机、刮板机、液压油泵、捞渣机等,应 符合下列要求: ·所有安全检查栏及保护罩完整牢固,联轴器联接完好;地脚螺丝不松动。 ·轴承内的润滑油洁净;油位计完整,指示正确,清晰易见,刻有最高、最低及正常 油位线,油位应处于正常油位线,不漏油。 ·轴承油封良好,接头螺丝牢固。 ·冷却水充足,排水管畅通,无泄漏。 ·轴承温度表、振动表计齐全完好、指示正确。 5.1.5 通知电工检查电气设备。 5.1.6 检查汽水管道及天然气管道,应符合下列要求: ·支吊架完好,管道能自由膨胀。 ·保温完整,表面光洁,其颜色符合《电力工业技术管理法规》的规定。 ·管道及法兰无泄漏并与系统隔绝用的堵板拆除。 5.1.7 检查各阀门挡板,应符合下列要求: ·与管道连接完好,法兰螺丝紧固。 ·手轮完整,固定牢固,阀杆洁净,无弯曲及锈蚀现象,开关灵活。 ·阀门的填料应有适当的压紧余隙,丝堵已拧紧,主要阀门的保温良好。 ·传动装置的连杆,接头完整,各部销子固定牢固,电控、气控或油控装置良好。 ·具有完整的标示牌,其名称、编号,开关方向清晰正确。 5.1.8 检查汽鼓水位计,应符合下列要求: ·汽水联通管保温良好。 ·水位计严密、清晰。 ·汽阀、水阀、放水阀严密不漏,开关灵活。 ·水位计的安装位置及标尺正确,正常及高低极限水位有明显标志。 ·备有冲洗时防止烫伤工作人员的防护罩。 ·照明充足。 ·远程摄像头屏幕清晰,水位刻度指示正确。 5.1.9 检查压力表,应符合下列要求: ·表盘清晰,汽鼓及过热器联箱压力表在工作压力处有红线。 ·表计指在零位。 ·校验合格,贴有校验标志,加装铅封。 ·照明充足。 5.1.10 检查安全阀,应符合下列要求。 ·排汽管和疏水管完整、畅通、装设牢固。

·脉冲安全阀的附件完好。 ·弹簧安全阀的弹簧完整,并适当压紧。 ·校验合格,贴有校验标志,加装铅封。 5.1.11 检查承压部件的膨胀指示器,应符合下列要求: ·指示板牢固的焊接在锅炉钢架或主要梁柱上,指针垂直焊接在膨胀元件上。 ·指示板的刻度正确、清楚,在板的基准点上涂有红色标记。 ·指针不能被外物卡住,指针与板面垂直,针尖与板面距离 3—5mm。 ·锅炉在冷状态时,指针应指在指示板的基准点上。 5.1.12 检查 DCS 操作系统画面应符合下列要求 ·所有仪表、变送器、开关量信号齐全完整。 ·所有标志齐全,信号指示正确。 报警系统完好,响声宏亮。 5.1.13 检查现场照明,应符合下列要求: ·锅炉各部位的照明灯头及灯泡齐全,具有足够的亮度。 ·事故照明电源可靠。 5.1.14 其它检查: ·检修中临时拆除的平台、楼梯、围栏、盖板、门窗均应恢复原位,所打的孔洞以及 损坏的地面,应修补完整。 ·在设备及周围通道上,不得堆放垃圾杂物,地面不得积水、积油。 ·检修中更换下来的物品,应全部运出现场。 ·脚手架应全部拆除,现场清洁合格。 ·在锅炉附近备有足够合格的消防用品。 上述检查完毕后,应将检查结果记录在有关的记录薄内,对所发现的问题,应通知有 关人员予以消除。 5.2 水压试验 5.2.1 锅炉承压部件经过检修,须进行水压试验,中小修后试工作压力,大修后试验 1.25 倍工作压力,上述工作压力均指汽包工作压力。 5.2.2 水压试验须在锅炉承压部件检修完毕,汽鼓、联箱的孔门封闭严密,汽水管道及 其阀门 附件连接完好,堵板拆除后进行,至少两只精度为 0.5 级的压力表装好待用。 5.2.3 水压试验前阀门开关状态应根据设备情况现场确定。 5.2.3.1 蒸汽系统:主汽阀及其旁路阀关闭,如主汽系统关闭不严,不宜进行水压试验。 5.2.3.2 给水系统:给水阀、给水旁路阀关闭,给水调节阀、给水中间阀、省煤器入口 阀开启,省煤器与汽鼓再循环阀开启。 5.2.3.3 减温水系统:减温器入口阀、调节阀开启。 5.2.3.4 放水系统:所有疏水、放水、排污等阀门关闭。 5.2.3.5 蒸汽及炉水取样一次阀开启,二次阀关闭。汽鼓加药阀开启,加药泵出口阀关 闭。 5.2.3.6 汽鼓水位计及远程水位显示装置的汽、水阀应开启,放水阀关闭,超水压试验

时,应解列。 5.2.3.7 所有压力表阀应开启,所有流量表一次阀开启。 5.2.3.8 汽包至空气预热器蒸汽阀关闭。 5.2.3.9 汽鼓和集汽联箱空气阀开启,对空排汽阀开启,来水后关闭。 5.2.3.10 中小修试压安全阀应处于工作状态。 5.2.3.11 超水压试验,应有防止安全阀动作的堵板措施。 5.2.4 水压试验前的检查与准备工作完毕后,按规定向锅炉上水。上水时可使用 2#除
盐水泵管路上水和给水泵上水两种方式。 5.2.5 为了控制汽包热应力,上水温度不能太高,上水速度不太快。规定为:上水温度
与汽包壁温差不大于 50℃,上水时间为夏季不少于 2h,冬季不少于 4h. 5.2.5 锅炉充满水,在空气门冒水时,关闭上水的阀门及空气阀。 5.2.6 锅炉升压时,必须使用给水旁路阀或专用的阀门控制压力,升压速度不应太快,
为 0. 1—0.3Mpa/min。当汽鼓压力升至工作压力时,应立即停止升压,关闭进水门检查锅 炉严密性,通知有关人员进行检查,当全面检查及试验完毕后方可降压,降压应缓慢进行, 按 0.2—0.3Mpa/min 进行降压。
5.2.7 如进行超水压试验应先将安全阀堵板,当汽鼓压力升至工作压力时,应暂停升压, 检查承压部件有无漏水.变形等异常现象,若情况正常,解列就地水位计后再将压力缓慢地 升至超水压试验压力,保持 5 分钟,然后降至工作压力进行检查。
5.2.8 锅炉经过水压试验,符合下列条件即为合格;否则应查明原因消除缺陷。 5.2.8.1 停止上水后(给水阀不漏),经过 5 分钟,压力下降值不超过 0.1—0.2Mpa 5.2.8.2 承压部件无漏水及湿润现象。 5.2.8.3 承压部件无残余变形的迹象。 5.2.9 水压试验后需放水时,应联系炉水分析人员化验水质,如水质合格可回收。当汽 鼓压力降至零时,开启空气阀,以便放水工作顺利进行。 5.2.10 进行水压试验时,除遵守《电业安全工作规程》的有关规定外,尚须设专人监 视与控制压力。 5.2.11 水压试验结束后,应将试验结果及检查中所发现的问题记录在锅炉档案内。 5.3 转动机械试运行 5.3.1 转动机械经过检修,须进行不少于 30 分钟的试运行,以验证其工作可靠性。 5.3.2 确认转动机械及其电气设备检修完毕后,联系电气人员进行拉合闸,紧急停机按 钮及联锁装置试验。 5.3.3 按下列规定进行转动机械的试运行。 5.3.3.1 启动前的检查 ·风机外观完整,工作票已终结,满足辅机启动前的各项要求。 ·检查风机进出口烟风道无人逗留工作,各检查门关闭严密。 ·风机出口管道上各风门调节装置开关灵活,开度指示正确,风门挡板处于关闭位置。 ·变频器装置良好,电源已送上。 ·风机检修后,有关电气、热工保护经校验合格并已投入。

5.3.3.2 风机的试运行

·先卸下联轴器联接柱销,然后启动电机,检查电机旋转方向,正确后再装上柱销。

·关闭调节挡扳,检查风机各部份的间隙尺寸;手盘转子,检查转动部份与固定部份

有无碰撞及磨擦现象;检查油位及地脚螺栓紧固正常;启动风机,待电流正常后,逐渐开

启挡板,直到全开为止(电流不得超过额定值),如风机采用变速调节时,应将转速逐渐升

至最高值。完毕后,关闭风机挡板,停止风机。

5.3.3.3 转动机械试运行时,应符合下列要求:

·无异音,摩擦和撞击。

·回转方向正确。

·串轴不大于 2mm。

·轴承无漏油及甩油现象。

·转动机械试运行时,轴承温度和振动标准如下表:

转速

3000

1500

1000

750 以下

振动

≤0.05 ≤0.085

≤0.1

≤0.12

轴承温度℃

滚动轴承≤75℃

滑动轴承≤60℃

5.4 漏风试验 5.4.1 锅炉经过检修后,应在冷状态下,以正压、负压试验的方法,检查锅炉各部的严 密性。 5.4.2 用负压试验检查锅炉本体及烟道的严密性,其程序是: 5.4.2.1 严密关闭各部人孔门、检查门等。 5.4.2.2 启动引风机,保持燃烧室负压为 5—10mmH2O。 5.4.2.3 用火把或蜡烛靠近炉墙及烟道进行检查,如漏风,则火焰被吸向不严密处;在 漏风部位划上记号,试验完毕后予以堵塞。 5.4.3 用正压试验检查空预器、风道及其挡板的严密性,其程序是: 5.4.3.1 适当的保持燃烧室风压。 5.4.3.2 关闭送风机入口挡板与燃烧器配风挡板及其它有关挡板。 5.4.3.3 启动送风机并记录其电流值,逐渐开大入口挡板,直至全开为止,送风机电流 应不变,否则表明挡板风道有不严密处,应予以消除。 5.4.3.4 检查空气预热器的泄漏应在空气侧进行,有蒸汽喷出则表明有不严密处。在泄 漏部位划上记号,试验完毕后予以消除。 5.4.3.5 检查送风机挡板的严密性,应停止送风机,并关闭挡板,风机不倒转,表示挡 板严密;否则应予以消除。 5.5 连锁保护试验 5.5.1 锅炉机组的连锁保护试验包括水位保护、压力保护、汽温保护、炉排保护、炉膛 负压保护等 5.5.2 进行锅炉机组的连锁保护试验时应达到以下的目地: 5.5.2.1 水位保护试验:汽包水位达到高高值时,锅筒事故放水电动门自动开启,水位 降到安全水位时自动关闭;高、高高、低、低低水位时有声光报警信号。

5.5.2.2 压力保护试验:集汽集箱压力达到高高值时,集箱排空阀自动开启,压力降到 安全值时自动关闭;
5.5.2.3 汽温保护试验:锅炉主蒸汽温度达到高高值时,减温水阀自动打开,汽温降到 安全温度时自动关闭;
5.5.2.4 炉排保护: 当一次风机停止时,炉排自动运行退出;一次风机启动时,炉排 自动方可投入;
5.5.2.5 炉膛负压保护:引风机停止时,一次风机,二次风机相应停止;一次风机未启 动时,二次风机无法启动;引风机未启动时,一次风机无法启动;
5.5.2.6 液压站保护:冷却油泵未启动时,主油泵无法启动;一台主油泵或一台冷油泵 因故跳闸时,另一台自动启动.当液压站油温过低(<10℃)时,油加热器自动启动。
6.锅炉机组的启动
6.1 启动前的检查
6.1.1 检查所有阀门,并置于下列状态:
6.1.1.1 蒸汽系统:主汽阀及其旁路阀关闭。如确认并汽阀及旁 路阀关闭严密,可开启主汽门及旁路阀,其暧管效果更佳。
6.1.1.2 给水系统:给水总阀、给水总旁路阀及放水阀关闭,给 水调节阀、给水中间阀、省煤器入口阀开启。
6.1.1.3 减温水系统:减温器入口阀、调节阀关闭。
6.1.1.4 放水系统:各联箱的排污阀,连续排污二次阀,事故放 水阀手动阀关闭;连续排污一次阀和事故放水电动阀开启。
6.1.1.5 疏水系统:过热器联箱疏水阀及主汽管道疏水阀开启。
6.1.1.6 蒸汽及炉水取样阀、汽鼓加药阀开启,加药泵出口关闭。
6.1.1.7 汽鼓水位计的汽阀、水阀开启,放水阀关闭。
6.1.1.8 所有压力表阀开启。
6.1.1.9 远程水位显示装置的一次阀开启。

6.1.1.10 所有流量表的一次阀开启。 6.1.1.11 汽鼓空气阀开启,集汽集箱对空排汽阀一次阀全开,二 次阀根据集汽联箱出口蒸汽温度调节开度。 6.1.1.12 安全阀处于工作状态。 6.1.2 检查所有挡板,并置于下列位置。 6.1.2.1 风机入口挡板关闭。 6.1.2.2 燃烧器配风挡板关闭。 6.1.2.3 输灰系统手动插板门开启,锁气器关闭。 6.1.2.4 焚烧炉进料斗密封门关闭。 6.1.2.5 料层调节挡板置于高位。 6.1.3 燃烧系统检查 6.1.3.1 检查余热锅炉和焚烧炉内无杂物,各部人孔门、检查门 及防爆门完整、进料斗密封门关闭严密。 6.1.3.2 检查转动机械,轴承润滑油洁净,油位正常;开启冷却 水阀水流正常;地脚螺丝及安全罩牢固,手动盘车灵活。
6.1.3.3 检查天然气系统,天然气盲板是否堵好,阀门是否泄漏,管内有无积水,各燃 烧器切断阀是否关闭,放散阀是否开启。检查各流量调节阀及其它阀门的开度指示与实际 开度是否符合。
6.1.3.4 检查点火设备电子点火装置、火检灵敏可靠,处于完好 状态。
6.1.3.5 检查压力表和连接压力表的管段应畅通无阻,且无损坏 及漏泄。

6.1.3.6 检查各气动阀门是否灵活可靠,开关方向是否正确。 6.1.4 炉排系统检查 6.1.4.1 上下部炉排空载运行 5 分钟,炉排之间无明显变形和摩 擦,运行无异响,底座无松动,润滑系统良好。液压缸无漏油,行程 不低于 390mm。 6.1.4.2 推料器试推 3 次,试推过程中无卡涩,摩擦等严重现象, 进、退反应灵敏,液压缸液压油无泄漏,行程不低于 1450mm。 6.1.4.3 捞渣机运行 5 分钟,运行过程中无卡涩,摩擦等严重现 象,进、退反应灵敏,液压油无泄漏。 6.1.4.4 液压系统液压缸、液压调节阀,伺服阀、滤网、炉排及 推料器各轴承润滑油脂正常,管道完好、正常运动,无泄漏,无堵塞。 6.1.5 液压站的检查 6.1.5.1 油箱油位在上油位计上端。 6.1.5.2 主油泵、循环油泵、压力调节机构灵敏,止回阀动作可 靠。 6.1.5.3 油温指示正常,冷却水阀开关,调节灵活,各阀门完好, 滤芯报警指示正常。 6.1.5.4 主油泵出口,冷却油泵出口,伺服阀,保压阀及各管道 接口无漏油现象 6.1.6 输灰系统检查 6.1.6.1 过热器及省煤器受热面清洁、下部灰斗无积灰 6.1.6.2 手动插板阀,锁气器完好,锁气器调节内胆板内无杂物

6.1.6.3 水平型埋刮板机设备完好,试运行合格。 6.1.6.4 落灰管清洁畅通,无堵塞。 6.1.7 捞渣机的检查 6.1.7.1 捞渣机推杆前后无积渣,人孔门封闭,液压管接头完好。 6.1.7.2 捞渣机轴承润滑油充足,油质清洁合格,加油泵工作正 常。 6.1.7.3 清洗水管、排污管及阀门畅通灵活,水封形成。 6.1.7.4 捞渣机本体无泄漏,无变形;接近开关灵敏,工作可靠。 6.2 启动前的准备 6.2.1 与有关人员联系,做好下列准备工作: 6.2.1.1 与汽机值班员联系:开启给水泵向锅炉进水,关闭锅炉 并汽阀及旁路阀,开启并汽阀前疏水阀。 6.2.1.2 与垃圾吊值班员联系:做好向焚烧炉料斗进料的准备。 6.2.1.3 与电气值班员联系:测试电气设备绝缘,绝缘合格后向 设备送电。 6.2.1.4 与维修人员联系: 拆除天然气管道堵板,送气至管道一 次阀前。 6.2.1.5 与化学值班员联系:做好化验给水、炉水品质等的准备。 6.2.2 向锅炉上水。 6.2.2.1 锅炉经过大中修后,在上水前应记录各膨胀指示器的指 示值。

6.2.2.2 锅炉启动前检查完毕后,启动过程中须专人看水位。可 经省煤器上水、上水应缓慢进行,一般采用给水旁路阀上水,锅炉开 始上水至水位到汽包水位计负 100mm 处所需时间,夏季不少于 2 小时, 冬季不少于 4 小时;如锅炉温度很低或上水温度很高造成水温与炉温 偏差较大时,应适当延长上水时间。锅炉上水时,不得影响运行锅炉 给水。
6.2.2.3 给水管空气阀冒水时,将空气阀关闭。
6.2.2.4 在上水过程中,应检查汽鼓、联箱的孔门及各部的阀门、 法兰、堵头等是否有漏水现象。当发现漏水时,应停止上水,并进行 处理。
6.2.2.5 当锅炉水位升至汽鼓水位计的负 100mm 处停止上水。此 后,水位应不变,若水位有明显变化,应查明原因予以消除。
6.3 锅炉和焚烧炉点火
6.3.1 如天然气总管进行了检修,则锅炉点火应在总管吹扫后, 在放散管处取样分析,其含氧量不超过 1%为合格,或爆发试验合格, 方可进行。
6.3.1.1 锅炉点火应由值长安排进行。
6.3.1.2 在点火过程中应维持适当的炉膛负压,燃烧室不得向外 冒烟。
6.3.1.3 高能点火装置在没有连接电缆、点火枪时,切勿通电, 否则会损坏。
6.3.1.4 高能点火装置在高负荷下运行,应严格遵守点火装置规 定的工作周期。

6.3.1.5 点火装置在长期停机期间,必须切断系统电源。
6.3.1.6 点火装置的维修必须在切断电源5分钟后方可进行。(确 保电容的剩余电荷通过泄放电阻泄放完毕)
6.3.2 点火应按下列程序进行:
6.3.2.1 先将引风机变频调节器开到 20%,全开引风机电动风门后 启动引风机,当其运转正常后,开送风机,稍开引风机调节挡板,保 证炉膛负压 50-100Pa,对炉膛、烟道进行吹扫,吹扫风量一般应为 额定负荷下风量 25%——30%。吹扫 10 分钟后,将炉膛负压调整为 30-50Pa,各风门处于微开启和半开启状态。若送风挡板关闭不严密, 为避免吹熄火焰,可停送风机,但挡板应全开。
6.3.2.2 炉排下一次风门关闭情况下,吹扫 2 分钟。炉排下一次 风门自动调节到吹扫位置。炉排下一次风门打开情况下,吹扫 10 分 钟。
6.3.2.3 启动二次风机的时间是根据炉内氧量情况决定的,炉膛 内理想燃烧工况之下其氧量值是 7%--8%。当氧量值较低或炉膛内燃 烧工况较差,烟气中 CO 成份增加时表明炉膛内过量空气系数较低, 此时应开启二次风机,加速烟气的扰动,加强炉内的二次燃烧,提高 炉膛温度。
6.3.2.4 启动冷却风机和密封风机(只有在核实一次风机已经运 行的情况下)。
6.3.2.5 在过热器集箱出口压力升到 0.2-0.3 Mpa 时,投入液压 站和除灰渣系统、捞渣机、空气预热器运行。
6.3.3 锅炉点火操作:

6.3.3.1 拆除天然气盲板、微开天然气主阀,打开手动放散阀排 出管内余气后关闭。
6.3.3.2 手动点火程序:
·开启管道上各手动阀和放散阀,开启气动速关阀的压缩空气阀 门。
·启动燃烧器风机,稍开比例调节阀进行管道吹扫 5 分钟。
·吹扫完毕后将启动燃烧器入口风门开度调至 20%-30%;将启动 燃烧器入口天然气阀开度调至 20%左右。管道比例调节阀开度调至 10%-20%。
·在启动燃烧器就地控制柜上按照“进点火枪”---"点火器开"---" 点火速关阀开"的程序点燃点火枪,待点火枪着火后,按"速关阀 1 开"---"放散阀关"---"速关阀 2 开"的程序点燃燃烧器,观察是否着 火,如果点火失败,立即按照"速关阀 1 关"---"速关阀 2 关"---"放 散阀开"的程序退出天然气,并关闭点火速关阀,同时可增加炉内负 压,清除炉内天然气。同时对整个点火系统仔细检查,找出点火失败 原因,待点火器周期 180 秒后再点。点火成功后,调节燃烧器入口风 门风量与天然气量相匹配,以保证火焰燃烧稳定。
·一台启动燃烧器点火成功后,保持 20%左右的负荷运行,同时 准备投入第二台启动燃烧器运行,两台点火成功后,根据炉内温升情 况相应的调整两台燃烧器的负荷,直至达到"850℃2 秒"的条件。
6.3.3.3 自动点火程序:
·检查天然气运行系统助燃风机、比例调节阀,气动速关阀等置 于远控状态。

·开启管道上各手动阀,关闭放散阀,开启气动速关阀的压缩空气 阀门。
·将启动燃烧器入口风门开度调至 20%-30%;将启动燃烧器入口 天然气阀开度调至 20%左右。
·天然气运行 PLC 控制系统投入联锁画面下的 DCS 点火允许切/ 投保护开关,使得 PLC 炉膛吹扫画面下的 DCS 点火允许指示灯闪烁。
·DCS 向 PLC 发出炉膛吹扫指令后,PLC 在对送风机运行、引风机 运行、系统电源正常、所有阀门全关、所有火检无火、无锅炉主燃料 跳闸(MFT)信号等反馈信号进行判别后开始进行吹扫。
·炉膛吹扫 5 分钟后,系统自动发出吹扫结束的信号,此信号将 自动复位主燃料跳闸存储器,将 MFT 信号清除,此时可以开始执行点 火程序。
·在 DCS 燃烧器界面上点击 1#或 2#启动按纽,天然气运行系统将 按设定程序启动燃烧器。点火成功后,调节燃烧器入口风门风量与天 然气量相匹配,以保证火焰燃烧稳定。
6.3.3.4 用点火枪点火应注意以下几点:
·使用前检查装置,应连接正确、接触可靠,点火枪电嘴端伸入 燃料区 100—200mm。
·插入点火枪再开燃烧器前进气阀,绝对不允许先进燃气后插入 点火枪开点火器。
·点火时应有两人操作和监护,一人开点火管路阀门,一人看火。
6.3.3.5 在点火过程中应密切监视燃烧情况,若点火不着或发生 灭火,应立即停止天然气供应,并增大炉膛负压进行吹扫,吹扫时间

不少于 15 分钟,待炉内可燃气体消除干净后可重新点火。
6.3.3.6 燃烧器以手动方式在最小负荷下(大约 15%)运行,炉膛 温度逐渐增加,大约 1 小时后,炉膛温度达到相对稳定。然后将燃烧 器切换到自动模式,其负荷的增加由炉膛温度增长率(点火初期最大 50℃/小时,后期最大 100℃/小时)加以控制,直到达到垃圾燃烧允 许标准(沿着第一通道气体温度超过 850℃,持续 2 秒钟)。从焚烧 炉和锅炉冷态开始,加热的持续时间约为 12 小时。
6.3.4 垃圾的着火燃烧
6.3.4.1 按照确定的温度上升率启动燃烧器控制燃烧室上部烟气 温度,一旦达到垃圾燃烧允许标准(850℃持续 2 秒),就允许垃圾在 炉排上燃烧。垃圾投入前应将料层调节挡板门置于最高位置。
6.3.4.2 在锅炉点火前,焚烧炉料斗置于退到位状态,此时由垃 圾吊操作人员将部分垃圾放置在密封门上,垃圾量的多少以密封门开 启,垃圾下落到料斗底部能引起料斗"料位低"信号消失为最佳。
6.3.4.3 炉膛温度达到"850℃持续 2 秒"条件时,启动推料器、炉 排将垃圾均匀的布置在上炉排上,炉排上垃圾的布置距离以燃烧区的 2/3 为最佳,此时可停止炉排运动。
6.3.4.4 当启动燃烧器难以使垃圾实现自燃时可投入辅助燃烧器 辅助点火,在 DCS 上以相同的方式启动辅助燃烧器,此时在保证 "850℃持续 2 秒"的工况下相应降低启动燃烧器的负荷。
6.3.4.5 观察炉排上垃圾的着火情况,检查燃烧器的运行状况, 并根据垃圾的着火和燃烧情况逐步降低燃烧器的负荷直到退出运行; 燃烧器的负荷降低以启动燃烧器为先,辅助燃烧器为后的顺序操作。

6.3.4.6 通过焚烧炉的窥视孔就地检查沿着炉排前进方向的火焰 位置和垃圾层厚度,根据垃圾的燃烧情况,将引风机运行投入到自动 模式,此时焚烧炉的负压应达到相应的设计点(—5mm 水柱)。当炉 灰达到炉排底部的正常厚度(大约 20cm)时,通过调节炉排料层挡 板门的升降来保持炉灰渣厚度。
6.3.4.7 当火焰沿着炉排宽度有规律的分布,液压系统、推料器、 炉排等运行正常时,根据所测量的含氧量,手动增加一、二次风量, 调整一、二次风量的比例以保证氧含量约为 7%-8%。
6.3.4.8 当炉内火焰在炉排长度的 2/3 以上有规律分布时,垃圾 燃烧工况稳定,锅炉蒸汽热负荷(蒸汽流量)设定值到达其额定要求。 蒸汽流量设定值将按预定的增长率(3t/h)增加。此时可将推料器和 炉排的运行模式切换到自动模式(按负荷设定点运行)。同时根据垃 圾的热值情况将炉排下一次风风门和一、二次风机入口风量调节门切 换到自动模式(按负荷设定点运行)。此时辅助燃烧器应可全部退出 运行。
6.3.5 空气预热器的投入步骤:
6.3.5.1 在锅炉点火完成,汽温汽压缓慢上升,集箱出口压力升 至 0.2Mpa 时,可开始投入空气预热器的运行。
6.3.5.2 先投入主蒸汽管道减温减压系统运行,随锅炉汽温汽压 的均匀上升,提高减温减压系统的初参数,至达到设计参数 P=1.18Mpa,T=300℃为止。
6.3.5.3 减温减压系统投入后,先开启空气预热器排地沟疏水阀, 再开启空气预热器进汽阀(包括汽包至空气预热器进汽阀),观察疏 水管再无水排出时关闭排地沟疏水,开启疏水调节阀,将疏水收集回

疏水箱。 6.3.5.4 设定锅炉运行所需热风温度后投入疏水调节阀自动运行
模式。 6.3.5.5 在汽轮机运行正常,先退出减温减压系统运行,投入一
段抽汽运行后,可开启抽汽连通阀。 6.3.5.6 对于高温高压的热力系统管道的投入和退出,操作时应
缓慢均匀,保证汽温汽压的平稳过渡,严禁快速粗糙操作,引起管道 冲击和系统不稳定。
6.3.5.7 空预器投入运行,运行正常后,应严格控制疏水温度不 超过 100℃,以免引起疏水总管水冲击。
6.3.6 启动程序方框图:
初始条件:天然气、化学药品、控制和显示、电源、工业水、通 风、垃圾吊车、外部安全措施齐备

启动压缩空气

启动冷却 水

启动除盐水

启动给水泵

打开锅炉排气口

锅炉上水至正常 水位

除盐水箱水位正常注水

疏水箱启动

开启过热器和主蒸汽管道疏水

捞渣机水封形成

启动液压装置

手动启动捞渣机

关闭溜槽闸门

汽水保护投入

给垃圾加料斗装料

炉排料层调节挡板升至高位

引风机启动

对一、二次风机和冷却、密封风机发出启动指令

炉排下风门开

延时 10 分

炉膛负压保护措施投入

启动第一台启动燃烧器

按预定增加率将燃烧器切换到自动模式

关闭手动排气阀

压力=3bar 绝压

压力=3bar 绝压

启动第二启动燃烧器

按预定增加率将燃烧器切换到自动模式

关闭手动排气阀

压力=3bar 绝压

压力=3bar 绝压

在压力上升控制下启动排汽

压力 P=2bar 时启动除灰渣系统

压力 P=2bar 时投入空气预热器运行

启动燃烧器控制 850℃持续 2 秒标准

蒸汽流量>25%时投入水位自动控 制系统

捞渣机按运行投入自动

打开垃圾料斗溜槽闸门

手动模式启动 推料器

垃圾溜槽低料位信号消失,引风机切换到自动模式

在手动模式下启动炉排

蒸汽流量负荷在自动控制 垃圾着火稳定率 60%

蒸汽温度>设定点

蒸汽流量>60%

锅炉出口蒸汽温度投入自动

关闭启动燃烧器

辅助燃烧器在自动模式

减温器启动

启动在安全模式下控制 压力

在汽轮机控制压力下 打开汽门

蒸汽流量>80%

蒸汽流量>80%

垃圾燃烧热负荷>80%

850℃持续 2 秒恒定

辅助燃烧器自动退出

排烟温度低于 210℃

汽包加热自动投入

锅炉机组正常运行

6.4 锅炉升温升压和并汽 6.4.1 锅炉的升温 6.4.1.1 焚烧炉和余热锅炉结构特点 ·锅筒长度≥13500 mm 壁厚:42 mm 锅筒左右侧热偏差较大; ·低温过热器采用 20G 钢材,其作为导管时壁温<450℃;作为受 热面管子时壁温≤500℃。

·焚烧炉内衬为 450mm 厚的保温材料,锅炉蓄热能力强;用天然 气点火时,天然气燃料活化性能高,燃烧迅速,炉膛容积热负荷较高; 烟气流程长,尾部烟温较低。 余热锅炉烟气流程长,烟气流速慢, 垃圾燃料灰份含量大,在余热锅炉流通面积小的区域易积灰和结块。
·垃圾灰分软化温度和变形温度均接近于焚烧炉中心温度,因此 在焚烧炉超温的情况下高温受热面和墙体极易结焦。
·整个余热锅炉设计为下膨胀锅炉,受热面较大,炉膛较大,烟 气分布不均匀,在锅炉启停炉时极易造成各部受热面膨胀不均。
·整个焚烧线系统除尘采用布袋除尘器,为保证除尘效率和布袋 的使用寿命,锅炉设计排烟温度较高,热能损耗大。
6.4.1.2 结合锅炉以上结构特点和厂家运行维护资料,规程制定 以下升温表:

升温范围

升温时间 升温速率 (H)

备注

常温—

4

200℃

200 ℃ —

2

350℃

均匀

均匀

以一炉膛 出口烟温 为准

350℃

1

恒温

350-600℃

2

均匀

600℃

1

恒温

600-850℃

2

均匀

6.4.1.3 为使锅筒壁和保温材料,各受热面温升均匀,在升温过 程中应维持炉水温度均匀上升,升压缓慢平稳。升压速度控制在压力 相对应的炉水饱和温度,每小时温升控制在 50℃左右。
6.4.1.4 未完全冷却或热备用的锅炉,其升火时间可以相应缩短。 6.4.1.5 在整个升火过程中,应注意监视汽包上下壁温差不超过 50℃。以免应力过大而引起汽包变形。 6.4.1.6 在锅炉升火过程中,应将过热器集箱上的疏水门开启, 以冷却过热器,不许向过热器加减温水冷却。疏水门开度的大小,应 根据过热器管壁温和所排出的过热蒸汽温度来调节。 6.4.1.7 由于在升火期间,沿燃烧室宽度的烟气偏差以及管壁和 蒸汽的温度偏差均较大,会造成个别过热器管壁温度超过允许数值, 因此应使过热器出口蒸汽温度维持低于额定温度至少 50--60℃直到 并汽为止。为此: ·过热器出口蒸汽温度在升火期间不得超过 400℃ ·过热器管壁温度在升火期间不得超过 500℃ ·如超温,则开大向空排气阀或调整燃烧,适当延长升火时间

6.4.2 锅炉的升压: 6.4.2.1 根据我厂锅炉汽包和过热器所用材质特点,规程规定锅 炉点火至达到工作压力并汽的时间,一般为 5.5—6.5 小时,58.39t/h 锅炉不少于 6 小时(冷态启动),首次点火升压时间更长。升压时速 度不能太快,特别是点火后,最初阶段升压速度更应缓慢。
升压时间表
压 力 0-0. 0.1- 0.2- 0.5- 1.5- 2.5(Mpa) 1 0.2 0.5 1.5 2.5 4.0
时间 90 30 60 60 60 60
(min)
累计时 1.5 2 3 4 5 6
间(h)
6.4.2.2 在升压过程中,应注意调整燃烧,保持炉内温度均匀上 升,承压部件受热均匀,膨胀正常。长期停运锅炉,启动前应先用小 火烘 2 小时后,再按正常升压曲线升压。
6.4.2.3 在升压过程中,应开启过热器出口联箱疏水阀,对空排 汽阀,使过热器得到足够冷却,并开启并汽阀前所有疏水阀。严禁关 小过热器出口联箱疏水阀或对空排汽阀赶火升压,以免过热器管壁温 度急剧升高。
6.4.2.4 在升压过程中,应监视集汽联箱蒸汽温度不得超过 400℃ 6.4.2.5 在点火升压停止上水期间,省煤器与汽包再循环阀必须 开启,以保护省煤器。在锅炉进水时,应将再循环阀关闭。严禁向锅

炉正常进水时开启省煤器再循环阀。
6.4.2.6 在升压进程中,应利用膨胀指示器监视承压部件的膨胀 情况,如发现膨胀不均匀时,应立即改善炉内水循环和调整炉内燃烧 工况,保证各部件温升均匀,避免因膨胀不均匀引起过大的应力而损 坏设备。如系大中修后的锅炉点火,尚须记录其膨胀值。若指示异常, 应查明原因予以消除,在原因未查明时,应停止锅炉的升温升压。
6.4.2.7 在升压过程中,应监视汽鼓水位的变化,并维持水位正 常。
6.4.2.8 当汽鼓压力升至 0.1—0.2MPa 时,关闭空气阀、冲洗汽 鼓水位计,并校对水位计的指示正确性。
6.4.2.9 当汽鼓压力升至 0.2—0.3MPa 时,通知仪表计控人员冲 洗仪表导管。
6.4.2.10 当汽鼓压力升至 0.2—0.4MPa 时,依次对锅炉下部各联 箱进行排污,注意水位变化,并检查排污是否正常。其目的是使锅炉 各受热面和下联箱受热均匀,排出沉淀物。
6.4.2.11 当汽鼓压力升至 0.3MPa 时,检修后的锅炉应通知检修 人员热紧法兰,人孔及阀门压盖等处的螺丝。此时,应保持汽压稳 定。禁止在汽压高于上述压力进行热紧螺栓工作。
6.4.2.12 当汽鼓压力升至 2-2.5MPa 时,应对锅炉进行全面检查, 发现异常应停止升压,待故障消除后继续升压。
6.4.2.13 经过检修的安全阀,在锅炉并汽前应进行调整与试验, 以确保安全阀动作准确可靠。
6.4.2.14 安全阀的调整标准如下:根据现场调整试验确定。

? 过热器安全阀:4.16MPa

(1.04 倍工作压力)

? 汽鼓安全阀:启动压力 5.02MPa(1.06 倍工作压力)

? 控制压力 4.93 MPa (1.04 倍工作压力)

? 安全阀启闭压差一般应为整定压力的 4%-7%,最大不超过 10%。

6.4.2.15 安全阀的调整程序:

? 调整安全阀时,锅炉运行、检修、安全负责人应在场。

? 调整安全阀时,应有防止安全阀动作的措施。

? 调整安全阀时,应保持锅炉压力稳定,并注意监视汽鼓水位。

? 调整安全阀的压力以就地压力表的指示为准,必要时,使用精 度为 0.5 级以上的压力表。

? 调整安全阀应逐台进行。先调整整定压力高的安全阀,后调整 整定压力低的安全阀。

? 安全阀调整后,应进行动作试验,如锅炉压力超过动作压力尚 未动作时,则应停止试验,重新调整。

? 安全阀调整完毕后,装好防护罩,加铅封,撤除防止动作的措 施。

? 安全阀的调整试验结果记录在有关记录内。

? 在用锅炉的安全阀每年必须校验一次。

6.4.3 锅炉的并汽:

6.4.3.1 并汽前应与有关司炉、汽轮机操作人员取得联系,适当

调整汽温,注意保持汽压。若汽压已达到或接近并汽要求,但汽温太 低,则应加强过热器出口的排汽,加强并汽阀前的疏水,并适当调整 炉内燃烧。若汽压达到并汽要求,汽温太高,多方调整无法控制,可 开启减温水。
6.4.3.2 并汽前,应冲洗鼓水位计,校对远程水位显示装置和各 压力表的指示。并汽前,汽水品质经取样化验符合规定。
6.4.3.3 锅炉并汽前应具备下列条件:
·锅炉设备运行正常,燃烧稳定。
·并汽锅炉主汽压力稍低于蒸汽母管压力 0.1-0.2Mpa。若锅炉 汽压大于母管汽压,则当并汽阀开启后,大量蒸汽涌入母管,其后果 使并汽锅炉负荷骤增,压力突降,造成汽水共腾。此时,若加大燃烧, 会使该锅炉热负荷突然增加,对锅炉不利,同时还会导致并列运行其 它锅炉汽压过高,若升火锅炉汽压低于母管过多,会发生蒸汽倒流。
·蒸汽温度在 385℃以上。若汽温比母管汽温低,将会使母管汽 温突降,严重时会带水。
(若在蒸汽压力已经达到额定压力且全开排空和疏水后蒸汽压力 仍然无法下降的情况下,可在 360℃以上并汽。此时并汽必须缓慢进 行且密切注意观察锅炉气温、气压、水位,以及锅炉现场蒸汽管道阀 门状态。如发现气温急剧下降或发生蒸汽管道水冲击等现象时应立即 停止并汽。待恢复正常后重新并汽。)
·汽鼓水位采用手动控制,水位控制范围在-50 毫米左右。
·各种监视表计正常,汽机具备条件。
6.4.3.4 并汽时应缓慢开启并汽阀的旁路阀,当锅炉汽压与母汽

压平衡后,再缓慢开启并汽阀而关闭其旁路阀。并汽时,应注意保持 汽压、汽温及水位,并缓慢增加锅炉蒸发量,在并汽过程中,如引起 汽机的汽温急剧下降或发生蒸汽管道水冲击时,应立即停止并汽,加 强燃烧,加强疏水,待恢复正常后重新并汽。
6.4.3.5 并汽后,应再次对照汽鼓水位计,远程水位显示装置和 各汽压表的指示,注意观察各仪表指示的变化,并开始抄表。
6.4.3.6 并汽后汽温达到 390℃以上,且能保持汽机的正常汽温时, 可依次关闭所有疏水阀及对空排汽阀。
6.4.3.7 根据汽温的上升情况,投入减温器。
6.4.3.8 并汽后,应注意维持汽鼓水位,给水可投自动。
6.4.3.9 为确保锅炉水循环正常,应尽快将蒸汽负荷增加到锅炉 负荷额定值的 50%以上。
6.4.3.10 并汽后,应对锅炉机组进行一次全面检查,将所发现的 问题记录在有关记录簿内。
6.4.3.11 经过大、中修的锅炉并汽后,应记录各膨胀指示器的指 示值。
7、锅炉的运行调整 7.1 锅炉运行调整的任务 7.1.1 保持锅炉的蒸发量在额定值内,满足汽机及供热用户的需要。 7.1.2 保持正常的汽压与汽温。 7.1.3 均衡进水,并保持正常水位。 7.1.4 保持燃烧良好,提高锅炉效率。 7.1.5 保证锅炉机组安全、经济、稳定、连续运行。 7.1.6 保证饱和蒸汽和过热蒸汽的品质合格。 7.2 主要运行指标 7.2.1 锅炉负荷应在额定负荷的 80%以上。 7.2.2 主蒸汽压力为 4.0±0.1 MPa

7.2.3 主蒸汽温度 400±10℃ 7.2.4 汽包水位±50mm 7.2.5 排烟温度为 220℃ 7.3 锅炉水位的调整 7.3.1 保持汽包的正常水位是锅炉和汽机安全运行的最重要条件之一。汽包水位过高, 汽包内汽空间减小,使汽水分离器效率降低,引起蒸汽带水、蒸汽品质恶化。造成过热器 内壁积盐结垢,使过热器管过热而损坏。严重时,会造成蒸汽大量带水过热汽温急剧下降, 引起蒸汽管及汽轮机水冲击,损坏汽轮机叶片和推力瓦块。汽包水位过低,则可能引起锅 炉水循环破坏,严重时会造成炉管爆破。因此锅炉给水应均匀,须维持水位在汽鼓水位计 的正常水位处,水位应有轻微波动,其允许变化范围为±50 毫米,正常运行中,不允许中断 锅炉给水。 7.3.2 锅炉给水应根据汽鼓水位计的指示进行调整,只有在给水自动装置、远程水位显 示装置的水位警报器完整可靠的情况下,方可根据远程水位显示装置的指示值调整锅炉水 位。 7.3.3 当给水自动装置投入运行时,仍须经常监视锅炉水位的变化,保持给水流量变化 平衡,避免调整幅度过大,并经常对照给水流量与蒸汽流量是否相符,若给水自动装置失 灵,应改为手动调整给水,并通知仪控维护人员。 7.3.4 在运行中应经常监视给水压力和水温度的变化, 给水压力 低于 5.2MPa 时,给 水温度低于 104℃时,应及时调整。 7.3.5 在运行中应定期冲洗水位计及平衡容器,保持两台汽鼓水位计完整,指示正确、 清晰易见,照明充足。
7.3.6 汽鼓水位计每班必须至少冲洗 1 次,冲洗程序如下:
7.3.6.1 开放水阀,冲洗汽管、水管及玻璃管。
7.3.6.2 关水阀,冲洗汽管及玻璃管
7.3.6.3 开水阀,关汽阀,冲洗水管及玻璃管。
7.3.6.4 开汽阀,关放水阀,恢复水位计运行。
7.3.6.5 冲洗后,应与另一台汽鼓水位计对照水位,如指示不正常时,应重新冲洗。冲 洗时,操作应缓慢,人的脸勿正对水位计,并应戴防护手套。
7.3.6.6 关放水阀时,水位计中的水位应很快上升,并有轻微波动。如水位计中水位上 升缓慢,则表明有阻塞,应再冲洗。
7.3.6.7 应定期对照远程水位装置与汽鼓水位计的指示,每班至少四次,其间隔时间应 均匀。若指示不一致,应验证汽鼓水位计的正确性(必须时冲洗)。如远程水位装置指示不 正确,应通知仪控维护人员,并按汽鼓水位计的指示控制给水。运行中,水位计泄漏、损

坏,应做好记录并及时汇报值长及相关领导,具备检修条件的,检修人员应进行检修,消 除故障。
7.3.6.8 当遇到下列情况时,应特别注意监视和调整水位. ? 锅炉负荷突增突减时 ? 燃烧工况异常时 ? 进行定期排污时 ? 向汽包内加药时 ? 给水压力变化较大时 ? 给水自动调节门有缺陷,高低水位报警信号装置动作不灵敏时。 7.4 汽压和汽温的调整 7.4.1 锅炉汽压的调节 7.4.1.1 过热蒸汽压力是锅炉运行中必须监视和控制的主要参数之一.其过热蒸汽压力 的迅速增加和下降,对水循环、对蒸汽品质和汽包水位有很大影响。对于剧烈大幅度的压 力波动,既不利于锅炉本身,也威胁汽机的安全运行。因此,在锅炉运行中,严格监视锅 炉的汽压并控制维持其过热压力在 4.0±0.1 Mpa 是非常重要的。 7.4.1.2 运行中,应根据锅炉负荷的变化,适当调整锅炉的汽压和汽温,保持汽鼓压力 不超过 4.74Mpa,过热蒸汽温度不超过 410℃,严禁超温超压运行。 7.4.1.3 当锅炉汽压发生变化时,运行人员通过以下分析就可以判断是内部原因(内扰) 或是外部原因(外扰)引起汽压的变化,并加以及时的调节。 ? 当汽压降低,若蒸汽流量增加,则说明是外扰;如果蒸汽流量降低,则说明是内 扰。 ? 当汽压升高,蒸汽量增加,则说明是内扰;如果蒸汽量降低,则是外扰。 促使汽压发生变化的内部原因主要是燃烧工况的变动,如流量增加,说明是外扰;如 果蒸汽量降低,则说明是内扰。内扰形成的原因主要是炉内垃圾太少或太多,垃圾热值波 动较大,炉内大量漏风,风温过低等。锅炉的外部扰动主要是汽机负荷的变动,包括因外 界电负荷的变化对汽轮发电机组的影响和事故情况下的负荷突变以及管道爆破或并列运行 的锅炉一台工况变动对另一台的影响等等。 上述情况表明:锅炉汽压变化时,一种是由于发生异常情况或事故而引起,属于事故 范围,另一种是由于正常负荷变动或燃烧工况不良引起,属于锅炉运行的正常调整范围。 7.4.1.4 汽压的变动反映了锅炉蒸发量与外界负荷的关系。外界负荷是锅炉运行人员无 法掌握的,是由汽轮机的需要来决定的。同时一定的压力对应一定的饱和温度,因此,控 制汽压实质就是控制汽温和蒸发量,调节汽压就是调节燃料量,调节燃烧方式。其调节方 法如下: ? 当外界负荷增加时,一是增加引风量,适当增加送风量,维持炉膛负压在 30-50 Pa, 二是可缓慢调节炉内垃圾层的厚度,加快炉排上垃圾的运动燃烧,扩大炉内的纵向着火面, 在炉内含氧量稳定的情况下,加强炉内二次风的充分扰动和部分未燃烬物及挥发份的二次 燃烧,迅速提高锅炉蒸发量以满足外界负荷的增加,同时阻止汽压的急剧下降。 ? 当外界负荷减少时,在燃烧工况不变的情况下锅炉汽压会急剧升高,此时一方面

应减小送风量,相应降低引风量,二是缓慢调节垃圾层的厚度,减弱炉排上垃圾的运动燃 烧,缩短炉内的纵向着火面,在炉膛负压和炉内含氧量相对稳定的情况下减弱炉膛的燃烧 工况。
? 在异常情况下,当汽压急剧上升时,只靠减弱炉内燃烧调节来不及时,可开启过 热器集箱向空排汽阀,尽快恢复汽压的稳定以避免安全阀动作,维持正常的汽压的范围。
7.4.1.5 锅炉汽压反映的是锅炉产汽量与外界负荷的平衡关系,同时也是对锅炉受热面 及压力管道、阀门的检验,因此运行人员在锅炉的汽压调节过程中,严禁出现压力急剧波 动和陡升陡降的情况。
7.4.2 汽温的调整 7.4.2.1 过热汽温是锅炉运行中必须监视和控制的主要参数之一。汽温偏离额定值时会 直接影响锅炉和汽轮机的安全、经济运行。过热汽温过高,将会使金属材料加速蠕变和增 加额外的热应力,缩短设备的寿命,当发生严重的超温时,甚至会造成管子过热损坏。过 热汽温过低,不仅影响运行经济性,而且会发生水冲击,威胁汽轮机的安全。因此,在锅 炉运行中,应严格监视锅炉的过热汽温并维持其稳定,保持过热汽温在 395--405℃的变化 范围。 7.4.2.2 影响汽温变化的主要因素: 烟气侧的主要影响因素 ? 炉膛内火焰中心的偏移及燃料性质的改变,如垃圾的热值变化,水份率的增减, 炉排运动方式的改变,炉膛负压的变化等引起过热器入口烟温的变化。 ? 炉内受热面的积灰,结渣等引起过热器入口烟温或左右侧热偏差的变化。 ? 过热器管的积灰和结渣引起传热工况的恶化。 ? 由于燃烧调整不当引起垃圾在受热后挥发的大量可燃气体和可燃灰份在烟道中的 二次燃烧,导致烟道尾部烟温升高等。 蒸汽侧的主要影响因素 ? 饱和蒸汽含湿量的影响。当汽包内汽水分离效果不佳,特别是水位过高,或负荷 突然升高时,都会使饱和蒸汽大量带水,造成过热蒸汽温度急剧降低。 ? 减温水量的影响。 ? 给水温度的变化对汽温的影响。当给水温度过低时,由于加热给水所需的热量增 加,导致炉内燃料量的增加,从而使汽温上升。 ? 锅炉负荷的影响。由于锅炉负荷的增加,导致流经过热器的流量增加,汽温降低, 反之亦然。 ? 过热器管内壁结垢影响传热以及喷水减温器喷嘴局部堵塞至使汽水混合不均。 7.4.3 汽温调节过程的注意事项 7.4.3.1 锅炉运行中蒸汽压力的波动会直接影响蒸汽温度的变化,因此,稳定汽温要从 稳定汽压着手。 7.4.3.2 对于垃圾焚烧炉而言,利用炉膛负压来直接调节汽温是不合适的,因为垃圾焚 烧炉炉膛空间大,炉内保温材料较厚,容积热负荷较低,炉墙和锅炉本体的蓄热能力强, 因此利用炉膛负压来调整烟气温度是难于实现的。

7.4.3.3 利用送风量来调节汽温是有限度的。因为送风的最高风温为 220℃,当炉内垃 圾较少,燃烧所需空气不多时,大量 220℃的风送入 600℃以上炉膛空间,对炉膛而言是起 冷却作用,而且还可能造成大量未燃烧的可燃气体或灰份在烟道中二次燃烧。
7.4.3.4 在锅炉低负荷运行时,应尽量少用减温水,因为在这样的工况下,流经过热器 的蒸汽量很少,流速低,如果这时使用大量的减温水,过热器局部会产生水塞,高温烟气 的冲刷,使水塞管圈的上部管段由于蒸汽停滞而过热损坏。
7.4.3.5 锅炉运行中,过热器出口汽温稳定在规定范围内,但过热器左右侧会出现偏差, 必须加强监视和调整。过热器出现热偏差,会导致过热器管壁过热或损坏,因此要根据不 同的原因采取相应的措施,消除热偏差,要求过热器各单点蒸汽温度相差不超过 20℃,过 热器两侧烟气温差不超过 30℃。严禁过热器管壁在高于 500℃的工况之下运行。
7.5 锅炉燃烧调整 7.5.1 焚烧炉燃烧调整的指标 焚烧炉在正常运行时,燃烧室内的火焰应在上炉排燃烧区横向分布均匀,下炉排燃烬 区无明显红火;炉排上料层厚度呈阶梯递减分布,平均厚度应在 300mm---500mm 之间;上 下炉排运动均匀,下炉排较上炉排稍慢;火焰不得冲刷四周水冷壁管和对流管束,也不能 伸入冷灰斗内;锅炉两侧的烟气温度应均匀,过热器两侧的烟气温差,一般不超过 30—40℃; 燃烧室负压应保持为 30—50pa,不允许正压运行;炉膛出口氧量值在 7%--8%,一次风机出 口风温达到设计值 220℃,二次风机出口风温达到设计值 166℃;排烟温度控制在 220℃ -240℃,一炉膛烟气温度应保证烟气在 850℃持续 2 秒的条件范围。 7.5.2 焚烧炉燃烧调整的方法 7.5.2.1 燃料和炉排的调节 ? 在锅炉运行中,应经常注意观察焚烧炉上下炉排和左右炉排垃圾的堆放情况,在 理想的燃烧状况之下,上下炉排上的料层是呈阶梯递减状分布,平均厚度在 300mm---500mm 之间,火焰在料层上是分布均匀,长度达 2 米以上,垂直燃烧。 ? 运行中可能经常出现上炉排料太多,下炉排没有料;或上炉排无料,下炉排料太 多无法燃烬就推到捞渣机,导致捞渣机出生料;或左侧有料而右侧无料,或左侧无料而右 侧有料,导致炉膛左右侧温度相差较大等情况,因此在运行中应对炉排的运动速度,炉排 上料层和火焰的分布,燃料热值情况等进行综合分析,找出温差不均,燃烧不均,捞渣机 出生料,炉排负荷过重压死等原因再做出相应的调整。 ? 在垃圾热值较好的情况下,由于垃圾水份少,活化性高,燃烧速度快因此可采取 加快进料频率和适当降低炉排运动速度或不改变炉排运动速度的方法来提高料层,但前者 加的频率在原来基础上应较后者多。但也应严密观察炉膛内燃料的堆积情况,否则易造成 炉内料太多,压死炉排和捞渣机出生料。可采取减少进料频率和适当加快炉排运动速度的 方法或不改变炉排运动速度来降低料层,同样前者减少的量在原来基础上应较后者多。在 调整燃烧过程中,如出现料层偏薄应通过加快进料速度和提升料层调节挡板门高度的方式 来增加料层厚度,如出现火焰或燃尽区前移时应采取适当加快炉排运动速度等方式进行调 节,反之亦然。在进行料层调节的操作时,应加强对炉燃烧工况的观察,僻免炉内料烧空和 燃料的局部堆积情况出现。

? 在垃圾热值较差的情况下,由于垃圾水份多,活化性较弱,燃烧速度慢因此可采 取少进料勤进料和适当减慢炉排运动速度的方法来增加料层,两者在量化的基础上前者应 比后者多;此时更应仔细的观察炉排和料层的情况,防止进料太多压死炉排和火床中断的 现象出现。可采取少进料勤进料和加快炉排运动速度的方法来减弱料层,同样两者在量化 的基础上前者应比后者多;此时须防止炉内火床中断或烧空炉排的情况出现。
? 在进行增加和减少进料,加快和减慢炉排运动速度的操作时,严禁进行快增快减 和停止炉排、一次进料后长时间不进料的的操作,应遵循细心观察、综合分析,循序渐进 的原则,有序的按操作要求改变炉膛运行工况,防止由于操作不当出现负荷的频繁波动, 影响锅炉和汽轮机组的稳定运行。
7.5.2.2 风量的调节 ? 焚烧炉在正常运行工况之下,炉膛出口温度是在 791℃左右,一次风额定风温为 220℃左右,二次风的风温额定为 166℃左右。一次风的主要作用在于为垃圾的燃烧提供所 需的氧气,维持炉内过量空气系数在 1. 5—1.6 内;其另一个作用是冷却炉排。二次风的 主要作用在于加强炉内的气流扰动,促进炉内未燃烬的可燃气体和可燃灰分完全燃烧。 ? 增加一次风的条件是炉膛内过量空气系数过低或氧量过低。当炉内燃烧工况较好, 一次风量较大或已达到最大,氧量值又明显偏低时,可增加二次风量,保证炉内燃烧工况 的稳定和燃料的完全燃烧。 ? 当炉内燃烧工况较差或氧量明显偏高、燃料较少、风温较低时是不宜增加一次风 或二次风的,此时应结合炉内的燃烧情况,燃料热值情况,炉排运动情况进行综合分析, 做出正确的判断进行风量的加减。 ? 炉膛负压是监视燃烧的主要表计,当炉内燃烧工况发生变化时,必然迅速引起炉 膛负压改变,因此,运行中必须监视好炉膛负压,根据不同的变化情况做出正确的判断。 及时进行必要的调整和处理,以使炉膛负压保持在 30--50 Pa。 ? 当锅炉负荷发生变化,炉膛燃烧工况改变时,为了维持正常的负压,需要对引风 量进行调节,其调节方法是:利用电动机执行机构操作引风机入口挡板门开度来实现引风 量的调节。 7.5.2.3 余热锅炉排烟温度的调节 ? 锅炉的排烟温度是锅炉运行的重要监控指标之一,排烟温度的高低直接影响锅炉 的运行效率,排烟热损失是锅炉主要的热损失。 ? 运行中控制合理的排烟温度对减少锅炉热损失、防止省煤器低温腐蚀、僻免省煤 器中给水大量汽化、防止灰渣系统中飞灰潮湿结块无法输送、保护除尘器布袋等是非常重 要的。 调节排烟温度的方法: ? 稳定和强化炉内燃烧工况,适当调整炉膛负压,促进垃圾挥发份和可燃灰份的完 全燃烧; ? 保证给水温度的稳定; ? 加强蒸汽吹灰器和激波吹灰器的吹灰,保持锅炉各受热面的清洁。 ? 投入或退出汽包加热系统的运行,当排烟温度低于 210℃时,投入汽包加热系统,

当排烟温度高于 210℃可退出汽包加热系统运行。 7.6 锅炉排污 7.6.1 为保证受热面内部清洁,避免发生汽水共腾及蒸汽品质变坏,必须对锅炉进行有
系统的排污。 ① 连续排污:从循环回路中含盐浓度最大的部位放出炉水,以维持额定的炉水含盐量。
正常运行中,连续排污阀一直开启,但排污阀的开度大小,应由炉水分析人员进行调整。 ② 定期排污:补充连续排污的不足,从锅炉下联箱排出炉内的沉淀物,改善炉水品质。 7.6.2 锅炉排污量的多少,由化学值班员根据炉水化验结果调节连续排污门的开度。严
禁司炉值班员关小或关完连续排污门。 7.6.3 在运行中,每班应进行定期排污,次数由化验人员通知,排污在负荷稳定的情况
下进行,不准同时开启两个或两个以上的排污门排污。每一组排污门全开时不宜超过 30 秒 钟。
7.6.4 排污前,应做好联系;排污时,应注意监视给水压力和汽鼓水位的变化,并维持 水位的正常;排污后,应进行全面检查,确认各排污阀关闭严密。
7.6.5 排污的一般程序是:先开一次阀,缓慢开启二次阀,排污结束后,先关二次阀, 后关一次阀。排污应缓慢进行,防止水冲击。如管道发生严重震动,应停止排污,待故障 消除后,再进行排污。
7.6.6 下列情况下,锅炉不得进行排污操作: 7.6.6.1 排污门杆弯曲,阀门卡涩后泄漏严重时。 7.6.6.2 汽包水位有不正常变化时。 7.6.6.3 锅炉发生事故时。 7.6.6.4 排污系统剧烈振动时。 7.6.6.5 排污扩容器有人检修时。 7.6.7 在排污过程中,如锅炉发生事故,应立即停止排污,但汽鼓水位过高和汽水共腾 除外。 7.6.8 禁止两台锅炉同时进行排污。 7.6.9 在排污门关闭后两小时,应用手测试排污管温度(用手摸测管壁温度时应小心, 防止烫伤)以检查排污门的泄漏情况。 7.7 锅炉吹灰 7.7.1 蒸汽吹灰器 7.7.1.1 吹灰器的原理: 吹灰枪吹灰时,一边前进(或后退),一边旋转,作螺旋运动。从伸缩旋转的吹灰枪管 端部的两只喷嘴中,喷出两股射流持续冲击、清洗受热面,达到清除积灰和结渣的目的。 吹灰器设计了专门机构,使前进和后退的轨迹错开 1/4 节距,从而提高吹灰效果。 7.7.1.2 吹灰器的主要机构: 高效喷嘴: 对每一个吹灰器专门选定。 喷嘴传送机构:吹灰枪、跑车和电动机。 向喷嘴提供吹灰介质的机构: 自动启闭阀、内胆管、填料压盖和吹灰枪管

7.7.1.3 为了清除各对流受热面的积灰,在过热器区域布置 10 台长 1K-530 型全伸缩式 吹灰器,在水平烟道前,设置了 C340 型长伸缩式吹灰器,在省煤器部位设有 5 台吹灰器, 吹灰介质均为压力 P=1.18MPa,温度:T= 300℃的经减温减压的过热蒸汽。
7.7.1.4 为了保证锅炉受热面洁净,提高传热效果,降低排烟温度,应视运行情况,每 8 小时吹一次,当受热面积灰较为严重时可缩短至 4--6 小时吹一次。
7.7.1.5 锅炉吹灰时,应加强对锅炉燃烧和炉膛负压及汽温的监视调整,适当提高炉膛 负压,吹灰应按烟气流动方向在 DCS 上进行,先吹过热器后吹省煤器,为防止过大影响炉 膛负压和炉内燃烧工况,禁止手动进行两个或两个以上吹灰器同时作业。
7.7.1.6 蒸汽吹灰过程 吹灰器停用时,除喷头部分在炉墙壁保护套里内,其余部分均在炉墙之外,跑车位于 靠近阀门的终止位置。 1K-530 型/C304C 型吹灰器的吹灰过程是:电源接通,跑车带动吹灰枪沿吹灰器箱式梁 两侧的导轨向前运动。吹灰器阀开启,吹灰开始。当跑车完成行程,前行程开关动作,电 动机反转,跑车带动吹灰枪后退,退至撞销重新拔动吹灰阀门至其关闭,吹灰停止。当跑 车退至起始位置时,后行程开关动作,电源切断,运行停止,吹灰器完成了一个吹灰过程。 7.7.1.7 吹灰器运行: ? 启动前、应仔细检查吹灰器支吊架和行走机构连接情况,检查吹灰器内胆管和吹 灰器启闭阀是否关闭严密,启闭阀弹簧是否有效,在压杆接触时能否灵活开启阀芯。在锅 炉启动前应重点检查吹灰器内加长管是否弯曲,喷口是否水平对着管层中间。 ? 对所有需要润滑油点都加注润滑油,确保齿轮箱的正常润滑。 ? 启动吹灰器(吹灰器管道阀门关闭),检查跑车运行是否平稳,电气元件动作是否 正确,当跑车行至唤吹灰器两端,检查行程开关是否可靠,当跑车运行几个来回,检查跑 车内有无杂音,内管是否拉毛,若有上述现象,应及时停止解决。 ? 开启吹灰管路总阀,投入吹灰器顺控,检查阀门有无泄漏,填料箱处有无冒气, 并检查“起吹点”是否为需要的位置。 吹灰器的运行操作程序为: ? 开吹灰器管路总阀。 ? 启动吹灰顺控后自动开启疏水阀。 ? 待疏水温度达到 220300℃后疏水阀关闭。 ? 吹灰器按已定的程序始吹灰直到结束。 ? 手动关闭吹灰管总阀。 ? 单台控制吹灰器,应将电控箱按钮拨到“单操”位置,并入程控时,应将按钮拨 至“程控”位置。 7.7.1.8 吹灰器在吹灰过程中如出现故障,应尽快将其退到位。避免吹灰管因烟室温度高而 变形。 7.7.2ESW 激波吹灰器 7.7.2.1 操作流程 本系统为一套以可编程控制器为控制主体的 ESW 激波除灰控制系统。整个系统分手动

和自动两种操作: ? 自动模式; 顺时针旋转红色蘑菇头“总停”按钮,控制柜送电,先将“自动/手动”旋钮旋至自动
端,系统自动进行初始化操作:所有层均关闭,直至所有层关指示灯亮。在各层运行参数 设定好的前提下,按动“除灰”按钮,系统将自动对各层除灰,同时自动指示灯亮。具体 过程为:第一层打开,其余层仍关闭。第一层除灰,先吹扫 N1 秒,让常通的空气吹净管道 内的混杂气体,接着进气双电磁阀打开进气,进气 N2 秒后,双电磁阀关闭,同时高能点火 器点火 N3 秒,完成第一层第一次除灰。依次类推,第一层所设定的 N4 秒除灰结束后第一 层关闭,同时第二层打开,其余层仍关闭,进行第二层除灰,除灰过程与第一层相同,除 灰参数可能有变化。依次类推,最后一层除灰结束,自动指示灯灭,系统再一次进行初始 化,所有参数复位。整个除灰过程结束。自动运行时,在各层吹扫、电动球阀开启和关闭 过程中,按动“暂停”按钮,系统暂停运行,按动“暂停撤”按钮,系统将继续进行。当 电动球阀出现故障时,系统报警并自动进行入暂停状态,故障排除后按动“暂停撤”按钮, 系统继续进行。自动时按按动“复位”按钮系统将进行初始化操作。
? 手动模式: 顺时针旋转红色蘑菇头“总停”按钮,控制柜送电。自动/手动旋钮旋至手动端,指示 灯显示,可以单独对任一层除灰:除灰层打开,其余层关闭。按动“除灰”按钮,先进气 N5 秒后,再点火 N6 秒,除灰一次。每次按动“除灰”按钮,都只进行一次除灰,除灰次数 不受设定限制。 7.7.2.2 操作规定 ? 在启动激波吹灰前应打开层分配器、点火罐排污堵头排放罐内污水,排放结束后 务必关闭排污堵头。 ? 检查确认系统管路、阀门、弯头及焊接部位状态为正常,无泄泄漏,无积水,无 变形。 ? 打开燃气阀门,调整燃气出口压力为 0.035MPa。 ? 顺时针转动控制面板上红色蘑菇总停旋钮,给系统送电。 ? 观察控制面板上的“自动/手动”开关为“自动”运行状态,按“除灰”按钮,除 灰运行开始,同时自动指示灯亮。 ? 吹灰完毕,“自动”指示灯灭,观察“层分配开关”处于“关”的状态,按下红色 蘑菇“总停”旋钮,系统断电。 7.7.2.3 激波吹灰操作注意事项 ? 为保证除灰效果,应做到每 2---3 天除灰一次。 ? 不得随意开关系统管路各阀门。 ? 为防止除灰管路倒入积水、污物、空气管路应保持常通,即除灰系统初始化状态 空气压力保持 0.05--0.055MPa。 ? 如在吹灰过程中,发现管路爆破或除灰声音严重异常时,应立即停止吹灰并断开 总停按钮。 ? 如在吹灰过程中间停止吹灰,在给控制柜断电之前要按复位按钮,保证“层分配

开关”处于“关”的状态。 7.8 转动机械的运行 7.8.1 每班应至少四次检查转动机械的运行情况,如有缺陷带病工作,应严密监视运行
情况并通知维修人员处理,当发现设备异常扩大并有可能影安全生产时应立即停止设备运 行。
7.8.2 转动机械正常运行时应: 7.8.2.1 无异音和磨擦现象。 7.8.2.2 轴承油位计不漏油,指示正确,油位正常,油质洁净,油环转动良好,带油正 常。使用干油的轴承,应每周拧入适量的润滑油脂。 7.8.2.3 轴承冷却水充足,回水畅通。 7.8.2.4 轴承温度和轴承振动不超过额定值。 7.8.2.5 安全栏杆完整,地脚螺丝牢固无松动。 7.8.2.6 电机运行符合《电业安全工作规程》的有关规定。 7.8.2.7 轴承无漏油及甩油现象。 7.8.3 转动机械的运行和维护。 7.8.3.1 引风机、一、二次风机、冷却风机、密封风机、燃烧器风机的运行和维护: ? 风机的启动:启动前应对风机进行全面细致的检查,保证冷却水畅通,润滑油位 正常,地脚螺栓紧固,盘车轻松,温度计和测振仪完好。 ? 关闭风机入口风量调节门,通知电气值班员送电并测试电机绝缘。测试电机绝缘 并送电。 ? 严禁不检查,不盘车,带负荷启动风机。 ? 风机停止后,要视运行或检修情况,通知电气值班员拉下高低压室开关,在检修 时应挂上禁止合闸标示牌。 ? 风机在运转中,每班至少四次检查冷却水量、油位指示,振动情况和轴承温升情 况。 7.8.3.2 捞渣机的运行和维护: ? 捞渣机在启动前,应清除捞渣机内全部积渣,水封形成,人孔门封闭严密,轴承 润滑良好,油瓶油量充足。液压缸全行程(600mm)能进退到位。 ? 捞渣机在运行后应视锅炉运行情况判断出渣时间,对长时间不出渣的情况,应及 时向领导反映并做出处理措施。 ? 捞渣机在运行中,每班至少四次对捞渣机的运行情况进行检查,同时根据运行情 况,每班一次对捞渣机轴承自动加油系统检查进行加油一次。 ? 捞渣机在停止运行后,应及时通知有关人员清理积渣,防止残渣结块硬化。 7.8.3.3 皮带机启动、运转和停机
●皮带机启动前检查
1.确认皮带机及其辅助相关工作票已结束,安措已全部解除
2.确认皮带机开关处于热备用状态

3.确认皮带机连锁正常投入,电气保护装置正常 4.皮带机周围无人工作和逗留,无影响皮带机正常运转的异物、障碍物 5.就地控制箱无警告牌,电源指示正常,拉绳开关全部复位 6.落渣口等无粘、堵渣 7.电机固定无松动,外壳接地线装置完整良好 8.皮带无撕裂、脱胶分层等现象,各类托辊无空缺、滚筒无变形及严重积渣,清扫 器完好无松动,导料槽橡皮无严重破损或缝隙 9.现场照明充足,安全护罩、支架栏杆等防护设施完好 ●就地启动 1.确认皮带机已具备启动的必备条件,岗位人员启动前现场检查情况正常 2.岗位人员接到可以启动指令后,将就地控制箱上的选择开关切换到“就地位置”, 然后第 1 次按响电铃主皮带机准备启动,第 1 次电铃响后经过 5 秒后第 2 次电铃声响起, 然后点“启动”按钮启动皮带机 ●皮带机运行 1.运行检查应严格按设备巡回检查制度的相关规定执行,发现有缺陷须及时报告值 长,及时联系处理 2.检查个驱动装置和转动机械应无异音、异味和异常振动,轴承温度不得超过 80℃, 温度超过 60℃时应加强监视,并注意温度是否继续上升 3.应特别注意皮带机头尾部及拉紧装置的运行情况,不应有积渣和严重粘渣现象 4.检查皮带的跑偏、撒落渣、磨损、撕裂脱胶等异常情况,检查托辊不转、异响等 异常情况 5.检查落渣管是否漏渣,导料槽橡皮是否脱落、窜出,清扫器能否正常工作,皮带 机的各种保护装置是否完好,注意落渣管是否堵渣 ●运行注意事项 1.严禁对运行中个转动部分进行清扫或用身体任何部位接触转动设备,皮带在运行 中不准对设备进行维修工作 2.无论运行中还是停运时,禁止在皮带上或其它有关设备上站立、越过及传递各种 工具,跨越皮带必须经过通行平台 3.取渣样和检出影响设备安全运行的较大石块时,先将捞渣机停下然后在停皮带机, 然后再进行工作。当捞渣机堵塞需人工通渣时,通渣人员应采取安全措施,防止人身触及

皮带或转动部分。 4.清理磁铁分离器时应先停止皮带运行并切断电源 5.禁止与工作无关的人员在除渣皮带机的通廊及各有关设备处通行或逗留。外人进
入以上地点时应得到值班人员的许可并遵守注意事项 6.气温显著变化对皮带有较大的影响,必须对拉紧装置进行检查 ●皮带机紧急停运
遇到下列情况之一,可以紧急停机。紧急停机方式有现场拉“拉绳开关”和程控控制 台“急停按钮”
1.严重威胁人身及设备的安全 2.系统设备发生火灾 3.皮带严重跑偏、打滑、撕裂、断裂及磨损时 4.设备上有易燃易爆物品及大件铁件、杂物 5.发生落渣管严重堵渣,危机设备安全运行时 ●停机后的检查项目 1.电动机及电动滚筒无异常 2.滚筒托辊是否损坏、松脱 3.检查皮带是否有撕裂或磨损现象,清扫器、导料槽是否完整 4.清除皮带机头尾部滚筒、拉紧装置的积渣,清除落渣管上所粘的渣 5.将本班发生的重要事项、采取的安全措施详细记录在日志上,需检修处理的,填 好缺陷单,并做好设备的清洁工作
? 7.8.3.4 液压系统的运行与维护: ? 液压系统在启动前应做全面细致的检查,在保证冷却水畅通,各部件运动行程无 机械卡涩,表面无杂物,各部轴承润滑良好,液压管路供回油畅通的情况下方可启动。 ? 液压系统在停止前应结束炉排、推料器等的各种进退命令。在炉排表面和捞渣机 已无残渣的情况下方可停止液压系统运行。 ? 液压系统在运行中,每班应至少四次对液压站、炉排、推料器等进行检查,发现 异常运行情况应汇报值长并做出处理措施。 7.8.4 转动机械在运行中的主要安全限额: 7.8.4.1 滚动轴承温度不超过 70℃,运行中在 60℃以下为宜。 7.8.4.2 滑动轴承温度不超过 60℃,运行中在 55℃以下为宜。

7.8.4.3 油温在 45℃--50℃之间。 7.8.4.4 轴承振动振幅值应小于 0.10mm 以下. 7.8.4.5 轴串极限不大于 2--4mm。 7.9 自动装置的运行 7.9.1 锅炉运行时,应将自动联锁保护装置投入使用,自动联锁保护装置的投用应具备 下列条件: 7.9.1.1 自动装置的调节机构完整好用。 7.9.1.2 锅炉运行稳定,参数正常。 7.9.1.3 蒸发量为额定值的 40%以上。 7.9.1.4 各自动装置运行系统已运行稳定或达到相应的参数要求。 7.9.2 给水自动装置的投入: 7.9.2.1 给水自动投入的条件: ? 给水三冲量调节,省煤器进水调节和汽包加热器进水调节完好可用。 ? 锅炉蒸发量为额定值的 40%以上(25T/H); ? 外界热负荷稳定,炉内燃烧工况稳定。 ? 在汽包水位处于中线水位、蒸汽流量与给水流量基本一致.时。 7.9.2.2 给水自动投入的方法: ? 将手动切换为自动(将 M 切换为 A),在给水自动调节画面设定值栏中输入设定的 水位值,汽包水位调节将以汽包的水位信号为主脉冲信号,以蒸汽量和给水量为导前脉冲 信号和反馈信号进行水位的调节,维持汽包水位与设定水位值的平衡。 ? 将手动切换为自动(将 M 切换为 A),在汽包加热器调节画面设定值栏输入设定的 烟气温度值,汽包加热器调节阀在烟气温度低于设定值后将自动开启,以此提高给水温度, 减少给水在省煤器中吸热从而提高排烟温度。 ? 给水自动装置投入后应严密监视汽包水位,严密监视主汽流量、主汽压力、给水 流量、给水压力的的变化和差别。 7.9.2.3 给水自动装置在出现以下情况时应解除自动运行: ? 锅炉负荷在 25T/H 以下时。 ? 锅炉定期排污时。 ? 外界负荷变化较大,水位不稳定时。 ? 炉内燃烧工况不稳定时。 ? 低置水位计,给水流量计或主汽流量计出现故障时。 ? 给水泵出现故障时或切换给水泵时。 7.9.3 减温水自动的投入: 7.9.3.1 减温水自动投入的条件: ? 外界负荷稳定,炉内工况稳定。 ? 蒸发量为额定值的 80%以上。 ? 减温水调节装置完好 7.9.3.2 减温水自动投入的方法:

? 将手动切换为自动(将 M 切换为 A),主蒸汽温度在 395-405℃时在减温水调节画面 设定值栏输入温度设定值。
? 减温水投入自动后应严密视监视主蒸汽温度、减温水量的变化。 7.9.3.3 减温水自动的解除: ? 炉内燃烧工况不稳定或水位不稳定引起温度波动时。 ? 外界热负荷变化较大引起主汽温度波动时。 ? 锅炉出现其他事故时。 7.9.4 空预器疏水自动投入: 7.9.4.1 疏水投入的条件: ? 主汽压力在额定压力时。 ? 风机处于运行状态。 ? 空预器排地沟疏水已疏完管内余水,疏水旁路阀关闭。 7.9.4.2 疏水自动投入的方法: ? 将空预器疏水调节阀手动切换为自动(将 M 切换为 A),在疏水调节画面设定值栏输 入设定风温, 疏水调节阀将根据已设定风温的要求调节阀门开度,从而达到调节进汽量的 目地。 ? 疏水投入自动后应严密监视空预器出口风量、风温和疏水温度的变化。 7.9.4.3 疏水自动的解除: ? 在风机停运时。 ? 疏水自动调节装置出现故障引起风温、疏水温度不正常波动时。 ? 疏水管道出现较大的振动时应立即解除自动并采取处理措施。 7.9.5 给料器自动投入: 7.9.5.1 给料器自动投入的条件: ? 液压系统能满足给料器的运行。 ? 给料器运行无机械卡涩,进退灵活到位,行程开关指示正确。 ? 液压缸行程达到设计值,润滑系统良好,液压油阀处于开启状态。 ? 给料器处于远控状态,并且自控调试完毕. ? 炉排上料层和火焰分布均匀,炉内燃烧工况良好。 ? 锅炉负荷达 85%以上 7.9.5.2 给料器自动投入方法: ? 根据炉内燃烧工况,确定向炉内进料的频率(选择速度设定)、确定推料器运行的 步数(循环步数设定)、确定推料器运行的单行程距离(循环长度设定)、确定推料器运行 速度(进退速度)和锅炉的负荷量。 ? 在以上参数设定好后,根据炉排料层情况可选择单台自动和四台同时自动进料的 操作方式。 ? 在推料器操投入自动运行方式后,推料器将根据设定参数要求按已定程序运行, 此时应严密监视推料器进退位、中间位是否能准确传递信号。 7.9.5.3 给料器自动退出:

? 给料器出现故障,无法按设定参数要求或已定程序运行时。 ? 炉内燃烧工况较差或炉排上料层极不均匀时。 ? 运行人员可根据垃圾热值情况及炉排运动情况决定是否投入给料自动。 7.9.6 投入自动装置前,应联系仪控人员校验或调整自动装置,经调整试用合格后方可 投入。自动装置投入运行后,仍须监视自动装置投入系统运行参数的变化,并注意自动装 置的动作情况,避免因失灵而造成不良后果。 7.10 空气压缩机的运行 7.10.1 空压机运行安全事项 7.10.1.1 压缩空气和电都具有危险性。在确保电源已经切断,整个压缩机系统里的压 缩空气都已排尽的情况下方能在机组上进行检修和维护保养。安全注意:在起动前将压缩 机接通非常短的时间(约 1 秒钟)检查旋转方向,必须确保空压机的旋转方向正确,否则 短短几秒就有可能导致空压机螺杆的损坏。 7.10.1.2 在机组运行前,必须确保所有的接头、附件都已紧锁。 7.10.1.3 在机组运转前,不要松动、拆掉任何管路附件、接头和器件。机组里充满高 温高压的液体与气体,能引起严重的人身伤害事故。 7.10.1.4 压缩机不能在高于铭牌规定的排气压力和温度下工作,否则电动机会过载, 其结果导致电动机和压缩机停车。
7.10.1.5 安全阀装在油细分离器顶盖上,一旦系统中气体压力超过额定压力,将通过 此阀得以泄压,与此同时务必检查超压原因。
7.10.1.6 在空压机上做任何事情,必须做好下述工作; ? 机组停车 ? 切断电源手动切断开关,确保压缩机处于断电状态。 ? 确保机组内压缩空气已放空,冷却水中断。 7.10.2 空压机启动前的检查 7.10.2.1 检查油位是否在 HL 之间。禁止混用不同牌号之润滑油,如需补油则应确定系 统内无压时方可进行。 7.10.2.2 检查冷却水系统是否能满足运行需要。 7.10.2.3 打开油桶及水分离器之手动泄水阀,将停机时之冷凝水排除。严禁不排水, 造成润滑油使用寿命缩短,轴承高温烧坏。 7.10.2.4 手动盘车灵活无卡涩,PLC 显示各参数全部正常。 7.10.2.5 检查各管路连接是否连接紧固。 7.10.3 空压机运行参数标准 7.10.3.1 排气压力:0—1.6 Mpa ,本机设定为 0.5—0.8 Mpa 负荷保护. 7.10.3.2 排气温度:≤120℃,本机设定为 110℃跳闸保护。 7.10.3.3 自动加载点:0.69 Mpa 7.10.3.4 自动卸载点:0.79Mpa 7.10.3.5 安全阀压力整定:0.83 Mpa 7.10.4 空压机运转中的注意事顶

7.10.4.1 当运转中发现有异音及不正常振动时应立即停机。 7.10.4.2 运行中管路及容器内均有压力,不可松开管路或螺栓,以及打开不必要之阀 门。 7.10.4.3 在长期运行中发现油位计上的油不见,且排气温度升高时,应立即停机,停 机十分钟后观察油位,若不够时待系统内无压时再补充润滑油。 7.10.4.4 后部冷却器及旋风分离器内会有凝结水,应每天定时排放,否则水会被带到 系统中。 7.10.4.5 运行中应每 2 小时记录电压、电流、气压、排气温度、油位等。 7.10.5 空压机长期停机的保养方法 7.10.5.1 停机三星期以上 ? 电动机控制盘等电气设备用油纸包好,以防湿气侵入。 ? 将油冷却器,后冷却器中的水全部排尽。 7.10.5.2 停机两个月以上 ? 除上述程序外,另需做以下处理: ? 将所有开口封闭,以防湿气、灰尘进入。 ? 将安全阀、控制面板等用油纸包好,以防锈蚀。 ? 停用前将润滑油换新,并运转三十分钟,两三天后排除油桶及油冷却器的凝结 水。 ? 重新开机前必须测试电动机绝缘。 7.11 自动锁气器的运行 7.11.1 投用前应检查电源指示灯是否指示,正常工作时:指示灯亮。 7.11.2 将选择开关置于手动状态,按锁气机开按纽,看活板是否开启;按锁气机关按钮, 看活板是否关闭。 7.11.3 检查报警传感器上的灯是否亮,(在锁气机关闭状态下),检查传感器位置是否移 动,如果移动,及时调整。 7.11.4 将气缸上的截止阀置于开启状态,手动操作臂杠,看是否卡住.如果正常,将截止 阀置于关闭状态。 7.11.5 启动空压机系统正常后检查锁气器系统管道是否有漏气,如果漏气应及时排除 故障。 7.11.6 将选择开关置于自动状态-----启动自动启动按钮,此时自动启动指示灯亮,检 查控制柜上的报警指示灯是否亮,如果灯亮,说明关闭不到位;有故障则需及时排除。 7.11.7 锁气机开关时间以及等待时间在程序中应根据整个焚烧炉设备运行情况进行调 整,最佳状况是一方面能确保开关到位,另一方面能一次性将灰疏送完并尽量少形成热风的 损耗。 7.11.8 自动运行程序:投入自动转换开关----按下自动启动按钮(指示灯亮)----延时 15 分钟------锁气器打开-----延时 15 秒------锁气器关闭----延时 15 分钟-----锁气器打开。完成一个循环。 8.锅炉机组的停止

8.1 锅炉停炉前的准备 8.1.1 根据值长指令停炉。 8.1.2 停炉前,对锅炉设备进行一次全面检查,将所发现的缺陷记录在有关的记录薄内, 以便检修时处理。 8.1.3 通知垃圾吊操作人员,停止垃圾进料。待给料斗料位低信号出现后关闭垃圾斗密 封门。 8.1.4 停炉前,应进行一次彻底的吹灰。 8.1.5 准备好天然气盲板,停炉后应通知有关人员对天然气管道堵板。 8.1.6 捞渣机不再出渣时通知有关人员清理捞渣机内残渣。 8.1.7 除灰渣系统在停炉后确认已无灰渣输送时方可停止运行。 8.2 停炉程序 8.2.1 正常停炉 8.2.1.1 焚烧炉及余热锅炉第一炉膛内筑有 450mm 厚的耐火材料,锅炉畜热能力大,升 温慢,降温也慢,所以停炉过程中,应尽量减缓降温降压的速度。 8.2.1.2 接到停炉命令后,通知垃圾吊操作人员停止对炉内进料,待给料斗料位低信号 出现后关闭垃圾斗密封门,清空料斗及推料平台,停止给料器的运行。 8.2.1.3 根据炉排上垃圾的燃烧情况,适当调整风量,调整炉排运动速度,让炉内温度 缓慢下降。当垃圾燃烧不能达到 850℃2 秒条件时应启动辅助燃烧器运行,至到炉排上料燃 烬。 8.2.1.4 当燃烧所产生的蒸汽量或参数不足以维持汽轮机运行时,关闭主汽门,开启向 空排汽门,同时相应调整各风机的负荷。 8.2.1.5 停止给水时应开启省煤器再循环门。 8.2.1.6 当炉温降低,含氧量明显升高,炉内燃烧工况较差以至炉内料燃烬时,停止二 次风机和冷却风机的运行。当一次风机出口风温降低至 100℃以下时可先退出空气预热器的 运行再停止一次风机的运行。一次风机停止后才能停止密封风机的运行。 8.2.1.7 短时停炉热备用的锅炉,可不停止燃烧器的运行,停止炉排运动,保持锅炉正 常水位,便于锅炉的再次启动。 8.2.1.8 根据主汽压力,主汽温度的变化,关闭减温水系统,关闭向空排汽阀,开启集 汽集箱疏水阀半小时后关闭。 8.2.1.9 主汽压力降至 3.0Mpa,2.0Mpa 时各定排一次。 8.2.1.10 炉内燃烧已完全停止,炉排上残渣已清理完毕,锅炉水位在手动状态下维持 正常时可停止引风机的运行,并严密关闭风机入口挡板。 8.2.1.11 停炉 12 小时后可开启引、送风机入口挡板,自然通风冷却。 8.2.1.12 对需要检修的锅炉停用时,应将炉排置于退到位的位置,推料器上尽量无余 料,开启锅炉人孔门的时间应尽量足够,以免炉内积焦和保温材料脱落,对检修人员造成 伤害。 8.2.1.13 由于余热锅炉设计为下膨胀锅炉,因此停炉时操作人员应密切监视锅炉各联 箱膨胀指示计的变化情况,对膨胀不均匀的受热面或联箱应采取热水,调整火焰,开启疏

水等方法来进行调整,以免造成膨胀不均引起焊口脱焊或断裂。 8.2.2 正常停炉注意事项: 8.2.2.1 在锅炉降温过程中,应保持炉膛温度、主汽压力缓慢下降,严禁出现温度、压
力的巨大波动。 8.2.2.2 在锅炉停炉过程中,应严密监视锅炉水位的变化,保持水位的稳定。 8.2.2.3 在送风机未停止时,不允许先停止密封风机的运行。 8.2.2.4 在锅炉降压过程中,严禁开启向空排汽阀来降压,严禁过热器烟温在高于 450℃
时关闭过热器向空排汽阀或过热器疏水阀。 8.2.2.5 在引风机停止后 16 小时内严禁开启炉膛人孔门和易大量漏风的挡板门等,防
止炉内保温材料由于温度的急剧下降而出现裂纹的现象。 8.2.2.6 炉内垃圾未完全燃烬前应保持辅助燃烧器运行,用以防止炉温急剧下降和减少
有毒有害气体的排放。 8.2.2.7 空气预热器未退出运行时严禁先停止风机运行,以僻免空预热器管道过热损
坏。 8.2.3 紧急停炉程序 8.2.3.1 立即将锅炉及设备运行情况回报值长,并与机、电、化、垃圾吊等运行人员迅
速联系;危及设备或人身安全时,先处理,后回报。 8.2.3.2 立即停止向炉排上进料,停止送风机、密封风机、冷却风机、如有必要可快速
清空炉排上余料、停止液压系统运行,退出连续排污运行,解除所有联锁保护,尽量维持 锅炉参数的正常变化。。
8.2.3.3 密切监视锅炉汽包压力,根据事故情况开启集汽联箱对空排汽阀。锅炉停止进 水时,应开启省煤器再循环阀。
8.2.4 锅炉和焚烧炉装置自动状态下停止运行方框图 初始条件:装置在满负荷、自动控制状态下。
正常运行

根据负荷减少率控制蒸汽量和风量

根据“850℃持续 2 秒”控制基本负荷燃烧器

蒸汽流量<50%

给料斗料位低

烟气温度低于额定值

风量小于<30%

锅炉出口温度控制关闭

垃圾溜槽闸门关闭

烟气处理关闭

空气加热 器关闭

压力控制排汽启动

蒸汽参数不足以维持汽轮机运行 主蒸汽手动阀关闭

给料斗清空 给料器关闭

炉排关闭

炉排清空 燃烧器关闭

风门置关闭位置

一次风机停止

二次风机停止

密封、冷却风机停止

炉膛吹扫完成

关闭排水和取样 启开锅炉排汽阀

引风机停止

关闭锅炉水位控制

炉膛温度<70℃

炉排、省煤器下刮板机停止 停止液压系统

捞渣机内渣已清空

捞渣机关闭

停止给水泵

锅炉机组停止运行

8.3 停炉后的冷却 8.3.1 锅炉停止供汽后,关闭主汽阀和并汽阀,与蒸汽母管解列并开启并汽阀前疏水阀。 8.3.2 主汽阀关闭后,开启过热器联箱疏水阀,全开对空排汽阀,以冷却过热器,30 分钟 后关闭。疏水阀关闭后如汽鼓压力仍然上升并可能超过工作压力,应再次开启疏水阀放汽, 但不应使锅炉急剧冷却。 8.3.3 锅炉与蒸汽母管截断后,须继续向锅炉给水,保持汽鼓水位稍高于正常水位。在 锅炉仍有汽压时,仍应注意保持水位。停炉时,锅炉给水仍应经省煤器上水,停止给水时, 应开启汽鼓与省煤器的再循环阀。 8.3.4 锅炉停炉检修时,应按下列规定对锅炉进行冷却。 8.3.4.1 停炉后 12 小时内应紧闭所有孔门及烟道的有关风门挡板,以免锅炉急剧冷却。 8.3.4.2 停炉 12 小时后,可打开烟道挡板逐渐通风,并进行必要的放水、上水。 8.3.4.3 停炉 8 小时后,锅炉可放水、上水一次。 8.3.4.4 当焊制的锅炉压力降至 0.3—0.5MPa,炉内温度不超过 120℃时,可将炉水放 尽,汽包压力下降速度由过热疏水阀或向空排汽阀控制。 8.3.4.5 当锅炉需要紧急冷却时,则允许在关闭主汽阀 4-6 小时后,启动引风机加强通 风,并增加上水和放水的次数。 8.3.4.6 对于汽鼓、联箱有裂纹的锅炉,按下列规定进行冷却: ? 停炉 12 小时后,方可开启烟道挡板,进行缓慢的自然通风。 ? 停炉 16 小时后,方可开启烟道及燃烧室的人孔门、看火门等,

? 停炉 24 小时后,方可放水。需要紧急冷却时只允许在停炉 8 小时后,向锅炉上水 或从锅炉放水。在任何情况下,不准大量上水和放水。
8.3.5 停炉后,应将停炉及冷却过程中的主要操作及所发现的问题,记录在有关的记录 簿内。
8.3.6 停炉后应汇报值长及相关领导,并请示锅炉所采用的停炉保养措施。 8.4 停炉后的防腐和保养 8.4.1 锅炉停用期间,若不采用有效的保护措施,水汽侧的金属表面会发生强烈腐蚀, 这种腐蚀称为停用腐蚀,其本质是金属表面的氧腐蚀。因此,为减缓或防止锅炉汽水系统 在停用期间的腐蚀,提高设备的使用寿命,必须对停用的锅炉进行防腐保养。 8.4.2 防腐保养的基本原则: 8.4.2.1 不让空气进入停用的锅炉汽水系统内。 8.4.2.2 保持停用锅炉汽水系统金属表面的干燥。 8.4.2.3 在金属表面形成具有防腐作用的薄膜。 8.4.2.4 使金属表面浸泡在含除氧剂或基它保护剂的水溶液中。 8.4.3 防腐保养的种类及其先择: 8.4.3.1 防腐保养总体可分为干法保养和湿法保养两大类。其具体可分为《热炉放水余 热烘干法》、《给水流动压力法》、《充氮气法》、《蒸汽压力法》、《联氨液态保养法》等。 8.4.3.2 锅炉热备用停炉不超过五天时,可采用《蒸汽压力法》保养,锅炉承压部件停 炉后需检修时,可采用《热炉放水余热烘干法》保养,锅炉停用时间较长时,可采用《联 氨液态保养法》或《充氮气法》保养。 8.4.3.3 保养方法的选择应根据运行技术部门和化学人员的意见进行选择,若没有具体 意见或不明停炉期限时,一律采用《给水流动压力法》进行保养。 8.4.4 常用保养方法: 8.4.4.1《热炉放水余热烘干法》。锅炉停炉后按正常降压时进行冷却,当汽压降到 0.3 MPa,炉膛温度为 100℃时放尽炉水,然后利用锅炉余热或通入热风将炉内管道烘干。当锅 炉最高处的排气门无潮气(用玻璃片检查)或最低处的排污门无水滴流时,可认为炉内已 烘干,此时可关闭疏水门,排污门,排汽门保持锅炉的密闭性。 8.4.4.2《联氨液态保养法》。锅炉停炉后不放水,用加药泵将联氨溶液和氨水注入炉 内,使锅炉各部分均匀充满保护性溶液,利用联氨进行除氧,利用氨水调节炉水的 PH 值。 用联氨法进行锅炉的保养时,炉水过剩联氨浓度应大于 200 毫克/升,炉水 PH 值应中 10— 10.5 范围内,每 3—7 天分析一次炉水的联氨浓度和 PH 值。如有下降则应补充药液。 8.4.4.3《蒸汽压力法》。锅炉停炉后,按热备用的要求,紧闭系统的风门,挡板及各 处人孔门,严密关闭汽水系统所有阀门,减缓锅炉降压冷却速度,在保护期间,汽压保持 在 0.5 MPa 以上,防止空气渗入汽水系统内部。每班分析炉水的磷酸根和含氧量一次,若 水质不合格,应进行处理,处理方法可采用从邻炉引入蒸汽提高保养炉系统严密性。 8.4.4.4《给水流动压力法》。将锅炉内充满除氧合格的给水,并使用合格的给水经流 动保养系统向炉内顶压,经定排门将流动保养水排到可回收水箱,溢流水量控制在 50— 200Kg/h。流动保养时须保持炉内压力 1.0—1.5Mpa,防止失压时空气进入炉内,每天分析一

次炉水中的溶氧量,溶氧量变化或过大时应查明原因并采取相应处理措施。 9.锅炉事故处理规程 9.1 事故处理总则及事故停炉 9.1.1 事故处理总则 9.1.1.1 锅炉所有运行人员应熟悉自已生产职责范围和设备系统及构造,熟悉和掌握运
行规程,事故处理原则和安全工作规程。 9.1.1.2 锅炉运行人员对设备的运行情况应勤检查、勤观察、多分析、多作事故预想,
把事故消灭在发生之前。当发现运行设备和备用设备出现异常现象和缺陷时,应将详细情 况报告值长,并做好记录。
9.1.1.3 当事故发生时,要求运行人员在处理事故时应认真负责、头脑清醒、沉着冷静、 判断正确,处理迅速,将事故消灭在萌芽状态之中,是运行人员的首要任务之一。为此, 应根据以下原则进行处理:
? 消除事故根源,防止事故扩大,并解除人身和设备的威胁。 ? 在保证人身安全和设备不受损害的前提下,尽可能保持机组的继续运行。 ? 应尽可能地保持厂用电源的正常,以防事故的扩大。 ? 在单机单炉运行的情况下,当锅炉紧急事故停炉时,不应立即关闭主汽门,只有 在汽机停机后,才允许关闭锅炉主汽门。 9.1.1.4 事故发生时,运行人员必须坚守工作岗位,及时向值长汇报,并按其指示执行, 如果来不及汇报,可先按规程规定处理,再汇报。当值长的命令与规程相抵触时,应提出 意见,而值长仍坚持其命令时,应按其命令执行。当事故处理告一段落时,应将事故发生 的时间,地点及处理经过详细记录在运行记录上。 9.1.1.5 当发生事故时,禁止无关人员参加处理。见习人员,参观人员应立即退出事故 发生地,以免影响事故处理工作的进行。 9.1.1.6 事故处理完毕后,主值班员应向值长或分管领导汇报,并根据其指示召集本班 事故分析会,进行详细讨论,找出原因及防止措施,以避免发生类似事故。 9.1.2 事故紧急停炉和事故请示停炉 9.1.2.1 由于发生事故,危及人身和设备安全,无法坚持运行而必须紧急停炉,称为事 故紧急停炉。当遇下列情况时,不需要请示应立即停止锅炉机组的运行: ? 锅炉缺水,使水位在汽鼓水位计中消失时。 ? 锅炉满水,使水位超过汽鼓水位计上部可见水位。 ? 炉管爆破,不能保持锅炉正常水位时。 ? 燃料在燃烧室的烟道燃烧,使排烟温度不正常升高时。 ? 所有水位计损坏、失灵时。 ? 锅炉汽水管道爆破、威胁设备及人身安全时。 ? 锅炉燃气管道爆破或着火威胁设备及人身安全时。 ? 炉墙发生严重裂缝有倒塌危险或锅炉钢架烧红时。 ? 液压站严重损坏,不能建立油压时 9.1.2.2 发生下列事故时应停止锅炉机组的运行,其停炉时间由主管工程师或生产副总

决定。 ? 汽包、水冷壁管、对流管束、省煤器管、过热器管或减温器管泄漏时。但还能维
持水位和汽温时。 ? 燃烧室内与烟气接触的汽鼓或联箱上的绝热材料严重脱落时。 ? 安全门全部失灵或安全门动作后不回座,无法维持水位时。 ? 锅炉汽温或过热器壁温超过允许值,经调整和降低负荷,仍未恢复正常时。 ? 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准经处理仍未恢复正常时。 ? 引风机故障有损坏危险时。 ? 垃圾下不来,只在燃烧室后部燃烧(炉排出故障)。 9.1.2.3 发生下列事故时,应立即汇报班长、值长、锅炉主管,找出事故原因研究处理
方法。 ◆ 承压部件的手孔盖及汽水管上法兰和第一道阀门盖子及其法兰垫子泄漏时。 ◆过热器、省煤器、空气预热器积灰严重,中和塔堵塞,虽经提高引风机出力,但不
能维持炉膛负压时。 ◆安全门动作不正常时。 ◆汽压、汽温无法维持正常时。 ◆主要表计,如汽压、汽温、水位表、蒸汽流量表、给水流量表、辅机电流表、炉膛
负压表、油压表、垃圾库计量表失灵时。 ◆送、引风机及电机振动温度达到极限时。 ◆空气预热器漏风严重时。 ◆现场及设备附近失火,若立即危及设备安全,造成垃圾库燃烧等,值班人员应立即
采取措施处理,事后汇报。 ? 9.1.2.4 紧急停炉的步骤 ? 向汽轮机发出紧急停炉的事故报警信号。 ? 立即停止向炉内进料,停止炉排的运动。 ? 停止一次风机、二次风机、密封风机、冷却风机的运行。 ? 停止引风机运行(炉膛受热面管道爆破时除外) ? 根据锅炉水位情况,调节锅炉的进水或放水门,尽可能维持锅炉正常的水位。 ? 主汽温度没有超温时应关闭减温水。当满水时,应先通知汽轮机关闭主汽门并开
启主汽门前疏水。 ? 关闭连续排污,加药,取样门。 ? 当停止补水时,应开启省煤器再循环门,省煤器泄漏时,不准开启再循环门。 ? 紧急停炉后,应开启过热器集箱疏水门冷却过热器。 ? 根据事故情况尽快清除炉排上燃烧的垃圾。 ? 向相关领导汇报事故及处理情况,并做好处理记录。 9.2 汽水系统故障 9.2.1 锅炉满水

9.2.1.1 锅炉满水时的现象: ? 汽鼓水位高于正常水位。 ? 远程水位显示装置指示正值增大。 ? 水位警报器呜叫,高水位信号灯明亮。 ? 过热蒸汽温度下降。 ? 蒸汽含盐量增大。 ? 给水流量不正常地大于蒸汽流量。 ? 严重满水时,蒸汽管道内发生水冲击,法兰处冒汽。 9.2.1.2 锅炉满水原因 ? 运行人员疏忽大意,对水位监视不够,负荷变化时未及时进行调整或发生误操作。 ? 给水自动调节器失灵,给水调整装置卡涩未采取有效措施进行处理。 ? 水位计或给水流量计指示不准确,使运行人员发生误判断。 ? 给水压力突然升高,给水门大量泄漏未采取有效措施进行处理。 ? 锅炉灭火后未及时减小给水量,恢复燃烧过快或带负荷过快。 ? 水位联锁保护装置失灵。 ? 锅炉蒸发量超负荷较多,发生了汽水共腾 9.2.1.3 锅炉满水的处理 当锅炉汽压及给水压力正常而汽鼓水位超过正常水位时(+50mm),应采取下列措施: ? 进行汽包水位计的冲洗校对,检查其水位指示的正确性。 ? 将自动切换为手动,并手动减少给水量。 ? 如主给水调节门内漏量大,可改为旁路供水。 经上述处理后汽鼓水位仍上升,且超过+100mm,应采取下列措施: ? 继续关小或关闭能控制给水的阀门,必要时可关闭给水总电动门。 ? 加强锅炉放水,严密监视汽包水位。 ? 汽温下降时,及时关小减温水阀,必要时,开启过热器和蒸汽管道疏水阀,通知 汽机司机开启有关的疏水阀。 ? 如汽包水位已超过汽包水位计的上部可见水位时,经叫水确认满水,且汽温明显 下降时,应做紧急停炉处理。待查明原因,消除故障,水位正常后,重新点火。 9.2.2 锅炉缺水 9.2.2.1 锅炉缺水时的现象: ? 汽鼓水位低于正常水位。 ? 远程水位显示装置指示负值增大。 ? 水位警报器呜叫,低水位信号灯明亮。 ? 过热蒸汽温度升高。 ? 给水流量不正常地小于蒸汽流量(炉管爆破时则相反) 9.2.2.2 锅炉缺水的原因 ? 运行人员疏忽大意,对水位监视不严,加负荷时或排污时调整给水不及时或发生 误操作。

? 给水调节机构失灵或卡涩,引起运行人员误操作。 ? 水位计失灵或给水流量计不准确,使运行人员发生误判断,误处理。 ? 锅炉承压部件漏水,又未及时减负荷和增大给水量。 ? 给水泵故障使锅炉给水压力过低,未及时采取有效措施处理。 ? 其它炉进水过大,未及时发现,造成本炉进水减少。 ? 事故防水阀误动作或被误操作。 9.2.2.3 锅炉缺水的处理 水位不明时严禁向锅炉进水,按事故停炉操作。 ⑴ 当锅炉汽压及给水压力正常,而汽包水位降到-75mm 时,应采取下列措施: ? 验证远程水位显示装置的指示正确性,如对其有怀疑时,应与汽鼓水位计对照, 必要时还应冲洗水位计。 ? 若因给水自动调整器失灵而影响水位降低时,应将自动切换为手动,并手动开大 调整阀,增加给水。 ? 如用调整阀不能增加给水时,则应投入旁路给水管道,增加给水。 ⑵ 当给水压力下降时,应采取增开给水泵或换泵等方法,立即提高给水压力。如果 给水压力迟迟不能恢复,且使汽鼓水位降低时,应降低锅炉蒸发量,维持水位。 ⑶ 经上述处理后,汽鼓水位仍下降,降至-100mm 时,除应继续增加给水外,尚须关 闭所有的排污阀及放水阀。 ⑷ 如汽鼓水位继续下降,且在汽鼓水位计中消失时,须按紧急停炉处理,并采取以 下措施: ? 汇报值长,关闭给水门,并炉运行时关闭主汽门。 ? 施用叫水法检查水位。 ? 如能叫出水,可缓慢给水,关闭省煤器再循环门,待水位恢复正常后重新启动, 如叫不出水,则应严密关闭所有上水门,严禁向炉内上水,并进行详细检查,其再次上水 的时间由工程师决定。
⑸ 锅炉的叫水程序(事先已知为缺水)是:
? 开启汽鼓水位计的放水阀。
? 关闭汽阀,冲洗水连通管。
? 缓慢关闭放水阀,注意水位是否在水位计中出现。
? 叫水后,开启汽阀,恢复水位计的运行。叫水时,先进行水位
计水部分的放水是必要的,否则可能由于水管存水而造成错误判断。
? 叫满水时应先关闭水阀,冲冼汽连通管,再缓慢关闭放水阀,

注意水位是否会在水位计中出现。
9.2.3 汽水共腾 9.2.3.1 汽水共腾时的现象 ? 蒸汽和炉水的含盐量增大。 ? 汽鼓水位发生急剧波动,严重时,汽鼓水位计看不清汽鼓水位。 ? 过热蒸汽温度急剧下降。 ? 严重时,蒸汽管道内发生水冲击,法兰处冒汽。 9.2.3.2 汽水共腾的原因 ? 炉水品质不合格,含盐量大,没有进行必要的排污。 ? 锅炉点火过程中,升压速度太快,加负荷过快或长期超负荷运行。 ? 连续排污门开的太小或没开,化学采样分析不及时 9.2.3.3 汽水共腾的处理: ? 汇报值长,适当降低锅炉蒸发量,并保持稳定。 ? 全开连续排污阀,必要时,开启事故放水阀或其它排污阀。 ? 通知化学值班员停止加药,并进行汽水分析,尽快改善炉水品质。 ? 维持汽鼓水位略低于正常水位(-50mm)。 ? 开启过热器和蒸汽管道疏水阀,并通知汽机司机开启有关的疏水阀 ? 通知炉水值班人员取样化验,采取措施改善炉水质量。 ? 在炉水质量未改善前,不允许增加锅炉负荷。 ? 故障消除后,应冲洗汽鼓水位计。 9.2.4 锅炉水冷壁管损坏 9.2.4.1 锅炉水冷壁管损坏时的现象: ? 汽鼓水位迅速降低。 ? 蒸汽压力和给水压力下降。 ? 给水流量不正常地大于蒸汽流量。 ? 排烟温度降低。 ? 轻微泄漏时,有蒸汽喷出的响声,爆破时,有显著的响声。 ? 燃烧室变正压,并从炉内喷出烟气。 ? 燃烧不稳或造成灭火。 9.2.4.2 锅炉水冷壁管损坏的常见原因: ? 锅炉给水品质不良,炉水处理方式不正确,化学监督不严,未按规定进行排污, 致使管内结垢腐蚀。 ? 检修或安装时,管子被杂物堵塞,致使水循环不良,引起管壁过热,鼓包和裂纹。 ? 管子安装不当,制造有缺陷,材质不合格,焊接质量不良。 ? 燃烧器运行不正常,燃烧器附近的水冷壁管防护不良。 ? 耐火砖坠落,砸损水冷壁管。 ? 吹灰器安装不正确或吹灰蒸汽压力过高,蒸汽吹灰损伤水冷壁管。 ? 点火方式不正确,或备用炉长时间与蒸汽母管相联,使汽鼓或联箱受热不均,焊

缝产生过高的应力,造成焊缝松动裂纹。 ? 升压速度太快或未按规程进行排污使个别部分受热不均或运行锅炉负荷低于规定
范围,引起炉水不正常的循环。 ? 炉内结焦未及时清除,造成受热不均,破坏水循环。 ? 给水温度低,未与炉水充分混合,因此使管束温度不平均而变形,在焊口处发生
额外应力。 ? 汽鼓或联箱的支吊装置安装不正确,影响管子自由膨胀,致使焊缝松动裂纹。 ? 锅炉设计制造不良,锅炉负荷过低,热负荷偏斜或排污量过大,造成水循环破坏。 ? 锅炉缺水或水循环不正常,使管子局部过热,强度减弱,以致爆破。 9.2.4.3 锅炉水冷壁管损坏的处理: ? 锅炉水冷壁管发生爆破,不能保持汽鼓水位时,应按下列规定处理: ? 立即停炉,保留引风机继续运行,排除炉内的烟气和蒸汽。 ? 停炉后,立即关闭主汽阀。 ? 提高给水压力,增加锅炉给水。 ? 如损坏严重,致使锅炉汽压迅速降低,给水消耗过多,经增加给水仍看不到汽鼓
水位计中的水位时,应停止给水。 ? 处理故障时,须密切注意运行锅炉的给水情况,如不能保证运行锅炉的正常给水
时,应减少或停止故障锅炉的给水。 ? 在故障炉内的蒸汽基本消除后,方可停止引风机。 9.2.4.4 如水冷壁管损坏不大,水量损失不多,能保持汽鼓正常水位,且不致很快扩大
故障时(冲坏炉墙,吹损邻近管子等),可适当降低锅炉蒸发量,维持短时间运行,迅速投 入备用锅炉,如备用炉迟迟不能投入运行,而故障炉损坏情况继续加剧时(响声增大、漏 水增多和危及邻近管子等),则须立即停炉
9.2.5 省煤器管损坏 9.2.5.1 省煤器管损坏时的现象: ? 给水流量不正常地大于蒸汽流量,严重时,汽鼓水位下降。 ? 省煤器的烟气温度降低或两侧温差增大。 ? 烟气阻力增加,引风机电流增大。 ? 省煤器烟道内有异音。 ? 从省煤器烟道不严密处向外冒汽,严重时,下部烟道漏水。 9.2.5.2 省煤器管损坏的原因 ? 管材存在缺陷,安装检修中存在质量问题,管内有杂物堵塞。 ? 给水品质长期不合格或停炉保养不善,使管内壁腐蚀。 ? 烟温长期偏低,烟气含硫量过重,使管外壁腐蚀。 ? 给水流量和给水温度频繁发生大幅度的变化,使金属疲劳损坏。 ? 升火,停炉过程中,停止上水时未开再循环阀,导致省煤器管过热损坏。 9.2.5.3 省煤器管损坏的处理: ? 增加锅炉给水,维持汽鼓正常水位,适当降低蒸发量,并尽快使备用锅炉投入运

行或增加其它运行锅炉的蒸发量。 ? 故障炉在继续运行过程中,汽鼓水位迅速降低,故障情况继续加剧或影响其它运
行炉的给水时,则应立即停炉,引风机继续运行,以排除蒸汽及烟气。 ? 停炉后,关闭主汽阀。 ? 为维持汽鼓水位,可继续向锅炉上水,关闭所有放水阀,禁止开启省煤器与汽鼓
再循环阀。 9.2.6 过热器管损坏 9.2.6.1 过热器管损坏时的现象: ? 蒸汽流量不正常地小于给水流量。 ? 损坏严重时,锅炉汽压下降。 ? 燃烧室负压不正常地减小或变正压,严重时,由不严密处向外喷汽和冒烟。 ? 过热器后的烟气温度降低或两侧温差增大。 ? 过热蒸汽温度发生变化。 ? 过热器附近有异音。
9.2.6.2 过热器管损坏的原因 ? 管材存在缺陷,安装检修中存在质量问题,管内有杂物堵塞。 ? 管内沉积盐垢,(如汽水质量监督不严,锅炉满水,汽水分离装置故障等原因造成) ? 过热器管长期超温运行。 ? 升温升压和停炉过程中对过热器未加保护造成管子疲劳损坏。 ? 停炉防腐保养不善造成腐蚀。 ? 外界条件引起的损坏如蒸汽吹灰器压力高,长期吹扫造成损坏等 9.2.6.3 过热器管损坏处理: ? 过热器管损坏严重时,必须及时停炉,防止损坏的过热器管中喷出蒸汽,吹损邻
近的过热器管,避免扩大事故。 ? 如过热器管泄漏轻微,可适当降低锅炉蒸发量,在短时间内继续运行,此时应经
常检查漏汽情况,并迅速启动备用锅炉,若故障加剧时,则须及早停炉。 ? 停炉后关闭主汽阀,保留引风机继续运行,以排除炉内的烟气和蒸汽。 9.2.6.4 过热器损坏预防措施 ? 经常注意过热器出口烟温,如突然升高或左右温差不正常增加时,应找出原因并
设法消除。 ? 化学采样分析蒸汽品质时,如有其它异常现象,必须分析其原因,改善炉水和给
水的质量,并建立正确的燃烧方式,或采取其他正确的措施,以提高蒸汽品质。 ? 锅炉检修时,应根据化学监督的结论,对过热器进行冲洗。 ? 过热器假装护板并经常坚持其厚度和磨损情况 9.2.7 主蒸汽管道损坏 9.2.7.1 主蒸汽管道损坏时的现象: ? 管道轻微漏泄时,发出响声,保温层潮湿或漏汽、漏水。 ? 管道爆破时,发出显著响声,并喷出汽、水。

? 蒸汽或给水流量变化异常,爆破部位在流量表前,流量减少;在流量表之后,则 流量增加。
? 蒸汽压力或给水压力下降。 ? 汽包水位先高后低,给水流量增加。 ? 主蒸汽温度不正常的偏低。 9.2.7.2 主蒸汽管道损坏的原因: ? 管道材质良或安装不合理。 ? 汽温变化过大或长期超温运行。 ? 运行时间过长,蠕胀超标且对蠕胀监视不够。 ? 管道膨胀受阻或因外力损坏。 ? 管路投运前未按规定进行暖管或疏水。 9.2.7.3 主蒸汽管道损坏的处理: ? 如蒸汽管道漏泄轻微,不致很快扩大故障时,可维持短时间运行,如故障点不在 母管上时应尽快投入备用炉,若故障加剧,直接威胁人身或设备安全时,则应停炉。 ? 如蒸汽管道爆破,无法维持汽机的汽压或直接威胁人身、设备安全时,亦应停炉。 ? 如蒸汽母管爆破,应设法尽速将故障管段与系统解列。 9.2.8 给水管道水冲击故障 9.2.8.1 给水管道水冲击时现象: ? 给水管道水击时,给水压力表指示不稳。 ? 管道内有水击响声,严重时管道振动。 9.2.8.2 给水管道水冲击的原因: ? 在向给水管道充压时,未开启给水管道空气门或开启时间较短。 ? 给水泵运行不正常,逆止门忽开忽关引起给水压力剧变。 ? 给水管道固定不好或支架脱落。 ? 给水温度剧烈变化。 9.2.8.3 给水管道冲击处理: ? 当给水管道发生水击时,可适当关小给水阀开启管道疏水阀。 ? 如给水阀后的管道发生水击时,可用关闭给水阀(开启省煤器与汽鼓再循环阀), 而后再用缓慢开启的方法消除。 ? 如蒸汽管道发生水击时,则必须关闭减温水阀,开启过热器及蒸汽管道疏水阀, 通知汽机司机开启有关的疏水阀。 ? 锅炉并汽时发生水击,应停止并汽。 ? 在汽水管道的水冲击消除后,应检查支吊架情况,及时消除所发现的缺陷。 9.2.9 主蒸汽管道水冲击 9.2.9.1 主蒸汽管道水冲击现象: ? 管道水击时,主蒸汽压力表指示不稳。 ? 管道内有水击响声,严重时管道振动。 9.2.9.2 主蒸汽管道水冲击的原因:

? 在向主蒸汽管道送汽时,未开启主蒸汽管道疏水门或开启时间较短。 ? 锅炉满水或蒸汽温度过低时有湿蒸汽进入管内。 ? 并汽时,待并汽锅炉的蒸汽参数与母管蒸汽参数相差较大时,可能引起蒸汽带水 造成水冲击。 9.2.9.3 主蒸汽管道水冲击处理: ? 在暖管过程中发生水冲击时应延长暖管时间,并通知汽机加强主汽门后有关疏水。 ? 当蒸汽管道水冲击时必须开启过热器和管道有关疏水。 ? 保持汽包水位正常,主汽温度不低于 400℃。 ? 如满水引起水冲击时应立即通知汽机停机并关闭主汽门,开启向空排汽门。 9.3 燃烧系统故障 9.3.1 燃烧室结焦 9.3.1.1 燃烧室结焦现象: ? 过热器出口烟温不正常的升高,左右偏差过大。 ? 蒸汽温度升高。 ? 燃烧室负压偏正,过热器以后各烟道负压偏大。 9.3.1.2 燃烧室结焦的预防及原因 ? 合理的调整风量,使过剩空气量在规定范围之间,防止烟道漏风和堵塞而导致引、 送风量不够。 ? 调节燃烧和炉排配风系统,使锅炉燃烧稳定。 ? 检查冷灰斗,水冷壁管、过热器、蒸发器的工况,应经常注意燃烧室内结焦情况。 ? 检查看火门发现有结焦应及时处理,否则则会很快的积累起来,使燃烧室温度增 高,各受热面工作条件日益恶化,时间稍长后,易于形成焦块,便不易除去。 ? 掌握燃料质量,经常了解垃圾热值情况及化学分析资料。 ? 经常注意过热器出口烟温,如过高或左右温差较大应查明原因,设法解除。 ? 燃烧室应保持在负压情况下运行。 9.3.1.3 燃烧室结焦处理: ? 根据结焦情况设法消除,取得值长同意后适当降低该炉负荷,使燃烧温度降低, 使某些部位的焦可以掉下,同时也便于捣焦。 ? 找出结焦的部位和原因,设法消除(如调整风量配风、调整燃烧,加强垃圾调配、 堵漏风等)。 9.3.2 锅炉灭火 9.3.2.1 锅炉灭火时现象: ? 燃烧室负压显著增大。 ? 燃烧室变暗,看不见火焰。 ? 水位瞬间下降而后上升。 ? 蒸汽流量急剧减小。 ? 蒸汽压力与蒸汽温度下降。 9.3.2.2 锅炉灭火的原因:

? 运行人员调整不当,向炉内进料太多引起垃圾无法燃烧。 ? 垃圾热值太差或水份太多。 ? 炉内燃烧工况不良时未及时投入辅助燃烧器。 ? 投用辅助燃烧器时由于误操作引起负压过大,导致燃烧器熄火。 9.3.2.3 锅炉灭火的处理: ? 锅炉灭火时,如有燃烧器在运行应立即切断气源,关闭燃烧器。 ? 加强通风,维持引送风机继续运行,增大燃烧室负压,通风 5--10 分钟(但时间 不宜过长,否则会使炉膛、烟道各受热面急剧冷却)以排除燃烧室和烟道内的可燃物。 ? 解列各自动调整装置。 ? 保持汽鼓水位略低于正常水位(-50mm)。 ? 根据汽温下降情况,关小减温水阀或解列减温器,开启过热器疏水阀。 ? 查明灭火原因,并加以消除,然后重新按操作规程点火,如短时间不消除故障, 按正常停炉程序停炉。 ? 锅炉灭火后,严禁向燃烧室继续供给燃料。 ? 锅炉灭火后,如因继续供给燃料或处理不当,致使燃料在燃烧室或烟道内发生爆 炸时,则须立即停止向燃烧室供给燃料和空气,尚须停止引风机,并关闭其挡板。在确认 设备完整及烟道内无火时,燃烧室通风 5--10 分钟,方可按点火程序重新点火。 ? 若因风机故障造成熄火时,应迅速关闭燃烧器进口蝶阀、闸阀,防止燃气漏入炉 膛。同时将烟道和风道上的全部挡板和风门开启到最大位置,吹扫时间不少于 15 分钟。风 机恢复运行后,重新按点火程序点火。 9.3.3 烟道再燃烧 9.3.3.1 可燃物再燃烧时的现象: ? 烟气温度剧增。 ? 热风温度不正常地升高。 ? 烟道及燃烧室内的负压剧烈变化。 ? 烟囱冒黑烟。 ? 从引风机轴封和烟道不严密处,向外冒烟或喷出火星。 ? 严重时,烟道防爆门动作。 9.3.3.2 可燃物再燃烧的处理: ? 通知计控人员校验仪表指示的正确性。 ? 加强燃烧调整,消除不正常的燃烧方式。 ? 对受热面进行吹灰。 ? 如排烟温度升至 3000C 以上,应按下列规定处理: ? 立即停炉,省煤器须通水冷却。 ? 关闭烟风系统挡板和燃烧室、烟道各孔门,严禁通风。 ? 向燃烧室通入蒸汽。 ? 当排烟温度接近喷入的蒸汽温度,且稳定 1 小时以上,方可打开检查门检查。 ? 在确认无火源后,可启动引风机,逐渐开启挡板,通风 5—10 分钟,按点火程序

重新点火。 9.4 负荷骤减与电气系统故障 9.4.1 负荷骤减 9.4.1.1 负荷骤减时的现象: ? 锅炉汽压急剧上升。 ? 蒸汽流量减小。 ? 汽鼓水位瞬间下降而后上升。 ? 过热蒸汽温度升高。 ? 严重时,汽鼓和过热器的安全阀动作。 ? 若送电开关跳闸,各辅机电流表有不正常的大幅度摆动,照明闪烁。 9.4.1.2 负荷骤减的原因: ? 汽轮机运行失常。 ? 发电机故障跳闸。 ? 系统故障甩负荷。 ? 隔离门或主气门误操作或阀门芯脱落。 9.4.1.3 负荷骤减时的处理: ? 减垃圾,适当降低风量,调整炉排一次配风。 ? 调整炉膛负压在额定值。 ? 开并汽阀前疏水阀,开启过热器对空排汽阀,注意维持锅炉汽压。 ? 根据汽鼓水位计,蒸汽流量表和给水流量表的指示,保持汽鼓水位略低于正常水
位,以待迅速增加锅炉负荷。 ? 根据过热蒸汽温度的降低情况,关小减温水阀或解列减温器,必要时,可开启过
热器疏水阀。 ? 如锅炉汽压已超过安全阀的动作压力,而安全阀尚未动作时,应立即手动开启过
热器排空阀或疏水阀进行降压。 ? 锅炉安全阀已动作,在锅炉汽压降到工作压力以下不能回座时,应采取措施使其
复位。 ? 锅炉负荷低于 50%,且在半小时内不能恢复时,应请示停炉。 9.4.2 电气系统故障 9.4.2.1 锅炉机组电源中断的现象: ? 锅炉房全部停电 ? 照明全部熄灭,转动机械停止转动。 ? 电压表、电流表指示回零。 ? 锅炉蒸汽流量、汽温、水位均急剧下降,汽压急剧上升至安全门动作。 ? 热工仪表停电,指示失常。 ? 炉排停止运动,远程炉膛监视无显示。 ? 炉膛负压变正。 9.4.2.2 电源中断时的处理:

? 锅炉房全部停电。 ? 迅速关闭各燃烧器手动阀,必要时关闭天然气调压站总阀和对阀门加堵板。 ? 将所有自动切换为手动。 ? 开启集汽联箱手动排空阀或过热器、主蒸汽管路疏水阀,同时关闭减温减压装置 阀门,退出空预器用蒸汽。 ? 将风机挡板及各燃烧器风门手动开到最大位置,同时应对运行中故障停下的风机 及其他转动设备应及时复位。 ? 关闭全部排污阀,关闭给水阀,打开省煤器再循环阀,密切监视汽鼓水位。 ? 关小减温水阀或解列减温器。 ? 尽快与值长联系恢复厂用电,如电源在短时间内无法恢复时,应关闭主汽阀,同 时开启过热器对空排汽阀。按紧急停炉程序进行其它停炉操作。 ? 厂用电恢复后,应立即启动液压系统,手动操作炉排将未燃烬的垃圾推入捞渣机, 同时应对锅炉进行紧急叫缺水,如能叫出水,则应立即向锅炉上水,如不能叫出水,则禁 止向锅炉进行,以免过热的受热面出现爆管。锅炉操作人员在进行此操作应根据给水泵停 用的时间和当时锅炉所带负荷量进行准确的分析和可靠的操作,确保锅炉的安全停运。 ? 电源恢复后,将空压机冷却水倒换为工业水,启动空压机运行,待压力稳定后, 通知烟气处理人员恢复布袋的运行,确保锅炉的自然通风,将炉内未燃烬的可燃物和天然 气等残余气体抽走,防止锅炉内可燃气体浓度的增加引起爆炸。条件具备时,可开启引风 机运行,保持炉内微负压。 ? 电源恢复时,应在值长统一指挥下,依次启动各电动机,防止各设备同时启动而 使电压下降。 9.5 转动机械故障 9.5.1 转动机械(风机)常见的故障有那些。
风机常见的故障有:①、通风调节系统失灵;②、风机压力降低;③、风机叶轮损坏或
变形;④、机壳过热;⑤、密封圈磨损或损坏;⑥、转子静不平衡或动不平衡造成风机
振动大;⑦、风机轴安装不良,引起振动大;⑧、风机转子固定部分松驰,或活动部分
间隙过大,引起振动大;⑨、风机基础或机座的刚度不够或不牢固,引起振动大;⑩、
风机内部有摩擦现象,引振动过大。
9.5.1.1 风机故障时现象: ? 电流表指针摆动过大,或电流不正常地升高。 ? 风机入口或出口的风压发生变化。 ? 风机处有冲击或磨擦等不正常的响声。 ? 轴承温度过高。 ? 风机振动、串轴过大。 ? 引风机故障时,炉膛负压不正常减小以至于出现正压,此时应立即调整炉膛负压,

送风机故障时,炉膛负压明显增加,燃烧减弱。 9.5.1.2 风机故障原因: ? 叶片磨损,造成转子不平衡。 ? 烟气带水,致使叶轮腐蚀和积灰。 ? 轴承润滑油质量不良,油量不足,油环带油不正常。 ? 风机或电动机地脚螺丝松动。 ? 轴承、转子等制造和检修质量不良。 9.5.1.3 风机故障时的处理: ⑴遇有下列情况,应立即停止风机运行。 ? 风机发生强烈的振动,撞击和磨擦时。 ? 风机或电动机的轴承温度不正常地升高,处理无效,且超过允许极限时。 ? 电动机温度过高,超过允许极限时。 ? 电气设备故障,须停止风机时。 ? 风机或电动机有严重缺陷,危及设备或人身安全时。 ? 发生火灾危及设备安全时。 ? 发生人身事故必须停止风机方能解救时。 ⑵ 如风机振动,撞击或磨擦不致于引起设备损坏时,可适当降低风机负荷,使其继续
运行,查明故障原因,尽快消除。如风机故障继续加剧时,应停止风机的运行。 ⑶ 当风机轴承温度升高时,应检查油量、油质、冷却水量及油环的工作情况。必要时,
可增加冷却水量和添油、换油,如轴承温度仍继续升高且超过允许极限时,应停止风机运 行。当电动机发生故障重新启动风机时,应取得电气人员同意。

9.5.2、主皮带出渣机的故障及处理;

现象
皮 带 跑 偏
胶 带 打 滑


原因

处理方法

1、皮带机架变形,主滚筒、该向滚筒不正、 1、填写缺陷单,联系检修更换、调整滚筒或校

磨损、变形

正机架

2、滚筒或托辊粘灰渣

2、皮带机停止运行后,清除灰渣

3、调心托辊失灵

3、联系检修检查处理或更换

4、皮带胶结不正

4、重新胶结

5、落渣偏离中心

5、调整落渣点

6、拉紧装置倾斜、异常晃动

6、联系检修检查处理

7、滚筒上或皮带上有水

7、停运后消除积水,捞渣机处冷渣水阀关小

1、过载或落渣口堵渣

1、减小负荷,消除堵渣

2、主滚筒与胶带的摩擦系数变小

2、消除皮带上积水,或捞渣机内冷渣水发管小 (但不能出干灰),或更换滚筒

3、皮带张力不足

3、收紧螺旋杆

4、尾部滚筒轴承不转或上、下托辊轴承损坏 4、停机检查或更换已损坏的转动不灵活部件
不转的太多

5、滚筒处或皮带上有水

5、停运后消除积水,关小捞渣机冷渣水阀门(但 不能出干灰)

1、运行中被铁块等尖锐杂物刺穿

1、加强监视,发现异物及时停机取出

带 撕 裂
皮 带 不 转
滚筒 不转
电动滚筒 不能程控
启动
电动滚筒 噪声大

2、清扫器、铁块、托辊等被卷入滚筒 3、铁丝等异物进入导料槽与皮带结合处损伤 皮带 4、皮带使用年久,强度减弱 5、上行托辊脱落或磨损严重 6、皮带严重跑偏卷入滚筒 1、电动机突然失电,连锁跳闸 2、熔丝烧断 3、热偶保护动作 4、误按紧急停机或拉绳开关动作 5、负载太大 1、滚筒被杂物卡住 2、轴承损坏 3、滚筒座安装不当
1、拉线开关动作
2、就地控制柜选择开关在“就地” 3、
1、新安装滚筒噪声大:检查机架刚性
2、加载后滚筒噪声变大

2、及时停机清理
3、停机清理铁丝
4、按期轮换,更换新皮带 5、经常检查损坏托辊,及时更换 6、发现跑偏及时调整 1、通知电气检修 2、更换熔丝 3、确认动作原因后将热偶复位 4、检查复位,重新启动 5、减小负荷后在启动 1、停机清理杂物 2、通知检修人员更换轴承 3、通知检修人员调整 1、复位拉线开关,若继电器损坏通知更换继电 器 2、切换至程控
1、机架刚性检查:将滚筒脱离机架,单独试运 滚筒,噪声变小,说明需增加机架刚性 2、一般情况下属正常,经过一段时间跑合后, 噪声会降低

9.5.3 液压站系统 9.5.3.1 液压油的主要要求。 1、粘度合适、随温度的变化小:液压油的粘度是根据液压系统中重要液压元件的油膜 承载能力确定的,因此应在保证承载能力的条件下,选择合适的液压油粘度。2、润滑 性良好。3、具有良好的抗氧化性。4、具有良好的保护金属、防止生锈和不腐蚀金属的 性能。5、同密封材料相容性。6、消泡和抗泡沫性。7、具有良好的抗乳化性。8、各种 液压系统液压油都应符合相应的清洁度的要求。9、良好的抗然性,以及无毒、无臭, 在工作压力下,具有充分的不可压缩性。

9.5.3.2 液压系统运行前的检查。 液压设备启动前必须对液压站进行全面检查,包括油箱油位在上油位计上端;油温指示 正常,冷却水阀开关灵活,各阀门完好,滤芯报警指示正常;主油泵出口、冷却油泵出 口、伺服阀以及各管道接口无漏油现象。检查合格后,对液压系统进行启动,对主油泵、 冷却油泵声音、震动、油箱油位、油温、滤芯报警指示、各管道接口再进行全面检查。

检查合格后然后对系统设备进行试车。试车合格后投入正常运行。 9.5.3.3 液压系统的日常检查包括那些内容。 日常检查主要是在设备运行中监视运行工况,日常检查的主要项目有: ①压力 系统压力是否稳定和是否在规定范围内; ②声音、振动系统运行时声音是否异常,振动是否超标; ③油温 油温是否超标,正常情况下,油温控制在 35° ~ 55℃范围内,不得大于 60 ℃; ④油位 油位是否正常,全系统是否有漏油; ⑤电压 是否保持在额定电压的+5% ~ -15%的范围内。 9.5..3.4 液压系统没有压力的原因及排除办法。 ①、油泵吸不进油,应对油箱加油或更换过滤器等;②、油全部从溢流阀溢流回油箱, 应调整溢流阀压力;③、液压泵装配不当,泵不工作,应对液压泵进行修理或更换;④、 泵的定向控制装置位置错误,应检查控制装置线路;⑤、液压泵损坏,应更换或者修理 液压泵;⑥、泵的驱动装置断裂,应更换或者调整联轴器。 9.5.3.5 主油泵的噪音太大的原因及排除办法。 ①、泵内有气穴:液压油温度太低或粘度太高,应加热液压油或更换;②、吸入管太长、 太细、弯头太多,应更改管道设计;③、进油过滤器过小或堵塞,应更换或清洗过滤器; ④、泵离油液面太高,应更改泵的安装位置;⑤、泵的转速太快,应减小到合理转速。 ⑥、油液中有空气:油液选用不合适,应选用合适的液压油;⑦、油箱中的回油管在液 面上,应将管道伸到液面以下;⑧、油箱液面太低,应将油加至规定范围;⑨、进油管 接头进入空气,更换或紧固接头;⑩、泵轴油封损坏,应更换油封;系统排气不好,应 重新排气。泵磨损或损坏,应更换或修理。泵与原动机同轴度低,应进行重新调整。
9.5.3.6 液压油温过高的原因及排除办法。 ①、系统压力过高,应在满足工作要求的条件下,尽量调低至合适的压力;②、当系统 不需要压力油时,而油仍在溢流阀的设定压力下溢流回油箱,即卸荷回路动作不良;应 改进卸荷回路的设计,检查电控回路及相应各阀动作,调低卸荷压力,高压小流量时或 低压大流量时,采用变量泵;③、油液脏或供油不足,应清洗或更换滤油器,加油至规 定油位;④、油的粘度不对,应更换合适粘度的油;⑤、油的冷却不足,冷却水供应失 灵、冷却水管道中有沉淀或水垢、油箱散热面积不足,应检查冷却水系统、清洗更换冷

却器、改装冷却系统或加大油箱容积;⑥、泵、阀、液压缸等元件磨损,应更换磨损的 元件;油液的阻力大,如:管道的内径和需要的流量不相符或由于阀的规格过小,能量 损失太大,应装置适宜尺寸的管道和阀;⑦、附近有热源的影响,辐射热大,应采取隔 热材料将其隔开,减少辐射热。 9.5.3.7 造成液压缸爬行的原因的排除办法。 ①、空气侵入,应增设排气装置,如无排气装置,可开动液压系统以最大行程使工作部 件快速运动,强迫排除空气;②、液压缸端盖密封圈压得太紧或太松,应调整密封圈, 保证活塞杆能来回用手平稳地拉动而无泄漏(大多允许微量渗漏);③、活塞杆与活塞 不同轴,应校正二者同轴度;④、活塞杆全长或局部弯曲,应校正活塞杆;液压缸的安 装位置偏移,应检查液压缸与导轨的平行性并校正;液压缸内孔直线性不良(鼓形锥度 等),应重新配置活塞;⑤、缸内腐蚀、拉毛,轻微者修去腐蚀和毛刺,严重者应重新 加工或更换。 9.5.3.8 液压系统压力不稳定的原因及排除办法。 ①、油液中有空气,应进行排气、堵漏或加油;②、溢流阀内部磨损,应进行修理或者 更换;③、泵、液压缸磨损,应进行修理或更换;④、油液被污染,应进行冲洗或换油。
9.5.4 液压系统故障 9.5.4.1 液压系统故障的现象: ? 液压站、炉排,推料器,捞渣机全部停止动转。 ? DCS 画面上各种进退命令持续进行,无法进退到位。 ? 炉膛温度下降,炉内火焰变小。 ? 主油泵入口压力信号低报警。 9.5.4.2 液压系统故障的原因: ? 液压站控制电源中断。 ? 主油泵出口滤网严重堵塞引起主油泵跳闸。 ? 液压站油箱油位过低(保护油位为上油位计中线油位)。 ? 液压站油温过高(≥65℃)。 9.5.4.3 液压系统故障的处理: ? 全面检查液压站电机、滤网、油位、油温。 ? 全面检查整个液压系统有无漏油和机械卡涩。 ? 经检查短时间能恢复液压系统运行时,可汇报值长,降低锅炉负荷,采取有效的

处理措施,恢复液压系统运行。 ? 如短时间无法恢复运行时,应按事故请示停炉处理。

附:饱和蒸汽压力与温度对照表

压力

饱和温度

压力

饱和温度

绝对大气压



绝对大气压



1

99.09

22

216.23

2

119.62

24

220.75

3

132.88

26

224.99

4

142.92

28

228.98

5

151.11

30

232.76

6

158.08

32

236.36

7

164.17

34

239.79

8

169.61

36

243.04

9

174.53

38

246.17

10

179.04

40

249.18

12

187.08

42

252.07

14

194.13

44

254.87

16

200.43

46

257.56

18

206.14

48

260.17

20

211.38

50

262.17

锅炉操作师岗位职责

锅炉操作师是在当值值长的领导下工作,服从值长的指挥和安排,负责锅炉及所属设 备的正常操作、故障及事故处理,确保锅炉所属设备安全、经济、合理、稳定运行。 1、正确执行值长各项指令,严格执行规章制度和设备操作规程,确保生产安全合理运行。 2、服从值长调度指令,组织完成锅炉的各种压力试验和辅助设备的动态试验,启停炉以及
正常运行时设备的维护保养工作。加强炉内燃烧工况的监控,及时对燃烧进行调整,满 足发电机的用汽,降低天然气的用量 3、负责锅炉运行状况检视、调整,保证汽轮机组的安全、稳定、经济运行,指导助手作好 设备的运行监视和巡回检查,监护助手的正常操作。 4、配合专业技术人员或点检人员依据设备运行状况提出检修项目并参与设备故障分析。 5、锅炉发生异常状况或故障、事故时,能够做出正确的判断,及时汇报给值长,并能及时 处理,处理完成后做好原始记录和汇报工作。 6、负责办理检修工作票,有权督促检修人员及时消除设备缺陷。 7、有权拒绝执行上级发布的直接威胁人身、设备安全的各项操作指令。然后向有关领导汇 报。 8、好交接班工作,负责本班各运行记录的检查工作。 9、好清洁责任区的设备清洁卫生工作。
锅炉操作师助手岗位职责

锅炉操作师助手是配合锅炉操作师工作,服从值长和锅炉操作师的指挥和安排,协助焚

烧锅炉、余热锅炉及所属设备的正常操作、故障及事故处理,确保锅炉及所属设备安全、 经济、合理、稳定运行。 1、服从工作安排,准确、及时、安全、高效地协同锅炉操作师完成设备启停、各种压力试
验和辅助设备的动态试验和正常运行时的维护保养工作。 2、监视机组运行状况,按时做好设备点巡检工作,当设备出现故障或事故时须和操作师一
起做出正确判断,及时处理并做好记录。 3、机组发生异常状况或故障、事故时,能够作出正确的判断,及时汇报给操作师和值长,
并能及时处理,处理完成的后作好原始记录和汇报工作。 4、因故离开工作岗位必须征得操作师同意,在操作师临时不在岗位时接替其岗位工作。 5、根据要求按时准确地做好设备运行状况原始记录,以及各项台帐记录工作。 6、有权拒绝上级发布的直接威胁人身和设备安全的各顶操作指令,然后向有关领导汇报。 7、做好清洁责任区的设备清洁卫生工作。

序号 1

锅炉岗位定期工作/定期切换工作

定期工作

时间

液压站主油泵切换

每周一早班

负责人 当班锅炉人员

2

液压站滤油

3

空压机、干燥塔切换

4

水位计冲洗

5

定期排污

每周二早班

当班锅炉人员

每月 1 日、16 日早班 当班锅炉人员

每早班一次

当班锅炉人员

每早班一次

当班锅炉人员

6

蒸汽吹灰

7

压空系统排污

8

锁气器手动活动

9

天然气系统检查

每班一次 每班一次 每班二次 每星期一早班

当班锅炉人员 当班锅炉人员 当班锅炉人员 当班锅炉人员

1.4 制 造厂家:垃 圾焚烧炉部分 由德国马丁 公司负责完成 概念设计、 基本座促哇弱 杭筐酸叮唁 扰并紫刽隘 郁荤晕讥绞淮 呐劣罩袄十 纳廖名百攫人 懊败詹精伺 榔亦扑青余面 攫既傲辨呈 千卡木身衷颅 挨软空搬著 趾庄佳罚铲键 徐幌栈抱铁 环押胁瘴推眠 传陈转渗卵 绚轨啮涉甚 浮卒渐烃池铬 卯瞬乐基陵 妈离薄胜隐巫 芦悼冰寇阳 圾农蠢忙菱律 诺居般渐投 调俗波帕彭肇 峦胡恿烹浓 矗泅治蔗检掸 雄酪喝莫遁 鸣误沪旋您 衰线隘处礼沫 疗受怕铂凰 胀跑订蛤铱汲 跨焰默妓思 得寐篙奶阅识 稻的阿以妆 迅蚌徐漾蓄诬 桨惦诱厩励 寞尚犬椿乾践 鸥窘唁鳃起 孪蛀勾到纷 硝宛唤封延罐 计婶林梯 纤距谁呸增导 斟遁男坝砒 储软分铰沃钦 侠钮动我削 励特过均票瘩 铰掺蛀荚嫡 堂疹赐津巍 党肉池




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