DL/T 611-1996 300MW级锅炉运行导则

���级锅炉运行导则页码，���

300MW级锅炉运行导则

Guide�for�300MW�grade�boiler�operation

DL/T611—1996

前���言

��随着电力工业的发展，300MW级锅炉机组已经成为我国电力系统的主力机组。1986年10月，水利电力

部颁发了SD195—86《300MW机组直流锅炉运行规程》(以下简称原规程)，在当时条件下对指导300MW机

组直流锅炉运行发挥了积极作用。

��10余年以来，300MW级锅炉又采用了许多先进技术，国产引进型自然循环、控制循环锅炉机组相继投

产，原规程已不能适应现场锅炉运行的需要。

��通过调研，总结吸收了国内300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流锅炉的一些先进技术和经验，

编制了《300MW级锅炉运行导则》。

��本导则的编写主要以国产300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流燃煤锅炉为主，具有原则性、通

用性和实用性。

��根据电力工业部文件(电技［1997］68号)，《300MW级锅炉运行导则》经审查通过，批准为推荐性标

准。本导则代替SD195—86。所有报批的300MW机组锅炉运行规程均应符合本导则。

��本导则的附录A是标准的附录。

��本导则的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。

��本导则由电力工业部科学技术司提出。

��本导则由电力工业部电站锅炉标准化技术委员会归口。

��本导则起草单位：山东省电力工业局。

��本导则主要起草人：厉耀宗、刘合义、孟祥国、李怀新、纪永遵、李文水、田思来。

��本导则委托电站锅炉标准化技术委员会负责解释。

中华人民共和国电力行业标准

DL/T611—1996

300MW级锅炉运行导则

Guide�for�300MW�grade�boiler�operation

中华人民共和国电力工业部199702-03批准���������1997-06-01实施

1�范围

��本导则确立了在役300MW级锅炉及主要辅机设备的启动、运行、停止、维护、事故分析与处理的原则

及技术指南，适用于国产300MW级燃煤自然循环、控制循环及直流锅炉。燃油、燃气锅炉、250～660MW

国产及进口锅炉原则上以制造厂家说明书及有关技术资料为基础，制造厂无说明书的参照本导则执行。

2�引用标准

��下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为

有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

��GB�10184—88�电站锅炉性能试验规程

��DL�435—91�火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程

��DL�558—94�电业生产事故调查规程

��DL/T�561—95�火力发电厂水汽化学监督导则

��DL�612—1996�电力工业锅炉压力容器监察规程

��SD�135—86�火力发电厂锅炉化学清洗导则

��水电部79.8�火力发电厂钢球式磨煤机制粉系统运行规程

��(80)电技字第26号�电力工业技术管理法规(试行)

��(82)水电电生字第24号�发电厂厂用电动机运行规程

��电安生［1994］227号�电业安全工作规程(热力和机械部分)

��《ASME性能试验规程》PTC4.1，PTC4.2，PTC4.3

3�总则

3.1�为适应电力工业发展，加强锅炉运行管理，提高设备的可靠性，延长设备使用寿命，达到安全经济运

行的目的，特制定本导则。

3.2�本导则对300MW级锅炉运行具有通用性和指导性；各电力企业可根据本导则及制造厂技术文件，结

合实际情况，编制现场运行规程。现场规程中应附有的锅炉图表见附录D(提示的附录)。

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4�锅炉机组特性

��在编制现场运行规程时具体内容见附录B(提示的附录)。

4.1�设计规范。

4.1.1�锅炉铭牌。

4.1.2�主要设计参数。

4.1.3�锅炉热平衡及热力性能计算数据汇总表。

4.1.3.1�锅炉热平衡；

4.1.3.2�锅炉热力性能计算数据汇总表。

4.1.4�主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸。

4.1.5�燃烧系统规范。

4.1.6�辅机规范。

4.1.7�热工自动调节装置规范。

4.1.8�保护装置规范。

4.1.8.1�安全阀；

4.1.8.2�热工保护装置。

4.2�设计燃料成分及特性

4.2.1�燃煤成分及特性。

4.2.2�燃油成分及特性。

4.3�给水、锅水及蒸汽品质

5�锅炉机组启动

5.1�锅炉机组启动应具备的条件

5.1.1�锅炉机组启动前的基本要求

5.1.1.1�燃煤、燃油、除盐水储备充足，且质量合格。

5.1.1.2�各类消防设施齐全，消防系统具备投运条件。

5.1.1.3�大、小修后的锅炉，所有热力机械工作票已注销，临时设施已拆除，冷态验收合格。

5.1.1.4�动力电源可靠，备用电源良好。主控室表盘仪表齐全，校验合格，现场照明及事故照明、通讯设

备齐全良好。

5.1.2�锅炉酸洗

��大修后的锅炉或改动受热面的锅炉应经过水清洗或酸洗。必要时对过热器要进行反冲洗。对废液、废

水的排放要制定专门处理措施，如未经处理，不允许排入江、河、湖、海，不能造成环境污染。

5.1.3�设备检查

5.1.3.1�车间内工作环境整洁，平台、楼梯、步道畅通。

5.1.3.2�设备检查依照检查卡进行。主要对锅炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、燃油系统、燃烧系统、

吹灰系统、压缩空气系统、除灰、除渣系统的设备进行检查。要求各种汽(气)、水、油阀门状态良好，开

关位置正确；各烟、风门内部位置与外部指示一致。各种管道保温良好，支吊架齐全，外部颜色标记符合

(80)电技字第26号《电力工业技术管理法规》(试行)的规定。

5.1.3.3�各部膨胀指示器安装齐全，安装位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨胀的杂物及设施存在。

5.1.3.4�检查合格后方可送动力设备的动力电源及操作电源、仪表电源。投入相关仪表、各种联锁及保

护。

5.1.4�分部试运行

��锅炉机组正式启动前，所有辅机及转动机械应经试运行合格。主要包括：

��——烟风系统的吸风机、送风机、空气预热器、冷却风机等；

��——制粉系统的给煤机、磨煤机、排粉机、一次风机、密封风机等；

��——燃油系统的油泵及油循环，油枪进、退机构及自动点火装置；

��——燃煤系统的给粉机、一次风门、煤粉燃烧器及其摆动机构；

��——压缩空气系统的转动机械；

��——除灰、除渣系统的排灰泵、捞渣机、碎渣机等；

��——电气除尘器振打装置、电场升压试验；

��——蒸汽吹灰系统的吹灰器电动机等；

��——烟温探针进、退试验。

��与上述各辅机配套的冷却系统、润滑系统、液压系统及遥控机构都应试运行合格。

5.1.5�水压试验

5.1.5.1�水压试验的压力和规范

��a)大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉一般做额定工作压力的水压试验。

��b)超压水压试验应根据DL�612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定进行。

��c)锅炉超压水压试验的压力按制造厂规定执行，制造厂无规定时，压力规定见表1。

表1�超压水压试验压力

名�����称超�压�水�压�试�验�压�力

锅炉本体(包括过热器)1.25倍汽包工作压力

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再热器1.5倍再热器进口压力

过热器出口计算压力的1.25倍，且不得小于省煤器计算压力的

直流锅炉

1.1倍

5.1.5.2�水压试验范围

��a)省煤器、水冷壁及过热器部分，即给水泵出口至汽轮机电动主汽阀前。

��b)再热器部分，即汽轮机高压缸排汽逆止阀后至再热器出口。

��c)锅炉本体部分的管道附件。

��d)汽包就地水位计只参加工作压力水压试验，不参加超压水压试验。

5.1.5.3�水压试验的要求

��a)水压试验用水必须是合格的除盐水；上水温度及其与汽包金属壁温差按制造厂规定数值控制。

��b)水压试验必须制定专用的试验措施，环境温度低于5℃时应有防冻措施。

��c)水压试验压力以汽包就地压力表指示为准。直流锅炉以过热器出口压力表指示为准，若为低温过热

器前本体水压试验，则以包覆过热器压力表指示为准。压力表精度在0.5级以上，且具有两只以上不同取样

源的压力表投运，并进行校对。

��d)超压水压试验时，应具备锅炉工作压力下的水压试验条件；需要重点检查的薄弱部位，保温已拆

除；解列不参加超压试验的部件，采取了避免安全阀开启的措施；对各承压部件的检查，应在升压至规定

压力值，时间维持5min，再降至工作压力后进行。

��e)水压试验的升、降压速率应符合制造厂的规定。

��f)超压水压试验的合格标准符合DL�612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定。

��g)工作压力水压试验的合格标准：

��1)受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。

��2)关闭进水门，停止升压泵后，5min内降压不超过0.5MPa。

5.1.6�热工自动、联锁及保护

5.1.6.1�炉膛安全监控系统(FSSS)、数据采集系统(DAS)、协调控制系统(CCS)、微机监控及事故追忆系统

均已调试完毕。汽包水位监视电视，炉膛火焰监视电视，烟尘浓度监视，事故报警、灯光、音响均能正常

投用。

5.1.6.2�大、小修后的锅炉启动前应做联锁及保护试验。动态试验必须在静态试验合格后进行。辅机的各

项联锁及保护试验应在分部试运行前做完。主机各项保护试验应在总联锁试验合格后进行。

5.1.6.3�联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严禁无故停用联锁及保护，若因故障需停

用时，应得到总工程师批准，并限期恢复。具体试验方法，应根据设备实际情况，在现场规程中规定。

5.1.7�安全阀校验

5.1.7.1�安全阀校验前应具备的条件

��a)锅炉点火前的检查、调试工作已结束，安全阀及其排汽管、消声装置完整，汽包、过热器及再热器

就地压力表、表盘二次压力表检验合格，过热器、再热器向空排汽阀可用，汽包锅炉的事故放水阀灵活好

用。

��b)安全阀校验时，必须制定专用的安全措施，检修、运行负责人及锅炉监察工程师应在场。

5.1.7.2�安全阀校验

��a)安全阀经检修后，应对其起座压力进行校验。带电磁力辅助操作机构的电磁安全阀，应分别进行机

械的、电气回路的远方操作试验。

��b)安全阀应定期进行排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期，一般在小修停炉过程中进行。电磁

安全阀电气回路试验每月应进行一次。

��c)安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术档案中记录。

��d)安全阀的校验顺序应先高压、后低压。一经校验合格就应加锁或加铅封。全部校验合格方允许锅炉

机组启动。运行中不允许将安全阀解列。

��e)校验弹簧式安全阀，推荐使用安全阀液压校验装置，并由经验丰富的人员进行。校验后，应抽查

一、两个安全阀作真实排汽试验，以证明辅助校验法的准确性。

��f)安全阀起座压力的调整与校验见表2。制造厂有特殊规定的按制造厂规定执行。

表2�安全阀起座压力

安��装��位��置起��座��压��力

控制安全阀�1.05倍工作压力

汽包锅炉的汽包或过热器出口

工作安全阀�1.08倍工作压力

控制安全阀�1.08倍工作压力

直流锅炉的过热器出口

工作安全阀�1.10倍工作压力

再热器1.10倍工作压力

启动分离器1.10倍工作压力

5.2�锅炉机组启动过程中的基本要求

5.2.1�锅炉机组启动状态的划分

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��锅炉机组启动一般分冷态启动和热态启动两种方式。

��无论在何种状态下启动，都应根据制造厂提供的启动曲线严格控制升温、升压速率。现场规程中应附

有各种状态下的启动曲线。

5.2.1.1�冷态启动是指锅内无表压，温度接近环境温度时的启动方式。

5.2.1.2�热态启动是指锅炉停炉时间较短，还保持有一定的压力和温度情况下的启动方式。

5.2.2�汽包锅炉的冷态启动

��冷态下的汽包锅炉启动一般应采用滑参数启动。

5.2.2.1�锅炉点火前投入电气除尘器的振打装置。点火启动中，应先点油，后投粉(全燃油、气者除外)。油

燃烧器点火前，炉膛应以不小于30%的额定负荷风量通风5～10min。点火后的油枪必须雾化良好，对称投

运，加强监视，根据燃烧及温升情况及时切换，严禁油枪雾化不良或漏油运行，并及时进行空气预热器吹

灰。

��条件成熟时，尽量使用少油点火等先进技术，节约燃油。

5.2.2.2�启动过程中监视热膨胀情况。发现膨胀异常，应立即停止升温升压，并采取相应措施进行消除。

5.2.2.3�再热器无蒸汽通过时，炉膛出口烟温按制造厂规定控制，制造厂无规定时应不超过540℃。

5.2.2.4�自然循环汽包锅炉点火后，应控制锅水饱和温度升温率符合制造厂要求。控制汽包任意两点间壁

温差不超出制造厂家限额，厂家无规定时可控制在不大于50℃的范围。

5.2.2.5�自然循环汽包锅炉在不能连续上水时，应注意省煤器再循环阀的开、关时机。当锅炉上水时，省

煤器再循环阀应关闭；停止上水时，省煤器再循环阀应开启，防止给水短路进入汽包中。

5.2.2.6�控制循环汽包锅炉的冷态启动过程与自然循环汽包锅炉基本相同，由于锅水循环泵的运行，使启

动时间大大缩短。锅水循环泵在启动前电动机应注满水，排净内部气体。锅炉升温升压速率可不受汽包壁

温差的限制，但应符合厂家升温升压曲线的要求。一般情况下，要求全部锅水循环泵投入运行。

5.2.3�直流锅炉的冷态启动

5.2.3.1�直流锅炉的冷态启动应经过以下主要阶段：

��a)冷态清洗。

��b)建立启动压力和启动流量，进行冷态循环清洗。

��c)过热器、再热器真空干燥及锅炉点火。

��d)升温、升压及向过热器、再热器通汽。

��e)热态清洗。

��f)汽轮机冲转及发电机并网。

��g)通过膨胀。

��h)切除启动分离器。

��i)过热器升压。

��j)升负荷。

5.2.3.2�直流锅炉冷态启动中的要求

��a)当冷态清洗结束，炉前给水含铁量小于50ìg/L时，方可向锅炉上水，上水流量一般不大于200t/h，当

锅炉本体满水后，一般以不大于0.6MPa/min的升压速率将包覆过热器出口压力升至7MPa；调整给水流量至

300t/h；当包覆过热器出口含铁量小于或等于1000ìg/L时，转入大循环清洗，并进行工质回收。当省煤器

入口含铁量小于或等于50ìg/L、电导率小于1ìS/cm、启动分离器出口含铁量小于100ìg/L时，清洗结束。

��b)给水温度大于104℃，建立启动压力、启动流量，升压速率一般不大于0.6MPa/min。

��c)开启高压旁路蒸汽阀及低压旁路蒸汽阀，对过热器、再热器真空干燥，锅炉点火。

��d)锅炉点火后，严格控制水冷壁的温升率(2℃/min)及各管屏出口介质温度的温差小于40℃，当包覆过

热器出口温度达200℃时，将包覆过热器出口压力升至15.8MPa，维持给水流量不变。

��锅炉升温升压过程中，控制高温过热器后烟温不大于450℃，两侧偏差不大于50℃。当启动分离器压

力达1.6MPa，且水位正常时，可向过热器、再热器送汽。

��e)当包覆过热器出口温度上升至260℃后，调整燃料量，控制其温度在260～290℃之间，进行锅炉热态

清洗。一般包覆过热器出口含铁量小于100ìg/L，二氧化硅含量小于40ìg/L，热态清洗合格。

��f)当蒸汽参数符合汽轮机冲转要求时，汽轮机冲转。发电机并网前，高温过热器后烟温不大于540℃。

��g)膨胀开始后，注意调整包覆过热器出口压力正常，防止包覆过热器、启动分离器超压，保持启动分

离器水位正常，防止满水。

��h)切除启动分离器应采用“等焓切换”方式。切除启动分离器时，配有自动切除装置的应采用自动方

式进行。在切除启动分离器过程中，燃料量的增、减应用燃油量控制，以防止蒸汽温度的大幅度波动。

��i)过热器升压过程中，升压速率不大于0.4MPa/min；当关旁路、关调速汽阀升压时，注意蒸汽温度的

变化情况，给水流量维持300t/h。当低温过热器出口隔绝阀前、后压差小于1MPa时，开启低温过热器出口

隔绝阀。

��j)机组升负荷过程中，当负荷在100～240MW范围运行时，一般情况下机组负荷不做停留，升负荷速

率一般控制在每分钟1%额定负荷。当过热器升压结束后，高压加热器应及时投运(尽量实现随机启动)，升

负荷过程中，逐渐增加燃煤量的同时，适当减少燃油量。

5.2.4�汽包锅炉的热态启动

��自然循环汽包锅炉、控制循环汽包锅炉的热态启动，应根据锅炉现有压力情况，合理调整高、低压旁

路、有关疏水阀开度及炉内燃烧，使参数满足汽轮机冲转需要。

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5.2.5�直流锅炉的热态启动

��当给水温度大于104℃时方可向锅炉上水，并严格控制上水流量。锅炉上水过程中不进行排放及冷态

清洗。锅炉通过膨胀的操作，在汽轮机冲转前、后进行均可，但应避免与汽轮机冲转同时进行。在先膨

胀、后冲转的情况下，应控制过热器后烟温小于500℃。

5.2.6�汽水品质

5.2.6.1�锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/T561—95《火力发电厂水汽化学监督导则》的规

定。

5.2.6.2�锅炉启动时的给水质量见附录A(标准的附录)中的表A1，并在8h内达到正常运行时的标准。

5.2.6.3�汽轮机冲转前的蒸汽质量要求见附录A(标准的附录)中的表A2，并在8h内达到正常运行时的标准。

5.2.6.4�汽包锅炉升温、升压过程中，应分不同压力段进行洗硅，严格控制锅水含硅量。不同压力下的锅

水含硅量标准可依照制造厂家规定执行。厂家无规定时含硅量控制标准见附录C(提示的附录)。锅水含硅量

合格后，方可继续升温、升压。

5.2.7�制粉系统启动

5.2.7.1�热风温度达到200℃以后，方可启动制粉系统。采用直吹式制粉系统时，应达到锅炉启动时投粉所

具备的条件后方可投粉。燃用无烟煤时，热风温度需要达到更高些时才能启动制粉系统。

5.2.7.2�锅炉投粉后应监视煤粉入炉后的着火情况。根据情况进行燃烧调整，保证炉内燃烧工况稳定，燃

烧完全。

5.2.7.3�对于中间储仓式制粉系统，应监视乏气入炉后的着火情况，必要时加大燃油量，提高乏气燃尽

率。

5.2.8�锅炉投粉至满负荷

5.2.8.1�锅炉投粉后，若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风5～10min，待提高炉膛温度后

再投。如两次投粉不着火，应停止投粉，分析原因，严禁盲目试投。

5.2.8.2�对配中间储仓式制粉系统的锅炉，投粉时给粉机应对称投运。投粉后应调整一、二次风量在设计

范围内，合理调整风、煤比例，保持炉膛压力，维持燃烧氧量符合要求。

5.2.8.3�在启动过程中，锅炉投粉后应适时投入电气除尘器的各电场运行。烟囱烟尘排放量应符合环保要

求。

5.2.8.4�锅炉投粉运行后，应严密监视过热器、再热器各级受热面的金属壁温不超出厂家限额。

5.2.8.5�锅炉机组满负荷后，应对各受热面进行全面吹灰一次。

5.2.8.6�锅炉机组满负荷时，各种热工保护及自动装置应全部投入。

5.2.8.7�为防止空气预热器受热面低温腐蚀，应根据实际情况，及时投入暖风器运行，有热风再循环系统

的可以投用热风再循环。

6�锅炉机组运行

��锅炉机组的运行，应与外界负荷相适应。由于其被调参数及扰动因素多，因而形成了一个多种参数相

互影响的复杂动态变化过程。为保证锅炉机组的安全经济运行，必须对其进行相应的控制、调整与维护。

6.1�锅炉运行调整的主要任务

6.1.1�保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最大蒸发量。

6.1.2�保持蒸汽参数和汽水品质在规定范围内，稳定给水流量，保持汽包正常水位。

6.1.3�及时进行正确的调整操作，保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。

6.1.4�降低污染物的排放。

6.2�锅炉正常运行中主要参数的监视和控制限额

6.2.1�锅炉运行监视和调整，应保持各参数在允许的范围内变动，并应充分利用计算机控制、程序控制及

自动调节装置，以有利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量。

6.2.2�主要参数的运行限额，应根据制造厂家设计值及通过现场试验所取得的数据在现场规程中具体规

定，主要运行参数见表3。

表3�锅炉主要运行参数限额

正常报��警

序�号项�����目单�位跳�闸备�注

范围高低

�锅炉蒸发量(额定蒸发量、最

1t/h

大蒸发量)

2�汽包压力(表压力)MPa

3�启动分离器压力(表压力)MPa

4�汽包水位mm

5�过热蒸汽压力(表压力)MPa

6�过热蒸汽温度℃

�再热蒸汽压力(进口/出口)(表

7MPa

压力)

8�再热蒸汽温度(进口/出口)℃

9�过热蒸汽两侧温度差℃

10�再热蒸汽两侧温度差℃

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���级锅炉运行导则页码，���

11�前屏过热器壁温℃

12�后屏过热器壁温℃

13�低温过热器壁温℃

14�高温过热器壁温℃

15�冷、热段再热器壁温℃