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锅炉部分 第一篇 锅炉设备系统 1.1 锅炉设备系统简介 1.1.1 整体布置 锅炉型号DG483/13.7-II1，是由东方锅炉厂设计制造的483t/h循环流化床锅炉。采用高温超高压参数、单汽包、自然循环、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置（锅炉运转层以上）、全钢架的循环流化床锅炉。 锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，两台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。 炉膛内布置有屏式受热面：八片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和一片水冷分隔墙。锅炉共布置有六个给煤口和三个石灰石给料口，给煤口和石灰石口全部置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室两侧布置有一次热风道，进风型式为平行于布风板从风室两侧进风，由于空预器一二次风出口均在两侧，一次热风道布置较为简单。一次风道内各布置有两台点火燃烧器，燃烧器配有高能点火装置。四个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部，对应四台滚筒式冷渣机。 炉膛与尾部竖井之间，布置有两台汽冷式旋风分离器，其下部各布置两台“U”阀回料器。尾部采用双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片管式省煤器和卧式空气预热器，空气预热器采用光管式，沿炉宽方向双进双出。过热器系统中设有两级喷水减温器，再热器系统中布置有事故喷水减温器和微喷减温器。 锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上。 1.1.2 汽水系统 锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、汽包、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽冷式旋风分离器、尾部包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低温再热器、屏式再热器及连接管道。 锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱两侧，逆流向上经过水平布置的螺旋鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管从汽包左封头进入汽包。在启动阶段没有建立足够量的连续给水流入汽包时，省煤器再循环管路可以将锅水从汽包引至省煤器进口集箱，防止省煤器管子内的水停滞汽化。 DG480/13.7-II1 型循环流化床锅炉为自然循环锅炉。锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入汽包水空间，并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷分隔墙进口集箱。锅水在向上流经炉膛水冷壁、水冷分隔墙的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入汽包进行汽水分离。被分离出来的水重新进入汽包水空间，并进行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从汽包顶部的蒸汽连接管引出。 饱和蒸汽从汽包引出后，由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器下集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离器上集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集箱，即低温过热器进口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式过热器进口集箱，流经屏式过热器受热面后，从锅炉两侧连接管返回到尾部竖井后烟道中的高温过热器，最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱两侧引出。 从汽机高压缸排汽由蒸汽连接管引入尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱，流经两组低温再热器，由低温再热器出口集箱引出，经锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引至汽机中压缸。 过热器系统采取调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有两级喷水。一级减温器（左右各一台）布置在低过出口至屏过入口管道上，作为粗调；二级减温器（左右各一台）位于屏过与高过之间的连接管道上，作为细调。 再热汽温采用尾部双烟道挡板调温作为主要调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调节挡板，利用烟气流量和再热蒸汽出口温度的关系来调节挡板开度，从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量，达到调节再热汽温的目的。流经再热器侧的烟气份额随锅炉负荷的降低而增加，在一定的负荷范围内维持再热汽温为额定值。同时，为增加再热蒸汽汽温调节的灵敏度，再热系统也布置了两级减温器，第一级布置在低温再热器进口前的管道上（左右各一台），作为事故喷水减温器，第二级布置在低温再热器至屏式再热器的连接管道上（左右各一台），作为微喷减温器。以上两级喷水减温器均可通过调节左右侧的喷水量，以达到消除左右两侧汽温偏差的目的。 1.1.3 风、烟系统 循环流化床锅炉内物料的循环是依靠送风机和引风机提供的动能来启动和维持的。 从一次风机出来的空气分成四路送入炉膛：第一路，经一次风空气预热器加热后的热风从两侧墙进入炉膛底部的水冷风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流；第二路，用于炉前气力播煤；第三路，一部分未经预热的冷一次风作为给煤皮带的密封用风；第四路，用于床下油枪冷却及密封用风。 二次风供风经空预器加热后直接经炉膛下部前后墙的二次风箱分两层送入炉膛。 烟气及其携带的固体粒子离开炉膛，通过布置在水冷壁后墙上的分离器进口烟道进入旋风分离器，在分离器里绝大部分物料颗粒从烟气流中分离出来，另一部分烟气流则通过旋风分离器中心筒引出，由分离器出口烟道引至尾部竖井烟道，从前包墙及中间包墙上部的烟窗进入前后烟道并向下流动，冲刷布置其中的水平对流受热面管组，将热量传递给受热面，而后烟气流经管式空气预热器再进入除尘器，最后，由引风机抽进烟囱，排入大气。 “U”阀回料器共配备有两台高压头的罗茨风机，正常运行时，其中一台运行、一台备用。风机为定容式，因此回料风量的调节是通过旁路将多余的空气送入一次风第一路风道内而完成的。 锅炉采用平衡通风，压力平衡点位于炉膛出口；在整个烟风系统中均要求设有调节挡板，运行时便于控制、调节。 1.1.4 物料循环过程 锅炉冷态启动时，在流化床内加装启动物料后，首先启动风道点火器，在点火风道中将燃烧空气加热至870℃后，通过水冷式布风板送入流化床，启动物料被加热。床温上升到约540℃并维持稳定后，被破碎成0～9mm 的煤粒开始分别由六个给煤口从前墙送入炉膛下部的密相区内。脱硫用石灰石也由石灰石口同时送入炉膛。 燃烧空气分为一、二次风，分别由炉底和前后墙送入。B-MCR 工况下正常运行时，约占总风量40％的一次风，经床底水冷风室，作为一次燃烧用风和床内物料的流化介质送入燃烧室，二次风在前后墙沿炉高方向上分两层布置，以保证提供给煤粒足够的燃烧用空气并参与燃烧调整；同时，分级布置的二次风在炉内能够营造出局部的还原性气氛，从而抑制燃料中的氮氧化，降低氮氧化物NOX 的生成。 在900℃左右的床温下，空气与燃料、石灰石在炉膛密相区充分混合，煤粒着火燃烧释放出部分热量，石灰石煅烧生成二氧化碳CO2 和氧化钙CaO；未燃尽的煤粒被烟气携带进入炉膛上部稀相区内进一步燃烧，这一区域也是主要的脱硫反应区，在这里，氧化钙CaO与燃烧生成的二氧化硫SO2反应生成硫酸钙CaSO4。 燃烧产生的烟气携带大量床料经炉顶转向，通过位于后墙水冷壁上部的两个烟气出口，分别进入两个汽冷式旋风分离器进行气—固分离。分离后含少量飞灰的干净烟气由分离器中心筒引出通过前包墙拉稀管进入尾部竖井，对布置在其中的高、低温过热器、低温再热器、省煤器及空气预热器放热，到锅炉尾部出口时，烟温已降至135℃左右。被分离器捕集下来的灰，通过分离器下部的立管和“U”阀回料器送回炉膛实现循环燃烧。 炉膛后墙设有四个排渣口，通过排渣量大小的控制，使床层压降维持在合理范围以内，以保证锅炉良好的运行状态。 1.1.5 煤、石灰石的供给及排渣系统 锅炉给煤系统采用前墙集中布置，炉前布置有六个给煤口。 在炉前下部还预留有三个石灰石入口，通过此口可将粉状石灰石注入燃烧室，与燃烧过程中的SO2 反应，从而除去SO2。石灰石流量根据燃料量和锅炉尾部SO2 分析，通过调节旋转给料机转速来实现。 另外，在U 阀回料器上还布置有启动用床料补充入口。 锅炉的排渣采用滚筒式冷渣机，锅炉除渣（灰）系统与本体连接接口为炉膛排渣口和空气预热器下部灰斗。 1.1.6 吹灰系统 为了保持受热面的清洁，提高传热效率的目的，本锅炉设计了蒸汽吹灰系统，共有固定回转式吹灰器（4台）、半伸缩式吹灰器（20台）、长伸缩式吹灰器（10台）三种。吹灰器汽源一路取自低温再热器进口集箱，属主吹灰汽源。另一路取自辅汽汽源，属空预器和省煤器吹灰汽源。 1.1.7 膨胀系统 根据锅炉结构布置及吊挂、支承系统，整台锅炉在深度方向上共设置了八个膨胀中心：炉膛后墙中心线（一个）、旋风分离器和“U”阀回料器的中心线（各两个）、尾部受热面前墙中心线（一个）和空气预热器支座中心（共四个）。 锅炉的炉膛水冷壁、旋风分离器及尾部包墙全部悬吊在顶板上，由上向下膨胀；炉膛左右方向通过刚性梁的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀；尾部受热面则通过刚性梁的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀。回料器和空气预热器均以自已的支承面为基准向上膨胀, 前、后和左、右为对称膨胀。 炉膛和分离器壁温虽然较为均匀，但考虑到锅炉的密封和运行的可靠性，两者之间采用非金属膨胀节相接；回料器与炉膛和分离器温差大，结构型式不同，故而单独支撑于构架上，用金属膨胀节与炉膛回料口和分离器锥段出口相连，隔离相互间的胀差。分离器出口烟道与尾部竖井间胀差也较大，且出口烟道尺寸庞大，故采用非金属膨胀节，确保连接的可靠性；吊挂的对流竖井与支撑的空气预热器间因胀差及尺寸较大，采用非金属膨胀节。 所有穿墙管束均与该处管屏之间或封焊密封固定，或通过膨胀节形成柔性密封，以适应热膨胀和变负荷的要求。 除汽包吊点、水冷壁前墙吊点、水冷壁及分隔墙上集箱、旋风分离器及其进出口烟道、包墙上集箱和前、后包墙吊点为刚性吊架外，蒸汽系统的其它集箱和连接管为弹吊或通过夹紧、支撑、限位装置固定在相应的水冷壁和包墙管屏上。 1.2 本体设备技术规范 1.2.1 锅炉运行参数
1.2.2工质温度及压力
1.2.3热力特性
1.2.4 烟气、空气温度
1.2.5 锅炉主要尺寸
1.2.6 锅炉主要部件水容积
【注： 水冷壁容积包括了集中下降管，下水连接管和管箱的容积。旋风分离器、过热器、再热器和省煤器均包括其所属的集箱和连接管】 1.2.7 燃料特性 燃煤元素分析；DG480/13.7-II1型锅炉燃用劣质电煤和矸石，煤种煤质资料如下：
1.2.8 灰渣特性 灰熔点
灰的成份(未掺烧石灰石)
1.2.9 石灰石特性
1.2.10 锅炉给水品质 符合中华人民共和国《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》(GB/T12145-1999)规定以及锅炉技术协议中的相关要求。
1.2.11 省煤器技术规范
1.2.12 汽包技术规范
1.2.13 水冷壁技术规范
1.2.14 分离器进出口烟道及分离器内受热面
1.2.15 过热器技术规范
1.2.16 再热器技术规范
1.2.17 减温器技术规范
1.2.18 安全门动作(数值为锅炉厂提供，未整定)
1.2.19 空气预热器技术规范
1.2.20 暖风器技术规范
1.2.21吹灰器技术规范
1.3 辅助设备技术规范 1.3.1 高压流化风机
1.3.2 引风机
1.3.3 二次风机
1.3.4 一次风机
1.3.5 石灰石输送风机
1.3.6 称重式计量给煤机
1.3.7 定、连排扩容器
1.3.8 冷渣机参数：
1.3.9 皮带输送机
1.3.10 斗式提升机
1.3.11 疏水泵
1.3.12 燃烧设备
1.3.13 螺杆式空气压缩机
1.3.14 组合式压缩空气干燥机
1.3.15 WLZ型无泄漏立式自吸泵
第二篇 锅炉控制、联锁保护及试验 2.1锅炉保护定值
2.2 锅炉自动控制 2.2.1 汽包水位控制 给水旁路门控制 单冲量 给水泵液力耦合器控制 单冲量/三冲量 2.2.2 过热蒸汽温度控制 串级控制 2.2.3主蒸汽温度控制 串级控制 2.2.4再热蒸汽温度控制 串级控制 2.2.5 汽包至连排调节阀 2个 远操 2.3 锅炉设备联锁保护 2.3.1 炉膛安全监控系统（FSSS） 2.3.2 BT动作条件 1) 手动BT按钮（2个同时按） 2) 炉膛压力高II值（2500Pa），延时3秒 3) 炉膛压力低II值（-2500Pa），延时3秒 4) 汽包水位高III值（+200mm）,延时3秒 5) 汽包水位低III值（-280mm），延时3秒 6) 两台一次风机全跳 7) 两台二次风机全跳 8) 两台引风机全跳 9) 两台高压流化风机全跳，延时5秒 10) 任意回料器总流化风量低低 11) DCS电源故障 2.3.3 BT动作结果 1) 跳一次风机 2) 跳二次风机 3) 触发MFT跳闸回路 2.3.4 MFT动作条件 1) 手动MFT（2个同时按） 2) 床温> 990℃ 3) 炉膛压力高II值（2500Pa），延时3秒 4) 炉膛压力低II值（-2500Pa），延时 3秒 5) 床温< 650℃且未投油 6) 锅炉总风量< 25％且有燃料投运 7) 全燃料丧失 8) BT动作 9) 汽机跳闸且负荷大于40% 2.3.5 MFT动作对象 1) 停所有给煤机运行 2) 停石灰石给料系统 3) 关闭过热器及再热器减温水总阀及各支路阀 4) 跳吹灰系统 5) 冷渣机跳闸 6) 一次风机、二次风机风量调门切为手动 7) 关闭定排排污总阀 8) OFT动作 2.3.6 OFT动作条件 1) MFT发生 2) 任意油枪进油阀非关，油母管压力低低延时2 秒 3) 床下（床上）油母管进油快关阀关且任意床下（床上）油枪进油阀非关 4) 床下（床上）油母管回油快关阀关且任意床下（床上）油枪进油阀非关 5) 火检丧失 6) 仪表气源异常 2.3.7 OFT动作对象 1) 关床上、床下母管供油快关阀 2) 关床上、床下母管回油快关阀 3) 关床上、床下所有油枪进油阀 2.3.8 锅炉吹扫条件 MFT后，如果允许热态启动的条件不满足，就必须进行炉膛吹扫，吹扫结束后才能进行复位MFT。 吹扫的目的在送入燃料之前必须进行炉膛吹扫，以便利用通过烟道的、连续的、足够的风量，来清除滞留在整个炉膛空间内的可燃气体。炉膛吹扫要求在30%-40%的锅炉MCR质量风量的条件下，以至少为炉膛自身体积5倍的风量对其吹扫至少5分钟。对燃料（燃煤和燃油）的供给应采取安全措施，以避免在停炉期间有任何燃料进入炉膛。吹扫时间的长短是通过分离器出口温度计算出来的，以确保5倍于炉膛体积的风量置换。 1) 无MFT 条件 2) 燃料丧失 3) 石灰石系统跳闸 4) 任意引风机运行 5) 任意一次风机运行 6) 任意二次风机运行 7) 任意一台高流风机运行 8) 过热器烟气挡板开度> 50% 9) 再热器烟气挡板开度> 50% 10) 总风量介于30%到40%BMCR 11) 一次风量大于临界流化风量 12) 火检丧失（八个火检信号相与） 当吹扫条件都满足后, 可按下“启动吹扫按钮”, 发置吹扫位指令, 吹扫位满足后开始5分钟的吹扫计时。失去任意吹扫条件， 则认为吹扫中断, 计时清零. 否则, 5分钟之后, 吹扫完成, 自动复位MFT. 2.3.9 热态启动条件 1) 无MFT跳闸条件 2) 平均床温>650℃ 3) 燃料丧失 4) 炉膛吹扫结束 2.4 联锁、顺控、保护 2.4.1 空气通道的建立： 两台引风机全停后，触发自然通风，脉冲信号3秒。为防止风机启动对炉膛压力造成剧烈扰动，必须在启动第一台风机前建立空气通路。空气通路建立为以下条件成立： ---引风机A出口挡板和入口挡板均开或引风机B出口挡板和入口挡板均开 ---二次风机A出口挡板和入口挡板均开或二次风机B出口挡板和入口挡板均开 ---所有炉膛二次风挡板未关 ---过热器侧烟气挡板开度>50%,再热器侧烟气挡板开度>50% 2.4.2 锅炉SCS 2.4.2.1 高压流化风机
2.4.2.2 引风机
2.4.2.3 二次风机
2.4.2.4 一次风机
2.4.2.5 燃油系统
2.4.2.6 给煤机
2.4.2.7 汽包事故放水门
2.4.2.8 分离器对空排汽门
2.4.3 锅炉、汽机联锁保护 2.4.3.1 锅炉触发MFT、BT后汽机跳闸。 2.4.3.2 当机组负荷小于40%，汽机旁路大于5%时，汽机打闸，锅炉MFT不动作；其它情况，汽机打闸，锅炉MFT保护动作。 2.5 锅炉试验 2.5.1 锅炉检修后的检查验收及试验总则 2.5.1.1锅炉检修后，必须对设备系统进行分部试运行和验收工作，检查设备的检修质量，测定设备和系统的工作性能。2.5.1.2锅炉大、小修后，应有设备变动报告，以便运行技术专责修改技术操作措施，作为运行人员操作的技术依据。2.5.1.3锅炉大、小修后，其设备的分段验收和分部试运行，由检修或运行专工，有关检修、运行人员参加，在检查设备检修项目和质量等情况工作结束后，方可进行分部试运行。2.5.1.4锅炉大、小修后的总验收或整体试运，由总工程师或其指定人主持，发电生产部、安全技术部等有关部门参加，根据质量检验，分段验收和分部试运以及现场检查结果由总工程师（或指定主持人）确定启动和整体试运。试运内容包括各项冷态和热态试验、带负荷试验。2.5.1.5参加验收的人员，应对设备系统作详细的检查验收。验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行则必须在试运前予以消除。2.5.1.6运行人员参加验收时，应以下列内容为重点：2.5.1.6.1为检修工作而采取的安全措施应全部拆除并恢复原状，现场整齐、清洁、各通道畅通无阻，保温及照明完整、良好。 2.5.1.6.2锅炉本体、辅机及风、烟道等设备完整、内部无杂物。 2.5.1.6.3所有就地仪表完整、齐全、好用。重要的表计周围有可靠的事故照明，报警信号良好。 2.5.1.6.4管道、阀门连接良好，并有符合《电业工业技术管理法规》所规定的漆色标记。 2.5.1.6.5 DCS系统能够正常投入。2.5.1.6.6锅炉进行的各项试验，必须通知热工、电气等有关人员参加，并做好详细的记录。锅炉机组大小修后或停用较长时间，应对主要辅机、各阀门、挡板、热工保护、辅机联锁、事故按钮、程控装置全部进行试验。试验合格，方可正式投入运行。 2.6 阀门、挡板试验 2.6.1 新建锅炉投产前，锅炉检修完毕恢复运行前及阀门、挡板检修后应进行阀门、挡板试验。 2.6.2 现场确认阀门/挡板符合试验条件，确认阀门/挡板处于全关状态；确认试验对运行系统无影响，联系热控有关人员及维修人员到场。 2.6.3 电、气源送上，控制室CRT 画面上信号指示、开度指示正确。 2.6.4 检查试验阀门/挡板就地开关在远操位置。 2.6.5 调相应CRT 画面，手操阀门/挡板一次，检查CRT 画面显示信号与现场状态一致，阀门开关灵活，并分别进行间断和连续开、关行程试验。 2.6.6 确认传动装置动作灵活、阀门开关方向正确，气动门无漏气现象。 2.6.7 阀门、挡板试验注意事项 2.6.7.1 若机组运行，有必要进行阀门、挡板试验时，应确保试验不影响运行安全，已投入运行的系统及设备不得试验。 2.6.7.1 试验时现场应与控制室保持良好联系，并有人监视，验证全开、全关位置的正确性，作好开关全行程时间及角度记录。 2.6.7.2 试验过程中若发现异常及时停止试验，查明原因并消除异常。 2.6.7.3 热控及维修人员主持试验，运行人员协助操作，并做好有关记录。 2.6.7.4 执行机构连杆及销子无松动弯曲和脱落。 2.6.7.6 挡板应打开人孔门检查实际动作情况是否与就地标记及远方操作相符。 2.6.7.7 试验完毕，应将试验结果及发现问题作好记录，并向上级汇报。 2.7 辅机试验 2.7.1 机械和电气部分的检修工作已全部结束，工作票已收回。2.7.2 各主要辅机单项联锁保护试验正常且全部完成。2.7.3 大修或检修后的转动机械必须经过试运行，以验证其工作的可靠性。验收合格后方可正式投入运行。试运行连续时间，新安装的不少于8小时，大小修后的不少于2小时。2.7.4 各转动机械试运行时，检修人员应到场。试运行的操作均应由运行值班人员根据检修工作负责人的要求进行，并做好试运情况记录，运行人员监视启动电流和记录启动电流在最大值时的持续时间及正常电流值。 2.7.5 试验前的检查2.7.5.1 通知锅炉巡检值班员，对所试验的辅机设备进行全面检查。检查合格具备启动条件后，汇报主值及值长。2.7.5.2 各有关仪表、声光、报警及保护投入，辅机轴承温度指示正确。2.7.6 试验条件及要求2.7.6.1 辅机电气及控制回路检修后必须进行开关及事故按钮试验。2.7.6.2 辅机机械及电气部分的检修工作已全部完成，工作票已收回。2.7.6.3 在CRT画面与就地盘均能操作的辅机应分别进行试验。2.7.6.4 给煤机不可带负荷试转。 2.7.7 试验方法2.7.7.1 将各辅机电气及热工回路送电（6Kv以上设备开关送试验位），试验前检查电气、热工仪表信号齐全合格。2.7.7.2 给煤机试验前，下煤管插板应关闭，给煤机内无存煤；2.7.7.3 将联锁全部解除，分别启动各辅机设备，然后分别停止。 2.7.7.4 分别启动各辅机设备，分别按下各事故按钮，事故喇叭响，声光信号报警。将各动力设备恢复。2.7.7.5 电动机没有机械部分连接前应单独试转，确认转动方向和事故按钮工作可靠后方可带机械试转； 2.7.8 辅机试验合格标准2.7.8.1 转动方向正确。 2.7.8.2 无异音、摩擦和撞击。 2.7.8.3 电动机或辅机轴承振动及串轴值应符合如下规定
2.7.8.4 轴承温度正常，滑动轴承不超过70℃，滚动轴承不超过80℃。2.7.8.5 轴承无漏油和甩油，油路畅通，高低油位标线清楚，油位正常，油质良好。 2.7.8.6 各处无油垢、泥灰、积粉。设备及系统无跑、冒、滴、漏、渗等现象。 2.7.8.7 风机挡板（包括机械限位）及连接机构的安装位置正确且无卡涩现象。 2.7.8.8 风门挡板就地开度指示器与和CRT画面核对一致。 2.7.8.9 电动机绝缘应合格，接地线连接完好，轴承和电动机线圈温度表应齐全完好并投入，就地事故按钮及保护装置良好，接线盒完整牢固。 2.7.8.10 应达到铭牌出力，并不超过额定电流。电动机外壳温度不超过70℃。 2.7.9 遇下列情况之一时应紧急停止辅机运行: 2.7.9.1 辅机发生强烈的振动、撞击、摩擦时。 2.7.9.2 辅机或电动机的轴承温度、振动值不正常升高，经采取措施处理无效，且超过允许极限值时。 2.7.9.3 电动机有明显的焦糊味、冒烟、着火。 2.7.9.4 电气设备故障，需停止辅机时。 2.7.9.5 辅机或电动机有严重缺陷，危及设备及人身安全时。 2.7.9.6 发生火灾，或设备有被水淹的危险时。 2.7.9.7 发生人身事故，必须停止辅机方能解救时。 2.7.10 辅机试转注意事项 2.7.10.1 电机在带机械试运前，必须单独试转，以判断其转动方向正确。 2.7.10.2 风机不能带负荷启动，泵类转动机械不应空泵启动和运行。 2.7.10.3 风机试运时间要求：新安装机械不少于8小时，大修后的一般不少于2小时，特殊情况下也不少于1小时。 2.7.10.4 备用中的转机应定期检查和切换，备用超过七天，启动前应联系电气值班员测量其绝缘。 2.7.10.5 对于6KV电动机，在正常情况下，允许在冷态下启动2次，每次间隔时间不得小于5分钟；在热态下启动1次。只有在事故处理时以及启动时间不超过2～3秒的电动机，可以多启动一次；对于500KW以上的电动机，作动平衡试验时，启动时间间隔不应小于2小时。 2.7.10.6 对于新安装或大修后的电动机在远方操作合闸时，负责电动机运行的人员应留在就地，直到转速升至额定转速并检查正常后，方可离开。 2.7.10.7 转机试转时应加强现场巡查，发现问题立即停止运行。 2.8 热控调节系统静态调整试验 2.8.1 自动调节控制系统各项调试工作完成以后，进行执行机构调试。 2.8.2 执行机构应进行以下调试： 2.8.2.1 调节系统在手动状态时，执行机构的动作方向和位置与手动操作信号相对应。 2.8.2.2 调节系统在自动状态时，执行机构的动作方向和位置与调节输出信号相对应。 2.8.2.3 用手动操作信号检查执行机构的动作，应平稳灵活、无卡涩、无跳动。全行程时间应符合制造厂的规定。 2.8.2.4 检查执行机构开度，应与调节机构开度和阀位表相对应。 2.8.2.5 带有自锁保护的执行机构应逐项检查其自锁保护的功能。 2.8.2.6 行程开关和力矩开关应调整正确。 2.9 锅炉联锁保护及信号系统带工质在线传动操作试验 2.9.1 机组热控联锁保护，顺序控制系统及信号系统带工质在线传动操作试验要求： 2.9.1.1 大小修后的机组启动前应做热控联锁保护顺序控制系统及信号系统带工质在线传动操作试验，辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前作完，主机各项保护试验应在无工质静态试验合格后进行。 2.9.1.2 主要保护联锁传动试验应进行带工质实际传动试验，（汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动校验。用上水法进行高水位保护试验、用放水法进行低水位保护试验，）禁止采用短信号方法试验，传动试验应由热控人员主持，运行人员配合进行，各项保护联锁传动试验结束后，恢复系统，并详细记录试验结果。 2.9.2 机组热控联锁保护系统传动操作试验： 2.9.2.1 运行人员与热控专业人员密切配合，按机组主保护（MFT 主燃料跳闸）系统以及重要辅机联锁保护系统的逻辑原理，逐项进行传动试验。 2.9.2.2 进行本次试验时，动作参数的测取，应通过取源测点一次元件。 2.9.2.3 对于仅在机组启动后才测取动作参数的，可用在一次元件侧加信号的方法进行试验。 2.10 锅炉水压试验 2.10.1 水压试验压力选择： 锅炉水压试验分工作压力水压试验和超水压试验。对过热器、水冷壁等承压部件，试验压力为汽包额定工作压力；超水压试验为1.25 倍汽包额定工作压力；对再热器，计算压力以再热器进口工作压力为准，超压试验为进口工作压力的1.5 倍。 2.10.2 工作压力水压试验：锅炉在大小修或局部受热面及耐压部件检修后应进行额定工作压力水压试验。 2.10.3 超压试验（1.25 倍工作压力）必须经总工程师批准。有以下情况之一，应进行超压试验： 2.10.3.1 新安装锅炉投产前。 2.10.3.2 停炉一年以上恢复投产前。 2.10.3.3 承压受热面大面积检修或更换。（如水冷壁更换总数达50%以上，过热器、再热器、省煤器成组更换时）。 2.10.3.4 锅炉严重缺水引起受热面大面积变形。 2.10.3.5 锅炉严重超压达1.25 倍工作压力。 2.10.3.6 锅炉运行6—8 年未做超水压试验。 2.10.3.7 根据实际运行情况对设备可靠性有怀疑时。 2.10.4 水压试验压力:
2.10.5 水压试验由检修负责人主持，发电生产部、安全技术部有关人员参加。超压试验应由总工程师主持，检修及发电生产部、安全技术部及有关专业技术人员参加。 2.10.6 水压试验范围 ： 水压试验范围包括锅炉全部承压部件，即从锅炉给水管入口直到堵阀门前的整个设备系统，但水位计、安全门不参加超压试验；再热器进行水压试验时，从高压缸排汽管、再热器、至中压联合主汽门前。 主要包括以下设备： 2.10.6.1 汽包：汽包及附件、人孔门、管座等。 2.10.6.2 水系统 ：下降管、导水管、布风板水冷管、水冷壁及其进出口联箱、水冷壁上联箱至汽包连通管、水冷蒸发屛及联箱，省煤器管及其进出口联箱、给水管、省煤器至汽包连通管、省煤器再循环管段等。 2.10.6.3 过热汽系统：饱和蒸汽引出管，旋风分离器进口烟道、旋风分离器及其联箱，低温过热器、屏式过热器、高温过热器及进出口联箱，各级过热器间连通管道，减温器及高温过热器出口主蒸汽管道(堵阀门前)。 2.10.6.4 再热汽系统（单独进行）：高压排汽门堵阀后管道、低温再热器、屏式再热器及其进出口联箱、减温器、中压联合汽门前堵阀管道。 2.10.6.5 锅炉范围内管段 ：锅炉范围内过热器及再热器一、二级减温水管，吹灰蒸汽高压管，紧急放水管、连续排污管、定期排污管、加药管，化学汽水取样管，排空气管群，疏放水管群，安全门、水位计(只参加常压试验)压力表盘管，温度插座，压力、温度取样等一次门前的管道及阀门。 2.10.7 水压试验的准备： 2.10.7.1 锅炉水压试验前，检修负责人应事先联系好值长。 2.10.7.2 主值在上水前，应详细查明锅炉承压部件的所有热机检修工作票收回并注销。检修负责人应确认与试验设备有关处无人工作，并告知值长或主值。 2.10.7.3 值长应安排锅炉值班员作好水压试验的检查准备工作： 2.10.7.3.1 检查关闭锅炉本体及主蒸汽管道堵阀前的所有疏、放水门、排污门，取样一次门。 2.10.7.3.2 开启本体空气门，投入汽包就地水位计(作超压试验时应解列)。 2.10.7.4 做好快速泄压的措施：事故放水、定排门开关灵活可靠。 2.10.7.5 通知化学备足试验用水，并关闭各化学取样二次门。 2.10.7.6 联系汽机关闭汽机侧电动主汽门,开启汽机侧主蒸汽管道疏水门。 2.10.7.7 所有准备工作就绪，汇报值长，开始向锅炉上水。 2.10.7.8 工作压力试验应有专责负责人指挥，运行人员操作，检修人员检查；可根据检修需要随时进行。超水压试验应由总工审批，并严格控制试验次数，具有操作指导书和安全措施，专责负责人现场指挥。 2.10.7.9 试验用压力表不少于2 只，精度等级为0.4 级，量程一般应是试验压力的1.5～3.0 倍，并经校验合格。 2.10.8 锅炉本体水压试验操作： 2.10.8.1 待以上准备完毕后，向锅炉上水，水温20～70℃，控制上水速度（冬季不少于4 小时，夏季不少于2 小时）。保证汽包上、下壁温差不大于50℃，如大于50℃应停止上水，待正常后重新上水。 2.10.8.2 上水至汽包水位－100mm时停止上水，全面检查并记录膨胀指示值是否正常，否则查明原因并消除。 2.10.8.3 上水时，待受热面排空气门出水1～2 分钟后关闭该空气门。 2.10.8.4 待关闭高温过热器向空排汽门时汇报主值，并停止上水，全面检查。 2.10.8.5 确认无异常后，通过给水调节阀控制升压速度≯0.3 MPa/min。升压至1.5 MPa 时，暂停升压全面检查，若没发现泄漏现象继续升压。 2.10.8.6 升压至12 MPa停止升压，检查进水阀严密性，无异常后升压，升压速度≯0.2MPa/min。 2.10.8.7 当压力升至汽包工作压力（15MPa）时停止升压，关闭上水门，进行全面检查，5min 后记录压力下降值。 2.10.8.8 检查完毕，开始降压，控制降压速度≯0.5MPa/min。 2.10.8.9 当压力降至0.5MPa时开过热汽侧疏水门放水（若水质合格应回收），压力降至0.2MPa 时开过热汽侧空气门、向空排汽门，带压放水至所需水位。 2.10.8.10 记录各膨胀指示值，校对残余变形值。 2.10.9 锅炉本体超水压试验： 若需做超水压试验，在完成工作压力试验并合格后可按下列步骤进行。 2.10.9.1 解列汽包就地水位计，汽包及过热器安全门，关闭各仪表（除压力表）连接阀门。 2.10.9.2 接指令后继续升压，控制升压速度≯0.1MPa/min。 2.10.9.3 当汽包压力升至18.75MPa 时停止升压，维持压力5min 后，降压至汽包工作压力，进行全面检查。 2.10.9.4 检查完毕泄压速度≤0.5MPa/min。汽包压力为0.5MPa 时投水位计。 2.10.10 再热器水压试验： 再热器水压试验以再热器进口工作压力为准，超压试验为进口工作压力的1.5 倍。 2.10.10.1 确认汽机高压排汽门、中压联合汽门、Ⅰ、Ⅱ级旁路及喷水减温装置已可靠隔离，开高、低再热器的空气门，全关再热器相关疏水门。 2.10.10.2 启动给水泵，开给水泵中间抽头门，开启低温再热器事故喷水手动门，通过事故喷水调节门缓慢上水。 2.10.10.3 当空气门冒水1～2 分钟后关闭排空气门，检查无异常后开始升压，速度≯0.1MPa/min。 2.10.10.4 当压力升至1.47MPa 时停止升压，全面检查，无异常后继续升压。 2.10.10.5 当压力升至2.63MPa 时停止升压，现场检查，且5分钟后记录压力下降值。 2.10.10.6 检查完毕后缓慢泄压，速度≯0.5MPa/min。当压力降至0.5MPa 时开再热汽侧疏水门放水，压力降至0.2MPa 时开再热汽侧空气门、向空排汽门，带压放水。 2.10.10.7 完成水压试验报告。 2.10.11 再热器超水压试验： 再热器超水压试验在再热器工作压力试验完成合格后继续升压至3.95MP（速度≯0.1MPa/min），稳压5分钟，降压降至工作压力进行检查。 2.10.11.1 水压试验合格标准： 2.10.11.1.1 关闭上水门停止升压后，锅炉本体水压试验5min内压降≯0.5 MPa。再热器水压试验5min内压降≯0.25 MPa。 2.10.11.1.2 试验部件无泄漏及渗水现象。 2.10.11.1.3 试验后承压部件无残余变形现象。 2.10.12 水压试验过程中注意事项： 2.10.12.1 作水压试验前，试验向空排汽门及事故放水门灵活好用，应作好可能超压等方面的事故预想及相应的处理措施。 2.10.12.2 在升压过程中，若发现承压部件有泄漏时，应暂停升压；检查人员同时应远离泄漏点，待泄漏无发展后再进行检查。若泄漏严重应泄压停止试验。 2.10.12.3 超压试验不得连续作两次。在超压试验期间，任何人不得站在焊接堵头的对面等不安全的地方，严禁在承压部件上作任何检查。 2.10.12.4 水压试验用水必须是合格除盐水。当汽包壁温和进水温度低于20℃时，应事先将给水加热到20℃以上，必须保证汽包壁温大于35℃，否则不允许升压。 2.10.12.5 升压过程中，应严格控制升压速度在规定范围内。 2.10.12.6 水压试验时如环境温度低于5℃，应做好防冻措施。 2.10.12.7 水压试验时应做好汽轮机的隔绝工作，防止汽缸进水。 2.10.12.8 水压试验过程中，应定期校对远程及就地压力表读数，发现压力表读数不准时停止升压，校正压力表后开始升压，避免超压现象。 2.11 安全门校验 2.11.1 校验目的： 为保证锅炉安全运行，防止超压引起设备损坏事故，必须对锅炉安全门的动作值按规定进行调试，以保证其动作可靠准确。 2.11.2 校验的条件 具备下列条件之一，应对相应安全门进行校验。 2.11.2.1 锅炉大修后(所有安全门)； 2.11.2.2 安全门控制系统或机械部分检修后。 2.11.3 安全门校验的规定 2.11.3.1 参加人员：锅炉检修主管及技术专责、热工、锅炉检修有关人员，锅炉运行及安技部有关人员。 2.11.3.2 由值长领导，检修主管组织并负责各方面联系工作。 2.11.3.3 值长指挥，主值及有关人员操作。 2.11.3.4 热工、锅炉检修负责安全门调试。 2.11.4 校验原则 2.11.4.1 安全门的校验一般应不带负荷时进行，采用单独启动升压的方法；需带负荷校验时，应由厂技术部制定具体措施。 2.11.4.2 安全门校验，一般按压力由高到低的原则进行。 2.11.4.3 安全门校验前必须制定完善的校验指导及安全措施，校验时应有专职人员指挥，专职操作。 2.11.4.4 整定压力原则：一般汽包、过热器控制安全门启座压力为1.05 倍工作压力，工作安全门启座压力为1.08 倍工作压力，再热器安全门启座压力为1.1 倍工作压力。 2.11.5 校验前的检查与准备 2.11.5.1 安全门装置及其它有关设备检修工作全部结束，工作票收回并注销。 2.11.5.2 作好防超压事故预想及处理措施。 2.11.5.3 准备好对讲机等通讯器材和耳塞。 2.11.5.4 检查各向空排汽门开关灵活可靠。 2.11.5.5 汽机允许锅炉单独升压。 2.11.5.6 不参加校验的安全门应锁定。 2.11.5.7 校验前检查校准汽包、过热器、再热器就地压力表计，远传压力表计，确保表计指示正确。 2.11.6 安全门动作值
【当安全门压力达到启座压力时，安全门启座。回座压力比启座压力低4～7%，最大不超过10%；启座和回座及时，动作无卡涩，正常运行时，安全门密封性良好为合格】。 2.11.7 安全门校验方法 2.11.7.1 锅炉可以带负荷校验，也可以不带负荷校验。 2.11.7.2 锅炉开始升压，调整燃烧强度，控制汽压升压率在0.2MPa/min 以内。 2.11.7.3 当压力升至60-80%额定工作压力时，停止升压，手动放汽一次，以排除锈蚀等杂质，防止影响校验效果。 2.11.7.4 当压力达到额定工作压力值时，控制升压速度≯0.1MPa/min。 2.11.7.5 当汽压升至校验安全门动作值时，校验安全门应动作，否则，由维修人员对动作值进行调整，直到启座和回座压力符合规定。 2.11.7.6 校验过程中，为防止弹簧受热影响动作压力，同一安全阀动作的时间间隔一般大于30 分钟。 2.11.7.7 校验过程中，按整定要求控制压力变化速度；如升降幅度较大，应调整燃烧，如升降幅度较小，用向空排汽或过热器疏水来控制。 2.11.7.8 在带负荷校验安全门，安全门动作后不回座，因降压并采取措施使之回座，若压力降至不能满足汽轮机要求时，应停炉处理。 2.12 油泄漏试验 2.12.1 允许条件： 2.12.1.1 MFT不存在。 2.12.1.2 供油系统压力> 3.2MPa。 2.12.1.3 一次风流量> 临界流化风量且总风量> 25%。 2.12.1.4 床上（床下）启动油枪进、回油速断阀关闭。 2.12.1.5 仪表气源正常 2.12.2 油检漏试验过程: 2.12.2.1 床下油母管憋压试验 床下油母管憋压试验是针对床下启动油枪进油阀和回油阀、床下油母管回油阀的泄漏试验，床下泄漏试验开始时，立即开启床下油枪旁路阀，置床下回油调节阀全开位置。 为了对床下油母管冲压，打开床下油母管进油快关阀。保持进油阀开状态30 秒，而后关闭，如果此时床下启动油的油母管压力大于2.5MPa，就置位床下油管路打压成功标志，反之将置位床下油泄漏试验失败标志。 床下油管路打压成功后，程序将记录此时的床下启动油的油母管压力。而后保持油母管当前状态2 分钟，计时结束时再次记录床下启动油的油母管压力。将之前的油压值减去现在的油压值，如果差值均小于0.4MPa，置位床下油泄漏试验第二步开始标志，反之置位床下油泄漏试验失败标志。 床下油母管憋压试验成功后，为了对床下油母管进油快关阀做泄漏试验，将开始床下油泄漏试验第二步。 泄漏试验第二步开始时，先进行床下油母管泻压，打开床下油母管回油快关阀，泻压1 分钟后关闭阀门。阀门到位后记录此时的床下启动油的油母管压力。保持油母管当前状态1 分钟，计时结束时再次记录床下启动油的油母管压力。将现在的油压值减去之前的油压值，如果差值均小于0.3MPa,置位床下油泄漏试验完成标志，反之置位床下油泄漏试验失败标志。床下油泄漏试验失败、任意床下启动油枪进油阀开到位（脉冲）、床下油泄漏试验停止按钮、MFT 置位（脉冲），以上任意条件成立都会复位床下油泄漏试验完成标志。 2.12.2.2 床上油母管泄漏试验同床下（床上无油枪旁路阀）。 2.13 风烟系统漏风试验 2.13.1 正压法 2.13.1.1 将引风机挡板和锅炉各人孔门、看火门、检查孔关闭，在二次风机（一次风机）入口撒入石灰石粉或施放烟幕，随后启动二次风机（一次风机）。 2.13.1.2 保持炉膛正压300～500Pa，在炉墙、烟道缝隙和不严密处有石灰石粉或烟幕逸出并留下痕迹。 2.13.1.3 也可用此方法检查一、二次空预器漏风。 2.13.2 负压法 2.13.2.1 启动引风机，保持炉膛负压150～200Pa。 2.13.2.2 用蜡烛或鸡毛掸子等靠近各接缝处检查并做好标记，也可用手擦拭或用耳听来寻找漏风处。 除以上方法外，还可在运行中用烟气分析仪来进一步测定。 2.14 锅炉布风板阻力试验 布风板阻力是指布风板上无床料时的空板阻力，等于风室压力减去炉膛下部压力，一般取风室压力为布风板阻力。 2.14.1 启动引风机，一次风机，维持炉膛出口压力为零，远动操作一次风机入口档板，开度从零开始，开度20%、25%，30%，35%，40%、50%、60%、70%、85%、100%（一次风机电流不得超过额定电流），并记录不同开度下风室压力及其对应的一次风风量，然后将风机入口开度逐渐往回关，并记录数据，最后取上行和下行的平均值，绘制冷态一次风量与布风板阻力关系曲线。通过温度的修正得出热态的一次风量与布风板阻力关系曲线。锅炉运行时，当风室压力测点出现故障，可依据此曲线判断布风板上床料的多少，以减少运行操作的盲目性。 2.15 料层阻力及临界流化试验 临界流化风量是指床料从固定状态至流化状态所需的最小风量，它是锅炉运行时所需要的最低流化风量。其测量方法为： 2.15.1 将床料加至静高800mm,增加一次风量，初始阶段随着一次风量增加，炉膛差压逐渐增大，当风量超过某一值时，继续增大一次风量，炉膛差压将不再增加，该风量即为临界流化风量。 2.15.2 取600mm 700mm 800mm三个料层厚度，启动引风机，一次风机，维持炉膛压力平衡点处为零压，远动操作一次风机入口档板，开度从零开始，开度20%、25%，30%，35%，40%、50%、60%、70%、85%、100%（一次风机电流不得超过额定电流）再从100%关到零，记录不同开度下风室压力及其对应的一次风量。用风室压力减去相应开度的布风板阻力得出料层阻力，绘制一次风量与料层阻力的关系曲线，曲线上拐点对应风量即为临界流化风量。 2.16 流化质量试验 2.16.1 风烟系统联锁保护正常投入。加入合格的床料，一般床料静高800mm,启动风烟系统，增加一次风量使床料达到流化状态，稳定几分钟。然后同时停止两台引风机，其它风机应联锁跳闸，风门关闭，手动复位。 2.16.2 观察炉内床料的平整程度，应无凹凸、沟流现象。床层薄的地方说明风量大，床层厚的地方说明风量小。若发现床面极不平整甚至有“凸起”现象，应清除此区域的床料，查找原因，采取相应措施及时处理。处理完毕，重新进行流化质量试验。 2.16.3 锅炉大小修及临修重新填加床料后，应进行流化质量试验，合格后方可启动。 第三篇 锅炉的启动与停止 3.1 总则 3.1.1 大修后的锅炉，必须对有关设备系统进行分部、整体试运及验收工作。小修或其它方面的检修验收可酌情决定进行。 3.1.2 大、小修后的锅炉，在启动前应结束一切工作票，并根据现场具体情况，由总工或其指定人主持下进行有关试验。如：锅炉漏风试验，布风板阻力试验、水压试验、炉内流化状态试验、床层平整度试验、安全门动作(热态)试验、锅炉主联锁试验及锅炉所有电动门、调节门开关试验、转机联锁试验等。 3.1.3 锅炉启动前必须对各设备系统进行详细检查。临修后的锅炉，启动前必须重点检查与临修项目有关的设备系统，其余可按备用炉处理。 3.1.4 接到值长启炉命令后，根据时间和要求，主值应提前通知各岗位作好点火前的检查、准备工作。 3.2 点火前的检查与试验 3.2.1 锅炉启动前的试验： 3.2.1.1 转机拉合闸试验、事故按钮试验 3.2.1.2 风机大联锁试验、油枪雾化试验 3.2.1.3 保护、报警、信号装置试验 3.2.1.4 DCS 及控制系统试验 3.2.1.5 电（气）动门或挡板试验 3.2.1.6 点火装置、BT、MFT、OFT 试验 3.2.1.7 水压试验、安全门整定（安全门整定根据要求） 3.2.1.8 临界流化风量试验、料层平整试验 3.2.2 锅炉本体的检查： 3.2.2.1 所有检修工作结束，检修临时措施及安全措施拆除，工作票收回并注销。 3.2.2.2 燃烧室、回料器、省煤器、空预器、旋风分离器及布袋除尘器等处无人工作，脚手架已全部拆除。 3.2.2.3 已清除炉内布风板、旋风分离器、回料器等处的杂物。 3.2.2.4 锅炉各处耐火材料完好、无剥落、较大裂纹等现象。 3.2.2.5 各油枪喷口无堵塞、变形和严重烧损现象；点火风道挡板灵活好用；开关正常。 3.2.2.6 本体外形正常，炉墙及所属管道保温完好，介质流向标志清楚齐全并正确，炉墙波形护板完好无损。 3.2.2.7 各人孔门、检查孔完善，开关灵活并处于关闭位置，烟道上烟气挡板灵活好用，开关正常。 3.2.2.8 各设备、管道的支吊架及刚性梁牢固。各楼梯、栏杆完好，各平台、通道整洁畅通。整个现场照明充足，并备有合格、足够的消防器材。 3.2.2.9 各膨胀指示器完好：刻度板整洁清晰，指针无卡涩并同板面垂直，针尖与板面距离3～5mm，冷态时，指针应处于刻度板的基准位置位(基准点)。 3.2.2.10 各吹灰器装置及蒸汽管路连接完好，其系统处于备用状态。 3.2.3 汽水系统的检查： 3.2.3.1 各汽水管道(给水、蒸汽、排空、疏放水、吹灰及排污等系统)完好，保温完善，支吊架稳固，膨胀自由，介质流向标志清楚正确。 3.2.3.2 检修中所装设的临时堵板已全部拆除，管道系统已恢复正常，汽包人孔门严密封闭。 3.2.3.3就地双色水位计外形正常，水位计严密，清晰，汽阀，水阀及防水阀严密不漏，水位计标尺正确，在正常及极限位置有明显标志，防护罩牢固，电接点水位计各电极连接完好，水位计处的照明用足够的亮度，检查投运工业电视。 3.2.4 按照“阀门检查卡”已进行全面检查，所有阀门所处状态正常。 检查汽、水系统各阀门符合下表位置： 3.2.4.1 主再热蒸汽系统
3.2.4.2 给水蒸发系统
3.2.4.3 减温水系统
3.2.4.4 疏放水系统
3.2.4.5 排污系统
3.2.4.6 空气门和取样门系统
3.2.4.7 吹灰系统
3.2.5 锅炉其它辅助设备及系统的检查，按照相关规定进行。 3.3 点火前的主要准备 3.3.1 除尘器检修工作已完毕，空气通路以建立，工作票已收回。 3.3.2 各电动门，调节门及热控联锁保护试验完毕，动作正常；点火前投入BT、MFT 及联动装置。 3.3.3 布风板阻力试验完毕，风嘴畅通无堵塞。 3.3.4 仪用、输灰空气系统已正常投运，仪用气压合格。 3.3.5 化学已准备足够的、合格的除盐水。 3.3.6 油库点火用油足够，煤量足够或已向煤仓进煤。 3.3.7 辅机冷却水泵、闭式水泵正常投运，各转机冷却水充足。 3.3.8 各转机已送上动力电源，各电动门及保护试验完毕，已送上热工电源。 3.3.9 根据要求做好风机启动前的准备工作，根据需要投入暖风器系统。 3.3.10 联系值长，投入燃油系统打油循环，油压合格。 3.3.11 通知有关部门做好记录工作。 3.3.12 投运测点吹扫系统对各测点进行通风吹扫。 3.4 锅炉冷态滑参数启动 3.4.1 锅炉上水 3.4.1.1 上水要求及注意事项 3.4.1.1.1 水质要求：给水必须是除过氧的合格除盐水，上水温度为20～70℃，且不低于汽包壁温。 3.4.1.1.2 上水时间：夏季不少于2 小时，冬季不少于4 小时。 3.4.1.1.3 注意：上水速度应均匀缓慢，控制汽包上、下壁温差≤50℃，给水温度与汽包温度差小于40℃。锅炉上水时，省煤器再循环门应处于关闭状态。停止上水时，应开启。 3.4.1.2 锅炉上水步骤： 3.4.1.2.1 检查关闭锅炉底部排污各门，给水管道疏放水门及省煤器疏放水门。 3.4.1.2.2 检查开启锅炉本体空气门、过热器疏放水门、向空排汽门，旋风分离器上集箱对空排汽门。 3.4.1.2.3 联系汽机启动一台给水泵，调节转速至最小。 3.4.1.2.4 采用给水旁路向汽包上水。全开旁路电动阀，手动调节旁路调整门的开度，控制上水量。 3.4.1.2.5 待省煤器至汽包连接管空气门连续冒水后，关闭该门。 3.4.1.2.6 当汽包水位上至-100mm 时，停止上水，开启省煤器再循环门。全面检查给水管路及阀门无泄漏。 3.4.1.2.7 上水前及结束后均应记录膨胀指示一次。 3.4.2 装入床料 3.4.2.1 确证渣仓内有足够的床料，否则应汇报值长。 3.4.2.2 启动高流风机，投运加料系统，向炉内及″U″阀内加床料。 3.4.2.3 当床料厚度达800mm时，停止加料。 注：当风机启动后，如炉内床压过低，应继续加料。也可在风机启动前使用人工铺床料。 3.4.3 启动风机、调节风量。 3.4.3.1 启动高流风机，调整风压在30～45KPa 之间。 3.4.3.2 启动引风机，调整炉膛负压。 3.4.3.3 启动二次风机，同时维持二次风量为最小，调整炉膛负压。 3.4.3.4 启动一次风机，调节炉膛负压，然后置于自动方式。 3.4.3.5 将一次风流量调至最小流化值以上，调整总风量在25﹪～40﹪。 注：检修后的风机启动应就地监护，风机启动后全面检查，并测量监视各轴承振动，电机及轴承温升情况。 3.4.4 锅炉通风吹扫。 3.4.5 锅炉点火 3.4.5.1 风道点火器投运前的检查 3.4.5.1.1 油枪、点火枪位置正确，油枪前快关阀关闭，炉前油系统母管上快关阀开启；整个系统无漏油现象。 3.4.5.1.2 高能点火器、火焰检测器电源正常火检冷却风已投入。 3.4.5.1.3 锅炉炉膛吹扫已完成，风量合适。 3.4.5.1.4 油循环正常，燃油压力（2.5～3.5MPa）、温度合格。 3.4.5.2 风道点火器投运 3.4.5.2.1 建立火检冷却风，投运风道点火器；点火时，控制点火器前油压1.5～2.0MPa以内；将风道点火器点火风门置于点火位置，以油枪不被吹熄为原则。 3.4.5.2.2 发出点火信号，高能点火器应伸入设计位置并点火；打火2 秒后开启油枪前快关阀，火焰检测器如10 秒内未能检测到火焰则认为点火失败，关油枪前快关阀，开启吹扫阀对油枪吹扫1 分钟；油枪吹扫后，高能点火器伸入并打开快关阀重新点火。 3.4.5.2.3 火焰检测器检测到火焰后退出高能点火器，根据燃烧情况缓慢打开点火风门至合适位置；根据风道壁温及流化风量调节风门开度。 3.4.5.3 根据温升及风室温度情况，对称投入其余的床下启动燃烧器，调节供油压力，调节点火风量，确保燃烧良好，使床温逐渐升高。控制锅炉床温上升率在60～80℃/h 以内，最高不超过100℃/h；控制点火风道出口烟温≯950℃，风室进口温度在870℃以下，并注意汽包壁温变化率△t＜56℃/h，并注意过再热器金属管壁不超温。如床温上升缓慢，可投入床上启动燃烧器。 3.4.5.4 点火后及时开启旁路系统，并随着蒸汽压力的升高逐渐开大旁路门，在0.2MPa 时关闭所有空气门及向空排汽阀； 3.4.5.5 当床压未达2.0KPa 以上时，各燃烧器功率不得超过30%；可根据床压情况进行动态加床料。 3.4.5.6 当锅炉起压后，应进行如下操作： 3.4.5.6.1 汽包压力达0.1～0.2MPa 时，关闭本体空气门，过热器入口、再热器入口、包墙过热器疏水门，关闭过热器、旋风分离器向空排汽门投入旁路系统。 3.4.5.6.2 汽包压力达0.3～0.4MPa 时，冲洗校对就地水位计，并进行定排一次。 3.4.5.6.3 汽包压力达0.5MPa，通知维修人员热紧有关法兰，人孔门螺丝。 3.4.5.6.4 汽包压力升至0.7MPa，投连排至扩容器，并投入自动。 3.4.5.6.5 汽包压力升至0.8MPa，通知化学化验蒸汽品质。 3.4.5.6.6 根据水位情况，联系汽机启动给水泵，采用给水旁路上水。 3.4.5.6.7 当锅炉主汽参数达到汽机主值提供的冲转参数时，汇报值长，联系冲转。并详细记录冲转时各个参数，冲转前检查各设备无重大缺陷，锅炉运行正常、燃烧稳定、水位正常。 3.4.5.6.8 汽轮机冲转后，逐渐关闭一、二级旁路；机炉加强联系，保持参数稳定，合乎机侧要求。 3.4.6 投煤 3.4.6.1 锅炉投煤的条件 ——床温大于540℃； ——锅炉主联锁条件完全正常； ——无MFT 动作信号； ——播煤风正常； ——一次风大于临界流化风量 3.4.6.2 给煤系统启动前的检查 3.4.6.2.1 确认煤仓煤量足够。 3.4.6.2.2 检查煤仓下电动插板门全部关闭。 3.4.6.2.3 给煤机内无异物，电机、轴承温度正常，润滑油正常。 3.4.6.2.4 给煤机下煤气动门开启。 3.4.6.2.5 开启给煤密封风门和播煤风门。 3.4.6.2.6 清扫电机及其减速器正常。 3.4.6.3 启动投煤 3.4.6.3.1 启动一台给煤机；将其出力调至最小给煤量，运行90秒，停止给煤机。观察床温开始降低，随后升高；烟气含氧量一开始不变，随后降低几个百分点。如此脉冲给煤三次，并获得以上结果，则根据具体情况，以适当给煤量投入该台给煤机运行。 3.4.6.3.2 以上述方式投入其它给煤机运行。 3.4.6.3.3 在增加给煤量的同时，含氧量会降低，逐渐增加一次风量达最小流化风量；并调整二次风量使总风量合适；同时应缓慢减小油燃烧器燃烧功率。 3.4.6.3.4 加大燃烧强度，调整风煤配比，继续减小油枪出力，床温达830℃时关闭风道点火器，氧量控制在4～6%。 3.4.6.3.5 根据床压值投运冷渣器进行排渣。投运冷渣器前检查冷却水正常、无报警。 3.4.7 锅炉升温升压至额定工况 3.4.7.1 按锅炉升温、升压曲线和汽机的要求，逐渐加强燃烧。 3.4.7.2 当负荷升至40～50%时，将旁路给水切换为主给水管供水。 3.4.7.3 当负荷升至81MW 时，锅炉所有调节器投自动方式。 3.4.7.4 当负荷升至额定负荷时，校对就地水位计一次，对锅炉作全面检查。所有工作完毕，作好记录，汇报值长。 3.4.8 锅炉冷态启动注意事项： 3.4.8.1 投运油枪时，保证床温尽可能均匀，并防止将床下点火器烟道壁温控制在950℃以下，且风室进口温度在870℃以下；炉膛两侧烟温差＜30℃。 3.4.8.2 没有烟气含氧量监视时，不得启动锅炉。 3.4.8.3 监视锅炉过热器、旋风分离器、再热器各处的壁温不超过规定值； 低过：450℃，屏过：545℃，旋风分离器：460℃，高过：555℃，屏再：574℃（启动阶段650℃）。 3.4.8.4 一旦一次风机启动，应随时保证一次风量高于最小流化风量，以利于床料的流化。 3.4.8.5 油枪点火前必须投用火检冷却风，在点火后至停炉整个过程中严禁中断火检冷却风。 3.4.8.6 在任何时候，必须保证汽包上、下壁温差低于50℃。 3.4.8.7 布风板床压值不得小于3.3KPa，否则会使布风板过热和磨损。 3.4.8.8 锅炉不上水时应开启省煤器再循环，上水时应关闭严密。 3.4.8.9 汽机冲转带负荷之前蒸汽温度的调整应以燃烧调整为主，尽量少用减温水，冲转后过热蒸汽温度具有50℃以上的过热度。注意锅炉启动阶段，控制炉膛出口烟温不超过538℃，再热器事故减温水禁止投用。 3.4.8.10 锅炉启动过程中，重要参数变化率要求： ——汽包壁温变化率≤50℃/h 前期慢些，后期可适当快些 ——饱和蒸汽温度变化率＜56 ℃/h ——床温变化率≤60～80℃/h；最大≤100℃/h ——旋风分离器温度变化率≤70℃/h ——主汽温度变化率0.5～1.5℃/min ——汽包压力≤5MPa 时，主汽压力上升率为0.02～0.05MPa/min（尤其压力在0.1～0.5MPa 时，严禁升压过快） ——汽包压力＞5MPa 时，主汽压力上升率为0.05～0.10MPa/min ——主汽压力下降速率为0.02～0.05MPa/min 3.4.8.11 锅炉最大连续蒸发量不得超过483t/h。 3.4.8.12 锅炉启动过程中，应加强检查各部膨胀指示器，并做好记录，发现异常，应停止升压，查明情况，进行调整，正常后方可继续升压。在下列情况下记录膨胀指示器数值： 3.4.8.12.1 锅炉上水前、后； 3.4.8.12.2 汽压0.5MPa时； 3.4.8.12.3 汽压1.0MPa时； 3.4.8.12.4 汽压10MPa时； 3.4.8.12.5 达到额定参数和满负荷时。 3.5 热态再启动 3.5.1 锅炉热态启动条件： 3.5.1.1 无MFT 跳闸指令。 3.5.1.2 所有给煤机全停。 3.5.1.3 床下风道燃烧器进、回油速断阀关闭；床上进、回油速断阀关闭。 3.5.1.4 平均床温高于650℃。 3.5.1.5 一次风至风室风量大于临界流化风量。 3.5.1.6 播煤风开度大于95%。 3.5.2 风机启动后，如果床温大于投煤温度650℃，可直接投煤，无需炉膛吹扫和投启动燃烧器，以给煤机最低转速投煤着火后，按热态升温曲线，过热器升温速度≯2℃/min、主汽压力0.05MPa/min升温升压。 注：若发现投煤5分钟内未燃，热态启动失败，应停止向锅炉给煤并重新吹扫后，投入油枪提高床温再重新投煤。 3.5.3 当锅炉平均床温小于650℃时，不能直接投煤，必须先进行炉膛吹扫，然后投启动燃烧器加热。 3.5.4 当油枪点火后，床温将升高，而后正常的投煤过程可随之进行，并参照冷态滑参数启动过程完成随后的操作，将机组负荷带到要求值。 3.6 锅炉停运 3.6.1 停炉的有关规定 3.6.1.1 锅炉停运时间超过7天，应将石灰石缓冲仓以及原煤仓排空。 注：以上规定不适合锅炉紧急故障停运。 3.6.1.2 当锅炉停运时间超过5天，应将床料排完，并对流化风嘴进行逐一检查并疏通。否则，可不排床料。 3.6.1.3 在锅炉停运期间，应对承压部件进行相应保养。 3.6.1.4 正常情况按滑参数停炉方式进行，特殊情况时由总工程师确定停炉方式。 3.6.2 停炉前的准备 3.6.2.1 值长接到停炉命令后，应告知主值停炉的目的、方式及要求，并交待有关注意事项；通知汽机、化学、电气、燃运、热工等专业。 3.6.2.2 根据预计停炉时间，提前通知燃运班长停止向煤仓上煤，停止向石灰石缓冲仓进石灰石。 3.6.2.3 通知各岗位对所属设备进行全面检查，并将缺陷项目详细、准确地记入“设备缺陷记录簿”内。 3.6.2.4 锅炉受热面全面吹扫一次(在50%BMCR以前)。 3.6.2.5 检查燃油系统处于备用状态，压缩空气吹扫系统正常。 3.6.3 滑参数停炉 3.6.3.1 逐渐减少给煤量和风量，根据情况缓慢降低负荷。 3.6.3.2 降负荷，降参数时应注意与汽机、电气相互配合；注意汽包水位.汽温变化；保持汽包的上下壁温差小于50℃。逐渐的减少燃料和风的输入，保持炉内任意烟气侧温度测点的变化率小于60～80℃/h，最大不超过100℃/h以保护炉内的耐磨耐火材料。 3.6.3.3 当负荷下降到50%BMCR时，解列锅炉负压等自动装置，将自动改为手动，维持汽包水位计正常，密切注视汽温变化情况必要时解列汽温自动装置。 3.6.3.4 锅炉负荷小于40～50%BMCR时，锅炉给水由主路切换为旁路运行。 3.6.3.5 在降低负荷时，保持过热蒸汽温度高于该压力下饱和蒸汽温度50℃以上。 3.6.3.6 床温在650℃以上时，排空给煤机皮带的煤，依次停运给煤机并检查停运给煤机的出口电动插板门已关闭；排空石灰石管道的石灰石后，停运。 3.6.3.7 注意控制汽温和烟温的下降速率；降到最小稳定负荷，维持运行30 分钟，以使锅炉各处耐火材料逐渐冷却；在床温约450℃时，关闭主汽门，根据汽压变化情况，开启疏水。 3.6.3.8 停止锅炉排渣，排空灰渣排放管，排空冷渣机内床料，停止冷渣机运行。 3.6.3.9 当锅炉床温下降至400℃时，依次停运一次风机、二次风机、及引风机；但高流风机继续运行直至“U”阀被冷却到260℃以下再停运。 3.6.3.10 汽机打闸，锅炉保持汽包水位在可见高水位；停止上水时应开启省煤器再循环，并停止给水泵运行。 3.6.3.11 继续运行所有飞灰输送系统，直至各灰斗已空，按规定停运除尘器有关加热装置。 3.6.3.12 根据具体情况采取相应的承压部件防锈蚀保养措施。并按炉子冷却和床料排除技术措施执行；冬季应做好防冻措施，以防冻坏设备。 3.6.4 滑参数停炉注意事项： 3.6.4.1 在滑参数停炉过程中，应与汽机加强联系，密切配合；防止各参数大幅度波动。 3.6.4.2 在滑参数停炉过程中，控制主汽压下降速度≤0.05MPa/min，主汽温下降速度≤1℃/min，再热汽温下降速度≯2～2.5℃/min。 3.6.4.3 在滑参数停炉及至冷炉状态过程中，确保汽包壁温差≯50℃/min。 3.6.4.4 锅炉停运后应维持汽包高水位，直至汽包内水温低于200℃ 3.6.4.5 锅炉停运后，汽包上满水（在+300mm 左右），关闭给水电动门，开启省煤器再循环门，并联系汽机停止给水泵运行。（锅炉需要补水时再联系汽机值班人员启动给水泵锅炉进行补水。） 3.6.4.6 锅炉未完全放水，未完成床料排出、各主要转机未停电，省煤器入口烟温在150℃以上时，必须有专人监视CRT并按要求填写停炉记录薄，发现异常及时汇报相关领导。 3.6.4.7 除非特殊情况下，否则不得对锅炉进行快速冷却。 3.6.5 压火热备用 3.6.5.1 压火热备用时，应使平均床温在650℃以上，当床温在650℃以下时，应遵照冷态启动程序进行。 3.6.5.2 当锅炉压火时，应首先停止给煤，并监视锅炉出口处的氧量，待含氧量上升至13～15%，通风5 分钟后，停止向炉膛供风，以使流化床热损失减到最小。高流风机仍应一直运行到“U”阀被冷却到260℃以下时方可停止运行。 3.6.6 停炉后的冷却 3.6.6.1 锅炉停运后8小时内密闭各炉门烟风挡板，防止急剧冷却。 3.6.6.2 熄火8小时后，可开启引风机挡板，人孔门，进行自然通风，压力降至0.5MPa 时可开下联箱放水门，压力降至0.2MPa 时，开启锅炉本体各空气门。 3.6.6.3 锅炉熄火24 小时后可启动引风机，进行通风冷却。根据需要排床料。必须注意汽包上下壁温差不大于40℃，最大不超过50℃。 3.6.6.4 在停炉冷却过程中，如汽包壁温差超过规定值时，应减缓冷却速度。 3.6.7 停炉后的快速冷却：若有必要快速冷却时，可按如下方法进行； 3.6.7.1 床温降到400℃时，不停运风机，继续通风进行强制通风冷却。但风门挡板开度不得过大，控制降温率不超过80℃/h。 3.6.7.1 床温降到150℃时，停运一、二次风机、高流风机，开启炉墙下部人孔门，根据降温率适当调大炉膛负压值。 3.6.7.2 炉温降到60℃时，停运引风机。 3.7 锅炉停炉后的保养 3.7.1 总则 3.7.1.1 为保证热力设备的安全经济运行，避免在停运期间发生腐蚀，根据发电部部颁发的《火力发电厂停〈备〉用热力设备防锈蚀导则》SD223-87 有关规定，并结合我厂483t/h循环流化床锅炉的具体情况，包括该机组的参数，停用时间的长短、具体条件等，特制定保养措施。 3.7.1.2 如锅炉停用时间超过一周，则采用充氮法保养；如果停炉时间在一周内，应采取蒸汽压力法或给水压力法或余热烘干法保养；如果锅炉停用时，需进行承压部件检修则采用余热烘干法保养；如果长时间停用（例如机组大修）应采取干燥剂法或联氨法或充氮法等。 3.7.2 热炉放水（带压放水）： 3.7.2.1热炉放水工作要在值长指挥下进行，滑参数停炉熄火时，主汽压力不低于3.0MPa。 3.7.2.2停止各风机后，严密关闭各风机出入口档板。 3.7.2.3保持汽包水位至+300mm，注意汽包上、下壁温差不超过50℃，根据压力情况适当稍开对空排汽门。 3.7.2.4压力降至0.8MPa，汽包上壁温度在180℃以下，省煤器入口烟气温度在200℃以下时，开启省煤器放水门，放净水后关闭。 3.7.2.5压力降至0.5MPa，全开定排系统一、二次门、定排总门放炉水，同时开启给水管路放水门，减温水系统各门及放水门，连排门，取样一、二次门，下降管放水门。 3.7.2.6压力降至0.2MPa，开启过热器各疏水门,开启炉顶空气门。 3.7.2.7确认炉水放净后，开启对空排汽一、二次门。 3.7.2.8 炉水放净后十小时为烘干期，烘干后方可启动吸风机，打开本体、烟道、所有人孔。 3.7.2.3 在烘干过程中，利用热水采样器和采用真空泵抽取锅内空气进行检测。 3.7.2.4 每1小时定期测定锅内空气湿度一次，湿度应符合控制标准（空气相对湿度＜70%或等于环境相对湿度）。 3.7.2.5 炉膛温度降至105℃时，测定锅内空气湿度仍低于控制标准锅炉应点火或投临炉热风，继续烘干。 3.7.2.6 锅炉降压操作，必须控制汽包壁温差不超过40℃，最大不超过50℃。 3.7.3 联氨和氨溶液法： 3.7.3.1 在余热烘干后，通知化学值班人员，用氨泵向给水系统加联氨和氨。 3.7.3.2 向锅炉上水至过热器空气门见水后关闭，联氨浓度为150——200mg/L。 3.7.3.3 炉水氨浓度降低、联氨含量少或PH 值不合格时，由化学用加药泵向炉内加药，用氨水调PH 值至10.0～10.5。 3.7.3.4 锅炉保护期间，通过炉水采样器检测药液含量是否符合标准。 3.7.3.5 每周测定联氨含量及PH 值各一次，低于标准应予以调整，出现异常情况应查明原因，及时处理。 3.7.3.6 保护期间每周测定联氨含量及PH 值各一次。 3.7.3.7 药液对铜制部件有腐蚀作用，使用时应有隔离措施。 3.7.3.8 解除锅炉保护后，点火前应加强锅炉本体至过热器的反冲洗，要严格控制蒸汽中的氨含量小于2mg/kg，以防铜管遭到氨蚀。 3.7.3.9 药液有刺激性，联氨有毒，在使用该药剂时，操作人员应注意保护。排放联氨溶液前，必需将溶液处理至符合排放标准。 3.7.4 正压吹干保养法： 3.7.4.1 机组停运，锅炉熄火后，在汽包壁温允许情况下，尽快将锅炉汽包压力降至0.5～0.8MPa，采用带压放水法将锅炉内水放净，当锅炉压力到零后，开启锅炉所有疏水门、空气门、对空排汽门、事故放水门及排污门，利用炉膛及烟道内存在的余热，使锅炉内部残留的水分蒸发，而后关闭上述阀门。 3.7.4.2 由锅炉专用干保养接口接入160～230℃左右的压缩空气，然后通过锅炉排污使进入锅炉带压的热空气在受热面内形成一个完整的对流系统。 3.7.4.3 利用空气压力将各系统中残余水分吹出，部分余水被炉膛余热与空气的加热蒸发后吹出，以达到吹干干燥保护的目的。 3.7.4.4 当停机的锅炉吹干后，在备用时，定时在气温较低的时间（如晚0 点到8 点），根据不同情况，按上述要求将系统吹扫2～5 小时，保证管壁温度和管内空气温度比大气温度高10℃以上，防止管内外壁结露。 3.7.5 给水压力法： 3.7.5.1 锅炉停运后，用除过氧的给水充满锅炉，并维持一定压力（0.5～1.0MPa）及溢流量，以防止空气漏入。 3.7.5.2 锅炉停运后，保持汽包内最高可见水位，自然降压至给水温度对应的饱和蒸汽压力时，用除氧后的给水换掉炉水。 3.7.5.3 当锅炉的磷酸根小于1mg/L，水质澄清时，停止换水。 3.7.5.4 当过热器壁温低于给水温度时，开启锅炉最高点空气门，由过热器反冲洗管冲入给水，至空气门溢流后，关闭空气门，在保持压力为0.5～1.0 MPa 条件下，使给水从饱和蒸汽取样器处溢流，溢流量控制在50～200L/h 的范围内。 3.7.5.5 锅炉在保护期间，通过炉水采样器对给水质量进行认真监督。 3.7.5.6 每4h 记录压力1 次，每8h 测定溶解氧1 次使之符合标准。 3.7.5.7 冬季注意防冻。 3.7.6 充氮法 3.7.6.1 锅炉停运后，当汽包压力降至0.5MPa 时，接好充氮系统，充氮管道直径一般不小于20mm，充氮系统可通过高温过热器空气管接入。 3.7.6.2 当汽包压力降至0.3MPa 时，开始向锅炉内充氮气。保持0.3～0.5MPa 的氮压条件下，开启放水门，利用氮压排尽炉水后，关闭各疏放水门。 3.7.6.3 全面检查锅炉汽、水系统，严密关闭各空气阀，疏放水阀，排污阀，给水、主蒸汽管道及其疏水阀等，使整个充氮系统严密。 3.7.6.4 用氮气罐出口调整门，将压力调至0.3MPa 左右，当锅内压力低于此值时，氮气自动充入锅内。 3.7.6.5 在充氮保养期间，应保证锅内氮气压力大于0.03 MPa(表压)，氮气纯度大于98%，同时，运行人员每班记录氮压二次。 3.7.7 停炉后的保养，化学专业应出具体的技术措施。 第四篇 锅炉的正常运行调整 4.1 运行参数的控制 4.1.1 锅炉最高负荷483t/h。 4.1.2 过热器出口压力13.73MPa。 4.1.3 过热器出口汽温530～545℃。 4.1.4 给水压力16.7MPa。 4.1.5 汽包水位±50mm。 4.1.6 炉膛负压-0.127～-0.245KPa。 4.1.7 低温过热器进、出口烟温680℃、529℃。 4.1.8 高温过热器进、出口烟温817℃、680℃。 4.1.9 旋风分离器进、出口烟温 870℃、863℃。 4.1.10 启炉时烟道两侧温差不超过50℃，过热器两侧汽温差不超过30℃。 4.1.11 运行时烟道两侧温差不超过40℃，过热器两侧汽温差不超过20℃。 4.1.12 烟气含氧量3.5%～6%。 4.1.13 床温820～922℃。 4.1.14 给水温度253.8℃。 4.1.15 再热器进、出口压力2.636MPa 、2.786MPa。 4.1.16 再热器进、出口温度331℃、530～545℃。 4.2 运行调整的任务 4.2.1 保持锅炉蒸发量在额定值以内，并满足机组负荷和外界热用户的要求。 4.2.2 保持正常的汽温、汽压、床温、床压。 4.2.3 均衡给水，维持汽包正常水位。 4.2.4 保持炉水和蒸汽品质合格。 4.2.5 控制NOX，SO2排放值在规定范围内。 4.2.6 保持燃烧良好，减少热损失，尽可能维持在最佳工况下运行，提高锅炉运行效率。 4.2.7 保证锅炉机组的安全经济运行 4.3 蒸汽压力调节 4.3.1 锅炉正常运行中，采用定压运行时，过热器出口蒸汽压力应维持在13.73±0.1MPa 范围内，采用定——滑——定运行方式时，为保证机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，50%--90%额定负荷时采用滑压运行，当负荷低于50%额定负荷时，恢复定压运行方式。 4.3.2 汽压调整及注意事项： 4.3.2.1 汽压变化时及时分析扰动的原因，以采取相应的措施迅速处理，防止汽压波动过大。 4.3.2.2 加强对给煤和给石系统运行调整，保证煤、石灰石给量均匀稳定。 4.3.2.3 加强与汽机、电气等相关专业联系。 4.3.2.4 正常运行时压力调整应通过改变给煤量来进行，尽量保持六条给煤机的均匀投煤，不采用投停给煤机的方法；非事故情况下，禁止用开启安全门和向空排汽门（或PCV阀）降低汽压。 4.3.2.5 注意汽压、负荷与炉膛差压之间的对应关系，炉膛差压表明了稀相区的颗粒浓度，对控制压力及负荷起着重要作用。 4.4 蒸汽温度调节 4.4.1 正常运行时，应严格监视和调整主汽、再热汽温度为545～530℃；左右侧汽温偏差不大于20℃，过热汽温与再热汽温偏差不超过20℃。 4.4.2 正常运行应保持汽温的稳定，注意汽压变化对汽温的影响，给水压力对减温水量的影响，给水温度对汽温变化的影响；掌握其规律，做到有预见性的调整。 4.4.3 主汽温度主要采用减温水进行调整，一级减温水应经常投入并用于粗调，改变汽温较大的扰动，二级减温水主要用于细调改变汽温较小的波动。 4.4.4 调节汽温时，两级减温水应配合使用，并尽量投入“自动”运行，经常检查其调节质量，手动调节时，喷水量要均匀，不宜猛开猛关，防止汽温变化过大。 4.4.5 利用喷水调节汽温时，确保喷水减温后的蒸汽温度高于该压力下饱和温度11℃ 4.4.6 增加风量可提高汽温，但不应过大。 4.4.7 可通过对受热面吹灰来提高汽温。 4.4.8 汽温调节过程中，应严格控制过热器、再热器各段管壁温度在允许范围内。 4.4.9 经多方面调整后汽温仍超限，应汇报值长适当改变负荷。 4.4.10 再热汽温的调节应以烟气挡板为主要调整方式（粗调），微量喷水为辅（细调）；正常情况下禁止使用事故喷水减温，只有当再热器入口温度＞400℃或汽机故障要求停机时，作为临时降温手段；再热器无蒸汽流量时，严禁使用事故喷水。 4.4.11 下列情况注意汽温变化： 4.4.11.1 升降负荷时 4.4.11.2 燃烧不稳时 4.4.11.3 投停高加时 4.4.11.4 煤种变化大时 4.4.11.5 给水压力变化较大时 4.4.11.6 受热面吹灰时 4.4.11.7 满水严重时 4.4.11.8 甩负荷 4.5 水位调整 4.5.1 锅炉汽包正常水位0 位（即在汽包中心线下76 ㎜处），正常波动范围为0±50 ㎜。 4.5.2 相对于正常水位： —— +50 ㎜水位高Ⅰ值报警。 —— +125 ㎜水位高Ⅱ值报警，汽包事故放水电动门联开，+50mm水位时，联关。 —— +200 ㎜水位高Ⅲ值，主燃料切除（BT）。 —— -50 ㎜水位低Ⅰ值报警。 —— -200 ㎜水位低Ⅱ值报警。 —— -280 ㎜水位低Ⅲ值，主燃料切除（BT）。 4.5.3 锅炉水位应以汽包就地水位计为准，二次水位计作为监视与调整的依据；正常运行时应至少有两套原理以上指示准确的水位计供运行人员监视。 4.5.4 每班应对一、二次水位计冲洗校对一次，并定期做高、低水位报警试验，以保证其准确可靠运行。 4.5.5 当给水投自动时，应严密监视其运行及水位变化情况。若自动失灵时，应及时切为手动调整。 4.5.6 运行中保持正常水位，并经常注意蒸汽流量、给水流量、给水压力三者变化规律，掌握给水流量与蒸汽流量的差值，当水位发生变化时应及时调整。 4.5.7 锅炉低负荷时（给水145t/h以下），给水的调节是单冲量调节，应参照给水流量和蒸汽流量的指示，做到均衡进水，防止水位波动较大。 4.5.8 若因负荷剧变产生虚假水位时，要根据水位的变化趋势进行正确调整，切不可盲目操作，防止因操作不当造成水位事故。 4.5.9 若由于给水压力过低或受热面泄漏使水位过低时，应适当降低锅炉负荷，以维持正常水位。 4.5.10 下列情况应加强对水位的监视与控制： 4.5.10.1 启停炉及升降负荷时 4.5.10.2 燃烧不稳时 4.5.10.3 炉受热面泄漏时 4.5.10.4 定期排污时 4.5.10.5 安全门或向空排汽门（或PCV阀）动作时 4.5.10.6 切换给水管路或汽机切换给水泵时 4.5.10.7 甩负荷时 4.6 燃烧调整 4.6.1 在运行中，应根据锅炉负荷需要调整一、二次风量，在安全基础上，尽量达到最佳经济值，使锅炉热损失趋于最低值。正常运行时，保持流化床温度在820～922℃内。 4.6.2 运行时应保持炉膛负压为正常值（-0.127～-0.245KPa），在加负荷时原则上先增大引风量，而后及时增加送风量和燃料量；减负荷时先减少燃料量和送风量，再减少引风量。 4.6.3 注意炉内流化工况、燃烧情况、返料情况，发现问题应及时消除，当炉膛温度升高或降低应及时调整一、二次风量比率、给煤量等。 4.6.4 锅炉改变负荷时，按先增风后增煤，先减煤后减风的次序稳定缓慢的交替进行，即做到“少量多次”的调整方式，避免床温产生大的波动，同时注意各种不同负荷下与炉膛差压的对应关系，炉膛差压反应了稀相区的传热。 4.6.5 一、二次风的调整原则是： 一次风调整流化、炉膛温度和料层差压，二次风控制总风量，在一次风满足流化、炉温和料层差压的前提下，在总风量不足时，可逐渐开启二次风门，随负荷的增加，二次风量逐渐增加，维持正常的炉膛负压及氧量值。 4.6.6 锅炉运行中，应经常注意观察各部位的温度和阻力的变化，烟气温度或阻力不正常时应检查是否由于漏风、过剩空气量过多、结焦或燃烧不正常引起的，并采取措施消除，还应检查炉本体的漏风情况，所有的观察孔、人孔门等均应严密关闭，发现漏风应采取措施堵塞。 4.6.7 运行中应经常注意煤质情况，根据煤质情况进行相应调整。 4.6.8 化学值班员应每班对入炉煤、灰渣样品及飞灰可燃物进行化验分析，将结果通知锅炉运行人员，及时掌握煤种变化情况，达到经济调整，同时将锅炉SO2 排放量控制在允许范围内。 4.6.9 不定期对床压、床温、炉膛负压等测点进行吹扫。以提高其指示的准确性，提高燃烧调整质量。 4.7 床温调节： 4.7.1 本炉床温正常运行范围820～922℃，最低运行床温为790℃，在无助燃情况下，不允许床温低于这一水平。 4.7.2 床温高值报警点为955℃，990℃时主燃料切除（MFT）。床温低值报警点为760℃，床温低于650℃且启动燃烧器未投入运行时主燃料自动切除（MFT）。床温降到540℃以下时无论风道点火器是否运行，给煤机将自动切除。 4.7.3 监视床压不低于4KPa，防止床温过高，布风板过热。 4.7.4 改变密相区的燃烧份额可以达到控制床温的目的：可通过改变石灰石供给量和炉膛排渣量、一、二次风量的配比及给煤颗粒特性来实现；床温高，增大石灰石供给量和减少炉膛排渣量，增加一次风量，减小燃煤粒径可使床温降低。 4.7.5 除非超过955℃且经过调整无法恢复到正常值时，才允许降低负荷，减少给煤量来降低床温。 4.7.6 经常监视炉膛内部温度以及炉膛出口烟温，对监控床温起预警作用。 4.8 床压调节： 4.8.1 床压是CFB 锅炉监视的重要参数之一，是监视床层流化质量，料层厚度的重要指标。 4.8.2 锅炉正常运行时，床压应控制在 6～8KPa。 4.8.3 调节滚筒冷渣器的转速，改变排渣量，达到炉膛排渣与冷渣器排渣的动态平衡以实现风室大差压的稳定。当输渣系统出现故障时，应及时采取措施加强锅炉排渣，防止风室大差压过高，必要时可采取改善入炉煤质、加强燃烧调整等措施以维持风室大差压，不得已时可汇报值长适当降低机组负荷以适应锅炉排渣量。 4.8.4 改变石灰石量可调节床压，床压过高时，可以在SO2排放的允许范围内减少给料量。 4.8.5 床压高时，可增加一次风率，使排渣更容易并加强排渣，使床压降至正常值。 4.9 烟气SO2、NOx 的调节 4.9.1 烟气排放系数： 正常运行中： 炉内SO2 排放值： 400mg/Nm3（含O2量为6%） NOx 排放值：200mg/Nm3（含O2量为6%） 4.9.2 监视SO2 排放值，用手动或自动方式调节石灰石给料旋转调节阀转速，改变进入锅炉的石灰石给入量，使烟气中SO2 含量符合规定值。 4.9.3 改变石灰石给料量也相应影响到烟气中NOx 排放值。 4.9.4 通过适当排渣也能控制SO2排放量。 4.9.5 烟气中的SO2和NOx 可以通过调节床温床压来调节；运行中尽量维持床温在850～922℃范围内。 4.9.6 控制NOx 排放，可调节床温、改变一、二次风间的配比、调节过剩空气系数等手段进行调节，一次风量应满足密相区燃烧份额的需要，并使密相区处于还原气氛。 4.10 汽包水位计的运行与维护： 4.10.1 正常投运操作程序： 4.10.1.1 开启放水门。 4.10.1.2 开启汽水一次门，稍开汽水二次门，暖管30 分钟。 4.10.1.3 关闭放水门，分别缓慢开启水位计汽水二次门，观察水位计内水位出现并轻微波动时，即表明水位计投入正常。 4.10.2 水位计的冲洗操作程序： 4.10.2.1 关闭汽水二次门，再稍开1/4～1/2 圈，开启放水门，对汽水管路及水位计本体进行冲洗。 4.10.2.2 关闭汽侧二次门冲洗水管后，稍开汽侧二次门，关闭水侧二次门，冲洗汽管及水位计本体。 4.10.2.3 关闭放水门，开启水侧二次门，水位应很快上升并有轻微波动。 4.10.2.4 冲洗完毕后全开汽水侧二次门，并与其它水位计校对，指示不准时应重新冲洗。 4.10.3 水位计解列： 4.10.3.1 关闭汽、水一、二次门。 4.10.3.2 开启放水门，放尽余水后关闭。 4.10.4 注意事项： 4.10.4.1 水位计照明应齐全充足。 4.10.4.2 暖管应正确，防止水位计云母及金属因温度骤变而损坏泄漏。 4.10.4.3 水位计定期冲洗和校对；水位剧烈波动时不得冲洗。 4.10.4.4 注意设备和人身安全，操作应缓慢，切勿正对水位计观察窗，应站在侧面，完毕后对各阀门位置做一次检查，确认汽水侧阀门处于全开位置。 4.10.4.5 禁止两个水位计同时清洗。 4.10.5 水位计运行维护： 4.10.5.1 运行中每班对水位计进行全面校对一次。 4.10.5.2 若水位计内水质混浊或结垢使水位显示模糊及摄像显示色调变暗，应加强水位计冲洗工作。 4.10.5.3 运行中发现水位计导管、阀门等泄漏或照明故障时，应及时通知有关检修人员处理。 4.11 锅炉排污 4.11.1 为保持受热面内部清洁及保证合格蒸汽品质，必须对锅炉进行排污，使炉水及蒸汽品质维持在规定范围内。 4.11.2 排污种类：连续排污和定期排污。 4.11.3 连续排污量大小由化学根据汽水品质掌握，用调整门控制，同时应与主值取得联系。 4.11.4 定期排污由运行人员操作，化学监督。操作时先全开一次门，后开二次门。关闭时先关闭二次门，后关一次门，排污时间30 秒，排污时间不宜过长，以免破坏水循环。 4.11.5 定期排污一般按规定定期进行，同时根据化学通知增加定排次数。 4.11.6 定期排污注意事项： 4.11.6.1 排污时应加强对水位监视；并与主值联系好。 4.11.6.2 如有检修工作，应作好隔绝措施，以免发生人身和设备事故。 4.11.6.3 排污前应检查各阀门，如有严重缺陷和泄漏危及人身安全时，应停止排污。排污地点照明要充足，排污时应使用专用工具，不得正对阀门。 4.11.6.4 禁止两路或两个循环回路同时排污。 4.11.6.5 燃烧不稳、水压低、水位低或发生事故时应停止排污。 4.11.6.6 排污管道撞击时应停止排污，待撞击消除后再缓慢进行。 4.11.6.7 每循环回路排污时间为30 秒。 4.12 床料的再流化 4.12.1由于较低的一次风量而使床料堆积，或因过多的床料而引起的布风板上局部区域的床料流化不佳，可脉动一次风量使其再流化 4.12.2 再流化的条件： 4.12.2.1锅炉负荷在80%以下。 4.12.2.2一次风机有35%以上的余量。 4.12.2.3锅炉的各控制系统已协调好。 4.12.3 再流化的步骤： 4.12.3.1控制一次风机入口挡板从当前位置增大到70%--80%。 4.12.3.2当一次风量、风压增加后,观察未流化区域的床温变化。 4.12.3.3间隔10分钟，重复这一步骤不超过3次，若没有效果，停止这一操作。 4.12.3.4恢复正常控制。 4.13 机组运行中的检查与维护 4.13.1 巡回检查制度 巡回检查是保证设备安全运行的有效制度，必须认真执行，精心检查并作好记录。各级运行人员和值班人员要十分清楚设备情况并做到心中有数，巡检中发现设备缺陷应及时通知检修处理。 4.13.1.1执行巡回检查的人员，必须是独立值班人员。 4.13.1.2制定巡回检查路线图，巡检值班员按此路线图进行检查。 4.13.1.3巡回检查过程中要做到设备到位，思想集中，认真负责。 4.13.1.4巡回检查时遵循：手摸、眼看、鼻嗅、耳听的原则，检查设备的颜色、油位、气味、温度、振动、声音及八漏（汽、水、风、烟、煤、油、电、灰）的情况，来分析设备的是否运行正常。 4.13.1.5巡回检查制度：接班时检查，班中每小时对设备全面检查一次，对重要辅机设备或遇到特殊情况应加强巡检次数；交班前认真检查，发现设备缺陷及时联系检修人员进行处理，并在BFS++缺陷登记上作好记录（包括设备缺陷记录本上）进行登记。 4.13.1.6检查时注意人身安全，带上专用工具及防护用品。 4.13.1.7主值应负责督促检查巡回检查人员，并审查巡回检查记录。 4.13.2 巡回检查内容：
4.13.3 锅炉巡检路线： 集控室→9m运转台→落煤管→减温水给水操作台→ A “U”阀→B “U”阀→燃油母管系统→从B侧下→B侧点火平台及燃烧器→冷渣器→0m→皮带输送机→定期排污系统→A、B高压流化风→B一次风机→B二次风机→A一次风机→A二次风机→暖风器疏水泵→斗式提升机→石灰石系统→B引风机→A引风机→仪用空压机→燃油管道→A侧0m→A侧点火平台及燃烧器→9m运转台→从A侧上→A侧尾部受热面、吹灰器→A侧过热器、再热器联箱安全阀及压力表等→A侧旋风分离器→汽包平台→B侧旋风分离器→B侧再热器、过热器联箱安全阀及压力表等→B侧尾部受热面、吹灰器→给煤平台→1号至6号给煤机→9m运转台→集控室。 4.13.4 定期工作及维护试验制度 4.13.4.1 为了保证设备安全、经济运行，备用设备在需要时能正确及时发挥作用，使锅炉机组长期在良好的状况下工作，运行人员必须按照制度进行试验和切换。 4.13.4.2 设备的试验及定期切换工作必须经过值长的许可。 4.13.4.3 在进行对运行影响较大的定期试验和切换工作时，应通知发电生产部专业主管，尽量安排在低负荷进行，并做好事故预想，制订安全措施。校验结果应做详细记录；切换后的设备必须恢复备用，有自动联锁的在做定期工作时应解除，恢复备用时再投入。 4.13.4.4 若做定期工作时出现异常，应立即停止工作，根据命令执行。 4.13.4.5 电机绝缘不合格，禁止投入运行或备用，应立即通知检修处理。 4.13.4.6 凡规定试验项目，机组停用或不具备试验条件时应在下次开机或定期试验期限内再做，并及时汇报发电生产部专业主管。 4.13.4.7在规定试验切换期限内，设备已进行过一次联锁保护试验（大小修后已启动）本次定期试验工作可以免做。设备轮换应在连续运行满一个月以后进行 定期工作内容：
注：各个转机全面补油除定期工作外，各个班还应该加强对设备的巡检，发现缺油时，及时补油。 4.13.5其他检查内容 4.13.5.1检查旋风分离器入口烟温不能超过950℃，烟温过高可烧坏耐火材料或金属压力部件。 4.13.5.2检查床温热电偶和相关的仪表是否处于正常工作状态。 4.13.5.3检查去布风板的一次风风量，保证一次风和二次风之间的正常分配。 4.13.5.4检查烟气中含氧量，确保氧量表的正常工作。 4.13.5.5检查燃烧室床压，验证压力测点、传压管路是否堵塞，确保床压指示正常。 4.13.5.6监视灰渣排放系统运行是否正常，监测灰渣排放温度。 4.13.5.7检查汽包水位是否正常，如有必要需进行水位计冲洗。 4.13.5.8定期对“入炉煤”进行取样分析，验证给煤的粒度和成分的变化情况。 4.13.5.9锅炉正常运行时，若省煤器出口烟温高于正常温度16℃时应加强吹灰。 4.13.5.10检查锅炉区域有无非正常的声音、振动或移动。 4.13.5.11烟道、锅炉外壳是否有泄漏、过热、变色等。 4.13.5.12通过监测锅炉各段的床温、烟温、料温来判断床料的流化状态和返料机构的运行情况。 4.13.5.13注意观察喷水减温器的喷水量和喷水前、后的蒸汽温度，确保喷水后蒸汽温度高于饱和温度11℃。 素材来源网络，刘亮亮搜集整理！ |
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