330T循环流化床蒸汽锅炉运行规程（TG-300/9.81-M4型）

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操作要点

转发福利

技术改造

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前  言

一、编写本规程的依据：

1、《电力工业技术管理法规》

2、《发电机组运行规程》

3、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

4、制造厂家说明书

5、本厂有关设计、图纸、资料

6、其它厂同类型机组运行规程

目    录

1 锅炉设备系统简介

1.1锅炉设备规范及特性

1.2燃料特性

1.3石灰石特性

1.4汽水品质

1.5锅炉设备技术数据

1.6锅筒

1.7水冷系统

1.8 过热器系统及汽温调节

1.9省煤器

1.10空气预热器

1.11燃烧设备

1.12分离回料系统

1.13锅炉范围内管道

1.14构架

1.15炉墙

1.16 膨胀设计

1.17 防磨设计

1.18 密封设计

1.19 吹灰系统

1.20 水容积表

2锅炉辅助设备及运行

2.1转机运行通则

2.2锅炉辅机设备

2.3除渣系统设备

2.4炉前石灰石输送系统设备

2.5燃油系统设备（与116MW共用）

3烘炉及实验

3.1烘炉

3.2锅炉冷态空气动力场试验

3.3 MFT主燃料跳闸试验

3.4锅炉水压试验

3.5安全门校验

4锅炉机组的启动

4.1禁止锅炉启动的条件

4.2锅炉启动前的检查和准备

4.3锅炉上水

4.4投入锅炉底部加热（临炉加热）

4.5锅炉吹扫

4.6锅炉冷态启动投油及升温、升压

4.7投煤

4.8温态启动

4.9热态启动

4.10启动曲线

4.11锅炉启动过程中的注意事项

5 锅炉正常运行的调整

5.1锅炉调整的任务

5.2运行主要参数的控制

5.3负荷调节

5.4水位调节

5.5汽压调节

5.6汽温调节

5.7床温调节

5.8床压调节

5.9 NO_x、SO₂排放浓度调节

5.10配风调节

5.11蒸汽品质的控制与调节

5.12锅炉吹灰的调节

5.13 其它

5.14经济运行操作说明

5.15 DCS自动化的主要内容

6 锅炉停炉

6.1正常停炉至冷备用

6.2停炉至热备用

6.3紧急停炉

6.4 停炉的快速冷却

6.5停炉注意事项

6.6预防措施：

6.7锅炉停炉保养

7锅炉常见事故处理

7.1事故处理总原则

7.2 床温过高或过低

7.3 床压高或低

7.4 水冷壁爆管

7.5过热器爆管

7.6省煤器泄漏

7.7床面结焦

7.8锅炉缺水

7.9满水事故

7.10主燃料切除（MFT）

7.11床面结焦

7.12烟道再燃烧

7.13流化不良

7.14骤减负荷

7.15J阀回料器堵塞

7.16厂用电中断

7.17其他

8特别说明

8.1锅炉运行的技术条件

8.2锅炉运行调整方法

8.3锅炉运行过程的注意事项

8.4 维护

9.锅炉油点火系统

1 锅炉设备系统简介

1.1锅炉设备规范及特性

1.1.1锅炉概述

本锅炉为高温高压，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架π型布置。锅炉设有轻型炉顶，运转层设置在9m标高。

锅炉主要由炉膛、绝热旋风分离器、自平衡回料阀和尾部对流烟道组成。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是绝热旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级四组对流过热器，过热器下方布置三组光管省煤器及一、二次风各三组空气预热器。

锅炉的给水经过水平布置的三组光管式省煤器加热后由吊挂管进入锅筒。锅筒内的锅水由集中下降管、分配管进入水冷壁下集箱和水冷屏下集箱、水冷壁管和炉内水冷屏、上集箱，然后由引出管进入锅筒。锅筒内设有汽水分离装置。

饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引至尾部汽冷侧包墙管、前包墙、后包墙、低温过热器、一级喷水减温器、炉内屏式过热器、二级喷水减温器、高温过热器、集汽集箱，最后将合格的过热蒸汽引向汽轮机。布置炉内屏式过热器以利提高整个过热器系统的辐射传热特性，使锅炉过热汽温具有良好的调节特性。

1.1.2锅炉铭牌

	#4炉	#5炉
锅炉型号	TG-300/9.81-M4型
制造厂家	太原锅炉集团有限公司
制造日期	2018年	2018年
投产日期	2019年 月 日	2019年 月 日

1.1.3锅炉主要工作参数

额定蒸发量	330 t/h
额定蒸汽温度	540 ℃
额定蒸汽压力（表压）	9.81 MPa
给水温度	215℃
锅炉排烟温度	134 ℃
排污率	≤1 %
空气预热器进风温度	20 ℃
锅炉设计热效率	92.13 %
燃料消耗量	69.45t/h

1.1.4锅炉基本尺寸

炉膛宽度（两侧水冷壁中心线间距离）  12450mm

炉膛深度（前后水冷壁中心线间距离）  6450mm

锅筒中心线标高                      42300mm

集汽集箱标高(主汽出口)              47650mm

锅炉顶板标高                        47300mm

布风板标高                          5200mm

运转层标高                          9000mm

操作层标高                          5400mm

锅炉宽度（两侧柱间中心距离）          25600mm(主14600、副5500)

锅炉深度（柱Z₁与柱Z₄之间距离）        28260mm(11860+8800+7600)

1.2燃料特性

1.2.1煤质资料：  

煤种成分及热值如下：（褐煤）

检验报告	符号	单位	用户煤种
收到基碳	Car	%	36.43
收到基氢	Har	%	2.55
收到基氧	Oar	%	11.09
收到基氮	Nar	%	0.59
收到基硫	Sar	%	0.78
收到基灰份	Aar	%	22
收到基水份	War	%	26.56
挥发份	Vdaf	%	45.28
发热量	Qnet	KJ/Kg	13584

入炉煤的粒度要求范围0~10mm，切割粒径d₅₀=1.5mm，小于200mm的份额不大于20%。 

1.2.2 点火及助燃用油

锅炉点火用油：-35#轻柴油

序号	分析项目	单位	标准要求	实验方法
1	10%蒸余物残碳	%	≯0.3	GB/T268
2	水分	%	痕迹	GB/T260
3	运动粘度	mm2/s	1.8～7.0	GB/T265
4	闭口闪点	℃	≮45	GB/T261
5	灰份	%	≯0.01	GB/T508
6	硫醇硫含量	%	≯0.01	GB/T380
7	机械杂质	%	无	GB/T511
8	硫含量	Mg/Kg	≯50	SH/T0689
9	凝点	℃	≯-35	GB/T510
10	低位发热值	KJ/Kg	41860

1.3石灰石特性

石灰石既用于脱硫又起循环物料作用，石灰石的入炉粒度要求： 粒度范围在0～1mm，粒径级配为

0～0.1mm	≤20%
0.1～0.3mm	50%
0.3～1mm	30%
石灰石的入炉成分要求CaCO3	≥92%

1.4汽水品质

1.4.1给水品质

水源：中水

硬度：~0mol/l

PH值：9.5~10.0

锅炉正常排污率：1%

1.4.2蒸汽品质

钠：≤5ug/kg

二氧化硅：≤15ug/kgl

导电度（25℃）：≤0.3uS/cm

1.5锅炉设备技术数据

1.5.1锅炉在定压和滑压运行方式下不同负荷性能数据表

名   称	单位	锅炉负荷BMCR%
		100	80	60	40	30	全切除 高加
1. 汽轮机	MW	与同容量等级的供热式汽轮机相匹配
2. 汽水流量
省煤器入口	t/h	305.1	247.7	189	132	100	286
过热器出口	t/h	330	264	198	132	99	300
过热器一级喷水	t/h	16.2	10	6	1	0	9
过热器二级喷水	t/h	14.3	9	5	1	0	8
3.汽水压力
过热器出口	MPa．g	9.81	9.81	9.81	9.7	9.5	9.81
汽 包	MPa．g	11	10.8	10.6	10.4	10.1	10.9
省煤器入口	MPa．g	11.3	11	10.7	10.6	10.3	11.1
4.汽水温度
过热器出口	℃	540	540	540	530	520	540
减温水	℃	215	215	215	215	215	158
给  水	℃	215	215	215	215	215	158
汽  包	℃	317.4	317.2	317	316.5	316	317.3
5. 锅炉设计效率 （按低位发热量计）	%	92.13	91.98	91.81	91.53	91.28	92
6.机械未燃尽热损失	%	0.78	0.85	0.92	1.15	1.32	0.82
7.实际燃料消耗量（按设计煤种收到基计算）	t/h	67.45	54	40.5	27	20.3	60.7
8.  炉膛截面热负荷	MW/m2	3.25	2.61	1.96	1.32	1	2.93
9.  炉膛容积热负荷	kw/m3	99	80	60	40	30	90
10. 空气温度
空气预热器进口 （一次/二次风）	℃	20	20	20	20	20	20
空气预热器出口 （一次/二次风）	℃	20	20	20	20	20	20
11. 烟气温度
排烟(修正前）	℃	135	133	130	127	126	128
排烟(修正后）	℃	134	132	129	126	125	127
炉膛出口	℃	890	884	870	860	850	890
12. 空气量
预热器进口一次风	m3/h	155180	124144	93108	62072	46554	139662
预热器进口二次风	m3/h	155180	124144	93108	62072	46554	139662
预热器出口一次风	m3/h	247865	198292	148719	99146	74360	223078
预热器出口二次风	m3/h	247865	198292	148719	99146	74360	223078
一/二次风量比		5:5	5:5	6:4	7:3	7:3	5:5
13. 烟气量
预热器进口	m3/h	812700	650160	487620	325080	243810	731430
预热器出口	m3/h	500411	400300	300250	200170	150130	450370
14. 过剩空气系数
炉膛出口	%	20	20	20	20	20	20
分离器出口	%	20	20	20	20	20	20
空预器出口	%	23	23	23	23	23	23
省煤器出口	%	21	21	21	21	21	21
15. 漏风系数
炉   膛	%	0	0	0	0	0	0
分离器	%	0	0	0	0	0	0
空气预热器	%	2	2	2	2	2	2
16. 汽水阻力
过热蒸汽	kPa	1200	1000	800	700	600	1100
省煤器（不包括位差）	kPa	200	200	170	120	100	200
17. 烟风阻力
锅炉本体烟气阻力	Pa	3500	3300	3000	2700	2600	3400
空预器一次风侧阻力	Pa	1400	1300	1200	1100	1000	1300
空预器二次风侧阻力	Pa	1400	1300	1200	1100	1000	1300
空预器烟侧阻力	Pa	400	380	340	300	250	380
点火风道阻力	Pa	100	100	100	100	100	100
风室风帽阻力	Pa	2500	2300	2100	2000	1800	2400
二次风喷嘴阻力	Pa	2500	2300	2000	1800	1700	2400
18. 点火燃烧器
单个设计出力	kg/h	1400	/	/	/	/	/
投入数量（BMCR)	个	4	/	/	/	/	/
19．排灰渣率（BMCR）	%	40	40	40	40	40	40
锅炉冷渣器	个	4	4	4	4	4	4
除尘器灰斗	%	60	60	60	60	60	60
20.脱硝装置效率	%	70	70	60	60	60	70

1.5.2 锅炉热平衡表

工      况BMCR	100%	80%	60%	40%	30%
锅炉设计热效率（低位发热量） %	92.13	91.98	91.81	91.53	91.28
排烟损失          q2               %	6.06	6.04	6.02	6	6
化学未完全燃烧损失q3              %	0	0	0	0	0
机械未完全燃烧损失q4             %	0.78	0.85	0.92	1.15	1.32
散热损失           q5            %	0.5	0.5	0.5	0.5	0.5
灰渣热损失         q6            %	0.53	0.63	0.75	0.82	0.9
石灰石锻烧损失             %	0.1
硫盐化放热                 %	0.2
制造厂留出裕量             %	0.33	0.48	0.51	0.53	0.58
锅炉保证热效率             %	91.8	91.5	91.3	91	90.7
排烟温度                  ℃	134	132	129	126	125
设计进风温度              ℃	20	20	20	20	20
设计一次风温度            ℃	195	190	185	170	165
设计二次风温度            ℃	195	190	185	170	165
燃料消耗量（设计煤种）  kg/h	69450	54000	40500	2700	20300
石灰石消耗量            kg/h	3	2.4	1.8	1.2	1
燃料粒度                 mm	0-10	0-10	0-10	0-10	0-10
石灰石粒度               mm	0-1	0-1	0-1	0-1	0-1
Ca/S	1.8	<2	<2	<2	<2

1.6锅筒

锅筒内径Ф1600mm，厚度为100mm，筒身长约12480mm，全长约 14460 mm，两端采用球形封头，材料为P355GH/DIN EN10028-2。

锅筒筒身顶部设有饱和蒸汽引出管接头、安全阀管接头、压力表管接头；给水引入套管接头；筒身前后和与水平成20°夹角处设有汽水混合物引入管接头；筒身底部设有大直径集中下降管接头、紧急放水管接头、再循环管接头、排污和加药管接头；筒身前部设有两组水位表管接头、两组电接点水位计、四组平衡容器；同时锅筒上设有上下壁温测量点，在锅炉启动点火升压过程中，锅筒的上下壁温差允许最大不得超过50℃。同样，启动前锅炉上水时为避免锅筒产生较大的热应力，进水温度不得超过90℃（一般为30~70℃），并且上水速度不能太快，尤其在进水初期更应缓慢。球形封头上设有人孔。

锅筒正常水位在锅筒中心线以下180mm，最高水位和最低水位离正常水位各50mm。真实水位的测定与控制对锅炉的运行是非常重要的。

汽包水位控制保护限定值见下表：

水位	汽包中心线以下180mm	±50 mm	±100 mm	+150 mm	+175 mm	-200 mm
热控联 锁测点	正常水位	允许 水位	声光 报警	事故 放水	解列	解列

锅筒给水管座采用套管结构，避免进入锅筒的给水与温度较高的锅筒壁直接接触，降低锅筒壁温温差与热应力。

锅筒内采用单段蒸发系统，布置有旋风分离器、清洗孔板和顶部百叶窗等内部设备。

锅筒内装有旋风分离器，分前后两排沿锅筒筒身全长布置，汽水混合物采用分集箱式系统引入旋风分离器。

汽水混合物切向进入旋风分离器进行一次分离，汽水分离后蒸汽向上流动经旋风分离器顶部的梯形波形板分离器，进入锅筒的汽空间进行重力分离，然后蒸汽通过清洗孔板以降低蒸汽中携带的盐份和硅酸根含量，经过清洗后的蒸汽再经过顶部百叶窗和多孔板又进行二次汽水分离，最后通过锅筒顶部饱和蒸汽引出管进入过热器系统。清洗水量取百分之百的锅筒给水，清洗后的水进入锅筒的水空间。

为防止大口径下降管入口产生旋涡和造成下降管带汽，在下降管入口处装有栅格及十字挡板。

锅筒采用两个U型吊架，将锅筒悬吊在顶板梁上，吊点对称布置在锅筒两端，可向两端自由膨胀。

1.7水冷系统

1.7.1水冷壁

根据定态设计理论的原则，炉膛的烟气流速4.98m/s左右，因此，炉膛截面为2:1长方形结构。炉膛由四面均为管子和扁钢焊成的全密封膜式水冷壁组成。前后水冷壁下部密相区处的管子与垂直线成一定夹角收缩，底部是水冷布风板，布风板下面由一半后水冷壁管向前弯曲与两侧水冷壁组成水冷风室。

前、后、侧水冷壁分成四个循环回路，由锅筒底部水空间引出φ426集中下降管，再通过分散下降管向炉膛水冷壁给水。其中两侧水冷壁下集箱及前后墙水冷壁下集箱分别由φ168分散下降管引入。两侧水冷壁上集箱相应各由φ168连接管引至锅筒，前后墙水冷壁上部合并成一个φ273的集箱，由φ168连接管引至锅筒。

在后水冷壁上部炉膛出口处采用扳管子的方式形成向分离器入口处的导流加速段。下部锥体处管子对称让出两个返料口；前水冷壁下方有4个给煤口；侧水冷壁下部设置供检修用的专用人孔，炉膛密相区前、后水冷壁分别布置有二次风喷口。

1.7.2水冷屏

水冷屏布置在炉膛的中前上部，共有六屏，屏由规格为φ51的管子组成，其材质为20G。水冷屏为膜式管屏，鳍片材质为Q235A。

1.7.3炉膛水冷壁回路特性

回      路		前、后水冷壁	侧水冷壁	水冷屏	水冷屏
上升管根数与规格	n-φ	2×155-φ51	2×80-φ51	4×19-φ51	2×19-φ51
分配给水管根数与规格	n-φ	2×6-φ168	2×3-φ168	4×1-φ168	2×1-φ168
汽水引出管根数与规格	n-φ	12-φ168	2×4-φ168	4×1-φ168	2×1-φ168
集中下降管根数与规格	n-φ	2-φ426		2-φ219	2-φ159
分配给水管与上升管截面之比	％	33.9	33.9	43.3	45.2
引出管与上升管 截面之比	％	45.1	43.7	48.6	48.6

1.7.4 固定装置

 水冷壁及其附着在水冷壁上的零部件全部重量都通过吊杆装置悬吊在顶板上。

每屏水冷屏上下与膜式水冷壁穿管处均与水冷壁固接，同时将出口集箱通过吊杆悬吊在顶板上。

φ426的大集中下降管用吊杆将其悬吊于刚性平台上。

引出管采用吊杆将其悬吊于顶板上。

1.7.5 其它

为了运行和检修的需要，水冷壁上在不同的高度设置了人孔、看火孔、温度测点、炉膛压力测量孔，水冷壁顶部设置了检修绳孔。

水冷壁、集箱、连接管的材质均为20G/GB5310。

1.8 过热器系统及汽温调节

1.8.1 过热蒸汽流程

锅炉采用炉膛屏式过热器和尾部烟道对流过热器相结合，并配以两级喷水减温器的过热器系统。

饱和蒸汽从锅筒由引出管引至尾部包墙的两侧上集箱Φ219，随后下行流经两侧包墙管进入侧包墙下集箱Φ219；再经集箱两端的直角弯头，进入前包墙下集箱Φ219，蒸汽由此集箱沿前包墙管进入前包墙中集箱Φ219，通过Φ159和Φ51的管子进入前包墙上集箱Φ219，由顶包墙、后包墙管转入后包墙下集箱Φ219，后包墙下集箱作为低温过热器入口集箱，蒸汽由此流经低温过热器进入低温过热器出口集箱Φ377。过热蒸汽从低温过热器出来后，经连接管Φ377进入一级喷水减温器，由此通过连接管Φ377进入屏式过热器入口集箱、屏式过热器、屏式过热器出口集箱，经连接管进入二级喷水减温器，经过减温后的蒸汽通过连接管经高温过热器入口集箱、高温过热器加热后引入出口集箱Φ377，再由导汽管进入标高为47650mm的集汽集箱Φ377， 最后主蒸汽从集箱的端部引出(电动闸阀Pw₅₄14V、DN300)。

1.8.2 高温过热器

高温过热器位于尾部烟道的最上部，共有两组，呈三管圈光管水平顺列布置，蛇形管用Φ38管子弯制而成。根据管子的壁温计算，高温段管子材质为12Cr2MoWVTiB，低温段管子材质为12Cr1MoVG。

1.8.3 屏式过热器

屏式过热器布置在炉膛的中前上部，共有八屏，屏由规格为φ42的管子组成，其材质为12Cr1MoVG。屏式过热器为膜式管屏，鳍片材质为12CrMo。

1.8.4低温过热器

低温过热器位于尾部烟道中，在高温过热器下部，共有两组，三管圈光管水平顺列布置，蛇形管用Φ38管子弯制而成。根据管子的壁温计算，高温段管子材质为15CrMoG，低温段管子材质为材质为20G。

1.8.5 包墙过热器

为了锅炉炉墙的密封和简化炉墙结构，将尾部过热器部分的烟道炉墙采用了包墙过热器的形式，由Φ51和Φ60的管子与鳍片组成的膜式壁形成，管材为20G，鳍片材质为Q235A。

1.8.6汽温调节

锅炉在50～100%负荷范围内，燃用设计煤种时保证过热蒸汽温度达到额定值。蒸汽温度的调节采用两级喷水减温器，分别位于高温过热器和屏式过热器之间的管道上及屏式过热器和低温过热器之间的管道上。以锅炉给水作为减温水水源，减温器采用喷水减温器。

1.8.7 固定装置

高、低温过热器通过φ42的省煤器吊挂管悬吊，再由吊杆悬吊于炉顶钢架上；

前、后、侧包墙分别由吊杆悬吊于炉顶钢架上；

高过出口的导汽管由吊杆悬吊于炉顶钢架上；

减温器的连接管由吊杆悬吊于不同标高的钢构架上；

低温过热器出口集箱、高温过热器进出口集箱均支吊在后包墙过热器上；

屏式过热器由恒力吊架悬吊于炉顶钢架上；

集汽集箱由支座支承于锅炉钢架的顶板上。

1.9省煤器

省煤器布置在尾部对流烟道内，低温过热器之后，烟道尺寸为4040×10530mm。共有三组，呈单管圈、水平、错列、逆流布置，蛇形管用φ32的管子弯制而成。管子材质为20G。

省煤器给水由省煤器入口集箱φ273的两侧进入，流经三组蛇形管管排至省煤器中间集箱φ219，通过吊挂管至省煤器出口集箱φ273，由主给水管经分散给水管汇入锅筒。

省煤器的吊挂通过管夹传递至中间集箱，再由φ42吊挂管与过热器一起悬吊于炉顶。

1.10空气预热器

在省煤器后布置三组空气预热器，在锅炉宽度方向由一次风和二次风预热器并列组成。中间二组为一次风空预器，两侧为二次风空预器，采用立式错列布置。管子规格为φ50×2mm。

空气预热器的支撑通过箱形梁将其重量传递至锅炉尾部钢架上。

一次冷风由锅炉的下级空预器后部中间入口进入一次风空预器加热，再由上级空预器尾部中间出口进入一次热风道；二次冷风由锅炉的下级空预器前部两侧入口进入二次风空预器加热，再由上级空预器后部出口进入二次热风道。

1.11燃烧设备

燃烧设备主要有给煤装置、布风装置、排渣装置、二次风装置和点火系统。

1.11.1给煤装置

炉膛前墙布置4个给煤管，建议配置相应数量的密闭链式给煤机，给煤机与落煤管通过膨胀节相连，解决给煤机与炉膛水冷壁之间的膨胀差。给煤装置的给煤量应能够满足在一台给煤装置故障时，其余3台给煤装置仍能保证锅炉100%额定出力。一定粒度的燃煤经给煤机进入布置在前墙的四根φ426×11的落煤管，落煤管上端有送煤风，下端靠近水冷壁处有播煤风，给煤借助自身重力和引入的送煤风沿着落煤管滑落到下端，在距布风板1800处进入炉膛。给煤量通过改变给煤机的转速来调整，由于给煤管内为正压（约3000Pa），给煤机必须具有良好的密封。

播煤风管连接在每个落煤管的端口，并应配备风门以控制入口风量。

1.11.2布风装置

风室由向前弯的后水冷壁及两侧水冷壁组成，风室顶部浇注耐磨耐火浇注料，周边浇注磷酸盐混凝土。防止点火时鳍片超温，并降低风室内的水冷度。

燃烧室一次风从左右两侧风道引入风室。风室与炉膛被布风板相隔，布风板为膜式壁结构，其上均匀布置风帽。一次风通过风帽均匀进入炉膛，流化床料。风帽为专利技术的钟罩式风帽，精密浇铸，错列布置，材料为ZG8Cr26Ni4Mn3N，使用温度可达1100℃，具有较长的使用寿命。为了保护布风板，布风板上的耐火浇注料厚度为100 mm。

1.11.3 排渣装置

煤燃烧后的灰分别以底渣形式从炉膛底部排出和以飞灰形式从尾部排出。煤的种类、粒度和成灰特性等会影响底渣和飞灰所占份额，本设计按灰渣比6：4设计，渣量为6.11t/h，飞灰量为9.17t/h。

底渣从水冷布风板上的五根φ219放渣管排出炉膛，四根接冷渣机，最外侧两台冷渣机按12t/h冷渣量配置，靠近中间两台冷渣机按6t/h冷渣量配置，中间一根作为事故排渣管。

底渣通过冷却输送装置，可实现连续排渣。出渣量以维持合适的风室压力为准。通常运行时的风室压力为6500～8000Pa。一般来讲定期排渣的大渣含碳量较低，能小于1.5%，而连续排渣的大渣含碳量会有所升高。

1.11.4 二次风装置

二次风通过分布在炉膛前后墙上的二次风管喷嘴分别送入炉膛下部高度的空间。运行时二次风压一般不小于6000Pa。

为了精确控制风量，组织燃烧，一次风总管上应设计有电动调风门，一、二次泠风道上应装设测风装置。

1.11.5床下点火燃烧器

四台床下点火燃烧器并列布置在炉膛水冷风室后侧。由点火油枪、高能电子点火器装置组成。点火油枪为机械雾化，燃料为-35#轻柴油。油枪所需助燃空气为一次风。空气和油燃烧后形成低于850℃左右的热烟气。从水冷风室上的布风板均匀送入炉膛。为了便于了解油枪点火情况，点火燃烧器设有观察孔。

点火用油量及风量：(根据安装雾化片大小，油枪雾化试验结果及热烟气温度进行调整)

点火油压：    2.5MPa

每只油枪最大喷油量：Q=750Kg/h

点火总风量：70411Nm³/h

点火启动时，控制点火装置上温度测点不超过900℃，冷态启动时间一般6～8小时。

锅炉冷态启动顺序如下：首先在流化床内加装启动惰性床料，粒径0~3mm，并且使床料保持在微流化状态，启动高能点火器，把油点燃，低于850℃左右的热烟气通过水冷布风板进入流化床，加热床料。床料在流化状态下升至450～550℃时，维持稳定后开始投煤，其开始投煤温度随煤的挥发分不同而有所不同：挥发分高的烟煤温度可低些，而挥发分低的无烟煤可高些。可先断续少量给煤，当床料温度持续上升后，加大给煤量并连续给煤直到锅炉启动完毕。

温态启动时间为2～4小时，热态启动时间为1～2小时。

1.12分离回料系统

1.12.1 分离器

分离器是循环流化床锅炉的重要组成部件，本锅炉采用高效绝热旋风分离器技术，因此在炉膛出口并列布置两只绝热旋风分离器，并采用进口烟道下倾,中心筒偏心的方式，这样既结构简单，分离效率又高。

在炉膛燃烧后的烟气经炉膛出口进入旋风分离器，将烟气夹带的物料分离下来，通过返料器返回炉膛循环再燃。分离后的烟气经中心筒流向尾部对流受热面。整个物料分离和返料回路的工作温度为900℃左右。

旋风分离器由外壳（用钢板制作）与耐火材料衬里组成，耐火材料分四层结构，由内到外分别为高强度耐磨浇注料、轻质浇注料、轻质保温砖、硅毡。分离器的直段、锥段、料腿以及返料器的部分重量支撑在钢架上；分离器出口的烟道由吊杆悬吊于炉顶顶板上。

1.12.2  返料器

每个分离器料腿的下部均装有一个返料器，由钢外壳与耐火材料衬里组成，耐火材料由内到外分别为高强度耐磨浇注料、轻质浇注料、轻质保温砖、硅酸铝纤维毡。

返料器内的返料风采用高压冷风，由小风帽送入，入口风管上要装设流量计、压力计和风量调节阀门。返料器的布风板还设有一根φ108放灰管。

每个返料器由吊杆悬吊于锅炉钢架上，入炉部分的返料管的重量支撑在炉膛水冷壁上，与炉膛总体悬吊。

1.13锅炉范围内管道

1.13.1给水操纵台

给水操纵台为三路管道给水，其中主给水管路采用质量较好的给水调节阀，装有DN225电动闸阀和DN225的调节阀。可满足30%～100%负荷需要。

旁路给水管道装有DN100电动截止阀和DN100的调节阀。可满足30%负荷需要，在锅炉启动过程中使用。

上水管路装有两只DN50电动截止阀和一只DN50的电动调节阀，在锅炉水压试验和锅炉启动前上水用。在主管道上还装有DN225的闸阀和止回阀。

1.13.2 再循环管路

在锅炉启动初期，由于蒸发量低，且在点火后水冷壁中的水产生汽水膨胀而停止锅炉给水时，为保证省煤器中水有一定的流速，在锅筒下部水空间至省煤器入口集箱前，装有再循环管，并装有两只PN20  DN50的电动截止阀和，此阀在锅炉点火后停止给水时打开，锅炉给水时立刻关严，防止给水直接进入锅筒。

1.13.3 喷水减温水管路

过热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水操纵台前的主给水管道。主喷水管道分成四路分别向四只喷水减温器供水，进行蒸汽温度的调节，保证锅炉的运行正常。

1.13.4 其它

在锅筒直段的两侧布置有两只双色水位计，还装有水位报警、水位调节等元件，以便监视和调节锅筒中的水位。同时，为了保证锅炉的汽水品质，在汽、水管道上装有给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽取样冷却装置。

在锅炉的锅筒和蒸汽出口集箱上装有安全阀，当锅炉超压时，安全阀开启，系统排汽泄压，起到保护作用。

1.14构架

本锅炉构架主要采用框架结构，用于支吊和固定锅炉本体各部件，并维持锅炉各部件的相对位置和空间，因而是锅炉机组的重要组成部分。

锅炉构架布置21根立柱。

构架在一定的标高处设置水平桁架，与平台形成刚性平台，保证柱子的稳定，同时传递锅炉本体的导向力。锅炉在主要立面内设置垂直的桁架，克服锅炉框架的侧向位移，有效地将水平力传递给基础。

各承重梁的挠度与本身跨度的比值不超过以下数值：

大板梁：             1/850

次梁：               1/750

一般梁：             1/500

空气预热器支撑大梁： 1/1000

平台扶梯均为栅格式。平台宽度为1000mm或800mm；扶梯宽度主要为800mm，倾角为45°。

构架的设计按7度地震烈度进行。

1.15炉墙

炉膛与过热器部分的烟道采用轻型保温材料进行保温后，再加炉墙外护板保护。

省煤器部分烟道采用钢护板外加轻型保温材料，再加炉墙外护板保护。省煤器的钢护板悬吊在过热器集箱上，前后及侧护板以标高24285为界，钢护板的上段材质为12Cr1MoVR，下段材质为Q235A。

分离器及返料器由内到外为高强度耐磨耐火浇注料、轻质浇注料、轻质保温砖、硅毡。

1.16 膨胀设计

锅炉设有膨胀中心，炉膛、分离器、返料器和尾部烟道在不同的高度均设有导向装置。

在锅炉的不同部位设置了膨胀节：炉膛出口与分离器入口之间；分离器出口与出口烟道之间；出口烟道与尾部烟道入口之间；返料管之间；省煤器出口烟道与空气预热器入口之间。

在炉膛和过热器对流烟道部分设置了多层水平圈状刚性梁，能在各种工况下，防止锅炉的内外爆而破坏受热面和炉内压力波动而毁坏炉墙，确保了水冷壁和包墙过热器的安全。炉膛刚性梁的设计按炉膛抗爆力8700Pa进行。

炉膛部分、空气预热器之上的尾部烟道、分离器出口烟道、分离器支撑座以下的部分膨胀方向向下；分离器支撑座以上的部分、空气预热器的膨胀方向向上。

1.17 防磨设计

1.17.1 炉膛部分

首先控制炉膛的上升流化速度4.98m/s，同时管子使用厚壁管。

密相区的膜式壁上焊有销钉并捣打高强度耐磨耐火可塑料，其高度为标高5200～12679mm之间。

在容易磨损的部位如卫燃带上部与膜式壁管交接处采用了膜式壁向外让管的方式使膜式壁与卫燃带平滑过渡，从而减少此处烟气对膜式壁管产生的磨损。

炉膛出口一定的范围内焊有防磨销钉并捣打耐磨耐火可塑料。

在门、孔让管处保证其平面度和密封性的基础上，浇注磷酸盐耐火混凝土。

水冷屏、过热屏在底部捣打一定高度、厚度60mm的耐磨耐火可塑料。

1.17.2对流受热面

过热器和省煤器部分：在烟气入口处的前一排，采取进行加盖防磨护瓦的方法，护瓦的材质随温度的不同要求选用不同的材质。

空气预热器加装防磨套管，并在入口处浇注150mm厚的耐火混凝土。

分离器内衬采用高强度耐磨耐火浇注料。

1.18 密封设计

本锅炉的炉膛及尾部包墙管分别采用管子与扁钢焊接组装成膜式壁出厂，工地安装时再将各组件拼接在一起构成全密封型壁面。

顶棚管、水冷风室与侧水冷壁之间的密封采用密封填块加钢板的结构。密封填块在部件制造时就预焊好，从而保证了锅炉的安装质量。

尾部烟道对流过热器蛇行管穿出处，管子与扁钢采用焊接进行密封,此结构已经过应力分析计算。

省煤器部分烟道采用钢烟道的形式，上与包墙下集箱焊接密封，下与非金属膨胀节连接，保证了此处的密封。

分离器与炉膛及尾部烟道之间的联接采用耐高温非金属膨胀节。返料管与水冷壁采用焊接密封。水冷屏与水冷壁采用焊接密封。屏式过热器穿过炉顶处均采用耐高温金属膨胀节密封，而下部与水冷壁采用焊接密封。

1.19 吹灰系统

为了保证锅炉效率和锅炉出力，即保证受热面有良好的传热效果，本锅炉在尾部对流烟道预留了14个吹灰孔，设置14只蒸汽吹灰器：过热器8只，省煤器6只

1.20 水容积表

	水压试验m3	正常运行m3	△
锅  筒	28.7	10.1	(18.6)
水冷壁	67.3	64.4	(2.9)
过热器	41	0	/
省煤器	20	20	/
总  计	157	94.5	(62.5)

2锅炉辅助设备及运行

2.1转机运行通则

2.1.1  新安装或检修后的转达机机械，必须进行试运转，试运良好，验收良好，验收合格后，方可投入运行或备用。

2.1.2  转机启动前的检查:

(1) 各电动机、转机地脚螺丝牢固，轴端露出部分保护罩、栏杆齐全牢固，联轴器联接完好。

(2) 电动机绝缘检查合格，接线盒，电缆头，电机接地线及事故按钮完好，电动机及其所带机械应无人工作。

(3) 设备周围照明充足完好，现场清洁，无杂物、积粉、积灰、积水现象，各人孔、检查孔关闭。

(4) 轴承、电机等冷却水装置良好，冷却水通畅、充足，通风良好，无堵塞。

(5) 各轴承座及液力偶合器油位正常油质良好，油镜及油位线清楚，无漏油现象。

(6) 各仪表完好，指示正确，保护、程控装置齐全完整，调门挡板及其传动机构试验合格。

2.1.3  转机的试运转:

(1) 新安装或大修后的转机，在电机和机械部分连接前，应进行电机单独试转。检查转动方向，事故开关正确可靠后，再带机械试转。

(2) 盘动联轴器1～2转，机械无异常，轻便灵活。

(3) 进行第一次启动，当转机在全束后用事故按钮停止运行，观察轴承及转动部分，记录惰走时间，盘上注意启动电流、启动时间、电流返回值，确认无异常后方可正式启动。

(4) 带机械试运时，逐渐升负葆至额外负担定值，电流不能超限，应注意检查机械内部有无磨擦撞击和其它异音，各轴承无漏油、漏水现象，轴承温度上升平稳并在规定范围内、振动串动值均在规定范围内，电机电流正常，无焦臭味和冒火花现象。

(5) 风机不能带负荷启动，泵类转动机械不应空负荷启动和运行。

(6) 转机试运时间要求：新安装机械不少于8小时，大修后的一般≥2小时，特殊情况下也不少于1小时。

(7) 转机试运时，零米值班员应加强检查，并随时将试运情况汇报班长或值长。

2.1.4  转机试运合格标准：

(1) 转动方向正确：电流正常，负荷调节灵敏准确，挡板执行机构无卡涩。

(2) 轴承及转动部分 无异常声音。

(3) 轴承油位正常，无漏油、无漏水现象，冷却装置完善良好。具有带油环的轴承，其油环工作正常。

(4) 轴承温度，振动应符合制造厂规定，无制造厂的规定时，可按下列标准：

(5) 对于滑动轴承，机械侧不得超过70℃，电机侧不得超过80℃。

(6) 对于滚动轴承，机械侧不得超过80℃，电机侧不得超过100℃。

(7) 在每个轴承测得的振动值，不得超过下列数值:

额定转速(R.P.M)	3000	1500	1000	750以下
双振幅(μm)	50	85	100	120
串轴值(mm)	≯4

2.1.5   辅机在运行中遇有下列情况之一时应立即停止该辅机运行：

(1) 发生人身事故无法脱险时。

(2) 发生强烈振动有损坏设备危险时。

(3) 轴承温度不正常升高超过规定时。

(4) 电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时。

(5) 辅机的转子和外壳发生严重摩擦或撞击时。

(6) 辅机发生火灾或被水淹时。

2.2锅炉辅机设备

名 称	项 目	单  位	数  值
离 心 引 风 机	型号		QAY-5-29F
	流量	m3/h	357867
	全压	Pa	11912
	台数	台	4   （轴承SKF22332）
	主轴转速	r/min	960
	介质温度	℃	93
	电机型号		YSPKK630-6     （变频）
	功率	KW	1600
	电压	kV	10
	电流	A	113
一 次 风 机	型号		QAG-6-18.5D
	流量	m3/h	204255
	全压	Pa	14420
	台数	台	2  （轴承SKF23034）
	主轴转速	r/min	1450
	电机型号		YXKK4560-4       （工频）
	功率	KW	1120
	电压	KV	10
	电流	A	75.7
二 次 风 机	型号		G5-54-18D
	流量	m3/h	204255
	全压	Pa	10570
	台数	台	2    （轴承SKF23034）
	主轴转速	r/min	1450
	电机型号		YSPKK500-4       （变频）
	功率	KW	800
	电压	KV	10
	电流	A	55.5
一、二次和引风机制造厂：鞍山钢峰风机有限责任公司 电机制造厂：湘潭电机厂有限责任公司
石 灰 石 输 送 风 机	型号		ZG-100
	流量	m3/min	10.6
	全压	kPa	90
	台数	台	4
	主轴转速	r/min	2800
	电机型号		YE3-200L1-Z
	功率	KW	30
	电压	V	380
	电流	A	54.9
	制造厂		山东章丘鼓风机股份公司
高 压 流 化 风 机	型号		3HD-125
	结构及型式		三叶罗茨风机
	流量	m3/h	19.58
	全压	KPa	34．3
	台数	台	6
	轴功率	kW	17.7
	轴承型式		6311/6312 SKF(各2)
	制造厂		山东省章丘鼓风机股份有限公司
	电机型号		YE3-180M-4
	转速	r/min	2000
	功率	KW	18.5
	电压	V	380
	电流	A	43.4
炉 前 耐 压 式 计 量 给 煤 机	型号		F55
	出力	t	0-35
	带宽	mm	500
	给煤距离、台数		L=11070mm 4台   L=11099mm 4台
	制造厂家		赛摩电气股份有限公司
	电机型号		SA77
	功率	Kw	4
	电压	V	380
	清扫链电机		SA67
	功率	KW	0.75
一 二 次 风 机 暖 风 器	型号		SD-NFT-I  （卧式）
	换热面积	m2	335
	供汽温度	℃	147.1-186.6
	供气压力	MPa	0.294
	调节方式		疏水调节（自动疏水阀）
	疏水温度	℃	120
	疏水压力	MPa	0.2
	空气侧升温	℃	48
	蒸汽耗量	t/h	4.9
	进口蒸汽管道	mm	2-Φ108x4
	出口疏水管道	mm	2-Φ57x3
	尺寸	mm	2000x2000x4         h=1500

2.3除渣系统设备

名称	项目	单位	数值	备注
水 冷 式 滚 筒 冷 渣 机	型号			LGT-12E
	数量	台	4
	输送能力	T/H	8-12
	物料进口温度	℃	≤1000
	物料出口温度	℃	≤120
	物料粒度	mm	≤30
	许用压力	MPa	0.6
	冷却水量	T/H	48
	电机功率	KW	11
	减速机型号			XWD8-43-11
	减速比			59
	制造厂家			青岛松灵电力环保设备有限责任公司

名称	项目	单位	数值	备注
水 冷 式 滚 筒 冷 渣 机	型号			LGT-8
	数量	台	4
	输送能力	T/H	8
	物料进口温度	℃	≤1000
	物料出口温度	℃	≤120
	物料粒度	mm	≤30
	许用压力	MPa	0.6
	冷却水量	T/H	48
	电机功率	KW	15
	减速机型号
	减速比			59
	制造厂家			青岛松灵电力环保设备有限责任公司

名称	项目	单位	数值	备注
链 斗 输 送 机	型号			LD400-56.1m
	数量	套	2/2
	处理量	t／h	30
	进料粒径	mm	8～15
	输送物料温度	℃	正常 150	瞬时350℃
	链斗速度	m/min	6-12
	电机功率/电压	KW/V	18.5/380
	减速机型号			BWD-87-Y18.5-ZP
	制造厂家			青岛松灵电力环保设备有限责任公司

名称	项目	单位	数值	备注
斗 式 提 升 机	型号			LD400-26.5m
	数量	套	2/2
	处理量	t／h	30
	进料粒径	mm	8～15
	输送物料温度	℃	正常 150
	链斗速度	m/min	21
	电机型号			YEJ-160-4-11KW
	电机功率/电压	KW/V	11/380
	减速机型号			BWD5-43-Y11-ZP
	制造厂家			青岛松灵电力环保设备有限责任公司

名称	项目	单位	数值	备注
渣 仓	型号	M3	350	ZC350-8
	数量	套	1
	结构型式			钢结构
	进料粒径	mm	8～15
	空气炮型号			KQP-B-300L
	仓顶起吊设备		1	CD1-25
	起吊高度	m	25
	制造厂家			青岛松灵电力环保设备有限责任公司

2.4炉前石灰石输送系统设备

名称	项目	单位	数值	备注
石 灰 石 中 间 粉 仓	型号
	几何容积	m3	250
	有效容积	m3	190
	数量	座	1
	结构型式
	气化板数量		8
	气化板材质		碳化硅
	制造厂家			龙净环保

名称	项目	单位	数值	备注
炉 前 石 灰 石 料 仓	型号
	几何容积	m3	20
	有效容积	m3	18
	数量	座	2
	结构型式
	气化板数量		4
	气化板材质		碳化硅
	制造厂家			龙净环保

名称	项目	单位	数值	备注
石 灰 石 给 料 机	型号		LS250
	数量		2
	电源	V	380
	功率	kw	3
	减速机速比		17
	螺旋直径	mm	300
	螺旋长度	m	不大于3
	制造厂家			常州市科健电力设备有限公司

2.5燃油系统设备（与116MW共用）

名称	项目	单位	数值	备注
供 油 泵	型式			螺杆油泵
	数量		2
	流量	m³/h	24
	压头	Mpa	0.6
	转速	r/min	1450
	电动机			防爆电机（节能型）
	电压	V	380
	运行方式		间断运行
	制造厂家			欧科能源技术（天津）有限公司

3烘炉及实验

锅炉在整体启动试运前，除需完成各系统主要设备分部调试外，还需完成；锅炉冲洗，辅机联锁保护试验，锅炉烘炉，锅炉冷态空气动力场试验，锅炉点火试验，化学煮炉，蒸汽吹管，锅炉安全阀调试，锅炉主保护试验等主要工作。

3.1烘炉

烘炉是指新安装好的锅炉在投运之前炉墙衬里及绝热层等进行烘干的过程。一般需要120-150小时。新砌筑的锅炉炉墙内含有一定的水份，如果不对炉墙进行缓慢干燥处理，而直接投入运行后，炉墙水份就会受热蒸发使体积膨胀而产生一定压力，致使炉墙发生裂缝、变形、损坏，严重时使炉墙脱落。同时烘炉还可以加速炉墙材料的物理化学变化过程，使其稳定提高强度，以便在高温下长期工作。因此锅炉在正式投入运行前，必须用小火按一定要求进行烘炉。

（1） 要布置于炉膛、旋风分离器及料腿、进出口烟道、反料器及启动燃

     烧器等部位。

（2） 耐磨耐火材料养生方法，包括烘炉曲线，应由材料厂家、用户和调

     试单位共同制定。

（3） 在旋风分离器的回料腿、回料阀、分离器出口烟道，按约每500mm开一φ6～φ8排汽孔，用于烘炉过程中排出耐磨耐火材料中的水分，烘炉结束后再封焊。

（4） 旋风分离器、加料装置、分离器出口烟道上预设耐磨材料取样点，测其含水率来判断烘炉的效果。

（5） 烘炉的热源一般采用已安装的启动燃烧器，若能结合邻炉加热装置也能达到一定的烘炉效果，初期也可采用木柴进行烘炉。

3.1.1 烘炉前的准备工作及应具备的条件

（1） 锅炉本体、回料系统及烟火系统的安装工作结束，漏风及风压试验合格。锅炉的保温抹面工作全部结束，打开各处门孔，自然干燥72小时以上。

（2） 炉膛、烟风道、旋风分离器、返料装置、空气预热器及除尘器等内部检查完毕。

（3） 锅炉膨胀指示器安装齐全，指针调整至零位。

（4） 燃油系统安装完毕，经过水压试验冲洗试运，可向锅炉正常供油。

（5） 锅炉有关的热工仪表和电气仪表均已安装和试运完毕，校验结束，可投入使用。

（6） 汽包内部装置安装结束，汽包水位计的水位标志清晰、正确、照明良好。

（7） 向锅炉上软化水或化学除盐水至正常水位，水温与汽包壁温差值不大于50℃，一般为30℃～70℃并将水位计冲洗干净。

（8） 分别在旋风分离器、回料装置和旋风分离器出口烟道上预设耐磨材料取样点。

3.1.2 烘炉的方法及过程

耐磨耐火材料安装完毕，经过至少72小时的自然干燥后，可进行烘炉。锅炉烘炉可分三个阶段进行；床下启动燃烧器的低温烘炉、锅炉整体的低温烘炉和高温烘炉。

3.1.2.1 床下启动燃烧器的低温烘炉

床下启动燃烧器预燃室和混合室内衬耐火砖和保温砖结构。由于此区域的热负荷较高且升温速率较难控制，对壁面耐火材料的热冲击较大，若砖缝中含有一定的水分，且升温过快，容易发生脱落。所以，在利用启动燃烧器对锅炉整体烘炉之前，先利用木柴对床下启动燃烧器耐火、保温材料进行300℃热养护（以风室温度为准）。

(1) 先以小火开始燃烧，初始温度约100℃。

(2) 逐渐升温，2小时后稳定在160℃，恒温6小时。

(3) 以30℃/小时的速度升温，稳定于300℃，恒温10小时，结束。

3.1.2.2 锅炉整体低温（100-150℃）烘炉（旋风筒入口温度）

（1） 炉内不填加任何床料。

（2） 在旋风分离器入口段搭建临时不完全封闭隔墙，使大部分烟气从回料系统返窜至旋风筒出口。

（3） 床下启动燃烧器枪配300kg/h雾化片。启动时以最小的燃烧率投入第一只床下启动燃烧器，约30分钟后，投入第二只床下启动燃烧器。稳定运行3个小时。

（4） 以28℃/h的速度提升温度，当汽包压力达到1MPa时，稳定运行6个小时。

（5） 连续以28℃/h的速度升温，使汽包压力达到4.15MPa，油枪以最大的燃烧率投入，稳定运行24小时。旋风分离器入口的温度约在150℃左右。

（6） 锅炉整体低温烘炉的同时，进行回料腿热养生；利用木材进行烘炉，温升速度控制30℃/h，温升至350℃，恒温，恒温时间取决于锅炉整体烘炉状况。

（7） 本阶段烘炉结束后，停炉，拆除旋风分离器入口的临时隔墙。

3.1.2.3 锅炉整体高温（300℃）烘炉

（1） 添加床料500mm厚，床下启动燃烧器，温升速度控制在28℃/h，温升至150℃，恒温20小时后，按照烟气温度变化率要小于28℃/h的控制要求调整床下油点火装置的出力，当油枪出力提高到最大燃烧率后，稳定运行24小时。旋风分离器入口的温度约在300℃左右。

（2） 在烘炉过程中，不论何种原因造成中断烘炉，烘炉必须重新开始。

（3） 耐火耐磨材料的取样测试含水率应以耐磨厂家要求数值为准，可认为烘炉结束。

3.2锅炉冷态空气动力场试验

3.2.1 目的

测定流化床的空床阻力和料层阻力特性，找出临界流化风量，为锅炉的热态运行提供参考资料，从而保证锅炉燃烧安全，防止床面结焦和设备烧损，保证汽温汽压稳定。

3.2.2 试验内容及方法

（1） 一、二次风主风道的风量标定。

（2） 空床阻力特性试验:在布风板不铺床料的情况下，启动引风机、一次风机，调整一次风量，记录布风板压差值,根据这些数据绘制布风板阻力与风量关系曲线。

（3） 料层厚度与床压的关系试验：在一次风设计运行风量159868m³/h(t=20℃)下，床料静止高度分别为300mm、400mm、500mm、600mm，记录床压值，绘制料层厚度与床压的关系曲线。

（4） 临界流化风量试验：临界流化风量是锅炉运行特别是低负荷运行时的最低风量值，低于此值就有结渣的可能性。选择不同的静止料层高度300mm、400mm、500mm、600mm测量临界流化风量，记录床压和风量等值，绘制相应料层厚度的床压和风量曲线。

（5） 流化质量试验：在床料流化状态下，突然停止送风，观察床料的平整程度，从而确定布风板布风的均匀性，如有不均，应查明原因，采取相应措施。

（6） 检查物料循环系统的工作性能和可靠性能

在布风板上铺好粒径1mm以下的细灰，厚度为300-500mm。启动引风机、罗茨风机、一次风机，此时绝大部分细灰将扬起，细灰经分离器分离后，进入返料装置，通过反料风压判断两个返料阀出料口是否通畅。如发现返料不畅或有堵塞情况，应查明原因予以清除。再次启动后继续判断返料情况，直到整个物料循环系统的回送畅通、可靠为止。     

3.3 MFT主燃料跳闸试验

3.3.1 以下任一项出现时MFT将动作：

（1） 按两只锅炉主燃料切除按钮；

（2） 床温高于1050℃（信号来自燃烧控制系统）；

（3） 炉膛出口压力为高高值+2500Pa（延时  秒，2/3）；

（4） 炉膛出口压力为低低值-2500Pa（延时  秒，2/3）；

（5） 汽包水位为高高值（高出正常水位175mm）（延时  秒，2/3）；

（6） 汽包水位为低低值（低出正常水位200mm）（延时  秒，2/3）；

（7） 引风机跳闸；

（8） 一次风机跳闸；

（9） 二次风机跳闸；

（10） 总风量过低，小于25%额定风量（延时  秒）（信号来自燃烧控制系统）；

（11） 风煤比小于最小值（信号来自燃烧控制系统）；

（12） 床温低于800℃，且床下点火器未投运；

（13） 失去逻辑控制电源；

（14） 燃烧控制系统失去电源（信号来自燃烧控制系统）；

（15） 汽轮机切除。

3.3.2 MFT将引发如下动作：

（1） 所有给煤机跳闸，石灰石系统切除；

（2） 点火系统切除，燃油快关阀关闭；

（3） 所有风量控制改造为手动方式，并保持最后位置；

（4） 除非风机本身切除，否则所有风机控制都将改为手动方式，并保持最后位置，若因汽包水位低跳闸，一次风机入口导叶将关至0，在风机本身切除情况下，风机将遵循其逻辑控制程序；

（5） 燃烧控制输出信号限制引风机自动控制，保证炉膛压力不超过极限值；

（6） 除非锅炉处于热态再启动，否则“规定的锅炉吹扫”逻辑被建立；

（7） 冷渣器入口门关闭；

（8） 延时  秒关闭炉侧主汽门；

（9） 关闭减温水电动总门。

3.3.3 MFT的复位：

当下列任一条件满足时，按下“MFT复位”按钮将MFT复位：

（1） 锅炉吹扫完成；

（2） 锅炉具备热态启动条件。

3.4锅炉水压试验

3.4.1 水压试验的有关规定：

（1） 锅炉水压试验分工作压力水压试验和超水压试验。工作压力水压试验为汽包工作压力；超水压试验为1.25倍汽包工作压力。

（2） 工作压力水压试验：锅炉在大、小修或承压部件检修后应进行额定工作压力水压试验。此试验应由专责人指挥，运行人操作，检修人员检查。

（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：

a、 新安装锅炉投产前；

b、 停炉一年后恢复投产前；

c、 承压受热面，大面积检修可更换，（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）；

d、 锅炉严重缺水引起受热面大面积变形；

e、 根据实际运行情况对设备可靠性有怀疑时。

（4） 水压试验压力：工作压力11.0MPa(汽包压力)；超压试验13.75MPa（汽包压力1.25倍）；

（5） 水压试验进水温度应在30~70℃。

3.4.2 试验前准备：

（1） 锅炉水压试验前，检修负责人应事先联系好值长。

（2） 控制员在上水前，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，并告知值长或控制员。

（3） 值长应安排值班员作好水压试的准备工作：

a、 通知检修人员将所有安全门锁定（加入水压试验塞子）。

b、 关闭锅炉本体及主蒸汽电动总汽门前的所有疏水门、放水门、排污门、主蒸汽母管联络电动门和至生火管道电动门。

c、 开启本体空气门及向空排汽门，投入汽包就地水位计（作超压试前应解列）。

d、 做好快速泄压的措施：事故放水、定排门开关灵活可靠。

e、 通知化学备足试验用水，并关闭各化学取样二次门。

f、 汽机关闭电动主汽门及门前疏水门，开启电动主汽门后疏水门、主汽联络门后疏水门、生火管道电动门后疏水门。

g、 所有工作就绪，汇报值长，开始向炉上水。

h、 试验用压力表不少于2只，量程是试验压力的1.5~3.0倍，并经校验合格。

3.4.3 试验步骤：

（1） 待以上准备完毕后，向锅炉上水，水温30~70℃  ，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） 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。

（3） 上水时，待受热面空气门连续冒水后关闭。

（4） 待关闭高温过热器对空排汽门时汇报控制员，并停止上水，全面检查。

（5） 确认无异常后，通过给水调门或旁路缓慢升压，此门应有专人看管，每分钟不超过0.3MPa。            

（6） 当压力升至0.5~~1.0MPa时应暂停升压，由检修人员进行一次全面检查，清除存在问题后，继续升压，当压力升至工作压力11.0MPa(就地压力)时,关闭上水门，检修各承压部件，有无泄漏等异常现象，五分钟下降不超过0.3MPa为合格.

（7） 若需做超压试验时,将水位计解列,各热工仪表一次门(除压力表外)关闭,升压速度0.1MPa/min,压力升至13.6MPa时，维持5分钟,然后降压11.0Mpa并保持此压,由检修人员进行全面检查.在升压过程中，工作人员不得进行检查,是否有泄漏。

（8） 降压操作：首先把给水泵转速降到最低值，停止给水泵运行,然后可通过减温水放水门控制降压，每分钟不超过0.5Mpa，降压至0.2Mpa时,开启饱和蒸汽引出管及集汽联箱疏水门、空气门，投入水位计，降压至零。并通知汽机对蒸汽母管进行放水。

3.5安全门校验

3.5.1 校验目的

为了保证锅炉安全运行，防止承压部件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。

3.5.2 校验的条件

具备下列条件，应对相应安全门进行校验：

（1） 投运锅炉或锅炉大修后（所有安全门）。

（2） 安全门控制系统或机械部分检修后。

3.5.3 校验的规定

（1） 参加人员：锅炉检修专工、热工及锅炉检修有关人员，锅炉运行及安监部门有关人员。

（2） 由值长领导，锅炉检修专工组织并负责各方面联系工作。

（3） 值长指挥，主值及有关人员操作。

（4） 热工、锅炉检修负责安全门调试。

3.5.4 校验原则

（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，应有公司技术部门制定具体措施。

（2） 安全门校验的顺序，一般按压力有高到低的原则进行。

（3） 安全门校验前必须制定完善的校验措施，校验时应有专职人员指挥，专职人员操作。

（4） 一般按就地压力表为准。

3.5.5 整定压力原则

（1） 汽包、过热器控制安全门动作压力为1.05倍工作压力；工作安全门动作压力为1.08倍工作压力。

（2） 安全门动作值

    汽包安全门（2只）

整定压力(MPa)	控制安全门11.55	工作安全门11.88
排汽量(t/h)

    集汽联箱安全门（2只）

整定压力(MPa)	控制安全门10.30	工作安全门10.59
排汽量(t/h)	68.7	70.9

3.5.6 校验前的检查与准备

（1） 安全门装置及其他有关设备检修工作全部结束，工作票收回并注销。

（2） 做好防超压事故预想及处理措施。

（3） 准备好对讲机等通讯器材及耳塞。

（4） 检查各向空排汽电动门开关灵活可靠。

（5） 不参加校验的安全门应锁定。

（6） 校验前应对照汽包、过热器就地压力表及远方压力表，确保压力表记指示准确。

3.5.7  安全门校验方法

（1） 锅炉开始升压，调整燃烧强度，控制汽压上升速度不超过0.2MPa/min；

（2） 当压力升至60～80％额定工作压力时，停止升压，手动放气一次，以排除锈蚀等杂质，防止影响校验效果。

（3） 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。

（4） 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30min。

（5） 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，如升降幅度较大，用向空排汽或过热器疏水来控制。

4锅炉机组的启动

4.1禁止锅炉启动的条件

（1） 锅炉启动的系统和设备检修工作未结束，工作票未销，或检修工作虽结束，但经验收不合格

（2） 大修后的锅炉冷态试验、水压试验不合格。

（3） 锅炉过热蒸汽压力表、温度表、炉膛压力表、烟温表、壁温表、汽包水位表、床温表、床压表、床层差压表、炉膛差压表、回料器料位表、回料温度表、点火风道温度表及流化风量、风压等表记缺少或不正常。

（4） 锅炉对空排汽阀、事故放水阀、燃油快关阀及主要执行机构经实验动作不正常

（5） 锅炉安全检查系统、检测计算机及水位电视不能投入正常运行时

（6） 大修后的锅炉启动前冷态动力场试验、炉膛布风板阻力试验、J阀回料器风帽阻力试验以及不同工况下的流态化试验不合格。

（7） 主要保护连锁试验不合格或不能投入。

4.2锅炉启动前的检查和准备

（1） 锅炉所有系统、设备的检修工作结束，工作票销。

（2） DCS系统工作正常。

（3） 所有变送器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭。仪表电源投入。各电动、气动执行机构分别送电及接通气源。控制盘台上仪表显示、音响及操作器送电，炉膛安全监控系统（FSSS）或燃烧管理系统（BMS）投运正常。

（4） 厂用保安电源、直流电源系统应正常投入。

（5） 投入辅助蒸汽、辅机冷却水、压缩空气系统，且各参数正常。

（6） 锅炉及附属设备内外已无人工作，脚手架已拆除。

（7） 锅炉及附属设备所有人孔及检查孔已关闭。

（8） 布风板风帽及J阀回料器风帽无堵塞现象。

（9） 各烟道、风道挡板及传动机构开关灵活，方向及开度指示正确，处于正常位置。

（10） 各膨胀指示器完好，刻度清晰，各部保温及支吊架完好。

（11） 汽包及过热器安全阀、排汽管、疏水管良好。

（12） 就地水位计保护罩应完好，水位计清晰透明，刻度线正确，各汽水门、放水门开关灵活，照明充足，水位计在投入状态。

（13） 各汽水管道、联箱、阀门无泄漏现象。

（14） 各辅机电动机绝缘良好，电源已送上，电机接地线完好。机械部分无卡涩，润滑油油质合格，油量充足，冷却水等均正常。

（15） 联轴器连接牢固，防护罩完好，风机及电机地脚螺栓不得松动。

（16） 检查细煤仓、石灰石仓有充足的煤和石灰石，除盐水箱水位合格。

（17） 各电动门、调整门、气动门、挡板动作灵活。

（18） 锅炉启动前，主辅机的连锁、保护试验、传动试验合格，辅机设备试转完毕。布风板阻力试验及锅炉、J阀回料器流化试验及冷态空气动力场试验等均应合格，并作出不同工况下的特性曲线。

（19） 风机启动前应向水冷布风板预铺300～400mm厚度的床料，床料粒径选用0～10mm，含碳量小于3%的炉渣，以满足正常的流化状态。

（20） 检查床下风道及风室内部，发现床料漏落应全部清除。

（21） 燃油系统已投入循环，蒸汽伴热已投入，检查无跑、冒、漏现象，火检冷却风、各观察孔冷却风已投入。

4.3锅炉上水

（1） 上水前水质要化验合格。

（2） 上水温度在30～70℃，与汽包壁温差值小于50℃。

（3） 上水时间：夏季不小于2小时，冬季不小于4小时。

（4） 锅炉上水视汽包金属温度选择疏水泵及给水泵两种方法。确定上水方法后，各阀门开关按相应上水前检查卡执行。

（5） 检查相关系统空气门在开启位置，各放水门、底部加热门和省煤器再循环门在关闭位置。

（6） 打开锅炉给水旁路阀，根据汽包壁温差控制上水速度。

（7） 待省煤器空气门连续冒水后关闭。

（8） 汽包水位上至-100mm，停止上水，开启省煤器再循环门。

（9） 观察水位有无明显下降，若有，应查明原因并处。

（10） 上水前后应检查和记录膨胀值。

4.4投入锅炉底部加热（临炉加热）

前提：临炉加热系统中有可用蒸汽。

检查汽包水位在-100mm处，确认省煤器再循环阀开启。观察辅汽联箱压力不低于0.7Mpa，蒸汽加热系统经充分暖管后，逐个开启蒸汽加热手动门，注意观察辅汽压力，发现低时应及时调整，控制汽包上下壁温差小于50℃。点火前根据汽包壁温情况停止底部加热。

4.5锅炉吹扫

在每次冷态启动前，必须对炉膛、旋风分离器、尾部受热面进行吹扫，以带走可燃物。并确保所有燃料源与燃烧室隔离。启动风机的顺序是：引风机→高压风机→一次风机→二次风机。

4.5.1启动引风机

⑴ 锅炉启动期间，引风机是循环流化风和烟气系统中启动的第一台风机。在引风机启动之前，它的入口挡板调定在最小位置，以避免启动期间引风机的电动机电流过载。引风机启动后，注意风机轴承振动指示值，电压电流值和温度在规定范围内。缓慢开启入口导叶控制档板，监视炉膛压力，随后进行调节控制挡板操作，提供燃烧室出口处合适的炉膛压力。

⑵ 如果在锅炉运行期间引风机出现任何原因跳闸或停机，一次风机、二次风机和给料系统也应连锁停机。

4.5.2启动返料罗茨风机

注意在启动返料罗茨风机前应将返料器内积存的灰放尽。返料风机开启后所有阀门为全启状态，运行过程中不再做调整。

4.5.3启动一次风机

⑴ 锅炉启动期间，一次风机的启动是在罗茨风机启动之后。在启动一次风机之前，该风机入口挡板，下游的一次风道挡板和油点火装置的各风道挡板应调整到最小位置，以避免在启动时风机的电动机过载。

⑵ 一次风机运行后，缓慢打开一次风机入口导叶控制挡板，监视炉膛压力。

4.5.4启动二次风机

在二次风机启动之前，保证风机入口挡板关闭，以避免风机的电动机过载

4.6锅炉冷态启动投油及升温、升压

（1） 做流化状态试验并合格，记录流化风量及风室压力。

（2） 调整一次风量，保证风量不低于临界流化风量。

（3） 调整返料风量在适当值。

（4） 维持炉膛负压在正常范围内。

（5） 关闭二次风挡板。

（6） 关小一次风主风道挡板，调整燃烧器燃烧风挡板开度在适当位置且风量不低于临界流化风量。

（7） 调整油压并投入第一支油燃烧器.

（8） 第一支油燃烧器燃烧稳定后，投入第二支油燃烧器。

（9） 控制燃烧器混合风量，水冷风室烟温小于850℃。

（10） 床温升速率最大为150℃/h（取决于耐火材料制造商的要求）。

（11） 注意汽包、集箱等启动时的膨胀情况，定期观察膨胀指示器，做好位移记录。

（12） 如果床压降至3.5KPa以下，应添加床料。

（13） 汽包压力达0.1MPa时，关闭汽包和过热器空气阀。

（14） 当汽压升到0.15～0.2MPa时，冲洗压力表，并与相邻压力表核对，保证读数准确。

（15） 汽包压力升到0.3MPa时，关闭除过热器疏水外所有疏水阀门。定期放水排污一次。

（16） 适当开启对空排汽阀，控制升压速率为0.05～0.1MPa/min，升温速率为1.5℃/min，       使汽包上下壁温差小于50℃。

（17） 压力达到1.0MPa时投连排，关闭过热器疏水。

（18） 压力达到1.0～1.2MPa时，进行减温器反冲洗。

（19） 当床温达到投煤条件时投煤。

（20） 当达到汽机冲转参数时，向汽机送汽。

4.7投煤

（1） 煤输送系统运行正常。

（2） 细煤仓煤位正常。

（3） 给煤机处于手动。

（4） 给煤斗闸板阀打开。

（5） 去给煤机和隔离闸板阀的密封风投运。

（6） 床温＞550℃，（此数据为推荐值，待调试中确定）即可向炉膛内投煤。

（7） B给煤机隔离闸板阀打开。

（8） B给煤机投运（在最低转速下），每间隔90s投煤90s，三次脉冲给煤。

（9） 根据床温上升（＞5℃/min）和炉内煤粒子燃烧发光，氧量下降等可判断点火是否成功。

（10） 确认点火成功后，给煤机在最低转速下连续运行。

（11） C给煤机隔离闸板阀打开。

（12） C给煤机投运（在最低转速下）。

（13） 根据需要，减少床下油燃烧器出力，同时增加给煤机转速或投运A、D给煤机。

（14） 检查床温上升速率，进一步添加燃料。

（15） 投运石灰石给料功能组（手动方式），并且将石灰石给料机出力调至10％。

（16） 床温大于820℃，可逐渐减油并切除油燃烧器，同时为了维持负荷，要增加给煤量。

（17） 切除油燃烧器后，根据燃烧情况适当增加一次风量。逐渐关小床下燃烧器风挡板，但不要完全关闭，因为燃烧器内混合风喷口需要一定风量来冷却。

（18） 通知投入电除尘。

（19） 根据特定曲线，随锅炉负荷及氧量变化及时调整一、二次风量。

（20） 若达到主汽压力和温度的定值，可投入负荷控制和给煤机控制。

（21） 石灰石给料机投“自动”，投入SO₂控制。

（22） 根据床压情况投入除渣系统。

（23） 按升压曲线提高主汽压力至9.8MPa。

（24） 主汽压力控制投“自动”。

4.8温态启动

在温态启动过程中，首先通过一、二次风进行点火前的空气清扫；然后，将床下油点火装置投入运行。由于在空气清扫之前已经有较高的床温存在，故而不必检查温升速率，接下来，机组即可按冷态启动的方式带负荷。

4.9热态启动

4.9.1锅炉热态启动条件：

风机启动后如果床温大于650℃（可以投煤），就可以进行热态启动。

在热态启动过程中，床温一直高于允许的投煤温度，因此可以立即向流化床内投煤，无需启动点火油枪助燃。

在给煤机最低转速下投煤着火后，增加燃烧率，约1.5小时后，锅炉可带满负荷，由于旋风分离器有很大的蓄热，因此，在热态启动中，不必考虑内衬耐火材料允许的温升率

4.10启动曲线

4.10.1冷态启动曲线

4.10.2温态启动曲线

4.10.3热态启动曲线

4.11锅炉启动过程中的注意事项

（1） 给煤机隔离闸板阀打开。锅炉点火后，应经常检查油枪着火情况，注意油枪风量的调节，以达到合理配风。

（2） 经常检查床温，防止两侧床温偏差大。

（3） 注意监视炉膛出口烟温，两侧烟温偏差不大于50℃。

（4） 监视过热器、旋风分离器各点的壁温，使其管壁金属温度不超过下列规定值：

          屏式过热器 565℃；   高温过热器 600℃；    旋风分离器 490℃

（5） 严格按升温升压曲线进行，汽包上下壁温差不超过50℃，否则应降低升温升压速度。

（6） 升压过程中应注意汽包水位，防止满水和缺水，间断上水期间，上水时应关闭省煤器再循环门，停止上水后应打开再循环门。

（7） 切换给水泵时应缓慢进行。

（8） 脉冲投煤时，若没有床温明显上升、氧量下降，应等待上述现象出现后再次投煤。

（9） 严密监视床温、床压和风量，防止床压过低布风板过热超温，保证床层的良好流化。

5 锅炉正常运行的调整

5.1锅炉调整的任务

（1） 保持锅炉的蒸发量符合规定的负荷曲线；

（2） 均衡进水，保持正常水位；

（3） 保证蒸汽品质合格；

（4） 维持正常的床温、床压和汽温、汽压；

（5） 控制SO₂、NO_X排放量在规定范围内；

（6） 保证锅炉运行的安全性及经济性。

5.2运行主要参数的控制

（1） 锅炉最高负荷           330T/H

（2） 过热器出口压力         9.81±0.1MPa

（3） 过热器出口汽温         540⁺_-10⁵℃

（4） 汽包水位               ±50mm

（5） 炉膛负压               -100～-250Pa

（6） 烟气含氧量             3%～6%

（7） 两侧回料温度偏差不超过50℃

（8） 床温                   890±50℃

（9） 排烟温度               134℃

5.3负荷调节

锅炉负荷调节的直接手段是通过改变给燃料量和与之相应的风量，调节风量随煤量的变化而变化。风煤的调整做到“少量多次”，以避免床温的波动。锅炉负荷调节的间接手段是调节循环物料的大小进行，床温的控制也可作为负荷调节的辅助手段。

⑴ 升负荷时，燃煤量和风量加大，增加循环物料，增加蒸发受热面的吸热量。反之，减少给煤量和供风量，减少循环物料，锅炉蒸发量减小。

⑵ 增加负荷时，应先少量增加一次风量和二次风量，再少量增加给煤量，直到所需的出力。

⑶ 减负荷时，应先减少给煤量，再适当减少一次风量和二次风量，并慢慢放掉一部分循环灰，以降低料层差压，直到所需的出力为止。

⑷ 改变床温也能调节锅炉负荷。通常高负荷对应高床温，低负荷对应低床温。但床温受到多方面制约，变化幅度有限，改变床温来调节负荷作用有限。

5.4水位调节

(1) 锅炉运行中应做到均匀连续供水，保持锅筒水位正常；

(2) 严密监视炉内水位，如果超过最高水位时，应进行排污，以降水位；

(3) 锅筒水位的急剧变化会使汽压、汽温产生波动。如果发生溢水或缺水事故，则要被迫停炉。因此运行中应尽量做到均衡连续供水，保持锅筒水位正常。

4)　锅筒正常水位在锅筒中心线以下180mm处，± 50mm为水位正常波动的最高水位和最低水位。锅筒水位限制：锅筒水位达-100mm或+100mm时DCS声光报警，锅筒水位达+150mm事故放水，锅筒水位达-200mm或+175mm时MFT动作。

(5) 当锅炉低负荷运行时，锅筒水位稍高于正常水位，以免负荷增大造成低水位；反之，高负荷运行时应使锅筒水位稍低于正常水位，以免负荷降低造成高水位。但上下变动的范围不应超过允许值。

(6) 锅炉满水时，应及时排水，使水位恢复到正常位置；

(7) 锅炉低水位连锁保护装置最迟应在最低安全水位时动作。

5.5汽压调节

⑴ 根据不同负荷对床料、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制汽压的波动幅度，维持在9.81Mpa ±0.05MPa

⑵ 调节给水量能对控制汽压起辅助作用，调节给水量时要维持锅筒水位在允许范围。

⑶ 超压连锁保护装置动作整定值应低于安全阀较低整定压力值。

⑷ 锅炉压力不能超过操作压力。锅炉操作人员应经常监视压力表

5.6汽温调节

5.6.1  影响汽温的因素：

（1） 燃料量的变化；

（2） 炉膛负压的变化；

（3） 一、二次风比例的变化；

（4） 过量空气系数的变化；

（5） 给水压力、温度的变化；

（6） 负荷的变化；

（7） 煤质的变化；

（8） 减温水量的变化；

（9） 受热面的集灰、结焦、吹灰；

（10） 锅炉漏风及泄漏；

（11） 汽包水位的变化；

（12） 过热汽压力的变化；

（13） 煤粒细度的变化；

（14） 床温、床压的变化；

（15） 石灰石系统的投停；

（16） 返料系统异常。

5.6.2 汽温调整

（1） 锅炉汽温调节采用Ⅰ、Ⅱ级过热器喷水减温器调节，Ⅰ减作为粗调，Ⅱ减作为细调。

（2） 维持过热器出口温度540⁺_-10⁵℃；

（3） 注意压力变化对汽温的影响，给水压力对减温水量的影响，掌握其规律，做到有预见性的调整；

（4） 通过过热器吹灰可以提高汽温；

（5） 汽温调整过程中，应严格控制过热器各管段壁温在允许范围内；

（6） 下列情况下应注意汽温变化：

a． 降负荷时；

b． 燃烧不稳时；

c． 投退高加时；

d． 煤种变化大时；

e． 给水压力变化大时。

5.6.3锅炉在正常或紧急停炉后，应及时打开过热器出口集箱上的排气阀，并控制过热器出口蒸汽温度不超过额定设计值。如果通过排汽仍然无法保证过热器不超温时，应及时投入适量减温水，确保过热器蛇形管不超温。

5.7床温调节

（1） 锅炉床层温度一般为890±50℃之间；床温升至990℃时DCS声光报警，床温升至1050℃时MFT动作；床温低至800℃时DCS声光报警，床温低至750℃且点火燃烧器没有投入运行时MFT动作，床温低至650℃无论点火燃烧器是否投入运行MFT均动作。

（2） 床层温度过高，且持续时间过长，会造成床层结焦而无法运行。反之，床层温度过低，燃烧不完全，甚至会发生灭火。调节床层温度的主要手段是调节给煤量和一次风量；也可通过改变石灰石供给量和排渣量来调节床温。

（3） 当床温超出正常范围时，调整配风、给煤。床温高时，适当减少给煤量，加大流化风量；床温低时反之。

（4） 防止床温过高，可增大石灰石供给和关掉冷渣器，来增加床料量以降低床温，降低负荷，直到床温开始下降为止。床温低则反之。

5.8床压调节

床压是CFB锅炉监视的重要参数，是监视床层流化质量，料层厚度的重要指标。

（1） 锅炉正常运行时，床压应控制在7KPa左右；

（2） 一般情况下通过改变排渣量及石灰石量来维持床压正常；

（3） 床压高时，可增加一次风率，使排渣更容易，使床压降至正常值；

（4） 床压过高时，注意床层是否结焦，减少给料，加强排渣；注意床层是否结焦；

（5） 床压低时，减少排渣量及石灰石给料量。

5.9 NO_x、SO₂排放浓度调节

（1） 烟气排放系数（正常运行中）：

SO₂排放值：60mg/Nm³（炉内脱硫）

NO_x排放值：100mg/Nm³

CO 排放值：150mg/Nm³

粉尘排放浓度值：25.3g/Nm³

（2） 检查锅炉SO₂的排放，手动或自动调节石灰石的给料速率，保证SO₂的排放值符合当地法规；SO₂的排放值不允许长时间地低于标准的75%，因为这能导致锅炉低效率运行。

（3） 控制烟气中NOx排放值的手段之一是调节床温，当床温高于940℃时，NOx会明显升高，通过改变一、二次风及二次风间的配比、调节过剩空气系数等手段进行调节。床温范围在780～900℃之间，NOx排放值最低。

5.10配风调节

一、二次风的调整原则是：

（1） 一次风调整床料流化、床温和床压。

（2） 二次风控制总风量，在一次风满足流化、床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。

（3） 当断定部分床料尚未适应流化时，临时增大一次风流量和排渣量。

（4） 注意床内流化工况、燃烧情况、返料情况，发现问题应及时清除。当床温升高或降低，应及时调整一、二次风量比率、给煤量等。

5.11蒸汽品质的控制与调节

蒸汽品质的标准应符合GB/T 12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准的规定。

蒸汽品质控制的方法：

(1) 控制连排门和定排门，保证炉水含盐量小于其蒸汽参数下的临界含氧量

(2) 控制锅筒水位在正常范围内±50mm，监视锅筒水位的变化，避免不正常的水位发生。

(3) 避免机组负荷的突然大幅度增加和蒸汽压力突然大幅度下降。

5.12锅炉吹灰的调节

（1）锅炉吹灰的目的是使受热面经常保持清洁，并使烟道保持通畅。

（2）吹灰周期建议每班整体吹灰一次，并结合实际情况加以调整。正常运行时应每班至少吹一次，吹灰时锅炉应保持足够高的负荷，一般不小于70%，炉膛出口负压值不低于-250Pa。

5.13 其它

⑴ 锅炉运行时，应注意观察各部位温度和阻力的变化，温度和阻力不正常时，应检查是否由于漏风、过剩空气过多、结焦和燃烧不正常引起的，并采取措施消除。

(2) 运行中应注意煤质情况的变化，根据煤质情况对锅炉进行相应调整。

5.14经济运行操作说明

锅炉燃烧的好坏，不仅直接关系到锅炉的生产能力和生产过程的可靠性，而且在很大程度上决定了锅炉运行的经济性。燃烧调整的任务，在保证合格的蒸汽质量和必要流量的前提下，力求做到燃烧稳定，燃烧完全，并保证燃烧设备能够安全，经济地连续工作。

（1）在锅炉负荷变化时，及时调整给煤量和风量以调整燃烧，保持锅炉汽压和汽温的稳定。

（2）运行中加强监视床温，床温过高时容易结焦，过低时容易引起灭火。一般控制在850℃~920℃范围内。床温升高时，可减小给煤，当床温降低时，可增加给煤。

（3）运行中采用低床压运行方式，锅炉料层差压的控制，是通过对锅炉底部放渣量来控制的。正常运行中，料层差压约6.5～8kPa之间。

（4）采用小一次风、大二次风、低氧量运行方式。在保证床料流化、稳定床温和维持一定料层差压的前提下，尽量降低一次风量，运行中当总风量不足时（以过热器后的氧量为准），可逐渐增大二次风门开度。

（5）烟气含氧量控制在3-6%。

（6）保持较小的炉膛出口负压，运行时可控制炉膛出口压力为-100～+100Pa。

（7）燃料热值及颗粒度尽量保证稳定且在规定范围之内。

（8）罗茨风机全开度运行，不进行风量调节。

5.15 DCS自动化的主要内容

4.15.1热工检测

热工检测是指自动地检查和测量反映机组生产过程和运行情况的各种热力参数及生产设备的工作状态。热工检测能及时地反映机组生产过程和运行的变化趋势，为运行人员的操作提供依据，为其它热工自动装置的运行提供信号，对保证机组安全，经济运行起着重要的作用。热工检测的主要项目有，主蒸汽的压力、温度，给水压力、温度、流量，汽包水位，炉膛压力，O2，排烟温度，风温，风压，燃料量等，它由通常所说的数据采集系统DAS完成，它包括了几乎所有的非电量和电量检测数据的处理、显示、报警、记录、存储等基本内容，也包括数据统计、数据分析、操作指导、故障分析等事务，该系统与常规的煤粉炉DCS中的DAS基本相同。

5.15.2 模拟量控制

模拟量控制是指自动和连续调节及控制机组的运行状态，使机组的运行参数维持在规定范围内或按一定的规律变化。如维持汽包水位为一定值，调整蒸汽的压力，使之满足负荷要求等，其中主要项目如给水自动控制，燃烧自动控制，过热汽温的自动控制等。

5.15.3 顺序控制

顺序控制是指依据事先拟定的步骤、条件或时间，对生产过程中的设备和系统自动地依次进行一系统操作，以改变设备和系统的工作状态。既可以指对单个简单对象的启停顺序控制，也可以对一个系统甚至是整个机组的启停顺序控制。采用顺序控制的系统主要是燃料与燃烧的管理与控制部分，如FSSS，该系统控制着与燃烧相关设备的启停和有关控制阀的开关，目前顺序控制的主要应用范围是主、辅机的启停操作，部分系统的运行操作和事故处理。

5.15.4 热工保护

热工保护是指当机组在启停或运行过程中发生危及设备和人身安全的工况时，为防止发生事故并避免事故扩大，热工监控设备自动采取的保护动作措施，热工保护动作可分为三类动作状态：

(1) 报警信号，向操作人员提示机组运行的异常情况。

(2) 联锁动作，必要时按既定程序自动启动设备或自动切除某些设备及系统，使机组维持原负荷运行或减负荷运行。

(3) 跳闸保护，当发生重大故障危及机组设备或人身安全时，实施跳闸保护，停止部分设备或机组运行，避免事故扩大。

CFB的炉膛安全监控系统（FSSS）

CFB的安全保护侧重于燃料投运操作的正确顺序和联锁关系，以保证CFB稳定燃烧，按照煤粉炉的习惯仍将有关CFB锅炉的保护功能称做炉膛安全监控系统FSSS。FSSS系统分为锅炉安全系统FSS和燃烧器控制系统BCS，主要功能有主燃料跳闸MFT、CFB的吹扫、启动油系统泄漏试验、CFB锅炉冷态启动（建立流化风和初始床料）包括CFB的升温控制、热态启动、床下油点火器的控制、火检、床上油点火器的控制、煤及石灰石系统控制、一次风机、二次风机、高压流化风机、引风机的联锁控制等。

CFB的燃烧方式与煤粉炉不同，在正常运行时有大量的高温床量作为恒定的点火源，不易因灭火造成爆炸性混合物不恰当地积聚，CFB又属于低温燃烧，火焰特性远不如煤粉炉明显，所以不必象煤粉炉那样需要通过火检等手段连续监视煤粉燃烧器和整个炉膛的燃烧，同时CFB在正常运行时也不必象带有数量众多的煤和油燃烧器的煤粉炉那样需要根据负荷或运行情况投切各层或各角的煤、油燃烧器。CFB仅在启动或床温较低时才需投油枪，数量比煤粉炉少得多，所以其燃烧器管理系统比煤粉炉简单。

6 锅炉停炉

6.1正常停炉至冷备用

    停炉至冷备用，指锅炉停运之后，一直冷至常温备用或检修，即所谓正常停运，这种方式一般采用滑压停炉。锅炉随汽机负荷的减少，逐渐减少燃料，保证蒸汽温度、压力、流量适应汽机的要求，直至停机和锅炉熄火。

6.1.1停炉前的准备：

（1） 得到值长停炉命令，联系有关人员做好停炉前准备工作，将操作票发给控制员填写。

（2） 停炉前对锅炉设备进行一次全面检查，将发现的缺陷记录在有关记录本内，以便检修时处理。

（3） 对事故放水电动门、向空排气门做可靠性试验，若有缺陷及时消除，使其处于良好状态。

（4） 停炉不超过三天，细煤仓煤位尽可能降低；大修或长时间停炉，应提前联系燃料人员停止物料制备，将锅炉房细煤仓排空，石灰石仓排空。

（5） 燃油系统投入准备，使其处于良好状态，以备及时投入稳燃。

（6） 停炉前应进行一次全面吹灰。

6.1.2停炉程序

（1）逐渐减少给煤量、一二次风量及引风量，将锅炉的负荷降至50%，这通常通过调节锅炉主调节器的设定值来实现，应保持正常操作床温。

（2）降负荷过程中，保证汽包上下壁温差不超过50℃。

（3）在负荷降到50%和锅炉停止运行以前须吹灰。防止含硫分的积灰吸收空气中的水份而导致管子的腐蚀。

（4）降低锅炉负荷过程中要控制减负荷速度，要平稳，并加强对汽压、汽温、水位、床温等参数的监视和调整。

（5）旋风分离器烟气温度和锅筒金属温度的变化保持不大于50℃/h的降温极限。

（6）锅炉大修、长期备用或煤仓缺陷，在停炉前须将原煤斗内的存煤全部用完，关闭煤仓下部挡板，将给煤机内存煤用尽。

（7）逐个停止给煤机、石灰石系统、二次风机。相应调节一次风量和引风量，当料层温度降到500℃以下，可逐渐关小一次风调整门，停止一次风机的运行，10分钟后停止罗茨风机的运行。

（8）燃烧室通风5min后，停止引风机，关严一、二次风门和烟道挡板及其它有关的风门挡板，停止除尘器的运行。

（9）主汽门关闭后，开启各蒸汽疏水门，30～50min后视汽压情况关闭排汽门，关闭连续排污门、汽包加药门。锅炉和蒸汽母管截断后还需密切监视锅炉水位，维持汽包高水位。关闭给水门后开启省煤器再循环门。

（10）停炉后要加强监视床温，床温有升高趋势时，可开引风机和一次风机加强通风。待床温下降后停止风机。

（11）停炉后停止冷渣机等附属设备的运行。

（12）如果停炉时间较长，锅炉正常停炉后，待水温慢慢冷却到70℃以下后，方可把炉水排出，然后再用化学方法处理锅炉水垢。

6.1.3停炉后的冷却

⑴ 停炉后4～6h，应紧闭所有孔门及烟风道挡板，以免锅炉急剧冷却。

⑵ 经4～6h后，打开烟道挡板逐渐通风，并进行必要的放水、上水。

⑶ 经8～10h后，需要加速冷却时，启动引风机微开挡板进行冷却并适当增加放水和上水的次数。

⑷ 当压力低于0.2MPa时，应开启汽包空气门，当压力降到0 MPa时，将炉水放尽。

⑸ 当停炉12h后，逐渐开大引风机挡板，有必要时可以将床料全部放尽。

⑹ 当需要锅炉紧急冷却时，则允许在停炉6h后，启动引风机，微开挡板，然后逐步开大挡板，加强通风，并增加放水和上水的次数，在任何情况下都不准大量上水和放水；适时将床料全部放尽。

⑺ 在锅炉汽压未降到零或电机电源未切断时，不得中断监视。

6.2停炉至热备用

停炉至热备用，指锅炉停运之后，尽量防止热量的损失，以便在较短的时间内重新启动。这种方式一般采用定压停炉，单元机组在30%负荷以上，汽机逐渐关小调速汽门，降低负荷，汽机随锅炉燃烧率的降低，其蒸汽温度过热度应>100℃，否则，应适当降低主汽压的设定值，以维持足够的过热度。

停炉程序：

⑴ 当循环流化床锅炉需要暂时停止运行，可以进行压火操作，保持可随时启动的热备用状态。

⑵ 当锅炉准备压火时，应降至最小负荷停止加煤并且使床中的燃料燃尽，当烟气的氧量指示值至少增加到15%以上时，停止向燃烧室送风以减少床热量损失，将风机的入口叶片和风道控制挡板关闭，炉膛保持无火或不点火。

⑶ 床温低于650℃启动时，可投启动燃烧器使床温升高到650℃以上，然后投煤。

在整个压火、热启动过程中应保持汽包正常水位。

6.3紧急停炉

紧急停炉则是因发生某种事故而要求的停炉。比如本体受热面的损坏，分离器、返料器损坏，辅助系统设备的重大事故，或汽机、电网等的故障和缺陷。它必须在工作负荷下切断燃料，使锅炉迅速冷却。

6.3.1 遇有下列情况，应立即停止锅炉机组的运行：

⑴ 严重缺水，虽经补水仍见不到锅筒水位。

⑵ 严重满水，锅筒水位上升到最高可见水位以上，经紧急放水仍见不到水位。

⑶ 受热面爆管，无法维持汽包正常水平。

⑷ 锅炉严重结焦。

⑸ 锅炉所有水位计损坏，无法监视汽包水位时。

⑹ 锅炉出口以后烟道内发生燃烧，烟温不正常升高时。

⑺ 炉墙破裂且有倒塌危险，危及人身或设备安全时。

⑻ 系统甩负荷，超过汽压极限值安全门拒动而对空排汽不足以泄压时等。

6.3.2 紧急停炉时，锅炉变化快，必须采取一定措施防止事故扩大或引起继发事故。这些措施包括：

⑴ 迅速断绝进入锅炉燃料，及时降负荷运行。

⑵ 注意调整给水，维持正常水位。

⑶ 如果燃烧室内发生严重泄漏，则停止向锅炉供水，并迅速地将床料排除掉。

⑷ 如果烟道受热面发生泄漏，应维持正常的汽包水位。

⑸ 紧急停炉的冷却过程与正常停炉相同，但时间可缩短。

6.4 停炉的快速冷却

⑴ 锅炉床层坍落后，紧闭烟风系统各门。

⑵ 床温降到400℃时，启动引风机、罗茨风机、一次风机及二次风机，对炉膛进行强制通风冷却，但风挡板开度不得过大，控制降温速率150℃/h以下（根据耐火材料制造厂家的要求）。

⑶ 床温降至150℃时，停运一、二次风机及罗茨风机。

⑷ 当炉内温度降至60℃以下时，停运引风机。

⑸ 若锅炉停运热备用或不必加快锅炉冷却时，可不进行强制通风冷却。

⑹ 当锅炉停用时间超过5天，应将床料排出，可回收粒子较小的床料，否则，不必将炉内床料排出。

6.5停炉注意事项

（1） 锅炉尚有压力和转机未切除电源时应留人加以监视。

（2） 停炉降压时，控制降压速度为0.05～0.1MPa/min，汽包上下壁温差不大于50℃。

（3） 停止上水后，立即开启省煤器再循环门，以保护省煤器。

（4） 停炉热备用时，应密闭各处挡板，关闭所有截门，尽量减小汽温汽压的下降。

（5） 冬季停炉应做好防冻措施。

（6） 各转动机械不应停电，若有检修需要停电时，应汇报值长、值长助理同意。

6.6预防措施：

    运行人员在锅炉运行各阶段须遵守的预防措施如下：

⑴ 运行时，炉膛内尤其是炉膛下部呈正压状态，炉门不允许打开，以免伤人。

⑵ 炉膛压力限制，炉膛正负压力过高都会引起机组及辅助设备的损坏，因此在运行中必须对炉膛压力进行控制，要求在启动前下列控制能可靠投入。对炉膛负压（炉膛出口平衡点测量）进行监视，负压应自动控制在-100～+100Pa，运行人员不得允许炉膛平衡点压力超过±500Pa。（报警值）

⑶ 主燃料切除（MFT）之后，锅炉内大量的循环物量仍贮蓄着热量，因此必须注意锅炉的水位和锅炉的汽压。

⑷ 安全阀调整

所有安全阀在阀门制造厂已整定好，但是在锅炉首次启动前运行并升压时要在实际工况下进行整定校验，某一安全阀在规定值不起跳或回座不合理，则须重新进行调整。

⑸ 过量空气的要求

  为了维持良好的燃烧工况，应注意控制炉膛过剩空气系数，保证燃烧中合适的风煤比，在额定负荷下，相应的氧量值约控制在3～6%左右，以此做为参考值，最后再通过燃烧调整确定最佳值。

⑹ 温度分布

 通过布置在布风板上方炉膛四周的热电偶，可以严密监视床温的变化，流化床温度有8个测点，取其平均值（也可以去掉一个最高值，再去掉一个最新低值，以剩下6个的平均值）做为控制温度，床温的正常范围为840～960℃，床温的高值报警点为990℃，温度超过1050℃主燃料自动开始切除（MFT），最低运行床温820℃，在无助燃情况下，不允许床温低于这个水平，床温低值报警点为800℃，当床温低于750℃将自动切除主燃料，除非床下油点火装置投入运行。但当床温降至650℃以下，无论床下点火燃烧器是否运行，给煤机都将自动切除。

⑺ 为了监视启动及运行工况，在蒸汽侧回路有关地方设置了热电偶，以便监视运行并控制启动速率。位置数量见下表：

部位	安装位置	数量与规格	汽温报警	备注
省煤器	省煤器 给水集箱	1—φ60×9		监视进水温度
	省煤器 出水集箱	2—φ60×9		监视出水温度
锅筒	顶部及底部	6—炉壁热电偶	上下壁温差 ＜50℃	上下各3点监 视筒壁金属温度
一级喷 水减温 器集箱	集箱进口	2—φ60×9		监视汽温
	集箱出口	2—φ60×9
二级喷 水减温 器集箱	集箱进口	2—φ60×9		监视汽温
	集箱出口	2—φ60×9
集汽集箱	集箱顶部	2—φ60×9	540℃	监视汽温

以上热电偶及其它所有热电偶（包括控制室的指示值）都应进行检查，并能随时投用，锅炉在运行过程中，只要汽温不超过上表所示报警限值，就可持续运行，当出现报警时，操作人员应对工况进行调整，确保设备安全。

6.7锅炉停炉保养

6.7.1 充氮法

若锅炉停用时间超过一周，则锅炉采用充氮法保养：

（1） 锅炉停运后，当汽包压力降至0.3MPa时，开始向锅内充氮气，保持在0.3—0.5MPa的氮压条件下，开启疏放水门，利用氮压排尽炉水后，关闭各疏水门。

（2） 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、主汽管道及其疏水阀等，使整个充氮系统严密。

（3） 在充氮保养期间，应保证汽包内氮气压力大于0.03MPa（表压）氮气纯度大于98%。

6.7.2 热炉放水烘干保养法

锅炉停用时，进行承压部件检修或停用时间在一周内可采用热炉放水烘干保养方法：

（1） 锅炉床层坍落后，关闭各风烟档板和炉门，紧闭烟风系统。

（2） 当汽包压力降至0.5—0.8MPa时，开启锅炉疏、放水门，尽快放尽锅内存水。

（3） 当汽包压力降至0.1—0.2MPa时，全开本体空气门。

（4） 当锅内水已基本放尽且床温已降至120℃时，启动引风机，高压风机及一次风机、二次风机，投入两只启动燃烧器维持流化风和温度220—330℃。用热风连续烘干10—12小时后停止，封闭锅炉，当省煤器出口烟温降至120℃以下时，关闭各本体空气门，疏放水门。

（5） 烘干保养过程中，要求锅内空气相对湿度＜70%或等于环境相对湿度。

6.7.3 锅炉充压防腐法

（1） 若停用时间在2—3天以内，可采用充压方法。

（2） 停炉后自然降压（连排可暂不解列）。

（3） 当锅炉压力降至5.8MPa时，联系化学化验水质，若水质不合格应进行换水，待炉水合格后，关闭定排一、二次门及总门，解列连排。

（4） 锅炉压力在0.5MPa以前，炉水必须合可格。

（5） 当锅炉压力0.5MPa以上，过热器管壁温度200℃以下时，可向炉内上水进行充压。

（6） 防腐压力一般保持在2.0MPa—3.0MPa，最高不超过5.8MPa，最低不低于0.5MPa。

（7） 因某种原因压力降至0.5MPa以下（压力到零）时，必须重新点火升压至4.0MPa后，按上述规定重新充压。

（8） 充压后做好记录，通知化学化验溶解氧。

6.7.4 锅炉的防冻

（1）进入冬季前应全面检查防冻措施，不能有裸露的管道，将管道本体各部分防冻加热装置投入运行。燃油管路加热管常年投用；冬季不可检修；仪表管内积水应放尽；备用锅炉的各门孔及挡板应关闭；检修的锅炉应有防止冷风吹入的措施。

（2）停用锅炉冬季尽可能采用干式保养。若炉内有水，当炉水温度低于10℃时应进行上水与放水，放水应在各低点轮换进行，必要时可投邻炉加热系统。

7锅炉常见事故处理

7.1事故处理总原则

（1） 事故发生时，运行人员要尽快消除事故根源，限制事故发展，解除其对人身和设备的威胁；

（2） 在保证人身安全和设备不受损坏的前提下，尽可能维持机组运行；

（3） 要求运行人员在处理事故时，做到头脑清醒、沉着冷静、迅速判断、果断处理，将事故消灭在萌芽状态，防止事故扩大；

（4） 对事故发生的时间、现象、处理过程，应做好详细记录，并及时向有关领导汇报。

7.2 床温过高或过低

7.2.1现象：

（1） 各床温测点显示高或低；

（2） 床温高或低报警；

（3） 主汽压力升高或降低；

（4） 炉膛出口温度偏高或偏低；

（5） 床温高严重时，将引起床料结渣，甚至引起大面积结焦；

（6） 床温过低，燃烧不稳。

7.2.2 原因：

（1） 给煤粒度过大或过细，煤质变化过大；

（2） 床温热电偶测量故障；

（3） 给煤机工作不正常；

（4） 一、二次风配比失调；

（5） 排渣系统故障；

（6） 回料系统堵塞；

（7） 石灰石系统不能正常运行。

7.2.3 处理措施：

（1） 检查床温热电偶；

（2） 床温高时，减少给煤量，降低锅炉出力，使床温维持在920±40℃；

（3） 床温低时，增加给煤量，提高床温；

（4） 检查给煤机运行及控制是否正常；

（5） 合理配风、调整一、二次风比例；

（6） 床温过低，致使燃烧不稳时，应投入油枪助燃；

（7） 检查煤破碎系统，故障时，及时处理；

（8） 若是回料系统堵塞引起床温升高，应采取措施疏通回料器，无法疏通时申请停炉。

7.3 床压高或低

7.3.1现象：

（1） 发出床压高或者低报警；

（2） 床压指示降低或升高；

（3） 冷渣器排渣量过大或过小；

（4） 水冷风室压力指示过高或者过低。

7.3.2 原因：

（1） 床压测量故障；

（2） 冷渣器故障，排渣量过小或者过大；

（3） 石灰石给料量和燃料量不正常；

（4） 一次风量不正常；

（5） 回料系统堵塞；

（6） 物料破碎系统故障；

（7） 锅炉增减负荷过快或煤质变化过大。

7.3.3 处理措施：

（1） 床压过高，应加大排渣量，减少给料量；床压过低，减少排渣量，必要时，加大石灰石供给量或向炉内添加床料；

（2） 检查床压测点，若有故障，及时消除；

（3） 破碎系统故障时，及时处理，使物料粒径在合格范围内；

（4） 回料系统故障应采取措施及时处理。

7.4 水冷壁爆管

7.4.1现象：

（1） 轻微破裂，焊口泄漏时，会发出蒸汽嘶嘶声，给水流量略有增加；

（2） 严重时，爆管处有明显的爆破声和喷汽声，炉膛负压变正，汽包水位急剧下降，给水流量不正常大于蒸汽流量；

（3） 炉膛负压控制投自动时引风机调节挡板不正常的开大,引风机电流增加；

（4） 旋风分离器进、出口烟温下降，料腿回料温度降低；

（5） 排烟温度降低，排渣困难；

（6） 床压增大，床层压差增大，床料板结。床温分布不均。

7.4.2 原因：

（1） 炉水、给水品质长期超标，使管内结垢，致使局部热阻力增大过热；

（2） 水循环不佳，造成局部过热；

（3） 管材不合格，焊接质量差；

（4） 管外壁磨损严重；

（5） 锅炉严重缺水。

7.4.3 处理措施：

（1） 水冷壁损坏不严重时：

a． 加大给水量，维持汽包水位，可根据情况，降低负荷运行并申请停炉；

b． 燃烧不稳时应及时投油助燃。

（2） 水冷壁损坏严重，无法维持正常水位时：

a． 紧急停炉，停止向锅炉上水；

b． 停炉后，静电除尘器应立即停电；

c． 维持引风机运行，排除炉内蒸汽，若床温下降率超过允许值，停引风机；

d． 停炉后，尽快清除炉内床料，将电除尘、空预器下部灰斗存灰除尽；

e． 其余操作，按正常停炉进行。

7.5过热器爆管

7.5.1现象：

（1） 过热器处有蒸汽喷出的声音，且给水流量大于蒸汽流量；。

（2） 炉膛负压减少，或者变正，过热蒸汽压力下降；

（3） 引风机调节挡板不正常的开大,引风机电流增加；

（4） 泄漏侧烟温降低。

7.5.2 原因：

（1） 过热器管内壁结垢，或管内杂物堵塞，导致传热恶化；

（2） 管外壁磨损或高温腐蚀；

（3） 过热器结构不良，造成汽温或壁温，长期超限运行；

（4） 管材质量不合格，焊接质量不佳，或吹灰不当。

7.5.3 处理措施：

（1） 若爆管不严重，适当降压、降负荷运行，申请停炉。

（2） 严重爆管时：

a． 紧急停炉，保留引风机运行，控制床温下降速率不超过规定值；

b． 维持正常水位；

c． 其余操作按正常停炉进行。

7.6省煤器泄漏

7.6.1 现象：

（1） 汽包水位下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量；

（2） 泄漏处有异音,烟道不严密处有冒汽、潮湿现象；

（3） 引风机调节挡板不正常的开大,引风机电流增加；

（4） 泄漏侧烟温降低，热风温度降低；

（5） 严重爆管时，水位保持困难。

7.6.2 原因：

（1） 给水品质不合格，使管内腐蚀结垢；

（2） 给水流量、温度经常大幅度波动；

（3） 管材不合格，焊接质量差；

（4） 管外壁磨损严重；

（5） 启停炉时，省煤器再循环门使用不当；

（6） 省煤器附近发生二次燃烧。

7.6.3 处理措施：

（1） 损坏不严重时，加大给水量，维持汽包水位，适当降压、降负荷运行，申请停炉；

（2） 泄漏严重无法维持正常水位时，紧急停炉；

（3） 维持引风机运行，排除炉内蒸汽；

（4） 严禁锅炉上水和开启省煤器再循环门；

（5） 停炉后，通知电除尘停止各电场运行；

（6） 停炉后，尽快将电除尘、空预器下部灰斗存灰除尽；

（7） 其余操作，按正常停炉进行。

 7.7床面结焦

7.7.1现象：

（1） 流化床内有白色火花；

（2） CRT显示床温、床压分布极不均匀；

（3） 从窥视孔可见渣块，床料在炉内不正常的运动或流化床颜色过暗；

（4） 燃烧极不稳定，相关参数波动大，偏差大。

7.7.2 原因：

（1） 锅炉床温过高；

（2） 锅炉运行中，长时间风、煤配比不当。

（3） 锅炉启动前流化风嘴堵塞过多，或有耐火材料块等杂物留在炉内；

（4） 停炉过程中，燃料未完全燃尽，析出焦油造成低温结焦；

（5） 启动过程中，流化不良，造成局部过热结焦。

7.7.3 处理：

（1） 增大一次风量；

（2） 适当降低床温，特别是在投煤时注意床温升温速率不能急剧上升过大；

（3） 加大床料置换，把流化不良的床料及时排出，填充新床料；

（4） 经调整，仍无改善，马上停炉。

7.8锅炉缺水

7.8.1现象：

（1） 汽包水位低于正常水位或视窗内看不到的水位；

（2） 水位报警器发出低水位报警信号；

（3） 给水流量不正常小于蒸汽流量(水冷壁或省煤器爆破时,则现象相反)。

7.8.2 原因：

（1） 给水泵组故障或跳闸,给水母管压力降低；

（2） 设备出现故障，如自动给水失灵，或水位计堵塞形成假水位；

（3） 水位变送装置故障,引起水位突变；

（4） 运行人员疏忽，对水位监控不严；

（5） 锅炉疏水及排污系统泄漏或排放过量；

（6） 负荷变动幅度大，调整不及时；

（7） 锅炉给水管道或受热面爆管。

7.8.3 处理措施：

（1） 首先将所有水位计指示情况相互对照，判断缺水事故的真假和缺水程度；

（2） 手动操作加强给水，使水位恢复正常；

（3） 正在排污时，停止排污；

（4） 水位持续下降时，应降低负荷，降低汽包压力；

（5） 必要时，启动备用给水泵；

（6） 水位降至-200mm紧急停炉；

7.9满水事故

7.9.1现象：

（1） 水位计视窗看不到水位，且锅水颜色发暗；

（2） 水位报警器发出高水位报警信号；

（3） 蒸汽流量不正常小于给水流量；

（4） 严重时过热蒸汽温度下降，发生水冲击。

7.9.2 原因：

（1） 给水自动调节失灵或给水压力过高；

（2） 运行人员对水位监控疏忽；

（3） 负荷变动幅度大，调整不及时。

7.9.3 处理措施：

（1） 首先进行多个水位计指示情况相互对照，判断满水的真假及满水的程度；

（2） 将自动给水调节改为手动给水调节，减少给水；

（3） 轻微满水可手动调节，加大排污；

（4） 水位+150mm,打开事故放水,正常后关闭；

（5） 水位升至＋250mm时，应立即紧急停炉。

7.10主燃料切除（MFT）

7.10.1现象：

（1） MFT动作，发出报警；

（2） 所有给煤机跳闸，石灰石系统切除，床下点火系统切除，燃油快关阀关闭；

（3） 床温、床压下降；

（4） 汽温、汽压下降，蒸汽流量剧减，汽包水位先下降后上升；

（5） 所有风量控制改造为手动方式，并保持最后位置；

（6） 除非风机本身切除，否则所有风机控制都将改为手动方式，并保持最后位置，若因汽包水位低跳闸，一次风机入口导叶将关至0，在风机本身切除情况下，风机将遵循其逻辑控制程序；

（7） 燃烧控制输出信号限制引风机自动控制，保证炉膛压力不超过极限值；

（8） 除非锅炉处于热态再启动，否则“规定的锅炉吹扫”逻辑被建立；

（9） 打印机打印出MFT动作的时间和原因。

7.10.2 原因：

（1） 同时按两只锅炉主燃料切除按钮；

（2） 床温高于1050℃（信号来自燃烧控制系统）；

（3） 炉膛出口压力为高高值+2500Pa（2/3）；

（4） 炉膛出口压力为低低值-2500Pa（2/3）；

（5） 炉汽包水位为高高值（高出正常水位175mm）（2/3）；

（6） 炉汽包水位为低低值（低出正常水位200mm）（2/3）；

（7） 引风机跳闸；

（8） 一、二次风机跳闸；

（9） 总风量过低，小于25%额定风量（延时）（信号来自燃烧控制系统）；

（10） 风煤比小于最小值（信号来自燃烧控制系统）；

（11） 床温低于800℃，且床下点火器未投运；

（12） 失去逻辑控制电源；

（13） 燃烧控制系统失去电源（信号来自燃烧控制系统）；

（14） 所有高压流化风机跳闸；

（15） 汽轮机切除。

7.10.3 MFT动作后的处理：

（1） 如不是因为引风机、一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，可直接按以下原则处理：

a． 调节风机档板，保持正常的炉膛负压；

b． 调节给水流量，保持汽包水位正常；

c． 迅速查明MFT动作原因；

d． 如MFT动作原因在短时间内难以查明或消除，应按停炉处理，并保持锅炉处于热备用状态；

e． 如MFT动作原因能在短时间内查明并消除，可按热态启动恢复锅炉运行；

f． 如因尾部烟道再燃烧停炉时，禁止通风，停运所有风机。

（2） 如因引风机、一、二次风机跳闸，DCS故障所致，除按以上原则处理外，还应考虑床料局部堆积和流化停滞。

现象如下：

a． 一个或多个床温显示值与其它床温显示值相差较大；

b． 所有床压显示值是静态读数（正常床压显示值读数为波动读数）。

床料自流化步骤：

c． 将锅炉风量调节置于手动操作方式；

d． 迅速开大一次风总门，再恢复至原位，观察床压显示有无恢复

    正常；

e． 如果在10分钟内重复三次而无效果，则应采取排放床料量的进一步措施来流化床料，直至达到满意效果；

f.将锅炉风量调节改置于自动控制状态。

7.11床面结焦

7.11.1 现象：

（5） 流化床内有白色火花；

（6） CRT显示床温、床压分布极不均匀；

（7） 从窥视孔可见渣块，床料在炉内不正常的运动或流化床颜色过暗；

（8） 燃烧极不稳定，相关参数波动大，偏差大。

7.11.2 原因：

（6） 锅炉床温过高；

（7） 锅炉运行中，长时间风、煤配比不当。

（8） 锅炉启动前流化风嘴堵塞过多，或有耐火材料块等杂物留在炉内；

（9） 停炉过程中，燃料未完全燃尽，析出焦油造成低温结焦；

（10） 启动过程中，流化不良，造成局部过热结焦。

7.11.3 处理：

（5） 增大一次风量；

（6） 适当降低床温，特别是在投煤时注意床温升温速率不能急剧上升过大；

（7） 加大床料置换，把流化不良的床料及时排出，填充新床料；

（8） 经调整，仍无改善，马上停炉。

7.12烟道再燃烧

7.12.1 现象：

（1） 排烟温度不正常升高；

（2） 水平烟道再燃时，烟气含氧量下降，主汽温度异常升高；

（3） 竖井烟道再燃时，一、二次风温升高，省煤器出口水温升高；

（4） 炉膛负压波动大；

（5） 烟道不严密处冒烟火。

7.12.2 原因：

（1） 运行中风煤比严重失调；

（2） 启动过程中，油枪雾化不良，同时长时间燃油运行；

（3） 煤粒过细或炉膛负压过大；

（4） 床面结焦后没有及时停止给煤；

（5） 生火、停炉及低负荷运行烟速低，烟道内堆积未燃尽的可燃物。

7.12.3 处理：

（1） 对燃烧段烟道受热面吹灰，必要时降低负荷；

（2） 若经处理无效，排烟温度升高200℃时，紧急停炉；

（3） 全停风机，密闭锅炉燃烧、风烟系统；

（4） 保持锅炉连续进水。

7.13流化不良

7.13.1 现象：

（1） 床温分布不均。

（2） 风室风压不稳，炉负压波动大；

（3） NO_X、CO、SO_⁴排放值变化大；

（4） 汽温、汽压降低，流量下降。

7.13.2 原因：

（1） 床料过多或过少；

（2） 风量过高或过低；

（3） 炉内耐火防磨材料脱落；

（4） 风帽堵塞；

（5） 风机故障或风门误动，运行人员误操作；

（6） 排渣、返料系统故障；

（7） 局部结渣；

（8） 物料粒径过粗或过细。

7.13.3 处理：

（1） 调整流化风量和风压，可暂时增加一次风量；

（2） 调整该区域给煤或给石灰石；

（3） 加强该区域排渣或尽快置换床料；

（4） 无效且发展严重时，可申请停炉。

7.14骤减负荷

7.14.1 现象：

（1） 蒸汽流量急剧下降，主汽压力突升；

（2） 汽压过高时，安全门动作；

（3） 汽包水位先下降后上升；

（4） 有关保护声光报警。

7.14.2 原因：

（1） 电网系统故障；

（2） 发电机主开关跳闸；

（3） 汽轮机主汽门关闭。

7.14.3 处理：

（1） 迅速减少给煤或停运部分给煤机，必要时投入油枪稳燃；

（2） 根据压力，打开对空排汽；

（3） 加强水位的监视与调整，

（4） 必要时，通过回料器事故放灰管排出物料；

（5） 作好重新带负荷准备，若长时间不能恢复，则请示停炉；

7.15J阀回料器堵塞

7.15.1 现象：

（1） 旋风筒料位上升，J阀差压、密度均上升；

（2） 炉床温上升，床压下降；

（3） 回料温度降低，风室风量降低，风压升高，旋风筒出口烟温上升。

7.15.2 原因：

（1） 回料器风室风量或风压不足；

（2） 旋风筒保温、防磨材料脱落；

（3） 回料器A、B风室风帽堵塞，松动风口堵塞；

（4） 料腿内结焦；

（5） 颗粒过细。

7.15.3 处理：

（1） 关小溢流阀，增大至回料器风室风量；

（2） 用压缩空气吹扫；

（3） 适当降低锅炉负荷，降低一次风流化风量，改善煤粒尺寸；

（4） 严重时，开启事故排灰门，排灰时注意J阀料位；

（5） 若处理无效，申请停炉。

7.16厂用电中断

7.16.1 现象：

（1） 所有转机电流回零，发出声光报警；

（2） 炉MFT动作；

（3） 汽压升高，安全门动作；

（4） 汽温下降，水位下降。

7.16.2 处理：

（1） 手动关闭各风机进出口挡板；

（2） 解列减温水、连排；

（3） 关闭给水总门；

（4） 关闭燃油进回油门；

（5） 复位各跳闸转机并置于手动位置；

（6） 若电源短时间不能恢复，按停炉处理；

（7） 电源恢复后，锅炉上水应请示批准。

7.17其他

引风机、高压流化风机、一次风机、二次风机跳闸，炉MFT，按停炉处理。

8特别说明

⑴、由于循环流化床锅炉运行时循环物料量大，在紧急情况下（停电设备故障等非正常压火未能按正常压火程序操作）时，循环物料返回炉膛会造成炉内未燃尽燃料增多，在等压风室、一次风道内可能聚集一定量的CO，因此特别要求在再次起炉前一定要打开一次风道上的放散阀将CO排出，防止一次风道中的煤气爆燃。

⑵、当锅炉正常压火时，应降至最小负荷，停止给煤并且使床中的燃料燃尽；当烟气的氧量指示值至少增加到15%时，停止向燃烧室送风以减少床热量损失。 

在整个压火过程中确认底料中不存有可燃燃料，以避免在压火缺氧高温状态下燃料中可燃气体的析出，成为锅炉爆炸的首要条件。

当锅炉压火后启炉时，应开启引风机及引风机挡板3～5分钟，对锅炉进行彻底清扫后，方可启动一次风机。

⑶、为了控制磨损，在设计时对各部位流速都限制在合理范围内，避免因烟气流速过高造成非正常磨损。因此，对于现场实际运行，特别强调：

一定不要大风量运行（控制低温过热器前烟气含氧量在3%～6%）；

当锅炉给水温度低于设计值时，现场运行容易造成锅炉燃烧侧长期超负荷运行，烟气流速大于设计值，引起炉膛内磨损，所以应根据给水温度对额定蒸汽流量进行折算，控制蒸汽流量不能超过折算值长期运行。

自行掺烧煤气、沼气等气体燃料或废气，自行掺烧含水率很高的污泥、废渣等，极易会导致锅炉发生磨损。气体掺烧量大或掺烧不均匀都会引起烟气流速在某一时刻大幅超出设计值；而污泥、废渣等给入量及含水率控制的不确定性，同样会造成炉膛内烟气量大幅波动，烟气流速超出合理范围，引起炉膛内磨损。

迫于生产压力，锅炉长期超负荷运行，同样会对炉膛内受热面造成严重的磨损。

锅炉安装筑炉不符合规范要求，长期运行不进行计划停炉检修、消缺，导致局部发生磨损直至泄漏，事故停炉造成生产重大损失。

⑷、耐磨耐火材料质量好坏直接影响到锅炉能否正常安全可靠运行，因此一定要按图纸及《炉墙砌筑规范 》的要求执行。

⑸、为保证锅炉安装质量，工地安装和砌筑时应严格按照《锅炉安装指导书》的要求进行。

⑹、为保证过热器蛇形管工作的安全性，防止过热器蛇形管的超温变形，特别强调：锅炉在正常或紧急停炉后，应及时打开过热器出口集箱上的排气阀，控制过热器出口蒸汽温度不超过额定设计值，如果通过排汽仍然无法保证过热器不超温时，应及时适量投入减温水，确保过热器蛇形管不超温。

⑺、保护装置

低水位连锁保护装置最迟应在最低安全水位时动作。

超压连锁保护装置动作整定值应低于安全阀较低整定压力值。

8.1锅炉运行的技术条件

№	标准代号	标准名称
1	TSG G0001	《锅炉安全技术监察规程》
2	TSG G0002	《锅炉节能技术监督管理规程》
3	GB/T 13223	《火电厂大气污染物排放标准》。

8.2锅炉运行调整方法

№	调整方法
1	在锅炉负荷变化时，及时调整给煤量和风量以调整燃烧，保持锅炉汽压和汽温的稳定。
2	运行中加强监视床温，床温过高时容易结焦，过低时容易引起灭火。一般在满负荷时，温度控制850℃～920℃范围内。
3	锅炉风室压力的控制，是通过对锅炉底部放渣量来控制的。正常运行中，风室风压一般控制在约6.5～8kPa之间。
4	采用按照设计说明书一次风与二次风比例，低氧量运行方式。在保证床料流化、稳定床温和维持一定料层差压的前提下，尽量降低一次风量，一次风量一般不做大的变动，运行中当总风量不足时（以过热器后的氧量为准），可逐渐增大二次风门开度。
5	低温过热器上部，烟气含氧量控制在3-5%。
6	保持较小的炉膛出口负压，运行时可控制炉膛出口压力为-100～+100Pa。
7	燃料热值及颗粒度尽量保证稳定且在设计要求范围之内。
8	罗茨风机全开度运行，不进行风量调节。
9	锅炉运行过程中，煤种、负荷等因素都有可能导致床温变化，可通过调整冷渣机排渣量来控制炉内循环物料量的多少，不同位置的排渣管排出渣的粒度不同，出渣量以维 持合适的风室风压为准。所以根据炉膛内燃烧状况可实现选择性排渣，以维持炉膛内合适的循环物料量，来适应锅炉煤种、负荷的变化。

8.3锅炉运行过程的注意事项

锅炉在运行时，很多外在因素都可能会引起锅炉磨损或运行不稳等问题，杜绝以下情况的出现。

№	影响因素	造成的危害	原因分析
1	用户自行增 加炉膛防磨梁、防磨鳍片梁	受热面磨损、炉内换热变差	严禁炉膛内部有任何突起或棱角，必须保证水冷壁内壁的平滑。
2	长时间超负荷运行	磨损	每台锅炉的各部位烟速在设计选取时都接近最佳状况，如果长时间超负荷运行，各部位烟速、烟量必然升高，从而引起磨损的出现。
3	锅炉实际燃料 严重偏离设计煤种	受热面磨损、工况参数、排放参数偏离设计值	1)掺烧炉渣，会使炉膛的循环物料粒度加大，容易引起炉膛磨损。2)掺烧大量煤泥或给煤含水量较大时，极易堵塞给煤仓、给煤机和给煤管。同时，因总烟气量变大也易造成各受热面磨损。
4	锅炉急骤升降负荷	返料异常、风室倒渣、排渣不畅、 对浇注质量的影响。	锅炉急骤升降负荷，可能引起循环物料量的大幅度波动，床压不稳，从而造成返料异常、风室倒渣、排渣不畅等问题。

8.4 维护

8.4.1锅炉长期停炉期间，应遵循下述条款:

警      告

在结束所有内部受压部件的检查和/或维修保养程序前，不得向锅炉充氮。用充氮气法保护停用锅炉，氮气由充氮接口或锅筒饱和蒸汽引出管上的放气阀充入。

如果停用的锅炉不放水，则锅筒水位以上的区域也应该通过上述的接口充入氮气，当停炉后锅炉压力降至约0.035MPa（表压）时，锅筒水位以上的区域应建立起氮气覆盖层。在停用期间，保持氮气覆盖层，必须防止锅炉结冰，必要时可启用风道点火燃烧器输入少量热量，使整个锅炉的温度在冰点以上。

如果气候状况或其他条件不允许锅炉充水，则锅炉应该排水并予以干燥。在锅筒中放进几盘一定数量的硅胶以吸收水分，从而使锅筒内表面处于干燥状态。

8.4.2锅炉停炉检修期间，如对炉墙进行砌筑和修复，必须重新进行烘炉，以保证炉墙衬里及绝热层的干燥性。停炉检修重新启动锅炉，需按照前面所列条款对锅炉设备全面检查，保证各部件表面平整、干净、牢固，达到与设计图样相符的状态。

8.4.3当锅炉检修时，应检查并确认所有燃料隔绝门和挡板都已处于关闭位置时，然后才能进入锅炉内部，如果对其关闭的严密性有怀疑时建议切断燃料供给系统

警      告

锅炉中有些可接近的区域会对人体造成伤害，如炉膛与旋风分离器进口之间的连接通道，该区域可能有坠物掉入炉膛和旋风分离器下部返料阀内，热床料全部聚积在返料阀内，事实上还有检修门孔，气流会由门孔反窜出来。在进入锅炉前，要穿戴好防护服，并站在门孔一旁，切记不要正对门孔，如果有必要，应使用合适的呼吸装置和安全防护服。进入锅炉后，要携带和安装合适的照明灯，并随时留心周围环境。同时要进行适当的烟气取样试验，建立合适的氧浓度。

8.4.4当在锅炉内进行检查和工作时，只能使用经过验证的安全灯和手电。

8.4.5在锅炉停用期间，如有可能应对受压部件及其它内表面进行检查。出现异常的磨损迹象或沉积物应予以测量，分析并排除其产生的原因。

8.4.6检查每一个风帽喷嘴是否被堵，被堵的喷嘴必须予以疏通。

8.4.7各检查门孔被启用过后，其密封垫圈应更换新的。

8.4.8锅炉大修期间，应仔细检查床下油点火器，如果发现损坏，应予以维修。

8.4.9尽快修复所有管子的泄漏处，如果让其继续存在，泄漏出的水或蒸汽将会切割邻近管子，从而引起进一步的损坏。受压元件的检修应在所有压力都已去除，而且系统已经隔离开后才能进行。对于还承受压力的元件，不允许进行检修。

8.4.10燃料控制设备和其他控制设备（如给水调节器和蒸汽温度调节器），在任何时候都应处于最佳调节状态，这些设备是否运行正常对锅炉效率也有影响。

8.4.11检查所有燃料和石灰石供料管，排渣管是否有堵塞、磨损和过热等情况，并根据需要予以修理或更换。

8.4.12对所有阀门和填料的泄漏处，在停炉期间，应及时予以修复。这样将有助于防止出现强迫停炉的情况。

8.4.13全面检查所有热电偶和测压点的情况，并根据需要予以检修，使其运行可靠，并检查所有的传压管路是否有堵塞，需要时作清理。

8.4.14检查落漏的床料在风室内的沉积情况，该沉积是因为床料通过布风板风帽倒流而造成，若堆积过高应予以清理。

8.4.15仔细检查锅炉受压管子的磨损情况。应定期（每年一至两次）记录管子外径及壁厚的超声波测量结果。要监控管子易磨损区域包括炉膛水冷壁、过热器管及尾部省煤器管子。

8.4.16应对旋风分离器、返料阀，及出口等处的耐火材料进行定期检查，必要时，予以修复。

8.4.17耐磨浇注料或可塑料结束边沿、烟气侧有凸出部位最易发生磨损，建议建立定期检查制度，对发现明显磨损部位应及时维护更换，勿使其发展到磨损爆管。

9.锅炉油点火系统

9.1 循环流化床锅炉油点火系统构成

9.2 点火设备的安装

严格按照控制柜厂家的安装指导书进行安装。

9.3 点火设备调试前的安装检查

1）推进器的安装检查(将油枪、点火枪伸入或退出；执行机构)

2）高能点火器的安装检查（点火的火源）

3）火检检测（看火的眼睛）

4）油枪的安装检查（将燃油雾化，控制喷油量）

5）油管路系统的安装检查（输送燃料，压力，安全控制）

9.4 点火前设备的调试

1）控制柜的调试

2）电动推进器调试

3）电动球阀调试

4）电磁阀调试

5）高能点火器调试

6）气动推进器调试

7）气动球阀

8）火检的调试

9）DCS调试

9.5 点火前的雾化试验

严格按照厂家提供的雾化试验要求进行试验，要求如下：

1）电气设备全部调试完毕后，油管路具备输油条件，先检查管路阀门开关状态，打开回油调节阀，油泵进出口阀门，启动油泵。

2）启动油泵调节回油调节阀使油压保持在0.5Mpa左右，2～5小时后拧下与油枪相接的金属软管头，找来油桶，打开对应角阀门，放去脏油。

3）接上并取出油枪，对准油桶，（简单雾化油枪为例）将油压调到油枪最小雾化压力，开启对应阀门，观察雾化效果：无滴油漏油、雾化颗粒均匀、不偏、呈锥形。

4）雾化试验的同时，开关油阀，可测试阀门的密封性。

5）雾化试验成功后，装好油枪，停下油泵，把过滤器中的过滤网取出清洗。

6）点火枪伸入长度a确定，先定下油枪位置，参照相关图纸根据油枪的雾化角度θ和两者的中心距b，具体公式为a=b/tan(θ/2)，比如b=100mm，θ=60°推进器在进到位时，点火枪比油枪伸入180mm左右。

9.6 点火应具备的条件

1）点火枪退到位；

2）火检无火检信号；

3）油阀关到位；

4）吹扫阀关到位；

5）油压正常；

6）锅炉点火允许；

7）点火燃烧器配风需要可调节。

9.7床下点火系统控制逻辑（现场控制逻辑以点火控制厂家提供的控制逻辑为准）

点火程序：点火允许    进点火枪    点火器打火    开油阀

注意：在手动点火时必须先打火后开油阀。

          如果点火失败后，炉膛必须进行清扫，防止爆燃事故的发生。

熄火程序：熄火指令  关油阀  开吹扫阀   吹扫延时   关吹扫阀   点火结束

9.8 点火失败的处理

燃油阀在开位，点火器打火结束，火焰仍未建立，叫点火失败；

在火焰建立后，如果DCS系统检测到突然熄火，切断燃料阀，启动了熄火保护，也叫点火失败。

点火失败处理如下：

1）点火失败需要迅速关掉油阀，开吹扫阀，并对点火筒及炉膛进行有效吹扫。

2）检查失败原因，是否因点火器不打火、油枪被堵、点火枪超出油枪距离不够、还是配风不合理造成的点火失败，检查出原因，再进行下次点火。

9.9、点火安全须知

⑴、点火设备的安装，一定按照点火控制柜厂家的安装指导书进行安装，调试前进行设备的检查及调试工作；点火之前必须确定所有管路、阀门无泄漏。

⑵、点火有危险，操作须谨慎！点火人员为专业运行或调试人员，若操作不当会造成严重事故。每次点火投油前必须对操作人员进行安全培训教育，使点火操作人员熟悉点火操作程序及点火失败处理办法。

⑶、每次点火前必须做雾化试验，确定油枪头螺母拧紧不漏油，雾化良好后才能正式点火；雾化试验时一定确保处于通风的环境，试验区域内严禁烟火，并做好灭火措施，严防火灾事故的发生；雾化试验合格，将油枪推到预定位置固定好。

⑷、油枪使用较长时间后，在下次使用前应拆下清洗喷嘴或更换雾化片；阀门及滤网应定期清洗。

⑸、为了在点火时确保安全，防止因脱火、回火、出现爆炸而引起主设备破坏，在锅炉安全保护系统中应设置火焰检测器，由此监视所对应点火装置的着火情况，一旦发生火焰灭火，锅炉安全保护系统应能迅速切断燃料阀。

⑹、要求点火过程必须是自动程序控制，不允许人为手动操作，如发现有硬件损坏（如喷枪、火焰检测器、热电偶、管路快关阀、调节阀等），不能进行程控点火，应立即联系供应商解决。点火时保证锅炉重要热控处于仪表正常，如一次风量显示、氧量表显示等，如有损坏，应立即联系热控人员修复。

⑺、点火之前必须确保炉前燃料快关阀均处于关到位状态。

⑻、每次正式点火前高能点火器应试打火一次，以确保高能点火器完好，使点火能一次成功。高能点火器打火时间结束后，如果没点着，应迅速切断燃料阀。

⑼、对吹扫过程应特别重视！每次正式点火前应对点火装置、风室及锅炉炉膛进行有效吹扫，吹扫时间不低于5min 。如第一次点火失败后，第二次点火之前，必须重复进行点火装置、风室及锅炉炉膛吹扫，吹扫时要求鼓引风机完全开启，点火装置燃烧风门和冷却风门全开，吹扫时间超过5min以上，吹扫合格之后再进行点火操作。连续点火次数不超过2次，点火不成功需查明原因，必须待原因明确后，问题处理完毕后再进行点火操作。

⑽、高能点火器打火后，火焰检测器在10秒内未能检测到火焰，则认为点火失败，按上述规定程序进行吹扫，吹扫合格之后再进行点火操作。

⑾、点火过程中，若火焰检测器连续10秒以内未能检测到火焰信号，则应立即切断燃料阀，按上述规定程序进行吹扫，吹扫合格之后再进行点火操作。

⑿、即使系统设置有火焰检测器，但点火装置运行时现场必须派专人负责巡视，检查燃料燃烧是否正常，一旦发现燃烧脱火熄灭或燃烧状况不良，则认为点火失败，按上述规定程序进行吹扫，吹扫合格之后再进行点火操作。看火焰时要注意防护，避免损伤眼睛，避免高温烫伤等。

⒀、锅炉压火后再次启动，或运行中由于燃料不足等因素导致的床温过低，确定需要投入床下油点火系统助燃的，必须严格遵循上述正式点火程序要求，严禁盲目投入点火系统，造成重大安全事故。

⒁、点火时风室一次主风门要求全关且关闭严密。

⒂、锅炉点火完成，高能点火器退出，以免烧坏。

在锅炉运行的路上

锅炉圈

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