|
|
| 1_65MW能源中心发电作业区锅炉操作规程 |
|
|
|
|
文件编号CH-11053-A
能源中心
65MW发电锅炉运行操作规程
编制：杨德生
审核：苑贺武
批准：张金虎
批准日期：2020年4月20日
生效日期：2020年4月20日
目录
一.锅炉机组设备规范及特性......................................................................................................3
1.1基本特性.................................................................................................................................3
1.1.1锅炉工作参数......................................................................................................................3
1.2锅炉主要结构简述................................................................................................................6
1.2.1、锅筒及汽水分离装置......................................................................................................6
1.2.2、炉膛和水冷壁..................................................................................................................7
1.2.3、过热器及汽温调节..........................................................................................................8
1.2.4、再热器及汽温调节..........................................................................................................10
1.2.5、省煤器.............................................................................................................................11
1.2.6、空气预热器......................................................................................................................11
1.2.7、锅炉范围内管道..............................................................................................................11
1.2.8、燃烧设备..........................................................................................................................12
1.2.9、炉墙..................................................................................................................................13
1.2.10、锅炉构架........................................................................................................................13
1.2.11、仪表及控制..................................................................................................................13
1.2.12、汽水品质........................................................................................................................13
1.2.13锅炉辅机参数...................................................................................................................14
二、锅炉机组的试验..................................................................................................................18
2.1、水压试验.............................................................................................................................18
2.2、锅炉联锁与保护试验.........................................................................................................21
2.3、主要辅机运转.....................................................................................................................26
三、锅炉机组的启动..................................................................................................................40
3.1动前的准备工作....................................................................................................................40
3.1.1、启动前的试验、检查........................................................................................................40
3.2、检修后的检查.......................................................................................................................40
3.3、锅炉上水................................................................................................................................43
3.4、投炉底加热............................................................................................................................43
3.5、投暖风器................................................................................................................................43
3.6、锅炉冷态点火启动................................................................................................................43
四、锅炉机组的运行及调整..........................................................................................................46
4.1、运行调整的主要任务.............................................................................................................46
4.2、蒸汽压力调整.........................................................................................................................47
4.3、汽温调整................................................................................................................................48
4.4、燃烧调整..................................................................................................................49
4.5、水位调整......................................................................................49
4.6、负荷调节速度.............................................................................51
锅炉排污.....................................................................................51
五、锅炉机组的停运及保养.........................................................................................................52
5.1、正常停炉2、锅炉保养.............................................................................................52
六、锅炉机组的事故处理...............................................................................................................53
6.1、总则.............................................................................................53
6.2、事故处理注意事项.....................................................................................................53
6.3、事故及故障停炉条件............................................................................54
6.4、锅炉熄火.................................................................................................................55
6.5锅炉满水..................................................................................................................................56
6.6、锅炉缺水................................................................................................................57
6.7汽水共腾................................................................................................................................58
6.8过热器管爆管...........................................................................................................................59
6.9再热器爆管..............................................................................................................................59
6.10水冷壁管爆管.........................................................................................................................60
6.11省煤器爆管.........................................................................................................................60
6.12汽包水位计故障.................................................................................................................61
6.13、负荷骤减.................................................................................................................61
6.14、锅炉弹簧安全阀故障..............................................................................................62
6.15、送、引风机故障........................................................................................................63
6.16、?10KV厂用电中断......................................................................................................64
6.17、380V厂用电中断......................................................................................................65
6.18、热工DCS电源中断.................................................................................................65
6.19、事故按钮使用规定..............................................................................................66
6.20引风机跳闸.............................................................................................................66
6.21送风机跳闸.............................................................................................................67
6.22主、再蒸汽温度高...................................................................................................68
6.23主、再蒸汽温度过低................................................................................................68
滑参数启动汽机参数参照表...............................................................................................69
附启停曲线........................................................................................................................71
能源中心65MW发电联锁定值表.......................................................................................75
能源中心65MW发电锅炉联锁实验单................................................................................76
一、锅炉机组设备规范及特性
1.1、基本特性
1.1.1、锅炉工作参数
CG-220/13.7-Q3型锅炉为四川川锅锅炉有限公司生产的超高压中间再热自然循环燃气锅炉
最大连续蒸发量220t/h
额定蒸发量215.799t/h
过热蒸汽出口压力13.7MPa
过热蒸汽出口温度543℃
额定工况再热蒸汽流量169.895t/h
最大负荷工况再热蒸汽流量173.21t/h
额定工况再热蒸汽压力（进口/出口）2.63/2.47MPa
额定工况再热蒸汽温度（进口/出口）337.1/543℃
最大负荷工况再热蒸汽压力（进口/出口）2.68/2.52MPa
最大负荷工况再热蒸汽温度（进口/出口）339.2/543℃
锅筒工作压力14.8MPa
额定工况给水温度252.5℃
最大负荷工况给水温度253.6℃
过热器减温水温度169.2℃
再热器减温水温度166.8℃
再热器减温水压力8MPa
1.1.2、煤气技术数据
名称
项目
高炉煤气
焦炉煤气 容
积
成
分
及
份
额
(%)
22.08 8.591 18.61 2.98 0 54.805 58.63 4.021 0.69 0.32 0 26.101 不饱和烃 0 3.185 0 0 收到基低位发热量KJ/Nm 2930.2 18251.6 收到基低位发热量Kcal/Nm 700 4360 温度℃ 20 20 设计工况体积比 0.8596 0.1404 设计工况煤气用量Nm/h 111370 18195 校核工况体积比0 0.9423 0.0577 设计工况煤气用量Nm/h 164398 10064
1.1.3、锅炉基本尺寸
炉膛宽度（两侧水冷壁中心线之间距离）7570mm
炉膛深度（前后水冷壁中心线之间距离）7570mm
炉膛顶棚管标高29500mm
锅筒中心线标高32760mm
锅炉最高点标高（过热器连接管）37570mm
锅炉宽度（两侧最外两排柱中心距离）184000mm
锅炉深度（锅炉前排到预热器后排柱距离）21000mm
1.1.4、锅炉主要技术指标
锅炉最大连续蒸发量220t/h
计算热效率（按低位发热量）90.82%
保证热效率（按低位发热量）89.5%
炉膛容积热负荷150.4KW/m3
炉膛断面热负荷3279KW/m3
空气预热器出口热风温度211℃
煤气加热器出口烟气温度<150℃
名称 单位 数据（VWO工况） 设计工况 校核工况 锅炉计算效率 ％ 90.82 90.11 锅炉排烟温度 ℃ 184 203 锅炉燃料消耗量 高炉煤气 Nm3/h 111370 164398 焦炉煤气 Nm3/h 18195 10064 锅炉本体烟气阻力 Pa 2065 2654 空气预热器到燃烧器风阻力 Pa 4975 4876 锅筒压力(表压) MPa 14.8 过热器系统阻力汇总 MPa 1.15 省煤器系统系统阻力 MPa 0.17 再热器阻力 MPa 0.166 1.1.5锅炉主要受压部件水容积
部件名称 水压实验时m3 运行时m3 锅筒 19.03 6.44 水冷系统 35.36 35.36 过热系统 20.7 0 再热系统 22.71 0 省煤器系统 8.09 8.09 锅炉范围内管道 6 5 合计 111.9 55.67
1.2、锅炉主要结构简述
CG-220/13.7-Q3型锅炉为超高压中间再热自然循环燃气锅炉，本锅炉为单锅筒，自然循环，集中下降管，一次中间再热，倒U型布置的煤气锅炉。锅炉前部为炉膛，四周布满膜式水冷壁，炉膛出口处布置屏式热器，水平烟道内设有一级对流过热器（高温过热器）和一级对流再热器（高温再热器），水平烟道转向室和尾部前、后侧均采用膜式管屏包覆，并由中间隔墙使尾部形成双烟道，前烟道布置有低温再热器，后烟道布置有低温过热器，低温再热器及低温过热器下布置烟气挡板；紧接着布置了省煤器及空气预热器。
锅炉构架全部采用钢结构，按6度地震烈度设计。炉膛水冷壁、过热器、再热器全部悬吊在顶板梁上，紧身封闭布置，尾部竖井内的省煤器和空气预热器支撑在后部柱和梁上。
本锅炉BMCR设计工况：85.96%高炉煤气+14.04%焦炉煤气（体积比），校核工况：94.23%高炉煤气+5.77%焦炉煤气（体积比）；锅炉点火、启动用焦炉煤气，点火方式为二次点火（先利用高能点火器点燃焦炉煤气，然后引燃主燃烧器）；燃烧器前后墙布置，前墙布置两层，每层3只燃烧器，为高、焦炉煤气混烧；后墙布置一层燃烧器，共3只，燃烧高炉煤气。过热蒸汽采用两级喷水调温。再热蒸汽主要采用烟道挡板调温，喷水调温仅作为微调及事故喷水用。
1.2.1、锅筒及汽水分离装置
锅筒内径为1600mm，壁厚为85mm，筒身长为8400mm，锅筒全长约10226mm材料为DIWA353。锅筒封头上装设有水位监视用无盲区双色水位计两台，电接点液位计2台，供给水调节和低读水位表用的双室平衡容器四台（含一台满水平衡容器）；供汽包保护用的弹簧安全阀2只。此外还有磷酸盐加药管、连续排污管、紧急放水管、自用蒸汽和压力表等附件。锅筒上还设有上下壁温测点4组。
锅筒正常水位在锅筒中心线以下150mm。（规定为0水位）
最高水位和最低水位离正常水位各50mm。
锅筒内采用单段蒸发系统，装有旋风分离器，梯形波纹板分离器，清洗孔板和顶部多孔板等内部设备，其作用在于充分地分离汽水混合物中的水，并清洗蒸汽中的盐，平衡锅筒蒸汽负荷，以保证蒸汽品质。
锅筒内装有32只直径为315mm的旋风分离器，旋风分离器分组装配，这样可以保证旋风筒负荷均匀，每只旋风分离器的平均负荷约为6.88t/h。汽水混合物从切向进入旋风分离器，在筒内旋转流动，由于离心力的作用，水滴被甩向四周筒壁沿壁而留下，汽水分离后，蒸汽向上流动，为了防止水由四壁向上旋转流动时混入蒸汽流中，在旋风分离筒顶部加装一溢水槽，水可以通过溢水槽流到筒外。蒸汽在旋风分离筒内向上流动，通过梯形波形板分离器，经过旋风分离器分离后的蒸汽，进入清洗装置，被省煤器来的50%给水清洗，籍以降低蒸汽中携带的盐分和硅酸根含量。经过清洗后的蒸汽，在汽空间再次经过重力分离，然后经顶部多孔板再一次分离水滴，蒸汽被引出锅筒进入炉顶过热器。为防止蒸汽高速抽出，在引出处装有阻汽挡板。
在每个集中下降管入口处装有十字板，以防止入口处产生漩涡和下降管带汽。
在锅筒内部还设有磷酸盐加药装置和连续排污装置，以改善锅水品质，另外，还装有紧急放水管；所有水位表装在锅筒的封头处。
锅筒采用2根M125mm的吊杆，悬吊于顶梁板上。
1.2.2、炉膛和水冷壁
炉膛断面设计成正方形，深度和宽度均为7570mm，考虑高炉煤气是一种低热值气体燃料，为了保证燃烧的稳定性，炉膛燃烧器区域和底部敷有卫燃带。
炉膛四周由606.5mm，间距为80mm的光管与扁钢焊成的模式水冷壁。前、后水冷壁下部管子与水平线成15°倾斜形成炉底。后水冷壁在炉膛出口处向炉内上倾15°角突起形成折焰角，然后向上与水平线成30°倾斜后分为两路：其中一路约1/3管数以节距240mm垂直向上穿过水平烟道作为悬吊管（Φ60x7mm）进入后水冷壁上集箱；另一路约2/3的管数拉稀成节距120mm与水平成7°倾斜角进入斜后水冷壁上集箱。
水冷壁采用过渡管接头（φ60x6.5/φ45x6.5）单排引入上、下集箱，在炉膛前、后和两侧的四面墙中，各有上升管94根。其中前墙8根汽水引出管φ133×13/φ159×16mm、两侧墙各有8根汽水引出管φ133×13/φ159×16，后墙引出管φ108×10共6根，以及斜后水冷壁引出管φ133×13共6根将水冷壁上集箱与锅筒连接起来。每面墙沿宽度分成4个管屏。
4根377mm集中下降管从锅筒最低点引出，再通过分配集箱426mm引出24根133（159）mm的连接管分别引入水冷壁各个下集箱。为了满足运行，检修和监视的需要，在水冷壁上装设有看火孔、火焰检视孔、检测孔、人孔、电视孔、防爆门等必要的门孔装置。
全部水冷壁的重量都通过上集箱用吊杆装置悬吊在顶板梁上，热态运行时，整体向下膨胀。
为了减轻由于炉内燃烧而引起的水冷壁振动和防止因燃烧不稳定引起炉内爆炸而造成水冷壁四壁的破坏，沿锅炉高度方向每隔3米左右设置一圈刚性梁以增加水冷壁平面刚性。
本锅炉在炉膛中心线处设置有膨胀中心，分别在前水冷壁、两侧及后水冷壁处设计有导向装置，此导向装置通过典型结构将该处水冷壁管屏（包墙管屏）与刚性梁固定为一体，而刚性梁上的导向架又约束于该处的构架立柱，从而达到约束受热面水平方向的膨胀，防止炉顶、炉墙开裂及受热面变形的目的。
1.2.3、过热器及汽温调节
本锅炉采用辐射和对流相结合，两次交叉混合，两级喷水减温的过热器系统。整个过热器由顶棚管、包墙管、中间隔墙，低温过热器、屏式过热器和高温过热器组成。屏式过热器位于炉膛折焰角前上部，高温过热器布置在水平烟道中，低温过热器布置在锅炉尾部。蒸汽流程为：
尾部竖井顶棚→后包墙→尾部竖井侧包墙
锅筒→前炉顶→顶棚中间集箱尾部竖井前包墙→水平烟道侧包墙
侧包墙上集箱→中隔墙入口集箱→中隔墙→中隔墙出口集箱→低温过热器→
一级减温器→屏式过热器→高温过热器冷段→二级减温器→高温过热器热段→集汽集箱一端引出至汽轮机。
具体流程如下：饱和蒸汽自锅筒顶部由6根Φ133×13mm/20G的连接管引入顶棚管入口集箱，通过由63根Φ51×5.5mm的光管加扁钢焊接管组成的节距为120mm的顶棚管进入顶棚管中间集箱；然后分两路进入尾部竖井的前包墙、尾部竖井顶棚，前包墙、尾部竖井顶棚都是由Φ38×5/20G、节据S=98mm的光管加焊扁钢组成，两路并行向下流至下集箱。从前包墙来的蒸汽进入前包墙下集箱后，通过4根Φ133×13/20G的连接管进入水平烟道侧包墙，水平烟道侧包墙由Φ38×5/20G、节据S=98mm的光管加焊扁钢组成，最后流至侧包墙上集箱。尾部竖井侧包墙由Φ38×5/20G、节据S=120mm的光管加焊扁钢组成。从尾部竖井顶棚来的蒸汽经尾部竖井后包墙进入尾部竖井后包墙下集箱后经集箱两端的弯头进入尾部竖井侧包墙下集箱，经尾部竖井侧包墙流至侧包墙上集箱。蒸汽在侧包墙上集箱汇合后再以10根Φ133×13/20G的连接管把蒸汽引入中隔墙入口集箱，从中隔墙入口集箱来的蒸汽通过由10根Φ108×12/20G的光管进入中隔墙中间集箱，之后通过由63根Φ51×5.5mm的光管加扁钢焊接管组成的节距为120mm的中隔墙进入中隔墙出口集箱，中隔墙出口集箱也是低温过热器入口集箱。这样炉顶，水平烟道的两侧和转向室都以顶棚管，包墙管包覆起来了。蒸汽全部以逆流方式通过低温过热器，从低温过热器出口集箱两端引出，经过90°弯头进入一级减温器，蒸汽经过第一次喷水减温后进入屏过入口混合集箱，通过12根Φ133×10mm/12Cr1MoVG连接管进入屏式过热器，蒸汽顺流流过屏式过热器后，再经12根Φ133×10mm/12Cr1MoVG连接管以左右两侧交叉方式进入高温过热器两侧管系（高过冷段），蒸汽逆流经过两侧管系后进入二级减温器。减温后的蒸汽再次左右交叉，以顺流的方式流过高温过热器中间管系（高过热段）。经过一系列加热后，蒸汽达到额定温度进入高温过热器出口集箱，并通过8根φ133X16mm/12Cr1MoVG的连接管引入集汽集箱，并从集汽集箱一端引出。
注意：蒸汽出口位置在锅炉右侧
低温对流过热器蛇形管共76片，分为水平低温过热器和立式低温过热器，其中水平低温过热器为螺旋鳍片管，横向节据98mm，采用Φ38×5mm,材质为20G、12Cr1MoVG；高温对流过热器冷段蛇形管共30片，采用Φ38×5/Φ38×6mm，材质为12Cr1MoVG；高温对流过热器热段蛇形管共32片，采用Φ38×5mm，材质为12Cr1MoVG、SA-213T91，高温对流过热器横向节距为120mm；屏式过热器采用Φ38×5mm管子，其中外四圈管子材质为SA-213T91，其余采用12Cr1MoVG，屏式过热器沿宽度方向布置成12片，横向节距为600mm。
蒸汽温度调节，采用给水喷水减温，减温器分二级布置，第一级喷水点布置在低温过热器与屏式过热器之间，为粗调，计算喷水水量为13.5t/h温降为30℃；第二级喷水点布置在高温过热器冷热段之间，为细调，计算喷水量为6t/h，温降为25℃；由于过热器系统采用了辐射—对流型布置，汽温特性较为平稳，故在正常工况下，在额定负荷的70%～100%范围变动时，过热汽温仍能较稳定地维持额定值。
设计中仅以喷水减温来调节过热汽温，但在实际运行中尚可用低温过热器下部挡板来调整调节过热汽温。喷水减温器集箱中装有笛形喷管，蒸汽经集箱端部进入，减温水从笛形喷管喷入，利用高温汽流使喷水雾化并与过热蒸汽迅速混合，为避免水滴与集箱筒壁接触而产生热应力并使其破坏，在集箱内部的混合段内设置了一定长度的保护套管，喷水减温器的水源必须采用锅炉给水，确保过热蒸汽品质合格。
喷水减温器和所有过热器集箱都用吊杆悬吊在顶板梁上，顶棚管和过热器蛇形管也用吊杆悬吊在顶板梁上。
过热器集汽集箱上装有1套全量型安全阀和生火排汽管路，反冲洗管路和疏水管路，压力表等。
两级汽温调节均采用给水喷水减温，第一级作为粗调，二级作为细调，可以保证锅炉在80%负荷运行时，汽温仍可以达到额定参数。喷水水源取自给水操纵台前锅炉给水。
1.2.4、再热器及汽温调节
本锅炉采用两级对流再热器，即低温再热器和高温再热器。
①蒸汽流程
再热器受热面划分为两级，具体流程如下：
再热器母管→事故喷水减温器→低温再热器入口集箱→低温再热器→低温再热器出口集箱→微量喷水减温器→高温再热器入口集箱→高温再热器→高温再热器出口集箱→去汽轮机中压缸。
由汽轮机高压缸来的蒸汽经低温再热器入口集箱进入位于尾部烟道前部的低温再热器，低温再热器横向布置76片，横向截距S=98mm，管组采用2管圈单绕，管间固定采用“梳形卡板”固定形式。低温再热器分为水平低温再热器与立式低温再热器，水平低温再热器为螺旋鳍片管，立式低温再热布置在尾部竖井上部区域。并以逆流方式先向上再向前（在炉内顶棚管下部）流至高温再热器，以顺流方式通过再热器热段蛇形管，后进入再热器出口集箱，最后达到543℃的蒸汽由再热器出口集箱一端引出。
高温再热器出口在锅炉的左侧。
低温再热器管规格为Φ51×3.5，材料为20/GB/2008、12Cr1MoVG。
高温再热器：高温再热器横向布置62片，横向截距S=120mm，管组采用5管圈单绕，管间固定采用“梳形板”固定形式。高温再热器管规格为Φ42×3.5，材料为12Cr1MoVG、SA-213T91。
再热蒸汽气温主要采用尾部烟气分配挡板作为调节手段，烟气分配挡板位于低温再热器出口，另有两只喷水减温器进行减温，一只设置在低温再热器和高温再热器管道之间，作为汽温微调，另一只设置在再热器入口管道上作为事故喷水用，其水源为给水泵抽头。
再热蒸汽入口集箱上设有一个安全阀，再热蒸汽出口集箱上设有一个安全阀
1.2.5、省煤器
省煤器布置在尾部竖井中，单级左右对称布置，水与烟气成逆流。
给水由省煤器入口集箱逆流向上进入省煤器上集箱。省煤器蛇形管为规格384mm的螺旋鳍片管，材料为20G,沿炉深方向错列布置总计左右各108排，管组采用1管圈单绕，螺旋鳍片管。省煤器蛇形管通过省煤器撑架，支撑在四根空心梁上，空心梁支撑在烟道护板上。省煤器出口集箱至锅筒的连接管规格为13313mm，材料20G，左右各2根，将给水引入锅筒。在锅筒和省煤器间装有再循环管，在锅炉启炉时向省煤器供水保护省煤器，防止省煤器汽化
1.2.6、空气预热器
采用管式空气预热器错列布置，管子规格为φ４０×１.５，材质为Q215A,管内镀了一层搪瓷，防止低温腐蚀管子，空气预热器流向共1个行程，空气从后侧引入，从空气预热器的前侧引出，与烟气逆流换热。预热器的风道间均装有膨胀接头，用以补偿热态下的相对膨胀，且保证密封不漏，空气预热器管箱高度为3.7m。为防止空预器震动，在管箱中装有防震隔板。整个预热器的重量通过横梁传递到构架柱子上。为防止空气预热器结露，在送风机出口和空气预热器出口热风道上装有烟气再循环管道，在送风机入口装有暖风器。
1.2.7、锅炉范围内管道
1.2.7.1给水操作台
锅炉为单元制给水，给水母管首先引入给水操纵台，通过给水操纵台实现对锅炉给水的调节和控制，至锅炉省煤器入口集箱的给水管道由设计院设计布置。给水操纵台分成三条管路：一路DN175的主管路，调节负荷能力为30%～100%；一路DN100的旁路管；一路DN50的小旁路，为启动和低负荷时使用。给水通过给水操纵台分为两路进入省煤器。
1.2.7.2锅筒管路
锅筒上装有双色水位表，电接点水位计，平衡容器水位计和满水水位计，水位自动调节装置，锅筒还有连续排污，磷酸盐加药，紧急放水，备用管和再循环管等。锅筒上装有二个全量型安全阀
1.2.7.3排污
本台锅炉汽水系统中设有连续排污和定期排污管路和阀门。连续排污管路自锅筒两端下部引出DN20管路，然后合并成一路，装设有电动截止阀和电动调节阀各一台，进入连排扩容器。定期排污管由水冷壁下集箱和下降管底部引出。水冷壁下集箱引出DN20管路，每个集箱3个管路，共计12个管路每个管路均设置由一个手动、一个电动截止阀；每根下降管底部引出DN20管路，共四根下水管。设置有一个排污集箱，排污集箱上设置有一个DN50的电动截止阀，一个反冲洗管路、一个疏水管路。
1.2.7.4邻炉加热装置
为了缩短启动时间，节约启动燃气量，提高经济性，在水冷壁下集箱装有邻炉加热装置：蒸汽参数要求为：汽压0.3MPa~0.5MPa，汽温143~158℃；锅炉启动前开启邻炉加热系统，当炉水升温至约100℃，锅炉点火前邻炉加热系统解列。
1.2.7.4疏水和放空气
给水操作台、省煤器进口集箱、后水冷壁上集箱、尾部竖井侧包墙下集箱、尾部竖井前包墙下集箱、尾部竖井中隔墙下集箱、二级喷水减温器、集汽集箱、低温再热入口集箱、高温再热器出口集箱均设有DN20疏水管路，均设有两个手动截止阀。
给水操作台、省煤器引出管、饱和蒸汽引出管、顶棚中间集箱、侧包墙上集箱引出管、屏过引入管、屏过引出管、二级喷水减温器、过热蒸汽引出管、低再出口集箱、高再出口集箱均设有DN10放空气管路，均设有两个手动截止阀。
1.2.7.6取样
为了监督给水、炉水和蒸汽品质，设置了给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽、再热蒸汽（出口）取样装置，通过DN10管路接至取样冷却器，每个管路设有1只手动阀1只节流阀。
1.2.7.7其余
汽水侧集箱：省煤器出口集箱、一级减温器、高温过热器入口集箱、二级减温器、集汽集箱、低再入口集箱、低再出口集箱、高再入口集箱、高再出口集箱上均装有热电偶。
在锅筒至省煤器进水管之间装有再循环管，供锅炉生火启动时保护省煤器之用。
锅筒和再热器入口集箱设有疏水和充氮保护接头。
1.2.8、燃烧设备
本锅炉所配置的煤气燃烧器是专门用于燃烧低热值煤气的旋流式燃烧器。本锅炉的煤气燃烧器分层布置在炉膛下部燃烧室前后墙上。炉膛前墙布置两层，每层三只，共6只，燃料为高炉+焦炉，后墙一层，共三支，燃料为高炉煤气。本锅炉用焦炉煤气作为点火燃料，高能点火枪作为点火器。高能点火枪和点火推进器布置于前墙燃烧器中。后墙燃烧器不单独配置点火装置，靠前墙燃烧器引燃。为了保证燃烧器安全，每只燃烧器上留有火检装置用孔，用于配置火检设备，以保证锅炉的安全。
1.2.9、炉墙
锅炉采用轻型敷管式炉墙，主要炉墙材料为可塑料、浇注料和硅酸铝纤维棉，炉墙表面温度按50℃设计，炉墙外表面设有金属外护板。管道阀门等保温。
1.2.10、锅炉构架
锅炉构架是锅炉机组的重要组成部分，用于支吊和固定锅炉本体各部件，并维持各部件之间相对位置的空间结构，本工程采用框架结构形式。
锅炉构架由柱、梁、水平支撑、垂直支撑，平台楼梯及顶板等部件组成。
锅炉构架按其作用可划分为三部分，即顶板系统、柱、梁及支撑系统，承担由顶板传下来的载荷，并将其传到基础上，并且还要承受设计院管道和设备的载荷、锅炉本体导向装置传递的，根据锅炉本体结构特点和受力形式，构架做成空间框架体系，设有多片垂直框架和水平支撑，他们具有良好的强度、刚度和稳定性。
平台楼梯的布置是以方便运行、检修为原则。
1.2.11、仪表及控制
二次仪表如流量计、热电偶、FSSS、炉前煤气管道、烟气侧测点、摄像系统、火焰监视系统等的仪表及控制，均由设计院设计。
1.2.12、汽水品质给水：
总含盐量 ≤1mg/L 总硬度 ≤0mol/L 二氧化硅含量 ≤0.02mg/L 含氧量 ≤0.007mg/L 含铁量 ≤0.020mg/L 含铜量 ≤0.005mg/L 含油量 ≤0.3mg/L 二甲基酮肟 50～70μg/L PH值 8.8～9.3 炉水：
磷酸根 0.5～3mg/L 氯离子 2.5～2.8mg/L 含盐量 ≤50μg/L 二氧化硅含量 ≤0.45mg/L PH值 9.0～9.7 1.2.13锅炉辅机参数
1.2.13.1?减温器：
项目名称 主汽一级减温 主汽二级减温 再热汽微量喷水 再热汽事故喷水 型式 混合式 混合式 混合式 混合式 数量(只) 2 2 2 1 喷水量(t/h) 13.7 6 6.5 15 安装位置 低过出口 高温过热器冷段出口 低再出口 低再进口 材料 20G+12Cr1MoVG 20G+12Cr1MoVG 20G+12Cr1MoVG 20G+12Cr1MoVG 水源 主给水 主给水 给水泵中间抽头 给泵水中间抽头 1.1.13.3安全阀：
安装位置 数量 设计温度℃ 整定压力（MPa） 排放量（kg/h） 锅筒 1 340 16 73300 1 340 15.68 73300 过热器集汽集箱 1 543 14.39 81800 再热器入口 1 339 2.95 108800 再热器出口 1 543 2.77 86500 1.2.13.4引风机：2台，生产厂家为鞍山华冠风机制造有限公司,型号AYX220-1NO23.5D
单台数据如下
风压 5597pa 额定电压 10000V 风量 314243m3/h 额定电流 51.5A 台数 2台 转速 980r/min 介质温度 150℃ 功率因数 0.84 配用电机 YPT500-6 总重量 5700Kg 额定功率 710KW 旋向 锅炉左侧为右旋45°，右侧为左旋45° 1.1.13.5送风机：配置2台，生产厂家为鞍山华冠风机制造有限公司,型号AGX75-5NO14D
单台数据如下
风压 6716pa 额定电压 10000V 风量 105916m3/h 额定电流 20.4A 台数 2台 转速 1480r/min 介质温度 20℃ 功率因数 0.85 配用电机 YPT450-6 总重量 3100Kg 额定功率 280KW 旋向 锅炉左侧为左旋90°右侧为右旋90° 1.1.13.6连续排污扩容器：数量1台，生产厂家为江苏火电电力设备制造有限公司
耐压试验压力 1.41MPa 容积 1.5m3 设计压力 1.1MPa 温度 190℃ 净重 855Kg 1.1.13.7定期排污扩容器：数量1台，生产厂家为江苏火电电力设备制造有限公司
容积 7.5m3 压力 0.3Mpa 数量 1台 1.1.13.8压缩空气储罐，生产厂家为江苏火电电力设备制造有限公司
容积 10.0m3 压力 1.0Mpa 数量 1台 1.1.13.9氮气储罐；数量1台，生产厂家为江苏火电电力设备制造有限公司
容积 10m3 压力 1.0Mpa 数量 1台 1.1.13.10疏水膨胀箱：数量1台，生产厂家为青岛畅隆电力设备有限公司，
容积 20m3 压力 常压 数量 1台 1.1.13.11疏水泵：数量2台，生产厂家为沈阳水泵制造有限公司
扬程 80m 电机功率 18.5KW 流量 11m3
1.1.13.12火检风机：数量2台，生产厂家为上海乐鲸机电有限公司
单台数据如下：
风机型号 919 风机机号 4.5A 风压 4997-4112pa 额定电压 380V 风量 2281-2504m3/h 频率 50HZ 额定功率 5.5KW 转速 2900r/min 介质温度 20℃ 1.1.13.13磷酸盐加药装置：数量2台，生产厂家为北京华科仪有限公司
单台数据如下：
计量泵流量 20L/H 计量泵计量泵 1.5KW 计量泵电机额定电压 220/380V 计量泵电机频率 50HZ 计量泵电机转速 1400r/min 搅拌泵电机功率 0.75KW 搅拌泵电机额定电压 380V 搅拌泵电机频率 50HZ 1.1.13.14联氨加药装置：数量2台，生产厂家为北京华科仪有限公司
单台数据如下：
计量泵流量 22L/H 计量泵扬程 2.5MPa 计量泵电机功率 0.55KW 计量泵电机额定电压 220/380V 计量泵电机频率 50HZ 计量泵电机转速 1400r/min 搅拌泵电机功率 0.75KW 搅拌泵电机额定电压 380V 搅拌泵电机频率 50HZ 二.锅炉机组的试验
2.1、水压试验
2.1.1、总则锅炉大、小修后，或承压部件经过检修后，必须进行常规水压试验，试验压力等于汽包工作压力(1MPa)。水压试验范围：水压试验后泄压a.泄压应缓慢进行，泄压用过热器疏水门控制，降压速度应小于0.49MPa/min，时间不少于30分钟。b.当压力降至0.2～0.3MPa时，将所有空气门及过热器向空排汽门开启，泄压至零。c.当压力降至零后，开启过热器，省煤器各疏水门，炉底排污门，进行锅炉放水。如水质合格，且水压试验后锅炉即点火，则可将汽包水位放至点火水位，否则应将炉水放干。1.3、超压水压试验试验前应具备的条件a.锅炉工作压力下的水压试验合格。b.需要重点检查的薄弱环节，其保温已拆除。c.各安全门已用卡环卡住。d.汽包壁温大于50，上下壁温差不大于40。超压水压试验升压a.按工作压力水压试验步骤进行。b.当压力升至工作压力后，应更小心缓慢地进行升压，按每分钟不大于0.2MPa的升压速度，将压力升至19.25MPa。c.当压力升至19.25MPa后，保持20分钟，关闭进水门，待压力降至工作压力，然后通知检修人员进行全面检查。超压水压试验泄压a.按工作压力水压试验的泄压方法进行泄压。b.泄压至汽包压力为MPa时，可通知热工、化学人员进行测量管路，汽水取样管的带压冲洗工作。c.泄压至零后，取出安全门卡环。
≦0.098MPa/min，达到0.98MPa后停下检查，稳定15分钟后继续升压，升压速度≦0.3MPa/min，升到工作压力2.68MPa后停止升压保持压力稳定，对再热器系统进行全面检查无异常，需做超水压（4.02mpa）时，继续按升压速度≦0.098MPa/min升至4.02MPa稳定20分钟，然后降压至工作压力后检查无异常，水压合格后，疏水泄压。泄压速度一般控制在≈0.3MPa/min，待锅炉本体水压结束后，再打开再热器进口和出口的水压试验堵阀。
水压试验合格标准a.停止进水后五分钟内压力下降值不超过0.49MPa，压力下降值不超过0.MPa否则应查明原因。b.承压部件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。c.承压部件无残余变形。
5%。
（4）无送风机跳闸条件。
（5）送风机冷却水已运行。
（6）送风机频率小于5Hz。
（7）送风机出口挡板开启。
（8）开启送风机冷却风机
b、送风机跳闸条件（符合下列任一条件）
（1）两台引风机跳闸或停运。
（2）运行60S后出口挡板全关。
（3）送风机前、后轴承温度＞80℃
（4送风机电动机轴承温度＞95℃
（45送风机电机定子温度＞140℃（6取2）
（6送风机轴承振动＞7.1mm/s。
（7）电机过载。
c、报警
（1）风机轴承温度高于70℃。
（2）风机轴承振动幅度高于6.3mm/s。
D、送风机入口挡板
（1）两台送风机全停，入口挡板联锁开启。
（2）两台送风机一台运行一台停机，停机的送风机入口挡板联锁关闭。
e、燃烧器入口电动风门
燃烧器入口电动风门具有手动调节的功能，当送风机停运时，该风门自动开启。正常运行时，该风门手动调节锅炉送风量。
2.2.9、锅炉主燃料跳闸保护条件
a、发生下述任何情况主燃料跳闸
（1）两台引风机跳闸；
（2）两台送风机跳闸；
（3汽包水位高于最大值，+200mm（三取2）；
（4）汽包水位低于最小值，-230mm（三取2）；
（5）锅炉炉膛正负压超过极限值，炉膛压力开关（三取二）（土1.67Kpa）；
（6）总风量<25%，且送风机运行；
（7）火检灭火(焦炉气6取4)。30%负荷以下前墙下层或上层火检灭火3取2；
（8）主燃料丧失（高炉煤气母管快关阀OR分管快关阀9个OR支管3个快关阀）所有炉前母管快关阀关闭。
（9）高炉气压力低于2kpa,焦炉炉气压力低于1.5kpa.
（10）手动MFT；
（11）DCS电源故障；
（12）汽轮机ETS跳机
（13）CO含量高于5％
（14）2台给水泵跳闸
b、主燃料跳闸，将伴随以下动作
（1）关闭高炉煤气所有分管快关阀；
（2）关闭焦炉煤气所有分管气动快关阀；
（3）关闭所有分管气动快关阀；
（4）打开高炉煤气焦炉煤气所有气动放散阀；
（5）关闭高炉煤气、焦炉煤气母管气动蝶阀；
（6）关闭点火母管气动快关阀；
（7）关闭减温水母管电动阀，关闭一级减温水电动阀，关闭二级减温水电动阀，关闭再热器减温水母管电动阀，关闭事故减温水电动阀、关闭微量减温水电动阀；
（8）汽轮机跳机；
（9）所有风量控制改为手动控制，并保持最后位置；
（10）所有风机控制改为手动控制，并保持最后位置；
2.2.10钢厂氮气管网压力正常范围0.5-0.7MPa,H1.0MPa,HH1.6MPa,L0.55MPa,L0.5MPa,低于0.55MPa黄字闪烁，低于0.55MPa黄字闪烁，声音报警。
2.2.11钢厂压缩空气管网压力正常范围0.5-0.7MPa,H1.0MPa,HH1.6MPa,L0.55MPa,L0.5MPa,低于0.55MPa黄字闪烁，低于0.55MPa黄字闪烁，声音报警。
2.2.12旁路系统
过热蒸汽母管在汽机电动主汽门前与汽机高压缸排汽至低温再热器间设有Ⅰ级旁路（高温旁路），主蒸汽通过旁路进入减温减压器，进入再热器入口，高温再热器去汽机母管在中压缸主汽门前与凝汽器间设有Ⅱ级旁路（低温旁路），高温再热蒸汽通过减温减压器进入汽轮机疏水膨胀箱进入凝汽器，用于在锅炉启动或机组甩负荷时保护锅炉受热面、回收工质，降低噪音，另外还有提高机组调峰能力的作用。
2.2.13炉膛监控系统（FSSS）
FSSS是通过一系列联锁保护条件控制锅炉运行。
锅炉吹扫允许条件
任一台引风机运行；
任一台送风机运行；
送风量大于53600Nm3/h；
无MFT跳闸；
烟气挡板开度50％；
所有火检未检测到火焰；
所有煤气快关阀、电动快关阀、调节阀全关；
炉膛压力正常（三取二）；
主燃料跳闸（MFT）动作条件：
两台引风机全停；
两台送风机全停；
汽机跳闸
炉膛压力高高跳闸；
炉膛压力低低跳闸；
汽包水位高+200mm跳闸；
汽包水位低-230mm跳闸；
手动MFT；
DCS电源故障；
主燃料丧失跳闸；
总风量小于30%跳闸；
高炉煤气、焦炉煤气煤气母管压力低跳闸，压力高跳闸；
两台给水泵全停大于60秒；
一氧化碳含量高于设定值。
锅炉点火启动条件：
吹扫完毕；
锅炉炉膛煤气含量低于200PPM；
炉膛负压正常；
火检冷却风正常；
汽包水位正常。
主燃烧跳闸MFT动作结果：
所有焦炉、高炉煤气快关阀关；
高炉煤气上层、下层各分管气动调节阀均关闭(不包括母管气动调节阀）；
联开焦炉、高炉煤气各分管末端气动放散阀；
4)联关过热及再热减温水电动总门及各支管调节阀（不包括分管电动门）；
联关点火用焦炉煤气总门及各支管点火球阀；
联开点火管路放散阀。
2.2.14火检冷却风机联锁
火检冷却风机联锁投入;
冷却风母管风压≤4.0kPa联启备用风机；
运行火检冷却风机跳闸，备用风机联启。
2.3、主要辅机运转
2.3.1、暖风器
概述：暖风器是用蒸汽加热空气的一种热交换器。该设备的换热元件主要是钢铝复合翅片管。由于暖风器是一种管式换热器，正常运行时将管内过热蒸汽的汽化潜热传给管外的空气，所以管内、外温差较大。在投入运行时暖风器必须进行预热。
2.3.1.1、技术数据
暖风器技术参数 风道尺寸 18001450mm 出口风温 20℃ 反法兰接口尺寸 18041454mm 风侧阻力 200Pa BMCR工况风量 87155kg/h 暖风器换热面积 185㎡ 所需蒸汽量 1.2t/h 暖风器布置方式 卧式 供气压力 0.697MPa.g 蒸汽进口规格/数量 DN50PN2.5/2 供气温度 393.6℃ 疏水出口规格/数量 DN50PN2.5/1 设计压力 1.5MPa.g 暖风器外形尺寸 22001670400mm 设计温度 450℃ 单台暖风器重量 1500kg 进口风温 -12℃ 单台暖风器充满水重 2000kg
2.3.1.2、暖风器的预热
暖风器投入运行前必须进行预热，预热时保证换热组件温度缓慢升高。如果换热管温度升高较快，由于管内、外温差较大极易造成换热管断裂，致使蒸汽泄漏。预热时间一般为1~2小时，预热时可将暖风器疏水侧阀门全开，缓慢打开蒸汽阀门，开度尽量小，使少量蒸汽进入暖风器。根据出口风温的变化分几次加大蒸汽阀门的开度，完成暖风器的预热。
2.3.1.3、暖风器停运需放水
暖风器在停运后，需及时将暖风器内的水放干净。蒸汽阀门关闭一定严密，保证无蒸汽泄漏。如果暖风器内存有大量积水或冰，下次投运时会发生严重的水击，水击将造成暖风机严重的伤害。如果蒸汽阀门关闭不严，极少量的蒸汽凝结后会在部分换热管内凝结为水，此时通入蒸汽，在换热管内出现冷热频繁交换现象，换热管易发生断裂。。
2.3.2、煤气加热器
2.3.2.1、2.3.2.2、主要技术参数
燃用设计燃料，高炉煤气+焦炉煤气混烧，THA工况时，煤气加热器设计参数如下：
热侧 冷侧 介质名称 烟气 介质名称 煤气 流量Nm3/h 259790 流量Nm3/h 109318 进口温度℃ 168 进口温度℃ 50 出口温度℃ <150 出口温度℃ >135 阻力损失Pa 300 阻力损失Pa 220 回收热量KW 3785 2.3.2.3、工艺流程及布置
分体式煤气加热器系统由4台设备本体组合而成，如上图。
从锅炉来的烟气经烟道总管进烟气侧本体（受热段），将热能送至煤气侧本体（放热段），放出热量后经烟囱排空。烟气放出的热量由收热段吸收后，被传到煤气侧本体中的热管放热段，从而达到将煤气预热的目的。为了便于换热器的现场调试及整套装置不影响锅炉的生产运行，在烟气和煤气的风道上应设置旁路系统。
考虑到锅炉现场含尘量较大，因此在烟气、煤气进出口上设有人孔，以便及时观察积灰情况和检修。烟气侧本体上留有声波吹灰器接口，供用户配装声波吹灰器。
2.3.2.4、投运
（1）投运准备：
a.检查系统电气、仪表及阀门控制系统，要求正常。
b.检查锅炉系统，要求运行正常稳定。
c.检查锅炉总烟道参数，满足设计条件。
烟气温度：168℃T198℃
烟气流量：V80%V满负荷
d.特别要求烟道气不含机械水。
e.以上条件具备，换热器可正式投运。
（2）投运操作：
a.首先打开煤气通道阀门，使煤气通过换热器本体通道。
b.证实煤气通过换热器后，缓缓开启烟气主烟道阀门，使烟气通过烟气侧本体。
c.检查锅炉燃烧状况，使之运行正常。
d.检测换热器蒸汽上升管壁上各测点温度，待各点温度均达100℃以上，证实换热器开始工作。
2.3.2.5、正常运行及维护
分体式煤气加热器，无任何机械传动部件，它完成煤气的预热不需任何动力，故运行维护比较简单，仅需注意如下事项：
（1）热管内腔设计工作压力为0.8MPa，运行中控制烟气温度最大不得超过230℃。
（2）控制烟气温度不得低于160℃，防止露点腐蚀出现。
（3）煤气不得带机械水及过多含尘。
（4）运行过程中，换热器系统运行参数与锅炉运行参数同时作抄表记录。
（5）设备运行中，要注意定期除灰。
2.3.2.7、停产维护
1.设备因故停车时，一定要先关闭热源—烟气，然后关闭冷源—空气和煤气。严禁在关闭冷源而热源正常输送的情况下运行
2）锅炉运行检修期间必须打开各组换热器进出口（对煤气进出口：须打开放散阀，排除煤气侧本体中的残余煤气，确保检修人员的安全）上的人孔，观察翅片管积灰情况，如有积灰，可用压缩空气加以清除。
3）当环境温度低于0℃时，必须对烟气侧本体采取防护（通暖风或电伴热）措施，以防热管元件管内工作介质冻结而使管壳破裂。
2.3.3、引、送风机
技术要求：传动轴承座冷却水量为送风机1-1.5T/h，引风机2-3T/h。进水温度均为20℃，压力为0.4Mpa；出水温度为28℃，大循环水压力损失很小，可忽略不计，出水压力仍为0.4Mpa。润滑油均采用46#机械油。油温均为20℃。注油量按照轴承座上油窗刻度线指示进行注油。换油周期根据油量而定，当润滑油油量低于油窗最低刻度时，即应进行注油。每次进行风机大修时，应全部更换润滑油。
2.3.3.1、风机的试运转
机械运转试验首先在无载荷（关闭进风口管道中的阀门或调节门）的情况下进行运转。若调节门全开状态进行，必然有电流过大的现象，为了避免烧毁电机，启动时，应关闭调节门，启动后，调节门逐渐增大，并严格控制电流在额定值之内，新安装的风机试运转时间不少于2小时，修理安装后试运转不少于30分钟，如无异常现象，方可正式使用。
1、引风机变频启动
（1）引风机检修工作结束，工作票已收回，检查确认引风机可以启动。
（2）通知电气检查引风机高压开关在断开位置,摇电机绝缘合格。
（3）将引风机切到变频位，变频器操作打至DCS远方操作。
（4）将引风机小车开关摇至工作位，位置开关打至远方。
（5）检查引风机送电正常，汇报值长。
（6）确认引风机电机开关所在母线电压正常。
（7）检查确认引风机各处冷却水、轴承油位正常。
（8）检查引风机出口电动插板阀已开启。
（9）检查引风机入口挡板全关。
（10）检查引风机无反转。
（11）检查引风机及电机地脚螺栓无松动，防护罩完好，电机接线盒完好。
（12）解除引风机互备联锁。
（13）投入引风机跳闸保护联锁。
（14）投入引风机启动允许。
（15）检查引风机频率设置为≤5HZ，处于最低负荷启动。
（16）启动引风机，进入控制画面，电机风扇运行，点击断路器合闸，风机开始转动，电流各参数正常。
（17）缓慢增加引风机频率，注意轴承及各参数正常。
（18）开启引风机入口挡板。
（19）根据需要，通过引风机频率来调整出力。
2、引风机停运
（1）确认引风机可以停运。
（2）检查引风机入口挡板开度正常。
（3）逐渐降低引风机频率至40％。
（4）停运引风机，进入控制画面点击断路器分闸，确认断路器已分开变频器。
（5）逐渐关小引风机入口挡板，直至到零，关闭出口插板阀。
（7）检查引风机电机轴承温度<35℃，风机静止无反转，1200秒后关闭冷却风机。
3、送风机变频启动
（1）送风机检修工作结束，工作票已收回，检查确认送风机可以启动。
（2）通知电气检查送风机高压开关在断开位置,摇电机绝缘合格。
（3）将送风机切为变频状态，变频器操作打至DCS远方操作。
（4）将送风机小车开关摇至工作位，位置开关打至远方。
（5）检查送风机送电正常，汇报值长。
（6）确认送风机电机开关所在母线电压正常。
（7）检查确认送风机各处冷却水、轴承油位正常。
（8）检查送风机出口电动门已开启。
（9）检查送风机入口挡板全关。
（10）检查送风机无反转。
（11）检查检查送风机及电机地脚螺栓无松动，防护罩完好，电机接线盒完好。
（12）解除送风机互备联锁。
（13）投入送风机跳闸保护联锁。
（14）检查送风机频率设置为≤10HZ，处于低负荷启动。
（15）有一台引风机运行。
（16）投入送风机启动允许。
（17）启动送风机，进入控制画面，点击断路器合闸，电机风扇运行，风机开始转动，观察电流各参数正常。
（18）缓慢增加送风机频率，注意轴承及各参数正常。
（19）开启送风机入口挡板。
（20）根据需要，通过送风机频率来调整出力。
4、送风机停运
（1）确认送风机可以停运。
（2）检查送风机入口挡板开度正常。
（3）逐渐降低送风机频率至40％。
（4）停运送风机，进入控制画面点击断路器分闸，确认断路器已分开。
（5）逐渐关小送风机入口挡板，直至到零，关闭送风机出口挡板。
（6）检查送风机电机轴承温度<35℃，风机静止无反转，1200秒后关闭冷却风机。
2.3.3.2、风机的维护
为了避免由于维修不当引起认为故障及事故的发生，预防风机及电机各种自然故障的发生，从而充分发挥设备的效能延长设备的使用寿命。因此必须加强对风机的维护。
1）根据使用的各种情况定期清除风机的内部，特别是叶片的积灰和污垢，并防止锈蚀。
2）如发现流量过大，不符合使用要求，或短期内需要较少的流量，可利用调节门进行调整，以达到使用要求。
3）对温度计及油标应定期进行检查。
4）在风机的启动、停运或试运转时如发现有不正常情况，应立即进行检查。
5）为了确保人身安全，风机的维护必须在停运时进行。
2.3.3.3、风机的主要故障及原因
在风机的运转过程中，可能发生过某种故障，对产生故障必须查明原因及时解决，防止事故的发生。
风机的主要故障有：
（一）风机震动剧烈：
1）风机轴与电机轴不同心，联轴器未装正；
2）机壳或进风口与叶轮摩擦；
3）基础的刚度不够；
4）叶轮铆钉松动或叶轮变形；
5）叶轮轴盘松动或联轴器螺栓活动；
6）机壳与支架、轴承箱盖与箱座连接螺栓松动；地脚螺栓松动；
7）风机进出气管道的安装不良，产生振动；
8）叶片上有积灰、污垢、转子产生不平衡；
9）引风机叶片磨损，叶轮不平衡。
（二）轴承温度过高；
1）轴承箱剧烈振动；
2）润滑油质量不良、变质、含灰尘、沙粒、污垢等杂质；
3）轴承箱盖连接螺栓之紧力过大或过小；
4）轴与滚动轴承安装倾斜，前后两轴承不同心；
5）滚动轴承损坏。
（三）电动机电流过大和温升过高；
1）启动时进（出）气管道内阀门未关严；
2）流量超过规定值或进气管漏气；
3）风机输送的气体密度过大（温度过低或含尘量过多使气体密度加大使压力过大）；
4）主轴转速超过规定值；
5）电动机输入电压过低或电源单相断电；
6）由于两轴承不同心，联轴器、皮带轮的不正造成空载损失大；
7）配的叶轮方向相反；
8）受轴承座振动剧烈的影响；
（四）轴承座漏油；
1）挡油环与轴承座或侧盖没有靠紧，有间隙；
2）轴承侧盖上的回油槽缺口没有放在最底部；
3）润滑油注入太多，超过油位指示器上刻度线；
4）放油孔螺栓没拧紧；
5）轴承座顶部有放气孔的螺塞，其放气孔堵塞。
2.4、过热器反冲洗
2.4.1锅炉经大修后，在化学监督提出须进行反冲洗时进行。2.4.2准备工作2.4.2.1汇报值长，并征得值长同意。2.4.2.2联系汽机，关闭电动主汽门及其前疏水门，隔离一、二级旁路，并做好向锅炉供水准备。2.4.2.3通知化学值班人员，作好冲洗前、后炉水品质的化验工作。2.4.2.4联系热工投入汽包、过热器，给水压力表，投入电接点水位计。2.4.2.5开启过热器集箱反冲洗一、二次，开启过热器空气门及向空排汽门，隔离主给水管向锅炉进水。2.4.3反冲洗操作2.4.3.1开启主给水管上反冲洗一、二次总阀，向过热器进水，水温控制在40℃～100℃。2.4.3.2当空气冒水后，逐只关闭，关反冲洗停止进水，浸泡半小时后，开启定期排污阀或事故放水门，控制汽包水位在±50mm，全开过热器反冲洗，在汽包不起压的前提下以最大流量进行反冲洗。2.4.3.3通知化学取样分析，水质合格后即可停止冲洗工作。关闭反冲洗，开启过热器各疏水。水位正常后，关闭定期排污。并通知汽机停运给水泵，开主汽门前疏水。2.4.3.4若水质化验不合格，则按上述程序再次冲洗直至合格。
℃。
2）在20±5℃时，相对湿度小于85%。
3）本装置安装使用应无剧烈冲击，无爆炸性危险介质，无腐蚀性气体。
4）水质应符合除盐水有关标准，不污堵、不腐蚀、无明显悬浮物。
2.5.2、化学加药装置运行
投运前的检查
1）检查各零部件、电器元件齐整，无掉落、损坏等现象；
2）检查阀门无卡死转不动等现象；
3）确认控制电源三相四线接线正确，计量泵电机接线正确；
4）溶液箱内加入除盐水；
5）再加入药品搅拌均匀，配置成合适浓度的加药溶液（或药水）；
4）按计量泵说明书检查计量泵油位是否正常（使用计量泵公司专用机油）；
b、装置投运操作
设定搅拌泵的工作时间（0~400秒），按启动按钮（启动后看电机转向是否正确并且是否有异常声音）搅拌溶液，一般可设定为300秒；
搅拌结束后，打开溶液箱出液管上球阀和计量泵前后球阀，让溶液流入计量泵入口端；
把计量泵的行程调节到0%，启动后看电机转向是否正确并且听是否有异常声音。
把计量泵的行程调节到25%，启动10~20秒，然后停止20~30秒，重复上述步骤5次以便灌满油腔，并观察是否有异常情况。
运行10分钟；再把计量泵的行程调节到30~40%，运行几分钟，重复数次，以确保将空气从泵活塞腔和泵头中排出。
正式启动计量泵；
观察参数的变化调节计量泵出力流量（百分比),直到符合工况要求；
使用备用计量泵时，只需要切换相应的阀门和控制柜的按钮，备用泵即可投入使用。
2.5.3、化学加药装置常见故障及处理
序号故障现象常见原因分析处理方法1 计量泵不工作1.电源没有接或接线不正确1.查清电机过热原因，排除机械故障后手动复位继电器2.变频保护电路动作2.变频器断电后，再复位3.电机过电流，热继电器动作3.请按照电气接线图正确连接电源4.溶液箱液位低4.加入除盐水或药液进入溶液箱2 计量泵打不上药1.安全阀排放压力过小1.调安全阀排放压力2.进口处单向阀磨损严重2.更换单向阀3.药液进口过滤堵塞3.清理过滤器4.药液管路有空气4.卸开阀门，排净空气5.计量泵相应管道上阀门未打开5.打开相应球阀4.液压或物料系统中有空气4.排净系统中的空气7.流量调节设定超过100%流量标记7.将调节手柄调回100%8.计量泵油位低于刻度线8.加油3 液位计不显示液位1.溶液箱中未加水1.请加入水2.液位计进口处球阀未打开2.同时打开两个球阀3.液位计中有异物3.取出异物
新安装锅炉或者锅炉大面积更换水冷壁，在制造、安装过程中受热面内壁会产生氧化物、焊渣和防护涂覆的油脂物及其他残留杂物，以及锅炉在运行一段时间后，水冷壁内会产生水垢和金属腐蚀物。所谓的化学清洗，就是在酸洗、碱洗、钝化等几个工艺过程中使用化学药品溶液除掉各种沉积物质，并在金属表面形成很好的防腐保护膜。锅炉的化学清洗是使锅炉受热面内表面清洁、防止水冷壁因腐蚀和结垢引起事故的必要措施，同时也是提高锅炉热效率、改善机组水汽品质的有效措施之一。
锅炉清洗方式及范围
(一)、锅炉的清洗方式
锅炉的清洗方式：一般采取循环清洗的方式，常用药品为盐酸。
(二)、锅炉的清洗范围
清洗范围：省煤器、1/2汽包、下降管、水冷壁及其上、下联箱。过热器和再热器系统一般不参加化学清洗，过热器系统在清洗前要注入足够的氨-联氨保护液，以防止酸洗液体进入过热器内。
(三)、清洗前的准备
1.据锅炉结构、材质，决定清洗的方式，循环回路的划分，系统的连接及无关系统的隔离。
2.根据清洗范围的水容积和表面积、金属重量、系统沿程阻力等，决定清洗设备的流量和储量、临时系统的流通面积和布置、安装以及废液的处理和排放。
3.割管取样测定锈蚀量、附着物和垢积量，决定加药的浓度、温度和清洗流速和清洗时间等工艺。
4.根据与清洗液接触的材质，加工试片，以备清洗之后的检查对比，评估清洗的效果。
(四)、化学清洗的步骤
1.水冷壁清洗前进行大水量冲洗，冲洗至出水澄清透明。目的是为了除去管子内部的锈蚀物和其他杂质以及运行中生成的部分沉积物，同时借此检查系统的严密性和回路畅通情况。
2.碱洗：碱洗的作用主要是除去设备内部油垢和湿润金属表面，同时对三氧化硅、水垢等物有一定的松动和去除作用，新安装的锅炉因设备涂有防锈剂和油脂，所以在酸洗前用碱洗进行预处理。运行以后锅炉一般不进行碱洗。碱洗的方法是在系统循环时投入加热蒸汽，达到60-70℃时加入碱液，水循环温度高于80℃且碱液浓度符合要求时，调整系统流量，继续循环8-10小时后，停止加热和循环，放出系统中的碱洗液。循环系统碱液排尽后，用除盐水继续冲洗回路，直到水清无沉积物、pH值小于8.5为止。
3.、酸洗：酸洗的作用是将金属壁面的沉积物从不溶性转为可溶性的盐类或者络合物，溶解在清洗液中，然后在废液排放时排掉。酸洗系统保持循环，投入蒸汽加热，待系统水温达到40℃左右稳定时，加入适量缓蚀剂，循环至均匀后再加酸液，调整温度和药液浓度合乎要求，保持稳定的流量，轮换清洗各个循环系统。酸浓度和铁离子浓度化验结果基本稳定后，且监视管段清洗干净，酸洗结束，用大量除盐水进行对酸洗液进行冲洗，冲洗至出水PH大于4且全铁离子小于50mg/L为合格。酸洗过程中如三价铁离子大于300mg/L时加入适量还原剂控制。
4、漂洗：冲洗合格投蒸汽加热，温度至35℃加入漂洗药品，维持温度40±5℃漂洗1-2小时。漂洗即钝化前的防锈处理，利用柠檬酸络合离子的能力，除去酸液和残留在系统内的铁离子以及冲洗金属表面可能产生的二次铁锈。
5、钝化：钝化处理的目的是使金属表面生成防腐蚀的保护膜，防止清洗后的腐蚀，也为运行后生成更坚实的磁性氧化铁保护膜做好基础。
6、锅炉酸洗液和钝化废液排入废液池，中和处理PH6-9后排放。
化学清洗质量标准
1.被清洗的金属表面应清洁，无残留的氧化铁皮盒焊渣，无二次浮绣、无点蚀和镀铜现象；
2.被清洗的金属表面应形成完整的保护膜。
3.隔离后的设备不应受到腐蚀和损伤。
（五）化学清洗的注意事项及保护措施
1..化学清洗的注意事项
（1）清洗过的锅炉距点火启动时间不得超过2-3周，否则要采取保护措施。
（2）酸洗过程中会生成的氢气，为避免氢气爆炸或者气塞影响清洗效果，清洗系统应装设接往室外的排氢管道
（3）凡是不宜化学清洗或不能接触清洗液的系统或者设备应采取保护隔离措施，防止酸液泄露损坏设备。
（4）化学清洗废液的排放必须经过处理。
2.化学清洗的保护措施
(1)化学药品现场分类堆放，悬挂危险标志，以防误用。
(2)现场操作人员应穿戴必要的防护用品：防酸碱工作服、口罩、橡胶手套、雨鞋、防护眼镜、防毒面具等。
(3)化学清洗现场设置围栏，悬挂醒目标志，严禁无关人员进入；备有冲洗水源及消防器材；现场备有胶皮、铅丝、夹子等堵漏材料及工具
(4)化学清洗系统的临时门用塑料布包好，防止酸洗液泄漏喷出伤人。
(5)化学清洗时，禁止在清洗系统上进行其它工作。在加药场地及锅炉顶部严禁吸烟。
(6)化学清洗过程中维护人员要经常巡视，发现泄漏及时汇报，采取有效措施进行处理。
(7)酸液漏到地面上应用石灰粉中和。若溅到衣服上，先用大量清水冲洗，然后用2～3%浓度的Na2CO3溶液中和，最后再用水冲洗。若酸液溅到皮肤上，应立即用清水冲洗，再用2～3%浓度的NaHCO3溶液清洗，最后涂上一层凡士林。若酸液溅入眼睛里，应立即用大量清水冲洗，再用0.5%的NaHCO3溶液冲洗并立即找医生治疗。
(8)若碱液溅到皮肤上，应立即用清水冲洗，再用1%的醋酸溶液清洗，最后涂上一层凡士林。若碱液溅入眼睛里，应立即用大量清水冲洗，再用0.2%的硼酸溶液冲洗并立即找医生治疗。
(9)化学清洗期间应有医生在现场值班，指导和紧急处理一些人身伤害事故。
(10)清洗现场应备有下列急救药品：2%的Na2CO3溶液、2%的NaHCO3溶液、0.5%的NaHCO3溶液、1%的醋酸溶液、0.2%的硼酸溶液各5升及凡士林若干。
(11)参加清洗的人员都应了解酸洗措施，没有现场指挥人员允许，不得擅自操作。
(12)在化学清洗前，必须对清洗系统进行严格的严密性检查，如果发现泄漏或隔绝不良的情况必须先进行处理，然后才能进行清洗。
(13)清洗现场必须照明充足，道路通畅。操作时必须统一指挥，分工负责。
三、锅炉机组的启动
3.1、启动前的准备工作：
3.1.1、启动前的试验、检查：
3.1.1.1、新机组首次启动前需进行的试验、检查项目，按《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）之规定，停炉或检修后启动，需进行的实验检查项目视实际情况和运行规程要求而定。
3.1.1.2、锅炉运行所必须的温度、压力、流量、水位、氧量、壁温等测点，应装设完好，各监察仪表经检验合格，显示清晰正确。
3.1.1.3、锅炉附属的回转传动机械及风机水泵等传动机械，经冷态试验验收合格。
3.1.1.4、机械的烟风、水汽、燃料、吹灰等系统经检验合格，均处于备用投入状态。系统内所有阀门、挡板及执行机构，开关试验灵活，其开度、方向机位置指示正确。
3.1.1.5、锅炉的连锁保护，各程控装置及各类电器设备经试验合格，动作正确可靠，处于备用投入状态。
3.1.1.4、各点膨胀指示器完好，并记录初始指示位置 ，锅炉各系统在膨胀方向上应无阻碍。
3.1.1.7、受热面及烟道的积灰、结焦、杂物等已清理干净。
3.1.1.8、汽包、集箱及管道等保温良好，支吊架完整牢固。
3.1.1.9、燃烧器安装位置正确，风门执行机构动作正常、灵活、无卡涩情况，气枪进退灵活。3.2、检修后的检查
锅炉设备检修后，工作票终结或押回，锅炉人员应按本规程的有关规定对设备进行重点检查
3.2.1、检查煤气、烟风道、及燃烧室内部，明确下列各项：
3.2.1.1、煤气、烟、风道、燃烧室内部无人工作，脚手架全部拆除。
3.2.1.2、水冷壁、过热器、省煤器、及空气预热器内部清洁无积灰，杂物等，各部位的防磨护板完整牢固，无严重磨损及卡涩现象。
3.2.1.3、看火门、人孔门完整，能关闭严密。
3.2.1.4、防爆门完整严密，防爆门上及其周围无杂物。
3.2.1.5、燃烧器喷口完整，无烧损及变形。
3.2.1.4、各煤气阀门和烟、风门完整严密，传动装置完好，开关灵活，位置指示正确。
3.2.1.7、各管道及阀门、支吊架、伸缩节、保温等完整、无泄漏。
3.2.2、锅炉内部检查完毕，确认燃烧室、煤气管道，烟风道清洁无遗物，人员全部撤出后，将各人孔门，检查门严密关闭。
3.2.3、检查传动机械、应符合下列要求：
3.2.3.1、靠背轮连接完好，防护罩齐全牢固。
3.2.3.2、各部润滑油油质合格，油位计完整，清晰可见，油位，油流正常。
3.2.3.3、冷却水畅通，回水水流清晰可见。
3.2.3.4、轴承温度表完整，指示正确。
3.2.3.5、电动机接地线，接线盒完好，各地脚螺丝完整牢固，就地启、停按钮安好，防护盖齐全。
3.2.3.4、各风门挡板连接牢固，动作灵活，开关方向正确，开度指示与实际相符。
3.2.4、汽水管道应符合下列标准：
3.2.4.1、支吊架完好，管道能自由膨胀、膨胀指示计齐全，正确。
3.2.4.2、保温完整、刷色齐全。介质流动方向标志齐全，正确。各阀门门牌挂全。
3.2.4.3、手动阀门开关灵活，方向正确，位置指示与实际相符。
3.2.4.4、电动阀门接线盒完好，送电，手、电动切换正常，手柄放在“自动”位置。
3.2.4.5、气动阀门，手操灵活，现场的执行器开关匹配正确。
3.2.4.4、需要隔离的阀门应加锁挂牌。
3.2.4.7、压力表、温度表、流量表等一次门开。
3.2.5、检查汽包水位计，应符合下列要求：
3.2.5.1、汽水连通管，水位平衡器保温良好。
3.2.5.2、水位计的安装位置及标尺刻度正确。特别是在正常水位，高低极限水位处要有明显的标
3.2.5.3、照明充足。
3.2.4、检查压力表应符合下列要求：
3.2.4.1、表盘清晰，表针指示落至零位。
3.2.4.2、汽包及过热器压力表，在工作压力处应标有明显的红线。
3.2.4.3、检验合格，贴有校验标志。
3.2.4.4、照明充足。
3.2.4.5、表计一次门开。
3.2.7、检查安全门，应符合下列要求：
3.2.7.1、排气管和流水管完整，装设牢固。
3.2.7.2、安全门完整，无泄漏，周围无易燃物品及其他杂物。
3.2.8、检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求：
3.2.8.1、指示器齐全，指示板牢固的焊接在锅炉骨架或主要梁柱上，指示针垂直焊接在膨胀元件上。
3.2.8.2、指示器刻度正确，清楚，刻度板基准点标记醒目。
3.2.8.3、指针不能被杂物卡住，指针尖与板面距离3--5mm。
3.2.8.4、锅炉在冷态时，指针指在刻度板的基准点上。
3.2.9、检查操作及热动力盘，应符合下列要求：
3.2.9.1、所有仪表，信号，操作开关及切换开关配备齐全，完整好用。
3.2.9.2、指示灯泡，灯罩齐全，灯罩颜色正确。
3.2.9.3、警报器好用。
3.2.9.4、各表计电源送电，热工动力盘电源送电，电压指示正确，各保险容量正确。
3.2.9.5、10KV及380V电动机送电。
3.2.10、检查现场照明，应符合下列要求：
3.2.10.1、锅炉各部位的照明齐全，照明能够投入和停止，且应有足够的亮度。
3.2.10.2、事故照明电源可靠。
3.2.10.3、操作盘的照明充足，柔和。
3.2.11、其它检查
3.2.11.1、检修中临时拆除的平台楼梯，围栏，盖板，门窗等均已全部恢复原位。临时打的空洞及损坏了的地面，墙面全部修补完整。
3.2.11.2、检修中更换下来的旧机件，及检修时使用的设备、工具、机件、材料等，应全部运出现场。
3.2.11.3、检修工作需要搭的脚手架全部拆除，杆、板全部运出现场。
3.2.11.4、设备及区域全部清扫擦拭完毕，不得堆积垃圾杂物，地面不得有积水，积油，积灰。
上述各项检查工作完毕后，应将检查结果，逐项记录并汇报班长。发现的问题应及时通知检修人员进行消除与处理。
3.3、锅炉上水：
3.3.1、水质应符合GB/T12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》的规定。
3.3.2、上水应平稳缓慢，可通过给水操纵台小旁路DN50或大旁路DN100路管上水。
3.3.3、上水温度与锅筒壁温差不大于40℃，上水时间一般为夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，若水温与锅筒壁温度接近时，可加快上水速度。
3.3.4、上水至水位计最低可见水位后停止上水，并严密监视水位变化，如水位下降，应查明原因，予以清除后再予补水。
3.3.5、上水期间应严密观察锅炉受热面的膨胀情况，如有异常应及时查明原因并予以清除。
3.4、投炉底加热
点火前适时投入锅炉各部炉底加热装置，汽源压力为0.5MPa，蒸汽温度158℃；流量为5t/h，待锅炉平均壁温达到100℃时，可停止加热。为节约启动期间的燃气消耗，用户也可以根据实际情况和经验，适当延长蒸汽加热时间。蒸汽加热期间，应控制锅筒壁温的升温速率不大于1℃/min。温升不超过28℃/h。
3.5、投暖风器
3.6、锅炉冷态点火启动
3.6.1、先启动电动上水泵或给水泵由汽包进水到汽包正常水位下-（50-100）mm处水位，（停上水泵，关闭上水管路阀门）并校对汽包两侧水位计。
3.6.2、投入锅炉联锁，灭火保护装置。
3.6.3、启动引风机、送风机，全开燃烧器空气挡板对炉膛进行吹扫，以清除炉膛可能积存的可燃物，吹扫风量不应小于额定风量的30%，初次吹扫不低于10min，二次吹扫不低于5min。
3.6.4、吹扫结束后，调整风门挡板，保持炉膛负压-（50-100）pa。
3.6.5、点火前，开启过热器，再热器管道的疏水门及空气门。
3.6.6、点火采用高能点火系统，即高能点火枪点燃焦炉煤气，点火器、点火枪布置在6个上、下层燃烧器内，点火前和点火结束后，点火器由执行器控制退出工作位置。
3.6.7、按动点火按钮，开启高能点火器进行点火，高能点火器点燃焦炉煤气，焦炉煤气枪点燃焦炉煤气（应特别注意防止回火）锅炉用焦炉煤气点燃稳定后再引高炉煤气。
3.6.8、当燃烧煤气时，应先投前墙焦炉燃烧器，停用煤气则同层两两对角酌情停用。
点火后应密切监视烟囱冒出烟气的颜色，如发现冒黑烟，应查明原因及时处理，严禁在冒黑烟的情况下较长时间的运行，如点火不成功，应对炉膛重新进行彻底吹扫，才可重新点火。
3.6.9、在点火时，应轮换投入燃烧器，做到分布对称，保持燃烧室受热均匀。锅炉点火完成，高能点火器退出，以免烧坏。
3.6.10、点火后，应适时投入高温和低温旁路系统（I.、II级旁路系统）。
3.6.11、当锅筒压力升到0.1-0.2MPa时，关闭一、二次汽系统所有空气门。
3.6.12、联系汽机值班员调整机组的高、低压旁路减压阀，当低压旁路不能开时，开启再热器向空排汽，保证再热器不超压。
3.6.13、当锅炉压力在0.2-0.3MPa时，冲洗锅筒水位计和定期排污一次，并验证其指示的准确性。
3.6.14、汽机冲转前适时关闭一、二次管路的疏水门。汽包压力０.８－１.０ＭＰａ，联系化学锅炉投连排（调节门开度大小由化学确定），连排投入后，通知汽机开启连排扩容器至除氧器的回汽门；
3.6.15、当锅炉的汽压，汽温和主蒸汽流量满足汽机冲转条件时，向汽机送汽，同时应关小旁路系统的减温减压阀。
当锅炉参数具备下列值时，可联系汽机冲转。
⑴主蒸汽压力1.96MPa，温度270-300℃
⑵再热蒸汽温度250-270℃以上；
⑶主、再蒸汽的过热度在５０℃以上；
⑷蒸汽品质合格。
3.6.16、从送汽到并网阶段，用旁路减压阀控制汽压稳定，机组带负荷后，根据具体情况关闭旁路系统。
3.6.17、随着机组负荷增加，及时切换给水管路。惯例正常供水后应及时投入自动调节装置。
3.6.18、点火枪停用后，应用氮气吹扫干净，并将其退后300mm。
3.6.19、在启动过程中，应控制锅筒内饱和温度的上升速率。在0-1.0MPa阶段不大于1℃/min，在以后阶段，不大于2℃/min。
锅炉启动过程中，升温升压速度按下列范围值进行：
主蒸汽升压速度：
０－６MPa时：0.02-0.05MPa/分钟
6MPa以上时：0.1-0.15MPa/分钟
主蒸汽升温速度：0.8-1.5℃／分钟
再热蒸汽升温速度：1-2℃／分钟
3.6.20、启动过程中，应控制锅筒的上下壁温差≯40℃。
3.6.21、启动中的注意事项：
3.6.21.1整个启动过程中，汽包上下壁温差≯40℃，否则应减慢升压速度及采取相应措施。
3.6.21.2投运烧嘴的原则，逐支点燃，先下层、后上层，严禁同时投入两支烧嘴。
3.6.21.3升压初期，注意保证各循环回路受热均匀。对角运行的烧嘴，每隔30分钟切换一次。
3.6.21.4启动过程中，杜绝各级过热器、再热器管壁超温，汽包水位调节应尽量均匀连续。谨慎并合理使用减温水，蒸汽温升相对稳定；同时应维持主、再蒸汽温度接近。主、再汽温两侧温差各≯20℃。
3.6.21.5、点火初期，燃料量增加应缓慢，并密切监视受压元件的热膨胀。若有异常情况，应暂停升压，查明原因处理后再继续升压。对水冷壁及其联箱因受热不同而膨胀不均时，对膨胀量小的水冷壁回路可加大放水。
3.6.21.6、注意监视和调整燃烧，合理的增加燃料率，谨防锅炉灭火放炮和发生二次燃烧事故。
3.6.21.7水位监视，注意保持水位正常，预防缺水、满水事故。
附：饱和压力相对应的温度表
表压力 饱和温度℃ 表压力 饱和温度℃ 表压力 饱和温度℃ Kg/cm2 MPa Kg/cm2 MPa Kg/cm2 MPa 1 0.10 120 22 2.16 219 90 8.83 303 2 0.20 133 24 2.35 223 95 9.32 307 3 0.30 143 26 2.56 227 100 9.81 310 4 0.39 151 28 2.75 231 105 10.3 314 5 0.49 158 30 2.94 234 110 10.79 317 6 0.59 164 35 3.43 243 115 11.28 321 7 0.69 170 40 3.93 251 120 11.77 324 8 0.78 175 45 4.41 258 125 12.26 327 9 0.88 179 50 4.90 264 130 12.75 330 10 0.98 183 55 5.39 270 132 12.95 331 12 1.18 191 60 5.88 275 134 13.14 332 14 1.38 197 65 6.37 280 135 13.24 333 15 1.47 200 70 6.86 285 140 13.73 336 16 1.57 203 75 7.35 290 150 14.71 341 18 1.76 209 80 7.84 294 156 15.30 344 20 1.96 213 85 8.34 299 160 15.69 346
3.6.22、安全阀的规定：
3.6.22.1、安全阀的整定要在锅炉各项试验工作完毕，汽机盘车装置能正常投入的条件下方可进行。
3.6.22.2、本项目装有哈尔滨电站阀门提供的全量型安全阀。
3.6.22.3、各安全阀的参数及整定压力按下表：
安装位置 数量 设计温度℃ 整定压力（MPa） 排放量（T/H） 锅筒 1 340 16 73300 1 340 15.68 73300 过热器集汽集箱 1 543 14.39 81800 再热器入口 1 339 2.95 108800 再热器出口 1 543 2.77 865000 四、锅炉机组的运行及调整
4.1、运行调整的主要任务
4.1.1、使锅炉的蒸发量满足机组负荷的需要
4.1.2、均衡给水并维持汽包正常水位。
4.1.3、保持正常的汽温、汽压。
4.1.4、保持燃烧稳定及良好减小热偏差。
4.1.5、保证合格的炉水和蒸汽品质。
4.1.6、保持各处烟温、受热面壁温、空气温度在规定的范围内。
4.1.7、提高锅炉运行的经济性，确保锅炉安全运行。
运行主要控制参数及限额
序号
项目
定额 单位
备注 1 主蒸汽流量 220 t/h ≯220.5t/h, 2 再热汽流量 161 t/h ≯174t/h 3 汽包工作压力 ≯14.8 MPa 4 主蒸汽压力 13.7±0。50。3 MPa 5 再热器入口压力 ≯2.68 MPa 6 再热器出口压力 ≯2.52 MPa 7 主蒸汽温度 543±510 ℃ 8 再热汽温度 543±510 ℃ 9 主蒸汽两侧温差 ≯20 ℃ 10 再热器两侧温差 ≯20 ℃ 11 主、再蒸汽温差 ≯20 ℃ 12 受热面两侧烟温差 ≯30 ℃ 13 炉膛负压 -（20-100） Pa (-20～-100)mmH2O 14 给水温度 248.6 ℃ 最大负荷253.6 15 排烟温度 135 ℃ 135--150 16 热风温度 211 ℃ 17 给水压力高于汽包压力 2 MPa 给水调节门前压力
18
汽包水位控制波动范围
正常水位的±30
mm 汽包几何中心线下-150mm为正常水位
19 汽包水位控制不超过范围
正常水位的±50
mm 20 烟气含氧量 1.5-3 % 21 暖风器出口风温 20 ℃ 送风机入口风温-12℃ 22 低过、低再出口壁温 ≯540 ℃ 最高极限580℃ 23 高过、高再壁温 ≯580 ℃ 最高极限620℃
24 低过、低再（下两组）壁温
≯450
℃
最高极限500℃ 25 炉膛出口烟温 ≯1102 ℃ 最高极限1152℃ 26 燃料消耗量（设计工况） 高炉煤气111370
焦炉煤气18495 Nm3/h 27 燃料消耗量（校核工况） 高炉煤气164398
焦炉煤气10064 Nm3/h 28 锅炉计算热效率（按低位发热值） 90.82 ％ 4.2、蒸汽压力调整
4.2.1、运行中应正确判断压力变化的原因，以采取相应的调整措施。
4.2.2、锅炉压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行。在非事故情况下不应用安全门和对空排汽门等手段降低汽压。
4.2.3、若汽压达到安全门动作值而安全门拒动并压力继续升高时，应立即切除部分燃烧器，开启对空排汽阀。
4.2.4锅炉蒸汽压力的调整，就是满足外界电负荷需求的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽轮机所需蒸汽量之间的平衡。过热蒸汽的压力基本保持稳定，机组负荷由调速汽阀开度来控制的运行方式即为定压运行。锅炉采用定压运行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许范围内波动。蒸汽压力的调整可通过适当的增减燃料量、风量、风煤气的配比等方式进行，以达到汽轮机额定进口压力。当负荷接近满负荷时，应调整负荷变化率，防止锅炉超负荷。汽轮机调速阀保持全开，保证蒸汽温度在一定值，依靠锅炉的燃烧来调整蒸汽压力和负荷的运行方式即为滑压运行方式。
4.2.5为保证锅炉机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定-滑-定的负荷运行方式。
4.2.6、汽压表指示值应经常核对，若有误差应及时修复。
4.2.7主蒸汽压力（气机进气压力）
额定值Po=13.2MPa
连续运行的年平均压力≤Po
在保证连续运行的年平均压力下，允许连续运行的压力≤1.05Po。（13.86MPa)
特殊情况下允许运行的压力≤1.2Po(15.84MPa)，但一年内累计运行时间必须小于12h。
新蒸汽压力超过1.2Po(15.84MPa)时，应打闸停机。
新蒸汽压力降至11.73MPa时应设法恢复，若短时不能恢复，应减负荷运行，若再继续下降至无法恢复时应考虑停机，以避免末级叶片产生过大的应力
4.3、汽温调整
4.3.1、正常运行中，过热蒸汽与再热蒸汽的汽温应控制在543+5-10℃
4.3.2、过热汽温的调节方式：采用两级喷水减温，一级喷水为粗调，二级喷水为细调。投减温器前应先对管路进行疏水。
4.3.3、检修中，对减温水管路上的滤网应进行反冲洗，以免影响减温水量。
4.3.4、再热汽温调节方式：采用烟气挡板进行调节，锅炉负荷降低（升高时），再热器侧挡板开度增大（减小），相应的过热器侧挡板开度减小（增大），对两侧挡板的转角大小和转动速度进行同步调节。烟气挡板调节再热汽温有一定的滞后性，挡板动作后约1.5分钟，再热汽温开始变化，十分钟后趋于稳定。再热器系统中的备用喷水减温可作为调温的补充手段，事故喷水减温供紧急状态下使用。
4.3.5主蒸汽及再热蒸汽温度(汽机进汽)
额定值to=538℃
连续运行的年平均温度≤to(538℃)
在保证连续运行的年平均温度下，允许连续运行的温度≤to+8℃(546℃)每年运行期内累计不超过200h的温度≤to+14℃，(552℃)
在该温度下每次连续运行时间不得超过30min。每年运行期内累计不超过80h的温度≤to+25℃(563℃)，在该温度下每次连续运行时间不得超过15min。
4.3.6新汽温度降至510℃时应设法恢复，如短时不能恢复应减负荷运行。当温度降至490℃时，应开启主汽管及本体各疏水阀；当温度降至460℃时减负荷到零；若温度继续下降至450℃仍不能恢复时，应打闸停机。
4.4、燃烧调整
4.4.1、正常运行时，应保护炉膛内燃烧稳定，上下各层各燃烧器喷口的风量和煤气应调整均匀，防止火焰偏斜，造成水冷壁结焦和热力偏差。
4.4.2、根据负荷要求，增负荷时应先增风量后增燃料，减负荷时反之。
4.4.3、为使燃烧稳定，低负荷时应少投煤气喷嘴，以保持较高的煤气浓度；高负荷时多投煤气喷嘴，以均匀承担负荷，一般情况下，各层间煤气喷口不应间隔运行。特殊情况下必须间隔运行时，负荷不应小于70%额定负荷，并密切注意燃烧情况，以防灭火。
4.4.4、运行中出现灭火时，严禁爆燃法点火。
4.4.5、燃烧器运行当中，应针对煤气压力、负荷，采取不同的运行方式；负荷较大时，炉膛热负荷较高，燃烧比较稳定，宜多投入燃烧器，以均匀承担负荷；当负荷降低时，炉内热负荷低，尤其燃用高炉煤气时，易灭火，宜减少燃烧器数量，并应集中投入，以利于稳燃。
4.4.6、煤气喷嘴应逐只对角切除，不准缺角运行。燃烧器停止时必须先关闭燃气阀门，再关闭助燃空气阀门，然后停止风机运转，切不可颠倒。若高温停火时，为了保护燃烧器端部，可适当延长助燃风通风时间。
4.4.7、根据设计要求或实验，控制炉膛出口过量空气系数1.05--1.17，以保证锅炉运行的经济性和稳定性。
4.4.8、燃烧器的配风比率，风速，风温等应符合设计要求，其数值详见燃烧器说明书。
4.4.9、燃烧不稳或负压、负荷变化较大时，禁止进行排污操作。
4.4.10、正常运行时，炉膛负压维持在-20~-40Pa。
4.5、水位调整
汽包水位是锅炉运行中主要监视参数之一。保持水位正常，是锅炉、汽机安全运行的重要保证。
汽包水位调节的方法及注意事项：
4.5.1、汽包水位的调节，一般采用给水调门全开，给水泵转速投自动或手动的方法进行。也可采用给水调门投自动，给水泵转速手动调节。
4.5.2、一般情况下，给水泵转速作粗调、调节门作细调，必在时也要采用给水泵转速细调调节门作粗调，或单独采用给水泵调转速的方法进行汽包水位的调节。
4.5.3、锅炉运行中，水位的监视、保护、调节、报警均以三个差压式水位测量装置显示值为准。其它水位计显示值作为参考。运行中不得少于两只指示正确的低置水位计。
4.5.4、锅炉运行中，应保持给水压力（调门前）高于汽包压力2MPa，水位变化的正常值为±30mm，不超过±50mm。
4.5.5、锅炉负荷大于70％额定负荷时，投入水位自动调节，运行中，若给水自动失灵或事故状态下，应立即解除自动，改为手动调节。
4.5.6、任何情况下均应向锅炉均匀连续给水。
4.5.7、运行中，给水压力不正常升高或降低给水流量不正常减少应及时查明原因并作相应处理。
4.5.8、锅炉正常运行中，严禁用事故放水调整水位。
4.5.9、在下列情况下应特别注意监视和调整水位：
⑴机组增减负荷时；
⑵锅炉燃烧工况异常时；
⑶给水泵切换或给水管路切换时；
⑷汽机投、停高加时；
⑸给水系统存在缺陷时；
⑹定期排污时。
4.5.10、锅筒水位以就地水位计的指示为基准，就地水位计应显示清晰，照明充足，若发现水位呆滞和模糊时，应及时冲洗。
汽包双色水位计的运行维护：包双色水位计的运行维护：
1.锅炉运行中水位监视、保护、调节、报警均以差压式水位测量装置显示值为准。其它水位计显示值作为参考。
2.正常投运操作程序：
⑴投运前，检查水位计各阀门处于关闭位置。
⑵开启水位计汽、水侧一次门及水位计放水门。
⑶开启水位计汽侧手动门（二次门）1／4圈，对水位计预热30分钟后关闭汽侧手动门及水位计放水门。
⑷缓慢开启水位计汽、水侧手动门1／4圈，检查水位计内应有水位出现并有轻微波动，则交替开启汽、水侧手动门，每次开1／2圈，直至开完，即水位计投运完毕。
3.汽包就地双色水位计的冲洗操作程序：
⑴缓慢关闭水位计汽侧手动门，让水充满水位计后关闭水位计水侧手动门，缓慢开启汽侧手动门及水位计放水门，冲洗水位计。
⑵缓慢关闭汽侧手动门，再关闭放水门后按水位计的投运方法将其投运正常。
4.汽包就地双色水位计冲洗注意事项：
⑴冲洗水位计时，操作人不得面对观察窗，应站在侧面。
⑵操作阀门时要缓慢进行，不得猛开猛关。
⑶水位波动剧烈时，禁止冲洗工作。
5.汽包就地双色水位计的运行维护：
⑴锅炉运行中，每班接班后应对水位计进行全面检查和冲洗，并与其它水位计校对。
⑵若水位计云母结垢或水质浑浊，使水位显示模糊或显示色变暗，应加强对水位计的冲洗。
⑶运行中，检查发现水位计压盖及阀门等泄漏，光源系统故障时，应及时通知有关检修处理。泄漏严重时，应解列运行。
6.水位的零位校验
⑴锅炉大、小修后和各水位计指示相差30mm及以上时，应以汽包就地水位计为基准对汽包各水位计进行零位校验。
⑵锅炉水位零位的校验工作应在机组负荷65MW，锅炉汽包压力在14.30MPa时的白班进行。进行水位零位校验前应通知热工有关人员。
⑶就地双色水位计显示清晰，调整水位自动给定值，维持就地水位计在零水位，记录各差压水位、电接点水位显示值。
⑷热工人员应校正差压水位、电接点水位计的零位与就地双色水位计零位一致。
⑸校验完毕，应填写水位零位校验记录。
7.水位测量装置异常及注意事项
⑴锅炉启动前应投入水位保护。水位保护未投，严禁锅炉点火启动。
⑵运行中注意监视各水位显示值，发现异常应汇报有关人员，通知检修处理，同时参照其它水位显示值。
⑶锅炉运行中无法判断汽包水位时，应紧急停炉。
⑷当一套水位测量装置因故障退出运行时，应在8小时内处理正常后恢复，若8小时内不能消除缺陷，经总厂总工批准可延长至24小时内恢复。
⑸作为保护用的三套水位测量装置有一套因故需退出运行时，热工应提出书面报告，需总工批准，8小时内恢复。两套因故需退出运行，总厂总工批准，并制定维持锅炉汽包水位安全运行的技术措施，8小时内必须恢复。8小时内不能恢复，应立即停炉。
⑹水位保护的停运需经总工批准，未经批准任何人严禁退出水位保护。
⑺水位测量装置故障处理期间应做好水位的监视、调整以及事预想，防止锅炉满、缺水事故的发生。
4.6、负荷调节速度
4.6.1、定压运行时，电负荷变动速率一般为每分钟2MW--3MW，滑压运行时，电负荷变动速率一般为每分钟1.3MW--2MW。
4.7、锅炉排污
4.7.1、为了保持锅炉汽、水品质合格，保持受热面管内的清洁应对锅炉进行排污和加药。
4.7.2、锅炉汽水品质应符合GB/T12145-2016《火力发电机组及蒸汽压力设备水汽质量标准》的要求。
4.7.3、定期排污的周期由用户根据水品质而定，一般每班不少于1次，定期排污可采用程序控制。
4.7.4、排污时，排放速度应尽量快，以利于水渣或沉淀物的排除。排放时间应短，每一循环回路的排污持续时间当排污门全开时一般不宜超过半分钟，以免影响水循环的安全。
4.7.5、定期排污最好在锅炉低负荷时进行，增加排污效果。排污前应适当提高锅炉水位。
4.7.6、一般不允许对两个或两个以上排污点同时进行排污，以维持锅炉水位。
4.7.7、锅炉发生事故时（满水事故除外）或运行不稳定时应停止排污。
锅炉机组的停运及保养
5.1、正常停炉
℃，受热面金属壁温不应超过许用值。
5.1.4、停炉过程中，锅炉应平稳地降低负荷，并密切注意炉内燃烧情况，注意维持炉内燃烧稳定。
5.1.5、停炉过程中，锅炉应平稳地降低负荷，并密切注意炉内燃烧情况，注意维持炉内燃烧稳定。
5.1.6、根据汽温情况调节减温水量，控制降温速度，防止金属管壁超温。
5.1.7、根据负荷情况，适时切换给水管路，维持锅筒正常水位。
5.1.8、当负荷降至25%额定负荷以下，可全停煤气燃烧器，并对煤气管道通风吹扫。
5.1.9、当汽压降至2.0MP以下，蒸汽温度240~270℃。负荷到零时，锅炉熄火。熄火后，对炉膛通风5~10分钟后关闭引、送风机。
5.1.10、锅炉熄火后，开启再热器疏水阀和对空排汽阀，若炉内温度较高，压力有上升趋势时，可短时开启旁路或过热器对空排汽。
5.1.11、熄火后，保持锅筒水位，水位低时应进行补水，严禁为了加速冷却锅筒金属壁温而采取边排水边补水的做法。
5.1.12、熄火后，关闭排污门，取样门，加药门。
5.1.13、停炉4~6小时内应严密关闭引、送风机入口挡板各入口孔门，检查门，以免锅炉急剧冷却。
5.1.14、熄火后，应密切注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃。
5.1.15、停炉6~8小时后，可开启引风机入口挡板及锅炉各人孔、检查孔等，进行自然通风冷却。根据需要停炉18小时后可启动引风机进行冷却。
5.1.16、当汽压降至零时，可放掉炉水，若需热炉带压放水，汽压降至0.5~0.8MPa时，汽包下壁温低于150℃可进行放水工作。
5.2、锅炉保养
5.2.1、锅炉停运期间，为防止锅炉发生腐蚀和管子冻裂，须对锅炉进行维护保养。
5.2.2、停炉保养的基本原则：
5.2.2.1、不让空气进入停用锅炉的水、汽系统内。
5.2.2.2、保持停用锅炉的水、汽系统金属内表面的干燥。
5.2.2.3、在金属表面形成具有防腐蚀性作用的保护膜、
5.2.2.4、使金属内表面浸泡在含有除氧剂或其它保护剂的溶液中，或被气相缓蚀剂所保护。
5.2.3、采用何种停炉保养方法，用户可根据停炉的时间长短和具体情况而定。
5.2.4、锅炉防冻：环境温度低于5℃时，锅炉应采取防冻措施。
热炉放水（带压放水）保养方法：
1.停炉后，紧闭烟风系统，锅炉各人孔门。适当开启过热器疏水，控制降压速度符合规定。
2.当汽包压力降至0.8MPa以下，汽包下壁温＜150℃时，开启定排系统各门及省煤器放水门，将炉水放尽。
3.汽包压力0.2MPa时，开启锅炉各疏水门、空气门及向空排汽门，同时开启给水管和减温系统和疏（放）水门。
4.炉水放尽后关闭定排系统及疏（放）水各阀门，空气门。
热炉放水的注意事项：
1.放水过程中，汽包上下壁温差最大值不超过40℃，否则，应暂停放水。
2.放水期间，应检查各处膨胀值是否正常。
3.若炉底蓄热强时，应酌情推迟放水时间，防止炉管局部过热。
蒸汽加热冲压保养方法：
1.锅炉停炉后，关闭各烟风档板及人孔门等。
2.联系汽机严密关闭电动主汽门，主汽旁路门及门前疏水门。
3.当汽包压力降至0.5MPa，汽包壁温在150℃左右时，炉水品质合格，投入锅炉蒸汽底部加热。维持汽包压力0.5～0.8MPa进行保养。
4.保养期间，维持汽包水位在±150mm范围内（解除水位高保护）。
六、锅炉机组的事故处理
6.1、总则6.1.1发生事故后应采取一切可行办法消除事故根源，迅速限制事故发展，恢复机组正常运行，满足负荷的需要。在设备确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时应予停炉处理。6.1.2发生事故时，锅炉主操应在值长的直接领导下，指挥本锅炉人员迅速按照本规程的规定处理事故。值长的命令，除对人身及设备有直接危害时，均应坚决执行。6.1.3当发生本规程没有例举的事故时，值班人员应根据自己的经验与判断，主动采取措施，迅速处理。6.1.4事故后，应将事故发生的时间、现象及处理措施详细记录在运行日志上，班后进行分析讨论，总结经验，吸取教训。
6.2、事故处理注意事项6.2.1锅炉机组发生事故时，除值班人员外，其他人员不得进入现场，下列人员除外：6.2.1.1厂、场领导和有关技术人员；6.2.1.2消防人员(发生火灾时)；6.2.1.3医务人员(发生人身事故时)；6.2.1.4有关检修人员(设备抢修时)。6.2.2当事故发生在交、接班时，应暂停交、接班，并由交班人员负责处理，接班人员应在值班人员的指挥下协助处理，待事故告一段落，经双方同意后方可交、接班。6.2.3当发生重大事故，不能恢复正常运行时，应注意保护现场。
6.3、事故及故障停炉条件6.3.1遇有下列情况之一时，锅炉机组应立即停止运行。6.3.1.1锅炉严重缺水，汽包水位至-230mm。6.3.1.2锅炉严重满水，汽包水位至＋200mm。6.3.1.3锅炉压力超出安全门动作压力而安全阀不动作，且一、二级旁路和向空排汽阀都不能开启时。6.3.1.4炉膛灭火6.3.1.5炉膛或烟道内发生爆燃，使设备遭到严重损坏时。6.3.1.6燃料在尾部烟道内燃烧，使排烟温度不正常地突然升高。6.3.1.7两台引风机或两台送风机同时停止运行时。6.3.1.8所有汽包水位计损坏，无法正确判断汽包水位时。6.3.1.9炉管或汽、水管道爆破，无法维持汽包水位时。6.3.1.10再热蒸汽中断时。6.3.1.11锅炉房内发生火警，直接危及设备和人身安全时。
6.3.1.12DCS系统发生通信故障，造成死机且无法进行控制与监视。6.3.2遇有下列情况之一，锅炉应作故障停炉，停炉时间应由厂总工程师决定。6.3.2.1炉管泄漏严重，尚能维持汽包水位。6.3.2.2主蒸汽或再热蒸汽温度超过553℃，或管壁温度超过极限温度，经多方调整降低机组负荷仍无法恢复正常时。6.3.2.3安全门起座后不回座，经采取措施无效。6.3.2.4锅炉所有低地水位计损坏、失灵。6.3.2.5锅炉严重结焦或积灰，虽经努力处理仍无法维持正常运行。6.3.2.6锅炉汽水品质严重超过标准，经多方调整无法恢复正常时。6.3.2.7锅炉汽、水管道一次阀前泄漏，威胁人身或设备安全。6.3.2.8炉顶严重泄漏，吊杆超温、烧红，主要设备的支架发生变形或断裂时。
6.3.2.9DCS系统无法监视尚能控制，但经处理仍不能得到恢复。6.3.3事故停炉步骤6.3.3.1立即手动“MFT”按钮，利用灭火保护切断所有进入炉膛内燃料，若不成功或该保护未投，则迅速切断分管支管速断。调节送、引风机转速进行炉膛通风。6.3.3.2立即汇报值长，并通知汽机、电气，要求迅速将机组负荷减至零。6.3.3.3将所有自动装置切为手动控制，严密监视汽包水位。当停止进水时应开启省煤器再循环阀(水冷壁或省煤器爆管时不准开启)。6.3.3.4检查过热器、再热器减温水总阀已关闭，关闭所有减温水隔离阀。6.3.3.5联系汽机开启一、二级旁路，10分钟后关闭。或开启过热器、再热器向空排汽门，10分钟后关闭(视主汽压、主汽温度、管壁温度不超限即可)。6.3.3.6若停炉后10分钟，锅炉仍不具备启动条件，则停止送、引风机运行。6.3.3.7不能恢复时，其它操作按正常参数停炉操作，然后将事故处理情况及经过汇报值长，并作详细记录。
6.4、锅炉熄火6.4.1锅炉熄火现象6.4.1.1锅炉灭火保护动作，事故喇叭响，“MFT动作”光字牌亮。6.4.1.2炉膛负压突然增大或到头，风压值小，烟气含氧量值剧增(水冷壁爆破引起灭火例外)。6.4.1.3炉膛火陷监视屏上火焰消失。6.4.1.4汽压、汽温、主汽流量下降。6.4.1.5蒸汽流量先高后低，水位先低后高（灭火时有瞬间升高现象）。6.4.2锅炉熄火原因6.4.2.1引风机、送风机跳闸。6.4.2.2监盘不严，各仪表变化未作及时调整。6.4.2.3增减负荷幅度过大，风量调整不当或低负荷运行时，燃烧调整不当。6.4.2.4水冷壁严重爆破扑灭火焰。6.4.2.5厂用电中断或“灭火保护”动作。6.4.3锅炉熄火处理
6.4.3.1若“灭火保护”动作，则按紧急停炉处理，并通知汽机、电气。
6.4.3.2若“灭火保护”拒动，立即切断所有燃料，改各自动为手动。6.4.3.3及时汇报值长，通知电气、汽机：“锅炉灭火”，并联系电气迅速减负荷至2MW及以下，维持锅炉汽压（但应避免主、再蒸汽向空排汽门和安全门动作）。
6.4.3.4将锅炉所有自动切为手动。关小给水调整门，控制汽包水位正常。6.4.3.5及时解列各级减温器，防止因汽温快速下降或低汽温导致汽轮机打闸。
6.4.3.6消除灭火原因后，进行炉膛吹扫。6.4.3.7重新点火。
6.4.3.8及时减小总风量，维持炉膛负压（－5～－10）×10Pa，通风5～10分钟，确证炉膛无爆燃的可能时，请示值长同意，解除灭火保护，方可重新点火恢复（严禁采用爆燃方法点火导致炉膛“打炮”）。
6.4.3.9锅炉灭火处理期间，若汽机未打闸，恢复过程中仍应特别注意加强与汽机、电气的配合，防止机组因加负荷过快或配合不当，造成汽机低汽温或高汽温打闸。6.4.3.10根据汽压、汽温情况，联系电气、汽机逐渐增加机组负荷。6.4.3.11在增加负荷过程中，应严密监视汽包水位及汽温上升趋势。6.4.3.12机组恢复正常后，全面检查一次，作好详细记录。
6.4.3.13若造成灭火的原因不明，或短时不具备恢复条件时，应汇报值长按正常停炉处理。
6.5、锅炉满水6.5.1现锅炉满水象6.5.1.1“水位高一值”、“水位高二值”信号相继报警，事故放水电动门自动开启。
6.5.1.2各水位计均指示高水位。6.5.1.3给水流量不正常地大于蒸汽流量。6.5.1.4严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主蒸汽管道发生水冲击，管道法兰处向外冒白汽。
6.5.2锅炉满水原因6.5.2.1运行人员对水位监视不严，给水调整操作不当或误操作。6.5.2.2给水自动失灵，阀门异常开大未及时发现。6.5.2.3给水泵转速失调，给水压力异常升高或给水调整门在开大位置卡涩。6.5.2.4水位计失灵，水位指示偏低，而使运行人员误判断。6.5.2.5负荷骤减或锅炉熄火等事故，给水调整不及时。
6.5.2.6启动或切换给水泵、给水管路操作配合不当。6.5.3锅炉满水处理6.5.3.1当汽包压力和给水压力正常，而水位高至一值（＋50mm）时，应采取下列措施：
及时校对各水位计，有条件时可进行水位计的冲洗,立即切给水自动调节为手动调节。6.5.3.2立即减少进水量，降低给水泵转速，关小给水调整门。6.5.3.3水位超过＋100mm，立即开启事故放水门，进行放水(应查证事故放水门确已开启)待水位正常后关闭。
6.5.3.4若属给水调门故障，及时调节给水泵转速；属给水泵转速失调，及时关小给水调门，联系汽机及时切换备用泵。6.5.3.4若水位继续上升至＋150mm，根据情况，可停止进水，停止进水后应开启省煤器再循环门。6.5.3.5若主汽温度急剧下降，应立即关闭减温水门，开启集汽联箱疏水，并通知汽机开启有关疏水阀，作好紧急停机准备。6.5.3.6水位继续上升至＋200mm，若“灭火保护”动作，按紧急停炉处理则立即紧急停炉。
6.5.3.7若保护拒动，通知电气、汽机，按“手动MFT”紧急停炉。
6.5.3.8继续维持事故放水。
6.5.3.9解列各级减温器，关闭各级减温器手动门，开启主、再蒸汽系统各疏水。
6.5.3.10可保持最小给水流量连续向汽包进水。
6.5.3.11查明原因，消除故障，水位恢复正常并具备点火条件，请示值长，通知汽机，锅炉启动点火。否则按停炉检修处理。
6.6、锅炉缺水6.6.1锅炉缺水现象6.6.1.1汽包就地水位计及各低地水位计水位指示低于正常值，水位低信号报警，光字牌亮。6.6.1.2给水流量不正常地小于蒸汽流量(水冷壁、省煤器爆管例外)。6.6.1.3严重缺水时，过热汽温升高。6.6.2锅炉缺水原因6.6.2.1运行人员对水位监视、调整不当，或误操作。6.6.2.2给水调节器自动失灵，阀门异常关小未及时发现，或改手动远操失灵。6.6.2.3给水泵跳闸，备用泵未及时投入。
6.6.2.4启动或切换给水泵，给水管路操作不当。
6.6.2.5给水调门门芯脱落，或误动关闭给水电动门中断给水。
6.6.2.6省煤器或水冷壁爆管。
6.6.2.7水位计指示不正确，使运行人员误判断。
6.6.2.8给水改手动时，事故放水门误开而未及时发现。
6.6.2.9定期排污量过大或锅炉负荷突然变化运行调整不当。
6.6.3锅炉缺水处理6.6.3.1.当水位低至（－50mm）时：
⑴给水自动改手动，适当增大给水量。
⑵若给水压力低，及时调整给水泵转速。
⑶正在排污时，应及时减少排污量或暂停排污，维持水位正常。
⑷若事故放水门误开，应及时关闭事故放水门，适当增大给水量。
6.6.3.2若给水调门手动远操失灵，及时汇报值长，联系电气适当降低负荷，关小减温水，就地手摇开启调节门，必要时增投给水管路，维持水位正常，通知热工消除故障。
注意：上述操作必须配合进行，在避免水位先低后高的同时必须避免因汽包抢水，造成汽温升高。
6.6.3.3发生给水泵故障或给水阀门门芯脱落，在恢复水泵期间或切换给水管路过程中，均应及时相应地降低负荷运行。
6.6.3.4经上述处理无效时，水位继续低至三值（－230mm）时：
⑴若“灭火保护动作”，则按紧急停炉处理。
⑵保护拒动时，通知电气、汽机、手按“手动MFT”，紧急停炉，解列各级减温器。
处理中眼见水位下降，停炉后可维持小流量进水，否则应立即停止进水。严禁在锅炉严重缺水情况下，向锅炉进水。
请示值长和有关领导决定上水时间。
恢复上水时，必须缓慢进行，严格控制汽包上、下壁温差≯40℃。
查明缺水原因，消除故障，水位正常后可重新点火，否则按停炉检修处理。
6.6.3.5若属省煤器或水冷壁爆管，则按相应的事故处理方法进行处理。
6.7、汽水共腾
6.7.1汽水共腾现象6.7.1.1汽包水位计水位剧烈波动，或看不清水位,二次水位计指示摆动大。
6.7.1.2严重时主汽温度急剧下降。6.7.1.3蒸汽品质严重恶化含盐量增大。6.7.1.4严重时主蒸汽管道发生水冲击。6.7.2汽水共腾原因
6.7.2.1炉水品质不合格。6.7.2.2连排、定排量不足。6.7.2.3锅炉负荷剧烈波动。
6.7.2.4加药调整不当
6.7.2.5加负荷过快。
6.7.2.6汽水分离装置损坏。6.7.3汽水共腾处理6.7.3.1汇报值长要求降低机组负荷，并保持稳定。6.7.3.2根据汽温下降情况，停用减温水。必要时开启过热器疏水门，同时通知汽机开启有关疏水门。6.7.3.3全开连续排污门，必要时开启事故放水门或定排，同时加强进水，防止水位过低，维持水位在-50mm。
6.7.3.4通知化学监视水质，采取措施，改善炉水品质。6.7.3.5炉水品质未改善前，严禁增加机组负荷。
6.7.3.6严重水冲击发生导致汽机打闸时：
（1）开启向空排汽门，联系汽机投入高、低旁路。
（2）待水质、水位、汽温正常后，方可重新接带负荷。
6.8、过热器管爆管6.8.1过热器管爆管现象6.8.1.1炉膛冒正压，爆破处烟道不严密处向外冒汽、冒烟。6.8.1.2主汽压力、主汽流量下降，给水流量不正常大于主汽流量。6.8.1.3过热器两侧烟温差增大，爆破侧烟温降低，引风机电流增大。6.8.1.6低温段过热器爆破，主汽温升高，高温段过热器爆破，主汽温度降低。6.8.2过热器管爆管原因
6.8.2.1蒸汽品质不合格，使过热器管内壁积盐、结垢。6.8.2.2低负荷运行时，使用减温水不当，造成过热器蛇形管发生水塞。6.8.2.3过热器管焊接质量、材质不合格。6.8.2.4升、停炉时，升压、降压速度过快。6.8.2.5过热汽温、过热器管壁长时间超温运行或短时间严重超温。6.8.2.6燃烧调整不当。6.8.3过热器管爆管处理
6.8.3.1及时汇报值长，加强监视并就地检查确证，密切注意损坏扩展情况。
6.8.3.2若损坏不严重时，汽温、燃烧能维持基本正常，允许继续运行一段时间，但应适当降低负荷，降压运行，同时汇报值长，要求尽早停炉处理，以防事故扩大。
6.8.3.3严重爆破，应紧急停炉，保留一台引风机运行，维持炉膛负压，汇报值长。
6.8.3.4停炉后维持小流量上水，保持水位正常。注意监视汽包壁温差≯40℃。
6.8.3.5炉内及烟道蒸汽基本消失后，停运引风机，开启引风机入口档板自然通风。6.8.3.6其余操作按正常停炉进行。
6.9、再热器爆管6.9.1再热器爆管现象6.9.1.1炉膛冒正压，爆破处烟道孔、门及不严密处向外冒烟、冒汽，严重时再热器处有泄漏声。6.9.1.2再热器压力下降。
6.9.1.3再热器汽温发生变化，再热器后两侧烟温差增大，爆管侧烟温下降，引风机电流增大。6.9.2再热器爆管原因
6.9.2.1焊接或管材质量不合格。6.9.2.2蒸汽品质不合格，使再热器内积盐、结垢。6.9.2.3烟气飞灰磨损。6.9.2.4再热器管及汽温经常超温运行。6.9.2.5炉膛燃烧不良，造成烟道二次再燃烧。6.9.3再热器爆管处理6.9.3.1及时汇报值长，加强监视调整并就地检查确证，注意损坏情况是否迅速扩大。
6.9.3.2若损坏不严重时，视情况适当降低负荷运行，同时汇报班长，请示值长要求尽快停炉，以防事故扩大。
6.9.3.3若确证为严重爆管时：
⑴紧急停炉，保留一台引风机运行，维持炉膛负压适当，汇报值长。
⑵开启再热器向空排汽门，降低再热汽压，联系汽机不得投入高旁。汽机打闸后，稍开主蒸汽向空排汽门。
⑶维持小流量上水，维持水位正常。
⑷炉内、烟道内蒸汽基本消失，停运引风机，开启引风机入口档板自然通风。
⑸其它操作按正常停炉进行。
6.10、水冷壁管爆管6.10.1水冷壁管爆管现象
6.10.1.1炉膛有明显的响声，负压变正压，看火孔，及不严密处向外喷蒸汽及烟气。6.10.1.2锅炉燃烧不稳，严重时锅炉灭火。6.10.1.3汽包水位迅速下降，给水流量不正常大于蒸汽流量。6.10.1.4蒸汽压力和流量下降，给水压力下降。6.10.1.5各段烟温下降，引风机电流增大。6.10.2水冷壁管爆管原因6.10.2.1给水或炉水品质不合格，使水冷壁管结垢腐蚀。6.10.2.2管材或焊接质量不合格，管内有杂物，使管壁过热。
6.10.2.3升、停炉操作不当，热应力不均。6.10.2.6锅炉严重结焦或长时间低负荷运行使水循环破坏，造成管子过热。6.10.2.5炉膛燃烧不均局部过热。6.10.3水冷壁管爆管处理6.10.3.1若炉膛已灭火，则按灭火处理。
6.10.3.2切锅炉各自动调节为手动调节，增加引风机出力，维持炉膛负压。6.10.3.3汇报值长，要求立即降低机组负荷，机组改滑压运行。
6.10.3.4加强进水，尽量维持正常水位。若无法维持水位应立即停炉。6.10.3.5停炉后继续加强进水，如水位不能回升，则应停止进水，但省煤器再循环门严禁开启。
6.10.3.6停炉后保留一台引风机运行，待炉内水汽排尽后停运。
6.11、省煤器爆管6.11.1省煤器爆管现象6.11.1.1汽包水位急剧下降或水位消失。
6.11.1.2给水流量不正常地大于蒸汽流量。6.11.1.3炉膛冒正压，省煤器爆破处有泄漏声，不严密处有蒸汽或烟气喷出，引风机电流增大。6.11.1.6省煤器冒水。6.11.1.5尾部烟道两侧烟温增大，爆破侧烟温下降。6.11.2省煤器爆管原因6.11.2.1给水品质不合格，使省煤器管内结垢腐蚀。6.11.2.2管材或焊接质量不合格。6.11.2.3烟气、飞灰磨损。6.11.2.4停止进水时，未按规定开启省煤器再循环门，造成管壁过热。6.11.2.5管道内有杂物堵塞，使管子过热。6.11.3省煤器爆管处理6.11.3.1立即切给水自动为手动，加强进水，维持正常水位。6.11.3.2调整燃烧。6.11.3.3汇报值长，要求降低机组负荷，改滑压运行。6.11.3.4若水位不能维持，则紧急停炉。停炉后加强进水，若水位不能回升时，则停止进水。严禁开启省煤器再循环门。
6.11.3.5停炉后应保留一台引风机运行，待炉内水汽排尽后再停运。6.11.3.6当主汽压力下降较快且汽包壁温差超过40℃时，停止引风机运行。
6.12、汽包水位计故障6.12.1汽包水位计故障现象6.12.1.1故障水位计与正确水位计指示偏差大，或指示消失。6.12.1.2双色水位计指示呆滞无轻微波动，或看不到水位指示。6.12.1.3水位计本体及汽、水侧阀漏汽、漏水。6.12.2汽包水位计故障原因
6.12.2.1水位计汽、水管道堵塞，或阀门故障。6.12.2.2水位计玻璃板破损泄漏严重。6.12.2.3冲洗水位计操作不当。6.12.3汽包水位计故障处理6.12.3.1将故障水位计隔离，并立即通知检修处理。6.12.3.2对另一只就地位计与各低地水位计水位指示的正确性进行校对，加强对汽包水位的监视和调整。6.12.3.3如果两只就地水位计都损坏，但有两只低地水位计正确可靠，则允许以低地水位计监视，调节汽包水位，继续维持炉运行两小时。此时要求保持机组负荷稳定，并加强给水流量、蒸汽流量的监视和调整。6.12.3.4如所有水位计均失灵、故障，无法监视汽包水位，则紧急停止锅炉运行。
6.13、负荷骤减6.13.1负荷骤减现象6.13.1.1锅炉汽压急骤上升，蒸汽流量迅速下降，安全门动作。6.13.1.2汽包水位先下降后上升。
6.13.1.3电超速保护动作。6.13.2负荷骤减原因6.13.2.1电网故障6.13.2.2汽机紧急停机或发电机故障。6.13.2.3汽机DEH系统故障。6.13.2.4汽机或电气保护动作。6.13.3负荷骤减处理6.13.3.1若汽压已达到安全门动作压力，而安全门未动作时，应手动强制起跳安全门或开启向空排汽门泄压。6.13.3.2立即将所有自动调节切为手动6.13.3.3迅速减少煤气量，调整送、引风量。6.13.3.4根据负荷或汽温情况，关小或停用减温水并加强水位调节，保持汽温和水位正常，以做好增加负荷的准备。6.13.3.5如负荷甩至零时：a.手动起跳未动作的安全门，开启向空排汽门，联系汽机开启一、二级旁路。b.及时调整送、引风机风量，维持锅炉燃烧。c.根据水位关小或关闭给水调整门，切至给水小旁路运行。关闭各减温水门，待命。d.若汽机开启一、二级旁路时，应注意再热器进口温度不大于400℃。如二级旁路不能开启时，应控制再热器前烟温不大于500℃。e.若短时间内不能恢复，则要求停炉备用。
6.14、锅炉弹簧安全阀故障6.14.1锅炉弹簧安全阀故障现象6.14.1.1汽压高至安全阀动作值而安全门拒动。6.14.1.2安全阀起跳后不回座。6.14.2锅炉弹簧安全阀故障原因6.14.2.1安全阀定压不准。6.14.2.2阀座和阀芯机械卡涩、锈死6.14.2.3阀杆弯曲变形。6.14.2.4阀芯和阀座间磨损。6.14.2.5阀芯和阀座间有异物。6.14.3安全阀不起跳的处理6.14.3.1由于负荷突然降低或锅炉燃料量猛增，使汽压突然上升至安全门起座值而安全门不动作时，应根据汽压情况迅速减小燃料量，注意调节风量，必要时手动急投油枪助燃。同时手操安全门起座、开启向空排汽门，以迅速降低汽压，必要时开启事故放水门，但应密切注意汽包水位，恢复汽压正常。6.14.3.2通知检修或热工人员检查消缺。6.14.3.3若压力上窜无法控制时，应立即停炉处理。6.14.4安全阀起座后不回座处理6.14.4.1当安全阀起座后汽压降至回座压力而不回座时，应立即手操使其回座。6.14.4.2如手操仍不回座，应立即汇报值长，继续降低汽压使其回座，并通知检修和热工人员迅速到现场检查处理。6.14.4.3当汽压降至5.0MPa而安全阀仍不回座时，则请示值长决定停炉处理。6.14.4.4在以上处理过程中，应注意监视、调节锅炉水位、汽温，并严格控制降压速度，严密监视汽包上、下壁温差。
6.15、送、引风机故障
6.15.1送、引风机故障现象6.15.1.1电气故障现象：a.风机跳闸，则跳闸风机电流指示到零，事故喇叭响，锅炉燃烧恶化或熄火。b.风机电动机两相运行时，电动机有轰鸣声，电流指示增大(当电流表接在断开一相时，电流表指示为零)。6.15.1.2机械故障现象：a.风机电流指示晃动或指示增大。b.风机轴承振动大，有摩擦声或撞击声。c.轴承温度升高。6.15.2送、引风机故障原因6.15.2.1电气故障或误动事故按钮。6.15.2.2地脚螺丝松动。6.15.2.3叶片磨损或结灰，导向叶片损坏。6.15.2.4风机轴承油位偏低，冷却水中断。6.15.3送、引风机故障处理6.15.3.1一台风机故障跳闸时，如在跳闸前无电流过大和晃动现象或机械部分无故障，可立即强合闸一次，如合闸成功，则迅速查明原因，恢复正常运行。若锅炉熄火则按锅炉熄火处理。6.15.3.2如重合闸不成功，则复位跳闸开关，立即汇报值长.
6.15.3.3迅速关闭故障风机进（出）口档板，保持另一台运行风机正常运行。6.15.3.4处理中注意调整汽温、水位，并检查风机跳闸原因，消除故障后恢复运行。6.15.3.5若风机电动机、电缆头冒烟着火或电动机两相运行时，应立即停止该风机运行。6.15.3.6风机轴承温度升高，应检查冷却水是否畅通、油位是否正常，若经过加油、换油、开大冷却水这些措施仍无效，轴承温度超过60℃时，应停止风机运行。6.15.3.5若风机振动大，应检查该风机地脚螺丝是否松动，并适当降低或调整该风机出力，若仍无效，且振动超过规定值，则汇报值长，要求停止该风机运行
6.16、?10KV厂用电中断6.16.1?10KV厂用电中断现象6.16.1.1失电段的运行各辅机(送、引、排、磨)电流到零，机声下沉，事故喇叭响。6.16.1.2锅炉燃烧或熄火，汽压、汽温、蒸汽流量下降。6.16.1.3失电段的运行给水泵跳闸，备用给水泵自投，若自投不成功，则给水压力急剧下降。6.16.2?10KV厂用电中断原因
6.16.2.1高压厂变故障，备用高压厂变自投不成功。6.16.2.2??10KV厂用电母线故障。6.16.2.3电气人员误操作。6.16.3?10KV厂用电中断处理6.16.3.1??10KV厂用电其中一段中断时，立即汇报值长,调节运行中的送、引风机出力，稳定燃烧保持不熄火。6.16.3.2复位各跳闸辅机开关，若电源不能短时恢复，应及时复归送、引风机开关，将各自动调节切为手动，
6.16.3.3严密监视、调整汽包水位和一、二次汽温。6.16.3.4若电源恢复，应按正常操作顺序恢复各辅机运行，恢复出力。若电源短时间不能恢复，则维持单风机运行。6.16.3.5若运行给水泵失电，备泵自投不成功，无法维持汽包水位时应停炉。6.16.3.6若在故障初期，因调整未及时跟上而造成熄火，则按锅炉熄火处理。6.16.3.7若10KV厂用电全部中断，则复位各开关，按熄火处理，并严密关闭引风机入口挡板、送风机出口风门及所有炉孔门，防止锅炉急剧冷却。做好点火准备，等待厂用电恢复。
6.17、380V厂用电中断6.17.1380V厂用电中断现象6.17.1.1失电段对应的380V电动机电流到零，事故喇叭响。6.17.1.2炉膛燃烧不稳或灭火。6.17.1.3若DCS或仪表电源由失电段接入，当备用电源自投不成功，DCS或仪表电源也中断。6.17.1.4??380V厂用电全部中断，总连锁动作，锅炉灭火。6.17.2380V厂用电中断原因6.17.2.1低压厂变故障，备用低压厂变自投不成功。6.17.2.2??380V厂用电母线故障。6.17.2.3电气人员误操作。6.17.3380V厂用电中断处理6.17.3.1当380V厂用电一段中断，若电源短时不能恢复，应及时复归失电辅机开关。6.17.3.2控制排烟温度不超限。6.17.3.3若故障初期，由于调整未及时跟上而造成锅炉熄火，则按熄火处理。6.17.3.4若380V厂用电全部中断，锅炉总连锁动作而锅炉熄火，则按熄火处理。作好点火准备，待电源恢复后重新启动。
6.18、热工DCS电源中断6.18.1热工DCS电源中断现象6.18.1.1，“DC26V电源中断”光字牌亮。6.18.1.2各自动装置、热工保护失灵，各调整门及风门挡板和风机不能远方操作。6.18.1.3DCS死机或DCS能自动控制但不能操作。6.18.2热工DCS电源中断原因6.18.2.1380V厂用电中断，备用电源自投不成功。
6.18.2.2热工电源保险丝熔断。6.18.2.3电气或热工人员误操作。6.18.3热工DCS电源中断处理6.18.3.1联系电气、汽机并汇报值长，要求稳定机组负荷。6.18.3.2立即通知热工、电气人员尽快恢复电源。6.18.3.3尽量减少操作，停止一切排污工作。6.18.3.4若DCS电源是在机组不稳定工况下中断的，或中断后发生系统或设备损坏事故，严重影响锅炉安全，并失去控制手段时，则应立即停炉。
6.19、事故按钮使用规定6.19.1电动机冒火，冒烟时。6.19.2主要部件损坏或发生人身事故，不停止不能解除时。6.19.3电动机温度或轴承温度上升很快，并超过规定值时。6.19.4转动部件发生窜轴磨擦，剧烈振动超过规定值，威胁设备安全时。6.19.5使用事故按钮时间，按一分钟左右，以防监盘人员抢送合闸。
6.20引风机跳闸
㈠两台运行其中一台跳闸时：
6.20.1现象：
1.跳闸风机开关指示灯灭，，电流表指示到零。
2.运行风机电流增大。
3.炉膛负压产正或造成灭火，汽温、汽压下降。
4.风机档板投自动时，跳闸风机入口档板自动切为手动。
6.20.2引风机跳闸原因：
1.风机值班员发现异常时，就地按事故按钮，或人为误动事故按钮。
2.电气设备故障或机械故障过负荷跳闸。
3.变频器重故障。
6.20.3处理：
锅炉未灭火。
⑴.若属变频器故障，立即将跳闸开关复位。检查关闭该风机入口档板。
⑵加大运行引风机出力，但电流不得超红线。同时汇报值长，联系电气减负荷至30—40MW左右。
⑶调整燃烧，保留下层高炉煤气和焦炉煤气停运上层全部高炉煤气，维持负压。调节汽温、汽压、水位正常。
⑷查明原因，待消除故障后或切为工频，再重新启动跳闸风机，汇报值长，逐步恢复至原工况运行。
3．若风机跳闸造成灭火，则按“锅炉灭火”处理。
㈡两台运行或单台运行跳闸时。
6.20.4现象：
1、热力操作盘所有转机联锁跳闸。其开关指示灯红灯灭，绿灯闪光，事故喇叭叫。
2、锅炉灭火保护动作。
6.20.5引风机跳闸原因：
1.10KV厂用电源中断。
2.电气回路故障或误操作。
3.两台引风机变频器重故障跳闸，启动大联锁。
6.20.6处理
1.炉膛灭火，按“锅炉灭火”处理。
2.将各跳闸开关复位。调整送风机档板，维持炉膛负压。
3.若风机工频运行跳闸前无明显故障，且厂用电源未中断时，可强合引风机一次。强合成功，汇报值长，对炉膛进行通风，点火，恢复锅炉运行。
4.若两台引风机变频器重故障跳闸，启动大联锁保护动作，立即启动工频运行，按“锅炉灭火”处理
5.若不能强合或强合不成功，则按正常停炉处理。
6.通知有关检修查明原因，待故障消除后，接值长命令后方可重新启动。
6.21送风机跳闸
㈠两台运行其中一台跳闸时：
6.21.1现象：
1.跳闸风机开关指示灯灭，电流表指示到零。
2.总风压降低，一、二次风压减小。
3.炉膛负压到头或锅炉灭火。
4.汽温、汽压下降。
5.风机档板投自动时，跳闸风机入口档板自动切为手动。
6.21.2原因：
1.风机值班员发现异常时，就地按事故按钮，或人为误动事故按钮。
2.电气设备故障，或机械故障过载跳闸。
6.21.3处理：
1.若锅炉未灭火。
⑴将跳闸风机开关复位，检查关闭风机入口档板，改各自动为手动。
⑵加大运行风机出力，但电流不得超红线。
⑶汇报值长，联系电气减负荷至20～30MW左右。
⑷调整燃烧，保留下层高炉煤气和焦炉煤气停运上层全部高炉煤气，维持炉膛负压，调整汽温、汽压和水位正常。
⑸查明原因，消除故障后，汇报值长，再重新启动跳闸风机，逐步恢复到原工况运行。
2.若该风机跳闸造成炉膛灭火，则按“锅炉灭火”处理。
㈡两台运行或单台运行跳闸时：
6.21.4现象：
1.送风机电流到零，合闸指示灯灭。
2.总风压急剧下降，锅炉灭火保护动作。
6.21.5原因：
1．10KV厂用电源中断。
2.电气回路故障或人员误操作。
6.21.6处理：
1.炉膛灭火，立即将各跳闸开关复位，关闭引送风机档板，维持炉膛负压，其余按“锅炉灭火”处理。
2.若送风机跳闸前无明显故障，10KV厂用电源也未消失，可工频强合闸一次。合闸成功，汇报值长，对炉膛充分通风后，重新点火恢复。
3.若不能强合或强合不成功，停运引风机，其余按正常停炉进行。
4.查明跳闸原因，消除故障后，接点火命令后方可重新点火启动。
6.22主、再蒸汽温度高
6.22.1主、再蒸汽温度高现象：
1.主蒸汽或再热蒸汽温度升至550℃时，“主汽温度高”或“再热汽温度高”信号发出。
2.汽轮机进汽温度高563℃时打闸停机。
6.22.2主、再蒸汽温度高原因
1.若减温器投自动时，自动失灵且阀门关小发现不及时。
2.燃烧调整不当，火焰中心上移。
3.给水温度太低，锅炉负荷较高。
4.给水压力低或减温调节门卡涩。
5.锅炉缺水时，汽包大幅度进水，减温水量大幅度减少。
6.升压速度过快。
6.22.3主、再蒸汽温度高处理：
1.若减温自动，自动失灵时立即改手动增大减温水量，同时注意汽包水位的变化。
2.加强燃烧调整。
3.给水温度低，联系汽机提高给水温度，同时视情况，汇报值长，适当增加机组负荷。
4.若某一级一侧减温调节门卡涩，应加大另一级相应侧减温水量，或就地手摇开启，同时适当提高给水压力，并通知检修处理。
5.汽包水位低，在调节给水量时，防止抢水情况发生，避免减温水量大幅度减少。
6.再热汽温高时，增大微喷水量，必要时可使用再热器事故喷水。
6.23主、再蒸汽温度过低
6.23.1主、再蒸汽温度过低现象：
1.主蒸汽或再热蒸汽温度低至520℃时，“主汽温度低”或“再热汽温低”信号发出。
2.汽轮机进汽温度低至450℃时打闸停机。
6.23.2主、再蒸汽温度过低原因：
1.锅炉严重满水或汽水共腾。
2.因汽包水位高，大幅度减少给水、导致减温水量相对增大。
3.给水压力高或减温调门漏泄严重。
4.减温自动时，自动失灵调门突然开，未及时发现。
5.燃烧调整不当，火焰中心偏低。
6.锅炉漏风，尾部烟道堵塞，风量不足。
6.23.3主、再蒸汽温度过低处理：
1.若减温自动时，自动失灵，立即改为手动减小减温水量。
2.汽包水位高，在大幅度减少给水量的同时，应密切监视调节汽温，避免减温水大量增加致汽温急剧下降。
3.运行中若关小或关闭减温调节门，其漏泄量仍较大，不能维持正常汽温，可适当关小相应减温水手动门，或保证锅炉进水前提下，适当降低给水压力。
4.若因风量不足，汇报值长，适当降低机组负荷运行，应通知汽机及时开启有关疏水。
5.解列微量喷水，调整烟气档板，仍不能维持再热汽温时，应及时开启再热器系统疏水及向空排汽门。
附录：
滑参数启动汽机参数参照表
负荷 时间 主汽温 主汽压 再热气温 MW min ℃ MPa ℃ 并列 / 280 1.96 260 ↑6.5 10 280 1.96 260 暖机 30 340 4.0 320 ↑13 10 370 5.0 350 ↑19.5 10 390 6.2 370 ↑26 10 420 7.3 400 ↑32.5 10 440 8.4 430 ↑39 10 470 9.5 460 ↑45.5 10 480 10.6 470 ↑52 ～15 520 11.9 515 ↑58.5 ～15 538 13 538 ↑65 ～15 538 13.2 538
附启停曲线
图1冷态参数启动曲线
图2温态参数启动曲线
图热态参数启动曲线
图热态参数启动曲线
图5滑参数停机曲线
能源中心65MW发电联锁定值表
参数 报警值 保护动作 风量<30% 左、右侧风量之和<53600Nm3/h 汽包液位连锁 100mmH2ODCS≤，或≤-100mmH2O DCS汽包液位（三取2）≥+200mmH2ODCS汽包液位（三取2）≤-230mmH2O引风机电机前、后轴承温度；引风机任一电机线圈温度引风机轴承振动高高送风机电机前、后轴承温度；送风机任一电机线圈温度送风机轴承振动高高给水泵电机定子温度给水泵润滑油压力给水泵润滑油压力正常 3 1#送风机入口调节门已关，位置小于5% 4 无送风机跳闸条件 5 1#送风机频率小于10Hz 6 1#送风机出口挡板开启 1#送风机保护联锁跳闸条件 1 两台引风机跳闸； OR 1#送风机保护联锁跳闸 川锅逻辑图 CRT实际操作 2 1#送风机前、后轴承温度＞80℃ 3 1#送风机电动机轴承温度＞95℃ 4 1#送风机电机定子温度＞140℃（6取2） 5 1#送风机轴承振动＞7.1mm/s 1#送风机入口挡板 1 当送风机掉闸时，1#送风机入口调节门切手动，强开至90％ CRT实际操作 CRT显示 川锅逻辑图 实际动作
1#引风机系统联锁保护试验记录单
项目 试验内容 条件组合 动作结果 试验依据 试验方法 试验结果 1#引风机启动允许条件 1 1#引风机冷却风机运行 AND 1#引风机允许启动 川锅逻辑图 CRT实际操作 正确 2 1#引风机入口调节门已关（位置小于5%） 3 1#引风机出口挡板开启 4 1#引风机频率设定为初始频率 5 无引风机跳闸条件” 1#引风机保护联锁跳闸条件 项目 试验内容 条件组合 动作结果 试验依据 试验方法 试验结果 1 1#引风机前、后轴承温度890℃； OR 1#引风机保护联锁跳闸 川锅逻辑图 CRT实际操作 正确 2 1#引风机电机前、后轴承温度＞95℃； 3 1#引风机电机线圈温度＞140℃(3取2)； 4 1#引风机轴承振动＞7.1mm/s； 1#引风机入口调节风门 1 两台引风机停运，引风机入口调节门强开至90％ CRT实际操作操作 CRT显示 川锅逻辑图 实际动作 正确 FSSS联锁保护试验记录
一．主燃料跳闸保护项目 序号 保护名称 描述 定值
试验方法 试验
结果 备注 1 MFT硬手操 MFT按钮A、B同时按下 实际动作 2 全部送风机跳闸 两台送风机跳闸信号全部具备 实际动作 3 全部引风机跳闸 两台引风机跳闸信号全部具备 实际动作 4 风量<30% 左、右侧风量之和<53600Nm3/h 实际动作 5 汽包液位高（取自DCS） +200mmH2O
DCS来（三取二） 实际动作 6 汽包液位低（取自DCS） -230mmH2O
DCS来（三取二） 实际动作 7 炉膛压力高 炉膛压力开关（三取二）（1.67Kpa） 就地模拟 8 炉膛压力低 炉膛压力开关（三取二）
(-1.67Kpa) 就地模拟 9 全炉膛灭火 火检无火(焦炉气6取4,高炉气每层3取2) 实际动作 10 燃料丧失 所有炉前燃气快关阀关闭；或炉前燃气母管快关阀关闭 就地模拟 11 燃气压力底 焦炉气压力低1.5kpa(6角6取4)，高炉气压力低2kpa(每层3取2) 就地模拟 12 DCS电源故障 二．主燃料跳闸保护联锁设备 序号 联锁项目 试验
结果 备注 1 发出声光报警，并产生首出原因 2 快速关闭所有高炉、焦炉煤气支路阀 3 快速关闭高炉、焦炉煤气总进气阀 4 向其它系统提供MFT跳闸接点 5 快速开放散阀 三．吹扫条件
序号 条件内容 结果 备注 1 FSSS系统电源正常 正确 2 无MFT跳闸指令出现 正确 3 任一送风机运行 正确 4 任一引风机运行 正确 5 炉膛风量＞30%（53600Nm3/h） 正确 6 汽包水位正常 正确 7 点火阀全关 正确 8 所有燃气阀全关 正确 9 全炉膛无火焰 正确 当吹扫条件都满足后,可按下“启动吹扫按钮”,开始5分钟的吹扫计时。在这期间内若任一吹扫条件不满足,则认为吹扫中断,计时清零,当条件满足后重新计时吹扫。5分钟之后,吹扫完成,复位MFT
四．MFT复位条件 序号 复位MFT 试验
结果 备注 1 吹扫完成 正确
对空排气电动门联锁保护试验记录单
序号号 试验内容 试验
方法 试验
结果 备注 集汽集箱对空排气电动门 联锁开条件 1 主汽压力高二值(14.1MPa)（2取最大值） 现场模拟 联锁关条件 1 主汽压力恢复至正常值(13.6MPa)
（2取最大值） 实际动作
汽包事故放水门联锁保护试验记录单
序号 试验内容 试验
方法 试验
结果 备注 汽包事故放水门 联锁开条件 1 汽包水位高二值150mmHO2（平均值） 现场模拟 联锁关条件 1 汽包水位低至－50mmHO2或水位恢复至50mmHO2延时2S 实际动作
再热器热段集箱对空排气电动门联锁保护试验记录单
序号 试验内容 试验
方法 试验
结果 备注 再热器对空排气电动门 联锁开条件 1 再热器出口蒸汽压力高二值(2.67MPa) 现场模拟 联锁关条件 1 再热器出口蒸汽压力恢复至正常值(2.67MPa) 实际动作
参考文献：本规程系根据厂家技术资料、设备技术规范书、设计院资料、发电锅炉规范、部分典型规程和调试情况编制。
73
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
