300MW机组锅炉运行规程

1、1.1 控制系统1.1.1 炉膛安全监控系统（FSSS）炉膛监控系统（FSSS）是通过一系列的联锁条件，严格按照预定的逻辑顺序对燃烧设备中的有关部件进行操作和控制的系统，以保证锅炉炉膛的安全。FSSS的主要功能如下：(1) 炉膛吹扫在锅炉启动前及停炉后都要进行炉膛吹扫，炉膛吹扫的许可条件为：a） MFT跳闸继电器柜电源监视正常；b） 无火检探测器故障；c） 火检冷却风压力不低于5.5KPa；d） 无MFT条件；e） 炉膛无火焰：无油火焰且无煤火焰；f） 磨煤机全停；g） 燃油角阀全关；h） 至少一台引风机运行；i） 至少一台送风机运行；j） 所有辅助风挡板未全关；k） 风量大于30（360T/

2、H）；l） 一次风机全停；m） 至少一台炉水泵运行；n） 两台空预器运行；o） 油泄漏试验完成；p） 给煤机全停；q） 汽包水位大于-300mm且小于+250mm。（2） 油泄漏试验为防止点火油泄漏进入炉膛，在冷炉点火前必须对油系统进行泄漏试验，在确认合格后才能进行点火，泄漏试验可以独立进行，也可以在炉膛吹扫时自动进行，并作为炉膛吹扫的联锁条件。（3） 油层的启停及监控锅炉采用二级点火，用高能点火装置点燃轻油，控制包括轻油的启停及监控。（4） 制粉系统的投切控制包括给煤机、磨煤机、密封风风机、磨煤机出口挡板、热风门等设备的自动或手动投切，在启运或切除某一层煤粉时，首先必须投入对应的暖炉油枪。（

3、5） 火焰检测单支油枪火焰检测用于暖炉油枪工作时监视每支油枪的火焰，当某一角油喷嘴阀开启而未着火时，对应的火焰检测器发出“无火焰”信号，把油喷嘴关闭。对于正常运行时煤粉火焰的监视亦采用单只燃烧器火焰检测方式，检测探头布置在相应的燃烧器上方，然后通过适当的逻辑设计，对整个炉膛的火焰信号进行判断，送出必要的“炉膛熄火”信号及正常燃烧信号。（6） 主燃料跳闸（MFT）功能当出现下列情况时，便产生主燃料跳闸动作：a） MFT按钮；b） 送风机全停；c） 引风机全停；d） 火检风机全停延时10秒；e） 炉水循环泵全停延时5秒；f） 全炉膛熄火；g） 全燃料中断；h） 一次风机全停且所有油层火焰信号全无；

4、i） 汽包水位大于250mm延时2秒；j） 汽包水位低于-300mm延时2秒；k） 炉膛压力高二值（3240Pa）；l） 炉膛压力低二值（-2490Pa）；m） 锅炉总风量小于300T/H（25）；n） 汽机跳闸；o） 发电机主保护动作；（7） 二次风控制根据机组负荷的要求及相应层燃料的输入控制二次风挡板（包括燃料风、辅助风）的开关位置。在MFT后两台送风机或两台引风机全停前提下打开所有二次风挡板。（8） 自动减负荷（RB）当锅炉主要辅机发生故障时，接受来自CCS的RB信号，按事先设计的顺序快速切除一定的燃料，同时维持锅炉带一定的负荷。1.1.2 协调控制系统协调控制系统（CCS）亦属MAX-

5、PLUS系统的一部分，具有：a) 协调控制即锅炉基本负荷、汽机负荷和发电机功率控制；b) 燃料控制；c) 磨煤机出口温度和风量控制；d) 一次风机控制；e) 风量控制；f) 燃料量和风量最大偏差限制； g) 二次风控制；h) 炉膛压力控制；i) 给水控制；j) 一、二次汽温控制；k) 空预器冷端温度控制等功能。2 锅炉主要设计参数及性能2.1 锅炉主要参数见表表3锅炉主要参数表项目单位B-MCRECR过热蒸汽蒸发量t/h1025912出口压力MPa(g)17.4417.26出口温度540540再热蒸汽流量t/h828.9743.4进/出口压力Mpa3.78/3.603.39/3.23进/出口温

6、度327/540317/540汽包压力Mpa18.8218.35给水温度280273空预器进口一次风温度27.827.8一次风出口热风温度316312空预器进口二次风温度22.822.8二次风出口热风温度329323排烟温度(不修正)137133排烟温度(修正后)128124整炉循环倍率 (二泵)2.452(实际为1.921)整炉循环倍率 (三泵)2.851 (实际为2.102) 2.2 燃煤成份见表4表4燃煤成份表序号项目符号单位设计煤种校核煤种工业分析碳Cy%55.0051.93氢Hy%3.242.36氧Oy%3.335.88氮Ny%1.130.42硫Sy%<0.80<0.70

7、灰份Ay%28.5030.38水份Wy%8.008.33固有水份Wf%2.001.25挥发份Vr%25.0019.00可磨系数KHa7072低位发热量QydwJ/kgkcal/kg21610（5150）19464（4700）灰熔点变形温度T1>1350>1280软化温度T2>1450>1380熔化温度T3>1500>1500灰分析氧化硅SiO2%49.0350.45三氧化二铝Al2O3%37.5431.92三氧化二铁Fe2O3%2.835.62氧化钙CaO%4.993.69二氧化钛TiO2%1.021.52氧化钾K2O%0 1.00 1.0氧化镁MgO%0.

8、5 1.00.5 1.0氧化钠Na2O%0 1.00 1.0三氧化硫SO3%0.5 1.00.5 2.0灰比电阻温度100时cm7.16×10117.16×1013温度130时cm1.87×10121.87×1012温度160时cm1.37×10121.37×1012温度190时cm5.63×10115.63×1012 2.3 炉前油系统 锅炉采用二级点火方式，由高能点火器点燃轻柴油，再由轻柴油点燃煤粉。油枪采用蒸汽雾化，介质为#0轻柴油对燃烧油粘度的要求是油枪前粘度4°E，所以应根据实际情况决定是否加热

9、。本系统的容量是按锅炉30%BMCR负荷设计，最大流量约为21t/h，燃油母管进口油压1.8Mpa，保证油枪前油压在0.51.25MPa范围，油枪前雾化压力恒定在0.7Mpa，最大蒸汽消耗量为2.7t/h，蒸汽温度小于250，且有28的过热度。轻柴油参数见表5：表5轻柴油参数油种#0轻柴油恩氏粘度(120)1.21.67 °E灰分Ay0.025%比重0.84t/h硫份Sy<0.4%水份Wy痕迹机械杂质无凝固点不高于0开口闪点不低于6268低位发热量4103141870kJ/kg2.4 正常连续排污率1%炉水2.5 蒸汽品质 蒸汽品质要求见表6：表6蒸汽品质钠10PPb二氧化硅2

10、0PPb铁20PPb铜5PPb2.6 燃烧器的主要设计参数：燃烧器的主要设计参数见表7：表7燃烧器参数单只煤粉喷嘴输入热KJ/h178.3×106二次风速度m/s45二次风比率%79.79二次风温325.60二次风中燃料风（周界风）比率%20二次风中辅助风比率%80一次风速度（喷口速度）m/s25一次风速度（煤粉管速度）m/s25.50一次风比率%20.21一次风温度80燃烧器一次风阻力KPa0.60燃烧器二次风阻力（设计值）KPa0.80燃烧器二次风阻力（校核值）KPa1.00相邻煤粉喷嘴中心距mm15342.7 性能数据汇总见表8(燃用设计煤)表8锅炉性能数据汇总序号项 目单位设

11、 计 煤 种BMCRECR高加全切70%定压50%滑压35%滑压1过热蒸汽流量t/h1025911.9786.4717.5512.5358.82过热蒸汽出口压力Mpa17.4417.2617.0817.0011.007.703过热蒸汽出口温度5405405405405405294末过蒸汽进口温度505.9506.1498.8505.4512.7508.75后屏蒸汽出口温度506.7508.8509.6511.5519.1520.26后屏蒸汽进口温度450.8448.9439.8444.5440.7429.97分隔屏蒸汽进口温度414.1409.1397.9400.0386.5365.18低过蒸

12、汽出口温度417.2419.7456.9428.6419.7408.39过热器减温水温度16816816816414413710过热器I级减温水量t/h6.819.879.739.522.417.511过热器II级减温水量t/h1.03.0105.03.03.512过热器I级减温水量（设计）t/h10313过热器II级减温水量（设计）t/h1514过热蒸汽阻力Kpa119715再热蒸汽流量t/h828.9743.4760.1593.7435.9315.516再热蒸汽进口压力Mpa3.783.393.534.71.941.3317再热蒸汽出口压力Mpa3.603.233.374.571.841.

13、2518再热蒸汽出口温度540.3538.9539.9540.1527.4501.719末再蒸汽进口温度478.2476.6478.7476.8475.3455.220屏再蒸汽进口温度380.7375.3380.5367.3374.1351.621墙再蒸汽进口温度32731732629931530922再热器减温水温度16816816816414413723再热器减温水量t/h00002.617.6824再热蒸汽阻力Kpa17625省煤器给水流量t/h1017.2889.4696.5673.0487.1337.826省煤器给水温度28027316925824022127省煤器出口温度304.0

14、298.4229.4288.2269.4251.928省煤器水阻力（含静压头）Kpa38929空预器一次风进风温度27.827.827.827.827.827.830空预器二次风进风温度22.822.822.833.945.050.631空预器一次风出口温度31631227830327926132空预器二次风出口温度32932328931328726633空预器一次风侧阻力Pa21234空预器二次风侧阻力Pa67235燃烧器一次风侧阻力Pa49036燃烧器二次风侧阻力Pa981表8（续完） 锅炉性能数据汇总序号项 目单位设 计 煤 种BMCRECR高加全切70%定压50%定压35%定压37炉膛

15、过量空气系数1.251.251.251.3121.251.2538空预器出口烟气量t/h142413041337113283163039锅炉本体烟气阻力Pa229940磨煤机投运台数台44432241炉膛（下炉膛）13261323129712971169110542后屏过热器进口烟温115311361127109799191743屏式过热器进口烟温（炉膛出口）10571037103199789281744高温再热器进口烟温93591391287477669945高温过热器进口烟温83381281277769162146低过水平段进口烟温69167367364758152747省煤器进口烟温44

16、343544042538635548空预器进口烟温37636733035231828849锅炉排烟温度（不修正）13713311913112111450锅炉排烟温度（修正）12812411212111010251计算锅炉效率（低位热值）%92.1192.2892.9592.0591.9991.4152计算锅炉效率（高位热值）%88.2788.4489.0888.2288.1687.653锅炉燃煤量t/h131.9119.7123.498.473.053.054炉膛容积热负荷KJ/H.M3390E3354E3364.7E3291.0E3215.8E3156.9E355炉膛断面热负荷KJ/H.M3

17、17.3E615.7E616.2E612.9E69.6E67.0E656燃烧器摆动角度度017-1530-30-3057燃烧器投运层数层1-41-41-44-43-43-42.8 安全阀整定压力及排放量汇总见表9表9安全阀整定压力及排放量汇总表名 称编号阀门型号整 定 压 力回座压差（%）排汽量（kg/h）温 度()开启（MPa）回座（MPa）汽包安全阀1HE-96W20.6219.8042664393712HE-96W21.0319.7762750323733HE-96W21.2419.757279482373过热器出口安全阀4HCI-98W19.2918.7131206855455HCI-

18、98W19.3218.743120994545再热器进口安全阀6HCI-46W4.314.1831938213437HCI-46W4.444.313199805343再热器出口安全阀8HCI-68W3.983.8631500905459HCI-68W3.983.86315009054510HCI-68W4.194.063157915545气动泄放阀11EBL721N24BWDP19.0818.702160057545第一篇 锅炉的启动、运行与停止3 锅炉检修后的检查及校验3.1 锅炉检修后的验收检查3.1.1 锅炉大、小修后，凡设备异动，应有设备异动报告。3.1.2 运行人员应对设备进行验收，

19、在验收时，应对设备按本规程及相关辅助设备规程进行详细检查，并进行必要的试验和试转。3.1.3 在验收中若发现问题或设备存在缺陷，除及时记录在有关记录簿上外，检修人员必须在投运之前予以消除。3.1.4 为检修工作而设置的临时设施应拆除，原设备应装复。现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，现场照明良好。保温齐全，各支吊架完整牢固。3.1.5 管道、阀门连接良好，阀门开关灵活，手轮完整，铭牌齐全，标志清楚，编号正确，并符合规定。各看火孔、人孔门、检查门开关灵活，关闭后的严密性能良好。3.1.6 各部分膨胀指示器安装齐全、安装位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨胀的杂物及设施存在。3.1.7 操作

20、员站、键盘及CRT、按钮、操作面板等设备完整，铭牌配置齐全。通风及照明正常， 并有可靠的事故照明。报警信号声、光良好。3.2 电动门、调节门、气控装置、导叶、风门及挡板的校验3.2.1 当接到值长关于电动门、调节门、气控装置、动叶、导叶、风门及挡板校验通知后，方可按要求进行校验。3.2.2 确定需要校验的设备完整，再通知送上电源。3.2.3 校验时应有专人负责监视设备的动作情况。对已投入运行的系统及承受压力的设备不可再进行校验工作。3.2.4 校验送风机动叶前，应先投入相应的液压润滑油系统，待正常后再送上送风机动叶电源。校验引风机导叶前，应检查润滑油充足后，送上引风机导叶电源。3.2.5 气控

21、装置校验前应检查控制气源正常。3.2.6 经检修后的设备，校验时应会同锅炉、电气、热控检修人员参加。3.2.7 电动门的校验开、关各电动门动作应正常，位置显示与实际相符。3.2.8 动叶、导叶、调节门、风门、挡板的校验3.2.8.1 开、关送风机动叶过程中应检查动作方向正确，开度指示在0l00，并与实际相符。电动执行机构制动性能良好。3.2.8.2 开、关引风机和一次风机导叶应动作灵活，开度指示在0100，并与实际相符。电动执行机构制动性能良好。3.2.8.3 开、关各风门及挡板应动作正确，位置显示与实际相符。各电动执行机构制动性能良好。3.2.8.4 开、关各磨煤机冷、热风门，应动作灵活，开

22、度指示在0100，并与实际相符。3.2.8.5 开、关各磨煤机冷、热风关断门，应动作灵活，并与实际相符。3.2.9 炉膛烟温探针，进、退动作试验应正常。3.3 锅炉辅机联锁与机组保护校验应具备的条件及注意事项3.3.1 机组大小修后及热机保护系统检修后均应进行校验，以确保机组运行中联锁及保护装置动作的可靠性。3.3.2 校验应在机组启动前进行，值长负责，热控、电气会同参加。完成锅炉辅机联锁校验后，在值长统一布置下进行机组的横向保护校验，其操作应得值长命令后方可进行。3.3.3 参与校验的辅机及所属设备所有工作票已终结，设备己复役或有试转单。电动门、风门、档板、电磁阀等电源送上。3.3.4 仪用

23、压缩空气系统压力正常。3.3.5 热机保护、信号及仪表电源都已送上。3.3.6 校验方法分实际校验和控制回路校验两种。实际校验时，有关辅机的控制及动力电源送上，并具备启动条件。控制回路校验时，6kV辅机电气开关退至隔离/试验位置、并放上“二次插头”、合上控制及保护电源小开关 、检查储能电机的电源小开关在合上位置 、以及将近遥控选择开关置“遥控”位置。但400V电源的辅机，控制及动力电源均应送上参加实际校验。3.3.7 风机、空预器、磨煤机的风门挡板和辅助设备的校验应在锅炉辅机联锁校验前进行。3.4 锅炉辅机联锁的校验3.4.1 锅炉辅机的联锁是由SCS和FSSS的逻辑来实现的。3.4.1.1

24、当两台空预器停运时，将使运行中的吸风机跳闸；3.4.1.2 当两台吸风机停运时，将使运行中的送风机跳闸；3.4.1.3 磨煤机停运时，将使给煤机跳闸。3.4.2 锅炉辅机联锁校验前，先送上需参加校验的空预器、空预器盘车、密封风机的动力和控制电源，并按5.3.6条送上参加校验的吸风机、送风机控制及保护电源。3.4.3 启动两台空预器，顺序合上吸风机A、B、送风机A、B。3.4.4 停用两台空预器后，检查两台吸风机、两台送风机应全停。4 锅炉安全门和主汽电磁泄放阀的校验4.1 锅炉大修后或安全门经过检修后，都应校验安全门的起座压力，为保证安全门动作可靠，还应定期进行安全门的放汽试验。主汽电磁泄放阀

25、的热控和电气回路的试验，在机组启动前都应进行。4.2 安全门的校验一般应在机组启动汽机冲转前进行，当需带负荷进行时，应经总工程师批准，并制定完整的技术措施。4.3 安全门校验应使用标准压力表。在校验现场与集控室内还应有可靠的通讯工具。4.4 汽包及过热器安全门的校验：4.4.1 锅炉点火后按升温升压曲线升压，并控制炉膛出口温度538，当汽包压力达16MPa时，应停止升压，维持压力稳定。4.4.2 在汽压稳定后，通知锅炉检修人员，用液压助跳器逐只对汽包安全门和过热器安全门进行起座和回座的校验。4.4.3 在安全门校验过程中，应保持锅炉燃烧稳定，尽可能减少汽压波动，同时应控制炉膛出口温度538。4

26、.4.4 在安全门起座和回座时，应加强监视汽包水位并及时调整给水流量，减小水位波动。4.4.5 当安全门的起座压力与规定值不符时，检修人员应进行调整和再次校验，直至全都合格。4.4.6 在汽包安全门和过热器安全门校验结束后，即可进行主汽电磁泄放阀手动“开启”、“关闭”的试验4.4.6.1 先将主汽电磁泄放阀的手动/自动选择开关置“手动”位置，再揿“开启”按钮，主汽电磁泄放阀即应开启；4.4.6.2 当开启5S后，揿“关闭”按钮，主汽电磁泄放阀即应关闭；4.4.7 再热器安全门的校验 主汽电磁泄放阀校验结束后，降低汽包压力至8MPa，并调整低压旁路，维持再热器出口压力在3MPa，仍由检修人员用液

27、压助跳器逐只对再热器进口和出口安全门进行起座和回座试验。4.4.8 安全门校验结束后，应将所有起座压力和回座压力登录在专用记录簿内。4.4.9 安全门校验程序为汽包过热器再热器进口再热器出口，整定值先高后低，每只安全门校验合格后即可正式投入运行。5 锅炉水压试验5.1 水压试验的规定5.1.1 锅炉经过大、小修或受热面经过检修之后，应进行水压试验，其试验压力为汽包B-MCR工作压力。承压部件严重损坏经修复或大面积调换受热面之后，必须进行超压水压试验。超压水压试验的压力，锅炉本体（包括过热器）为1.25倍的汽包工作压力；再热器为1.5倍的再热器进口压力。5.1.2 水压试验和超压水压试验的压力见

28、表10表10 水压试验参数序号名 称工作压力Mpa水压试验压力MPa超压水压试验压力MPa1锅炉本体（包括过热器、水冷壁、省煤器）18.8218.8223.532再热器3. 783.785.675.1.3 锅炉水压试验的范围： 锅炉本体部分为省煤器、汽包、水冷壁和过热器，自给水泵出口至汽轮机高压缸自动主汽阀。再热器部分为墙再进口水压试验堵阀至高再出口水压试验堵阀。5.1.4 锅炉的水压试验应得检修负责人的书面通知，并由值长发令后进行。5.2 锅炉水压试验的条件和试验前的准备5.2.1 与水压试验有关的汽水系统检修工作已经结束，管道连接完好。5.2.2 炉水泵A、B、C已按辅助设备运行规程注水。

29、5.2.3 将电磁泄放阀的手、自动开关均置于“手动”位置，以防水压试验时动作。5.2.4 做超压水压试验前，应拆除炉水循环泵叶轮及电动机，在泵壳体上装设专用堵板。5.2.5 汽包就地压力表，CRT上汽包压力显示都已经校验正确并投入运行。5.2.6 汽包双色云母水位计只参加工作压力水压试验，不参加超压水压试验。5.2.7 联系化学已准备好足够的合格除盐水。5.2.8 按水压试验前检查操作卡检查各阀门位置正确。5.3 水压试验方法5.3.1 锅炉进水，可以用汽机凝泵向锅炉上水，也可直接用电动给水泵向锅炉进水。进水速度冬季不大于50t/h，其它季节不大于100t/h，水温应大于21且小于104，水质

30、应符合标准。5.3.2 进水至汽包水位+200mm后停止进水。5.3.3 检查电动给水泵已启动或电动给水泵,开启过热器减温水总门和再热器减温水总门，用级或级减温调节阀向过热器连续进水。5.3.4 待空气门有水连续流出后，逐只关闭空气门，炉本体开始升压。5.3.5 调节电动给水泵转速及、级减温调节阀，以每分钟0.300.50MPa的升压速度升至17MPa。当确知汽包和过热器安全门已由检修人员加装轧具后再继续升压。5.3.6 当汽包压力达到18.82MPa时，维持压力稳定，由检修人员检查，若进行超压水压试验，则应在检修水压试验检查正常,并得到检修通知再以相同的升压速度将汽包压力升至23.53MPa

31、，维持5分钟，记录汽压下降速度后以每分钟0.300.50MPa的降压速度将汽包压力降至18.82MPa，再由检修人员进行检查。5.3.7 当再热器需进行水压试验时，也用减温水向再热器进水，水进满后，待空气门有水连续流出，再关空气门。也以每分钟0.300.50MPa的速度将再热器进口压力升至3.78MPa，维持压力，进行水压试验检查。5.3.8 当再热器需进行超压水压试验时，也是由检修人员加装再热器进出口安全门的轧具后，将再热器进口压力升压至5.67MPa，维持5分钟，再降至3.78MPa,由检修人进行检查。5.3.9 锅炉本体的水压试验结束，关闭、级减温调节阀，开启包覆疏水以每分种0. 300

32、. 50MPa的降压速度降压，当压力降至17MPa时，由检修人员拆除安全门轧具后，继续以每分钟0.300.50MPa的速度降压至零。在汽包压力0.20MPa时，开启主汽管和汽包空气门及全部疏水阀。5.3.10 再热器水压试验结束也按同样速度降压，拆除安全门轧具，开启墙再空气门、屏再空气门、高再空气门。5.4 水压试验注意事项5.4.1 水压试验时要有专人监视汽包就地压力表，控制室的压力表应与就地指示压力表相符合。5.4.2 锅炉进水至汽包满水后，应适当减少进水量，各受热面的空气门在该受热面满水前必须开启，满水后须待空气完全放尽方可关闭。5.4.3 当锅炉升压到接近水压试验规定压力时，适当降低升

33、压速度，以防超压。5.4.4 禁止利用炉水泵放水阀对炉本体进行泄压放水，杜绝炉水进入电机腔室。5.4.5 超压试验时，应关闭汽包双色云母水位计及有关热工仪表一次阀门。5.4.6 锅炉本体的超压试验须得总工程师批准。6 锅炉机组的启动锅炉启动分冷态启动和热态启动两种，冷态启动指锅炉的初始状态为常温和无压力；锅炉经检修或较长时间（55小时以上）的备用后的启动，也为冷态启动。热态启动是指经较短时间（28小时）的停用后的启动，此时锅炉还有一定的压力，受热面金属和炉墙构件的温度还较高。当汽机调节级金属温度及中压持环金属温度均小于121度时，机组采用冷态启动。6.1 锅炉启动前的检查和准备6.1.1 锅炉

34、启动应具备的条件6.1.1.1 锅炉机组的检修工作已结束，热力工作票和电气工作票都已终结，冷态验收合格。6.1.1.2 各项校验工作正常。6.1.1.3 锅炉机组所需的电源均已送上。6.1.1.4 热工及电气仪表齐全、正确可用；DCS已投入运行。热工仪表、调节装置、执行机构等均由热控人员校验完毕并已投用。6.1.1.5 锅炉吹灰器及其管道完整，炉膛、过热器、再热器、省煤器、预热器等吹灰器校验合格，应全部退至炉外。6.1.1.6 炉膛烟温探针校验合格，进退灵活。6.1.1.7 锅炉机组附属的闭冷水系统、杂用水系统及仪用压缩空气已投入运行；各类消防设施齐全，消防系统也已投入运行。6.1.1.8 机

35、组辅助用汽系统已投入运行。6.1.1.9 锅炉燃用的轻油、燃煤贮量能满足需要。轻油系统已具备运行条件。6.1.1.10 除灰、除渣系统及设备已具备投运条件。6.1.1.11 联系化学值班准备足够除盐水和做好取样、加药等准备工作。6.1.1.12 各阀门、挡板开关灵活、实际开度、就地开度指示值和CRT上的开度指示值均一致。6.1.2 锅炉启动前的检查6.1.2.1 锅炉启动前的检查，应在值长发命令后进行，并按锅炉启动检查卡进行检查。6.1.2.2 检查锅炉及其设备现场整洁，通道畅通，无杂物堆放，孔洞盖板及防护设施完整、牢固。现场照明充足、良好。6.1.2.3 检查燃烧室内无结焦，燃烧室以及各风道

36、、烟道、电除尘器、空预器内无人工作，各检查门、人孔门均已关闭，现场脚手架已拆除，杂物已清理，防爆门完整，各看火孔、检查门已关闭。当发现有开启的检查门 、人孔门，应通知检修人员关闭。6.1.2.4 锅炉烟风道及各类管道保温良好，支吊架完整、牢固。6.1.2.5 检查各电气设备正常可用，各类辅机及辅助设备电源送上并符合启动要求，各执行机构电源也已送上。6.1.2.6 按检查卡检查汽水及疏放水系统，减温水系统及高、低压旁路系统的阀门位置应符合启动前状态。 a) 汽包空气门、低过空气门、分隔屏空气门、后屏空气门、主汽管空气门开启；墙再空气门、屏再空气门、高再空气门和再热器疏水阀在点火前开启，再热器疏水阀和排气阀必须在凝汽器建立真空前关闭。 b) 包覆疏水、包覆疏水总门开启；顶棚过热器疏水门开启。 c) 省煤器空气门、省煤器放水门、定排门关闭。 d) 高、低压旁路关闭。6.1.2.7 检查制粉系统所属设备符合启动前要求（油位、油温、冷却水正常）。6.1.2.8 检查轻油系统的阀门位置已符合轻油系统循环要求。6.1.2.9 检查吹灰器已全部退出炉膛，炉腔烟气温度探针完好可用，且退出炉膛。6.1.2.10 各部分膨胀指示器安装齐全，位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨胀的杂物及设施存在，并记录初始数值