240吨流化床炉运行规程

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第一章锅炉设备系统简介

第一节锅炉设备规范及特性

1.锅炉设备规范序号123456789101112131415161718192021222324252627282930

2.热平衡

参数锅炉型号额定蒸发量t/h锅筒工作压力MPa额定蒸汽压力MPa额定蒸汽温度℃给水温度℃热风温度℃炉膛出口温度℃排烟温度℃排渣温度℃锅炉效率%锅炉容积热负荷（BMCR）KW/m3锅炉断面热负荷(BMCR)KW/m3最低不投油稳燃负荷锅炉宽度(包括平台)mm锅炉深度(包括平台)mm锅筒中心线标高mm锅炉本体最高点标高mm运转层标高m汽包中心标高m最大件重量T点火方式减温方式除渣方式给水调理方式脱硫效率%脱硫剂掺烧钙硫比空预器出口SO2浓度mg/Nm3空预器出口NOX浓度mg/Nm3空预器出口粉尘浓度mg/Nm3地震烈度制造厂家济南锅炉集团投产年月：2023年9月名称形式及规格YG-240/9.8-M524011.49.8540205184/155890136≤10091.5%104.53410.530%额定负荷21200(含副钢架)26780(含副钢架)4140050380841.467床上、床下动态点火喷水减温干式除渣喷水减温902．2317．52487798VI度出厂年月：2023年4月1

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项目排烟热损失化学未完全燃烧损失机械未完全燃烧损失散热损失灰渣物理热损失锅炉效率设计燃煤耗量3.安全门技术规范

名称汽包安全门过热器安全门4.燃料特性名称收到基碳收到基氢收到基氧收到基氮收到基硫台数21符号q2q3q4q5q6ηB单位%%%%%%t/h数值6.1480.011.6380.70.79690.3632.73规格PAT-7414FPAT-749F控制参数11.99Mpa10.29Mpa排汽量261.36t/h89.691t/h符号CarHarOarNarSar单位%%%%%设计值43.853.0597.6321.0550.4校核值312.810.10.550.61487.921.011.5>1400>1400>1400收到基灰份Aar%40全水份Mar%4.0枯燥无灰基挥发份VrKJ/Kg24.00低位值发热量Qnet.v.ar17.0哈氏可磨系数Kkm1.23灰的变形温度DT℃1347灰的软化温度ST℃1490滚动温度FT℃>14904.1煤的入炉粒度要求：粒度≤13㎜4.2点火及助燃用油:锅炉点火用油：-10#轻柴油序号分析项目单位标准要求110%蒸余物残碳%≧42水分%痕迹3运动粘度mm2/s3.0～8.04闭口闪点℃≦65试验方法GB/T268GB/T260GB/T265GB/T2612

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5灰份%≧0.0256硫醇硫含量%≧0.017机械杂质%无8硫含量%≧0.29凝点℃≧05.灰渣特性名称符号单位设计值二氧化硅SiO2%51.04三氧化二铝A12O3%18.85三氧化二铁Fe2O3%3.76氧化钙CaO%9.49氧化钾K2O%1.46.石灰石特性石灰石的入炉粒度要求：粒度≤2mm。名称符号单位设计煤种氧化钙CaO%51.6氧化镁MgO%2.02氧化铁Fe2O3%1氧化硅SiO2%0.78水份H2O%7.汽水品质锅炉给水质量标准

名称单位数值GB/T508GB/T380GB/T511GB/T380GB/T510校核值校核煤种硬度氧含量铁含量铜含量石油产物含量氨及其化合物含量PH值硅酸化合物含量锅炉正常排污率8.饱和与过热蒸汽的质量标准

名称umo1/Lug/Lug/Lug/Lmg/Lug/L≤2.0≤7.0≤20≤5≤0.3≤10~508.8-9.3ug/L≤80≤2%单位数值钠化合物含量硅酸化合物含量ug/kgug/kg≤10≤203

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铁化合物含量铜化合物含量导电率ug/kgug/kg25℃经氢离子交换后≤20≤5≤0.3us/cm过热蒸汽品质标准除能满足上述指标外,还应满足配套汽轮机进汽的品质要求。

其次节构造概述

本锅炉是一种高效、低污染的新型锅炉，该炉采用了循环流化床燃烧方式，其煤种适应性好，可以燃用烟煤、无烟煤、贫煤，也可以燃用褐煤、煤泥、煤矸石等低热值燃料，燃烧效率达95-99%，由于采用分段方式，可大幅降低NOX的排放，特别可燃用含硫较高的燃烧料，通过向炉内添加石灰石，能显著降低SO2的排放，亦可降低硫对设备的腐蚀和烟气对环境的污染，另外灰渣活性好可以做水泥等材料的掺合料。

本锅炉为高温高压、单汽包、自然循环水管锅炉。采用膜式壁、高温旋风分开器，床料回送装置、流化床组成的循环燃烧系统。炉膛为膜式水冷壁结构，炉膛中上部设有屏式过热器和翼形水冷壁，过热器分III级布置，中间设II级喷水减温器，尾部设三级省煤器和一、二次风预热器。

本锅炉为半露天布置，炉顶布置遮雨板，运转层标高为8M，锅炉的构架全部为金属结构，当使用于地震烈度>7度的地区，应对锅炉钢结构进行加固。1、锅筒

锅筒内径为1600mm，壁厚为100mm，筒体全长12564mm筒身由P355GH钢板卷焊而成，封头采用同种材质钢板冲压而成。

锅筒内部装置由旋风分开器、水清洗装置、顶部均流板分开器、连续排污管、加药管等组成。旋风分开器直径为ф315，共36只。

由旋风分开器出来的蒸汽经过水清洗装置穿过锅筒顶部的均流板分开器，然后由饱和蒸汽引出管引入过热器系统。

在集中下降管进口布置了十字挡板，用以改善下降管带汽及抽空现象。锅筒上除布置必需的管座外，还布置了再循环管座，吹灰管座，备用管座。

为防止低温的给水与温度较高的锅筒筒子壁直接接触，在管子与锅筒筒壁的连接处装有套接头，给水进入锅筒之后，一部分分派到水清洗装置，另一部分进入水容积中，给水沿锅筒纵向均匀分布。

锅筒内正常水位在锅筒中心线下180mm处，最高最低安全距离正常水位为上下各

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50mm，锅筒上装有两只就地水位表及两只电接点水位表及平衡容器4套，可把锅筒水位显示在操作盘上并具有报警的功能。另外，锅筒还配有备用水位管座，可用于装设水位记录仪表，与电接点水位计共同监测水位。

为保障蒸汽的品质，降低炉水的含盐浓度，锅筒上装有连续排污管和炉内水处理用的加药管，排污率为1%。所有取样点均为焊接并提供一次门、水位平衡容器等。

锅筒通过两套悬吊装置悬挂于炉顶钢架上，可沿轴向自由胀缩。2、水冷系统

水冷壁、炉顶均由膜式壁组成，通过水冷上集箱上的吊杆悬挂于钢架上，炉膛横截面为5280×10240mm2；炉顶标高为37740mm，膜式水冷壁由ф60×5和6×20.5mm扁钢焊接而成。燃烧室为ф60×5的膜式壁管组成，其上焊有固定耐火材料用的销钉，燃烧室上部与炉膛膜式水冷壁相接，下部与水冷风室及水冷布风板相接。水冷风室由膜式水冷壁钢管组成，内焊销钉，以固定耐火材料，水冷布风板由ф60×5钢管及6×101扁钢组焊而成。在扁钢上开有小孔与风帽相接。

炉膛部分分成左、右、前、后四个水循环回路，引汽管由ф159×12及ф219×16的钢管组成，5根ф325×25的下降管由锅筒引出后布置在炉前，再由ф159和ф133管子引入各下集箱。在炉膛中上部处，布置有三片翼片水冷壁，各屏弯头部位敷设浇注料以防磨。

以上所用管材均为20G（GB5310-1995）无缝钢管。3、过热器

本锅炉过热器分三级布置，分别由顶棚管过热器、低温蛇形管系、屏式过热器、高温蛇形管系组成，饱和蒸汽由锅筒上的饱和蒸汽连接纳引入顶棚管、再进入悬吊管进口集箱，由悬吊管引入低温过热器；经过第一级喷水减温器减温引入炉膛中上部的屏式过热器，再引入高温过热器低温段，加热后经其次级减温进入高温过热器高温段，最终进入高过出口集箱。过热器蒸汽由高温过热器出口集箱引入炉顶集汽集箱，经主汽阀送往汽轮机。

低温蛇形管系、高温蛇形管系均由ф38的管子组成，为降低磨损均采用顺列布置。过热器系统采用喷水减温。减温器置于屏式过热器之前及高温过热器的高温段和低温段之间，这样既可保证汽轮机获得贴合要求的过热蒸汽，又能保证过热器管不致于因工作条件恶化而烧坏。

为保证安全运行，低温过热器采用20G和15CrMoG（GB5310-1995）的无缝钢管，屏

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煤风己投入;将变频调至适当（最大），确认给煤机运行正常后，开启称重给煤机入口隔离插板，调整称重给煤机变频器至所需转速，检查给煤机运转状况良好。

给煤机停运时应先关闭称重给煤机入口隔离插板，调整变频减小输送皮带转速，确认原煤走空后，调整变频至最小中止称重给煤机运行，关闭出口隔离插板。

第三节冷渣器

1主要技术参数序号12345678910名称型号额定排渣量进渣温度排渣温度进渣粒度冷却水质进水温度出水温度水阻进水压力生产厂家2主要特点：

连续排渣，变频调速，有利于锅炉稳定运行；冷渣完全，热回收率高，排渣温度低于80℃，高效节能；设备结构紧凑，体积小，易安装；磨损小，功耗低，使用寿命长。3使用方法：

3.1冷渣器启动之前，减速机内部应加注润滑油，测电动机绝缘并送电，检查仪表等是否正常，选择控制方式，并确认变频器面板控制方式与所选择的是否一致。

3.2冷渣器的冲洗：开启冷渣器回水排污门排地沟，关闭冷渣器回水总门，开启冷渣器进水门，使流量大于设定值。

3.3启动电动机，使滚筒转速保持在0.5转/分，直到排污门处的水质达到锅炉进水标

参数HBSL-新Ⅳ-81～8T/H≤1000℃≤80℃0～30mm序号1112131415名称进出水口径冷却水量/吨渣减速机传动方式变频器配用电机电机电流变频器滚筒额定转速出渣口径进渣口径参数Ф50mm脱盐水3.5t/h凝结水5t/hBWED142-473-1.5KW齿轮ACS1401.5KW2.2AACS1400～2转／分360×120mmФ219mm硬度≤0.0316脱盐水或凝结水≤45℃≤95℃≤0.05MPa≤1.6Mpa17181920山东章丘圣火科技有限公司11

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准。确认转子转动方向是否与设备上指示方向一致。

3.4投渣运行：全开冷渣器进出口回水门，开启冷渣器进出口进水门，使流量达到流量控制器的设定值。关闭冷渣器回水管上的排污门，启动电动机，使滚筒转速保持在0.5转/分。开启进渣管上的插板门，热炉渣进入冷渣器。用30～60分钟的时间把冷渣器转速缓慢增加到所需排渣量的转速。此时密切注意冷渣器的出口水温，并控制在85℃以内，超过85℃，应马上降低滚筒转速或中止转动。

3.5冷渣器启动之后，检查电动机，各仪表运行状况是否良好，发现异常状况马上处理。3.6冷渣器停运：关闭变频器切断电机电源，冷渣器停运，1小时后关闭冷渣器进水门。4运行本卷须知：

4.1冷渣器启动之前，必需先切换好供、回水系统的分派阀，然后全开冷渣器回水门，再开启进水门，使冷却水流量达到设定值；进水口压力小于0.8Mpa。

4.2冷渣器中止时，应保持冷渣器内有一定的冷的渣量，以免再次启动时因瞬时排渣量过大而影响冷渣器和锅炉的正常运行。

4.3冷渣器停运一小时后停冷却水，并注意低压除氧器水位。

4.4为了使锅炉和冷渣器稳定正常运行，尽量采用连续排渣的运行方式。5故障与排除

故障现象故障原因进渣口有大焦块堵塞出渣口不出渣锅炉出渣管有大焦块堵塞或渣量小冷却通道堵塞或部分堵塞冷却水进、出口进渣管或冷却通道堵塞温差小冷却水量过大排除方法关闭闸板门，由事故放渣门清理大焦块开启事故放渣门，清理渣管大焦块关闭闸板门，拆下冷渣器进渣管将堵塞物清理清白处理方法同1适当降低冷却水量适当增加冷却水量或降低冷渣器转速马上中止冷渣器运行,通入冷却水通入冷却水根据故障显示，清除故障复位变频器超出额定排冷却水出水温冷却水量过小，度过高（高于渣量85℃）冷却水中断冷渣器不能启没有冷却水动变频器故障12

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变频器没有接通电源变频器参数设定不对前、后动静结合处磨擦电动机过载减速机、电动机损坏托轮轴承缺油或损坏后轴承进灰或缺油接通电源按控制箱说明书设定好参数调整间隙清洗或注油维修或更换注油或更换第四节燃油系统

1我厂锅炉共用一套燃油系统，有两台供油泵，燃油经油泵加压后，经母管送至各锅炉油系统，分别向锅炉床下油枪，床上油枪供油。

2泵机的启停采用就地启停方式，根据油压一备一用，或两台共用。其系统油压由手动回油调理阀来调理，点火油为-10＃轻柴油。3油泵设备技术参数：

数型号量供油泵2台3G42×6A卸油泵1台2CY18/0.36供油泵前2个U型DN-50置过滤器卸油泵前1个U型DN-100置过滤器4油枪规范

名称床下油枪床上油枪数量2支4支油枪位置风室后侧点火器床上插入油枪出力800Kg/h400Kg/h额定油压2.45MPa1.96MPa名称介质-10#轻柴油流量出口压力防爆电机型功率（m3/h）（MPa）号KW4.24YB160M-411180.36YB132M-65.53.5~515~25点火柜就地操作使用说明：

1检查各截止阀是否在开位置，电动调理阀是否在关闭位置；给点火柜送电（由电工或仪表工操作）。

2将“自动/就地〞开关打到就地，此时“就地〞灯亮。

3确认油枪与点火器位置，油阀及吹扫阀状态是否正确，并试验它们是否能顺利执行，如不正常联系检修处理。

4待一切正常后，开启就地来油总门，通知控制室开总油路点火油量调理阀，用就地回

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油门调理供油压力控制在规定值内。5进油枪，投入点火器。

6长按“点火〞按钮进行点火，此时“点火指示〞灯亮，并有啪啪的点火声。7在按住“点火〞按钮时紧接着按“油阀开〞进行喷油，10~30秒内，如点火成功，火检“有火〞指示灯亮；

8松开“点火〞按钮，紧接着按“点火器退〞，点火成功。待不需用油时，关油阀，开空气吹扫约5分钟后中止吹扫，退油枪。关总油路点火油量调理阀、电动来油总门、手动吹扫总门，投油升温操作终止。

910~30秒后，如火检“有火〞指示灯还不亮，说明点火未成功，应紧急按“油阀关〞中止喷油，同时松开“点火〞按钮，开吹扫阀进行吹扫约5分钟后中止吹扫，找出失败的原因并处理后，进行下一次点火。

第三章锅炉机组检修后的检查和试验

第一节检修后的检查与验收

锅炉机组在新安装或检修后，热力工作票必需全部注销，运行人员应详细了解设备异动状况，对设备进行全面检查验收。1锅炉外部检查

1.1检修用的脚手架及其它材料、工具和垃圾等应全部清除清白。1.2锅炉风室防爆门应完整无损。

1.3炉顶和运转层各通道、地面及运行层周边清洁无杂物且通道安全、畅通。1.4各部照明完好，事故照明可靠。

1.5平台、楼梯、围栏、盖板应完整，符合安规要求。

1.6各处挡板、连杆应灵活好用，各部销子稳固，铭牌及开关指示应齐全、确凿、明显。1.7各吹灰设备配套齐全，经试运无故障。1.8锅炉设备附近的消防用具完好且有足够数量。1.9各膨胀指示器应完整，指示正确，刻度明白。

1.10锅炉机组内的支吊架完好，管道保温完整，炉墙及各风道烟道完整严密无裂缝。1.11各风机风门挡板在关闭位置。观测孔、检查孔、人孔门开关灵活，关闭严密，固定牢靠。

1.12盘面清洁，DCS各种指示与实际相符。

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1.13通讯设备、联系信号、常用工具、表格记录本齐全。1.14所有检修工作票注销。

1.15安全门正常投入，检查排汽管连接稳固。2锅炉内部检查

2.1燃烧室、旋风筒、烟道、风道等内部检查无人，清洁无杂物。2.2各受热面完整无损且无结焦、积灰现象。

2.3燃烧室（包括风室）、旋风分开器、返料器的耐磨耐火材料无明显裂纹及起壳现象。2.4布风板、冷渣器和返料器内无杂物。2.5风帽无堵塞、损坏。

2.6燃料给煤口不应有断裂现象，二次风喷嘴应完好，无结焦。3汽水系统检查

3.1检查汽水系统阀门的法兰、大盖螺丝应稳固，无松动，保持完好，盘根应有足够的压紧余隙，手轮完整，固定稳固，阀杆清白，无弯曲及锈蚀现象，开关灵活。3.2各放水门、疏水门及空气门应完好并处于相应的位置。

3.3汽包人孔门完整无松动，各承压件无泄漏现象。检修时加装的堵板应拆除。3.4在DCS上试开各电动门、执行器，开关应灵活，连杆稳固，开关方向正确，开度指示与现场相符。3.5汽包水位检查：

3.5.1汽水连通管畅通，保温良好。

3.5.2就地水位计密封完好，刻度明了确凿。电接点水位计完好可靠。3.5.3汽门、水门及放水阀严密不漏，开关灵活。3.5.4水位计照明充足。

3.6启炉时，汽水系统各阀门开度，位置按“启炉时各阀门位置表要求执行〞（第四章其次节）。4主要辅机检查

4.1保护罩完整、稳固，靠背轮连接良好。

4.2地脚螺丝齐全、紧固，运行平台上清洁，无杂物。4.3轴承冷却水畅通，水量充足。

4.4轴承润滑油清白，油位正常、无漏油。4.5事故按钮完好、可靠。

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4.6各风机、电机轴承和电机线圈温度表应齐全好用并投入，DCS上指示正确。4.7各风机消音器入口滤网应完整、无杂物。

4.8风机出入口挡板及执行机构动作灵活，开关方向正确，开度指示与DCS上指示一致。入口挡板应关闭严密。

4.9电机绝缘合格，接地线完好，送电备用。4.10辅机现场照明充足，环境整齐。

4.11联系热工，确认一次元件完整良好，且与DCS联调完毕。5燃油系统检查：

燃油系统及系统上的管道、阀门无漏油现象，油枪雾化良好，点火枪完好、可靠。床上枪进退灵活，热烟气发生器应完好无损。

6给水除氧、给煤、排渣、除尘器、空压机、输灰渣等系统启动前的检查，按相关规定检查合格。7阀门、挡板试验7.1电动门试验：

7.1.1确认试验阀门对运行系统无影响，联系热控人员及检修人员到场。7.1.2电源己送上，信号指示正确。

7.1.3确认阀门在关闭位置，DCS画面指示正确。

7.1.4置于就地位置，开关灵活，行程到位。再置于远程位置。

7.1.5在DCS上操作电动全开、全关阀门一次，检查开、关显示信号正确、开关灵活、方向正确，并记录全行程开关时间。

7.1.6试验终止如为力矩限位阀门，试验后不可再手动。7.2电动调整门试验

7.2.1确认试验阀门对运行系统无影响，联系热控及检修人员到场。7.2.2电源送上，信号指示、开度指示正常。

7.2.3用DCS调整，分别进行休止和连续开、关行程各一次，核实信号（反馈）指示、开度指示相符，方向正确，行程到位。7.3档板的试验：

7.3.1确认试验档板对运行系统无影响，联系热控及检修人员到场。7.3.2电源送上，信号指示、开度指示正常。

7.3.3将操作开关置于就地位置，开关灵活，行程到位。再置于远程位置。

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7.3.4检查各档板执行机构的切换把手在电动远程位置。

7.3.5调整DCS上相应档板，分别进行休止和连续开、关行程各一次，核实信号（反馈）指示、开度指示相符，方向正确。7.4本卷须知：

7.4.1试验时近、远程应有人监视，并做好开、关全程时间及角度记录。7.4.2执行机构连杆及销子无松动、弯曲和脱落。

7.4.3试验过程中，发现异常应中止试验，查明原因并清除后重新试验直至合格。7.4.4试验完毕，应将试验结果及发现问题做好记录。

7.4.5试验过程中，应有专人就地监视阀门及档板动作状况，其中电动门应手动验证全开、全关位置的正确性。档板应开启人孔门检查实际动作状况是否与就地标记及远方操作相符。

7.4.6己投入运行的系统设备阀门，在未有有效隔绝和对运行有影响时不得试验。

其次节水压试验

1锅炉大小修或局部承压部件检修后，须进行水压试验，以检查受热面，汽水管道及其阀门的严密性；特别状况下须做超压试验，应经总工程师批准。水压试验压力值规定：1.1工作水压试验：11.4MPa1.2超压试验：14.3MPa2水压试验范围

2.1汽包及附件、人孔门、管座等。

2.2水系统：下降管、导水管、布风板水冷管、水冷壁及其进出口联箱、导汽管、翼形水冷壁、省煤器及其进出口联箱、水冷套及其进出口联箱、给水管、再循环管等。2.3过热器系统：饱和汽引出管、顶棚包覆管过热器、吊管、低温过热器、屏式过热器、高温过热器，各级过热器进出口联箱、各级过热器连通管道、减温及主汽门前过热蒸汽管道。

2.4锅炉范围内管道：一、二级减温水管、事故放水管、定连排管、疏放水管、安全门、水位计、压力表，汽水取样等一次门前的管道及阀门。（安全门、水位计只参与常压试验，不参与超压试验）3准备工作

3.1在锅炉承压部件检修完毕，汽包、联箱的孔门封闭严密，汽水管道及其阀门附件连接完整，堵板拆除后进行。

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3.2司炉在上水前，应详细检查锅炉承压部件的所有热机检修工作票已经终结或注销。检修工作负责人及工作许可人共同确认与试验设备有关处无人工作。3.3锅炉值班员应当做以下工作：

3.3.1通知检修人员将所有安全门锁定（做超水压试验时解列所有安全门）。

3.3.2检查关闭锅炉所有疏、放水门、排污门，取样一次门、主蒸汽电动门、旁路门。3.3.3开启本体空气门，汽包就地水位计投入（超压试验时应解列）。3.3.4通知化学备足试验用除盐水，并关闭各化学取样二次门。3.3.5若炉内原有水，应进行化验，假使不合格，应全部放掉。3.3.6联系汽机关闭汽机侧主汽门，开启门前疏水门。3.3.7检查完毕，准备工作终止，汇报值长，开始锅炉上水。4锅炉水压试验上水的水质、温度、时间要求4.1上水必需是合格的除盐水。

4.2上水速度均匀缓慢，控制汽包上下壁温差＜40℃，上水温度5℃＜t＜100℃,且与汽包壁温差不超过112℃。

4.3上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。5水压试验操作：

水压试验上水采用主给水旁路上水法，汽包满水后，关闭对空排汽阀，炉顶各空气门出水后关闭，水上满后可进行锅炉整体水压试验。5.1操作步骤：

5.1.1验证给水泵已运行，验证给水管路压力正常。

5.1.2就地手动缓慢开启主给水调理阀后旁路电动阀，以不超过0.3MPa/min的速度缓慢升压，应控制汽包上下壁温差不超过40℃，（超压试验时，压力升至工作压力后，以不超过0.2MPa/min的速度升压）当压力升至2MPa时应中止上水。经检查无明显缺陷，继续升压。

5.1.3汽包压力升至11.1MPa时，关闭进水阀，通知有关人员进行全面检查，查看有无泄漏和其它异常状况，并做好记录。5.1.4保持工作压力5min，做好详细记录。

5.1.5待有关人员鉴定合格后，微开一只排污门降压，降压速度＜0.5MPa/min。5.1.6待压力泄至零后，化验水质，如不合格，开启空气门，疏水门，排污门进行放水。水质合格，如近几天需点炉，放水至点火水位，否则，做好相应保养工作。

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5.1.7上水前及终止后均应记录膨胀指示各一次。5.2水压试验合格标准

5.2.1在试验压力下保持5min，无压降现象。

5.2.2承压部件无漏水现象。所有焊缝不应有任何渗水、漏水或潮湿的现象。5.2.3承压部件水压试验后没有剩余变形。5.3水压试验本卷须知：5.3.1有关领导、人员必需到位。

5.3.2上水、升压、降压过程应有专人负责，升降压应缓慢、平稳，要有专人监视压力。5.3.3通讯、照明、工具等要齐全。

5.3.4水压试验时，以汽包就地压力表指示为准，必需有两只以上不同取样测点的经校验的标准压力表投运，以便进行校对。

5.3.5试验时，解列不参与试验的部件；工作压力时，解列过热安全门；超压试验时，解列就地水位计、平衡容器水位计和过热器、汽包安全门。

5.3.6水压试验时，环境温度应不低于5℃，否则必需采取防冻措施。

5.3.7严格控制汽包壁温差最大不超过40℃，必需监视最低汽包壁温与水温以保证水压试验在金属脆性至塑性转变温度以上完成。

5.3.8水压试验前，汽轮机侧应做好主蒸汽管道的隔绝措施，防止炉水进入汽机侧。5.3.9上水过程中，若发现水击应马上中止上水，待水击消除后再继续上水。5.3.10上水前后应记录膨胀指示各一次。

5.3.11水压试验升压后，在受压设备区域内，无关人员不得停留，进行超水压试验时，不许进行任何检查，待压力降至工作压力以下后，方可进行检查。

第三节转动机械试运行

1.机械设备及电气部分的检修工作己全部完成，工作票己全部终止。2.各主要辅机在转动前必需单项联锁保护试验正常，并全部完成。

3.大修或检修后的转动机械必需经试运行，以验证其工作的可靠性，试运应良好，验收合格后，方可正式投入运行。试运行连续时间，新安装的不少于8小时，大小修后的不少于30分钟。

4.转动机械试运行时，检修人员应到场，试运行的操作均应由运行人员根据检修工作负责人的要求进行，并做好试运状况记录。运行人员监视启动电流和记录启动电流在最大

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值时的持续时间及正常电流值。5.试运前的检查：

5.1对试验的辅机设备进行全面检查。

5.2各有关仪表、报警及保护投入，辅机电机、轴承温度指示正确。6.试验条件及要求：

6.1辅机电气及控制回路检修后，必需进行辅机启停开关及事故按钮的试验。6.2试验前机械设备及电气部分的检修工作应全部完成，工作票己终止。并按启动前检查合格，联系送电。

6.3在DCS画面与就地盘均能操作的辅机应分别进行试验。6.4启动10KV高压电机的转动机械，现场必需有专职人员监视。6.5给煤机不应带负荷试转，需预先将入口隔离插板关闭严密。6.6风机试运后，将运行结果及试运过程中出现的问题做好记录。7.试运程序：7.1电机试运：

7.1.1将各辅机电气及热工回路送电（10KV以上设备开关在试验位置），试验前检查电气、热工仪表齐全合格。

7.1.2将联锁全部解除，分别启动辅机设备，DCS画面相应设备变为红色，中止时为绿色，分别按下各事故按钮，事故声光报警，相应设备跳闸，将各设备复位。事故按钮试验可与联锁试验一同进行，也可单机进行。事故按钮运行中的使用条件和要求：

A出现严重危机或发生人身事故，需紧急中止机械转动方可解除时。B电动机冒火、冒烟，辅机烧瓦，振动过大，可造成事故扩大时。C按事故按钮时，应按住1-2分钟，防止开关重合而造成事故扩大。

7.1.3电动机没有与机械部分连接前应单独试转，确认转动方向和事故按钮工作可靠后方可带机械部分试转。7.2带机械部分整体试运：

7.2.1检查完毕后，关闭辅机调整档板（引风机、送风机入口关、出口开）。

7.2.2启动风机待电流正常后，确认转动方向正确，逐渐开启档板，直至全开为止。电流不得超过额定值，且无大幅波动。

7.2.3试转时，保持适当炉膛负压，试转完毕后，先关闭风机出入口档板，然后中止风

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险或得到领导批准后方可离开。

6在处理事故时，不得进行交接班，必需等事故处理完毕后，才能交接班，接班人员应协助当班人员处理。

7当发生在本规程中没有列举的事故状况时，运行人员应根据自己的判断，主动采取对策迅速处理。

8单炉、单机运行时，关主汽门必需取得值长同意。

9发生事故时进行工作联系，讲话必需明白精练，讲话后应由对方复诵一遍。10本炉自动化程度高，当发生事故时，自控监测系统将发生一系列反应，全体操作人员必需严密监视各自动变化状况，判断并决定是否手动干预。11在处理事故时，非操作人员一律退出事故现场。

12主操与副操应协调协同，处理事故迅速，副操在每项操作后要向主操作汇报。13在发生事故时，首先要消除对人身和设备安全的危害。

14事故处理完毕后，应作详细记录，对于重大事故要保护好现场，以便调查研究。

其次节紧急停炉

1具有以下状况之一者应紧急停炉：

1.1锅炉严重缺水，水位降到水位计最低可见水位以下，经加大给水30秒钟内不能恢复时。

1.2锅炉严重满水，水位超过水位计最高可见水位，经减小给水30秒钟内不能恢复时。1.3所有的水位计损坏，无法监视汽包水位。

1.4省煤器、过热器、水冷壁管、主给水管道发生爆破，不能维持锅炉正常水位。1.5燃料在烟道内发生再燃烧，使排烟温度不正常地升高至250℃。1.6锅炉压力超越极限值，安全门拒动，且对空排汽门不足以泄压。1.7汽水管道或汽水阀门破碎，造成大量泄漏，危及人身和设备安全。1.8流化床严重结焦，不能维持正常燃烧。1.9达到MFT动作条件而保护拒动。

1.10锅炉炉墙破碎且有倒塌危险，钢梁烧红，危及人身和设备安全。

1.11当热控DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏〞或“死机〞），且无可靠的后备操作监视手段时。

1.12热控仪表电源中断，无法监视、调整主要运行参数。

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1.13其他异常状况（如火灾等）严重要挟锅炉安全时。2紧急停炉的步骤：

2.1验证各分联锁投入后，应马上手按“紧急停炉〞按钮，确认各风机、给煤机跳闸，挡板关闭。

2.2若停炉后5分钟内不具备恢复条件，应按停炉后的冷却执行。若因尾部烟道再燃烧，阻止通风。若炉管爆破停炉时，应保存一台引风机运行。

2.3加强对汽温、汽压、水位的监控，其余部分参照规程中相关事故的处理方法。

第三节申请停炉

1具有以下状况之一者应申请停炉：

1.1锅炉主要承压部件泄漏，能基本维持汽包正常水位。

1.2锅炉汽温或受热面壁温超过极限时，经多方调整和降负荷，仍无法恢复正常。1.3锅炉结焦或返料器结焦，虽经处理仍难以维持正常运行。

1.4锅炉给水、炉水或蒸汽品质、汽温严重低于标准，虽经处理仍难以恢复正常。1.5锅炉内的耐磨耐火材料脱落。1.6锅炉汽包所有的远程水位计损坏。

1.7锅炉汽水管道一次阀泄漏，要挟人身或设备安全。1.8当床温≥1050℃，经调整无效且有上升趋势。2处理步骤

2.1经请示同意后，按正常停炉或压火操作进行。

2.2申请停炉未获同意前，加强监视，巡检，已列举的事故参照相关章节进行处理。

第四节MFT（主燃料跳闸）动作

1现象：

1.1MFT动作报警，事故警灯亮，事故警铃响。1.2所有给煤机切除。

1.3若MFT1动作：所有风机、给煤机、冷渣器跳闸，锅炉处于压火状态。1.4若MFT2动作（两台一次风机跳闸引起）：所有二次风机、给煤机跳闸。

1.5若MFT3动作（两台引风机跳闸引起）：所有给煤机、一、二次风机、返料风机、冷渣器跳闸，锅炉处于压火状态。1.6汽温汽压下降，床温下降。

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1.7母管制时蒸汽流量下降（单元制时上升）。1.8汽包水位先下降后上升。2原因：

2.1同时按下操作盘上两个紧急停炉按钮。2.2床温＞1050℃或＜500℃。2.3炉膛压力＞100Pa或＜-350Pa。2.4汽包水位＞150mm或＜-100mm.2.5主蒸汽温度＞550℃或＜520℃。2.6汽包压力＞12.4MPa或＜10.5MPa。以上各项在保护投入时将引发MFT1。3处理：

3.1马上解列有关自动，检查MFT动作程序是否正确，否则手动中止应跳闸而未跳闸的设备。复位所有跳闸设备开关，手动复位MFT。

3.2调理给水量，维持汽包水位正常。调理减温水量，控制汽温，必要时开启过热器疏水。

3.3关闭所有风门、挡板、孔门，减少热损失和防止因漏风而造成床层、返料器结焦。3.4迅速查明锅炉跳闸原因，采取相应措施处理。各岗位检查设备有无异常，做好重新启动的准备工作。

3.5若MFT动作原因短时间内可以查明并消除，可按热启动方式启动锅炉。否则应按停炉热备用处理。

第五节锅炉系统异常和处理

一、床温异常1现象：

1.1炉内各温度显示异常。1.2发出床温高、低报警。1.3主汽压力、温度发生变化。1.4就地观测炉内亮度发生变化。1.5炉膛上部及出口温度发生变化。

1.6床温高时，料层可能结焦，严重时引起流化不良，造成大面积结焦。

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2原因：

2.1测温元件或二次仪表装置故障。

2.2给煤机运行不正常，给煤机故障。给煤不均匀。2.3风机异常，风量异常，造成风量配比异常。2.4排渣故障，或其他原因造成料层差压远离规定值。2.5运行人员操作调整不当，造成流化不良。2.6水冷壁泄漏。

2.7返料系统故障或返料器工作异常。2.8煤质、粒度发生变化。3处理：

3.1调整风煤比例，床温高时加大一次风量，减少给煤量。床温低时，加大给煤量，减少一次风量。稳定燃烧，控制床温至850-950℃。3.2如MFT动作，按MFT动作后有关规定处理。

3.3控制料层差压在正常范围内，如冷渣器故障应及时处理。

3.4检查给煤机运行及控制正常，否则联系检修，处理过程中加强监视，保持燃烧稳定。3.5如测点发生故障，应及时通知热工处理。3.6如水冷壁泄漏，按水冷壁泄漏有关规定处理。3.7床温过低，致使锅炉燃烧不稳时，应投入油枪助燃。二、料层差压异常1现象：

1.1料层差压、风室压力显示异常。1.2料层差压高、低报警。1.3床温发生变化。2原因：

2.1料层差压测点故障。2.2运行人员操作不当。2.3流化一次风量不正常。2.4排渣量过大或过小。2.5煤质、原煤粒度变化大。2.6炉内结焦，流化不匀。

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2.7返料异常。3处理：

3.1料层差压过高，加大排渣。过低，减小或中止排渣，使料层差压恢复至正常。3.2如测点故障，联系热工处理。

3.3煤质变化或原煤粒度变化，调整一、二次风配比适应煤质变化。3.4炉内结焦，按结焦规定处理。3.5返料异常，及时检查调整处理。

3.6如排渣异常，应及时调整处理。检查冷渣器工作是否正常，落渣管是否畅通，如有异常及时处理。

三、物料循环倍率大幅度变化（返料异常）

锅炉运行中床料连续稳定，若大幅度波动应及时检查调整或通知有关人员处理。1检查返料器返料风压是否适当和正常。2检查运行中的返料风机入口是否堵塞。3检查料层差压、炉膛差压、床温是否正确。4检查所有风机工作是否正常，风压、风量有无变化。5检查床体温度是否迅速升高。

6检查返料风机出口风门开度是否正常，返料风母管压力；返料器风室压力；料腿压力、温度；分开器入口温度是否正常。四、锅炉缺水1现象：

1.1DCS水位显示低于正常值，低水位报警。1.2就地水位计指示低于正常值或看不见水位。

1.3给水流量不正常地小于蒸汽流量（水冷壁、省煤器泄漏时与此现象相反）。1.4严重时，过热器蒸汽温度不正常上升。

1.5水位低于-100mm时，MFT动作（汽包水位保护投入）。2原因：

2.1运行人员操作不当或监视水位不够。2.2给水自动或手动调整设备不灵。2.3给水阀门故障。

2.4给水泵或给水管路发生故障，造成给水压力急剧下降。

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一、二次风机进口调理门二次风总门给煤机出口手动插板门二次风手动门播煤风入口调理门给煤机入口电动插板门关关关开关关点火器风门炉膛流化风返料器松动风返料器底部流化风返料风机出口门开10％稍开开开2.1蒸汽系统：主汽门经开关试验后关闭，联络门及其旁路门关闭。

2.2给水系统：给水门、给水旁路门及放水门关闭，给水中间门、省煤器入口门开启。为使省煤器不超温，锅筒至省煤器再循环门开启；为保护水冷套，水冷套进口集箱至省煤器进口集箱之间的再循环门以及水冷套出口混合集箱至省煤器出水管之间的再循环门开启。

2.3减温水系统：减温器手动门开启，电动调整门关闭。

2.4放水系统：各联箱的排污门、连续排污二次门、省煤器放水门、事故放水门关闭定期排污总门、连续排污一次门开启。

2.5疏水系统:主汽门前所有的过热器疏水门、减温减压器疏水门及主汽门后的疏水门

开启。

2.6蒸汽及炉水取样门，锅筒加药门开启，加药泵出口门关闭。2.7所有水位计的汽门、水门开启，放水门关闭。2.8所有压力表一次门开启，所有流量表的一次门开启。

2.9所有本体空气门开启﹙给水管空气门可关闭﹚，对空排汽门开启。2.10过热器疏水门在安全门校验前后不得操作。3检查所有的风门挡板,并置以下位置：

3.1引风机；一、二次风机入口挡板经开关试验后关闭，出口挡板开启，返料器风门关闭。

3.2返料器风室风门、播煤风门开启。

3.3返料器底部、燃烧室底部所有放灰门均关闭。

3.4检查燃烧室、料床、返料器等内部无焦渣及杂物；各人孔门、检查门、打焦门及防爆门完整，关闭严密，除灰门开启灵活，置于关闭状态。

3.5检查给水除氧、给煤、冷渣器、除尘器、输灰渣等系统，处于良好的工作状态。3.7检查转动机械、轴承润滑清白；油位正常；开启冷却水门，水流正常，地脚螺丝及安全罩稳固。

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3.8检查点火枪喷嘴有无阻塞，供油、点火系统是否正常。3.9锅炉班长应与有关人员联系，作好以下工作：

3.9.1检查锅炉有关工作票已终结或注销，填写好操作票。3.9.2汽机值班人员：给水管上水。3.9.3电气值班人员：电气设备送电。

3.9.4热工值班人员：将各仪表及操作装置置于工作状态，并负责更换点火用热电偶。3.9.5联系化学运行，除盐水量充足，化验水质合格。

3.9.6联系燃料车间原煤仓上足煤；燃油充足，油泵备用正常，油压稳定。

3.9.7油枪雾化试验、冷态流化试验、各联锁保护试验已进行，记录详细，准备充足。3.9.8准备好足够的点炉材料，沸腾炉渣可燃物要求≧5％，粒度8mm以下。3.9.9值长做好相关专业的联系工作。

第三节锅炉上水

确认锅炉启动前所有检查完毕后，进行锅炉上水。锅炉上水可根据第三章其次节中有关规定进行。

1锅炉上水前关闭锅炉省煤器再循环门，水冷套进口集箱至省煤器进口集箱之间的再循环门以及水冷套出口混合集箱至省煤器出水管之间再循环门。2上水终止后，应冲洗、校对水位计一次。3上水时本卷须知：

3.1上水过程中，必需专人监视水位，并检查汽包，联箱孔门及各阀门、法兰、堵头等是否有漏水现象。当发现漏水时，应中止上水，并联系检修进行处理。

3.2上水完毕后，水位应稳定，若有上升或下降的现象应查原因予以消除。

第四节锅炉点火﹙冷态启动﹚

1点火操作

1.1进行炉内完全清扫，清除一切杂物，插入点火热电偶，热电偶端部埋入料面约100毫米。

1.2在炉底铺设一层0-8毫米的沸腾炉渣，高度约500毫米，厚度要均匀。

1.3关闭炉门，启动引风机、二次风机调整送、引风量，维持炉膛出口负压为50-100pa进行炉膛吹扫。5分钟后启动一次风机调理一次风量，使床料达到微流态化，全开点火风道风门，主风道风门开度适当。

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1.4开启吹扫总阀，分别吹扫启动油枪，吹扫终止后，关闭油枪吹扫阀（吹扫总阀待点火升压终止，油枪吹扫完毕并退出后再关闭）。

1.5启动燃烧器就地控制箱选择遥控或就地操作方式，启动点火油泵调整供油压力不低于2.5Mpa（点火升压期间始终保持供油压力不低于此值）。

1.6按点火柜就地操作使用说明程序依次投入床上油枪，二次风量较小时应注意调整二次风上中下排风门开度，防止堵塞二次风管。1.7现场观测火焰状况正常，检查各管路无泄露。

1.8如点火失败，则重复执行油枪吹扫和启动燃烧器点火程序。

1.9保持各油枪调理阀后油压0.5MPa，缓慢升温2.5-3.5小时后可投入床下枪。注意观测油枪雾化状况，保持炉膛负压-50Pa，调整点火风门及油枪油压，防止烧到前墙及炉底。床上枪着火后，每间隔60分钟油枪调理阀后油压提高0.5MPa到投床下枪时油枪调理阀后油压升为1.5-2.5Mpa。当平均床料温度达到250℃-300℃时应投入床下枪，其油枪调理阀后油压的调整方法与床上枪一致（最高油压可提至2.0MPa并维持），控制风室温度＜700℃；升温速度≧60℃/H。待料层温度升至450℃左右时，启动给煤，适当投煤维持床温稳定上升。当炉温达到900℃左右，停点火燃烧器。适当调整给煤机的转速和一次风门控制炉温在900-950℃2点火期间应注意的问题：

2.1点火初期升压速度要缓慢，升温、升压曲线要平稳，避免温度、压力在短时间内波动过大。

2.2点火初期要加强下联箱放水，使水循环及早建立。2.3点火初期过热器处于无蒸汽状态，要控制好烟气温度。2.4点火要保证在流化状态下进行。

2.5经常检查各部联箱的膨胀状况，发现膨胀受阻应及时处理。

2.6点火期间不应上水，开启三路再循环使炉水在汽包和省煤器及水冷套之间进行循环即可。待点火完成后，根据需要可进行上水，上水前关闭三路再循环。上水时应避免进水量变化过大，使汽包、省煤器承受额外的应力，应保持小水量均匀上水，防止冷水直接进入汽包。

2.7在点火过程中，要注意燃烧状况。若点火不着或灭火，马上关闭油枪，中止供油，吹扫通风后可重新点火，以防止炉膛及烟道内存在可燃物及可燃气体而引发爆炸。

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第五节锅炉升温升压

1升温升压时间：锅炉在冷态启动时，从点火到并汽时间约为6—10小时。2升压

2.1压力升至0.2MPa，关闭炉顶空气门，此时屏过进出口联箱疏水门、集汽联箱疏水门及锅炉至汽机主汽门前的主蒸汽管上的各疏水门仍应一直开启，以保证所有蒸汽回路里的水都能被疏走。

2.2压力升至0.3-0.4MPa时，冲洗校对就地水位计，定排一次。通知化学化验炉水并记录膨胀指示值一次。

2.3压力升至0.5Mpa时，通知检修热紧法兰、螺丝，热工冲洗仪表管。

2.4压力升至1.0Mpa时，根据状况冲洗水位计，全面检查，再记录膨胀指示值一次。2.5压力升至3.0Mpa时，适当开启对空排汽门，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℃。2.6压力升至6.0Mpa时，全面检查，定排一次。

2.7压力升至9.0Mpa时，全面检查一次，做好并炉或校验安全门的准备工作。3投煤

当床温升至420-500℃时（根据煤质状况），可用脉冲法给煤。监视氧量和平均床温根据各给煤口附近床温升降趋势，实施不休止的轮换给煤，即在给煤引燃的过程中应随着各点床温的此起彼伏，不断轮换地进行4台皮带给煤机的启停操作（某给煤口附近的床温上升时开始给煤，反之则中止给煤）直至当某给煤口附近的燃煤完全着火，对应的床温出现连续上升且不下降时，保持该给煤口对应的给煤机在最小出力下连续运行，而其它给煤机仍重复上述操作直至达到均能连续运行。当确认入炉煤整体着火后，应根据床温、蒸汽压力、温度上升状况调整给煤量和风量。当床温达到650℃时可逐次中止床上油枪运行（不可用中断给煤的方法控制床温）。床温在750-800℃停用全部油枪，调整给煤量、一、二次风比，维持底料流化，使燃烧室维持微负压，维持床温850-950℃，控制返料器温度950℃以下，观测返料器工作是否正常。如不正常，查明原因予以消除。中止油泵，投入电除尘器，根据料层差压启动冷渣器。

如为滑参数启炉启机，当主蒸汽压力升至0.196-0.392MPa，主蒸汽温度高于汽机前汽缸调理机下缸温度50℃以上；主蒸汽过热度＞50℃；蒸汽品质合格后联系汽机进行汽轮机的暖机、冲转和升速。当汽机冲转后，锅炉按汽机要求稳定缓慢的升温升压（过热蒸

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汽温升率不大于3.0℃/min，同时保持50℃以上的过热度）。当汽机达到同步转速，维持压力稳定，并网接带负荷。但带负荷速度不能过快，应注意炉、机、电协调控制。当蒸汽温度一级减温出口＞415℃，可适当投入一级减温水。当蒸汽温度二级减温出口＞465℃，可适当投入二级减温水。调整时要适量、平稳，要保证经减温后进入高温过热器的蒸汽温度的过热度＞11℃，避免大加大减，使蒸汽温度波动过大。4升温升压本卷须知：

4.1控制启动燃烧器的燃烧速率，温升应平稳。

4.3点火升压初期炉膛负压不应过大，加强对排烟温度的监视，防止尾部烟道再燃烧。4.4当蒸汽流量大于30%MCR时，关闭过热器疏水门。

4.5升压中注意监控水位，维持正常。经常校对汽包就地和远程水位计。4.6在排汽量大于10%MCR之前，过热器管壁温度必需限制在482℃以下。

4.7根据升温、升压速度，适当调理排汽阀开度，但要保证流量＞10%MCR，使汽温与汽压同步升高。

4.8在升温升压过程中应严格控制锅筒上、下壁温差不大于40℃，如温度有上升趋势时可增大排汽量或加强疏水和加强排污，或降低升温升压速度，特别在0.98Mpa以内更应注意。

4.9在升温升压过程中，过热汽温上升速度每分钟不大于4℃，过热汽温应低于额定值50~60℃,高温过热器壁温不超过550℃，燃烧室出口两侧烟气温差不超过50℃。4.10升压过程主蒸汽压力、温度对应值如下：﹙汽压MPa、汽温℃﹚

汽压0.981.3721.6661.962.452.943.5284.2144.95.7826.6647.6448.82汽温2602803003203403603804004204404604805004.11在升压过程中如因某升压阶段内，未能达到预定汽压时，不应关小排汽升压。4.12在升压过程中应加强监视锅炉各受热、受压部分的膨胀状况，发现异常状况查明原因，必要时中止升压，待消除故障后再升压。4.13升压过程中，应加强对炉火和水位监视。

第六节锅炉并汽

1并汽条件

1.1主汽压力低于母管压力0.05-0.1MPa；若锅炉汽压高于母管压力时，阻止并列。1.2主蒸汽温度不低于500℃；

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1.3汽包水位控制在-30mm；1.4蒸汽品质合格。

1.5锅炉设备正常，燃烧稳定。2并汽操作程序

2.1联系班长、邻炉，通知汽机，准备并汽。

2.2缓慢开启主汽隔离旁路一、二次门，当隔离门前后压力趋于平衡后，开启主汽隔离门，待全开后，关闭主汽隔离旁路一、二次门。

2.3并汽过程中，若发现有水击或汽温速降现象或发生蒸汽管道水冲击时应马上中止并汽，减弱燃烧加强主汽管路的疏水待恢复正常后重新并列。。

2.4并汽时，注意控制好汽压、汽温柔汽包水位，严禁高于系统压力并汽。2.5点火前、并汽后记录膨胀指示一次。

3并汽后，应对锅炉机组进行一次全面检查，并将点火至并列过程中的主要操作及新发现的问题，记录在有关的记录簿内。

3.1以每分钟5%MCR(最大不超过7%MCR)，增加负荷。

3.2在操作中，注意检查蒸汽管道弹簧吊架处于正确的热态位置。4通过减温减压器并汽本卷须知：

4.1减温减压器应在锅炉升温升压期间随压力温度升高进行暖管，并汽时应暖管完毕，疏水充分。

4.2通过减温减压器并汽时，压力调整阀门开启应缓慢，带负荷速度≧5%MCR/MIN（最大7%MCR/MIN）。

4.3投入减温减压器减温水时应小调勤调，谨防并汽后蒸汽温度变化过大。

第七节安全门调整与试验

1安全门试验条件及要求：

1.1锅炉大修后或安全门检修后，必需进行安全门的热态校验，以确保安全门动作确凿可靠。

1.2安全门校验时，必需制订专项措施（包括安全措施）。应由检修、运行人员、技术员、安全员参与。

1.3校验前应检查安全门及其排气管、消音装置完整、稳固，汽包、过热器就地压力表热工校验合格，控制室DCS显示正常，对空排汽门、事故放水门经试验正常。

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1.4校验安全门时，就地与控制室应有可靠的通信途径。

1.5校验安全门过程中，动作及回座压力均以就地机械压力表（标准压力表）指示为准。1.6锅炉应严格依照升压曲线进行正常升压，在升压过程中，严格监视受热面管壁温度不超过允许值。同时应加强对燃烧和水位的监视与调整，防止满水、缺水及超压事故的发生。

1.7升降压主要通过调整燃烧来实现，必要时也可使用对空排汽。升压速度应平稳、缓慢，压力升至动作压力时，应尽量维持压力稳定进行调整。若正确动作，则可采用排汽或调整燃烧的方法降压。当超过动作压力5%仍不动作，应马上降压至规定压力85%以下，重新调整校验，直至合格。当安全阀低于动作压力动作时，应马上降压，使安全阀回座，重新调整直至合格。

1.8不参与校验的安全门应锁定，待校验终止后复原。1.9校验顺序：先校验压力高的，后校验压力低的。2锅炉安全阀校验标准：

2.1安全阀回座压差一般为启座压力的4-7%，最大不得超过启座压力的10%。2.2校验后，检查安全阀应无泄漏，安全阀在运行压力下应有良好的密封性能。3安全阀校验工作的本卷须知：

3.1安全阀校验完毕后，应检查各安全门是否泄漏，所有制动措施是否已全部拆除，排气管、消音器是否完好。

3.2校验完毕后，将校验结果记录入专用的记录本内。

3.3安全阀启座及回座时，汽包水位会发生很大波动，必需加强水位监视工作并作好预调整。

3.4当安全阀不回座时，应迅速采取措施强制回座。如无效时，应熄火停炉。3.5校验过程中如发生异常状况或发生事故时，应终止校验安全门工作。3.6校验过程中，应保证过热器系统有一定的蒸汽流通，以冷却过热器。

3.7校验时，为防止弹簧受热影响动作压力，同一安全阀动作的间隔时间一般应大于30min。

第八节锅炉压火及热态再启动

1一般规定

1.1锅炉停炉时间0～2h内，启动时间1h。

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1.2锅炉停炉时间2～10h内，启动时间2h。1.3锅炉停炉时间10h以上，启动时间6～10h。

1.4当锅炉异常停炉后，床温在600℃及以上时，可不经吹扫直接点火升压；而床温在600℃以下，必需依照冷态启动程序启动。2正常压火

2.1汇报值长，并解列必要的锅炉联锁及自动。2.2逐步减负荷。

2.3床温850～900℃中止燃料。根据料层差压停运锅炉冷渣器。

2.4当氧量增加到正常满负荷的两倍时，迅速按次序逐台停用各风机（或利用锅炉联锁、保护系统联跳各风机），关闭所有风机入口挡板和风量控制挡板。

2.5关闭主蒸汽系统各电动门、联络门，开启过热器疏水门及减温减压器疏水门。解列各减温水系统，继续上水维持汽包高水位。

2.6根据压力下降状况关闭过热器疏水门（保存集汽集箱疏水门开启状态）

2.7通知中止电除尘器电场运行（阻止中止振打、加热系统），输灰渣系统必需确认灰斗无灰、渣；管道吹净后方可中止。3本卷须知

3.1停用风机前，必需使氧量增大到正常值满负荷时二倍，并且氧量还有上升趋势，以防炉内结焦。

3.2停用风机前，观测炉膛内无火焰。

3.3注意保持汽包水位高于正常运行水位，以防止汽包壁温差超过40℃。

3.4停炉后应注意主蒸汽压力、温度的变化，如过热器壁温超温，也可开启对空排汽门或开大过热器疏水。

3.5尽量保持较低的风室压力压火，过高可加大排渣，最正确料层厚度约500mm，阻止在高料层厚度下压火。

3.7压火终止后，若床温上升，料层表面结焦，应开启炉门将焦块扒出炉外。3.8压火期间阻止以任何方式向炉内添加燃料，严禁开启各风门,以防冷风进入，降低床温。

3.9压火时间的长短取决于静止料层温度降低的速度。料层较厚，压火前床温较高，压火时间就长些。只要静止料层的温度不低于600℃就能比较简单地再启动，一般压火能维持8小时。如需延长压火时间，应在炉温不低于600℃之前，将炉子启动一次，使床

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温升起来，然后再压火即可。4锅炉热态再启动

4.1压火时间超过两小时，启动前须放掉两返料器内循环灰，按正常点炉程序启动各风机。

4.2压火后的启动方法是：首先启动引风机和二次风机，调整送、引风量保持炉膛出口负压-100pa，进行吹扫工作。3-5分钟后启动一次风机，瞬时将流化风量调整至正常运行参数，使床料由静止状态转变为流态化（避免因床料流化不良而结焦），当床温达到650℃以上时，马上启动4台给煤机投煤，根据床温的变化趋势调理给煤量、流化风量和总风量（视过热器后氧量调理二次风机挡板），当床温达到800-850℃时启动返料风机，利用脉冲法投入返料器的运行。加强对流化风量（一次风量）、总风量（二次风量）、返料风量和给煤量的调整，达到稳定床温、控制主蒸汽参数的目的。5本卷须知

5.1如需进行锅炉吹扫，应尽快进行，避免床温下降。

5.2当给煤机脉冲投运不成功时，中止向锅炉给料，吹扫锅炉并按正常启炉进行启炉。5.3当平均床温低于500℃，必需启动油枪，按正常启炉程序进行启炉。

5.4压火后启动，必需开启过热器疏水、减温减压器疏水（汽侧疏水），防止炉水进入汽机侧。

5.5启动前开启炉门观测静止料层是否结焦，如结焦应先处理后再启动。

第五章锅炉机组的运行与调整

运行调整的任务是使锅炉蒸发量适应外界负荷的需要；均衡给水并维持正常汽包水位；保证正常的汽温汽压；保证蒸汽品质合格；保证燃烧稳定，提高锅炉热效率；保证锅炉机组的安全稳定运行。

第一节运行技术参数

1锅炉主要运行技术参数

序号1234项目主汽压力主汽温度主汽流量汽包水位单位Mpa℃t/hmm数值9.85402400备注9.0～9.5530～5450±3034

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567891011121314给水温度床温料层差压炉膛差压炉膛负压返料温度排烟温度一二次风预热温度烟气含氧量排污率℃℃KpaPaPa℃℃℃％％215850～9508.0～10.0500～1500-30＜9801362003～5＜2+100～-1002炉水蒸汽品质标准2.1炉水标准

名称PH值氯离子磷酸根数值9～10≤2.0mg/L≤2～10mg/L名称SiO2含盐量数值≤1.0mg/L≤100mg/L2.2蒸汽品质

名称PH值碱度含铜量电导率数值8.8～9.3≤250ppm≤5ug/L≤0.3us/cm(25℃)名称SiO2含铁量含钠量数值≤20ug/L≤20ug/L≤10ug/L其次节水位调整

1锅炉给水应均匀，控制汽包水位0±30mm处。水位应有微弱波动，在正常运行中，阻止中断锅炉给水。报警水位低报-50，低—低报-75，高报+50，高—高报+75，MFT水位+150mm，－100mm。汽包水位+100mm联开事故放水门，+50mm关闭。

2给水自动或手动调整时，均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，并尽量避免给水流量的猛增猛减。

3给水投入自动时，应经常监视水位表指示，当水位超过±30mm，并继续增大时，应

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及时切换进行手动调理，防止因监视不严造成锅炉缺满水。若主给水调理器自动失灵或调理门卡涩应马上减负荷至40～50%MCR解列给水自动，投给水大旁路，控制住水位，并马上通知有关人员迅速修复。

4运行中，应检查汽包水位计外形完整，指示明了，照明充足，无漏水漏汽现象，水位线应微弱波动，每班应检查、校对水位计一次。若水位线不波动或水位计模糊不明了应及时冲洗。

5水位计的冲洗方法：

5.1开启放水阀，冲洗汽水连管及玻璃管。5.2关闭水阀，冲洗汽管。

5.3开启水阀，关闭汽阀，冲洗水管。5.4开启汽阀，关闭放水阀，恢复水位计运行。

5.5冲洗后，应与另一台水位计对照一致，且水位有微弱波动，否则应重新冲洗。6在启停炉、启停给水泵、定期排污、安全门动作、负荷波动较大及锅炉故障时，应加强水位监视，及时调整。

7在运行中，应经常监视给水压力。若压力异常应联系调整。8在正常运行中最少应有两只水位计完整并指示正确。

第三节汽温、汽压的调整

1汽温、汽压的调整范围：

主汽压力：根据汽机需求调整，最高≧10MPa。汽压＞12.4MPa或＜MPa，MFT动作（可解