锅炉运行操作规程 / 四六文摘

（试行）

2015年目录

概述
......................................................1

第一章锅炉设计概况
...........................................1

第二章锅炉机组设备结构及特性
.................................6

第三章锅炉系统
..............................................12

第四章锅炉机组启动前的检查和维护
............................17

第一节检查内容
..............................................17

第二节锅炉上水
..............................................19

第二节各种实验
..............................................21

第五章锅炉启动
..............................................25

第六章　锅炉正常运行作业规范
..................................30

第七章锅炉连锁保护
.........................................35

第八章　锅炉停炉作业规范
......................................35

第一节　停炉
..................................................35

第二节　锅炉保养及防冻工作
....................................37

第三节　锅炉安全阀效验作业规范
................................38

第九章锅炉压火操作
..........................................39

第一节有计划的锅炉压火
......................................39

第二节非计划锅炉压火
........................................40

第三节锅炉热态启动
..........................................40

第十章　事故处理规范
..........................................41

第一节锅炉满水
..............................................43

第二节　锅炉缺水
..............................................45

第三节　汽水共腾
..............................................46

第四节锅炉水冲击
............................................47

第五节　汽包水位计损坏
........................................50

第六节炉膛床温过高或过低
....................................51

第七节炉膛床压过高或过低
....................................52

第八节　'J'阀回料器堵塞
.....................................52

第九节　水冷屏及炉膛水冷壁爆破
................................53

第十节过热器的损坏
..........................................55

第十一节省煤器的损坏
........................................56

第十二节空预器的损坏
........................................57

第十三节锅炉灭火
............................................58

第十四节锅炉的结焦
..........................................59

第十五节烟道内二次燃烧
......................................60

第十六节甩负荷
..............................................61

第十七节锅炉超压事故
........................................63

第十八节离心式风机故障
......................................63

第一章锅炉设计概况

一、简况

1.锅炉型号：UG240/9.8-M型

2.设计和制造厂：无锡锅炉厂设计制造。

3.出厂年月：2014年7月

4.投产年月：2015年X月

二、锅炉设计主要参数

1、锅炉热力特性

2．锅炉本体管道特性

3、锅炉基本尺寸

炉膛宽度（两侧水冷壁中心线间距离） 10050mm

炉膛深度（前后水冷壁中心线间距离） 6210mm

炉膛顶棚管标高 41800mm

锅筒中心线标高 45000mm

锅炉最高点标高 50000mm

运转层标高 8000mm

操作层标高 5200mm

锅炉宽度（两侧柱间中心距离） 22000mm

锅炉深度（柱Z1与柱Z4之间距离） 24940mm

三、燃料特性

注：煤的颗粒度：0-10mm，d50=2 mm具体见后附燃煤粒径分布曲线。

2) 石灰石

石灰石的入炉粒度要求：粒度范围0~1mm，50%切割粒径d50=0.3mm，详见附图。

3) 点火及助燃用油

锅炉点火油采用 0# 轻柴油。油质要求见下表。

油质要求

四、灰渣特性

第二章锅炉机组设备结构及特性

一、汽包

1、汽包结构

汽包材料为P355GH，内径Φ1600mm，壁厚90mm，筒身直段长11600mm，全长13400mm，两端采用球形封头。筒身左右两侧各对称布置1个就地双色水位计、1个电接点水位计。汽包筒身顶部装焊有4根饱和蒸汽引入管，2个安全阀管座。筒身前中部装有3只平衡容器。筒身底部装焊有2根集中下降管、3根水冷屏管座、18根汽水混合物引入管。锅筒内采用单段蒸发系统布置有旋风分离器、清洗孔板和顶部百叶窗等内部设备。锅筒给水管座采用套管结构，避免进入锅筒的给水与温度较高的锅筒壁直接接触，降低锅筒壁温温差与热应力。锅筒内装有44只直径为Ф315mm的旋风分离器，分前后两排沿锅筒筒身全长布置，汽水混合物采用分集箱式系统引入旋风分离器。每只旋风分离器平均负荷为5.5吨/时。汽水混合物切向进入旋风分离器，进行一次分离，汽水分离后蒸汽向上流动经旋风分离器顶部的梯形波形板分离器，进入锅筒的汽空间进行重力分离，然后蒸汽通过清洗孔板以降低蒸汽中携带的盐份和硅酸根含量，经过清洗后的蒸汽再经过顶部百叶窗和多孔板又进行二次汽水分离，最后通过锅筒顶部饱和蒸汽引出管进入过热器系统。清洗水量取百分之百的锅筒给水，清洗后的水进入锅筒的水空间。为防止大口径下降管入口产生旋涡和造成下降管带汽，在下降管入口处装有栅格。此外，为保证良好的蒸汽品质，在锅筒内装有磷酸盐加药管和连续排污管为防止锅筒满水，还装有紧急放水管。锅筒上设有上下壁温的测量点，在锅炉启动点火升压过程中，锅筒上下壁温差允许最大不得超过50℃。同样，启动前锅炉上水时为避免锅筒产生较大的热应力，进水温度不得超过90℃，并且上水速度不能太快，尤其在进水初期更应缓慢。

2、汽包水位

汽包正常水位在汽包中心线以下180mm处，最高水位与最低水位离正常水位50mm。控制水位为-50mm～+50mm，DCS声光报警水位为 mm和 mm，MFT动作水位为 mm和 mm。

3、汽包固定

汽包采用两个U型曲链片吊架，悬吊在顶板梁下，吊点对称布置在汽包两端，相距10050mm。

二、炉膛及水冷壁

1、结构

炉膛各面采用膜式水冷壁。后水冷壁上部两侧管子在炉膛出口处向分离器侧外突出形成导流加速段，下部锥体处部分管子对称让出二只返料口。前后及两侧水冷壁分别各有125-φ60×5与 77-φ51×5根管子。前水冷壁下方有4只加煤口，侧水冷壁下部设置供检修用的专用人孔，炉膛密相区前后侧水冷壁还布置有两排二次风喷口。

前后水冷壁下部密相区处的管子与垂直线成一夹角，构成上大下小的锥体。锥体底部是水冷布风板，布风板下面由后水冷壁管片向前弯与二侧墙组成水冷风室。布风板至炉膛顶部高度为36.2 m，炉膛烟气截面流速4.75m/s。

前、后、侧水冷壁分成四个循环回路，由锅筒底部水空间引出2根φ426×30集中下降管，通过22根φ159×12的分散下降管向炉膛水冷壁供水。其中两侧水冷壁下集箱分别由4根分散下降管引入，前后墙水冷壁下集箱分别由7根分散下降管引入。两侧水冷壁上集箱相应各有4根φ159×12连接管引至锅筒，前后墙水冷壁上集箱有14根φ159×12引出。3片水冷屏则各有从锅筒引出的一根φ219×16下降管供水，再分别由2根φ159×12的引出管引至锅筒。

在炉膛上部靠近前墙处，沿炉膛宽度方向布置有三片水冷屏。每片由24根Φ60×5mm的管子构成。

炉膛壁面开有以下门孔：

前墙有燃料入口、二次风口；后墙有返料口、二次风口、烟气出口；两侧墙各有人孔、测温、测压孔，水冷壁顶部设置了6只检修绳孔。水冷风室底部开有三个排渣口（两个接冷渣器，一个为事故防渣口）。

2、水冷壁的膨胀

整个水冷壁重量由水冷壁上集箱的吊杆装置悬吊在顶板上，锅炉运行时水冷壁向下热膨胀，最大膨胀量194mm。

三、水循环回路

汽包筒身底部布置二根Φ426×30的集中下降管，下降管通过22根Φ159×12的分水管与水冷壁下集箱连接。水冷壁上集箱至汽包的汽水混合物连接管共22根，规格为Φ159×8，材料为20/ GB5310。

四、高效蜗壳式汽冷选粉分离器

（1）在炉膛出口并列布置两只汽冷旋风分离器，分离器直径Ф4400mm，用Ф38x6的管子和鳍片组成膜式壁作为旋风分离器的外壳，并采用蜗壳进口的方式形成结构独特的旋风分离器。具有分离效率高和强化燃烧的优点。旋风分离器将被烟气夹带离开炉膛的物料分离下来。通过返料口返回炉膛，烟气则流向尾部对流受热面。整个物料分离和返料回路的工作温度为890℃左右。

（2）包覆分离器的汽冷受热面能够有效吸收物料后燃所产生的热量，防止返料器内高温结焦，扩大煤种的适应性，同时由于耐火层薄还可以缩短锅炉的启动时间。分离器内表面焊有密排抓钉，并浇注一层60mm厚的特种耐磨可塑料，使整个分离器的内表面得到保护，从而使分离器具有较长的使用寿命。分离器出口管采用高温耐热合金制造，材质为16Cr25Ni20Si2。

四、过热器系统

锅炉采用辐射和对流相结合，并配以二级喷水减温器的过热器系统。

饱和蒸汽从锅筒由4根Φ159×12的管子引至分离器前导流加速段包墙的入口集箱，经过管径Φ51的包墙管至出口集箱，再由导汽管引入旋风分离器下环行集箱，蒸汽经膜式壁上行到上环行集箱后引至尾部包墙的两侧上集箱，随后下行，流经两侧过热器包墙。再由转角集箱进入前包墙、顶包墙和后包墙（包墙管均为Φ51×5），后包墙出口下集箱作为低温过热器入口集箱，低温过热器Φ38×5光管顺列布置。为减少磨损，一方面控制烟速，另一方面加盖防磨盖板。过热蒸汽从低温过热器出来后，经连接管进入一级喷水减温器进行粗调，减温可以通过调节减温水量来实现。过热蒸汽经一级减温后进入屏式过热器，屏式过热器布置在炉膛上部，采用Φ42×6，12Cr1MoVG的管子，wing-wall结构形式，使屏过不会产生磨损，再经连接管交叉后引至二级喷水减温器进行细调，最后经高温过热器加热后引入出口集箱，高温过热器采用Φ38×5，12Cr1MoVG与SA213-T91的管子。两级减温器的喷水量分别为7t/h、4.7t/h（设计燃料）。减温水调节范围控制在减温水设计值的50~150%以内。

防磨结构上采用如下布置形式：

（1）高、低温过热器管均采用顺列布置，第1排管子加防磨盖板，防止磨损。

（2）屏式过热器采用膜式过热器，仅受烟气纵向冲刷，在屏过热器的下部浇注耐

磨浇注料，距布风板距离大于12米。屏式过热器处的烟速为～4.75m/s。

（3）高温过热器处的烟速为11.9m/s，低温过热器处的烟速为10.1m/s。

五、喷水减温器

为保证过热蒸汽温度达到额定值，蒸汽温度的调节采用两级喷水减温器，分别位于低温过热器与屏式过热器；屏式过热器出口与高温过热器之间的连接管，减温器进出口装有温度测量装置。

六、省煤器

1、尾部竖井烟道中设有三组省煤器，均采用φ32×4的管子，错列布置，上组横向节距109mm，下组横向节距90mm。具有较好的抗磨性能。省煤器管的材质为20/GB3087。

2、省煤器管束最上排装设防磨盖板，蛇形管每个弯头与四周墙壁间装设防磨罩。省煤器的平均烟气流速控制在8 m/s。

3、在锅筒和下级省煤器之间设有再循环管道，以确保锅炉在启动过程中省煤器有必要的冷却。

4、锅炉尾部烟道内的省煤器管组之间，均留有人孔门，以供检修之用。

5、省煤器出口集箱设有排放空气的管座和阀门，省煤器入口集箱上设有两只串联DN20的放水阀。

七、空预器

1）在省煤器后布置6组空气预热器，分别加热一次风和二次风。第一、四、五组为二次风空预器，第二、三、六组为一次风空预器，采用卧式顺列布置。两组之间均留有800 mm以上的空间，便于检修和更换。

（2）空气预热器管子迎风面第一排及两侧最边上一排管子采用φ42×3.5的厚壁管。

（3）每级空气预热器及相应的连通箱均采用全焊接的密封框架，以确保空气预热器的严密性。

（4）为防止低温腐蚀，低温段空预器管箱管子采用搪瓷管。

八、冷渣器

冷渣器布置在炉膛底部两侧，冷渣器为水冷滚筒式。高温炉渣由高端进渣口进入进料室，转子在驱动装置的带动下低速转动，转子每转动一周炉渣也随之转动一周，并沿下坡滚落一定距离，随着转子的连续转动，炉渣也在冷却通道内连续滚动与换热面交替接触，并将热量传递给冷却通道内的冷却水，加热后的冷却水由回水管送入除氧水箱，而冷却后的炉渣由低端出渣口排入输渣皮带内被输送至渣库。

九、燃烧器

锅炉采用床下双风道点火燃烧器点火。燃烧器并列布置在炉膛水冷风室后侧。由点火油枪、高能电子点火器及火检装置组成。单只油枪最大额定出力为900kg/h，枪前油压为2.5MPa，点火总风量为55000m3/h（其中混合风量为17150m3/h）。

十、'J'阀回料器

旋风分离器下接有返料器，均由钢外壳与耐火材料衬里组成，耐火材料分内、外二层结构，里层为高强度耐磨浇注料，外层为保温浇注料。

返料器内的松动风与返料风均来自返料风机（'J'阀风机），由小风帽送入，松动风与返料风的风帽开孔数量有差别，返料风大，松动风小，并采用分风室送风。小风帽的材质为ZGCr25Ni20，入口风管母管上要装设流量计、压力计和风量调节阀门。运行时总风量581 Nm3/h，其中返料风总风量372 Nm3/h。启动时设计风量1221 Nm3/h，其中返料风量784 Nm3/h。返料器上设置一个启动床料加入口，尺寸φ219×6，运行中同时也可以作为飞灰再循环管路中飞灰的加入口，返料器的布风板还设有一根φ108×6放灰管。

十一、风机

锅炉风机分为一次风机、二次风机、引风机、 'J'阀风机，'J'阀风机为罗茨风机，一次风机：单吸双支撑离心式风机；二次风机：单吸双支撑离心式风机；引风机：双支撑双吸离心式风机。离心风机由机壳、叶轮、主轴、进气箱、进风口、进口调节门等组成。叶轮安装在主轴上，机壳将其封闭在内并与出口管道连接，叶轮将能量传递给气体，进气箱连接在机壳一侧，进气箱前有一调节门。气体通过调节门、进气箱、进风口进入叶轮。进口调节门由电动执行器通过联动杆驱动，转动机件由带底座的单速电机通过挠性联轴口驱动。风机主轴由两个自润滑球面滚子轴承支撑。

第三章锅炉系统

床锅炉系统主要有：给水系统、蒸汽系统、烟风系统、燃烧系统、柴油系统、排污系统、除灰渣系统等。

1、给水系统

锅炉水循环回路包括汽包、集中下降管、尾部省煤器、水冷系统及其连接管道。

给水母管(Φ219×20)内的水首先被送至8米给水平台，在给水平台给水被分为两路：一路作为过热蒸汽减温用，另一路作为锅炉主给水用。其中减温用水经过滤器后送至喷水减温器。

锅炉主给水经给水操作平台(主给水、给水大旁路、给水小旁路)后，从右侧进入尾部省煤器进口集箱。给水在省煤器内逆流向上在经过吊挂管，从吊挂管出口集箱通过10根引出管从汽包的中部引入汽包。

汽包内的水通过三根集中下降管和分水连接管进入前、后、左、右侧水冷壁下集箱。炉水向上流经炉膛水冷壁被加热成汽水混合物，经各自的上集箱，通过汽水引出管引入汽包。汽水混合物经汽包内汽水分离器分离成为饱和蒸汽进入分离器进口烟道过热器，水则通过集中下降管再次进入水冷壁下集箱形成循环。汽包与省煤器进口集箱之间有一根Φ76×6的再循环管，在启停炉过程中对省煤器进行保护。

2、蒸汽系统

饱和蒸汽汽冷式旋风分离器进口烟道上集箱进口烟道过热器下集箱旋风分离器下部环形集箱分离器筒体旋风分离器上部环形集箱左右包墙上集箱左右包墙过热器左右包墙下集箱前包墙下集箱前包墙中间集箱后包墙过热器后包墙下集箱低温过热器左右屏式过热器入口集箱左右屏式过热器高温过热器进口集箱高温过热器高温过热器出口集箱汇汽集箱。

3、烟风系统

(1) 一次风机送出来的冷风首先分为两路：第一路作为给煤系统密封用风；第二路由左右两侧风道引入炉前水冷风室中，通过安装在水冷布风板上的风帽，进入燃烧室，作为流化风；第三路作为左右两个烟气发生器点火用风；第四路由播煤风口进入炉膛，作播煤风用。

(2)从二次风机出来的冷风经空预器加热后送入二次风箱分上下两层进入炉膛。

(3)炉膛904℃的高温烟气经汽冷式旋风分离器进口烟道吸热后下降至886℃，进入汽冷式旋风分离器进行分离，粗颗粒物料被分离出来后经'J'阀回料器返回炉膛进一步燃烧，细颗粒物料则随气流从旋风分离器中心筒引入尾部受热面从上向下流动，经包墙过热器，高温过热器吸热降至671℃，经省煤器吸热降至287℃,再经空预器吸热降至134℃，通过尾部烟道进入电除尘后，然后进入脱硫系统，最后进入100m高的烟囱排向大气。

4、燃烧系统

燃用煤从原煤仓经四台称重式皮带给煤机，通过前墙的四个给煤口进入炉膛，空气通过一、二次风系统进入炉膛。

在炉膛内，空气与煤进行燃烧所形成的固体粒子随气流上升，经位于后墙水冷壁上部开口进入旋风分离器，在旋风分离器内，粗颗粒被分离下来，经'J'阀回料器重新返回炉膛循环燃烧。燃烧后产生的渣通过炉膛底部的排渣口进入冷渣器冷却后由输渣系统运走。

5、柴油系统

柴油系统主要由卸油系统、储油系统、供回油系统三部分组成。油泵房主要配有2个50m3油罐，2台离心式油泵，其中型号为的1＃、2＃油泵构成供油系统，承担1＃～4＃锅炉点火供油。

6、排污系统

在锅炉水冷壁下集箱及集中下降管底部装设有排污连接管，其另一端与定期排总管相连后引入定期排污扩容器，通过定期排污，保证炉水的清洁。另外，从水循环回路中含盐浓度最大的汽包水空间的上部，引出2根连续排污管，将含盐浓度较大的炉水排出炉外以维持额定的炉水含盐量。为提高机组热效率，连排和定期排污都进行了热量回收。

7、压缩空气系统

热电厂使用压缩空气，主要由氧化铝提供。其作用是为锅炉提供底部灰渣输送、仪器、仪表吹扫等所需压缩空气的任务。

8、除灰渣系统

除灰渣系统主要包括底渣输送系统、气力输灰系统，主要任务是将锅炉燃烧产生的灰渣输送到渣库、灰库和浓缩池进行综合处理。

9、灰渣泵房

主要由电动给料机、罗茨风机、加湿搅拌器、升降装置等构成。锅炉产生的大量干灰通过气力输灰被送到灰库储存，灰库内的干灰通过搅拌器与少量水混合进入运输车辆，或者通过升降装置放干灰。

10、锅炉构架

锅炉为室外布置，锅炉本体采用全钢构架，构架承受以下主要荷载：锅炉前部、中部、尾部的全部悬吊重量，尾部的支撑重量，锅炉本体管道和检修的有效荷载，锅炉房范围内各汽水管道烟风管道、运转层平台的局部荷载，司水小室、炉顶轻型屋盖及炉顶单轨吊的荷载。

（1）各承重梁的挠度与本身跨度的比值不超过以下数值：

大板梁： 1/850

次梁： 1/750

一般梁： 1/500

空气预热器支撑大梁： 1/1000

（2）平台和扶梯为栅格式，有足够的强度和刚度，运转层大平台的活荷载为8KN/m2；检修平台的活荷载为4KN/m2；其余各层平台的活荷载为2.5KN/m2；扶梯的活荷载2KN/m2，平台宽度1m，栏杆高度1.2m。护脚板高度≥100mm，扶梯斜度45°，扶梯宽度800 mm。平台、楼梯已按运行和检修需要设置，兼顾到避开锅炉本体管道、烟风道、空气预热器等部件能抽出检修。

（3）锅炉钢结构采用框架式全钢结构，以适应6度地震。

（4）锅炉各部件及相互之间有一定的膨胀间隙，可防止受热面由于膨胀受约束而变形。

（5）水冷壁四周外侧沿高度方向设置刚性梁，增加膜式壁刚度及承受炉内压力波动的能力，刚性梁设计按8.7KPa考虑。

（6）本体炉墙范围的外护板设计采用δ1波纹板。波纹板之间采用拉铆钉结构连接固定。

11、膨胀系统

根据锅炉结构布置及支承系统设置膨胀中心，锅炉炉膛水冷壁、旋风分离器及尾部包墙全部悬吊在顶板上，由上向下膨胀，整台锅炉由前向后设置三个膨胀中心：炉膛后墙中心线、旋风分离器中心线及尾部烟道中心线。炉膛左右方向通过标高 m、 m、 m三道刚性梁平台与刚性梁间的限位装置，使其以锅炉中心线为零点向左右两侧膨胀，旋风分离器立管标高为 m上设置导向装置，让分离器分别向下、向外膨胀，尾部受热面则通过标高 m刚性梁上的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀，空气预热器则以自己的支承面为基础向上、向前及向两侧膨胀。

12、炉墙

炉膛、汽冷分离器及尾部包墙均采用膜式壁结构，管壁外侧为保温材料并罩上梯形波纹外护板。炉墙上设有人孔门、观察孔和测量孔。炉膛内密相区四周、分离器内、料腿、返料器等磨损严重区域采用敷设高温耐磨浇注料、可塑料、内衬等措施。分离器出口联接烟道、省煤器外采用轻型护板炉墙。

炉墙厚度如下：

炉膛和包墙管： 200mm

顶棚： 280mm

分离器出口联接烟道： 350mm

省煤器: 240mm

13、锅炉密封

本锅炉的顶棚管及包墙管分别采用φ60×5、φ51×5的管子与扁钢焊接组装成膜式壁，构成与炉膛水冷壁一样的全密封型壁面。尾部烟道对流过热器蛇行管穿出处，管子上加护罩与密封罩焊接，以加强密封效果。

顶棚管、水冷风室与侧水冷壁之间的密封采用密封填块加焊折板的结构。

分离器与炉膛及尾部烟道之间的联接采用耐高温非金属膨胀节。返料器上下端及屏式过热器穿过炉顶处均采用耐高温不锈钢金属膨胀节。

14、锅炉范围内的主要管道

给水操纵台为三路管道给水。锅筒上装有各种监督、控制装置，如装有两只高读无盲区双色云母水位表，二个低读电接点水位表，四组平衡容器。二只安全阀以及压力表、连续排污管、紧急放水管、加药管、再循环管。

定期排污设在集中下降管下端以及各水冷壁下集箱。

主汽集箱上装有生火和反冲洗管路，2个安全阀，以及压力表、疏水、放气、旁路等管座。

此外，在减温器和主汽集箱上均装有供监测和自控用的热电偶插座。为了监督运行，装设了给水、锅水、饱和蒸汽和过热蒸汽取样装置。

在汇汽集箱的出口处装有电动闸阀，作为主蒸汽出口阀门。

第四章锅炉机组检查与上水及试验

第一节检查内容

锅炉机组检修后的验收

一、大修后的锅炉应由厂部组织验收，小修后的锅炉应由运行部锅炉负责人会同检修专业人员进行验收，如冷态试验、水压试验、辅机试转等，并会签验收单。大、小修后的锅炉必须验收合格，方可投入运行。

二、在验收过程中若发现重大问题，特别是严重威胁设备、经济及人身安全的问题时，应及时汇报处理处理，待处理正常后方可投用。对发现的一般问题及时通知检修予以消除。应特别注意检修前汇总缺陷的消除情况和设备改进项目的竣工情况的验收工作。

三、冷态验收：

燃烧室及风烟道内外部检查：

(a) 受热面耐火材料完好，无脱落、破损现象，膜式水冷壁无明显冲刷变薄痕迹。

(b) 炉膛及尾部烟道人孔门完整，能关闭严密。防爆门完整，动作灵活。

(d) 各热电偶及测量装置完整，无堵塞损坏现象，附件位置正确，穿墙管严密、法兰不漏风。

(e) 落煤口、返料口、三个放渣口、播煤风口畅通无杂物。

(f) 风门挡板完整、严密，执行机构完好，开关灵活开度指示与实地相符。

(g) 燃烧室内无工具、焦渣及杂物，检修平台已拆除。

四. 出渣、输渣系统：

a) 、排渣管无变形、裂缝，排渣装置完好。紧急放渣管畅通，无变形、裂缝、无杂物堵塞。

b)、冷渣器内无堵塞、无明显磨损，热工表计正常、阀门完好无泄漏。

c)、输渣皮带无杂物卡刹、皮带无磨损、烫伤痕迹。

d)、电滚筒及传动机构、支架、托轮完好完整，冷渣器出口密封罩严密。

e)、皮带附近无杂物、积渣，冷渣器处电缆盖板严实。

f)、提升机插板门开关位置正确，放渣管冷却水畅通。

g)、提升机运行无异音，底部配重完好，灵活正常。

h)、输渣设备电机、滚筒油位、油质合格。

五、物料分离、回送系统：

1、分离器、返料器及立管内外完整，无堵塞现象。人孔门密封良好。

2、防磨装置及浇注料完好，无脱落破损。

3、回料器内部清理干净，风帽小孔疏通，

4、各调节风门灵敏好用，指示正确。

六、转动机械：

1、所有转动机械的工作已结束，检修工作人员已撤离，所有安全遮拦及保护罩完整、牢固，靠背轮连结完好，转动灵活，地脚螺丝无松动。

2、轴承箱润滑油洁净，油位计完整、不泄漏，油位清晰可见，放油孔严实。

3、电机温度显示正常，液偶传动机构完整，开关正常。

4、冷却水进回水畅通，回水指示器显示正常。

5、电动机及周边清洁，无水、油、灰等污染，外壳接地地线完好、牢固，电机及机械旋转方向有明显标志，事故按钮。

七、汽水、燃油系统：

1、支吊架完好，管道能自由膨胀。保温良好、表面光洁。

2、所有管道阀门及疏水阀一安装完毕，并处于适当的开启状态。

3、阀门手轮完好，固定牢固并注明开关方向，阀杆洁净，无弯曲机锈蚀现象、开关灵活。

4、阀门填料应有适度的压紧间隙，丝扣一拧紧，调试炉烘炉后期应派专人紧固。

5、传动装置的连杆、接头销子固定牢固，电控装置良好，限位机构可靠。

6、具有完整的标志牌，其名称、编号、开关方向清晰正确。方位指示与实际位置相符。

7、水位计严密、指示清晰。

8、汽侧、水侧阀门和放水门无泄漏，开关灵活。

9、就地水位及安装位置标尺正确，在正常及高低水位处有明显标志。

10、就地水位计处照明充足、可靠。探头位置正确，无积灰、无杂物。

11、就地压力表完整，零位指示正确，动作压力表贴有校验标签，加装铅封。

12安全阀各配件齐全，排气管和疏水管完整、畅通、装设牢固，无妨碍安全门动作的杂物。

13、弹簧松紧度已调好，并加帽盖，以防松动。

14、油泵及油管道完整、阀门开关灵活，油系统循环起压正常。

15、油枪雾化、点火枪打火试验正常。回油门开关灵活。

八膨胀指示器：

1、指示板牢固焊接在锅炉骨架或主要梁柱上，指针垂直焊在膨胀元件上。

2、指示板的刻度正确、清楚，基点上涂有标记。

3、指针不被外物卡住，指针与板面垂直，指针与板面间3—5㎜。

4、锅炉在冷态时指针应在指示板的基点上。

九、热工仪表及DCS盘：

1、所有仪表信号完整好用。

2、所有温度（燃烧室温度、烟气温度、汽水温度）、风压、介质流向、压力信号和引风机、一二次风机、给煤机、返料风机、冷渣器的电流信号已接入DCS。

3、DCS系统安装完成，所有报警值已设定（汽温、汽压、燃烧温度、水位高低报警等），警报器灵敏、发音清晰，在DCS系统中，电动阀门启闭正常、并与实际位置一致。

4、DCS处于良好备用状态。

十、检查现场照明，应符合下列标准：

1、锅炉及辅助设备的照明灯光及灯罩完好齐全，具有足够的亮度。

2、事故照明灯泡齐全完好，电源可靠。

3、操作盘照明充足。

十一、其他检查：

1、凡检修或安装中临时拆除的平台、楼梯、围栏、盖板、门窗等均恢复原位，所打的孔洞以及损坏的地面，应修补完整。

2、设备以及周围的通道上，不得堆积垃圾杂物，地面不得积水、油、煤和灰。

3、检修中剩余及更换下来的物品，应全部运出现场。

4、脚手架和临时电源应全部拆除。

5、在锅炉附近备有足够的合格消防用品。

第二节 锅炉上水

一、上水前的准备：

1、锅炉启动前检查合格后，班长汇报调度，要求汽机车间准备启动低压上水。

2、集控室DCS系统各仪表及信号的电源应在投入状态，汽包就地压力指示与集控室所显示的汽包压力对照，校验准确，并保证通讯联络畅通。

3、锅炉上水前，各系统阀门处于以下位置：

二、锅炉上水

1、联系值长通知汽机将水温降到50～70℃。

2、通知汽机开低压泵出口到锅炉的联络门。

3、缓慢开启低压上水门进行上水，开始时应缓慢，以后逐渐加快，并严格遵守上水延续时间：夏季为1.5小时，冬季为3小时。如锅炉本体温度很低或上水温度较高时，还应适当延长上水时间。

4、上水过程中，应检查汽包、联箱的孔门及各部的阀门、法兰等是否漏水，当发现漏水时，应立即停止进水，待缺陷消除后再进水。

5、上水时，当相应部件的放气阀连续冒水时，应关闭该放气阀。

6、上水温度应控制在50～70℃范围内，且水温不应低于锅筒壁温

7、应经常检查汽包的上、下壁温差不得超过50℃，否则应立即停止上水。

8、当锅炉水位升至＋200mm，即停止进水，待DCS水位计充满水后，通过事故放水或定期排污门将水放至-50mm，同时将汽包两侧就地水位与DCS显示水位、低置水位计显示的水位进行校对，指示必须相符。

9、水位稳定在-50mm后，应立即打开省煤器与汽包间的再循环门。

10、若需要进行水压试验，在汽包水位达＋200mm时即停止上水，将汽水系统上各点疏水门关闭，完毕后继续上水直到排大气门和汽包、过热器等空气门连续冒水为止。

第三节各种实验

一、水压试验：

1、锅炉大小修或受热面等承压部件经过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和耐压性，水压试验分为工作压力试验和超压试验两种。

2、锅炉承压部件工作压力试验，试验压力为汽包工作压力，即10.8MPa。

3、承压部件经过大修或重大改造后，应进行超压试验（但超压试验必须经总工程师批准，并有经总工程师批准的超压要求及措施），超压试验压力为汽包工作压力的1.25倍，即13.50 MPa

4、水压试验须在锅炉水压部件检修完毕，汽包、联箱等孔门封闭严密，汽水管道及阀门附件连接完好，堵板拆除后进行。

5、水压试验前，阀门开关状态正确（对照水压试验检查卡），试验对空排汽电动门、事故放电动门开关灵活。

6、水压试验锅炉专工应到现场主持，超压试验必须有总工程师在现场主持。

7、锅炉的受热面系统，本体范围内的管道及附件都应参加水压试验，安全门不参加水压试验，水位计只参加工作压力试验。

8、水压试验前，通知炉膛、烟道内的工作人员全部退出，影响水压试验相关工作票全部终结或收回。试验用压力表应准确可靠，并不少于二只。

9、水压试验前的检查与准备工作完毕后，可向锅炉上合格的除盐水，水温一般为30—70℃，且进水时间应控制从开始到满水夏季不少于1.5h,冬季不少于3h.

10、采用疏水泵上水，至正常水位时间应有70-80分钟，待所有空气门冒水后关闭最后一只空气门。用疏水泵顶压至0.6—0.7MPa后停用疏水泵，关闭相关阀门。

11、手动开启给水总门2--3圈，用小旁路顶压，升压速度控制在0.2—0.3Mpa/min，当压力升到6.0Mpa时暂停升压，会同检修人员对承压部件、阀门全面检查，确认无异后可继续升压，直至工作压力。会同检修人员全面检查结束后方可缓慢降压。

12、所有参加水压试验的一、二次门都在关闭位置（水压试验时钉排母官方水门应开启），当压力升至试验压力时，开启一次门（取样、加药、仪表及自动一次门除外），水压二次门，然后关闭一次门，微开二次门，水压一次门。

13、如进行超压试验，当汽包压力升至工作压力时，暂停升压，由检修人员检查承压部件有无泄漏等异常，若情况正常，介列水位计、安全门，再将压力升至超压试验压力，保持压力5min（升压速度不大于0.1Mpa/min），然后将压力降至工作压力（升压速度不大于0.1Mpa/min），方可进行检查。

14、水压试验合格标准：

a、停止上水后（给水门不漏）压力下降或者下降速度不大于0.5Mpa/20min.

b、承压部件五残余变形、无漏水湿润现象。

15 水压试验结束后、开启取样门泄压，并冲洗取样管，当压力降至0.1Mpa 时开启空气门。点火水位：开各排污门，各过热器疏水门进行放水，同时开启并炉门前疏水，放水至-100㎜，关闭各放水门。或根据需要炉水放完锅炉作相应的保护。

16、锅炉遇到下列情况之一必须做超压水压试验：

a、新装或迁装的锅炉投运时。

b、停用一年以上的锅炉恢复运行时。

c、水冷壁更换数在50‰以上时。

d、过热器、再热器、省煤器等部件成组更换时。

e、汽包进行重大修理或过热器、水冷壁联箱更换时。

f、根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。

二、过热器反冲洗

1、锅炉大小修后并根据化学运行的意见，并经过厂部批准，对过热器进行反冲洗。

2、冲洗时，向锅炉过热器进合格的除盐水，冲洗流量控制50t/h，水温控制在80℃。

3、冲洗过热器操作程序：

4、开启反冲洗门，从过热器向汽包进水；

5、轮流开启水冷壁下联箱和下降管的排污门；

6、通知化学人员,化验水质,待水质合格后停止冲洗，关闭反冲洗门及各排污门，按需要保持锅炉水位。

7、过热器反冲洗要求及注意事项：

8、在系统不超压前提下，尽量保持大流量冲洗。

9、冲洗过程中，禁止从省煤器及水冷壁下联箱进水，汽包不得满水倒灌进入过热器系统，用汽包事故放水门控制汽包水位在正常水位附近。

10、冬季反冲洗后注意防冻。

三、 漏风试验

1、锅炉经过检修后，应在冷态状态下，用负压或正压法，检查锅炉各部的严密性。

2、用负压法检查锅炉本体及烟道的严密性程序是：

a、严密关闭各部人孔门进行检查。

b、启动引风机，保持炉膛负压50—100pa.

c、用小火把（蜡烛）靠近炉墙及烟道进行检查，如有漏风则火焰吸向不严密处；漏风大时会发出声音。

2、用正压法检查锅炉本体及烟道的严密性程序是：

a、严密关闭各部人孔门进行检查。

b、启动一次风机或二次风机，保持燃烧室正压30-50pa,在风机入口处倒入石灰石或面粉、烟雾弹。

c、全面检查锅炉本体或烟道，发现有白粉或黑烟冒出的地方，则表明此处漏风，检查完毕后，停风机；在漏风部位画上明显的记号，试验完毕后予以消除。

四、循环流化床冷态试验

1、冷态试验的目的

a、鉴定引风机、一、二次风机的风量、风压是否达到设计要求，能否满足锅炉物料流化、燃烧、飞灰回燃和烟气排放的要求。

b、检查布风系统的严密性。

c、检查布风板阻力、料层阻力特性曲线、确定冷态临界流化风量和热态允许最小风量。

d、检查返料系统的工作性能和可靠性。

2、冷态试验前的准备工作

a、试验及运行有关的风量、压力及差压计等测量装置必须齐全完好，其信号已接入DCS且准确可用。

b、准备好足够试验用的床料，床料选用粒度8㎜以下干燥的冷渣。

c、检查和清理燃烧室、返料器及风帽上杂物，风帽口畅通，风帽无松动。

d、准备好试验用的各种表格、纸张等。

3、测定空板阻力

a、关闭所有检查门、播煤风门、返料风门、密封风门。检查各放渣管闸板关位。

b、启动返料风机、引风机、一次风机，逐渐开大调节挡板，缓慢、平稳增加风量，记录风量和风室压力，一直增加到风机最大电流，然后从最大风量依次减小，并记录与上行相应的风量和风室压力、电流。

c、用上行和下行数据的平均值作为空板阻力的最后数据，并将数据绘制成空板阻力曲线图（测定期间炉膛出口负压维持在0）。

4、布风均匀性检查

a、先在床面上铺设400—500㎜厚（0—8㎜）。

b、开启引风机、一次风机缓慢调节引风机和一次风机的风门挡板，增加风量直到整个料层完全流化，维持3分钟左右，然后突然停引风机大连锁停风机，并立即关闭其入口挡板，稍后，打开人孔门观察料层是否平坦，若平坦说明布风均匀，反之则布风不均。

5、料层阻力特性试验

a、在布风板上分别铺上400、600㎜厚的料层，按测定布风板阻力的试验方法，测定不同厚度料层时对应的人风量和风室压力，并绘制出不同料层厚度风量、风室压力之间的关系曲线图。

b、料层阻力等于风室压力减去空板阻力（相同风量值），料层阻力一静止料厚成正比关系，每100㎜静止料层厚度的料层阻力为800-1000pa，重度较小的烟煤取下限，重度较大取上限。运行时可根据风室的静压与风量来估计料层厚度。

6、临界流化风量测定

在料层阻力特性曲线中，阻力维持不变启始点所对应的风量就称为临界流化风量。

第五章锅炉启动

1、开启炉膛人孔门，将已备好的锅炉启动用床料送入炉膛，床料静止高度控制在550mm～650mm左右。

2、确认锅炉机组内无人后，关闭所有人孔门、观察孔门。

3、汇报调度通知电气对各电机进行全面检查，测试绝缘合格后送电备用。

4、进行风机二次回路跳闸、炉膛压力保护等联锁试验，试验合格后均应投入运行。

5、所有的风机经过试运转，润滑系统能可靠投入，风机振动，轴温在允许范围内，并处于良好备用状态。

6、给煤系统，灰渣输送系统能够正常运行，处于良好备用状态。

7、电除尘器加热器投运，电场处于准备投运状态。

8、确认保证锅炉安全的控制、报警、保护系统能正常投入。

9、确认点火油燃烧器火检、熄火保护正常，保证点火时工作可靠。

十、联系值长开启烟道插板，脱硫建立循环。

启动风机：

1、启动'J'阀风机

（1）通知风机值班员

（2）验证'J'阀风机轴承、电机轴承温度小于最大允许值。

（3）验证'J'阀风机联锁开关投入。

（4）启动一台'J'阀风机。

（5） 'J'阀存在堵塞现象时，按《'J'阀堵塞处理作业规范》处理。

2、启动引风机

（1) 验证引风机入口调节挡板关，出口插板全开，验证引风机无跳闸信号存在。

（2) 给一台引风机发出启动指令。

（3) 验证引风机已经启动，并且电流、轴承振动、温度正常，无窜轴现象。

（4) 调节引风机进口调节门使其开度大于5%，根据变频器调整炉膛负压为－400Pa—+200Pa。

（5) 在其它风机启动时，根据需要，随时调整炉膛负压。

3、启动一次风机

（1）验证引风机运行。

（2）验证一次风机冷却水正常，电机轴承润滑油充足、清洁。风机轴承润滑的油位、油质正常。验证一次风机入口挡板开度小于5%。

（3）验证无一次风机跳闸信号。

（4）给一次风机发出启动指令。

（5）验证一次风机已经运行，且轴承温度、振动、电流正常。

4、启动二次风机（根据需求启动）

(1) 引风机运行正常。

(2) 验证二次风机入口挡板开度小于5%。

(3) 验证二次风机轴承润滑的油位、油质正常。电机轴承油脂充足、清洁。

(4) 验证无二次风机跳闸信号存在。

(5) 给二次风机发出启动指令。

(6) 验证二次风机已经启动，而且轴承振动、温度、电流正常。

一、点火操作

（一）点火前准备

1、在所有燃烧器的就地控制盘上选择远程操作。

2、验证锅炉燃油泵已开启，油压正常。

3、验证总油管路、燃油器供油管路阀门处于启动前状态。

4、开始吹扫。

5、验证主油电磁阀和热烟气发生器联锁条件满足。

（二）点火

1、汇报值长，点火条件已具备，准备点火。

2、开启供回油手动门。

3、点火器推进。

4、按高能点火器打火，将供油电磁阀迅速打开。检查油量、油压是否正常。

5、通过火检、观火孔及点火风道、风室温度确定油燃烧器是否已燃。

6、就地验证点火成功，燃烧情况良好，燃油无泄漏。

7、若点火失败，立即关供油电磁阀以免造成燃烧器点火超时。准备好后重新点火。

8、点火成功后调节回油流量，使其枪前油压在额定范围内进一步增大。

9、调整热烟气发生器风量调节器，使燃烧稳定，温度逐步上升。

10、同样方法投运另一台燃烧器。

11、如点火过程中发生燃烧器点火超时，发生MFT，则应进行炉膛吹扫后再重新点火。

12、退出点火枪。

13、调整流化风与点火风量的分配，通过回油调节门调整油压及燃油量。控制锅筒升温速度不超过50℃/h，锅筒上、下壁温差不超过50℃，进入风室的烟温不超过900℃。

14、监视风道燃烧器壁温不得超过1200℃，否则应降低燃油量或加大点火风量、混合风量。

15、锅炉升压以前，锅筒水位控制方式为手动。

16、锅炉起压后开启加药门，汇报调度通知水化投运加药系统。

二、锅炉升压：

1、严格按照锅炉冷态启动升压曲线控制升压速度。

2、当汽包压力达0.2MPa时，关闭下列放汽阀、疏水阀：

饱和蒸汽引出管放气阀

前后包墙上集箱放气阀

高过出口集箱放气阀

旋风分离器下集箱入口联接管疏水阀

前后、左右包墙下集箱疏水阀

高过进口集箱疏水阀

此时，高温过热器出口集箱主蒸汽连接管上的各疏水阀仍应一直开启，以保证所有蒸汽管路中的水都能被疏走。

3、当汽包压力达0.5MPa时，冲洗就地水位计，并在各个升压段按要求进行定期排污工作。

4、根据床温上升速度，适当调整一次风量及燃油压力，将床温升到500℃左右。

5、就地启动给煤机间断投煤，煤量2t/h，给煤机交替投运；

6、锅炉起压后，联系调度通知汽机启高压给水泵；

7、床温560℃，启动给煤机，煤量为2 t/h，2台给煤机运行，其中1台间断投运；根据床温的上升情况及氧量的变化情况在适当的时候启动给煤机，1#、4#给煤机和2#、3#给煤机交替投煤。

8、床温继续上升，氧量降到10%以下时适当增加流化风量，当床温升至650℃时将给煤机打至远控位置；

9、氧量下降≤3%，床温继续迅速上升时，将给煤量设为0t/h；

10、根据床温及氧量的变化趋势适当加大一、二次风量；

11、根据汽温的变化情况控制好减温水量，；

12、氧量回升后，将四台给煤机总煤量设为16t/h左右，然后进行微调；

13、根据蒸汽压力上升情况，待汽压稳定后，在汽包壁温差小于50℃且饱和蒸汽温升每小时不超过50℃时，用排大汽控制好升压速度；

14、给煤机下煤正常，燃烧稳定，待床温大于800℃且确认各系统正常后停油枪；

15、安排投运电袋系统。

16、对锅炉进行全面检查，确认无异常状况；

17、当蒸汽流量＞7%MCR，采用连续补水时，关闭省煤器再循环门；主蒸汽流量大于10%MCR时，关闭主汽门前疏水。

18、确认并汽条件满足，开2#主汽门旁路门；然后点动开启2#主汽门；

19、关管道间各疏水门及主汽门的旁路门。

20、点火升压操作项目表：

三、升压注意事项

1、升压过程中，严密监视风道点火器的燃烧情况，设专人调整燃。

2、监视床温、床压变化，严禁赶温、赶压，并注意炉内及'J'阀床温、床压的变化情况及时调整在控制范围内，流化风量不能低于 Nm3/h。

3、按时记录各部膨胀。每次记录后，班长技术员应审阅、签字，发现膨胀不良之处，应进行检查找寻，查明原因，分析有无障碍物影响膨胀，如系水循环所致，可进行微量定期排污，以加快炉水循环，处理无效时，应停止升压，找出原因消除后，方可升压。

4、严密监视汽包上、下壁温差不超过50℃，否则应停止升压，加强定期排污。

5、在升压过程中，应监视过热器各部位管壁温度不得超过规定值。若确定用2＃主汽门并汽，则必须在压力升至1.0MPa时，缓慢开启1＃主汽门。

6、在投入喷水减温时，注意喷水量不可过大，喷水减温后的汽温，应高于该处饱和压力下温度11℃。

7、在投煤升压过程中，如投煤过快或过量，前期投入的煤会在短时间内爆燃，这时氧量将迅速下降（甚至会降为零），平均床温将会大幅度上升，这时应停止给煤，静待燃料燃烧完毕并监视这一趋势，待氧量回升后再投煤。

8、在升压过程中，若需进行补水工作，补水前必须将省煤器再循环门关闭，停止补水后即开启。锅炉连续进水后省煤器再循环门则处于关闭状态。

第六章　锅炉并汽及正常运行作业规范

并汽条件：

1、当压力升至8.8～9.2 MPa时，调整过热蒸汽温度和压力（压力温度视邻炉汽温定，不相差±15oC），准备并炉。

2、锅炉并炉前，应与邻炉司炉联系，保持汽温汽压稳定，联系汽机，注意监视汽温汽压的变化，相关人员应到现场协调指挥，监视操作。

3、并炉条件：锅炉设备情况正常，燃烧稳定，主蒸汽压力低于母管压力0.2 MPa左右，主蒸汽温度在515 oC以上，汽包水位在-30mm左右，蒸汽品质合格。

4、并炉时应注意保持汽温汽压及水位稳定。

5、在并炉过程中，如引起汽机汽温急剧下降或发生蒸汽管道水冲击时，应立即停止并炉，并加强疏水，调整燃烧，待恢复后，方可重新并炉。

6、并炉后，应再次校对水位和各压力表，注意观察各仪表的变化。

7、并炉后，逐步关小直至关闭向空排汽门。

8、并炉后，加负荷速度不要太快，以汽包汽压稳定为根据，在加负荷过程中的汽温、汽压不出现急剧的变化。

并汽时的注意事项

（1）符合并汽条件，且并汽准备工作完毕，值长许可后，缓慢开启主汽门的旁路门，以防蒸汽带水汽温急剧下降而影响汽机运行。

（2）并汽时带负荷不能过快，一般控制在21T/min以内。

（3）并汽工作结束，副司炉应对汽水系统进行一次彻底检查，所有阀门位置应处于正常运行的位置。

　锅炉运行调整的主要任务

1、保持锅炉的蒸发量在额定范围内，满足汽机及供热用户的需要；

2、保持正常的汽温汽压；

3、均衡进水，并保证正常水位；

4、保证炉水、饱和蒸汽和过热蒸汽的品质合格；

5、保持燃烧良好，床温正常，提高锅炉效率；

6、保证锅炉机组安全运行，运行中应加强调整，保证锅炉运行工况稳定。

7、联系燃料班长投用石灰石添加系统和维护电除尘.布袋除尘运行稳定确保锅炉烟气达标排放。

8、主要技术经济指标

锅炉在运行时应将下列参数维持在正常数值范围内

过热蒸汽压力

过热蒸汽温度℃

低过出口 ≯419℃

一级减温出口 ≯397℃

高过壁温 ≯600℃

汽包水位0㎜

两侧烟温差 ≯50℃

氧量3.65‰

炉膛负压－130pa～－250pa

排烟温度≯135℃

额定蒸发量240t\h

最低蒸发量70t\h

床温790℃～920℃

煤的颗粒度＜10㎜

锅炉水位的调整

1、锅炉给水应均匀，必须随时保持汽包水位计水位应有轻微的波动，其变化范围为±50mm，报警水位± mm，跳闸水位为＋ mm和－ mm。

2、当给水控制投入自动时，仍需随时监视汽包水位的变化，保持给水量与蒸发量的平衡，做到均衡稳定给水，避免调节幅度过大，若水位自动失灵时，立即改用手动，并通知调度联系热工人员尽快消除故障。

3、在运行中经常监视给水压力及给水温度的变化，正常情况下给水压力为12MPa，给水温度为215℃。

4、在正常运行中，应保持两侧汽包就地水位计完整清晰，指示正确，汽包水位计各部不允许有漏水、漏汽现象，水位计必须有充足的照明。

5、每班应冲洗就地水位计一次，与DCS上显示值和电接点水位计对照两次，水位计冲洗程序如下：

①开启放水门，冲洗汽管、水管及玻璃管。

② 关水门，冲洗汽管及玻璃管。

③ 开水门，关汽门，冲洗水管及玻璃管。

④ 开汽门，关放水门，恢复水位计运行。

6、冲洗水位计时应缓慢进行，脸部不能正对水位计。

7、当水位计冲洗结束后，应对照两只就地水位计的水位指示应相符，且有轻微波动现象，否则应重新冲洗。

8、正常运行时，水位的调节以主给水调节阀为主，其它电动门全开或手动点开。

9、当主给水调节门发生故障时，可将其置于固定位置，用给水大旁路调节门进行调节。

床温控制

1、影响锅炉床温的主要因素是燃料发热量，风量，运行中还有燃料品质的变化，因此即使工况稳定也要注意床温的变化，运行中随着床料的增加，床层阻也增加，在风门开度不变的情况下，，风量也会逐渐减少，床温也会随之升高，返料量对床温也有一定的影响。控制。

2、维持床温运行稳定，主要通过风量和燃料来控制，稳定负荷运行时，可以在小范围内调整风量；满负荷运行时，风量一般保持不变，如有温度波动，一般情况下，通过改变给煤量即可调整。

3、正常运行时，床温宜控制在850℃～920℃，应密切注意上升变化趋势，加强对风室压力和床压的监视，如发现有异常及时采取措施，避免结焦现象的发生。最佳脱硫温度是850℃～900℃。

4、入炉煤颗粒过大，床温会升高，增大排渣量，特别要增加事故放渣的次数。

床层压力的控制

1、满负荷运行时，床压宜保持在6.5Kpa～8.0Kpa范围内，风室压力可相应保持在11.5Kpa～12.5Kpa范围内，这一数值范围与燃料性质，负荷高低等因数有关，可在运行中根据具体情况而定，这一数值可通过排渣来控制。

汽温，汽压的调整

1、在运行中，应根据总负荷的需要和各炉的负荷分配，相应调整好本炉的蒸发量，确保燃烧稳定及水循环正常。

2、在运行中，应根据外界负荷的变化，保持锅炉各运行参数的稳定，主汽压力控制在9.4Mpa，主汽温度540℃ ，正常负荷不得超过额定蒸发量220t\h最低不低于70t\h.

3、当主蒸汽温度偏高或偏低时，可用减温水进行调节，调节时不可猛增猛减以避免主汽温度大幅波动，如减温水调节量不够时，可适当通过燃烧来调节。汽温偏低时，可以用调整一.二次风量配比，加强燃烧提高床温，加强吹灰等办法来提高。

4、当汽温汽压不正常时，应检查是否由于燃烧室结焦，返料不正常，给煤机断煤或堵煤，锅炉漏风等原因，及时采取措施进行处理。

5、为保证蒸汽参数正常，锅炉与汽机的主蒸汽压力表，温度表交接班前后应进行对照，发现不正常，及时联系热工处理。

锅炉燃烧的调整

1 锅炉燃烧调整的目的是使锅炉的蒸发量，汽温，汽压能满足发电和供热的需要，保持燃烧稳定，并不断提高锅炉效率。

2 在运行过程中，值班人员应了解燃煤特性（发热量，挥发份，灰份）及时调整燃烧方式＆风煤配比。

3 在锅炉正常运行中，可通过调节给煤量.一.二次风量及一二次风配比.风室压力.床压.石灰石添加量来控制和调整燃烧，保证锅炉燃烧的稳定＆脱硫正常。

4 当锅炉负荷变化时，主要通过改变一.二次风量，给煤量来达到适应负荷变化的需要，调节负荷时，一般加负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风。当锅炉负荷稳定时，可在保持一.二次风量相对稳定基础上，调节给煤量来保持床温和汽压，当床温或汽压偏高时适当减煤，反之适当加煤。

5 根据锅炉负荷和炉内各部的燃烧温度调节一.二次风量，进入风室的一次风量不得低于临界流化风量，以保证床层正常流化。燃烧正常时一.二次风量配比控制在50：50范围内，达到完全燃烧的目的，又可控制SO2和Nox生成量。给煤机的密封风和播煤风必须具有足够的压头，以防烟气反串。

6 锅炉排渣量通过床压或风室静压来控制＆监视，高负荷时风室压力宜控制在11.5Kpa～12.5Kpa，床压宜控制在6.5Kpa～8Kpazhi之间，冷渣器转速不宜太高，易造成入口密封圈磨损漏红渣。

7 经常检查床层流化情况。良好的流化燃烧时，风室风压波动较小，如果波动较大时，表明流化质量可能变差。当布风板上任一点床温异常并与其他床温偏差较大，则表明床层已处于不良的流化状态。确认后应脉冲增大一次风量或增大排渣量进行调整。若上述措施仍未能改善流化情况而影响燃烧时，则应停炉检查床层是否结焦，布风板上风帽是否有烧坏和堵塞现象，或出现大颗粒沉积等不正常现象。

8运行时，应经常经常检查锅炉各部的漏风情况，所有检查门，人孔门均应关闭严密，当烟汽中含氧量升高，或引风机电流显著增大时，应检查各部烟道，空预器和除尘系统的严密性，并采取措施消除漏风。

9 运行时，应经常观察锅炉各部分的烟气温度和阻力变化，如不正常时，应检查由于漏风、结焦、堵灰或燃烧不正常引起的，并采取措施消除。

10 正常运行时，锅炉两侧的烟气温度应均衡，过热器两侧的烟气温差一般不超过40℃，若温度偏差太大，要检查是否存在烟气走廊等不正常情况。

锅炉排污

1、为了保持受热面清洁不结垢，避免炉水发生汽水共腾及蒸汽品质恶化，必须定期或连续对锅炉进行排污。

2、连续排污：从汽包中含盐浓度最大的部位放出炉水，排除炉水中的悬浮物，以维持额度的炉水含盐量；定期排污：从锅炉各水冷壁下联箱定期排出炉水内的沉积物和水垢，以防止炉管堵塞而影响正常水循环。

3、定期排污时，每只排污阀全开不容许超过半分钟，操作人员应站在排污阀的侧面，先开一次门，用二次门调整，结束时先关二次门，后关一次门。排污时监盘司炉加强对水位的监视。

4 、在排污地点有足够的照明，周围无杂物，在排污装置有缺陷时，禁止进行排污工作。排污时工作人员应戴手套，使用合适的扳手。

5、锅炉定期排污时应得到司炉的同意，并联系邻炉，在同一系统上不得两台炉子同时进行排污。排污时必须缓慢，管道内无冲击声，否则应关小调整门直至冲击声消失，然后再开大。

6、当锅炉发生异常时，应立即停止排污工作。连续排污应按化学要求调整开度，在开关和连续排污时应告知值长。

汽水品质控制

第七章锅炉连锁保护（暂时无资料）

第八章　锅炉停炉作业规范及保养

第一节停炉

一、停炉前的准备：

1. 司炉在接到值长或班长的停炉通知，联系燃运停止上煤，作好准备。

2. 在接到停炉命令后，司炉必须认真填写停炉操作票，并按其进行工作。

3. 两天以上的正常停炉，值长应在六小时前通知运行班长，并将煤仓内燃料维持小半仓运行。

4. 锅炉大修或长期备用，值长应在24小时前通知运行班长，将煤仓内存煤尽量烧完。

5. 每次停炉检修或消缺，班长和司炉必须将各项缺陷及运行中存在的故障、问题查清楚统计完整并检查核实。

6. 停炉前1小时停止加药，关加药门。

7. 停炉前进行一次定期排污。

8. 冲洗、校对远传水位计和就地水位计一次。

二、停炉步骤：

1、联系邻炉司炉向邻炉转移负荷，降负荷过程中先减煤后减风，交替缓慢进行，注意汽温、汽压、流量的变化。

2、根据停炉原因，确定是否加大排渣量。

3、检查各部温度，并保持降温速率不大于15℃/min，维持汽包水位，监视汽包上下壁温差不超过50℃。

4、降负荷至50% MCR进行一次吹灰。

5、慢慢降低负荷，每分钟以≤10%MCR的速度减少给煤量，当负荷降至60% MCR时，解列各自动，转为手动控制。

6、得到值长停炉指令后，关闭给煤机进口门，待皮带上的煤全部进入炉膛后停给煤机，监视氧量和床温。

7、氧量上升到10%并且床温下降后依次停二次风机、一次风机、引风机、J阀风机保留运行。联系值长关闭烟道插板并断电。

8、关主汽门并且开主汽门前疏水门，并断主汽门电源；用对空排汽门控制压力，根据汽温解列减温水。

9、电袋减少电收尘器电场或停运电收尘器。

10、维持汽包正常水位，停止上水后，关连排、开启省煤器再循环门。

11、停炉后，关闭对空排汽门，通过疏水门控制降压速度。

三、正常停炉后的冷却及维护

（1）停炉后的冷却：

1、锅炉停炉后，应按下表控制汽压下降速度：

2、停炉16小时后开8米及以下人孔门、尾部烟道人孔门，通风冷却。

3、停炉24小时后关尾部烟道人孔门，启脱硫风机通风冷却。

4、 J阀风温250℃以下，停J阀风机。

5、床温低于400℃，关所有人孔门，启一次风机排渣(注：正常停炉时启一次风机冷却炉子时间必须在停炉24时间后进行，非正常停炉按厂里要求进行。)

6、汽压0.2 MPa，炉水温度低于120℃，进行放水。

7、锅炉排渣结束，床温降至50℃时停一次风机保留引风机运行。

8、开J阀放灰孔放灰；床温降至20℃时，停脱硫风机，联系调度要求脱硫制酸车间关烟道插板。

（2）停炉后的维护

1、联系电气进行四台给煤机进出口门开关试验。

2、油枪检查清洗，且油枪短接打油循环。

3、点火风道、风室、高温旋风分离器、回料器、水平烟道内部检查。

4、水冷壁、过热器、省煤器、空预器检查。

5、膨胀指示器检查。

6、给煤机内部及落煤管检查。

7、电收尘器检查。

8、炉内耐磨料检查。

第二节锅炉保养及防冻工作

1、保持给水压力法:

2、停炉冷却后，汽包下部壁温120℃，压力0.15MPa，将炉内存水放光、用给水旁路上水，上满水后，关闭空气门。

3、给水旁路继续以每小时10～15T的流量上水，开启高温过热器疏水，所有定排门，定排联箱放水，保持水流动，具有一定温度。

4、专人监视汽包压力，防止压力过大，压力应为0.5～1.0MPa。

5、采用此法，每天分析炉水溶解氧等指标必须合格，持续时间为半个月。

6、 保持蒸汽

7、停炉冷却后，当汽压降至0.5MPa时,第一种方法:重新点火升压至2～3 MPa,停止升压,让锅炉自然冷却, 当汽压又降至0.5MPa时再一次点火；

8、第二种方法是用邻炉加热装置加热炉水,汽压保持在0.5MPa以上；(等系统完善)

9、第三种方法是微开锅炉并炉门前疏水门、主蒸汽母管疏水门、锅炉主汽门的旁路门，用新蒸汽充压保养方法，汽压保持在0.5MPa以上。

10、余热烘干法保养

11、在停炉18～24 小时，汽包下部壁温140℃，压力0.5～0.8MPa，紧闭各人孔门、烟道、风门档板，开空气门和向空排汽门，将炉水全部放掉。

12、严密关闭与公用系统连接的给水、蒸汽、疏水、放水、排水、排污、加药等门，利用余热将炉受热面烘干；8小时后，严密关闭空气门、向空排汽门。

13、停炉后的防冻

14、冬季停炉后，必须监视锅炉各部位温度，对有存水部分尤为注意，以免冻坏设备。

15、锅炉检修，长期备用。热工仪表管有冻结的可能，可以仪表管内积水放去，仪表柜加热器投用，检查伴热带正常，轴承冷却水可以微开，使水在流动状态。

第三节锅炉安全阀校验作业规范

一、安全阀校验规定：

1. 新安装安全阀完毕，锅炉大修后或安全门控制系统的机械部分检修后，需进行安全阀校验。

2. 过热器安全阀整定压力为： MPa；

3. 炉汽包安全阀整定压力为： MPa。

4. 调整安全门时，应有指定好的安技人员到场，有运行、检修负责人、工程技术人员、班长、司炉、检修调整人员参加。

二、校验前的检查和准备

1. 安全门装置及其他有关设备的检修工作全部完成，工作票已签退完毕。

2. 所有工具及通讯器材准备齐全。

3. 试验前集控室与汽包就地压力、水位校验准确。

4. 检查过热器压力控制门、向空排汽门、事故放水门开关可靠。

5. 校验前解列就地水位计、汽包加药门、取样门。

三、校验方法

1. 按锅炉升压曲线升压及校验安全门工作值（不参加校验的安全门应锁定）。

2. 利用向空排汽门控制汽压且汽压上升速度控制在每分钟不允许超过0.2MPa（手动操作）并由专人指挥，专人操作。

3. 由校验员进行机械安全门的动作调整，直至该安全门起座和回座，压力符合规定值。

4. 安全门校验完毕后，应将压力降至正常压力，安全门投入运行。

四、安全阀校验注意事项：

1. 安全门校验一般按压力由高到低的顺序逐个进行。

2. 安全阀校验前必须将水位保护解除。

3. 安全门校验期间，应特别注意汽包水位的监视调整，防止锅炉满、缺水事故发生，安全门校验前必须告知运行炉司炉，以防抢水。

4. 校验过程中，必须派专人就地监视，并加强与集控室操作人员的联系。

5. 校验过程中必须保持燃烧稳定，不得进行对汽压有影响的工作（如排污、换水等）。

6. 若出现燃烧不稳定，造成汽压波动或发生缺水等不安全事故时，应立即停止校验工作。

7. 检验完毕后作好记录并汇报有关领导。

第九章锅炉压火操作

第一节有计划的锅炉压火

一、由于锅炉机组进行设备检修、外界压负荷及其它原因，需要短时间停炉时，可将锅炉进行压火处理，使其处于热备用状态，以便能及时启动。

二、锅炉压火时间不超过8小时。

三、锅炉压火前的准备：

1、接到压火通知后，班长应布置各岗位人员做好相应的准备工作。

2、司炉认真阅读并填写压火操作票。

3、压火前冲洗、校对远传和就地水位计一次。

4、压火前一小时联系水化停止加药，并加大连续排污量。

5、压火前进行一次定期排污。

6、检查燃油系统符合投运要求。

四、压火操作

1、按锅炉正常停炉操作，将锅炉负荷降至30% MCR，且维持约30分钟，尽量维持高床温，并维持氧量稳定。

2、根据情况解列减温水系统，关闭连续排污门。

3、锅炉停止排渣。

4、适当增加给煤量，使炉内存在一定量未燃烬的碳。

5、氧量上升到10%并且床温下降后依次停各风机，'J'阀风机保留运行；关烟道插板门，并视压火时间决定是否断电。

6、关主汽门并且开主汽门前疏水门，并断主汽门电源；用对空排汽门控制压力，根据汽温解列减温水。

7、停止除尘、输灰系统、关闭给煤机出口门及各风机进出口挡板，保证锅炉密闭。

8、保持汽包水位正常，当锅炉停止给水后应开启省煤器再循环门。

9、尽可能关闭锅炉汽水系统各疏水阀，维持汽包高压及高水位。

10、密切监视汽包压力及过热器出口压力，用疏水及排大汽控制压力，防止安全阀动作。

第二节非计划的锅炉压火

一、锅炉发生MFT时，进行非计划的压火操作。

二、压火操作结束后，保持'热维持状态'，直到准备启动为止。

三、立即查明MFT动作原因，并及时消除。

四、按照热态启动程序迅速启动。

第三节锅炉热态启动

一、启动条件：

锅炉短时间停炉，处于热备用状态，平均床温高于650℃。

二、热态启动前的准备：

1. 联系调度，班长交待清楚启炉任务。

2. 确认机组所有检修工作已结束，检修工作票办理签退手续。

3. 检查电源供给正常，热工控制设备正常。

4. 对锅炉本体和辅机进行全面检查，使其达到锅炉启动的要求。

5. 将汽包水位调节至－50～－100mm范围内。

6. 燃料系统、除灰系统、输渣系统作好投运准备。

7. 检查燃油系统，并确认燃油已供至炉前。

8. 就地将给煤机进出口门打开。

三、热态启动步骤：

1、作好启炉准备后，汇报值长，准备启炉。

2、确认'J'阀运行正常，调整'J'阀回料器各风量。

3、迅速顺序启动引风机、二次风机、一次风机。

4、将燃烧风量快速调至压火时的工况。

5、迅速远程启动给煤机并将煤量设定到40t/h运行煤量，监视床温是否上升，氧量是否下降，根据实际情况降低给煤量。同时，就地做好投油枪的准备，并将油枪迅速投上。

6、投煤5分钟后氧量未下降，床温仍未上升，则热态启炉失败，转入温态启炉，停运给煤机。

7、安排锅炉排渣，同时就地启动进行给煤机间断投煤。

8、严密监视汽包上下壁温差＜50℃，并根据过热器各管壁温度，及时投入喷水减温。

9、热态启动期间如向炉内供给了过量的燃料，则床温可能上升，氧量迅速下降，此时应该停运给煤机待氧量回升后再向炉内投煤。

10、汽温汽压正常后，汇报值长

第十章事故处理规范

一、具有下列情况之一应紧急停炉

1、 MFT动作或拒动；

2、锅炉主要承压部件，如：水冷壁管、给水管、蒸汽管爆破，不能维持锅炉正常水位时；

3、所有水位计损坏，无法监视锅炉水位时；

4、锅炉主汽压力超越限值，安全门拒动，对空排汽又不足以泄压时；

5、炉膛区域结渣严重，处理无效。

6、旋风分离器下料管或'J'阀堵灰，多方处理无效，影响循环倍率和床压大幅度波动；

7、燃料在烟道内发生二次燃烧，排烟温度不正常升高时；

8、除渣除灰系统故障，多方处理无效，严重影响锅炉正常安全运行；

9、炉墙发生裂缝而有倒塌危险时；

10、锅炉重要测点损坏，多方处理无效，严重影响锅炉正常安全运行。

11、就地两侧水位计同时损坏1小时内不能恢复时；

12、集控室所有水位计损坏20分钟内不能恢复时；

13、厂用电中断；

14、仪表电源DCS电源中断；

15、严重威胁设备及人身安全的事故发生时。

二、紧急停炉的步骤：

1、汇报值长，通知邻炉司炉；

2、按紧急停炉按纽立即停止所有给煤机运行；

3、根据事故现象和处理方法决定是否继续使风机运行维持炉膛风量和继续投运冷渣器及除灰系统，是否启动油燃烧器稳燃。

4、停炉后事故处理按相应的处理方法执行。

三、遇有下列情况之一者，应请示生产厂长批准停炉：

1、锅炉主汽温度或受热面壁温超过极限时，经多方调整或降低负荷运行仍无法恢复正常时；

2、锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重超标，经多方调整仍无法恢复正常时；

3、控制汽源中断，短时间无法恢复；

4、其它严重影响锅炉正常安全运行的故障短时在运行中不能恢复正常的事故。

四、紧急停炉的注意事项：

1、紧急停炉前必须汇报值长。

2、停炉过程中，必须时刻监视汽包水位和炉膛负压，并做及时调整。

3、若为炉内水冷壁管损坏停炉，则应立即关闭冷渣器进渣门，以免湿渣堵塞冷渣器。

4、若为风机跳闸停炉，应立即查明跳闸原因，尽快处理恢复。

5、请示停炉应按值长的指令执行。

第一节锅炉满水

一、原因

1. 锅炉运行人员对水位监视不够或错误操作。运行人员在操作时注意力不集中，疏忽大意；当锅炉负荷降低时没有减少给水量。

2. 水位计故障，造成假水位，运行人员误判断。

3. 给水压力突然升高，未及时发现或给水自动调节器失灵，未及时切换为手动操作，给水调节阀内泄漏严重，阀门及执行机构故障，连杆脱落、阀门开度方向与指示不符等未及时发现。

4. 锅炉负荷增加太快。

二、现象

1. 水位警报器发出高水位报警信号；高水位信号灯亮。

2. 所有水位计向'正'方向指示。

3. 就地水位计指示升高或不见水位；双色水位计呈全绿色。

4. 给水流量不正常的大于蒸汽流量。

5. 过热蒸汽温度急剧下降。

6. 严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，引起管道剧烈振动，法兰接口处冒蒸汽，甚至汽包上的安全阀冒出水和蒸汽。

7. 当水位高于+200mm时，MFT动作。

8. 蒸汽含盐量增大。

三、处理

1. 给水自动切换为手动，关小主给水调节门，减少给水量。

2. 冲洗就地两侧水位计，确认其准确性和满水程度，同时校对上、下部水位计的准确性。

3. 如汽包水位计看不到水位时，应用叫水法叫水，操作如下：

A．开启水位计放水门，使汽水管路得到冲洗。

B．关闭水位计水门，缓慢地关闭放水门如水继续进入水位计致满，则证实系严重满水，此时，应立即通知调度室并采取下列措施：

<1>立即停止锅炉机组运行。

<2>停止锅炉上水，开启炉水再循环门。

<3>分别开过热器疏水及主汽门前疏水。

<4>加强放水，注意汽包水位计上部水位的出现。

<5>作好重新启炉的准备。

4. 确认为严重满水时应立即紧急停炉。若为轻微满水，开启事故放水门，增大连续排污门开度，必要时开启定期排污门放水，注意水位变化。

5. 迅速开启省煤器再循环门，以保护受热面。

6. 如汽温骤降，立即全开过热器向空排汽门及主汽门前疏水门。必要时开启各级过热器疏水门，监视汽温、汽压变化。

7. 解列减温器，检查喷水减温器总门是否已严密关闭。

8. 水位回到正常位置时，应迅速关闭排污阀。

9. 为了确保水位计处于良好状态，在锅炉放水操作后，若锅内仍有压力，应冲洗、校对水位计一次；若锅内已无压力，可对水位计进行一次放水试验。

10. 全面地检查锅炉给水系统是否正常，如有异常情况，必须在处理好后方可启动锅炉恢复运行。

第二节　锅炉缺水

一、锅炉缺水的主要原因：

1、运行人员操作失误或责任心不强，监视水位不够。

2、运行人员技术水平低，误判断，甚至误把缺水判断为满水。

3、表计电源中断，运行人员误判断。

4、水位计指示不准确，产生假水位，使运行人员误判断，误操作。

5、给水系统故障引起。如：

（1）给水自动或调节机构失灵；

（2）给水阀或给水逆止阀发生故障；

（3）给水泵发生故障；

（4）水冷壁、省煤器破裂或大量泄漏。

6、锅炉排污管道、阀门泄漏或排污不正确，两点以上同时进行，排污操作后没有及时关闭、关严排污阀。

7、锅炉负荷突变时，给水自动跟踪不及时，运行调整不及时。

二、锅炉缺水现象

1、水位报警器发出低水位报警信号，低水位信号灯亮。

2、所有水位计都向'负'方向指示。

3、就地水位计指示降低或看不见水位，双色水位计呈全红色。

4、给水流量不正常地小于蒸汽流量，若水冷壁、省煤器破裂时此现象则相反。

5、过热蒸汽温度升高。

6、当水位低于-250mm时，MFT动作。

三、锅炉缺水处理

1、当发现水位有异常时，验证远方水位计指示的正确性(如对其有怀疑时，应与汽包就地水位计对照；必要时应冲洗水位计)。

2、当发现锅炉缺水时，应立即到就地冲校两侧水位计并用'叫水法'判断其缺水程度，决定处理方法。'叫水法'及操作程序如下:

<1>进行水位计的部份冲洗，用叫水法检查水位，其操作如下：

a.开启放水门关闭汽门使水侧部份得到冲洗。

b.慢慢关闭放水门，注意炉水是否进入水位计内。

<2>用叫水法后，水位在水位计内出现，则应谨慎地加强进水，并注意监视水位。

<3>用叫水法后，水位未能在水位计内出现，则应立即停炉、停止上水，将事故报告调度。

3、给水自动切换为手动操作，手动开大调节门，增大给水量。

4、发现给水压力低造成给水量减少，应立即通知热调要求提高给水压力。短时不能恢复，应降低锅炉负荷运行。

5、当汽包水位降至-100mm以下时，除应继续增加给水外，还应关闭连续排污、炉水取样门，并检查定期排污门及省煤器放水门、事故放水门是否关闭严密。如发现有损坏的放水门大量漏水时，应报告车间、热调，并停止锅炉运行。

6、如汽包水位继续下降，且低于-250mm时，MFT动作，按MFT动作后有关规定处理。

7、如因设备故障或运行人员疏忽，以致汽包水位降至看不见(MFT拒动时)，应立即停炉。严禁向锅炉补水，并将事故情况汇报车间、调度。

8、在给水流量小于蒸汽流量时，禁止用增加锅炉蒸发量的方法来提高汽包水位。

9、故障消除后，应对锅炉给水系统进行全面检查，待汽包水位恢复正常后，锅炉重新启动。

第三节　汽水共腾

一、汽水共腾的原因

1、炉水质量不符合标准悬浮物或含盐量过大，锅炉排污和加药未按规定进行。

2、水位计指示不准确造成误判断，误操作，长期使汽包水位过高运行。

3、锅炉并汽时，蒸汽压力高于母管压力或开主汽门过猛、过快，使蒸汽大量涌出。

4、锅炉负荷增加速度过快或锅炉严重超负荷运行。

二、汽水共腾现象

1、由水位过高引起汽水共腾时，水位报警器持续发出高水位信号，就地水位计指示波动大，玻璃管内的水面带有泡沫，没有明显的水位线，甚至看不清水位。

2、过热蒸汽温度急剧下降。

3、严重时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰接口处冒蒸汽、滴水。

三、汽水共腾处理

1. 联系邻炉司炉，转移负荷。

2. 降低锅炉负荷，使汽包水位在正常水位的下限运行，并保持稳定。

3. 全开连续排污门，加强定期排污，必要时，开启事故水门放水。

4. 联系调度通知水化停止加药并查明原因，设法改善炉水质量。

5. 根据汽温下降情况，开启过热器和蒸汽管道疏水门。

6. 减少减温水或解列减温器。

7. 在炉水质量未改善前，不允许增加锅炉负荷。

8. 故障消除后，应冲洗水位计一次，汇报班长准备增加负荷。

9. 若经上述处理后，汽温仍继续下降，则应请示热调或生产厂长批准停炉检查。

第四节锅炉水冲击

一、汽包内水冲击

1、汽包内水冲击的原因

(1) 汽包水位太低，使汽包内给水分配管暴露在蒸汽空间。

(2) 汽包内给水分配管在蒸汽空间部位的管子腐蚀穿孔，使给水直接喷入蒸气空间或蒸汽穿入给水管内。

(3) 停炉后主汽门或旁路门没有严密关闭，母管蒸汽反窜入汽包内。

2、汽包内水冲击的现象

(1)汽包就地水位计指示波动大。

(2)汽包内有水击响声。

(3)蒸汽温度下降。

(4)蒸汽品质下降。

3、汽包内水冲击的处理措施：

(1)汽包内水位偏低时，应适当增大给水量，提高水位。

(2)锅炉点火时，由于使用邻炉蒸汽加热不当而产生水冲击时，应适当关小加热蒸汽阀门或暂时停止加热。

(3)提高进水温度，适当降低进水压力。

(4)采用以上措施后，汽包内仍有水冲击声，并伴有强烈震动时，应立即紧急停炉，进行全面检查。

(4) 若系主汽门未关严密，必须用手动关严密。

二、蒸汽管道内水冲击

1、蒸汽管道内水冲击的原因：

(1) 锅炉升压过程中，没有对蒸汽管道进行暖管疏水或疏水不彻底。

(2) 锅炉高水位运行，甚至锅炉满水或汽水共腾使蒸汽带水。

(3) 锅炉负荷增加过快使蒸汽带水。

(4) 并汽时，开启主汽门过快或过大。

2、蒸汽管道内水冲击的现象

(1)主蒸气压力表指示不稳。

(2)蒸汽管道内有水击响声，严重时管道振动、断裂。

(3)主蒸汽温度下降。

(4)因锅炉满水或汽水共腾引起的水冲击，管道法兰处向外冒白汽。

3、蒸汽管道内水冲击的处理：

(1)锅炉并汽时，如果发现蒸汽管道内有水冲击声，应停止并汽，并进行充分的疏水和暖管，对锅炉进行全面检查后重新并汽。

(2)如蒸汽管道发生水冲击时，则必须关闭减温水阀，开启过热器、蒸汽管道及有关疏水门。

(3)若因锅炉满水或汽水共腾引起的水冲击，应按有关规定处理。

三、给水管道内水冲击

1、给水管道内水冲击的原因

(1) 给水压力或温度剧烈变化。

(2) 进水时，没有排尽空气或给水流量过大。

(3) 给水泵出口逆止阀动作不正常。

(4) 给水泵运行不正常。

2、给水管道内水冲击的现象

(1)锅炉给水压力不稳。

(2)管道内有水冲击响声，严重时管道振动。

3、水管道内水冲击的处理

(1)开启给水管道上的空气阀，排除给水管道内的空气，至空气阀连续冒水时关闭该门。

(2)适当关小给水门，若不能清除时，则改用备用给水管给水。

(3)如锅炉给水阀后的给水管发生水冲击时，可关闭给水阀门，开启省煤器再循环门，然后再缓缓开启给水阀门。

(4)检查给水管道上的逆止阀和给水泵是否正常，发现问题及时处理。

(5) 尽可能地保持给水压力和温度的稳定。

四、省煤器内水冲击

1、省煤器内水冲击的原因

(1) 锅炉点火升压时，省煤器内的空气没有排尽。

(2) 省煤器进水口管道上的逆止阀上水时动作不正常。

(3) 省煤器内发生汽化。

2、省煤器内水冲击的现象(与汽水管道水冲击相同)

(1) 开启省煤器出口集箱的空气阀，排尽内部空气。

(2) 省煤器在锅炉升压过程中发生水冲击，应适当延长升压时间，并增加上水与放水的次数，保持省煤器出口的汽热度符合规定。

(3) 检查省煤器进水口管道上的逆止阀，如发现不正常，应及时进行修理或更换。

第五节　汽包水位计损坏

一、原因

1、水位计的汽水连通管堵塞。

2、炉水品质不好又未按规定冲洗水位计。

3、安装或检修质量不合标准。

4、冲洗顺序、方法或投入水位计时方法不对。

二、现象

1、看不清水位。

2、水位指示不动，左右两侧偏差较大。

3、如水位计爆破，则爆破处有响声并有大量汽水喷出。

三、处理

1．对水位计进行冲洗，并将两侧就地水位计与DCS显示水位，低置水位计显示的水位进行校对。

2．如水位计爆破应立即切断相关的电源，先关闭二次水门、回水门，再关闭二次汽门，关闭汽水一次门，联系检修处理，汇报车间、热调。

3．如就地水位计全部损坏而DCS显示水位正确，且在两小时前全面校对过，给水自动好用时，可维持锅炉在稳定负荷下运行1小时；若给水自动及水位报警不好用时，可根据可靠的DCS显示水位运行20分钟，在上述时间内，就地水位计一个都未恢复时，应请示生产厂长或热调，决定停炉时间。

4．若所有水位计全部损坏，则应紧急停炉。

第六节炉膛床温过高或过低

一、原因

1、床温热电偶和相关仪表工作不正常，指示错误。

2、称重式给煤机故障，给煤量不能控制。

3、去炉膛布风板的一次风流量过小或过大，一、二次风量配比不合理。

4、氧量过小或过大。

5、给水系统故障或汽包水位低。

6、锅炉冷渣器系统故障不能正常排渣。

7、锅炉热循环回路不正常。

8、燃用煤质变化大。

二、现象

1、床温热电偶指示值超出正常范围。

2、床温高达950℃时，光字牌声光报警。

3、床温超过990℃时，则MFT动作。

4、床温低至750℃时，光字牌声光报警。

5、床温低于650℃且未投油枪时，则MFT动作。

6、烟气含氧量指示超出正常范围。

三、处理

1、检查床温热电偶和相关表计是否处于正常工作状态。

2、检查去布风板的一次风量、风压，保证一、二次风流量的正常配比。如床温高，应增大去布风板的一次风流量并等量减少二次风流量。

3、检查给煤机是否正常，根据煤质变化及时调整风煤比合理，密切监视烟气中含氧量指示。

4、检查冷渣器工作是否正常，发现问题，按有关规定处理。

5、检查床压是否正常，及时调整。

6、检查汽包水位，给水系统是否异常，验证热循环回路各点温度正常。

7、凡出现设备原因的故障，应及时汇报车间、热调，联系检修处理。

8、发生MFT时，按MFT有关规定处理。

第七节炉膛床压过高或过低

一、床压过高或过低的原因

1、床压表管路堵塞或断开，床压变送器和相关的仪表故障。

2、风机故障，风压不正常。

3、炉膛风室压力过高或过低。

4、冷渣器工作不正常。

5、给煤系统故障。

6、'J'阀回料器工作不正常。

二、床压过高或过低的现象

1、锅炉床压指示超出正常范围，即高于10KPa或低于5KPa。

2、炉膛风室的压力异常。

三、床压过高或过低的处理。

1、检查床压表管路是否堵塞或断开，验证所有仪表的风流量和压力是否正常。

2、通知热工，检查床压变送器和相关的仪表有无故障。

3、检查所有风机应工作正常。

4、若冷渣器工作不正常，按有关规定处理。

5、检查给煤系统是否正常。

6、若'J'阀回料器堵塞，应按有关规定处理。

7、如发现故障，一时难以消除，应汇报车间或热调，联系检修处理。

第八节　'J'阀回料器堵塞

一、原因

1、'J'阀风机入口滤网堵塞，'J'阀风机运行不正常。

2、布风不合理或下料管堵塞。

3、'J'阀温度、床压测量装置故障，造成假信号。

4、'J'阀内结焦或耐磨材料脱落。

5、'J'阀流化风或松动风管路堵塞。

6、'J'阀风室漏风，使进入'J'阀的风量不足。

二、现象

1、'J'阀内床料温度低于正常工况时的温度。

2、炉膛床压不正常地低于正常床压，并伴有波动现象。

3、 'J'阀风管路出现无流量指示。

4、进入'J'阀的风量降低。

5、蒸汽温度升高。

6、锅炉蒸发量有降低的超势，带负荷能力降低。

三、处理

1、检查'J'阀风机是否正常运行，'J'阀风室是否漏风。

2、检查各监测装置有无故障。

3、调整 'J'阀的风量，观察'J'阀温度，床压及炉膛床压变化情况。如果'J'阀立管灰温逐渐升高，则说明灰循环开始建立。

4、如采取上述措施后，仍无变化则可开启放灰孔门放掉部分灰，观察'J'阀温度、'J'阀料压、炉膛床压的变化情况，并调整'J'阀流化风量，直至畅通。若所有措施无效，应汇报生产厂长或热调，确定停炉时间。

5、停炉后进行检查处理。

第九节　水冷屏及炉膛水冷壁爆破

一、原因

1、水位计指示不准确，操作人员未及时发现，长期低水位运行，水循环破坏。

2、材料不合格或管子存在缺限。

3、给水、炉水品质长期达标，使管子内部结垢堵塞或被其他物体堵塞，引起水循环不良，造成局部过热而损坏。

4、管子壁磨损或氢腐蚀严重。

5、未按规程启、停炉造成局部受热不均匀。

6、运行人员对水位监视不够或误操作使锅炉水位过低，甚至严重缺水，以致水循环破坏。

二、现象

1、爆管不太严重时，可以听到水喷出的声音，严重时有明显的爆破声，炉膛负压变正。

2、汽包水位迅速下降，水位投自动时给水量增加汽压下降。

3、泄漏侧床温偏低严重时造成锅炉灭火。

4、给水量不正常地大于蒸汽流量。

5、炉膛出口烟温降低，热风温度降低。

6、引风机、脱硫风机自动投入时调节挡板不正常的开大，引风机、脱硫风机电流增加。

7、底灰、底渣排放困难。

8、严重时发生MFT。

三、处理

1、发现水冷壁管泄漏，水量损失不大，能维持汽包正常水位，且故障不会迅速扩大时，可短时间内降低负荷运行，调整一、二次风机、脱硫风机的风量以维护炉膛负压，并严密监视泄漏情况，汇报生产厂长或热调，申请故障停炉，同时做好停炉准备。

2、当水冷壁管泄漏增大，给水量仍不能维持汽包水位时，若MFT动作，则按'MFT'动作后处理进行，若MFT未动作，则应紧急停炉。

3、停炉后，应保持一台脱硫风机继续运行，以吸出炉内的烟气和蒸汽。

4、停炉后，立即关闭电动主汽门，继续上水，在保证邻炉正常运行的情况下尽量维持汽包水位。

5、如损坏严重，致使锅炉汽压迅速降低，给水消耗过多，经增加给水仍看不到汽包水位计的水位时，应停止进水。

6、若泄漏发生在炉内，排除床料时可启动风道点火器并控制燃烧器出口温度在315℃以下，以帮助蒸发泄漏出来的炉水，防止湿灰渣将风帽堵塞。

7、待炉内可以进人后，应设法消除残余床料，并检查疏通风帽喷嘴。

第十节过热器的损坏

一、原因

1、蒸汽品质长期恶化使管内壁结垢或有杂物堵塞，致使传热恶化而损坏。

2、炉内燃烧不良，过热器烟道严重堵灰。

3、化学监督不严，汽水分离结构不良或存在缺陷，致使蒸汽品质不良。

4、管外壁床料磨损严重。

5、过热蒸汽温度或管壁温度长期超限运行。

6、低负荷时投减温水不当，在过热器中造成水塞，引起局部管壁过热。

7、在升炉过程中，过热器排汽不足引起过热。

8、过热器安装质量不好，制造有缺限，材质不符合标准，焊接质量不合格。

9、锅炉长期运行，造成管材蠕胀。

二、现象

1、蒸汽流量不正常地小于给水流量，汽压下降。

2、过热器泄漏处有漏汽声。

3、炉膛正压严重时，炉膛或烟道门孔等不严密处向外喷汽和冒烟。

4、引风机、脱硫风机电流突然增加。

5、过热器泄漏侧烟气温度降低，两侧烟气温度偏差增大。底灰排放困难严重时使灰斗堵塞。

6、床压不正常的变化，屏式过热器泄漏严重时，对床料流化有影响。

7、水位先上升后下降。

8、蒸汽温度发生变化，泄漏部位以后的汽温降低。

三、处理

1、如过热器管泄漏较小，可适当降低负荷，降低汽压，在短时间内维持运行，必要时可投油枪稳燃，并检查泄漏情况，汇报生产厂长或热调，请示停炉，做好停炉准备工作。故障加剧时应及早停炉。

2、如过热器管发生泄漏或发生MFT，必须立即停炉。防止吹坏邻近的管子，避免事故扩大。

3、停炉后保留一台脱硫风机，待排除炉内蒸汽和烟气后停用。

4、清除空预器灰斗中的积灰。

第十一节省煤器的损坏

一、原因

1、飞灰磨损。

2、给水品质不合格，造成管壁腐蚀。

3、焊接及管子质量差，或管子被杂物堵塞引起过热。

4、启停炉时，省煤器再循环门使用不当。

5、烟道内发生二次燃烧。

6、正常运行中，给水流量和给水温度急剧变化。

7、使用吹灰器不当，管子振动过大。

二、现象

1、在给水自动投用情况下，给水流量不正常地大于蒸汽流量严重时，汽包水位下降。

2、泄漏侧省煤器和空预器的烟气温度降低，两侧烟气温差增大，排烟温度下降。

3、省煤器附近有异声，竖井烟道底部可能有灰水涌出，灰潮湿，飞灰输送设备有可能堵塞。

4、烟气阻力增加，引风机电流增大，并摆动。

5、若爆破严重时，可能导致MFT动作。

三、处理

1、适当降低负荷，增大给水量维持汽包正常水位，必要时可投油枪稳燃，汇报热调，请示故障停炉。

2、经常检查损坏部位的发展情况，并作好停炉准备。

3、若锅炉继续运行时，汽包水位迅速下降，故障情况加剧或发生MFT则应立即停炉。保留一台脱硫风机继续运行，以排除烟气和蒸汽。

4、停炉后，关闭主汽电动门。

5、打开尾部竖井烟道下部检查孔或放水孔，进行放水。

6、停炉后，应继续向炉内进水，关闭所有放水门，禁止开启省煤器再循环门。

第十二节空预器的损坏

一、原因

1、由于烟气温度偏低，甚至低于露点温度，使空预器管壁产生酸性腐蚀，管壁受损变薄，甚至穿孔。

2、管壁长期受飞灰磨损，逐渐变薄、磨穿。

3、飞灰粘结在空预器外管壁表面，造成积灰腐蚀和受热不均。

4、烟道内可燃气体或积碳在空预器处发生二次燃烧，造成局部过热烧坏管子。

5、空预器材质本身不良，耐腐蚀性能和耐磨性能差。

6、空预器膨胀节安装不正确，膨胀不均或腐蚀损坏。

二、现象

1、烟道出口的排烟温度降低。

2、通风阻力增大，一、二次风量、风压不足，锅炉排烟量增大，引风机、脱硫风机负荷增大，一次风机、引风机、脱硫风机电流增大。

3、空预器烟气入口处负压降低。

4、炉膛内燃烧工况变化，正常运行操作却达不到预期效果，蒸汽压力下降，锅炉出力降低。

5、炉膛风室流化风量减少，炉内床压变化。

三、处理

1、发现空预器出口热风温度偏低时，应及时加强吹灰。

2、发现排烟温度偏低时，应及时加强吹灰。

3、如空预器损坏不严重，不致使事故扩大，应汇报热调，并维持锅炉正常运行。

4、如空预器损坏严重，炉膛温度过低，无法保证锅炉继续正常燃烧时，应紧急停炉，进行检修。

第十三节锅炉灭火

一、原因

1、长时间低负荷运行，燃烧调整不当，床温低于650℃时，投油枪助燃不及时。

2、引风机、一二次风机跳闸引起MFT动作。

3、煤质太差或燃料供给不均匀，或给煤系统故障造成燃煤中断。

4、风煤配比不当，升负荷时加风过大。

5、一次流化风量过小，床料流化不良。

6、水冷壁或屏式过热器爆管严重。

7、厂用电中断。

二、现象

1、炉膛负压波动后，突然增大。

2、汽温、汽压下降，光字牌报警。

3、一、二次风压变小，排烟温度下降。

4、蒸汽流量急剧下降。

5、汽包水位先瞬间下降，随后很快升高。

6、床温、床压降低。

7、MFT可能动作。

三、处理

1、锅炉灭火时，MFT动作则按MFT动作后处理；若MFT未动作，应立即将自动切换为手动停止给煤机。及时解列减温器调节给水量，保持汽包正常水位。停止补水后开启省煤器再循环门。

2、维持一、二次风机、引风机、脱硫风机、'J'阀风机运转，通风5分钟，以吹扫炉膛及烟道内的可燃物。

3、吹扫完毕后，关闭烟风道各调节挡板，锅炉进行密闭。主汽门关闭后应开启主汽门前疏水门，密切监视汽压变化，用疏水门控制汽压。必要时稍开对空排汽，以调节汽压不超过额定值。

4、查明灭火原因，若在锅炉压火时间内，故障能够及时清除的，应作好热态启动准备，待故障清除后，方可进行热态启动，恢复锅炉正常运行。若故障在8小时内不能清除的，应按正常停炉进行。

5、若因水冷壁或水冷屏爆管引起灭火，应按有关规定处理。

6、当发生灭火事故时，首先应及时向热调汇报及时减负荷，以维持锅炉汽压。

第十四节锅炉的结焦

一、锅炉结焦的原因

1、燃煤的灰溶点太低，煤的粒度控制不合理，大颗粒或小颗粒煤所占比例过高，煤质变化调整不及时。

2、布风板流化风量过小或布风不均匀，床料流化质量不好，造成局部温度升高，引起结渣。

3、给煤量过大，使料层中含煤量过多，温度升高。

4、保持最小流化风量运行时间过长，使部份煤粒停在风帽附近燃烧，造成局部温度升高而结焦。

5、料层过薄或给煤量及给煤速度不均匀。

6、布风板、流化风帽结焦堵塞或风帽局部变形堵塞。

7、炉膛内耐磨料脱落。

8、分离器工作不正常。

二、锅炉结焦的现象

1、流化床内有白色火花，局部流化不良。

2、从检查孔和窥视孔可见渣块，结焦处床温先升高后下降，结焦时带负荷困难。

3、'J'阀回料器可能堵塞。

4、高负荷时出现蒸汽温度无法调整。

三、锅炉结焦的处理

1、发现布风板局部流化不良时，及时调整燃烧，增大流化风量，提高流化风速度，对风帽进行吹堵。

2、减小供煤量以降低床温，相应减少二次风喷嘴的风量。必要时增加'J'阀的返料量。

3、加大底渣排放量，以尽量排出焦块，监视床温变化情况，以确定焦块是否排出。

4、结焦严重，经多方调整处理无效时，应停炉处理。

5、停炉后的冷却按正常停炉进行。

6、待停炉冷却后，进入炉膛、'J'阀回料器进行全面检查，清除渣块，疏通风帽。

7、确认一切正常后，重新点火启动。

第十五节烟道内二次燃烧

一、烟道内二次燃烧的原因

1、燃烧调整不当，油枪投入时雾化不良或漏油，油枪喷头烧坏摔落，使炉膛、烟道内积存未燃烬的煤或可燃气体。

2、炉膛负压过大，炉膛温度过低，风量不足或配风不合理。

3、锅炉长时间低负荷运行，烟气流速过低，烟道内积存的大量可燃物不能及时排走。

4、烟道内存在漏风，造成烟道内烟气含氧量增加。

5、旋风分离器分离效率降低，高温飞灰颗粒进入烟道内。

6、停炉或压火后，未对炉膛、烟风道进行吹扫。

二、烟道内二次燃烧的现象

1、锅炉排烟温度剧烈增高，烟道内温度猛升，氧量表指示不正常。

2、引风机电流摆动，轴承温度升高，声光报警甚至跳闸。

3、过热蒸汽温度，省煤器出口水温以及空预器出口热风温度不正常的升高。

4、炉膛及烟道内的负压剧烈变化，甚至形成正压，烟道不严密处向外冒烟或冒火星。

5、事故严重时，锅炉防爆门动作，向外喷出火焰或烟尘。

三、烟道内二次燃烧的处理

1、发现烟气温度不正常地升高时，应立即查明原因，并检验仪表指示的准确性。

2、如因风煤配比不当，则应加强燃烧调整，消除不正常的燃烧方式。

3、对受热面进行吹灰。

4、如因旋风分离器回料器堵塞，则应适当加大'J'阀处的流化风量或采取其它相关措施使其运行正常。

5、上述方法处理无效而排烟温度仍急剧上升，威胁设备安全时，应立即停炉。

6、严密关闭风烟系统所有挡板和烟道内的各种孔门，进行窒息灭火，严禁通风。

7、保持省煤器继续进水冷却，投入灭火装置，或利用油枪向燃烧室喷入蒸汽。

8、严密监视烟道温度和排烟温度，确认没有再燃烧且烟温明显降低后，方可小心打开检查孔检查。

9、在确认无火源后，可启动引风机，进行通风吹扫。

10、根据对炉本体和引风机检查情况，确认是否重新点火。

第十六节甩负荷

一、甩负荷的原因

1、电网系统故障。

2、汽轮机或发电机故障跳闸。

3、减温减压站故障，氧化铝高压溶出减负荷。

4、运行人员误操作。

二、甩负荷的现象

1、负荷指示波动后突然下降。

2、汽压急剧上升，若发现不及时，蒸汽压力高报警，控制不当，则安全门动作。

3、蒸汽流量急剧下降，蒸汽温度升高。

4、汽包水位先下降后上升，自动给水投入时，给水流量下降。

5、MFT可能动作。

三、甩负荷的处理

1、若MFT动作，则按MFT动作后的规定处理。

2、若MFT未动作而自动跟踪不及时，则应切换为手动操作调整，联系热调。

3、根据甩负荷的多少和参数变化的幅度，减少给煤量，必要时可停一台或全部给煤机，同时投油枪稳燃。

4、汽包汽压过高时，可开启向空排汽门，维持正常汽压。

5、当汽压起过安全门动作压力时安全门应动作，否则应手动开启过热器向空排汽门，待汽包压力下降至工作压力后关闭，对动作后的安全门，全面检查其是否关闭严密。

6、及时关小减温水调节阀或停用减温器，控制好汽温，防止汽温过低。

7、待故障消除后，缓慢接待负荷，启动停运给煤机逐渐增大给煤量，并保持汽压正常，控制好汽温和汽包水位。

8、处理事故过程中，尽量不开紧急放水门和少开向空排汽门。

9、如果系统故障短时间内不能恢复时，应汇报调度及车间，请示停炉。

第十七节锅炉超压事故

一、超压事故的原因

1、安全阀校验未按有关规定进行。

2、压力表失灵或安全阀失灵，或安全阀虽动作，但排汽量不够。

3、用汽设备甩负荷，而运行人员未及时采取措施。

4、运行人员监视不认真或误操作，或盲目地提高汽压。

5、启动锅炉后，主汽门没有打开，或者超压报警设备失灵。

二、超压事故的现象

1、压力表指示超出允许工作压力，而安全阀未动作，或安全阀虽已动作，但压力仍降不下来。

2、超压报警装置动作，发出警告信号。

3、蒸汽流量降低，汽温升高。

4、MFT可能动作。

三、超压事故的处理

1、保持锅炉水位正常，减弱燃烧，并汇报热调。

2、当安全阀失灵不能自动排汽时，应手动开启安全阀或打开过热器向空排汽门，待汽包压力正常后，关闭该阀门。

3、保持锅炉上水，加大连续排污量，适当降低汽包内炉水温度。

4、分析锅炉超压原因，检查安全阀、压力表是否正常，检查锅炉本体有无损坏，并更换。调校失灵的安全阀和压力表。待故障消除后，确定所有设备都正常后，再恢复锅炉正常运行。

第十八节离心式风机故障

一、风机故障的原因

1、风机叶片磨损，积灰和叶轮腐蚀，造成转子不平衡，中心不对称。

2、风机和电机地脚螺丝松动。

3、风机和电机轴承润滑油油质不良，油位过高或过低以及冷却水中断。

4、轴承、转子制造或检修质量不良。

5、风机执行机构发生故障，挡板积灰卡涩或连杆滑轮销子脱落。

6、就地人为按事故按钮。

7、电气设备故障或机械过载跳闸。

8、电气回路故障或人为误操作。

9、厂用电中断。

二、风机故障的现象

1、风机电流变化过大，电流突然增大或超过额定电流。

2、风机进出口风压发生变化。

3、风机发生强烈振动，串轴超过规定值，有冲击摩擦及不正常响声。

4、轴承温度，振动过高。

5、DCS报警信号响。

6、风门挡板不能调节。

7、若一、二次风机跳闸，锅炉灭火。

8、MFT动作。

三、风机故障的处理

1、遇有下列情况应立即停止风机的运行：

（1）风机发生强烈的振动超过允许值，撞击和摩擦危及人身和设备安全时。

（2）风机和电机的轴承温度，电机线圈温度不正常升高，经采取措施处理无效，且超过允许的极限时。

（3）电机运行中电流突然上升并超过允许值时。

（4）风机或电机有严重缺陷，危及设备和人身安全必须停用才能处理时。

（5）发生火灾危及设备运行时。

（6）发生人身事故，必须停止风机方能解救时。

2、如风机所产生的振动、撞击或摩擦不致于引起设备损坏，可适当减少锅炉负荷，降低风机出力，继续运行，并查明原因，尽快消除。如经处理后，缺陷仍未消除或继续加剧时，应汇报值长，要求停用。

3、风机轴承温度升高时，应检查油量、油质、冷却水量的情况，必要时可采取加油、换油、增大冷却水量的方法，经处理后，轴承温度仍继续升高，且超过允许极限值时，应停止风机的运行。

4、在停用故障引风机时，应先将正常引风机带最大负荷，后停故障引风机(不包括紧急停用风机)，并关闭其挡板。

5、检查风机执行机构是否正常，必要时就地手操。

6、若两台引风机、一、二次风机跳闸，应按紧急停炉处理。

7、查明风机故障原因，尽快处理恢复。

8、将事故情况汇报有关领导。

锅炉运行操作规程

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