循环流化床锅炉运行及事故处理规程（DG-1110/25.4-Ⅱ1）

DG-1110/25.4-Ⅱ1

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DG-1110/25.4-Ⅱ1循环流化床

锅炉运行及事故处理规程

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DG1110/25.4-Ⅱ1循环流化床锅炉运行及事故处理规程

1 主题内容和适用范围

2 引用标准

3 锅炉概述

4 锅炉机组技术规范

5 锅炉机组检修后的验收

6 锅炉试验

7 安全门校验

8 锅炉启动

9 锅炉运行调整及维护

10 锅炉外循环灰系统的运行

11 燃煤系统的运行

12 燃油系统

13 除渣系统的运行

14 吹灰系统的运行

15 床料加入系统

16 辅机运行

17 锅炉停运

18 锅炉事故处理

附录A

附录B

附录C

附录D

附录E

附录F

附录G

附录H

附录I

附录J

附录K

附录L

附录M

DG1110/25.4-Ⅱ1循环流化床锅炉运行及事故处理规程

1　 主题内容和适用范围

1.1  本规程规定了**发电有限公司DG1110/25.4-Ⅱ1循环流化床锅炉主辅设备的主要技术规范、保护与联锁、运行操作、故障及事故的处理。

1.2  本规程适用于百矿发电有限公司350MW循环流化床锅炉的运行工作。

2　 引用标准

下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期有版本适用于本文件，凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

DL/T964—2005      循环流化床锅炉性能试验规程

SG-1025/17.4-M801  循环流化床锅炉说明书

DLT 435—2004 火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程

DL 612—1996       电力工业锅炉压力容器监察规程

DL/T 895—2004     除灰除渣系统运行导则

GB26164.1—2010   电业安全工作规程（热力和机械部分）》

DL/T956—2005  火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则

GBT 12145-2008    火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量

DL/T438—2009  火力发电厂金属技术监督规程

（82）水电电生字24号 发电厂厂用电动机运行规程

3　 锅炉概述

3.1**发电有限公司 2×350MW 循环流化床锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造的型号为DG-1100/25.4-Ⅱ1超临界直流炉，采用单炉膛、M型布置、平衡通风、一次中间再热，全钢架结构、循化流化床燃烧方式，采用高温冷却式旋风分离器进行气固分离。

3.2　 锅炉整体支吊在锅炉钢架上，主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台冷却式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井三部分组成。

3.3　 锅炉采用不带再循环泵的内置式启动循环系统，由启动分离器、集水箱、集水箱水位控制阀、疏水扩容器、疏水泵等组成。在负荷≥30％BMCR 后，直流运行，一次上升，启动分离器入口具有一定的过热度。

3.4　 内置式启动分离器布置在炉前，垂直膜式水冷壁出口，采用旋风分离形式，承受锅炉运行压力。

3.5　 风室底部由前墙水冷壁管拉稀形成，由水冷壁管加扁钢组成的膜式壁结构，加上两侧水冷壁及水冷布风板构成了水冷风室。水冷风室和燃烧室之间布置有水冷布风板（其上敷设有耐磨可塑料），水冷布风板上部四周还有由耐磨浇注料砌筑而成的台阶。布风板由内螺纹管加扁钢焊接而成，扁钢上设置柱状风帽。水冷风室两侧布置一次热风道，进风型式为风室两侧进风。炉膛下部左右侧的一次风道内分别布置两台点火燃烧器用于点火和助燃。六个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部，分别对应六台滚筒式冷渣器。

3.6　 炉膛与尾部竖井之间，布置三台冷却式旋风分离器，其下部各布置一台“U”阀回料器。尾部采用双烟道结构，前烟道布置三组低温再热器，后烟道布置两组低温过热器和两组一级中温过热器，向下前后烟道合成一个，依次布置烟气调节挡板和省煤器，烟气调节挡板布置在 H 型鳍片管式省煤器上方，省煤器底下设置有冷灰斗，烟气经尾部烟道流经回转式空预器烟气侧，将热量传递给转动的模数仓格来加热送风机送入空预器的空气。

3.7　 锅炉水系统由省煤器、水冷壁以及相应集箱、连接管道和吊挂装置组成。锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱右侧， 逆流向上经过水平布置的 H 型鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，经省煤器加热的水通过一根集中下降管一分为二引到炉前，再经过下水连接管进入水冷壁下集箱与中隔墙水冷壁下集箱。水冷壁介质向上流动，水冷壁出口工质汇入水冷壁上集箱与中隔墙水冷壁上集箱后，由连接管引入水冷壁出口汇集集箱，再由连接管引入汽水分离器进行汽水分离，锅炉启动处于循环运行方式时，蒸汽流经汽水分离器后进入旋风分离器进口烟道，被分离的水进入集水箱，经过集水箱水位控制阀进入疏水扩容器，经过疏水泵后进入凝汽器。

3.8　 蒸汽从汽水分离器引出后，由蒸汽连接管引入旋风分离器进口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入旋风分离器下集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离器上集箱引至尾部竖井左右包墙上集箱，下行冷却左右包墙后进入左右包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集箱，即低温过热器进口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至后烟道的一级中级过热器，对一级中级过热器进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至炉膛顶部二级中温过热器进口集箱，流经二级中温过热器受热面后，在炉前经连接管引至同样位于炉前的高温过热器进口集箱，最后合格的过热蒸汽由位于炉膛顶部的高过出口集箱两侧引出。

3.9　 再热系统由低再、高再及其进出口集箱、蒸汽连接管道、吊挂装置、安全阀等附件组成。从汽机高压缸排汽引入尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱，流经低温再热器，由低温再热器出口集箱引出，经锅炉两侧连接管引至炉前高温再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的高温再热器后， 合格的再热蒸汽从炉膛上部高温再热器出口集箱两侧引至汽机中压缸。

3.10　 锅炉通过三级喷水减温控制过热器汽温和主汽温度，三级喷水减温分别布置在低过和中过 1、 中过 1 和中过 2、 中过 2 和高过之间，由省煤器出口接来。再热器汽温通过尾部烟气调节挡板控制，低再与高再间布置一级微量喷水减温器，由给泵中间抽头接来。

3.11　 循环流化床锅炉内物料的循环是依靠送风机和引风机提供的动能来启动和维持的。从一次风机出来的空气分成三路送入炉膛：第一路，经一次风空气预热器加热后的热风从两侧墙进入炉膛底部的水冷风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流；第二路，热风用于炉前分布式多点给煤；第三路，未经预热器加热的冷风作为播煤密封风送入给煤机。经二次风空气预热器加热后的热二次风直接经炉膛下部前后墙的二次风箱分二层送入炉膛。烟气及其携带的固体粒子离开炉膛， 通过布置在水冷壁后墙上的分离器进口烟道进入旋风分离器，在分离器里绝大部分物料颗粒从烟气流中分离出来；另一部分小颗粒随气流通过旋风分离器中心筒引出，由分离器出口烟道引至尾部竖井烟道，经前包墙及中间包墙上部的烟窗进入前后烟道并向下流动，冲刷布置其中的水平对流受热面管组，将热量传递给受热面，而后烟气流经 H 型鳍片管省煤器、空气预热器后再进入除尘器，最后，由引风机抽进脱硫塔、烟囱，排入大气。

3.12　 锅炉主要辅机配置：锅炉采用平衡通风方式。每台炉设 1 台播煤增压风机，设 2 台变频+入口调节离心式一次风机，设2 台变频+入口调节离心式二次风机，设 2 台动叶可调轴流式引风机，集中布置 3 台高压流化风机，2台运行，1 台备用。入炉煤采用二级细碎机破碎系统制备。

3.13　 燃烧系统主要包括燃烧器、 燃油管道系统和给煤装置。锅炉共布置八台称重给煤机，对应八个给煤口，全部布置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。燃烧器包括床下点火风道油燃烧器和床上油燃烧器。床下风道点火燃烧器由点火风道、点火油燃烧器、油枪、高能点火装置及推进器、火焰检测器、看火孔、配风器、内预燃筒、稳燃器、风门挡板等部件组成，布置在锅炉炉底水冷风室一次风道前点火风道中，每台锅炉设置两支床下风道点火燃烧器，每个风道点火燃烧器配有 2 支油枪，每个风道点火燃烧器进风口设置风门挡板，用以调节燃烧需要风量。床下风道点火燃烧器的功能是在锅炉启动时加热一次风，加热后的一次热风经床下水冷风室通过布置在布风板上的风帽，使床上物料达到流化状态，加热床料至锅炉允许投煤条件。当锅炉正常稳定燃烧后，停运风道点火燃烧器，作为热一次风道使用。床上助燃燃烧器由油枪及执行器、高能点火装置及推进器、火焰检测装置、配风器、稳燃器等部件组成。设置在下二次风支管中，炉前4支、炉后2支，均匀布置在炉膛底部，床料上方，采用二次风配风。除了用于锅炉点火启动也用于低负荷稳燃，床上助燃燃烧器油枪停运后，油枪执行器将后退约 400mm，使床上助燃燃烧器作为锅炉下二次风支管风道使用。

3.14　 冷渣器采用滚筒水冷式冷渣器，数量为 6 台，单台冷渣器的设计出力25t/h，排渣温度低于 150℃。

3.15　 空气预热器采用单台四分仓回转式空气预热器。位于尾部竖井省煤器下方，一二次风道接口靠炉前方向，一次风在中间，二次风在两侧，烟道接口靠炉后方向。回转式空气预热器装设有盘车装置、吹灰器、清洗装置、消防装置、窥视孔及其他必要的装置。清洗回转式空气预热器传热元件的排水，应能通向排水处理装置为避免低温烟气腐蚀，回转式空气预热器低温段传热元件应采用耐腐蚀材料，其结构便于检修和更换。

3.16　 锅炉本体部分共配有12台弹簧安全门，分别布置在中过I和中过II之间4只（左、右侧各2只） 、高温过热器出口2只（左、右侧各1只） 、低温再热器进口4只（左、右侧各2只） 、高温再热器出口2只（左、右侧各1只） ，在高温过热器出口还装有 2只PCV阀（左、右侧各1只）。

4　 锅炉机组技术规范

4.1　 锅炉主要参数，见表1

表1  锅炉主要参数

序号	项目	单位	BMCR	BRL
1	锅炉蒸发量	t/h	1110	1057
2	过热蒸汽出口压力	Mpa	25.4	25.4
3	过热蒸汽出口温度	℃	571	571
4	再热蒸汽流量	t/h	919.42	873.45
5	再热蒸汽进口压力	Mpa	4.097	3.878
6	再热蒸汽出口压力	Mpa	3.997	3.679
7	再热蒸汽进口温度	℃	312.8	306.3
8	再热蒸汽出口温度	℃	569	569
9	给水温度	℃	284.6	280.9

4.2　 锅炉主要界限尺寸，见表2

表2  锅炉主要界限尺寸

序号	项目	数据（mm）
1	锅炉深度	55300
2	锅炉宽度	45000
3	顶板高度	77700
4	炉膛宽度	28231.2
5	炉膛深度	9212.4
6	顶棚标高	60000
7	尾部竖井深度	9310
8	尾部竖井宽度	15779
9	水冷壁下集箱标高	4300
10	运转层标高	12600（钢架为12540，有60mm厚栅格）

4.3　 煤灰特性

煤质以百矿褐煤商品煤为主，适当掺烧贵州无烟煤及部分煤矸石，设计煤质配比比例为：7（百矿褐煤商品煤）比3（贵州无烟煤）；校核煤质1配比比例为：8（百矿褐煤商品煤）比2（贵州无烟煤）；校核煤质2配比为：6（百矿褐煤商品煤）比4（贵州无烟煤）。混合后的煤质见下表：

表3  煤灰特性

序号		名  称	符 号	单 位	设计煤种	校核煤种1	校核煤种2
1	燃煤成分	收到基碳	Car	％	39.61	35.34	43.58
		收到基氢	Har	％	2.22	2.19	2.14
		收到基氧	Oar	％	6.28	6.86	5.42
		收到基氮	Nar	％	1.01	1.02	0.98
		收到基硫	St.ar	％	2	1.75	2.25
		收到基灰分	Aar	％	39.88	43.74	36.33
		全水分	Mt	％	9	9.1	9.3
		干燥无灰基挥发份	Var	％	33.54	38.69	28.59
		收到基低位发热量	Qnet.ar	MJ/kg	15．350	13．740	16．530
2	灰的特性	二氧化硅	SiO2	%	55.69	55.84	56.30
		三氧化二铝	Al2O3	%	26.48	26.18	24.85
		三氧化二铁	Fe2O3	%	6.99	6.56	7.80
		二氧化钛	TiO2	%	1.42	1.26	1.53
		氧化钾	K2O	%	2.45	2.32	2.56
		氧化钠	Na2O	%	0.50	0.46	0.54
		氧化钙	CaO	%	0.97	0.88	1.36
		氧化镁	MgO	%	1.41	1.47	1.22
		三氧化硫	SO3	%	0.95	0.80	1.40
		其它		%	3.14	4.23	2.44
		灰变形温度	DT	℃	1488	1475	1488
		灰软化温度	ST	℃	1500	1500	1500
		灰半球温度	HT	℃	1500	1500	1500
		灰熔化温度	FT	℃	1500	1500	1500

4.4　 燃油特性，见表4

表4  燃油特性

序号	项目	内容
1	油品	0号轻柴油
2	恩氏粘度（20℃）	1.2-1.67°E
3	运动粘度（20℃）	3.0-8.0厘沱
4	灰分	≤0.025%
5	水分	痕迹
6	硫分	<0.2%
7	机械杂质	无
8	凝固点	0℃
9	闭口闪点	65℃
10	比重	0.83-0.87 t/m3
11	低位热值	～41030 kj/kg

4.5　 锅炉汽水品质

给水品质：

pH (25℃)：挥发处理  9.0～9.6(标准值)

加氧处理  8.0～9.0（标准值）

溶解氧：   挥发处理  ≤7μg/L（标准值）

加氧处理  30～150μg/L（标准值）

联氨：     挥发处理  10～50μg/L（标准值）

硬度：  »0 mmol/L

氢电导率(25℃)：挥发处理  ＜0.20μS/cm（标准值），＜0.15μS/cm（期望值）

加氧处理  ＜0.15μS/cm（标准值），＜0.10μS/cm（期望值）

二氧化硅：≤15μg/L（标准值），   ≤10μg/L（期望值）

铁：    ≤10μg/L（标准值）,≤5μg/L（期望值）

铜：    ≤3μg/L（标准值）,≤1μg/L（期望值）

钠：    ≤5μg/L（标准值）,≤2μg/L（期望值）

TOC：    ≤200μg/L（标准值）

氯离子：   ≤5μg/L（标准值）,≤2μg/L（期望值）

蒸汽品质：

氢电导率(25℃)：＜0.20μS/cm（标准值），＜0.15μS/cm（期望值）

二氧化硅：     ≤15μg/kg（标准值），≤10μg/kg（期望值）

铁：         ≤10μg/kg（标准值）,≤5μg/kg（期望值）

铜：         ≤3μg/kg（标准值）,≤1μg/kg（期望值）

钠：         ≤5μg/kg（标准值）,≤2μg/kg（期望值）

4.6　 锅炉安全阀技术规范，见表6

表6  锅炉安全阀技术规范

中温过热器安全门	编号	型号	规格（mm）	整定压力 MPa	回座压力 MPa	排放量 t/h	回座比	温度℃
	左1	1733WD	2.5＂×6＂	31.07	29.83	235	4%-7%	477
	左2	1733WD	2.5＂×6＂	31.07	29.83	235	4%-7%	477
	右1	1733WD	2.5＂×6＂	31.07	29.83	235	4%-7%	477
	右1	1733WD	2.5＂×6＂	31.07	29.83	235	4%-7%	477
过热器出口安全门	左	1723WH	2＂×6＂	30.4	28.9	109	4%-7%	571
	右	1723WH	2＂×6＂	30.4	28.9	109	4%-7%	571
过热器出口PCV阀	左	3547W（V）	2.5＂×4＂	26.67	25.6	157	2%	571
	右	3547W（V）	2.5＂×4＂	26.67	25.6	157	2%	571
再热器入口安全门	左1	1785WB	6＂×8＂	4.71	4.5	313	4%-7%	313
	左2	1785WB	6＂×8＂	4.85	4.6	313	4%-7%	313
	右1	1785WB	6＂×8＂	4.71	4.5	313	4%-7%	313
	右1	1785WB	6＂×8＂	4.85	4.6	313	4%-7%	313
再热器出口安全门	左	1767WB	4＂×6＂	4.32	4.1	71	4%-7%	569
	右	1767WB	4＂×6＂	4.32	4.1	71	4%-7%	569

4.7　 锅炉各部水容积，见表7

表7 锅炉水容积（m³）

省煤器	启动系统	水冷系统	过热器	再热器	总容积
79	8	60	175	200	522

4.8　 主要承压部件、受热面及管道的有关数据表，见表8

表8  主要承压部件、受热面及管道的有关数据表

部件名称		数量（根）	外径×壁厚（mm）	材料	金属允许温度（℃）
省煤器	入口集箱	1
	省煤器		Φ50×7	SA210C	＜450
	出口集箱	1
水冷壁	水冷壁集中下水管数
	水冷壁下集箱
	中间隔墙水冷壁下集箱
	风室底部水冷壁管		Φ31.8×6.5	15 CrMoG	＜540
	主床布风板水冷壁管		Φ45×8.6	15 CrMoG	＜540
	水冷壁管（标高40250mm以下）		Φ31.8×6.5	15 CrMoG	＜540
	水冷壁管（标高40250mm以上）		Φ33.4×7.1	12Cr1MoVG	＜570
	隔墙水冷壁		Φ38.1×7.5
			Φ60×12.2

5　 锅炉机组检修后的验收

5.1　 锅炉机组大、小修后，应有设备异动报告。

5.2　 运行人员在进行验收时，应对设备进行详细的检查，并进行必要的试验和试转。

5.3　 在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，除及时记录在有关记录本外，还必须在投运前予以消除。

5.4　 检查验收应包括以下各项内容

5.4.1　 拆除或装复为检修工作而采取的临时设施，现场整齐清洁，各通道畅通无阻，保温及照明完整、良好。

5.4.2　 锅炉本体、辅机及风烟道等设备完整，内部无杂物。

5.4.3　 管道、阀门连接良好，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色标志。

5.4.4　 设备、管道、阀门等现场设施标志牌齐全、完好，安装规范、整齐、清洁。

5.4.5　 仪表操作盘上的仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照明，报警信号、声、光良好。

5.5　 检修后的具体检查项目

5.5.1　 检查燃烧室、物料循环系统及烟风道内部，符合下列要求

5.5.1.1　 锅炉各部炉墙完整严密，保温浇注料、砌筑料无脱落、严重裂纹、变形、松动及烧损现象。

5.5.1.2　 水冷壁（屏）、过热器、再热器、省煤器、集箱、悬吊管外形正常，各部防磨护板牢固。

5.5.1.3　 燃烧室、物料循环及烟风道内部无杂物、结焦、积灰、积料及堵塞现象，脚手架拆除。

5.5.1.4　 燃烧室各二次风口、落煤口、返料口应完整，无严重变形、烧损堵塞现象。

5.5.1.5　 检查所有人孔门、检查口等完整，开关灵活，并关闭严密。各观察窗清洁无破损。

5.5.1.6　 水冷布风板、回料器布风板风帽齐全，风帽无堵塞、磨损严重及松动等现象；根部无严重烧损；布风板上无杂物和漏风情况，耐火防磨材料无裂纹及损坏现象。

5.5.1.7　 水冷风室内耐火保温浇筑料无脱落、严重裂纹、变形、松动及烧损现象；风室内无杂物，密封良好，无漏风、积料现象。

5.5.1.8　 各非金属膨胀节完好无破损。

5.5.1.9　 炉膛回料腿、排渣口、回料器排料口、返料口无堵塞。

5.5.1.10　 各部放灰管应通畅，放灰门应灵活、严密。

5.5.1.11　 风道燃烧器外壳完好，无变形烧损现象，保温良好，无脱落，与水冷风室连接膨胀节严密无损坏，点火窥视孔玻璃完整清晰。

5.5.1.12　 风道燃烧器、配风器、稳燃罩、导流板完好无烧损变形情况，喷口完整，无堵塞。

5.5.1.13　 风道燃烧器高能点火装置进退灵活无卡涩，打火正常。

5.5.1.14　 风道燃烧器供回油管路、杂用空气管路、阀门完好，无泄漏现象。

5.5.1.15　 旋风分离器外观正常，无变形烧损，分离器进、出口水平烟道内壁防磨浇注料良好，无裂纹、变形及损坏现象。

5.5.1.16　 各汽水管道支吊架完好无变形，膨胀吊架完好，保温齐全。

5.5.1.17　 各风道、烟道挡板调节灵活可靠，开关位置标定正确，驱动装置良好（对影响锅炉安全运行的主要风门挡板应作重点检查验收）。

5.5.1.18　 空预器无动静磨擦，无积灰，TTMD、LCS装置完好，LCS动作正常，消防喷淋装置完好。

5.5.1.19　 空预器出口防爆门上及周围无杂物影响其动作的灵活可靠。

5.5.1.20　 空预器内部无杂物、积灰、积料及堵塞现象，脚手架拆除。

5.5.1.21　 各膨胀指示器完好，指示清晰。

5.5.1.22　 炉墙、均风导流板及吊杆完整、严密，无严重烧损现象。

5.5.1.23　 尾部烟道灰斗完好，内部清洁，无杂物、无积灰。

5.5.1.24　 各测量仪表和控制装置的附件位置正确、外形完整。

5.5.1.25　 各风门挡板完整严密，传动装置完好，开关灵活，位置指示正确。

5.5.2　 给煤线检查，符合下列要求

5.5.2.1　 原煤斗及其插板门完好，无积煤和杂物，插板门开关灵活。

5.5.2.2　 称重给煤机皮带完好，无烧损、划伤、鼓包及断裂现象；清扫链完好无变形弯曲。进煤电动插板门完好无变形，开关灵活，手轮齐全；下煤气动插板门完好无变形，驱动装置完好，无漏气现象，开关灵活。

5.5.2.3　 各给煤口管通畅，无堵塞、漏煤现象，密封风装置良好无烧损、变形。

5.5.2.4　 各检查孔关闭严密，检查窗完整，无积灰情况。

5.5.2.5　 称重给煤机检查照明装置完好无破损现象。

5.5.3　 检查底灰、床料系统装置，符合下列要求

5.5.3.1　 滚筒冷渣器内衬完整，内部无焦渣及杂物、冷却水管路无泄漏，保护装置完整可靠。转动灵活、无卡涩。

5.5.3.2　 刮板输灰机刮板完整、无变形弯曲现象，减速箱完好牢固，油位正常，传动链松紧合适，转动灵活、无卡涩。

5.5.3.3　 底渣斗提机、床料斗提机、输送机完整、减速箱完好牢固，油位正常，转动灵活、无卡涩。

5.5.3.4　 底灰库内无杂物，下渣门开关灵活，能严密关闭；旋转给料器、无卡涩。

5.5.3.5　 冲灰喷嘴完整，无堵塞，位置正确，各阀门灵活好用。

5.5.4　 检查吹灰器系统装置，符合下列要求

5.5.4.1　 各吹灰器完好，无弯曲、变形和漏气现象，内外支架完好，进退正常。

5.5.4.2　 压力调节控制装置完好，动作可靠。

5.5.4.3　 吹灰管路完好，无破损、泄漏情况，保温齐全良好，疏水器完好。

5.5.4.4　 各手动门、电动门开关灵活，无泄漏现象。

5.5.5　 检查各转动机械，符合下列要求

5.5.5.1　 所有安全遮栏及保护罩完整牢固，靠背轮联接完好，地脚螺丝不松动。

5.5.5.2　 轴承内的润滑油洁净，油位计完整，指示正确，清晰易见，刻有最高、最低及正常油位线，油位应接近正常油位线，放油门或放油螺栓严密不漏。

5.5.5.3　 轴承油杯良好，接头正常。

5.5.5.4　 轴承温度计完好。

5.5.5.5　 冷却水充足，排水管畅通，水管不漏。

5.5.5.6　 各电机进线及接地线良好，操作开关及事故按钮正常。

5.5.6　 检查汽水管道及燃油管道，应符合下列要求

5.5.6.1　 支吊架完好，管道能自由膨胀。

5.5.6.2　 保温完整，表面光洁。

5.5.6.3　 管道上有明显表示介质流动方向的箭头。

5.5.6.4　 与系统隔绝的堵板，该拆的已拆除，该装的已装复。

5.5.7　 检查各阀门、风门及挡板应符合下列要求

5.5.7.1　 与管道连接完好，法兰螺栓已紧固。

5.5.7.2　 手轮完整，固定牢固，门杆洁净，无弯曲及锈蚀现象。

5.5.7.3　 阀门填料应有适当的压紧间隙，丝堵已拧紧，主要阀门的保温良好。

5.5.7.4　 传动装置的连杆、接头完好。各部销子固定牢固，电控装置良好。

5.5.7.5　 具有完整的标志牌，其名称、编号、开关方向清晰正确。

5.5.7.6　 位置指示器的指示与实际位置相符。

5.5.8　 检查压力表，应符合下列要求

5.5.8.1　 表盘清晰，过热器、再热器压力表在工作压力处画有红线。

5.5.8.2　 量程符合要求，表计指示在零点。

5.5.8.3　 校验合格，贴有校验标志和装铅封。

5.5.9　 检查安全门，应符合下列要求

5.5.9.1　 安全阀及其排汽管和疏水管应完整，装置牢固。

5.5.9.2　 防碍其动作的杂物、灰尘和锈垢必须除去。

5.5.9.3　 PCV阀定值必须符合规定，驱动装置完整可靠。

5.5.10　 检查左右侧高压旁路液动阀安装完整，驱动装置良好。

5.5.11　 检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求

5.5.11.1　 指示板牢固地焊接在锅炉骨架或主要梁柱上，指针垂直焊接在膨胀元件上。

5.5.11.2　 指示板的刻度清晰、正确，在板的基准点上涂有红色标记。

5.5.11.3　 指针不能板外物卡死，指针与板面垂直，针尖离板面（3～5）mm。

5.5.11.4　 锅炉在冷态时，指针应指在指示板的基准点上。

5.5.12　 检查操作、控制盘，符合下列要求

5.5.12.1　 所有仪表、信号、操作开关及切换开关配备齐全，完整好用；

5.5.12.2　 CRT盘面规整，所有的标志齐全名称正确，字迹清楚；

5.5.12.3　 指示灯泡、灯罩颜色正确；

5.5.12.4　 热工及事故音响好用，响声宏亮。

5.5.13　 检查现场照明应符合下列要求

5.5.13.1　 锅炉各部位的照明灯头及灯泡齐全，具有足够的亮度；

5.5.13.2　 事故照明电源可靠；

5.5.13.3　 集控室照明充足，光线柔和。

5.5.14　 其它检查

5.5.14.1　 检修中临时拆除的平台、楼梯、栏杆、盖板、门窗均应恢复原位；

5.5.14.2　 所打的孔洞和损坏的地面应修补完善；

5.5.14.3　 在设备及其周围的通道上不得堆放垃圾杂物，地面不得积水、积油、积煤、积灰和积粉，应清除干净；

5.5.14.4　 现象所有脚手架全部拆除；检修中更换下来的物品，应全部退出现场。

5.5.14.5　 在锅炉附近备有足够的消防用品。

5.5.15　 上述检查完毕后，应将检查结果记录在值班记录簿内，对所发现的问题，应由当班值长及时通知检修负责人予以消除。

5.6　 主要辅机的试运行

5.6.1　 新安装或检修后的转机，必须进行试运转验收合格后，方可正式投入运行。转动机械试运行时，应遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

5.6.2　 对于新安装或大修后的转机：试转工作应先空试电机，合格后方可带机械试转。

5.6.3　 电机试转前必须进行远方操作合闸、事故按钮试验，且合格。

5.6.4　 电机试转时应检查转动方向是否正确，

5.6.5　 转机带机械进行第一次启动时，当转机达全速后用事故按钮（或者远方）停止运行，观察轴承及转动部分，记录惰走时间，确认无异常后方可正式启动。

5.6.6　 各转机的启动，应在最小负荷下进行，以保证设备的安全；风机试运时，应进行最大负荷的试转，运行中保持炉膛压力正常。

5.6.7　 同一母线设备不可两台同时启动，重要设备应汇报值长，得其同意后方可进行启动。

5.6.8　 转机试运时间要求：新装机械不少于8h；大修后的一般≥2h；特殊情况下也不小于1h。回转式空气预热器、引风机、二次风机、一次风机、播煤风机的连续试运行时间一般不应少于4h；其它转机的试运行时间应不少于30min。

5.6.9　 回转式空气预热器试运行前应先将漏风控制系统LCS密封板装置提升到最高位，以防设备损坏，试转时确认主、辅电机及气动马达转向正确，试运行中应无明显的磨擦声，否则应停止运行，查明原因。

5.6.10　 对于鼠笼式电动机的连续启动次数，若制造厂家无特殊规定时，在冷态下允许启动（2～3）次，间隔时间不少于5min，在热态下允许启动1次，在处理事故时，允许多启动1次。6kV的电机24h内启动次数不得超过6次。

5.6.11　 转动机械试运行前的检查

5.6.11.1　 确认锅炉风、烟系统和各风门、挡板及其传动机构都已校验，且运行正常；

5.6.11.2　 风、烟系统、灰循环系统无人工作，各部孔门已经关闭；

5.6.11.3　 确认转动机械及其电气设备检修完毕，工作票收回且办理试转单后方可进行；

5.6.11.4　 盘动联轴器（1～2）转，机械无异常，轻便灵活，否则应查明原因，予以消除；

5.6.11.5　 转动机械以及与之有关的润滑油系统、冷却系统、控制系统及各仪表均符合启动前的检查要求。电动机符合（82）水电电生字24号《发电厂厂用电动机运行规程》的有关规定；

5.6.11.6　 拉合闸、事故按钮及联锁试验合格，其试验程序按本标准执行；

5.6.11.7　 润滑油供油系统应在风机试转前试转应收合格，联锁保护试验完成；

5.6.11.8　 转动机械检查正常，方可联系送上该设备的电源及其操作电源、气源，投用监测装置、程控装置、保护装置以及联锁装置。

5.6.12　 转动机械试运行。

5.6.12.1　 转动机械试运行时，有关的检修负责人必须到现场；运行应有人检查、验收，仪表盘上也应有人监视启动电流和启动电流在最大值的持续时间。

5.6.12.2　 各辅机的启动，应在最小负荷下进行，以保证设备的安全。

5.6.12.3　 风机试运行时，应进行最大负荷的试验（电流不得超过额定值）试运行中保持正常炉膛负压。

5.6.12.4　 给煤线试运行时，应确认系统内无杂物、积煤，原煤斗下煤电动插板门必须关闭严密。

5.6.12.5　 风机试运行：启动空预器，主、辅电机电流正常后。启动引风机，电流表指示应在40s内摆回到正常位置，否则应立即停止。待电流正常后，启动高压流化风机、电流表指针应在60s内摆回到正常位置，否则应立即停止，待电流正常后，启动二次风机、电流表指针应在50s内摆回到正常位置，否则应立即停止，待电流正常后，启动一次风机、电流表指针应在90s内摆回到正常位置，否则应立即停止，待电流正常后，逐渐开启风机入口挡板，直到全开为止（电流不得超过额定值）。试运行时，注意要保持炉膛负压为（50～100）Pa，试运行结束后，关闭风机入口挡板，停止风机运行。

5.6.13　 转动机械试运行时的验收项目应符合下列要求

5.6.13.1　 旋转方向正确；

5.6.13.2　 无异常声音、磨擦和撞击；

5.6.13.3　 轴承温度、振动、串轴符合本标准规定；

5.6.13.4　 轴承及管路无漏油，油管畅通，油位正常，油质良好；

5.6.13.5　 检查各处无油垢、积灰、积粉、漏风、漏水等现象；

5.6.13.6　 风门、挡板（包括机械限位、各导叶开关同步一致）及执行机构的安装位置正确，并能关闭严密，不使停用中的风机反转；

5.6.13.7　 风门、挡板应有就地开度指示装置并和控制室内的开度指示核对一致；

5.6.13.8　 电动机的运行情况应符合（82）水电电生字24号《发电厂厂用电动机运行规程》的有关规定；

5.6.13.9　 回转式空气预热器：

5.6.13.9.1　 回转式空气预热器各处的门、孔均应关闭严密；

5.6.13.9.2　 支持、导向轴承、减速箱润滑良好，回油正常；

5.6.13.9.3　 LCS密封装置良好，扇形板动作正常。

6　 锅炉试验

6.1　 锅炉试验内容，应作为机组锅炉A、B、C级检修后的验收项目。

6.2　 接到值长试验通知后，方可按要求进行试验工作。

6.3　 确定要试验的设备完整，具备试验条件。

6.4　 试验时应有专人负责监视设备的动作情况。对已投入正常运行的系统及承压设备不可再进行试验工作。

6.5　 电动、气动控制装置试验前应检查控制电源及气源正常。

6.6　 经检修后设备试验时应有锅炉、电气、热控检修等有关人员参加。

6.7　 电（气）动阀门、风门、挡板的开关试验

6.7.1　 试验前的检查及条件

6.7.1.1　 检修工作已结束，工作票已收回。

6.7.1.2　 按照本标准要求对阀门、风门、挡板进行全面检查。

6.7.1.3　 已投入正常运行的系统及承受压力的阀门、挡板等不参与试验。

6.7.1.4　 联系检修人员共同参加试验。

6.7.2　 试验方法及验收标准

6.7.2.1　 各阀门、风门挡板、手动、电动（气动）切换把手（或开关）应在“就地或远控”位置。

6.7.2.2　 气动执行装置动作灵活，压力表指示正常，无漏气现象。

6.7.2.3　 试验所有电动（气动）阀门、风门挡板均应开关灵活，挡板（阀门）实际开度与就地指示、CRT显示相符，同时检查反馈信号是否正常

6.7.2.4　 远控试验时要验证阀门限位开关动作正常，有“停止”按钮的阀门也要试验其停止正常。

6.7.2.5　 试验完毕后要核实所有阀门、风门挡板的切换把手（或开关）应在“远控”位置，将试验结果及发现的问题详细作好记录。

6.7.2.6　 对于气动阀门、挡板还要试验其失去气源、控制电源时的状态是否正确。

6.7.2.7　 在试验过程中要特别注重检查与锅炉机组正常密切相关的重要阀门、挡板的检查，如一次风调节挡板、二次风分风挡板、风机进出口挡板、引风机动叶、给水管道等相关阀门。

6.8　 各主要转机拉合闸试验和事故按钮试验。

在各转动机械试转工作前，必须将各转机送电至“试验”位，相应进行转动机械的开关拉合闸试验和事故按钮试验。

6.9　 漏风试验

6.9.1　 用正压试验的方法检查锅炉本体及烟道的严密性。

6.9.1.1　 严密关闭各部人孔门，检查孔门及放灰门等。

6.9.1.2　 启动一台一次风机保持，保持炉膛出口负压在（50～100）Pa。

6.9.1.3　 用小火把（或其它方法）靠近炉墙及烟道进行检查，如漏风，则火被从不严密处吹离漏风点。在漏风部位画上记号，予以堵塞。

6.9.2　 用正压试验的方法检查空气预热器、风道及其挡板的严密性。

6.9.2.1　 适当保持炉膛负压。

6.9.2.2　 关闭一、二次风机入口挡板，各一、二次分风门。开启一、二次风机出口挡板。

6.9.2.3　 启动一、二次风机并记录其电流值，逐渐开大入口挡板，直到开完为止，风机电流均应不变，如电流增大，炉膛负压减小，则表明风门、挡板有不严密处，应查明原因予以消除。

6.9.2.4　 检查一、二送风机挡板的严密性，应轮换停止一、二风机，关闭停止中的风机挡板，风机不倒转，表示挡板严密。否则，应查明原因予以消除。

6.9.2.5　 检查各风机运行状况，确保其正常运转，并检查各风量、风压、测点的检修情况。

6.9.2.6　 检查一、二次风门挡板调节特性试验。

6.10　 主床布风板阻力特性试验

6.10.1　 应先检查确认主床为空床，风帽无堵塞、安装完好，水冷风室无积灰。

6.10.2　 风机试转正常，各风烟道调节档板灵活，风烟系统风量、压力测点正常。

6.10.3　 启动引风机、一次风机运行，一次风机用工频方式运行（变频运行时将变频指令加至最大），全开左、右侧热一次风挡板，用一次风机入口挡板调整风机出力，逐渐加大一次风量，挡板开度每增加5%记录一次，控制一次风机电流不超额定值，维持炉膛压力在（0±100）Pa稳定不变，风机电流达最大后，用同样的方法进行下行试验（每关小一次风机入口挡板5%记录一次）。记录参数有：冷一次风母管压力、一次风机电流、左/右侧热一次风量、热一次风温、左/右侧水冷风室压力、左/右侧密相区下部床压。

6.10.4　 用上下行的数据绘制阻力特性曲线，通过温度修正可得到热态布风板阻力特性曲线。作为运行分析、调整的依据。

6.10.5　 回料器布风板阻力试验比照此方法进行。

6.11　 床料均匀性试验（此项工作可以在主床、回料器填加床料过程中进行，同时检查床料填加情况）。

6.11.1　 在床内填加350mm左右的床料。

6.11.2　 分别启动一台引风机、一台高压流化风机、一台二次风机、一台一次风机，使床料流化均匀至床压稳定，不再呈现升降情况时，用锅炉紧急停炉按钮停止风机运行。

6.11.3　 进入床内检查床料平整情况。若床面床料凹凸不平现象，应及时查找原因并消除。

6.12　 锅炉水压试验

6.13　 锅炉水压试验的目的

6.13.1　 在于检验锅炉承压部件的强度是否符合要求，各部焊口是否泄漏并全面检查各部件是否严密。

6.13.2　 作为锅炉检修后验收的主要依据。

6.13.3　 检查与锅炉直接相连的仪表及系统的强度与严密性。

6.14　 锅炉水压试验种类

6.14.1　 锅炉水压试验分为工作压力试验和超水压试验两种。

6.14.2　 一次汽水系统工作压力的水压试验为：25.4 MPa。

6.14.3　 一次汽水系统超水压试验压力为：31.75MPa。

6.14.4　 二次汽水系统工作压力的水压试验为：4.097MPa。

6.14.5　 二次汽水系统超水压试验压力为：6.146MPa。

6.14.6　 水压试验应以就地过热器出口压力表及再热器出口压力表与控制盘压力表相对照一致后进行。压力表须经校验，准确可靠，过热器及给水管道必须装有标准压力表。

6.15　 水压试验的范围。

6.15.1　 一次汽水系统水压试验范围：省煤器、水冷壁、水冷屏、汽水分离器及集水箱、过热器、主蒸汽管道（堵阀前）、给水管道及下降管等。

6.15.2　 二次汽系统水压试验范围：再热冷段两侧堵阀后至再热热段出口堵阀范围内的受热面、承压部件。

6.15.3　 各疏放水、排空气一次门前。

6.15.4　 汽水取样、热工测量表计、吹灰蒸汽一次门前、加药门后。

6.16　 水压试验的必要条件：

6.16.1　 工作压力水压试验在大、小修后，承压部件经过事故抢修或临时性检修后进行。

6.16.2　 超水压试验

6.16.3　 在水冷壁管共拆换50%以上时；

6.16.4　 过热器或省煤器管成组拆除或更换时；

6.16.5　 汽水分离器、水冷壁联箱、过热器联箱、省煤器联箱、再热器联箱更换时；

6.16.6　 锅炉承压部件进行过较大面积的焊补修理后；

6.16.7　 运行锅炉经过两次A级检修周期时；

6.16.8　 停炉一年以上锅炉恢复运行时；

6.16.9　 工作压力水压试验可随时进行，超水压试验必须经主管生产的公司领导批准方能进行。

6.17　 水压试验前的准备和组织措施。

6.17.1　 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，确认检修工作已结束，热力工作票已注销，炉膛和锅炉尾部烟道无人工作。

6.17.2　 汇报值长，联系化学值班员，做好锅炉水压试验的准备工作，并有防止汽轮机进水的措施。过热器出口堵板、再热器进口、出口堵板全部换为死堵；汽机侧主蒸汽管路所有疏水门全部开启；水压试验时高压旁路必须可靠隔断；

6.17.3　 检查关闭低再入口吹灰蒸汽汽源门，开启吹灰器管疏水门，防止吹灰蒸汽管道超压。

6.17.4　 联系、配合热工人员将过热器、再热器、给水的压力表和集水箱水位计投入。

6.17.5　 超水压试验还要解列各安全门、PCV阀。

6.17.6　 按水压试验阀门检查卡检查各阀门，位置正确。水压试验按操作票进行。

6.17.7　 在水压试验时必须具备快速泄压的措施，以防超压。

6.17.8　 水压试验由生技部专责工程师主持，运行、检修、安监人员负责人参加。

6.17.9　 按“锅炉上水”要求及步骤，当锅炉上水至各空气门见水时，将其关闭，并停止进水。检查外部无问题，方可升压进行试验。

6.17.10　 锅炉上水过程中加强炉膛和尾部烟道受热面的检查，发现泄漏情况应立即停止上水，并及时汇报。以防止床层床料受潮、积水以及尾部烟道灰斗积水等情况发生。

6.18　 一次汽水系统工作压力的水压试验

对一次汽水系统进行升压，升压应平稳、缓慢，升压速度≯0.3MPa/min，当压力升至2.54MPa时关闭阀门停止升压，组织人员进行全面检查，若无泄漏和异常现象，继续对一次汽系统进行升压；当压力达到工作压力25.4MPa时，停止升压，组织人员进行全面检查，确认有无泄漏及异常，检查期间应保持压力不变。检查完成后，关闭上水门，停止给水泵，并记录5min内压降值。

6.19　 一次汽水系统超水压试验

6.19.1　 升至工作压力时对系统全面检查无异常，继续升压。此时升压速度不大于0.1MPa/min，当达至试验压力为31.75MPa时，稳压20min。然后降压至25.4MPa之后进行全面检查，检查期间压力应保持不变。检查完成后，关闭上水门，停止给水泵，并记录5min内压降值。

6.19.2　 水压试验合格，用空气阀泄压，泄压速度与升压速一致，泄压至0.2MPa时，开启各级过热器空气门，开启过热器上所有疏水门进行放水，汽水分离器放水至正常水位。

6.20　 二次汽水系统工作压力水压试验

当一次汽系统泄压完毕之后，通过再热器喷水减温对二次汽水系统进行升压，控制升压速度，升压应平稳、缓慢，升压速度≯0.3MPa/min，压力达到0.41MPa之后，停止升压并进行全面检查；无泄漏及异常后继续升压，当达至工作压力达到4.097MPa时，组织人员进行全面检查，确认有无泄漏及异常，检查期间应保持压力不变。检查完成后，关闭上水门，停止给水泵，并记录5min内压降值。

6.21　 二次汽水系统超水压试验

6.21.1　 升至工作压力时对系统全面检查无异常，继续升压，此时升速度不大于0.1MPa/min，当压力达到6.146MPa之后，稳压20min，观察并记录有无压降，然后降至工作压力进行全面检查，检查期间保持压力不变。

6.21.2　 水压试验合格后泄压至零、泄压速度与升压速一致，用低再空气阀泄压，当压力泄压至0.2MPa时，开启再热器空气门和疏水门将水放尽。

6.22　 当压力升至规定阶段时，应进行下列检查：

6.22.1　 检查直接受压的各阀门门芯、盘根的严密性。

6.22.2　 检查新增加焊口的情况。

6.22.3　 检查受热面部分有无砂眼、裂纹、变形现象。

6.22.4　 超压试验时，待压力降至工作压力后方能进入炉内检查。

6.23　 水压试验合格的标准

6.23.1　 在关闭升压上水门，停止给水泵后，经过5min，一次系统压力下降值不大于0.5MPa，二次系统压力下降值不大于0.25MPa。

6.23.2　 受压元件没有明显的残余变形。

6.24　 水压试验中的注意事项：

6.24.1　 水温太高、上水速度太快而未排完所有空气、压力表不准等因素影响到水压试验的准确性。

6.24.2　 水压试验升压时，承压部件金属壁温必须大于20℃，否则严禁升压。

6.24.3　 在检查焊口、阀门时不可面对直视，以免其破裂伤人。

6.24.4　 水压试验在充压、降压、放水过程中，不得进行各承压部件的检修工作。

6.24.5　 当一般检修及事故检修后的焊口冷却两小时后，方可上水，进行水压试验。

6.24.6　 水压试验结束，达条件后联系检修人员拆除安全门的卡板及水压试验堵阀，恢复系统。

6.25　 锅炉保护及联锁试验

6.25.1　 锅炉经过大、小修或有关辅机电气、热工设备检修后，应试验保护、联锁装置，以验证其可靠性，锅炉FSSS保护试验和辅机大联锁试验不合格，机组禁止启动。

6.25.2　 辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前做完。

6.25.3　 锅炉FSSS保护试验应在转机大联锁试验合格后进行。

6.25.4　 保护、联锁试验必须在检修工作己结束、工作票已收回后进行。

6.25.5　 炉膛安全监控系统（FSSS）、数据采集系统（DAS）、协调控制系统（CCS）、微机监控及事故追忆系统均已调试完毕，事故报警、灯光、音响均能正常投用。

6.25.6　 转动机械事故按钮试验及风门挡板试验完毕。

6.25.7　 即做好杜绝燃煤进入炉内的措施。炉前燃油系统进、回油手动门关闭，给煤机原煤斗下煤插板门关闭，称重给机内无煤。

6.25.8　 保护联锁试验时需得到值长同意，并有检修人员在现场配合，试验中发现问题及时处理。

6.25.9　 整个试验过程各试验项目由运行人员与热工人员共同参与、共同完成。

6.25.10　 在试验过程中运行人员要《联锁保护试验记录表》确认联锁试验的动作项目和动作条件及定值的准确性，以及联锁试验动作后的联动设备的正确性，并做好相关记录。

6.25.11　 动态试验时操作及动力电源应送电。

6.25.12　 锅炉FSSS保护装置的动态试验间隔时间不得超过3年，且动态试验应在机组滑停时进行。

6.25.13　 在大修后或确认有必要时经主管生产的公司领导同意后方可进行动态联锁试验，但必须在静态试验合格后进行。

6.25.14　 联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严禁无故停用联锁及保护，若因故障需停用时，应得到主管生产的公司领导批准，并限期恢复。

6.25.15　 油泄漏试验

6.25.15.1　 启动条件

6.25.15.1.1　 所有锅炉燃油 油枪进油阀关到位;

6.25.15.1.2　 所有锅炉燃油 油枪回油阀关到位;

6.25.15.1.3　 供油系统压力> 3.0MPa;

6.25.15.1.4　 总风量> 25%BMCR

6.25.15.1.5　 一次风流量> 临界流化风量（159000）

6.25.15.2　 油泄漏试验，分为 油母管憋压试验和油母管进油快关阀泄漏试验两个阶段：

6.25.15.2.1　 第一阶段（油母管憋压试验）：泄漏试验开始时，立即开启供回油母管联络电动门，置锅炉燃油 油枪回油调节阀全开位置。为了对油母管充压，打开锅炉燃油油母管进油快关阀。保持进油阀开状态30 秒，而后关闭，如果此时锅炉燃油油枪的油母管压力大于2.5MPa，就置位油管路打压成功标志，反之将置位油泄漏试验失败标志。油管路打压成功后，程序将记录此时的锅炉燃油油母管压力。而后保持油母管当前状态2 分钟，计时结束时再次记录锅炉燃油油母管压力。将之前的油压值减去现在的油压值，如果差值小于0.3MPa，置位油泄漏试验第二步开始标志，反之置位油泄漏试验失败标志。

6.25.15.2.2　 第二阶段（油母管进油快关阀泄漏试验）：油母管憋压试验成功后，为了对油母管进油快关阀做泄漏试验，将开始油泄漏试验第二步。泄漏试验第二步开始时，先进行油母管泻压，打开锅炉燃油油枪母管回油快关阀，泻压1 分钟后关闭以上阀门。所有阀门到位后记录此时的锅炉燃油油母管压力。保持油母管当前状态1 分钟，计时结束时，再次记录锅炉燃油油母管压力。将现在的油压值减去之前的油压值，如果差值均小于0.3MPa，置位油泄漏试验完成标志，反之置位油泄漏试验失败标志。

6.25.15.3　 油泄漏试验完成标志：油泄漏试验失败、油母管进油快关阀开到位（脉冲）、油泄漏试验停止按钮、OFT 置位（脉冲），以上任意条件成立都会复位油泄漏试验完成标志。另外，油泄漏试验完成标志在逻辑中加旁路，并在画面中做旁路按钮(旁路油泄漏试验，直接完成油泄漏试验，用于复位ＯＦＴ,两层分开)。

6.25.16　 炉膛吹扫允许条件

6.25.16.1　 MFT 动作

6.25.16.2　 无MFT条件

6.25.16.3　 所有油枪进油阀和回油阀全关，进回油母管快关阀门全关

6.25.16.4　 所有给煤机全停

6.25.16.5　 任意一台引风机运行

6.25.16.6　 任意一台一次风机运行

6.25.16.7　 任意一台二次风机运行

6.25.16.8　 任意一台高压流化风机运行

6.25.16.9　 烟气挡板开度之和> 120%

6.25.16.10　 总风量，大于30%MCR

6.25.16.11　 一次风量大于临界流化风量

6.25.17　 MFT跳闸条件

6.25.17.1　 床温> 1020℃（前墙的左中右区域、后墙的左中右区域，6个区域中任意1个区域床温超过 1020℃），加5秒延时。（计算时，模拟量先判断为开关量再进行3取2逻辑运算）

6.25.17.2　 总风量< 25％（延时5秒）

6.25.17.3　 汽机跳闸且机组负荷>30%暂定

6.25.17.4　 汽机跳闸延时３Ｓ且旁路<5%（需要与汽机ETS和旁路核对）旁路：高压旁路任一旁路门。

6.25.17.5　 燃料丧失

6.25.17.6　 床温<550℃且未投油且给煤机运行。（前墙床温7取平均后低于550℃或后墙床温6取平均后低于550℃)

6.25.17.7　 炉膛压力高高(压力开关，三取二，+2489Pa)，延时3秒

6.25.17.8　 炉膛压力低低(压力开关，三取二，-2489Pa)，延时3秒

6.25.17.9　 一次风流量<临界流化风量，延时20秒

6.25.17.10　 水冷壁超温（现场确认温度测点及温度信号处理）

6.25.17.11　 手动MFT

6.25.17.12　 MFT继电器柜失电。

6.25.18　 MFT复位条件（or）

6.25.18.1　 炉膛吹扫结束。

6.25.18.2　 允许热态启动条件成立时，操作员可以手动复位MFT 状态。

6.25.18.2.0.1　 MFT动作信号

6.25.18.2.0.2　 无MFT跳闸条件

6.25.18.2.0.3　 锅炉燃油 油枪进、回油阀关闭

6.25.18.2.0.4　 所有给煤机停运

6.25.18.2.0.5　 所有锅炉 火检无火

6.25.18.2.0.6　 床温大于600℃（前墙床温7取平均后高于600℃或后墙床温6取平均后高于600℃)

6.25.19　 MFT 联锁跳闸设备

6.25.19.1　 跳闸 所有给煤机；

6.25.19.2　 关闭点火柜（包括油枪、点火枪、油枪进油阀、油枪回油阀）（硬接线）、吹扫阀；

6.25.19.3　 关闭锅炉燃油母管进油和回油快关阀；

6.25.19.4　 切锅炉本体风量调门为手动（注：切锅炉本体风量调门为手动；燃料输入突然停止可能会造成炉膛压力波动，所以MFT 时将锅炉本体二次风量调节挡板，锅炉一次风量调节挡板，回料阀风量调节挡板切为手动控制，并保持原位）；

6.25.19.5　 过热器减温水调节门关到0%（全关）后释放；

6.25.19.6　 再热器减温水调节门关到0%（全关）后释放；

6.25.19.7　 联关所有给煤机播煤口调节门开到25%，反馈到位或者10秒脉冲后释放指令；

6.25.19.8　 联跳吹灰系统；

6.25.19.9　 触发OFT；

6.25.19.10　 切冷渣器为手动控制，置冷渣器转速指令为最小10%（5Hz）；

6.25.19.11　 联关冷渣器入口电动排渣门，脉冲3Ｓ；

6.25.19.12　 联跳脱硝SCR；

6.25.20　 OFT跳闸条件（OR）

6.25.20.1　 MFT 动作

6.25.20.2　 任意锅炉燃油 油枪进油阀非关，油母管压力低低延时2 秒（锅炉燃油 启动油母管压力低低信号来自3 个压力开关（定值1.6MPa），信号采用3 取2）

6.25.20.3　 任意锅炉燃油油枪进油阀非关，锅炉燃油母管进油快关阀非开

6.25.20.4　 任意锅炉燃油油枪进油阀非关，锅炉燃油母管回油快关阀非开

6.25.20.5　 锅炉燃油 油OFT 手动按钮信号（操作画面）

6.25.21　 锅炉燃油 油OFT复位条件（AND）

6.25.21.1　 所有锅炉燃油 油枪进、回油关断阀关闭

6.25.21.2　 不存在锅炉燃油 油OFT跳闸条件

6.25.21.3　 MFT继电器已复位

6.25.21.4　 锅炉燃油 油泄漏试验已完成（旁路按钮完成标志或实际泄漏试验已经完成）。

6.25.22　 锅炉燃油 油OFT联锁跳闸设备

6.25.22.1　 关闭锅炉燃油所有油枪进、回油关断阀

6.25.22.2　 关闭锅炉燃油进、回油母管关断阀

6.25.23　 锅炉跳闸（BT）条件（or）

6.25.23.1　 炉膛压力高高高（变送器，3取2，定值 +3744 Pa），延时2秒

6.25.23.2　 炉膛压力低低低（变送器，3取2，定值 -3744 Pa），延时2秒

6.25.23.3　 锅炉给水流量过低：（锅炉点火记忆置位或床温大于100℃）与（锅炉给水流量低<310（延时20s动作）或锅炉给水流量低低<300（延时3s动作））

6.25.23.4　 主蒸汽压力高（炉侧左侧3个模拟量判断成开关量后进行3取2或右侧3个模拟量判断成开关量后进行3取2(定值28.27MPa）)

6.25.23.5　 两台引风机均跳闸（脉冲信号 3s）

6.25.23.6　 两台一次风机均跳闸（脉冲信号 3s）

6.25.23.7　 两台二次风机均跳闸（脉冲信号 3s）

6.25.23.8　 三台高压流化风机均跳闸（脉冲信号 3s）

6.25.23.9　 任一回料器 高压流化风风量低低，且立管上部压力满足（测点和定值待定）（延时 5s）

6.25.23.10　 锅炉蒸汽阻塞：锅炉床温大于 500℃，机组高压侧蒸汽阻塞（汽机高压主汽门和高压旁路均关闭，延时３Ｓ）或低压侧蒸汽阻塞（汽机低压主汽门和低压旁路均关闭，延时３Ｓ）

6.25.23.11　 给水泵均跳闸：锅炉点火记忆置位或床温大于100℃，给水泵均跳闸（汽泵跳闸信号取自METS动作信号。电泵运行信号包括相应开关合闸且相应出口门开到位，取非）

6.25.23.12　 DCS 电源故障

6.25.23.13　 手动BT按钮动作

6.25.23.14　 空预器跳闸，延时３０Ｓ.

注：电泵运行信号包括相应开关合闸且相应机组出口门开到位。

6.25.24　 BT 联锁跳闸设备

6.25.24.1　 跳闸所有一次风机；

6.25.24.2　 跳闸所有二次风机；

6.25.24.3　 切引风机动叶为手动（3S脉冲），置引风机动叶指令为5%（3S脉冲）；

6.25.24.4　 关闭过热器一级、二级、三级减温水电动阀；

6.25.24.5　 关闭再热器减温水电动阀；

6.25.24.6　 至汽轮机ETS

6.25.24.7　 停运吹灰器

6.25.24.8　 MFT动作

6.25.24.9　 根据选择状态，跳闸已选汽泵，置运行汽泵指令为3500rpm。

6.25.24.10　 跳闸脱硫系统

6.25.25　 BT 的复位

锅炉跳闸的触发条件均不存在时，操作员可以手动复位锅炉跳闸状态。

6.25.26　 汽水系统阀门联锁

6.25.26.1　 主给水电动门

6.25.26.1.1　 关闭允许条件：（or）

6.25.26.1.1.1　 无锅炉点火记忆置位信号

6.25.26.1.1.2　 机组负荷小于30%，旁路调节阀前后电动阀开启

6.25.26.2　 给水旁路电动调节门前、后电动门

6.25.26.2.1　 关闭允许条件：（or）

6.25.26.2.1.1　 无锅炉点火记忆置位信号

6.25.26.2.1.2　 锅炉主给水电动门已全开

6.25.26.3　 储水箱水位调节阀前管路电动门

6.25.26.3.1　 开启允许条件：（and）

6.25.26.3.1.1　 储水箱水位调节门位置反馈均小于3%

6.25.26.3.1.2　 汽水分离器出口压力小于18.0MPa

6.25.26.3.2　 自动开启条件：（and）

6.25.26.3.2.1　 储水箱水位调节阀前管路电动门联锁，已投入

6.25.26.3.2.2　 启动分离器储水箱水位，大于 5000mm（三取中）

6.25.26.3.2.3　 汽水分离器出口压力小于18.0MPa

6.25.26.3.3　 保护关闭条件：

6.25.26.3.3.1　 汽水分离器出口压力，大于18.0MPa

6.25.26.4　 储水箱水位调节阀暖管电动门

6.25.26.4.1　 自动开启条件：（and，延时60s，2s脉冲）

6.25.26.4.1.1　 无MFT

6.25.26.4.1.2　 储水箱水位调节阀1已全关

6.25.26.4.1.3　 储水箱水位调节阀2已全关

6.25.26.4.2　 自动关闭条件：（or，2s脉冲）

6.25.26.4.2.1　 MFT

6.25.26.4.2.2　 储水箱任一水位调节阀未全关

6.25.26.5　 储水罐至左、右侧三级减温器减温水电动门

6.25.26.5.1　 自动开启条件：（and，延时5s，2s脉冲）

6.25.26.5.1.1　 锅炉在干态运行方式（信号取自CCS）

6.25.26.5.1.2　 分离器液位，大于 1000mm（三取中）

6.25.26.5.2　 自动关闭条件：（or，2s脉冲）

6.25.26.5.2.1　 锅炉在湿态运行方式（信号取自CCS）

6.25.26.5.2.2　 分离器液位，小于400mm（三取中）

6.25.26.6　 锅炉启动疏水泵

6.25.26.6.1　 启动允许条件：（and）

6.25.26.6.1.1　 启动疏水泵在DCS控制位

6.25.26.6.1.2　 启动疏水泵无故障信号

6.25.26.6.1.3　 疏水扩容器液位大于500mm

6.25.26.6.2　 自动启动条件：（ or），2s脉冲

6.25.26.6.2.1　 联锁投入，主泵选择在本泵，疏水扩容器液位，大于1200mm

6.25.26.6.2.2　 联锁投入，启动另一台疏水泵跳闸

6.25.26.6.2.3　 联锁投入，另一台疏水泵运行，疏水扩容器液位大于2000mm，延时5s

6.25.26.6.3　 保护停止条件：（or）

6.25.26.6.3.1　 疏水扩容器液位小于100mm，2s脉冲

6.25.26.6.3.2　 启动疏水泵运行且出口电动门已全关，延时30s

6.25.26.7　 锅炉启动疏水泵出口电动门

6.25.26.7.1　 关闭允许条件：

6.25.26.7.1.1　 启动疏水泵停止

6.25.26.7.2　 自动开启条件：

6.25.26.7.2.1　 启动疏水泵运行，2s脉冲

6.25.26.7.3　 自动关闭条件：（or）

6.25.26.7.3.1　 启动疏水泵停止，延时2s，2s脉冲

6.25.26.8　 锅炉启动疏水泵再循环电动门

6.25.26.8.1　 关闭允许条件：（or）

6.25.26.8.1.1　 两台启动疏水泵均停止

6.25.26.8.1.2　 锅炉启动疏水泵出口母管电动门已全开，或锅炉启动疏水泵出口母管（去凝汽器）电动门已全开

6.25.26.8.2　 自动开启条件：（and，2s脉冲）

6.25.26.8.2.1　 启动疏水泵A运行，或启动疏水泵B运行

6.25.26.8.2.2　 锅炉启动疏水泵出口母管电动门已全关，且锅炉启动疏水泵出口母管（去凝汽器）电动门已全关

6.25.26.9　 锅炉启动疏水出口母管电动门

6.25.26.9.1　 开启允许条件：（or）

6.25.26.9.1.1　 锅炉启动疏水出口旁路电动门已全关

6.25.26.10　 锅炉启动疏水至凝汽器电动门

6.25.26.10.1　 开启允许条件：

6.25.26.10.1.1　 锅炉启动疏水泵出口母管电动门已全关

6.25.26.10.2　 保护关闭条件：

6.25.26.10.2.1　 汽机凝汽器真空低, 5s脉冲

6.25.26.11　 过热器减温水总电动门/过热器一级减温水电动门/过热器二级减温水电动门/过热器三级减温水电动门

6.25.26.11.1　 保护关闭条件：

6.25.26.11.1.1　 BT动作

6.25.26.12　 左、右侧一级减温器减温水电动调节门后电动门/左、右侧二级减温器减温水电动调节门后电动门/左、右侧三级减温器减温水电动调节门后电动门

6.25.26.12.1　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.12.1.1　 BT动作，3s脉冲

6.25.26.13　 再热器减温水总电动门

6.25.26.13.1　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.13.1.1　 BT动作

6.25.26.14　 左、右侧再热减温器减温水电动调节门后电动门

6.25.26.14.1　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.14.1.1　 BT动作，3s脉冲

6.25.26.15　 省煤器进口集箱疏水电动一、二次门

6.25.26.15.1　 开启允许条件：

6.25.26.15.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.15.2　 自动关闭条件：（and，5s脉冲 ）

6.25.26.15.2.1　 锅炉疏水联锁已投入

6.25.26.15.2.2　 给水流量大于10%，延时5min

6.25.26.15.3　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.15.3.1　 汽水分离器出口压力，大于1.0MPa

6.25.26.15.3.2　 锅炉点火记忆置位，延时10s，5s脉冲

6.25.26.16　 下水分配管疏水至无压放水母管电动一、二次门/下水分配管疏水电动一、二次门

6.25.26.16.1　 开启允许条件：

6.25.26.16.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.16.2　 自动关闭条件：（and，5s脉冲）

6.25.26.16.2.1　 锅炉疏水联锁已投入

6.25.26.16.2.2　 给水流量，大于10%，延时5min

6.25.26.16.3　 保护关闭条件：（and）

6.25.26.16.3.1　 汽水分离器出口压力，大于1.0MPa

6.25.26.16.3.2　 锅炉点火记忆置位，延时10s，5s脉冲

6.25.26.17　 各水冷壁疏水电动门

6.25.26.17.1　 开启允许条件：

6.25.26.17.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.17.2　 自动关闭条件：（and，5s脉冲）

6.25.26.17.2.1　 锅炉疏水联锁已投入

6.25.26.17.2.2　 给水流量大于10%，延时5min

6.25.26.17.3　 保护关闭条件：（and）

6.25.26.17.3.1　 汽水分离器出口压力大于1.0MPa

6.25.26.17.3.2　 锅炉点火记忆置位，延时10s，5s脉冲

6.25.26.18　 水冷壁出口混合集箱疏水电动一、二次门

6.25.26.18.1　 开启允许条件：

6.25.26.18.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.18.2　 自动关闭条件：（and，5s脉冲）

6.25.26.18.2.1　 锅炉疏水联锁已投入

6.25.26.18.2.2　 给水流量，大于10%，延时5min

6.25.26.18.3　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.18.3.1　 汽水分离器出口压力大于1.0MPa

6.25.26.18.3.2　 锅炉点火记忆置位，延时10s，5s脉冲

6.25.26.19　 汽水分离器出口分配集箱疏水电动一、二次门

6.25.26.19.1　 开启允许条件：

6.25.26.19.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.19.2　 自动关闭条件：（and）

6.25.26.19.2.1　 锅炉疏水联锁投入

6.25.26.19.2.2　 汽水分离器出口压力大于1.0MPa

6.25.26.19.3　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.19.3.1　 汽水分离器出口压力，大于1.5MPa

6.25.26.20　 左右、前后包墙下集箱疏水电动门/1、2、3号旋风分离器受热面下集箱疏水电动门

6.25.26.20.1　 开启允许条件：

6.25.26.20.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.20.2　 自动关闭条件：（and，5s脉冲）

6.25.26.20.2.1　 锅炉疏水联锁已投入

6.25.26.20.2.2　 汽水分离器出口压力，大于1.0MPa

6.25.26.20.3　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.20.3.1　 汽水分离器出口压力，大于1.5MPa

6.25.26.21　 低过进出口、中过1进口、中过II进出口、高过进口集箱疏水电动门

6.25.26.21.1　 开启允许条件：

6.25.26.21.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.21.2　 自动关闭条件：（and，5s脉冲）

6.25.26.21.2.1　 锅炉疏水联锁已投入

6.25.26.21.2.2　 汽水分离器出口压力，大于1.0MPa

6.25.26.21.3　 保护关闭条件：（or）

6.25.26.21.3.1　 汽水分离器出口压力，大于1.5MPa

6.25.26.22　 高过出口疏水电动门

6.25.26.22.1　 开启允许条件：

6.25.26.22.1.1　 汽水分离器出口压力小于1.0MPa

6.25.26.22.2　 自动关闭条件：（and，5s脉冲）

6.25.26.22.2.1　 锅炉疏水联锁已投入

6.25.26.22.2.2　 蒸汽流量大于１０%ＢＭＣＲ

6.25.26.22.3　 保护关闭条件：

6.25.26.22.3.1　 汽水分离器出口压力，大于1.5MPa

6.25.26.23　 过热器出口PCV 阀

6.25.26.23.1　 开启允许条件：

6.25.26.23.1.1　 在远控

6.25.26.23.2　 自动开启条件：

6.25.26.23.2.1　 联锁投入，锅炉过热器蒸汽压力高，大于26.67MPa

6.25.26.23.3　 自动关闭条件：（5s脉冲）

6.25.26.23.3.1　 锅炉过热器蒸汽压力，小于25.6MPa

6.25.26.24　 低温再热器进口疏水

6.25.26.24.1　 开启允许条件：

6.25.26.24.1.1　 再热器出口蒸汽压力小于0.5MPa

6.25.26.24.2　 自动关闭条件：（5s脉冲）

6.25.26.24.2.1　 锅炉疏水联锁已投入，再热器出口蒸汽压力大于0.5MPa

6.25.26.24.3　 保护关闭条件：

6.25.26.24.3.1　 再热器出口蒸汽压力，大于1.0MPa

6.25.26.25　 高温再热器进口疏水电动门

6.25.26.25.1　 开启允许条件：

6.25.26.25.1.1　 再热器出口蒸汽压力小于0.5MPa

6.25.26.25.2　 自动关闭条件：（5s脉冲）

6.25.26.25.2.1　 锅炉疏水联锁已投入，再热器出口蒸汽压力大于0.5MPa

6.25.26.25.3　 保护关闭条件：

6.25.26.25.3.1　 再热器出口蒸汽压力大于1.5MPa

6.25.26.26　 高温再热器出口疏水电动门

6.25.26.26.1　 开启允许条件：

6.25.26.26.1.1　 再热器出口蒸汽压力小于0.5MPa

6.25.26.26.2　 自动关闭条件：（5s脉冲）

6.25.26.26.2.1　 锅炉疏水联锁已投入，蒸汽流量大于10%ＢＭＣＲ

6.25.26.26.3　 保护关闭条件：

6.25.26.26.3.1　 再热器出口蒸汽压力大于1.5MPa

7　 安全门校验

7.1　 校验要求

7.1.1　 新安装或检修后的安全门，必须对其进行校验。

7.1.2　 安全门的校验应由公司领导指定专人负责，并有运行、检修、安监部专责人参加，运行操作由值长统一指挥。

7.1.3　 安全阀校验要有安全技术措施和安全组织措施。

7.1.4　 校验用的压力表以就地压力表为准。压力表应经校验合格，精度在0.5级以内，校验上下压力表指示应一致。

7.1.5　 离线校验时，汽机侧需做好安全措施：关闭高压主汽门、中压主汽门、高排逆止门，汽轮机盘车已投入。汽机高、低压旁路系统能够正常投入。

7.1.6　 注意检查锅炉联箱、受热面部件，锅炉系统检查合格，膨胀间隙足够，各膨胀指示器齐全、牢固，经零位校准。

7.1.7　 做好安全阀校验过程中的事故预想。如超压、安全阀动作后不能回座等情况的预防措施，PCV阀经传动校验正常后投入使用。

7.1.8　 保证电泵处于良好备用状态，做好补水的准备工作后，方可进行安全门校验。

7.1.9　 安全门校验现场与控制室通信联系可靠。

7.1.10　 安全阀每年要进行一次实际排汽试验，一般在小修停炉过程中进行。PCV阀电气回路试验每月应进行一次。

7.1.11　 安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术档案中记录。

7.1.12　 安全阀的校验顺序应先高压、后低压。一经校验合格就应加锁或加铅封。

7.1.13　 安全阀全部校验合格方允许锅炉机组启动，运行中不允许将安全阀全部解列。

7.1.14　 校验弹簧式安全阀，应使用安全阀液压校验装置，并由经验丰富的人员进行。校验后，应抽查一、两只安全阀作真实排汽试验，以证明辅助校验法的准确性。

7.2　 校验内容

7.2.1　 过热器系统。机组空负荷试运期间汽机首次冲转停机后，不停炉继续升压，进行过热器安全门校验及系统严密性试验，这一阶段所需校验安全门共8只（中过4只，高过出口2只，PCV阀2只）。

7.2.2　 再热器系统。机组空负荷试运期间汽机首次冲转停机后过热器系统安全门校验结束，降低压力后进行再热器蒸汽严密性试验及再热器安全门校验。再热器安全门共10只（进口4只，出口2只，PCV阀4只）。

7.2.3　 安全门的整定压力按表6《锅炉安全阀技术规范》执行。

7.2.4　 安全门动作是否正常。

7.2.5　 关闭时有无震颤、有无泄漏。

7.3　 校验程序

7.3.1　 过热器系统

7.3.1.1　 汽机首次冲转停机后，锅炉按校验要求升压，当过热器压力达到校验要求压力值时，保持压力稳定，检查和记录各部膨胀指示数值，并检查锅炉本体的严密性。在此期间，发现有妨碍正常膨胀情况时，应停止升温、升压，待查明原因并处理完毕后方可继续升温、升压。

7.3.1.2　 膨胀及严密性检查确认合格后维持校验所需压力，连接液压校验装置对安全门进行校验，校验顺序按启座压力由高到低的原则进行。

7.3.1.3　 校验前用手拉安全阀进行排汽，吹扫安全门30s。

7.3.1.4　 校验过程中注意控制蒸汽压力稳定。

7.3.1.5　 安全门校验结束后，锅炉继续升压至工作压力25.4MPa进行一次汽系统蒸汽严密性试验。

7.3.1.5.1　 检查锅炉各承压部件的焊缝、人孔和法兰等的严密性；

7.3.1.5.2　 检查锅炉各汽水阀门的严密性；

7.3.1.5.3　 检查汽水分离器、联箱、各受热面部件和锅炉范围内的汽水管道的膨胀情况，并检查支吊架及弹簧受力情况是否正常。

7.3.1.6　 蒸汽严密性检查合格后进行过热器安全阀真实排汽试验和一至两只安全门的抽查真实排汽试验。

7.3.1.7　 对安全门进行实跳时，安全门启座后，应控制燃烧，调整高、低压旁路开度，使安全门尽快回座，若安全门经处理无法回座则应停炉处理。

7.3.1.8　 若在以上校验和实跳过程中某一只安全门发生轻微泄漏，而系统压力仍旧可以维持，则应继续校验和实跳工作直至结束，然后再停炉处理。

7.3.2　 再热器系统

7.3.2.1　 汽机首次冲转停机后调整燃烧，调整汽机一、二级旁路开度，维持校验所需压力，利用液压装置对再热器安全门进行校验。

7.3.2.2　 校验结束后升压至冷段工作压力4.097 MPa对再热蒸汽系统进行严密性试验。

7.3.2.2.1　 再热蒸汽系统的焊口及法兰等处的严密性；

7.3.2.2.2　 再热蒸汽系统的全部汽水管路及阀门的严密性；

7.3.2.2.3　 再热蒸汽系统的联箱、受热面部件及系统的蒸汽与疏水管路的膨胀情况，并检查支吊架和弹簧受力情况是否正常。

7.3.2.3　 严密性检查合格后分别抽查一只再热器进、出口安全门进行真实排汽试验，实跳中的注意事项、可能出现的问题及处理办法与过热器安全门相同。

7.4　 安全门校验的注意事项

7.4.1　 在安全门校验过程中汽压升、降应听从指挥，严禁锅炉超压。

7.4.2　 安全门校验前要试验并确保过热器PCV阀、再热器出口PCV阀远操可靠，防止高低旁跳闸后锅炉受热面超压。

7.4.3　 启、停炉过程中应严格控制升（降）温速度，升（降）压速度，按运行规程检查各部膨胀情况。

7.4.4　 严格控制各级过热器、再热器管壁不得超温。

7.4.5　 安全门校验期间相关人员应与安全门保持一定距离。

7.4.6　 安全门实跳后若不能回座，应紧急停炉处理。

7.4.7　 安全门动作时注意防止汽温大幅度波动。

7.4.8　 进行蒸汽严密性检查时，应特别注意防止承压部件泄漏伤人。

8　 锅炉启动

8.1　 锅炉启动总则

8.1.1　 检修后的锅炉启动前必须完成主、辅设备的试运、试验、调试工作。

8.1.2　 经改造的设备和系统应有手续齐全的异动通知和运行操作规定或控制措施。

8.1.3　 检修后的锅炉启动前应根据有关规定、标准、设备技术条件与要求，由主管生产的公司领导主持会同生技、安监、运行、检修部门负责人对主、辅设备进行全面验收，验收合格后方可启动。

8.1.4　 锅炉机组启动前各联锁保护应投入。非主联锁保护若因设备故障确不能投入的，应由引起故障的责任部门提出申请，并制定相应的安全技术措施，经主管生产的公司领导批准方可延期。

8.1.5　 锅炉机组的点火必须得到值长的命令后，方可进行。

8.1.6　 值长下达锅炉准备点火命令后，机组主值组织本机组人员，根据本技术标准及点火前阀门、设备系统检查卡以及开机操作票要求内容，对设备系统进行全面检查完毕，主值应对检查卡和检查情况进行审查，对检查设备的结果有凝问时，应亲自就地落实、查明。

8.1.7　 锅炉机组启动应严格按照运行规程执行，并严格执行操作票制度。

8.1.8　 锅炉存在下列情况之一，严禁启动：

8.1.8.1　 DCS系统、CRT画面不正常，无法采集、显示各种参数时；

8.1.8.2　 锅炉FSSS保护及联锁和辅机大联锁试验有任意一项不合格；

8.1.8.3　 主床未填加床料或床料严重不足时；

8.1.8.4　 锅炉整体检修工作票未注消及有影响启动的局部工作未完工时；

8.1.8.5　 设备有重大缺陷及隐患，威协人身及设备安全时；

8.1.8.6　 锅炉任一主要控制参数失去监视或任一主要调节控制装置失灵；

8.1.8.7　 锅炉仪、杂用气源不正常，无法维持正常运行时。

8.1.8.8　 大修后的锅炉未进行水压试验或进行水压试验不合格。

8.1.8.9　 受热面或灰斗沉积烟焦油垢时。

8.1.8.10　 主要管道、设备保温不完整，管道支吊架松脱。

8.1.8.11　 脱硫、脱硝系统不能同步投运。

8.1.9　 下列操作必须有主管生产的公司领导或指定负责人参加方可进行

8.1.9.1　 锅炉大、小修后的启动；

8.1.9.2　 技改后的系统、设备的首次使用；

8.1.9.3　 锅炉超水压试验；

8.1.9.4　 安全门热态整定。

8.2　 锅炉启动前的检查与准备工作

8.2.1　 锅炉启动严格按各状态启动曲线进行，同时必须将启动过程做好记录。

8.2.2　 无论在备用中或检修完毕后的锅炉，在点火前必须根据机组点火前状态，按检修后锅炉验收检查项目内容和各分系统启动前检查规定，对锅炉机组的内外部件进行全面检查。

8.2.3　 点火前必须按点火前的系统检查卡认真检查，审查合格后方可进行点火。

8.2.4　 检查设备的检修工作全部结束，现场杂物清理完毕、整洁，设备和管道保温完好，检修工作票全部结束且验收和试验合格。

8.2.5　 锅炉启动前，热工所有表计应投入，各信号显示灯安装完好，指示正常；各种控制、保护、信号的电源和气源已送上；DCS系统试验正常且系统投入，通电时间不少于2h。

8.2.6　 锅炉启动前电气设备送电正常，配电柜上信号灯显示正常。

8.2.7　 各电动门、气动门开关动作正常；转机电气联锁、热工联锁试验合格；锅炉静态试验合格，各种保护试验正常。热控系统的各仪表、设备、控制、保护应按规定投入运行。

8.2.8　 试转床料添加系统正常。

8.2.9　 脱硫、脱硝系统投运准备工作就绪。

8.2.10　 锅炉上水

8.2.10.1　 上水的要求：

8.2.10.1.1　 汽水系统检修工作结束，工作票终结，炉膛、烟道、水冷风室内无人工作。

8.2.10.1.2　 上水工作必须在点火以前的检查结束后进行。

8.2.10.1.3　 检修后的锅炉，应在上水前后各抄膨胀指示器一次。

8.2.10.1.4　 水质合格，且为除过氧的除盐水，含铁量小于200μg/L，水温应不超过70℃，不低于30℃。

8.2.10.1.5　 上水要缓慢均匀，上水时间夏季不少于2h，冬季不少于4h。控制水温与金属壁温差不大于28℃。

8.2.10.1.6　 若炉内有水，经化验合格，则只上或放水至点火水位。否则应换水。

8.2.10.1.7　 检修后的锅炉上水过程中应有人专门监视炉膛、尾烟道各受热面，防止漏水造成床料堵塞、保温材料渗水以及灰斗积水等情况发生。一般情况下上水应在床料填加工作开始前进行。

8.2.10.2　 锅炉上水前的检查：

8.2.10.2.1　 给水管道、省煤器、水冷壁（屏）、汽水分离器、过热器、再热器、及其汽水管道、联箱检修结束，脚手架拆出，地面、平台、楼梯卫生清洁，照明齐全完好。

8.2.10.2.2　 锅炉钢性梁无弯曲变形现象，汽水系统各部支吊完好。

8.2.10.2.3　 汽水分离器、过热器、再热器、省煤器、减温器、水冷壁（屏）各联箱均应完好正常，各膨胀指示器完整，刻度清楚，指示在冷态标准位置，无妨碍膨胀的积灰和杂物。

8.2.10.2.4　 疏放水管道及其阀门、各部空气排放管道及其阀门，锅炉上水管道及其阀门、减温器反冲洗管道及其阀门、联箱至排污扩容器、连接支吊架良好、保温齐全。

8.2.10.2.5　 疏水扩容器对空排汽口、水池及其排水口完好无堵、扩容器内无人工作、无杂物。人孔门关闭严密、各部保温良好。

8.2.10.2.6　 安全门及其排汽管、疏水管应完整正常，装设牢固，PCV阀控制回路正常、手动门开启。所有妨碍安全门动作的杂物、灰尘和锈蚀垢必须除去。

8.2.10.2.7　 汽水分离器水位计及水位开关全部正常投入。

8.2.10.2.8　 各汽水管道阀门齐全完整，各管束与联箱连接良好，各阀门的检查达到下列条件：

8.2.10.2.9　 手轮完整且牢固，门杆清洁无弯曲、锈蚀现象，开关灵活好用，手轮开关方向与箭头指示一致，实际开度位置与刻度指示位置相符合。

8.2.10.2.10　 各电动机驱动装置、执行器等机构完整，门杆和减速箱的出轴拐臂无退出，拉杆和连杆无继裂和变形，各部销子无脱落，固定螺丝不松动。

8.2.10.2.11　 门杆润滑良好，油杯和减速箱内有足够的润滑油（脂）手动与电动切换灵活，并合到电动位置。

8.2.10.2.12　 集控室、操作盘及所有就地有关仪表、开关及测量附件齐全完好，试验报警信号系统及事故音响系统良好。

8.2.10.2.13　 按上水阀门位置状态表完成检查。汽水分离器储水罐水位控制阀处于自动状态。

8.2.10.3　 上水的方法

8.2.10.3.1　 用汽泵前置泵上水；

8.2.10.3.2　 用电泵上水；

8.2.10.4　 上水的操作：

8.2.10.4.1　 给水操作台电动门、调节门送电。

8.2.10.4.2　 锅炉各疏放水电动门送电并关闭严密。

8.2.10.4.3　 检查开启各级过热器空气门。

8.2.10.4.4　 对除氧器进行加热至需要水温。

8.2.10.4.5　 启动前置泵向锅炉上水，用给水操作台旁路调节门控制上水速度。

8.2.10.4.6　 若采用电泵上水，调整电泵勺管控制出口压力，用给水操作台旁路调节门控制上水速度。

8.2.10.4.7　 通知化学值班员投入给水AVT（加氨、联氨）。

8.2.10.4.8　 控制上水流量60～120t/h。开启省煤器入口放水电动门及水冷壁下联箱放水电动门进行排水渣15min后关闭。

8.2.10.4.9　 启动分离器水位6500mm，锅炉上水完成。检查系统是否有泄漏，并予以消除。

8.2.10.4.10　 锅炉上水前后应检查膨胀指示器的读数，各部件应能自由膨胀，无卡涩现象。

8.2.11　 锅炉冷态清洗

8.2.11.1　 锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，冷态清洗又分为开式清洗（清洗水排往机组排水槽不循环）和循环清洗（清洗水排往凝汽器循环）两个阶段。

8.2.11.1.1　 冷态开式清洗

8.2.11.1.1.1　 对于新投产机组和停运时间超过150小时的锅炉启动前必须进行冷态水清洗，直至炉水品质达到允许点火启动的要求。

8.2.11.1.1.2　 锅炉清洗前确认以下条件满足：

a． 储水罐水位调节阀处于自动状态。

b． 已完成给水高压管路注水。

c． 锅炉上水完毕。

d． 汽水分离器至扩容器水冲洗控制阀处于自动状态。

e． 汽水分离器至大气扩容器水冲洗电动阀已处于开启状态。

f． 锅炉冷态开式清洗过程中，疏水泵出口至凝汽器电动门关闭，扩容器集水箱放水电动阀门开启，排水到机组排水槽。

8.2.11.1.1.3　 冷态开式清洗步骤

a． 清洗时保持以下回路的疏水门处于开启状态直至清洗结束。

1) 省煤器进口集箱

2) 下降管

3) 水冷壁进口集箱

4) 水冷壁出口汇集集箱

b． 开启储水罐水位调节阀及储水罐水位调节阀前电动阀。

c． 用辅助蒸汽加热除氧器，维持除氧器出口水温在80℃左右。

d． 投入锅炉给水旁路调节门自动，逐渐提升电动给水泵出力，给水流量≥330t/h，进行冷态开式冲洗。

e． 锅炉冷态开式清洗过程中，汽水分离器冲洗溢流阀控制储水罐水位在2.85至7.35米之间，疏水泵出口至凝汽器电动门关闭，扩容器集水箱放水电动门开启，排水到机组排水槽。

8.2.11.1.1.4　 储水罐下部出口水质达到下列指标值后，冷态开式清洗结束，转入冷态循环清洗。

a． 水质指标：Fe＜500 μg/L 或混浊度≤3 ppm

b． 油脂≤1ppm， PH值≤9.5

8.2.11.1.2　 冷态循环清洗（清洗水排往凝汽器循环）

8.2.11.1.2.1　 开启疏扩出口至凝结器管路闸阀，关闭去排水槽管路电动闸阀。

8.2.11.1.2.2　 启动疏水泵，开启疏水泵出口至凝汽器电动门，投入疏水泵出口至凝汽器调门自动，清洗水由排往排水槽切换至凝汽器。

8.2.11.1.2.3　 检查精处理装置投入。

8.2.11.1.2.4　 维持≥30%B-MCR(333t/h) 清洗流量进行循环清洗，直至储水罐下部出口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束。

表13 循环清洗水质合格指标

项目	含Fe量	导电度	SiO2	PH值	给水硬度	溶解氧
单位	μg/L	μs/cm	μg/L			μg/L
数值	＜100	＜1	≤30	9.3~9.5	0	≤30

8.2.12　 锅炉填加床料

8.2.12.1　 锅炉点火前必须对主床进行床料填加。主床床料填加110t，约800mm（距布风板表面），严禁在床料不足的情况下进行点火，锅炉总床压（水冷风室和炉膛出口的差压）必须大于9.4Kpa。

8.2.12.2　 启动床料的粒径应符全要求，防止启动过程中床料过细而使床料损失量过大造成锅炉床压低被迫停炉和影响加负荷的情况发生。

8.2.12.3　 为保证充足的备用床料量，除底灰库有内部检修或特殊要求情况外，任一底灰库的存灰量不得低于4m。

8.2.13　 根据点火时间提前投运工业水系统、锥形阀冷却水系统、各转机润滑油系统并调整好各转机轴承进油量，维持工业水压力不低于0.8MPa，检查关闭各风室及回料器的放灰门。

8.2.14　 启动一台或两台仪、杂用空压机运行，维持仪用、杂用空气母管压力为0.7MPa。

8.2.15　 试验风道燃烧器点火器。

8.2.16　 根据锅炉点火时间提前投运电除尘的各辅助设备及系统运行。

8.2.17　 联系脱硫制取石灰石浆液。检查吸收塔内石膏浆液液位正常，其搅拌器工作正常。

8.2.18　 联系脱硝岗位制备尿素溶液。

8.2.19　 确认原煤斗已上煤。

8.2.20　 燃油系统的投运。

8.2.20.1　 通知燃油泵房值班员，启动供油泵使燃油进行循环。

8.2.20.2　 用供回油母管联络门调整回油量，控制炉前燃油压力在3.2MPa。

8.2.20.3　 若燃油系统已处于循环工况，则开启准备启动炉前油系统进油管路，将风燃器投入备用状态。抄录供回油流量计读数，测量记录油罐油位。

8.2.21　 临机运行时对空预器吹灰汽源暖管投运。

8.2.22　 检查脱硝喷枪冷却风各阀门已开启，脱硝喷枪雾化空气用电磁阀旁路门供给正常。

8.2.23　 邻机运行时冲转一台小机运行，保持电泵备用；若无小机运行，电泵的启动应考虑是否会导致一次风机变频器欠压保护动作。

8.3　 锅炉冷态启动

8.3.1　 锅炉给水流量大于333t/h，分离器水位正常。

8.3.2　 启动回转式空气预热器运行正常，投入空预器漏风控制装置。

8.3.2.1　 启动一台流化风机将流化风母管风压调整至45.0kPa以上，回料阀的下降段的流化风量调整到755Nm³/h，上升段的流化风量调整到3312Nm³/h，并投入风量自动。充气孔风门开启65%，各各组充气孔（4只）风量52 Nm³/h。

8.3.2.2　 检查引风机具备启动条件，开启过热器、再热器烟气挡板至50%以上，畅通二次风机至炉膛通道，启动一台引风机并投入自动，维持炉膛压力在±50Pa。

8.3.2.3　 检查开启冷二次风母管联通门，启动一台二次风机，调整二次风风量为135kNm³/h。

8.3.2.4　 启动两台一次风机运行，开启主热一次风挡板，用一次风机入口调节挡板逐渐增加一次风量（变频运行时全开一次风机入口调节挡板，调整变频器出力增加一次风量），做最低临界流化风试验，结束后开启风道燃烧器一次风挡板，关小或全关主热一次风挡板，将一次风量调整到180kNm³/h。

8.3.2.5　 开启播煤风风机旁路挡板，调整各给煤点播煤风风量正常。

8.3.2.6　 检查总风量大于250kNm³/h，锅炉吹扫条件满足，启动吹扫。

8.3.2.6.1　 计时器记时，锅炉吹扫完成置位。如吹扫过程中吹扫失败，应检查吹扫条件不能满足的原因，消除后重新从0开始计时进行吹扫。

8.3.2.6.2　 吹扫完成后“锅炉跳闸”、“MFT动作”和“风道燃烧器OFT”信号复归，锅炉进行点火操作。

8.3.2.7　 检查风道燃烧器启动允许条件满足。

8.3.2.8　 锅炉点火。投入左、右侧风道燃烧器，监视燃烧室下部的床温测点，以渐进方式调整一次风风温，控制床温升温速率≤100 ℃/h（0.03℃/s～0.05℃/s）、一次风温不大于900℃。

8.3.2.9　 投入空预器吹灰器，对空预器连续吹灰。

8.3.2.10　 根据床压情况补充床料，控制锅炉△P₁大于10kPa。

8.3.2.11　 当密相区中层温度高于500℃并有上升趋势，炉膛总差压△P₁大于10kPa时，进行投煤。

8.3.2.12　 投煤操作

8.3.2.12.1　 启动播煤风机，调整播煤风量正常。若入炉煤外在水分小于10%，可不启动播煤风机。

8.3.2.12.2　 初期投煤投用百矿褐煤，每台给煤线以最小给煤量（约7t/h），向炉内脉动投煤。每次投煤时间（1～3）min，炉膛左、右侧应均匀投煤，观察投煤前后床温温升率变化和氧量的变化情况。若床温温升率有所增加，同时氧量有所减小时，证明煤已开始燃烧。

8.3.2.13　 以同样方式间断性的脉动给煤，直至床温高于投煤前床温50℃，可以较小的给煤量连续给煤，控制床温以0.05℃/s速率增加。

8.3.3　 锅炉升压

8.3.3.1　 锅炉起压时，抄录一次膨胀指示器。

8.3.3.2　 锅炉过热器起压至0.2MPa，关闭锅炉汽水系统各排空气门。

8.3.3.3　 锅炉起压后，确认汽机凝汽器真空已建立，投入汽机高、低压旁路系统。

8.3.3.4　 注意检查过热器、再热器相应的疏水阀应开启。

8.3.3.5　 控制好锅炉燃烧率，过热器起压至0.5 MPa前，锅炉燃烧率不得增加（给煤量维持10t/h，间断给煤）。控制炉内各部温度在600℃以内，防止过热器管、再热器管干烧超温。

8.3.3.6　 升温升压过程中应加强对水冷壁、过热器和再热器壁温的监测和控制，严防超温。严密监视和控制分离器内外壁温差小于25℃，内壁金属温度变化率限制在50℃/h。

8.3.3.7　 主汽压升至0.5MPa后，根据主汽压上升趋势，逐步开大高旁以维持主汽压0.5MPa左右不变，直至高旁开度增加至60%以上；当高旁开度至60%时维持高旁开度基本不变，以每15分钟增加给煤量5t/h的速率增加燃烧率，机组并网前，给煤量控制在20～30t/h，控制主汽压升压速率≯0.03MPa/min、主汽温升温速率≯2℃/min的速率继续升压、升温。

8.3.3.8　 再热器起压至0.2MPa后，低旁开度逐步增大维持再热汽压0.2MPa，直至低旁开度至60%。

8.3.3.9　 投运床上油枪：

8.3.3.9.1　 当风道燃烧器已达到满出力，床温上升速率已较低时，且炉膛两侧床温大于500℃以上时，及时投运床上油枪。左右侧床上油枪要对称投入，保证两侧床料温度均能均匀上升。

8.3.3.9.2　 根据床温和氧量的变化特性，控制好给煤量，连续给煤且床温稳定上升后，可以相应减少油枪出力。床温达650℃以后，根据燃煤情况，可切除全部油枪运行。通知除尘投运电场。

8.3.4　 热态冲洗

8.3.4.1　 在锅炉点火后，压力在0.5～0.7MPa时储水箱中的水位由于汽水膨胀而上升，通过溢流阀将多余的水经疏水扩容器排入冷凝器中，应注意溢流阀能正常控制水位。汽水膨胀结束，开启汽机旁路控制主汽温、主汽压上升。

8.3.4.2　 当启动分离器进口温度达到190℃，应适当调整燃烧，维持启动分离器入口温度190℃，锅炉开始热态冲洗。

8.3.4.3　 清洗过程中，若难于维持启动分离器入口温度稳定，控制燃烧稳定，应控制饱和水温升率小于2℃/min。如启动分离器进口温度在热态冲洗期间升高较快，可适当降低燃烧率。

8.3.4.4　 联系化学值班员取样化验启动分离器集水箱水质。

8.3.4.5　 热态清洗前过热器、再热器各部疏水门应开启。

8.3.4.6　 分离器集水箱排水Fe≤50μg/L，热态冲洗结束。

8.3.4.7　 热态冲洗注意事项

8.3.4.7.1　 由于水中的沉积物在190℃时达到最大，因此汽水分离器入口温度升温至190℃时应进行水质检查，检测水质时停止锅炉升温升压。

8.3.4.7.2　 热态冲洗完毕后，逐步增加燃料，注意控制好锅炉床温，防止水冷壁、过热器、再热器各部金属温度超限。

8.3.4.8　 主汽压力升至1.0MPa，关闭过热器、根据再热器各疏水电动门。高过出口疏水和高再出口疏水门待蒸汽流量达10%BMCR后关闭。

8.3.4.9　 主汽压力升至1.5MPa时，抄录一次膨胀指示器。

8.3.5　 汽机冲转

8.3.5.1　 当达到下列冲转参数时，汇报值长，申请冲转：

8.3.5.1.1　 主汽压力4.5～6.0MPa，主汽温度400～450℃；再热汽压0.4～0.6MPa ，再热汽温度400～450℃，且主汽温度>再热汽温度，过热蒸汽温度与再热蒸汽温度的差值＜80℃；

8.3.5.1.2　 锅炉汽、水品质合格：主蒸汽电导率≤0.5μS/cm、Fe≤50μg/L、SiO2≤30μg/L、 Na≤20μg/L；

8.3.5.1.3　 高、中压缸上、下缸温差小于 42℃；

8.3.5.1.4　 凝结器真空大于 80kPa（排汽压力小于 20kPa）；

8.3.5.1.5　 转子偏心度小于 0.076mm 或千分表测得的轴承晃度值不大于 0.0254mm 或不大于原始值的0.02mm。

8.3.5.1.6　 润滑油压在 0.09～0.15MPa，油温 38～45℃。

8.3.5.1.7　 抗燃油压在 14MPa 左右，油温不低于 21℃。

8.3.5.1.8　 连续盘车 4 小时。

8.3.5.1.9　 联系热工按规定投入各项保护装置。

8.3.5.1.10　 直流润滑油泵启动试验正常。

8.3.5.1.11　 冲转前检查进汽通风阀及高排通风阀联锁打开。

8.3.5.2　 冲转过程中控制锅炉燃烧率，保持蒸汽参数稳定。

8.3.5.3　 汽机在中速暖机过程中应保持蒸汽参数稳定，防止汽温、汽压大幅度波动。

8.3.5.4　 汽机3000r/min定速正常后，维持蒸汽参数满足汽机要求。

8.3.6　 并网带负荷

8.3.6.1　 发电机并网后，增加锅炉燃烧率，按汽轮机带负荷曲线接带负荷。

8.3.6.2　 同步投运脱硫、脱硝系统，控制SO₂和NOx达标排放，监视粉尘排放值不超标。

8.3.6.3　 逐渐增大给煤量，减小风道燃烧器油枪的出力，当床温高于600℃且燃烧稳定呈上升趋势后，逐渐切除油枪运行，调整风道燃烧器一次风挡板开度和主热一次风挡板开度，风道燃烧器油枪切除后将一次风切为由主热一次风通道供给，关闭风道燃烧器一次风挡板。

8.3.6.4　 油枪全部停止以后，空预器吹灰改为定期吹灰；投入电除尘器。

8.3.6.5　 根据汽温情况，开启各级减温水电动门，调整减温水量控制汽温和各段过热器、再热器壁温。

8.3.6.6　 发电机并网后，适当增加电负荷，逐渐退出高低压旁路运行。

8.3.6.7　 及时冲转一台小机并投入运行，退出电动给水泵作备用。

8.3.6.8　 机组负荷在100MW左右，储水罐水位逐渐下降，储水罐水位调节阀也将逐渐关小。湿态完全转换成干态后，锅炉进入直流运行，储水罐冲洗阀和溢流阀全关，停止疏水扩容器疏水泵，关闭疏水泵出口至凝汽器控制阀，投入储水箱溢流管路暧管系统。当储水箱储放汽压力大于12MPa时，储水箱冲洗阀和溢流阀前电动截止阀联锁关闭。

8.3.6.9　 锅炉转直流运行后检查给水流量自动调节器跟踪正常，给水流量随锅炉热负荷升高逐渐升高。当给水电动门旁路门开度大于75%，开启主路电动给水门，注意给水流量的变化。

8.3.6.10　 负荷达35％MCR时：启动另外一台引风机运行，将该引风机并列正常后投入自动控制。

8.3.6.11　 负荷达40％MCR时：并列两台汽泵运行，控制好给水流量不发生大幅波动。

8.3.6.12　 负荷达50％MCR时：

8.3.6.12.1　 投入CCS控制，用CCS控制加负荷。

8.3.6.12.2　 启动另一台二次风机运行，将该风机并列正常。

8.3.6.12.3　 达条件后投入RB功能。

8.3.6.12.4　 应检查确认主汽温度已滑升至571℃、再热汽温度已滑升至569℃，主汽温度、再热汽温度控制投自动。

8.3.6.12.5　 投入空预器漏风控制系统。

8.3.6.13　 负荷升至90％MCR时，锅炉侧主汽压力滑至额定压力25.4MPa。

8.3.6.14　 当负荷达到100％MCR时（如机组开机正常后，虽然调度负荷未达100%负荷，但也应按此条进行检查）。

8.3.6.14.1　 对设备进行一次全面检查。

8.3.6.14.2　 各系统控制按规定投“自动”。

8.3.6.14.3　 各系统和设备的保护按规定投入。

8.3.6.14.4　 抄录一次膨胀指示。

8.3.7　 点火开炉过程中的注意事项

8.3.7.1　 升温、升压应严格按照锅炉的冷态启动曲线进行，蒸汽温度在0～200℃时，升温速度小于3.0℃/min；蒸汽温度在200～400℃时，升温速度小于2.0℃/min；蒸汽温度在400～500℃时，升温速度小于1.5℃/min；蒸汽温度在500℃以上时，升温速度小于1.0℃/min。当一级减温器后蒸汽温度＞450℃，手动微调一级级减温水，控制一级减温器后蒸汽温度400℃左右，调整时要注意避免减温水门突开、突关，导致减温器后汽温大幅度波动。在蒸汽参数至冲转参数之前，控制主蒸汽升压速率不大于0.03MPa/min，机组并网升负荷阶段控制主蒸汽升压速率不大于0.05MPa/min。

8.3.7.2　 升压期间，应严格监视控制汽水分离器的上、下壁温差＜28℃，汽水分离器内、外壁温差＜28℃。

8.3.7.3　 升压期间，应按规定记录锅炉各膨胀指示器的指示值，发现异常及时汇报，应查明原因，消除后方可继续升压。

8.3.7.4　 经常检查油枪着火情况和油系统有无外漏等情况，发现问题应及时处理，必要时停止燃烧器运行，通知检修处理。在启动初期要严格控制锅炉床温，防止过热器、再热器无蒸汽流通导致管壁超温。

8.3.7.5　 控制好二次风压不低于5.0kPa，防止二次分风管被床料堵塞。

8.3.7.6　 风道燃烧器投运后应经常检查着火情况，火焰应呈金黄色，无雾化不良、燃烧不稳、冒黑烟、滴油、回火烧损稳燃罩等情况。检查风道燃烧器金属外壳无烧红、变形情况。

8.3.7.7　 检查油系统无漏油、漏气。

8.3.7.8　 控制好床压平衡、随着床温的升高流化态增强以及开炉时间的增长床料损失量大，应密切关注床压变化情况，分析床压变化趋势和原因，确保密相区下部床压在（6～10）kPa。

8.3.7.9　 若锅炉点火后床压下降速度较快，即床料损失率较高应及时采取措施进行控制，并汇报值长。如果床温未达700℃，而下部床压降低至6kPa且有继续下降趋势时立即采取补料措施。

8.3.7.10　 控制好床温温升率，利用旁路系统参与升温升压控制。

8.3.7.11　 投煤前应按给煤机启动前的检查要求进行检查，做好防止给煤线超温的控制工作。

8.3.7.12　 投煤前检查各床温测点、烟气含氧量指示是否正确，各点偏差在正常范围内；检查并确认炉膛床压、风压指示正确。

8.3.7.13　 投煤后必须严格监视床温、烟气含氧量变化情况，当投煤后长时间床温无上升、氧量无下降，应立即停止给煤，待确证之前所投的燃煤着火燃烧后方可重新投煤。

8.3.7.14　 在床温未达500℃以上时不得进行大量、长时间的连续投煤，以防止残碳积聚后，大量迅速急剧燃烧的情况发生。床温温升率＞0.06℃/s时，应及时调整给煤量和油压进行控制，必要时增加二次风量，以增加冷源，控制床温温升率。

8.3.7.15　 升温过程中注意保持两侧燃料量均匀、床温平衡，两侧床温差不得超过50℃；控制同侧前、后墙温差不大于50℃。

8.3.7.16　 在主再热蒸汽参数达到汽机冲转参数后，应尽可能的控制床温在（500～600）℃，分离器出口烟温控制在500℃左右。以控制冲转参数稳定，特别是避免主汽压力过高，造成暖机蒸汽量减少暖机时间延长和汽水排放过多。

8.3.7.17　 汽机冲转后，应注意调整燃烧率，按照汽机启动要求，控制汽温和汽压稳定。

8.3.7.18　 在升温升压过程中，应注意监视汽水分离器水位的调整，并注意分析给水泵出口、高加出口、省煤器入口、省煤器出口、汽水分离器入口的给水温度变化和工况表征；旁路给水调节与主给水调节的切换，电泵与汽泵的切换，两台汽泵的并列运行等应保持煤水比，防止汽温、汽压大幅度波动。

8.3.7.19　 加强过热器、再热器的壁温监视和控制，防止超温。

8.3.7.20　 锅炉转直流运行后检查给水流量自动调节器跟踪正常，给水流量随锅炉热负荷升高逐渐升高。当给水电动门旁路门开度大于75%，开启主路电动给水门，注意给水流量的变化。机组负荷超过额定负荷30%后，机组转干态运行，根据机组冷态启动压力曲线改变主汽压力定值。

8.3.7.21　 锅炉转干态以前，注意维持锅炉疏水扩容器水位正常，防止无水位造成漏真空。疏水泵停运后注意疏水泵出口至凝汽器管路阀门关闭严密。

8.3.7.22　 储水罐水位调节阀暖管管路必须在锅炉实现直流转换、储水罐水位调节阀完全关闭后才允许启用，暖管投入后，开启储水罐至过热器三级减温水阀门。

8.3.7.23　 锅炉长期低负荷运行，应尽量提高水冷壁出口压力，避免水动力不稳定。长期在30%～40%BMCR工况时，水冷壁出口压力应＞15Mpa。锅炉启动时应快速通过30%～45%BMCR负荷，不宜长期停留在低压力附近。

8.4　 锅炉温态启动

8.4.1　 锅炉正常停炉后，未经过自然冷却，在启动吹扫后床温＜650℃为温态启动。

8.4.2　 温态启动不允许采用直接投煤的方法进行热态启动。这种情况下，锅炉的启动程序与冷态启动程序相似。但是，由于灰渣的高温、锅炉各类部件的大量蓄热以及汽轮机组的要求，又可以使得锅炉的启动进行得相当快速。

8.4.3　 启动前的检查和准备工作与冷态相同，但不必作阀门传动及联锁试验和炉内检查工作。

8.4.4　 温态启动点火

8.4.4.1　 检查锅炉各项保护正常投入。

8.4.4.2　 按冷态启动步顺检查FSSS各项启动条件满足。

8.4.4.3　 检查给水泵运行正常，炉水水质合格。

8.4.4.4　 回转式空气预热器运转正常，空预器漏风控制装置投入。

8.4.4.5　 启动一台流化风机将流化风母管风压调整至45.0kPa以上，回料阀的下降段的流化风量调整到755Nm³/h，上升段的流化风量调整到3312Nm³/h，并投入风量自动。充气孔风门开启65%，各各组充气孔（4只）风量52 Nm³/h。

8.4.4.6　 启动1台引风机，控制炉膛负压在（0～200）Pa，其它风机启动时注意控制调整。

8.4.4.7　 启动1台二次风机，关小二次分风挡板在（5～10）%，控制二次风压在（3～5）kPa，将进入燃烧室的二次风量维持在最低水平。

8.4.4.8　 开启各风道燃烧器一次风门在65%左右，启动一次风机，缓慢增加一次风机出力，逐渐流化床料，防止迅速流化造成传热突然增加，使储水罐水位、蒸汽温度和压力大幅度波动。

8.4.4.9　 逐渐流化正常后，检查满足吹扫条件立即启动吹扫程序。

8.4.4.10　 为了防止燃烧室继续冷却，吹扫结束后应立即投入风道燃烧器。

8.4.5　 升温升压

8.4.5.1　 投入风道燃烧器运行，将一次风风温提高到700℃～800℃。

8.4.5.2　 炉膛密相区中部温度≥500℃达投煤许可条件时可进行投煤操作。投煤方式和原则及注意事项与冷态点火投煤要求相同。

8.4.5.3　 密切监视炉膛密相区下部的床温测点，控制床温升温速率在0.03℃/s左右，但不得超过100 ℃/h。

8.4.5.4　 随着锅炉燃烧的加强，当两侧炉膛中部温度到550℃以上时，且燃烧稳定可进行连续投煤。

8.4.5.5　 此间应用高压旁路参与蒸汽的升温升压控制，但不得低于最小开度要求。

8.4.5.6　 严格控制分离器出口烟温在（500～550）℃范围，保持与汽机冲转所要求的主蒸汽参数相匹配。

8.4.6　 汽机冲转

8.4.6.1　 当参数达汽机冲转参数时，控制燃烧，稳定汽温、压力、水位等参数，配合汽机冲转至定速。

8.4.7　 发电机并网

8.4.7.1　 发电机并网后，根据汽机要求，控制主、再热压力和温度，按《锅炉温态启动曲线》规定的温升率、升压率，进行升温、升压。

8.4.7.2　 当床温高于600℃且燃烧稳定呈上升趋势后，逐渐切除油枪运行。

8.4.7.3　 汽机接带负荷到对应冷态滑启点，锅炉按冷态启动步骤进行，逐渐带负荷至100％MCR。

8.4.8　 注意事项

8.4.8.1　 因床料尚有一定温度，为避免风机启动后造成炉膛温度急剧降低做好以下工作。

8.4.8.1.1　 启动前应提前进行风燃烧器点火枪的检查，确保打火正常；

8.4.8.1.2　 风道燃烧器投运检查准备工作充分，无不明原因的限制条件存在；

8.4.8.1.3　 吹扫风量应以满足吹扫条件为原则上，尽可能减少冷源。

8.4.8.2　 因锅炉尚有温度和压力，所以床料必须逐渐流化，降低燃烧对汽水工况的影响，确保汽水参数正常。

8.4.8.3　 严格按照《锅炉温态启动曲线》调整燃烧，控制好升温、升压及升负荷率。

8.4.8.4　 严密监视各系统的重要参数变化在允许值范围内。

8.4.8.5　 各系统的切换以及各辅助设备及系统的投运按规定执行。

8.4.8.6　 汽机、电气应做好汽机冲转、发电机并网各方面的准备工作，防止因不能及时冲转、并网造成锅炉主、再热蒸汽参数过高。

8.4.8.7　 因故不能按时进行冲转和并网时，锅炉应在控制参数满足汽机要求的情况下、适当减弱燃烧。

8.4.8.8　 注意监视好各级过热器、再热器壁温，防止金属超温。

8.5　 锅炉热态启动

8.5.1　 锅炉停炉后，未经过自然冷却，在启动吹扫后床温≥700℃为热态启动。

8.5.2　 锅炉热态启动根据汽轮发电机组情况，应有两种不同控制方式，此处以机组整体启动为述，发电机未解列的方式按停炉不停机规定进行。

8.5.3　 锅炉启动吹扫后无论床温是否≥700℃或超过投煤许可温度，或汽轮发电机组是否处于并网情况，均禁止采用无油助燃单独投煤的方式进行升温、升压，必须严格控制燃烧率，防止超温、超压情况发生。

8.5.4　 床料流化后如果床温低于700℃，则转为温态启动。

8.5.5　 热态启动点火

8.5.5.1　 检查给水系统正常（一台给水泵投运），炉水水质合格。

8.5.5.2　 启动初期给水调节用旁路方式。

8.5.5.3　 检查所有锅炉保护在投入状态。

8.5.5.4　 检查回转式空气预热器运转正常。

8.5.5.5　 启动一台流化风机将流化风母管风压调整至45.0kPa以上，回料阀的下降段的流化风量调整到600Nm³/h，上升段的流化风量调整到2600Nm³/h，并投入风量自动。充气孔风门开启65%，各各组充气孔（4只）风量32 Nm³/h。

8.5.5.6　 启动1台引风机，控制炉膛负压在（-100）Pa，其它风机启动时注意控制调整。

8.5.5.7　 检查高、低压旁路正常，且根据主再热蒸汽温度、压力值，检查控制高、低旁开度保证受热面冷却，防止再热器超压和汽轮机转子冲动。

8.5.5.8　 为使提高负荷变化率和缩短启动时间而作的优化调整直接应用于极热态启动，同时确保锅炉水动力的安全，在极热态启动前，应先将锅炉压力降至12Mpa以下方可流化点火。

8.5.5.9　 主床流化和点火操作

8.5.5.9.1　 启动1台二次风机，关小二次分风挡板在（5～10）%，控制二次风压在（3～5）kPa，将进入燃烧室的二次风量维持在最低水平。

8.5.5.9.2　 开启各风道燃烧器一次风门在60%左右，启动一次风机，缓慢增加一次风机出力，逐渐流化床料，防止迅速流化造成传热突然增加，使储水罐水位、蒸汽温度和压力大幅度波动。

8.5.5.9.3　 逐渐流化正常后，检查满足吹扫条件立即启动吹扫程序。

8.5.5.9.4　 吹扫完成，投入油枪，调整风道燃烧器一次风门和主热一次风门开度，确保油枪着火良好且风燃器出口风温小于900℃。检查满足投煤条件，左右侧各启动一条给煤线，以最小给煤量投煤。

8.5.5.9.5　 根据汽机冲转参数需要，逐渐将分离器出口烟温控制在匹配范围（500～550）℃。

8.5.5.10　 过热蒸汽温度尽量由烟气温度匹配控制。

8.5.5.11　 根据床压上升趋势，控制炉膛密相区下部床压在（10～12）kPa。

8.5.6　 汽机冲转

8.5.6.1　

8.5.6.2　

8.5.7　 发电机并网

8.5.7.1　 发电机并网后，根据汽机要求，控制主/再热压力和温度，按《锅炉热态启动曲线》规定的升温率、升压率，进行升温、升压。

8.5.7.2　 汽机接带负荷到对应滑启点，锅炉按冷态启动步骤进行，逐渐带负荷至100％MCR。

8.5.8　 热态启动过程中的注意事项

8.5.8.1　 维持燃烧室宽度方向的热流相等以平衡各部床温。

8.5.8.2　 储水罐水位：热态启动过程中，从二次风机启动到一次风投入，传热增加锅炉蒸发量快速增加，这会造成水位膨胀。因此，在投运二次风机、一次风机前，必须加强储水罐水位的控制，并严格执行缓慢流化操作。

8.5.8.3　 热态启动过程中所需蒸汽的参数取决于汽机的状态，原则上是避免汽机冷却，因此燃烧的控制应以控制合适的过热蒸汽温度为依据。

8.5.8.4　 热态启动过程中，极易造成过、再热蒸汽超温，因此流化后必须严格控制燃烧率和分离器出口烟气温度，必要时利用过热器疏水门参与主汽温度的控制，且在低负荷阶段注意控制低温再热器出口温度不超温。若汽机未冲转，则必须在锅炉主参数控制稳定后方可进行冲转操作。

8.5.8.5　 由于启动时蒸汽流量过小，应严格按烟气侧调整进行主、再蒸汽温度的原则控制，避免使用减温水，杜绝蒸汽带水造成汽轮机损坏的事故发生。

8.5.8.6　 其它注意事项见温态启动。

9　 锅炉运行调整及维护

9.1　 锅炉运行调整任务

9.1.1　 使锅炉参数达到额定值，满足机组负荷要求。

9.1.2　 保持正常的汽压、汽温、床温、床压，保证炉水和蒸汽品质合格。

9.1.3　 合理调整一、二次风量，监视回料器运行工况，确保回料器回料正常。

9.1.4　 保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。

9.1.5　 维持合理的炉内床料量、颗粒粒径分布及循环物料量。

9.1.6　 监视 DCS 各画面的热工控制系统工作正常。

9.1.7　 保持汽水油品质合格。

9.1.8　 正常运行时应保持高、低压旁路热备用状态。

9.1.9　 及时调整锅炉运行工况，使锅炉机组在安全、经济的在最佳工况下运行。

9.1.10　 精心调节确保SO₂、NOx、烟尘达标排放。

9.2　 机组运行监视和调节的规定

9.2.1　 机组运行中要充分利用和发挥自动控制系统的作用，确保设备运行工况的稳定和运行参数的调节质量。在控制系统自动运行时，运行人员要加强画面参数的巡视和运行参数的分析。只有在自动控制系统或测量元件发生故障、机组发生异常使设备的参数超出自动系统的调整范围、设备非正常方式运行超出自动控制系统设计能力才需要解除自动进行手动调整。发现自动控制系统不能正常运行，要立即将故障的自动系统切换成手动进行调整确保运行参数正常。发现自动控制系统故障后要立即联系热控人员进行处理。

9.2.2　 锅炉运行期间要密切注意监视画面上参数的变化，发现参数偏离正常要及时进行调整，不得使参数超出正常运行调整范围。在参数不严重偏离正常值的情况下尽量保持参数平稳变化，防止大幅度调整造成参数振荡。

9.2.3　 当出现参数报警要认真进行检查、核实、分析并积极进行调整，必要时要联系巡检人员到就地进行核实、检查，禁止不加分析盲目复置报警。

9.2.4　 在机组出现异常，出现较多参数异常和报警要立即组织能够参与异常消除的力量积极进行协作调整。在调整过程中要注意抓住主要矛盾和重要参数进行调整，待主要参数基本调整正常再逐一进行其他参数调整。

9.2.5　 各自动控制调节装置应经热控人员试验或调整正常后，需经热控人员同意方可投入运行。

9.2.6　 运行岗位人员应根据 CRT 画面显示和报警、打印记录，结合对现场设备的巡视检查情况，进行运行参数、仪表分析，以便及时发现异常、隐患和设备缺陷。

9.2.7　 运行岗位人员应认真做好各项定期维护和预防性检查工作，确保机组安全经济连续运行。

9.2.8　 机组在运行中严禁无故退出热控联锁、保护装置，如需停用，必须经主管生产的公司领导批准。

9.4　 锅炉燃烧调整

9.4.1　 燃烧调整的主要目的是：保证合格的蒸汽参数，提高燃烧的稳定性和经济性，消除热偏差，防止锅炉堵灰结焦，避免金属材料过热，降低锅炉电耗。

9.4.2　 燃烧调整的总则

9.4.2.1　 循环流化床锅炉的燃烧调节主要是通过对给煤量、返料量、一次风量、一、二次风分配、床温和床压等的控制和调节，来保证锅炉稳定、连续运行以及满足脱硫、脱硝的要求。

9.4.2.2　 相邻水冷壁温差不能超过50℃，水冷壁出口最大温差不能超过80℃。否则应调节给煤及一、二次风量等参数减小炉膛的热偏差。

9.4.2.3　 任何时候，水冷壁每个水冷壁回路出口的介质温度变化率应小于100℃/h。否则应减小负荷变化速率。

9.4.2.4　 在机组运行中锅炉给煤量应保持两侧均衡，锅炉负荷变化时，及时调整燃料量、总风量以保持汽温、汽压的稳定；增负荷时，先增加风量，后增加燃料量；减负荷时，先减燃料量，后减风量。

9.4.2.5　 机组运行中一次风量应保证床料的处于良好的流化状态和满足密相区燃烧所需要的氧量，运行中不得低于最低流化风量。

9.4.2.6　 机组运行中按锅炉负荷--床压、风量控制表调节好一、二次风配比，控制稀、密相区燃烧份额以及密相区NO_X生成物，并维持烟气含氧量在（2～5）%。

9.4.2.7　 燃烧调节中应保证一次风、高压流化风的风压、风量相对稳定，正常的负荷调节风量主要由二次风来完成。

9.4.2.8　 正常运行时，应保持炉膛内燃烧稳定、流化稳定，床料不出现明显偏斜、不结焦，锅炉炉膛总压差、上部压差和水冷风室压差在稳定范围内波动；

9.4.2.9　 根据负荷、煤质、炉膛温度、旋风分离器两侧烟温差、受热面金属壁温、排烟温度等的变化以及飞灰可燃物含量及时调整燃烧。

9.4.2.10　 机组正常运行中应投入所有的自动控制，不得无故解除自动控制。

9.4.2.11　 维持炉膛出口压力为0Pa，若超压应及时调整引风量、二次风量。波动较大时应切至手动调节。

9.4.2.12　 当发现燃烧不稳应立即进行调整，保证燃烧稳定，及时查明原因并消除。

9.4.2.13　 严密监视各辅机的运行情况，发现异常及时调整。

9.4.2.14　 运行中按时检查分离器、回料器、各部非金属膨胀节无超温、烧红、拉裂、漏灰等现象。

9.4.2.15　 运行中炉膛、烟道、分离器、回料器、给煤线各人孔门均处于严密关闭状态。如果发现泄漏现象，应立即处理。

9.4.3　 床温的调整

9.4.3.1　 锅炉运行中控制床温在 790～930℃之间，注意上下层床温温差及整个床面床温的均匀性，运行中发现床温偏差较大，或测量异常时，应考虑其对平均值的影响。

9.4.3.2　 改变一次风量和给煤量调节床温， 增大一次风量或减少给煤量，降低床温，反之，提高床温；调整过程中要注意床温在较小范围内变化，同时要兼顾到负荷、汽压的稳定。

9.4.3.3　 在总风量不变情况下，改变一次风、下二次风及上二次风的比例可调节床温，增大一次风和下二次风量，减小上二次风量，可降低床温，反之则提高床温。

9.4.3.4　 床温出现偏差时，通过调整相应点的给煤机出力，必要时投入相应侧床上油枪使炉膛床温部分的热量平衡。

9.4.3.5　 正常运行时，均衡各给煤点的给煤量，以免引起炉内温度偏差大影响燃烧稳定，保持炉膛各层床温平衡，左右侧床温差、前后墙床温差应小于50℃。

9.4.3.6　 锅炉密相区上部床温高于950℃，发床温高报警，此时应加强调整，降低床温。

9.4.3.7　 锅炉密相区上部床温高于1020℃发床温高报警，延时30s，锅炉MFT动作。

9.4.3.8　 锅炉密相区中部床温低于720℃发床温低报警，此时应加强调整提高床温。

9.4.3.9　 锅炉密相区中部床温低于550℃发床温低报警，无风燃器油枪助燃，给煤线跳闸保护动作。

9.4.3.10　 旋风筒温度高四值（1020℃），锅炉跳闸。

9.4.3.11　 锅炉负荷、床压高低、总风量大小等相关参数变化时应加强床温调节。

9.4.4　 床压的调整

9.4.4.1　 锅炉床压是循环流化锅炉运行监视的主要参数，其运行是否稳定关系锅炉的燃烧效率高低和循环流化床锅炉外循环的可靠性。

9.4.4.2　 锅炉的床压调节主要通过改变冷渣器出力来确保床压在正常范围内波动，并根据床压流化状态做好床料的选择性控制工作，粗渣（下部床压）用排放底灰的方式进行，细灰（△P₂）用回料器排细灰门进行控制。

9.4.4.3　 机组运行中应经常分析水冷风室压力与床压之间的关系，正常情况下两者之间的差值应在（4～5）kPa（即布风板阻力），当差值发生变化时应及时查明原因，予以消除，保证床压的稳定运行和防止因一次风量过大加剧受热面磨损。

9.4.4.4　 在监视锅炉床压的同时，应严格监视各分床压测点的压力显示，防止局部床料堆积或吹空。

9.4.4.5　 机组运行中禁止△P₁低于6kPa，否则给煤线保护跳闸，以防止锅炉结焦。

9.4.4.6　 机组运行中应加强△P₁、△P₂和分离器立管压力的分析和控制，防止返料不畅引起的床压波动和分离器堵塞情况发生。

9.4.4.7　 锅炉负荷、风量和锅炉入炉煤品质、粒度的分布情况变化时，应加强床压的监视调整。

9.4.4.8　 床压低时，可通过修改配煤方式或床料添加系统进行加料，维持床压正常。

9.4.5　 锅炉SO₂、NO_X、粉尘排放量调节

9.4.5.1　 锅炉运行过程中应按规定执行排放标准，其排放值以烟囱入口烟气分析仪的测量为准，仪表参数不正常时应及时汇报值长，及时汇报安环部门并联系人员检查。

9.4.5.2　 锅炉运行中应控制烟气中SO₂≤200mg/Nm³、NO_X≤100 mg/Nm³、粉尘排放≤30 mg/Nm³。各环保指标若经过调整仍无法控制污染物达标排放时，应申请减负荷运行，直至指标达标排放。

9.4.5.3　 SO₂的控制以FGD为主，可通过合理配烧原煤辅助调整，发生超标时应检查锅炉分级配风情况。

9.4.5.4　 NO_X的控制以SNCR为主，在调整脱硝还原剂的同时，注意控制氨逃逸不超标。

9.4.5.5　 粉尘排放增加时，应及时检查电除尘器运行情况，同时暂停吹灰、稳定燃烧工况，以减小烟气粉尘含量。

9.5　 给水流量的调整

9.5.1　 给水流量的波动将对机组负荷、主蒸汽压力、主蒸汽温度等机组运行重要过程参数均产生较大影响。由于机组负荷和主蒸汽压力还有其它控制手段，而一旦给水流量控制回路工作欠佳，导致煤水比动态失调，锅炉出口的主蒸汽温度仅靠其后的喷水减温控制是无法满足机组运行对主蒸汽温度的控制要求的。

9.5.2　 给水控制系统的唯一特殊要求是在任何工况下省煤器入口给水流量不低于30%B-MCR的值，即333t/h。

9.5.3　 给水流量控制回路是控制锅炉出口主蒸汽温度的一个最基本手段。锅炉出口的主蒸汽温度由串级控制系统实现。喷水减温控制对锅炉出口主蒸汽温度提供高频的最终调整，给水流量控制回路控制锅炉的总能量平衡（保持恰当的煤水比）并维持分离器出口的蒸汽温度。给水流量控制回路仅当锅炉运行在纯直流（干式分离器）工况下才能对锅炉出口的主蒸汽温度起到粗调的作用。为了保证锅炉本身的安全运行，要求任何工况下省煤器入口给水流量不低于30%B-MCR的值。当锅炉在低负荷下运行（湿式分离器）时，多余的给水流量经分离器疏水阀进行排出并回收。

9.5.4　 给水流量为串级控制系统。控制回路可分为两个部分：给水流量指令的形成和给水泵控制。

9.5.4.1　 给水流量指令形成

9.5.4.1.1　 省煤器入口的给水流量指令，由前馈信号和PID调节器的校正信号两部分组成。前馈信号主要实现锅炉的煤水配比，进入锅炉的总燃料量信号经函数发生器后给出省煤器入口给水流量指令的基本值，该值先经过一个滤波环节，目的是为了补偿燃料量和给水流量对分离器出口蒸汽温度的动态特性差异（给水流量对分离器出口蒸汽温度的影响比燃料量较快）。为了防止总燃料量信号快速波动对给水系统的影响（如一台给煤机跳闸后快速启动另一台给煤机），该值经过一个速率限制。最后，加上分离器出口蒸汽温度的微分信号形成给水流量指令的前馈信号。

9.5.4.1.2　 给水流量串级控制的主调节器控制分离器出口的蒸汽温度在其设定值上。

9.5.4.1.3　 分离器出口蒸汽温度的设定值由以下三部分组成：a. 根据分离器出口压力信号经函数发生器后给出分离器出口蒸汽温度设定值的近似值。为了消除分离器出口压力信号的高频波动，经过一个滤波环节。b. 在上述近似值基础上再加上过热器喷水比率的修正信号。这个修正信号由过热器喷水比率和其设定值的偏差形成，过热器喷水比率的设定值由锅炉总燃料量信号经函数发生器后给出。为了消除总燃料量和过热器喷水比率信号的高频波动， 修正信号经过一个滤波环节。为了防止该修正信号动态较大波动引起分离器的干湿切换，该修正信号的最大幅度在函数发生器中得到限制，其最大幅度在±5℃。加这个修正信号的目的是为了保证机组运行的经济性并使过热器喷水保持在最合理流量。c. 最后，运行人员可根据机组的实际运行情况，在画面上手动对分离器出口蒸汽温度的设定值进行偏置。

9.5.4.1.4　 分离器出口蒸汽温度设定值的后两部分只有当锅炉负荷大于55%时才起作用。

9.5.4.1.5　 给水流量串级控制的主调节器受到下限限制，以确保任何工况下给水流量设定值不低于35%；主调节器受到上限限制，以确保任何工况下给水流量设定值不大于100%。

9.5.4.1.6　 当两台给水泵控制操作站都在手动控制时，串级控制的主调节器跟踪省煤器入口给水流量减去给水流量设定值前馈信号的值。

9.5.4.1.7　 过热器喷水比率由总过热器喷水流量除以锅炉总给水流量而得。总过热器喷水流量为各级过热器喷水流量之和，锅炉总给水流量为省煤器入口流量加上总过热器喷水流量减去分离器疏水流量，各流量信号均经过温度校正。

9.5.4.2　 给水泵控制说明

9.5.4.2.1　 给水流量串级控制的副调节器根据给水流量指令和省煤器入口流量的偏差形成给水泵总指令，同时送到两台给水泵转速控制回路。

9.5.4.2.2　 给水泵总指令加上每台给水泵的转速偏置，并经限幅后，作为每台给水泵的转速指令。限幅的作用是为了保证任何时候给水泵转速指令都不能超过上下限（上限100%，下限0%）。考虑到汽泵电泵出力容量的不同，各给水泵的偏置各自单独设定，并不相互交叉。

9.5.4.2.3　 当两台给水泵转速控制操作站都在手动控制时，串级控制的副调节器跟踪两台给水泵平均转速指令加权求和信号。

9.5.4.2.4　 各台给水泵转速偏置设定的强制跟踪逻辑，保证了每台给水泵转速控制站在投入自动控制时无扰。

9.5.4.2.5　 强制输出

9.5.4.2.6　 当汽动给水泵转速控制未切换到遥控方式时，汽动给水泵转速控制操作站强制跟踪汽动泵实际转速值。

9.5.4.2.7　 强制手动

9.5.4.2.8　 当出现下列情况之一时，给水泵转速控制操作站强制切到手动控制：

9.5.4.2.8.1　 总燃料量信号故障

9.5.4.2.8.2　 分离器压力信号故障

9.5.4.2.8.3　 分离器出口温度信号故障

9.5.4.2.8.4　 省煤器入口给水流量信号故障

9.5.4.2.8.5　 任一过热器喷水信号故障

9.5.4.2.8.6　 分离器疏水流量信号故障

9.5.4.2.8.7　 汽动给水泵转速控制未切换到遥控方式

9.6　 汽温调整

9.6.1　 保证蒸汽温度的正常和稳定，对整个机组的安全经济运行起着重大的作用。锅炉运行中，必须严格控制蒸汽温度在规定范围内。

9.6.2　 锅炉正常运行时，主蒸汽温度在机组35-90%BMCR负荷范围内应控制在566～576℃范围内，两侧过热器出口蒸汽温度偏差小于5℃。同时受热面沿程工质温度、受热面金属温度不超过规定值。各段过热器左、右侧汽温偏差不大于 20℃，过热汽温与再热汽温偏差不超过 30℃；启炉过程中控制左、右侧汽温偏差不大于 30℃，过热汽温与再热汽温偏差不超过50℃。

9.6.3　 主汽温的调整

9.6.3.1　 主蒸汽系统通过煤量和给水量的平衡调整来达到沿程受热面介质温度的平衡，启动分离器内蒸汽温度是煤量和给水量是否匹配的超前控制信号。在锅炉在直流工况以后启动分离器要保持一定的过热度。正常运行中尽可能采用调节烟气侧挡板调节汽温，过热器减温水是主汽温度调节的辅助手段，一级减温水用于保证中温过热器I不超温，二级减温水用于保证中温过热器II不超温，三级减温水用于对主蒸汽温度的精确调整。在45%-90%负荷范围内启动分离器内蒸汽过热度保持在10-30℃左右。如果减温水用量超过正常范围，应适当修正煤/水比定值，保证减温水有较大的调整范围，防止系统扰动造成主蒸汽温度波动。

9.6.3.2　 锅炉正常运行中启动分离器内蒸汽温度达到饱和值是煤/水比严重失调的现象，要立即针对造成异常的根源进行果断处理（增加热负荷或减水），如果是给煤系统运行方式或炉膛热负荷工况不正常引起，要对煤/水比进行修正。如炉膛工况暂时难以更正，通过修正煤/水比仍不能将分离器过热度调整至正常时，要解除给水自动进行手动调整。锅炉点火后任何时候严禁储水罐满水。

9.6.3.3　 在使用减温水手动调节时，要考虑到受热面系统存在较大的热容量，汽温调节存在一定的惯性和延迟，在调整减温水时要注意监视减温器后的介质温度变化，注意不要猛增、猛减，要根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况平稳地对蒸汽温度进行调节；锅炉低负荷运行时，调节减温水要注意减温后的蒸汽温度必须保持20℃以上过热度，防止过热器积水。

9.6.3.4　 锅炉运行中在进行负荷调整、投停油枪、炉膛或烟道吹灰等操作以及煤质发生变化时都将对主蒸汽系统产生扰动，在上述情况下要特别注意蒸汽温度的监视和调整。

9.6.3.5　 高加投停时，沿程受热面工质温度随着给水温度变化逐渐变化，要严密监视给水、省煤器出口、水冷壁出口工质温度的变化情况。待启动分离器入口蒸汽温度开始变化，通过在协调模式下修正煤/水比或手动调整的情况下维持燃料量不变，调整给水量，参照启动分离器入口蒸汽温度和各级减温水门开度，控制沿程蒸汽温度在正常范围内。高加投、停后，由于机组效率变化，在汽温调整稳定后应注意适当减、增燃料来维持机组要求的负荷。

9.6.3.6　 在主蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷并积极查找原因进行处理。

9.6.3.7　 在下列情况时，应特别注意监视汽温以防止超温和汽温骤然下降。

9.6.3.8　 给水温度变化时。

9.6.3.9　 给水流量变化时。

9.6.3.10　 汽压波动较大时。

9.6.3.11　 增减负荷时。

9.6.3.12　 煤质变化时。

9.6.3.13　 转态时。

9.6.3.14　 燃烧不稳时。

9.6.3.15　 过剩空气系数变化时。

9.6.3.16　 吹灰操作时。

9.6.3.17　 安全门动作时。

9.6.4　 再热蒸汽温度的控制和调整

9.6.4.1　 锅炉正常运行时，再热蒸汽温度在机组50-90%BMCR负荷范围内应控制在564～574℃范围内，两侧高温再热器出口蒸汽温度偏差小于10℃。

9.6.4.2　 再热蒸汽温度主要通过尾部烟道挡进行调整，当再热器出口温度超过574℃，再热器事故减温水投入参与汽温控制。正常运行中要尽量避免采用事故减温水进行汽温调整，以免降低机组循环效率。

9.6.4.3　 只有当再热器入口温度＞350℃或汽机故障要求停机时，事故喷水作为临时降温手段。

9.6.4.4　 当再热蒸汽温度不能保持在正常范围或烟气挡板开度超过正常范围或事故减温水经常有开度时要对系统进行检查分析，可能存在以下原因：

9.6.4.4.1　 二次执行机构是否损坏，二次配风挡板位置是否正确。

9.6.4.4.2　 炉膛是否严重结焦。

9.6.4.4.3　 蒸汽吹灰是否正常投入。

9.6.4.4.4　 烟气挡板是否损坏。

9.6.4.4.5　 煤质是否严重偏离设计值。

9.6.4.5　 在再热蒸汽温度手动调节时要考虑到受热面系统存在较大的热容量，汽温调节存在一定的惯性和延迟，在调整再热蒸汽温度时注意不要猛开、猛关烟气挡板，事故减温水的调节要注意减温器后蒸汽温度的变化，防止再热蒸汽温度振荡过调。

9.6.4.6　 在再热蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷并积极查找原因进行处理。

9.7　 汽压调整

9.7.1　 正常运行中，机组投入协调控制，汽轮机 DEH 投自动，主汽压力定值随机组负荷按曲线自动进行。

9.7.2　 当主汽压力发生变化，要及时分析原因，加强燃烧调整，由于煤质变化或给煤系统运行不正常等原因引起燃烧工况变化，针对不同原因采取对应措施，必要时将燃烧切手动调整。

9.7.3　 注意汽压、负荷与炉膛差压之间的对应关系，炉膛上部差压表明了稀相区的颗粒浓度，炉膛下部差压表明了密相区的颗粒浓度，对控制压力及负荷起着重要作用。

9.7.4　 正常运行时，采用定压运行，主蒸汽压力应控制在 25.4±0.5 MPa。机组在 40％～90％额定负荷时，采用滑压运行。

9.7.5　 当外界负荷变化使汽压变化时，及时调整燃料和风量以稳定汽压。

9.7.6　 正常运行中应均匀调整给煤量、一次风量、二次风量等参数。

9.7.7　 汽压调节过程中，应尽量保持各给煤点均匀给煤；若投运的给煤机全处于最低转速下运行，且蒸汽压力仍在上升，则应切除一台给煤机，使其它给煤机在调节性能良好的区域内运行。

9.7.8　 在事故情况下，主汽压力大于25.4 MPa 时，应及时进行调整，降低主汽压力，汽压达到 PCV 阀动作值而PCV 阀拒动时，应手动开启PCV阀泄压。

9.7.9　 不允许用影响燃烧稳定的方式来调整汽压，在非事故状态下，不得用开启PCV阀排汽的手段降低汽压。

9.7.10　 锅炉点火前必须将PCV阀投入自动。当主汽压力达26.67MPa时PCV阀自动开启，低于25.6MPa自动关闭。

9.7.11　 PCV阀控制回路须进行定期检查，检查时做好防止误动作措施。

9.7.12　 机组点火后汽机高、低旁路自动必须投入，保证机组甩负荷时能正常开启。

9.7.13　 机组运行中一次汽系统、二次汽系统安全门均禁止全部解列。

9.7.14　 若汽压升高达到安全阀动作值，而所有安全阀拒动，应立即紧急停炉。

9.7.15　 各压力表应经常校对，若有误差应及时修正。

9.8　 机组协调控制系统运行

9.8.1　 为保证机组运行的稳定性和经济性，正常运行中机组应在协调控制方式下运行。

9.8.2　 联系热工人员确正机组协调控制系统及各子系统自动调节正常，子系统自动调节系统良好，汇报值长，申请投运协调方式。

9.8.2.0.1　 协调控制投入应按从低级到高级的方式进行，投入自动后均应检查自动运行状态，且工况参数稳定。

9.8.2.0.2　 检查汽机在DEH遥控方式运行。

9.8.2.0.3　 先投入锅炉基础方式，再投入CCS方式。

9.8.2.0.4　 当投入CCS控制方式而未投ADS时，机组目标负荷在负荷控制框内手动设定，机组负荷变化速率设定在（4～5）MW/min，目标负荷最高不得超过370 MW。

9.8.3　 ADS的投入

9.8.3.1　 ADS控制方式的投入是以CCS的投入为基础的，ADS投入后，机组目标负荷指令由调度远方给定。

9.8.3.2　 ADS控制的投入顺序按等级由低级的锅炉基础到CCS再到ADS逐级投入。

9.8.4　 在协调控制系统正常，机组运行正常时，应投入CCS方式。此时，机、炉同时接受负荷指令，同时负荷的调整又都受到机前压力的制约，最终使负荷、机前压力达到设定值，机组处于机炉协调控制方式。

9.8.5　 在协调控制系统正常，当机组出力受锅炉限制时，应投“锅炉基础”方式。此时，汽机主控在自动，锅炉主控为手动。机组负荷根据锅炉运行情况手动设定。机组处于锅炉调整燃烧率来调节负荷，以达到控制负荷的目的，汽机自动控制调节阀来控制机前压力在设定值的目的。汽机跟随的控制方式

9.8.6　 在协调控制系统正常，当机组出力受汽机限制时，应投“汽机基础”方式。此时，锅炉主控在自动，汽机主控为手动。机组负荷根据汽机运行情况手动控制调节阀来控制负荷。机组处于锅炉调整燃烧率来调节机前压力，汽机手动控制调节阀来控制负荷，锅炉跟随的控制方式。

9.8.7　 无论在投入何种方式的自动前，应检查机前压力设定值与机前压力的差值不得过大，应小于0.8MPa，保证投入时压力调节器无偏差，防止工况波动过大。

9.8.8　 在投入机组的协调控制方式前应检查机组负荷指令信号正常，与当前负荷应一致。在投入ADS控制方式前应检查ADS目标负荷指令是否与当前机组负荷设定值一对致。

9.8.9　 投入ADS后应根据机组运行情况设定负荷变化率及机前压力设定值变化率，以尽快满足ADS调度负荷指令。在低负荷停运一台二次风机备用方式下，ADS加负荷指令到达后，应根据负荷情况在60%负荷时，提前启动备用的二次风机，以尽快满足调度负荷。

9.8.10　 当出现锅炉或汽机闭增、锅炉或汽机闭减信号时，应查明原因及时修偏，必要时解为手动控制。

9.8.11　 引起锅炉闭增信号发出的因素有引风机、二次风机出力大于95%。

9.8.12　 引起汽机闭增信号发出的因素有汽机机前压力低于计算值0.8MPa、汽机调门开度全开。

9.8.13　 无论在CCS或ADS方式中，当给煤量超过对应负荷下所需给量较大值，且长时间保持时或含氧量长时间过低时应注意及时控制调整，防止后期锅炉热量信号增幅较大，引起机组负荷超限或参数大幅度波动。

9.8.14　 在从定压运行切为定—滑—定运行方式前，应调整机前压力稳定在当前负荷按定—滑—定曲线所对应的机前压力，否则在切为定—滑—定运行时将给汽机负荷和机前压力的控制带来一阶跃扰动。

9.8.15　 协调控制系统投入运行后，仍需要监视锅炉运行参数的变化，并注意各子系统自动装置的动作情况，避免因自动失灵而造成不良后果。

9.8.16　 自动装置发生故障时，应立即改为手动调节，并通知热工人员处理。

9.9　 FCB工况运行

9.9.1　 机组甩负荷自带厂用电运行，取决于旁路系统及对空排汽系统的响应速度以及机、炉、电协同控制。

9.9.2　 高压旁路系统容量为100%BMCR，低压旁路系统容量为65%BMCR，再热器出口共设4路对空排汽，每路对空排汽一次门为电动可点动控制的，对空排汽二次门为气动全开全关门，正常运行中一次门全开，二次门全关。机组甩去60%THA（600t/h）以上负荷时，除了及时开启高、低旁，还应根据汽压情况开启再热器对空排汽门。再热器出口对空排汽开启或关闭均需左、右侧对称同时动作，避免左、右两侧产生过大的流量偏差。

9.9.3　 30%～40%BMCR负荷是锅炉水冷壁转直流的范围，即使在FCB工况下，此段负荷也需顺速通过，不得长时间停留，且为保证水冷壁水动力的安全，需保证给水压力大于12.6Mpa或者过热器出口压力大于12.2Mpa。同时注意控制储水罐水位，确保过热蒸汽的干度。

9.9.4　 汽机跳闸后重新冲转前，应将锅炉负荷降低至12%BMCR左右，再根据热态启动要求控制好参数进行冲转、并网带负荷。

9.10　 RB的投入

9.10.1　 RB投入条件

9.10.1.1　 机组负荷大于额定负荷的60%，即210MW。

9.10.1.2　 无RB动作条件存在（OR）：

9.10.1.2.1　 一台引风机跳闸；

9.10.1.2.2　 一台二次风机跳闸；

9.10.1.2.3　 一台给水泵跳闸。

9.10.1.3　 RB动作条件满足，不能投入RB功能。

9.11　 受热面壁温监督

9.11.1　 锅炉装设了汽水分离器壁温测点、水冷壁壁温测点、吊管壁温测点、过热器壁温测点、再热器壁温测点。

9.11.2　 对汽水分离器壁温的监视主要是防止汽水分离器在上水、锅炉点火初期、停炉时降压阶段防止温差过大造成应力损坏。

9.11.3　 对水冷壁壁温的监视主要是防止锅炉在点火初期水循环流量不均、流速不足、干态运行下煤水比严重失调等原因造成水冷壁超温。

9.11.4　 对悬吊管壁温的监视是防止在正常和事故停机过程中以及锅炉压火期间因冷却不足造成悬吊管超温损害。

9.11.5　 对过热器、再热器壁温监视是防止在正常和事故停机过程中以及锅炉压火期间因冷却不足造成受热面金属超温损害。

9.11.6　 过热器及再热器壁温控制主要通过主、再热汽温来进行，机组运行中严禁蒸汽参数超限运行，在事故处理情况下应保证过热器、再热器流通足够的蒸汽量，防止造成管壁超温。

9.12　 各6KV电机停电时，其跳闸状态消失，锅炉保护中判断其已经跳闸的信号将不满足，会发生保护拒动情况，故在电机停电前应要求热控人员进行处理，以消除影响保护正常动作的因素。