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- Chapter_1

- Chapter_2

- Chapter_3

- Chapter_4

- Chapter_5

Chapter_1

1锅炉启动前的试验

1.1 设备试验总则

1.1.1 设备试验方法分静态、动态两种；静态试验时，6KV辅机仅送试验电源，380V低压动力有空气开关的设备或用直流控制合闸的设备只送试验电源，用交流控制合闸的设备送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必须在静态试验合格后方可进行。

1.1.2 机组保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。

1.1.3 各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确、可靠，声光报警、CRT画面状态显示正常。

1.1.4机组A、B、C、D级检修后，必须进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转，而且试转前应手动盘车。

1.1.5临修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查

1.1.6运行中的设备试验，应做好局部隔离工作，不得影响运行设备的安全，对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。

1.1.7试验后应恢复原状态，并投入相应的保护联锁，不得随意解除，否则应经过总工程师审批。

1.1.8试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，同时应分析试验结果，做好详细记录。

1.1.9 进行联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。

1.2 FSSS及动力联锁试验

1.2.1 MFT动作、吹扫条件

1.2.1.1 MFT动作条件

1）汽包水位高III值（+250mm）,延时2秒）

2）汽包水位低III值（-230mm） 延时2秒

3）去布风板一次风量<最低流化风量（60000 Nm3/h)

4）炉膛压力高II值+2500Pa 延时2秒

5）炉膛压力低II值-2500Pa 延时2秒

6）床温高于1000℃

7）两台一次风机全停

8）两台二次风机全停

9）两台引风机全停

10）三台高压流化风机全停

11）床上启动燃烧器未投且床温<740℃

12）总风量过低＜25%

13）手动MFT

14）床温从正常的850℃降至620℃无论燃烧器是否投入

15）流化风机出口母管压力低低(低于15Kpa)

1.2.2 MFT动作对象

1.2.2.1停止所有给煤机运行

1.2.2.2关闭床下、床上启动燃油速断阀

1.2.2.3关闭过热汽减温水截至门及调整门

1.2.2.4停生石灰粉给料系统（停生石灰粉抽气室下旋转给料阀）

1.2.2.5一、二次风量控制转手动，并保持最后位置

1.2.3 MFT动作的处理

1.2.3.1 如不是因为引风机，高压流化风机，一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，可直接以下原则处理：

1.2.3.2调节风机挡板，保持正常的炉膛负压及风量。

1.2.3.3调节给水流量，保持汽包水位正常。

1.2.3.4 迅速查明MFT动作原因消除后，复归MFT，投入运行。

1.2.3.5如MFT动作原因在短时间内难以查明或消除,应按停炉处理,并保持锅炉处于热备用状态。

1.2.3.6 若是因为引风机，高压流化风机，一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，应按紧急停炉处理外，还应考虑床料局部堆积和流化停滞的现象。

1.3 锅炉吹扫条件

1.3.1任一台一次风机运行且挡板未关

1.3.2任一台二次风机运行且挡板未关

1.3.3任一台引风机运行且挡板未关

1.3.4无热态启动条件

1.3.5燃油进油速断阀关

1.3.6所有生石灰粉给料系统停运

1.3.7任一台高压流化风机运行

1.3.8所有给煤机停

1.3.9一次风量＞最低流化风量

1.3.10无MFT跳闸指令

1.3.11总风量>25%

1.4 热态启动条件

1.4.1所有油角阀关；

1.4.2给煤机全停；

1.4.3无MFT跳闸指令；

1.4.4平均床温>650℃；

1.4.5总风量>25%；

1.4.6生石灰粉给料系统停运。

1.4 MFT试验

1.4.1 汽包水位保护试验

序 号 内 容

1 汽包上水至正常水位，联系热工强制复位MFT，投入水位保护。

2 汽包进行上水，水位升至+50mm，“水位高I值”信号报警。

3 水位至+125mm，“水位高II值”信号报警，紧急放水一、二次门自开。

4 解除紧急放水一、二次门自动保护。

5 水位至+250mm，“水位高III值”信号报警，延时2秒，MFT动作。

6 投入紧急放水一、二次门自动保护。

7 紧急放水一、二次门自开，放水至+50mm，紧急放水二、一次门自关。

8 联系热工强制复位MFT。

9 放水至-50mm，“水位低I值”信号报警。

10 放水至-125mm，“水位低II值”信号报警。

11 放水至-230mm，“水位低III值”信号报警，MFT动作。

12 上水至-50mm，

13 记录有关数据及动作结果。

14 试验结束，恢复正常。

1.4.2 手动MFT试验

序 号 内 容

1 顺控启动#1、2引风机、高压流化风机、二次风机、一次风机。

2 调整各风门挡板，达到吹扫条件。

3 在DCS画面上，“允许吹扫”灯亮，按下“吹扫启动”按钮。

4 “吹扫完成”灯亮后。

5 关燃油手动角阀，开各燃油进油角阀、燃油速断阀。

6 开启生石灰粉口电动门

7 启动生石灰粉系统

8 启动生石灰粉给料阀。

9 开给煤机出口门。

10 启动给煤系统。

11 开给煤机入口门（煤仓无煤）。

12 启动冷渣器。

13 二次风控制投自动。

14 在硬操盘上同时按下两个“手动MFT”按钮， “手动MFT动作”报警，MFT动作。

15 OFT动作,关所有油角阀、进油、回油速断阀

16 给煤机出口门关闭。

17 给煤机停运。

18 给煤机入口门关闭。

19 生石灰粉给料阀停止。

20 冷渣器停止。

21 一二次风控制自动转手动。（入口调整门）

22 运行风机不停

23 记录有关数据及动作结果。

24 试验结束，恢复正常。（复位各跳闸开关）

1.4.3 主汽压力保护试验

序 号 内 容

1 试验条件：锅炉燃烧稳定，各部位正常。

2 缓慢将过热蒸汽压力升至10.1MPa。

3 “过热蒸汽压力高I值”信号报警。

4 缓慢将过热蒸汽压力升至10.3 MPa。

5 “过热蒸汽压力高II值”信号报警，开排汽门。

6 过热蒸汽压力降至10.0MPa。

7 关排汽门。

8 过热蒸汽压力缓慢降9.9MPa。

9 “过热蒸汽压力低”信号报警。

10 记录有关数据及动作结果。

11 试验结束，恢复正常。（复位各跳闸开关）

1.4.4 OFT试验

序 号 内 容

1 关燃油角阀手动门，联系热工强制复位MFT和OFT 。

2 开床上、床下燃油速断阀、燃油进油阀，燃油打循环。

3 调整燃油压力正常。

4 开启动燃烧器进油角电磁阀，关床上燃油进油速断阀。，

5 “进油燃油速断阀关”信号报警；OFT动作。

6 床上燃油进油角电磁阀全部关闭。

7 进油快关阀关闭。

8 回油快关阀关闭。

5 联系热工强制复位OFT。

6 开燃油速断阀，缓慢关燃油进油调整门，降低燃油压力至2.25MPa。

7 “燃油压力低I值”信号报警。

8 继续关燃油进油调整门，降燃油压力至1.96MPa。

9 “燃油压力低II值”信号报警；OFT动作。

10 联系热工强制复位OFT。

11 在硬操盘上同时按下两个“手动MFT”按钮。

12 “手动MFT动作”信号报警；OFT动作。

13 记录有关数据及动作结果。

14 试验结束，恢复正常。（复位各跳闸开关）

1.5 锅炉联锁保护

1.5.1 动力联锁保护示意图

1.5.2 联锁说明

1.5.2.1 当任意一台引风机故障停止时，其它风机不受影响；当两台引风机全停时，高压流化风机、二次风机、一次风机掉闸。

1.5.2.2 当任意一台高压流化风机故障停止时，且备用高压流化风机在自动位置，联启备用风机，其它风机不受影响；3台高压流化风机全停时，二次风机、一次风机掉闸。

1.5.2.3 当任意一台二次风机故障停止时，其它风机不受影响；当两台二次风机全停时，一次风机掉闸。

1.5.2.4 当任意一台一次风机故障停止时，其它风机不受影响；当两台一次风机全停时，给煤机全部机掉闸,床下、床上燃油母管速断阀关闭。

1.5.3 风机静态动力联锁试验

序 号 内 容

1 将#1、2引风机、#1、2二次风机、#1、2一次风机小车开关拖出至

试验位置，送上操作电源。

2 将#1、2、3高压流化风机切至试验位置，送上操作电源。

3 投入风机联锁保护。

4 顺控启动#1、2引风机。

5 顺控启动一台或两台高压流化风机。

6 顺控启动#1、2二次风机。

8 投入高压流化风联锁。

9 顺控停止甲#1一次风机。

10 “#1一次风机掉闸”信号报警；其他风机无影响。

11 顺控启动#1一次风机。

12 顺控停止#2一次风机。

13 “#2一次风机掉闸”信号报警；其他风机无影响。

14 顺控启动#2一次风机。

15 顺控停止#1、2一次风机。

16 “一次风机全部掉闸”信号报警。

17 MFT动作。

18 顺控启动#1、2一次风机。

19 联系热工强制复位MFT。

20 顺控停止#1二次风机。

21 “#1二次风机掉闸”信号报警；其他风机无影响。

22 顺控启动#1二次风机。

23 顺控停止#2二次风机。

24 “#2二次风机掉闸”信号报警；其他风机无影响。

25 顺控启动#2二次风机。

26 顺控停止#1、2二次风机。

27 “二次风机全部掉闸”信号报警。

28 #1、2一次风机跳闸。

29 MFT动作。

30 顺控启动#1、2二次风机、#1、2一次风机。

31 联系热工强制复位MFT。

32 顺控停止一台高压流化风机。

33 “该台高压流化风机掉闸”信号报警。

34 停止的高压流化风机自启；其他风机无影响。

35 顺控停止另外两台高压流化风机。

36 “另外高压流化风机掉闸”信号报警。

37 停止高压流化风机自启；其他风机无影响。

38 解除高压流化风联锁，顺控停止#1、2、3高压流化风机。

39 “高压流化风机全部掉闸”信号报警。

40 #1、2二次风机。

41 #1、2一次风机跳闸。

42 MFT动作。

43 顺控启动#1、2高压流化风机、#1、2二次风机、#1、2一次风机。

44 联系热工强制复位MFT。

45 顺控停止#1引风机。

46 “#1引风机掉闸”信号报警，其他风机无影响。

47 顺控启动#1引风机。

48 顺控停止#2引风机。

49 “#2引风机掉闸”信号报警；其他风机无影响。

50 顺控启动#2引风机。

51 顺控停止#1、2引风机。

52 “引风机全部掉闸”信号报警。

53 两台高压流化风机、二次风机、一次风机跳闸。

54 MFT动作。

55 静态试验完毕。

56 记录有关数据及动作结果。

1.5.4 风机动态联锁保护试验

序 号 内 容

1 将#1、2引风机、#1、2二次风机、#1、2一次风机小车开关恢复，

送上动力电源。

2 将#1、2高压流化风机切至正常位置，送上动力电源。

3 投入风机联锁。

4 炉膛、尾部烟道各人孔门、看火孔已关闭，炉膛、尾部烟道已达到通风条件，无人工作。

5 各风道挡板试验结束，开关方向正确、就地与DCS画面指示一致。

6 将各阀门挡板置于冷态启动位置。

7 顺控启动#1、2引风机，调整入口挡板。

8 顺控启动一台高压流化风机，投入其联锁，调整泄压阀。

9 顺控启动#1、2二次风机，调整入口挡板。

10 顺控启动#1、2一次风机，调整入口挡板。

11 调整各风门挡板使风量达到吹扫条件，启动吹扫。

12 吹扫完毕，MFT复位。

13 减小去布风板的风量至 Nm3时。

14 去布风板的一次风量低Ⅰ值信号报警。

15 继续减小去布风板的风量至最低流化风量时。

16 去布风板的一次风量低Ⅱ值信号报警。

17 MFT动作。

18 调整去布风板的风量大于60000Nm3左右时；

19 进行炉膛吹扫，吹扫完毕，MFT复位。

20 将炉膛压力缓慢调至+200Pa。

21 炉膛压力高Ⅰ值信号报警。

22 联系热工，将炉膛压力接点强制+2500Pa信号。

23 炉膛压力高Ⅱ值信号报警。

24 MFT动作。

25 恢复MFT。

26 将炉膛压力缓慢调-50Pa。

27 炉膛压力低Ⅰ值信号报警。

28 联系热工，将炉膛压力接点强制-2500Pa信号。

29 炉膛压力低Ⅱ值信号报警。

30 MFT动作。

31 恢复MFT。

39 解除#1、2,3高压流化风机联锁。

32 同时停#1、2引风机。

33 “引风机全部掉闸”信号报警。

34 #1、2,3高压流化风机掉闸。

35 #1、2二次风机掉闸。

36 #1、2 一次风机掉闸。

37 MFT动作。

38 恢复各动力电源。

39 记录有关数据及动作结果。

40 试验结束，恢复正常。

1.6 水压试验

1.6.1 锅炉A、B、C检修、局部受热面临修或锅炉承压部件泄漏检修后，必须进行工作压力下的水压试验，其试验压力等于11.5Mpa(汽包工作压力)。

1.6.2 锅炉的超压水压试验应按《电力工业蒸汽锅炉技术监察规程》的有关规定执行，其试验压力为汽包额定工作压力的1.25倍，即14.375 Mpa。试验时应由总工程师或指定专人现场指挥并拟定详细的安全和操作措施。下列情况进行超压试验：

1.6.2.1新装、已装的锅炉投产前或停炉超过一年以上恢复运行时。

1.6.2.2水冷壁更换50%以上，过热器管、 省煤器管成组更换，汽包进行重大修理，承压部件进行大面积的焊补修理时，以及各主要部件的凹凸部分修理及更换后。

1.6.2.3运行中的锅炉每六年应定期进行一次。

1.6.2.4锅炉严重缺水，受热面大面积变形时。

1.6.2.5根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。

1.6.3 锅炉水压试验的范围

1.6.3.1 锅炉本体（给水系统和过热器系统）：包括省煤器、水冷壁、水冷屏、汽包及过热器系统，减温水系统。

1.6.3.2 汽包水位计参加工作压力水压试验，不参加超压试验。

1.6.3.3 工作水压试验时，将定值低于水压试验压力的安全阀采取压紧装置防止起跳。

1.6.3.4 锅炉本体部分管道附件,疏水门水压试验到二次门。

1.6.4 锅炉水压试验前的准备和检查：

1.6.4.1 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统、炉膛及烟道等威胁人身安全的地方已无人工作，并撤离现场,其检修工作结束，工作票已终结。

1.6.4.2 汇报值长，联系化学，准备好水压试验用水。

1.6.4.3 联系热工人员将汽包、过热器、给水的压力表、温度表和电接点水位计投入，并核对指示正确。

1.6.4.4 水压试验时，必须具备快速泄压措施，以防超压（紧急放水一、二次门,过热器向空排汽一、二次门送电，开关良好）。

1.6.4.5 水压试验所需通讯工具齐全。

1.6.4.6 安全阀已采取防起座措施，进行超水压试验时,汽包就地水位计解列。

1.6.4.7 至少有一台给水泵达到投用条件。

1.6.4.8 给水旁路各电动门、事故放水一、二门、过热器向空排汽一、二次电动门、各减温水闭锁阀、电动门、调节门送电，开关灵活。

1.6.4.9 管道支架，吊架及膨胀指示器完整无损，并无杂物阻碍及其自由膨胀，保温完整，上水前记录各部膨胀值。

1.6.4.10 锅炉上水前，关闭水冷壁下联箱所有放水门及集中下降管放水门，关闭省煤器放水门、连续排污一次门、所有取样一次门、加药一次门，关闭紧急放水一次门、水冷壁下联箱各加热门、过热器反冲洗门、各排汽一次门、省煤器再循环门、关闭底部加热门，开启各空气门。应按《水压试验检查卡》检查各阀门位置正确。水位上至所有空气门冒水1～2min后，逐只关闭各空气门

1.6.4 .11 集控室DCS系统各仪表及信号的电源应在投入状态。

1.6..4.12 检查系统备用阀门处于正确位置。

1.6.5 锅炉本体的水压试验操作：

1.6.5.1 锅炉水压试验中，关闭主汽门及旁路门，开启主汽门后空气门。

1.6.5.2 经现场指挥许可，锅炉开始升压,升压用给水小旁路控制，升压速度不超过0.3MPa/min。

1.6.5.3 升压中如发现轻微的渗漏，可继续升压至工作压力进行全面检查，作渗漏记号，待放水后消除，若渗漏严重，影响到继续升压，应立即停止升压，并降压放水停止检修。

1.6.5.3 压力升至7.0 MPa，停止升压，检修人员进行一次检查，无异常后继续升压。

1.6.5.4 压力升至10.0 MPa停止升压，检修人员检查无异常后再以不超过0.2 MPa /min的速度升压。

1.6.5.5 压力升至工作压力11.5 MPa，关闭给水小旁路调节门及前后截止门，停止升压，降低给水压力，5分钟后，记录压力下降值。

1.6.5.6 由检修人员进行全面检查。

1.6.5.7 如需做超压试验（14.375 MPa，1.25倍），应按下列步骤操作：

1） 工作压力下检查无异常。

2） 解列就地双色水位计、电接点水位计及平衡容器,开启水位计及平衡容器放水门。

3） 控制升压速度不大于0.1 MPa /min，升压至14.375Mpa,关闭一级减温水调整门及前后截止门，停止升压，降低给水压力，维持20分钟，记录压力下降值，然后，微开饱和蒸汽取样门降压，降压至工作压力11.5 MPa并保持，由检修人员全面检查。

4） 压力降至工作压力11.5 MPa以下时，应立即恢复水位计运行。

1.6.5.8 水压试验完毕后，经现场指挥许可，停给水泵，微开饱和蒸汽取样门降压，降压速度不大于0.2 MPa/min，待压力降至0.2 MPa时，开启各空气门和排汽门降压至零，放水至点火水位，将各阀门倒至点火位置。

1.6.6 锅炉本体水压试验合格的标准：

1.6.6.1 在受压元件金属壁和焊缝上无泄漏,潮湿现象。

1.6.6.2 各受压元件无明显的残余变形。

1.6.6.3 工作压力下，停止进水后,5min压力下降值不大于0.5 MPa。

1.6.6.4 进行超压试验，则在工作压力试验合格后的基础上进行，升压速度以每分钟不超过0.1MPa为限。当压力升至14.375MPa时，在此压力下保持20分钟，关闭进水门，停给水泵，待降至汽包工作压力时，再进行全面检查，并记录20分钟的压降值为0.5MPa。

1.6.7 降压

1.6.7.1 压力试验合格后，进行降压应均匀，降压速度每分钟下降0.2～0.3MPa。

1.6.7.2 压力降至0.2MPa，开启各空气门。

1.6.7.3 压力降至0 MPa，根据化学和调度要求转入保护或处于备用，把水放掉或放至点火位置。开启省煤器再循环门。

1.6.8水压试验注意事项

1.6.8.1 水压试验过程中，汽包壁温不得低于35℃，各承压部件金属温度高于20℃为宜。锅炉水压试验上水时,空气门应专人监视,待每一个空气门冒水2分钟后逐个关闭。

1.12.2 水压试验结束后,可利用过热器疏水门或取样门泄压,当汽包压力降至0时,开启各空气门和疏水门进行放水。

1.6.8.3 水压试验时，应专人操作，严格监视汽包、过热器压力，严防超压，水压试验时环境温度一般在5℃以上，否则应有可靠的防冻措施。

1.6.8.4水压试验时，必须具备快速泄压措施，以防超压炉本体水压试验可采用开启汽包事故放水一、二次门、过热器向空排汽一、二次门等快速泄压方式。

1.6.8.5 升压过程中不得冲洗表管和取样管，发现阀门未关严或有漏点要操作时需征得升压人员同意。

1.6.8.6水压试验时，有关部门的领导应到场指挥。

1.6.8.7 安全阀不参加水压试验。

1.6.8.8 超压水压试验时，严禁进行检查。

1.6.8.9 各承压部件管组务必上满水确保无空气积存。

1.6.8.10 锅炉超水压试验时，严禁非试验人员进入现场（二十五项要求）。

1.6.8.11 水压试验时通讯工具保持畅通。

1.7 过热器及减温器反冲洗

1.7.1 过热器反冲洗：

1.7.1.1 过热器反冲洗，一般在锅炉机组大修时进行，小修时根据化学监督要求进行。

1.7.1.2 过热器反冲洗前的检查及准备按水压试验规定进行。

1.7.1.3 过热器反冲洗应具备下列条件：

1） 接到值长通知。

2） 锅炉本体承压部件检修工作结束。

3） 汽机已具备向锅炉供水条件，将除氧器投入运行，保持高水位，且水温为60～100℃，并能随时启动给水泵供水。

1.7.2 过热器反冲洗操作：

1.7.2.1 关闭锅炉主给水电动门和给水旁路电动门、调整门，将系统倒至该过热器反冲洗，启动疏水泵，关闭高过出口排汽二次门开启过热器反冲洗门和高过出口排汽一次门向过热器进水，过热器系统空气门冒水后，关闭空气门。

1.7.2.2 开启定期排污放水门放水，必要时开紧急放水门，冲洗30min后，通知化学人员取饱和蒸汽化验。化验合格后，关闭过热器反冲洗门和高过出口排汽一次门，停止进水，停运疏水泵。

1.7.2.3 汽包水位降至正常水位后，关闭紧急放水及定期排污放水门。

1.7.2.4 开启过热器系统及主蒸汽管道疏水，放净存水。

1.7.3 过热器反冲洗的要求及注意事项：

1.7.3.1 在系统不起压前提下，尽量保持大流量进行冲洗。

1.7.3.2 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，用紧急放水门控制汽包水位在正常水位附近。

1.7.4 减温器反冲洗：

1.7.4.1 减温器在大修后投用前或减温器喷头堵塞时应进行反冲洗。

1.7.4.2 过热蒸汽减温器反冲洗的操作：

1） 大修后投用前，点火升压过程中，汽包压力升至2.0MPa时关闭减温器调整门、电动门、截止门及旁路一、二次门，关闭相应定排单元电动二次门。

2） 开相应定排单元一次门，开定排总门，开减温器旁路二次门及反冲洗门进行反冲洗。

3） 当确认减温器冲洗畅通时，关闭其反冲洗门及减温器旁路二次门，关闭相应定排总门和定排单元二次门，开减温器调整门及电动门，投入减温器运行。

1.8 阀门、挡板及严密性试验

1.8.1 电动门试验

1.8.1.1 确认试验阀门对运行系统无影响，联系热控及检修人员到场。

1.8.1.2 电源已送上，信号指示正确。

1.8.1.3 调DCS画面，确认阀门开、关位置正确。

1.8.1.4 电动门全开、全关一次，检查开度指示、灯光、信号正确，开、关灵活，方向正确，并记录全行程开关时间。

1.8.1.5 试验结束，将阀门倒至正常位置。

1.8.2 调整门试验

1.8.2.1 确认试验阀门对运行系统无影响，联系热控及检修人员到场。

1.8.2.2 各试验阀门电源、气源均送上，信号指示、开度指示正常。

1.8.2.3 将操作开关置于“手动”位置，开、关灵活，再置“自动”位置。

1.8.2.4 调DCS画面，选择相应调整门操作器，分别进行间断和连续开、关行程各一次，并记录连续全行程开、关时间，核实信号指示、开度指示就地与DCS画面相符，方向正确。

1.8.2.5 进行自动校验，动作灵活、正确。

1.8.3电动挡板的试验

1.8.3.1 确认试验挡板对运行系统无影响，联系热控及检修人员到场。

1.8.3.2 各试验阀门电源、气源均送上，信号指示、开度指示正常。

1.8.3.3 检查各挡板执行机构的控制应在电（气）动位置。

1.8.3.4 调DCS画面，操作相应的挡板，分别进行间断和连续开、关行程各一次，并记录连续全行程开、关时间，核实信号指示、开度指示就地与DCS画面相符，方向正确。

1.8.3.5 操作电（气）动装置动作灵活、方向正确，无泄漏等异常现象。

1.8.4 注意事项

1.8.4.1 已投入运行的系统设备及承压部件不得试验。

1.8.4.2 应有专人监视，并做好开、关全程时间及角度记录。

1.8.4.3 执行机构连杆及销子无松动、弯曲和脱落。

1.8.4.4 试验过程中，应将试验结果及发现问题作好记录，并向上级汇报。

1.8.4.5 试验过程中，应有专人就地监视阀门及挡板的动作情况。其中电动门应手动验证全开、全关位置的正确性；挡板应打开人孔门检查实际动作情况是否与就地指示及远方操作相符。

1.9漏风试验

1.9.1 漏风试验一般在锅炉经过检后修后进行，根据需要，在冷态下以正负压试验方法，检查锅炉各部分的严密性。

1.9.2 用负压试验方法检查锅炉本体及烟道的严密性，方法为：

1.9.2.1 严密关闭各部人孔门，检查孔门。

1.9.2.2 启动引风机，保持炉膛负压-150 Pa～-200 Pa。

1.9.2.3 用小火把或蜡烛靠近炉膛及烟道，如有漏风则火炬被吸向不严密处，在漏风部位画上记号。

1.9.3 用正压试验检查空气预热器、风道及其挡板的严密性。

1.9.3.1 关闭所有人孔门、观察孔、测量孔、引风机、二次风机挡板门，关闭生石灰粉风机出口管道挡板，关闭高压流化风机出口挡板，关闭给煤机插板。

1.9.3.2 开启一次风机，逐渐开启一次风机挡板门，使炉膛压力达500～1000Pa。

1.9.3.3 在一次风机入口逐渐加入干燥滑石粉约400～1000Kg，运行10分钟后停止送风。检查各处，凡有白灰的地方，均应仔细检查泄漏原因。

1.9.3.4 检查风机挡板的严密性,紧急停止风机并关闭其出入口挡板后,风机不倒转,表明挡板严密,否则应查明原因予以 处理。

1.10 锅炉冷态空气动力场试验

1.10.1 试验内容及方法

1.10.1.1 大修后,对于布置流量测量装置的一、二次风的主风道及分支风道,均应进行风量标定。

1.10.1.2 布风板阻力特性试验

在布风板不铺床料的情况下，启动引风机、一次风机，调整一次风量，记录水冷风室压力与炉内密相区下部床压，二者差值即为布风板阻力，根据这些数据绘制冷态一次风量与布风板阻力的关系曲线，通过温度修正，可相应得出热态的一次风量与布风板阻力的关系曲线。

1.10.1.3 床层厚度与床压的关系试验

在一定风量下（一般选取设计运行风量），床料静止高度分别为600mm、700mm、800mm、900mm、1000mm、1100mm，记录床压值，绘制料层厚度与床压的关系曲线。

1.10.2临界流化风量试验

1.10.2.1 临界流化风量是锅炉运行特别是低负荷运行时的最低流化风量值，低于此值就有结渣的可能性。

1.10.2.2 添加床料至静高600mm，增加一次风量，初始阶段随着一次风量增加，床压逐渐增大，当风量超过一定数值时，继续增大一次风量，床压将不再增加，该风量即为临界流化风量。另外，也可用逐渐降低一次风量的方法，测出临界流化风量。选择不同的静止料层高度（600mm、700mm、800mm、900mm、1000mm、1100mm、）测量流化风量，记录风量和床压值，绘制一次风量与床压的关系曲线。一般选取床料静高700mm、800mm、900mm三个工况测量流化风量。

1.10.3流化质量试验

1.10.3.1 风机联保护正常投入,加入合格的床料,启动风机,增加一次风量使床料达到正常流化状态下，稳定几分钟,然后同时停止两台引风机，其它风机联锁跳闸,风门关闭,手动复位。

1.10.3.2 观察炉内床料的平整程度，床层薄的地方说明风大,床层厚的地方说明了风小。若发现床面极不平整,甚至有“凸起”应清除此区域的床料,应查明原因，采取相应的措施处理后,重新进行流化质量试验, 从而确定布风板布风的均匀性，。

1.10.3.3 锅炉A、B、C检修及临修填加床料后,应进行流化质量试验,合格后方可启动。

1.11 安全门校验

1.11.1 安全门校验条件及要求：

1.11.1.1 锅炉大修后或安全门检修后，必须进行安全门的热态校验，以保证其动作的准确可靠。

1.11.1.2 安全门校验时，必须制定专项措施（包括安全措施）。

1.11.1.3 汽包、过热器就地压力表、控制室DCS画面二次压力表校验合格，指示正确，水位计指示正确，向空排汽门经试验正常，汽包紧急放水门试验正常。

1.11.1.4 校验安全门时，就地与控制室应有可靠的通信工具进行联系。

1.11.1.5 校验安全门均以就地机械压力表（标准压力表）指示为准。

1.11.1.6 锅炉点火前，联系汽机做好防止汽水进入汽轮机的措施。

1.11.1.7 安全门的校验必须由专人负责并统一指挥，有关技术人员参加。

1.11.1.8 在升压及校验过程中，应经常对照就地压力表与DCS画面指示，并有专人负责监视汽压及联系工作。

1.11.1.9 锅炉应严格按照升压曲线进行正常升压，在升压过程中，严格监视受热面管壁温度不超过允许值；同时应加强对燃烧和水位的监视与调整，防止满水、缺水及超压事故的发生。

1.11.1.10 安全门的校验应按其动作压力以先高后低的顺序进行。

1.11.1.11 锅炉安全阀的整定值见《安全阀动作及回座压力》表。

名 称 排气量 工作压力(MPa) 控制安门

启座压力 动作安全门

启座压力 回座压力(MPa)

汽 包 280T 11．5 12．1 12．4

过热器出口 186T 10．0 10．5 10．8

1.11.2 锅炉安全阀校验标准

1.11.2.1 安全阀起回座压差一般应为起座压力的4～7%，最大不得超过起座压力的10%。

1.11.2.2 安全阀在运行压力下应有良好的密封性能。

1.11.2.3安全阀实际动作压力与规定动作压力的偏差不允许超过规定动作压力

的5％。

1.11.3 汽包安全门的校验

1.11.3.1 校验汽包安全门时,应用向空排汽门或投入汽机Ⅰ级旁路,通过排汽门或调整Ⅰ级旁路的开度来稳定主汽压力,并注意监视蒸汽温度,炉膛出口烟温小于538℃,屏过壁温在允许范围内。

1.11.3.2 汽包压力升至10.0 MPa时,保持稳定,事先将不校验的汽包安全阀装上压紧装置。

1.11.3.3 锅炉保持压力稳定,通知检修人员分别校验汽包两只安全阀。并记录安全阀的实际起跳压力。

1.11.3.4 需要调整或拆装压紧装置时,汽包压力应降至10.0 MPa以下。

1.11.3.5 汽包安全门校验结束后,将汽包安全门的压紧装置全部拆除。

1.11.4 过热器安全门的校验

1.11.4.1 将汽包安全门的压力降至10.0 MPa,保持稳定。

1.11.4.2 用与校验汽包安全阀相同的方法校验过热器集箱安全阀。

1.11.5 安全门校验工作的注意事项

1.11.5.1 安全门校验完毕后，应检查各安全门是否泄漏，所有制动措施是否已全部拆除，排汽管消音器是否完好。

1.11.5.2 安全门校验完毕后，将校验结果做好记录。

1.11.5.3 安全阀起座及回座时，必须加强汽包水位的监视工作并作好预调整。

1.11.5.4 当安全阀起座后不回座时，应迅速采取措施强制回座，无效时，应停炉处理。

1.11.5.5 整定安全阀的过程中，如果出现其他异常情况或发生事故时，则应终止安全阀整定工作。

1.11.5.6 锅炉A、B、C检修停炉前，根据检修要求，进行安全阀排汽试验。

1.11.5.7安全门校验时，非工作人员严禁进入现场（二十五项要求）。

1.12锅炉启动前的疏水、放空气系统

1.12.1 锅炉上水时,空气门应开启,水压试验待每一个空气门冒水2风钟后逐个关闭。

1.12.2 锅炉启动前过热器疏水门应开启，水压试验结束后,可利用过热器疏水门或取样门泄压,当汽包压力降至0时,开启各空气门和疏水门进行放水。

1.12.3 若水压试验后,锅炉准备投入运行,且水质合格,放水至汽包点火水位,开启过热器疏水,投入底部加热；若锅炉短期不投入运行,则放水充氮或采取其它保养措施。

2锅炉启动前的准备工作

2.1 锅炉所有检修工作结束，工作票已全部注销，并有详细的检修交待书。

2.2 机组DCS系统投入运行正常，与设备实际状态表计显示相符。

2.3 各电动、气动执行机构分别送电及接通电源、气源；控制盘台上仪表、音响显示盘及操作器送电。

2.4 FSSS试验（MFT和OFT）、联锁保护试验、SCS试验、燃油泄漏试验正常

2.5 在锅炉大、小修后，若砌砖及保温材料发生更换时，锅炉启动前应进行烘炉操作。

2.6 装填床料

初始床料选用含碳量＜3%的炉渣,粒度为0～5㎜用上料系统加装床料。

2.6.1 锅炉上料系统是一种可以实时添加床料的物料输送系统，在锅炉运行的过程中若发现床料不够的情况下，可以在不停炉的情况下将床料通过这套系统，按量从锅炉两侧的加料口加入。

每台炉左右两侧各有一个上料系统，其流程为：物料 斗式提升机 料仓 螺旋给料机 炉膛

2.6.2提升机用途及特点：

TH系列圆环链斗式提升机主要结构参数等效或参照采用了国际标准和国外先进标准，链条采用高强度圆环链为牵引构体，料斗以“掏取法”进行装载，以混合式重力式卸载。

本机使用于输送物料堆积比重不大于1.5t/m3的粉状、粒状、小块状的无磨琢性、半磨琢性的物料，如煤、水泥、石块、砂、粘土、矿石等物料温度不超过250℃。

本机备有二种料斗——中深斗（zh型）；深斗（sh型）

我厂采用zh型料斗一般适用于输送干燥的、松散的、易于抛出的物料，如水泥、煤块、碎石等。

本机负载运行平稳、可靠、拉紧装置采用了重锤杠杆式。实现了自动张紧，避免了脱链和磨损严重现象、噪声小。

本机采用了可卸镶块式链轮，轮缘磨损后便于维修和更换。

2.6.3提升机技术规范

提升机型号 TH315

料斗型式 Zh

输送量（m3/h） 35

料斗 斗容（t） 3.75

斗距（mm） 512

链条 圆钢直径×节距（mm） 18×64

单条破断载荷（K/N） 320

单位长度牵引件重量（kg/m） 26.2

料斗运行速度（m/s） 1.4

传动链轮转数（min） 42.5

输送物料最大块度（mm） 45

2.7 投运风机,可使床料在布风板上均匀分布,料层平整后厚度≥800mm。

2.8 风机启动后,检查所有指示的床压来确定在布风板上所积累的床料,并记录此时的床压值。

2.9 启动给水泵,向锅炉上水至点火水位（正常水位线下50mm）。若炉内原已有水，应化验水质是否合格，炉水不合格应放掉重新上水。上水前后应记录各部膨胀指示器和汽包壁温一次。

2.10 上水结束，检查汽包水位正常，关闭上水门，开启省煤器再循环门。

2.11 投邻炉底部加热系统（水冷壁下集箱）

2.12 根据情况,投入冷渣器换热汽的冷却水，启动冷渣器冷却水泵，。

2.13 启动空压机,投入仪用气源。

2.14 通知辅机值班员，做好锅炉点火准备工作。投入气力除灰系统运行。

2.15 投入工业水系统,检查各辅机冷却水正常、联系油泵房启动燃油泵,投入油循环,调整油压,检查油系统无泄漏。

2.16 各转机润滑油油位适当, 所有阀门的名称，手轮开关方向已有明显标志。

2.17 检查汽、水系统各阀门符合下表位置：

序号 阀 门 名 称 点火前 升压中 正常

运行 水压

试验 备 注

1 给水流量孔板一、二次门 开 开 开 开 高压、低压侧各2

2 主给水电动门 关 大于30%负荷开 开 关

3 给水旁路电动一次门 关 大于30%负荷关 关 开

4 给水旁路调节门 关 开、调节 关 开 大于30％负荷关

5 给水旁路电动二次门 关 大于30%负荷关 关 开

6 给水母管疏水一、二次门 暧管后关 关 关 关

7 给水母管压力表一次门 开 开 开 开

8 省煤器再循环电动截止门 开 上水时关 关 关

9 给水母管压力表远传一次门 开 开 开 开

10 省煤器入口酸洗截止门 关 关 关 关

11 省煤器入口集箱疏水一、二次门 上水前暧管后关 关 关 关

12 省煤器中间集箱疏水一、二次门 上水前暧管后关 关 关 关

13 省煤器器出口联箱空气一、二次门 开 见水后关 关 关

14 省煤器出口集箱给水引出管空气一、二次门 开 开、关 关 关

15 汽包取样一次门 开 开 开 开

16 汽包紧急放水电动一、二次门 关 关 关 关 水压试验时，一次门关、二次门开

17 汽包加药一、二次门 开 开 开 关

18 汽包就地压力表一次门 开 开 开 开 甲乙侧各1个

19 汽包电接点水位计水侧一次门 开 开 开 开 超压试

验时关

20 汽包电接点水位计汽测一次门 开 开 开 开 超压试

验时关

21 汽包电接点水位计排污门 关 关 关 关

22 汽包双色水位计水侧一次门 开 开 开 开 超压试

验时关

23 汽包双色水位计汽测一次门 开 开 开 开 超压试

验时关

24 汽包双色水位计放水一、二次门 关 关 关 关

25 汽包连续排污一次门 关 开 开 关 甲乙侧

各1个

26 汽包连续排污调节门 关 开 开 关 根据化学要求调整甲乙侧各1个

27 饱和蒸汽引出管空气一、二次门 开 开、关 关 关

28 炉水取样一、二次门 开 开 开 关 甲乙侧各1个

29 饱和蒸汽取样一、二次门 开 开 开 关 甲乙侧各1个

30 给水取样一、二次门 开 开 开 关

31 过热蒸汽取样一、二次门 开 开 开 关 甲乙侧各1个

32 北侧包墙管下集箱疏水一、二次门 开 开、关 关 关

33 南侧包墙管下集箱疏水一、二次门 开 开、关 关 关

34 前包墙管下集箱疏水一、二次门 开 开、关 关 关

35 后包墙管下集箱疏水一、二次门 开 开、关 关 关

36 前包墙管上集箱空气一、二次门 开 开、关 关 关

37 低过热器入口集箱疏水一、二次门 开 开、关 关 关

38 低过热器出口集箱空气一、二次门 开 开、关 关 关

39 屏过热器入口集箱疏水一、二次门 开 开、关 关 关

40 屏过热器出口集箱疏水一、二次门 开 开、关 关 关

41 屏过热器出口集箱空气一、二次门 开 开、关 关 关

42 高过热器入口左右侧集箱疏水一、

二次门 开 开、关 关 关

43 高过热器出口集箱空气一、二次门 开 开、关 关 开、关

44 高过热器出口集箱对空排汽电动一、二次门 开 开、关 关 关 水压试验时一次门关，二 次门开

45 高过热器出口集箱反冲洗门 关 关 关 关

46 高过热器出口集箱就地压力表一次门 开 开 开 开 甲乙侧

各1个

47 高过热器出口集箱表盘压力表、燃烧器自控压力一次门 开 开 开 开

48 左侧高过热器出口集箱疏水一、二门 开 开、关 关 关

49 右侧高过热器出口集箱疏水一二次门 开 开 关 开 关 甲乙侧

各1个

50 左右主汽门 开 开、关 开 开

51 过热器减温水闭锁阀（总门） 关 开 开 关

52 左侧一级减温水电动门 关 关、开 开 开、关

53 右侧一级减温水电动门 关 关、开 开 关

54 左侧一级减温水调节门 关 调节 调节 调节

关

55 右侧一级减温水调节门 关 调节 调节 关

56 左侧一级减温水截止门 关 关、开 开 开、关

57 右侧一级减温水截止门 关 关、开 开 关

58 左右侧一级减温水旁路一、二次门 关 关 关，开 关 甲乙侧各2个

59 左右侧一级减温水反冲洗一次门 关 关 关 关 甲乙侧各1个

60 左右侧二级减温水电动门 关 关、开 开 关 甲乙侧各1个

61 左右侧二级减温水调节门 关 调节 调节 关 甲乙侧各1个

62 左右侧二级减温水截止门 关 关、开 开 关 甲乙侧各1个

63 左右侧二级减温水旁路一、二次门 关 关 关、开 关 甲乙侧各2个

64 左右侧二级减温水反冲洗一次门 关 关 关 关 甲乙侧各1个

65 汽包集中下降管排污一、二次门 关 关 关 关

66 汽包集中下降管排污电动总门 关 关 关 关

67 左侧底部加热混合集箱进汽门 开 关 关 关

68 右侧底部加热混合集箱进汽门 开 关 关 关

69 前水冷壁左右下集箱加热进汽门 开 关 关 关

70 后水冷壁下集箱左右加热进汽门 开 关 关 关

71 左侧水冷壁下集箱加热进汽门 开 关 关 关

72 右侧水冷壁下集箱加热进汽门 开 关 关 关

73 前右水冷壁下集箱排污一、二次总门 关 关 关 关 按规程规定排污

74 后左水冷壁下集箱排污一、二次总门 关 关 关 关

75 前左水冷壁下集箱旁路排污一、

二次门 关 关 关 关

76 后右水冷壁下集箱旁路排污一、

二次门 关 关 关 关

77 前水冷壁左侧单元下联箱排污一、

二次门 关 关 关 关

78 前水冷壁右侧单元下联箱排污一、

二次门 关 关 关 关

79 左侧水冷壁下联箱排污一、二次门 关 关 关 关

80 右侧水冷壁下联箱排污一、二次门 关 关 关 关

81 后水冷壁左侧单元下联箱排污一、

二次门 关 关 关 关 按规程规定排污

82 后水冷壁左侧单元下联箱排污一、

二次门 关 关 关 关

83 定排总门 关 关 关 关 排污时开

84 前左侧水冷壁下集箱反冲洗门 关 关 关 关 反冲洗时开

85 后右侧水冷壁下集箱反冲洗门 关 关 关 关 反冲洗时开

86 左侧底部加热混合集箱疏水一、

二次门 疏水后关 关 关 关

87 右侧底部加热混合集箱疏水一、

二次门 疏水后关 关 关 关

3 启动前的检查

3.1 锅炉本体检查

3.1.1 锅炉外部各处保温层完好，表面无脱落现象。

3.1.2 燃烧室及烟道内无杂物及工具，脚手架已拆除。

3.1.3 炉墙、烟道完整，严密无损。

3.1.4 锅炉各部防磨部位防磨措施已做好且符合要求，内衬保温材料无裂纹。

3.1.5 各受热面外形正常，无腐蚀和磨损现象，防磨护板完整牢固。

3.1.6 本体各人孔完整，能严密关闭，各看火孔镜片清楚,密封门开启。

3.1.7 落煤管、落渣管口、二次风口、返料口完整，无严重腐蚀和磨损现象，不堵塞；油枪喷头不变形，清理干净，不堵塞。

3.1.8 布风板及返料风帽无严重磨损、裂纹变形。风帽小孔不堵塞。

3.1.9 一次风室放渣管畅通，一次风室内干净无杂物。

3.1.10 一次风进一次风室电动门全开后锁定。流化风机至一次风机出口电动门关闭。

3.1.11 防爆门完整严密，防爆上及周围无杂物，动作灵活可靠。

3.1.12 各部膨胀指示器完整无卡涩,刻度清晰,并指示在冷态标准位置。

3.1.13 各管道支吊架完整,吊杆与弹簧无断裂,补偿器正常,炉顶及炉墙外护板完整无损,阀门管道保温良好。

3.1.14 所有平台、楼梯、栏杆完整，通道畅通,照明充足,消防器材齐全。

3.1.15 吹灰器无损坏变形,设备齐全,传动装置灵活,保护罩完整。

3.1.16 汽包、过热器安全阀，向空排汽门及附件应完整良好，排汽管连接牢固，疏水畅通。

3.2 检查旋风分离器、返料器应符合下列要求

3.2.1 旋风分离器中心筒无严重变形、磨损。

3.2.2 返料器内无杂物及工具，松动风帽、返料风帽无堵塞。

3.2.3 放灰管不堵塞、变形、开裂。

3.2.4 放灰门、返料风门能自由开关，位置正确。

3.2.5 返料风室内无积灰，放灰门关闭。

3.2.6 流化风机入口滤网清洁，返料器松动风门、返料风门开启。

3.3 锅炉内部检查完毕，确认炉膛及烟道内无人后，将各人孔门严密关闭，一次风室人孔门应用砖砌严密，并用盘根封好。

3.4 检查冷渣器、输渣机、斗提机应符合下列要求

3.4.1 冷渣器无严重磨损，腐蚀现象。耐火层完整无损。

3.4.2 事故排渣管及进出渣管无焦块及杂物，清理干净。

3.4.3 冷渣器事故放渣孔人孔封好，各放渣挡板开关灵活，位置正确。

3.4.4 冷渣器冷却水万向头严密无泄漏．无严重变形。

3.4.5 冷渣器内无杂物，渣位低于1/2。

3.4.6 冷渣器管道增压泵电源正常，入口门开启。

3.4.7 输渣机、斗式提升机传动装置安全罩完好、牢固，地脚螺丝不松动。

3.4.8 减速机油质、油位正常，各部件、表计齐全无损。

3.4.9 刮板链条无损，上下导轮完好。链条松紧适度。刮板机无严重变形，输渣机底部衬板完整、光滑。

3.5 检查电布除尘符合下列要求

3.5.1 进口多孔板完整无损，阴极线无松动、脱开现象。

3.5.2 阴极线、阳极板完整清洁，振打锤齐全，位置正确，螺丝紧固。

3.5.3 排灰口无变形，灰斗不积灰。

3.5.4 振打装置对轮连接牢固，链条松紧适中。

3.5.5 灰斗保温材料完整、严密无损。

3.5.6 除尘器下灰手动插板开启

3.5.7 电动下料阀球面完整光洁，无缺损，密封气垫完整，无破损。密封气孔不漏灰、不冒气。电动下料阀与电动机联轴器销子正常。

3.5.8 电动下料阀动作灵活，运转方向正确。

3.5.9 检查布袋除尘器完好，预涂灰正常。

3.6 检查转动机械应符合下列要求

3.6.1 所有的安全栅栏及防护罩完整牢固。靠背轮连接完好，传动皮带完整齐全，松紧适当，地角螺丝牢固。

3.6.2 轴承内的润滑油质合格，油位计完整．清晰可见，油位维持油位计的l/2～l/3处。滚动轴承润滑油适量，不过多或过少。

3.6.3 轴承油环灵活，接头螺丝牢固。

3.6.4 轴承温度表齐全完好。

3.6.5 冷却水量适当，退水管畅通不溢流，水管无渗漏。

3.6.6 电动机接线盒完好，接地线完整牢固。

3.6.7 各转机事故按钮完善，并附有防止误动的保险罩。

3.7 检查汽水管道及燃油管道应符合下列要求

3.7.1 支吊架完好，管道能自由膨胀。

3.7.2 保温完好，表面光洁，颜色正确。

3.7.3 管道上有明显的表示介质流动方向的标志和名称。与系统隔绝用的堵板拆除。

3.8 检查各阀门、风门、挡板符合下列要求

3.8.1 与管道连接完好，法兰螺丝紧固。

3.8.2 手轮完整，门杆洁净，无弯曲及腐蚀现象，阀门开关灵活。

3.8.3 高温阀门、管道的保温良好。

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

3.8.5 标志牌完整，其名称、编号、开关方向清晰正确。 各电动门行程开关试验合格，调整门就地与盘上指示一致。

3.8.6 各风门、挡板内部叶片里外开度一致，就地与远方指示一致。

3.9 检查汽包水位计应符合下列要求

3.9.1 汽水连通管保温良好。

3.9.2 水位计严密清晰。

3.9.3 各手动门完好，开关灵活，不泄漏。

3.9.4 水位计的标尺正确完整，在正常及高低极限水位处有明显的标志。

3.9.5 水位计照明良好，光线充足，并设有事故照明。

3.10 检查安全门应符合下列要求

3.10.1 排气管和疏水管完整、畅通，装设牢固。

3.10.2 安全门弹簧完整无损，调整动作压力指示清楚。

3.10.3 安全门保温完好。

3.11 检查承压部件的膨胀指示器．应符合下列要求

3.11.1 指示板牢固地焊接在锅炉钢架或主要梁柱上，指针焊接在膨胀元件上。

3.11.2 指示板的刻度正确、清楚．在基准点上涂有红色标记。

3.11.3 指针不能被外物卡住，指针与板面垂直，针尖与板面距离3～5mm。

3.11.4 锅炉在冷状态时，指针应指在板的基准点上。

3.12 检查控制盘应符合下列要求

3.12.1 所有仪表、光字、信号，操作开关及切换开关齐全，经试验正常。

3.12.2 盘面整洁，所有的标志齐全，名称正确，字迹清晰，固定牢固。

3.12.3 微机画面清晰，键盘按键接触良好，有弹性，画面内设备状态正确。

3.12.4 指示灯泡、灯罩齐全，颜色正确。

3.13 检查现场照明应符合下列要求

3.13.1 锅炉各部位的照明齐全，亮度充足。

3.13.2 事故照明电源可靠。

3.13.3 操作盘的照明充足，光线柔和。

3.14 其它检查

3.14.1 检修中临时拆除的平台、楼梯、围栏、盖板、门窗均应恢复原位；所打的孔洞及损坏的地面, 应修补完整.

3.14.2 通道上不得堆积杂物，地面不得积水、积油、积灰、积煤。

3.14.3 检修中更换下来的物品应全部运出现场。

3.14.4 检修完的脚手架应全部拆除。

3.14.5 锅炉附近备有足够的、合格的消防用品。

3.14.6 现场卫生清理干净。

3.14.7 上述检查完毕后，应将检查结果记录在有关记录本内，对所发现的问题，通知检修予以消除。

3.14.8 检查非金属膨胀节完好，正常。

4 锅炉机组的启动

4.1 锅炉上水

4.1.1 接到值长上水命令后，通知热工人员投入全部压力表，对锅炉进行全面检查，确认无影响投入运行的缺陷后，方可向锅炉上水。

4.1.2锅炉经过A、B、C检修,在上水前应记录膨胀指示器的指示值。

4.1.3上水前省煤器和给水管路的空气门应开启,当空气门冒水时将其关闭，打开汽包、过热器空气门。

4.1.4 锅炉上水必须是化验合格的除盐水，进水温度为40～60℃，进入汽包的给水温度与汽包金属温度差不超过40℃。如进入汽包的给水温度高于汽包壁温50℃℃以上时应控制给水流量在20～40t/h。

4.1.5 锅炉上水至点火水位时间：冬季不少于4小时，夏季不少于2小时。进水温度和汽包金属温度接近时，可适当加快进水速度，当差值较大时，进水速度应缓慢，严格控制汽包上、下壁温差应小于40℃，不超50℃。

4.1.6 用给水泵经给水管路上水或水冷壁下联箱底部上水,调整到10%～15%的给水流量(20～40T)至点火水位-50mm（大、小、临修后锅炉采用底部上水），停止上水后，若水位下降则表示放水门不严或承压部件泄漏，应查明原因消除。

4.1.7 上水时应检查管道阀门等是否有渗漏，如有应暂停上水，待处理后重新上水。

4.1.8 上水的方法

4.1.8.1 水冷壁下联箱底部上水法：

1）关闭定排总门，开启底部上水门、省煤器再循环门，开启定排单元门及各定排分门，关闭省煤器放水一、二次门。

2）关闭疏水泵去除氧器进水门，启动疏水泵，用底部上水门控制上水速度。

3）汽包水位计见水后，停疏水泵，关闭各定排单元门及各定排分门，关闭底部上水门，开启定排总门。

4.1.8.2 给水泵经给水管路上水法：

1）启动给水泵，开给水管路疏水门，开给水旁路电动门，微开给水调整门，暖管。

2）用给水泵勺管或再循环管调节给水压力，给水管路充分疏水暖管后，关闭给水管路疏水门，用给水旁路阀手动调整,使其流量调整到10%～15%,控制上水速度，上水初期特别要缓慢。

3）上水至汽包点火水位时，停止给水泵，同时关闭旁路电动门、调节门，开启省煤器再循环门。

4.1.9 过热器上水应通过过热器反冲洗管路进行。

4.1.10 作水压试验时，水位上至炉顶所有空气门冒水1～2min后，逐只关闭各空气门，停止上水。

4.2 锅炉点火及启动

4.2.1 下列情况下禁止锅炉机组启动

4.2.1.1 有关联锁及保护试验不正常。

4.2.1.2 主要仪表缺少或不正常，且无其它监视手段，包括主蒸汽压力、温度表，汽包水位计、压力表、燃油压力表、氧量表、炉膛压力表、炉膛出口烟温表、锅炉床温、床压表。

4.2.1.3 锅炉烘炉、保温不合格

4.2.1.4 锅炉安全阀、燃油速断阀经试验动作不正常。

4.2.1.5 锅炉未按规定进行水压试验或试验不合格

4.2.1.6 风帽严重损坏，平料试验不合格。

4.2.1.7 检修工作票未结束或收回。

4.2.2 冷态启动

4.2.2.1 接值长启动命令后，进行全面检查并联系化学、燃运值班人员,记录膨胀值。

4.2.2.2 联系热工投入锅炉主保护。

4.2.2.3 检查引风机的入口电动门、出口挡板关闭、液偶开度≤5%,启动引风机，开启出口电动挡板、开启入口电动门，调整引风机液偶控制挡板，保持燃烧室出口炉膛压力为0～-100Pa。

4.2.2.4 顺控启动两台高压流化风机，关闭卸荷阀、开启出口电动门，调整高压流化风至返料器风门，使返料阀各个仓室的风量在规定值，备用风机投联锁。

4.2.2.5 检查二次风机的液偶开度≤5%、入口电动挡板、出口挡板关闭,启动二次风机，全开床上启动燃烧器冷却风门、二次风风门、给煤口密封风风门及生石灰粉密封风风门，调整二次风量为二次风总风量的50%。

4.2.2.6 检查一次风机的入口导叶控制挡板、出口挡板关闭，启动一次风机，全开床下燃烧器的燃烧风、混合风挡板，全开播煤风挡板，关闭底部风室两侧一次风门，调整一次风量大于临界流化风量 Nm3/h，监视炉膛压力正常。

4.2.2.7 所有吹扫条件满足后，DCS画面上“吹扫允许”指示灯亮，自动进行“吹扫”，吹扫5分钟。

4.2.2.8 吹扫完成后，调整二次风风量，给煤口密封风风量，床上启动燃烧器冷却风风量，播煤风风量，给煤机密封风风量，投入炉膛负压“自动”。

4.2.2.9 调整床下启动燃烧器燃烧风风量，调整混合风挡板，维持总一次风风量不变。

4.2.2.10 开启各燃油快速启闭阀，顺控投入床下启动燃烧器，调整油压在正常范围内，使启动燃烧器出力调整在800Kg/h。启动燃烧器点燃后，迅速增大点火风的风量，并相应关小混合风挡板，使燃烧风风量与燃油量相匹配，达到燃烧良好。

4.2.2.11 床下启动燃烧器投用期间，床下启动燃烧器风道风温应保持不大于900℃。

4.2.2.12 点火升温过程中，控制所有烟气温度测点的温度变化率均不要超过100℃/h。汽包上下壁温差<40℃，汽包金属壁温的变化率<50℃/h，主蒸汽温升不超过2.5℃/min。

4.2.2.13 根据升温、升压曲线要求，第一支油燃烧器投入15分钟后,依次投入第二、第三、第四只油燃烧器（对称投入另一只床下启动燃烧器）。

4.2.2.14 调节供油压力，提高4只床下启动燃烧器的燃烧率，调节点火风,混合风量,使燃烧风风量与燃油量相匹配。

4.2.2.15 床温增加速度最大为100℃/h。

4.2.2.16 投床下启动燃烧器期间，严密监视主热风道入口段金属壁温不大于50℃，若超温，可适当开启风室一次风门冷却。

4.2.2.17 根据水位情况联系汽机启动给水泵，关闭省煤器再循环门，用给水旁路控制上水，保持汽包水位正常，不上水时开启省煤器再循环门。

4.2.2.18 汽包压力升至0.1～0.2MPa时，关闭蒸汽系统的所有空气门，冲洗校对水位计。

4.2.2.19 汽包压力升至0.3MPa时，定期排污一次,记录膨胀值，通知检修热紧螺丝。

4.2.2.20 根据汽包壁温差情况，开启水冷壁、水冷屏下联箱排污门放水，使各部受热均匀，尽快建立水循环，排污前应关闭底部加热进汽门。

4.2.2.21 汽包压力升至0.5～1.0MPa时，联系化学化验炉水、蒸汽品质，根据化学要求投入连排、加药。

4.2.2.22 汽包压力升至0.5MPa且过热器温度高于饱和温度，通知汽机开启炉来汽门前疏水，开启电动主汽门旁路门对蒸汽管道进行暖管。

4.2.2.23 汽包压力升至1.0MPa，汽温250℃以上时，若单机炉启动时应联系汽机准备冲转。

4.2.2.24 汽包压力2.5MPa冲洗并对照就地水位计，验证远程水位计和就地水位计一致。

4.2.2.25 汽包压力升至3.0MPa时，定期排污一次,记录膨胀值。锅炉升温升压过程中，调节向空排汽，保持过热蒸汽温度至少超过饱和温度15℃，使蒸汽流量大于10%，冷却过热器，汽包上下壁温差小于40℃，炉水的升温速度为1℃/分。

4.2.2.26当床温>450℃（根据床温平均值，实际情况）可向炉膛投煤，投煤操作如下：

1）给煤机处于手动，开启给煤机入口煤斗闸板阀和给煤机出口隔离闸板阀，去给煤机和隔离闸板阀的密封风投运。

2） 启动中间一台给煤机（最低转速），适当开大给煤口密封风、播煤风风量，给煤以10%的给煤量（脉动）给煤，即给煤60或90秒后，停止给煤，约3分钟后观察床温的变化，就地监视炉膛内应有火星，如床温有所增加，同时氧量有所减小时，可证明煤已开始燃烧。再以“60或90秒给煤，停90秒”的脉冲形式给煤3次，床温继续增加大于5℃/min，氧量逐渐变小，可以较小的给煤量连续给煤。炉内无火星时，应立即停运给煤机，继续预热底料，同时随时观察底料着火情况。

3）当炉膛下部床压低于3KPa时，增加给煤量时应缓慢，待下部床压升至4Kpa以上时，可增加给煤量。

4）依据升温升压曲线，以较小的给煤量用同样方法依次对称投入其余给煤机。

5）逐渐减少床下4只启动燃烧器的出力，调整混合风和燃烧风量，根据情况开主一次风挡板，保持一次风的总风量不变。

6）在减少启动燃烧器出力的同时，逐渐增加给煤量，保持床温逐渐升高,维持床温变化率100℃/h。

7）温度达到750℃时，停一只启动燃烧器（中间燃烧器），保持少量混合风和燃烧风，以冷却燃烧风道前段。根据床温上升情况，逐渐停止其余启动燃烧器。

8）停启动燃烧器的过程中，保持床温升高趋势。

9）床下点火风道降至300℃时，关小燃烧风和混合风。

10）床下启动燃烧器切除后，保持床温平稳上升且800℃以上。

11）锅炉负荷>30%时，给水切换为主给水管路运行，水位控制投自动。

4.2.2.27 当汽包压力升至6.0MPa时，通知化学值班员取样化验蒸汽品质合格后，方可继续升温升压。

4.2.2.28 所有燃烧器解列30分钟后燃烧稳定投入电布除尘。

4.2.2.29 投生石灰粉系统，投入SO2控制，生石灰粉给料机投“自动”。

4.2.2.30 通过冷渣器的运行或添加床料的手段，维持床压在7～10KPa左右，风室压力10～13KPa左右，投入排渣系统运行，床压控制投自动。

4.2.2.31 按启动曲线蒸汽参数达到并汽条件时，准备并汽；

1）并汽前应与邻炉取得联系，调整汽温，汽压稳定。

2） 锅炉与蒸汽母管并列或直接向汽机供汽前应对蒸汽管道进行暖管，暖管时间冷态为2小时，热态为0.5小时至1小时。

3） 并汽的条件；

（A）锅炉所有设备运行正常，燃烧稳定。

（B）启动锅炉的汽压应略低与母管压力0.2-0.3MPa。

（C）蒸汽温度在500℃以上，主汽温度低于母管温度30℃。

（D）汽包水位为-50mm左右。

（E）蒸汽品质合格。

（F）单元机组启动时，汽温，汽压按汽机的要求保持。

4） 并汽的步骤：

（A）暖管结束后，并汽时先开主汽门旁路门，当两侧汽压趋与平衡时，缓慢的开启并汽门2、3圈，注意汽温的变化。若汽温急剧下降或发生蒸汽管道水冲击 时，应立即停止并汽并加强疏水，待正常后重新并汽。

（B）并汽门全开后关闭旁路门。

（C）待汽温正常稳定后关闭疏水门。

5）并汽结束后，逐步增加负荷。

6）并汽的注意事项；

（A）并汽时单元长，值长必须参加，并和汽机及邻炉加强联系。并汽前必须冲洗水位计。

（B）并汽过程中如发生影响运行系统的一切故障及异常情况，应立即停止并汽。

（C）蒸汽温度达到525℃以上,且能保证汽机正常汽温时,可依次关小所有疏水门,根据汽温上升情况,投入减温水。

（D) 带负荷过程中，应加强燃烧调整，保持汽压、汽温、及水位稳定。

（E) 负荷达到额定蒸发量的50%时投入自动装置，MFT保护全部投入。

4.2.3 温态启动

4.2.3.1 温态启动是指床温300-500℃，不能直接投煤情况下的锅炉启动。

4.2.3.2 温态启动前检查、准备和冷态相同，但不必进行炉内检查，联锁试验。

4.2.3.3 关闭风机出入口电动挡板，顺控启动引风机、高压流化风机、二次风机、一次风机，达到吹扫条件后，进行点火前的锅炉吹扫（温态启动的锅炉吹扫操作与冷态启动相同）。

4.2.3.4 投入床下启动燃烧器，不必检查温升速率。

4.2.3.5 点火后汽包压力达到0.1—0.2Mpa，各空气门、疏水门关闭，需投高压旁路时，应暖管15～20min，暖管时过热器向空排汽门及疏水门应开启，待高压旁路投入后再关闭。

4.2.3.6 其他按冷态启动的方式操作。

4.2.4 热态启动

4.2.4.1 启动前的检查、准备和冷态相同，但不必进行炉内检查、联锁试验。

4.2.4.2 风机启动后，如果床温大于投煤温度且600℃以上，可直接投煤，无需炉膛吹扫和投启动燃烧器，以给煤机最低转速投煤着火后，约35min，锅炉即可带满负荷，不必考虑耐火材料允许的温升速率。

4.2.4.3 风机启动后，如果床温低于投煤温度且600℃以下，按温态启动。

4.3 启动过程中的注意事项：

4.3.1 监视汽包水位，保持稳定。如锅炉上水时，应先关闭省煤器再循环门，停止上水后再将其开启。

4.3.2 控制汽包上、下壁温差不超过40℃，若有超过趋势，应立即减慢升压升温速度。

4.3.3 定期检查、记录各部膨胀指示，如出现异常情况，须查明原因并消除后方可继续升温升压。

4.3.4 调整燃烧，控制烟气温度保持过热蒸汽两侧温差不大于20℃。

4.3.5 严格按照机组启动曲线控制升温、升压，密切监视过热器、屏过管壁不得超温。

4.3.6 加强对启动燃烧器的检查、调整，保持雾化、燃烧良好。

4.3.7 加强对炉膛内情况的检查，发现流化、着火不好，应及时调整一二次风和投停燃烧器及燃料。

4.3.8 严格控制床温变化率在100℃/h。

4.3.9 主蒸汽管道必需进行充分暖管和疏水。

4.3.10 在停用床下启动燃烧器后，倒主一次风时，应缓慢，并要注意床温的变化情况。

4.3.11在停用床上启动燃烧器时，不要同时停一侧的两支油枪，以免出现床温偏差大，汽温难控制。

4.3.12 单机炉启动时按汽机冲转参数的要求并保持燃烧稳定，随汽机负荷逐渐增加燃烧，保证过热汽温50℃的过热度。

温、热态启动过程中,根据汽压、汽温上升情况减投启动燃烧器,或根据床温尽快投煤,止时应严密监视汽包上下壁温差不大于40℃,投煤后汽压上升快,可适当开大旁路或向空排汽,适时投入减温水。

5 锅炉机组的运行与调整

5.1 运行调整的主要任务

5.1.1 保持锅炉蒸发量在额定变化范围内，并满足机组负荷及供汽的要求。

5.1.2 保持正常的汽压、汽温、床温、床压。

5.1.3 均匀给水，维持正常水位。

5.1.4 保持炉水和蒸汽品质合格。

5.1.5 保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。

5.1.6 及时调整锅炉运行工况，尽可能维持各运行参数在最佳工况下运行。

5.1.7 控制SO2、NOX的排放量合格。

5.2 机组运行中的检查与维护

5.2.1 检查旋风分离器入口烟温不能超过910℃，烟温过高可烧坏耐火材料或金属压力部件。

5.2.2 检查床温热电偶和相关的仪表是否处于正常工作状态。

5.2.3 检查去布风板的一次风风量，保证一次风和二次风之间的正常分配。

5.2.4 检查烟气中含氧量，确保氧量表的正常工作。

5.2.5 检查燃烧室床压，验证压力测点、传压管路是否堵塞，确保床压指示正常。

5.2.6 监视灰渣排放系统运行是否正常，监测灰渣排放温度。

5.2.7 检查汽包水位是否正常，如有必要需进行水位计冲洗。

5.2.8 定期对“入炉煤”进行取样分析，验证给煤的粒度和成分的变化情况。

5.2.9 锅炉正常运行时，若省煤器出口烟温高于正常温度16℃时应加强吹灰。

5.2.10 检查锅炉区域有无非正常的声音、振动或移动。

5.2.11 烟道、锅炉外壳是否有泄漏、过热、变色等。

5.2.12 通过监测锅炉各段的床温、烟温、料温来判断床料的流化状态和返料机构的运行情况。

5.2.13 注意观察喷水减温器的喷水量和喷水前、后的蒸汽温度，确保喷水后蒸汽温度高于饱和温度11℃。

5.3 运行中控制的主要参数

序 号 项 目 单 位 额定值 上 限 下 限

1 蒸发量（B-MCR） t/h 440 440 132（30%）

2 汽包压力 MPa 11.5

3 汽包水位 mm 0 +50 -50

4 过热蒸汽压力 MPa 10.0 10.1 9.80

5 过热蒸汽温度 ℃ 540 540 535

9 给水压力 MPa 14 15 12

10 炉膛负压 Pa -100 +200 -250

11 床 温 ℃ 885 910 810

12 料层差压 KPa 10 11.5 8

13 排烟温度 ℃ 138 142 125

14 氧 量 % 4 5 3.5

15 冷渣器排渣温度 ℃ <100 100

16 回料阀物料温度 ℃ 880 910 850

17 回料阀风箱压力 KPa 30

18 总风量 Nm3/h

19 压缩空气压力 MPa 0.6 0.75 0.55

20 去布风板一次风量 Nm3/h 最低流化风量

21 旋风分离器入口温度 ℃ 885 900 850

22 SO2 mg/Nm3 小于351

23 NOX mg/Nm3 小于120

5.4 燃烧调整

5.4.1 锅炉负荷的调节主要是通过改变给煤量和与之相适应的风量。增加负荷时，先少量增加一次风量和二次风量,再少量增加给煤量,使料层差压逐渐增加,再少量增加供风量、给煤量交错调节直到所需的出力；反之，降负荷时，先减少给煤量，再适当减少一次风量和二次风量，降低料层差压,反复操作,直到所需出力,维持尾部烟气中的含氧量3.5～5%不变，按该次序交替进行，即作到“少量多次”的调整方式，避免床温产生大的波动。锅炉升负荷，床温将升高，反之，锅炉降负荷时，床温将下降，整个炉膛内的温度水平也将随负荷的变化而变化，其变化趋势与床温的变化趋势相同。

5.4.2 锅炉升负荷，在增加风量和燃料量的同时，应通过加料系统增加床料量，或通过生石灰粉系统增加生石灰粉量，以此来提高床层高度。锅炉降负荷时，在减少燃料量和风量的同时，利用排渣系统排除炉内大颗粒床料，以降低床层高度，这样，在床温波动较小的范围内，可平稳地增减负荷，保证锅炉的稳定运行。

5.4.3 锅炉负荷在较小范围内变化时，也可仅增减风量和燃料量，在保持正常运行的床压下，通过床温的变化达到增减负荷的目的。

5.4.4 在运行中，应根据锅炉负荷需要调整一、二次风量，但流化风量不允许低于最低流化风量，在安全基础上，尽量达到最佳经济值，使锅炉热损失趋于最低值。

5.4.5 注意炉内流化工况、燃烧情况、返料情况，发现问题应及时消除，当炉膛温度升高或降低应及时调整一、二次风量比率、给煤量等，使分离器出口两侧烟温差小于50℃。床温降至760℃时，应投入启动燃烧器运行，不投油最低稳燃负荷132t/h。

5.4.6 一、二次风的调整原则是：一次风调整流化、炉膛温度和料层差压，二次风控制总风量，在一次风满足流化、炉温和料层差压的前提下，在总风量不足时，可逐渐开启二次风门，随负荷的增加，二次风量逐渐增加；

5.4.7 炉运行中，应经常注意观察各部位的温度和阻力的变化，烟气温度或阻力不正常时应检查是否由于漏风、过剩空气量过多、结焦或燃烧不正常引起的，并采取措施消除，还应检查炉本体的漏风情况，所有的观察孔、人孔门等均应严密关闭，发现漏风应采取堵塞措施；

5.4.8 运行中应经常注意煤质情况，根据煤质情况进行相应调整；

5.4.9 化学值班员应每班对入炉煤、灰渣样品及飞灰可燃物进行化验分析，将结果通知锅炉运行人员，及时掌握煤种变化情况，达到经济调整，同时对锅炉SO2的排放量进行连续监视，通过调节生石灰粉供给率，将烟囱处SO2排放量控制在允许范围内。

5.4.10 炉膛压力应保持在-125±25Pa，正常负荷下，料层差压控制9～11.5KPa,氧量控制在3.5～5%。

5.5 蒸汽压力的调整

5.5.1 影响汽压变化的因素

5.5.1.1 负荷变化

5.5.1.2 燃烧工况变化

5.5.1.3 悬浮段差压变化

5.5.1.4 煤质突变

5.5.1.5 给煤机落煤管堵煤或煤仓蓬煤

5.5.1.6 受热面泄漏或爆破

5.5.1.7 安全门动作

5.5.2 汽压的调整

5.5.2.1 汽压调整的主要方法是保证燃烧稳定，严禁猛增猛减给煤量，严密监视氧量、床温、床压的变化，使其变化平稳，并保持在最佳范围，同时监视分离器出入口烟温。

5.5.2.2 锅炉运行时，应保证主汽压力稳定．不得用升降负荷办法来调整锅炉汽压。加减负荷时，及时调整锅炉蒸发量，尽快适应系统的需要。

5.5.2.3 根据汽压变化及时调整给煤量和风量．保持料层差压和悬浮段差压在正常范围。注意一、二次风配比适当。

5.5.2.4 锅炉运行中，要保持返料器工作正常，循环灰量变化则汽压急剧变化，并要求汽机带负荷保持平稳。

5.5.2.5 运行中氧量不正常地升高，床温下降时，及时检查给煤情况。

5.5.2.6 当汽机高加发生故障紧急停用时，由于给水温度的降低，燃烧应加强，应密切监视烟温、汽温、床温的变化，减温水应超前调整，必要时降低锅炉负荷，防止锅炉超温。

5.5.2.7 非事故情况下，严禁采取开启对空排汽等手段降低汽压。

5.5.2.8 汽压异常时，应注意观察汽压和蒸汽流量变化情况，判断是内扰还是外扰，进行针对性的调整。

5.5.2.9 正常运行中，保持过热器出口压力在9.8-10.1Mpa。

5.5.2.10 若是因为煤制油厂的原因，则应立即调整燃烧，必要时开排气等措施保证母管蒸汽压力的稳定。

5.5.3 遇有下列情况，应加汽压的监视与调整：

5.5.3.1 给煤机堵、断煤，发现不及时或处理不当，引起炉膛热强度变化时。

5.5.3.2 煤质（灰份，水分，挥发份等）变化大，调整不及时。

5.5.3.3 机组负荷增、减过快。

5.5.3.4 煤仓煤位太低，给煤机工作不正常时。

5.5.3.5 安全门动作时。

5.6 蒸汽温度的调整

5.6.1 影响温度变化的因素

5.6.1.1 汽压变化

5.6.1.2 煤质变化，燃烧工况变化

5.6.1.3 悬浮段差压变化

5.6.1.4 给水温度变化

5.6.1.5 氧量变化

5.6.1.6 受热面泄漏

5.6.1.7 减温调整不当

5.6.1.8 给煤不稳

5.6.1.9 锅炉负荷变化时

5.6.1.10 严重缺、满水、汽水共腾时

5.6.1.11 烟道再燃烧时

5.6.1.12 一、二次风配比变化

5.6.1.13 炉管爆破或安全门动作

5.6.2 汽温的调整

5.6.2.1 在滑压运行时，锅炉负荷超过50～100%BMCR；在定压运行时，锅炉负荷超过70～100%BMCR，过热器出口蒸汽温度为535±5℃，主蒸汽两侧汽温偏差不大于20℃。

5.6.2.2 锅炉主蒸汽温度采用喷水减温调节，分两级布置，一级喷水减温器作为粗调，主要用于保护屏过热器不致超温；二级级喷水减温器作为细调，主要用于调节过热器出口汽温，点火过程中及低负荷时，在保证屏过壁温不超温的情况下，应使用二级减温器，以稳定汽温，调整减温水时应缓慢平稳，避免大幅度的操作。

5.6.2.3 全面分析引起汽温变化的原因，综合进行汽温的调整，除依靠喷水减温器调整汽温外，还可通过改变床料量、调节一、二次风比率、调节氧量及受热面吹灰次数等调节汽温。

5.6.2.4 运行调整中，应监视减温水量及减温器前、后的蒸汽温度，确保减温后的汽温要高于该压力下的饱和温度11℃。

5.6.2.5 出现异常情况汽温波动较大时，应及时解除减温水自动控制，手动调节减温水，防止自动调节迟缓大，造成主汽温大幅度波动。

5.6.2.6 用调节燃烧的方法，调整给煤量时，应缓慢，使其温度的变化率小于4℃/min。

5.6.2.7 保持锅炉汽压、汽温、床温、床压的稳定，氧量、炉膛负压值控制在规定范围内避免发生超温事故，正常运行中高温过热器、屏式过热器和低温过热器管壁温

Chapter_2

度分别不超过601℃、561℃和508℃。

5.6.3 下列情况应加强对汽温、汽压的监视与控制

5.6.3.1 床温、床压不稳定或燃烧工况变化时。

5.6.3.2 锅炉排渣、吹灰或床料再流化时。

5.6.3.3 投停高加时

5.6.3.4 煤质、燃煤粒度变化大时

5.6.3.5 给水压力、主汽压力变化较大时

5.6.3.6 锅炉吹灰时

5.6.3.7 锅炉负荷及水位变化时。

5.6.3.8 投、停给煤机或给煤机故障时。

5.7 床温的调整

5.7.1 影响床温变化的因素

5.7.1.1 一、二次风量变化

5.7.1.2 给煤量及煤质变化

5.7.1.3 循环灰量变化

5.7.2 床温的调整

5.7.2.1 煤种或煤的粒度变化时，合理调整一、二次风量的配比，保持总风量不变，调整密相区燃烧份额。

5.7.2.2 保持一次风量高于最低流化风量，避免超温、结焦。

5.7.2.3 锅炉在正常运行中，保持风量相对稳定，床温波动时，通过调整给煤量调整床温，保持床温在850～900℃之间，（床温最大不超过920℃），各床温测点指示均衡。床温超过930℃时，立即减少给煤量或停止部分给煤机，增大一次风量，根据烟气含氧量情况并相应调整二次风量。

5.7.2.4 防止床温过高，可以用增大生石灰粉供给和停止排渣的方法来增加床料总量以降低床温，或降低负荷减小供煤量，直到床温开始下降为止。床温低时，增大排渣量，床压下降，物料量减小，可使床温升高。

5.7.2.5 随时监视返料器运行情况，保持循环灰正常运行。

5.7.2.6 负荷降低，床温下降时，应放掉一部分循环灰稳定床温。

5.7.2.7 启动过程中，应控制给煤量，调整循环灰量及一次风量，保持床温平稳上升。一次风量不应过大，防止造成料层过薄。

5.7.2.8 额定负荷时床温应控制在850～900℃之间，根据负荷的不同，在无助燃情况下，不允许床温低于810℃；

5.7.2.9 床温高值报警点920℃，温度超过950℃主燃料自动开始切除（MFT），最低运行床温830℃，旋风分离器出口烟温大于950℃时应手动MFT；床温低值报警点为810℃，启动燃烧器未投入运行时床温低于740℃时，MFT动作自动切除主燃料；床温降到560℃以下时无论启动燃烧器是否运行，给煤机将自动切除。

5.7.2.10 床料平均粒度过大，造成床温升高时，可通过增大排渣量，排除较大粒径的床料，同时加入合格的床料，使床温恢复正常。

5.8 料层差压的调整

5.8.1 影响料层差压的因素

5.8.1.1 一次风量

5.8.1.2 炉膛负压

5.8.1.3 排渣量

5.8.1.4 布风板阻力

5.8.1.5 一次风室积渣情况

5.8.1.6 循环灰运行情况

5.8.1.7 煤质变化

5.8.1.8 锅炉负荷变化

5.8.2 料层差压的调整

5.8.2.1 锅炉正常运行中应维持床压（布风板上的压力减去密相区顶部的压力）在正常范围，最大波动范围为1-2Kpa，一般差压波动为±500pa。启动锅炉时床压保持在3.5Kpa以上。

5.8.2.2 运行中排渣应少量连续排放，避免一次放渣太多，四台冷渣器两备两用，定期轮流切换排渣,中间一根排渣管作为检修或事故排渣。

5.8.2.3 床压的调节可通过改变一、二次风率、排渣量、生石灰粉量来调节。

5.8.2.4 炉渣中可燃物增加时，应暂停排渣，适当提高料层差压，调整氧量在合格范围内运行。

5.8.2.5 下层床压为控制值，中、上层床压为参考值，运行中可用两层测点的床压值之差，判断出床料的粒度组成。

5.8.2.6 维持水冷风室压力10～13Kpa，根据床压与流化风量的关系曲线，可得出下层床压值，从而判断出布风板上的床料量。

5.9 循环灰的调整

5.9.1 影响循环灰量的因素

5.9.1.1 煤种成份

5.9.1.2 返料器工作情况

5.9.1.3 锅炉负荷

5.9.2 循环灰的调整

5.9.2.1 合理选择煤种及煤的粒度

5.9.2.2 正常运行中，随时监视悬浮段差压的指示值，额定负荷运行时悬浮段差压控制在1500-2000pa左右。

5.9.2.3 运行中随时监视返料器运行情况，通过调整返料风压，使循环灰大量往下流，基本上看不到上窜的颗粒，保持循环灰正常运行。

5.9.2.4 正常运行中，返料风压不低于20KPa，保持返料量正常。

5.9.2.5 点火过程中，可放掉部分循环灰，使床温尽快上升至投煤温度。

5.9.2.6 正常运行中，悬浮段差压大于 2500pa，且床温下降时，可以放掉部分循环灰来维持床温在正常范围内运行,当床温回升时应关闭放灰。

5.10 汽包水位的调整

5.10.1 影响水位变化的因素

5.10.1.1 负荷突变

5.10.1.2 燃烧工况变化

5.10.1.3 安全门动作或打开对空排汽

5.10.1.4 给水压力变化

5.10.1.5 给水调节系统故障或自动失灵，发现不及时

5.10.1.6 锅炉排污或承压部件泄漏

5.10.2 汽包水位的调整

5.10.2.1 汽包中心线下180mm处设为汽包水位的0位，锅炉正常运行中，汽包水位应保持在0位，正常波动范围在±50mm，以就地双色水位计指示为准，差压式水位计的示值只作为参考，正常运行时至少要有两只指示正确的远传水位计。

5.10.2.2 正常运行中用主给水调整门调整水位。给水旁路管道调整门关闭，其电动截止门开启，以保证备用管路能随时投用。正常运行中，不得随意用事故放水门调整水位。

5.10.2.3 调整汽包水位时，应注意给水流量与蒸汽量的平衡，调整幅度要小，避免大开大关，以免给水压力大幅度波动引起给水泵联动。

5.10.2.4 水位计和阀门不应泄漏，照明应良好，经常保证水位计的准确清晰。每班必须至少冲洗一次，若不清晰时随时冲洗。

5.10.2.5 正常运行中，给水压力不应低于12MPa，若低于12MPa，联系汽机应设法提高给水压力，否则锅炉上水水困难时,应减负荷运行。

5.10.2.6 在启停炉、增减负荷、排污及排汽、启停给水泵或安全门校验等对水位波动有较大影响时，应特别注意监视水位，并根据水位变化情况，做好预见性调整。

5.10.2.7 给水自动调节投入运行后，经常监视其运行情况。发现汽包水位超过允许波动范围±50mm时，应及时切换为手动调节，查明原因通知热工人员进行处理，以防造成缺、满水事故。

5.10.2.8 发现给水调节门失灵时，停止该给水管路运行。改用备用给水系统调整水位。启停给水泵时，应将给水自动切为手动，以防止调整不及时，造成缺水或满水事故。

5.10.2.9汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。冬季汽包窗户必需关闭，以保证汽包周围的环境温度在正常范围内（二十五项反措）。

5.10.2.10 按规程要求对汽包水位计进行零位效验。当水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理（二十五项要求）。

5.10.2.11 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。因故障退出保护或消除故障后投入保护时，必需得到值长批准，并做好记录（二十五项要求）。

5.10.3 下列情况应加强对水位的监视与调整:

5.10.3.1 锅炉启、停及升、降负荷时

5.10.3.2 燃烧不稳时

5.10.3.3 锅炉受热面泄漏时

5.10.3.4 定期排污时

5.10.3.5 排汽门、安全阀动作时

5.10.3.6 切换给水管路或切换给水泵或给水泵工作不正常时

5.10.3.7 投、停高旁路时。

5.10.3.8 锅炉煤质变化大或给煤机断煤时。

5.11 床料的再流化

5.11.1 锅炉启动期间由于较低的风量而使床料堆积或过多的床料而引起的布风板上局部区域的床料没有流化的情况下，脉动增大一次风量，使其再流化。

5.11.2 先决条件：

5.11.2.1 锅炉负荷在70%以下

5.11.2.2 床压约10 KPa左右

5.11.2.3 一次风机的入口挡板开度小于35%

5.11.2.4 锅炉的各控制系统已协调好

5.11.3 步骤：

5.11.3.1 控制一次风机挡板从当前位置增大到70%—80%，保持炉膛负压。

5.11.3.2 当风机压力增大，一次风流量增加后，把一次风机挡板恢复到原来位置。

5.11.3.3 观察未流化区域的床温变化。

5.11.3.4 间隔10分钟，重复这一步骤。本操作超过3次若没有效果，停止这一操作。

5.11.3.5 恢复正常控制

5.12 蒸汽品质的控制与调节

5.12.1 汽水品质控制标准

名 称 项 目 单 位 标 准 备 注

锅炉给水 总硬度 μmol/l ≤2.0

氧 mg/l ≯0.007

铁 mg/l ≯0.02

铜 mg/l ≯0.005

锅炉补给水

硬度 μmol/l 0

二氧化硅 μg/l ≤20

电导率（25℃时） μs/cm ≤ 0.2

联胺 μg/l 10～50

PH值 8.8～9.3

油 mg/l 0.3

饱和蒸汽、过热汽品质

钠 μg/Kg ≤10

二氧化硅 μg/Kg ≤20

电导率 μs/cm ≤0.3

铜 μg/Kg ≤5

铁 μg/Kg ≤20

5.12.2 蒸汽品质的调节

5.12.2.1 控制连续排污门和定期排污门,保证炉水含盐量小于其蒸汽参数下的临界含氧量。

5.12.2.2 保持汽包水位在正常范围±50mm内变化，避免满水事故的发生。

5.12.2.3 保持负荷汽压稳定，避免机组负荷的突然大幅度增加和蒸汽压力突然大幅度下降。

5.13 SO2、NOX排放浓度调节

正常运行中，SO2排放值小于351 mg/Nm3（含O2量为6%）

NOX排放值小于120 mg/Nm3（含O2量为6%）

CO排放值小于200 mg/Nm3

5.13.1 SO2的排放浓度调节

5.13.1.1 当SO2排放值高于规定值时，及时通过自动或手动控制生石灰粉的给料速度来增加生石灰粉量，在一定范围内,随生石灰粉给料量的增加， SO2排放量明显降低。

5.13.1.2 床温在850～900℃之间时脱硫效果最佳。锅炉在运行时严格控制在此范围内。

5.13.1.3 控制生石灰粉粒度在0～1mm之间。

5.13.2 NOX排放浓度调节

5.13.2.1 控制床温在850～900℃之间。

5.13.2.2 通过改变一、二次风及二次风间的配比、调节过剩空气系数等手段来改变NOX排放值：二次风率增加时，可降低NOX排放量。

5.14 汽包水位计的运行维护

5.14.1 正常投运操作程序

5.14.1.1 锅炉冷态时汽包就地水位计的投入:

1） 确认水位计检修工作结束,设备完整,照明良好,符合投入要求。

2） 开启水位计汽、水侧一、二次门,关闭放水门。

3） 水位计随锅炉启动投运升压,当汽包压力升至0.3～0.5MPa时,应冲洗汽包就地水位计,通知检修人员热紧螺栓和仪表疏放水门。

5.14.1.2 锅炉热态时汽包就地水位计的投入:

1） 开启放水门

2） 开启汽水一次门，稍开汽水二次门 1/4 圈，暖管3～5分钟

3） 关闭放水门，观察水位计内有水位出现且轻微波动时，即表明水位计投入正常,然后校对汽包甲乙侧水位计指示一致。

4） 分别缓慢开启水位计二次门

5） 将汽水二次门回旋 1/4 圈

5.14.2 水位计的冲洗操作程序

5.14.2.1 汽侧冲洗程序；

a. 首先将双色水位计的序号5加热阀关闭。

b. 关闭序号7双色水位计水阀。

c. 打开序号8的双色水位计的排污阀

d. 此时锅炉内的高压蒸汽通过序号4进入序号6的水位计本体，将本体内的污垢通过序号7的后腔体，由排污阀8排出。

水侧冲洗程序；

a. 首先将双色水位计的序号5加热阀关闭。

b. 关闭序号2汽侧一次门。

c. 打开序号8的双色水位计的排污门。

d. 此时锅炉内的高温高压水通过序号1进入序号3再经过序号4，便进入序号6的双色水位计本体，高压水将本体污垢通过序号7的后腔体，由排污阀8排出。

通过以上两种方法后再将各阀恢复工作状态即可达到冲洗的目的。

5.14.2.2缓慢开启放水门,进行汽水共冲。

5.14.2.3 关闭放水一、二次门,水位应很快上升并有轻微波动。

5.14.2.4 冲洗完毕后应与其它水位计校对，指示应基本一致。

5.14.2.5 冲洗时操作要小心，站在水位计侧面，严禁将汽、水门同时关闭，以免冷却太快损坏水位计玻璃管。

5.14.3 水位计解列

5.14.3.1 关闭汽水二次门

5.14.3.2 开启放水门

5.14.3.3 关闭汽水一次门

5.14.4 注意事项

5.14.4.1 水位计照明应齐全充足；

5.14.4.2 暖管应正确，防止水位计云母及金属因温度骤变而泄漏损坏；

5.14.4.3 水位计定期冲洗和校对,发现水位计模糊不清时及时进行冲洗；

5.14.4.4 注意设备和人身安全,操作应缓慢,切勿正对水位计。操作完毕后对各截门位置做一次检查；

5.14.4.5 禁止两个水位计同时冲洗。

5.14.4.6 锅炉超压试验时,应解列汽包就地水位计。

5.14.4.7 锅炉酸洗时,水位计应隔离,安装临时水位计。

5.14.5 水位计运行维护

5.14.5.1 运行中每班对水位计进行全面检查和校对二次；

5.14.5.2 若水位计内水质混浊或已结垢使水位显示模糊或摄像显示色调变暗应加强水位计冲洗工作；

5.14.5.3 运行中发现水位计导管阀门等泄漏，照明故障时,应及时通知有关检修人员处理。

5.14.6 水位计冲洗后合格的标准

5.14.6.1 水位清晰可见

5.14.6.2 水位计显示有上下波动

5.14.6.3 与其他水位计对照误差较小

5.15 B69H-16-32/2-W无盲区双色水位计

我厂使用的B69H-16-32/2-W无盲区双色水位计是长春锅炉仪表厂生产的。通过汽、水阀门与汽包汽、水侧相连接，形成连通器的原理使水位与汽包水位一

致。

投运方法：

在水位计正式投运前强力建议在冷态下或水压试验过程中进行设备检测，检查汽包两侧水位的显示偏差是否符合相关规定，然后进行水位计的扰动试验，确定汽水管路是否通畅。并记录。

无盲区双色水位计零水位标识在观察罩的标尺上，要求水位计零水位与汽包实际水位线一致。（考虑汽包与水位计因温度的偏差）

无盲区双色水位计初次安装或解列后重新投运时，需要充分预热。方法为：首先开启水位计排污门，然后微开汽侧一次门，再将水位计的汽阀缓慢开启1/5圈，让微弱的气流通过大约20-30分钟左右，使水位计本体温度相对稳定，再将水阀缓慢开启1/5圈，待水位正常后，汽水侧阀门交替开启，直至全开。否则如水位计一次门全开，保险子（钢球保护装置）将会堵塞通道，出现假水位而造成严重的事故。

如果因水位计操作引起保险子堵塞通道，应立即处理，处理方法是：立即关闭阀门，不得延误时间，然后按上述开启阀门方法重新操作一次，锅炉正常运行时要全开水位计的汽水阀门，否则保险子起不到保护作用。无盲区水位计在排污时，应先关闭汽水阀门，然后开启排污门排污，排污后关闭排污门，然后按照上述方法正确投运。

注意事项：

无盲区水位计可参与锅炉水压试验。

水位计解列后严禁采用喷淋、冲水等方法将水位计快速冷却，以免发生危险。应该采用自然冷却的方法是水位计缓慢冷却。

B69H-16-32/2-W无盲区双色水位计在长期运行中应水质各异，也会结垢，导致显示不清晰，根据实际情况应该进行冲洗。冲洗分为：汽冲洗、水冲洗。

5.15.1汽水冲洗

缓慢的开启排污门水位计进行汽水冲洗

5.15.2汽冲洗：

先将水位计汽、水侧一、二次阀门全部关闭。再开启排污门，之后微开汽侧一次门，再将汽侧二次门缓慢开启1/5圈，利用高压蒸汽冲洗结垢的云母片，通过控制汽侧二次门的开度来调节高压蒸汽的流量，冲洗时间1-2分钟（时间不易过长）若水位计已清晰，可停止冲洗工作。冲洗完毕，顺序关闭一次门、二次门、排污门。然后按上述投运方法正确投运。

2、水冲洗：

首先关闭汽包水位计汽侧一、二次门，水侧二次门。隔离水位计。然后打开汽包水位计排污门，待水放尽后关闭排污门。此时开始冲洗工作，通过控制水侧二次门的开度来调节冲洗水的压力，缓慢的开启水侧二次门，使水依次流过水侧二次门、水汽侧之间的联通管，汽侧二次门、水位计，使水充满水位计，然后关闭水侧二次门，开启排污门，依靠水位计内的压力与水的自重带走污垢，若水位计已清晰，可停止冲洗工作。然后按上述正确投运。

注意事项：

若经过冲洗水位计仍不清晰时，为安全起见应停止冲洗。更换云母片。对水位计的冲洗过程时间不能过长，以免出现爆破现象。

5.15 锅炉排污

5.15.1 为了保证锅炉汽水品质合格，保持受热面内部清洁．必须对锅炉进行连续排污和定期排污。

5.15.2 连续排污是排除汽包内含盐浓度最大的炉水和悬浮物，以维持合格的炉水含盐量。从点炉至正常运行，连续排污一次门应全开，根据化学要求用二次门调整控制排污水量。

5.15.3 连续排污通过连排扩容器进行工质的回收再利用，若连排扩容器系统有故障时，则开启连排至定排扩容器截门进行排污。

5.15.4 定期排污是排除水冷壁下联箱内沉淀物，调整炉水品质。

5.15.5 在锅炉运行中，每天后夜班进行定期排污一次，并按以下步骤和要求进行：

5.15.5.1 定期排污应在锅炉运行工况稳定的情况下进行，定排须征得主值同意，并和监盘人员联系。

5.15.5.2 严禁两个或两上以上的定排门同时开启，禁止使用底部加热联箱进行排污。

5.15.5.3 全开定排联箱总门，缓慢开启定排联箱单元门。

5.15.5.4 手动缓慢微开一路排污管排污门暧管,暧管后关闭定排联箱疏水门。

5.15.5.5 排污时先全开一次门，再缓慢开启二次门，30秒后先关二次门，后关一次门。

5.15.5.6 各水冷壁、水冷屏联箱依次进行排污,排污结束后关闭定排联箱排污总门。

5.15.5.7 锅炉运行工况不稳或锅炉发生故障时，必须立即停止定排。

5.15.6 定排的注意事项

5.15.6.1 排污前应先征得主值同意。并有化学监督。

5.15.6.2 排污地点照明充足。

5.15.6.3 排污前应对排污系统全面检查，确认与检修设备隔离，方可进行排污。

5.15.6.4 排污必须单联箱依次进行，严禁两个或两个以上排污管同时排污，而且要缓慢进行。单管排污时间为半分钟左右，若发现其管道不通时，应及时通知检修处理。

5.15.6.5 发现排污系统设备有缺陷时禁止排污。单管排污门有缺陷时，不能强行开启。

5.15.6.6 排污时，主值要注意水位，水位太低或事故情况下禁止排污。(锅炉满水事故除外)。

5.15.6.7 禁止两台炉同时排污,如邻炉定排系统检修,排污前应检查其措施可靠。

5.16 锅炉吹灰系统

5.16.1在运行过程中，受热面—过热器、省煤器、预热器及烟道等表面积灰和结渣，是长期困扰着生产而难于解决的问题。它不但使锅炉受热面传热减弱，致使锅炉热效率降低，减少生产负荷，而且，当受热面积灰和结渣严重时，还可能导致意外停炉，造成重大经济损失。

我厂吹灰器只有两种型号：长伸缩式HXC-5型和半伸缩式HXC-B5，单台炉配置共计36台，其中长伸缩式布置在低过出口处、省煤器第一排和省煤器第三排左右两侧各2台，其余各层均是半伸缩式。吹灰汽源来自低过出口集箱，蒸汽经过布置在44m平台的减压站减压，减压站仪表空气的要求:压力 0.4～0.6 MPa, 耗气量 ～4 m/h 。

汽源减压站设定值3.0MPa，280℃之后送入各吹灰器，按照程序设计对受热面进行有序地 吹扫。

吹灰器及蒸汽参数

减压站及取汽点布置图

步骤如下；

5.16.1.1锅炉燃烧稳定，无其它操作，征的主操的同意方可吹灰。

5.16.1.2开启吹灰总汽门及疏水门充分暖管，待疏水完毕开启总门，关闭疏水门。

5.16.1.3 程控启动吹灰器，逐个吹灰结束自动复位后，关闭总汽门。

5.16.1.4吹灰时某一个故障应自动跳过，若不能退出，手动退出。

5.16.1.5 吹灰时保持较大的负压，主操应注意，如有事故时应立即停止吹灰。

5.17 对外供汽系统

5.17.1 自备热电厂与煤制油厂的依附关系简介

自备热电厂属于神华煤直接液化工程(下称煤制油)的配套供热电厂,与煤制油相互关联又相互依托,工质的交换主要有:

1）自备电厂燃用的冼中煤由煤制油配套冼煤厂的皮带机送入厂内;

2）自备电厂燃用的油灰渣来自煤制油的冷却装置;

3）自备电厂锅炉点火用燃油由煤制油通过管道供至电厂界区外一米;

4）自备电厂的消防水、补给水、生活水由煤制油通过管道送至电厂界区外一米;

5）自备电厂工业冷却水(辅机冷却水)由煤制油供至电厂界区外一米,使用后返回煤制油化工区循环水厂；

6）自备电厂的生活、生产污水分类排入煤制油的污水处理站;

7）自备电厂机组启动用汽来自煤制油燃气快装锅炉（1.6MPa，270℃）;

8）自备电厂负责煤制油的配套35KV变电站系统及运行管理;

9）自备电厂向煤制油提供的外供除盐水中,化工用水量正常为60t／h,其余部分(340t／h)在煤制油由40℃升至80℃后返回电厂;

10）自备电厂供给煤制油P≥9.5MPa(g),T≥535℃,300t／h

3.8MPa,425℃,140t／t的两种化工生产用过热蒸汽;

11）自备电厂供给煤制油洗煤厂0.6MPa，200℃,28t／t蒸汽（采暖、冼浴用）。

5.17.2 供热汽源设置

1）化工区高压用汽：P≥9.5MPa(g),T≥535℃的高压蒸汽由母管制的三台炉的主蒸汽母管供给，主汽母管￠426×32通过变径和化工区用汽管相连。作为化工区829工程高压用汽。

2）化工区中压用汽：

化工区透平用蒸汽减温减压器规范

型号 VLB-90BTC 进出口蒸汽压力 10.0/3.5MPa(g)

流量 170t/h 进出口蒸汽温度 540/430℃

（A）主蒸汽母管￠426×32通过变径三通变为￠219×18，其上并接两台减温减压器，主蒸汽减温减压后（P≤3.8MPa, T≤ 415℃）通过￠325×15的蒸汽管供给化工区；

（B）高温辅助蒸汽母管￠325×15供给；高温辅助蒸汽由两台汽轮机Ⅲ段抽汽供给，也可由化工区中压汽经减温减压器供给；

3）化工区低压用汽：辅助蒸汽经减温减压后（0.6MPa，200℃）供给。作为生水加热器用汽、化工区洗煤厂及洗浴用汽。

5.17.3化工区高压供汽操作

5.17.3.1接到值长向化工区供高压蒸汽的命令；

5.17.3.2检查准备：

a.检查下列阀门关闭：化工区高压供汽电动一、二次门，化工区高压供汽电动门前经常疏水疏水器旁路门、信号门；化工区高压供汽电动门前经常疏水疏水器进、出口门，化工区高压供汽电动门后疏水排地沟门（2个）、排空气门，化工区高压供汽电动门后疏水经疏水器疏水出口门，排地沟门化工区高压供汽电动门前启动疏水门，信号门。

b. 检查下列阀门开启：化工区高压供汽电动门前启动疏水门，化工区高压供汽电动门后疏水疏水器进口门、旁路门及其疏水总门。

c.根据机组运行情况，将控制方式置TPC控制或机跟炉。确证主汽母管压力9.52～9.82MPa,温度525～540℃。

d.化工区供汽电动门一、二次门送电，并置远控。

（C）暖管供汽：

a.必须确证高压供汽电动一二门关闭。开启电动供汽旁路一次门，手动稍开其二次门，以0.1MPa/min速度升压至0.3-0.5Mpa时，低压暖管，待温度合适，冬季时可适当延长，逐渐全开旁路一二次门进行暖管、疏水。

b.暖管结束后以每分钟小于0.1MPa，温度每分钟小于5℃的速度，提升压力。

c.压力至额定后，保持高压供汽电动一二次门前压力稳定，逐渐开启供汽一次门，当一次门开启后正常稳定，缓慢的点动开启二次门。

d.当电动供汽门全开后，根据汽温、汽压，开启供汽电动一次门前经常疏水的疏水器进、出口门，并全关其启动疏水门，开启电动门后疏水器进、出口门，并全关其旁路门，关闭排地沟疏水门。

e. 关闭供汽电动门旁路一二次门。汇报值长，操作完毕。

2）运行中注意事项

（A）机组运行中采用TPC控制方式以维持主汽母管参数在9.52～9.82MPa、525～540℃。

（B）供汽系统运行中，保持供汽电动门前经常疏水疏水器进、出口门全开，如疏水器故障，则开启其旁路门调整，关闭疏水器进、出口门，做好记录，通知检修。

（C）当锅炉发生异常，压力降低时，对照主汽母管压力迅速调整机组负荷，维持主汽母管参数在规定范围内。

（D）未接到值长停止供汽命令前，在任何工况下优先和尽量保证化工区供汽。

3）停止供汽操作

（A）接到值长化工区停止供高压蒸汽的命令；

（B）开启供汽门前后启动疏水门，缓慢关闭供汽二次电动门，机组随主汽母管压力升高而至满负荷时，锅炉降低负荷，必要时向空排汽泄压；全关后再关闭供汽一次电动门。

（C）根据要求关闭供汽电动门前疏水门，开启供汽电动一二次门后疏水门，冬季（必要）时开启管架上疏水门，排空管道积水。

（D）化工区透平机事故跳闸后，立即根据主汽压力增加机组富裕出力，并安排锅炉立即减负荷，开启向空排汽，保证不超压。加强锅炉水位监视调整。

5.17.4化工区中压供汽

机组正常运行时，汽机Ⅲ段抽汽送至辅助蒸汽母管，两台减温减压器保证化工区中压用汽。

1）供汽操作：用主蒸汽减温减压器向化工区供汽，减温减压器型号：10MPa(g)/540℃～3.5MPa(g)/430℃,140t/h。（两台，一运一备）

（A）接到值长向化工区供中压蒸汽的命令；

（B）检查准备：

a.检查下列阀门关闭：减温减压器进汽电动门及其门后手动门，减温减压器经常疏水器疏水旁路门及进、出口门，减温减压器疏水信号门，减温减压器减温水调门，减温后疏水疏水器出口门。

b. 检查下列阀门开启：减温减压器减温水进水门，减温减压器进汽手动门，减温减压器启动疏水门，减温减压器出口手动门及其门后电动门，减温后疏水疏水器进口门、旁路门及排地沟疏水门。

c.减温水调门、进汽调门送电，并置手动。

（C）暖管供汽：

a.必须确证开启电动供汽门，用一路减温减压器调门以0.1～0.15MPa/min速度升压至0.2-0.5Mpa时，控制温度在允许范围内低压暖管，待温度合适，冬季时可适当延长。

b.低压暖管结束后以每分钟小于0.1MPa，温度每分钟小于5℃的速度，提升压力至3.0MPa，缓慢提升压力值额定值，同时投入减温水控制温度在允许范围内。

c.正常后，关闭减温减压器启动疏水门，开启其经常疏水疏水器进、出口门。

并将另一路减温减压器投入备用。

d. 观察减温减压器后压力温度稳定后，投入自动。

e. 正常情况下运行方式

两台减温减压器压力调节阀同时开启，其中一台减温减压器的压力调节阀在手动，其开度相对较小，（约总供汽量的25%）另一台调节开度较大的减温减压器投自动，这种运行方式下，两台减温减压器的温度调节阀在自动；

2）运行中注意事项

（A）供汽压力降低时，迅速检查减温减压器工作情况，否则就地手调整压力至正常范围内。

（B）供中压蒸汽时一定要先汽、后水。停止时一定压先停止減温水后，方可停止供汽，以防发生水冲击事故。

（C）单机运行时，注意及时调整母管压力及减温减压器后压力。

3）停止供汽操作

（A） 接值长停止向化工区供中压蒸汽的命令；

（B）首先要求停止向辅助蒸汽供汽。开启减温减压器启动疏水门；

（C）关闭减温减压器经常疏水疏水器进、出口门。

（D）缓慢的关闭减温减压器进汽调节门，减小供汽量，并逐渐关闭減温水调门、必要时关闭減温水总门；

（E）关闭减温水调门；关闭供汽调门后全关减温前手动进汽门、减温后出口电动门及手动门。开启减温减压器前后疏水门，必要（冬季）时开启管架疏水门。

（F）疏水放尽后，检查关闭减温减压器启动疏水门。

（G）汇报值长操作完毕。

6 锅炉机组的停止

6.1 正常停炉

6.1.1 正常停炉前的准备工作

6.1.1.1 机组的停止，接值长命令后，并联系化学、燃料等有关人员。

6.1.1.2 停炉前对锅炉设备进行一次全面检查，将发现的缺陷记录在有关记录本内，以便检修时处理。

6.1.1.3 对紧急放水电动门、向空排汽门做可靠性试验，若有缺陷及时消除，使其处于良好状态。

6.1.1.4 停炉前应进行一次全面吹灰。停炉前一小时停止加药。

6.1.1.5 检查炉前燃油系统处于备用状态，供油压力2.5MPa以上,吹扫蒸汽压力、温度正常，试验各油枪、点火枪进退灵活，打火良好，吹扫正常。

6.1.1.6 停炉的一般规定：

1）停炉时间不超过3天，煤仓料位应降至3米。

2）停炉时间超过5天，应将炉内床料排空，并对流化风帽进行逐一检查、疏通。

3） 大修或停炉时间超过7天以上，将煤仓排空。

6.2 正常停炉操作

6.2.1 过热汽温调整切手动，逐渐降低过热汽温。

6.2.2 逐渐减少煤量和风量，将锅炉负荷降至50%，保持正常床温。

6.2.3 锅炉负荷降低到50%和锅炉停止运行以前须吹灰并将锅炉有关自动退出运行。

6.2.4 锅炉负荷降至30%时，给水切旁路运行，关闭连排调整门及加药门。

6.2.5维持汽包水位+50mm，必要时，将汽包水位自动调整切至手动方式。

6.2.6 排空生石灰粉管道的生石灰粉，停止给生石灰粉系统。减少给煤量至最小值，关闭所有燃料仓斗出口阀，并使给煤机的燃料全部排空，停运给煤机。

6.2.7 根据汽温下降情况，调整减温器的喷水量调节过热器出口温度，当不再需要减温时，关闭减温管道上的截止阀。

6.2.8床压自动调整切至手动。

6.2.9 当旋风分离器烟气温度和汽包金属温度的变化分别保持不大于100℃/小时，降低床上点火燃烧器的燃烧速率，调整锅炉风量，继续流化床料，使受压部件的降温速率小于50℃/小时

6.2.10 调整一次入口调节门、二次风机和引风机液偶调节器，保持炉压在-125Pa锅炉吹扫5min，当床温降至400℃时，若不需快速冷却，可停风机。

6.2.11 解除锅炉主联锁,缓慢关闭一次风机入口挡板及二次风机液偶调节器，停一、二次风机。

6.2.12 确认冷渣器系统达到停运条件，关放渣插板，冷却水暂时不停，停止滚筒冷渣器运行。

6.2.13 解列风机联锁，关闭引风机入口挡板，停引风机，60s后，停高压流化风机。

6.2.14 严密关闭各风门挡板，使机组进入备用状态。

6.2.15 当主汽门及旁路门关闭后，汽包上水至+300mm，关闭给水旁路调节门、电动门，开省煤器再循环门，停运化学加药系统.开启过热器疏水，若压力不超时，关闭向空排汽。

6.2.16 停暖风器系统。

6.2.17 做好各项记录，汇报值长。

6.3 锅炉滑停操作：

6.3.1 过热汽温调整切手动，逐渐降低过热汽温。

6.3.2 逐渐减少煤量和风量，将负荷降至50%，保持床温稳定，将床温和过剩空气调节器切换到手动。

6.3.3 锅炉负荷降低到50%和锅炉停止运行以前须吹灰并将锅炉有关自动退出运行。

6.3.4 锅炉负荷降至30%时，给水切旁路运行，关闭连排调整门。

6.3.5 降负荷过程中，按滑停曲线降温、降压、降负荷，控制下降速度不大于下列数值：

6.3.5.1 主汽压力下降0.1MPa/分。

6.3.5.2 主热汽温下降2℃/分,最大不超过3℃/分。

6.3.5.3 负荷下降根据汽机的要求。

6.3.5.4 两侧蒸汽温差不大于20℃，最大不充许超过31℃，时间不超过15分钟，且两次发生间隔大于4小时。

6.3.5.5 汽包上、下壁温差不大于40℃。

6.3.5.6 任意烟气侧温度变化率不大于2.25℃/分。

6.3.5.7 以每分钟不超过10%的速度降低燃料量。

6.3.5.8 结合床温下降速度，控制降低炉膛差压。

6.3.6 维持汽包水位+50mm，必要时，将汽包水位自动调整切至手动方式。

6.3.7 根据汽温下降情况，调整减温器的喷水量调节过热器出口温度，当不再需要减温时，关闭减温管道上的截止阀。

6.3.8 根据负荷及燃烧情况，床温降至800℃时，可投入床上启动燃烧器，床上启动燃烧器投入前应停电布除尘。床压自动调整切至手动。

6.3.9 床温接近510℃时，关闭所有燃料仓斗出口的截止阀，并使给煤机的燃料全部排空，逐一停止给煤机运行，排空生石灰粉管道的生石灰粉，停止给生石灰粉系统。

6.3.10 当旋风分离器烟气温度和汽包金属温度的变化分别保持不大于100℃/小时和50℃/小时的降温极限以及炉膛烟气温度变化率≯135℃/h，饱和温度≯1.5℃/min。时，降低床上点火燃烧器的燃烧速率。

6.3.11 调整锅炉风量，继续流化床料，使受压部件的降温速率小于50℃/小时

6.3.12 当锅炉负荷降至额定负荷约10％以下时，打开过热器疏水并注意控制锅炉的冷却速度。

6.3.13 床温降到450℃时，停止床上启动燃烧器，锅炉熄火，关闭各燃油角阀手动门。

6.3.14 调整一次风机入口调节门、二次风机和引风机液偶调节器，保持负压在-125Pa锅炉吹扫5min，当床温降至400℃时，若不需快速冷却，可停风机。

6.3.15 缓慢关闭一、二次风机入口挡板，停一、二次风机。

6.3.16 确认冷渣器系统达到停运条件，关放渣插板，冷却水暂时不停，停止滚筒冷渣器运行。

6.3.17 解列风机联锁，关闭引风机入口挡板，停引风机，60s后，停高压流化风机。

6.3.18 严密关闭各风门挡板，使机组进入备用状态。

6.3.19 当主汽门关闭后，汽包上水至+300mm，关闭给水旁路调节门、电动门。开省煤器再循环门，停运化学加药系统。

6.3.20 当汽包压力已降至安全阀最低整定压力以下，并且没有足够蓄热产生蒸汽而使安全阀动作时，关闭向空排汽，开启过热器疏水。

6.4 停炉至热备用（压火）

6.4.1 锅炉在较短时间（8小时以下）内且维持较高压力、温度，随时可以启动。

6.4.2 逐渐减少给煤量和风量，将锅炉负荷降至50%并继续保持床温稳定。当锅炉负荷降至15%时，如母管制运行联系邻炉解列；关闭主汽门及旁路门，开启向空排汽门。

6.4.3 保持较高床温（780℃以上），负荷减到最小后，停止给煤机，停止排渣。

6.4.4 切断主燃料后，待烟气含氧量升至正常运行的2倍且床温开始下降时，关闭一、二次风机入口挡板，停止一次风机，二次风机。

6.4.5解列高压流化风机联锁，停止高压流化风机和吸风机，关闭所有风机入口挡板和风烟道挡板，以减少炉内热损失。炉膛保持无火或不点火。

6.4.6根据屏过壁温及主汽压力，适当开启过热器出口联箱疏水门冷却屏式过热器。

6.4.7在整个压火、热启动过程中应保持汽包正常水位

6.4.8 其它操作事项按停炉至冷态步骤进行。

6.4.9 当床温低于600℃启动时，可投床下点火油燃烧器，投煤时一定要注意温升率的变化且少量多次。

6.5 停炉过程中及停炉后的注意事项

6.5.1 停炉中的注意事项

6.5.1.1 减负荷、降温、降压应按汽机要求缓慢进行，严禁汽压、汽温大幅度变化，并且加强汽包水位的监视与调整，防止缺满水，汽温若10分钟内急剧下降50℃或直线下降50℃应打闸停机。如母管运行关闭主气门。

6.5.1.2 停运过程中，保持主蒸汽过热度大于50℃。

6.5.1.3 停运过程中，尤其是低负荷运行时，应加强燃烧调整，保持燃烧稳定，炉内任意烟气侧温度测点的变化率不大于100℃/h，控制床温、烟温下降不大于2.25℃/分钟。

6.5.1.4 降负荷过程中，严格监视汽包上下壁温差不大于40℃。

3.1.5 饱和蒸汽温度下降率不大于1.25℃/分钟，保持主蒸汽温降不大于1.5℃/min。

6.5.1.6 停炉后仍应保持较高的汽包水位，必要时可启动给水泵或采取给水联络方式补水，当锅炉有压力时，不允许对锅炉机组失去监视。

6.5.1.7 保持炉膛压力在较小范围波动。

6.5.1.8 保持去布风板的一次风风量大于临界流化风量。

6.5.1.9 采取开启向空排汽等方法、严格控制床温和汽压变化速度等措施，防止屏过壁温超温。

6.5.2 停炉后的注意事项

6.5.2.1 停炉后，严密监视汽包压力不超规定值，必要时投旁路或开启排汽门降压。

6.5.2.2 汽包压力未降至零，动力有电，值班人员应继续值班监视。

6.5.2.3 汽包压力未降至零应保持汽包较高水位。

6.5.2.4 未经值长同意，不得破坏设备的备用和在备用设备上进行检修工作。

6.5.2.5 停炉热备用时，严密关闭各处挡板，以减少炉内热损失。

6.5.2.6 严密监视过热器、省煤器悬吊管等处金属壁温不超规定值。

6.5.2.7 关闭各燃油角阀手动门。

6.5.2.8 关闭各启动燃烧器密封风和火检风。

6.6 床料的排空和回收

6.6.1 停炉后进行风帽检查，必须将炉内的床料排空。发生炉内受热面泄漏时，应及时的将床料排至地面或用事故排渣管排渣，不得将湿床料进入冷渣器，造成冷渣器的堵塞。

6.6.2 如需排空床料，锅炉在停运过程中应加大排渣量，当排出的床料较细适宜回收时，安排人员筛分后回收。

6.6.3 水冷风室总风量在稍高于正常风量时，两侧床压降至1～2Kpa后，停止排渣系统。提高炉膛负压至300～500Pa，将剩余的床料排至冷渣器事故放渣口，直到全部排完为止。

6.6.4 人工清理布风板，并逐一清理流化风帽，将其堵塞的逐一疏通。

6.7 停炉后的冷却

6.7.1 正常冷却

6.7.1.1 锅炉停炉进行热备用时，应关闭各风烟道挡板以免炉膛降温过快。当汽压降至0.5MPa,投入临炉蒸汽加热并保持汽包压力在0.2～0.5 MPa.凡影响点火的检修工作需值长批准后进行,以免延误点火时间。

6.7.1.2 利用过热器出口集箱疏水门或向空排汽控制降压速度和保护屏式过热器,严格监视汽包上、下壁温差不大于40℃。

6.7.1.3 熄火6小时后，可开启引风机、一、二次风机挡板和人孔门，维持炉膛负压-125Pa，进行自然通风冷却，并进行下联箱放水一次，应注意监视床温降温率不超过2.25℃/分钟、汽包壁温差不大于40℃。经10小时后，再进行下联箱放水一次。

6.7.1.4 停炉24h以上，压力降至0.2MPa时，开启锅炉本体各空气门。当汽包压力降至零且汽包水温低于120℃时，根据检修要求可将炉水放净。

6.7.2 快速冷却

6.7.2.1 若需要快速冷却，按下列步骤操作：

1）停炉8小时后、床温400℃及以下时，启动一台引风机、一台高压风机、一台二次风机和一次风机对炉膛进行强制通风冷却，但挡板开度不能过大，控制降温速率在100℃/小时以下，汽包上、下壁温差不大于40℃。

2）床温降至150℃，停运一、二次风机，高压流化风机，打开炉膛下部人孔门，根据降温速率可适当开大炉膛负压值。

3）炉内温度降至60℃以下，停运引风机。

6.8 锅炉放水

6.8.1 冷态放水 锅炉停炉后，当压力降至0.2MPa时，开启锅炉本体各空气门。当汽包压力降至零且汽包水温低于120℃时，可进行锅炉放水。

6.8.1.1 开启所有空气门和向空排汽门，开启锅炉事故放水门、再循环门、连排调门及连排至定排截止门，定排联箱放水电动一、二次门、定排所有排污门、排污门、放水至定排扩容器，放水30分钟后，关闭事故放水门和连排调门及连排至定排截止门。

6.8.1.2 开启过热器减温水操作台各手动门、调节门、疏水门进行疏放水。

6.8.1.3 开启给水操作台各疏水门进行疏放水。

6.8.1.4 省煤器放水可开启低温省煤器入口联箱及高温省煤器出口联箱疏水门放水至定排。

6.8.1.5 放水完毕后，记录开始放水时间和放水完毕时间，汇报值长。

6.8.2 热态放水 锅炉床料排空，炉膛温度降至100℃以下，汽包压力降至0.2～0.3 MPa，汽包壁温各点低于130℃，水冷屏、屏式过热器各点壁温允许时，可进行热态放水。（放水范围与冷态相同）

6.8.2.1 开启各水冷屏及水冷壁下联箱排污门，定排总门使汽包内水基本放完。开启省煤器的各疏水将省煤器的水放净。

6.8.2.2 汽包压力降至零，开启所有空气向空排汽门、汽、水系统排汽门、疏水门、利用锅炉余热将锅炉烘干。

6.8.2.3 如炉膛结焦严重，应适当推迟放水时间。

6.8.2.4 如带压放水过程中，汽包壁温差不得大于40℃，如有超限趋势时，应暂缓放水，待温差稳定后，再进行放水。

6.9 停炉后的疏水、放空气系统

6.9.1 锅炉停炉后,根据情况开启过热器疏水门一组或几组控制降压速度。

6.9.2 锅炉停炉后,如需采取冷却措施,可利用过热器的疏水门控制降压速度,当汽包压力降至0.2 ,汽包壁温120℃左右时,打开过热器向空排汽门,水冷壁各排污门、事故放水一、二次门、省煤器各放水门,省煤器再循环门,锅炉全面放水。

6.9.3 冬季停炉放水时,可采取热态放水,全开炉本体管道联箱的所有放水门、疏水门、放空气门。

6.9.4 如锅炉处于热保护或机组处于热备用状态时,应投入锅炉底部加热,汽包压力0.2～0.5MPa,可关闭炉顶各空气门,开过热器疏水门。

6.10 停炉后的保养 停炉备用期间，根据技术部门要求，决定使用保护方法。

6.10.1 充氮方法

6.10.1.1 若锅炉停用时间超过一周，并且锅炉承压部件比较严密时，则采用充氮法保养。

6.10.1.2 锅炉停运后，当汽包压力降至0.3MPa时，开始向锅内充氮气，保持在0.3～0.5MPa的氮气压力条件下，开启疏放水门，利用氮气压力排尽炉水后，关闭各疏放水门。

6.10.1.3 全面检查锅炉汽、水系统，严密关闭各空气门、疏放水门，使整个充氮系统严密。

6.10.1.4 在充氮保养期间，保持锅内氮气压力大于0.03MPa，氮气纯度大于98%。

6.10.2 热炉放水烘干保养方法

6.10.2.1 锅炉停用时，进行承压部件检修或停运时间在一周内，则采用热炉放水烘干保养法。

6.10.2.2 锅炉床料排空后，严密关闭各人孔门、检查孔，关闭烟风系统挡板。

6.10.2.3 当汽包压力降至0.5～0.8MPa时，开启锅炉疏放水门，放尽锅内存水。

6.10.2.4 当汽包压力降至0.1～0.2MPa时，开各空气门。

6.10.2.5 当炉水放尽且床温降至120℃时，关闭各烟风系统挡板和人孔门。当省煤器出口烟温降至120℃以下时，关闭各空气门和疏、放水门。

6.10.2.6 烘干保养过程中，要求锅内空气相对湿度<70%或等于环境相对湿度。

6.10.3 加热充压法

6.10.3.1 承压部件无检修工作，炉水符合要求，并且准备随时启动时，可采用止方法。

6.10.3.2 当锅炉压力降至0.1MPa以下时，投入底部加热。维持锅炉压力0.1～0.2MPa，并保持汽包水位+150mm，如水位升高，用紧急放水门放水至+150mm。

6.10.3.3 每天对过热器疏水一次。

6.10.3.4 保护期间，每班化验炉水溶解氧一次，要求溶解氧不大于给水标准。

6.10.4 满水联氨保护法

6.10.4.1满水联氨保护法用于不超过半年时间的停炉。

6.10.4.2 应由总工主持，化学专业提出具体保护措施，运行人员配合实施，向给水加入N2H4处理，并增补给水加氨量。

6.10.4.3 锅炉停炉后不放水，用加药泵向锅炉水中注入联胺和氨，使锅炉水汽系统各部件都充满加有氨和联氨的水，而且各处的浓度都很均匀，联氨和氨的加入量应使水中的过剩N2H4浓度为300mg/L，PH值为10～10.5。

6.10.4.4 保持炉内压力在l MPa，防止空气漏入。应使所有截门和系统严密，以防药液泄漏。

6.10.4.5 每3天-7天取炉水化验其中的联胺量和PH值，如下降应补加。

6.10.4.6 冬季必须采取防冻措施，以免冻坏管道和阀

6.10.5 充压防腐

6.10.5.1 停运时间在2-3天以内.采用充压防腐

6.10.5.2 锅炉停运后自然降压（连排可暂不解列）。

6.10.5.3 当锅炉压力降至5.8Mpa时,联系化学化验水质,若水质不合格应进行换水,待水质合格后,关闭定排一二次门及总门，解列连排。

6.10.5.4 锅炉压力在0.5Mpa时，炉水必须合格。

6.10.5.5 当锅炉压力在0.5Mpa以上时，过热器管壁温度200℃以下时，向炉内上水进行充压。

6.10.5.6 防腐压力一般保持在2.0～3.0Mpa，最高不超过5.8Mpa，最低不低于0.5Mpa。

6.10.5.7 因某种原因压力降至0.5Mpa以下时，（压力到零）时，必须重新点火升压至4.0Mpa后，按上述规定重新充压。

6.10.5.8 充压后做好记录，通知化学化验炉水溶解氧。

6.11 停炉后的防冻措施

6.11.1 冬季停炉后，应加强对设备的检查和监视锅炉房各部温度，以免冻坏设备。

6.11.2 停炉备用期间，严密关闭各人孔门、检查孔及吸风机出入口挡板。

6.11.3 停炉后，开各减温水电动门、调整门、疏水门将水放光以免冻结。

6.11.4 冬季停炉热备用时，应投入锅炉底部加热，维持汽包压力0.2～0.5Mpa。

6.11.5 冬季停炉尽可能采取干式保养,过热器管壁温度小于20℃时,应投入暧通系统运行,以防过热器管圈中不能放掉和积水冻结。

6.11.6 当炉水温度降至15℃时，应进行上、放水工作，必要时可将炉水全部放光。

6.11.7 锅炉长期备用或检修时，应通知热工人员将表管内积水放掉。

6.11.8 燃油系统保持良好循环，保持吹扫蒸汽畅通。

6.11.9 各动力轴承冷却水微开，保持畅通。

6.1110 投入各系统的伴热装置。

7 辅机设备

7.1 转动机械的试运行

7.1.1 转动机械检修，必须进行不少于30分钟的试运行，验收合格后，方可正式投入运行。对给煤机应核对转速，误差不大于1％(一般取500r、700r、1000r为核对点)。

7.1.2 转动机械试运行前的检查

7.1.2.1 确认锅炉风、烟系统的各风门、挡板及传动机构都已校验合格。

7.1.2.2 确认转动机械及其电气设备检修完毕，工作票压回。

7.1.2.3 确认风、烟道、炉本体内无人，并将人孔门严密关闭。

7.1.2.4 转动机械以及与之有关的润滑油系统、冷却水系统、控制系统和各仪表均符合启动前的要求。

7.1.2.5 转动机械检查正常后方可送电。

7.1.3 转动机械试运行的注意事项

7.1.3.1 转动机械试运行时，工作负责人应在场。

7.1.3.2 电动机应先单独试转，检查运行正常、事故按钮工作可靠后可带机械试转。在带机械前要注意转动方向。

7.1.3.3 各转动机械的启动，应在空载下进行，并监视启动电流在最大值的持续时间和空载电流值。

7.1.3.4 风机试运行时，应进行最大负荷的试验(电流不应超过额定值)，试运行中保持正常的炉膛负压。

7.1.3.5 转机试运连续时间：大修后应不少于30分钟，新安装或更换主要部件的不少于8小时。

7.1.3.6 转动机械振动及轴承温度合格标准如下：

1）转动机械的振动

名 称 转 速（r/min）

3000 1500 1000 750

振 动（mm）

机 械 0．06 0．1 0．13 0．16

电 机 0．05 0．085 0．10 0．12

串轴（μm） 2000～4000

2 转动机械的轴承温度（室温为25℃时）

设备名称 全温℃ 温升℃

滑动轴承热电偶温度 70 45

滚动轴承热电偶温度 75 50

7.1.4 转动机械试运行时的合格标准。

7.1.4.1 旋转方向正确。

7.1.4.2 无异音，摩擦和撞击声。

7.1.4.3 轴承温度与振动值在规定范围内。

7.1.4.4 高、低油位线清晰，油位正常，油质良好，轴承无漏油，甩油现象。

7.1.4.5 冷却水畅通，各部无油垢，积灰，积粉，漏风，漏水等现象。

7.1.4.6 风门，挡板（包括机械限位器）及连接机构的安装位置正确并能严密关闭。

7.1.4.7 风门，挡板操作灵活，并有就地开度指示装置，且与盘上相符。

7.2 电动机运行

7.2.1 启动前的检查

7.2.1.1 检查工作票已终结,设备已无人工作,周围环境清洁,无杂物,临时安全措施已拆除。

7.2.1.2 电源线及接地线良好，地脚螺丝完整无松动。

7.2.1.3 电动机通风道无堵塞并密封良好。

7.2.1.4 电动机通风口清洁，无防碍运转的物体。

7.2.1.5 事故按钮和操作开关完善，电源已送上。

7.2.1.6 转动机械出、入口阀门或挡板位置正确，无反转现象。严禁带负荷启动。

7.2.1.7 启动前必须应手动盘车，确证转子与静子间无摩擦或其它异常声音。长期备用的转机应单独定期试验。

7.2.1.8 电动机绝缘合格。

7.2.1.9 保护可靠投入，信号正确。

7.2.1.10 电动机轴承润滑油量充足，油质良好。

7.2.1.11 靠背轮保护罩应完整牢固。

7.2.1.12 对液力偶合器的检查；

1）检查油位标确认油位是否合适；

2）检查偶合器、管路是否合格；

3）检查各仪表电气线路是否连接正确；

4）检查联轴节及防护罩是否连接正确；

5）检查偶合器油箱油温是否合适，当油温低于5℃时应用电加热将工作油加热；

6）检查偶合器勺管是否调整至最低转速位置；

7.2.2 启动操作步骤

7.2.2.1 检查工作电源正常，DCS显示位置正确。

7.2.2.2 电动机符合启动条件允许。

7.2.2.3 主操点击电动机合闸按钮。

7.2.2.4 DCS显示启动电流返回，位置指示正确，电动机运转正常

7.2.3 电动机启动时的注意事项

7.2.3.1高压电动机电源电压低于5400V,低压电动机低于340V不得启动，汇报值长。

7.2.3.2 电动机启动时，值班人员严密监视启动电流的变化，已超过电动机启动时间仍不返回，或合闸后电流表不动，电机不转，应立即停止，查明原因后再进行启动。

7.2.3.3 大型电动机、新装或检修后的电动机在远方操作合闸时，应派专人到现场监视启动情况。

7.2.3.4 电动机应逐台进行启动，一般不允许在同一母线上启动两台以上的电动机。

7.2.3 停止操作步骤

7.2.3.1 将电动机的负荷调至空载值。

7.2.3.2 软操点击电机分闸按钮，开关分闸，位置指示正确，显示电流到零。

7.2.3.3 就地检查电动机停转（严禁倒转）。

7.2.4 运行维护

7.2.4.1 电流正常，不超过额定值。

7.2.4.2 轴承温度超过55℃时，应检查原因并切换设备。

7.2.4.3 声音振动、各部温度正常，无焦糊味。

7.2.4.4 设备周围清洁，无杂物及潮湿现象。

7.2.4.5 事故按钮完好，外罩完整。

7.2.4.6 地脚螺丝无松动，电源接线、外壳地线良好，电缆头无流油现象。

7.2.4.7 转机轴向位移不超过2 mm～4 mm。

7.2.4.8 运行中应随时检查偶合器油温油压是否正常

正常范围值 上限报警值 下限报警值

出口油温 45-80 85 5

进口油温 ≤50

出口油压 0.05-0.3 0.35 0.03

7.2.5 运行中注意事项

7.2.5.1 高压电动机停止七天以上，易受潮的低压电动机停止三天以上，启动前应由电气测量绝缘合格。

7.2.5.2 正常情况下，手动启动电机次数，冷态下允许启动两次，每次问隔时间不得小于5分钟，热态下允许启动一次。只有在处理事故时和启动时间未超过3秒时，可再启动一次(电动机停止运行后，其安装地点温度在25℃及以上时，三小时以内为热状态，三小时以后为冷状态，室内温度在25℃以下时，1.5小时以内为热状态，1.5小时以后为冷状态)。

7.2.5.3 启动时运行人员应在就地进行监视，如电动机有异常声音、不转动或蠕动，以及设备发生强烈振动撞击，应立即用事故按钮停止启动。

7.2.5.4 电机掉闸后严禁强合，只有在查明原因后方可启动。

7.2.5.5 当重要厂用电动机失去电源或电压下降，一分钟内禁止手动拉掉其开关。

7.2.5.6 当进行平衡试验时，启动时问如下：

1） 200 KW以下电机，不少于30分钟。

2） 200KW-500 KW电机，不少于l小时。

3） 500KW以上电机，不少于2小时。

4） 高压电机，每班最多启动不超过两次。

7.2.6 发现下列情况时立即停用电动机运行

7.2.6.1 电动机发出不正常声音或绝缘有烧焦气味。

7.2.6.2 电动机及其启动装置上起火冒烟。

7.2.6.3 定子电流超过允许值，温度急剧上升，减负荷处理无效时。

7.2.6.4 发生人身事故，不停止转动机械不能抢救受伤者时。

7.2.6.5 各转动机械及电机发生强烈振动超过规定值、串轴增大内部有摩擦或撞击声音时。

7.2.6.6 轴承冒烟或轴承温度急剧上升超过规定值，经换油处理无效时。

7.2.6.7 电动机定子与转子相碰。

7.2.6.8 机械部分损坏。

7.2.6.9 发生自然灾害，严重影响设备安全时。

7.2.7 紧急停止转动机械运行时，应将事故按钮按下一分钟后才可松开，以免远方强合扩大事故。事故处理完后应汇报值长，并做好记录。

7.2.8 电动机着火时，必须先将电源切断，使用二氧化碳，四氯化碳或雾状喷水灭火，禁止使用大股水流或泡沫灭火器灭火。

7.3 风机的启动

7.3.1 引风机、二次风机、一次风机启动前的检查

7.3.1.1 检查风机检修工作已结束，工作票已终结，安全措施已拆除。

7.3.1.2 检查仪表、信号电源已送好，DCS投入正常，声光信号准确。风门挡板传动装置完整、电源送上、试验开关灵活，转向限位正确。

7.3.1.3 电机开关分合闸试验、联锁试验、事故按钮试验合格，确认风机保护已投入。

7.3.1.4 电动机接线、接地线良好，电动机绝缘合格，经分步试转合格，电机转向正确。

7.3.1.5 检查风机各轴承油质、油位、冷却水正常、风机各人孔门关闭严密。

7.3.1.6 风机周围照明充足，无妨碍运行的杂物。

7.3.1.7 检查确认、烟道、除尘器、空预器、暧风器、炉膛均无人工作，各人孔门、检查门关闭严密。

7.3.2 高压流化风机启动前的检查

7.3.2.1 检查风机检修工作已结束，工作票已终结，安全措施已拆除。

3.2.2 检查仪表、信号电源已送好，DCS投入正常，声光信号准确。风门挡板传动装置完整、电源送上、试验开关灵活，转向限位正确。

7.3.2.3 电机开关分合闸试验、联锁试验、事故按钮试验合格，确认风机保护已投入。

7.3.2.4 电动机接线、接地线良好，电动机绝缘合格，经分步试转合格，电机转向正确。

7.3.2.5 隔音罩完整牢固，防护罩完整，手动盘车正常，各地脚螺栓完整牢固。

7.3.2.6 检查风机油箱油质合格、油位正常。

7.3.2.7 检查风机进汽过滤消音器、出气过滤器、启动卸荷阀、安全阀无异常，过滤器维护指示器指示正常。

7.3.2.8 弹性接头或补偿器联接管道及与其他系统联接处要可靠、牢固。

7.3.2.9 空气通路畅通（风机进气口无堵物、滤网清洁、出口排气门或卸荷阀开启）。

7.3.3 风机的启动顺序

7.3.3.1 风机启动顺序：引风机——高压流化风机——二次风机——一次风机

7.3.3.2 检查合格后，将风机切至“远控”位置。

7.3.3.3 关闭出、入口挡板。

7.3.3.4 在DCS画面主控图上点击风机电机，弹出对话框，启动风机，监视电流返回时间及空载电流，注意电流15s内返回，电流返回后全开出口挡板，调整入口挡板。

7.3.3.5 监视各辅机的轴承温度、振动、串轴，若不正常升高时，联系检修，汇报值长及有关领导，超过规定值时应立即停机。

7.3.3.6 引风机的启动

1） 就地检查引风机符合启动条件,空气通路建立；

2） 关闭引风机出口烟气挡板；

3） 关闭引风机入口烟气挡板；

4） 将液偶的执行器开度<5％

5） 启动引风机；

6） 开启引风机出口烟气挡板；投入风机出口挡板闭锁装置；

7）调整引风机入口调节门及液偶执行器开度,保持炉膛负压-125Pa。

7.3.3.7 二次风机的启动

1） 就地检查二次风机符合启动条件，空气通路建立；

2） 关闭二次风机入口电动门；

3） 关闭风机出口挡板；

4） 液偶执行器开度<5％

5） 炉墙上下两层二次风门开度各在10％；

6） 启二次风机；

7） 开启风机出口挡板；投入风机出口挡板闭锁装置；

8） 调整风机入口调节门及液偶执行器开度至所需风压。

7.3.3.8 一次风机的启动

1） 就地检查一次风机符合启动条件，空气通路建立，；

2） 关闭风机出口挡板；

3） 关闭风机入口调节门；

4） 启动一次风机；

5） 开启风机出口挡板；投入风机出口挡板闭锁装置；

6）调整一次风机入口调节门至所需流化风量。

7.3.4 风机运行中的监视

7.3.4.1 应调整两侧风机出力一致。

7.3.4.2 各风机在运行中应无异音和摩擦现象。

7.3.4.3 检查风机风系统、液力偶合系统、冷却水系统运行正常，回水管畅通。

7.3.4.4 风机挡板销子牢固，伺服机构、拉杆及销子良好，挡板指示开度与实际相符。

7.3.4.5 电机及风机地脚螺丝牢固无松动，电机进线、接地线完好。

7.3.4.6 电机电流指示不超过额定值，各标志及防护措施齐全。

7.3.4.7 风机各轴承温度不超规定值。

7.3.4.8 运行中对润滑油、冷却水、轴承温度、风机电流、液力偶合器进、出口油温、出口油压等进行检查并定期记录。

7.3.4.9 检查风机噪音，确保风机不发生共振。

7.3.5 离心式风机的停止

7.3.5.1 关闭风机入口挡板。

7.3.5.2 在DCS画面主控图上点击风机标志，弹出对话框，停止风机，检查风机电流至零，关闭风机出口挡板。

7.3.5.3 引风机的停止

1）缓慢将液偶执行器开度至<5％；

2）关闭引风机入口电动门；

3）解除风机出口挡板闭锁装置；

4）关闭引风机出口挡板门；

5）停止引风机。

6）投入风机出口挡板闭锁装置；

7.3.5.4 二次风机的停止

1）缓慢地将液偶执行器开度至<5％；

2）关闭二次风机入口电动门；

3）解除风机出口挡板闭锁装置；

4）关闭风机出口门挡板门；

6）停二次风机；

7）投入风机出口挡板闭锁装置；

7.3.5.5 一次风机的停止

1） 关闭一次风机入口调节门；

2） 解除风机出口挡板闭锁装置；

3） 关闭风机出口门挡板；

4） 停一次风机；

5） 投入风机出口挡板闭锁装置。

7.3.5.6 高压流化风机的运行

1) 禁止启动条件：

（A）转向错误。

(B) 还未停稳。

(C) 空气管路不畅通。

2) 正常运行时超过下列数值应紧急停车

名称 轴承温度（℃） 进气温度（℃） 排气温度（℃） 润滑油温（℃）

流化风机 小于95 小于40 小于107 小于65

3) 高压流化风机的启动

??(A) 就地检查高压流化风机符合启动条件，空气通路建立；

(B) 至返料器流化风门关。

(C) 全开流化风机卸荷阀。

(D) 检查高压流化风机无异常。

(E) 启动高压流化风机。

(F) 正常后将高压流化风机至返料风门开启。

(G) 调整高压流化风机出口至卸荷阀的开度，保持高压流化风母管压力。

4) 高压流化风机的停止

(A) 将高压流化风机出口卸荷阀开启，关闭至返料器风门。

(B) 停止高压流化风机；

(C) 检查高压流化风机出口门关闭，卸荷阀自动打开。

5) 注意事项：

(A) 隔音罩的门必须用三角扳手锁上，当切断电源或拆除保险丝后才能打开。

(B) 吸气口敞开时不能进行检修操作。

(C) 无隔音罩机型工作时风机表面温度会很高，触摸检查时要小心。

(D) 禁止采用关小排气门的方法来调节流量。调节流量可用泄压阀。

(E) 运行参数符合规定要求：风机、电机轴承温度小于80℃，进汽口温度小于40℃，排汽口温度小于107℃。

(F) 电机电流不超过额定值，机器运转声音正常。

(G) 保持消声过滤器清洁，以提高滤尘效果。

(H) 检查气、水、油各系统严密性和泄漏情况，如有泄漏及时联系处理。

(I) 润滑油油压、油温正常。

(J) 风机在运转时，不能拆除任何安全装置。

(K) 灰斗气化风机和灰库气化风机投运时，先投风机，再投电加热器；停运时，先停电加热器，再停风机。灰库气化风机启前投冷却水，停止后，停止气化风机风道冷却水。

6) 故障原因及对策表

故 障 原 因 措 施

异常噪声 皮带定位不准

轴承损坏

转子互相接触或与传输壁接触

转子污染-同步齿轮有异物

轴偏差 重新测量定位

更换

检查间隙和有否裂纹

清洁

清洁

测量或更换

风机过热 进气过滤器太脏

进气温度过高

隔音罩通气口堵塞，通气不畅

油位过高或粘度太高

转子间隙太大

过载 清洁或更换

确保室内进排气顺畅

清洁或修理

放油或更换

调整

对照性能参数

润滑油进入传输腔 油位过高 放油、清洁

进气流量太低 进气过滤器太脏

管道泄漏

风机选型错误

转子磨损 清洁或更换

密封

对照性能参数

必要时更换

电机功率过高 性能参数与所定购要求的参数不同

风机或电机机械故障

电压降低 比较性能参数和所测参数

由制造厂进行修理

根据电机说明测量电源电压

停机后风机反转 逆止阀失效造成泄漏 更换

由电源错误而引起的机械故障 电机和控制系统与不同的电源相接 电机和控制系统接在一个电源上

安装电源监测器

注意：排除导致故障的干扰因素后，要检查下面四点：

A）是否无接触旋转。

B）是否运转平稳。

C）是否功能齐全。

D）若运转有阻力不要启动风机，启动风机后全面观察。

7.4 给煤机的运行

7.4.1 给煤机启动前的检查

7.4.1.1 检查煤仓料位在2.5米以上。

7.4.1.2关闭给煤机出、入口检查门。

7.4.1.3玻璃观察孔、皮带、刮板完整无破损。

7.4.1.4 落煤煤管播煤风门、给煤机密封风风门、给煤机出入口插板门开关灵活，传动装置动作良好，开度指示正确。

7.4.1.5 给煤机出入口插板门、给煤机联锁动作正常。

7.4.1.6 出入口密封风风量符合要求。

7.4.1.7 播煤风风量符合要求。

7.4.1.8 床温达到投煤条件（>450℃）。

7.4.1.9 清扫装置良好，将清扫电机切至延时（与给煤机同时启动）。

7.4.2 给煤机的启动

7.4.2.1 检查给煤生石灰粉系统画面“投煤允许”指示灯亮。

7.4.2.2 开启给煤机出口电动门。

7.4.2.3 检查给煤机启动条件满足。

7.4.2.4 启动给煤机，开启给煤机入口电动门。

7.4.2.5 根据床温、负荷需要，调整给煤机转速。

7.4.2.6 顺序投入给煤机自动、给煤主控及锅炉主控自动。

7.4.3 给煤机的运行监测

7.4.3.1 严密监视给煤机内温度信号，超过65℃时，应自动关闭给煤口电动门；若烟气返窜，给煤口电动门未自动关闭，应立即关闭给煤机出、入口电动门。

7.4.3.2 注意断煤和堵煤信号，及给煤量的变化。

7.4.3.3 经常检查给煤机的皮带运行情况，注意给煤机皮带的跑偏。

7.4.3.4 监视给煤机落煤管温度小于60℃

7.4.3.5 调整一次风时，要注意播煤风量的监视、调整。

7.4.3.6 调整二次风时，要注意密封风量的监视、调整。

7.4.3.7 检查清扫电机运行情况，防止下部积煤，必要时定期清扫。

7.4.3.8 检查给煤机电机、清扫电机变速箱油位正常，油质良好。

7.4.4 给煤机的停止

7.4.4.1 解除给煤机自动，逐渐减小给煤机转速，根据氧量调整一、二次风量。

7.4.4.2 关闭给煤机入口电动门。

7.4.4.3 断煤信号报警后，将给煤机转速减至零，停止给煤机。

7.4.4.4 关闭给煤机出口电动门。

7.4.4.5 关闭给煤机密封风门。

7.4.5 紧急停止给煤机的条件

7.4.5.1 给煤机皮带着火。

7.4.5.2 给煤机皮带严重跑偏。

7.4.5.3 清扫电机故障，皮带下部大量积煤。

7.4.5.4 电机着火。

7.4.5.5 严重机械故障。

7.5．压缩空气系统

我厂空压机型号是SA-250W-6K型，水冷双螺杆式空压机。压缩是通过主辅转子在一气缸内同时啮合来完成的。主转子有四个互成90°分布的螺旋形凸齿，辅转子有六个互成60°分布的螺旋形凹槽与主转子凸齿啮合。空气入口位于压缩机气缸顶部靠近驱动轴侧。排气口在气缸底部相反的一侧。

7.5.1 空气压缩机启动前的检查和准备

7.5.1.1 系统内所有软管和管道状态良好，安装牢固、无泄漏。

7.5.1.2 安全阀、隔音罩、电机防护网、紧急按钮等安全装置齐全、完好。

7.5.1.3 油气分离器油位合适，油质良好，加油螺栓和放油阀严密无泄漏。

7.5.1.4 电机进线、接地线良好，按规定测绝缘，电机皮带完整，自动张紧装置良好。

7.5.1.5 油过滤器、空气过滤器、空气冷却器、油冷却器无堵塞，冷却风扇良好无损坏。

7.5.1.6 各压力、温度表指示正确,一次门开启,检查机身油位在油位计的1/2以上,油质良好。

7.5.1.7 操作盘无故障指示出现，压力“切入点”和“切除点”在规定值。

7.5.1.8 压缩机房环境温度在＋1℃以上，压缩机内部压力在0.04MPa以下。

7.5.1.9 空气压缩机出口气水分离器排水阀打开。

7.5.1.10 空气压缩机出口疏水门开启。

7.5.1.11 检查并确认空压机出口至储气罐出口管路畅通,出口门全开。

开机 送电（配置6000V电源柜），打开维修阀，关闭进气阀，按“启动”按忸，开始启动

停机 按下STOP按钮后，IVC、IVO电磁阀失电进气阀全闭,TVO得电，同时BDV泄放阀全开，将油气桶内的空气排至大气中，此时系统计时器开始计时，如油气桶内的压缩空气基本排出（小于0.02MPa），电动机立即停转。如系统内仍有压力则延时90秒，系统强行停车。此时再按下紧急停止按钮，控制箱内所有控制线路才断开。

组合式低露点压缩空气干燥机

我厂配套的干燥机型号是SLAD-50MZ组合式低露点压缩空气干燥机。

基本特点

本机以冷冻式干燥系统作前级进行预干燥，吸附干燥系统作为后级，进行精干燥，经过合理的热力设计组合，即达到了深度干燥的目的，又较大地减少了再生气的耗量，是一种低消耗、高品位的干燥机。

冷冻干燥系统是依据空气中水蒸气含量随着压力和温度而变化的（在一定压力下，空气中水蒸气的极限容量称作饱和含量，相对湿度100%，对应的温度为露点温度），超过饱和含量的水蒸气将呈液态的水珠析出。压力越高，温度越低，露点也越低，水蒸气含量也越小。若把压缩空气通过制冷系统冷却到接近到冰点（0℃），过饱和的水蒸气就会随温度的降低呈水珠状，凝结起来。然后通过机械分离既可把水排除出来，以达到预干燥的目的。

吸附干燥系统是采用特殊多孔表面的固体吸附剂，活性氧化铝、分子筛作为吸附剂，依据分子表面吸附动力学原理，采用变压吸附的原理，既在常温下，升压吸附，空气中的水分子被吸附剂表面吸附；在减（放）压下再生，被吸附的水分子从吸附剂表面解析，由部分干燥空气反向吹洗，带出机外，从而达到深度干燥的目的。

生产过程

工艺过程如下:压缩空气(≤40℃)由入口经过冷冻干燥系统的预冷器与冷却排出的冷空气进行热交换，而预冷到约25℃后进入蒸发器，与制冷剂进行热交换，使空气冷却至接近冰点，水蒸气呈饱和状态，约95%左右的的水蒸气，凝成水珠，包括残留的油份，经挡板、气液分离器、自动排水器排除出机外；冷空气经过截止阀进入吸附干燥系统，由截止阀进入吸附塔中的一只（如A塔），空气中残留的水气，进一步被吸附剂所吸附，达到深干燥的空气，经止回阀进入预冷器复热至近常温，离开干燥系统排出至使用的管网；干燥后的一小部分空气，经截流阀膨胀至近常压。反向经吸附塔的另一只（如B塔），吹扫吸附剂，带走解析的水蒸气，经截止阀、消声器排出机外。二个吸附塔周期切换，一只吸附，另一只再生，从而达到连续、自动、稳定的干燥操作。

本机组操作简单，使用灵活方便。冷冻干燥与吸附干燥分别单独控制，可以单独使用冷冻干燥，压缩空气可以干燥至压力露点2℃-10℃,也可以组合使用，产品气露点可达标-40℃～-70℃。

7.5.2 干燥机启动前的检查和准备

7.5.2.1 干燥机地脚螺丝牢固无松动。

7.5.2.2 控制箱压力表、温度表良好。

7.5.2.3 紧急停机装置良好。

7.5.2.4 远程控制系统投入且良好。

7.5.2.5 电加热器、吸附塔、电磁阀接线良好。

7.5.2.6 气水分离器、油气分离器排水、油阀打开。

开机与关机

1）开机: 先开启冷干机部分的启动按钮，冷干机开始工作，约5分钟后干燥机通入压缩空气，须待A、B两塔压力相等并静止后再接通吸干机部分程控器电源，并按“启动按钮”干燥机即开始全自动工作.（程控器数显示半周期工作时间）

2）关机: 关机须先关闭干燥机进气阀门,然后分别按冷干机部和吸干机部分的“停止按钮”,分别停止冷干机和吸干机工作，再切断干燥机电源

7.5.3 系统无压时的启动操作

7.5.3.1 开某一储气罐入口手动蝶阀。

7.5.3.2 启动压缩机。

7.5.3.3 空压机出口压力达0.5MPa以上。

7.5.3.4 开干燥机入口手动门。

7.5.3.5 干燥机压力达0.5MPa时，启动干燥机。

7.5.3.6 开启干燥机气动阀入口门。

7.5.3.7 开干燥机出口手动门。

7.5.3.8 调整再生气量节流阀满足再生要求。

7.5.3.9切换干燥机气动阀入口门。

7.5.4 系统有压时的启动操作

7.5.4.1 启动压缩机

1) 根据系统用气量启动一台干燥机。

2) 开干燥机入口手动门。

3) 干燥机压力达0.5MPa时，启动干燥机。

4) 开启干燥机气动阀入口门。

5) 开干燥机出口手动门。

6) 调整再生气量节流阀满足再生要求。

7) 切换干燥机气动阀入口门。

8) 据系统用气要求投入相应储气罐运行。

7.5.5 空气压缩机紧急停机条件

7.5.5.1 压缩机出口温度升高至107℃，经调整无效。

7.5.5.2 压缩机或电动机有严重异音。

7.5.5.3 电动机异常达紧急停止条件。

7.5.5.4 油气分离器油位低或有严重漏油现象。

7.5.5.5 电机电流突然增大并超过极限。

7.5.5.6 压缩机排汽压力超过“切除点”压力且压缩机“软停”不成功时。

7.5.5.7 干燥机压力低于0.5MPa时。

7.5.5.8 排汽压力超过额定值或压力超过安全阀动作值而安全阀不动作。

7.5.6 空气压缩机和干燥机的停止操作

7.5.6.1 停止压缩机运行。

7.5.6.2 停止干燥机运行。

7.5.6.3 关闭干燥机出入口手动门。

7.5.6.4 根据系统用气量倒好储气罐各阀门。

7.5.7 空气压缩机和干燥机的运行维护

7.5.7.1 各台压缩机的“切入点”和“切除点”不能完全相同。

7.5.7.2 干燥机的再生用气量必须满足再生要求。

7.5.7.3 按规定时间进行更换油和清理过滤器。

7.5.7.4 每周清理一次干燥机气水分离器、油气分离器排水、油阀。

7.5.7.5 空压机必须在出口门全开的状态下工作,使用进口蝶阀调节工作状态,禁止排汽压力大于铭牌压力。

7.5.7.6 检查空压机润滑油在可见油位1/2～1/3,不足时及时加油。

7.5.7.7 检查空压机排汽压力0.6～0.8MPa,排汽温度≯100℃,轴承温度＜80℃。

7.6 冷渣器的运行

7.6.1 设备概述

冷渣器由进料室、出料室,装有一组蜂窝状冷渣通道的转子、驱动装置、机架、断水保护装置等部分组成。工作时先开通冷却水,并达到所需冷却水量,接通电源,转子在驱动装置的带动下低速转动(0～2转/分),高温炉渣进入进料室；转子与水平线成一定夹角,高端设有进渣口,低端设有出渣口,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

Chapter_3

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,加热后的冷却水由疏水母管进入除氧器,余热得到回收。因为炉渣在冷却通道内是由高端向低端滚动的,所以金属与炉渣之间的磨擦系数很小,金属壁面的磨损也很小。HBSL型冷渣排渣器是回转式表面水冷却冷渣排渣器,该形式冷渣器共有六大特点:(1)排渣量无级连续可调,能实现锅炉连续排渣；(2)排渣温度低于100℃,余热回收率高达90%:(3)需用冷却水量小,出水温度最高可达95℃；(4)磨损小,寿命长:(5)耗用动力小,运行费用低；(6)体积小,便于安装,且进、出渣口均可密封。

1）使锅炉有定期排渣变连续排渣

HBSL型冷渣排渣器与锅炉的排渣口连接后,在正常情况下排渣管上的阀门全开,排渣量的大小完全由冷渣器的转速来决定,而该冷渣排渣器的转速高低与排渣量的大小成线性正比关系,加上冷渣排渣器的回转动力来自于无级调速电机,这样就可以根据锅炉负荷的大小及其变化,随时调节冷渣排渣器的转速,使锅炉给煤量与排渣量保持平衡,从而保持了锅炉火床料层厚度的稳定,这样为锅炉进一步降低机械不完全燃烧损失和化学不完全燃烧损失,具有直接的好处。

2）高余热回收和低温度排渣

该项特点就是能最大限度的吸收炉渣中的余热,使之回到系统,产生尽可能大的直接经济效益,同时使排渣温度降到100℃以下,可为输渣方式提供更大的选择范围:比如选择皮带输送,不仅降低了初装造价,而且可减少运行和维护费用。每吨渣回收余热的价值可以这样计算:

lOOOkg×O.32大卡/kg℃×850℃=272000大卡=(5000大卡)的原煤

54.4kg×7500小时=408T原煤,在不同地区具有不同价值。

3）冷却水需求量小出水温度可达95℃

由于该冷渣排渣器的换热条件,且采用了渣水对流方式换热,尽管出水温度高达95℃,排渣温度仍能低于出水温度。此时每吨渣的用水量分别为软化水≤3.5T和凝结水≤5T。这样就放宽了使用条件,大多数工厂的软化水补水都能满足要求而少数厂家夏天由于不供热而软化水不够用时,可用凝结水,这样都能很方便的回收热量而系统又很简单。

4）磨损小,寿命长

为了说明该冷渣器的磨损小,必须先从工作原理说起。冷渣排渣器为倾斜15°-20°角安装。它是由多根多棱体管子组成的一个整体作为它的转子,管子的内部为炉渣的通道,管子之间的间隙为水的通道,而整个转子的轴线与水平成15°－20°倾角,它的高端为入渣口,低端为出渣口,这样当炉渣进入每根多棱体管子后,启动电机使转子旋转,由于多棱体作用,炉渣在管子内部只能滚动,而不能滑动,由于管子是斜的,这样炉渣滚动的轨迹,只能是螺旋状的向着低端的出渣口滚动。最后,通过出渣口排出。从以上原理可以看出,由于渣粒与金属之间是滚动磨擦,磨擦系数很低,再加上转子转速在2转/分以下,管子内径又很小。线速度低,因此磨损很小。

5）耗用功率小,运行费用低

冷渣排渣器最大耗用功率只有2.2千瓦。而同类产品的最小耗用功率是5.5千瓦,按最短使用寿命三年计算,每年按7500小时计算,只节电一项就节省费用7万元。

6）体积小,且可全密封输渣

由于我们采用的冷渣排渣工艺合理,换热系数高,使该型冷渣排渣器在同行业中排渣温度最低的情况下,体积反而很小，由于采用的工艺不同,我们采用最有利于固体物料传热的换热方式,换热系数是随不同换热工艺而变化的。由于体积小,就为用户的使用创造了很好的条件,也为以后的安装维修提供了很大的方便。

循环硫化床锅炉的排渣温度一般在800-950℃左右,高温物料, 输送很不方便,给人工作带来安全隐患；同时也浪费能源,污染环境。高温炉渣通过冷渣器与冷却水换热下, 可以使炉渣温度低到100℃以下，物理得到了回收利用,可为用户带来了可观的经济利益和社会效益:

7.6.1 启动前的检查

7.6.1.1 各热工测量控制表计（温度、压力、流量控制器等）指示正确，操作控制可靠。

7.6.1.2 减速器油质、油位正常、防护罩完整。

7.6.1.3 放渣闸板门开关灵活，无卡涩现象。

7.6.1.4 检查冷渣器冷却水泵达到投运条件。

7.6.1.5 输渣系统达到投运条件。

7.6.1.6 测量电机绝缘良好，转子转动方向与设备上指示方向一致。

7.6.1.7 冷渣器冲洗合格,水质符合软化水回收要求。

7.6.2 冷渣器的冲洗

7.6.2.1 启动冷渣器冷却水泵,打开冷渣器出水管及过渣室出水管上的排污门。

7.6.2.2 关闭冷渣器出水管及进渣管上的冷却水门,打开冷渣器及进渣室进水管的进水门,使冲洗流量大于设定值。

7.6.2.3 启动滚筒冷渣器电机，使滚筒转速保持在0.5/分，直到排污门的水质达到锅炉进水标准后关闭冷渣器及进渣室进水管的进水门停止冲洗。

7.6.3 滚筒冷渣器的启动

7.6.3.1 关闭冷渣器出水管及进渣室出水管上的排污门，全开冷渣器及进渣室进水管的进水门，打开冷渣器和进渣室的进水门，使流量达到流量控制器的设定值。

7.6.3.2 检查输渣机运转情况正常后，启动滚筒冷渣器的电机,使滚筒转速保持在0.5转/分。

7.6.3.3 正常时冷渣器进渣管上的插板门开启,事故或其它影响设备的情况下关闭，检修结束后开启插板门时冷渣器必须停止。热炉渣进入冷渣器,用30～60分钟的时间把冷渣器的转速缓慢增加到所需排渣量的转速。

7.6.3.4 正常运行后，投入床压自动控制。

7.6.3.5 密切监视冷渣器冷却水出口温度和床压的变化，依据冷渣器出口水温的变化判断是否排渣，若变化异常应检查排渣是否正常。

7.6.4 冷渣器运行及注意事项

7.6.4.1锅炉共设有4台冷渣器,每台出力为0～10吨/小时,每台冷却水量为0～60吨/小时,冷渣器为两备两用，中间为事故排渣,供检修或事故排渣用。

7.6.4.2 运行时密切注意冷渣器的出口水温，并控制在85℃以下，超过85℃时，应立即降低滚筒转速或停止转动，并启动备用冷渣器运行。

7.6.4.3 冷若冰霜时冷渣器启动前，必须全开冷渣器出水门，燃后打开进水门，使冷却水量达到流量控制器的设定值，进水口压力不小于0.5Mpa。

7.6.4.4 流量控制器必须可靠的投入,不得擅自解列流量和锅炉的正常运行,否则将烧坏冷渣器的转子。

7.6.4.5 为了使锅炉冷渣器稳定正常运行,一般应采用连续少量排渣的运行方式。

7.6.4.6 冷渣器停运后,冷渣器内应保持一定量的冷渣量,以免下次启动时因瞬间排渣量过大而影响冷渣器和锅炉的正常运行。

7.6.4.7 冷渣器停运1小时后,关闭冷渣器进出口水门,开启排污门,停冷却水，不影响其它冷渣器运行的情况下,停冷渣器冷却水泵，关闭其出入口门。

7.6.5 滚筒冷渣器的停运

7.6.5.1 解列床压自动控制。

7.6.5.2 在DCS或就地操作控制箱上按停止按钮,停止冷渣器运行。

7.6.5.3 冷渣器停止1小时后,视情况关闭其进水门,停止冷却水。

7.6.6 滚筒冷渣器的故障与排除

序号 故障现象 故障原因 排除办法

1 出渣口不出渣或渣量小 进渣口有大礁块堵塞 关闭闸板门,由事故放渣口清理大礁块

锅炉出渣管有大焦块堵塞 打开事故放渣门,清理放渣管大礁块

冷却通道堵塞或部分堵塞 关闭放渣闸板门，拆下冷渣器进渣管将堵塞物清理干净

2 冷却水进、出水温差小 进渣管或冷却通道堵塞 处理方法同（1）

冷却水量过大 适当降低冷却水量

3 冷却水出水温度过高（大于90℃） 冷却水量过小或超过额定排渣 适当增加冷却水量或降低冷渣器转速

没有冷却水 立即停止冷渣器运行，通入冷却水

4 冷渣器不能启 动 没有冷却水 通入冷却水

冷却水流量小，达不到流量控制器设定流量 加大冷却水流量，超过流量控制器设定流量

变频器没有接通电源 接通电源

变频器参数设定不对 按控制箱说明书设定好参数

5 电动机过载 前、后动静结合处磨擦 调整间隙

后轴承进灰或缺油 清洗轴承或注油

减速机、电动机损坏 维修或更换

托轮轴承缺油或损坏 注油或更换

7.7 输渣系统的运行

7.7.1 启动前的检查与准备

7.7.1.1 联系除灰值班人员。

7.7.1.2 输渣系统应在冷渣器排渣前投运。

7.7.1.3 链斗式提升机周围无杂物，照明充足。

7.7.1.4 电机进线、接地线良好，各部地脚螺丝无松动。

7.7.1.5 靠背轮保护罩、变速箱、传动链完整，变速箱油位正常。

7.7.1.6 停用二周以上的电机启动前必须测电机绝缘。

7.7.1.7 事故排渣管及进出渣管无焦块及杂物，清理干净。

7.7.1.8 冷渣器事故放渣孔人孔封好，各放渣挡板开关灵活，位置正确。

7.7.1.9 冷渣器冷却水万向头严密无泄漏．无严重变形。

7.7.2 启动

7.7.2.1 顺控控启动斗式提升机，输渣机。

7.7.2.2 开启软化水管道至冷渣器进水总门，启动冷渣器泠渣水泵，冷渣器进水打循环。

7.7.2.3 根据排渣量，启动冷渣器。

7.7.2.4 全开冷渣器排渣管道插板门。

7.7.2.5 投入输渣系统各自动。

7.7.3 停止

7.7.3.1 联系渣库值班员。

7.7.3.2 关闭排渣阀。

7.7.3.3 确认冷渣器。

7.7.3.4 确认斗式提升机内无灰渣后，停运。

7.7.3.5 停冷渣水泵，关冷渣器排渣管道插板门，停冷渣器运行。

7.7.4 运行中的维护

7.7.4.1 倾听斗式提升机，输渣机内部有无卡涩、碰撞声音。

7.7.4.2 电机、减速器声音是否正常，振动、温度是否合格。

7.7.4.3 减速器油质、油位是否正常。

7.7.4.4 链斗是否有松脱、歪曲现象，链条松紧度是否合适、是否跑偏、是否浮链。

7.7.4.5 各导链轮转动正常，轴承温度不超过85℃。

7.7.4.6 渣量是否合适，排灰渣温度<100℃。

7.7.4.7 储渣罐渣位不高于渣罐的2/3，否则联系拉渣车放渣。

7.7.4.8 控制冷渣器排渣量，防止排渣量大造成输渣机刮板歪斜损坏。

7.7.4.9 就地检查发现输渣机运行不正常，立即关闭各事故排渣阀。

7.7.4.10 停输渣系统运行机时，应先关闭事故排渣阀和排渣管道旋插板门后，等斗提机和链斗输渣机无渣时，方可停止。

7.7.4.10冷渣器的维护及注意事项

（1）每两小时检查冷渣器的运行情况。如电机、水密封等运行情况，发现问题及时解决。

（2）每星期定期给托轮、后轴承加注黄油两次。

（3）每班检查减速机油位，必要时补充。

（4）每半年应对冷渣器内部转子焊缝及磨损情况进行检查，防止内漏的发生。

（5）变频器、温度二次表，不得擅自解列。

（6）经常监视冷渣器出口冷却水温，禁止超过85℃。发现异常情况，立即查找原因，并及时汇报。

（7）经常监视冷渣器流量开关在完好状态下运行，发现异常，及时处理。

（8）定期对流量保护和温度保护开关进行校验，保证其动作的可靠。

（9）在每次等级检修期间，应对冷却水系统的阀门、管道、法兰盘进行检查消缺，防止发生泄露而引起冷却水中断。

（10）当冷渣器堵塞时，应关闭进渣挡板后在进行疏通。

7.8. 生石灰粉注料系统运行

生石粉通过石灰石粉库进入主料泵，然后通过输送管道经过三路分配器进入锅炉。每套石灰石输送系统包括1个主料泵和1个三路分配器。石灰石主料泵包括：1个收料泵，1个给料泵，1个容积式旋转给料器、1套压缩空气配气组件、1个气控箱和1个变频器盘。容积式旋转给料器通过减速箱由标准的变频电机驱动，通过调节电机速度，从而调节设备的出力。给料器装有热敏保护开关，用于过载保护。一但过载，变频器将会停止电机。

两个压力容器垂直布置上边的称为收料泵，下边的称为给料泵，每个泵的进口装有气动圆顶阀，通过给圆顶阀密封胶圈，从而达到严密密封。给料泵连续不断的给容积试旋转给料器提供物料。当物料在喷射时，给料汞将被加压，而收料汞将定期、及时地将物料注入给料汞中，并起到把具有高压的给料汞和常压的石灰石粉库相互隔离作用，从而保证物料连续地注入到炉膛中。

在初始状态，所有的圆顶阀都处于关闭状态，收料汞是空的，当在系统运行过程中，给料汞的低料位开关被触发时，一个添料循环被触发并按以下过程进行：排气阀打开，使收料汞中残余的压力被排出，收料汞压力变送器将检测收料汞中的压力，一但该压力下降到设定值，收料汞的进口圆顶阀将打开，物料将在重力的作用下，由石灰石粉库进入收料汞，在收料汞填料过程中，收料汞的压力均衡阀打开，起到气化作用，以防止物料板结。

当装在收料汞上的高料位开关显示物料以被添满时，收料汞进口圆顶阀和排气阀都将关闭。收料汞将被开使增压，当收料汞和给料汞的压力变送器显示两汞的压力相同时，收料汞的压力均衡阀关闭。

然后给料汞的进口圆顶阀将打开，物料将在重力作用下由收料汞落入给料汞中，为了助于落料，一路空气将通过压力均衡阀引入收料汞中，在此期间，平衡阀将开启允许给料汞中被置换出来的空气排入收料汞中，在恰当的设置时间后，物料将几乎全被添入到给料汞中，这时，收料汞压力均衡阀、给料汞的进口圆顶阀

当圆顶阀密封胶圈连接的压力开关指示圆顶阀已关闭并被密封，添料循环全部完毕，当给料汞的低料位开关在次被触发时，系统将重复上次循环。

在石灰石粉库上要装有排气管或者过滤器保证系统的安全排气这是很重要的。

控制系统将监视填料循环的时间，如果循环时间明显超过预设时间很多，系统将发出报警。同时控制系统也将监视输送压力，如果压力达到不正常的高压力，系统也将发出不报警。

7.8.1 生石灰粉系统技术参数

生石灰粉粉耗量： 设计工况6.0t/h 实际量为4.5t/h

系统设计出力： 正常工况2.16t/h

最高温度： 100℃

输送距离： m

提升高度： m

粒径分布： 小于1mm

生石灰粉粉库底卸料口： 1 个

生石灰粉粉库有效容积 m3

锅炉生石灰粉粉入料口 3个

生石灰粉粉堆积密度： 1100kg/m3

控制空气

供气压力 6-7barg

总平均流量： 0.55 m3/min

压力露点温度： -20℃

输送空气

供气压力 7-8barg

总平均流量： 19 m3/min

压力露点温度： +2℃

7.8.2开机前准备及检查

7.8.2.1 检查并确认DCS系统已经上电并且程序处于运行状态。;

8.2.2确认变频器盘已经上电。按变频器盘上“复位”按纽，“电源”和“给料器可用”指示灯应该亮，假如故障灯亮，请检查回路。生石灰粉粉品质符合规定（颗粒在1mm以下, 并由化验人员检验生石灰粉粉含水率小于3％以下），方可入生石灰粉粉库;

7.8.2.3检查生石灰粉粉气力输送系统各组成设备及部件处于正常状态，符合启动条件,确认控制气源压力在6-7barg之间；

7.8.2.4 输送管路中无物料积存，否则必须清理干净，输送气源正常在6-7barg之间，压力调节器压力设定值为3.5bar。

7.8.2.5 检查生石灰粉粉库系统处于运行状态，库顶除尘器与气化风投入；空气炮处于完好备用状态；确认收料泵和给料泵上手动排气阀AA102和AA103已经分别关闭；

7.8.2.6 在DCS上确认所有报警，并确认系统可以正常启动。

7.8.3 系统启动

7.8.3.1 当所有圆顶阀正常，并且DCS上未发出报警，打开锅炉入口前所有手动阀门。

7.8.3.2 在DCS上选择“给料器启动”命令。给料器在填料循环停止的情况下也可以启动，这将允许注料器将料排空。给料器的出力设定在1.2-6T/H。假如没有报警或故障，给料器将开始启动并且按照选择的出力进行输送。

7.8.3.3 在DCS上点击“允许填料”命令。当所有的相关连锁正常并且给料泵的低料位未被覆盖，控制系统将自动开始填充工作。

7.8.3.4 在启动过程中，假如没有存在报警条件，此时打开石灰石粉仓下面的手动插板门，填充循环将自动地连续运行直到给料泵低料位计被覆盖。

注意：由于石灰石粉流动性差，并且容易板结，所以在启动前和运行过程中一定要检查石灰石粉物料是否可以顺畅地落入泵内。如果给料泵低料位计在循环多次以后仍没有被覆盖，很可能石灰石粉仓出口处已经板结，需要进行检查。

7.8.3.5 只要系统有物料并且没有报警或故障存在，石灰石将自动地按照设定出力输送到锅炉。

注意：在系统运行中要时刻观察输送压力的变化，如果压力超过2bar,就要有发生堵塞的可能。

7.8.4 系统停止

7.8.4.1 关闭生石灰粉粉仓下面的手动插板阀。

7.8.4.2 从DCS上选择“不允许填料”命令。如果输入命令时循环正在进行中，循环将继续运行直到该循环完成以后，下一个循环不在继续进行。

7.8.4.3 从DCS上选择“给料器停止”命令。由于石灰石粉的吸湿性，为了防止石灰石粉在仓泵内发生板结，因此必须将给料泵清空后再停止给料器。（给料泵出现低料位，并且输送压力降到0.2 bar,此时认为给料泵已经清空）。

7.8.4.4 假如设备将要停止一段时间，关闭锅炉入口前隔离阀，关闭输送空气隔离阀。除非在需要维护的时候，不要关闭仪用空气隔离阀，这样可以保证系统在空闲时圆顶阀保持密封。

注意：由于石灰石粉的吸湿性，如果系统停留超过12小时，应排空石灰石粉库以避免落灰管处石灰石粉发生扳结，产生卸料不畅等问题。

7.8.5 系统调整与维护注意事项

7.8.5.1 关闭旋转供料器时，须等到输送管道中的物料完全被输送到锅炉内再停止，避免物料滞留在管道中，以免下次开车时造成管道堵塞；

7.8.5.2 启动生石灰粉系统时，向粉库与旋转供料器设备两边的端盖通入压缩空气，从而保证粉库下料均匀，同时减少供料器设备磨损，防止物料在供料器转子与端盖之间滞留板结，导致供料器转子卡死；

7.8.5.3 由于旋转供料器的转速是由变频器控制，在调整系统的输送能力时，旋转供料器的转速应适中。频率过高，输送量过大，容易造成管道堵塞。

7.8.5.4石灰粉系统正常投运时,每二小时全面检查设备一次。

7.8.5.5石灰粉粉库出现搭蓬结拱时，应设法消除。

7.8.5.6系统停止运行时,应将生石灰粉粉库内石灰粉用完后，方可停止运行；要求粉库内的生石灰粉粉应随用随装，生石灰粉粉在粉库停留时间不能超过48小时，否则, 如果生石灰粉粉在库内停留时间过长就会因生石灰粉粉的吸湿结块，造成下料不畅，严重时可造成输送管道的堵塞；

7.8.5.7系统输送时库内有生石灰粉粉时，生石灰粉粉库的气化空气必须保持通气，不能间断；

7.8.5.8生下料不畅时，应当打开生石灰粉粉仓下料管的侧支管进行疏通。如果发现生石灰粉粉板结厉害，应当卸下抽气室进行彻底清理，以防止大的物料进入输送管道，造成输送管道堵塞；

7.8.5.9 有长条状与大于1mm以上块状硬物混入物料中，以防进入旋转供料器内，使设备卡死以致损坏；

7.8.6生石灰粉管道清堵程序

如果发生了堵塞，管道中的压力将升到较高。当压力升到2bar时，将产生输送压力高报警，给料器将停止，输送空气将清堵管道，10秒后，输送压力仍高于2.0 bar，输送空气阀将被关闭，如果输送空气压力降到2.0 bar以下，一个10秒延时继电器将开始，一旦超期，输送空气阀将被打开。降压的行为有可能松动物料。如果压力没有下降或输送空气阀将打开之后又关闭，那么应采取以下措施；

7.8.6.1 变频器的“STOP”按纽必须被按下，并切断电源。

7.8.6.2 手动关闭输送空气阀。

7.8.6.3 输送空气压力将慢慢下降，为了帮助下降，可以打开位于泵体上的手动排放阀，这将释放给料泵和输送管道的压力并可能松动堵塞。

7.8.6.4 当输送压力指示压力的0.2 bar时，手动阀必须全关。

7.8.6.5 输送压力隔离阀这时应全开，这将允许空气进入系统来清除堵塞，将物料输送至锅炉 。

7.8.6.6 如果清堵完成，系统可以根据正常的启动程序进行重新启动。

7.8.6.7 如果按上述的程序，管道没有被清堵，可以重复上述步骤，如果还是不行，必要时敲打管道找到堵塞的地方，联系检修处理。

7.9 电除尘器的运行

7.9.1 启动前的检查

7.9.1.1 本体部分

1) 检查本体各人孔门全部关闭严密，四周螺栓拧紧，无漏风现象。

2) 试验各振打装置运转良好。

3) 检查各部楼梯，栏杆、平台安全牢固，各自照明齐全良好，现场卫生清洁，无杂物。

4) 各灰斗下部闸板开启，下灰管无堵塞。

5) 灰斗加热装置无漏水，漏气现象。

6) 灰库高料位未报警。

7) 检查各绝缘子、高压穿墙套管等绝缘件干净无裂纹。

8) 检查各电加热器完好，温度继电器无动作。

9) 检查变压器无漏油现象。

10) 检查电除尘器已按规定可靠接地，接地电阻正常。

11) 空气压缩机已启动且压力正常。

7.9.1.2 高压供电回路部分

1) 高压柜刀闸在断开位置。

2) 控制柜的电压，电流表指示零位。

3) 各指示灯齐全，良好。

7.9.1.3 低压电气部分

1) 模拟盘各按键齐全，各指示灯、数码管显示正确。

2) 程控柜各表计指示零位，振打周期程序已设定。

7.9.2 除尘器的启动

7.9.2.1 点火前24小时送上低压电源，投入绝缘室、大梁、灰斗加热装置,并检查各电加热器系统的电流正常。。

7.9.2.2 点火前一小时，启动所有振打装置，投入灰斗气化风机，启动除灰系统。

7.9.2.3 锅炉点火煤、油混烧时（锅炉满负荷30%以下），电除尘器高压不投入运行，并开启阴阳极振打装置，进行连续振打。

7.9.2.4 锅炉停油枪后燃烧稳定，运行正常且烟气温度达到约80℃时，启动高压整流装置，投入电除尘运行，电流在几分钟内达到整定值。

7.9.2.5 投入电场按一电场、二电场次序依次投入，投入一个电场正常后再投另一个电场，直至全部投入。

7.9.3 除尘器的运行及维护

7.9.3.1 严格监视各高压整流控制柜和各电场的一、二次电压、电流、振打周期,二次电压在45-65KV之间，若发现不符合规范应及时联系检修处理。

7.9.3.2 各加热器系统工作电流是否正常，电流偏低表明加热器可能损坏。

7.9.3.3 检查各指示灯及报警控制板的功能是否良好。

7.9.3.4 检查下灰管下灰正常,压缩空气、灰斗气化风机压力正常。

7.9.3.5 检查除灰系统正常，如果有异常，及时联系检修处理。

7.9.3.6 对所属设备按规定进行检查并填写巡回检查卡，发现问题及时处理。

7.9.3.7 运行中主要参数监视范围：

序号 名称 参数范围

1 空压机电机轴承温度 ≦80℃

2 空压机排气温度 ≦107℃

3 空压机油位 1/3—2/3的螺杆专用油

4 空压机排气压力 0.7MPa

5 空压机额定电流 30.5A

6 干燥机冷媒压力 1.50—1.70MPa

7 空压机母管压力 0.60—0.70Mpa(任何时候不低于0.58Mpa)

8 空压机冷却水压力 ≧0.32MPa

9 电除尘二次电压 45KV—65KV

10 电除尘二次电流 ≧400A

11 布袋除尘器压差 ≦1.1KPa

12 布袋除尘器喷吹压力 0.20-0.40 Mpa

13 气化风机电加热温度 80℃--110℃

14 电除尘瓷轴温度 80℃--100℃

15 布袋进口温度 80℃--160℃

7.9.4 除尘器的停止

7.9.4.1 除尘器随锅炉停止而停运。接到值长停电场通知后，先停二电场，最后停一电场。

7.9.4.2 将高压控制柜切手动。降电场电压、电流至零，按停止按钮。

7.9.4.3 汇报值长停主回路电源。

7.9.4.4 停炉热备用，八小时后停大梁、绝缘室、灰斗加热，停各振打。确认无灰后，停灰斗气化风机。

7.9.4.5 如停炉后检修，除尘器停运后，振打系统、加热装置和输灰系统继续工作30分钟，使电场内的积灰全部排净。

7.9.4.6 需开引风机冷却锅炉，而除尘器没有工作时，应投入除尘器振打和除灰系统。

7.9.4.7 停炉后八小时内应监视电除尘出入口烟温,发现异常升高，及时汇报机组长，防止炉膛尾部和电除尘再燃烧。

7.9.4.8 电除尘器停止后，须留人值班，看管好设备。

7.9.5 电除尘的事故处理

7.9.5.1 电除尘的效率低

1) 现象

(A) 烟囱冒浓烟。

(B) 全部整流器一、二次电压偏低，电流较小。个别整流器一次电压偏低，电流较小。

(C) 高压直流系统放电频繁。

2) 原因

(A)除尘器本体及人孔漏风严重。

(B)锅炉燃烧不好。

(C)振打程序失灵或振打装置故障。

(D)振打周期不适。

3) 处理

(A)通知值班员调整改善燃烧。

(B)检查除灰系统是否良好、畅通。

(C)检查振打控制程序，排除振打装置故障，调整振打周期。

(D)消除漏风。

7.9.5.2 完全短路

1) 现象

(A)投运时电流上升很大，而电压指示为零。

(B)运行时二次电流剧增，二次电压指示为零。

C)高压柜控制箱电场故障指示灯亮，并发出事故音响。

2) 原因

(A) 高压隔离开关处于接地状态。

(B) 电晕线脱落与阳极或外壳接地。

(C)绝缘子被击穿。

(D) 硅堆击穿短路或变压器二次侧绕组短路。

(E) 极板或其他部件有成片铁锈脱落，在阴阳极间搭桥短路。

(F) 高压电缆或电缆终端盒对地短路。

(G) 灰斗棚灰，造成灰斗长期满载与阴极下部接触，造成短路。

3) 处理

(A) 联系电气停止供电柜运行，拉开电源刀闸。

(B) 检查高压隔离开关操作位置是否正确，应打至工作位置。

(C) 检查下灰是否正常，有故障及时处理。

(D) 以上故障排除，可再次作升压试验，若仍不能排除故障，则立即停止，汇报机组长。

7.9.5.3 不完全短路

1) 现象

(A) 电压表、电流表剧烈摆动，时而跳闸。

(B) 二次电流不正常或偏高，二次电压瞬时大幅度降低或闭锁到零位后回升。

(C) 二次电流<0.3A，则频繁闪络。

2) 原因

(A)电晕线脱落或未完全脱落，在气流中摆动。

(B) 电晕线和阳极板局部粘尘料过多，使两极间距离缩小，引起闪络。

(C) 流过除尘器烟气比电阻过低。

(D)电场内铁皮片铁锈脱落与电极接触。

(E)瓷瓶内部结露造成高压对地放电或阴极瓷轴和聚四氟乙烯隔离板绝缘不良。

(F) 电缆对地绝缘不良，或振打装置失灵。

3) 处理

(A)停止该电场运行。

(B)检查该电场振打装置工作是否正常，及时处理故障。

(C)检查该电场排灰情况，有故障及时处理。

(D)以上故障排除后可作升压试验，若无效则停止该电场供电，及时汇报机组长。

7.9.5.4 振打装置停止

1)现象

(A) 整流变一、二次电压降低，一、二次电流减小。

(B)振打电机跳闸，运行指示灯灭。

(C) 振打电机转动正常，振打锤停止转动。

2) 原因

(A) 振打电机保险熔断或热电偶断电器动作。

(B) 振打电机烧坏。

(B) 振打机械保险片拉断。

(D) 瓷轴损坏或拉杆、销子断。

3) 处理：振打装置停止，立即停止该电场运行，联系检修处理。

7.9.5.5 灰斗堵、下灰困难或除灰系统堵塞

1) 现象

(A) 排灰系统下灰困难，灰库灰位不上涨。

(B) 整流变压器掉闸。

(C) 除灰系统气压异常。

2) 原因

(A)排灰系统有大灰块硬物卡住，堵塞或堵孔。

(B)压缩空气压力低。

(C)除灰系统设备故障。

3) 处理

(A) 对堵卡部位进行敲打疏通。

(B) 若故障长时间不能解决，停止电场运行。

(C) 除灰设备故障检修处理时应停止电场运行。

7.9.5.6 除尘器或其他电器设备着火

1) 现象

(A) 电气设备自动跳闸。

(B) 电缆头放炮着火，整流变喷油着火。

(C) 过热处发出焦味。

2) 原因

(A) 电气连接处松动，接触电阻大，造成接头长期过热，将绝缘烤焦和导体烧红。

(B)过热严重或绝缘击穿，造成短路。

3)处理

(A) 发现有焦味时，应立即查找故障点。

(B) 断开整流变电源开关，拉开刀闸。

(C) 灭火时必须使用干粉灭火器或砂子，严禁用水和泡沫灭火器灭火，其他电气设备着火时，应立即将有关电源切断，按《安规》规定进行灭火。

(D) 在灭火同时，迅速与消防部门联系并汇报有关领导。

7.9.5.7 设备故障

现 象 原 因 处理方法

欠压灯亮，同时发出

报警声 1. 开机低压段加速不够

2. 电压反馈信号故障

3. 手动降到电压低压段

4. 电场发生短路 调整低压加速开关RP4

检查二次电压反馈信号

正常，重新启动

检查本体，消除故障

短路灯亮,同时发出

声光警报声 1. 电场发生短路，击穿

2. 变压器发生短路，击穿

3. 灰斗满 检查本体

检查变压器高低压包绝缘电阻

排灰后启动

过流灯亮，同时发出

报警声 1. 电场工况变化超出范围

2. 电流反馈信号错误

3. 绝缘子爬电，击穿 待电场稳定后重新启动

检查二次电流反馈信号

检查本体及变压器瓷瓶

过压灯亮，同时发出“嘀嘀嘀，嘀嘀嘀”的报警声 1. 电场开路

2. 电场工况变化超出范围 检查电缆接头，高压隔离开关是否接触良好，阻尼电阻是否烧断

油温灯亮，同时发出“嘀嘀嘀嘀”的报警声 1. 变压器油温表设置不当

2. 变压器内部故障

3. 温度反馈信号干扰 重新设置85℃

吊芯检查

反馈线应接地屏蔽

偏励磁灯亮，同时发出“嘀哒，嘀哒”的报警声 1. 可控硅损坏

2. 触发板光耦损坏 更换硅损坏

更换光耦

主令开关打开后，电源灯不亮 1. 控制柜上没电

2. 普熔或空气开关损坏 送电

更换

开机，CPU灯不亮 1. 调整器后插座XS1没插

2. 调整器内的熔芯损坏

3. EEPROM有问题 插好后插座

更换

更换EEPROM

开机，CPU灯不亮，

但不自检 EEPROM有问题 更换EEPROM

开机，CPU灯自检正常，导通角有打开，但主触器不吸合 1. 安全连锁触点无吸合

2. 高压隔离开关接地

3. 急停按钮处于急停状态 关闭所有安全连锁门

把高压隔离开关拉到位

急停按钮恢复

闪络不规范，表针有

时摆动剧烈 1. 阴极线下端脱开或断线

2. 因灰斗满灰等因素，电场即将过滤到短路或不完全短路状态

3. 工况变化较大

检查电场

电压，电流低，闪络频繁，并伴有低压跳闸或拉弧现象 1. 电场异极距缩短现象严重

2. 电场存在不完全短路因素 检查电场

电压，电流低，闪络频繁，但不跳闸 1. 电极上积灰严重

2. 异极距偏差严重

3. 电压自动调整器假闪

4. 工况不合适 开振打电机，并检工况

检查电场

闪络灵敏度，电位器RP2重新调整

调整工况

电压，电流低，但不闪络 电流极限和电压极限环节故障或整定不合适 重新整定显示板上的电流极限电位器和AP1板上的电压极限电位器

9.5.6.3.6 运行故障

现 象 原 因 处理方法

空试时电压达不到额定值 电场极距未调好，偏差较大，有形变等，或电场内有异物 调整极距，清理电场

空试时电流达不到额定值 电源选型容量较大，或极配形式不对 调整极配形式或更换电源

空试时电流超出额定值 排除有爬电，短路等原因，

超出20%为正常 可通过隔离开关联络端进行两电源并联送电

二次工作电流大，二次电压升不高,甚至接近于零 1. 收尘极和电晕极之间短路

2. 石英套管内壁冷凝结露，造成高压对地短路

3. 电晕极振打装置的绝缘瓷瓶破损，对地短路

4. 高压电缆终端接头击穿短路

5. 灰斗内积灰过多，粉尘堆积至电晕极框架

6. 电晕极断线，接头接近收尘极 清除短路杂物或剪去折断的电晕线

清扫石英套管，或提高保温箱内温度

修复损坏的绝缘瓷瓶

更换损坏的电缆或电缆接头

清除灰斗内的积灰

剪去折断的电晕线接头

二次工作电流正常或偏大，二次电压升至较低电压便发生闪 络 1. 两极之间的距离局部变小

2. 有杂物挂在收尘极板或电晕线上

3. 保温箱或绝缘室温度不够，绝缘套管内壁受潮漏电

4. 电晕极振打装置绝缘套管受潮积灰，造成漏电

5. 保温箱内出现正压，含湿量较大的烟气从电晕极支撑绝缘套管向外排出

6. 电缆击穿或漏电

7. 烟气中粉尘比电阻大，产生反电晕 调整极间距

清除杂物

清扫绝缘套管内壁，提高保温箱内温度

提高绝缘套管箱内温度

采取措施，防止出现正压或增加一个热风装置，鼓入热风

更换电缆

改进工艺流程，降低粉尘比电阻

二次电压正常，二次电流明显降 低 1. 收尘极极板积灰过多

2. 收尘极或电晕极的振打装置未开或失灵

3. 电晕线肥大放电不良

4. 烟气中粉尘浓度过大，出现电晕闭塞 清除积灰

检查并修复振打装置

分析肥大原因，采取必要措施

改进工艺流程，降低烟气的粉尘含量

二次电压和二次电流一样正常，二次电流无读数 1.毫安表并联的电容器损坏

1. 变压器至毫安表连接导线在某处接地

2. 毫安表本身指针卡住

查找原因，消除故障

二次电流不稳定，毫安表指针剧烈摆动 1. 电晕线折断，其残留段受风吹摆动

2. 烟气温度过低，造成粉尘比电阻值上升

3. 电晕极支撑绝缘套管对地沿面放电 1. 剪区残留段

2. 通知工艺人员，进行适当处理

3. 处理放电部位

一，二次电压，电流均正常，但收尘效率明显降低 1. 气流分布板孔被堵

2. 灰斗的阻流板脱落，气流发生短路

3. 靠出口处的排灰装置严重漏风 检查气流分布板的振打装置是否失灵

检查阻流板，并做适当处理

加强排灰装置的密封性

7.10除灰系统的运行

7.10.1 启动前的检查与准备

7.10.1.1 检查MD泵缸体完整，各部分连接紧密。

7.10.1.2 检查MD泵进料阀、出料阀、进气阀在关闭位置。

7.10.1.3 检查下灰管及输灰管道内无严重积灰。

7.10.1.4 检查输送管路上的吹堵总阀和各吹堵装置的所有阀门均已关闭。

7.10.1.5 检查MD泵配套设备应完好。

7.10.1.6 检查电气、热控设备的接线、控制气管应完好。

7.10.1.7 检查储气罐的气压指示均在0.58MPa以上。

7.10.1.8 检查控制器PLC及阀门控制箱已投入。

7.10.1.9 检查各MD泵进气管路的手动截止阀已开启。

7.10.1.10 系统各表计齐全，指示正确。

7.10.1.11 灰斗气化风各阀门开启，气化风机和灰斗气化风加热器投运正常。

7.10.1.12 各干灰管道畅通，无堵塞。

7.10.2 启动操作

7.10.2.1 检查灰库料位，准备投送干灰，并选择送灰的管道，经切换阀正常后方可投送。

7.10.2.2 打开各MD泵阀门控制箱的进气阀，检查控制气源压力在0.6MPa以上。

7.10.2.3 对MD泵系统进行空载试验，将各MD泵工作状态打至“手动”，逐一检查各MD泵进气阀、进料阀的动作正常。

7.10.2.4 将阀门控制箱上各MD泵的工作状态打至“自动”。

7.10.2.5 启动除灰程控。

10.2.6 通知灰库值班员已开始投送干灰。

10.2.7 检查控制系统开启后，各项工作正常。

7.10.3 运行维护

7.10.3.1 监视显示屏上各MD泵工作正常，经常检查MD泵进料时间、出料时间和输送时间是否正常。

7.10.3.2 MD泵进灰运行时，每小时应就地检查MD泵运行情况，检查各阀门动作是否正常，进、出料管、排气管是否热，否则联系检修。

7.10.3.3 注意检查各结合面、法兰面泄漏情况。

7.10.3.4 检查各表计压力显示是否正常，系统设定的高限压力、低限压力及输送压力、堵管报警压力是否正常。

7.10.3.5 发现堵管时，停止该管道上所有MD泵的工作，并立即进行疏通工作。待管道疏通后，将“堵管报警”复位。

7.10.3.6 各种管路压力限额

序 号 名 称 单 位 正常范围 最高压力 最低压力

1 储气罐压力 MPa 0.8 1.0 0.6

2 进气管路压力 MPa 0.6-1.0 1.05 0.6

3 输送管路压力 MPa 0.4～0.6 0.60 0.01

4 控制管路压力 MPa 0.6～0.8 1.0 0.40

7.10.4 停止

7.10.4.1 联系灰库值班员，说明停送灰的管道。

7.10.4.2 确认灰斗内无积灰后方可停止MD泵运行。

7.10.4.3 关闭MD泵进料阀、出料阀、进气阀，停运MD泵，关闭相应灰斗气化板进气门，根据情况停灰斗气化风机。

7.10.4.4 停运一电场干灰管上最后一台MD泵前，需吹扫管路二十分钟，待管路内积灰吹空后方可停用干灰管。

7.10.4.5 停运二电场及以后的电场中最后一台MD泵前，需吹扫各电场干灰管道二十分钟，待管路内积灰吹空后方可停用干灰管。

7.10.4.6 关闭相应储气罐出口阀门，停止MD泵供气。

7.10.4.7 根据情况停用部分压缩机。

7.10.4.8 打开停用储气罐排气门，排空储气罐及空气管路中的剩余空气。

7.10.5 异常情况处理

7.10.5.1 MD泵进气流化时，欠压报警

1) 原因：压缩空气压力、流量不足。

现象：MD泵进气管路等处的压力表指示偏低。

处理：调整空压机出力，恢复母管空气压力及流量。

2) 原因：进料阀内部不严密泄漏或未关到位。

现象：气动元件指示不到位；灰斗下部不严密处有灰向处冒出。

处理：通知检修处理。

3) 原因：出料阀内部不严密泄漏或未关到位。

现象：气动元件指示不到位；同一灰管邻泵输灰时，该泵内会产生压力，同一灰管邻泵输灰易发生堵塞。

处理：通知检修处理。

4) 原因：压力表动作失灵或其传压管堵塞。

现象：压力表无指示或指示不正确。

处理：通知检修疏通传压管，校对好表计。

5) 原因：进气管路进气门开度不够，导致气量不足。

现象：进气管路上压力表与母管压力表相比指示偏低。

处理：开大进气管路进气门。

6) 原因：MD泵进气门开度不够或实际上未开启。

现象：进气管路上压力表与母管压力表相比指示偏低。

处理：检查气动控制是否正常，必要时联系检修处理。

7.10.5.2 灰管堵管

1） 原因

(A) MD泵进料过多或煤灰颗粒度过大。

(B) 压缩空气湿度过大。

(C) 空气系统故障造成输灰供气量不足或气源中断。

(D) MD泵输送压力调整过低，输灰动能不够。

(E) MD泵设定压力低限过高，管内物料吹扫未清。

(F) 进出料阀故障泄漏和输灰管路沿途泄漏。

(G) 管内物料受外界温度影响结露。

(H) MD泵内气化板滤层堵灰，空气透过性能降低。

(I)灰库已满或压力过高。

(J)其它误操作等原因。

2) 现象：管内压力不下降，堵管报警。

(A) 处理

a 该管路停止输灰。

b 提高压缩空气的压力。

c 开启二次进气门。

d 当输料管压力或进气压力达到0.4～0.6MPa时，将二次进气门关闭。

e 将排堵门迅速打开，利用压差将管道中的料气混合物引到灰斗。

f 关闭排堵门。

g 打开二次进气门,重复上述步骤,直至管道排通。

h 吹堵结束后，应将排堵门和各吹堵装置阀门及时复位，以防吹堵管堵塞。

i 管道吹通后要查明原因，及时调整运行工况，以防再次堵管。对有缺陷的设备联系检修处理。

7.11 锅炉疏水、排污系统

7.11.1 疏水箱运行

7.11.1.1 疏水泵启动前的检查

1) 疏水泵出口门关闭入口门开启。

2) 疏水泵压力表齐全。

3) 甲、乙疏水箱下水门开启，联络门开启，疏水箱水位充足。

4) 停用二周以上的疏水泵启动前应测电机绝缘。

5)电机进线、接地线良好，开关箱完整，各部地脚螺丝无松动。

7.11.2 疏水泵的启动

启动疏水泵，注意电流15秒内返回，开疏水泵出口门并调整上水量，注意电流不超过规定值。

7.11.3 疏水泵运行中的维护及有关规定：

7.11.3.1 监视电机、转机轴承振动、串轴、温度符合规定，电流不超过规定值。

7.11.3.2 加强监视疏水箱水位，防止疏水泵打空。

7.11.3.3 锅炉底部上水时，按底部上水法倒好各阀门，根据上水量及疏水箱水位及时调整除盐水至疏水箱进水门，保持疏水箱水位。

7.11.3.4 切监视疏水箱水位，当疏水箱水位达1m时，联系化学化验疏水箱水质，水质合格时，开启疏水泵至除氧器门，启动疏水泵将水打至除氧器, 水质化验不合格时，可将水放至放水母管。

7.11.4 疏水泵的停止：

停止疏水泵运行,关闭出、入口门。

7.12 底部加热系统

7.12.1 投底部加热

7.12.1.1 底部加热在锅炉上至点火水位后进行,能缩短水冷壁产汽和建立循环的时间,缩短整个启动时间,冬天停炉时起到防冻作用。

7.12.1.2 投邻炉底部加热系统时,先开启加热分配集箱疏水门,微开邻炉蒸汽至底部加热汽源门，进行充分疏水暧管,暧管结束后关闭疏水门。

7.12.1.3 全开邻炉蒸汽至底部加热汽源门，缓慢开启水冷壁各下集箱的蒸汽加热阀门,开启汽侧空气门,达到一定压力时,关闭空气门,开过热器系统的疏水门,进行疏水暧管，注意避免发生水冲击。

7.12.1.4 当汽包压力升至0.1～0.2MPa时，关闭汽包及过热器空气门、排汽门和过热器疏水门，视情况开启汽轮机主汽门前疏水门，进行疏水暧管。

7.12.1.5 汽包压力0.2～0.5Mpa时或汽包下壁温升达到100～120℃时，停止临炉底部加热。

7.12.2 停止底部加热

7.12.2.1 关闭加热总门，关闭各下联箱加热分门。

7.12.2.2 开加热系统疏水门，充分疏水后，微开继续保持疏水。

7.12.3 底部加热过程注意事项

7.12.3.1 加热应缓慢进行,按炉水饱和温度升温率28～56℃控制,严格控制汽包壁温差最大不超过40℃。

7.12.3.2 加热期间汽包水位上升,可维持+150～+200㎜高水位,汽包外壁温达到100℃时,用事故放水门放水（定排放水时需停止加热）至正常点火水位。

7.12.3.3 加热前后记录膨胀指示,注意各膨胀变化均匀,如膨胀异常,应降低升温速度或停止加热,待查明原因后可继续加热。

7.12.3.4 加热过程严禁通风。

7.13 暖风器

7.13.1 投入暖风器

7.13.1.1 检查关闭暧风器进汽调节旁路门,进汽母管空气门。

7.13.1.2 根据情况开暖风器疏水至疏水扩容器门（暖风器疏水箱）。

7.13.1.3 开甲、乙侧暖风器出口门，微开暖风器入口调整门，进行充分暖管后，开启暖风器入口门，根据情况启动暖风器疏水泵。

7.13.1.4 当锅炉低负荷运行时，或环境温度较低，根据空预器入口风温、排烟温度、烟气露点综合考虑，投入暧风机。

7.13.2 停止暖风器

7.13.2.1 关闭暖风器入口总门。

7.13.2.2 关闭暖风器入口进汽门。

7.13.2.3 关闭暖风器出口门。

7.13.3 暧风器运行中的监视

7.13.3.1 监视入口蒸汽母管压力、进汽调节门后压力正常。

7.13.3.2 监视甲乙暧风器出口风温正常。

7.13.3.3 监视暧风器疏水罐水位及疏水泵工作正常。

7.13.3.4 疏水不合格时,立即排掉。

7.13.3.5 发现暧风器泄漏时及时停运,联系检修处理。

7.14布袋除尘器的运行

7.14.1技术简介

我厂采用的是天洁集团有限公司在吸收各类袋式除尘技术的基础上,结合引进德国ENTECH BHD公司布袋除尘器技术,开发了具有自己特色的布袋除尘器。它是一种处理风量大、清灰效果好、除尘效率高、运行可靠、维护方便、占地面积小的除尘设备。该设备由于在喷吹技术、除尘器主体结构、自动控制方面采用了先进技术，因此对粘细粉尘、高温高湿烟气及高浓度烟气处理有良好的效果。目前电力、冶金、建材和石油化工等行业广泛采用该类布袋除尘器，排放浓度远低于国家标准，深受用户好评。

7.14.2工作原理

含尘气体由灰斗上部或箱体下部进风口进入，在挡风板的作用下，气流均匀扩散，流速降低，部分大颗粒粉尘由于惯性力的作用被分离出来落入灰斗。含尘烟气进入中箱体经过滤袋的过滤得到净化，粉尘被阻留在滤袋的外表面，净化后的气体经滤袋内部从袋口进入上箱体（净气室），由出风口通过出气烟道排出。

随着滤袋表面粉尘不断增加，除尘器进出口压差也随之上升。当除尘器阻力达到设定值时，控制系统发出清灰指令，清灰系统开始工作。首先除尘器电磁阀接到信号立即开启，使小膜片上部气室的压缩空气被排放，由于小膜片两端受力的改变，使被小膜片关闭的排气通道开启，大膜片上部气室的压缩空气由此通道排出，大膜片两端受力改变，使大膜片动作，将关闭的输出口打开，气包内的压缩空气经由输出管和喷吹管喷向滤袋内，实现清灰。当控制信号停止后，电磁阀关闭，小膜片、大膜片相继复位，喷吹停止。当喷喷结束后，除尘器恢复到过滤状态。

7.14.3布袋除尘器结构及特点

布袋除尘器主要由支架、底梁、灰斗、中箱体、上箱体及喷吹装置、顶盖等几部分组成。袋式除尘器分单排和双排布置。

7.14.3.1布袋除尘器主要特点：

1）结构紧凑，占地面积小。滤袋长度可达8米，突破了传统布袋除尘器滤袋长度的限制，占地面积比传统的小很多。

2）喷吹压力低。由于采用了淹没式电磁脉冲阀，其自身阻力小，启闭迅速，喷吹系统各部件都具有良好的空气特性，因此喷吹压力只需0.15～0.25MPa就能获得良好清灰效果,降低了清灰能耗。

3） 清灰能力强。滤袋的清灰强度是以清灰时滤袋表面获得的加速度来衡量，该布袋除尘器清灰强度高出反吹风和机械振打类除尘器几十倍。

4） 过滤负荷大。因为有强力清灰的保障，即使除尘器在较高的过滤风速下运行，其阻力也不会超限。

5） 简便的滤袋固定方式。滤袋是靠袋口的弹性涨圈将布袋嵌在花板上，无需绑扎及螺栓等连接件紧固。换袋时操作人员外于花板上方的净气侧，减少了与尘袋的接触，也改善了换袋的操作环境，减轻了劳动强度。

6） 设计合理的进气调节和导流技术。该技术解决了一般布袋除尘器经常产生的各分室气流不均匀的现象。

7） 先进的控制技术。以PLC可编程控制器为主机的控制系统对除尘器清灰、进口烟气温度、清灰压力等运行参数进行实时检测和控制，功能齐全，稳定可靠。

7.14.3.2开停机步骤

1） 开机：

（A） 检查压缩空气压力是否保持在额定范围内，否则调整减压阀。

（B）泄去气包、储气罐及气水分离器中的凝结水。

（C）开启控制柜电源及其他阀电源，若采用压差清灰方式则将程序置于定压差一档，检查脉冲间隔是否在正常设定值上。

（D）检查风机轴承油是否正常，风机冷却水是否打开。

（E）确认各设备无误后，启动系统风机。

2) 停机：

（A）生产设备停运10分钟后,才能停除尘器风机。

（B）将清灰方式置于定时方式，使除尘器清灰一遍。

（C）将除尘器灰斗内粉尘排出。

（D）填写运行记录。

7.14.3.3运行维护

1）除尘器投入运行后，应有专职人员管理，管理人员应熟悉除尘器

2）工作原理及性能，掌握调试维修技术，建立运行制度。

3）定期更换失效的密封填料。

4）气水分离器及储气罐每班一次，安全阀每年校验一次。

5）经常检查喷吹系统的工作情况。当膜片、弹簧、电磁阀等零件损坏时，应及时更换。更换前应关闭该气包进气阀，排出稳压气包中的压缩空气，防止发生意外。

6）经常注意除尘器进出口压差读数，出现异常应及时查明原因，排除故障。

7）定期观察系统排风口，若发现排风口浓度明显增加，必须停机检查。

8）减速机及其它传动部件应定期注油，定期更换易损件。

9）保持环境清洁，设备完好。

常见故障及排除方法（附表）

序号 故障现象 原 因 排除方法

1 压差超过设备额定阻力 （1）取压管被堵，或一根取压管已损坏、脱落

（2）压缩空气压力低于额定压力

（3）箱体结露

（4）过滤风速过高 （1）疏通或更换取压管

（2）提高喷吹管压力

（3）解决结露问题

（4）减小风量，降低除尘器负荷

2 压差指示远低于设备额定阻力 （1）喷吹过于频繁

（2）滤袋严重破损

（3）进出口阀门未开或未全开 （1）调整控制系统，延长喷吹周期

（2）更换破损滤袋

（3）打开进出口阀门

3 脉冲阀常开 （1）电磁阀不能关闭

（2）小节流孔完全堵塞

（3）膜片上的垫片松脱漏气 检修或更换电磁阀，清除节流孔中污物，重新安装脉冲阀、装好垫片、更换失效弹簧。

4 压差指示为零 取压管两端同时脱落或阻塞 安装或疏通取压管

5 脉冲阀常闭 （1）控制系统无信号

（2）电磁阀失灵或排气孔被堵

（3）膜片破损 （1）检修控制系统

（2）检修或更换电磁阀

（3）更换膜片

6 脉冲阀喷吹无力 （1）大膜片上节流孔过大或膜片上有气孔

（2）电磁阀排气孔部分被堵

（3）控制系统输出脉冲宽度过窄 （1）更换膜片

（2）疏通排气孔

（3）调整脉冲宽度

7 电磁阀不动作或漏气 （1）接触不良或线圈断路

（2）阀内有赃物

（3）弹簧、橡胶件失去作用或损坏 （1）调换线圈

（2）清洗电磁阀

（3）更完弹簧或橡胶件

8 除尘器进出口压差异常 （1）进口取压管堵塞或脱落

（2）压差传感器故障 （1）疏通并接好取压管

（2）更换压差传感器

9 风机排出口浓度显著增加 （1）滤袋破损

（2）滤袋口与花板之间漏气 （1）更换滤袋

（2）重新安装滤袋

7.15燃油设备及运行

7.15.1设备及系统概述

供油泵DY12-50X10型 Q=12.5 m3/h H=500米油柱

电动机YB250M-2型 N=55KW 电压380V N=2900r/min

油罐 有效容积100 m3 内经Φ5200m

7.15.1.1油库区安装两个轻油罐，罐内设有油位计，加热器等装置，罐顶设有透气孔，呼吸阀、安全阀、防火器材等附件。两个罐都装有盘梯。

7.15.1.2供油系统主要供锅炉启动，停止及助燃用。供油系统主要由细滤过器、供油泵及来回油管与阀门组成，采用封闭循环。炉前油管路设有伴热，用利于轻油点燃。

7.15.1.3为了便于系统吹扫及检修，设有污油回收系统。

7.15.1.4油库区设有消防用水，还有灭火器等。

7.15.1.5运行人员根据环境温度及管道油量灵活运用蒸汽伴热及吹扫操作。

7.15.2供油操作

7.15.2.1设备系统启动前的检查

1）现场清洁，防火标志清楚，库区所有检修工作结束，沟道盖板齐全完整，灭火设施齐备，照明良好。

2）油泵周围无妨碍运转的杂物，润滑油质油位正常，冷却水正常投入，各部固定螺栓齐全禁固，安全防护罩完好，电机接地良好。手动盘车正常，操作开关等电气设备正常。

3）检查并记录油罐油位。

4）系统中各阀门处于正常状态

7.15.2.2供油操作

1）启动柜、监视盘、仪表、指示灯均正常，并联系送入动力及操作电源

2）油罐油位在2m以上

3）检查油罐油温正常在20-40℃，严禁超45℃

4）启动操作及油循环的建立：

5）检查开启罐回油门 关闭泵回油门

6）开启供油出口总门 油罐至供油泵出口门，同时开启供油泵入口门，开启供油泵排空气门

7）开启罐出油门 待泵排空气门冒油时关闭

8）开启炉前来油门 回油门

9）检查油泵冷却水 压力表正常

10）启动一台供油泵 检查是否正常 正常后开启出口门

11）调整再循环门使油压在2.5-3.0MPa，并投入备用泵联锁开关

12）检查系统、阀门、设备等无泄漏

13）保持油循环10-30分钟使油罐上下温度一致

7.15.3倒泵操作

7.15.3.1正常运行中应定期切换供油泵，在运行泵出现需停用的缺陷时应尽快切换备用泵运行

7.15.3.2检查备用泵外观正常，盘车灵活，润滑油，冷却水正常处于暖泵备用状态

7.15.3.3汇报值长 做好记录

7.15.3.4稍开大再循环门、启动备用泵 一边开启出口门同时观察压力关闭待停泵出口门、当待停泵出口门关闭后停止泵，用回油门调整油压正常。

7.15.3.4关闭停用泵的入口门，对甭体进行吹扫

7.15.4正常检查维护

7.15.4.1每小时检查一次所有设备（特殊时半小时一次），保持各部温度正常，声音振动正常，冷却水正常，备用泵正常备用

7.15.4.2每两小时检查油罐油位、温度

7.15.4.3定期检查备用设施齐全，完好

7.15.4.4出现异味，及时检查是否有泄漏，及时处理

7.15.4.5经常检查消防设施齐全、完好，禁火警告牌醒目，做好防火工作

7.15.4.6冬季做好设备，管路的防冻工作

7.15.5供油系统全停及吹扫

7.15.5.1停止供油泵（解列连锁）

7.15.5.2对供油管路全线吹扫，必要时对局部设备（如油泵、滤过器进行单独吹扫一次）

7.15.5.3关闭系统各阀门

7.15.5.4根据情况解列汽源、记录油罐油位

7.15.5.5停罐24小时后可进行油罐脱水。

7.16污油回收操作

7.16.1当污油池油位高于2.5米时，投入污油池加热，保持油温40-50℃。

7.16.2 联系化工厂同意后开启污油出口门、入口门。

7.16.3启动油泵运行，检查运行及泵打油情况

7.16.4 记录油位下降情况。

7.16.5 当油位下降至1.0米时，停止污油泵运行。

8 锅炉机组事故处理

8.1 事故及故障处理原则

8.1.1 当机组发生事故或故障时，机组人员应及时做出正确分析和判断，消除事故根源，限制事故的发展，并解除对人身和设备的威胁，迅速恢复机组正常运行，满足系统负荷的需要。

8.1.2 在设备确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停炉处理。否则应尽量维持锅炉机组的运行。

8.1.3 发生事故时，各岗位应在值长、单元长指挥下，密切配合，迅速按事故处理规程处理，应保证厂用电源的正常供给，以防止事故扩大。

8.1.4 如果事故发生在交接班时间，应延迟交接班，交班人员应继续工作，接班人员应协助处理事故，直到机组恢复运行状态或接到值长关于接班的命令为止。

8.1.5 事故及故障处理完毕后，值班人员应如实向上一级领导反映事故发生的时间、现象、原因、发展过程及事故处理经过，并做好详细记录，班后会议应对发生的故障进行分析总结，并提交事故报告。

8.1.6 发生事故，运行人员一般按照下列步骤进行工作：

8.1.7根据仪表指示，CRT显示、声光报警和机组外部现象，迅速查明故障的性质，发生的地点和范围，然后进行处理和汇报。

8.1.8 迅速清消除对人身和设备的危险，必要进立即解列发生故障的设备。

8.1.9 保持非故障设备的正常运行。

8.1.10 处理事故的每一个阶段，要及时汇报值长，正确地组织处理，并做好机组启动准备工作，具备恢复条件，方可重新启动。

8.2事故（紧急）停炉

8.2.1 紧急停炉条件：

8.2.1.1 锅炉严重满水。即水位超过汽包就地水位计上部最高可见水位经紧急放水仍见不到水位时，即+200 mm。

8.2.1.2 锅炉严重缺水。即水位超过汽包就地水位计下部最低可见水位经叫水仍见不到水位时，即-180mm。

8.2.1.3 达到MFT动作条件而保护拒动时。

8.2.1.4 所有水位计损坏，运行中无法判断汽包真实水位时（二十五项要求）。

8.2.1.5 主给水管道、主蒸汽管道严重爆破不能维持运行或威胁人身设备安全时。

8.2.1.6 燃料在燃烧室后部烟道内燃烧，使排烟温度及工质温度急剧升高，有烧坏设备的危险时

8.2.1.7 锅炉主热汽压力高，超过安全阀动作压力而安全阀不动作，同时向空排汽门无法打开时或安全门动作后无法回座时。

8.2.1.8 水冷壁管、水冷屏管、省煤器管爆破，汽包无法维持正常水位时。

8.2.1.9 过热器管爆破，无法维持正常的汽温、汽压时。

8.2.1.10 炉墙破裂且有倒塌危险，危及人身或设备安全时。

8.2.1.11 锅炉房内发生火灾，直接影响锅炉的安全运行时。

8.2.1.12 当DCS所有操作员站出现故障且无法进行监视和操作时。

8.2.1.13 锅炉料层、分离器、返料器内严重结焦。

8.2.1.14 燃油管道泄漏或爆破，危及人身、设备的安全。

8.2.2 紧急停炉操作

8.2.2.1 手动MFT停炉，停止向炉内供应一切燃料。如MFT不动作，应立即停止所有给煤机和油枪，停止石灰石系统的运行，停止所有冷渣器运行。若不是因为机组本身故障时，待床温下降到800℃以下，氧量上升到正常的两倍以上时，立即停止一次风机、二次风机和吸风机，并关闭挡板。60s后停止流化风机。若因为机组本身故障时，待床温降到500℃以下立即停止一次风机、二次风机和吸风机，并关闭挡板。60s后停止流化风机，关小吸风机挡板,保持炉膛负压-50 Pa，进行通风（如发生二次燃烧应立即停止两台吸风机，关闭其挡板，严禁通风）。

8.2.2.2 解除各自动，手动调整汽包水位，关闭各级减温水门，密切注意汽温、汽压变化、炉膛负压。如需关闭主汽门时应打开向空排汽。

8.2.2.3 汇报单元长、值长及分管领导。

8.2.2.4 如果水冷壁发生严重泄漏，不能维持正常水位时，则停止向锅炉供水，并迅速排空床料。

8.2.2.5 如果尾部烟道中发生泄漏，应维持正常汽包水位。

8.2.2.6 紧急停炉的冷却过程与正常停炉相同，但时间可缩短。

8.2.2.7 如炉管爆破，应尽量维持水位，尽快排掉床料，待蒸汽排除后再停吸风机。

8.2.2.8 锅炉严重缺水时，严禁向锅炉内补水。满水时应立即关闭主汽门，开启过热汽疏水，省煤器再循环，用向空排汽控制压力。

8.2.2.10 其他操作应按正常停炉及事故处理规定执行。

8.2.3 故障（请示）停炉

8.2.3.1 锅炉省煤器、水冷壁、水冷屏、过热器管泄漏，但尚能维持锅炉运行及汽包正常水位时。

8.2.3.2 主蒸汽温度、过热器管壁温度、屏过管壁温度经调整仍无法恢复正常时。

8.2.3.3 锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重超过标准，经多方面调整无法恢复正常时。

8.2.3.4 锅炉密封不严导致严重漏烟、火、吊杆超温烧红。

8.2.3.5 排渣系统发生故障，料层差压高于最高规定值，锅炉不能正常运行，经调整无法恢复正常。

8.2.3.6 返料器堵塞经调整不能恢复正常运行时。

8.2.3.7 锅炉结焦，流化质量不良，床温超过规定报警值950℃不能维持锅炉正常运行时。

8.2.3.8 锅炉汽包远传水位全部损坏或指示均不正确时。

8.2.3.9 锅炉受热面结焦或积灰，虽经多方清除仍难以维持运行。

8.3 燃烧系统事故

8.3.1 床温高

8.3.1.1 现象

1) 沸下平均床温指示超过规定值。

2) 床温超过高920℃报警。

3) 主汽压力或负荷升高。

4) 从观察孔看到炉内光线变亮。

8.3.1.2 原因

1) 给煤粒度过粗。

2)给煤机工作不正常。

3)一、二次风配比失调，一次风量小。

4) 排渣系统故障，排渣量过大，床料过少。

5)生石灰粉系统不能正常运行。

6) 返料系统堵塞，返料不正常。

7) 床温热电偶测量装置故障。

8.3.1.3 处理

1) 检查给煤机运行及控制是否正常。

2)合理配风，增大一次风量，减少二次风量，调整一、二次风比例合适。

3) 检查床温热电偶。

4) 调整入炉煤的粒度、粒度要规定范围内。

5) 床温升至920℃高报警值时，汇报值长，降负荷运行，加大一次风量，处理无效，床温继续升高，有结焦现象时，停炉检查。

8.3.2 床温低

8.3.2.1 现象

1)沸下平均床温指示值低。

2) 床温降至810℃报警。

3) 主汽压力或负荷低。

4) 燃烧室变暗，亮度降低。

8.3.2.2 原因

1) 给煤粒度过细、给煤不正常或煤质变差。

2) 一、二次风量过大、配比失调，一次风量过大。

3) 循环灰突然进入炉膛，或循环灰量增大。

4) 锅炉负荷过低，操作调整不当。

5) 生石灰粉系统不能正常运行，给料量大。

6) 水冷壁严重爆管。

7) 床温热电偶测量故障。

8) 排渣系统故障，排渣量小，床料偏多。

8.3.2.3 处理

1) 检查给煤机运行及控制是否正常，调整入炉煤的粒度在规定范围内。

2) 如床温测点发生故障，应及时联系检修处理

3) 床料偏多，减少生石灰粉量或停止加生石灰粉，加大排渣量，维持正常床压，如冷渣器发生故障应及时处理

4) 合理配风，减少一次风量，增大二次风量，调整一、二次风比例合适。

5) 床温低于800℃时，且温降率较大，汇报值长，快速减负荷，投油助燃，维持床温，检查给煤着火良好。床温继续下降低于650℃停止给煤，床温达到投煤条件后，重新启动给煤机投煤，升负荷。

8.3.3 床压过高或过低

8.3.3.1 现象

1) 床压高或低报警。

2) 冷渣器排渣量不正常地增加或减少。

3) 水冷风室压力过高或过低。

8.3.3.2 原因

1) 冷渣器故障，排渣量过小或者过大。

2) 生石灰粉量、燃料量和返料量不正常。

3) 一次风量不正常。

4) 锅炉增减负荷快或煤质变化大。

5) 床压测量故障。

6) 煤质差，粒度不合格，排渣困难。

7) 输渣系统故障，无法排渣。

8.3.3.3 处理

1) 床压过高，加大冷渣器排渣量，停止向炉内加料或生石灰粉；经采取措施，床压继续升高至13 Kpa，汇报值长，降低负荷，投油减煤，事故消除排渣正常后，停油加煤，恢复负荷。

2) 床压过低，减少冷渣器排渣量，必要时，加大生石灰粉量或通过加料系统向炉内适当加床料，加强床温、旋风分离器进出口温度、各受热面壁温的监视，出现超限时，立即减负荷，确保各受热面壁温正常，严禁强带负荷。

3) 检查床压测点，若有故障，及时消除。

4) 床压异常排渣量大或添加床料时，加强一次风量、风压、炉膛压力和差压的监视、调整，防止大幅度波动。

5) 经以上处理，床压仍大于15KPa，且一次风机出口压力达到24 KPa，汇报值长，应请示停炉。

8.3.4 床面结焦

8.3.4.1 现象

1) 床温急剧升高至950℃以上,一只或几只热电偶温度指示与平均值、差值较大(差值>100℃)。

2) 排渣量减小或排不出渣,

3) 一个或几个床压指示值是静态读数，不是正常运行中的波动读数。结焦部分的床温测点指示值偏低。

4) 流化不良,流化床内有白色火花，从检查孔窥视孔可见焦块，结焦严重时带负荷困难。

5) 氧量指示下降。

6) 结焦严重时,一次风量下降,料层差压增大,炉膛负压增大,一次风机风压增大,电流下降。蒸发量、主汽温度、主汽压力急剧下降。

7) 在床压正常情况下，水冷风室压力增大。料层穿透时，一次风量异常增大，一次风压下降，料层差压下降。

8.3.4.2 原因

1) 锅炉床温过高，或床料熔点过低。

2) 锅炉运行中，长时间风、煤配比不当，一次风量低于最低流化风量。

3) 启动过程中底料可燃物含量过多，投煤调整不当

4) 料层差压过厚过薄，燃烧不稳定。

5) 煤粒度过大，流化不良。

6) 锅炉启动前风帽堵塞过多，或者耐火材料块等杂物留在炉内。

7) 煤质变化过大。

8.3.4.3 处理措施

1) 增大一次风量，调整风煤配比。

2) 床面轻微结焦，通过加生石灰粉或砂（高温结焦加生石灰粉，低温结焦加砂），采用置换床料的方法将焦清除。

3)适当降低床温，特别在投煤时注意床温升温速率不能急剧上升过大。

4) 经调整，仍无改善，降负荷到零,提高炉膛负压,打开人孔门检查，如结焦严重,无法热态清除,申请停炉,排掉底料,彻底清除。

5) 停炉后，彻底检查各流化风帽堵塞情况，清除炉内结焦，查明结焦原因，重新做平料试验合格后方可重新启动。

8.3.5 低温结焦

8.3.5.1 现象

1) 显示床温、床压分布不均匀。

2) 从检查孔窥视孔看见炉内床料流化较差，严重时可见到渣块。

3) 床内床料夹带着白色火花。

4) 炉内火焰较暗，结焦严重时，燃烧不稳，床温波动大，有可能大幅度下降。

8.3.5.2 原因

1) 一次流化风量偏低，给煤、床料粒度不合格，或太湿粘结成块，流化不良。

2) 投运启动燃烧器时，二次风配风不当，或启动燃烧器功率过大。

3) 运行中一、二次风管堵塞，流化风帽堵塞或有大块耐火材料脱落于炉内。

4) 锅炉床料熔点太低，床料可燃物含量过高，或因床料流化不良局部床温过高。

5) 锅炉运行中，长时间风、煤配比不当。

6) 压火操作不当，冷风漏入炉内。

8.3.5.3 处理

1) 提高一次流化风量，或采取再流化的方法，消除未流化区域，调整合格的给煤粒度，保证给煤质量。

2) 启停启动燃烧器时，调整好燃烧器二次风量，保证燃烧良好，启动燃烧器功率过大，调整供回油压力，或更换功率小的油枪。

3) 适当提高二次风压，调整二次风量，增加下二次风的扰动。

4) 及时开启放渣插板，排除床内大渣块，避免床料堆积。

5) 根据负荷情况，控制床层差压在正常范围内。

6) 加辅助床料置换炉内床料高温结焦加生石灰粉，低温结焦加砂。

7) 经采取措施仍有加重趋势，汇报值长，请示停炉检查处理。

8.3.6 返料器堵塞

8.3.6.1 现象

1) 回料阀高料位报警。

2) 床压下降，床温上升。

3) 回料阀温度降低，风室风量降低，分离器上下烟温差大，旋风分离器出口烟温上升

4) 汽温、汽压、负荷均下降。

5) 分离器分离效率降低，飞灰变粗

8.3.6.2 原因

1) 回料阀自身故障

2) 高压流化风量低，使回料阀堵灰结焦。

3) 回料阀风室风帽堵塞，料腿松动风口堵塞。

4) 耐火保温材料脱落而影响返料，造成堵灰结焦。

5) 返料温度过高而超温结焦。

6) 煤中细颗粒比例较大，造成回料阀内燃烧严重，回料阀负荷加重而堵灰结焦。

7) 煤质变化大。

8) 给煤机断煤时，处理不当造成给煤量过大，大量煤颗粒吹入回料阀，发生二次燃烧造成结焦。

8.3.6.3 处理

1) 增大高压流化风量，减少给煤量，严格监视床温的变化。

2) 适当降低一次风流化风量，改善颗粒尺寸。

3) 确定返料器结焦或堵塞后，立即汇报值长，根据情况确定是否停炉处理。

4）停炉后，打开回料阀人孔门，若轻微结焦，将焦块清理后，重新启动。

5）若结焦严重，待锅炉冷却后，进入回料阀清焦。

8.3.7 回料阀烟气反窜

8.3.7.1 现象

1）回料阀低料位报警。

2） 炉内床料减少，床压下降。

3） 床温上升，负荷下降。

4）飞灰可燃物增加，粒度变粗。

8.3.7.2 原因

1） 回料阀风帽堵塞。

2） 回料阀流化风量过大。

8.3.7.3 处理

1）调整回料阀流化风量。

2）确定风帽堵塞后，及时汇报值长，根据情况确定是否停炉处理。

8.3.8 尾部烟道二次燃烧

8.3.8.1 现象

1） 尾部烟温不正常地升高，排烟温度升高。

2） 炉膛负压波动过大或变正，引风机电流增大并摆动。

3）水平烟道、旋风分离器内再燃烧时，烟气含氧量下降主汽温度异常升高，一，二次风温升高，省煤器出口水温升高。

4）烟道不严密处冒烟火，烟囱冒黑烟。

8.3.8.2 原因

1） 运行中风煤比严重失调，氧量不足。

2） 启动过程中，油枪雾化不良，同时油煤长时间混合燃烧，细小煤粒沉积在尾部烟道中。

3） 低负荷运行时间过长，燃烧不好，烟气流速低，烟道内积存的可燃物过多。

4） 旋风分离器效率低，飞灰可燃物大。

8.3.8.3 处理

1）发现锅炉尾部烟道温度不正常地升高时，应立即查明原因。

2）加强运行调整，密切监视各重要参数。必要时降低负荷。

3）对燃烧段烟道受热面吹灰。

4） 若经处理无效，排烟温度升至200℃时，应紧急停炉，全停风机，关闭所有风挡板，密闭锅炉燃烧、风烟系统。

5） 投入烟道吹灰进行蒸汽灭火。必要时开启过热汽疏水或向空排汽，保持锅炉连续少量进水，以冷却过热器、省煤器。

6）当尾部烟道各部烟温正常后，确认火源已消除，会同检修人员详细检查设备情况，确认无火源、设备无损坏时，请示值长重新启动。

7）启动引风机前应盘车检查合格，启动后充分通风15分钟后方可重新点火。

8.4 汽水系统事故

8.4.1 汽包满水

8.4.1.1 现象

1） 汽包就地水位计、电接点水位计指示在正常水位以上,高水位报警。

2） 给水流量不正常地大于蒸汽流量。

3） 蒸汽含盐量增大。

4） 严重满水时主蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击，法兰处向外冒汽。

5） 水位保护投入时，MFT可能动作

8.4.1.2 原因

1） 锅炉负荷增加太快或安全门动作时,水位调整不当。

2） 给水自动调整器失灵或给水调整门故障失去控制，未及时发现。

3） 给水压力突然升高,调整不及时。

4） 水位表计、蒸汽流量或给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。

5） 运行人员疏忽大意，对水位监视不够,调整不及时或误操作。

8.4.1.3 处理措施

1） 当锅炉汽压及汽温正常，而水位达到+5 0毫米时，应采取下列措施：

（A）验证下部各水位表指示正确且变化一致(必要时应与汽包水位计对照)。

（B）若给水自动失灵，应切换手动，关小调整门减少给水。降低给水泵转速。

（3）如调整门不能控制给水时则用给水旁路门、给水大旁路调整门控制。

（4）如水位继续升高,应开启事故放水门或排污门。

2） 经上述处理后，水位仍上升，且超过1 5 O毫米时，应采取下列措施： ‘

（A） 关小或关闭给水调整门,必要时关闭给水电动门(给水流量到零应开启再循环门)。

（B） 开大事故放水门或增开排污门,严禁开启省煤器放水门，注意监视蒸汽温度是否下降。

（C） 根据汽温下降趋势，关小或关闭减温水门；开启过热器疏水，机侧注意汽温变化情况，若主汽温度10分钟下降30℃，机侧开启主汽门前疏水和对应蒸汽管路上的疏水门，若主汽温度10分钟下降50℃，立即停止汽轮机运行。

3） 如汽包水位超过+200mm，MFT动作应按下列规定处理：

（A）紧急停炉，关闭主汽门。

（B）停止进水，加强放水．密切注意水位在水位计中出现。

（C）待故障消除，汽包水位恢复正常后，请示值长锅炉重新启动（启动前要对过热器和蒸汽管道充分疏水，上水时要关闭省煤器再循环门）。

（D）其他操作，按MFT动作后规定处理。

4） 在停炉过程中,如水位已下降到水位计可见水位。汽温又无明显降低时，可维持锅炉继续运行，尽快恢复水位正常。

5）由于锅炉负荷聚增而造成水位计升高时，则应暂缓增加负荷。

6）因给水压力异常升高而引起水位高时，应立即联系给水泵值班员，尽快恢复水压正常。

8.4.2 汽包缺水

8.4.2.1 现象

1）汽包就地水位低于正常水位，下部水位表指示向负的方向增大，低水位信号报警。

2） 给水流量不正常地小于蒸汽流量（炉管、省煤器管爆破时除外）。

3） 严重缺水时，过热蒸汽温度升高。

4） 水位保护投入时，MFT可能动作

8.4.2.2 原因

1） 给水自动失灵，给水调整装置故障未及时发现。

2） 锅炉负荷或排汽量大而调整不及时。

3） 水位表，蒸汽流量表或给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而错误操作。

4） 给水压力下降，处理不及时。

5） 排污管道，阀门漏泄，排污量过大。

6） 水冷壁管、给水管路或省煤器管泄漏或破裂。

7） 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。

8.4.2.3 处理措施

1）当锅炉汽压及给水压力正常，而汽包水位低于-5 O毫米水柱时，应采取以下措施：

2）验证下部水位表指示正确且变化一致(必要时和汽包水位计对照)。

3）若因给水自动失灵而影响水位降低时。可切换为手动开大给水调整门增加给水量。

4）如调整门无法控制，立即开启旁路门增加给水。

4）经上述处理后，水位下降、且降低到一I O Omm水柱时，除应继续增加给水外，尚须关闭所有排污门及放水门。必要时可降低锅炉负荷。如给水压力低，应提高给水压力或启动备用给水泵。

5）监视和调整汽温不超过规定数值。

6）若水位继续下降，且在汽包水位计中消失，水位指示在-180mm以下时，MFT动作，其措施：

(A) 水位低于-180mm，应立即紧急停炉，汇报单元长。若不是由于运行监视疏忽而造成的缺水,可缓慢地

Chapter_4

向锅炉上水,消除故障后,可重新点火启动。

(B) 若由于运行人员监视疏忽，以致汽包水位计内水位消失而未能及时发现，应立即停止锅炉运行并切断给水，进行汽包水位计叫水。

(C) 经叫水后、水位在水位计中出现时，可增加锅炉给水恢复正常水位．重新点炉。

(D) 经叫水后，水位未能在水位计中出现时，严禁向锅炉上水，将事故情况报告单元长、值长。

(E) 锅炉叫水的程序是:

a 开启水位计放水门。

b 关闭汽门。

c 缓慢关闭放水门、注意水位是否在水位计中出现．

d叫水后开启汽门、恢复水位计运行。

e其他操作，按MFT动作后规定处理。

8.4.3 锅炉水位不明

8.4.3.1 在汽包水位计中看不到水位，用下部水位表又难以判明时应紧急停炉，并停止上水。

8.4.3.2 停炉后根据就地水位指示，按下列程序判断水位:

1) 缓慢开启放水门，注意观察水位计中有水位线下降，表示轻微满水。

2)若不见水位，关闭汽门。

3)缓慢关闭放水门，注意观察水位计中有水位线上升，表示轻微缺水。

4) 如仍不见水位则关闭水门，再开启放水门，水位计中有水位线下降，表示严重满水；无水位线出现，则表示严重缺水。

8.4.3.3 查明后，将水位计恢复运行，按前述有关规定进行处理。

8.4.4 汽包水位计损坏

8.4.4.1 现象

水位计损坏时,有强大的放汽声,并有大量的水汽冒出。、

8.4.4.2 原因

1) 炉水品质不合格造成水位计内结垢，运行中未定期冲洗。

2) 水位计质量差、检修工艺差。

3) 水位计的本体变形，水位计的放水门或结合面泄漏。

4) 水位计投入时，没有充分将水位计玻璃管暖管。

8.4.4.3 处理措施：

1)发现水位计泄漏严重时,应首先拉掉该水位计照明电源，关闭水门及汽门，开启放水门，解列水位计。

2) 如水位计一台损坏，应用另一台监视水位，通知捡修修复损坏的一台。

3) 如汽包水位计全部损坏,而其它电接点和计算机的水位计在汽包水位计损坏以前未发现有失灵现象，并校对而且给水自动可靠，水位高低报警信号正常，可用远传水位计监视控制水位，继续维持锅炉运行二小时。

4)此时，应保持锅炉负荷稳定，密切注意给水流量和蒸汽流量的平衡，不应进行吹灰、排污等工作。并采取紧急措施，尽快恢复一台水位计。

5)如汽包水位计全部损坏，且下部水位计运行不可靠时，应立即停炉

6)如有一只就地汽包水位计恢复正常时，即可进行点火。

8.4.5 汽水共腾

8.4.5.1 现象

1) 汽包水位计内水位急剧波动，看不清水位，有泡沫。

2) 严重时，过热蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道内发生水冲击或法兰处冒汽。

3) 蒸汽含盐量增大。

8.4.5.2 原因

1) 炉水品质不合格,悬浮物和含盐量过大。。

2) 未按要求排污或化学加药不当。

3) 汽水分离设备有缺陷。

4) 锅炉负荷突然增大或汽压急剧下降。

8.4.5.3 处理

1) 保持低水位运行，但不得低于-50mm。

2) 化学停止加药,加强定期排污工作，开大连排调整门。

3) 注意汽温变化，根据汽温下降情况，关小或关闭减温水门，开启过热蒸汽疏水门，汇报机组长。

4) 联系化学取样化验，改善炉水品质。

5) 请示值长降低机组负荷，保持负荷稳定。

6) 在炉水品质未改善前不允许增加机组负荷。

7) 待故障消除后，应冲洗校对水位计一次。

8) 若发生严重水冲击导致汽机打闸,应及时投油助燃，减小或解列燃煤供给量,维持炉膛燃烧,以防锅炉超压

8.4.6 锅炉给水蒸汽管道水冲击

8.4.6.1 现象

1) 给水、蒸汽管道水击时,给水、蒸汽机压力表指示不稳定。

2) 管道内有水击响声，严重时管道振动。

8.4.6.2 原因

1) 蒸汽管道送汽前没有充分暖管和疏水或管道残存有空气。

2) 给水压力或给水温度剧烈变化。

3) 给水泵逆止阀忽开忽闭，造成水压不稳。

4) 给水管道或省煤器充水时，没有排尽空气或给水流量过大。

5) 冷炉上水过快，水温过高。

6) 蒸汽温度过低或蒸汽带水。

8.4.6.3 处理措施

1) 当给水管道发生水击时,可适当关小控制给水阀门。

2) 蒸汽管道水击时，则必须关闭减温水门，应开启过热器系统疏水阀，使疏水充分并及时排除管道内残存的空气管。

3)当锅炉给水阀后的给水管道发生水击时，可用关闭给水阀开启省煤器再循环门，然后再用缓慢开启的方法消除。

4) 在启动过程中，省煤器发生水冲击时，应适当延长启动时间，并增加上水与放水次数。

5) 在汽水管道的水冲击消除后，应检查支吊架的情况及时消除所发现的缺陷。

8.4.7 给水、蒸汽管道泄漏

8.4.7.1 现象

1) 轻微泄漏时，发出响声，保温层潮湿或漏汽、滴水。

2) 管道泄漏严重时，发出巨响并喷出蒸汽。

3)蒸汽或给水流量变化异常，泄漏部位在流量孔板前时，流量减少，泄漏部位在流量孔板后时，流量则增大。

4) 蒸汽压力或给水压力下降。

8.4.7.2 原因

1) 管道安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量差。

2) 管道的支吊装置不正确，影响管道自由膨胀。

3) 蒸汽管道超温运行，蠕胀超过标准或运行时间过长，金属强度降低。

4) 管道运行前暖管不充分，发生水冲击。

5) 给水品质差造成管壁腐蚀或给水系统运行不正常，压力波动大，管道发生水冲击或振动。

8.4.7.3 处理

1) 若给水管道泄漏不严重，能维持锅炉给水，且不致使事故扩大时，可维持短时间运行，汇报值长，请示停炉。

2) 若泄漏加剧，直接威胁人身或设备安全时，应紧急停炉。

3) 蒸汽管道泄漏，无法维持汽压或直接威胁人身及设备安全时，应紧急停炉，汇报值长及有关领导。

4) 尽快将泄漏段与系统解列。

8.5 运行参数异常

8.5.1 主蒸汽温度过高

8.5.1.1 现象

1) 主汽温度高报警。

2)主汽温度指示超过规定值。

8.5.1.2 原因

1) 减温器故障或减温水门自动关闭。

2) 蒸汽流量突降，汽压升高。

3) 煤种变化。

4) 给水温度降低。

5) 给水压力变化大。

6) 减温调节系统故障。

7) 尾部受热面积灰时。

8.5.1.3 处理

1) 当发现主汽温度不正常升高时，应立即解除自动，调整减温水流量使汽温恢复正常，维持机侧汽温不超过540℃。

2) 若减温水喷嘴堵塞，可关闭减温水门，开启反冲洗门，用过热蒸汽反冲洗后根据情况调整减温水流量。

3) 若减温水调整门关闭并操作不动时，应立即手动调整伺服机将门开启，同时开大其他减温水门，联系检修处理。

4) 若锅炉燃烧率大，引起主蒸汽温度高，应减少锅炉燃烧率。

5) 若采取上述降温措施后，汽温仍升高超过规定值时，应汇报值长降负荷、降参数运行。

6) 汽温545℃运行超过30分钟不能恢复正常,按故障停机处理。

7) 若汽温升至550℃，经采取措施无效，应请示停炉,主蒸汽温度持续升至562℃，立即打闸停机。

8) 两主汽门前蒸汽温差应小于13.9℃,当超过41.7℃时,立即手动打闸停机。

8.5.2 主蒸汽温度过低

8.5.2.1 现象

1) 主汽温度低报警。

2) 主汽温度指示低于规定值。

8.5.2.2 原因

1) 减温水量过大，运行人员调整不当。

2) 减温水调节系统故障。

3) 过热器积灰严重。

4) 给水压力变化大。

5) 锅炉汽包满水。

8.5.2.3 处理（主蒸汽压力不变）

1) 当主汽温度降低时，立即解除自动，减少减温水，尽快使汽温恢复正常。

2) 若机侧汽温低于530℃时，可关闭减温水电动门及减温水总门,及时调整炉内燃烧,恢复汽温。

3) 若汽温降至512℃时,按下表减负荷

汽温℃ 512 507 502 497 492 487 482 477 472 467

462

457

452

负荷MW 100 90 85 80 75 70 65 60 55 45

35

25

15

4) 主汽温度降至512℃，开启过热器疏水，汇报单元长。

5) 主汽温度降至452℃时,减负荷至0,432℃以下打闸停机。

6) 主汽温度10分钟内下降50℃,应立即打闸停机。

7) 主蒸汽温度突然下降,蒸汽过热度降至150℃以下时应立即打闸停机。

8.5.3 主汽压力高

8.5.3.1 现象

1）主汽压力高报警。

2）主汽压力指示超过规定值。

3） 排汽门或安全门动作。

8.5.3.2 原因

1）机组甩负荷或汽机跳闸。

2）运行人员操作不当或给煤机转速失控造成给煤量过大。

3）煤质变化大。

8.5.3.3 处理

1）立即解除燃烧自动，减少给煤量，电负荷低时，应联系增加电负荷。

2）当压力超过规定值且有继续升高趋势，适当开启向空排汽门进行降压。

3）安全门动作，压力恢复正常后若不回座，联系检修手动强制回座。

8.5.4 主汽压力低

8.5.4.1 现象

1）主汽压力低报警。

2）主汽压力指示低于规定值。

8.5.4.2 原因

1）炉管泄漏。

2）电负荷突然增加。

3）燃烧调整不当。

4）煤质变劣。

5）给煤机故障。

8.5.4.3 处理

1）立即解除燃烧自动，增加给煤量。

2）若给煤机故障，立即增加其余给煤机出力。

3）风量不足应适当增加风量。

4）若给煤机故障造成燃烧不稳时，及时投入床上启动燃烧器助燃。

5） 汽温、汽压同时下降,应核对过热度,同时迅速恢复蒸汽参数,不能及时恢复时,汇报值长按下表要求降负荷运行。

6） 当机侧汽温降至对应压力下的停机温度时，立即故障停机。

7）主蒸汽压力、温度同时下降，虽未达到停机温度，但主蒸汽温度低于汽轮机第一级金属温度50℃以上时，汇报值长要求故障停机。

8.6 锅炉承压部件损坏

8.6.1 水冷壁管及水冷蒸发屏泄漏

8.6.1.1 现象

1）轻微破裂，焊口泄漏时，会发出蒸汽嘶嘶声，给水流量略有增加

2） 严重时，爆管处有明显的爆破声和喷汽声，汽包水位迅速下降,蒸汽压力降低,炉膛负压变正，水位投自动时,给水流量不正常的大于蒸汽流量，难以维持水位；燃烧室内有泄漏响声

3） 炉墙不严密处、水冷风室底部有喷雾、湿渣或流水现象， 底灰排放可能困难。

4） 严重时引风机电流增大，烟囱冒白汽，飞灰潮湿。

5）床温、旋风分离器进、出口温度、排烟温度下降，床温测点温差增大。

6）燃烧不稳，床温、稀相区温度下降，各指示不平衡

7）汽温、汽压下降，负荷下降。

8） 冷渣器排渣口处有水流出，床下启动燃烧器有水汽冒出。

8.6.1.2 原因

1） 炉水,给水品质长期超标,使管内结垢,致使局部热阻力增大过热。

2）长期低负荷。水冷壁长时间受热不均，造成水循环不良，引起管子局部过热爆破。

3） 管材不合格,焊接质量差或管外壁磨损严重。

4） 煤的粒度大，风速高，个别管子被长时间冲刷，使管壁局部娈薄而破裂。

5） 锅炉严重缺水，盲目急于进水或进水过快。

6） 锅炉严重超压。

7） 汽包或联箱的支吊架装置安装不合理，影响管子自由膨胀，致使接口松动裂纹。

8） 锅炉启、停过程中未按规程操作,各部分膨胀不均,产生过大的热应力

8.6.1.3 处理

1） 立即停止生石灰粉系统运行。

2） 水冷壁损坏不严重，汽包水位能保持时：

3）加大给水量,维持汽包水位,可根据情况,降负荷、降汽压,汇报值长,请示停炉。

4）减小一、二次风量，保证炉膛负压-100～-200Pa。

5） 检查并注意损坏情况是否迅速扩大,密切监视水位,汽温,床温及底灰排出情况,调整炉膛负压,床压.视情况联系汽机增开给水泵.

6） 燃烧不稳定及时投油助燃。

7） 加强冷渣器排渣，维持低床压运行。

8） 若水冷壁严重损坏,发生MFT动作、锅炉已灭火或加强进水后难以维持汽包水位或由于加大给水,导致汽包壁温差大于40℃时应紧急停炉。

9） 停炉后保留一台引风机运行,维持炉膛负压-100～－200Pa,排除炉内蒸汽,同时在条件许可的情况下,继续上水维持汽包水位。

10） 如水冷壁管漏水量很大，停炉后无法维持正常水位，应立即停止上水，并关闭省煤器再循环门。

11） 若床温下降率不超过允许值,炉内蒸汽全部排出后停引风机运行，开引风机入口挡板，防止尾部烟道冒正压。

12） 停炉后，电布除尘器应立即停电。

13） 停炉后,尽快清除炉内床料，但必须保证湿床料不得进入冷渣器以防堵塞，将床料直接排在地面。

14） 其余操作按正常停炉进行

8.6.2 省煤器管泄漏

8.6.2.1 现象

1） 汽包水位下降，给水流量不正常地增大。

2） 省煤器处有泄漏声，炉膛负压减小或变正，引风机电流增大并摆动。

3） 泄漏、爆管处后烟温降低，两侧汽温、烟温差值增大，热风温度、排烟温度降低。

4） 竖井烟道底部可能有水漏出，除灰设备可能堵塞。

5） 严重爆管，附近不严密处有汽水喷出，水位保持困难，烟囱冒白汽。

8.6.2.2 原因

1） 给水品质不合格使管内结垢、腐蚀，传热恶化。

2） 给水温度、流量经常大幅度变化。

3） 管材质量不合格，焊接质量差。

4） 启、停炉过程中，省煤器再循环门使用不正确，或烟道再燃烧造成省煤器管过热。

5） 严重超压。

6） 吹灰操作不当。

7） 长期飞灰磨损

8.6.2.3 处理

1） 立即停止生石灰粉、电除尘器运行。

2） 及时汇报单元长、值长，加强监视及调整，就地检查泄漏情况。

3 ） 泄漏不严重时，加强给水、维持水位正常。适当降低负荷运行，请示停炉。

4） 严重泄漏，难以维持汽包水位或因水位低发生MFT主保护动作时：

5） 紧急停炉，保留一台引风机运行维持炉膛负压，床温下降率不超过规定值，待烟道汽水基本消失后停引风机运行，让其自然通风。

6） 停炉后，尽可能维持汽包水位，若不能维持应严禁向锅炉上水，严禁开启省煤器再循环门。

7） 烟道汽水未完全消失前，严禁打开人孔门检查。

8） 停炉后，应尽量将电除尘下部灰道中的灰放掉。

9） 其余操作按正常停炉进行。

8.6.3 过热器泄漏

8.6.3.1 现象

1） 主汽压力下降，蒸汽流量不正常地小于给水流量。

2） 过热器泄漏处有泄漏声。

3） 炉膛负压减小或变正，有蒸汽喷出声音。

4） 泄漏、爆管处后烟温降低，两侧汽温、烟温差值增大，引风机电流增大。

5） 泄漏处后的烟气温度降低，两侧烟气、蒸汽温差增大。

6） 屏式过热器泄漏时，床压波动大，床温及旋风分离器进、出口温度下降，主蒸汽温升高，造成燃烧不稳。

7） 爆管处附近孔门及不严密处有蒸汽冒出；

8） 竖井烟道预热器灰斗可能堵灰

8.6.3.2 原因

1） 管内壁结垢或杂物堵塞，导致传热恶化。

2） 管外壁磨损或高温腐蚀。

3） 局部堵灰过热，管子固定不牢长期处于晃动运行。

4） 汽温或壁温长期超限运行。

5） 锅炉启动期间疏水不够或低负荷时投减温水不当，造成水塞导致局部过热。

6） 管材质量不合格，焊接质量差或蒸汽吹灰不当。

7）锅炉严重超压。

8.6.3.3 处理

1） 立即汇报值长及有关领导，加强检查并注意泄漏是否扩大。

2） 立即停止生石灰粉系统运行。

3） 若泄漏不严重，能维持汽温、汽压、水位燃烧时，允许短时间继续运行，必要时可降低负荷、降参数运行，并请示停炉。

4） 若泄漏严重，不能维持锅炉正常运行或对邻近的管子有威胁，情况继续恶化时，应紧急停炉：

5） 停炉后保留一台引风机运行，床温下降率不超过100℃/h。

6） 屏式过热器爆破时，加强主蒸汽的监视调整，提前增大减温水，适当降低一、二风量，严禁超温。停炉后，根据情况决定是否清除床料。

7） 停炉后维持小流量补水，保持正常水位，停止上水，开省煤器再循环门。

8） 炉内、烟道蒸汽基本消失，停运引风机进行自然通风。

9） 其余操作按正常停炉进行。

8.6.5 减温器故障

8.6.5.1 现象

1） 一侧汽温不正常地升高，两侧汽温偏差大，两侧减温水流量偏差大。

2）一侧汽温不正常地降低，两侧汽温偏差大，两侧减温水流量偏差大。

3） 减温水流量不正常的增大或减少。

8.6.5.2 原因

1） 减温器喷嘴堵塞。

2） 减温器喷嘴脱落。

3） 汽温自动或减温水调整门故障，减温水管道泄漏。

6.5.3 处理

1） 若汽温超过规定值，应报告值长，降负荷运行，维持汽温正常。

2） 减温器喷嘴堵塞时，用蒸汽进行反冲洗，经采取措施无效时，应请示停炉。

3） 若减温器喷嘴脱落时，关小或关闭减温水，保持汽温稳定，联系检修处理。

4） 减温水调整门故障时，开启减温水旁路门调整。

8.7 电气系统事故

8.7.1 骤减负荷

8.7.1.1 现象

1） 蒸汽压力急剧上升，汽压高报警，向空排汽自动开启，严重时安全门动作。

2） 蒸汽流量急剧下降。

3） 汽包水位先下降后上升，给水投自动时，给水流量减少。

4） 锅炉主联锁可能动作。

5） 如由于电气系统故障，造成电压表和电流表指示摆动

8.7.1.2 原因

1） 电力系统或供热系统故障。

2） 汽机或发电机发生故障。

3） 机组人员误操作。

8.7.1.3 处理

1） 将水位、汽压、床温自动调节切换为手动，加强对水位、给煤量、一二次风量、的调整，一次风量保持最低流化风量。

2） 根据负荷和参数的变化情况，减少给煤量或停止部分给煤机，必要时投用床上启动燃烧器稳定燃烧，尽量保持正常参数。

3） 若过热器出口联箱向空排汽门达到动作压力，而未自动打开，应手动打开。

4） 对动作后的安全门全面检查，关闭是否严密。

5） 若负荷甩至零时，应根据情况联系汽机投旁路运行或开启向空排汽，以保护过热器，停止所有给煤机，。

6） 若锅炉主联锁保护动作或汽机紧急停机时，应按紧急停炉处理，停炉后保持汽包正常水位。

7） 待故障消除后，恢复正常运行，若短时间不能恢复时，按正常停炉处理，并请示停炉后的冷却方式。

8.7.2 厂用电源中断

8.7.2.1 6KV电源中断现象

1） 6KV电压指示到零，交流照明灯灭，事故照明灯亮，事故喇叭响。

2） 所有运行的动力设备均停止转动，电流指示到零。

3） 锅炉灭火，汽温、汽压、流量、水位均下降。

4） 各电动门、调节机构电源中断。

5） 微机电源正常，DCS系统发出报警

8.7.2.2 6KV电源中断原因

7.2.2.1 厂用电系统故障，电气故障或误操作。

7.2.2.2 电网系统故障，引起厂用母线开关跳闸、备用电源自投不成功。

8.7.2.3 380V电源中断现象

1） 380V电压指示到零。

2） 所有运行中的400V电机停止转动，电流指示到零，事故喇叭响。

3） 各电动门、调节机构、热工显示仪表电源中断。

4） 给煤机电源中断，锅炉灭火，汽温、汽压、流量、水位均下降。

5） 交流照明灯灭，事故照明可能切换。

8.7.2.4 380V电源中断原因

1） 高压厂用电系统或低压变压器故障。

2） 电气故障或误操作，备用电源自投不成功。

8.7.2.5 处理

1） 立即在DCS操作画面上将失去电源的电机开关拉至停止位置。

2） 汽机打闸后，关闭主汽门，尽量避免安全门动作。若锅炉不超压、管壁不超温尽量关闭锅炉所有排汽、排水，关小或解列减温器，打开省煤器再循环门，维持汽包水位。

3） 开启过热器出口集箱疏水门，以保护过热器。

4） 手动就地打开各风道挡板，以最大速率降低炉内的温度水平。

5）电源恢复后，立即进行汽包上水，控制上水温度与汽包壁温差小于50℃，若省煤器出口水温与汽包壁温差超过112℃时，应停止向省煤器和汽包上水。

6） 锅炉启动根据床温情况，采用“温态启动”或“热态启动”的方法进行。

8.7.3 DCS故障

8.7.3.1现象

所有操作员站的数据不刷新

CRT死机或黑屏

8.7.3.2处理

1、主副操在某一项目操作完成后，应将鼠标挪至画面空白处点击一下，不得放在原操作点，以防误动。

2、切换其它操作员站画面查看后，操作人员必须操作返回原画面（谁操作切换，谁操作返回），防止误操作。

3、运行人员在翻历史记录作为运行参考时，允许前翻两天。同时要求所有人员严禁在操作员站上干于工作无关的事。

4、运行夜班人员及各班次倒班时，操作人员不得进行各电动门、电调门设置开度操作项目，避免出现电动门、电调门全开、全关现象。

5、运行操作人员不得私自删除各运行历史记录。

6、当热工保安电源中断，UPS电源不能及时自动投入，DCS不能实现远方控制操作时，运行人员立即将自动方式改为手动方式，就地操作各电动门、电调门。

7、当部分操作员站出现故障时，应使用其它操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时，迅速联系热工（或调试及DCS厂家）排除故障，若故障无法排除时，则应根据当时运行情况酌情处理。

8、当全部操作员站出现故障时（所有上位机黑屏或死机），若主要后备硬手操及监视仪表可用且能够维持机组正常运行，则可将手操器改为手动，转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，若短时间不能恢复应立即停炉（若无可靠的后备操作监视手段，应立即停炉）。并手动就的调整给水门、监视水位，保持正常。

9、紧急停炉的有关规定按《规程》执行。

11、、当紧急停炉后及时通知煤制油调度，并用中压供汽调整门前手动门控制减温减压器后压力，必要时关小或关闭手动门。同时停止高压供汽，手动关闭供汽门。

12、当DCS恢复正常后，应立即按《规程》进行重新启动。

8.8 辅机设备事故

8.8.1 风机故障

8.1.1 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）风机出口风压变化过大。

3）风机发生强烈振动，串轴超过规定数值，有冲击、摩擦及异音。

4）轴承温度过高，电机轴承和线圈温度不正常的升高，冒烟，出现火花。

8.8.1.2 原因

1） 风机叶片磨损、积灰或叶轮腐蚀，造成转子不平衡中心不对称。

2） 风机或电机地脚螺丝松动。

3） 风机或电机轴承润滑油油质不良、油量不足或冷却水中断。

4） 轴承、转子制造或检修质量不良。

8.8.1.3 处理

1） 遇有下列情况应立即停止风机的运行：

（A） 风机发生强烈的撞击或摩擦，振动超过允许值时。

（B） 风机或电机的轴承温度，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。

（C） 电机运行中电流突然上升并超过允许值,经降负荷仍不能降至额定电流以下时。

（D） 发生火灾危及设备运行时。

（E） 危及设备和人身安全时。

（F） 电动机或电缆头冒烟、着火时。

a如风机所产生的振动，撞击或摩擦不至于引起设备损坏，应汇报值长，适当减少机组负荷，降低风机出力继续运行，并查明原因，尽快消除。

b风机轴承温度升高时，应检查油量、油质、冷却水量情况，必要时可采取加油、换油、增大冷却水量等措施。

c在停用故障风机时，应首先将负荷移至正常风机后，停故障风机，并关闭其出入口挡板。

d 紧急停止转动机械运行时，应将事故按钮按下一分钟后才可松开，以免远方强合扩大事故。事故处理完后应汇报机组长、值长，并做好记录。

8.8.2 引风机跳闸

8.8.2.1 两台引风机运行其中一台跳闸

1) 现象

(A) DCS发出报警，MFT可能动作，跳闸侧引风机电流到零，出入口门自动关闭。

(B) 隔不久CRT上引风机状态显示由红变绿，并闪光，事故喇叭响。

(C) 炉膛压力增加，，运行侧引风机电流增大（自动投入）。

(D) 炉膛负压变正。

2) 原因

(A) 电机保护误动作。

(B) 厂用电故障

(C) 巡检员发现异常时，就地按事故按钮或人员误动作

(D) 引风机叶片损坏，积灰或腐蚀造成不平衡，地角螺丝松动，振动大，电机过负荷。

(E) 轴承温度高，超温保护动作

3) 处理

(A) 引风机跳闸后，解列自动，无过电流现象时，可立即重合跳闸引风机一次。成功时调整炉膛压力，稳定燃烧（原因不明时，不能强合）。

(B)如合闸不成功，复位跳闸开关，应开大运行引风机挡板（跳闸侧引风机挡板自关），减少二次风量，降低锅炉负荷，加强运行风机监视，维持单引风机最大出力，但不得超过额定电流。

(C) MFT动作，按紧急停炉处理。

(D) 汇报值长，查明原因，消除故障，重新恢复。

8.8.2.2 两台引风机运行同时跳闸

1) 现象

(A) DCS系统发出报警，两台引风机状态显示由红变绿，并闪光，事故喇叭响。

(B) 锅炉主联锁动作，高压流化风机、二次风机、一次风机、给煤系统、石灰系统全部及油燃烧器均跳闸MFT动作，锅炉灭火。汽温、汽压、床温、床压、蒸汽流量急剧下降，水位先低后高。

(C) 汽轮机跳闸，负荷到零，锅炉安全门可能动作。

2) 原因

(A) 6KV厂用电中断。

(B) 电气回路故障或误动作。

3) 处理

(A)锅炉MFT动作，则自动停炉；若MFT不动作，则立即手动MFT停炉。

(B)风机跳闸原因明确，则解列自动，可根据情况对引风机重合闸一次，若成功依次启动其他跳闸设备，根据床温情况，决定是否投油。重合闸无效时，确认各跳闸设备在DCS画面上拉至停止位置后，汇报单元长、值长，检查原因。

(C) 确认所有风机已停运，检查关闭各风机挡板。

(D) 及时开启过热器疏水门、向空排汽门，严禁锅炉超压，确保过热器温正常。

(E) 调整汽包水位在正常范围，控制床温下降速度不超过100℃/h。并对加强对炉膛温度、汽包及各受热面壁温的监视。

(F) 引风跳闸原因查明，具备恢复条件后，按顺序启动各风机，床温高于600℃，直接投煤，进行热态启动，床温低于600℃，必须对炉膛进行了吹扫后，方可重新点火。

(G) 短时间不能恢复，关闭主汽门。将汽包水位上至+300㎜，停止上水，开启省煤器再循环。

(H)其它规定按紧急停炉处理。

8.8.3 二次风机跳闸

8.8.3.1 现象

1) DCS上跳闸侧二次风机电流到零，二次风机状态显示由红变绿，并闪光，事故喇叭响。

2) 两台二次风机运行其中一台故障跳闸，炉膛负压增大，发出声光报警，跳闸风机出口挡板自动关闭，运行风机电流增大（液偶。

3) 若两台二次风机全部跳闸，DCS上二次风机状态显示由红变绿，并闪光，事故喇叭响。连锁保护动作，一次风机、给煤系统、石灰试系统全部跳闸，MFT动作，汽温、汽压、床温、床压、蒸汽流量急剧下降。

4) 氧量降低，燃烧损失增大

8.8.3.2 原因

1)电机或风机本身故障，保护误动作。

2) 6KV厂用电故障，电气回路故障或人员误操作。

3) 就地按事故按或人员误动作。

4) 轴承温度高，超温保护动作。

5) 两台引风机、三台流化风机跳闸。

8.8.3.3 处理

1) 若一台二次风机跳闸，解列自动，无过电流或其他机械缺陷现象时，可立即重合跳闸的二次风机（原因不明时，不能强合）。成功后调整炉膛压力，稳定燃烧。

2) 如合闸不成功，应开大运行二次风机挡板（跳闸侧二次风机挡板自关），增加二次风量，降低锅炉负荷，维持单二次风机最大出力运行，电流不超过额定电流。

3) 两台风机运行同时跳闸，检查两台一次风机联动跳闸，锅炉 MFT动作，

4) 若两台二次风机跳闸，解列自动，判明原因，可根据情况重合闸一次，若成功依次启动其他跳闸设备，根据床温情况，决定是否投油。重合闸无效时，确认各跳闸设备，汇报单元长、值长，检查原因。

5) 做好机组启动准备，待查明原因具备恢复条件，方可重新启动

6) 由引风机跳闸引起的二次风机全停，按引风机全停处理。

8.8.4 一次风机跳闸

8.8.4.1 现象

1) 一台一次风机跳闸，跳闸侧一次风机电流到零。

2) DCS画面上一次风机状态显示由红变绿，并闪光，事故喇叭响。

3) 两台一次风机运行时，一台故障掉闸，炉膛负压增大，发出声光报警，跳闸一次风机出口挡板自动关闭，运行风机电流增大（自动时入口挡板自动开大），床压分布不均，料层差压下降，床温升高。

40 若两台一次风机全部跳闸，DCS一次风机状态显示由红变绿，并闪光，事故喇叭响。连锁保护动作，给煤系统、石灰试系统全部跳闸，MFT动作，锅炉灭火。

5) 氧量降低，燃烧损失增大。

8.8.4.2 原因

1) 电机或风机本身故障。

2) 6KV厂用电故障、电气回路故障或误操作。

3) 就地按事故按或人员误动作。

4) 轴承温度高，超温保护动作。

5) 两台引风机、三台高压流化风机、二次风机任两台跳闸，联锁跳闸。

8.8.4.3 处理

1) 两台风机运行，其中一台风机跳闸时

2) 若跳闸前无过电流或机械缺陷时，可抢合一次（原因不明时，不能强合），成功时可恢复正常运行，如抢合不成功立即将故障风机置于停止位，关闭其入口挡板，开大另一台风机挡板，增大出力，但不能过电流，密切监视床温床压的变化

3) 若发现有过流或其他机械缺陷，不允许抢合，应及时减少给煤量，增大另一台风机出力，联系降负荷，尽量保持床温床压的正常，维持锅炉运行

4) 如不能维持锅炉正常的流化及运行时，应请示停炉

5) 两台风机运行跳闸锅炉 MFT动作，若不动作，应立即手动MFT

6) 若两台一次风机跳闸，解列自动，判明原因，可根据情况重合闸一次，若成功依次启动其他跳闸设备，根据床温情况，决定是否投油。重合闸无效时，确认各跳闸设备，汇报单元长、值长，检查原因。

7) 做好机组启动准备，待查明原因具备恢复条件，方可重新启动

8) 由引风机跳闸引起的一次风机全停，按引风机全停处理。

8.8.5 高压流化风机故障

8.8.5.1 现象

1) DCS上跳闸侧高压流化风机电流到零，风机状态显示由红变绿，并闪光，事故喇叭响。

2) 轴承温度高，超温保护动作。

3) 两台流化风机跳闸，联动未成功后，二次风机、一次风机、给煤机，生石灰粉系统联锁跳闸，MFT动作。

4) 两台旋风分离器返料器料位高，松动风、返料风风压、流量降低，回料温度，高压流化风量、压力均降低，严重时回料腿堵塞

5) 汽温、汽压、床压下降，床温升高。

8.8.5.2 原因

1) 叶片磨损严重，使之失去平衡，发生震动，电动机过负荷跳闸。

2) 轴承润滑油质不良或冷却水中断，轴承温度升高损坏。

3) 两台引风机跳闸。

4) 就地按事故按纽或人员误动作或电气设备故障。

5) 高压流化风机出口母管压力过高。

8.8.5.3 处理

1) 故障风机跳闸，备用风机联动启动成功，立即调整风压至规定值，同时将故障风机置于停止位置。

2) 若备用风机联动不成功，MFT未动作，立即手动强合成功后，调整风压至规定值，注意床温、床压的变化，必要时降低负荷运行。

3) 处理过程中达到MFT动作条件，则按紧急停炉处理。

4) 做好机组启动准备，待查明原因具备恢复条件，方可重新启动。

5) 由引风机跳闸引起的高压流化风机风机全停，按引风机全停处理。

8.8.6 给煤机故障

8.8.6.1 给煤机断煤

1) 现象

(A) DCS发出故障报警：如电机跳闸、堵煤、断煤报警、MFT动作。

(B) 烟气含氧量上升，给煤机落煤管温度升高。

(C) 床温先上升后下降，回料温度下降。

(D) 蒸汽流量、压力、温度、床温下降，炉膛负压增大。

(E) 故障给煤机给煤量指示为零。

(F) 两台或两台以上给煤机跳闸时，就地观察炉内火焰变暗。

2) 原因

(A) 电气或机械故障，给煤机跳闸。

(B) 煤中混入异物将给煤机卡住。

(C) 给煤机皮带打滑或断裂。

(D) 煤湿造成给煤机出口堵塞，使给煤机停转。

(E) 锅炉主联锁动作、ＭＦＴ动作。

(F) 给煤机落煤管温度大于80℃。

（G）煤斗疏松机故障

3) 处理

(A) 停运故障给煤机，查找故障原因，采取相应措施予以恢复。同时增大其它给煤机出力，保持燃烧稳定。

(B) 两以上台给煤机故障，造成床温快速下降，无法维持正常负荷，立即降负荷运行，床温低于810℃，且温降率较大时，投床上燃烧器助燃，调整一、二次风配比，维持床温，保证给煤着火良好。

(C) 严密监视给煤管管壁温度超过 80 ℃时，给煤机出口电动门自动关闭。

(D) 若煤仓粉位低，应减小相应给煤机出力，直至停运，关闭给煤机出、入口门。

(E) 若煤仓烧空，应立即关闭给煤机出口电动门，停运给煤机，防止烧坏皮带。

(F) 煤仓、落煤斗棚煤，启动疏通机、振打器或人工疏通。

(G) 落煤管堵塞，停止给煤机运行，处理过程中，适当提高炉膛出口负压。

(H) 给煤机跳闸，查明原因，处理，恢复后，严格控制汽温、汽压、床温上升速度，防止屏过超温。

(I) MFT动作，按紧急停炉处理。

8.8.6.2 给煤机超速

1) 现象

(A)故障给煤机给煤量增大。

(B) 烟气含氧量迅速下降。

(C) 回料阀温度迅速上升，炉膛压力增大，床温上升。

(D) 蒸汽流量、压力、温度上升。

2) 原因

(A)电气故障，给煤机失控。

(B) 热工控制故障，给煤机失控。

3) 处理

(A) 立即停止故障给煤机，将转速调至零，查明原因，采取相应措施，消除故障后，予以恢复。

(B) 据床温、蒸汽流量变化情况，及时调整其余给煤机出力，维持燃烧稳定。

(C) 重新启动给煤机时，增加转速应缓慢进行。

附录

锅炉设备规范

1 锅炉设备参数

1.1 锅炉型号：UG-440/10-M

1.2 锅炉主要参数

额定蒸发量：440t/h

过热蒸气额定压力（表压）：10.0Mpa

锅炉排烟温度：138℃

排污率: ≤1％

空气预热器进风温度: 20℃、

锅炉计算热效率: 91.52％

燃料消耗量: 56.134t/h

生石灰粉消耗量:4.5t/h

给水温度：230℃

一次热风温度: 200℃

二次热风温度: 200℃

一、 二次风量比: 55：45

循环倍率: 25–30

锅炉飞灰份额: 70％

脱硫效率: ≥90％ (钙硫摩尔比为2.0)

2锅炉结构简述

锅炉形式：高温高压，单汽包横置式，单炉膛，自然循环CFB锅炉。

锅炉采用紧身封闭，在运转层9m标高设置格栅平台。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是两台蜗壳式绝热旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级三组对流过热器，过热器下方布置四组省煤器及一，二次风各三组空气预热器。

本锅炉采用的循环流化床燃烧技术，是结合该公司多年来生产循环流化床锅炉的经验开发的新一代产品。在燃烧系统中，给煤机将煤送入落煤管进入炉膛，锅炉燃烧所需空气分别由一二次风机提供。一次风机送出的空气经一次风空气预热器预热后由左右两侧风道引入炉下水冷风室，通过水冷布风板上的风帽进入燃烧室；二次风机送出的风经二次风空气预热器预热后，通过分布在炉膛前后墙上的喷口喷入炉膛，补充空气，加强扰动与混合。燃料在炉膛内与流化状态下的循环物料掺混燃烧，床内浓度达到一定后，大量物料在炉膛内呈中间上升，贴壁下降的内循环方式，沿炉膛高度与受热面进行热交换，随烟气飞出炉膛的众多细小物料经蜗壳式绝热旋风分离器，绝大部分物料又被分离出来，从返料器返回炉膛，再次实现循环燃烧。而比较洁净的烟气经转向室、 高温过热器、 低温过热器、 省煤器、 一、 二次风空气预热器由尾部烟道排出。由于采用了循环流化床燃烧方式，通过向炉内添加生石灰粉，能显著降低SO2的排放，采用低温和空气分级供风的燃烧技术能够显著抑制NOx的生成。其灰渣活性好，具有较高的综合利用价值，因而它更能适合日益严格的国家环保要求。

锅炉水,汽侧流程如下:

给水经过水平布置的四组省煤器加热后进入锅筒.锅筒内的锅水由集中下降管,分配管进入水冷壁下集箱,上升管,炉内水冷屏,上集箱,然后从引出管进入锅筒.锅筒内设有汽水分离装置.饱和蒸汽连接管引至尾部汽冷包墙管,低温过热器,一级喷水减温器,炉内屏式过热器,二级喷水减温器,高温过热器,最后将合格的过热蒸汽引向汽轮机.

2.1炉膛水冷壁

考虑到合理的炉膛流化速度,炉膛断、面尺寸设计成14370mm*7010mm,

四周由管子和扁钢焊成全密封膜式水冷壁.前后及两侧水冷壁分别各有179根与87根管子。前后水冷壁下部密相区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35.6m，炉膛烟气截面流速4.7m/s。

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，下部锥体处管子对称让出二只返料口。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入孔，炉膛密相区前后侧水冷壁还布置有两排二次风喷口。

前、后、侧水冷壁分成四个循环回路，由锅筒底部水空间引出4根集中下降管，通过36根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6根分散下降管引入，前后墙水冷壁下集箱分别由12根分散下降管引入。两侧水冷壁上集箱相应各有6根连接管引至锅筒，前后墙水冷壁上集箱有24根引出。5片水冷屏则各有从锅筒引出的一根下降管供水，再分别由2根引出管引至锅筒。

为了运行、检修需要;水冷壁上设置了入孔、看火孔、温度测点、炉膛压力测量孔,水冷壁顶部设置了6只检修绳孔。

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182mm。

2.2 高效蜗壳式旋风分离器

2.2.1分离器是循环流化床锅炉的重要组成部件、,本锅炉采用高效蜗壳式旋风分离器技术,在炉膛出口并列布置两只旋风分离器,分离器直径ф6500mm,用δ10mm钢板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900℃左右。

2.2.2分离器内表面采用轻型炉墙，选用高强度耐磨可塑料、高强度耐磨砖，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，以保证锅炉安全可靠运行。

2.2.3分离器出口管采用高温耐热合金制造，材质为1Cr25Ni20。

2.2.4分离器入口开设检修门，并保证其密封性。

2.2.5返料器和立管内设有热电偶插孔及观察窗，以监视物料流动情况。

2．3锅筒及锅筒内部设备

锅筒内径ф1600mm,厚度为100mm,封头厚度为100mm,筒身长约15000mm, 全长约19000mm,材料为P355GH（19Mn6）。

锅筒正常水位在锅筒中心线以下180mm，最高水位和最低水位离正常水位各50mm。

锅筒内采用单段蒸发系统布置有旋风分离器、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72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，然后蒸汽通过清洗板孔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及十字板。

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℃（一般为30–70℃），并且上水速度不能太快，尤其在进水初期更应缓慢。

锅筒采用两个U型曲链片吊架，悬吊在顶板梁下，吊点对称布置在锅筒两端，相距11500mm。

2.4燃烧设备

燃烧设备主要有给煤装置、布风装置、排渣装置、给生石灰粉装置和点火系统及返料回灰系统。

2.4.1给煤装置

给煤装置为4台耐压电子称重式给煤机。给煤机与落煤管通过膨胀节相连，解决给煤机与炉膛水冷壁之间的膨胀差（膨胀值149mm）。给煤装置的给煤量能够满足在二台给煤装置故障时，其余二台给煤装置仍能保证锅炉100%额定出力。一定粒度的燃煤经给煤机进入布置在前墙的四根间距为3.2m的落煤管，落煤管上端有送煤风，下端靠近水冷壁处有播煤风，给煤借助自身重力和引入的送煤风沿着落煤管滑落到下端在距布风板2300mm处进入炉膛。给煤量通过改变给煤机的转速来调整，给煤机内通入二次风冷风作为密封风，由于给煤管内为正压（约有4000Pa），给煤机必须具有良好有密封。

播煤风管连接在每个落煤管的端口，并应配备风门以控制入口风量。

2.4．2布风装置

风室由向前弯的后水冷壁及两侧水冷壁组成，风室内浇注100mm厚的中质保温混凝土。防止点火时鳍片超温，并降低风室内的水冷度。燃烧室一次风从左右两侧风道引入风室。风室与炉膛被布风板相隔，布风板系水冷壁与扁钢焊制而成，布风板的横断面为14370*3540，其上均匀布置有1800只风帽。一次风通过这些风帽均匀进入炉膛，流化床料。风帽采用耐磨耐高温合金，风帽横向纵向节距均为160mm。为了保护布风板，布风板上的耐火浇注料厚度为150mm。在风室的下部设有两根排灰管，定期排除风室积灰。

2.4.3排渣装置

煤燃烧后的灰分别以底渣形式从炉膛底部排出和以飞灰形式从尾部排出。煤的种类、粒度和成灰特性等会影响底渣和飞灰所占份额。就本锅炉设计煤种和粒度要求而言，按底渣占总灰量的30%及粒度0.1?—10mm、飞灰占总灰量的70%及粒度0-0.1mm来设计。

底渣从水冷布风板上的五根Ф219水冷放渣管排出炉膛，其中四根接冷渣机，每台冷渣机按10t/h冷渣量配置，另一根做事故排渣管，水冷放渣管中的水参与锅炉水循环，不需另接冷却水源。

底渣通过冷却输送装置，可实现连续排渣。出渣量以维持合适的风室压力为准。通常运行时的风室压力为10000-13000Pa。一般来讲定期排渣的大渣含碳量较低，能小于1.5%，而连续排渣的大渣含碳量会有所升高。

2.4.4给生石灰粉装置

本台锅炉按添加生石灰粉脱硫设计，生石灰粉通过气力输送经二次风口送入炉膛。脱硫的生石灰粉耗量每小时约4.5吨，按钙硫比2.0计算。脱硫效率为90%。

2.4.5二次风装置

二次风通过分布在炉膛前后墙上的二次风管喷嘴分别送入炉膛下部不同高度的空间。喷口风速大于70m/s。运行时二次风压一般不小于6000Pa。

2.4.6床上及床下点火燃烧器

四台床下点火燃烧器并列布置在炉膛水冷风室后侧，两台床上点火燃烧布置于炉膛密相区左右两侧。由点火油枪、高能电子点火器及火检装置组成。点火油枪为机械雾化，燃料为-10#轻柴油。床下点火燃烧器每支油枪出力800kg/h，床上点火燃烧器每支油枪出力1000kg/h，油压2.5Mpa,床上油枪所需助燃空气为二次风,床下油枪所需助燃空气为一次风.对于床下点火燃烧器,空气和油燃烧后形成850℃左右的热烟气.从水冷风室上的布风板均匀送入炉膛.为了便于了解油枪点火情况,点火燃烧器设有观察孔.本台锅炉能满足程控点火要求,并有火检装置,其中火检探头的冷却采用仪表(压缩空气)吹扫.

点火用油量及风量度 床下 床上

点火油压: 2.5Mpa 2.5MPa

每只油枪喷油量: Q=800Kg/h Q=1000Kg/h

点火总风量 108800m3/h 68000m3/h

点火启动时,风室内温度监视采用直读式数字温度计,冷态启动时间按升温升压曲线执行。

2.4.7返料回灰系统

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采用高压冷风，由小风帽送入，松动风与返料风的风帽开孔数量及孔径有差别，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4868Nm3/h,其中返料风总风量3246Nm3/h。启动时设计风量8689Nm3/h,其中返料风量5792Nm3/h。返料器上设置一个启动床料加入口，尺寸ф219*5，运行中同时也可以作为飞灰再循环管路中飞灰的加入口，返料器的布风板还没有一根ф108*6放灰管。由于本锅炉燃用油灰渣，特在返料箱上设置两层吹风管以防结焦，该吹风管连通两路管子，一路为返料风，另一路为压缩空气，正常运行时通入返料风，一旦发现结焦，关闭返料风，通入压缩空气。

2.5过热器系统及其调温装置

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。

饱和蒸器从锅筒由12根Ф133*10的管子引至尾部包墙和包墙（包墙Ф51*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Ф42*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。过热蒸气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，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。两级减温器的喷水量分别为14.9t/h、10t/h。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：

2.5.1高、低温过热器管均采用顺列布置，第1排管子加防磨盖板，弯头也有防磨板，防止磨损。

2.5.2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14米。屏式过热器处的烟速为4.7m/s。

2.5.2.1高温过热器处的烟速为10.46m/s,低温过热器处的烟速为8.62m/s。

3 性能说明

本锅炉除前述基本特点，还具有以下特性能：

3.1超负荷能力

本锅炉在设计时充分考虑了锅炉的超负荷能力，锅炉铭牌蒸发量为440t/h。

3.2调温能力

为保证锅炉蒸发量在100%B-MCR范围内、过热汽温达到540℃，同时兼顾超负荷时调节能力，本锅炉设计最大喷水量可达42t/h，额定负荷时约为25t/h。当负荷低于50%可在保证燃烧稳定的前提下通过适当加大风量，提高炉膛出口过剩空气系数a使汽温达到要求。（额定负荷时a=1.2）

3.2低负荷能力

本锅炉的设计煤种为油灰渣和洗中煤的混煤，比例为油灰渣：洗中煤=1：1，在燃用设计煤种时锅炉能够在30-100%额定负荷范围内稳定燃烧。

3.3锅炉投产调试运行半年后的第一年，年利用小时不低于6500小时，以后年平均运行小时7500小时。

3.4在钙硫摩尔比2：1时，保证锅炉脱硫效率≥90%，脱硫后的排放351mg/Nm3.

3.5锅炉NOх的排放<120mg/Nm3。

3.6锅炉尾部粉尘排放浓度（不脱硫）：29.2g/Nm3

4 锅炉主要热力参数

4.1 工质温度及压力

序 号 项 目 温度(B-MCR) ℃ 压力（B-MCR）MPa

1 给 水 230 14

2 省煤器入口 230 12.68

3 省煤器出口 317.3 12.34

4 汽 包 317.3 11.5

5 低温过热器入口 333.5 10.91

6 低温过热器出口 411 10.7

7 屏式过热器入口 391 10.6

8 屏式过热器出口 472 10.47

9 高温过热器入口 462 10.13

10 高温过热器出口 540 10.0

15 过热器喷水压力 12.68

4.2 烟气、空气温度

序 号 项 目 单 位 B-MCR

1 床 温 ℃ 850～900

2 炉膛出口烟温 ℃ 890

3 分离器入口烟温 ℃ 890

4 分离器出口烟温 ℃ 902.4.

5 转向室入口烟温 ℃ 902.4.

6 转向室出口烟温 ℃ 844.4

7 高温过热器入口烟温 ℃ 844.4

8 高温过热器出口烟温 ℃ 694.4

9 屏式过热器入口烟温 ℃ 890

10 屏式过热器出口烟温 ℃ 890

11 低温过热器入口烟温 ℃ 690

12 低温过热器出口烟温 ℃ 476.6

17 省煤器入口烟温 ℃ 476.6

18 省煤器出口烟温 ℃ 296.8

19 空气预热器入口烟温 ℃ 296.8

20

空气预热器出口烟温 ℃ 138

21 排烟温度 ℃ 138

22 一次风温 ℃ 200

23 二次风温 ℃ 200

24 空气预热器入口风温 ℃ 20

4．3锅炉热力参数

序 号 项 目 单 位 B-MCR 数据来源

1 排烟损失 % 5.57 设计数据

2 化学未完全损失 % 0.05 设计数据

3 机械未完全损失 % 2.33 设计数据

4 散热损失 % 0.46 设计数据

5 炉渣物理热损失 % 0.07 设计数据

6 有效利用热(效率) % 91.52 设计数据

7 生石灰粉煅烧热损失 % 0 设计数据

8 硫盐化放热 % 0 设计数据

9 脱硫效率 % ＞90

10 保证热效率 % 99.6

11 床压 KPa 8-10

12 计算燃料量 t/h 56.134

13 实际燃料量 t/h 54.826

14 生石灰粉 t/h 4.5

15 烟气流量 Nm3/h 390475

16 炉膛容积热负荷 kw/m3 94

17 炉膛断面热负荷 kw/m2 3217

18 Ca/S摩尔比 2.0

19 锅炉飞灰量（不脱硫） t/h 11690

20 锅炉飞灰量（脱硫） t/h 16240

21 锅炉底灰量（不脱硫） t/h 5010

22 锅炉底灰量（脱硫） t/h 9569

23 入炉煤粒度 mm 0～10

24 入炉生石灰粉粒度 mm 0～1

25 灰渣总量（不脱硫） t/h 16700

26 灰渣总量（脱硫） t/h 25819

27 脱硫后的SO2排放值 mg/Nm3 351

28 NOx排放值 mg/Nm3 200

29 不投油稳燃负荷 30%B-MCR

30 空气预热器冷段低温腐蚀最低允许进口风温 ℃ 20

31 定压运行保证参数负荷 % 70～100（B-ECR～B-MCR）

32 滑压运行保证参数负荷 % 50～100（B-ECR～B-MCR）

33 主汽温度保持正常负荷范围 % 70～100（B-ECR）

4．4点火油特性

名称 项 目 单 位 设计数据 备 注

油 油种 #-10轻柴油

粘度（20℃） 恩氏oE 1.2～1.67

运动粘度 cst 3.0～8.6

灰分 % ≤0.025%

硫分 % ≤0.2%

机械杂质 无

水分 % 不大于痕迹

闪点（闭式） ℃ >65℃

凝固点 ℃ ≤0℃

低位发热量 KJ/Kg 41868KJ/Kg

4.5 煤质特性

序 号 名 称 设计煤种 校核煤种1 校核煤种2

1 收到基碳 Car 53.91％ 57.61% 43.42%

2 收到基氢Har 3.12％ 3.88% 2.26%

3 收到基氧Oar 4.74％ 3.47% 8.89%

4 收到基氮Nar 0.68％ 0.71% 0.58%

5 收到基硫Sar 2.52％ 2.66% 1.62%

6 全水份W 5.30％ 4.3% 10.20%

7 收到基灰份Aar 29.75％ 27.37% 32.62%

8 空气干燥基水份Wad 2.09% 1.94% 4.70%

9 干燥无灰基挥发份Vdaf 47.09％ 47.29% 40.87%

10 收到基低位发热量Qnet.ar 21281kl/Kg 22520 16330

11 灰变形温度DT 1030℃ 1090℃

12 灰软化温度ST 1070 ℃ 1140℃

13 灰熔化温度FT 1160 ℃ 1210℃

砂子粒度 1mm

14 0～0.13mm 25%

15 0.13～0.18mm 25%

16 0.18～0.25mm 25%

17 0.25～0.6mm 25%

启动用砂粒径分布：

启动床料可以用砂也可以用原有的床料，要求控制砂子中的钠、钾含量，以免引起床料结焦。启动用原有床料最大不超过3mm。

5 锅炉主要设备规范

5.1 汽包

名 称 项 目 单 位 设计数据 备 注

汽 包 内 径 mm 1600

壁 厚 mm 100

筒体长度 mm 15000

材 质 19Mn6

中心线标高 m 50.6

正常水位在中心线下位置 mm 180 波动不超过±50mm

旋风分离器 个 72 左36个右旋36个

5.2 水冷壁

名 称 循环回路 外径×壁厚mm 材质 最高允许温度℃ 数量(根)

水冷壁 前后各1

侧墙各1 Φ60*5

Φ60*5 20G ﹤480 前后各179，甲，乙侧各87

水冷屏 5 Φ60*5 20G ﹤480 5个

水冷布风板 Φ60*5 20G ﹤480 14370×7010㎜2

集中下降管 Φ426*28

Φ219*16 4

分散下水管 Φ159*12

Φ159*12 36+5

5.3 过热器喷水减温器

名 称 型 式 外径×壁

厚mm 减温前温度℃ 减温后温度℃ 位 置 水 源 喷水总量（t/h） 备 注

一级减

温器 笛形管式 Φ 408.5 380.5 低屏过之间 高加后 14.868

二级减

温器 笛形管式 Φ 476.7 466.7 屏高过

之间

高加后 9.997

5.4 省煤器

名 称 外径×壁

厚mm 材 质 允许温

度℃ 横/纵向管排及根数 横向节

距mm 介质

流向

省煤器蛇形管 Φ 20G ﹤480 逆

省煤器吊挂管 上部 15CrMoG <560 逆

下部 20G ﹤480

5.5 空气预热器

型式 布置方式 管外径×壁厚mm 材 质 横/纵向间距mm 横/纵向

管排mm 介质流向

管式 三通道卧式 Q235-A

CortenA 逆

5.5 燃烧设备

名 称 项 目 单 位 设计数据 备 注

炉 膛 宽 度 m 14.37 两侧水冷壁中心线距离

深 度 m 7.01 前后水冷壁中心线距离

给煤口 布置方式 前墙布置

数 量 个 4

回料口 布置方式 后墙布置

数 量 个 2

生石灰粉口 布置方式 前墙布置 前墙上二次风口

数 量 个 3

排渣口 布置方式 底部布置 四个排渣管接冷渣器，中间一个作为检修放渣或事故放渣

数 量 个 5

二

次

风

口 总数量 个 21

前 墙 个 9 上二次风口4个，下二次风5个

后 墙 个 12 上二次风口6个，下二次风6个

床

下

启

动

燃

烧

器 雾化方式 机械雾化

布置方式 布置在水冷风室下部

数 量 只 4 占热负荷14%B-MCR

单只出力 Kg/h 800

油 压 MPa 2.5

点火方式 高能电子点火器点火

床

上

启

动

燃

烧

器 雾化方式 机械雾化

布置方式 布置于布风板上3米处

数 量 只 2 占热负荷12%B-MCR

单只出力 Kg/h 1100

油 压 MPa 2.5

点火方式 高能电子点火器点火

风

帽 型 式 内嵌逆流柱型风帽

数 量 个 1800 （宽×深）

压 损 Pa 4000 表观烟气速度为m/s

点火枪 数 量 个 6 床上2个、床下4个

位 置 随启动燃烧器布置

5.6 锅炉各主要承压部件水容积

给水及过热器系统

序 号 部件名称 水压试验时m3 运行时m3

1 汽 包

2 下降管、水冷壁、连接管

3 过热器、连接管 0

4 省煤器、吊挂管

5 总 计 200 140

6 风机设备

名 称 项 目 单 位 设计数据 B-MCR工况 备 注

一 次 风 机 型 式 KG30-SM2380

数 量 台 2

出口流量 m3/h 147095

出口风压 Pa 21432

入口温度 ℃ 20

风机转速 r/min 1490

控制方式 入口调节

布置方式 单吸入

电

机 型 号 YKK500-4G 功 率 1120KW

电 压 6000V 转 速 1490r/min

电 流 126A

二

次

风

机 型 式 RJ30-SW2070F

数 量 台 2 50%容量

流 量 Nm3/h 117756

压 力 KPa 12.583

入口温度 ℃

入口密度 g/m3

风机转速 r/min 1450

布置方式 单吸入

控制方式 液偶调节（YOTGCD650）

电

动

机 型 号 YKK450-4G 功 率 560KW

电 压 6000V 转 速 1490r/min

电 流 68A

引

风

机 型 式 RJ30-OW2960F 备注

数 量 台 2 液偶调节

风 量 m3/h 429731

全 压 Pa 8764

转 速 r/min 993

电 机 型 号 YKK630-6 功率 1400KW

电 压 6000V 转速 1000r/min

电 流 161A

高

压

流

化

风

机 型 号 3HE-250

数 量 台 3 50%容量

流 量 Nm3/min 93.6 进汽压力 101.3Pa

压 升 KPa 56.179 进汽温度 40℃

转 速 r/min 1470 冷却方式

电 机 型 号 Y315M-4PT100 功 率 132KW

电 压 380V 转 速 1486 r/min

电 流 239.72

7 给煤设备规范

名 称 项 目 单 位 设计数据 备 注

煤

仓 容 积 m3 510

高 度 mm

数 量 个 2 每个煤斗设空气炮

给

煤

机 型 号 10-57型 耐压电子称重式给煤机

最大出力 t/h 5-55 江苏赛摩拉姆齐技术有限公司

输送距离 mm 12000 输送带速度 0.438m/s

带 宽 mm 800 数量 4台

驱

动

装

置 电 机 型号：Y4 功率：4Kw

电 压 380V 转速 变频调速1400r/min

清扫装置电机 型号：Y1.1 功率：2.2kw

电 压 380 转速 1400r/min

8 暖风器

名 称 项 目 单 位 设计数据 备 注

二

次

风

机 型 号 立式

数 量 台 2

设计压力 MPa 1.2

工作压力 MPa 0.7-1.07

换热面积 ㎡ 120

设计温度 ℃ 280

工作温度 ℃ 231-261

一

次

风

机 型 号 立式

数 量 台 2

设计压力 kPa 1.2

工作压力 kPa 0.7-1.07

换热面积 ㎡ 130

设计温度 ℃ 280

工作温度 ℃ 231-261

9 扩容器

名 称 项 目 单 位 设计数据 备 注

暖风器疏水箱 型 式 SS-2.5/1.1

数 量 台 1

有效容积 m 3 2.52

设计压力 MPa

工作压力 MPa 0.9

设计温度 ℃ 400 工作介质:水、水蒸气

工作温度 ℃ 250

定

期

排

污

扩

容

器 型 式 DP-20型

数 量 台 1

有效容积 m 3 20

设计压力 MPa

工作压力 MPa 0.12

设计温度 ℃ 工作介质:饱和水蒸汽、污水

工作温度 ℃ 105

连

续

排

污

扩

容

器 型 式 LP-3.5型

数 量 台

有效容积 m3 3.5

设计压力 MPa 0.6

工作压力 MPa 0.6

设计温度 ℃ 170

工作温度 ℃

耐压试验压力 MPa

疏

水

扩

容

器 型 式 SK-2.0型

数 量 台

有效容积 m3 2.0

工作压力 MPa 0.12

设计温度 ℃ 105

9 锅炉辅机设备规范

9.1 压缩空气系统设备规范

9.1.1 空压机的参数

型 号 SA-250W-6K

冷却方式 水冷

吸气

状态 温度（℃） 32-40

压力 MPa（A） 0.1013

相对湿度 % 80

定压比热/定容比热 1.4

排气量/排气压力（m3/min / MPa） 42.0 / 0.75 40.5 / 0.85

38.2 / 1.05 34.5 / 1.25

主电动机 型号 Y355-4

转速（rpm） 1480

额定功率（kW） 250

防护等级 IP23

绝缘等级 F级

启动方式 直接启动

电压（V）/频率（Hz） 6000 / 50

满载电流（A） 29.6

电机重量（Kg） 1420

驱动方式 联轴器传动

噪 音 ≤ 82dB(A)

含油量（ppm） ≤ 3

后冷却器出口温度（℃） ≤ 40

排风扇 型 号 EI-4183N

风量（m3/min） 77

功率（kW） 0.35

电压（V）/ 频率（Hz） 380 / 50

冷却水 冷却水性能 一般工业用水

污垢系数（m2.hr.℃/kcal） 0.0006

水压Mpa（G） 最低：0.1， 正常：0.2， 最高：0.5

水温（℃） 入口最高 35

冷却水量（m3/h） ≤ 21

排气量控制方式 旋转阀 + 进气容调控制

安全阀设定压力（Mpa） 压缩机排气压力+0.1

润滑油量（升） 100

润滑油牌号 复盛双螺杆空压机专用油

外型

尺寸 长度（mm） 3520

宽度（mm） 1950

高度（mm） 1950

净重（Kg） 6100

备注 空压机性能测试标准 ASME-PTC-9-1970

运转振动测试标准 VDI-2056

运转噪音测试标准 ISO-2151

海拔高度 < 1000

9.1.2 贮气罐技术规范及参数

序 号 项 目 设计数据 备 注

1 数 量 个

2 型 号

3 容 积 m3

4 设计压力 0.8MPa

5 设计温度 80℃

6 介 质 压缩空气

制造厂家：

9.1.3 组合式空气干燥器

序 号 项 目 设计数据 备 注

1 型 号 SLAD-50MZ

2 进气温度 ≤45℃

3 进气压力 0.6～1.0MPa

4 进气含油量 ≤0.1PPM

5 再生气量 ≤4%

6 工作周期 T=10min

9.2 机械除渣设备系统

名 称 项 目 设计值 单 位 备 注

渣

库 型 号 ZC-8/300

有效容积 350 m3

直 径 8000 ㎜

数 量 1 个 共计3个

输

渣

机 型 号

出 力 40 t/h

长 度 38 m

电机功率 22 KW

电 压 220 V

斗提机 型 号 配气动、手动插板

出 力 40 t/h

功 率 15 KW

输送速度 0.8 t/h

干灰散

装 机 型 号 SZJ-100B

出 力 100 t/ h

功 率 0.75 KW

袋式排气

过滤器 型 号

面 积 m2

效 率 99.9 %

风机功率 KW

数 量 台

9.3 滚筒冷冷渣器

序号 名称 参数

1 型号 HBSL…1V

2 额定排渣量 1～20T/H

3 进渣温度 1000℃

4 出渣温度 ≤100℃

5 进渣粒度 ≤0～200mm

6 冷却水质 硬度≤O.O3

7 进水温度 ≤45℃

8 出水温度 ≤90℃

9 水阻 ≤O.15MPa

10 进水压力 ≤1.6MPa

11 冷却水量/吨渣 软化水3.5T/H

凝结水5T/H

12 进出水口径 Ф50mm-Ф80mm

13 传动方式 齿轮

14 转子转速 0～4转/分

15 配用动力 1.1kW－2.2 kW

16 电机电流 2.2A、5.2A

17 出渣口径 30O×120mm

18 进渣口径 Ф219mm

(Ф159mm)

19 闭式循环水泵 IH125-100-200B型 Q=180 H=35

20 闭式水换热器 换热面积230㎡水侧压力0.5MPa

9.4 电除尘器设备规范

序号 项 目 单 位 规范及参数 备 注

1 型 号 2YSC260-4 双室四电场

2 除尘效率 % 99.6

3 设计煤种处理烟气量 Nm 3/h ≤4.5*103

4 校核煤种处理烟气量 Nm 3/h

5 数 量 台 1

6 本体压力损失 Pa ≤294

7 进口烟气温度 ℃ 138

8 本体漏风率 % ≤3

9 年利用小时 h 6000

10 电场内烟气流速 m/s 0.86

11 最小处理烟气时间 S 19

12 烟气通道数 个

13 电场数 个 2

14 除尘器的纵横比 1.1:1

15 同极间距 mm 300-500

16 阳极板型式 多模块化整体扣合式

18 除尘器振打方式 顶部电磁脉冲振打

17 振打装置数量 个

18 最小振打加速度 g

19 润滑型式 无需润滑

20 变压器数量 台

21 变压器容量 KVA

22 电 压 380V 电流

23 灰斗数量 个

24 灰斗的储存量 m3

9.5 除灰系统设备规范

名 称 项目 设计规范 单 位 备 注

灰库

（粗细） 有效

容积 1200 m3

高度 mm

直径 12 mm

数量 3 个

MD

泵 型号 45/8/5M 16/8/6M

出力 1.274 m3 0.453

数量 2 台

压力 0.7MPa

温度 200

灰斗

气化

电加

热器 型号

功率 30 KW

加热

温度 230 ℃

风量 m3 / min

电压 380 V

灰库

气化

电加

热器 型号 DYK10

功率 60 KW

加热

温度 176 ℃

风量 m3 / min

电压 380 V

灰

斗

气

化

风

机 型号

压力 68.6 Pa

流量 4.5 m3/min

转速 r/min

电

机 型号 Y2-160M-4 电压 380V

功率 11KW 转速 r/min

灰

库

气

化

风

机 型号

压力 88.2 Pa

流量 13.9 m3/min

转速 r/min

电

机 Y 电压 380V

功率 37KW 转速 r/min

气

化

槽 型号 LHC-A

宽度 mm

长度 m

灰库真空压力释放阀 型号 ￠

压力 Pa

真空度 Pa

数量 台 粗细灰库各1台

干

灰

散

装

机 型号 TSZ-100

出力 100 t/ h

功率 0.75+3 KW

功率 KW

电动给

料机 型号 XG-100 出力 t/ h

电机功率 4KW 电压 380V

双轴湿式搅拌机 型号 TSL-150

出力 150 t/ h 配气动、手动干灰阀

螺旋

直径 ㎜

电动

给料机 电机功率 30 KW 传动方式:链条

型号 出力 t/ h

电机功率 KW 电压 380V

布

袋

除

尘

器 型号 型

面积 120 m2

效率 99.95 %

风机

功率 KW

数量 2 台 粗细灰库各1台

9.6 生石灰粉系统设备规范

名 称 项目 设计值 单 位 备 注

石

灰

石

库 型号

直径 m

数量 1 台 每台锥部设空气炮

有效容积 900 m3

注

料

泵 型号 6/8F-12/8-300*10

数量

容积 m3

出力 2.16 t/h 正常工况：t/h

真空压力释放阀 型号 ￠508

压力 769 Pa

真空度 22 Pa

数量 台 生石灰粉粉库各1台

9.7 疏水箱设备规范

名 称 项 目 单 位 设计数据 备 注

疏水箱 水容积 M3 20

有效水容积 M3 20 数量:2只

疏

水

泵 型 号 ISR80-50-315型

流 量 M3/h 50

扬 程 mH2O 125

转 速 r/min 2900

电

机 型号 Y200L-2型

功率 KW 37

电压 V 380 电流A 69.8

转速 r/min 2950

10烘炉

烘炉是指新安装好的锅炉在投运之前对炉墙衬里及绝热层等进行烘干的过程。一般需要120—150小时。新砌筑的锅炉炉墙内含有一定的水份，如果不对炉墙进行缓慢干燥处理，而直接投入运行后，炉墙水份就会受热蒸发使体积膨胀而产生一定压力，致使炉墙发生裂缝、变形、损坏，严重时使炉墙脱落。同时烘炉还可以加速炉墙材料的物理化学变化过程，使其稳定提高强度，以便在高温下长期工作。因此锅炉在正式投入运行前，必须用小火按一定要求进行烘炉。以下提供烘炉方法仅供参考。

? 耐磨耐火材料主要布置于炉膛、旋风分离器及料腿、进出口烟道、回料装置及启动燃烧器等部位。

? 耐磨耐火材料养生方法，包括烘炉曲线，应由材料厂家、用户和调试单位共同制定。

? 在旋风分离器的回料腿、回料阀、分离器出口烟道，按约每500mm开一φ6~φ8排汽孔，用于烘炉过程中排出耐磨耐火材料中的水分，烘炉结束后再封焊。

? 在旋风分离器、回料装置、分离器出口烟道上预设耐磨材料取样点，测其含水率来判断烘炉的效果。

? 烘炉的热源一般采用已安装的启动燃烧器，若能结合邻炉加热装置也能达到一定的烘炉效果，初期也可采用木柴进行烘炉。

10.1烘炉前的准备工作及应具备的条件

? 锅炉本体、回料系统及烟风系统的安装工作结束，漏风及风压试验合格。锅炉的保温抹面工作全部结束，打开各处门孔，自然干燥72小时以上。

? 炉膛、烟风道、旋风分离器、返料装置、空气预热器及除尘器等内部检查完毕。

? 锅炉膨胀指示器安装齐全，指针调整至零位。

? 燃油系统安装完毕，经过水压试验冲洗试运，可向锅炉正常供油。

? 锅炉有关的热工仪表和电气仪表均已安装和试运完毕，校验结束，可投入使用。

? 锅筒内部装置安装结束，锅筒水位计的水位标志清晰、正确、照明良好。

? 向锅炉上软化水或化学除盐水至正常水位, 水温与锅筒壁温差值不大于50℃，一般为40℃～60℃并将水位计冲洗干净。

? 分别在旋风分离器、回料装置和旋风分离器出口烟道上预设耐磨材料取样点。

10.2烘炉的方法及过程

耐磨耐火材料安装完毕，经过至少72小时的自然干燥后，可进行烘炉。锅炉烘炉可分三个阶段进行：床下启动燃烧器的低温烘炉、锅炉整体的低温烘炉和高温烘炉。

床下启动燃烧器的低温烘炉

床下启动燃烧器预燃室和混合室内衬耐火砖和保温砖结构。由于此区域的热负荷较高且升温速率较难控制，对壁面耐火材料的热冲击较大，若砖缝中含有一定的水分，且升温过快，容易发生脱落。所以，在利用启动燃烧器对锅炉整体烘炉之前，先利用木柴对床下启动燃烧器耐火、保温材料进行300℃热养生（以风室温度为准）。

? 先以小火开始燃，初始温度约100℃。

? 逐渐升温，2小时后稳定在160℃，恒温6小时。

? 以30℃/小时的速度升温，稳定于300℃，恒温10小时，结束。

锅炉整体低温(300-350℃)烘炉 （旋风筒入口温度）

? 炉内不填加任何床料。

? 在旋风分离器入口段搭建临时不完全封闭隔墙，使大部分烟气从回料系统返窜至旋风筒出口。

? 床下启动燃烧器油枪启动时以最小的燃烧率投入第一只床下启动燃烧器，每隔30分钟依次投入第二、第三、第四只床下启动燃烧器。稳定运行3个小时。

? 为保护风帽，控制燃烧器的混合风量，使水冷风室内温度小于900℃。

? 以28℃/h的速度提升温度，当汽包压力

Chapter_5

达到1MPa时，稳定运行6个小时。

? 继续以28℃/h的速度升温，使汽包压力达到4.15MPa，油枪以最大的燃烧率投入，稳定运行24小时。旋风分离器入口的温度约在300℃左右。

? 锅炉整体低温烘炉的之前，需进行回料腿热养生：利用木材进行烘炉，温升速度控制30℃/h，温升至350℃，恒温，恒温时间取决于锅炉整体烘炉状况。

? 汽水系统的运行可参考同等级的煤粉炉。

? 本阶段烘炉结束后，停炉，拆除旋风分离器入口的临时隔墙。

锅炉整体高温（500~550℃）烘炉

? 填加床料800mm厚，启动床下燃烧器，温升速度控制28℃/h，温升至350℃，恒温20小时后，按照烟气温度变化率要小于28℃/h的控制要求提高油枪出力，提高油枪出力要注意保护风帽。当油枪出力提高到最大燃烧率后，稳定运行24小时。旋风分离器入口的温度约在500℃左右。如果温度达不到，可启动床上油燃烧器。

? 在烘炉过程中，不论何种原因造成中断烘炉，烘炉必须重新开始。

? 耐火耐磨材料的取样测试含水率应以耐磨厂家要求数值为准，可认为烘炉结束。

10.3锅炉的化学清洗

循环流化床锅炉的化学清洗与一般煤粉炉的化学清洗一样，可参考专业书籍。在化学清洗过程中要注意对高压阀门的保护.

需要说明的是，本锅炉的过热器均呈水平布置或一次性贯流通过的立式布置，最低点均有疏水管座，均能把水放光。

11消防运行规程

11.1 总则

11.1.1 为贯彻执行《中华人民共和国消防条例》和电力工业“安全第一”及消防工作“预防为主，防消结合”的方针，加强电力设备的消防工作，保障设备和人身安全，确保安全发供电，特制定本管理制度。

11.1.2 本制度适用于锅炉及燃油运行各岗位。

11.1.3 凡从事运行的工作人员都必须熟悉本管理制度。

11.2 防火责任制

11.2.1 电力生产企业应按照“谁主管、谁负责”的原则，建立各级人员的防火责任制。

11.2.2 运行部应配备专职或兼职消防员，全面负责本部门的消防工作，并且负责对本部门各专业消防工作进行业务指导。

11.2.3 值长、单元长在值班期间是本专业的第一防火责任人，应在运行部的领导下具体做好本专业的消防工作。

11.2.4 班组应设兼职义务消防员，协单元长做好本专业的消防工作和消防知识的宣传教育，人数不应少于职工总数的10%。

11.2.5 义务消防员应定期组织活动，并做到有计划、有组织、有内容；消防演习每年不少于一次。

11.2.6 对火灾事故应按照“三不放过”的原则进行处理。

1.2.7 现场消防设施或消防系统，应指定专人负责定期检查，保证完整好用。

11.3 防火重点部位

11.3.1 防火重点部位是指火灾危险性大、发生火灾损失大、伤亡大、影响大(简称“四大”)的部位和场所，一般指燃料油罐区控制室、调度室、通信机房、计算机房、档案室、锅炉燃油及气轮机油系统、变压器、电缆间、易燃易爆品存放场所以及上级认定的其他部位和场所。

11.3.2 防火重点部位或场所应有明显标志。

11.3.3 防火重点部位或场所应建立岗位防火责任制、消防管理制度和落实消防措施，并制订灭火方案。

11.3.4 防火重点部位或场所应建立防火检查制度。

11.4 动火管理

11.4.1 防火重点部位或场所以及禁止明火区如需动火工作时，必须执行动火工作票制度。

11.4.2 动火级别的划分

11.4.2.1 一级动火区，是指火灾危险性很大，发生火灾时后果很严重的部位或场所。

11.4.2.2 二级动火区，是指一级动火区以外的所有防火重点部位或场所以及禁止明火区。

11.4.3 动火审批权限

11.4.3.1 一级动火工作票由申请动火部门负责人或技术负责人负责签发，厂安监部门负责人、保卫(消防)部门负责人审核，生产副厂长或总工程师批准，必要时还应报当地公安消防部门批准。

11.4.3.2 二级动火工作票由申请动火班组班长或班组技术员签发，厂安监人员、保卫人员审核，动火部门负责人或技术负责人批准。

11.4.3.3 一、二级动火工作票的签发人应考试合格，并经生产厂长或总工程师批准并书面公布。

11.4.3.4 动火执行人应具备有关部门颁发的合格证。

11.4.4 动火的现场监护

11.4.4.1 一、二级动火工作时，各级审批人和动火工作票签发人均应到现场检查防火安全措施是否正确完备，测定可燃气体、易燃液体的可燃气体含量或粉尘浓度是否合格，并在监护下作明火试验，确无问题后方可动火作业。

11.4.4.2 一级动火时，动火部门负责人或技术负责人、消防人员应始终在现场监护。

11.4.4.3 二级动火时，动火部门应指定人员，并和消防员或指定的义务消防员始终在现场监护。

11.4.5 动火工作前运行许可人应审查的项目

11.4.5.1 工作票所列安全措施是否正确完备，是否符合现场条件。

11.4.5.2 动火设备与运行设备是否确已隔绝。

11.4.5.3 向工作负责人交待运行所做的安全措施是否完善。

11.5 集控室防火措施和灭火规则

11.5.1 集控室应建在远离有害气体源，及存放腐蚀、易燃易爆物的地方。

11.5.2 集控室的隔墙、顶棚内装饰，宜采用非燃烧材料。

11.5.3 集控室应有不少于两个安全出口。

11.5.4 集控室内禁止明火取暖。

11.5.5 严禁将带有易燃、易爆、有毒、有害介质的一次仪表(如氢压表、油压表)装入控制室。

11.5.6 集控室配电线路应采用阻燃措施或防燃措施，严禁乱拉临时电线。

11.5.7 集控室应设置火灾监测装置。

11.5.8 一旦发生火灾报警，应查明火源，加以消除。若已发生火灾，则应联系电气切断交流电源，开启直流事故照明，采用“1211”等灭火器进行灭火。

附录表1

相应压力下的饱和温度表

压力值（MPa） 对应饱和温度（℃） 压力值（MPa） 对应饱和温度（℃）

0.2 120.23 4.0 250.33

0.3 133.54 4.5 257.41

0.4 143.62 5.0. 263.91

0.5 151.84 5.5 269.93

0.6 158.84 6.0 275.55

0.7 164.96 6.5 280.82

0.8 170.41 7.0 285.79

0.9 175.36 7.5 290.5

1.0 179.88 8.0 294.97

1.5 198.29 8.5 299.23

2.0 212.37 9.0 303.31

2.5 223.94 9.5 307.21

3.0 233.84 9.8 309.48

3.5 242.54 10.95 318

锅炉设备定期试验、轮换工作内容

序号 工作内容 参考时间 责任岗位 备注

1 热工信号的报警试验 每班接班后 主操

2 冲洗水位计 每周三、日白班 巡检 如不清晰时随时冲洗

3 定期排污 每轮班第二个后夜 巡检 特殊情况除外

4 备用高压流化风机的定期切换 每月10、20、30日白班 主操

特殊情况下随时

5 转动机械定期加油 每班接班后 巡检 特殊时随缺随加

6 定期吹灰 每轮班第一个白班 主操 省煤器后烟气温度高于正常温度16℃时及时地吹灰

7 事故放水电动门试验 每月15日白班 主操 特殊情况时随时试验

8 向空排汽电动门试验 每月12日白班 主操 正常情况下不得开启

9 冷渣器闭式冷却水泵切换 每周一白班 主操

10 油枪定期试验、吹扫 每月18日 主操

11 风室定期排渣 每轮班前夜班 巡检 特殊情况随时排

12 空压机切换 每月10日 除灰值班员

13 气化风机切换 周一白班 除灰值班员

锅炉辅机润滑油统计表

机械名称 润滑油型号 注油量（单台） 备注

一次风机 N32机械油 5升 L-HM32抗磨液压油

二次风机 N32机械油 5升 L-HM32抗磨液压油

吸风机 N32机械油 5升 L-HM32抗磨液压油

高压流化风机 ISOVG68汽轮机油 .2升

二次风机偶合器 L-TSA32防锈汽轮机 290升

吸风机偶合器 L-TSA32防锈汽轮机 620升

锅炉疏水泵 N32机械油 1升

暖风器疏水泵 N32机械油 1升

闭式循环水泵 L--HM32机械油 1升 L-HM32抗磨液压油

气化风机 ISOVG68汽轮机油 5升

锅炉吹灰器 N68机械油 6千克

斗提机 70#工业齿轮油 30升

链斗输送机 70#工业齿轮油 50升

螺旋输送机 70#工业齿轮油 5升

搅拌机 70#工业齿轮油 20升

冷渣机 中级压工业齿轮油30# 2升

给煤机 中级压工业齿轮油30# 2升

锅炉联锁保护一览表

1二次风机

序号 试 验 项 目 备 注

1 二次风机允许起动条件：

1.1 轴承温度合适（轴承温度低于75℃，电机轴承温度低于85℃）；

1.2 电机线圈温度合适（低于135℃）

1.3 无跳闸条件；

1.4 该风机液偶<5%

1.5 入口风门关

1.6 出口风门关；

1.7 空气通路建立

1.8 有引风机运行

1.9 有流化风机运行

1.10 振动值合适（低于6.3mm/s）

1.11 无电气故障（MCC不可用）

2 当下列条件任一具备时二次风机跳闸：

2.1 轴承温度高（轴承温度高于85℃，电机轴承温度高于95℃）

2.2 线圈温度高（高于145℃）；

2.3 炉膛压力高于4000Pa且MFT

2.4 引风机全停)

2.5 高压流化风机全停，延时3秒

2.6 振动大（高于7.1mm/s）

3 顺控启动

3.1 关二次风机出入口门置液偶<5%

3.2 启动二次风机

3.3 延时？？秒开二次风机出口门

3.4 延时？？秒开二次风机入口门

4 顺控停止

关二次风机入口门置液偶<5%

关二次风机出口门

停二次风机

5 联锁

若停1台二次风机：联关（脉冲）该二次风机出、入口风门，置（脉冲）该二次风机液偶<5%

若2台二次风机全停：联开（脉冲）该二次风机出、入口门

2：引风机

序号 试 验 项 目 备 注

1 引风机允许启动条件：

1.1 轴承温度合适（轴承温度低于75℃，电机轴承温度低于85℃）

1.2 电机线圈温度合适（低于135℃）；

1.3 无跳闸条件

1.4 引风机液偶反馈<5%

1.5 入口风门已关

1.6 出口风门已关；

1.7 空气通路建立；

1.8 振动值合适（低于6.3mm/s）

1.9 无电气故障（MCC不可用）

2 当下列条件任一具备时引风机跳闸：

2.1 轴承温度高（轴承温度高于85℃，电机轴承温度高于95℃）；

2.2 线圈温度高（高于145℃）；

2.3 炉膛压力低低（-2500Pa）且MFT且炉膛压力低于-4000Pa

2.4 振动大（高于7.1mm/s）

3 顺控启动

3.1 关引风机出入口门，置液偶<5%

3.2 启动引风机

3.3 延时5秒开引风机出口门

3.4 延时5秒开引风机入口门

4 顺控停止

4.1 置液偶<5%

4.2 关引风机出入口门

4.3 停引风机

5 联锁

5.1 若停1台引风机：联关（脉冲）该引风机出、入口风门，置（脉冲）该引风机液偶<5%

5.2 若2台引风机全停：联开（脉冲）该引风机出、入口门

3一次风机

序号 试 验 项 目 备 注

1 一次风机允许起动条件：

1.1 轴承温度高（轴承温度低于75℃，电机轴承温度低于85℃）

1.2 电机线圈温度合适（低于135℃）；

1.3 无跳闸条件

1.4 风机入口门开度<5%

1.5 出口门已关

1.6 空气通路建立；

1.7 有引风机运行

1.8 有流化风机运行

1.9 有二次风机运行

1.10 振动值合适（低于6.3mm/s）

1.11 无电气故障（MCC不可用）

2 当下列条件任一具备时，一次风机跳闸：

2.1 轴承温度高（轴承温度高于85℃，电机轴承温度高于95℃）

2.2 线圈温度高（高于135℃）

2.3 炉膛压力高于4000Pa且MFT

2.4 引风机全停

2.5 高压流化风机全停，延时3秒

2.6 二次风机全停

2.7 振动大（高于7.1mm/s）

3 顺控启动

3.1 关一次风机出口门置入口门<5%

3.2 启动一次风机

3.3 延时？？秒开一次风机出口门

4 顺控停止

4.1 置一次风机入口门开度<5%

4.2 延时3秒关一次风机出口门

4.3 停一次风机

5 联锁

5.1 若停1台一次风机：联关（脉冲）该一次风机出口门，置（脉冲）该一次风机入口门开度<5%

5.2 若2台一次风机全停：联开（脉冲）该一次风机出口门，置（脉冲）该一次风机入口门开度>95%

4：高压流化风机

序号 试 验 项 目 备 注

1 高压流化风机允许起动条件：

1.1 轴承温度合适（轴承温度低于95℃，电机轴承温度低于95℃）；

1.2 电机线圈温度合适（低于130℃）

1.3 有引风机运行

1.4 无跳闸条件

1.5 对空排气门开

1.6 空气通路建立

1.7 无电气故障（MCC不可用）

2 当下列条件任一具备时，高压流化风机跳闸：

2.1 轴承温度高（轴承温度高于95℃，电机轴承温度高于95℃）；

2.2 线圈温度高（高于130℃）

2.3 引风机全停

3 顺控启动

3.1 开高压流化出口排空门

3.2 启高压流化风机

3.3 开高压流化出口门

3.4 关高压流化出口排空门

4 顺控停止

开放空电动门

关出口电动门

停高压流化风机

5 联锁

5.1 3台流化风机正常状况下2运1备

5.2 任一台流化风机都设置联锁（备用联锁）开关，若该流化风机出口排空门关闭或者该风机运行则该风机或启动条件不满足联锁无法投入

5.3 运行风机跳闸联锁启动备用风机

5.4 运行风机停止5秒以内无法联锁启动

5.5 风机启动联锁开启出口门

5.5 风机停止联锁开启出口排空门

5：空气通路

序号 试 验 项 目 备 注

当下列条件均满足时，空气通路建立：

1 任一台引风机出、入口隔绝挡板全开；

2 任一台一次风机出口隔绝挡板全开，入口调整挡板未关闭(>10%)；

3 任一台二次风机出、入口隔绝挡板全开

4 所有二次风热风门未关闭(>10%);；

6：暖风器子组

序号 试 验 项 目 备 注

联锁

1 联锁开关投入，运行泵跳闸，联启备用泵

2 泵停止3秒内，不能被联启

3 泵启联开出口门、泵停联关出口门

4 水位高联启备用泵

7：排渣系统

序号 试 验 项 目 备 注

1 联锁

斗提停联停链斗输送机

链斗输送机停链停冷渣器

冷渣器冷却水流量不低（定值？？）才能启冷渣器

4.8：水位保护（差压变送器）

序号 试 验 项 目 备 注

汽包水位高于125mm开，联开事故放水门

汽包水位低于50mm值，联关事故放水门

4.9：定期排污门

序号 试 验 项 目 备 注

1 顺控

1.1 先开#0锅炉下降管定期排污电动门1，再开#0锅炉下降管定期排污电动门2，最后延时15秒

1.2 先关#0锅炉下降管定期排污电动门2，再关#0锅炉下降管定期排污电动门1

1.3 先开#0锅炉下降管定期排污电动门3，再开#0锅炉下降管定期排污电动门4，最后延时15秒

1.4 先关#0锅炉下降管定期排污电动门4，再关#0锅炉下降管定期排污电动门3

1.5 先开#0锅炉下降管定期排污电动门5，再开#0锅炉下降管定期排污电动门6，最后延时15秒

1.6 先关#0锅炉下降管定期排污电动门6，再关#0锅炉下降管定期排污电动门5

1.7 先开#0锅炉下降管定期排污电动门7，再开#0锅炉下降管定期排污电动门8，最后延时15秒

1.8 先关#0锅炉下降管定期排污电动门8，再关#0锅炉下降管定期排污电动门7

10：锅炉水冷屏疏水电动门

序号 试 验 项 目 备 注

1 顺控

1.1 开#0锅炉水冷屏疏水总管电动门

1.2 先开#0锅炉水冷屏疏水电动门1，再开#0锅炉水冷屏疏水电动门2，最后延时15秒

1.3 先关#0锅炉水冷屏疏水电动门2，再关#0锅炉水冷屏疏水电动门1

1.4 先开#0锅炉水冷屏疏水电动门3，再开#0锅炉水冷屏疏水电动门4，最后延时15秒

1.5 先关#0锅炉水冷屏疏水电动门4，再关#0锅炉水冷屏疏水电动门3

1.6 先开#0锅炉水冷屏疏水电动门5，再开#0锅炉水冷屏疏水电动门6，最后延时15秒

1.7 先关#0锅炉水冷屏疏水电动门6，再关#0锅炉水冷屏疏水电动门5

1.8 先开#0锅炉水冷屏疏水电动门7，再开#0锅炉水冷屏疏水电动门8，最后延时15秒

1.9 先关#0锅炉水冷屏疏水电动门8，再关#0锅炉水冷屏疏水电动门7

1.10 先开#0锅炉水冷屏疏水电动门9，再开#0锅炉水冷屏疏水电动门10，最后延时15秒

1.11 先关#0锅炉水冷屏疏水电动门10，再关#0锅炉水冷屏疏水电动门9

1.12 关#0锅炉水冷屏疏水总管电动门

FSSS

11：MFT

序号 试 验 项 目 备 注

1 MFT条件（以下条件任意项满足时）：

1.1 手动MFT跳闸：操作控制台的硬跳闸按钮(2个按钮串联)，发此信号。

1.2 一次风机全停：当给煤机投入运行，发生所有一次风机全停，发此信号。

1.3 二次风机全停跳闸：当所有二次风机停止时，发此信号。

1.4 引风机全停跳闸：当所有引风机停止时，发此信号。

1.5 炉膛压力高高跳闸：当3个炉膛压力高高(+2500Pa)压力开关中有2个动作后，延时2秒，发此信号。(压力定值根据锅炉厂要求定)如果出现3个动作信号状态不一致时，系统提供报警。

1.6 炉膛压力低低跳闸：当3个炉膛压力低低(-2500Pa)压力开关中有2个动作后，延时2秒，发此信号。(压力定值根据锅炉厂要求定)如果出现3个动作信号状态不一致时，系统提供报警。

1.7 总一次风量<25%跳闸：系统接收从CCS系统发来的风量<25%(待定)的信号(硬接线方式)，经过5秒延时(延时时间待定)，发此信号。

1.8 流化母管压力低低：流化母管压力低低(15kPa)压力开关中有2个动作后，延时2秒，发此信号。(压力定值根据锅炉厂要求定)如果出现3个动作信号状态不一致时，系统提供报警。

1.9 高压流化风机全停；

1.10 汽包水位高III值(+250mm)跳闸，三取二，延时3秒：

1.11 汽包水位低III值(-230mm)跳闸，三取二，延时3秒：

1.12 平均床温高高(1000℃)跳闸：用燃烧室下部温度共12点，去掉最高和最低温度取平均值。床温高于1000℃MFT动作

1.13 平均床温低于740℃且燃烧器未投，发此信号。

1.14 平均床温从正常温度（预设850℃）往下降，低于620℃时跳闸；

1.15 旋风筒保护（出口温度、料位），有待锅炉厂确认暂无

2 MFT信号发出后应动作：

2.1 发出信号至MCS、DAS、SCS等各相关子系统，并报警。

2.2 吹扫完成信号复位。

2.3 停止所有给煤机。

2.4 OFT动作，关燃油供回油快关阀和所有角阀，开再循环阀，闭锁吹扫，禁止打火。

2.5 停石灰石给料系统。

2.6 关闭减温水截止阀和调阀，调节阀切手动。

2.7 闭锁吹灰系统运行，并退出已投入的吹灰器

2.8 风量控制切手动。

2.9 低III值(-230mm)联关排污门及水冷屏疏水门。

12：炉膛吹扫

序号 试 验 项 目 备 注

1 炉膛吹扫条件：

1.1 无引发MFT跳闸的条件

1.2 8个二次热风门未关

1.3 炉膛左/右侧热一次风门未关

1.4 有引风机运行且出入口风门未关

1.5 有二次风机运行出入口风门未关

1.6 有一次风机运行出入口风门未关

1.7 所有角阀全关

1.8 总风量>25%

1.9 所有角阀全关

1.10 进油快关阀关

2 炉膛吹扫：

2.1 吹扫5分钟；

2.2 复位MFT；

2.3 吹扫过程中，任一吹扫条件不满足，吹扫中断。

13：给煤机

序号 试 验 项 目 备 注

1 给煤机允许启动条件

1.1 给煤机指令在最小位<5%

1.2 给煤机出口门开;

1.3 给煤机远方控制

1.4 无给煤机故障信号

1.5 无给煤机跳闸信号

1.6 密封风母管压力正常(定值大于炉膛中部压力0.2KPa)

1.7 播煤风母管压力正常(定值)5.5KPa)

2 给煤机顺控启动步序

2.1 开给煤机出口门

2.2 设定给煤机最小转速设定值

2.3 启动给煤机

2.4 开给煤机入口门

3 给煤机跳闸条件

3.1 MFT；

3.2 给煤机运行时出口门关闭超过5秒

3.3 给煤机运行20秒后皮带仍断煤超过2秒;

3.4 给煤机运行20秒后给煤机堵煤超过2秒;

3.5 给煤机运行20秒后给煤机内超温超过2秒;

3.6 密封风母管压力低(定值小于炉膛中部压力0.2KPa);

3.7 播煤风母管压力低(定值小于5.5KPa);

4 给煤机顺控停止步序

4.1 设定给煤机最小转速(定值??)

4.2 关给煤机入口门

4.3 延时？？秒，停止给煤机

4.4 关给煤机出口门

5 给煤机故障信号如下

5.1 给煤机反转

5.2 给煤机清扫链断链

5.3 给煤机入口无煤

5.4 给煤机出口无煤

14：燃油系统

序号 试 验 项 目 备 注

1 油枪投油允许条件

1.1 燃油压力合适(大于2.23MPa)

1.2 无OFT跳闸信号

1.3 总一次风量>30%

1.4 燃油快关阀开

1.5 油温度正常（无温度高信号，大于20℃报警）

1.6 吹扫完成

2 OFT条件（以下条件任意项满足时）：

2.1 手动OFT跳闸

2.2 任意点火油枪油阀或床上火油枪油阀打开时，燃油压力低低跳闸：当点火油枪油阀或床上火油枪油阀未全关闭时，燃油压力低低跳闸信号出现时,OFT动作.

2.3 燃油快关阀关闭：正常情况时，当角阀打开时燃油快关阀关闭，发此信号(脉冲量5秒)

2.4 MFT动作：MFT动作时，系统联锁OFT动作

3 OFT动作

关燃油快关阀，关角阀，退油枪和点火枪

4 点火单角油枪启动程控

4.1 1进点火枪：满足启动允许条件且油枪控制在远操方式，启动单角启动按钮。

4.2 打火，延时3秒开油阀：在点火枪进到位后，高能打火器通电工作，延时3秒，发开油阀指令。打火时间最长设定为10秒。如果火焰正常，系统判断单角油枪有火持续维持10秒，点火成功，退点火枪。如果此程控过程在设定时间内无法成功完成，系统发程控故障信号，转入停止程控。

5 点火单角油枪停止程控

5.1 关油阀：启动停止按钮，发停止程控指令

5.2 进点火枪：油阀关闭后，发进点火枪指令

5.3 打火，3秒后开吹扫阀，10秒后退点火枪

5.4 延时60秒关吹扫阀：吹扫结束,程控结束

6 点火单角油枪跳闸首出

6.1 供油母管油压低（低于1.96MPa）

6.2 油阀关到位信号消失15秒后火检无火延时2秒

6.3 OFT跳闸

6.4 启动程控故障

6.5 停止程控故障

7 床上油枪启动程控

7.1 进油枪

7.2 进点火枪

7.3 打火3秒后开油阀：在点火枪进到位后，高能打火器通电工作，延时3秒，发开油阀指令。打火时间最长设定为10秒。如果火焰正常，系统判断单角油枪有火持续维持10秒，点火成功，退点火枪。如果此程控过程在设定时间内无法成功完成，系统发程控故障信号，转入停止程控

8 床上油枪停止程控

8.1 关油阀

8.2 进点火枪

8.3 点火枪进到位后打火，3秒后开吹扫阀，10秒后退点火枪

8.4 关吹扫阀：吹扫过程延时60秒，吹扫结束。

8.5 退油枪：吹扫阀关到位后，可以退油枪，程控结束

9 床上油枪跳闸首出

9.1 油阀打开时油枪未进到位

9.2 油阀关信号消失18秒后火检无火延时3秒

9.3 OFT跳闸

9.4 启动程控故障

9.5 停止程控故障;

9.6 供油母管油压低（低于1.96MPa）

10 泄漏试验

10.1 允许条件

1、燃油角阀全关

2、油压正常

10.2 试验过程

判断燃油角阀全关状态，按下启动泄漏试验按钮。泄漏试验进行指示灯亮。

燃油循环15秒后，关闭回油阀。判断燃油充油压力是否满足泄漏试验要求。油压合适（供油母管压力≥3.23MPa）则试验继续，反之则失败。

泄漏试验自动打开燃油跳闸阀、燃油回油阀和调节阀，进行燃油循环和充压过 程。

关闭燃油跳闸阀。延时120秒，判断跳闸阀后油压是否低（供油母管压力≤2.84MPa压力开关动作），如不低则试验继续，反之跳闸阀后管路或角阀泄漏，试验失败。

打开回油阀泄油，延时30秒后判断跳闸阀后压力是否下降至规定的值，表明油压已经下降

关闭回油阀，延时120秒后继续判断跳闸阀后压力，如果没有压力低信号（供油母管压力≤2.84MPa压力开关动作），可以证明跳闸阀没有发生泄漏，泄漏试验合格，过程结束。

15：炉压高/低联锁

序号 试 验 项 目 备 注

当MFT发生时,如果炉膛压力高III(4000Pa)信号存在(压力变送器信号“三取二"),则停全部二次风机

当MFT发生时,如果炉膛压力低III(-4000Pa)信号存在(压力变送器信号“三取二"),则停引风机.

锅炉启动前的试验

序号 试验名称 试验时间 责任部门 参加部门 ABC级检修

1 汽包水位保护试验 每次点炉前 设备技术部组织 发电运行部

检修一部

检修二部

2 手动MFT试验 每次点炉前 设备技术部组织 发电运行部

检修一部、

检修二部

3 主汽压力保护试验 每月15日 发电运行部 检修一部

检修二部 定期试验，

4 OFT试验 每次点炉前 设备技术部组织 发电运行部

检修一部

检修二部

5 锅炉风机联锁试验 每次点炉前 发电运行部 检修一部

检修二部

6 锅炉联锁保护动态试验 A、B级检修作静态试验后，还须作动态试验 设备技术部组织 发电运行部

检修一部

检修二部 发电运行部

外委队伍

7 水压试验 锅炉A、B、C检修、局部受热面临修或锅炉承压部件泄漏检修后 设备技术部组织 发电运行部

检修一部

检修二部 外委队伍

8 超压水压试验 1、新装、已装的锅炉投产前或停炉超过一年以上恢复运行时。

2、水冷壁更换50%以上，过热器管、 省煤器管成组更换，汽包进行重大修理，承压部件进行大面积的焊补修理时，以及各主要部件的凹凸部分修理及更换后。

3、运行中的锅炉每六年应定期进行一次。

4、锅炉严重缺水，受热面大面积变形时。

5、根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时 设备技术部组织 发电运行部

检修一部

检修二部 发电运行部

外委队伍

9 电动门试验 A、B、C级检修或需要时 检修一部 发电运行部

检修二部 外委队伍

10 电动挡板的试验 A、B、C级检修或需要时 检修一部 发电运行部

检修二部 外委队伍

11 漏风试验 A、B级检修或需要时 设备技术部组织 发电运行部

检修二部 外委队伍

12 锅炉冷态空气动力场试验 A、B级检修或需要时 设备技术部组织 发电运行部

检修一部

检修二部 发电运行部

外委队伍

13 临界流化风量试验 A、B级检修或需要时 设备技术部组织 发电运行部

检修一部

检修二部 发电运行部

外委队伍

14 流化质量试验 每次点炉前 发电运行部 检修二部 外委队伍

15 安全门校验 A、B级检修或需要时 设备技术部组织 发电运行部

检修二部 发电运行部

外委队伍

16 电除尘器升压试验 每次点炉前 发电运行部 检修一部

检修二部 发电运行部

外委队伍

17 油枪检查清理及雾化试验 每次点炉前 检修二部清理

发电运行部雾化试验 检修一部配合 发电运行部

外委队伍

读累了记得休息一会哦~

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