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《DLT611-1996 300MW级锅炉运行导则》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。
对应的旧标准:SD195-88 300MW级锅炉运行导则 Guidefor300MWgradeboileroperation DL/T611—1996 前言随着电力工业的发展，300MW级锅炉机组已经成为我国电力系统的主力机组。1986年10月，水利电力部颁发了SD195—86《300MW机组直流锅炉运行规程》(以下简称原规程)，在当时条件下对指导300MW机组直流锅炉运行发挥了积极作用。10余年以来，300MW级锅炉又采用了许多先进技术，国产引进型自然循环、控制循环锅炉机组相继投产，原规程已不能适应现场锅炉运行的需要。通过调研，总结吸收了国内300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流锅炉的一些先进技术和经验，编制了《300MW级锅炉运行导则》。本导则的编写主要以国产300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流燃煤锅炉为主，具有原则性、通用性和实用性。根据电力工业部文件(电技［1997］68号)，《300MW级锅炉运行导则》经审查通过，批准为推荐性标准。本导则代替SD195—86。所有报批的300MW机组锅炉运行规程均应符合本导则。本导则的附录A是标准的附录。本导则的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。本导则由电力工业部科学技术司提出。本导则由电力工业部电站锅炉标准化技术委员会归口。本导则起草单位：山东省电力工业局。本导则主要起草人：厉耀宗、刘合义、孟祥国、李怀新、纪永遵、李文水、田思来。本导则委托电站锅炉标准化技术委员会负责解释。 中华人民共和国电力行业标准DL/T611—1996300MW级锅炉运行导则 Guidefor300MWgradeboileroperation 中华人民共和国电力工业部199702-03批准1997-06-01实施 1范围本导则确立了在役300MW级锅炉及主要辅机设备的启动、运行、停止、维护、事故分析与处理的原则及技术指南，适用于国产300MW
1级燃煤自然循环、控制循环及直流锅炉。燃油、燃气锅炉、250～660MW国产及进口锅炉原则上以制造厂家说明书及有关技术资料为基础，制造厂无说明书的参照本导则执行。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB10184—88电站锅炉性能试验规程DL435—91火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL558—94电业生产事故调查规程DL/T561—95火力发电厂水汽化学监督导则DL612—1996电力工业锅炉压力容器监察规程SD135—86火力发电厂锅炉化学清洗导则水电部79.8火力发电厂钢球式磨煤机制粉系统运行规程(80)电技字第26号电力工业技术管理法规(试行)(82)水电电生字第24号发电厂厂用电动机运行规程电安生［1994］227号电业安全工作规程(热力和机械部分)《ASME性能试验规程》PTC4.1，PTC4.2，PTC4.33总则3.1为适应电力工业发展，加强锅炉运行管理，提高设备的可靠性，延长设备使用寿命，达到安全经济运行的目的，特制定本导则。3.2本导则对300MW级锅炉运行具有通用性和指导性；各电力企业可根据本导则及制造厂技术文件，结合实际情况，编制现场运行规程。现场规程中应附有的锅炉图表见附录D(提示的附录)。4锅炉机组特性在编制现场运行规程时具体内容见附录B(提示的附录)。4.1设计规范。4.1.1锅炉铭牌。4.1.2主要设计参数。4.1.3锅炉热平衡及热力性能计算数据汇总表。4.1.3.1锅炉热平衡；4.1.3.2锅炉热力性能计算数据汇总表。4.1.4主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸。4.1.5燃烧系统规范。4.1.6辅机规范。4.1.7热工自动调节装置规范。4.1.8保护装置规范。4.1.8.1安全阀；4.1.8.2热工保护装置。4.2设计燃料成分及特性4.2.1燃煤成分及特性。4.2.2燃油成分及特性。4.3给水、锅水及蒸汽品质5锅炉机组启动5.1锅炉机组启动应具备的条件
25.1.1锅炉机组启动前的基本要求5.1.1.1燃煤、燃油、除盐水储备充足，且质量合格。5.1.1.2各类消防设施齐全，消防系统具备投运条件。5.1.1.3大、小修后的锅炉，所有热力机械工作票已注销，临时设施已拆除，冷态验收合格。5.1.1.4动力电源可靠，备用电源良好。主控室表盘仪表齐全，校验合格，现场照明及事故照明、通讯设备齐全良好。5.1.2锅炉酸洗大修后的锅炉或改动受热面的锅炉应经过水清洗或酸洗。必要时对过热器要进行反冲洗。对废液、废水的排放要制定专门处理措施，如未经处理，不允许排入江、河、湖、海，不能造成环境污染。5.1.3设备检查5.1.3.1车间内工作环境整洁，平台、楼梯、步道畅通。5.1.3.2设备检查依照检查卡进行。主要对锅炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、燃油系统、燃烧系统、吹灰系统、压缩空气系统、除灰、除渣系统的设备进行检查。要求各种汽(气)、水、油阀门状态良好，开关位置正确；各烟、风门内部位置与外部指示一致。各种管道保温良好，支吊架齐全，外部颜色标记符合(80)电技字第26号《电力工业技术管理法规》(试行)的规定。5.1.3.3各部膨胀指示器安装齐全，安装位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨胀的杂物及设施存在。5.1.3.4检查合格后方可送动力设备的动力电源及操作电源、仪表电源。投入相关仪表、各种联锁及保护。5.1.4分部试运行锅炉机组正式启动前，所有辅机及转动机械应经试运行合格。主要包括：——烟风系统的吸风机、送风机、空气预热器、冷却风机等；——制粉系统的给煤机、磨煤机、排粉机、一次风机、密封风机等；——燃油系统的油泵及油循环，油枪进、退机构及自动点火装置；——燃煤系统的给粉机、一次风门、煤粉燃烧器及其摆动机构；——压缩空气系统的转动机械；——除灰、除渣系统的排灰泵、捞渣机、碎渣机等；——电气除尘器振打装置、电场升压试验；——蒸汽吹灰系统的吹灰器电动机等；——烟温探针进、退试验。与上述各辅机配套的冷却系统、润滑系统、液压系统及遥控机构都应试运行合格。5.1.5水压试验5.1.5.1水压试验的压力和规范a)大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉一般做额定工作压力的水压试验。b)超压水压试验应根据DL612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定进行。c)锅炉超压水压试验的压力按制造厂规定执行，制造厂无规定时，压力规定见表1。表1超压水压试验压力名称超压水压试验压力锅炉本体(包括过热器)1.25倍汽包工作压力再热器1.5倍再热器进口压力直流锅炉过热器出口计算压力的1.25倍，且不得小于省煤器计算压力的1.1倍
3 5.1.5.2水压试验范围a)省煤器、水冷壁及过热器部分，即给水泵出口至汽轮机电动主汽阀前。b)再热器部分，即汽轮机高压缸排汽逆止阀后至再热器出口。c)锅炉本体部分的管道附件。d)汽包就地水位计只参加工作压力水压试验，不参加超压水压试验。5.1.5.3水压试验的要求a)水压试验用水必须是合格的除盐水；上水温度及其与汽包金属壁温差按制造厂规定数值控制。b)水压试验必须制定专用的试验措施，环境温度低于5℃时应有防冻措施。c)水压试验压力以汽包就地压力表指示为准。直流锅炉以过热器出口压力表指示为准，若为低温过热器前本体水压试验，则以包覆过热器压力表指示为准。压力表精度在0.5级以上，且具有两只以上不同取样源的压力表投运，并进行校对。d)超压水压试验时，应具备锅炉工作压力下的水压试验条件；需要重点检查的薄弱部位，保温已拆除；解列不参加超压试验的部件，采取了避免安全阀开启的措施；对各承压部件的检查，应在升压至规定压力值，时间维持5min，再降至工作压力后进行。e)水压试验的升、降压速率应符合制造厂的规定。f)超压水压试验的合格标准符合DL612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定。g)工作压力水压试验的合格标准：1)受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。2)关闭进水门，停止升压泵后，5min内降压不超过0.5MPa。5.1.6热工自动、联锁及保护5.1.6.1炉膛安全监控系统(FSSS)、数据采集系统(DAS)、协调控制系统(CCS)、微机监控及事故追忆系统均已调试完毕。汽包水位监视电视，炉膛火焰监视电视，烟尘浓度监视，事故报警、灯光、音响均能正常投用。5.1.6.2大、小修后的锅炉启动前应做联锁及保护试验。动态试验必须在静态试验合格后进行。辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前做完。主机各项保护试验应在总联锁试验合格后进行。5.1.6.3联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严禁无故停用联锁及保护，若因故障需停用时，应得到总工程师批准，并限期恢复。具体试验方法，应根据设备实际情况，在现场规程中规定。5.1.7安全阀校验5.1.7.1安全阀校验前应具备的条件a)锅炉点火前的检查、调试工作已结束，安全阀及其排汽管、消声装置完整，汽包、过热器及再热器就地压力表、表盘二次压力表检验合格，过热器、再热器向空排汽阀可用，汽包锅炉的事故放水阀灵活好用。b)安全阀校验时，必须制定专用的安全措施，检修、运行负责人及锅炉监察工程师应在场。5.1.7.2安全阀校验a)安全阀经检修后，应对其起座压力进行校验。带电磁力辅助操作机构的电磁安全阀，应分别进行机械的、电气回路的远方操作试验。b)安全阀应定期进行排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期，一般在小修停炉过程中进行。电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次。
4c)安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术档案中记录。d)安全阀的校验顺序应先高压、后低压。一经校验合格就应加锁或加铅封。全部校验合格方允许锅炉机组启动。运行中不允许将安全阀解列。e)校验弹簧式安全阀，推荐使用安全阀液压校验装置，并由经验丰富的人员进行。校验后，应抽查一、两个安全阀作真实排汽试验，以证明辅助校验法的准确性。f)安全阀起座压力的调整与校验见表2。制造厂有特殊规定的按制造厂规定执行。表2安全阀起座压力安装位置起座压力汽包锅炉的汽包或过热器出口控制安全阀1.05倍工作压力工作安全阀1.08倍工作压力直流锅炉的过热器出口控制安全阀1.08倍工作压力工作安全阀1.10倍工作压力再热器1.10倍工作压力启动分离器1.10倍工作压力 5.2锅炉机组启动过程中的基本要求5.2.1锅炉机组启动状态的划分锅炉机组启动一般分冷态启动和热态启动两种方式。无论在何种状态下启动，都应根据制造厂提供的启动曲线严格控制升温、升压速率。现场规程中应附有各种状态下的启动曲线。5.2.1.1冷态启动是指锅内无表压，温度接近环境温度时的启动方式。5.2.1.2热态启动是指锅炉停炉时间较短，还保持有一定的压力和温度情况下的启动方式。5.2.2汽包锅炉的冷态启动冷态下的汽包锅炉启动一般应采用滑参数启动。5.2.2.1锅炉点火前投入电气除尘器的振打装置。点火启动中，应先点油，后投粉(全燃油、气者除外)。油燃烧器点火前，炉膛应以不小于30%的额定负荷风量通风5～10min。点火后的油枪必须雾化良好，对称投运，加强监视，根据燃烧及温升情况及时切换，严禁油枪雾化不良或漏油运行，并及时进行空气预热器吹灰。条件成熟时，尽量使用少油点火等先进技术，节约燃油。5.2.2.2启动过程中监视热膨胀情况。发现膨胀异常，应立即停止升温升压，并采取相应措施进行消除。5.2.2.3再热器无蒸汽通过时，炉膛出口烟温按制造厂规定控制，制造厂无规定时应不超过540℃。5.2.2.4自然循环汽包锅炉点火后，应控制锅水饱和温度升温率符合制造厂要求。控制汽包任意两点间壁温差不超出制造厂家限额，厂家无规定时可控制在不大于50℃的范围。5.2.2.5自然循环汽包锅炉在不能连续上水时，应注意省煤器再循环阀的开、关时机。当锅炉上水时，省煤器再循环阀应关闭；停止上水时，省煤器再循环阀应开启，防止给水短路进入汽包中。5.2.2.6控制循环汽包锅炉的冷态启动过程与自然循环汽包锅炉基本相同，由于锅水循环泵的运行，使启动时间大大缩短。锅水循环泵在启动前电动机应注满水，排净内部气体。锅炉升温升压速率可不受汽包壁温差的限制，但应符合厂家升温升压曲线的要求。一般情况下，要求全部锅水循环泵投入运行。5.2.3直流锅炉的冷态启动
55.2.3.1直流锅炉的冷态启动应经过以下主要阶段：a)冷态清洗。b)建立启动压力和启动流量，进行冷态循环清洗。c)过热器、再热器真空干燥及锅炉点火。d)升温、升压及向过热器、再热器通汽。e)热态清洗。f)汽轮机冲转及发电机并网。g)通过膨胀。h)切除启动分离器。i)过热器升压。j)升负荷。5.2.3.2直流锅炉冷态启动中的要求a)当冷态清洗结束，炉前给水含铁量小于50μg/L时，方可向锅炉上水，上水流量一般不大于200t/h，当锅炉本体满水后，一般以不大于0.6MPa/min的升压速率将包覆过热器出口压力升至7MPa；调整给水流量至300t/h；当包覆过热器出口含铁量小于或等于1000μg/L时，转入大循环清洗，并进行工质回收。当省煤器入口含铁量小于或等于50μg/L、电导率小于1μS/cm、启动分离器出口含铁量小于100μg/L时，清洗结束。b)给水温度大于104℃，建立启动压力、启动流量，升压速率一般不大于0.6MPa/min。c)开启高压旁路蒸汽阀及低压旁路蒸汽阀，对过热器、再热器真空干燥，锅炉点火。d)锅炉点火后，严格控制水冷壁的温升率(2℃/min)及各管屏出口介质温度的温差小于40℃，当包覆过热器出口温度达200℃时，将包覆过热器出口压力升至15.8MPa，维持给水流量不变。锅炉升温升压过程中，控制高温过热器后烟温不大于450℃，两侧偏差不大于50℃。当启动分离器压力达1.6MPa，且水位正常时，可向过热器、再热器送汽。e)当包覆过热器出口温度上升至260℃后，调整燃料量，控制其温度在260～290℃之间，进行锅炉热态清洗。一般包覆过热器出口含铁量小于100μg/L，二氧化硅含量小于40μg/L，热态清洗合格。f)当蒸汽参数符合汽轮机冲转要求时，汽轮机冲转。发电机并网前，高温过热器后烟温不大于540℃。g)膨胀开始后，注意调整包覆过热器出口压力正常，防止包覆过热器、启动分离器超压，保持启动分离器水位正常，防止满水。h)切除启动分离器应采用“等焓切换”方式。切除启动分离器时，配有自动切除装置的应采用自动方式进行。在切除启动分离器过程中，燃料量的增、减应用燃油量控制，以防止蒸汽温度的大幅度波动。i)过热器升压过程中，升压速率不大于0.4MPa/min；当关旁路、关调速汽阀升压时，注意蒸汽温度的变化情况，给水流量维持300t/h。当低温过热器出口隔绝阀前、后压差小于1MPa时，开启低温过热器出口隔绝阀。j)机组升负荷过程中，当负荷在100～240MW范围运行时，一般情况下机组负荷不做停留，升负荷速率一般控制在每分钟1%额定负荷。当过热器升压结束后，高压加热器应及时投运(尽量实现随机启动)，升负荷过程中，逐渐增加燃煤量的同时，适当减少燃油量。5.2.4汽包锅炉的热态启动自然循环汽包锅炉、控制循环汽包锅炉的热态启动，应根据锅炉现有压力情况，合理调整高、低压旁路、有关疏水阀开度及炉内燃烧，使参数满足汽轮机冲转需要。5.2.5直流锅炉的热态启动
6当给水温度大于104℃时方可向锅炉上水，并严格控制上水流量。锅炉上水过程中不进行排放及冷态清洗。锅炉通过膨胀的操作，在汽轮机冲转前、后进行均可，但应避免与汽轮机冲转同时进行。在先膨胀、后冲转的情况下，应控制过热器后烟温小于500℃。5.2.6汽水品质5.2.6.1锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/T561—95《火力发电厂水汽化学监督导则》的规定。5.2.6.2锅炉启动时的给水质量见附录A(标准的附录)中的表A1，并在8h内达到正常运行时的标准。5.2.6.3汽轮机冲转前的蒸汽质量要求见附录A(标准的附录)中的表A2，并在8h内达到正常运行时的标准。5.2.6.4汽包锅炉升温、升压过程中，应分不同压力段进行洗硅，严格控制锅水含硅量。不同压力下的锅水含硅量标准可依照制造厂家规定执行。厂家无规定时含硅量控制标准见附录C(提示的附录)。锅水含硅量合格后，方可继续升温、升压。5.2.7制粉系统启动5.2.7.1热风温度达到200℃以后，方可启动制粉系统。采用直吹式制粉系统时，应达到锅炉启动时投粉所具备的条件后方可投粉。燃用无烟煤时，热风温度需要达到更高些时才能启动制粉系统。5.2.7.2锅炉投粉后应监视煤粉入炉后的着火情况。根据情况进行燃烧调整，保证炉内燃烧工况稳定，燃烧完全。5.2.7.3对于中间储仓式制粉系统，应监视乏气入炉后的着火情况，必要时加大燃油量，提高乏气燃尽率。5.2.8锅炉投粉至满负荷5.2.8.1锅炉投粉后，若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风5～10min，待提高炉膛温度后再投。如两次投粉不着火，应停止投粉，分析原因，严禁盲目试投。5.2.8.2对配中间储仓式制粉系统的锅炉，投粉时给粉机应对称投运。投粉后应调整一、二次风量在设计范围内，合理调整风、煤比例，保持炉膛压力，维持燃烧氧量符合要求。5.2.8.3在启动过程中，锅炉投粉后应适时投入电气除尘器的各电场运行。烟囱烟尘排放量应符合环保要求。5.2.8.4锅炉投粉运行后，应严密监视过热器、再热器各级受热面的金属壁温不超出厂家限额。5.2.8.5锅炉机组满负荷后，应对各受热面进行全面吹灰一次。5.2.8.6锅炉机组满负荷时，各种热工保护及自动装置应全部投入。5.2.8.7为防止空气预热器受热面低温腐蚀，应根据实际情况，及时投入暖风器运行，有热风再循环系统的可以投用热风再循环。6锅炉机组运行锅炉机组的运行，应与外界负荷相适应。由于其被调参数及扰动因素多，因而形成了一个多种参数相互影响的复杂动态变化过程。为保证锅炉机组的安全经济运行，必须对其进行相应的控制、调整与维护。6.1锅炉运行调整的主要任务6.1.1保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最大蒸发量。6.1.2保持蒸汽参数和汽水品质在规定范围内，稳定给水流量，保持汽包正常水位。6.1.3及时进行正确的调整操作，保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。6.1.4降低污染物的排放。6.2锅炉正常运行中主要参数的监视和控制限额
76.2.1锅炉运行监视和调整，应保持各参数在允许的范围内变动，并应充分利用计算机控制、程序控制及自动调节装置，以有利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量。6.2.2主要参数的运行限额，应根据制造厂家设计值及通过现场试验所取得的数据在现场规程中具体规定，主要运行参数见表3。表3锅炉主要运行参数限额序号项目单位正常范围报警跳闸备注高低1锅炉蒸发量(额定蒸发量、最大蒸发量)t/h 2汽包压力(表压力)MPa 3启动分离器压力(表压力)MPa 4汽包水位mm 5过热蒸汽压力(表压力)MPa 6过热蒸汽温度℃ 7再热蒸汽压力(进口/出口)(表压力)MPa 8再热蒸汽温度(进口/出口)℃ 9过热蒸汽两侧温度差℃ 10再热蒸汽两侧温度差℃ 11前屏过热器壁温℃ 12后屏过热器壁温℃ 13低温过热器壁温℃ 14高温过热器壁温℃ 15冷、热段再热器壁温℃ 16水冷壁壁温℃ 17各级减温器喷水前、后蒸汽温度℃ 18给水压力(表压力)MPa 19给水温度℃ 20排烟温度℃ 21两侧烟气温度差℃ 22空气预热器空气温度℃ 23烟气含氧量% 24炉膛压力Pa 25压缩空气压力(表压力)MPa 26炉前燃油压力(表压力)MPa 27炉前燃油温度℃ 28锅水循环泵压差MPa 29锅水循环泵电动机温度℃ 6.3燃烧调整6.3.1燃烧调整的目的要求
8锅炉正常燃烧时，燃料的着火距离适中，火焰稳定，且均匀地充满燃烧室，不应直接冲刷水冷壁。各段两侧烟温偏差不超过设计值，尽量减少不完全燃烧损失，以提高锅炉运行的经济性，保持过热器、再热器不超温。6.3.2锅炉良好燃烧应具备的条件6.3.2.1燃用煤种与设计煤种应相符。6.3.2.2供给燃料完全燃烧所必须的空气量。6.3.2.3维持适当高的炉膛温度。6.3.2.4合理的一、二、三次风配比及良好的炉内空气动力工况。6.3.2.5合格的煤粉细度。6.3.3燃烧调整6.3.3.1风量的调整正常运行时，及时调整送风机、吸风机风量，维持正常的炉膛压力，锅炉上部不向外冒烟气；炉膛出口的过量空气系数α值，应根据不同燃料的燃烧试验确定，烟气中的最佳含氧量应由调整试验确定；各部漏风率符合设计要求。值班人员应确知炉前燃料的种类及其主要成分(挥发分、水分、灰分、燃油粘度)、发热量和灰熔点不同燃料通过调整试验确定合理的一、二、三次风率、风速，控制调整一、二、三次风压，达到配风要求，组织炉内良好的燃烧工况。当锅炉增加负荷时，应先增加风量，随之增加燃料量；反之，锅炉减负荷时应先减少燃料量，后减少风量，并加强风量和燃料量的协调配合。6.3.3.2燃料量的调整配直吹式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整运行中制粉系统的出力来满足负荷的要求；负荷变化较大时，通过启停制粉系统的方式满足负荷要求。配中间储仓式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整给粉机转速的方法即可满足负荷的需要；负荷变化较大时，通过投停给粉机的方法满足负荷需要。6.3.3.3煤粉燃烧器的组合方式在锅炉正常运行中，对配中间储仓式制粉系统的锅炉，煤粉燃烧器应逐只对称投入或停用，四角布置、切圆燃烧的锅炉严禁煤粉燃烧器缺角运行；对配直吹式制粉系统的锅炉，各煤粉燃烧器的煤粉气流应均匀；高负荷运行时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，并合理分配各煤粉燃烧器的供粉量，以均衡炉膛热负荷，减小热偏差；低负荷运行时，尽量少投煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，且煤粉燃烧器尽量避免脱层运行；煤粉燃烧器投用后，及时进行风量调整，确保煤粉燃烧完全。6.3.3.4结渣的预防锅炉受热面结渣的主要原因取决于燃煤的结渣特性及燃烧工况。因此，除按上述调整原则组织良好的炉内燃烧工况、注意监视各段工质温度的变化外，还应加强燃料的管理工作，电厂用煤应长期固定；若煤种多变，应加强混、配煤，使其尽量接近设计煤种；运行中加强锅炉吹灰工作，防止受热面积灰、结渣；发现结渣，及时采取措施。对于有严重结渣倾向的锅炉，现场应制订防止结渣的具体措施。6.4蒸汽压力的调整与滑压运行锅炉蒸汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽轮机所需蒸汽量之间的平衡。在负荷变动时，目前国内直流锅炉采用定压运行方式。汽包锅炉采用定压或定—滑—定运行方式。过热蒸汽压力基本保持稳定，机组负荷由调速汽阀开度来控制的运行方式即为定压运行。汽轮机调速汽阀保持全开，保证蒸汽温度在一定值，依靠锅炉的燃烧来调整蒸汽压力和负荷的运行方式即为滑压运行。6.4.1汽包锅炉蒸汽压力的调整6.4.1.1
9汽包锅炉采用定压运行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许范围内波动。蒸汽压力的调整，可通过适当增减燃料量、风量、风煤的配比以及微调同步器的方式进行。各厂应根据具体情况，制定调整蒸汽压力的方法和操作步骤。6.4.1.2汽包锅炉的定—滑—定及滑压运行为保证机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定—滑—定的复合运行方式。采用定—滑—定复合运行方式前，应先根据机组性能，进行有关的调整试验。通过安全和经济性比较后，再确定高、低负荷定压运行的压力，并绘制出该区间每个负荷点的滑压运行曲线，以求得低负荷运行时的安全性和经济性。6.4.2直流锅炉蒸汽压力的调整6.4.2.1直流锅炉采用定压运行时，应根据机组负荷的需要相应调整锅炉蒸发量，维持汽轮机在额定蒸汽压力运行，力求做到汽压稳定。6.4.2.2直流锅炉蒸汽压力及蒸发量的调整是在增减给水量的同时，相应按比例增减燃料量，微调同步器，以保持过热蒸汽压力稳定，并使锅炉蒸发量的变化与机组负荷所需要的变动值相适应。各厂应根据具体情况，制定调节蒸汽压力的方法和操作步骤。6.5过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整6.5.1蒸汽温度调整的必要性蒸汽温度偏离额定值过大时，会影响锅炉和汽轮机运行的安全性和经济性。当蒸汽具有规定的压力，同时具有一定的过热度时，才具备预定的做功能力，并使热力设备能正常工作。因此，蒸汽温度也是锅炉运行中必须监视和控制的主要参数之一。6.5.2过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整6.5.2.1正常运行时，应维持蒸汽温度在正常值，两侧蒸汽温度偏差及过热蒸汽与再热蒸汽温度之差最大不超过允许值。6.5.2.2蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。烟气侧的调整主要是改变火焰中心的位置和流经过热器及再热器的烟气量，以达到调整蒸汽温度的目的。蒸汽侧的调整是利用减温器来实现的，根据蒸汽温度的变化情况，适当变更相应减温器的减温水量，即可达到调整蒸汽温度的目的。6.5.2.3直流锅炉过热蒸汽温度的调整，通过合理的燃料与给水比例控制包覆过热器出口温度作为基本调节，喷水减温作为辅助调节。在运行中应控制中间点温度小于385℃，尽量减少一、二级减温水的投用量。当用减温水调节过热蒸汽温度时，以一级喷水减温为主，二级喷水减温为辅。6.5.2.4过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的调整方法，应根据设备情况在现场规程中规定。如：——改变摆动式煤粉燃烧器角度；——改变配风工况；——改变煤粉燃烧器的组合方式；——分层调节燃料量；——烟气挡板调节；——烟气再循环调节；——受热面吹灰；——调整减温水量。6.5.3蒸汽温度监视和调整中的要求6.5.3.1运行中根据工况的改变，分析蒸汽温度的变化趋势，应特别注意对过热器、再热器的中间点蒸汽温度监视，尽量使调整工作恰当地做在蒸汽温度变化之前。
106.5.3.2现代大型锅炉机组，对蒸汽温度的调整要求较高，减温器通常分级布置，各级减温器的喷水量应视各段壁温和蒸汽温度情况配合调整，控制各段壁温和蒸汽温度在规定范围内。6.5.3.3在燃烧调整上力求做到不使火焰中心偏斜，避免受热面超温或结渣。6.5.3.4在进行蒸汽温度调整时，操作应平稳、均匀，以防引起蒸汽温度的急剧变化，确保设备安全经济运行。6.6汽包锅炉水位的调整6.6.1锅炉正常运行中，汽包水位应保持“0”位，正常波动范围为±50mm。6.6.2汽包水位的控制，正常情况应依靠给水自动装置改变给水调节阀的开度或改变给水泵的转速来改变给水流量，从而实现汽包水位的自动控制。两台给水泵并列运行时，应尽量使负荷分配均匀。6.6.3正常运行中，汽包水位应以就地水位计为准，其他汽包水位表计与其核对，并参照给水、蒸汽流量及时进行调整。6.7汽包锅炉排污6.7.1为了保证锅炉汽水品质合格，根据化学监督要求，对锅炉进行定期排污和连续排污。6.7.2定期排污应尽量在低负荷时进行，并严格监视汽包水位，控制排污流量。自然循环汽包锅炉每只定期排污阀的排污时间不超过0.5min。严禁定期排污扩容器超压，保证定期排污期间的安全运行。排污间隔和排污量应在运行规程中作出具体规定。6.8锅炉吹灰与除渣6.8.1为了清除锅炉受热面的积灰，防止结渣，保持受热面清洁，提高锅炉安全、经济运行水平，应根据实际情况定期对锅炉受热面进行吹灰。吹灰介质的运行参数应根据设备情况，在现场规程中规定。6.8.2锅炉受热面吹灰工作应在燃烧稳定的工况下进行。对故障吹灰器应及时修复投用。6.8.3正常运行中，应经常检查、判断受热面的清洁情况，如发现积灰、结渣，应及时采取措施，但不允许运行中对受热面人工除渣。6.8.4吹灰注意事项应在现场规程中规定，确保吹灰时燃烧稳定及设备和人身安全。6.9锅炉机组设备运行维护6.9.1锅炉运行中，应对设备进行定期巡回检查，检查的重点是：承压部件，汽阀、水阀、安全阀、炉墙、支吊架，燃油系统及主要辅机的运行情况。当发现不正常情况时，应查明原因。对暂时不能消除的缺陷，应立即通知检修，同时，加强监视，采取必要措施，防止事故发生。6.9.2锅炉正常运行时，给水质量标准见附录A(标准的附录)中的表A3、表A4；汽包锅炉锅水质量标准见附录A(标准的附录)中的表A5，蒸汽质量标准见附录A(标准的附录)中的表A6。6.9.3值班人员应按规定进行维护工作。维护工作的项目，各厂应根据设备情况在现场规程中规定。维护工作的项目见表4。表4维护工作项目表序号项目时间执行人备注1厂用事故警报校验 2汽包水位高、低报警校验 3汽包水位校核 4安全阀排汽试验(包括附属设备的安全阀) 5向空排汽阀及事故放水阀试验 6点火设备检查 7锅炉查、堵漏风
118制粉系统查、堵漏风及防爆门检查 9煤粉仓降粉 10备用辅机试运行 11备用辅机切换运行及联动试验 12工业水、润滑油、燃油的滤网情况 13油库放水及油库油位实测 14阀、门、管系铭牌标志齐全 15设备缺陷查核 16消防设施检查 17防雨设施检查 18防冻设施检查 6.10自动、程控、保护装置6.10.1根据自动、程控及保护装置的实际情况，编制现场运行规程。6.10.2自动、程控及保护装置的现场运行规程应包括下列内容：——自动、程控及保护装置的特性；——自动控制投入、停止的条件及操作方法；——程控投入、停止的条件及操作方法；——保护装置投入、停止的条件及操作方法；——自动、程控、保护装置的运行注意事项及一般故障处理。6.11锅炉热力试验6.11.1为保证锅炉安全经济运行，大修前后应做热力试验，以对锅炉大修前后的性能进行比较和鉴定，用热力试验的结果指导运行，不断改善和提高锅炉安全经济运行水平。6.11.2热力试验的常规项目包括：锅炉热效率试验，风门调节特性试验，煤粉细度及均匀性试验，回转式空气预热器漏风试验，油喷嘴雾化试验及其他主要辅机的特性试验等。根据实际情况和需要，亦可做空气动力场试验。6.11.3热力试验应符合GB10184—88《电站锅炉性能试验规程》的有关规定。进口锅炉的性能试验按商务合同中规定的“标准”进行；若无明确规定时，经协商亦可按《ASME性能试验规程》PTC4.1，PTC4.2，PTC4.3进行。7锅炉机组停止7.1停炉要求锅炉机组的停运过程实质上即是高温厚壁承压部件(如：汽包、高温过热器集箱、高温再热器集箱)的冷却过程，若在停炉过程中参数控制不当，将产生较大的各种应力，影响锅炉承压部件的使用寿命。因此，要求在各种停炉方式下严格控制降温、降压速率，保证良好的水循环及水动力工况，从而保证锅炉机组的安全经济运行。7.2停炉方式7.2.1锅炉机组的停止运行，一般分为正常停炉和事故停炉两大类。本章只就正常停炉提出原则要求。7.2.2汽包锅炉的正常停炉分为定参数停炉和滑参数停炉。一般情况下，停炉热备用时，为尽量保证锅炉蓄热，以缩短启动时间，应采用定参数停炉；计划检修停炉应采用滑参数停炉，以使锅炉和汽轮机得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期。7.2.3直流锅炉停炉一般应投启动分离器停炉。7.3正常停炉准备7.3.1
12停炉前，对锅炉设备进行一次全面检查，将所发现的缺陷记录在有关记录簿内，以便检修人员查考，进行处理。7.3.2备用设备疏放水系统、燃油系统处于良好的备用状态。油燃烧器完好，油枪畅通，雾化良好，必要时可试投一次。7.3.3原煤仓的原煤和煤粉仓的粉位符合停炉要求，根据停炉时间在现场规程中具体规定。7.3.4汽包锅炉的事故放水阀及直流锅炉启动旁路系统处于良好的备用状态。7.3.5根据机组特性及停炉目的确定停炉方式和停炉参数。7.4汽包锅炉滑参数停炉7.4.1汽包锅炉的滑参数停炉应根据制造厂提供的滑参数停炉曲线严格控制降温、降压速率，现场规程中应附有滑参数停炉曲线。7.4.2随锅炉负荷降低，及时调整送风机、吸风机风量，保证一、二、三次风的协调配合，保持燃烧稳定。根据负荷及燃烧情况，将有关自动控制系统退出运行或进行重新设定，适时投油，稳定燃烧。电气除尘器的停用按8.7.3执行。7.4.3配中间储仓式制粉系统的锅炉，应根据煤仓煤位和粉仓粉位情况，适时停用部分磨煤机；根据负荷情况，停用部分给粉机。停用磨煤机前，应将该制粉系统余粉抽净，停用给粉机后将一次风系统吹扫干净，然后停用排粉机或一次风机。配直吹式制粉系统的锅炉根据负荷需要，适时停用部分制粉系统。且吹扫干净。停用后的煤粉燃烧器应将相应的二次风门关小，停炉后关闭。7.4.4根据蒸汽温度情况，及时调整或解列减温器。汽轮机停机后，再热器无蒸汽通过时，控制炉膛出口烟温不大于540℃。7.4.5锅炉蒸汽压力、蒸汽温度降至停机参数，电负荷降至汽轮机允许的最低负荷时，汽轮机停机，锅炉切除全部燃料、熄火。停用后的油枪应吹扫干净，但不得向无火的燃烧室内吹扫。7.4.6锅炉熄火后，维持正常的炉膛压力及30%以上额定负荷的风量，进行炉膛通风，吹扫5～10min后停止送风机、吸风机、暖风器，关闭烟、风系统的有关挡板。保持回转式空气预热器及点火、火焰检测装置、冷却风机运行，待温度符合要求时，停止其运行。7.4.7在整个滑参数停炉过程中，严格监视汽包壁温，任意两点间的温差不允许超过制造厂家的规定值，严格监视汽包水位，及时调整，确保汽包水位正常。7.4.8停炉过程中，按规定记录各部膨胀值，冬季停炉应做好防冻措施。7.5汽包锅炉定参数停炉7.5.1定参数停炉时，应尽量维持较高的锅炉过热蒸汽压力和温度，减少各种热损失。降负荷速率按汽轮机要求进行。降负荷过程中，逐渐关小汽轮机调速汽阀。随锅炉燃烧率的降低，蒸汽温度逐渐下降，但应保持过热蒸汽温度符合制造厂及汽轮机要求，否则应适当降低过热蒸汽压力。7.5.2停炉后适当开启高、低压旁路或过热器、再热器出口疏水阀约30min，以保证过热器、再热器有适当的冷却。7.5.3其他要求与滑参数停炉相同。7.6直流锅炉正常停炉7.6.1直流锅炉的正常停炉应根据制造厂提供的正常停炉曲线要求进行参数控制和相应操作。现场规程中应附有滑参数停炉曲线。7.6.2直流锅炉投入启动分离器正常停炉，应遵守下列程序：——定压降负荷至规定值；——过热器降压及投入启动分离器；——发电机解列和汽轮机停机；——锅炉熄火。
137.6.3整个停炉过程中燃烧调整按7.4.2执行。对制粉系统的要求按7.4.3执行。降温、降压速率在规定范围内。7.6.4定压降负荷过程中，维持过热器压力不变，锅炉本体压力随负荷降低而逐渐降低，通过逐步减少燃料量与给水流量以及关小汽轮机调速汽阀进行降负荷，根据包覆过热器及低温过热器出口工质温度调整燃料与给水比例，辅以减温水，保证蒸汽温度满足汽轮机要求。机组降负荷过程应呈阶梯形，降负荷速率为每分钟1%额定负荷。从70%额定负荷至发电机解列应控制在3～4h。7.6.5降负荷过程中，给水流量必须保证大于或等于启动流量的最低限度，直至锅炉熄火，以确保水动力工况的稳定。7.6.6过热器降压为投启动分离器作准备，此阶段仍处于直流运行方式，降压速率不大于每分钟0.2～0.3MPa，同时要保持包覆过热器压力的稳定。必须保持合理的燃料与给水之比，各项操作应协调配合，以免造成蒸汽温度、蒸汽压力、给水流量的较大波动。当启动分离器达到投入条件，且低温过热器出口蒸汽温度、过热蒸汽压力符合要求时，投入启动分离器运行。7.6.7启动分离器投入后，保持其压力、水位正常，包覆过热器出口压力在规定值。继续减弱燃烧，机组负荷降至最低允许值时，发电机解列，汽轮机停机，锅炉熄火。停炉后的有关工作按7.4.6进行，并立即关闭各减温水阀，解除启动旁路，停止向锅炉进水并进行其他相应操作。7.7停炉后的冷却与放水7.7.1自然循环锅炉停炉后的冷却与放水7.7.1.1自然循环锅炉停炉后的自然冷却a)自然循环锅炉停炉后一般应采用自然冷却方式。b)在锅炉自然冷却状态下，汽包壁温大于90℃时，应尽量保持汽包高水位。一般停炉6h后，开启吸风机出、入口门进行自然通风冷却；18h后可启动吸风机进行通风冷却，当烟温符合要求时，停止吸风机。整个冷却过程中，汽包壁温差应在允许范围内。7.7.1.2自然循环锅炉停炉后的快速冷却a)自然循环锅炉快速冷却过程中，工质温度、厚壁部件的金属温度难以控制，且易产生热偏差及各种应力，影响锅炉寿命，所以只有在特殊情况下(如：有关受热面需进行抢修)才允许使用，若无特殊情况，均应采用自然冷却。b)根据实际情况，自然循环锅炉可采用不同的快速冷却方法，但应在规程中详细规定，采取可靠的安全措施，严格控制降温、降压速率。当汽包任意两点间的壁温差接近或有超过规定值的趋势时，应立即停止快冷。7.7.1.3锅炉放水方式a)汽包压力降至大气压力，汽包壁温90℃时放水(采用该放水方式，应同时进行充氮保养)。b)汽包压力在0.8MPa(表压力)以下，汽包壁温符合制造厂要求时进行带压放水。c)正常停炉检修时，一般采用带压放水。7.7.2控制循环锅炉停炉后的冷却与放水7.7.2.1停炉热备用时，通风系统全部停止后，锅炉密封，保持锅水循环泵继续运行30min，然后停止，保持汽包水位上限。7.7.2.2停炉后正常冷却时，按正常冷却曲线降温、降压。通常停炉4～6h后，启动一台吸风机通风冷却，保持正常汽包水位及至少一台锅水循环泵运行，锅水温度降至150℃以下时，可以停止全部锅水循环泵。7.7.2.3
14停炉后需快速冷却时，保持两台锅水循环泵运行，保持汽包水位正常，锅水温降速率在规定范围内，保持60%～70%的额定风量，进行炉膛通风。当锅水温度达93℃以下时，停止通风及全部锅水循环泵。7.7.2.4锅水温度小于93℃时锅炉可以放水，并同时放净锅水循环泵泵壳内的锅水。7.7.3直流锅炉停炉后的冷却7.7.3.1直流锅炉停炉后的自然冷却a)直流锅炉停炉后一般应采用自然冷却方式，并严格监视包覆过热器和水冷壁的降温、降压速率。b)停炉后立即开启过热器及再热器有关疏水阀，以规定的速率降低过热蒸汽和再热蒸汽压力至规定值，然后用过热器、再热器向空排汽阀将余压泄除。c)停炉4h后，开启有关的烟、风挡板进行自然通风冷却，同时调整炉本体有关疏水阀，以规定的速率降低包覆过热器压力至规定值，开炉本体空气门，将余压泄除。d)停炉6h后，根据需要可启动一台吸风机进行通风冷却。当一级混合器工质温度达到要求时，进行省煤器、水冷壁、包覆过热器管系和低温过热器放水。放水时停止通风冷却。放水结束1h后，方可继续通风冷却。7.7.3.2直流锅炉停炉后的快速冷却a)直流锅炉停炉后如需快速冷却时，则将给水流量减少至60～100t/h，进行循环冷却。b)快速冷却时，应装有监视表计，严格控制包覆过热器、水冷壁管屏之间的温差小于40℃。若降温、降压速率超过上述数值，应立即调整通风量和进水量，若调整无效时，应立即停止快速冷却。当工质温度降至需要温度时，停止进水循环，停用启动分离器。7.8停炉后的保养7.8.1锅炉在备用期间的主要问题是防止受热面金属腐蚀，减少锅炉设备的寿命损耗。7.8.2锅炉停用期间的保养根据设备及实际情况确定保养方案，但不提倡使用对人体和环境有害的保护方法。7.8.2.1充氮或充气相缓蚀剂防腐a)该种保养方法是采用向锅炉内充入氮气或气相缓蚀剂，将氧从锅炉受热面内驱赶出来，使金属表面保持干燥和与空气隔绝，从而达到防止金属腐蚀的目的。b)充氮防腐时，氮气压力一般保持0.020～0.049MPa(表压力)左右，使用的氮气纯度大于99.9%。c)锅炉充氮或充气相缓蚀剂期间，应经常监视压力的变化和定期进行取样分析，并进行及时补充。d)此法可用于锅炉的长期防腐。7.8.2.2压力防腐a)此保护方法一般用于短时停炉热备用。b)停炉后维持汽包压力大于0.3MPa，以防止空气进入锅炉，达到防腐的目的。汽包压力降至0.3MPa时，点火升压或投入水冷壁下联箱蒸汽加热，在整个保护期间保证锅水品质合格。控制循环锅炉应保持一台锅水循环泵运行。7.8.2.3余热烘干防腐a)自然循环锅炉正常停炉后，待汽包压力降至0.8～0.5MPa时，开启放水阀进行全面快速放水。压力降至0.2～0.15MPa时，全开空气门、向空排汽阀、疏水阀，对锅炉进行余热烘干。b)直流锅炉采用此法时应在去压后进行。当锅炉本体需进行检修或不具备其他保养条件时使用此法。7.8.2.4真空干燥防腐
15真空干燥是在锅炉采用热炉放水，余热干燥后，再利用汽轮机的真空系统对锅炉受热面抽真空，使其中残余的水分进一步蒸发和抽干，从而达到防止金属腐蚀的目的。7.8.3采用带压放水余热烘干法、真空干燥法防腐时，在烘干过程中，禁止启动吸风机、送风机通风冷却。7.9锅炉化学清洗7.9.1锅炉化学清洗的目的要求锅炉的化学清洗，是保持受热面内表面清洁，防止受热面因结垢、腐蚀引起事故，以及保持汽水品质合格。要求能除去新建锅炉在轧制、加工过程中形成的高温氧化轧皮以及在存放、运输、安装过程中所产生的腐蚀产物、焊渣和泥沙污染物等；除去运行锅炉在金属受热面上积聚的氧化铁垢、钙镁水垢、铜垢、硅酸盐垢和油污等。锅炉的化学清洗根据SD135—86《火力发电厂锅炉化学清洗导则》执行。7.9.2过热器反冲洗为了保证过热器管不致因内壁积聚盐垢发生爆管事故，设有过热器反冲洗系统的锅炉应根据实际情况及化学监督要求对过热器进行反冲洗。一般在锅炉大修时进行，小修时根据化学监督要求进行。7.9.2.1冲洗应具备的条件a)锅炉本体承压部件检修结束。b)汽轮机、化学已具备向锅炉供水条件。7.9.2.2冲洗要求a)冲洗过程中尽量保持较大冲洗水量。b)控制汽包水位，禁止汽包起压。c)冲洗合格标准以化学化验为准。d)冲洗结束后将系统恢复正常。7.10锅炉的冬季防冻7.10.1冬季应将锅炉各部分的伴热系统、各辅机油箱加热装置、各处取暖装置投入运行，确保正常。7.10.2冬季停炉时，应尽可能采用干式保养。若锅内有水，应投入水冷壁下联箱蒸汽加热。7.10.3锅炉停运时，备用设备的冷却水应保持畅通或将水放净，以防管道冻结。7.10.4厂房及辅机室门窗关闭严密，设备系统的各处保温完好，发现缺陷应及时进行消除。7.10.5根据实际情况制订具体的防冻措施。8主要辅机运行与维护8.1辅机通则8.1.1辅机投运应具备的条件8.1.1.1辅机投运前应经过试运转，并验收合格，办理好工作票终结手续。8.1.1.2控制回路、电气联锁、热工保护及自动装置经试验合格动作正常。8.1.1.3在静、动态验收合格的基础上，对下列系统设备进行检查：a)辅机设备系统外观完整，机械保护装置完好。b)辅机润滑油、冷却水系统投运正常。c)各风门挡板(阀门)的调节、执行机构动作灵活正确，限位装置良好。d)各监控、测量仪表齐全完好，指示正确。e)不同辅机还应根据其具体要求进行检查。8.1.2辅机启动原则8.1.2.1辅机严禁带负荷启动(设计允许者除外)。8.1.2.26kV辅机启动按(82)水电电生字第24号《发电厂厂用电动机运行规程》要求执行。8.1.3辅机运行中的要求
168.1.3.1无异音、不正常的摩擦和撞击声。8.1.3.2油位、油温、油压符合要求，油质良好。8.1.3.3辅机轴承温度、振动、窜轴值应在现场规程中规定并严格执行。8.1.3.4各处无泄漏现象。8.1.3.5监测、保护装置运行正常。8.1.3.6电动机的运行情况应符合(82)水电电生字第24号《发电厂厂用电动机运行规程》的有关规定。8.1.3.7运行中遇有下列情况之一时，应立即停止辅机运行：a)发生剧烈振动或窜轴，有损坏设备危险时。b)轴承温度不正常升高或超过规定值时。c)电动机转子和静子严重摩擦或冒烟起火时。d)辅机的转子与外壳发生严重摩擦或撞击时。e)辅机发生火灾或被水淹时。f)危及人身安全时。8.1.4辅机的保护装置各厂应根据辅机保护装置的设置情况，编制现场规程，内容包括：——保护装置的特性。——保护装置投入、停止的条件及操作方法。——保护装置的运行注意事项及一般故障处理。8.2制粉系统8.2.1制粉系统的启动8.2.1.1启动前应按8.1.1的要求对系统及设备(排粉机、一次风机、密封风机、磨煤机、给煤机、给粉机)、保护装置(防爆门、充氮装置、蒸汽灭火、CO2灭火)、电气联锁、热工保护进行全面检查，具体检查内容应在现场规程中规定。8.2.1.2当空气预热器出口热风温度达到制粉要求具备投粉条件时，方可启动制粉系统。8.2.1.3排粉机或一次风机启动后，应缓慢开启入口挡板，以防一次风压突然增大，炉膛正压或爆燃。8.2.1.4制粉系统启动后，严格控制磨煤机出、入口温度在规定范围内。严密监视系统风压，以防堵塞。系统运行正常后，将有关自动装置投入运行。8.2.2制粉系统的运行和调整8.2.2.1运行的基本要求a)制备并连续供给锅炉燃烧所需的煤粉。b)保持合格的煤粉细度。c)维持正常的风温、风压，防止发生煤粉自燃和爆炸及其他事故。保证制粉系统及锅炉机组的安全运行。d)提高制粉系统的经济性。8.2.2.2运行中的监视a)转动机械的电动机电流、轴承温度、窜轴、振动不超过规定值。b)磨煤机出口温度、前后压差及系统风压符合要求。c)给煤机供煤应连续均匀。d)保持合理的粉仓粉位，防止煤粉自流。粉仓温度不得超过磨煤机出口气粉混合物的温度，并定期降粉位。e)定期对煤粉细度进行取样分析，最佳煤粉细度应经试验确定，并严格控制。f)磨煤机出口气粉混合物的温度限额见表5。
17表5磨煤机出口气粉混合物的温度限额磨煤机类型煤种空气干燥烟气、空气混合干燥滚筒式钢球磨煤机(中间储仓式制粉系统在磨煤机出口的温度)无烟煤不受限制%贫煤～130℃%烟煤～70℃%中速磨煤机(直吹式制粉系统在粗粉分离器后的温度)Vdaf=12%～40%时，130～70℃风扇式磨煤机(直吹式制粉系统在粗粉分离器后的温度)贫煤～150℃ 烟煤～130℃180～200℃褐煤～100℃ 8.2.2.3制粉系统的运行调整a)中间储仓式制粉系统出力的调整为提高经济性和降低制粉电耗，在保证合格煤粉细度的条件下，应尽量使制粉系统保持在额定出力下运行。b)直吹式制粉系统出力的调整对中速磨煤机在碾磨件磨损中后期，应及时调整加载压力，以保证制粉系统出力。c)煤粉细度的调整中间储仓式制粉系统可采用调整粗粉分离器折向挡板的方法来调整煤粉细度。直吹式制粉系统可采用改变分离器的折向挡板位置或旋转分离器转速的方法来调整煤粉细度。8.2.3制粉系统的停运8.2.3.1制粉系统停运前，应将磨煤机内的煤磨完，并将系统内的煤粉吹扫干净。制粉系统停止后，关闭系统各风门(自然冷风门打开)。对中间储仓式制粉系统，应密封粉仓。8.2.3.2由于锅炉紧急停止造成的制粉系统存粉，若短期不能恢复时，应通过邻炉输粉或其他切实可行的方法进行处理，但应禁止对环境造成污染。8.3燃油系统8.3.1投入燃油系统应具备的条件8.3.1.1检修后的燃油系统，经检查验收合格，收回工作票后，利用蒸汽吹扫燃油管道和油燃烧器，严禁向无火焰的燃烧室吹扫存油。生锈的管道应进行酸洗，确保系统内清洁无杂物。8.3.1.2检修后的燃油系统，在正式充油前应利用吹扫蒸汽进行充压，检查系统无泄漏。8.3.1.3油泵房所有照明、电动机及开关均应符合防爆要求，消防设备齐全完好，并符合(80)电技字第26号《电力工业技术管理法规》(试行)和电安生［1994］227号《电业安全工作规程(热力和机械部分)》的有关规定。8.3.2燃油系统的投入运行8.3.2.1投入燃油系统的操作方法应在现场规程中规定，并保持燃油温度、压力和伴热蒸汽温度、压力达到规定值。8.3.2.2燃油系统在锅炉运行时应保持连续运行，以保证锅炉故障情况下稳定燃烧及点火、停炉用油。8.3.2.3油罐中油的温度不得超过规定值，当温度高时应投用淋水降温装置。油罐积水应定期排放，并做好油量计量工作。8.3.2.4
18油系统运行中，需对备用设备或系统进行吹扫时，应将其与运行系统可靠隔绝，避免燃油进入吹扫蒸汽系统。吹扫完毕后，应恢复备用状态。8.3.2.5油区应建立防火、消防制度、通行制度及动火作业制度。8.3.3燃油系统的停止8.3.3.1锅炉运行中需停止燃油系统时，应制订相应的稳燃措施。8.3.3.2停止燃油系统后，应对燃油管道进行蒸汽吹扫。8.4吸风机、送风机、一次风机及排粉机8.4.1风机的启动8.4.1.1风机启动前除按8.1.1全面检查外，还应满足下列要求：——有关保护、联锁及巡测装置投入；——风机液压油系统及密封、冷却风机投入；——离心式风机出、入口调节门关闭；——轴流式风机可调风门关至最小位置，出、入口风门开启。8.4.1.2具有盘车装置的风机，在润滑油系统运行正常后，应投入盘车装置运行，正常后风机方可送电启动。8.4.1.3一台轴流式风机运行，需启动另一台轴流式风机并联运行时，应避免运行风机喘振，并维持炉膛压力稳定。8.4.1.4备用风机启动前，应确认风机未反转，否则要采取制动措施后方可启动。8.4.2风机的运行与维护8.4.2.1运行中应按8.1.3的要求，对风机的进、出口风压，风机及电机的轴承温度、振动、润滑油量、油压，各种形式的冷却系统、液压系统、转动部分的声音，电动机的电流、线圈和铁芯温度定期进行检查。8.4.2.2并联运行的风机应尽量保持各风机的负荷接近，并注意保持两侧风、烟温均衡。8.4.2.3并联风机正常运行时，连通风门应开启。轴流式风机严禁在喘振区工作。8.4.2.4并联风机，如一台运行、另一台停用时，应尽可能减少往停用的风机中漏风。8.4.3风机的停止8.4.3.1将风机的负荷减至最低值后停止。8.4.3.2风机停止转动前，严禁停止其润滑油系统。8.5回转式空气预热器8.5.1回转式空气预热器的启动8.5.1.1启动前除按8.1.1要求检查外，还应满足下列要求：——密封完整、间隙合格。动静部分无卡涩。——吹灰器退至停止位置，水清洗装置已隔离，灭火装置完好。8.5.1.2启动时，先启动盘车装置试转，检查驱动和转动部件无卡涩、撞击现象，然后停盘车装置，启动主电动机运行，投入盘车装置自启动联锁。根据厂家规定投入间隙自动控制装置。8.5.2回转式空气预热器运行中的维护8.5.2.1运行中应按8.1.3的要求对回转式空气预热器电流、本体部件及润滑油、冷却水系统的运行情况进行监视。8.5.2.2回转式空气预热器进、出口烟温及热风温度应正常，并注意监视回转式空气预热器阻力的变化，及时进行吹灰。停炉前必须进行回转式空气预热器吹灰。8.5.2.3运行中为防止冷端受热面发生低温腐蚀，应投入暖风器运行。保证回转式空气预热器入口空气温度符合要求。8.5.3回转式空气预热器的停止
19停炉后，当回转式空气预热器入口烟温降至制造厂规定要求时方可停止回转式空气预热器。8.6锅水循环泵8.6.1锅水循环泵的启动条件8.6.1.1锅水循环泵的注水排空气操作要在锅炉上水前完成。锅炉上水至汽包最高可见水位时，还应进行锅水循环泵的“点动”排空气。8.6.1.2锅水循环泵在下列情况下要注入一次冷却水：a)锅炉上水前到蒸汽压力升到规定值。b)锅炉放水前到放水完成。c)锅炉酸洗和水洗时。d)锅水太脏时。e)一次冷却水有泄漏时。8.6.1.3锅水循环泵启动前，热工及电气保护、监视仪表、联锁等应投入。电动机绝缘合格，二次冷却水流量符合要求。8.6.1.4锅水循环泵启动在锅炉水位正常后进行。8.6.2锅水循环泵的启动8.6.2.1根据需要分别启动各台锅水循环泵运行。8.6.2.2锅水循环泵启动后，应注意汽包水位的变化，维持正常水位。8.6.3锅水循环泵的运行8.6.3.1锅水循环泵正常运行时，应严格监视出、入口压差、电动机腔室温度、一次冷却水滤网前后压差正常。8.6.3.2锅水循环泵的正常维护项目应列入现场运行规程。8.6.4锅水循环泵的停止8.6.4.1锅炉运行中，锅水循环泵停运，应保证冷却水运行正常，监视电动机腔室温度，并投入暖泵系统。8.6.4.2停炉后，锅水温度低于制造厂规定值时，停止所有锅水循环泵。锅炉放水前，所有锅水循环泵要停电。锅炉放完水后，锅水循环泵电动机方可放水，绝不允许锅水循环泵泵壳内的锅水经电动机腔室放掉。8.6.4.3锅水循环泵泵壳温度低于厂家规定值后，才能停止锅水循环泵的冷却水。8.7电气除尘器8.7.1电气除尘器的投用8.7.1.1电气除尘器投用前，应对电气除尘器本体、灰斗及除灰系统所属的电气、机械、热工自动及联锁保护装置等设备进行全面检查，并经试运行合格。其具体检查项目和要求在现场规程中规定。8.7.1.2电气除尘器投运条件a)锅炉点火前12h，投入放电极绝缘子室、放电极振打瓷轴室及灰斗的加热装置。b)锅炉全燃油时电气除尘器各电场不能投用，只投入振打装置，并保持连续振打。c)在锅炉投粉时，根据现场实际情况，逐个投入各电场，并保持油燃烧器雾化着火良好，将振打装置改投周期振打。8.7.1.3电气除尘器投入的操作步骤应在现场规程中规定。8.7.2电气除尘器的运行维护8.7.2.1运行中应监视和保持电气除尘器电压、电流和各加热点温度在正常范围内，火花频率符合要求。高压硅整流变压器油温和电抗器的温升不超过80℃，无异常声音；高压输出网络无异常放电现象。
208.7.2.2定期检查振打系统及驱动装置、各加热系统、卸灰装置及排灰系统运行正常；电气除尘器各孔门密封良好，漏风率不大于5%。8.7.2.3监视电气除尘器进出口烟温、烟压正常，异常时应分析原因，进行处理。8.7.3电气除尘器的停止8.7.3.1在停炉过程中，煤、油混烧时，当排烟温度降至100℃时，逐个停止各电场；锅炉全燃油时所有电场必须停止。停运的电场应改投连续振打方式。8.7.3.2吸风机停止后，振打装置连续运行2～3h后停止，并将灰斗积灰放净。停止各加热装置。8.7.4人员进入电气除尘器工作的要求8.7.4.1停炉冷却结束，吸风机、送风机停止运行，电气除尘器与烟道隔离，内部温度低于60℃。8.7.4.2电气除尘器必须停电，所有开关在断开位置，并与电源可靠隔绝，电极必须用接地棒接地并保留接地棒；振打装置停电。电气除尘器带电时禁止打开检查门。8.7.4.3进入电气除尘器时应有专人在外监视，且固定好人孔门，防止自行关闭。进入人员应穿戴防毒、防烫的安全用具。8.7.4.4进入电气除尘器工作还应按电安生［1994］227号《电业安全工作规程(热力和机械部分)》的有关规定执行。9锅炉机组事故分析与处理9.1事故处理的一般原则9.1.1事故发生时迅速按规程规定正确处理。9.1.2发生事故后，应立即采取一切可行措施，防止事故扩大，查明原因并消除后，恢复机组正常运行。在确定设备不具备运行条件或继续运行对人身设备有直接危害时，应立即停炉处理。9.1.3事故处理完毕，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象、所采取的措施等做好记录。按照DL558—94《电业生产事故调查规程》的规定组织有关人员对事故进行分析、讨论、总结经验，从中吸取教训。9.2事故紧急停炉9.2.1事故紧急停炉的条件9.2.1.1锅炉保护具备跳闸条件而拒动。9.2.1.2锅炉严重满水或严重缺水，汽包水位达到制造厂家规定的限值。9.2.1.3汽包锅炉所有水位表计损坏。9.2.1.4直流锅炉所有给水流量表损坏，造成过热蒸汽温度不正常或过热蒸汽温度正常，但半小时内给水流量表未恢复。9.2.1.5主给水、过热蒸汽、再热蒸汽管道发生爆破。9.2.1.6炉管爆破，威胁人身或设备安全。9.2.1.7直流锅炉给水中断或给水流量在一定时间内小于规定值。9.2.1.8锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而安全阀拒动。9.2.1.9所有吸风机、送风机或回转式空气预热器停止。9.2.1.10锅炉灭火。9.2.1.11炉膛烟道内发生爆炸，使主要设备损坏或尾部烟道发生二次燃烧。9.2.1.12锅炉机组范围发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行。9.2.1.13直流锅炉安全阀动作后不回座，蒸汽压力下降，蒸汽温度或各段工质温度变化到不允许运行。9.2.1.14热控仪表电源中断，无法监视、调整主要运行参数。
219.2.1.15再热蒸汽中断(制造厂有规定者除外)。9.2.1.16锅水循环泵全停或出入口差压低于规定值。9.2.2事故紧急停炉的处理9.2.2.1将自动切换至手动操作。9.2.2.2立即停止向炉膛供给所有燃料，锅炉熄灭。9.2.2.3保持汽包水位、关闭减温水阀。直流锅炉应停止向锅炉进水。9.2.2.4维持额定风量的30%，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫。若吸风机、送风机故障跳闸时，应消除故障后启动吸风机、送风机通风吹扫。燃煤锅炉通风时间不少于5min，燃油或燃气锅炉通风时间不少于10min(若因尾部烟道二次燃烧停炉时，禁止通风。若炉管爆破停炉时，应保留一台吸风机运行)。9.3故障请示停炉遇有下列情况之一时，应请示停止锅炉运行。9.3.1锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除。9.3.2锅炉给水、锅水、蒸汽品质严重恶化，经处理无效。9.3.3受热面金属壁温严重超温，经调整无法恢复正常。9.3.4蒸汽温度超过允许值，经采取措施无效。9.3.5炉膛严重结渣或严重堵灰而难以维持正常运行。9.3.6锅炉安全阀有缺陷，不能正常动作。9.3.7锅炉汽包水位远方指示器全部损坏，而短时内又无法恢复。9.4锅炉灭火9.4.1锅炉灭火的原因9.4.1.1运行中辅机故障跳闸或灭火保护动作。9.4.1.2运行中煤质变差、挥发分过低、煤粉太粗、水分过高；煤粉仓粉位太低，直吹式制粉系统堵煤、断煤处理不正确。9.4.1.3低负荷运行时，调整不当或炉内大面积落渣。9.4.1.4水冷壁管爆破；制粉系统爆炸。9.4.1.5全燃油时，油中带水或燃油系统故障。9.4.1.6厂用电中断。9.4.2锅炉灭火的处理9.4.2.1锅炉灭火按紧急停炉处理。9.4.2.2查明灭火原因并消除后，按热态启动重新点火。9.5尾部烟道二次燃烧9.5.1尾部烟道二次燃烧的原因9.5.1.1燃烧调整不当，油燃烧器雾化不良，煤粉过粗，使未燃尽的可燃物在尾部烟道受热面沉积。9.5.1.2启、停炉过程中或低负荷运行时炉膛温度过低，风、煤、油配比不当，风速过低使可燃物积存在烟道内。9.5.1.3点火初期投粉过早，部分煤粉未燃尽，沉积在尾部烟道内。9.5.1.4尾部烟道吹灰器故障或吹灰不及时，可燃物未及时清除。9.5.2尾部烟道二次燃烧的处理9.5.2.1当发现尾部烟温不正常地升高时，应首先查明原因，加强燃烧调整，对受热面进行蒸汽吹灰。9.5.2.2当确认烟道二次燃烧时，应紧急停炉，停止吸风机、送风机，严密关闭各烟、风门及挡板，严禁通风。
229.5.2.3投入烟道蒸汽灭火，必要时进行喷水灭火。待尾部烟道各段烟温正常后，打开检查孔，检查设备损坏情况。同时对着火侧和未着火侧回转式空气预热器进行彻底检查、清理。符合启动条件后，方可重新点火启动。9.6回转式空气预热器故障9.6.1回转式空气预热器故障的原因9.6.1.1传动部分卡涩、密封板损坏。9.6.1.2转子与外壳之间有杂物。9.6.1.3受热面严重堵灰。9.6.1.4电气设备故障。9.6.1.5轴承损坏或轴承温度超过限额。9.6.2回转式空气预热器故障的处理9.6.2.1一台回转式空气预热器跳闸，若在跳闸前无电流过大现象或机械部分故障，可重合闸一次。若重合闸成功，则应查明原因并消除。若重合闸无效，应投入盘车装置，降低锅炉负荷，控制排烟温度不超过规定值。9.6.2.2一台回转式空气预热器故障停运，而排烟温度超过限额，或两台回转式空气预热器故障停运时，应按紧急停炉处理。9.7锅炉水位事故9.7.1发生水位事故的原因9.7.1.1汽包水位计故障或水位计指示不准确，造成误判断而误操作。9.7.1.2给水自动调节装置失灵，给水调节阀、给水泵调速系统故障。9.7.1.3负荷突然变化，控制调整不当。9.7.1.4炉管爆破造成缺水。9.7.2水位事故的处理9.7.2.1汽包低水位异常的处理a)发现汽包低水位异常，应对照汽、水流量，校对汽包水位计指示是否正确。b)证实汽包水位低时，将给水自动切至手动，开大给水调节阀或调整给水泵转速，增加锅炉进水量；若正在排污，应立即停止。c)若给水压力低时，应提高给水压力或启动备用给水泵。d)若汽包水位降至低限值时，应紧急停炉。9.7.2.2汽包高水位异常的处理a)发现汽包高水位异常时，应对照汽、水流量，校对汽包水位计指示是否正确。b)证实汽包水位高时，将给水自动切至手动，关小给水调节阀或调整给水泵转速；开启事故放水阀，水位正常后关闭。c)若汽包水位升至高限，应紧急停炉，全开事故放水阀并关闭给水、减温水阀，必要时开启过热器集汽联箱疏水阀。d)查明原因，消除故障后保持正常汽包水位，重新点火恢复运行。9.8锅炉受热面管损坏锅炉受热面管损坏系指过热器、再热器、水冷壁、省煤器管的损坏事故，是锅炉常见事故。9.8.1锅炉受热面管损坏的原因9.8.1.1管材质量不良，制造、安装、焊接质量不合格。9.8.1.2
23锅炉给水、锅水品质长期不合格，造成管内结垢，垢下腐蚀；管外高温腐蚀；受热面工质流量分配不均或管内有杂物堵塞，造成局部管壁过热；飞灰冲刷使受热面磨损；受热面膨胀不良，热应力增大造成受热面管损坏。直流锅炉工质流量或给水温度大幅度变化造成锅内相变区反复位移，导致管壁疲劳损坏。9.8.1.3运行中调整不当，受热面结渣、积灰使局部管壁过热。蒸汽吹灰时吹损受热面。9.8.1.4锅炉严重缺水使水冷壁管过热；过热器、再热器管壁温度长期超温运行；启、停炉时对再热器、省煤器保护不好等使受热面管损坏。9.8.2受热面管损坏的处理9.8.2.1水冷壁及省煤器管损坏的处理a)若泄漏不严重，可以维持锅炉运行时，给水自动切至手动操作，汽包锅炉维持汽包水位，直流锅炉维持煤、水比例正常，降低锅炉蒸汽压力及负荷，请示停炉。b)若损坏严重，达到事故停炉条件时应紧急停炉。停炉后保留一台吸风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽基本消失后，停止吸风机。c)停炉后汽包锅炉应继续上水，维持汽包水位。不能维持汽包水位时应停止上水，禁止开启省煤器再循环阀。d)停炉后停止电气除尘器运行。9.8.2.2过热器、再热器管损坏的处理a)过热器管损坏应降压运行，再热器管损坏应降低机组负荷，并维持各参数稳定。加强监视，请示停炉。b)严重泄漏或爆破时，应紧急停炉。保留一台吸风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽消失时停止吸风机。9.9蒸汽温度过高9.9.1蒸汽温度过高的原因9.9.1.1减温水系统或蒸汽温度自动调节装置故障，造成减温水量减少。烟气调温挡板开度不当。9.9.1.2燃烧调整不当，上组煤粉燃烧器负荷过大或锅炉增负荷过快。直流锅炉煤、水、风比例失调。9.9.1.3送风量过大或炉膛漏风严重。9.9.1.4煤质过差或煤粉过粗。9.9.1.5炉膛结渣严重。9.9.1.6配风工况不当或煤粉燃烧器摆角偏高，造成火焰中心上移。9.9.1.7汽包锅炉给水温度降低；直流锅炉给水温度升高。9.9.1.8制粉系统故障，造成燃料量不正常增加。9.9.1.9烟道内有可燃物二次燃烧。9.9.1.10直流锅炉过热器进口侧发生泄漏或爆破，低温过热器进口安全阀启座。9.9.1.11再热器进口安全阀启座。9.9.2蒸汽温度过高的处理9.9.2.1将蒸汽温度自动切至手动，增大减温水量。再热蒸汽温度过高时可投用事故喷水。9.9.2.2调整燃烧(直流锅炉调整煤、水、风比例在适当范围内)，设法降低火焰中心，减少炉膛漏风。9.9.2.3上述方法无效时，降低锅炉负荷。9.9.2.4蒸汽温度超限造成汽轮机事故停机时：a)汽包锅炉压力高时，应投入旁路系统，视情况打开向空排汽阀。迅速降低锅炉热负荷，投油维持运行。消除故障后，重新启动汽轮机。b)直流锅炉应紧急停炉，查明原因并消除后，重新启动。9.10蒸汽温度过低9.10.1蒸汽温度过低的原因
249.10.1.1减温水系统或蒸汽温度自动调节装置故障使减温水量增加。直流锅炉给水系统故障使给水流量不正常的增大。9.10.1.2燃烧调整不当造成锅炉热负荷降低，火焰中心下移。直流锅炉煤、水、风比例失调。9.10.1.3制粉系统故障使燃料量不正常的减少。煤粉燃烧器摆角过低。9.10.1.4汽包锅炉给水温度升高，直流锅炉给水温度降低。9.10.1.5蒸汽压力大幅度下降，过热器、再热器严重结渣或积灰。9.10.2蒸汽温度过低的处理9.10.2.1将蒸汽温度自动切至手动，关小或关闭减温水阀。调整烟气挡板。9.10.2.2调整燃烧，设法提高火焰中心。直流锅炉调整煤、水、风比例正常。必要时开启过(再)热器有关疏水阀，加强过(再)热器吹灰。9.10.2.3蒸汽温度低至限额、造成汽轮机事故停机时，应按9.9.2.4处理。9.11给水流量骤降或中断9.11.1给水流量骤降或中断的原因9.11.1.1给水泵故障，备用给水泵未能正常投用。9.11.1.2给水自动调节装置失灵，造成给水调节阀自动关小或关闭。9.11.1.3给水管道泄漏或爆破。9.11.1.4高压加热器故障时，系统阀门误动作。9.11.1.5汽动给水泵在机组负荷骤降时出力下降。9.11.2给水流量骤降或中断的处理9.11.2.1若因给水自动调节装置失灵，应立即将给水自动切至手动，开大给水调节阀，维持正常给水流量。9.11.2.2直流锅炉当给水流量尚大于300t/h时，应紧急减少燃料量，维持煤、水、风的比例正常，保持各参数稳定，要求提高并恢复正常给水压力。汽包锅炉当给水流量骤降或中断，造成汽包水位下降时，应立即减少燃料量，降低过热蒸汽压力及机组负荷，维持炉内燃烧稳定，要求迅速提高并恢复正常给水压力。9.11.2.3给水流量骤降或中断，直流锅炉达到紧急停炉条件时，汽包锅炉汽包水位达低限时，应紧急停炉。9.12电气甩负荷9.12.1电气甩负荷的原因电力系统故障，发电机或汽轮机故障。9.12.2电气甩负荷的处理9.12.2.1根据机组负荷情况，迅速减少燃料量和给水量(直流锅炉应保持煤、水、风比例正常)，及时调整，稳定燃烧，保持各参数正常。9.12.2.2蒸汽压力过高，投入高、低压旁路系统或打开向空排汽阀。9.12.2.3对配直流锅炉的机组，若负荷下降至额定负荷的30%时，应投入启动旁路系统，并维持启动流量。若汽轮机或发电机故障跳闸时，应紧急停炉。9.12.2.4对配汽包锅炉的机组，若汽轮机或发电机故障跳闸时，锅炉应维持最低负荷运行，做好汽轮机冲转准备。9.13锅炉厂用电中断9.13.1厂用电中断的原因厂用工作电源故障，备用电源未能投入。9.13.2厂用电中断的处理9.13.2.1
25高压厂用电源部分中断，未造成锅炉灭火时，应根据单侧吸风机、送风机所能保持的负荷，迅速调整好燃烧(直流锅炉应保持煤、水、风比例正常)。控制各参数正常。9.13.2.2低压厂用电源部分中断未造成锅炉灭火时，调整好燃烧，保持各参数稳定，尽快恢复电源。9.13.2.3厂用电源中断造成锅炉灭火时，应按锅炉灭火处理。停炉后：——将跳闸设备开关复位。——投入回转式空气预热器盘车，保持其转动状态。——待电源恢复后，重新点火。9.14锅炉热控仪表电源中断9.14.1锅炉热控仪表电源中断的原因9.14.1.1电气系统及母线故障。9.14.1.2开关或刀闸故障，备用电源未投入。9.14.2锅炉热控仪表电源中断的处理9.14.2.1将自动切换至手动。若锅炉灭火，应按锅炉灭火处理。若锅炉未灭火，应尽量维持机组负荷稳定。同时监视汽包就地水位计、压力表。参照汽轮机有关参数值综合分析，不可盲目操作。9.14.2.2尽快恢复电源，不能恢复时应请示停炉。9.15制粉系统自燃及爆炸9.15.1制粉系统自燃及爆炸的原因9.15.1.1制粉系统内积煤与积粉；9.15.1.2磨煤机断煤或出口温度过高；9.15.1.3煤粉过细，水分过低；9.15.1.4煤粉仓严重漏风，高挥发分的煤粉在粉仓内积存过久；9.15.1.5煤中含有易燃易爆物；9.15.1.6有外来火源；9.15.1.7烟气干燥系统含氧量过高。9.15.2制粉系统自燃和爆炸的处理9.15.2.1中间储仓式制粉系统：a)若磨煤机入口自燃着火，应加大给煤量，同时压住回粉管锁气器，切断风源，停止磨煤机，必要时投入灭火装置。b)一次风管自燃时，应立即停止对应的给粉机运行并切断风源，从吹扫孔通入蒸汽或二氧化碳灭火。c)制粉系统爆炸时，视情况停止该制粉系统。并注意防止锅炉灭火，维持一次风压正常，消除火源。确认其内部无火源时修复防爆门。d)煤粉仓粉温异常升高时，向煤粉仓送粉，关闭煤粉仓吸潮阀，注入二氧化碳并进行降粉。降粉后迅速提高粉位，进行压粉；经降粉后，若煤粉温度继续上升，应停止向粉仓送粉，并使用灭火装置。9.15.2.2直吹式制粉系统：当磨煤机内发生自燃和爆炸时，应紧急停止磨煤机，严密关闭磨煤机的进出口风门，进行蒸汽灭火。及时采用措施稳定燃烧。9.15.2.3故障设备恢复运行前，应对设备内部进行清理检查，确认火源已消除，各部件完整无损，方可投入运行。9.16锅水循环泵电动机温度升高9.16.1锅水循环泵电动机温度升高的原因9.16.1.1电动机腔室内空气未完全排出。
269.16.1.2二次冷却水量不足、温度高或管路有泄漏。9.16.1.3一次冷却水系统有泄漏或水温过高，过滤器堵塞。9.16.2锅水循环泵电动机温度升高的处理9.16.2.1增加二次冷却水量。9.16.2.2一次冷却水系统中有泄漏时，采用一次冷却水连续注水，阻止高温锅水倒回至电动机腔室。9.16.2.3过滤器堵塞时，应开启过滤器旁路。9.16.2.4电动机温度继续升高至规定值时，应紧急停止锅水循环泵运行。9.17燃油管道爆破9.17.1燃油管道爆破时，立即将爆管处与系统隔离，必要时停止供油泵。清除积油，修复管道，恢复正常供油。9.17.2若发生火灾，立即用消防器材灭火，并报火警。若威胁锅炉安全运行，应立即停炉。 附录A(标准的附录)锅炉汽水质量标准 表A1锅炉启动时给水质量标准炉型锅炉压力MPa硬度μmol/L铁μg/L溶解氧μg/L二氧化硅μg/L汽包锅炉12.7～18.3≤5≤75≤30≤80直流锅炉≈0≤50≤30≤30 表A2机组启动期间蒸汽质量标准炉型锅炉压力MPa电导率(经氢粒子交换后，25℃)μS/cm二氧化硅μg/kg铁μg/kg铜μg/kg钠μg/kg汽包锅炉12.7～18.3≤1≤60≤50≤15≤20直流锅炉—≤30≤50≤15≤20 表A3锅炉正常运行时给水质量标准(一)炉型锅炉压力MPa硬度μmol/L二氧化硅μg/L溶解氧μg/L铁μg/L铜μg/L钠μg/L汽包锅炉15.7～18.3≈0≤20≤7≤20≤5—直流锅炉12.7～18.3≈0≤20≤7≤10≤5≤10 表A4锅炉正常运行时给水质量标准(二)炉型锅炉压力pH电导率联氨油
27MPa(25℃)(经氢粒子交换后，25℃)μS/cmμg/Lμg/L汽包锅炉12.7～18.38.8～9.3或9.0～9.5(当加热器为钢管时)≤0.310～50或10～30(挥发性处理时)≤0.3直流锅炉≤0.210～30≤0.3 表A5汽包锅炉正常运行时锅水质量标准锅炉压力MPa处理方式总含盐量mg/L二氧化硅mg/L氯粒子mg/L磷酸根mg/LpH(25℃)15.7～18.3磷酸盐处理≤20≤0.25≤10.5～39～10挥发性处理≤2.0≤0.2≤0.5—9.0～9.5 表A6锅炉正常运行时蒸汽质量标准炉型锅炉压力MPa铁μg/kg铜μg/kg钠μg/kg二氧化硅μg/kg电导率(经氢离子交换后25℃)μS/cm汽包锅炉12.7～18.3≤20≤5≤10≤20≤0.13直流锅炉≤10≤5 附录B(提示的附录)锅炉机组的简要特性B1设计规范表B1锅炉铭牌锅炉型号 制造厂家 主要参数金属铭牌所标参数制造日期 安装日期 投产日期 表B2主要设计参数序号项目单位设计参数备注1额定蒸发量t/h 2再热蒸汽量t/h 3汽包工作压力(表压力)MPa 汽包锅炉
284过热蒸汽压力(表压力)MPa 5再热蒸汽进口压力(表压力)MPa 6再热蒸汽出口压力(表压力)MPa 7过热蒸汽温度℃ 8再热蒸汽进口温度℃ 9再热蒸汽出口温度℃ 10给水温度℃ 11送风机进风温度℃ 12热风温度℃ 13排烟温度℃ 14锅炉正常水容积m3 15水压试验时水容积m3 16启动分离器压力(表压力)MPa 直流锅炉17低温过热器出口前炉本体压力(表压力)MPa 直流锅炉18汽水系统总阻力(表压力)MPa 19锅炉烟气阻力Pa 20空气预热器空气阻力Pa 表B3锅炉热平衡序号项目符号单位设计数据备注1排烟热损失q2% 2气体不完全燃烧热损失q3% 3固体不完全燃烧热损失q4% 4散热损失q5% 5灰渣物理热损失q6% 6锅炉效率η% 7计算燃料消耗量B% 8理论空气量Vom3/kg 标准状态 表B4锅炉热力性能计算数据汇总表序号名称单位定压滑压MCR100%70%70%50%30%1过热蒸汽流量t/h 2过热蒸汽温度℃ 3过热蒸汽压力MPa 4再热蒸汽流量t/h 5再热蒸汽温度进/出℃ 6再热蒸汽压力进/出MPa 7给水温度℃ 8过热器喷水温度℃
299进空气预热器冷风温度℃ 10锅炉计算效率% 11再热器烟道侧烟气份额% 12计算燃料消耗量kg/h 13炉膛容积热负荷kJ/(m3·h) 14炉膛断面热负荷kJ/(m2·h) 15炉膛出口烟温℃ 16后屏过热器出口烟温℃ 17高温过热器出口烟温℃ 18高温再热器出口烟温℃ 19低温再热器出口烟温℃ 20低温过热器出口烟温℃ 21省煤器出口烟温℃ 22分隔屏过热器出口蒸汽温度℃ 23后屏过热器出口蒸汽温度℃ 24低温过热器出口蒸汽温度℃ 25低温再热器出口蒸汽温度℃ 26省煤器出口水温℃ 27Ⅰ级减温器出口蒸汽温度℃ 28Ⅱ级减温器出口蒸汽温度℃ 29后屏过热器烟气流速m/s 30高温过热器烟气流速m/s 31高温再热器烟气流速m/s 32低温再热器烟气流速m/s 33低温过热器烟气流速m/s
3034省煤器烟气流速m/s 35一级减温器喷水量t/h 36二级减温器喷水量t/h 37炉膛出口负压Pa 38炉本体总阻力Pa 39空气预热器出口烟气量t/h 40空气预热器入口烟温℃ 41锅炉排烟温度℃ 42空气预热器出口一次风温度℃ 43空气预热器出口二次风温度℃ 44空气预热器一次风阻力Pa 45空气预热器二次风阻力Pa 46空气预热器漏风率 47空气预热器入口一次风量t/h 48空气预热器入口二次风量t/h 49空气预热器出口一次风量t/h 50空气预热器出口二次风量t/h 表B5主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸序号名称项目单位设计参数备注1汽包(启动分离器)1)长度2)内径3)壁厚4)材质5)材质冷脆温度6)中心线标高7)正常水位线在中心线下位置8)旋风分离器数量9)旋风分离器单个出力10)工作水容积11)总水容积mmmmmm ℃mmm个t/hm3m3 2省 1)型式2)受热面积 m2 按级分别列出
31煤 器3)管数4)外径及壁厚5)材质6)允许管壁温度7)进口/出口水温8)进口/出口烟温根mm ℃℃℃3水 冷 壁1)型式2)水循环回路3)管数4)外径及壁厚5)材质6)计算管壁温度7)允许耐热温度8)受热面积 个根mm ℃℃m2 按炉膛四面墙分别列出4下降管及汽水引出管1)集中下降管数2)外径及壁厚3)分散引入管数4)外径及壁厚5)汽水引出管数6)外径及壁厚根mm根mm根mm 5过 热 器1)型式2)受热面积3)管数4)外径及壁厚5)材质6)计算管壁温度7)允许管壁温度8)进口/出口蒸汽温度9)进口/出口烟气温度 m2根mm ℃℃℃℃ 按级分别列出6再 热 器1)型式2)受热面积3)管数4)外径及壁厚5)材质6)计算管壁温度7)允许管壁温度8)进口/出口蒸汽温度9)进口/出口烟气温度 m2根mm ℃℃℃℃ 按级分别列出7减 温 器1)型式2)数量3)外径及壁厚4)材质5)减温水量6)减温水源 个mm t/h 按级、用途分别列出
327)减温水温度8)减温水压力(表压力)9)调温幅度℃MPa℃8汽水管道1)主给水管数2)外径及壁厚3)材质4)过热蒸汽管数5)外径及壁厚6)材质7)再热蒸汽管数8)外径及壁厚9)材质根mm 根mm 根mm 9旁路系统1)型式2)容量3)减压范围(表压力)4)减温范围 t/hMPa℃ 10定排扩容器1)型式2)容积3)工作压力 m3MPa 表B6燃烧系统规范序号名称项目单位设计参数备注1炉 膛1)容积2)宽度3)深度4)高度5)有效辐射受热面积6)容积热负荷7)燃烧区域壁面热负荷8)截面积热负荷9)炉膛出口烟气温度10)出口过量空气系数m3mmmm2kJ/(m3·h)kJ/(m2·h)kJ/(m2·h)℃ 2煤粉燃烧器1)型式2)布置方式3)数量4)容量 个t/h 四角布置注明切圆直径3油燃烧器1)型式2)数量3)容量4)喷嘴直径5)供油压力(表压力)6)回油压力(表压力)7)雾化蒸汽压力(表压力)8)雾化蒸汽温度 个kg/hmmMPaMPaMPa℃
339)燃油温度℃4回转式空气预热器回转式空气预热器1)型式2)数量3)受热面积4)转子转速5)转子直径6)材质7)进口/出口风压8)进口/出口风温9)烟气阻力 台m3r/minmm Pa℃Pa 若附有暖风器，应将其规范列出主驱动电动机1)型号2)电压3)电流4)转速5)容量6)数量 VAr/minkW台 4回转式空气预热器盘车电动机1)型号2)电压3)电流4)转速5)容量6)数量 VAr/minkW台 若附有暖风器，应将其规范列出循环油泵1)型式2)工作压力(表压力)3)吸入高度4)排油量5)数量 MPammL/min台 油泵电动机1)型号2)电压3)电流4)转速5)功率 VAr/minkW 5除尘器1)型号2)除尘器台数3)电场数4)除尘效率5)烟气阻力 台个%Pa 电气除尘器应列出电气方面的有关数据6吹灰1)型号2)数量 台
34器4)工作压力(表压力)5)工作温度6)吹扫直径7)吹灰介质耗量MPa℃mt/h按吹灰的不同部位分别列出 表B7辅机规范序号名称项目单位设计参数备注1风 机1)型式2)数量3)风量4)风压5)允许介质温度6)叶轮直径7)调节方式8)效率9)润滑方式 台m3/hPa℃mm % 按现场实际风机种类(吸风机、送风机、排粉机、循环风机、一次风机、冷却风机、密封风机等)分别列出2给煤机1)型式2)数量3)出力 台t/h 电动机1)型号2)容量3)电压4)电流5)转速 kWVAr/min 3磨煤机1)型式2)数量3)出力 台t/h 注明煤的可磨性系数煤粉细度电动机1)型号2)容量3)电压4)电流5)转速 kWVAr/min 4给煤机1)型式2)数量3)出力4)转数调节范围 台t/hr/min 电动机1)型号2)容量3)电压4)电流5)转速 kWVAr/min
355压缩机1)型式2)数量3)风量4)一级排气压力(表压力)5)二级排气压力(表压力)6)排气温度7)润滑油压力台m3/台MPaMPa℃MPa 分别列出干燥、净化装置规范电动机1)型号2)容量3)电压4)电流5)转速 kWVAr/min 6锅水循环泵1)型式2)温度3)压力(表压力)4)容量5)总压头6)数量 ℃MPat/hm台 电动机1)型式2)功率3)电流4)温度 kWA℃ 热交换器1)二次冷却水流量2)冷却水温度 t/h℃ 7捞 渣 机1)型式2)数量3)出力4)转速 台t/hr/min 如设有碎渣机，列出规范电动机1)型号2)容量3)电压4)电流5)转速 kWVAr/min 表B8热工自动调节装置规范序号项目 单位设计参数备注1自动调节装置台
3623程序控制装置计算机监控装置套套按用途分别列出 表B9安全阀序号名称项目单位设计参数备注1汽包安全阀1)型式2)数量3)起座压力(表压力)4)回座压力(表压力)5)排放量(每只) 只MPaMPat/h 按电气机械分别列出2过热器安全阀1)型式2)数量3)起座压力(表压力)4)回座压力(表压力)5)排放量(每只) 只MPaMPat/h 按电气机械分别列出3再热器安全阀1)型式2)数量3)起座压力(表压力)4)回座压力(表压力)5)排放量(每只) 只MPaMPat/h 按电气机械分别列出4启动分离器安全阀1)型式2)数量3)起座压力(表压力)4)回座压力(表压力)5)排放量(每只) 只MPaMPat/h 按电气机械分别列出5吹灰器安全阀1)型式2)数量3)起座压力(表压力)4)回座压力(表压力)5)排放量(每只) 只MPaMPat/h 按电气机械分别列出 表B10热工保护装置序号项目报警MFT投入时间解列时间备注高限低限1燃料全中断 2全炉膛熄火 3炉膛压力高 4炉膛压力低 5送风机全停 6吸风机全停 7一次风机全停 8排粉机全停 9给水泵全停 10汽包水位高
3711汽包水位低 12直流锅炉给水流量(给水压力)低 13过热蒸汽压力高 14炉膛出口烟温 15汽轮机跳闸 16锅水循环泵出、入口压差 17手动MFT B2设计燃料成分及特性表B11燃煤成分及特性序号类别项目符号单位设计参数备注1燃 煤 成 分 及 特 性1)收到基碳Car% 2)收到基氢Har% 3)收到基氧Oar% 4)收到基氮Nar% 5)收到基硫Sar% 6)全水分Mt% 7)湿分(外在水分)Mf% 8)内在水分Minf% 9)收到基灰分Aar% 10)收到基低位发热量Qnet,ar,pkJ/kg 11)干燥无灰基挥发分Vdaf% 12)哈氏可磨指数HGL 13)燃尽指数CB 14)结渣指数Sc 15)磨损指数Ke 16)沾污指数Rf 17)飞灰比电阻 Ω·cm 18)着火温度IT℃ 2灰成分级特性1)二氧化硅SiO2% 2)氧化铁Fe2O3% 3)氧化铝Al2O3% 4)氧化钙CaO% 5)氧化镁MgO% 6)三氧化硫SO3% 7)变形温度DT℃ 8)软化温度ST℃ 9)流动温度FT℃ 表B12燃油成分及特性
38类别项目符号单位设计参数备注燃油成分及特性1)油种 2)收到基碳Car% 3)收到基氢Har% 4)收到基氧Oar% 5)收到基氮Nar% 6)收到基硫Sar% 7)全水分Mt% 8)收到基灰分Aar% 9)收到基低位发热量Qnet,ar,pkJ/kg 10)密度ρkg/m3 11)动力粘度ηPa·s 12)凝固点t℃ 13)闪点(开口)t℃ 14)机械杂质 % 表B13给水、锅水及蒸汽品质序号项目单位设计参数备注1硬度μmol/L 2溶氧μg/L 3铁μg/L 4铜μg/L 5钠μg/L 6二氧化硅μg/L 7联氨μg/L 8油μg/L 9pH 10总二氧化碳mg/L 附录C(提示的附录)汽包锅炉启动时锅水二氧化硅控制标准压力MPa9.811.814.716.717.7SiO2含量mg/L3.31.280.50.30.2 附录D(提示的附录)锅炉图表现场规程中应附有下列图表：——相应压力下饱和温度表；
39——转机轴承用油表；——锅炉本体及辅助设备系统图；——锅炉纵剖面图；——锅炉汽水系统图；——锅炉排污加热系统图；——锅炉燃烧系统图；——锅炉减温水系统图；——锅炉疏放水系统图；——除灰、除尘系统图；——锅炉工业水系统图；——锅炉消防水系统图；——锅炉联锁、保护框图；——锅炉辅助蒸汽系统图；——锅水循环泵清洗水系统图。
