锅炉运行规程

概述：

本规程适用于130t/h循环流化床锅炉。 设备概况：

1.130T/h中温中压循环流化床锅炉，配套12MW背压式汽轮机发电机组。

2.锅炉密相区为正压燃烧，稀相区为负压燃烧，固态排渣，机械出灰，重链式出渣机。 3.锅炉基本尺寸为：炉膛宽度(两侧水冷壁中心线间距离)为7010mm；炉膛深度(前后水冷壁中心线间距离)为4850mm；汽包中心线标高36000mm；运转层标高为7000mm；锅炉最高点标高（汇汽集箱中心）40070 mm；操作层标高5000 mm；锅炉宽度（两侧柱间中心距离）9400mm；锅炉深度（柱Z1与柱Z2之间距离）18880mm。

4.锅炉为中温中压、单锅筒横置式、单炉膛、自然循环、全悬吊结构、全钢架π型布置。锅炉运转层以上露天，运转层以下半封闭，在运转层7米标高为钢结构平台。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是蜗壳下倾式汽冷旋风分离器，尾部竖井烟道布置一组对流过热器，过热器下方布置一组光管省煤器加二组膜式省煤器及一、二次风各三组空气预热器。

5.在锅炉燃烧系统中，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后，通过分布在炉膛前后墙上的风管送入炉膛，补充空气，加强扰动与混合。燃料和空气在炉膛内流化状态下掺混燃烧，并与受热面进行热交换。炉膛内的烟气（携带大量未燃尽碳粒子）在炉膛上部进一步燃烧放热。离开炉膛的烟气经蜗壳式汽冷式旋风分离器之后，绝大部分物料被分离出来，经返料器返回炉膛，实现循环燃烧。分离后的烟气经转向室、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，通过向炉内添加石灰石，能显著降低烟气中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。

锅炉的水、汽侧流程如下：

给水经过水平布置的三组省煤器加热后进入锅筒。锅筒内的炉水由集中下降管、分别管进入水冷壁下集箱、上升管、上集箱，然后从引出管进入锅筒。锅筒内设有汽水分离装置。饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引至汽冷旋风分离器进口集箱、出口集箱，然后依次经过尾部前包墙入口集箱、前包墙中集箱、出口集箱、后包墙下集箱、引入左右侧集箱、左右侧上集箱、吊挂管集箱、吊挂管出口集箱、减温器、高温过热器，最后将合格的过热蒸汽引向汽轮机。 1.锅炉运行规程 1.1.设备规范

1.1.1.锅炉本体设备规范 1.1.2设计煤种

1.2.锅炉风机设备：

一次风机型号：YKK5003—4，功率：800KW，电压：10千伏，电流：55.9A，旋转速度：1490r/min,轴承型号：NU230E/C3，功率因数：0.88，环境温度40℃，西安西玛电机（集团）有限公司生产。

二次风机型号：YKK4501—4，功率：315KW，电压：10千伏，电流：23.0A，旋转速度：1490r/min,轴承型号：NU228E/C3，功率因数：0.86。环境温度40℃，西安西玛电机（集团）有限公司生产。 引风机型号：YKK5005—6，功率：710KW，电压：10千伏，电流：55.9A，旋转速度：990r/min,

轴承型号：NU230E/C3，功率因数：0.84，环境温度40℃，西安西玛电机（集团）有限公司生产。

1.3.锅炉启动

1.3.1.锅炉检修后检查

1.3.1.1. 锅炉机组检修后，运行人员应按本规程对设备进行重点检查。 1.3.1.2. 所有承压部件检修工作结束，工作票注销或收回。 1.3.1.3. 锅炉本体检查项目如下：

a)炉墙及支吊架完整，严密、无严重受损现象。 b)看火门、人孔门关闭严密。

c)水冷壁管、过热器管、省煤器管及空气预热器的外形正常，内部清洁，各部的防磨护板完整牢固。

d)称重给煤机完好，燃烧室无严重磨损现象；轻油系统，点火器完好。 e)各测量仪表和控制装置的附件位置正确、完整、严密、畅通。

f)防爆门完整严密，防爆门上及周围无杂物，动作灵活，大修后锅炉应进行防爆门动作压力试验。

g)所有挡板完整严密，传动装置完好，开关灵活，开度指示与实际相符。

h)吹灰器、吹灰管外形完整，动作灵活，位置正确，吹灰器用乙炔充足，电器部分完好。 i)炉膛内外无杂物、脚手架拆除。

j)风室内无杂物，布风板平整，风帽完好畅通。

k)检查膨胀指示器，指示板牢固完整，指示板的刻度正确、清楚、板的基准点上涂有红色标记，指针与板面垂直、针尖与板面距离3～5mm，无卡涩现象，锅炉冷态时，指针应在指示板的基准点上。

1.3.1.4.锅炉附属设备检查项目如下：

a)皮带输送机无卡涩，无缺损，放渣阀、出渣机正常。 b)放灰管完好无泄漏。

c)电除尘内部无杂物，各加热装置和振打完好，极板完好无缺，电器部分完好。 d)仓泵出灰系统完好无泄漏，各阀门动作灵活正常，压缩空气系统正常。 e)输灰管道应固定无松动和晃动现象，灰库密封完好。

f)所有转动机械的安全遮栏及防护罩完整、牢固，靠背轮连接完好，传动装置完整、齐全，地脚螺丝无松动。

g)轴承内的润滑油清洁，油位计完整，指示正确，清晰易见，油位应在正常油位线，放油门或放油螺丝应严密不漏，正常油位在1/2～1/3。

h)转动机械轴承测量表计完好，冷却水充足，排水畅通。

i)汽水管道及燃油管道支吊架完好，保温完整，表面光洁，其颜色符合《电力工业技术管理法规》的规定。

j)管道上有明显的表示介质流动方向的箭头，与系统隔绝的堵板拆除。

k)检查各阀门、风门、挡板与管道连接完好，法兰的螺丝紧固，手轮完整，门杆洁净，无弯曲及锈蚀现象，开关灵活，管道、阀门的保温良好，其名称标牌标示清楚正确。

l)电动门的传动装置的连杆、接头完整，各部销子固定牢固，电控装置良好，开度指示与实际相符，并具有完整标示牌，其名称、编号、开关方向清晰正确。

m)就地水位计电源送上，指示灯亮，汽门、水门和放水门严密不漏，开关灵活，水位刻度指示正确，汽水连通管保温良好。

n)检查压力表表盘清晰，指示正确，汽包及过热器压力表在工作压力处画有红线。 o)安全门外部完整良好。

1.3.1.5. 检查操作盘项目如下：

a)操作键盘、鼠标完好，各系统画面清晰，阀门、测点显示状态正确，报警窗灯亮声响。 b)盘面清洁，紧急按钮灯、罩齐全，颜色正确。 c)按钮名称正确，字迹清楚。

d)水位计电源送上，指示灯亮，显示正确。 e)打印机接线正确，电源送上，显示状态正常。 1.3.1.6. 检查现场照明，应符合下列要求：

a)锅炉各部位的照明灯头及灯泡齐全，具有足够的亮度。 b)事故照明电源可靠。

c)控制室照明充足，光线柔和。 1.3.1.7. 安全设施检查项目如下：

a)检修中临时拆除的平台、楼梯、围栏、门窗均应恢复原状，所有的孔洞及损坏的地面应修补完整。

b)在设备及周围通道上不得堆积垃圾、杂物，地面不得积水、积油、积灰、积煤。 c)检修中更换下的物品及多余材料，应全部运出现场。 d)脚手架应全部拆除。

e)在锅炉附近备有足够的合格的消防用品。 1.3.2.锅炉检修后试验 1.3.2.1.水压试验

a)锅炉大小修或锅炉受热面等承压部件经过检修后须进行水压试验，试验分为工作压力试验和超压试验两种。

b)锅炉承压部件工作压力试验，试验压力为汽包压力。

c)承压部件经过大修或重大改造后，应进行超压试验（但超压试验必须经总工程师批准，并有经总工程师批准的超压要求及措施），超压试验压力为汽包工作压力的1.25倍，即(4.21×1.25)MPa。

d)水压试验必须在锅炉承压部位检修完毕，汽包、联箱的孔门封闭严密，汽水管道及其阀门附件连接完好，堵板拆除后进行。

e)水压试验前，阀门开关状态正确(水压试验检查卡)。

f)正常压力试验应由维修中心提出要求，由热电厂安排执行。班长在接到值长的命令后，通知正、付司炉进行上水。维修中心锅炉专工应到现场，由热电厂锅炉工段长主持，超压试验必须有总工程师在现场主持。 g)锅炉的受热面系统，本体范围内的管道及附件都应参加水压试验，安全门不参加水压试验，水位计只参加工作压力试验。

h)水压试验前，通知炉膛、烟道内的工作人员全部退出，影响水压试验相关工作票全部终结或收回，试验用压力表应准确可靠，并不少于二只。 i)锅炉充满水，在空气门冒水后，关闭给水门及空气门。

j)锅炉升压时，必须使用给水小旁路门控制压力，升压速度控制在0.1-0.3MPa/分,当压力升到2.0MPa时暂停升压,由检修人员对承压部件、阀门全面检查，确认无异常现象后，可继续升压，压力升到工作压力时（3.82MPa）应维持压力，由检修人员进行全面检查，检查结束后，方可降压，降压应缓慢(通知化学逐只冲洗取样管)。

k)所有参加水压试验的一、二次门都在关闭位置(水压试验时排污联箱放地沟门或排污总门应开启)，当压力升到试验压力时，开启一次门（取样门、加药门、仪表及自动一次门除外），水压二次门，然后关闭一次门，微开二次门，水压一次门。

l)如进行超压试验，当汽包压力升至工作压力时，暂停升压，由检修人员检查承压部件有无

泄漏等异常情况，若情况正常，解列水位计，再将压力升至超压试验压力，保持压力5分钟，然后将压力降至工作压力，方可进行检查。

m)锅炉做水压试验，停止上水后（在给水门不漏的条件下）经过5分钟，压力下降不超过0.1—0.2MPa为合格。

n)水压试验结束，开启取样门泄压，并冲洗取样管，当压力降至0.1MPa时开启空气门，锅炉水位分两种；第一种点火水位，开各排污分门，各过热器疏水门进行放水，同时开启锅炉并炉门前疏水门，水位放至-100mm，关闭各放水门。第二种水全部放完，开各排污分门，各过热器疏水门进行放水，同时开启锅炉并炉门前疏水门，放完后关闭各放水门。

o)进行水压试验，除遵守《电力安全工作规程》的有关规定外，尚需专人监视控制水压。 p)水压试验结束后，汇报值长，并应将试验结果及检查中发现的问题记在有关记录簿内。 1.3.2.2.锅炉大联锁试验

a)锅炉大小修后应进行锅炉辅机大联锁试验，试验分动态和静态二种方法，动态试验时操作电源，动力电源均送上，静态试验时仅送上操作电源。 b)锅炉辅机联锁示意图：

返料风机 引风机（全停）→ 一次风机→ { 二次风机

称重给煤机 c)联锁原理

运行中如果引风机故障跳闸，其余锅炉辅机均应跳闸；一次风机跳闸，则二次风机、返料风机和称重给煤机应跳闸。 d)联锁试验方法:

1.汇报值长，由操作人员切断辅机动力电源，送上操作电源（给煤机做动态试验，关闭煤闸门）。

2.依次合上引风机、一次风机、二次风机、返料风机、称重给煤机，投入锅炉联锁。 3.停一次风机，二次风机、返料风机、称重给煤机跳车，引风机不跳。 4.停用引风机，一次风机、二次风机、返料风机、称重给煤机跳。 1.3.2.3.锅炉水位保护试验

当汽包水位高至报警二值时开启事故放水一次门，当汽包水位高至报警三值时开启事故放水二次门。

1.3.2.4. 锅炉MFT保护试验

当MFT动作后，返料风机、二次风机、一次风机、称重给煤机、引风机跳，燃油快关阀关闭。

a)MFT保护动作原因： 1.引风机全停； 2.一次风机停止； 3.手动停炉。 b)静态试验：

1.送上引风机操作电源，MFT保护投上，全停引风机，MFT动作； 2.送上一次风机操作电源，MFT保护投上，停一次风机，MFT动作；

3.热控人员分别修改床温、炉膛压力、汽包水位和总风量数值，数值超过上述范围，MFT动作，（根据适当情况设立）。 c)动态试验：

1.送上引风机、一次风机、二次风机、返料风机、给煤机动力电源和操作电源； 2.启动引风机、一次风机、二次风机、返料风机、给煤机（关上闸板）；

3.把MFT投上，热控人员修改参数或按风机“停”按钮，MFT动作，一次风机、二次风机、返料风机、称重给煤机、引风机跳，燃油快关阀关闭。（必须就地检查） 1.3.2.5.辅机事故停机试验:

合上引风机、一次风机、二次风机，解除锅炉联锁。依次按二次风机、一次风机、风机的事故按钮，相对应的辅机应跳闸。 1.3.3.过热器反冲洗

1.3.3.1.锅炉大小修后并根据化学运行的意见，并经过总工批准，对过热器进行反冲洗。 1.3.3.2.冲洗时，向锅炉过热器进合格的软化水，冲洗流量控制50t/h，水温控制在90℃以下。 1.3.3.3.冲洗过热器操作程序：

a)开启过热器反冲洗门，从过热器向汽包进水； b)轮流开启水冷壁下联箱和下降管的排污门；

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

d)冲洗结束后，各有关阀门及反冲洗堵板仍恢复原来状态。 1.3.4.锅炉启动前的检查

1.3.4.1.检查所有阀门，并置于下列状态：

a)给水系统：主给水门、给水旁路门及放水门关闭，给水调门关闭； b)减温水系统的各阀门关闭；

c)水系统：各下联箱排污门、连续排污一、二次门、事故放水电动门关闭；定期排污总门开启；

d)疏水系统：过热器疏水一次门、二次门开启；

e)蒸汽及炉水，饱和、给水取样一次门、汽包加药一次门开启，二次门关闭； f)汽包水位计的汽门、水门开启，放水门关闭； g)所有压力表门、压力变送器门开启；

h)电接点水位计、水平衡容器水门、汽门开启，放水门关闭； i)所有流量表的一次门开启； j)吹灰器进气门关闭；

k)炉顶空气门开启，向空排汽门一次门开启； l)过热器反冲洗一、二次门关闭。

1.3.4.2.检查所有的风门及挡板位置于下列位置 a)风机入口挡板开关试验后关闭；

b)一次风风门开启、二次风风门关闭。 1.3.4.3.检查燃烧室及布风板无焦渣及杂物，各部人孔门、检查门、及防爆门完整，关闭严密，出渣门开启，输送机完好，沟道盖板齐全。

1.3.4.4.除尘器完好，各人孔门及检查门关闭严密，投入前做升压试验；加热装置和振打已投运（电除尘的运行参照电除尘运行规程）。

1.3.4.5.检查转动机械轴承润滑油洁净，油位正常，冷却水通畅，地脚螺丝及安全罩牢固。 1.3.4.6.检查电动机，应符合《电动机运行规程》的有关规定。 1.3.4.7.检查称重给煤机完好，电源已送上。

1.3.4.8.检查燃油系统，空气吹扫门及油枪进油门关闭，油枪完好。 1.3.4.9.检查点火装置，处于完好状态。 1.3.5.启动前的准备

1.3.5.1.通知各岗位，做好下列准备工作：

a)除氧给水值班人员向给水管道送水，开蒸汽管道疏水门。

b)通知燃料值班人员，煤仓上煤。

c)通知热工将各仪表及操作装置置于工作状态。 d)化水准备足够的水。

e)锅炉辅机、电动门、电动执行机构和其余设备送电。 f)锅炉经过大修，在上水前应记录膨胀指示器的指示值。 1.3.5.2.锅炉上水条件

锅炉上水分：点火前上水和水压试验前上水两种，点火前上水至汽包水位-100mm位置，水压试验前上水,锅炉本体上满水。 锅炉上水应具备的条件：

a)大小修或抢修后，锅炉受热面的管道、阀门系统检修工作全部结束，工作票已经结束。 b)汽包上水位计、电接点水位计、给水压力表、汽包压力表、主汽压力表、汽包壁温度表、过热器管壁温度表等齐全，并投用指示正确。 c)锅炉阀门位置按不同上水要求进行检查。 1.3.5.3.锅炉上水步骤：

a)进水水源尽量采用与汽包壁温相差不大的水源，如温差较大，减缓进水速度，严密监视汽包上、下壁温差不超过50℃。

b)进水速度不应太快，以免膨胀不均损坏设备。

c)锅炉故障抢修后的进水方法，应根据当时的汽包上壁温度来决定，进水温度应接近汽包上壁温度。防止进水后汽包壁上下温差超过50℃。

d)如锅炉内已经有水需化验合格。若不做水压试验用进水或放水的方法保持汽包水位-100mm。停止进水后水位保持不变，否则应查明原因。 1.3.5.4.锅炉加床料：

a)床料一般用炉渣，可以拼一定比例的细石子（石英沙）。 b)床料要求粒度在0～10mm之间，细粒度不要太多（≯30％）。 c)在燃烧室布风板上铺设厚度400～600mm的床料。 1.3.6.锅炉点火与升压

1.3.6.1.锅炉点火应得到值长的命令。点火前检查工作全部结束后，所有阀门，挡板位置，转动机械符合启动条件。

1.3.6.2.停炉不久的锅炉，主汽压力0.1MPa以上，汽包下壁温度在120℃以上，整个升压过程可缩短2小时，在点火后开启汇汽集箱疏水门，适当开启向空排汽门。 1.3.6.3.点火前，应到就地校对水位计一次，维持水位在-100mm左右。 1.3.6.4.点火前，电除尘的振打应投入运行。 1.3.6.5.点火前锅炉床料的流化试验： a)锅炉启动前的准备工作全部结束；

b)打开燃烧室人孔门,检查炉渣厚度,要求厚度为400～600㎜；

c)调整点火器燃烧风风门开度为40%，一次风风门和混合风风全关；

d)启动引风机，引风量的调节用引风机液力偶合器勺管开度来进行调整，引风机进口挡板全开；

e)启动一次风机，逐渐开大一次风机进口挡板（或一次风机液力偶合器勺管开度），同时调整引风机量，炉膛负压控制在-200～-250Pa；

f)检查炉渣流化情况，把铁扒置于床料各处，铁扒缓慢下沉，如铁扒不下沉，再加大一次风量，直至床料各处微流化；

g)停止一次风机，检查床料层应平整。如不平整有沟流现象，须及时加以消除，重新做流化试验，直到布风均匀为止。

1.3.6.6. 点火步骤及有关操作注意事项： a)启动吸风机和一次风机，开启风门挡板，调整风量，保证床料微流化，维持炉膛负压-100Pa左右，风室压力4500Pa(根据每次的试验数据)左右。

b)启动点火油泵，保持油压1.5-2.0MＰa左右，依次点燃＃１、＃２点火装置，调整风量维持点火装置内温度在950℃以内。

c)点火后应保持汽包水位正常，并注意烟气温度，当高过进口烟温达110℃时应连续进水，保证省煤器的冷却，同时关闭省煤器再循环门。

d)点火升压过程中为保证水冷壁及联箱的受热均匀，必须进行水冷壁下联箱的定期排污，点火后30分钟、压力0.3、1.0、3.0MPa时各进行排污一次，排污时应注意汽包水位不得低于正常水位，根据化学要求和汽包上、下壁温差情况，可适当增加排污次数。

e)点火后当压力达到0.1—0.2MPa时，关闭所有空气门，随着热负荷和汽温的升高，适当调整排汽量。

f)当床料温度升至450℃以上时，可以少量给煤，加煤后床温上升为准，若加煤造成床温下降，应停止给煤。当床温升至750℃以上时，可以正常给煤。

g)当床温升至800℃以上时并有连续上升趋势时，可以停止油枪。停油后不可立即关闭燃烧器的各股风量，维持通风，当点火器内温度降低至300℃时，可关闭点火用风。

h)压力升至0.2MPa～0.3MPa时，通知热工冲洗过表计导管，同时通知检修紧法兰螺丝和汽包人孔门螺丝。

i)压力升至0.5MPa～0.7MPa时，过热器各段汽温上升正常，可关小或关闭各疏水门。点火前（进水后）、0.5、2.4MPa及满负荷时，应抄录膨胀指示器，并分析膨胀情况。

j)如果采用滑参数启动时，主汽压力及温度必须符合汽机要求，并且必须保证主蒸汽有50℃以上的过热度。

k)升压过程中应保持燃烧稳定，升温升压速度不应太快，严禁用关小排汽和疏水的方式来缩短升火时间。

l)当压力升至0.1MPa时，校对水位计；当压力升到2.0MPa时，进行全面检查，并校对水位计，通知化学进行汽水取样分析。

m)点火过程中根据汽温上升情况，投用减温水。

n)如返料器内有灰，点火结束后，启动返料风机。如返料器内没灰，点火后15分钟，启动风机，逐渐调整好返料风和松动风风量，注意床温的变化。 o)升压过程中应监视过热器汽温及管壁温度不得超过规定值，严格控制汽包壁温上下温差不超过50℃，两侧烟温差不超过50℃，如超过规定值，应查明原因进行调整，并控制升温、升压速度。

p)锅炉的加药和连续排污，可根据化学的要求进行。

q)汽压升到2.0MPa时，冲洗水位计一次，并校对水位，对锅炉设备全面检查。

r)锅炉升温、升压均应按升温升压曲线对照进行。冷态启动时间一般为4-6小时。冷态启动时，升温速度1.8℃/分钟。0-240分钟内，升压速度不超过0.03MPa/分钟，240-360分钟内，升压速度不超过0.06MPa/分钟。 1.3.7.安全门校验

1.3.7.1.校验安全门应在并炉或停炉前进行。

1.3.7.2.锅炉大修或安全门检修后，需进行校验，总工、维修工段长、各相关专业工段长、安全部门安全专工应在现场，事先确定上下联系方式和信号，严密监视汽包水位，升降汽压应缓慢，用开关向空排汽和增减煤量来调节汽压，升压过程中，向空排汽不能关得太小，以免过热器超温。

1.3.7.3.安全门整定值

a)汽包控制安全门：4.34 MPa(1.04倍工作压力)； b)汽包工作安全门：4.46MPa(1.06倍工作压力)； c)汇汽集箱控制安全门：3.97MPa(1.04倍工作压力)； d)汇汽集箱工作安全门：4.04MPa(1.06倍工作压力)。

1.3.7.4.校验安全门时，以就地压力表为准，压力表精度应在0.5 级以上。 1.3.7.5.校验安全门时，应有防止其它安全门动作的措施。

1.3.7.6.校验安全门时，应先校验压力高的工作安全门，再校验控制安全门。

1.3.7.7.校验安全门时，必须保持主汽压力稳定，注意监视汽包水位，并保持正常。

1.3.7.8.校验安全门时，如锅炉压力达到动作值时，安全门不动作，则开大向空排汽降压，压力降至2.4 MPa左右，通知检修人员重新调整安全门，调整完后，再重新升压，直至合格。 1.3.7.9.安全门校验结束后，调整锅炉主汽压力、主汽温度至正常范围。 1.3.7.10.将安全门校验整定结果，记录在交接班本上。 1.3.8.蒸汽管道暖管

1.3.8.1.锅炉与蒸汽母管或直接向汽机供汽前应对蒸汽管道进行暖管。

1.3.8.2.锅炉启动暖管时温升严格控制在2～3℃/分，升压速度控制在0.01～0.05 MPa/min。暖管可分为以下几种方式可分为对应机组启动暖管和单台锅炉启动暖管 1.3.8.3.对应机组启动暖管，汽机暖管一般随锅炉升压同时进行，一直暖管至汽机电动主汽门前，暖管时开启沿途各疏水门,当压力升至0.5～0.7 MPa时,逐渐关闭锅炉至汽机电动主汽门前各疏水门，只保留汽机电动主汽门前疏水门。

1.3.8.4.单台锅炉启动暖管，开启锅炉主汽门，关闭锅炉并炉门，开启锅炉并炉门前疏水门。当压力升至0.5～0.7 MPa时，逐渐关闭锅炉各疏水门，只保留锅炉并炉门前疏水门。

1.3.8.5.暖管时，应检查蒸汽管道的膨胀是否良好，支吊架是否正常。如有不正常现象，应暂停暖管，查明原因，消除故障后再进行暖管。 1.3.9.锅炉并炉

1.3.9.1.当压力升至3.4-3.6 MPa时，调整过热蒸汽温度(390℃)以上)和压力（低于邻炉0.2Mpa左右），准备并炉。

1.3.9.2.锅炉并炉前，应与邻炉副值联系，保持汽温汽压稳定，联系汽机，注意监视汽温汽压的变化，汽机、锅炉工段长应到现场协调指挥，监视操作。

1.3.9.3.并炉条件：锅炉设备情况正常，燃烧稳定，主蒸汽压力低于母管压力0.1--0.2 MPa左右，主蒸汽温度在390 ℃以上，汽包水位在-30--50mm左右，蒸汽品质合格。 1.3.9.4.并炉时应注意保持汽温汽压及水位稳定。 1.3.9.5.在并炉过程中，如引起汽机汽温急剧下降或发生蒸汽管道水冲击时，应立即停止并炉，并加强疏水，调整燃烧，待恢复后，方可重新并炉。

1.3.9.6.并炉后，应再次校对水位和各压力表，注意观察各仪表的变化。 1.3.9.7.并炉后，逐步关小直至关闭向空排汽门。

1.3.9.8.并炉后，加负荷速度不要太快，速度控制在4-6t/min，以汽包汽压稳定为根据，在加负荷过程中的汽温、汽压不出现急剧的变化。 1.3.9.9.并炉结束后，应对锅炉进行一次全面检查，并将点火至并炉过程中的主要操作和发现的问题，记录在有关记录簿上。 1.3.10.启动过程中的注意事项

1.3.10.1.控制床温，防止局部超温结焦。注意汽包水位，以防锅炉缺水。严格控制温升速度，以防金属温差增大和耐火材料因温差过大造成裂纹和脱落。 1.3.10.2.膨胀指示器指示无异常。

1.3.10.3.点火启动时，若点不着或火熄灭时，应立即停止点火，让一次风吹扫5分钟后再点

火。

1.4.锅炉运行中监视和调整 1.4.1.锅炉运行调整的主要任务

1.4.1.1.保持锅炉的蒸发量在额定范围内，满足汽机及供热用户的需要。 1.4.1.2.保持正常的汽温、汽压。 1.4.1.3.均衡进水，并保证正常水位。

1.4.1.4.保证炉水、饱和蒸汽和过热蒸汽的品质合格。 1.4.1.5.保持燃烧良好，提高锅炉效率。

1.4.1.6.保证锅炉机组安全运行，运行中应加强调整，保证锅炉运行工况稳定。 1.4.1.7.锅炉运行参数的正常值。 1.4.2.锅炉调整注意事项

1.4.2.1.经常监视、检查各自动调节器的动作情况，如自动调节失灵，应立即改为手动。 1.4.2.2.汽水系统上管路串联两只阀门时，按以顺汽水流向的第一只门为隔绝门，第二只为调整门。隔绝门应在全开或全关位置，不可作为调整门用，以防阀芯磨损（特殊情况除外）。 1.4.2.3.隔绝门和调整门的操作顺序是：开启是先开隔绝门，后开调整门，关闭时先关调整门,后关隔绝门。

1.4.2.4.汽水阀门开启时，应先微开暖管再逐渐开大，不应立即全部开足，以免发生水冲击。 1.4.2.5.电动阀门，在关闭后应切换手动位置再关，并把手摇圈数记录在交接班上。 1.4.2.6.操作阀门时应用合适的扳手，不准使用套管套在扳手上帮助开启阀门。

1.4.2.7.当给水调整门、减温水调整门失电、改手动操作时应注意就地开度指示，指示到“0”时，不得再关，以防阀杆损坏。 1.4.2.8.水位计运行维护:

a)严格执行汽包就地水位计和远程水位计的定期核对工作，上下水位定期核对后要有数值记录，当两种水位计偏差大于30mm时，应及时联系热工查明原因，予以消除。

b)严格按照运行规程和各项管理制度，对水位计及其测量系统进行检查维护。运行中发现就地水位计泄漏或其他缺陷时，应及时隔绝，填写设备缺陷单，联系检修消除，并投入备用水位计。

c)运行人员每日早班做好锅炉汽包就地水位计的切换和冲洗工作，每周一早班联系热工人员对电接点水位计高、低报警进行定期校验工作。 1.4.2.9.水位计的冲洗方法及步骤

a)水位计水侧一、二次门，汽侧一、二次门，放水门在全关位置； b)开启水侧一次门，汽侧一次门和放水门；

c)微开汽侧二次门，冲洗汽侧管道及水位计，冲干净后，关闭汽侧二次门； d)微开水侧二次门，冲洗水侧管道及水位计，冲干净后，关闭水侧二次门； e)水位计冲洗完后，关闭放水门，水位计处于备用状态。 1.4.2.10.水位计的并列方法及步骤

a)水位计水侧二次门，汽侧二次门，放水门在全关位置； b)开启水位计放水门；

c)微开汽侧二次门，汽侧管道及水位计暖管；

d)汽侧暖管结束后，微开水侧二次门，水侧管道暖管； e)暖管结束后,缓慢关闭放水门；

f)缓慢开启汽侧二次门和水侧二次门； g)水位计并列完后，汇报值长。 1.4.2.11.水位计的解列方法及步骤

a)关闭汽侧二次门和水侧二次门； b)开启放水门放水；

c)放水完后，关闭放水门。 1.4.3.床温控制:

1.4.3.1.影响炉温的因素主要是燃料发热量，风量，运行中还有燃料品质的变化，因此，即使工况稳定也要注意床温的变化，运行中随着床料的增加，床层阻力也增加，在风门开度不变的情况下，风量也会逐渐减少，床温会随之升高，返料量对床温也有一定影响。

1.4.3.2.为保证脱硫效率，床温要稳定在900±30 ℃，如果不脱硫，床温可适当升高，温度可达到980℃。为了维持床温运行稳定，主要通过风量和燃料来控制；返料温度也应不超过980 ℃，最高不许超过990℃。

1.4.3.3.正常运行时，应密切注意床温上升趋势和变化情况，同时要加强对风室压力的监视，如发现有异常应及时采取措施，切实避免结焦现象的发生。 1.4.4.循环量控制：

1.4.4.1.正常运行时，当返料风调整稳定时，返料量达到自平衡状态，返料平衡的标志为返料温度与进口烟温同步变化。 1.4.5.床层压力控制：

锅炉满负荷运行时保持风室压力在一定范围9000——11000 Pa（负荷降低时风室压力适当降低），这一数值范围与燃料性质、负荷的高低等因素有关，可在运行中根据具体情况而定，这一数值可通过排渣来控制，放渣过程中要密切注意床温、汽温的变化。 1.4.6.锅炉水位调整

1.4.6.1.锅炉水位调整就是通过手动或自动控制调整给水门的开度，以保证锅炉进水与蒸发量之间的动态平衡，维持汽包正常水位。 1.4.6.2.锅炉给水应均匀，必须经常维持锅炉水位在汽包水位计的正常水位范围内，其允许变化范围为±30mm。

1.4.6.3.在运行中，锅炉给水应根据汽包水位的指示进行调整，不允许猛增猛减，不允许中断锅炉给水。

1.4.6.4.当给水自动装置投入运行时，应密切监视锅炉水位的变化，保持给水量变化平稳，避免调整幅度过大，并经常对照给水流量与蒸汽流量之间的平衡关系，若给水自动调节装置动作失灵，应立即切换为手动操作，并通知热工人员消除问题。

1.4.6.5.在运行中，应经常监视给水温度和给水压力的变化，当给水压力或给水温度过低时，应立即联系汽机进行调整，同时锅炉也应作相应的调整，确保锅炉水位、汽温正常。 1.4.6.6.在运行中，应经常维护、保持汽包水位计完整、指示正确，清晰易见，照明充足。 1.4.7.汽温、汽压的调整

1.4.7.1.在运行中，应根据外界负荷的变化及时调整燃烧，保持锅炉各运行参数的稳定，主汽压力控制在3.43±0.2MPa，如在并炉下运行主汽压力上限允许不超过3.8MPa,主汽温度控制在435±10℃。

1.4.7.2.经常合理调整蒸发量，最高负荷不得超过额定蒸发量的10%。最低不得低于额定蒸发量的30%。

1.4.7.3.当锅炉汽温偏高或偏低时，可用减温水进行调节，调节时应均匀平缓，不可猛增猛减，以避免主汽温度大幅波动，如减温水调节不够时，可通过适当调整燃烧来控制。

1.4.7.4.当锅炉汽温偏低时，可以调整一、二次风量配比、加强燃烧提高床温、加强吹灰等办法。

1.4.7.5.当汽温、汽压不正常时，应检查炉膛、返料、风烟道各参数是否异常，及时采取措施进行处理。

1.4.7.6.为保证蒸汽参数正常，锅炉与汽机的主蒸汽压力表、温度表交接班前应进行对照，若发现不正常，应及时联系热工人员处理并做好记录。 1.4.8.锅炉燃烧的调整

1.4.8.1.锅炉燃烧调整的任务主要是保持稳定良好的燃烧，满足外界负荷的需要，防止超温结焦和熄火事故，提高锅炉效率。

1.4.8.2.在正常运行中，应根据外界负荷的变化，及时调整给煤量，风量，减温水量，保持锅炉汽压、汽温的稳定。

1.4.8.3.在运行过程中，值班人员应了解所用燃煤特性（燃煤的发热量、挥发份、灰份），及时调整燃烧方式和风煤配比。

1.4.8.4.在正常运行中，应注意监视给煤机转速和氧量，如有断煤和堵煤现象应及时消除。 1.4.8.5.给煤量的调整、操作要平稳，不得在短时间内作大幅度调整，给煤过量会引起爆燃，床温升高而结焦，给煤过少或中断会造成床温下降甚至熄火。

1.4.8.6.燃烧室温度的调节，床温一般控制在920±30 ℃范围内，根据床温变化，随时调整适当的风煤比，以及循环返料量，在增加负荷时，应先增加风量，再增加给煤量，然后根据床温变化及时调整循环返料量。

1.4.8.7.锅炉正常运行中，风量的调整：一次风不得低于最低流化风量，一次风量维持燃烧室流化状态和一定的床温，同时提供燃料燃烧所需的部分空气量，二次风控制燃烧所需的空气并充分混合，保证燃烧充分。一般情况下，满负荷运行时，一次风占总风量的60%左右，二次风占总风量的40%左右，运行时二次风压一般不应小于5000Pa,喷口风速＞60m/s。 1.4.8.8.循环灰量的调整是流化床燃烧调整的关键，也是控制锅炉床温的一个手段，正常运行时，在保证床温的规定范围前提下，旋风分离器分离下来的灰都通过返料装置返回炉膛。 1.4.8.9.满负荷运行时，控制烟气含氧量在4%～6%，保持炉膛负压在-100Pa～-150Pa。 1.4.8.10.调整燃烧时，要严格控制床温的变化，防止超温结焦，在锅炉满负荷运行或燃用灰熔点低的煤时，更须注意。

1.4.8.11.密切监视炉膛各测点参数的变化，如发现异常，应查明原因进行处理。

1.4.8.12.锅炉运行人员应及时了解和分析灰、渣、煤取样分析报告，并根据取样分析结果调整燃烧。

1.4.9.自动装置的运行

1.4.9.1.锅炉正常运行中，可使自动装置投入运行，投入自动装置应具备下列条件：自动装置的调节机构完好；锅炉运行稳定，参数正常，蒸发量60%以上。

1.4.9.2. 投自动装置前，应联系热工人员校验或整定自动装置，经其同意后方可投入。 1.4.9.3. 自动装置投入运行时，仍须监视锅炉运行参数的变化，并注意自动装置的动作情况，避免因失灵而造成不良后果。

1.4.9.4. 自动装置出现故障或动作失灵时，应解列自动装置改为手动调整，并通知热工人员处理。

1.4.9.5. 锅炉运行不正常，自动装置不能维持运行参数在允许的范围内变化，应解列有关的自动装置。

1.4.10. 锅炉运行中的检查项目

1.4.10.1.运行中设备检查要按路线、时间、项目进行认真检查。

1.4.10.2.检查燃烧工况稳定，流化正常，火焰为暗红色（密相区为欠氧燃烧）。 1.4.10.3.过热器，省煤器及炉内声音是否正常，有无泄漏声。

1.4.10.4.汽包水位计清晰，无泄漏，水位有轻微波动，各表计指示正确。 1.4.10.5.各人孔门，看火孔，检查孔等完整无损，关闭严密，周围无杂物。 1.4.10.6.各汽水管道，联箱无振动，支吊架牢固，保温良好。

1.4.10.7.各阀门开关位置正确，无泄漏，传动装置良好，拉杆无弯曲现象。 1.4.10.8.分离器正常，返料灰无堵塞现象，无漏风、漏灰现象。

1.4.10.9. 转动机械运行正常，冷却水畅通，油压油位正常，无甩油、漏油、渗油现象。 1.4.10.10.给煤机运行良好，输煤畅通。

1.4.10.11.除尘器系统及重链出渣机运行正常。 1.4.11. 锅炉排污

1.4.11.1. 锅炉定期排污是排除锅炉内的沉淀物，为了保证锅炉的水循环正常，每只排污门全开不允许超过半分钟，禁止两只排污门同时开启进行排污。

1.4.11.2. 锅炉定期排污应站在排污门的侧面，先开一次门，用二次门调整，排污结束时先关二次门，后关一次门。排污时副值应加强对水位的监视，防止缺水。

1.4.11.3. 在排污工作地点有充足的照明，周围无杂物，在排污装置有缺陷时，禁止进行排污工作。排污时工作人员应戴手套，使用合适的扳手。 1.4.11.4. 锅炉定期排污时应得到副值的同意，并联系邻炉，在同一系统上不得两台炉子同时进行排污。

1.4.11.5. 排污时必须缓慢，管道内无冲击声，否则应关小调整门直至冲击声消失，然后再开大，排污后一小时应检查各排污管不烫手和排污门关闭严密情况，有缺陷应汇报副值，并记录交班。

1.4.11.6.当锅炉发生异常情况时，应立即停止排污工作。

1.4.11.7. 连续排污应按化学要求调整开度，在开关和调整连续排污时，应汇报主值。 1.4.12. 锅炉出渣

1.4.12.1.启动重链出渣机,按重链出渣机运行规程操作； 1.4.12.2.事故放渣原则上不放，要放渣必须先请示厂部；

1.4.12.3.重链出渣机损坏，可放干渣，同时通知检修单位进行抢修。 1.4.13. 电动门和电动执行机构的运行操作

1.4.13.1.检查电动门和电动执行机构各部件完好；

1.4.13.2.电动门和电动执行机构送电，控制方式打到“远控”； 1.4.13.3.在失电的情况下,在就地把控制方式打到“就地”，进行手动操作；

1.4.13.4.在DCS上操作,而就地不动,先在DCS上输入所要开度,然后在就地把控制方式打到“就地”，就可以手动操作了；或者在就地把控制器连接头拔掉，把控制方式打到“就地” 进行手动操作。要求运行人员查明不动原因并及时消除或通知检修人员处理。 1.4.14.定期试验与切换（定期工作） 1.4.14.1.每班对运行设备检查一次；

1.4.14.2.每日早班冲洗水位计一次，校对上下水位并记录； 1.4.14.3.每小时对锅炉主汽温度、主汽压力与汽机对照一次； 1.4.14.4.每天中班排污一次，其余按化学要求进行；

1.4.14.5.每周二检查所有辅机润滑油油质，油质变差时及时更换； 1.4.14.6.空压机每周二早班进行定期切换； 1.4.14.7.返料风机每周一早班进行定期切换；

a)在DCS界面上检查高压风机联锁是否投上，备用的返料风机的联锁应投上，把已运行的返料风机的联锁撤除；

b)停运行的返料风机，备用的返料风机自启动，如果不自启动，手动启动；如果启动不了，恢复原来的高返料风机运行，并作好记录。

1.4.14.8.每次点炉前做静态试验（包括联锁、保护、事故按钮）； 1.4.14.9.每次停炉前做安全门起跳试验，公司另行通知除外；

1.4.14.10.空压机储气罐每值放水四次； 1.4.14.11.皮带输送机、渣沟每班清理； 1.4.14.12. 每日中班重链出渣机滚筒加机油一次、每周四对转动机械轴承加黄油一次。 1.5.停炉及保养

1.5.1.正常停炉的程序

1.5.1.1.与邻炉联系好，保持母管压力、汽温正常。

1.5.1.2.逐渐减少给煤量，一、二次风量及引风量，降低热负荷。

1.5.1.3.当负荷下降到60%时，将自动改为手动，维持汽包水位正常。

1.5.1.4.关闭煤闸门，待给煤机皮带上煤走完后停给煤机，然后停二次风机，关闭风门挡板。 1.5.1.5.若长时间停炉，需煤仓走空后停给煤机； 1.5.1.6.停炉前床料放至400～500㎜；

1.5.1.7.当减温水关闭后，若主汽温度急剧下降，关闭锅炉主汽门、并炉门，开启并炉门前疏水门、汇集联箱疏水门。

1.5.1.8.当燃烧室温度降到650℃以下，停运返料风机、一次风机、引风机，关闭风门挡板。 1.5.1.9.加强上水，至汽包水位+200mm左右，关闭给水门，开启省煤器再循环门。

1.5.1.10.严格控制汽压，当汽压升高接近3.9 MPa时，可开启向空排汽门，正常后关闭；严格控制汽压下降速度不大于0.5 MPa/min，汽压下降较快时，可关小疏水门，严密监视汽包上下壁温差不大于50℃。

1.5.1.11.停止除尘器运行，并将罐内存灰出完后停止出灰系统运行。 1.5.2.紧急停炉的程序

1.5.2.1.按顺序停止相关设备并检查确定给煤机，二次风机、返料风机、一次风机、引风机已停运，风机风门挡板、燃油快关阀已关闭。

1.5.2.2.通知值长锅炉已紧急停炉，汽机需快速减负荷或停机。

1.5.2.3.根据事故情况，维持汽包水位，若停炉前水位就看不见，以至无法判断缺水程度，严禁向锅炉进水。

1.5.2.4.其他操作按正常停炉操作。 1.5.3.停炉后的冷却

1.5.3.1.停炉后检查确认一、二次风机，返料风机，引风机的档板已关闭，以免锅炉急剧冷却。 1.5.3.2.停炉后，根据水位下降情况上水，维持正常汽包水位。

1.5.3.3.停炉8小时后，开启引风机档板，打开炉门，自然通风冷却，进行上水放水；严密监视汽包上下壁温差不大于50℃，当沸下温度平均低于200 ℃可放炉料。

1.5.3.4.停炉16小时后，如尾部烟道和炉膛需要抢修，开相应的人孔门；必要时，开启引风机和一次风机进行冷却。

1.5.3.5.如抢修需要快速冷却，在停炉前将炉渣放掉。

1.5.3.6.当汽压降到0.15MPa，汽包下部壁温120℃。如检修需要可将炉水放掉，同时开启汽包，过热器空气门。 1.5.4.压火热备用

1.5.4.1.锅炉压火操作：

a)如因需要而暂时停止锅炉运行时，可采用压火操作，锅炉压火前应停止放渣，保持较高的床料，同时注意控制床温在900 ℃左右，适当减少给煤量，当床温由最高点开始下降时，按顺序停止相关设备，检查确定给煤机，一、二次风机，返料风机，引风机已停运，所有风门挡板已关闭，防止漏风产生结焦。

b)关闭主汽门（或根据汽机要求关闭主汽门），开启汇汽集箱疏水门，视情况微开向空排汽门，以冷却过热器和防止超压。

c)视汽温、汽压下降情况关闭汇汽集箱疏水门和向空排汽门（根据现场工况决定；一般在汽温汽压不再上升后关闭疏水门，排汽门视汽压情况关闭）。 d)压火后，要加强监视水位，保持汽包正常水位，锅炉停止进水后，应开启省煤器再循环门。 e)压火操作结束后，注意观察床温变化情况，若温度不正常的上升或下降，应迅速查明原因并及时采取措施，控制好床温。 1.5.4.2.锅炉热启动

a)对锅炉设备进行一次全面检查,确认具备启动条件.

b)启动引风机、一次风机将档板开度调至物料正常流化状态. c)床温如大于600℃，尽快启动给煤机,少量给煤,待床温到750℃时,启动返料风机、调整返料量、控制床温至正常范围内。

d)启动后若床温低于600℃，投入油枪助燃，当床温稳定在500℃以上时，少量给煤，当床温上升至750℃后解列油枪。

e)床温稳定后根据主蒸汽温度和压力情况完成并炉操作。 1.5.5.锅炉保养及防冻工作 1.5.5.1.保持给水压力法:

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

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

c)专人监视汽包压力，防止压力过大，压力应为0.5～1.0MPa。

d)采用此法，每天分析炉水溶解氧等指标必须合格，持续时间为半个月。 1.5.5.2.保持蒸汽压力法

a)停炉冷却后，当汽压降至0.5MPa时,第一种方法:重新点火升压至1.0～2.0 MPa,停止升压,让锅炉自然冷却, 当汽压又降至0.5MPa时再一次点火；

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

c)第三种方法是微开锅炉并炉门前疏水门、主蒸汽母管疏水门、锅炉主汽门的旁路门，用新蒸汽充压保养方法，汽压保持在0.5MPa以上。 1.5.5.3.余热烘干法保养

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

b)严密关闭与公用系统连接的给水、蒸汽、疏水、放水、排水、排污、加药等门，利用余热将炉受热面烘干；8小时后，严密关闭空气门、向空排汽门。 1.5.5.4.停炉后的防冻

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

b)炉内有水、当水温低于10℃，应进行上水和放水，放水至锅炉最低点，必要时将炉水放光。

c)锅炉检修，长期备用。热工仪表管有冻结的可能，可以将仪表管内积水放去，或者仪表管伴热管投用。

d)停运锅炉辅机轴承冷却水微开，让水一直在流动状态。 e)运行锅炉仪表柜加热器投用，仪表管伴热管投用。 f)电除尘各加热器投运。 g)油库油管保温良好。 1.6.锅炉异常及事故处理 1.6.1.事故处理原则与要求

1.6.1.1.发生事故后以保人身、保设备为事故处理原则，并立即采取一切可行的办法，消除事故根源，尽快恢复机组的正常运行。只有在设备已不具备运行条件或继续运行对人身、设备安全直接危害时，方可停设备、停机组处理。

1.6.1.2.发生事故时，值班人员应迅速、果断地按照规定，正确处理事故。防止事故扩大。事故处理过程中应尽快报告值长，在值长、班长的领导下进行事故处理。

1.6.1.3.事故处理结束后，值班人员应将时间、现象和采取的措施详细记录在交班记录本上。 1.6.1.4.事故发生后，值长应在下班后召集运行人员召开事故分析会，分析报告二天内送厂部。 1.6.2.紧急停炉条件

1.6.2.1.锅炉满水，超过汽包上水位计上部可见水位时； 1.6.2.2.锅炉缺水，水位从汽包上水位计中消失时； 1.6.2.3.炉管爆破，不能维持正常水位时； 1.6.2.4.所有水位计损坏时；

1.6.2.5.炉墙裂缝有倒塌危险或炉架横梁烧红时；

1.6.2.6.炉膛内或烟道内发生爆炸，使设备受到严重损坏时； 1.6.2.7.燃料在尾部烟道内二次燃烧，使排烟温度不正常升高时； 1.6.2.8.主给水管道、蒸汽管道发生爆破时；

1.6.2.9.炉压力超过安全门动作压力，而安全门拒动（指所有安全门）同时向空排汽门也无法打开时；

1.6.2.10.引、一次风机停止运行时；

1.6.2.11.厂用电全部中断或局部中断造成机组不能维持正常运行时； 1.6.2.12.所有仪表电源失去，无法运行时； 1.6.3.申请停炉条件

1.6.3.1.锅炉承压部件泄漏，但能维持汽包水位时；

1.6.3.2.锅炉主蒸汽温度超过运行限额，受热面金属壁温超过允许值，经调整或降低负荷，仍无法恢复正常时；

1.6.3.3.锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重低于标准，经多方调整和处理仍无法恢复正常时； 1.6.3.4.锅炉严重结焦，经努力处理，仍难以维持正常运行时； 1.6.3.5.主要表计失灵，不能维持正常，短时间内又无法恢复时； 1.6.3.6.返料装置堵塞且不能疏通时。 1.6.4.锅炉满水 1.6.4.1.现象：

a)汽包水位超过正常水位，水位高报警； b)给水流量不正常地大于蒸汽流量； c)各段汽温及过热蒸汽温度剧降；

d)严重满水时，蒸汽管道发生水冲击，法兰处冒白汽。 1.6.4.2.原因：

a)值班人员监盘质量差，误操作；

b)给水自动失灵或给水调门故障在开的位置卡死，未及时发现； c)水位计指示不正确，使运行人员误判断，发生误操作； d)负荷突增或突降，给水压力突然升高，调节不及时； e)锅炉安全门动作。 1.6.4.3.处理：

a)当汽包水位超过+50mm时，应将给水自动改为手操，减少给水流量，力求小于蒸汽流量，进行各水位计对照，检查水位指示是否正确，并综合给水压力、蒸汽压力进行调整；

b)以上述处理后，汽包水位继续上升且超过+100mm时，应开启事故放水门，关小或关闭给水隔绝门（停止进水时，应开启省煤器再循环门），密切注意给水流量、汽包水位的变化趋势，巡操员应校对水位，报告水位计水位的真实情况，根据汽温变化情况，关小或关闭减温水隔绝门，必要时开启有关疏水门，并通知汽机；

c)如汽包水位超过上水位计+300mm时，应紧急停炉，并关闭锅炉主汽门或通知汽机关闭主汽门；

d)加强放水，并注意水位在汽包水位中出现，如水位已重新在汽包水位计中出现，应尽快恢复机组运行。 1.6.5.锅炉缺水： 1.6.5.1.现象：

a)汽包水位低于正常水位，水位低报警；

b)给水流量小于蒸汽流量（水冷壁、省煤器等泄漏情况相反）； c)严重缺水时，过热蒸汽温度上升。 1.6.5.2.原因：

a)值班人员监盘质量差，误操作；

b)给水自动失灵或给水调门故障，在关的位置卡死，未及时发现； c)水冷壁管、省煤器管、给水或排污系统故障；

d)给水压力下降，给水流量减少，发现处理不及时；

e)水位计、给水流量表或蒸汽流量表指示不正确，使运行人员发生误判断。 1.6.5.3.处理：

a)锅炉汽压和给水压力正常，而汽包水位下降到-50mm以下时应将给水自动改为手操，开大给水调门，加强锅炉进水，并进行各水位计水位的对照，检查指示是否正确；

b)经上述处理后，汽包水位仍继续下降，应降低汽压，联系值长降低热负荷。检查锅炉受热面及各排污门是否泄漏，并进行处理；

c)如汽包水位继续下降，汽包上水位计水位低于-300mm时，应紧急停炉；

d)在停炉前看不见水位，以至无法判断缺水程度，严禁进水；其它情况可以缓慢进水，严密监视汽包上下壁温差不大于50℃。 1.6.5.4.叫水法操作步骤：

a)缓慢开启放水门，此时如有水位下降，再缓慢关闭放水门，有水位上升时，则是轻微满水； b)缓慢开启放水门，此时如无水位下降，应关闭汽侧二次门，缓慢关闭放水门，如有水位上升时，则是轻微缺水；

c)关闭汽、水侧二次门，缓慢开启放水门，如有水位下降，则是严重满水，如无水位出现，则是严重缺水；

d)以上操作均应重复一次，如对水位有怀疑时，可切换另一台水位计进行叫水法操作。 备注：叫水法作为判断水位用，但不作为是否停炉依据。 1.6.5.5.锅炉水位不明：

a)若汽包水位计中看不清水位，用电接点水位计也无法判断时，立即停炉并停止向锅炉进水； b)停炉后按下列方法查明水位：

1)缓慢开启水位计的放水门，注意观察水位，当水位计中有水位出现时，表示轻微满水，按轻微满水处理；

2)若看不清水位线下降，关闭放水门、汽侧二次门，再开启放水门，水位计中有水位出现是时，表示轻微缺水，按轻微缺水处理；

3)如仍看不清水位线上升，关闭放水门、汽侧二次门及水侧二次门，再开启放水门，水位计中有水位出现，表示严重满水。无水位线出现，表示严重缺水，此时按严重满水或严重缺水

处理；

4)查明后恢复水位计运行。 1.6.6.汽包水位计损坏

1.6.6.1.汽包水位计损坏时，立即将损坏的水位计解列，关闭汽侧二次门、水侧二次门，开启放水门，并采取措施尽快修复损坏的水位计，用另一台汽包水位计监视水位。 1.6.6.2.当汽包两台水位计都损坏时，具备下列条件允许运行两小时： 1.6.6.3.给水自动调节可靠； 1.6.6.4.水位报警良好；

1.6.6.5.电接点水位计、水位变送器指示正确，并在4小时内曾与汽包水位计对照过； 1.6.6.6.保持锅炉蒸发量稳定；

1.6.6.7.若汽包水位计全部损坏，且电接点水位计、水位变送器运行不可靠时，应立即停炉。 1.6.7.汽水共腾 1.6.7.1.现象：

a)汽包水位剧烈波动，严重时水位计中看不清水位；

b)过热蒸汽温度急剧下降，严重时蒸汽管道内发生冲击，法兰处冒汽； c)蒸汽和炉水含盐量增加，导电度升高。 1.6.7.2.原因：

a)炉水质量不符合标准，悬浮物含盐量过大； b)没有按规定进行排污； c)锅炉负荷大幅度来回波动。 1.6.7.3.处理：

a)适当降低锅炉蒸发量并保持稳定；

b)全开连续排污门，必要时开启事故放水门及定排，加强进水、放水，维持汽包水位略低于正常值； c)停止加药；

d)开启过热器疏水门和蒸汽管道疏水门；

e)通知化验人员化验炉水，采取措施改善水质； f)在炉水质量未改善前，不允许增加锅炉负荷； g)故障消除后须冲洗水位计。 1.6.8.水冷壁管损坏 1.6.8.1.现象：

a)汽包水位迅速下降；

b)给水流量不正常地大于蒸汽流量；

c)炉膛内有泄漏声，从炉墙的孔、门不严密处喷出烟气或蒸汽； d)燃烧不稳，炉膛负压偏正，床温不正常下降； e)蒸汽压力和水压力下降； f)烟气温度降低；

g)引风机开度及电流增大； h)氧量下降。 1.6.8.2.原因：

a)材质不良，制造、安装、焊接质量不合格；

b)检修安装时，管子被杂物堵塞，导致水循环不良，引起管子过热爆管； c)给水、炉水品质不合格，管内结垢腐蚀，造成局部过热损坏； d)锅炉严重缺水操作不当；

e)升、停炉操作不当，或长期超低负荷运行，导致局部水循环恶化； f)水冷壁管严重磨损。 1.6.8.3.处理：

a)水冷壁管爆破，不能维持汽包水位时，立即停炉；

b)发现水冷壁管泄漏后，立即向调度申请停炉，同时汇报有关领导听候停炉通知。在等候期间，降低锅炉负荷，维持汽包水位，增加一次风量，开大排渣量，降低床料厚度。同时通知维修中心准备抢修。

c)检查放渣管是否通畅，是否有水从闸板阀法兰处渗出。

d)如水冷壁泄漏量大，要停电除尘电场，停振打，停仓泵，加大蒸汽加热量。

e)申请停炉同意后，继续降低锅炉负荷，维持汽包水位，增加一次风量，开大排渣量，降低床料厚度；当锅炉负荷降至60%时，改所有自动为手动。

f)如要停汽机，除氧器用汽和外供汽可视情况进行切换，如有必要投双减。

g)当锅炉负荷降至50%时，同时床料很薄时，停止给煤，视氧量情况停运二次风机，再增加一次风量，加强放渣，降低床料厚度。

h)锅炉主汽门关闭视主蒸汽温度和压力而定。停炉后继续放渣直至放完。 i)渣放完后，引风机不停。

j)停炉后严密监视汽包上下壁温差不超过50℃，如水冷壁泄漏量不大，继续上水，维持汽包水位；如汽包上下壁温差超过50℃，停风机，停止放水。 1.6.9.省煤器损坏 1.6.9.1.现象：

a)省煤器中有泄漏声，不严密处向外冒汽； b)泄漏侧烟温、风温下降；

c)给水流量不正常的大于蒸汽流量，严重时，汽包水位下降； d)炉膛负压变正或不能维持；

e)烟气阻力增大，引风机电流增加； f)严重时尾部烟道有水流出。 1.6.9.2.原因：

a)材质不良，制造安装、检修焊接工艺质量不合格； b)给水品质长期不合格，造成管内结垢，管壁腐蚀； c)飞灰磨损管壁减薄；

d)点停炉操作不当，或烟道内二次燃烧，使省煤器管过热损坏； 1.6.9.3.处理：

a)损坏不严重，尚可维持正常水位，可降低主蒸汽压力，降低机组负荷，严密监视损坏部件的发展趋势，作好事故预想，汇报值长，申请停炉；

b)损坏严重，不能维持正常水位时，应紧急停炉，待炉内蒸汽排尽后停引风机； c)尾部烟道有水流出时，停电除尘和仓泵；

d)停炉后关闭锅炉主汽门，为维持汽包水位，可继续进水； e)严禁开启省煤器再循环门。 1.6.10.过热器损坏 1.6.10.1.现象：

a)过热器处有泄漏或爆破声；

b)炉膛负压偏正，烟道不严密处有烟气或蒸汽外喷；

c)两侧烟温差、汽温差增大（高过泄漏时汽温低，低过泄漏时汽温高）； d)蒸汽流量，机组负荷下降，给水流量不正常的大于汽流量。

1.6.10.2.原因：

a)材质不良，制造安装、检修焊接工艺质量不合格；

b)给水、炉水品质不合格，蒸汽品质不良，过热器管内结垢，引起过热； c)不正确的升火燃烧方式使火焰偏斜，使部分个别过热器管过热损坏； d)由于较长时间超温运行，过热器管金属球化损坏； e)飞灰磨损，管壁减薄；

f)负荷过低时，使用减温水控制不当，使过热器部分或个别管子产生水塞后局部过热。 1.6.10.3.处理：

a)过热器损坏不严重，尚可维持正常运行时，应降低主蒸汽压力、降低机组负荷，加强燃烧调整和对水位、汽温的监视，严密监视损坏部位的发展趋势，作好事故预想，汇报值长，申请停炉；

b)损坏严重，发生爆管，无法维持锅炉运行时，应紧急停炉，待炉内蒸汽排尽后停引风机。 1.6.11.锅炉熄火 1.6.11.1.现象：

a)流化床床温度急剧下降，烟气温度急剧下降； b)燃烧室变暗，看不见火； c)主汽温度、压力下降； d)氧量指示大幅度上升。 1.6.11.2.原因：

a)给煤机故障或堵煤，未及时发现，造成床温太低； b)返料装置不正常，循环灰大量返入炉膛； c)锅炉负荷偏低，操作调整不当；

d)煤质变化，挥发份或发热量过低，运行人员未及时调整； e)水冷壁泄漏大。 1.6.11.3.处理：

a)立即停止给煤机；

b)立即启动点火油泵，投入油枪助燃；

c)根据情况适当减小风量，调整循环灰量。必要时停二次风机；

d)根据汽温下降情况，关小或关闭减温水，必要时关上锅炉并炉门，开启并炉门前疏水门及过热器疏水门；

e)若给煤机故障要尽快修复。若堵煤，应尽快疏通； f)待汽温、汽压正常后重新并炉； g)电除尘视情况退出运行。 1.6.12.返料装置堵塞 1.6.12.1.现象：

a)床温难以控制，稍增加给煤，床温增加很快，难以稳定； b)汽压下降； c)返料温度下降。 d)返料器振动较大。 1.6.12.2.原因：

a)返料装置风帽小孔堵塞； b)异物落入返料装置内； c)返料器超温结焦。 1.6.12.3.处理：

a)报告值长，适当降低负荷，控制床温；

b)调整返料风和松动风，检查返料装置是否能疏通，如不能疏通申请停炉。 1.6.13. 烟道内可燃物二次燃烧 1.6.13.1.现象： a)排烟温度剧增；

b)烟道及炉膛负压剧烈变化； c)二次风温升高并超过规定值； d)烟囱冒黑烟；

e)烟道不严密处有火星冒出。 1.6.13.2.原因：

a)引风量过大，负压过大；

b)旋风分离器不正常，大量未燃尽燃料带入烟道； c)风量不足或配风不合理；

d)低负荷运行时间过长，烟速过低，烟道内堆积大量的可燃物。 1.6.13.3.处理：

a)发现烟温不正常升高时，查明原因，并校对仪表指示的正确性； b)加强燃烧调节，保持燃烧稳定； c)保持运行参数稳定；

d)如排烟温度继续升高并超过220℃时，立即停炉，关闭各风门挡板及各孔门；

e)当温度下降后，确认无火源时，可启动引风机5-10分钟，把积灰抽尽，重新启动。 1.6.14.锅炉结焦 1.6.14.1.现象： a)床温急剧升高；

b)氧量指示下降甚至到零； c)一次风机电流减小； d)炉膛负压增大； e)引风机电流减小；

f)床料不流化，燃烧在料层表面进行； g)放渣困难，正压向外喷火星；

h)观察火焰时，局部或大面积火焰呈白色； i)风室压力不正常增大。 1.6.14.2.原因： a)煤的灰熔点低；

b)燃烧时监视、调整不当造成超温； c)一次风量过小，低于临界流化风量；

d)点火升压过程中，煤加的过快、加多或加煤未加风； e)单侧燃烧，造成流化不均匀而产生低温结焦；

f)压火操作不当或压火启动由于操作缓慢，造成物料流化不起来而局部结焦； g)耐火砖大面积脱落或炉膛有异物，破坏床料流化； h)返料装置返料不正常或堵塞； i)负荷增加过快，操作不当； j)床温表失准，运行人员误判断；

k)风帽损坏，渣漏至风箱，造成布风不均； l)放渣过多，造成床料过低；

m)未及时放渣，造成床料过厚； n)一次风箱破裂、物料不流化。 1.6.14.3.处理：

a)立即停煤、停风，锅炉停止运行； b)打开人孔门，检查结焦情况后关闭；

c)根据要求，启动引风机同时冷却，冷却后进行人工清理。 1.6.14.4.结焦预防：

a)正常运行时，严格控制锅炉床温不超过980℃。

b)正常燃烧调整时，做到少量多次调整，每次调整量不能大于2%，避免床温大起大落。 c)经常检查给煤机的给煤情况。

d)观察炉膛火焰及返料装置是否正常。 e)锅炉氧量控制在5.0%左右。

f)放渣时根据风室压力情况做到少放勤放，放渣后认真检查。 g)当锅炉床温达到975℃以上时，要适当减煤（减少2%-5%）或加大一次风量（加大2%-5%）。 h)在运行中，给煤机突然断煤，氧量上升，值班员要迅速将其它给煤机的给煤量加大，达到原有给煤量，把断煤的给煤机转速调至最低，稳定锅炉正常燃烧，组织人员处理给煤机，给煤机修好后，值班员要迅速调整给煤机的给煤量，保持原有给煤量。注意如果是煤仓没煤或煤仓形成空洞，一定要迅速将给煤机停掉，关下闸板。

i)在运行中，给煤机突然跳掉，值班员要迅速将其它给煤机的给煤量加大，达到原有给煤量，稳定锅炉正常燃烧，操作员迅速到就地复位，把转速旋钮调至最低，然后把给煤机开起来，切远控。值班员将给煤量调整到原有给煤量。

j)在运行中，给煤机突然全部跳掉或全部堵煤，处理方法如下：

1)值班员迅速将一次风量降下来，但一次风量控制不低于最低流化风量，二次风量降到0。 2)操作员迅速到就地复位，将（远控/就地）控制开关切换至就地，将速度旋钮调至最低，复位变频器后启动给煤机，将（远控/就地）控制开关切换至远控。 3)同时启动点火油泵（控制油压1.8MPa左右），油系统打循环，做好点火前的准备工作，当床温低于750℃时，投点火油枪助燃；然后再将油压调整好，控制油压1.2MPa左右。

4)当床温还没有低于650℃时，给煤机经复位后可以开起来的话，开二台给煤机（最低给煤）连续给煤，当煤着火后，氧量下降，温度上升时，加大一次风量至，再开一台给煤机（最低给煤），温度上升到700℃以上时，加大一次风量至，把三台给煤机给煤适当调大，以后再逐渐加风、加煤。床温超过750℃以上时，可停油枪。

5)床温下降低于650℃时，只能开一台给煤机最低给煤间断给煤，观察床温是否上升，氧量是否下降，床温没有上升，90秒后，停止给煤，5分钟后，重复上述步骤。如床温上升，开另一台给煤机最低给煤间断给煤，当床温上升到650℃以上时，参照步骤j条4款进行。 k)在正常运行中，如一次风量低于最低流化风量，要紧急停炉。

l)在运行中，如床温急剧上升，要迅速减煤加风，床温超过1100℃，紧急停炉。 m)在运行中，如床温忽高忽低（上下波动大于50℃），不便控制，要仔细检查返料装置是否堵塞，如堵塞申请停炉。

n)在运行中，如风室压力突然大幅度下降（超过500 Pa），要迅速查明原因，如危及锅炉安全运行时，进行压火处理。

o)在运行中，如床料过多，造成流化不均，要加大排渣量，适当降低负荷。（降低25t/h），如风室压力继续上升再降低20t/h负荷。

p)在运行中，如床料过低，要停止放渣，给煤量要稳定，不能大幅度加负荷（调整量不大于2%），以免床温上升太快而结焦。

q)锅炉在点火过程中，床温在450℃以上，开一台给煤机间断给煤，观察床温有上升趋势，氧量下降，则煤着火，若无反应或床温下降则立即停止给煤，过5分钟再进行一次给煤，重复以上操作直至煤着火；煤着火后，床温上升至550℃以上，逐一投入其它给煤机最低给煤，同时注意氧量（5%）和炉膛负压(-150Pa)；当温度上升至750℃以上时，可以停用一只点火器；当温度上升至820℃以上时，可以停用另一只点火器；初期控制床温在900±30℃，氧量和炉膛负压在规定范围；

r)在停炉过程中，要逐渐减煤减风，每次减少幅度不大于2%，，床温不能超过980℃。 s)锅炉在拉火前，启动点火油泵，启动引风机和一次风机后，床温高于650℃，参照第j条4款进行。如床温低于650℃，投点火油枪并参照第j条5款进行。 1.6.15.负荷突降 1.6.15.1.现象：

a)主蒸汽压力急剧升高，蒸汽流量下降，安全门可能动作； b)汽包水位急剧下降后上升。 1.6.15.2.原因：

a)电气系统发生故障；

b)汽轮机发电机故障跳闸； c)汽机甩负荷。 1.6.15.3.处理：

a)迅速开启向空排汽门，降低汽压；

b)视情况投入油枪，减少燃烧量，稳定燃烧，调整风量；

c)解列自动改为手动操作，调整给水、减温水量、保证汽温、水位在正常范围内，等候值长通知。

1.6.16.安全门起座 1.6.16.1.现象：

a)炉顶有排汽声，蒸汽流量下降；

b)主蒸汽压力超过规定值（气压高报警）； c)汽包水位先上升后下降。 1.6.16.2.原因:

a)汽机负荷剧降，汽机调门故障； b)汽轮机、发电机故障，紧急停机； c)安全门误起座或操作调整不当。 1.6.16.3.处理：

a)立即减少燃料量，调整风量及燃烧稳定，联系汽机或电气增加负荷； b)汽机自动改手操，控制汽机；

c)采取降压措施后，安全门还不能回座时，联系检修处理，仍不能回座时，应汇报值长，申请停炉。

1.6.17.锅炉厂用电中断 1.6.17.1.现象：

a)电动机跳闸，指示灯闪光，事故报警； b)热工仪表失电，指示失常； c)电压表和电流表指示为零；

d)锅炉蒸汽流量、汽压、汽温、水位均急剧下降。 1.6.17.2.处理：

a)立即按压火处理；

b)如全厂动力电源失电时，立即关闭锅炉主汽门、给水门，开启省煤器再循环门； c)关闭风机挡板如无法电动则手动关闭，关闭油枪进油门，检查确定给煤机已停运； d)如给水泵有电源时，保持锅炉正常供水；

e)如电动门失电无法电动操作，则就地手动调节，保证汽包正常水位；

f)如锅炉操作盘电源失电时，须有专人在就地监视汽包水位，手动调节给水量，保证汽包正常水位；

g)关闭减温水，开启过热器疏水门；

h)电源恢复后，值长统一指挥依次逐炉启动风机，严禁大容量风机同时启动。 1.6.18.风机故障 1.6.18.1.现象：

a)电流表指示摆动过大；

b)风机入口或出口风压变化大；

c)风机处有冲击声或磨擦等不正常的声响； d)轴承温度过高，振动大。 1.6.18.2.处理：

a)遇有下列情况，立即停止风机运行： 1)发生强烈振动、撞击或摩擦声； 2)电动机温度过高，超过允许极限时；

3)风机或电机的轴承温度不正常的升高，经采取措施无效，且超过极限温度时； 4)电气设备故障，须停风机时；

5)风机和电动机的严重缺陷，危及人身、设备安全时； 6)发生火灾危及设备安全时。

b)如风机产生振动、撞击和摩擦不至于引起设备损坏时，应适当降低风机负荷，继续运行，并及时检查风机的运行情况，查明故障原因，尽快消除，如上述处理无效且故障加剧时，应立即停止风机运行；

c)当风机轴承温度升高时，检查油量、油质、冷却水量，必要时可增加冷却水量和添油、换油，经上述处理无效且温度继续升高，超过允许极限时，应停止风机运行。 1.6.19.DCS系统出现故障紧急处理措施

1.6.19.1.机组运行过程中，当出现个别巡操员站异常时，如数据刷新或画面切换缓慢等，应立即通知热控人员到现场查明情况并做处理；

1.6.19.2.当出现个别巡操员站有“死机”时，如数据或画面不能刷新，光标、鼠标失效等，在相邻巡操员站能够正常监视控制的条件下，及时通知热控人员对故障巡操员站计算机进行“复位”处理；

1.6.19.3. 整个DCS系统失去监视操作功能时，应立即停炉；并及时通知热控人员处理； 1.6.19.4.当系统中的全部或个别控制器或相应的电源出现故障，系统切至后备手动运行方式，并通知热控人员迅速处理，在主要参数均不能正常监视时，应立即停炉。 2.辅机运行规程 2.1.风机运行

2.1.1.一次风机、二次风机、引风机启动前检查 2.1.1.1.电动机周围应清洁，无妨碍运转的物件； 2.1.1.2.所带动的机械设备应在准确启动的位置； 2.1.1.3.液力偶合器和轴承箱润滑油量应充足，油位指示应在规定范围内，油质良好，无杂质； 2.1.1.4.油环光滑无损坏，油盖牢固；

2.1.1.5.开启液偶冷油器和轴承箱冷却水门，水流畅通；

2.1.1.6.风机进口挡板在关闭位置，操作机构在电动位置，风机出口挡板全关； 2.1.1.7.电动机座地脚螺丝，接地线，靠背轮及防护罩应牢固良好。 2.1.2.返料风机启动前检查

2.1.2.1.彻底清除风机内、外的粉尘等杂物。 2.1.2.2.总进风执行器关闭。

2.1.2.3.蝶形阀关闭，出口手动阀关闭。

2.1.2.4. 检查各连接部位有无未紧固的地方,配管的支承是否完备。

2.1.2.5.检查两松动风门开启30%—50%，返料风门开启90%—100%。轴上冷却水开启。 2.1.3.一次风机、二次风机、引风机启动操作步骤 2.1.3.1.风机电源送上；

2.1.3.2.风机进口挡板关闭，出口挡板全开； 2.1.3.3.点击要启动的风机，按“启动”按钮；

2.1.3.4.设备的颜色变为正常运行时的颜色，电流指示正常；

2.1.3.5.逐渐调整风机进口挡板全开，用液偶调整风机转速，调节风量。 2.1.3.6.有联锁或联动的风机,应按要求先后投入有关联锁。 2.1.4.返料风机启动操作步骤 2.1.4.1.开启总进风执行器； 2.1.4.2.开出口手动阀；

2.1.4.3.启动返料风机（如果DCS启动应切换自动，就地启动应切换手动）； 2.1.4.4.用蝶形阀调节进风量（注意电流不得超过额定电流）；

2.1.5.启动后检查轴承温度不超过额定温度，风压、风量应正常，如电机或轴承有异音、摩檫、振动声音及发热等现象，应立即停机，查明原因或启动另一台返料风机。 2.1.6.辅机试运行规定

2.1.6.1.转动机械经过检修，需进行不少于2小时的试运行，新装轴承设备试转时间要4小时以上，以验证其工作的可靠性。

2.1.6.2.确认转动机械及其电气设备检修完毕后，征得值长同意方可对电动机送电。

2.1.6.3.转动机械的试转，应在机械空载时合上电源，当电流正常后，再逐渐开启挡板或闸门（电流不得超过规定值），到规定的试运时间再关闭挡板或闸门，停止转动机械。 2.1.6.4.转动机械运行时，应符合下列要求： a)轴承温度与轴承振动、窜动应符合规定。 b)转动方向正确。

c)无异声、摩擦和撞击声。 d)轴承无漏油及甩油等现象。

e)电动机的运行应符合电动机运行有关规定；

f)一次风机、二次风机、高压风机试运，引风机必须先启动。

g)转动机械试运行后，应将试运行结果及检查所发现的问题记录在有关的记录簿上。 2.1.7.一次风机、二次风机、引风机运行中检查项目 2.1.7.1.每小时检查轴承温度、振动、窜动不超过规定值，如有异常立即汇报主值，进行处理； 2.1.7.2.油位正常，冷却水畅通，不外流； 2.1.7.3.电动机电流指示正常；

2.1.7.4.液力偶合器油压、温度正常；

2.1.7.5.风机无漏风、漏灰现象，发现漏风、漏灰及时汇报主值，联系检修处理。 2.1.8.电动机运行中检查项目

2.1.8.1.电动机的启动、停止和检查维护工作应由该机组的运行人员进行。电动机在启动时，

应监视启动过程。启动结束后，应检查电动机运行情况正常，机组值班人员在启动大型电动机前均应与电气值班人员联系（事故情况除外），电气值班人员这时应加强厂用母线的监视。 2.1.8.2.电动机各部允许温升，在环境温度不超过40 oC时，可以按额定出力运行，在环境温度超过40 oC时，但外壳温度不超过规定(开启式电动机65 oC，封闭式电动机75oC)仍可按额定出力运行。外壳温度超过上述规定，应先设法降低温度，没有效果时，再适当降低负荷运行。

2.1.8.3.电动机在运行中，各部温度不允许超过制造厂规定， 高压电机温度限值整定：

2.1.8.4.液力液力偶合器油温油压联锁、报警要求：出口油温45—80度，报警值85度、停机值90度，报警值5度；进口油温小于等于45度；出口油压0.05—0.3兆帕，报警值0.3兆帕，停机值0.35兆帕；进口油压0.05—0.2兆帕，报警值0.02兆帕。 2.1.8.5.电动机运行中轴向窜动不超过2～4mm。

2.1.8.6.电动机及所带动的转动机械在运行中振动不得超过以下数值（双振幅） 2.1.8.7.电动机的电流是否在允许值内变化；

2.1.8.8.轴承润滑正常，油环转动灵活，油量充足； 2.1.8.9.电动机正常运转无异声，无异常振动和窜轴； 2.1.8.10.电动机周围应保持清洁，无杂物；

2.1.8.11.电动机外壳及轴承温度正常，无焦臭味及烟气；

2.1.8.12.电动机的有关信号指示及所属电动机的控制装置良好； 2.1.8.13.电动机外壳接地线必须完好。

2.1.8.14.电动机在温度较高状态下运行应加强监视与检查；

2.1.8.15.电动机发生异常情况应迅速通知电气值班人员会同检查；

2.1.8.16.备用电动机应处于良好的备用状态，未经值班人员许可不得进行任何工作；

2.1.8.17.备用的电动机应进行定期调整使用，若有受潮或潮湿环境内的大型电动机和电机停用超过一周，正常启动前，应测量绝缘合格。 2.1.9.返料风机运行中检查项目

2.1.9.1.返料风机运行参数不可超过铭牌上所规定的额定值； 2.1.9.2.运行中,轴承温升不超过75℃；

2.1.9.3.运转中必须注意风机运行状况,如出现异常(异常声音、振动、发热)，应立即停车检查，并注意电流表的读数；同时要定期检查并作好记录；启动另一台返料风机（备用返料风机出口阀及蝶形阀应关闭）

2.1.10.一次风机、二次风机、引风机停运操作原则

2.1.10.1.把需要停运的风机进口挡板关闭或液力偶合器把转速调到最低。 2.1.10.2.点击要停止的风机，按“停止”按钮。 2.1.10.3.风机的颜色由红色变绿色,电流指示为零。 2.1.10.4.关闭风机出口挡板。 2.1.11.返料风机停运操作原则 2.1.11.1.点击返料风机“停止”（如“就地”停切换成“手动”）； 2.1.11.2.检查返料风机是否停止，关闭进出口挡板及蝶形阀。 2.1.12.电动机启停原则 2.1.12.1.在正常情况下，大型鼠笼式转子电动机允许在冷态下连续启动两次，热态启动一次，只有在事故处理时或启动时间不超过2-3秒，可多启动一次（电动机连续运行超过1.5小时为热态，停用1.5小时为冷态）；

2.1.12.2.电动机启动间隔200kW以下不少于30分钟，200-500kW不少于1小时，500kW以

上不少于2小时。电动机启动后应对电动机加强检查，发现异常情况，如外壳发热、焦味、冒烟，应立即停用。

2.1.13.一次风机、二次风机、引风机异常及故障处理 2.1.13.1.风机紧急停运条件

a)电动机及电源回路上或传动的机械发生人身事故； b)电动机或所属电气设备冒烟着火； c)电动机所传动的机械部分损坏；

d)风机、电动机或液偶发生剧烈振动，有损坏设备危险时； e)电动机在运行中发生异声和转速下降； f)厂用电中断；

g)轴承温度急剧上升，有烧坏轴承的危险时； h)液力偶合器油温急剧上升，有损坏液偶危险时； i)风机叶轮损坏发生剧烈响声；

j)发生人身事故，不停用不能脱离危险。

2.1.13.2.电动机运行中有下列情况之一者，应先启动备用机组，然后再停用故障机组 a)电动机铁芯温度及出风温度超过规定值，经采取措施无效； b)轴承温度剧烈上升，超过规定值，经处理无效； c)电动机受水害威胁；

d)电动机发出焦味和火花。 2.1.13.3.电动机跳闸处理： a)应立即启动备用电动机；

b)吸风机所属厂用电失电时，在一分钟内禁止复置开关 ；

c) 装有低电压保护的电动机，当系统电压降低跳闸后，在电压恢复前不应启动；

d)对重要厂用电动机，若无备用机组，对生产又有严重影响时，经检查（包括辅机值班人员和电气值班人员的检查）未发现明显故障和大型电机的无保护动作，所传动机械也未损坏，则可强送一次；

e)通知电气值班人员拉脱故障电动机电源，进行全面检查和测量绝缘电阻。

2.1.13.4.电动机启动时不转动，发生异声或转速很慢，达不到正常转速，应立即停止电动机运行，通知电气检查电气部分，并检查机械部分有无卡涩现象，未经检查不允许再次启动。 2.1.13.5.电动机发生振动 a)原因：

（1）电动机转子与静子有无摩擦，三相电源是否失去平衡； （2）电动机机座地脚螺丝松动； （3）电动机及机械的中心不一致； （4）电动机轴承损坏； （5）机械部分振动。

b)处理：迅速查找原因并及时消除，如不能消除，则申请停运。 2.1.13.6.液力偶合器故障 a)原因：

(1)液力偶合器与电机或风机中心有偏差； (2)液力偶合器内部有故障或轴承损坏； (3)液力偶合器地脚螺丝松动； (4)液力偶合器冷油器冷却效果差； (5)液力偶合器油质差；

(6)液力偶合器工作油压不正常。 b)处理：

（1）液力偶合器对轮中心找正；

（2）液力偶合器内部检修，轴承更换； （3）液力偶合器地脚螺丝复紧； （4）液力偶合器冷油器清洗； （5）液力偶合器工作油更换；

（6）液力偶合器油滤网清洗或检修油泵。 2.1.14.返料风机故障处理 2.1.14.1.返料风机风量不足 a)原因：

1.管道系统漏汽； 2.间隙增大； 3.进口堵塞； b)处理：

1. 紧固各联接口，修复漏汽部件； 2. 调校间隙或更换转子； 2.1.14.2.返料风机启不动 a)原因：

1.电源未送上；

2.电机接线不对或其他电器问题。 3.自动与手动切换时，未按规定启动。 b)处理：

1. 如DCS启动应切换至“自动”，就地启动切换成“手动”； 2. 检查接线或其他电器是否故障。 2.2.给煤机系统运行 2.2.1.给煤机投运前检查

2.2.1.1.检查给煤机电源是否送上。

2.2.1.2.检查给煤密封风、送煤风、播煤风阀门位置。 2.2.1.3.检查给煤机上闸板门和手动下闸板门位置。 2.2.2.给煤机启动

2.2.2.1.自动（DCS）启动：

1、将“工作方式选择开关SA1”置于“自动”位置。 2、打开给煤密封风、送煤风、播煤风阀门、下闸板门。 3、打开出料阀。 4、启动给煤机。

5、根据工况调整转速。 2.2.2.2.手动（就地）启动：

1、将“工作方式选择开关SA1”置于“就地”位置。 2、打开给煤密封风、送煤风、播煤风阀门。 3、将“出料阀选择SA3”置于“开”，等到“开”的指示灯亮后松开。 4、按下“皮带电机启动按钮SB1”，运行灯亮。 5、根据工况转动柜门上“调速旋钮”调整好转速。 2.2.3.给煤机运行中检查项目

2.2.3.1.给煤机应定期检查、保养和调整，以确保安全、可靠运行。

2.2.3.2.给煤机投入正常运行以前，必须检查给煤机的工作状态，包括皮带驱动的正、反转、清扫刮板链的运行、上下煤阀门的开启和关闭及其到位保护触点等状态。 2.2.3.3.设备运行中应每月检查皮带的张力，观察张力辊高度指针位置，发现张力辊位置过低时，及时调整皮带张力。

2.2.3.4.每月对皮带前后滚筒轴、清扫链轮轴和皮带驱动减速机、清扫减速机进行润滑。 2.2.3.5.每半年检查一次称量装置的状态，包括称量托辊的高度、横向限位钢丝绳的张紧状况和水平位置、托辊转动灵活性、标定砝码抬升与放下的位置等。

2.2.3.6.给煤机在正常运行或故障停运时必须把给煤机密封风全部开启，不得关小或关闭密封风。

2.2.3.7.在给煤机故障停运时,必须在就地启动清扫机把给煤机下部的煤刮干净后停运,然后关闭下闸板门,以防烟气反窜。 2.2.3.8. 故障处理及信息显示

在手动运行时，可能出现的故障如断链显示，在控制柜上的断链报警灯会显示。这时检查并处理完故障后，可按控制柜上的“复位”按钮（SB3）进行复位。在控制柜上有12只显示灯，分别代表：给煤机电源，给煤机运行，清扫链运行，远程方式，出料闸门开、关指示，断链报警，出料口堵煤报警，超温报警，断煤报警，跑偏报警，变频器故障报警指示等。

2.3. 脉冲 吹灰器运行 2.3.1.前期准备

2.3.1.1.打开乙炔瓶总阀，把压力顶到0.12兆帕。 2.3.1.2.关闭所有疏水阀门。 2.3.2.吹灰操作

2.3.2.1.按下程控柜总启动按钮，（风机运行）。 2.3.2.2.按下自动按钮（自动指示灯亮）。

2.3.2.3.按下程序启动按钮两次（程序指示灯亮）。

2.3.3.4.程序完成后（程序停止指示灯亮）按下总停止按钮。 2.3.3.5.关闭乙炔瓶总阀。打开所有疏水阀门。 2.3.3.注意事项

2.3.3.1.空气、乙炔总阀请勿调整。

2.3.3.2.乙炔瓶总表压力不得低于0.5兆帕，低于0.5兆帕应及时更换乙炔瓶。 2.3.3.3.设备运行时，疏水阀一定要关闭。 2.3.3.4.运行完毕时，疏水阀一定要打开。 2.3.3.5.设备每周应检查疏水阀有无堵塞。 燃油系统运行规程 3.1.设备规范

3.1.1.点火油泵设备规范

3.1.2.点火油泵电动机设备规范

3.1.3.轻柴油罐设备规范：有效容积20m3 3.2.燃油系统运行方式： 3.2.1.点火油泵一台运行，另一台联动备用（有低油压自启动装置，低油压自启动定值1.0MPa，高油压定值为2.5MPa）。

3.2.2.正常运行时，油压维持在1.5至2.0MPa之间，可用回油电动调节阀来调整压力在正常范围之内。

3.3.点火油泵启动

3.3.1.点火油泵启动前的检查

3.3.1.1.点火油泵及电动机外部完整，电动机接线盒，接地线完好，靠背轮防护罩装置牢固，周围无杂物，电源送上。

3.3.1.2.空气吹扫门关闭严密，轻油库回油门开启。

3.3.1.3.轻油库出油门及滤油器进油门开启，滤油器空气吹扫门及污油门关闭。 3.3.1.4.温度表、压力表、流量表完好并投入。

3.3.1.5.油库区域内有足够的消防器材，并完整好用。 3.3.2.点火油泵的启动

3.3.2.1.联系值长、主值，准备启动点火油泵（事故处理除外）。

3.3.2.2.在计算机上操作油泵“启动”按钮，电流正常，投入油泵联锁。 3.3.2.3.用回油电动调节阀调整系统油压在正常范围内，电动机电流不超限。 3.3.2.4.检查点火油泵及电动机各部正常。 3.3.3.点火油泵的切换

3.3.3.1.联系值长、主值，启动备用油泵（事故处理外）。 3.3.3.2.备用点火油泵启动正常后，停用原油泵，电流到零。 3.3.3.3.投入联锁。 3.4.来油接卸

3.4.1.油车卸油操作

3.4.1.1.油车来后，检查车内油位无明显缺少，并将卸油车软管接入油罐量油口。 3.4.1.2.卸油完毕后，恢复至原来状态。

3.4.1.3.油车卸空后，记下来油量及油罐油位。 3.4.2.燃油系统运行检查项目 3.4.2.1.按规定对轻油系统、设备，进行认真巡回检查，发现异常情况及时处理，并汇报值长。 3.4.2.2.认真抄录油压、油温、油位、电动机电流表等表计，并进行分析。 3.4.2.3.每周四早班配合消防人员检查 呼吸器，灭火器。 3.4.2.4.每周四早班切换备用油泵运行。

3.4.2.5.夏季高温季节，油库温度超过规定值，对油库进行通风冷却。 3.4.2.6.滤油器滤网发现堵塞现象时，及时清理。 3.4.2.7.油库油位低于0.5米时，应汇报值长。 3.4.3.燃油系统防火注意事项

3.4.3.1.油区必须制定油区出入制度。进入油区应进行登记，交出火种，不准穿钉有铁掌的鞋子。

3.4.3.2.油区的一切电气设备（如开关、刀闸、照明灯、电动机、电铃、自起动仪表接点等）均应为防爆型。电力线路必须是暗线或电缆。不准有架空线。

3.4.3.3.油区内应保持清洁，无杂草，无油污，不准储存其他易燃物品和堆放杂物，不准塔建临时建筑。

3.4.3.4.油区内应有符合消防要求的消防设施，必须备有足够的消防器材，并经常处在完好的备用状态。

3.4.3.5.油区周围必须有消防车行驶的通道,并经常保持畅通。 3.4.3.6.卸油区及油罐区必须有避雷装置和接地装置。油罐接地线和电气设备接地线应分别装设。输油管应有明显的接地点。油管道法兰应用金属导体跨接牢固。每年雷雨季节前须认真检查，并测量接地电阻。

3.4.3.7.油区内一切电气设备的维修,都必须停电进行。

3.4.3.8.卸油过程中，值班人员应经常巡视，防止跑、冒、漏油。

3.4.3.9.在卸油中如油区上空打雷或附近发生火警，应立即停止卸油作业。 3.4.3.10.卸油时，应可靠接地，输油管也应接地。

3.4.3.11.在油罐区,运行人员应使用铜制工具或专用防爆工具操作。 3.4.3.12.油泵房应保持良好的通风，及时排除可燃气体。

3.4.3.13. 燃油温度必须严加监视，防止超温，油温超过45℃，要采用降温措施进行降温。 4.1.1.1.如灰库出灰设备或出灰管漏灰严重，则停止出灰，通知检修单位处理。

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