2第二部分2号锅炉运行规程

第二部分2号锅炉运行规程

第一章 2# 锅炉概况及主要设备

第一节 锅炉简介

1.锅炉型号：HG-220/11.9-L.YM26型 2. 生产商：哈尔滨锅炉厂 3.锅炉效率：89.6 %

220t/h CFB 锅炉采用超高压参数（120bar,540℃）设计，满足生产用汽。锅炉采用循环流化床燃烧方式，循环物料的分离采用高温绝热旋风分离器，锅炉采用平衡通风。水循环采用单汽包、自然循环、单段蒸发系统。

锅炉主要由四部分组成：燃烧室（炉膛）、高温旋风分离器、自平衡“U\形回料密封装置、滚筒排灰装置和尾部对流烟道组成。

燃烧室（炉膛）蒸发受热面采用膜式水冷壁结构，以保证燃烧室的气密性，采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。燃烧室内布置翼墙式水冷屏来增加蒸发受热面。燃烧室内布置屏式Ⅱ级过热器， 以提高整个过热器系统的辐射传热特性，使锅炉过热汽温具有良好的调节特性。 锅炉采用2个直径5.5米的高温绝热旋风分离器，布置在燃烧室与尾部对流烟道之间，分离器外壁由钢板制成，内衬耐磨耐火材料，分离器上部为圆筒形，下部为锥形，耐磨材料和保温材料采用拉钩、抓钉和支架固定。

每个旋风分离器回料腿下布置一个非机械型回料阀，回料为自平衡式，流化密封风用高压风机单独供给。回料阀外壳由钢板制成，内衬绝热材料和耐磨耐火材料。耐磨材料和保温材料采用拉钩、抓钉和支架固定。

以上三部分构成了循环流化床锅炉的核心部分--物料热循环回路，煤与石灰石在燃烧室内完成燃烧及脱硫反应，经过分离器净化过的烟气进入尾部烟道。

尾部对流烟道在锅炉后部，烟道上部的四周及顶棚由包墙过热器（又名对流罩）组成，其内沿烟气流程依次布置有三级过热器和一级过热器，下部烟道内依次布置有省煤器和卧式空气预热器，一，二次风分开平行布置。

锅内采用单段蒸发、自然水循环系统，下降管采用集中与分散相结合的供水方式，过热蒸汽温度采用二级给水喷淋减温调节。

锅炉采用全封闭布置，构架采用全钢焊接、螺丝紧固结构。炉体采用支吊相结合的固定相结合的固定方式，除旋风分离器和空气预热器为支撑结构外，其余均为悬挂结构。锅炉设有膨胀中心，以膨胀中心为原点自由膨胀。

锅炉配风采用串联系统。锅炉设有送风机、一次风机、高压风机、石灰石风机及引风机，其中送风机与一次风机串联布置，采用平衡通风方式，压力平衡点设在炉膛出口。

风系统有四台6kv风机，4台380v高压风机组成，其中送风机1台，一次风机1台，引风机2台，高压风机2台，石灰石风机2台。6kv风机全部采用离心式设计，380v风机采用罗茨容积式设计。

为加快启动速度，采用床下和床上结合启动方式。床上布置有4只床上启动燃烧器，床下布置有2只热烟气发生器，具有加热效率高，加热均匀，启动速度快且点火可靠性高等优点。

一般循环流化床锅炉处在850-900 的工作温度下，在此温度下石灰石可充分发生焙烧反应，使碳酸钙分解为氧化钙，氧化钙与煤燃烧产生的二氧化硫进行盐化反映，生成硫酸钙，以固体形式排出达到脱硫的目的。

第二节 锅炉主要部件介绍

1.汽包

汽包用材料DIWA353制成，内径Ф1600mm，壁厚100mm，筒身全长9600mm，两端采用球形封头。汽包筒身顶部装焊有饱和蒸汽引出管，压力表管接头，安全阀管座，与水平呈38度夹角处焊有给水引入套管接头，筒身前端水平部位装焊有汽水混合物引入管座，对应管座内置旋风子水汽分离器，略低于汽包液位处装有排污管座，筒身底部装焊有大直径下降管管座，封头上有人孔，水位表管接头等。汽包顶部和底部共设６点热电偶用于测量汽包金属温度，汽包金属上下壁温差小于±３８℃，内外壁温差小于±３８℃。

汽包内部装有旋风分离器，波形板分离器，清洗孔板。顶部波形板分离器，多孔板等设备。

汽包正常水位在中心线下180mm处，水位正常控制范围为±50mm ，真实水位的测定与控制对锅炉的运行是非常重要的，为了保证水位的准确性，在两个封头上共安装了３个液位变送器，２个电接点，２个就地视镜。

汽包内部分两排沿全长布置４０只直径为Ф３１５的旋风分离器，能消除高速进入锅炉的汽水混合物的动能以保持水位平稳和进行汽水混合物的粗分离，分离出的蒸汽沿分离器中部向上流动而分离出来的水沿壁向下流动，平稳流入水空间。每只分离器上部都装有一只立式波纹板分离器，以均匀旋风筒中蒸汽上升速度和在离心力的作用下将蒸汽携带的水分进一步分离出来。在正常水位４８０ＭＭ处有多孔板清洗装置，从省煤器来的水对蒸汽进行清洗，提高蒸汽品质。再向上流动进入顶部波形板分离器，携带的水在重力、离心力和摩擦力的作用下附在波形板上，形成水膜向下流动，减少蒸汽的机械带盐。 2.燃烧室

燃烧室断面呈矩形，深度×宽度＝5170×9650mm,各面全部采用膜式水冷壁，由光管和扁钢焊制而成，燃烧室四周及顶部的管子节距均为80mm。下部水冷壁采用φ51×6mm管子，上部水冷壁出烟口采用φ60×6mm管子，其余采用φ60×6mm管子。管子材料为20G。底部为水冷布风板和水冷风室。下部前后水冷壁向炉内倾斜与垂直方向成13度角，倾斜部分表面敷有耐磨材料，床层在此密度最大，湍动程度也最大，是空气与燃料混合燃烧的主要部位，变径后布风板截面积小于上部燃烧室截面积，使布风板具有合理的风速。较低点约在布风板上０.５m处布有下部二次风喷嘴、２.１m处布有床上启动燃烧器、２.５m处布有上部二次风喷嘴，所有用于床温和床压测量的穿孔也在此区域，同样旋风分离器回来的物料也是在这个较低部分与加到环封处的燃料相结合。燃烧室中上部与前墙垂直布置有六片水冷屏和三片过热器屏（Ⅱ级过热器）。 3.循环回路

锅炉采用循环流化床燃烧方式，在满负荷下燃烧室内燃烧温度在８７０～９５０℃之间。由于沿炉膛宽度和深度的热负荷很均匀，所以不需要象煤粉炉那样划分多个水循环回路也能保证水循环安全可靠。两侧水冷壁各有独立的下联箱和上联箱，水经集中下降管和分配管进入下联箱，然后经侧水冷壁至上联箱，再由汽水引出管将汽水混合物引进汽包。前后水冷壁共用一个上联箱，水经下降管和分配管进入前水冷壁下联箱和水冷风室后下联箱，一部分经前水冷壁进入上联箱，另一部分水经布风板的管子进入后水冷壁下联箱与经过水冷风室后下联箱的水汇合，然后经水冷壁、顶棚管也至上联箱，再由汽水引出管引至汽包。流片水冷屏各有独立的循环回路，有单独的供水管和回水管。 4.水冷屏及水冷壁

水冷屏布置在燃烧室中上部与前壁垂直，共六片，每片由23根管子组成，管子直径Ф60

×6mm，材料20G。水冷屏为膜式管屏，节距80mm，鳍片材料20G，水冷屏下部表面覆盖有耐磨材料，在耐磨材料终端管子表面有堆焊层，以防磨损。 水冷壁的作用 ：

1 吸收炉膛辐射热，把水加热并部分蒸发成饱和蒸汽 2 保护炉墙，简化炉墙结构。 3 节省金属，降低锅炉造价。 模式水冷壁的优点是：

1 保护炉墙好，炉墙只需采用保温材料，而不用耐火材料，其厚度和重量大大减轻； 2 炉膛严密性好，炉膛的漏风大大减少，改善了炉膛燃烧工况； 3 在制造厂焊成组件出厂，安装快速方便。

5.水冷布风板

水冷布风板又称格栅，位于炉膛底部，由略有倾斜的膜式水冷管屏和布风板组成。水冷屏的管子直径φ82×12.5mm,节距240mm，材料15Mo3。水冷管屏是是水冷风室后下集箱向部分前水冷壁及前水冷壁下集箱向部分前水冷壁的供水管，有２度的倾角。在水冷管屏间鳍片上按一定规律装焊有351个不锈钢制成的钟罩式风帽，可以均匀有效的分配流态化空气，并阻止成床物料流入风箱。在炉膛两恻墙底部有两个排渣口，所有风帽底部到耐火材料表面的距离保持30mm。风帽外罩的四个开孔方向向要按图纸要求安排、固定，以免风帽磨损。 6. 过热器系统

过热器系统由对流罩、一级过热器、二级过热器、三级过热器组成，在一级过热器和二级过热器、二级过热器和三级过热器之间的管道上装有一、二级喷淋水减温器。一、三级过热器为对流式过热器，二级为辐射式过热器，设计目的在于：对流式过热器特性是随锅炉负荷的增加蒸汽温度升高、辐射式过热器随锅炉负荷的增加蒸汽温度下降，从而保证了锅炉在生产出额定的蒸汽温度的情况下，有相当高的蒸汽输出范围。 过热器的作用：

过热器的作用是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽。

一级过热器位于尾部烟道中，为对流式过热器，管排水平蛇形布置，共2个管组。蛇形管的横向排数为74排，横向节距为92mm，每排管子由3根管子绕成，入口联箱与对流罩出口联箱共用，出口经连接管进入二级过热器。

二级过热器位于炉膛上部，为辐射式过热器。由3片屏式过热器组成，与前水冷壁垂直布置，下部穿前墙处为屏的蒸汽入口端，有密封盒将管屏与水冷壁焊在一起。由于Ⅱ级过热器与前水冷壁壁温不同，导致二者膨胀量不同，为此，在屏的上部穿墙密封盒处，装有膨胀节，以补偿胀差。。

三级过热器位于尾部烟道最顶部，为对流式过热器，管排水平蛇形布置，由2个管组组成，蛇形管的横向排数为37排，节距184mm，每排管子由5根管子绕成。 7. 顶棚及包墙过热器 为了简化炉墙、方便烟气转向和形成尾部对流烟道，本锅炉布置了顶棚和包墙过热器（又名对流罩），对流罩为膜式管形设计蒸汽从汽包内沿侧壁流向对流罩下部的环形联箱，汇集前壁沿前壁上升，横跨顶棚，由前至后，下降至后壁并汇集到下部后壁联箱中。它是由φ42×5mm管子与δ＝5mm扁钢焊制成膜式壁，管子节距为92mm，管子材料20G，顶棚及转向室处的鳍片为15CrMo,其余为20。 8. 固定装置

通过74根管省煤器吊挂管分二排将Ⅰ级过热器、Ⅲ级过热器吊挂起来，

包墙：前包墙用9根M30mm吊杆，后包墙用10根M36mm吊杆，两侧包墙各用5根M30mm吊杆，

将包墙过热器悬吊到顶板上。

Ⅱ级过热器：每片屏的上集箱有一个吊点，用M42mm吊杆吊挂在构架顶板上，为解决Ⅱ级过热器和水冷壁膨胀不一致的问题，在屏的吊挂装置上设有恒力吊架。每片屏的下部固定接在前水冷壁上。 过热器连接管：Ⅰ级过热器和Ⅱ级 过热器之间的连接管通过一根M30mm吊杆、两根M36mm吊杆及相应的恒力吊架将重量吊挂到柱和梁上。Ⅱ级过热器和Ⅲ级过热器之间的连接管是通过3个吊挂装置将重量吊挂到顶板上，为解决连接管的向上膨胀，使用恒力弹簧吊架。 9. 省煤器

省煤器安装在锅炉尾部对流烟道中，呈逆流、水平、顺列布置，是利用烟气加热锅炉给水的换热设备，其作用是：1 节省燃料消耗量；2 降低了锅炉造价；3 改善了汽包的工作条件，延长起使用寿命。

省煤器分成二个管组。省煤器的给水由入口集箱左端引入，经省煤器受热面逆流而上，进入二根省煤器中间集箱，然后通过二排共74根吊挂管引至省煤器上集箱，再从通过二根φ159×14mm连接管引至锅筒后侧，最后通过8根φ76×7.5mm管子引入锅筒。省煤器蛇形管用撑架吊在省煤器中间集箱上，然后通过吊挂管和炉顶吊挂装置吊在顶板上。 10. 省煤器再循环管

锅炉在启动的初期，常常是间断进水的，当停止进水时，省煤器中的水不流动，由于高温烟气的不断加热，部分水会汽化，汽化生成的蒸汽会附着在管壁上或集结在省煤器上段，造成局部管壁超温而损坏，因此在省煤器进口与汽包下部之间装有不受热的再循环管，其上有再循环阀。当锅炉在启动过程中停止上水时，开启再循环阀，使汽包、再循环管、省煤器之间形成了自然水循环回路，对省煤器进行了保护。在锅炉上水时，应关闭省煤器再循环阀，以免给水经再循环管短路进入汽包，导致省煤器缺水烧坏。 11.空气预热器

空气预热器是利用烟气热量加热燃烧所需空气的热交换设备。

空气预热器的作用是：进一步降低排烟温度，回收烟气热量；提高进入炉膛助燃空气的温度，强化燃料的着火和燃烧过程，减少燃料未完全燃烧热损失，进一步提高锅炉效率；同时，提高炉膛内烟气温度，强化炉内辐射换热。因此，空气预热器已成为现代电厂锅炉的重要组成部分。

管式空气预热器采用卧式布置，沿烟气流程一、二次风交叉布置，共有三个行程。空气预热器管子直径φ60×2.75mm，材料Q235-A，横向节距90mm，纵向节距80mm。烟气自上而下从管内流过，与烟气呈逆流布置。为便于吹灰器清扫，空气预热器采用顺列布置，并分成三组。

空气预热器的重量通过管子两端的管板传到钢梁上。管板和钢梁之间有24对自由滑动的膨胀板使之水平方向能自由膨胀。空气预热器与省煤器护板用胀缩接头连接，用以补偿热态下的胀差，且保证良好的密封。 12. 旋风分离器

炉膛后部平行布置两台旋风分离器，使进入的烟气进行离心分离，将气固两相流中的大部分固体粒子分离下来，通过回料腿进入环封，继而返回炉膛，分离后较清洁的烟气经中心筒流入连接烟道，最后进入尾部对流受热面。

烟气离开燃烧室顶部后进入位于燃烧室和对流通道之间的旋风分离器。颗粒较大的物料从烟气中分离出来通过环封被送回炉床烟气以及灰尘离开旋风分离器的顶部进入锅炉的对流部分。高温决热旋风分离器由分离器入口烟道、分离器筒体、料腿和中心筒组成。除中心筒外，所有组件均由δ＝12mm碳钢钢板卷制而成，内敷保温、耐火防磨材料，钢板外表面设计温度为45℃。分离器筒体为蜗壳形，内径为φ5500mm；锥体部分内径由φ5500mm过度

到φ1000mm；料腿内径φ1000mm。中心筒为锥形，由δ＝10mm，1Cr20Ni14Si2材料卷制而成。出口设有中心筒，中心筒由耐热钢制造，其上设有旋转角度的加强圈和圆筒形螺旋定向器，用来提高分离效率。

旋风分离器的重量通过焊在旋风分离器外壳上的4个支座，支撑在钢梁上，并垫有膨胀板可沿径向自由膨胀。

旋风分离器与燃烧室之间，旋风分离器的料腿与返料装置之间，分别装有耐高温的膨胀节，以补偿其胀差。 13. 环封

每个旋风分离器料腿下端有一只返料装置，又称环封。环封的主要作用是密封炉膛的正压和热旋风分离器的负压，以及防止烟气向旋风分离器倒流，并将分离器分离下来的成床物料和灰渣返回炉膛继续参与循环和燃烧。

环封外壳由厚度为δ＝12mm的碳钢材料制成，内衬保温、耐火防磨材料，环封一端与旋风分离器的回料腿相连接，另一端通过膨胀节与水冷壁炉墙附件相焊接，因此在运行时，环封一部分随水冷壁膨胀自由运动，另一部分随旋风分离器膨胀自由运动，防止了因为旋风分离器和水冷壁膨胀系数不一样而产生的应力拉开焊口。

从旋风分离器出来的成床物料和灰渣由回料腿（内径φ1000mm）沉降到环封。在环封底部装有布风板和风箱，侧面装有高压风机相连的多只喷嘴，借以流化、输送物料。 两个入炉口分别离炉膛中心线距离为2560mm。回料斜管一端与水冷壁墙盒相焊接，另一端通过膨胀节与回料弯管相连接，因此在运行时，返料斜管随水冷壁一起向下膨胀，其重量一部分作用在水冷壁上，另一部分通过装在反料斜管上的恒力碟簧吊架，将重量作用到构架的梁上，在反料斜管膨胀节端还有拉杆与后水冷壁钢性梁相连接，以抗地震力。环封的其他部分用支座支在8M运转层上。 14. 底灰系统

锅炉的排灰由位于锅炉两侧的滚筒完成。在锅炉两侧的中间部位，贴近部风板处有底灰的引出管，与滚筒的入口相连。依靠滚筒内的灰位阻力达到与炉膛的压力平衡，当滚筒转动时灰位降低，炉膛内的灰便流出，因此控制滚筒的转数就控制了排灰速度，从而控制床压。滚筒出灰分别排到南北两个副刮板上，再经过主刮板、斗提落入底灰仓。

在滚筒的壳侧通有脱盐水，以便冷却底灰，降低排烟温度提高锅炉效率。在滚筒入口处还有与锅炉尾部烟道相连的负压管线，用以防止滚筒向外冒灰污染环境。 15. 石灰石系统

为脱除燃烧中产生的SO2，降低大气污染，本系统布置了石灰石填加系统，石灰石系统为双系统，通过两个加注点加入燃烧室，位于环封返料斜腿处，并由二次风促动随煤一同加入炉膛。石灰石通过仓底振打器进入石灰石传输机，石灰石传输机可控制转数，然后进入石灰石旋转阀，再经石灰石风机吹送至炉膛。石灰石要求的粒度是100～500微米，这个粒度对于热环中的物料来说停留时间是最长的。 16. 启动燃烧器

本工程启动燃烧器设计总点火容量为40%BMCR，设有两只床下启动燃烧器和四只床上启动燃烧器；两只床下启动燃烧器的总启动负荷为12%BMCR，四只床上启动燃烧器的总的启动负荷为28%BMCR。

两只床下启动燃烧器布置在水冷风箱的下部，其中心线标高为2500mm，每个床下启动燃烧器用一个耐高温的非金属补偿器与水冷风箱相连接。床下启动燃烧器由数个支撑架支撑，支撑架与埋入地面的预埋件相焊。每个床下启动燃烧器主要由风箱接口、非金属补偿器、热烟气发生器、一次风入口和气点火装置组成。风箱接口、非金属补偿器、热烟气发生器、一次风入口等内砌筑有耐火和保温材料；预燃室内仅敷设有耐火材料，预燃室与配风室外部还

9. 底灰、飞灰系统的检查

9.1 斗提试运正常且在遥控状态。

9.2 底灰主刮板试转正常且在遥控状态。

9.3 底灰南、北副刮板试转正常且在遥控状态。

9.4 南、北滚筒试转正常且在遥控状态，冷却水出入口手阀开，并排气，到除氧器调节阀关。

9.5 飞灰系统的检查:

9.6 各个飞灰斗严密，法兰连接处无泄漏。 9.7 飞灰斗顶部闸板阀打开且开关灵活。

9.8 飞灰斗程序试运正常，各个电磁阀开关灵活无卡涩，限位正常。 9.9 灰斗出口无堵灰。

9.10各仪表导压管安装完好。 10. 静电除尘器检查:

10.1 内部清洁无灰外部干净完整，各阴、阳极板无搭接情况法兰无泄漏，人孔门严密。 10.2 通知电修将四个电场送电，检测一、二次电压、电流是否正常。 10.3 振打装置灵活好用，报警装置准确。

10.4 检查阴、阳极振打电机及变速箱油位是否正常，振打送电试运正常。 10.5 检查101、102、103、104阀开关是否正常、限位正确，程序是否正常。 10.6 将101、102阀前手动阀打开。 10.7 飞灰管线畅通，安装牢固。 11. 石灰石系统的检查:

11.1 石灰石仓内有足够的粒度<1mm的石灰石。 11.2 石灰石仓闸板关。 11.3 石灰石风机出口阀开。

11.4 石灰石到炉膛注入点手阀关。

11.5 石灰石给料系统试转正常且在DCS状态。 11.6 石灰石管线无泄漏、无堵塞。 11.7 风机油位正常，仓顶风机好用。 12. 燃烧室及尾部烟道的检查:

12.1 水冷壁、炉墙、回料腿、过热器、省煤器、空气预热器外型完好，耐火材料正常。 12.2 布风板完整，风帽无堵塞，床面及水冷风室无杂物，排灰口无堵塞。 12.3 烟道内无杂物外无裂缝。

12.4 炉膛及烟道、回料腿、旋风分离器人孔门关闭，密封严密，保温良好。 12.5 各个膨胀节完好。 13. 吹灰系统检查:

13.1 脉冲吹灰器电磁阀动作灵活，调整正常。 13.2 乙炔压力充足。

13.3 空气压力、流量正常。 13.4 吹灰器现场控制器好用。

13.5 吹灰管线畅通，连接完好，安置牢固。

第二节 辅助系统检查及投用

1.循环冷却水系统检查

1.1 检查循环水泵轴瓦油位至于油镜 2/3处，润滑油清洁，填料无泄漏。 1.2保证冷却水管线完好，畅通，无泄露。

2.循环冷却水的投用 2.1 通知化肥厂送水，将凉水塔液位填充到1.8到1.85米，确保循环冷却水的质量合格。 2.2 新塔液位注满，4、5#循环水泵出入口阀全开，排气完毕。

2.3 1、2、3#循环水泵入口阀开，出口阀关，泵体排气阀排开，充分排气。 2.4 通知供电将五台循环水泵送电。

2.5 投运两台大泵，另一台投备用，出口压力控制在2～2.5ｂａｒ。 2.6 出塔水温控制在20～29℃。 2.7 将冷却水投用。

3. 仪表风，工厂风系统检查及投用

3.1 检查仪表风，工厂风管线是否有漏点。

3.2 锅炉间内仪表风，工厂风总阀开，压力正常。 3.3 运行的空压机出口压力正常，无报警。 3.4 备用空压机出口阀开，投AUTO状态。

3.5 空压站内干燥罐应正常工作，室外储罐排放电磁阀工作正常。 3.6 将空压站内的仪表空气干燥器投入运行。 3.7 投入油滤器和干燥器，保证仪表风干燥洁净。

3.8 将空压机投运，备用空压机压力低于7.0BAR自启动。 3.9 将仪表风保证正常的工作压力。

第三节 锅炉上水

1. 锅炉上水:

1.1 锅炉检查合格后，经省煤器上水，水温在80-140oC，上水应缓慢进行，汽包液位升

到-51mm所用时间夏季不少于1小时，冬季不少于2小时。

1.2 检查给水泵具备启动条件后启动给水泵，开启给水旁路调节阀向锅炉上水，控制泵

出口压力170bar左右。

1.3 给水管道和省煤器空气门见水后，关闭空气门。

注：上水时严格控制汽包上下壁温差<40oC，若温差超限则减慢上水速度或停止上水，待温差符合要求再恢复上水。 注意记录温差和膨胀情况是否正常，并分析予以排除。 1.4 上水过程中应检查汽包，连箱及各部位的法兰和阀门是否严密，若有漏水现象应停止

上水进行处理。

1.5 汽包液位升至-51mm时停止上水，关闭上水手阀，水位应维持不变，若明显变化应查

明原因，予以消除。

1.6 必须确认并校对汽包液位指示值的可靠性，确保汽包现场视镜，及三个远程液位指

示值都相互吻合。

1.7 若锅炉内原有水，经化验合格可调整到-51mm液位。

注：若炉内水质不合格则放掉重新上水。 第四节 启动风机

1. 启动引风机

1.1 按启动顺序启动引风机—高压风机—送风机— 一次风机—石灰石风机。 1.2 监测启动电流、轴瓦温度、振值、启动正常后调整入口叶片，维持炉膛压力-0.125Kpa。 1.3 启动高压风机中的一台，控制出口压力40Kpa，将备用的高压风机投自动备用状态。

调整到回料阀配风量，下降段2×533Nm3/h，上升段2×1106Nm3/h。

1.4 启动送风机，运行正常控制出口压力18KPA，调整到床上烧嘴风量4×3500Nm3/h，二

次风喷口量为26455Nm3，上层风量9×2035Nm3/h，下层风量4×2035Nm3/h 。

1.5 启动一次风机，运行正常调整入口叶片，控制一次风量62217Nm3/h，调整中维持炉膛

压力-0.125KPA。

1.6 启动石灰石风机，风量调整1244Nm3/h.。 2. 锅炉吹扫

2.1 一次风量要超过临界流化风量，为一次风总量的40-50%，床下烧嘴燃烧风和混合风挡

板全开。

2.2二次风取总量的50%，分支风道包括床上烧嘴，二次风喷口，密封风挡板全开。 2.3 吹扫时间5分钟。

第五节 锅炉点火升温

1. 启动床下烧嘴.

1.1 在保证一次风不低于流化风量的前提下气枪以最低燃烧率投入，总风量65500Nm3/h，

混合风17000Nm3/h，点火风1500-2000Nm3/h.。

1.2 点火时天然气压力<1bar，点火时火焰是否被检测到。 1.2.1控制方法是调节烧嘴的燃烧强度

1.2.2点燃启动烧嘴前现场要有运行人员，在点火期间现场的运行人员要检查是否有天

然气 泄漏，点火后应检查火焰的燃烧情况是否异常。

1.2.3点火时，点火烧嘴火检不得强制，在现场经过3次以上确认小枪着火而火检故障

后，方可短接该火检；在主枪进天然气不着火后的180s内不得重复启动；在两个床下烧嘴均未点燃的条件下，一个烧嘴进天然气未着火时，另一个烧嘴180s内不得启动。

1.3 气枪点燃后逐渐增大燃烧风，使燃烧风与燃气量匹配(α=1.35),30分钟后投入另外一个床下烧嘴。

1.4 点火升温过程中注意升温速度，任意测温点温度变化率<100oC/h。 1.5 升温过程中水冷风室测点温度<900oC。 2. 启动床上烧嘴.

2.1 当床下烧嘴达到满出力且温升缓慢时投用床上烧嘴。

2.2 点火时以最小燃烧率投入床上烧嘴，风量2900–3500Nm3/h，点燃后增加风量(α=1.35)

2.3 以同样方法以对角方式投入四只气枪，控制温升<100℃/h。 3. 添加床料

选择粒度<3mm的合格床料，（床料为筛好的底灰）有二种方式：

3.1 一是炉膛中已加入了合格粒度（<3mm）和厚度(600mm)的启动床料。 3.2 二是通过给煤机添加床料，使床压升至6-7Kpa。

第六节 锅炉升温、升压

1. 锅炉升温

1.1 当床温达到650℃时，手动启一台给煤机以15%转速点动加煤，加90s停90s，确认床温上升，氧含量下降，再以转90s停90s的方式点动三次，床温升速4-7℃/min，氧含量持续下降，以15%转速连续加煤。

1.2 增加给煤量，当床温达到760℃以上且持续升高可切除烧嘴，停烧嘴先停床下后停床上嘴，停床下烧嘴应逐渐减小烧嘴燃烧强度，降到最小出力的同时维持一次风总量，并增加给煤，维持床温呈上升趋式，烧嘴切除后逐渐开大热一次风挡板，关小混合风.燃烧风挡板到20%开度，冷却1小时关闭。

1.3 床下烧嘴切除后，继续加大给煤，减小床上烧嘴出力至切除。

1.4 给煤投入自动，维持床温870℃，根据床温和二氧化硫（200PPM）排放量投入石灰石

系统。

1.5 根据飞灰情况投入飞灰系统。

1.6 升温过程中监视氧含量，调整配风量，注意控制格栅风量。

1.7 升温过程中注意调整汽包液位，通过上水管道手阀，表排、连排来控制，若给水泵停

运，开省煤器到汽包循环阀。

1.8 升温过程中汽包温度变化率<56℃/h，上下壁温差<40℃，锅炉膨胀偏差<1mm，燃烧器

和炉内所有温度变化率<100℃，若超限应停止升温，恒温或降温。 1.9 升温过程中主汽流量<10%MCR，炉膛出口温度<482℃。

1.10 升温过程中监视过热器金属壁温度，发现超温加大启动放空或投用喷淋水调节，但在

低负荷<10%MCR时不允许大量使用喷淋水。 2. 启动底灰系统

2.1 根据床压情况投入底灰系统运行。

2.2 当床压正常后，达到4.5kpa，将底灰系统投运，首先检查底灰系统连锁允许启动。 2.3 启动顺序为：斗提—主刮板—南、北副刮板—南、北滚筒 2.4 现场打开立管下灰手动闸板阀。 2.5 打开滚筒负压风档板。

2.6 打开到南、北滚筒冷却水入口总手阀及电磁阀，冷却水出入口手阀，出口调节阀开。 注意滚筒冷却水排气。

2.7 滚筒冷却水旁路电磁阀关闭。

2.8 滚筒冷却水出口水温不超过75℃。

2.9 运行中严密监视底灰系统各个设备的电流。 3. 锅炉升压

3.1 按升压曲线要求由启动放空控制升压速率，汽包压力<0.3Mpa时升压控制在227Kpa/h。3.2 汽包压力2bar时：

3.2.1关汽包放空、关过热器、饱和蒸汽放空，分析炉水品质，冲洗校对液位计 3.2.2主蒸汽系统暖管，主汽压力达到8bar且平稳时4.5bar倒主汽侧运行。

3.3 汽包压力达到7–14bar时，汽包液位<100mm. 。 3.4 汽包压力达到30bar时：通知仪表校对热工仪表，通知分析取样化验，并冲洗校对汽包液位计一次。

3.5 蒸汽流量>10%MCR时：关闭过热器疏水。 3.6 汽包压力>70bar时：

3.6.1 45bar温度高于反送汽温度，主汽有50℃过热度可联系总调开外供汽放空。 3.6.2同时开45bar外供旁路阀进行暖管，控制温升5℃/min，同时汽机低速暖机.

第七节 锅炉热再启动

如果锅炉是在MFT过程中停车的，所有操作都要越快越好，以减少锅炉的热量损失。 热再启动分为极热态启动和温态启动。 1. 极热态启动：

1.1 锅炉在运行过程中，突然发生MFT或LM故障，如在短时间内消除故障，而床温（底部）

均床温）大于760℃，按极热态启动。

1.2 立即启动给煤系统，直接向锅炉炉膛加煤，观察氧含量及床温，如氧含量确实下降，

床温确实上升，则连续给煤，恢复系统正常运行。

1.3 如果直接给煤后，床温降至593℃以下，而氧含量仍上升，就低于了煤的燃点，则应

停止加煤，重新进行锅炉吹扫，按正常的启动程序操作。

1.4 床温高于760℃，如果是燃料输送系统出现故障，可以用启动床上烧嘴来维持炉膛内

的温度。 2. 温态启动：

2.1 锅炉停车后，如果床温低于750℃而高于200℃，按温态启动。 2.2 热态启动首先要进行吹扫，然后启动床上启动烧嘴对锅炉升温。 2.3 床温平均值达482℃以上时，启动给煤系统点动加煤至连续加煤。 2.4 其它操作步骤与原始冷态启动相同。

注：对于停炉前锅炉是高负荷（负荷大于80%MCR到最大连续运行负荷）运行的热再启动，在再启动前要先将过热器内的水排放出去。放水时，可将过热器上的放水阀逐个的打开，放水，然后关闭。过热器的放空阀是保持关闭状态的。

第三章 锅炉停车

锅炉的停运一般分为正常停炉和事故停炉。 锅炉的正常停炉是指按检修计划或调度的安排，将锅炉从运行状态转为备用状态。即将锅炉从运行状态逐渐停止燃烧、降温、降压和冷却。按备用时间的长短可分为冷备用停炉和热备用停炉。

锅炉的事故停炉是指由于锅炉或单元机组的其他部分发生故障，需停止锅炉运行的非计划停炉。根据故障的严重程度和紧急程度，可分为故障停炉和紧急停炉。

第一节 正常停炉

锅炉停运前，应对锅炉进行一次全面的检查，并记录缺陷，以便在检修时消除。停炉过程中根据情况，决定煤仓内煤是否用尽和炉膛内床料是否排空。同时按规定进行必要的实验，如进行启动烧嘴实验，以便在停炉减负荷过程中稳燃。此外，停炉前还应对锅炉受热面进行全面吹灰，以便保持各受热面的停炉后处于清洁状态。 1. 正常停炉必须严格执行的规定：

1.1在整个停车过程中，汽包上下壁金属温差一定不要超过56℃。 1.2在整个停车过程中，必须保持汽包液位接近视镜的上限。 1.3在减负荷过程中，保持蒸汽温度始终比其饱和温度高11℃。

1.4在减负荷过程中，保持锅炉旋风分离器温度的降温速率不超过100℃/H。 1.5在减负荷过程中，锅炉金属温度的降温速率不超过56℃/H。 2. 停车步骤：

2.1接值长停炉命令准备减负荷，联系有关人员，注意压力、温度、流量的变化。 2.2降低锅炉负荷到50%MCR，同时根据氧含量不变的原则逐渐减少锅炉配风。在此降负

荷过程中床温、床压应基本稳定。

2.3 降负荷到50%MCR以前，要进行至少一次吹灰。 2.4 降负荷到35%MCR的最小稳定运行负荷。在降负荷过程中床温变化速率小于56℃/h，

旋风分离器入口烟温变化速率小于100℃/h，汽包金属壁温变化小于56℃/h，在降负荷的过程中，要维持蒸汽的温度高于饱和温度11℃以上。

2.5降负荷过程中严格注意格栅一次风量，同时要与汽机联系好，减负荷同步进行。 2.6床温降到760℃以前，视具体情况可将床上启动燃烧器投入运行，同时继续降低给

煤量直到最小。

2.7床温降到670℃左右 时，将给煤及石灰石供给线上的物料全部除净。当床温降到

649℃时，将给煤及石灰石系统停止运行。石灰石系统的停止运行后，关闭石灰石

系统与炉膛相连的全部手动阀。

2.8蒸汽流量小于15%MCR时，应将给水系统改旁路，由串级改为手动控制。

2.9给煤停止运行后，应该降低床上启动燃烧器的燃烧速率，床温降到454℃时，停止

床上启动燃烧器。

2.10停炉过程中根据检修要求及床内物料情况，适时停运底灰系统。

2.10.1大修或长时间停运以及物料粒度过大，应排空床料，在停车过程中依照床压

调整滚筒转速，排空床料，确认底灰系统中没有物料后，依次停滚筒、刮板和运斗提

2.10.2发生水冷壁、水冷屏、二级过热器爆管，在停炉过程中要适当加大流化风量，

在底灰系统不超流前提下，提高滚筒转速。若底灰潮湿应在副刮板或主刮板紧急排灰口排灰，防止底灰仓堵灰。

2.10.3紧急抢修、热关闭、短时间停车则不需排空床料，在停车过程中控制床压在

5KP，停运底灰系统。

2.11床上启动燃烧器关闭后，逐步关闭送风机、引风机入口叶片，维护炉膛负压为-0.125kPa 。

2.12 床温降到315℃时，停运所有风机。停风机顺序：一次风机—送风机—---引风机

---高压风机。引风机停30秒后停高压风机。 如果停炉需要快速冷却则：

2.12.1床温降到400℃时，增加入炉的风量，但降温速率不得超过100℃/H。

2.12.2当床温降到150℃时，停高压风机，一次风机，送风机。开炉膛下部人口门，

通过调整炉膛负压值以控制降温速率。 2.12.3当床温降到60℃以下时，停引风机。 2.13 停炉后，汽包水位处于手动调节，水位要控制高水位，然后关闭给水主路及旁路阀，

停止排污系统，停止加药系统。

2.14飞灰系统继续工作，如需要，直到将灰全部除净为止，停止电除尘器的运行。 2.15适时关闭电动主汽门，由启动放空进行排汽泄压，维持汽包金属的降温速率不超过

56℃/h，并注意汽包上下壁温不大于38℃。

2.16汽包压力降到172kPa时，打开过热器的放空和疏水阀。

2.17汽包压力降低到104kPa~172kPa，水温小于121℃时，根据停车需要可将汽包内的

水放掉。

2.18停炉时间较长时，可将锅炉注满水或充入氮气，以防止发生腐蚀。

第二节紧急停炉

锅炉的紧急停炉是指在机组发生重大事故，危及设备和人身安全时，立即停止锅炉机组的运行。遇到下列情况，应立即停止锅炉机组的运行：

1. 严重缺水，虽经补水仍见不到汽包水位。

2. 严重满水，锅炉水位上升到最高可见水位以上，经紧急放水仍见不到液位。 3. 受热面爆管，无法维持汽包正常水位。 4. 锅炉严重结焦。

5. 锅炉所有液位计损坏，无法监视汽包水位时。 6. 炉墙破裂且有倒塌危险，危及人身或设备安全。 7. 锅炉灭火。

8. 系统甩负荷，超过汽压极限安全阀拒动而放空阀不足以泄压等。

紧急停炉时，锅炉负荷变化快，必须采取一定措施防止事故扩大或引起继发事故。这些措施主要包括：

1. 迅速断绝进入锅炉燃料，及时降负荷运行。 2. 注意调整给水，维持正常水位。

3. 如果燃烧室内发生严重泄露，则停止向锅炉供水，并迅速将床料排除掉。 4. 如果尾部烟道中发生泄露，应维持正常正常的汽包液位。 5. 紧急停炉冷却过程与正常停炉相同，但时间可缩短。

第三节 锅炉冷却

1.冷炉与停炉的区别就是，冷炉需将床料全部排净，而停炉不排床料。

2.加大底灰系统的排灰速率，同时需点床上燃烧器，逐渐减小一次风，直至将床料全部排净。

3.在锅炉降温速率不超过56℃/hr的前提下，可开大风机挡板，强制冷却。 4.用正常方式停风机以后，打开燃烧室及旋风分离器的所有人孔门。 5.启动引风机，高压风机进行冷却，炉膛负压控制在-0.3kPa。

第四节 热停炉（计划性热关闭）

1.锅炉可在短时间内熄灭停运并可保持热状态，这种熄火保温的时间最长不能超过8小时，床温不低于800℃（底部平均床温）。 2.锅炉减负荷至20~30%MCR。

3.停止给煤，并允许燃烧室内已有的燃料烧完。

4.当烟气中的氧含量超过正常操作的2倍，即从3.5%升至7.0%，停止所有风机的运行，此时床温应在870℃左右。

5.立即关闭各风机的出口挡板和入口叶片，流量调节风门。 6.关闭主汽门。

7.停止电除尘器运行。

8.严密关闭各排灰门及人孔门，防止漏风。

9.保持汽包水位在高液位，关闭给水阀，停止上水。 10.压火时，不得失去对汽包水位、压力的监视。

11.若压火时间较长，床温下降，可再启动一次，当床温度升至870℃，重新压火操作。 12.若汽压回升，可开启动防空阀调整压力，同时注意监视汽包水位。

13.锅炉压火的重新启动，由锅炉底部平均床温来确定，床温高于760℃按热态启动，床温低于760℃按冷态启动。

14.锅炉处于高于55%MCR的最小负荷的状态运行时，如果突然出现事故性停车，所有的鼓风机都停止运行，使成床物料都落下来，对于这种非计划性热关闭，锅炉可按下述两种方式对待：

14.1根据热再启动程序，马上对锅炉进行热再启动。 14.2在风机准备好或修好之前，锅炉要处于保热状态。

第五节 停炉后防腐、防冻

1. 停用后的防腐

锅炉停用期间，若不采用有效的防护措施，水汽侧的金属表面会发生强烈腐蚀，这种腐蚀称为停用腐蚀，其本质属于氧腐蚀。

1.1停用腐蚀产生的主要原因： 停用腐蚀产生的主要原因是：

1.1.1水汽系统外部有氧气。因为热力设备停用后，水汽系统内部的压力、温度逐渐下

降，蒸汽凝结，空气从设备的不严密处大量渗入内部，氧溶解在水中。

1.1.2金属表面潮湿，在表面生成一层水雾，或者金属浸在水中。因为设备停用时，有

的设备内部仍然充满水，有的设备停用时，虽然把水放掉了，但有的部位积存有水，这样，金属就浸在水中，积存的水不断蒸发，使水汽系统湿度很大，这样，金属表面形成水膜。

决定氧腐蚀部位的因素是氧的浓度，凡是有溶解氧的部位，就有可能发生氧腐蚀。 1.2停用腐蚀的影响因素：停用腐蚀对放水停用的设备，影响因素主要有温度，湿度，金属表面液膜成分和金属表面的清洁程度等，对于充水停用的锅炉，金属浸在水中，影响腐蚀的因素主要有水温、水中溶解氧含量、水的成分和金属表面的清洁度。 1.3停用腐蚀的危害性有两方面：（1）在短期内停用设备金属表面遭受大面积的破坏；（2）加速热力设备的运行时的腐蚀。 1.4停用保护的方法： 1.4.1湿法防腐 将锅炉注满水，注入的水应是加入了除氧剂并经过净化的碱性水。锅炉注水防腐应保持2.5Mpa压力。

1.4.2干法防腐。

即阻止空气或水分进入热力设备水汽系统内部，使金属隔绝氧气和水分，消除氧腐蚀发生的基本条件。锅炉打算在潮湿的环境下贮存时，在汽包压力降到36kPa（表压）时，要通过汽包上的充氮阀向汽包内注入压力为35kPa的氮气。锅炉要停运几个星期或几个月，就要将锅炉的水放净，并将其干燥，在汽包内放一些活性石灰，硅粉等吸湿剂，保持锅炉内部的干燥状态。

锅炉停运几天或更长一些时间，要将所有的灰渣，角落处的积存物或成床物料从炉中清除干净。

2. 停用后的防寒

1.1冬季停炉后，必须监视锅炉各部的温度，对存有水的设备必须注意，以免冻坏设备。 1.2为防止停用锅炉设备结冰，应采取下列措施：

1.2.1关闭锅炉房的各门窗，并加强室内取暖，维持室温在5℃以上。 1.2.2锅炉检修时，应有防止冷风侵入的措施。

1.2.3如炉内有水，当炉水温度低于10℃时，应进行上水和放水，放水应在各低点进

行。必要时，可将炉水全部放尽。

1.2.4锅炉长期停炉时，应通知热工仪表人员，将仪表导管内的积水排净。

1.2.5轴承冷却水阀开大，增大流速，必要时应轴承及冷却水管道内的积水排净。

第六节锅炉的水压试验

水压实验是指锅炉以水为介质，以规定的实验压力对锅炉受压部件强度和严密性进行的检验。

1.水压实验准备工作

水压实验前检查人员和运行人员作好以下准备工作：

1.1检验人员应认真查阅锅炉材料，尤其是本次内部检验或修理、改造后的检验记录和报

告；

1.2清除受压部件表面的烟灰和污物，对于需要重点进行检查的部件还应拆除炉墙和保温

层，以利于观察；

1.3水压试验必须在锅炉受压部件检修完毕，汽包联箱人孔门封闭严密，汽水管道及其阀

门联接完好的情况下进行。

1.4水压试验前，应关闭过热器及省煤器的疏水阀，汽包、水冷壁下降管的排污阀。关闭

汽机主汽门，主蒸汽管线上的电动门及旁路门。开启空气门及压力表一次门及给水手动阀门，汽包水位计处于运行状态。

1.5安全阀用适当卡具卡死。要有防止自锅炉向汽机进水的措施。

1.6水压实验时，周围的环境温度不应低于5℃，否则应采取有效的防冻措施。 1.7水压实验的温度应不低于大气露点的温度，一般选取20—70℃。

1.8水压实验时现场工作人员应当撤离现场，运行人员负责进入现场检查。 2.水压实验压力

水压实验压力应符合下列规定：

2.1.1抢修后的水压实验压力升为锅炉汽包压力升至100bar即可，

2.1.2大修后锅炉汽包的水压实验压力为1.25倍的锅炉汽包工作压力。汽包的工作压力可

以以实际的工作压力计算。

3.水压实验的过程

3.1水压试验检查和准备工作完毕后，可通过给水泵旁路经省煤器向锅炉上水。其上水速度应缓慢，夏季为1小时，冬季为2小时，水质为合格的脱盐水，不可用生水。

3.2 在升、降压的控制上一般由现场进入操作人员通过锅炉水冷壁下降管手阀进行调整。 3.3缓慢升压至100bar，升压速度应不超过5bar/min。 3.4暂停升压，检查是否泄露或异常现象。

3.5继续升压至实验压力，升压速度不应超过2bar/min。

3.6在实验压力下至少保持20分钟，保压期间压降应满足不低于0.5bar。 3.7缓慢降压至工作压力。

3.8在100bar下，检查所有参加水压实验的承压部件表面、焊缝、胀口等处是否有渗漏、

变形，以及管道、阀门、仪表等连接部件是否有渗漏。 3.9、缓慢泄压。

3.10检查所有参加水压实验的承压部件是否有残余变形。 4. 检查结果符合下列情况时判定为合格：

4.1在受压元件金属壁和焊缝上没有水珠和水雾。 4.2当降到工作压力后胀口处不滴水珠。 4.3水压实验后，没有明显残余变形。

4.4水压试验结束后，应将试验结果及检查中所发现的问题记录在有关记录本内。 水压实验不合格的锅炉不得投入运行。

第七节 锅炉化学清洗

1.清洗方案的确定。

1.1酸洗剂选用柠檬酸。理由是：闭式循环的清洗工艺中只能使用盐酸和柠檬酸，而盐酸

不能使用于有奥氏体钢的系统中，或有其他特种合金钢的系统中。 1.2清洗范围：给水截止阀后给水管线，省煤器，水冷壁，汽包。

1.3清洗时热源及其保温措施。热源来自除氧器的热水及用天然气加热。用天然气加热清洗水箱和炉膛内部的空气。通过控制引风机出口档板的开度来减少热量的散失。

1.4清洗的酸液和碱液在污水池中进行中和处理，再排出厂外。 1.5整个系统的净容积为72立方米，系统配药按103立方米考虑。 2.化学清洗的先决条件。

2.1清洗回路按讨论过的图纸连接安装完毕。 2.2除氧器已清洗完毕且验收合格。

2.3清洗现场的脱盐水供应能满足冲洗要求。

2.4氨水管线已连接到清洗现场，且控制阀门开关灵活，严密性合格。

2.5连接到清洗水箱，水冷风室，炉膛的天然气分布管已完成且合格，严密性合格，控制阀灵活可靠。加热装置已分布妥当且固定稳固，备好足够合格的天然气。 2.6各风机档板已调试完毕，能较准确地控制锅炉烟风系统的通风量。 2.7氮气量满足排空和填充锅炉水汽系统的要求。

2.8汽包水位计以及系统中所有与清洗液接触的含铜、铝成分的设备或仪表均已与清洗系

统完全隔离完毕。

2.9汽包内的汽水分离器已拆除。 3.安全及组织要求。

3.1清洗现场应道路通畅，照明良好。

3.2清洗水箱应为封闭状态，上表面的两端应各设一人孔，该人孔应有盖。

3.3使用临时天然气点火装置时，一定要注意安全，防止发生爆炸或爆燃等其他意外事件

的发生。严格检查所有的阀门、焊缝、法兰等处是否有天然气泄漏现象，并及时报告及时处理。

3.4临时管道的焊接应按永久管道的质量标准要求，焊接部位应位于易观察处，焊口不宜

靠近重要的设备，所有焊缝要求按标准焊两遍，以防有气孔和夹渣。临时系统的阀门的盘根及石棉垫均应耐酸。

3.5安装泵出入口管道时应考虑膨胀补偿措施。清洗泵的入口管应离槽底至少10厘米的高度，泵的入口管最好略有上翘。

3.6清洗水槽液位清晰，维持正常液位。严防清洗水泵发生气化而不打量。

3.7泵的入口处的选择按离配药口及清洗液的回液口最远的原则确定。以确保药品与清洗

液的充分混合。

3.8在清洗过程中，停泵后应及时关闭其出口阀，并及时调节回液总阀的开度，以防清洗

泵倒转及清洗水槽溢流。

3.9酸洗过程中，排氢管附近严禁出现明火，并确保通风良好。 3.10酸洗结束后，应避免系统的干净的表面与空气接触而发生腐蚀，使清洗结果大打折扣。 3.11在配药时先投固体再投液体。

3.12成立化学清洗小组。参加化学清洗的人员需经技术、安全培训。人员数量及各自的职

责应明确。组长，维护人员（电气、机械），取样人员，加药人员，化验人员，技术人员，巡检及监视人员。届时由化学清洗小组的组长统一指挥。 3.13清洗现场严禁进行与清洗无关的可能影响清洗的其他作业。

3.14化学清洗现场应挂有清洗系统图及人员组织图。并有医院值班室的联系电话。 3.15确保通讯工具可靠好用。

3.16清洗现场应有一台调度车，以备急用。

3.17参加化学清洗的人员，应具备必要的防护器具，如口罩、橡胶手套、防护眼镜、耐酸

靴、耐酸围裙等。

3.18现场备有必要的急救药品。0.2%硼酸清洗液（洗眼），氢化可的松眼药水。3%碳酸氢

钠溶液。

3.19清洗现场应有磅称。其量程在20千克即可。

3.20必须严格监视汽包水位，但汽包水位必须能将省煤器出口管完全淹没。当汽包水位严

重超过上限时，通过打开汽包紧急排水阀予以调整。 3.21在酸洗时若突然发生跑酸，立即用生石灰粉处理。

3.22锅炉化学清洗完毕后，应打开所有汽、水系统最低点疏水。以排出清洗残留物。 4.清洗程序 （一）冲洗 1.1目的：

1.1.1排出系统中的焊渣、氧化层碎片、沙土、保温碎片。 1.1.2检查清洗系统的严密性。 1.2步骤：

1.2.1 用脱盐水冲洗整个系统。

1.2.2再用脱盐水对清洗系统进行清洗泵工作压力下的严密性实验，并建立清洗系统的

水循环，以对系统进行循环冲洗。

1.3验收标准：

循环冲洗的入口与出口的脱盐水浊度基本接近即为冲洗完毕。 1.4冲洗要求。

1.4.1对脱盐水无温度要求。 1.4.2循环速度为1m/s。 1.5操作：

1.5.1用脱盐水冲洗整个系统。两台清洗泵并列运行，由给水管道上水。控制汽包液位

不使水进入汽包的饱和蒸汽引出管内。 该阶段的要求是将水侧的全部排放阀全开。 注意：冲洗时将排放阀全开是为了达到最佳的冲洗效果。冲洗水侧时应将汽包的排气阀打开。省煤器再循环管、省煤器疏水管线也要进行冲洗。应确认给水管道及其旁路阀处于关闭状态。冲洗时各水冷壁下联箱排水阀，下降管的排水阀，水冷屏的排水阀全开。严禁汽包满水。

1.5.2检查清洗系统的严密性。

关闭汽包排气阀；水冷屏的疏水阀；水冷壁四个下联箱的排放阀；两下降管的排水阀，主蒸汽截止阀，主蒸汽管道疏水阀、充氮阀，对流罩，各级过热器的疏水阀全部关闭。经给水管道用脱盐水给清洗系统及汽系统注水，上水过程中，按离零米的高度顺序，由低到高依此关闭见水的汽系统的排气阀。饱和蒸汽管道上的排气阀最后也关闭。待其满水后，给系统加压，当汽包压力表达到清洗泵的额定压力时，密闭清洗系统及锅炉的汽系统，进行全面检查。

1.5.3建立循环回路。

首先打开清洗水箱的排放阀，对清洗水箱进行冲洗。然后根据以制定好的图纸，启动清洗泵建立清洗系统的的循环。

应关闭的阀门：

省煤器出口管上的排气阀；省煤器下集箱及中间集箱上3个放水阀；汽包的定排和连排管线的截止阀；汽包的排水阀；给水截止阀；给水旁路截止阀。二级过热器前后的减温水阀（4个），汽系统保持系统密闭的状态。 应全开的阀门：

汽包的排气阀；省煤器的再循环阀；左右两下降管的放水阀（2个）；前后左右水冷壁下集箱的放水阀（4个）；水冷屏的入口管上的放水阀（1个）。

其他为清洗而新增的阀门根据清洗的进度而合理开关，如：清洗泵的出入口阀；取样阀，氨水阀，自来水阀，热水阀等。

注意：锅炉的汽系统打压后始终处于密闭状态，直到锅炉的化学清洗全部完毕。 清洗系统循环正常后，投用监视管。 运行3-4小时后，清洗系统逆循环一次。 1.5.4清洗系统用热水循环

水质合格后，将泵的入口阀关闭，将清洗系统的回水阀关闭，保存系统内的水，将清洗水箱中的水全部排空。将清洗水箱中的水位用除氧器中的热水补到2/3-4/5处。

再次建立循环。先启动清洗泵再开回水阀，以免清洗水箱溢流。加热方法是在清洗水箱下用燃烧的天然气加热循环液和在炉膛中用临时烧嘴加热风烟系统中的冷空气。当回水温度达到95℃时，停止清洗水箱下的加热，并准备进入碱洗阶段。 （二）碱洗

1.目的：清除系统内表面的防护油脂。 2.要求：

温度：90--95℃。 流速：1m/s 。

药品及其浓度：

NaNO3: 200—250PPm;

NaOH: 1500—2000PPm; Na3PO4: 3500—5000PPm; 601清洗剂： 170-230 PPm; 3.验收标准：

-3

清洗液中PO4浓度保持1200 ppm以上，若不足，继续适当添加Na3PO3.12H2O,因此

-3

化验指标为PO4浓度和PH值。

NaOH 和Na3PO4不再变化时，则碱洗完毕。 4.分析指标：

碱度，Na3PO4。

药品刚加完且系统已完成了一次循环时每30分钟分析一次，2小时后每60分钟分析一次。 5.操作：

按照先固体后液体的加药顺序将预定量的药品投入清洗水槽。

保持系统的温度在要求范围内。 每3-4小时使系统逆循环一次。

碱洗完毕停止加热但继续循环，当系统温度达82℃时，停泵，排空系统。

用脱盐水建立循环并漂洗系统。当回水的电导率小于50微欧姆且出入口水质基本一样时，则漂洗完毕。

系统继续循环，并加热系统。准备酸洗。 （三）酸洗

1.目的：清除系统内表面的氧化附层。 2.要求：

温度：70-80℃。

流速：1m/s。 PH： 3--5

药品及其浓度：

柠檬酸：1.5—2% 氟化氢胺：0.3%

若丁-31A:500-700PPm

氨水（调节清洗液的PH值） 3.验收标准：

+2

酸洗无固定的时间，以Fe的浓度为判断标准。

+3+2

清洗液中Fe浓度大时则清洗液呈铁锈的颜色，清洗液中Fe浓度大时则清洗液呈绿色，随其浓度的增加，水的颜色逐渐由浅绿到深绿。

+3+2

Fe是由于铁锈与酸反应而生成的，Fe是由设备的材料中的铁与酸反应生成的。即使铁与盐酸反应，生成产物也是氯化亚铁而不是氯化铁。

+3+3

Fe增多说明系统中铁锈较多，若清洗液中无Fe并不说明清洗存在问题，只能说明系统相对较干净。

+2

酸洗是否结束的判断标准是：Fe浓度大于500 ppm时，说明酸洗已经结束了。若系统的

+2+3

铁锈很多，则当Fe比Fe浓度大于500 ppm时，也说明酸洗已经结束了。 4.分析要求：

酸度，PH，二价和三价铁离子浓度。

药品刚加完且系统已完成了一次循环后每60分钟分析一次，直到酸洗结束。 5.操作：

按照先固体后液体的加药顺序将预定量的药品投入清洗水槽。

保持系统的温度在要求范围内。 每4小时使系统逆循环一次。 酸洗完毕停止加热。排空系统。

用脱盐水建立循环并漂洗系统。当漂洗的出入口水质基本一样时，则漂洗完毕。

系统继续循环，并加热系统。准备钝化。 （四）、漂洗 1.目的：利用柠檬酸与铁离子的综合特点，除掉系统中残留的铁离子以及酸洗后的冲洗在系统表面形成的铁锈。 2.要求。

流速：1m/s 。 PH： 3--5

漂洗时间短些为好，一般1—2小时就足够了。漂洗时温度不应超过40℃。酸洗后

的漂洗应加缓蚀剂若丁31-A。

漂洗完毕，不准排空系统，只能用置换的方法。清洗水泵始终在运行。 药品及其浓度：

柠檬酸：0.3% 氨水（调节PH） 3.分析要求。

酸度，PH，二价和三价铁离子浓度。

药品刚加完且系统已完成了一次循环后每60分钟分析一次，直到漂洗结束。 4.验收标准。

总铁浓度小于500ppm时，停止置换。

置换完毕后用氨水将系统的PH值调节到9左右，准备钝化。 （五）钝化

1.目的：在清洁的系统内表面形成一层均匀的四氧化三铁致密层。 2.要求：

温度：90℃。

流速：0.5m/s 。 PH： 8.5-----9 循环时间：8小时 药品及其浓度：

联胺：500-700 PPm,系统必须不停的填加联胺。 氨水 3.分析要求：

联胺，PH，

药品刚加完且系统已完成了一次循环后每30分钟分析一次，待系统稳定后每60分钟分析一次。 4.操作：

保持系统的温度在要求范围内。 每4小时使系统逆循环一次。

钝化完毕停止加热。停泵，排空系统。 5. 系统充氮保护。

用氮气或干净的工厂风将系统中容易积水处排空后，待系统干燥后，充氮保护。汽系统用罐满的脱盐水保护。

6.整体验收并恢复永久系统。

6.1关于试片。试片的尺寸：50×20×3mm，数量6片，材质：20G。上下两端各打一3毫米的小孔，表面光洁度达到⊿9。试片制造完毕后用丙酮液和脱盐水仔细清洗，风干后准确称重并记录。称重单位用毫克。

6.2试片的安放位置。汽包两端及中间各一枚，清洗水箱的两段各一枚，监视管内一枚。 6.3试片的安放要求。用尼龙绳牢牢固定在预定位置，不准点焊。

6.4使用。在化学清洗前放入，在化学清洗完毕后，取出。用脱盐水清洗后风干准确称重。 6.5监视管。取600毫米的20G的水冷壁管作为监视管。监视管两端焊接上法兰，经法兰栓接到清洗系统中。

6.6验收标准。重量消耗应小于20g/m2。

6.7锅炉水汽系统中能打开的部位应打开，清除沉积在其中的沉渣。并检查过热器的弯管

底部是否有沉积物和堵塞现象。

6.8由于割管检查会影响工程进度及清洗结果，为此可采用硫酸铜溶液法。硫酸铜溶液的

配制：浓度为0.4mol/L的硫酸铜溶液40毫升，浓度为10%的氯化钠溶液20毫升，浓度为0.1mol/L盐酸溶液15毫升。将该试液滴到试样表面，其颜色由篮转红的时间越长则表面膜的质量越好。 6.9写出化学清洗报告。

第四章 锅炉运行中的调整及维护

锅炉运行中调整的主要任务：

1. 使锅炉蒸发量随时适应外界负荷的要求 2. 调节锅炉给水量，维持汽包正常水位。

3. 保持正常的汽温、汽压和蒸汽品质

4. 合理调整燃烧，减少各种热损失，提高锅炉效率。

5. 及时进行正确的调整操作，消除各种异常和隐患，保证锅炉安全运行。

第一节 汽水系统的调整

1.水位调整

（一） 锅炉水位的调整的任务:保证均衡连续供水,维持汽包正常水位, 避免水位急剧变化使汽压、汽温产生波动。防止满水或缺水事故的发生.保证锅炉和汽轮机的安全运行。 （二） 偏离正常水位的危害：水位过高时使汽包蒸汽空间减小，汽水分离效果变差，造成蒸汽带水，使蒸汽品质恶化，容易造成过热器管壁以及汽轮机转子和叶片积垢。严重满水会引起主蒸汽管道和汽轮机严重水击，损坏气轮机叶片和推力瓦。水位过低则可能引起锅炉水循环破坏，使水冷壁管的安全受到威胁。如果严重缺水，处理又不及时会造成锅炉爆管。 （三） 影响水位变化的主要因素

运行中引起汽包水位变化的原因主要是锅炉负荷、燃烧工况、给水压力变化以及汽水系统泄漏等。

（四） 汽包水位的调整与监视

1. 汽包水位的调节可以通过改变给水调节阀的开度来改变给水量,保证给水均匀，控制汽包液位0--±50mm。

2. 锅炉给水应根据汽包就地水位计指示调整，只有就地、电接点及三台液位变送器都好用的情况下，方可将给水主路调节阀投至NORMAL状态，即汽包液位投CAS控制。

3. 如果系统负荷波动较大、给水压力波动以及给水泵切换时，将给水调节阀手动调整。 4. 手动调整汽包水位应注意调整幅度不要过大,当水位向着调整方向变化时就应停止调整或及时减小调整幅度,防止调整过量

5. 汽包水位波动较大时，应有专人调整，专人监视，防止汽包满水或缺水。并正确判断是否存在虚假水位

6. 运行中主路调节阀故障时，应及时调整负荷，通过主路手阀或旁路阀控制，如果短时间内汽包液位无法恢复正常，应停炉。

7.运行中应时刻监视汽包水位变化,如汽包水位急剧下降，汽水偏差增加应判断锅炉是否有暴管现象发生，如遇此情况可将汽包液位改为手动控制，水位无法维持可紧急停炉。

8. 在系统负荷稳定的状态下，如遇某一电接点或液位变送器指示过高（或过低）应及时与现场液位计进行校对，并通知仪表人员进行检查，如液位确实与现场指示不符，应立即通知仪表人员处理。并注意手动调整汽包液位。

9. 在运行中，应经常保持两台汽包玻璃板液位计完好，指示准确，清晰可见，照明充足，定期冲洗水位计。冲洗水位计操作如下： 9.1首先进行两台水位计的对照。

9.2开放水门，冲洗汽水侧导压管及玻璃板。 9.3关水门，冲洗汽侧及玻璃板。 9.4 开水门，关气门冲洗水侧。

9.5 开气门，关放水门，恢复水位计正常运行。

9.6 关放水门时，水位计中水位应很快上升，并有轻微波动。

9.7 操作人员冲洗水位计时应站在侧面，操作应谨慎，以防止温差过大，损坏水位计及伤

人。

9.8在液位计冲洗过程中用手阀控制，不要操作角阀。 10. 每班应4小时对照水位计一次，仔细检查各水位计运行情况，如发生哪个水位计有故障应及时通知仪表人员和维护人员处理，并做详细记录。

11 若就地液位计有水位高、低报警装置的，应每月至少试警一次，水位波动±100mm时，应有报警试验详细记录。 2. 蒸汽压力的调整

2.1 蒸汽压力调整的任务：运行中应根据汽轮机和外供汽的需求相应调节锅炉的蒸发量，

维持蒸汽压力平稳，保证锅炉汽机安全经济运行。

2.2 蒸汽压力波动的危害：汽压过高轻则超压放空增加损失，严重时会发生爆破事故。汽

压过低则蒸汽作工能力降低，煤耗、汽耗增加，严重时使汽机轴推力增加，甚至烧瓦。压力波动过大还会使受热面金属经常处于交变应力作用，发生疲劳损坏。 2.3 影响蒸汽压力变化的因素

蒸汽压力的稳定取决于锅炉蒸发量和外界负荷两个因素。蒸汽压力变化速度主要取决于机组负荷的变化速度、燃烧工况的变动、锅炉的储热能力、燃烧设备的惯性以及运行人员的控制调节能力。

2.4 蒸汽压力的调整

2.4.1蒸汽压力的控制和调节以改变锅炉的蒸发量作为基本的调节手段，只有当锅炉蒸

发量超限或锅炉出力受限时，才采用改变机组及外供汽负荷的方法来调压。 2.4.2 运行中应根据汽轮机和外供汽的需求相应调节锅炉的蒸发量，为确保锅炉燃烧稳

定及水循环正常，锅炉负荷应尽量＞80%MCR,不应＜50%MCR。 2.4.3 在运行中，应根据锅炉负荷的变化调整燃烧： 保持汽包压力在13±0.05MPa； 保

持三级过热器出口蒸汽压力在11.9±0.05MPa外供汽压力4.5MP.

2.4.4锅炉运行中，锅炉主操应严密监视负荷变化状态，提前调整，尽量减少汽压波动，

且要求汽机及化肥增减负荷不要太快，并作到事先通知。

2.4.5锅炉运行中，甩负荷时应大幅度减煤或停止给煤，立即将启动放空阀打开，保证

主汽压力平稳

2.4.6锅炉运行中，应按规定周期进行安全阀试验。至少半年一次，试验应在正常运行

压力下进行，试验后应将试验结果记录在案。对发现的问题应及时处理。

3. 蒸汽温度的调整

3.1 蒸汽温度的调整的任务：运行中根据外界负荷和汽轮机的要求及时调节蒸汽温度及其

变化率，防止偏离额定值，保证锅炉、汽轮机安全经济运行。

3.2 蒸汽温度偏离正常值的危害：温度过高会加快金属材料的蠕变，缩短其使用寿命。严

重超温会造成过热器爆管。温度过低会使蒸汽作工能力减小，汽耗增加。汽轮机末级叶片因蒸汽湿度增加而腐蚀加剧，严重时会使蒸汽管道和汽轮机发生水击，威胁汽机安全。另外温度变化过大、过快还会使受热面金属经常处于交变应力作用，发生疲劳损坏。

3.3 影响蒸汽温度变化的因素

蒸汽温度的变化取决于：炉负荷的变化、减温水的变化、给水温度压力的变化、燃料性质的变化、风量配比的变化以及尾部受热面清洁程度的影响。 3.4 汽温的调整 3.4.1在运行中，应根据锅炉负荷的变化调减温水量, 保持主蒸汽温度保持在535±5℃，

且变化率＜8℃/MIN ；外供汽温度416℃；省煤器出口水温与汽包金属壁温＜112℃。 3.4.2汽温调节主要由设置在Ⅰ、Ⅱ级之间和Ⅱ、Ⅲ级过热器之间的Ⅰ级和Ⅱ级喷水减

温器调节，Ⅰ级喷水为粗调，Ⅱ级为微调。当锅炉汽温变化时应及时调节温度控制器的设定值，以适应需要。

3.4.3运行人员要密切关注喷水量及喷水前、后的蒸汽温度，确保减温后的汽温要高于

0

该压力下的饱和温度11 C。

3.4.4低负荷或负荷如波动较大时，可将CAS切至AUTO调节或MAN调节，有专人调整,

运行人员要密切关注喷水量及喷水前、后的蒸汽温度，保证汽温在较小范围内波动。

3.4.5切换给水泵或给水压力波动时，注意监视减温水量和主汽温度，必要时应手动控

制减温水调节阀，防止汽温过高、过低。

3.4.6减温水手动调整时，应有专人监视蒸汽温度变化，当蒸汽温度向着调整方向变化

时就应停止调整或及时减小调整幅度,防止调整过量。

3.4.7在通过减温水调节的同时,也可以通过调整一、二次风的配比以及配风量的调整，

燃料性质的变化（调整入炉煤的热值）、尾部受热面的清洁程度（通过吹灰控制排烟温度）来调整蒸汽温度。 3.4.8为保持供汽参数正常，主蒸汽的热电偶及压力变送器与就地表至少每班校对一次，

如发现指示不一致，应及时通知仪表人员。

3.4.9每月要对过热器超温报警，过热器超压报警进行一次试警，以确保工况。

第二节 锅炉燃烧调整

1. 锅炉燃烧与调整的任务是：保证有足够合格的蒸汽以满足外界负荷的需要。维持锅炉运行参数稳定，保证安全运行。合理组织燃烧，减少未完全燃烧损失，提高锅炉效率。保持燃烧稳定，防止超温结焦和灭火事故发生。 2. 负荷调节

2.1 锅炉负荷的调节就是要根据机组负荷和外供蒸汽用户的需要，通过监测主蒸汽流量和

压力的变化，及时调整给煤量和配风量来改变蒸发量，以适应外界负荷的需要，应努力做到及时调整、超前调整，保证负荷平稳。

2.2 锅炉负荷调节主要是通过改变给煤量和风量。加负荷时先增加风量后增加给煤量，降

负荷时，先减煤，后减风，保持氧含量不变。锅炉升负荷，床温将提高，反之降低，整个炉膛内的温度水平也将随负荷的变化而变化，其变化趋势与床温变化趋势相同。 2.3 锅炉升负荷时，在增加燃料量和风量的同时，通过石灰石系统增加石灰石量，或减少

排渣量来提高床层高度。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，可平稳的增减负荷，保证锅炉稳定运行。

2.4 要求锅炉负荷在较小范围变化时，也可仅增减燃料量和风量，保持正常运行的床压。 2.5 锅炉负荷调整，负荷最低不得低于50%，高负荷不得超过设计负荷的10%。 2.6 给煤架桥或单线给煤中断时，应手动加大另一线给煤量，现场有专人监护。 2.7 由于内因造成负荷波动，调整时应调整电负荷，尽力保证外供汽的平稳。

2.8 运行中加强对入炉煤热值的监测，根据不同煤种及时调整给煤量和配风，保证负荷平

稳。 3. 床温调节 3.1 床温的控制

额定负荷时锅炉床温设计值为873℃，正常情况床温控制在850—900℃是保证脱硫的要求。考虑负荷的变化及其它方面的要求床温控制在830~930℃之间，超过该范围，必须及时调整。严格控制在1000℃以内。防止超温结焦和低温灭火。 3.2 床温的调节

3.2.1改变一、二次风的配比可以调节床温。增大一次风量，减少二次风量，可降低床

温，反之，提高床温。在同负荷下，保持一、二次风总量不变。

3.2.2增加石灰石量床温降低，因为增加石灰石量实际是调整床料粒度的组成，以提高

参与内循环的物料量，降低床温。另外，加入石灰石，大量冷粒子的增加可直接

降低床温。

3.2.3调整锅炉荷负锅炉负荷增加，床温将提高。反之床温降低. 3.2.4提高床压,增加内循环量降低床温，反之可以提高床温。

3.2.5调整床料质量，及时排出难以参与循环的大颗粒 可以降低床温。

3.2.6在低负荷运行时，应选用高热值的煤，并及时调整配风，控制床温不能低于760℃ 3.2.7大幅度减负荷或给煤中断造成床温低于760℃时应及时点床上烧嘴辅助燃烧，防止

低温灭火。

3.2.8启动过程中通过减少蒸发量，合理调整配风以及选用高热值煤可以尽快提高床温。 4. 风量和炉膛负压的调整

4.1 送风量的调整是根据负荷以及氧含量的变化来调整，控制氧含量2.5—3.5%。通过调

整一、二次风机调节挡板来调节一、二次风量及其配比。

4.2 调整一、二次风配比时高低偏值不能过大，否则将影响NOX排放量

4.3 风量的调整应注意加负荷时先增加风量后增加给煤量，降负荷时，先减煤，后减风，

保持氧含量不变。

4.4 锅炉负荷高于60%时，风量随负荷变化调整，维持氧含量不变 4.5 锅炉负荷低于60%时，维持风量不变。

4.6 风量大幅度调整时可将控制方式由自动改为手动，保证炉膛负压稳定

4.7 风机调节挡板执行器发生故障时，可以现场手动操作（按下手动操作手柄），调整时现

场与总控联系好。 4.8一次风量调整：

4.8.1锅炉100%负荷一次风控制在37kg/s。 4.8.2锅炉75%负荷一次风控制在28.3kg/s。 4.8.3锅炉50%负荷一次风控制在25.3kg/s。

4.8.4随负荷增减应及时调整一次风量，改变循环倍率，以适应负荷变化的需要。 4.8.5一次风机入口叶片未动，流化状态良好时，风箱压力及床压应有轻微的波动，且

较快，当波动慢且幅度小时，应检查炉膛负压，环封配封情况，或开大侧灰多排冷灰粗渣。

4.9 二次风量的调整

4.9.1二次风压要求稳定，环型风道压力应为＞7kpa。

4.9.2锅炉100%负荷二次风总量29.4 kg/s，其中环风23.1 kg/s，给煤促动5 kg/s，

给煤密封1.32 kg/s。

4.9.3锅炉75%负荷二次风总量20.57 kg/s，其中环风15.94 kg/s，给煤促动3.31 kg/s，

给煤密封1.32 kg/s。

4.9.4锅炉50%负荷二次风总量20.57 kg/s，其中环风13.18kg/s，给煤促动2.97kg/s，

给煤密封1.32 kg/s。

4.9.5原设计冷渣风机取消，配风减少6 kg/s，运行中应通过增加各二次风来补偿。 4.9.6根据负荷调整二次风机入口叶片和环风二次风挡板，控制氧含量3%。

4.10引风机调整是依据炉膛负压调整，依据平衡通风原则,通过调整引风机调节挡板维持

炉膛负压稳定，其参数为：－250～＋125pa，各人孔不得向外冒烟。 4.11 高压风机运行调整

4.11.1高压风机出口压力控制40kpa，压力低时应进行高压风机切换，清理入口滤网。 4.11.2高压风机切换时，出口压力pv源应打手动，防止切换过程中出口压力＜25kpa

跳车，将备用风机投PROG，然后将运行风机停，备用风机会自启动。如果备用风机不能自启动，应立即手动启动备用风机。

4.11.3运行中应注意监测南北回料阀配风量，回料段配风0.17 kg/s，返料段配风0.34

kg/s，并及时调整保证回料正常。

4.11.4高压风机出口压力高时应检查各用风处阀门开度，各管线是否有堵塞现象，并

检查调整再循环阀开度。防止因压力过高风机超流。

第三节 灰系统的调整

1. 灰系统调整的任务：通过调整底灰滚筒的转速控制床料量，维持正常床压，保证正常流化，保证锅炉安全经济运行。 2. 调整方法

2.1 维持料层厚度稳定，控制料层阻力应在11～13.5kpa（风箱压力）之间，床压4.0～

6.0kpa。

2.2 在锅炉运行时床压的控制值不是一成不变的，其值应按在即定的负荷条件下维持正常

床温来决定。床压应随锅炉负荷、煤中灰的粒径、煤的质量以及煤的破碎粒度变化而变化。

2.3 应根据床压适当改变底灰滚筒的转速。

2.4 底灰滚筒转速调整不应过快，因为床压变化慢，一般10～20分钟才能明显变化。 2.5 底灰排灰温度应低于100℃，通过调整滚筒转速和冷却水量来控制。 2.6 滚筒冷却水出口温度应低于60℃，并且温升小于20℃。

2.7 低负荷运行或底灰量少时可以两侧滚筒间歇运行，维持床压稳定。

2.8 运行中滚筒发生堵灰时，联系维护人工通灰，现场有专人监护，防止热料烫伤。 2.9 若因煤质问题造成通灰困难，造成床压迅速上升，应降低锅炉负荷。

2.10 当斗提或刮板故障检修时，应联系燃料人工排灰，并根据情况调整负荷，维持正常床

压。

3. 底灰系统的日常处理及监视内容。

3.1 在能够维持床压的前提下，尽量维持两侧滚筒同时运行。如果单侧运行应每2小时切

换一次，保证床料质量。

3.2 根据滚筒运转情况及排灰温度，及时调整滚筒冷却水出口调节阀，控制出口温度低于

60℃，并且温升小于20℃。

3.3 滚筒如因检修等原因需停运，充分冷却后关闭停运侧滚筒冷却水出口调节阀和负压风

挡板。

3.4 如果滚筒入口斜管（小翻板处）连续两次发生堵料，要将插板阀在通开后关闭，排空

物料检查是否有焦块。

3.5 巡检时要注意冷却水软管及接头是否有泄漏、变形，防止因冷却水软管爆裂造成跑水

事故。

3.6巡检时要注意滚筒入口口环处漏料情况，漏料严重应及时联系维护并提前做出处理，

以便于检修。

3.7 经常检查滚筒入口管的焊口，及时发现因常时间运行疲劳造成落渣管开焊。 3.8 运行中应注意滚筒和主刮板电机冷却风扇的运行。

3.9 运行中应注意监视滚筒电机、减速机、连轴节以及拖辊运转情况。检测滚筒电流。发

现电机、减速机声音异常、皮带打滑、拖辊卡、滚筒位移、电机超流等问题及时处理。 3.10 1#斗提运行时，2#斗提下灰斜口排灰口要打开并及时清理积灰，防止主刮板机头堆灰。

2#斗提运行时1#斗提入口插板要关严。

3.11 运行中应注意监视底灰刮板和斗提的电流和速度信号，及时发现安全销断裂和刮板卡

涩。

第四节 工艺指标的控制与调节

1. 工艺指标控制的任务：通过加药、热力除氧和排污等方法严格控制汽、水系统工艺指标，防止因汽、水品质恶化而产生结垢、腐蚀引起设备过热、爆管、汽轮机结垢等事故和隐患，提高锅炉热效率，保证锅炉安全经济运行。 2. 给水指标的控制与调节

2.1给水控制指标：SiO2：＜20ppb PH：8.8～9.8 溶解氧：＜5ppb 电导：＜20us/cm N2H4:10～30ppb

2.2 给水PH值的调整通过调整氨水的浓度以及氨泵的行程，调整氨水加入量，控制给水PH：8.8～9.8, 给水PH值偏离正常值应检查检查氨水加入量、氨泵工作情况，打量是否正常，加氨管线是否有泄露及堵塞现象。

2.3 给水溶解氧的调节是通过除氧器以热力除氧的方式兼化学除氧除去给水中的氧,控制给水溶解氧＜7 ppb,防止因给水中含氧量过高造成溶解氧腐蚀.

2.3.1调整除氧器进汽压力平稳并控制压力3bar，将给水加热到145℃。维持除氧器液位稳定

2.3.2 根据氧含量调整除氧器排氧门开度.

2.3.3调整联氨的浓度以及联氨泵的行程，调整联氨水入量控制N2H4:10～30ppb 2.4 除氧器工作不正常原因及调整

2.4.1除氧器补水量过大、补水温度过低：调整补水量和补水温度

2.4.2除氧器液位过高、压力波动过大：降低除氧器液位，维持除氧器压力平稳 2.4.3除氧器除氧门开度过小，分离气体无法排出：调整除氧门开度 2.4.4联氨加入量小：加大联氨加入量

2.5 监测补充水的指标，发现问题及时通知乙烯、化肥调整 3. 炉水指标的控制与调整 3.1炉水控制指标：

SiO2：＜0.2ppm PH：9～10.5 磷酸盐：2～7ppm 电导：＜40us/cm

3.2炉水电导（含盐量）和SiO2指标过高: 通过锅炉连续排污量的大小控制，如其增高，可适当增大连排调节阀开度，以加大排污量。

3.3 炉水PH值偏离正常值:加大氨水加入量,适当增加磷酸盐加入量也起到协调PH值的作

用。

3.4 炉水磷酸根通过调整磷酸盐药液的浓度以及磷酸盐泵的行程，调整磷酸盐加入量，指

标应严格控制在3～8ppm.

3.5磷酸盐指标不合格应检查磷酸盐加入量、磷酸盐泵工作情况，打量是否正常，加磷酸

盐管线是否有泄露及堵塞现象。另外炉水排污量过大也将造成磷酸根结果偏低。 4. 蒸汽品质的控制 4.1饱和蒸汽控制指标

电导率＜20us/cm SiO2：＜20ppb 4.2主蒸汽控制指标

电导率＜20us/cm

SiO2：＜20ppb 4.3影响蒸汽品质的原因

4.3.1汽包液位过高，负荷过高或负荷增加过快，炉水含盐量过大，锅炉压力过高，汽

包的汽、水分离装置损坏以及锅炉加药量不足或浓度过大速度过快、排污量过大或过小。

4.3.2锅炉停车后再启动时沉积在汽、水管道的盐类重新溶解，大量更换汽、水管道化

学清洗不彻底以及停炉后防腐措施不好使金属管壁腐蚀，都会造成启动后汽、水指标严重偏离正常值，必须通过加大排放的方法来调整。

4.4保证汽、水指标正常的方法：

4.4.1减少汽、水损失，降低补给水量，保证补水质量，采取给水系统的防腐措施减少

给水中的金属腐蚀产物。 4.4.2及时调整排污量

4.4.3保证汽包的汽、水分离装置好用

4.4.4调整锅炉的运行工况,维持汽包液位正常,负荷平稳且压力正常。 5. So2排放量的控制

So2排放量的控制是通过自动和手动控制石灰石的给料速率，即增减钙硫摩尔比来实现，控制烟气中含硫量＜200ppm。但影响脱硫效率的还有床温，石灰石粒度等许多因素。 6. NOX排放量的控制

6.1 循环流化床锅炉所产生的NOX主要是燃料型NOX，即燃料中的有机氮化合物在燃烧过

程中氧化生产的氮氧化物。

6.2 流化床锅炉通过床温控制和分级燃烧来控制NOX的排放量。

0

6.3 当床温控制在790~900 C之间时，NOX的排放量最低。

6.4 一、二次风配比影响NOX的排放。在保证床温和炉内正常燃烧前提下，可在一定范围

内对一、二次风配比进行调整，使NOX的排放达到一个较低水平。

第五节电除尘运行

1.电除尘的工作原理:

在高压静电场中,在放电极附近气体发生电离，产生大量的正负离子和电子，因放电极是负极，所以正离子很快地接触放电极而中和。电子和负离子在电场力的作用下，向集尘极移动，因此，可以认为整个电场空间很快充满了电子和负离子。当含尘气体进入电场以后，灰尘粒子与电子和负离子结合起来，使尘粒荷电，尘粒荷电后在电场力的作用下，向集尘极（阳极板）表面漂移，吸附在集尘极表面。通过振打装置使尘粒从集尘极表面脱落下来进入灰斗。通过气力输送进入飞灰仓. 2. 电除尘主要设备

2.1 高压直流电源：由高压硅整流变压器、高压控制柜和阻尼电阻组成。通过高压隔离开

关向电场供电。

2.2 阳极系统：由若干阳极板组成，沿气流方向把整个电场分割成若干烟气通道。收集荷

电灰尘粒子。

2.3 阴极系统：接负高压，通过阴极芒刺线释放大量电荷，在阴极线周围产生电晕，使进

入电场的烟气尘粒荷电。

2.4 阳极振打：由振打电机通过输出轴带动振打锤除去阳极板的积灰，使其落入灰斗。 2.5 阴极振打：由振打电机通过输出轴带动振打锤除去阴极线的积灰，防止阴极线因积灰

影响放电而降低除尘能力。 3. 运行中的监视与调整 3.1运行中监视内容

3.1.1检查各振打运行正常且在自动状态。 3.1.2大梁和瓷轴加热投入并监测其运行状态。

3.1.3运行中电场一次电压应在250—350V,一次电流＜200A。 3.1.4运行中电场二次电压应在65KV,二次电流400—800mA 3.1.5电场的闪频应在20—100次/分 3.1.6振打电机应投入自动且运行正常。 3.2 运行中的调整

3.2.1运行中阳极振打的振打周期为:

第一电场 运行2.5分钟停7.5分钟 第二电场 运行2.5分钟停17.5分钟 第三电场 运行2.5分钟停27.5分钟 第四电场 运行2.5分钟停60分钟

3.2.2要求正常运行四个电场振打不能同时工作。实际运行时可以根据具体工况调整振

打周期,必要时可以手动连续运行，以获得最佳除尘效果。

3.2.3运行中四个电场的阴极振打的振打周期均为运行2.5分钟,停2.5分钟.也可以根

据放电及闪落情况相应调整。

3.2.4 根据生产负荷以及不同煤种飞灰含量的多少以及灰斗的工作情况,随时调整四个

电场的工作方式,间歇轮换工作或全部连续工作。

3.2.5在冷态启动和停炉的过程中,应在烟气温度低于露点以前及时停运电场,防止阳极

板和阴极线因结露而出现粉尘结块和腐蚀,影响除尘效果。

第六节 石灰石系统的运行

1.添加石灰石的目的

降低烟气的含硫量，避免了大气污染，改善了循环物料的颗粒分布，提高了锅炉负荷的可调性。石灰石成份中CaCO3、MgCO3及与SO2的反应产物CaSO4、MgSO4颗粒硬度小，会使锅炉磨损速度降低，同时防止了SiO2对金属受热面的腐蚀。脱硫后的大量灰渣因其高钙、低碳、中温活性，具有良好的灰渣综合利用性能。 2. 影响石灰石添加量的因素

2.1燃料的含硫量的影响，不同的煤种含硫量不同，含硫量高石灰石添加量增加 2.2床温的影响，石灰石脱硫的最佳温度为850--900℃脱硫率可达90%，当床温达到954℃

以上，脱硫效率下降。

2.3石灰石的物理特性的影响，石灰石的爆裂性和空隙率影响石灰石的添加量 2.4石灰石的粒度及组成以及石灰石的纯度

2.5石灰石进入炉内的扩散及混合情况和滞留时间。 3. 石灰石的添加及调整

3.1 石灰石由石灰石仓经石灰石称重给料机、旋转阀通过石灰石风机气力输送，由石灰石

管道通过位于炉墙四壁的注入点进入燃烧室。与燃料中SO2反应生成硫酸钙，以达到脱硫的作用。

3.2 石灰石粒度控制150—300微米，粒度过大导致石灰石耗量增加；床温偏高；燃烧室传

热性能降低，锅炉效率降低；底灰排放量增加；分级燃烧效果变差导致NOX量增加；设备磨损增加。石灰石粒度太小不仅增加了尾部烟道的含尘浓度，加剧受热面磨损，而且提高进入电除尘器的飞灰比电阻，影响电除尘效率，也会导致石灰石耗量增加。 3.3 添加石灰石应控制床温在850--900℃范围内，以达到最佳温度脱硫率

3.4 石灰石的添加量应以控制烟气含硫量＜200ppm为准，添加量过小达不到脱硫目的，加

入量过大则造成石灰石浪费，增加底飞灰系统排灰负担，使NOX量增加。

第七节 现场设备巡检项目

1.汽包巡检

1.1汽包现场视镜清晰、液位指示正常（与电接点及变送器指示一致）、无泄漏、视镜照

明完好，汽包视镜、电接点、远程变送器手阀及管线无泄漏。 1.2汽包安全阀、放空阀阀体及管线无泄漏，汽包两侧封头无泄漏。

1.3旋风分离器出、入口膨胀节完好，旋风分离器无泄漏，耐火材料无脱落。 1.4主蒸汽管线启动放空阀和两个主汽安全阀阀体及管线完好。 1.5磷酸盐管线无泄漏。

1.6锅炉间顶部通风口开关情况。 2. 主蒸汽疏水

2.1主蒸汽疏水手阀开关状态及有无泄漏。 2.2省煤器疏水手阀开关状态及无泄漏。 2.3对流罩疏水手阀开关状态及无泄漏。

2.4一、二级过热器疏水手阀开关状态及无泄漏。 2.5水冷屏排放阀开关状态及无泄漏。 3. 上部给煤机

3.1减速机温度正常、无异常声音。 3.2皮带跑偏和磨损情况。

3.3给煤机观察孔照明清晰，煤粒度均匀。 3.4给煤机箱板密封完好，无窜烟、漏灰情况。 3.5煤仓空气炮好用，管线无泄漏。 3.6给煤机密封风挡板开度正常。 3.7现场控制柜无异常。

3.8清扫链电机运转正常，无断链报警。 3.9煤仓有无自燃情况。 4. 中部给煤机

4.1中部给煤机传动链条完好，电机和减速机声音、温度正常，减速机油位、声音、温

度正常，地脚螺栓无松动，安全销锁片完好。 4.2轴流风扇运转正常。

4.3中部给煤机前后轴承温度正常，无异常声音，轴承填料不漏灰。 4.4尾轮速度开关运转正常。

4.5中部给煤机箱体不窜风、不漏煤粉。 4.6中部给煤机有无起层现象。 5. 下部给煤机

5.1下部给煤机传动链条完好，电机和减速机声音、温度正常，减速机油位、声音、温

度正常，地脚螺栓无松动，安全销锁片完好。 5.2给煤分配阀开度合适，闸板处不漏煤粉。 5.3轴流风扇运转正常。

5.4下部给煤机前后轴承温度正常，无异常声音，轴承填料不漏灰。 5.5尾轮速度开关运转正常。

5.6下部给煤机箱体不窜风、不漏煤粉。 5.7下部给煤机有无起层现象。

5.8给煤促动风风道及挡板完好无漏风。

5.9二次风风道及挡板完好无漏风，开度指示正常。

6. 除氧器

6.1除氧器视镜清晰无泄漏，液位指示正常，与DCS一致。 6.2与除氧器连接各管道阀门完好无泄漏。 6.3各调节阀开度与DCS一致。 6.4除氧器人孔门密封完好。 6.5保温完好.

6.6排氧门开度合适，除氧器各安全阀完好无泄漏。

6.7石灰石系统运转时给料机运转正常，无跑偏、断链报警，旋转阀速度合适，无堵料

现象，系统无泄漏。 7. 连排

7.1连排罐工作正常，与其连接管线及阀门完好。 7.2连排调节阀开度正常

7.3氨罐液位正常，视镜清晰，与其连接管线及阀门完好无泄漏。 8. 床上烧嘴

8.1天然气管线及其各阀门无泄漏。 8.2高压供汽阀门严密

8.3各启动燃烧器本体阀门及其管线完好、无泄漏。各个枪伸缩状态正常。 8.4一次风风道及挡板完好无泄漏，挡板指示正常与DCS一致。 9. 回料腿

9.1高压风到回料阀各配风阀开度合适无泄漏、堵塞。 9.2回料腿膨胀节无泄漏。 10. 主给水及减温水

10.1主、副给水调节阀及其前后电动阀完好无泄漏，调节阀开度正常与DCS一致。 10.2各排放阀严密无泄漏

10.3一、二级减温水调节阀及其前后手阀完好无泄漏，调节阀开度正常且与DCS一致。 11. 加药系统

11.1加药系统各加药泵运转正常，油位正常、油质合格，不漏油。 11.2记录各加药罐液位，保证正常打量，各加药管线及其阀门无泄漏。 11.3取样站取样点水流正常，阀门管线无泄漏。 11.4加药间和取样站下水畅通。 12. 一次风机

12.1风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。轴承温度正常。 12.2电机风机地脚紧固轴承无异常声音和振动。 12.3电机滤网清洁。

12.4调节叶片开度与DCS一致无喘动，风机本体及风道无漏风现象。 13. 床下烧嘴

13.1床下烧嘴各阀门状态正常，天然气管线无泄漏。 13.2床下燃烧器到风箱膨胀节完好无泄漏。 14. 高压风机

14.1高压风机出口压力正常、出口阀开、再循环阀开度合适。 14.2入口滤网清洁。风机、电机地脚紧固。

14.3风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。轴承温度正常。 14.4电机风机地脚紧固，轴承无异常声音和振动。 14.5冷却风扇无损坏，风道清洁。

14.6检查备机出口逆止阀是否严密，备机是否倒转。 15. 室内灰斗

15.1室内灰斗运行程序正常，灰斗温度正常，无堵料现象。 15.2灰斗本体及其管线不漏灰。 15.3各阀门开关灵活到位。 15.4仪表风导压管不泄漏。 16.主副刮板及南北滚筒

16.1主副刮板运行正常不卡涩。

16.2传动链完好，松紧度合适，有无开焊现象。

16.3电机减速机温度、油位正常，油质合格，减速机地脚紧固。 16.4速度开关好用主刮板电机冷却风扇运转正常。 16.5主副刮板箱体无漏灰窜烟。

16.6刮板到斗提插板开，机头下灰口敞开。

16.7南北滚筒闸板阀和通灰阀完好，阀门及其法兰无泄漏，排渣管保温完好。 16.8南北滚筒负压风管线完好无泄漏，阀门开度调整合适 16.9南北滚筒转正常，排灰正常，无跑料窜烟、漏灰现象。 16.10冷却水无堵塞无泄漏，软管不卡涩。

16.11电机运转正常，传动皮带完好，齿轮箱油位正常、油质合格、无泄漏，冷却风扇

完好。

16.12传动轴和拖辊运转正常 16.13速度开关运转正常

16.14南北下降管及下连箱排放阀及其填料无泄漏 17. 斗提

17.1斗提运转正常，不卡涩。

17.2电机减速机油位正常、油质合格，减速机地脚紧固。 17.3电机减速机及其轴承温度正常无异音，传动链条完好。 17.4斗提磨损情况，箱体有无漏灰。 17.5速度开关好用。 18. 送风机

18.1风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。

18.2电机风机地脚紧固轴瓦无异常声音和振动，轴承温度正常。 18.3电机滤网清洁，送风机入口滤网清洁。

18.4调节叶片开度与DCS一致无喘动，风机本体及风道无漏风现象。 18.5出口电动连杆完好。

18.6送风机油站油质合格，压力正常，油位正常。 18.7油滤器压差无报警，油冷器冷却水畅通。 18.8油泵电机工作正常，备泵在备用状态。 19. 补充水泵

19.1补充水泵工作正常，机械密封不泄漏。

19.2电机运转正常，无异常声音，泵体电机地脚不振动。 19.3电机及其轴承温度正常。 19.4乙炔压力正常、管线无泄漏

19.5定排罐工作正常，与其连接管线阀门无泄漏无振动。 19.6工厂风储罐正常。

20 疏水系统

20.1疏水扩容器工作正常无振动。

20.2与疏水扩容器连接管线阀门无泄漏。 20.3疏水箱水位正常，疏水泵地沟无积水。 20.4疏水泵机械密封有无泄漏 20.5疏水泵工作正常，油位正常 21. 采暖系统

21.1采暖系统运行时，管网温度压力正常。

21.2热网循环泵和补水泵工作正常，补水箱水位正常，系统无泄漏。 21.3采暖疏水泵地沟无积水。 21.4采暖疏水泵机械密封无泄漏。 22 室外灰斗

22.1室外灰斗运行程序正常，灰斗本体及其管线人孔不漏灰。 22.2各阀门开关灵活到位。

22.3灰斗温度正常，无堵料现象，透气阀开关正常不堵塞。 22.4灰斗伴热管线无泄漏。 22.5仪表风导压管不泄漏。 23.电场

23.1各电场运行正常，一、二次电流、电压、正常。 23.2阴阳极振打运转正常无故障指示。

23.3振打电机及其减速机油位正常、油质合格，不漏油。 23.4阴雨天注意检查电场有无放电现象。

24. 补充水罐水位正常无溢流，水位计清晰，补水阀工作正常开度与DCS一致，冬季检查伴热投入完好。 25. 引风机

25.1两台风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。

25.2电机风机地脚紧固轴瓦无异常声音和振动，轴承温度正常， 25.3电机滤网清洁，调节叶片开度与DCS一致无喘动。 25.4出口电动连杆完好

25.5风机本体及风道无漏风现象。 26.风系统

现场仪表风、工厂风管线、阀门及储罐完好无泄漏，风压在6bar以上。冬季应经常排放各储气罐导淋，防止压缩空气带水。 27. 空压站

27.1运行空压机运转正常，无异常声音，无报警，油位正常，无跑冒滴漏现象。手动排

放应经常排水。

27.2备机备用状态完好，具备启动条件。 27.3保证空气滤清器和冷却器清洁。

27.4冬季空压机室温度保证空压机无低温报警。 27.5入口风道过滤器清洁无堵塞。

27.6干燥器工作正常，保证净化后压缩空气不结露，无杂质油污。四通阀、电磁阀工作

正常无卡涩无泄漏。油过滤器排放有少许开度，大干燥器加热器工作正常。

第八节 预维护工作

工作项目 试运启动燃烧器 滤油机运行 送风机油泵切换 给煤系统检查 冲洗汽包液位计 取底灰、飞灰样 煤仓空气炮试运 滚筒轴承加甘油 底灰系统检查 空压机检查、卫生清理 石灰石系统试运4小时 补充水泵切换 给水泵切换 给水泵旁路调节阀检查 启动放空阀开关试验 机组润滑油检查 高压风机切换 天然气系统检查

第五章 事故预想 第一节380V晃电事故预想

1. 晃电现象

1.1因晃电而跳车的设备：

运行的高压风机，两套给煤系统，底灰系统，石灰石系统。

1.2 因高压风机停，出口压力低于，引起锅炉跳闸. 1.3汽机跳闸.

1.4风机（送风机,一次风机,引风机）无电流指示，风机画面显示黄色闪烁. 2. 处理：

2.1立即启动一台高压风机，另一台投到备用状态. 2.2 按复位按钮，锅炉系统复位.

2.3启动两套给煤，调整给煤量和风量，使系统平稳，如果床温低于760℃，点SUB助燃.

2.4三个汽包液位中的两个为手动，调节锅炉给水和主汽温度稳定. 3. 注意问题：

3.1 事故处理时要在短时间内迅速完成.

3.2 给煤系统启动后注意煤量的调整，以保证系统稳定，注意风量的及时调整. 3.3 事故出现后，要有专人调整汽包液位和主汽温度 3.4 注意观察床温的变化，重点监视回料温度有无异常. 3.5班长统一指挥，处理问题冷静，果断.

第二节 6kv晃电

日期 每周一 每周一 每周二 每周二 每周三 每周三 每周三 每周四 每周四 每周五 每周五 每月8日 每月9日 每月10日 每月11日 每月13日 每月14日 每月15日 时间 白班 24小时 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 参加人员 运行、仪表 运行 运行 运行 运行 运行、维护、分析 运行、维护、仪表 维护 运行、维护 运行、维护 运行、维护 运行 运行 运行、维护、仪表 运行、仪表 维护 运行 运行、维护、分析 1.事故原因： 电网瞬时短路或大风雨造成. 2.现象：

2.1 引风机，送风机，一次风机，锅炉给水泵全部跳车，出现报警且画面全部黄色闪烁. 2.2汽机跳车。

2.3 启动放空开，汽包液位波动较大. 2.4 给煤，底灰，石灰石系统全部跳车. 3. 处理措施：

3.1 立即通知供电将各风机复位，将DCS上控制的风机以最快的速度恢复运行。 3.2 按复位按钮，根据床温情况恢复给煤或点启动烧咀，维持化肥、乙烯供汽.

3.3 严密监视汽包液位与主汽温度.

第三节 紧急停炉

1. 当遇到下列情况时，必须紧急停炉：

1.1 汽包严重满水，水位计看不清水位的上限，汽温明显下降.

1.2 汽包严重缺水,水位计看不清水位的下限,给水流量最大仍不能维持水位. 1.3 炉管爆破,不能维持汽包水位,或威胁设备及人身安全时. 1.4所有现场水位计，变送器损坏,操作人员无法参考时.

1.5 锅炉超压,给煤流量减到零或停止运行,安全阀起跳，启动放空又打不开时. 1.6 安全阀动作后,无法使其回座时. 2. 处理:

2.1立即通知总调说明情况.

2.2停止给煤系统,将PA,SA减到最小流量,保持床料不落.

2.3 如果不是因为水冷壁,二级过热器发生严重泄漏,必须保持汽包水位正常. 2.4 用启动放空保持过热器不超温不超压,严格控制减温水. 2.5 必要时，可按紧急停车按钮.

第四节 一般故障停炉

1. 发生下列情况,应请示停炉.

1.1 Ⅰ,Ⅱ，Ⅲ级过热器,省煤器,水冷壁，发生泄漏时. 1.2 锅炉给水,炉水或蒸汽品质,严重偏离标准时. 1.3 锅炉严重积灰结焦,经正常调节,仍不能正常时. 1.4 过热器严重超温，经调整无效时.

1.5 锅炉系统耐火材料大面积脱落，严重影响系统运行时. 1.6 炉墙裂缝，床料外喷，难以控制时.

2. 其他设备损坏,失灵，手动难以维持运行时的处理方法：按程序停车.

第五节 锅炉水位事故

1.锅炉满水：

1.1锅炉满水的现象：

1.1.1汽包水位高于正常水位。

1.1.2 水位报警器鸣叫，高水位信号灯明亮，汽包液位变送器显示高. 1.1.3过热蒸汽温度明显下降. 1.1.4 蒸汽电导增高.

1.1.5给水流量不正常的大于蒸汽流量.

1.1.6 严重时，气温直线下降，蒸汽管道发生水冲击，阀门处向外冒汽。 1.2 锅炉满水的原因：

1.2.1 给水自动调节器失灵，或调整机构故障.

1.2.2 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，误判断. 1.2.3 给水压力突然升高。

1.2.4 负荷增加太快，形成假液面。

1.2.5 水位计,蒸汽流量表，或给水流量表，指示不正确，使运行人员误判断. 1.3 锅炉满水的处理：

当汽包水位超过正常水位+51mm时，应采取下列措施：

1.3.1 自动控制切换为手动控制，并参照给水流量与蒸汽流量进行调节。 1.3.2 现场水位计冲洗并校对一次。

1.3.3开大连续排污阀，并检查给水调节阀开度是否与DCS一致.

1.3.4 水位调节幅度不能过大，有上升或下降趋势就不需再加或再减. 1.3.5 打开紧急放水管电动阀，可通过紧急放水至正常。

经上述处理后，水位仍然上升且超过100mm以上时，应采取下列措施：

1.3.6继续关小给水调节阀，如果给水泵出口压力太高，应开给水泵的再循环门. 1.3.7 开大表面排污和连续排污.

1.3.8根据过热蒸汽温度，调节减温水，必要时开启过热器及主蒸汽疏水阀

1.3.9 如果因为给水调节阀彻底失灵，立即用电动阀及手阀进行控制，并通知仪表人员

进行处理.

1.3.10 严禁用提高锅炉负荷来降低汽包水位. 2. 锅炉缺水：

2.1 锅炉缺水时的现象：

2.1.1汽包水位低于正常水位.

2.1.2 低水位报警灯亮，发出报警声. 2.1.3 给水流量不正常的小于蒸汽流量. 2.1.4 特别严重时，将造成过热器超温. 2.2. 锅炉缺水的原因：

2.2.1 给水调节阀控制失灵，给水控制装置故障。

2.2.2水位计蒸汽流量或给水流量指示不正确，使运行人员误判断而操作失误. 2.2.3锅炉负荷骤减.

2.2.4 给水压力大幅度下降或给水泵故障. 2.2.5 锅炉排污管道，阀门泄漏，排污量过大. 2.2.6 水冷壁或省煤器发生大量泄漏，破裂.

2.2.7 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时. 2.3 锅炉缺水的处理：

当锅炉蒸汽压力及给水压力正常，而汽包水位低于正常水位-50mm，应采取下列措施： 2.3.1 验证现场电接点水位计与DCS水位计指示是否相符，并对现场水位计进行冲洗. 2.3.2若因为给水自动调节器失灵，而影响水位降低时，参考蒸汽流量应切换成手动控

制增加给水.

2.3.3 如果手动控制，给水流量还没有增加，应将旁路调节阀打开，并及时通知仪表值

班人员.

2.3.4相应降低锅炉负荷。如能保证增加给水，应将液位打假值.通知总调及化肥。如降

负荷后，液位仍然下降，必要时甩汽机.

2.4 如果由于运行人员疏忽大意，仪表报警，跳车又不好用，并确认水位确实严重缺水，经加大给水仍不见水位回升时，必须请示停炉，并按下列程序处理,进行汽包水位计的叫水： 2.4.1 开汽包水位计的放水阀。 2.4.2关闭汽阀。

2.4.3关闭放水阀，观察水位是否在水位计中出现。 2.5叫水后，开汽阀，恢复水位计运行。

2.6经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可继续增加锅炉给水，并注意恢复水位. 2.7经叫水后，水位未能在汽包水位计中出现时严禁向锅炉上水.叫水时，先进行水位计水侧部分的放水是必要的，否则，可能由于水管存水，而造成误判断.

第六节 汽水共腾

1. 汽水共腾的现象:

1.1汽包水位发生急剧波动，汽包水位计看不清水位. 1.2蒸汽和炉水含盐量增大. 1.3 过热蒸汽温度急剧下降.

1.4严重时，蒸汽管道内发生水冲击，阀门填料口处冒白汽. 2. 汽水共腾的原因：

2.1锅炉给水质量不合格.

2.2 炉水质量不符合标准，悬浮物或含盐超标，碱度过大. 2.3连续排污开度过小. 3. 汽水共腾的处理：

3.1 适当降低锅炉负荷，并保持稳定.

3.2开大连续排污阀和表面排污阀，必要时，稍开下降管排放阀（间断不超30秒）. 3.3停止加药.

3.4维持汽包水位略低于正常水位（-30mm）.

3.5适当开启过热器和主蒸汽疏水阀，并监视主汽温度. 3.6通知化验室，分析炉水质量和给水PH.

3.7 在炉水质量未改善前，不允许增加锅炉负荷. 3.8炉水改善后，应对水位计进行冲洗.

第七节 管道水击

1. 现象:

1.1管道有间断且很强烈的响声.

1.2水击的管道振动加剧,严重时连带其它设备. 2. 原因:

2.1蒸汽管道通蒸汽前疏水阀未开或是没有充分暖管. 2.2 管道内残存有空气.

2.3 给水泵故障,造成水压不稳. 3. 处理措施:

3.1 蒸汽管道水击时,应打开管道疏水阀排水.

3.2水管道水击时,应稳定水压,打开管道的放空阀清除空气.

第八节 风机故障

1. 风机故障现象

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