湖塘锅炉规程.doc

目 录第一篇 锅炉机组的运行5第一章 设备简要特性5第一节 锅炉机组概述5第二节 锅炉型号及参数7第二章 循环流化床冷态试验13第一节 冷态试验的目的.13第二节 冷态试验前的准备工作14第三节 测定布风板空板阻力14第四节 布风均匀性检查（沸腾法）15第五节 冷态料层阻力特性试验.15第六节 检查回料系统的工作性能和可靠性.15第三章 锅炉机组的启动16第一节 锅炉检修后的验收16第二节 锅炉点火的检查与准备工作16第三节 锅炉上水18第四节 锅炉的水压试验.19第五节 过热器的反冲洗20第六节 转动机械的试运转与连锁保护试验.21第七节 锅炉点火方式.21第八节 锅炉升温升压.22第九节 水位计的操作23第十节 安全门的校验24第十一节 主蒸汽暖管24第十二节 锅炉并炉24第四章 流化床锅炉燃烧调整.25第一节 燃烧控制与调整的主要任务25第二节 床温调整26第三节 床压调节28第四节 炉膛负压调节28第五节 烟气含氧量调节29第五章 锅炉运行中的监视与调整30第一节 锅炉运行调整的任务30第二节 锅炉水位的调整31第三节 汽压和汽温的调整33第四节 锅炉排污34第五节 排渣放灰与打焦36第六节 锅炉除渣38第七节 转动机械的运行监视39第六章 自动装置的运行41第一节 汽包水位自动控制41第二节 主蒸汽温度自动控制42第三节 炉膛负压自动控制43第四节 燃烧自动控制43第五节 DCS分散控制系统的操作注意事项44第七章 锅炉机组的停运47第一节 停炉程序47第二节 停炉后的冷却48第三节 压火49第四节 压火后的启动49第五节 停炉保养及防冻50第二篇 锅炉事故处理规程51第一节 事故停炉51第二节 满水52第三节 锅炉缺水53第四节 汽包水位计损坏55第五节 汽水共腾56第六节 锅炉承压部件损坏56第七节 水冲击58第八节 锅炉灭火59第九节 锅炉结焦60第十节 旋风筒内再燃烧61第十一节 回料系统堵塞或结焦62第十二节 负荷骤减与骤增63第十三节 厂用电中断64第十四节 风机故障66第十五节 皮带给煤机故障与断煤68第十六节 放渣管堵塞69附1：燃油系统运行规程69附2：除灰系统运行规程72.电除尘器运行及事故处理规程72干灰系统运行及事故处理规程77 第一篇 锅炉机组的运行第一章锅炉机组的主要特性第一节 锅炉机组概述1、本锅炉为UG-75/5.3-M19循环流化床锅炉，由无锡锅炉厂制造，单汽包自然循环，次高压，次高温，额定蒸发量为75T/H，主汽压力5.3mpa，主汽温度485，锅炉露天布置，全钢架结构，按基本负荷定压运行。地震烈度按7级设计。燃烧方式采用循环加油流化技术。设计煤种为烟煤，贫煤，燃料颗粒度要求为010mm。炉前布置3台耐压计量式胶带给煤机，以满足锅炉负荷的需要。点火采用轻柴油床下点火技术，并配置高能电子点火器。2、汽包内部装置：汽包内径1380mm，壁厚60mm材料为20锅炉钢（20B5310）汽包内部装有20只旋风子汽水分离器，旋风子上部装有波形板分离器，给水洗涤板，及给水分配箱，对蒸汽进行清洗，以确保蒸汽品质，锅炉在100%负荷时每个旋风子分离器的平均负荷为3.25T/H，另外汽包内部装有给水分配箱，旋风子底部装有导叶片，以便给水及旋风子分离出来的水平稳的流入汽包下部水部分。汽包内还装有加药管连续排污管，事故放水管，再循环管。汽包外部装有6只水位测量装置，即二只双色水位计，二只电接点水位计，二只用于DCS热工信号传输。另外为确保锅炉安全运行，装有2只弹簧式安全门，DCS汽包压力传输设备就地压力表，空气门，自用蒸汽伐等附件。汽包中心线以下50mm为正常水位，距离正常水位上、下75mm为底限报警线，距离正常水位120mm为限值报警线，锅炉在正常运行的水位应控制在“0”和50mm范围内。锅炉在给水和减温水符合“火力发电厂汽水监督”规定条件下饱和蒸汽和过热蒸汽含钠量应15微克/升；二氧化硅20微克/升 ；炉水：碱度1.0毫克/当量升；PH值9.0；磷酸根5-15毫克/升；二氧化硅15毫克/升；排污率2%。3、炉膛及水冷壁系统： 本锅炉膛呈矩形，外形尺寸：高33850mm、宽12000mm、深16248mm，由水冷风室循环流化床及燃烧室组成。炉膛水冷壁采用全悬吊膜式结构，炉室分左、右、前、后六个回路。前后墙水冷壁各二个回路，膜式壁管径为60*5（前后墙水冷壁在水冷风室区域为51*5mm）节距为100mm，炉膛四周布置钢性梁，有足够的承载能力。下降管采用先集中后分散的结构。由汽包引出二根325*16的下降管一直到炉膛的下部，然后在从集中下降管分散引出到分散下降管。分散下降管均为108*4.5，前后墙各为四根，二侧墙为二根。汽水连接管直径二侧墙为133*6mm各3根，前后墙为133*6mm共八根。在水冷壁易磨损处采用焊鳍片，焊销钉敷耐磨材料等方法防磨。4、锅炉燃烧设备：流化床布风板采用水冷布风板结构，有效面积为7.7平方米，布风板上布置了665只风帽，风帽间布风板上填保温混凝土和耐火混凝土。 空气分为一次风及二次风，一、二次风比为60：40，一次风从炉膛水冷风室两侧进入，从布风板风帽小孔进入燃烧室。 二次风在布风板高度方向分二层进入，布风板上布置了二只219mm的放渣管。 本锅炉炉前布置三台耐压计量式胶带给煤机，煤通过落煤管送入燃烧室。落煤管上布置有送煤风和播煤风，以防给煤堵塞。送煤风接一次冷风，播煤风接一次热风，约为总风量的4%。每只送风管播煤风均布置一只风门，以调节送煤风量，给料口在离风帽约1500mm处进入燃烧室。设计煤种：烟煤、贫煤、混煤、褐煤、无烟煤等，低位发热值为1884121771KJ/Kg5、 床下点火技术： 本锅炉采用水冷布风板，轻柴油床下点火技术、油在床下预燃室内先燃烧、将一次风加热到800左右的高温烟气，再经风室进入燃烧室加热床料。点火油压2。0Mpa，油量150350kg/h油枪采用机械雾化式。6、 分离及返料装量： 本锅炉采用高温旋风分离器装置，分离器布置在炉膛出口，分离器入口烟气温度约8501000，在分离器下部布置了返料装置。分离下来的飞灰经过返料装置送回炉膛继续燃烧。返料口离风帽约1200mm，返料风布置了风门及流量挤，温度测点，用来调节风量，经过分离器分离的烟气从分离器出口筒，经过水平烟道进入尾部烟道加热尾部受热面。为保证返料器在运行中返料正常，在返料系统中配置了增压风机，风源来自一次风管。7、省煤器及空气预热器系统： 在尾部烟道低温段内受管过热器后布置了上、下二组省煤器，为防止磨损，上、下二组省煤器采用膜式省煤器结构，错列、横向节距为80mm，纵向节距为45mm，管径为32*4mm，为防止在运行中省煤器磨损，上、下组省煤器与烟气冲刷，第一、二排加装防磨盖板，在弯头处加装了防磨罩，省煤器管及联箱支撑在两侧护板上。 空气预热器：由于空气压力高，为防止漏风，采用卧式空气预热器，空气在管内，烟气在管外，采用顺排布置管径40*1.5mm，迎烟气冲刷的前二排及侧面各一排，采用42*3.5mm的厚壁管，以防止磨损。预热器管箱分三层，最上一组管箱为二次风预热器，横向节距为63mm，纵向节距为60mm。下二组管箱为一次风管箱横向节距均为68mm，纵向节距均为60mm。8、过热器及减温器： 过热器系统布置在尾部烟道中，分高温段及低温段二种，烟气先经高温段后经低温段。高温过热器管径32*4mm，节距100mm，管子材质12crimong，低温段过热器管径32*4mm，节距100，低温过热器上组材质为15crmog，下组为20G/GB5310。悬吊管38*4.5mm，材质15crmo，整个过热器系统采用逆流布置方式，以此来达到最佳的吸热效果及满足汽轮机的需要。高、低过热器及悬吊管迎烟气冲刷面设有防模盖板。为调节气温，在高、低过热器之间布置了喷水式减温器，减温水来自给水。 锅炉汽水系统具体流向为：给水省煤器进口集箱省煤器管省煤器出口集箱汽包下降管水冷壁下集箱上升管水冷壁上集箱汽水连接管汽包饱和蒸汽引出管吊挂管入口集箱吊挂管低温段过热器入口集箱低温过热器管低温段过热器出口集箱喷水减温器高温段过热器入口集箱高温段过热器管高温过热器出口集箱连接管汇汽集箱汽轮机，供热用户 汇汽集箱上装有二只弹簧式安全门点火对空排汽门，就地压力表，疏水伐另外装有温度、压力等DCS热工传输信号接口。9、除渣、除尘系统： 除渣系统采用水冷除渣，在布风板上布置二只219mm的放渣管，根据床温及风室风压，由放渣管放至冷渣机。冷渣机采用多管水冷式冷渣机。额定输送能力4T/H，煤渣最高进口温度：10001050，煤渣出口温度80。冷却水采用除盐水。 除尘采用电除尘器，由江苏菲达环保有限公司生产，型号为卧式单室四电场，有效过滤面积68平方米，有效集尘面积4760平方米，设计效率99.84%。第二节 锅炉型号及参数1 制造厂家： 江苏无锡锅炉厂 锅炉型号： UG-75/5.3-M19 出厂编号： 制造年月： 投产年月：2锅炉主要外形尺寸 锅炉顶板上标高： 33850mm 主蒸汽集箱标高： 33090mm 汽包标高： 31850mm 水冷壁上集箱标高： 28980mm 水冷壁下集箱标高： 6000mm 运转层标高： 7000mm3锅炉主要特性及设计规范： （表1） 序号项目单位设计数据1额定蒸发量：T/H752过热蒸汽压力：Mpa5.3（汽包压力5.8Mpa）3过热蒸汽温度4854给水温度1505冷风温度306热风温度1367排烟温度1408锅炉效率%85909减温水流量T/H410给水流量T/H76.5 锅炉主要特性及设计规范 （表二）序号项目单位设计数据9锅炉燃料消耗量T/H10，75810炉膛出口温度880100011减温水喷水量T/H412锅炉水容积m3水压试验时：35 运行时：2813一次风量m3/h5715014二次风量m3/h4156015一次风压头Pa1250016二次风压头Pa755017烟气量m3/h16388018烟气侧压头Pa360019返料风压Pa1200020返料风量m3/h100021燃料颗粒度Mm01022石灰石颗粒度Mm2 （脱硫用）23给水压力Mpa8 热力计算汇总表 （表三）名称单位炉膛高温过热器低温过热器上级省煤器下级省煤器二次风空气预热器一风空气预热器烟气出口温度v”880672455281202173140工质进口温度t3712921771503030工质出口温度t485391235177140133烟气速度wrM/S7.86.56.15.06.46.1工质速度wyM/S2015.712.89.6温压t34621711675.493.260.4传热系数kw/m260.751.947.042.218.416吸热量QKj/kg12478205421911887821303452 （表四）名称规格材料排x根备注单位Mm汽包1380*6020G1集中下降管325*1620G/GB53102分散管108*1020G/GB531012分配集箱325*1620G/GB53102水冷壁集箱219*1620G/GB53107前上273*20后下219*20管子60*520G/GB5310172其中风室管屏51*5mm汽水连接管汽水连接管133*620G/GB531016饱和蒸汽引出管108*4.520G/GB53104过热器悬吊管38*4.515Crmo31极限温度540低温过热器32*4上组15Crmo下组20G62极限温度上540下500高温过热器32*412Crmov31管壁极限温度580省煤器32*420G/53102*27减温器273*620G/53101空气预热器40*1.5Q235-AF3组主蒸汽引出管133*812Crmovg4主要辅机规范 （表1）序号1项目单位数值备注引风机型式QAY-NO.19.5D右1350台数台1风量m3/h171608压力Pa4550转速r/pm960主要辅机规范 （续表2）序号1名称单位数值备注电动机型号V2-400M1-6电压V380功率KW315电流A562转速r/min9602一次风机型号QALG-2ANO16.55D流量m359520压力Pa13170转速R/min1450电动机型号V355L1-4电压V380功率KW315电流A556转速r/min14503二次风机型号QALG-2NO14.5D流量m347510压力V9400转速r/min1450电动机型号Y2315L14电压V380功率KW160主要转机规范 （续表3）名称单位数值备注序号电流A287.8转速r/min14504增压风机型号左90流量m31485压力Pa11439入口温度20转速r/min2930电动机型号TYPEY6DM1-2左90电压V380流A21.8功率KW11转速r/min29305冷渣机型号SFS-II-04型式多管水冷式冷渣机物料粒度Mm0-20进料温度1000冷却水用量T/H16出料温度100输送能力T/H4冷却水质除盐水冷却水温40允许压力Mpa0.5驱动电机型号BWV22-71电压V380电流主要转机规范 （续表4）序号名称单位数值备注6功率KW1.5给煤机型号NJG-30数量台3出力T/H5调速范围M/S电动机型号功率KW3.0电压V380电流A1.57油泵型号2Cr-2/2.5齿轮油泵出力T/H2油压Mpa2.5转速r/min台数台2电动机型号Y90L-2-3功率KW3电压V380电流A转速r/min8疏水泵型号IS63-40-200扬程M50流量T/H25压力Mpa0.8主要转机规范 （表5）序号项目单位数值备注8转速r/min2900电动机型号V132S2-2功率KW7.5电压V380电流A15转速r/min29009定排括容器型号DN设计压力Mpa0.54最高工作压力Mpa0.54耐压试验压力Mpa0.93设计温度320介质水蒸汽10连续排污扩容器最高工作压力Mpa0.8设计压力Mpa0.85全容积m34工作温度174设计温度176工作介质水蒸汽锅炉排污水蒸汽汽包安全门锅炉空气燃烧系统各部分风压、流量、温度、设计值 （续表6）序号名称单位数值序号名称单位数值1一次风机出口风压kpa13.1726炉膛差压kpa0.952一次风空预器出吸压Kpa1227沸下、沸中炉室下端温度9003左风室压力Kpa1028高过前烟温左右8504右风室压力Kpa1029低过前烟温左右7065左中右播煤风压kpa13.1730省煤器前烟温左右4706给煤管给密封风压Kpa13.1731二次空预器前烟温左右2147二次风机出口风压Kpa9.732一次空预器前烟温左右1828二次空预器出口风压Kpa933排烟温度左右1409#1.2增压风机出口风压Kpa1634A.B分离器返料温度87610A.B返料风压Kpa1635压缩空气压力Mpa0.311一次风机风量m3/h5952036左右油枪吹扫风压Mpa0.312播煤风量m3/h5952037左右启燃室燃烧风压Kpa1513左右侧一次风量m3/h2480038左右启燃室混合Kpa1514二次风总风量m3/h4192539左启燃室前部温度60015A.B分离器返料风量m3/h49640左启燃室后温度80016炉室左右下端压力Kpa241右炉室前部温度60017炉膛出口压力左、右Kpa242右炉室后部温度80018高过前烟压左右Kpa-1.543左右启燃室燃烧风量m3/h700019低过前烟压左右Kpa-1.5244左右启燃室点火用油量Kg/h30020省煤器前烟压左右Kpa-1.6245A、B冷渣机冷却水进口压力Mpa0.521二次空预器前烟压左右Kpa-2.246A、B冷渣机冷却水出口压力Mpa0.4522一次空预器前烟压左右Kpa-2.647A、B冷渣机冷却水进口温度3023排烟压力左右Kpa-348A、B冷渣机冷却水出口温度8024电除尘后烟压Kpa-425料层差压Kpa10第二章 循环流化床冷态试验第一节 冷态试验的目的a) 鉴定引风机、一次风机、二次风机的风量、风压是否符合设计要求，能否满足流化床沸腾、燃烧、飞灰回燃和烟气排放的要求。b) 检查风系统的严密性。c) 检查布风装置的布风均匀性。d) 测定布风板阻力。e) 检查床料的流化质量。f) 料层阻力特性试验。绘制料层阻力随风量变化的曲线，确定冷态临界流化风量和热态运行最小风量。g) 检查回料系统工作性能的可靠性。第二节 冷态试验前的准备工作1. 与试验有关的风量表、压力表及差压计等必须齐全完好。2. 准备好足够的试验用床料，床料一般用从炉底排出的大渣，床料粒度要求和正常运行时燃料的料度（08mm）大致相同。3. 检查和清理风帽，防止风帽堵塞，检查风帽和布风板连接是否严密和牢固。4. 准备好试验用的各种表格、纸张等。第三节 测定布风板空板阻力测定布风板阻力时，布风板上无床料，开始测定时，关闭所有炉门。启动引风机、一次风机，逐渐开大调节风门挡板，缓慢、平滑地增加风量。一般每次增加40006000m3/h风量，记录一次风风量、风压、风温和风室风压的数据，一直增加到最大风量。然后再从最大风量逐渐减少，并记录相对应的风量、风温和风压。用上行和下行数据的平均值作为布风板阻力的最后数据。在平面直角坐标系中用平滑的曲线；把这些点连接起来，便得到布风板阻力的风量变化关系；曲线进行数学处理，即可得到布风板阻力的计算公式。试验时炉膛负压维持在100Pa。第四节 布风均匀性检查（沸腾法）检查布风均匀性的方法通常是在布风板上铺一定厚度（300400mm）且物理特性与锅炉运行床料相近的物料。启动送、引风机，慢慢增大风量，观察床料的运动情况，当床料接近流化时，注意观察床面有无流化死角，在这一过程中，可用火钓探测少到零（关闭送、引风机或风门），观察料层表面的情况，若料层表面平整，说明布风基本均匀，物料流化良好；若料层表面不平整，料层厚的地方表明风量较小，低洼的地方表明风量较大。发现这种情况时，可以检查一下风帽是否堵塞，或局部地方是否有漏风。一般只在布风不均匀较为严重时，才会出现料层表面不平整的现象。第五节 冷态料层阻力特性试验 在布风板上分别铺上400500mm厚度的床料时，测量的风量、风温和风室压力，只是在床料接近临界流化时风量调节幅度要小一些。此时测出的风室压力为料层阻力与布风板阻力之和，将测出的风室风压减去同一风量下的布风板阻力，就得到了料层阻力。把它们描绘在同一平面直角坐标系中，并用曲线连接起来，便得到了不同料层厚度下料层阻力与风量的关系曲线，即料层阻力特性曲线，根据冷态特性曲线可以确定冷态临界风量，并可推算出热态最低运行风量。第六节 检查回料系统的工作性能和可靠性在炉内布风板上铺一层厚度为300400mm、料径为18mm的渣灰或干河沙，启动引风机一次风机运行，并保证床料达到飞升速度，待细灰经旋风分离器分离一段时间（约510分钟），关闭风室一次风风门，将引风调至炉膛微负压状态，缓慢开启回料阀门，使回料系统正常运行。第三章 锅炉机组的启动第一节1检修后的验收锅炉机组的大，小修后应有设备异动报告。 运行应参加验收，运行人员参加验收时，应对设备进行全面检查。2在验收时若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时。必须在投运前予以清除。3主要辅机检修后，工作票收回注销，必须经过试运行，试运良好，验收合格，方可投入运行。4主要验收项目： 回转方向正确，无磨擦和撞击等异常声音，轴承温度与轴承振动符合规定，轴承振动不超过下列数值：额定转速r/min750100015001500以上振动值 mm0.120.10.0850.05 串轴不超过2-4mm 滚珠轴承温度一般不超过80 滑动轴承不超60 轴承无漏油无甩油，油位正常，油质良好高低油位线清楚，冷却水畅通 检查各处无油垢，灰，漏风，水等现象 风机档板及连结机构的安装位置应正确 风门当板应有就地开度指示器并和控制室核对一致第二节 锅炉机组点火前的检查准备工作1 大，小修后的锅炉点火前，检修工作应全部结束，现场整洁，验收合格，检修工作注销，措施拆除。检修后的锅炉与备用锅炉的点火操作均由值长签发。班长接到点火操作票后，命令机组人员对锅炉机组设备进行全面检查。检查完毕后，应在操作票上签名，并向班长汇报。2 检查燃烧室及烟道内部，应符合下列要求： 炉墙应完整，严密，无严重烧损现象。 各人孔门应完整，能严密关闭。 水冷壁管，悬吊管，过热器管。省煤器管设空气预热器的外形正常，无焦渣，各部防磨板应完整牢固。 布风板及风帽完整，无变形，风帽小孔不堵塞，耐火防磨材料无脱落缺损，点火室，水冷风室，返料风室内无杂物，积灰。 各风烟道档板，风门完整，关闭严密，开关灵活，指示与实际开度一致。 燃烧内脚手架拆除，无工具等杂物，无焦渣，二次风口，下煤口，无损坏，返料器完好，无堵塞现象。 各部受热面板及旋风分离器装置清洁，耐火防磨材料无脱落损坏。 烟道严密，无积灰死角及漏水现象。 锅炉内部检查完毕，确认炉内无人，将各人孔门，检查门严密关闭。3 按“电除尘器运行规程”对电除尘器的设备进行详细全面检查。4 检查冷渣机正常，冷却水开启无泄漏。5 检查点火系统应符合下列要求： 点火油泵正常。再循环的开启。 雾化用压缩空气正常 点火油管路正常无泄漏 点火油罐油位正常 点火油枪雾化试验合格 高能电子点火枪试验正常6 检查给煤系统符合下列要求： 给煤皮带完好，上面无杂物，煤仓内有足够的原煤 煤闸板开启在适当位置 落煤管内清洁，无积煤 减速箱润滑油洁净，油量充足，调速装置试转操作灵活 高湿气体隔离门开关灵活7 检查各转动机械，应符合下列要求： 所有转动机械上的安全遮栏及保护罩应完整，牢固靠背轮连结良好，传动链条，皮带应完整，齐全，松紧度适合地脚螺丝无松动，电动机接地线完好，绝缘合格。 轴承内润滑油洁净，油位计完整，指示正确，清晰可见，高低油位线明确，放油螺丝严密不漏。 轴承油杯及注油管良好，接头螺丝牢固，油杯内有足够的润滑油脂。 手动盘车灵活，无卡涩现象，转动机械轴承冷却水畅通。8 检查汽水管道，阀门应符合下列要求： 汽水管道等连接完好，保温完整，并有明显表示工质种类的色环及工质流向的箭头。支吊架完整。 各阀门手轮完整，开关灵活，且安装方向与介质流动方向一致，阀体保温完整。 传动装置完整，各部销子固定完好，远操开度与控制室一致。9 检查汽包水位计，应符合下列要求： 水位计应严密，清晰，在正常，高低水位及极限水位处应有明显的标志。 汽门，水门和放水门严密不漏，开关灵活。 备有防止爆炸时烫伤操作人员的防护罩。 水位计照明充足。应有事故照明装置。10 压力表，检查应符合下列规定： 外观完整，校验合格，贴有效验标志并有铅封。 表盘刻度清晰，汽包及过热器的压力表在工作压力处应画有红线。 当一次门开启时，表针应在“0”位置。 仪表处照明应充足。通知热工将各仪表电源投入。11 检查安全门应符合下列要求： 阀体完好，排汽管，输水管，畅通，装置牢固。 安全门手柄位置应方便操作，周围无障碍物。12 检查承压部件的膨胀批示器符合下列要求： 膨胀指示器齐全。 指示板刻度清晰，指针应垂直或水平的焊接在膨胀元件上 指针不能被外物卡住，针尖与板距离为3-5mm 锅炉在冷态时，指针应在指示板的基准点上。13 检查操作盘应符合下列要求： 所有的DCS系统，CRT显示屏及键盘，仪表，信号操作开关及切换开关设备齐全，灵敏，仪表指示应在“0”位 表面清洁，所有标志齐全，名称正确，字迹清晰。 各指示灯，灯罩齐全，红，绿灯指示正确。 工艺信号，光字牌，事故报警，事故喇叭良好，事故照明可靠。14 其它检查： 为检修采取的临时措施已恢复。 在设备周围及通道上，不得堆放杂物，地面清洁。 现场有足够合格的消防设施。 所有楼梯，平台，栏杆完整，沟，孔，洞，盖板齐全。 现场照明充足。上述检查完毕后。应将检查结果记录在有关记录薄内， 对所有发现的问题不能解决的，应汇报上级领导，联系检修予以清除。第三节 锅炉上水锅炉上水方式：1 锅炉上水分点火前上水和水压试验前上水二种，点火前上水至汽包水位100MM处，水压试验前上水应将锅炉本体系统全部充满水。2 锅炉上水应具备的条件： 大，小修或抢修后，锅炉受热面，管道阀门检查工作应全部结束，工作票注销，汽包水位计，电接点水位计投入，给水压力表，给水流量表，汽包壁温度表投入。 锅炉各阀门位置应按下表进行操作锅炉启动前上水，汽，水阀门的位置序号名称阀位序号名称阀位1主蒸汽电动门关26给水压力表一次门开2主蒸汽旁路，一二次门关27给水流量表一次门开3点火排汽门（手动）开28给水再循环门上水时，关4点火排汽电动门（操作正常）开给水再循环门上完水时开5过热器反冲洗门关29减温水流压力表一次门开6高，低过热器疏水一二次门开30双色水位计左右汽水门开7悬吊管集箱疏水一二次门开双色水位计左右放水门关8减温器疏水一二次门开31电接点水位计汽水门开9过热蒸汽力表一次门开电接点水位计放水门关10汽包压力表（就地）一二次门开32平衡容器（DCS）信号汽水门开11主蒸汽流量表一次门开12过热蒸汽饱和汽，炉水取样一二次门开13汽包，汇汽集箱自用蒸汽门关14汽包饱和蒸汽管引出空气门开15给水管道空气门开16给水管道疏水门开17给水101-106关18减温水101-103关19事故放水手动门关20事故放水电动门关21定期排污分，总门关22连续排污，左，右一次门关23省煤器进口集箱放水一，二次门关24汽包加药门关25水冷壁下集箱上水门开检查完毕后，经机炉长同意，方可向锅炉上水。通知汽机投入给水管道。3上水温度与时间的规定： 水质必须经过除氧，其温度不得超过90，用给水泵向水冷壁下集箱上水。上水时间，夏季不少于1.5小时，冬季不少于2.5小时 上水前、后各记录膨胀指示器一次，上水前关闭再循环门上完水后开启。 上水时应意汽包壁温差，上、下温差不得超过50。 用给水泵旁路上水，待汽包水-100mm时，停止上水第四节 锅炉的水压试验锅炉受压部件经过检修后，必须进行水压试验，试验分二种 工作压力试验，试验压力为汽包工作压力（5.8mpa）以检验受热面汽水管道及其伐门的严密性。具体操作详见“锅炉水压试验操作票” 超水压试验（一般每六年进行一次）试验压力为汽包工作压力的1.25倍（7.28mpa） 水压试验必须在锅炉承压部件检修完毕，汽包人孔门关闭，汽水管道及其伐门附件全部连接好，堵板拆除后进行。 确认锅炉蒸汽系统与气机断开。 锅炉外压时，必须使用旁路门控制压力，外压速度一般不超过0.3-0.5mpa/min。当汽包压力引至工作压力时，应维持压力稳定，通知检修有关人员进行检查，当全面检查及试验合格后，方可降压，降压应该缓慢进行。降压速度一般为0.2-0.3mpa/min。 试验时，应有运行专人负责监视压力表。以就地为准。 水压试验合格标准：在受压元件金属壁和焊缝上没有任何水珠和水雾。切断给水后，锅炉承压部件的压降不大雨0.2mpa/min。 当压力降到0.2mpa时开放过热器，汽包空气门，若锅炉即将点火启动，水位放至-100mm。 第五节 过热器反冲洗1、 过热器反冲洗一般在锅炉大、小修时，根据化学监督要求进行。2、 过热器反冲洗应具备下列条件： 锅炉本体受压部件检修工作结束。 得到值长通知。 汽机已具备向锅炉供水，将除氧器投入运行。保持高水位，且水温在60100之间，并能随时启动给水泵供水。3、 过热器反冲洗操作及注意事项： 开定期排污总门及一、二次门，联系汽机启动给水泵供水，开给水管道至过热反冲洗门进行冲洗。 在反冲洗过程中，尽量保持较大的给水流量，以利冲静但不允许汽包有压力。 应以事故放水门连续放水，控制汽包水位，必要时可开启定期排污放水门放水。 根据化学化验结果，停止反冲洗。 反冲洗结束后，应检查冲洗系统确已隔绝。 第六节 转动机械试运转及联锁保护试验1、 转动机械经过检修，必须进行不少2小时的试运转（新安装的不少于8小时），以检验其工作的可靠性。2、 确认转动机械及相关的电气设备检修完毕后，即可通知值长及电气工作人员，将各转动机械电源开关放在试验位置。3、 联系热工人员，将DCS保护与机械联锁接口解除。4、 事故开关试验： 解除联锁逐台合上相关设备控制开关，分别手动事故开关，相应的转动设备停止指示灯闪光，事故喇叭响。 联锁试验：启动程序：引风机一次风机返料风机二次风机甲,乙,丙给煤机，高温气体快速门。,停止程序: 甲,乙,丙给煤机, 二次风机返料风机一次风机引风机.试验步骤将联锁开关置于解除位置, 任意启动和停止各转机,应互不影响,均可单独启动和停止.奖联锁开关置于投入位置,按启动程序,进行启动操作,应无异常,按停止程序,进行操作,应无异常.给煤机,与烟气隔离门单独联锁,当设置烟气隔离阀跳闸时,相应的给煤机应跳闸.将联锁开关置于投入位置,按正常启动,启动引风机,一次风机,返料风机,二次风机,给煤机,然后停止引风机,则一次风机,返料风机, 二次风机,给煤机跳闸,事故喇叭响,如先停一次风机,则返料风机,二次风机,给煤机事故喇叭响.5.极低水位联锁. 将联锁开关置于投入位置,按启动程序,启动引风机,一次风机,二次风机,给煤机,然后通知抄工人员将极低水位(-200)MM阀号投入,则引风机,一次风机,二次风机,给煤机跳闸,事故喇叭响. 超压联锁:将联锁开关置于投入位置,按启动程序,启动引风机,一次风机,二次风机,给煤机,然后通知抄工人员将超工压阀号投入,(5.3mpa*1.06)则引风机,一次风机,二次风机,给煤机跳闸,事故喇叭响.汽压高保护: 通知抄工人员,将汽压(5.3MPA*1.04)信号投入,则对空排汽电动门自动开启.水位高保护: 通知热工人员,将汽水位(+100MM)信号投入,则事故放水电动门自动开启.全部联锁试验合格后.联系电汽将各转动设备开关放在工作位置.并将锅炉各转动机械送电.第七节 锅炉点火启动1. 大修后的锅炉应得到生产主管厂长的批准.日常冷,热态锅炉点火由值长命令进行.冷态启动时,点火时间应控制在6-8小时.2. 锅炉点火程序: 在布风板上铺一层300-400mm厚的床料,粒度一般控制在0-5MM.床料采用循环流水床锅炉排出的冷渣,或黄沙,床料中可加入适量的烟煤,但混合床料的热值不得大于4168KJ/Ky. 床料加入后应人工将料面铺平,四周均衡,不应有明显凹凸现象,必要时启动风机平料. 启动引风机保持炉膛出口负压100Pa左右,通水5分钟. 启动一次水机,维持炉负压-20Pa,逐渐开启一次风档板,增大一次风量直至料层完全流化,并观察流化是否均匀,或打开人孔门,用钯子沿着风帽顶部轻轻来回推动,如有较大阻力,则为流化不良.如流化良好时,料层应无实感,此时应记下风室的风量,压力.并标定此时的临界流化风量. 启动轻油泵,维持油压0.1-0.3MPA 检查压缩空气压力正常后调整雾化压力在0.15-2.0MPa 适当开启点火风门和点火混合风门. 投入能点火枪进行点火.同时开启轻油枪进油门,着火后立即拉出点火枪.若油枪不着火应立即关闭油枪进油门,经吹扫后,拉出油枪检查原因,待正常后再点火. 油枪点着后逐渐增大引风量和一次风量.保持炉膛负压不超过-50PA 床料正常流化. 调整油压和点火混合风门,控制风室温度不超过800,以免烧坏风帽,点火后一小时为预热阶段,目的是使锅炉缓慢升温,防止产生过大的热应力.因此油压要逐渐增加.不可升温太快.一小时后,将油量逐渐加大,此时床温升较快.要密切监视,床层温度变化。待电除尘出口烟温达100时,通知电除尘,电除尘值班员，值班员投入电除尘器。. 为预热旋风分离器,及返料装置,点火半小时待返料装置充满灰后即可启动返料水机投入返料器进行物料循环. 待床温升至500(无烟煤为600)时,开启播煤风,启动烟气隔离门然后启动给煤机,开始少量给煤.同时开大送煤风.投煤后要密切监视床温及氧量的变化. 当床温升至800(无烟煤为900),并继续往上升时,停止油枪,调整煤量及风量以控制床温.若发现床温急剧上升(25/分)氧量迅速下降时应减少煤量或停用给煤机.必要时可增大一次水量以降低床温,待床温不再急升而趋于稳定时可再启动给煤机,投入少量的煤. 当床温升至800并继续上升,燃烧稳定,给煤正常时,可停止油枪,调整煤量和风量,控制床温在90050之间. 当负达到40%以上时应投入二次风机,根据床温及氧量调整二次风量,负荷调整靠改变煤量及风量来完成.一次风量主要保证正常流化及稳定床温.二次风控制总风量,保证炉膛出口过剩空气系数-20%3. 点火过程中的注意事项: 若点火不成功,应立即关闭油枪进油门及点火枪电源. 点火正常需停油枪时,应先停油泵,再关油枪进油门. 在点火过程中如因油枪熄火,或其它原因需要压火时,在停用给煤机,关闭油枪后应保持引风机,一次风机运行5-10分钟以抽吸炉内热烟气,防止下次点火时爆炸. 投煤时的床温,应根据煤的着火而定,若投煤时间后床温开始缓慢上升,氧量下降,在着火孔处已发现火星,证明煤已着火,否则应停给煤机,继续预热料层. 在烧煤稳定的情况下,返料器投入时风门应缓慢微开,然后根据床温的变化情况调节,防止大量冷风涌入炉膛,造成床温急剧下降,甚至熄火. 任何时候,不得停止对汽包水位的监视,升温,升压,必须按照规定的速度进行.第八节锅炉升压,升温.1. 锅炉点火至併炉时间.2. 升压过程中的注意事项: 应注意燃烧调整,保持承压部件受热均匀,受压元件膨胀正常 严禁关小过热器,疏水或关小对空排汽门赶火升压.以免过热器管超温:具体规定如下:高温段过热器管壁温度极限:580低温段过热器管壁温(上组):极限540低温段过热器管壁温(下组):极限500 严密监视过热蒸汽温度变化不得超过规定值. 严密监视汽包水位正常,控制在”0”和50MM之间. 应利用膨胀指示器监视各承压部件的膨胀情况,尤其经大小修后的锅炉,点火应记录其基准点.在升压过程中按规定抄录,如发现膨胀异常,应停止升压,并汇报上级领导,查明原因予以消除后继续升压. 汽包壁温差(上.下)不得大于50否则应缓慢升压或暂停升压.3. 升压操作:序号汽压mpa操作项目10.05-0.1冲洗并对照水位计20.15-0.2关闭空气