锅炉新运规9.20.doc

2 锅炉设备特性2.1 锅炉设备的特性设备简况：DG220/9.818型锅炉为单汽包自然循环、均等配风直流燃烧器、四角切圆布置、悬浮燃烧、刮板捞渣机固态连续排渣、形布置、平衡通风、膜式水冷壁、十二个循环回路、轻柴油点火、球磨机乏气送粉仓储式煤粉炉。锅炉构架采用全钢结构、紧身封闭。表1 锅炉型号序号锅炉型号制造时间安装时间投产时间制造厂家1DG220/9.8-182003.2003.2003.9东方锅炉厂2DG220/9.8-182003.2003.2003.11东方锅炉厂3DG220/9.8-182003.2004.2005.1东方锅炉厂表2 锅炉设备参数序号项 目单位数据备 注1额定蒸发量t/h2202汽包工作压力MPa10.973过热蒸汽压力MPa9.84过热蒸汽温度54055排烟温度135.9预热器进风温度27时6给水温度218.3高加解列160.17冷空气温度27采用热风再循环8热空气温度318.89燃料消耗量kg/h28460/22789设计煤种/校核煤种10排烟热损失%5.9按100%负荷11化学不完全热损失%0按100%负荷12机械不完全热损失%1按100%负荷13散热损失%0.5714灰渣物理热损失%0.0615锅炉效率%92.47预热器进风温度2716灰渣量吨/日145.41台炉的灰量渣量6.17+1.17.27T/h说明：设计年利用小时6000h，日利用小时：20h。表3 锅炉燃烧设备序号名称项目单位数值备注1炉膛容积m31472.4负荷100%宽度mm8224深度mm8224容积热负荷KW/m3112.77截面热负荷KW/m22474.19出口温度917.42燃烧器型式水平浓淡直流式布置7个喷口，其中2层一次风喷口（有周界风），下二次风喷口布置高能点火装置和稳燃油枪，上上层二次风喷口反切120数量4布置方式四角布置假想切圆mm609油枪支4风率（%）风速(m/s)风温（）阻力（Pa）一次风3028581800二次风55.8342310900周界风1035310炉膛漏风4.17表4 锅炉水容积表序号名称单位数值备注1水冷壁m341.4相同2锅筒m319.1/7.4水压试验/正常运行3省煤器m311.8相同4过热器m322.1水压试验时5合计m394.4/60.6水压试验/正常运行 表5 燃油装置 序号名 称单 位数 量备 注1111油枪型式简单机械雾化22油枪容量Kg/h100033油枪工作压力MPa2.44油枪执行器形式电动推进装置5执行器进退行程mm300表6 锅炉附件序号名 称单位数量备注1汽包安全门只/炉1主阀装在集汽联箱上，脉冲信号来自汽包2过热器安全门只/炉1装在集汽联箱上，排汽分两路，均设有消音器3蒸汽流量计台/炉14给水流量计台/炉15电接点水位计台/炉2电接点双色水位计6云母水位计台/炉2五段无盲区双色水位计7汽包平衡容器台/炉4其中一台备用8工业电视台/炉2一台水位工业电视，一台火焰工业电视9连排扩容器台210定排扩容器台12.2 锅炉全炉膛安全保护系统FSSS（含火检系统）2.2.1 主要功能 2.2.1.1 炉膛吹扫。2.2.1.2 主燃料跳闸（MFT）。2.2.1.3 火焰监视。2.2.1.4 MFT首出原因显示。2.2.1.5 燃油泄漏试验。（因一次设备不符合试验要求故暂时未投入使用）2.2.2 功能说明2.2.2.1 炉膛吹扫条件（当下列所有条件满足时，方可进行吹扫）：1) 无MFT条件存在。2) 给粉机全停。3) 排粉机全停。4) 所有燃油角阀关。5) 燃油跳闸阀关。6) 至少一台引风机运行。7) 至少一台送风机运行。8) 磨煤机停运。9) 炉膛无火。2.2.2.2 当上述条件具备时，FSSS画面中“吹扫准备”指示框亮，点击“吹扫启动按钮”，吹扫开始计时，“吹扫进行”指示框亮，5分钟后，“吹扫完成”指示框亮，点火系统自动解锁。在吹扫过程中，任一吹扫条件消失中断吹扫，并发出“吹扫中断”信号。点击“吹扫完成按钮”也可完成吹扫工作。2.2.2.3 MFT跳闸条件（在当前下列任意条件时触发MFT）1) 炉膛火检丧失 (上下排粉火检及油火检同时满足3/4)。2) 炉膛压力过高（三取二1500P）3) 炉膛压力过低（三取二1500P）4) 燃料中断。5) 送风机全停。6) 引风机全停。7) 水位高三值（水位联锁保护投入并满足2/3，设定值+200mm）。8) 水位低三值（水位联锁保护投入并满足2/3,设定值-230mm）。9) 手操停炉。2.2.2.4 当MFT动作时，FSSS将自动进行下列操作1) 关闭四角燃油阀。2) 关闭燃油跳闸阀。3) 停给粉机、排粉机。4) 停磨煤机、给煤机。5) 关减温水一、二级甲、乙电动门。2.2.2.5 MFT首出原因显示。对引起MFT的第一原因进行记忆显示，以便于迅速查明故障原因。2.2.2.6 冷却风压力低（送光字牌）。2.2.2.7 燃油泄漏试验。为了确保油管路系统中的阀门和管道不产生泄漏，在锅炉点火前需要对阀门和管道进行泄漏试验。2.2.3 操作说明2.2.3.1 锅炉在启动前，灭火保护装置应经微机、热工人员自检正常。2.2.3.2 保护系统故障时，不得擅自处理，应汇报值长并联系微机、热工人员消除。2.2.3.3 因保护动作，应按规程进行事故处理，防止扩大事故。2.2.3.4 如遇故障而保护未动作时，在判明确认以后，按锅炉有关事故操作规程处理，不得扩大事故，损坏设备。2.2.3.5 如火检故障而燃烧稳定且保护有误动作危险时，当值班长应果断准确判断，进行故障火检的强制，并将情况及时汇报值长，要求及时处理。2.2.3.6保护动作后，应检查MFT动作首因，汇报值班长。征得值班长同意后进行吹扫操作，吹扫完毕后汇报值班长，方可重新启动。值班人员应作详细记录。3 锅炉机组的启动3.1 锅炉机组启动前的检查3.1.1 大小修后的锅炉启动前，应检查热力工作票已终结，检修工作已结束，并且验收合格。值长应将点火时间提前通知锅炉运行人员，以便进行点火前的检查工作。 3.1.2 接到值长命令后，根据值长签发的点火操作票，班长通知各岗位进行全面检查。 3.1.3 各岗位检查中发现设备缺陷时应及时向班长汇报，班长应向分场领导汇报，并由分场领导联系检修消除，消除后的缺陷应重新检查验收。 3.1.4 启动前的检查项目3.1.4.1 炉墙应完整、无裂缝，保温层、包覆金属外壳应完整。3.1.4.2 各看火门、检查孔、打焦门、人孔门完整，开关灵活且关闭严密。3.1.4.3 受热面的外形正常，内部清洁，各部防磨护板完整牢固。3.1.4.4 燃烧器、油枪完好，无焦渣堵塞，且位置端正。3.1.4.5 除渣系统的检查。1） 捞渣机、碎渣机、渣井、渣沟内无杂物、无积渣，渣沟各喷头阀门启闭灵活、射流正常，渣沟盖板齐全完好。2） 碎渣机密封水正常，减速器油量适当，轴承内润滑脂充足，各部件紧固不松弛，齿辊与固定齿板间隙适当。3） 捞渣机各部连接良好、链条、传动皮带张紧适度，刮板无倾斜。捞渣机减速器油位正常。水封水流畅通。4） 液压关断门油箱油位正常，油质良好，油管路畅通，无渗漏，关断门开关灵活，关闭严密。油泵及控制系统处于完好备用状态。关断门在开启状态。5）捞渣机、碎渣机电机电源指示正常，捞渣机、碎渣机试转良好。3.1.4.6 吹灰器及管道应完好，位置正确。操作灵活、无卡涩。3.1.4.7 转动机械的靠背轮应有保护罩，联接牢固，地脚螺丝无松动，接地线良好。轴承内油位正常、油质良好。轴承冷却水应打开并畅通。各测温装置，测振探头安装牢固，接线良好。3.1.4.8 各种管道无泄漏、保温完整、支吊架完好，能自由膨胀。管道上应有明显表示介质流动方向的箭头。3.1.4.9 各种阀门、风门、挡板与管道连接完好，动作灵活，电动控制装置完好，试验合格，传动装置的连杆、接头完整，各部销子完好且固定可靠，刻度指示与实际相符合。（各种阀门、风门、挡板启动前位置与正常运行位置见附录三）3.1.4.10 现场水位计完整、清洁，刻度清晰、正确，汽门、水门和放水门严密不漏，开关灵活。 3.1.4.11 各种热工仪表校验合格，指示正常。检查无异常后投入。3.1.4.12 安全门、对空排汽管应完整且没有影响其动作的杂物，保证可靠。3.1.4.13 汽包、集箱等处膨胀指示器应完好，无其它障碍。3.1.4.14 锅炉操作盘各信号装置、指示灯、操作开关、电视屏幕显示等应完整、良好。 3.1.4.15 现场照明具有足够的亮度，事故照明电源可靠。3.1.4.16 制粉系统检查按制粉系统启动前的检查执行。3.1.4.17 现场应备有合格、齐全的消防用品。3.1.5 检修后的锅炉除上述检查外，还应进行下列检查3.1.5.1 燃烧室、过热器、省煤器、空气预热器内应无人工作，无杂物，脚手架应全部拆除。检修中临时拆除的平台、楼梯、围栏、盖板、门窗应恢复原位，所打的孔洞以及损坏的地面应修补完整。3.1.5.2 在设备及其周围通道无杂物，地面清洁。3.1.5.3 上述检查完毕后，应将检查结果记录在记录簿中，对所发现的问题应通知检修负责人予以消除。3.2 锅炉机组在检修后应根据检修情况进行以下试验3.2.1 转动机械拉合闸试验、事故按钮试验及联锁试验3.2.2 润滑油系统低油压保护试验3.2.3 转动机械试运行3.2.4 漏风试验3.2.5 炉膛冷态空气动力场试验3.2.6 锅炉水压试验3.2.7 安全门整定试验3.3 转动机械拉合闸试验、事故按钮试验及联锁试验3.3.1 报告值长，锅炉做联锁试验，要求电气值班人员将转机动力电源拉至试验位置。3.3.2 投入磨煤机润滑油系统运行。3.3.3 转动机械拉合闸试验。3.3.4 事故按钮试验。3.3.5 锅炉联锁试验（见附录三联锁试验操作票）3.4 润滑油系统低油压保护试验3.4.1将“现场/中控”转换开关切至“现场”位置，低压油泵联锁切至“#1主，#2备”位置，启动#1低压油泵，调整油压为0.4MPa。 3.4.2 强行停止#1低压油泵，备用#2泵应启动。（3炉备泵不启动）3.4.3 用调压阀将低压油油压调至 0.15MPa时，备用泵应自动投入，当油压达到0.25MPa时，备用泵应自动停止。3.4.4 将油泵连锁切至单独位置，用调压阀将油压调至 0.1MPa时，磨煤机、给煤机跳闸，并发出报警信号。3.4.5 当供油油压0.25Mpa时，允许启动高压油泵。3.4.6启动两台高压油泵，其出口压力达5MPa以上时，发出高压油泵压力正常信号。当磨煤机启动后，停止高压油泵运行。3.4.7 两台低压油泵应互为试验一次，符合规定为合格。3.4.8 供油温度3.4.8.1油温小于20时，发出报警信号，相应指示灯亮。3.4.8.2油温大于65时，发出报警信号、停车信号。3.4.8.3油温小于25时，冷油器电磁水阀关闭。03.4.8.4油温大于30时，冷油器电磁水阀开启。3.4.9 油箱油位 3.4.9.1油箱油位低于下限200 mm时，发出“油位过低”信号。3.4.9.2油箱油位高于上限580 mm时，发出“油位过高”信号。3.5 转动机械试运行3.5.1 转动机械经过检修，都必须进行试运转，以验证其工作可靠性，试运时间不少于30分钟。 3.5.2 转动机械试运时，应遵守电业安全工作规程有关规定。3.5.3 试运步骤及注意事项。3.5.3.1 试运前对试运设备全面检查，检查合格后，通知值长，要求送上试运设备电动机电源。（应填写送电联系单）3.5.3.2 电动机没有同机械部分连接前，应单独试转，检查转动方向和事故按钮工作可靠情况，然后连接机械部分试转。3.5.3.3 盘车正常，机械部分无异常状态。3.5.3.4 启动，待电流正常后，应注意检查轴承温度变化，利用听针检查轴承内部有无摩擦和异常声音，利用测振仪检查振动情况。3.5.3.5 试运检查工作以检修人员为主，运行人员配合。3.5.4 转动机械合格的标准。3.5.4.1 无异音，摩擦和撞击。3.5.4.2 回转方向正确。3.5.4.3 轴承温度与轴承振动符合锅炉辅机的运行与维护中的规定值。 3.5.4.4 无漏电、漏油、漏水现象。3.6 漏风试验3.6.1 负压试验方法3.6.1.1 启动引风机，保持炉膛负压100-120Pa。3.6.1.2 用小火把、蜡烛等方法靠近接缝处检查，如有漏风，则烟火被吹向该处，检查人员应及时画好标记，待试验后处理。3.6.2 正压试验方法3.6.2.1 检查风道、燃烧室、烟道，将各人孔及引风机出入口挡板严密关闭，关闭送风机入口挡板、二次风总门、热风总门、一次风门、热风联络门，球磨机热风隔绝门，排粉机旁路手动风门、热风再循环门。3.6.2.2 在送风机入口撒上白粉。 3.6.2.3 启动送风机，开启入口挡板，二次风总门，保持炉膛风压50-100Pa，则撒入的白粉被送入风道、炉膛、烟道，如有不严密，则会漏出，以此做好标记，待试验后处理。3.7 炉膛冷态空气动力场试验3.7.1 试验由生技部组织进行，检修人员和运行人员配合。3.7.2 试验步骤。3.7.2.1 报告值长，要求送上引风机、送风机、排粉机电源。3.7.2.2 通知零米值班员检查设备。3.7.2.3 具备启动条件后，启动引风机、送风机、排粉机，将各风机开度调整在试验要求开度，保持炉膛负压20-40Pa。3.7.2.4 由生技部专工进入炉膛，进行实地观察，观察的方法由生技部专工进行选定，其方法有：飘带法、纸屑法、火花法、测量法。3.7.2.5 根据试验时一、二次风进行必要的调整，尽量达到在热态时煤粉进入炉膛能迅速着火，并保持稳定的着火前沿。燃烧和空气分布适宜，风速、风率、风粉比合适，扩散混合均匀，并迅速燃尽。炉膛火焰充满度好，并形成适中的燃烧中心。 3.7.2.6 试验完毕后，生技部专工将风门调整开度做上标记，并将有关试验数据整理移交运行部。3.8 锅炉水压试验：凡是锅炉承压部件经过检修，都必须进行水压试验，以检验受热面，汽、水管道及阀门的严密性。水压试验分工作压力水压试验和压力为工作压力的1.25倍的超水压试验。3.8.1 根据检修范围及检修要求，工作压力的水压试验可以随需进行，但对超水压试验次数应严格控制，一般情况下当锅炉具备下列条件之一时，必须做超水压试验。3.8.1.1 运行中的锅炉每六年定期进行一次。3.8.1.2 新安装或经过拆迁安装的锅炉。 3.8.1.3 停炉一年以上锅炉恢复运行时。 3.8.1.4 水冷壁和炉管拆换总数达50以上时。 3.8.1.5 过热器和省煤器全部拆换时。 3.8.1.6 锅炉承压部件在进行大面积焊补修理时。 3.8.1.7 汽包、过热器联箱、水冷壁联箱及省煤器联箱更换时。 3.8.1.8 锅炉异常缺陷需进行超压试验时。3.8.2 超水压试验3.8.2.1必须经厂长或总工程师批准，报自治区锅检所中心备案。 3.8.2.2 水压试验的范围包括锅炉所有承压部分，所有一次门全开，二次门关闭（包括相关疏水门，取样管阀门等）。水位计、安全门不做整体超水压试验。3.8.2.3 试验前压力表热工应校验准确，并不少于两块直接压力表。联系热工人员，将汽包、过热器、给水压力表以及就地压力表处于投入状态，并在压力表试验压力刻度上做临时红线，以示醒目。 3.8.2.4 对锅炉全面检查一次，汽水系统各阀门除空气门、排汽门外，其余应处于关闭位置。锅炉汽包水位联锁应在解列位置。为防止水压试验时超压，应检查事故放水门及向空排汽门电动灵活好用，具备快速泄压手段。 3.8.2.5 超水压试验时，就地水位计应解列，安全门应做好防止动作的措施。3.8.2.6 工作压力水压试验的压力为10.97MPa，超水压试验压力为10.97MPa1.25=13.71MPa。3.8.2.7 在超水压试验期间，不得进行任何检查工作，除相关人员外，其他人员应撤离现场。 3.8.3 锅炉的上水及升压 3.8.3.1从给水台旁路向锅炉上水，再循环门应关闭，当汽包水位计满水时，开启再循环门。继续上水至空气门有水冒出时，逐只关闭，过热器向空排汽门冒水后关闭。3.8.3.2 锅炉上水不应太快，上水温度应低于100，否则延长上水时间。汽包上、下壁温差不应超过50，锅炉上水时间冬季不少于4小时，其它季节不少于23小时。 3.8.3.3 上水前应有专人负责记录膨胀指示值，并检查指示是否正常。 3.8.3.4 上水过程中，应检查管道、阀门等是否有泄漏现象，如发现泄漏应暂停上水，待处理好后再重新进水。 3.8.3.5 调节上水量应缓慢均匀。阀门不可猛开猛关，以防发生水冲击。 3.8.3.6 在升压过程中，应停止锅炉本体内外的一切检查工作。3.8.3.7 联系汽机，给水管道充压，通知值长及检修人员。3.8.3.8 给水管道充压后，应仔细检查各给水门的严密性。 3.8.3.9 升压速度应严格控制如下 1） 在9.8MPa以下时，每分钟不超过0.3MPa。 2） 在9.8MPa以上时，每分钟不超过0.2MPa。 3） 从工作压力10.97MPa上升至超水压试验压力13.71MPa的过程中，升压速度每分钟不超过0.1MPa。3.8.3.10 升压缓慢进行，当压力升至0.49MPa时，应停止升压，通知检修人员对锅炉汽水管道、阀门、焊口等进行初步检查，无异常时继续升压。 3.8.3.11 当压力升至4.9MPa时，应停止升压，通知检修人员检查，无异常时继续升压。 3.8.3.12 当压力升至9.8MPa时，应停止升压，通知检修人员检查，无异常时继续升压，并且解列过热器安全门。 3.8.3.13 当压力达到工作压力10.97MPa时，立即严密关闭进水阀3分钟，记录压力下降值，然后再微开进水阀保持工作压力，由检修人员进行全面检查，完毕后方可降压。 3.8.3.14 如需做超水压试验，则应在工作压力试验检查正常后，解列就地水位计，汽包安全门，继续升压至试验压力，保持5分钟，立即将压力按每分钟不超过0.1MPa降至工作压力维持工作压力不变进行全面检查。 3.8.4 水压试验合格标准 3.8.4.1 水压试验停止升压后，经过5分钟，压力下降值不超过0.2MPa。 3.8.4.2 降压后承压部件无变形迹象。3.8.4.3 承压部件无漏水及渗漏现象。3.8.5 水压试验完毕后，用取样门缓慢降压，降压速度每分钟不超过0.1-0.3Mpa，当压力降至0.2-0.3MPa时，开启向空排汽门。 3.8.6 当压力降至0时，若水质经化验合格，用定排排水，将炉水降至点火水位。 3.9 安全门整定试验3.9.1 锅炉安全门的调整标准。3.9.1.1 锅炉两只脉冲安全阀均装设在集汽联箱上，其中冲量来自集汽联箱的整定起座压力为10.29MPa，冲量来自汽包的起座压力为11.85MPa。3.9.1.2 各安全门的回座压力应低于其动作压力的4-7%，最大不超过10%。3.9.2 锅炉安全门的调整要求及注意事项。3.9.2.1 安全门整定时，由总工主持；锅炉运行和检修负责人到现场配合；生技部实施；安监部监督。3.9.2.2 应有防止动作的措施。3.9.2.3 运行操作要保持压力稳定，保持汽包水位。锅炉汽包水位保护应在解列位置。3.9.2.4 调整安全门的压力以就地标准压力表为准，调整时应从高到低逐台进行，一般先调工作安全门，后调控制安全门。3.9.2.5安全门机械部分和电气部分应分别校验，机械部分整定时，电气回路应断开。3.9.2.6 校验脉冲安全门时，动作压力和规定压力起跳一致或正负相差0.05MPa之间算校验合格，此时应将弹簧调整螺母锁紧，然后关闭脉冲安全阀进汽门，再校验另一台脉冲安全门。3.9.2.7 当单独校核电磁铁安全门时，应将脉冲安全门入口进汽门关闭，以防安全门动作。3.9.2.8 安全门校验完毕后，应打开过热器和汽包脉冲安全门的进汽门，联系司炉用电磁阀手动试跳主阀动作情况。3.9.2.9 在校验安全门时，司炉与校验人员经常对照上下压力，并各自做好起跳和回座压力记录，最后汇总调整结果存入档案。3.9.2.10 安全门调整完毕后，撤除影响动作的障碍物。 3.10 启动前的准备工作 3.10.1 锅炉上水时的要求。3.10.1.1 当锅炉全部检查完毕，确认整台机组具备启动条件后才能进行上水。3.10.1.2 上水前、后应分别检查和记录锅炉各部位膨胀指示。3.10.1.3 水质合格，且是除过氧的除盐水。3.10.1.4 联系汽机、化学，锅炉上水。锅炉上水不应太快，上水温度应低于100，否则延长上水时间。汽包上、下壁温不应超过50，锅炉上水时间冬季不少于4小时，其它季节不少于23小时。3.10.2 锅炉上水3.10.2.1 复查给水操作台各阀门位置正确，联系汽机启动给水泵。3.10.2.2 锅炉上水前关闭省煤器再循环门，给水压力稳定后，开启给水旁路电动门向锅炉进水，上水应缓慢平稳。3.10.2.3 进水至正常水位100mm时，应停止上水，关闭给水旁路电动门，开启省煤器再循环门，并严密监视水位变化。如水位下降，应立即查明原因，予以消除后再补水。3.10.2.4 若用疏水泵通过锅炉充放水母管向锅炉上水，将定排的充放水门开启，开启省煤器再循环一、二次门，上水至点火水位后，严密关闭，联系汽机人员将给水管路充压。 3.11 准备工作就绪，汇报班长、值长3.12 锅炉底部加热装置的投入。3.12.1本锅炉在水冷壁下集箱内均装设蒸汽加热装置，加热汽源来自辅汽联箱，蒸汽参数为：压力1.0MPa，温度264，点火前应适时投入邻炉加热蒸汽。为节约启动期间的燃油量，可根据实际情况延长蒸汽加热时间。3.12.2 底部加热注意事项。3.12.2.1 加热系统的投用，一般可在点火前45小时进行。3.12.2.2 蒸汽加热投用后，监视并抄录汽包上、下壁温差，控制不大于50。若升温较快，应适当关小加热总门。3.12.2.3 蒸汽加热投用后，汽包水位超过正常水位时可开启事故放水门放至正常水位。3.12.2.4 投用蒸汽加热前，应抄录膨胀指示值一次，注意各处是否正常。3.12.2.5 底部加热停止后，应检查底部加热系统各阀处于关闭位置，并做好隔绝工作后方可进行点火。3.12.3 蒸汽加热的投入。（具体操作见附录三点火升压操作票） 3.13 点火启动3.13.1 锅炉点火准备工作结束后，班长应向值长汇报，方可点火。班长应根据点火操作票规定的时间，将生火炉并入母管运行。3.13.2 投入点火油系统，维持炉前油压2.4-2.6 MPa。3.13.4 与值长联系，锅炉启动引风机、送风机，指定零米值班员就地观察启动情况，得到值长许可后，依次启动引风机，5分钟后启动送风机，保持炉膛负压80-100Pa。调节各风门挡板通风量不小于额定负荷的30%进行通风吹扫，时间不少于5分钟。3.13.5 点火可采用程控和手动两种方式。确认炉前油系统循环正常，投入油枪。适当开启热风再循环门。3.13.6 油枪点着后，视燃烧情况及时调整二次风，油枪燃烧良好。如出现冒黑烟，出现明亮的火星和油滴，值班员应通知检修人员清理油嘴或更换雾化片。3.13.7 点火后，不论什么原因造成灭火，都必须立即切断进入炉膛的燃油。以不低于额定风量的30%的风量，保持炉膛负压80-100Pa，通风5分钟后重新点火。3.13.8 点火后应每隔20-30分钟切换油枪一次，以保证炉内受热均匀，切换油枪时，应先投后停，并注意炉膛负压的变化及燃烧情况。3.14 锅炉升压(见附录三锅炉点火升压操作票)3.14.1 升压过程中，应注意调整燃烧，保持炉内温度稳定均匀上升，承压部件受热均衡，膨胀正常，并记录各承压部件的膨胀值。3.14.2 升压过程中，应开启过热器集箱上的疏水门、对空排汽门，使过热器得到足够的冷却。严禁关小过热器出口集箱的疏水门、对空排汽门，以免过热器管壁温度急剧升高，注意监视各温度测点的变化，防止过热器超温。3.14.3 升压过程中，锅筒上下壁温差应控制在50范围内。3.14.4 根据化学要求，及时投入连续排污或定期排污。3.14.5 过热器后部烟温升到200时，对制粉系统进行暖管，其时间不少于30分钟，冬季暖管时间应略长一些，暖管结束后，按制粉操作程序启动制粉。3.14.6 当炉膛出口烟温达400，可视燃烧情况逐步向炉膛投粉，先下排后上排，对角投粉。如投粉不着，应立即停止给粉，采取调整油枪，提高炉膛温度后可重新投粉。若在投粉过程中发生灭火，立即断油、断粉，在确认炉内无可燃气体后，可重新点火投油投粉。3.14.7 投粉后，严格监视炉膛燃烧工况及后部烟温的变化，及时调整一、二次风量，达到燃烧良好。3.14.8 投粉后，严格控制升温速度，严密监视屏过壁温，一、二级减温器入口温度均不得超温。若出现超温应加强燃烧调整，使煤粉燃烧良好，必要时投入适量的减温水。3.14.9 过热器壁温的控制表7序号测点位置测点数管径（mm）材质炉外壁温运行温度控制值1屏式过热器出口管壁温度测点642512Cr1MoVG5152高温过热器顺流工质出口管壁温度测点542512Cr2MoWVTiB5803高温过热器逆流工质出口管壁温度测点642512Cr1MoVG5404低温过热器出口管壁温度测点1138420G4103.15 锅炉并汽3.15.1 符合下列条件时与值长、汽机各运行岗位联系，准备并汽。3.15.1.1 锅炉无重大缺陷。3.15.1.2 燃烧稳定。3.15.1.3 汽温在510以上，不高于545。3.15.1.4 汽压低于母管压力0.1-0.2MPa。3.15.1.5 蒸汽品质合格。3.15.2 并汽时的注意事项3.15.2.1 保持汽温、汽压、燃烧稳定。3.15.2.2 汽包水位稍低于正常水位30-50mm。3.15.2.3 如发生主蒸汽管道水冲击立即停止并汽，加强疏水，待冲击消除后，再进行并汽。3.15.2.4 正暖管并汽由汽机开启来汽门并汽。3.15.3 并汽后的操作及注意事项3.15.3.1 与汽机联系增加负荷应缓慢，通知邻炉调整负荷。3.15.3.2 随着负荷的增加，给水逐步由旁路倒入主给水控制。3.15.3.3 当汽温达到并稳定在510以上时，关闭过热器一、二级出口联箱疏水门及对空排汽门。3.15.3.4 燃烧稳定后，停止油枪和油泵运行。3.15.3.5 并汽完毕后应对锅炉全面检查一次。4 锅炉运行调整与维护4.1 锅炉运行调整的主要任务4.1.1 保持锅炉的蒸汽参数在额定值内，以满足汽机的需要。4.1.2 保持正常的汽压与汽温。4.1.3 连续均匀地进水并保持汽包水位在正常值。4.1.4 保证蒸汽品质合格。4.1.5 按值长负荷调度命令，合理组织燃烧并进行调整，保持锅炉运行工况稳定，提高锅炉效率。 4.1.6 确保机组安全运行。表8 汽机主蒸汽参数序号项 目主汽门前蒸汽压力（MPa）主汽门前蒸汽温度（）备 注1正常8.83（+0.2，-0.5）535（+5，-10）2减负荷8.15253最高停机大于9.3 MPa三十分钟大于555三十分钟4最低停机4.2 汽包水位的调节4.2.1 汽包水位保护：（相对于正常水位）。 表9序号项 目数 值备 注1正常水位（位于锅筒中心线以下）150mm运行措施2高水位报警值1+50mm校对水位计，减少给水3高水位报警值2+100mm开启事故放水阀门至水位正常4高水位跳闸（紧急停炉）+200mm紧急停炉，自控装置延时2秒5低水位报警值150mm增大给水，校对水位计，停止排污6低水位报警值2100mm检查给水系统、省煤器系统、水冷壁系统运行是否正常7低水位跳闸（紧急停炉）230mm紧急停炉，自控装置延时2秒 4.2.2正常运行中，锅炉的给水调节应缓慢、均匀，不可大幅度调整。4.2.3 运行中应经常保持汽包就地水位计玻璃片、云母片的清晰，无泄漏现象，水位线应轻微波动，若水位不动或窗玻璃模糊不清，应冲洗水位计。4.2.4 当外界负荷突变、燃烧工况突变或者是炉膛发生灭火，安全门动作等情况下，水位瞬间都将发生变化产生“虚假水位”现象，运行人员应根据情况加以区别，及时调整，对“虚假水位”现象给予足够重视。 4.3 冲洗双色水位计的步骤4.3.1水位计正常冲洗步骤4.3.1.1 交替关闭汽包水位计汽侧、水侧二次阀， 然后交替开启汽侧、水侧二次阀1/51/3圈。 4.3.1.2开启汽包水位计放水一次门，缓慢开启放水二次门，冲洗水管、汽管、云母板。4.3.1.3关闭水侧二次门，冲洗汽管、云母板。4.3.1.4开水侧二次门1/51/3圈，关汽侧二次门，冲洗水管、云母板。4.3.1.5开启汽侧二次门1/51/3圈，关闭放水二次一次门，交替开启水侧汽侧二次门恢复水位计运行。 4.3.2 水冲洗步骤4.3.2.1交替关闭汽包水位计汽侧二次阀、水侧二次阀。 4.3.2.2开启水位计水侧二次门1/51/3圈，待水位计满水后。4.3.2.3开启水位计放水一、二次门。4.3.2.4关闭水位计放水一二次门，交替开启汽水侧二次门，恢复水位计运行。4.3.3 若经过多次反复冲洗水位计仍不清晰时，应停止冲洗，更换云母密封组件。 4.3.4 冲洗水位计必须注意下列事项 4.3.4.1 冲洗水位计按照电业安全工作规程执行。 4.3.4.2 水位计处照明充足，冲洗者应站在水位计侧面。 4.3.4.3 冲洗水位计时间不应过长，操作应缓慢。 4.3.4.4 水位计如有泄漏现象，禁止冲洗。 4.3.4.5 正常运行时，水位应有轻微波动。 4.3.4.6 与其它水位计对照，水位显示一致。4.3.4.7 正常运行时水位计解列时间较长或新装水位计投运前应进行充分预热。 4.4 燃烧和汽压的调整4.4.1锅炉在正常运行中应将喷燃器全部投入，避免缺角运行。当锅炉负荷变化较大时，方可采用投停喷燃器。在投停时应按要求对角进行。停用的喷燃器应适当微开一次风冷却，以防烧损。上排给粉机作为同步调整负荷，下排给粉机作为固定负荷来调整燃烧，也可8台单独调整，做到尽可能平均分配每个喷嘴的喷粉量，使火焰在炉膛充满时，燃烧中心不偏斜。4.4.2 及时掌握煤种、煤质、煤粉细度的变化，进行相应的燃烧调整。燃烧过程中的调整要稳、准、及时，不宜过猛，否则容易造成加粉过大而堵塞风管，风量过大造成燃烧不稳、灭火放炮或燃烧不完全。4.4.3汽压大幅度的波动，应立即查明原因及时消除；启、停制粉系统，应充分考虑到对燃烧的影响，进行适当的调整。4.4.4 锅炉在正常运行中，炉膛压力应控制在0Pa。保持氧量4.0-5.0%。4.4.5 炉膛压力报警、保护值。 +20Pa -150Pa 报警1500Pa 停炉保护4.4.6 汽压变化时，司炉应判断出变化的原因，如汽压和蒸汽流量的变化方向相同时则属于内扰，如汽压与蒸汽流量变化方向相反，则属于外扰。运行人员应根据具体情况，增减给粉量。 4.4.7 锅炉负荷变化时，应掌握以下原则 4.4.7.1 当锅炉负荷增加时，风量不足应先加风后加粉。 4.4.7.2 当锅炉负荷减少时，风量过剩应先减粉后减风。 4.4.7.3 根据负荷变化速度及时调整，力求平稳。 4.4.7.4 严禁超负荷运行。 4.4.8 运行中若发现燃烧不稳、负荷低于60或运行方式不利于燃烧，为防止灭火，可视情况投油枪助燃。一旦灭火，应严格按锅炉灭火事故进行处理。4.4.9 在低负荷时，如条件允许，应尽量维持高汽压运行，以减少水冷壁辐射吸热量提高炉膛温度，使燃烧趋于稳定。 4.5 汽温的调节4.5.1 正常运行时，汽温的调整是通过减温水量来实现的,当汽温偏低正常值过大而蒸汽侧已无法调整时，采用改变燃烧方式作为辅助调整手段，,此时必须监视汽温不允许超过规定值。 4.5.2 减温水投用时应平稳，不应猛增猛减，每级减温器出口汽温应保持一致，温差不可过大。在启停过程中和低负荷时，应谨慎使用减温水。 4.5.3 汽温调节投入自动时，若发现汽温波动较大时，应改为手动，并通知微机室人员检查自动系统是否可靠。 4.5.4 引起汽温变化的因素4.5.4.1煤种的变化。4.5.4.2燃烧室结焦、受热面积灰。4.5.4.3锅炉漏风、炉底水封破坏。4.5.4.4给水温度过低。4.5.4.5负荷变化。4.5.4.6启、停制粉系统或细粉分离器堵塞。4.5.5 汽温高的调整4.5.5.1增大减温水流量4.5.5.2保持较小的炉膛负压4.5.5.3适当减小过剩空气系数4.5.5.4减小上排给粉机转速,增加下排给粉机转速.4.5.5.5改变配风,降低火焰中心.4.5.5.6适当降低锅炉负荷.4.5.5.7加强水冷壁、省煤器区域的吹灰.4.5.6 汽温低的调整 4.5.6.1减小减温水量4.5.6.2适当提高炉膛负压4.5.6.3适当增大过剩空气系数4.5.6.4增加上排给粉机转速,减小下排给粉机转速,.4.5.6.5 改变配风,提高火焰中心.4.5.6.6必要时开启过热器疏水.4.5.6.7 对过热器进行吹灰. 4.6 锅炉排污 4.6.1 锅炉的排污应严格遵守电业安全工作规程的有关规定。 4.6.2 运行中的连续排污量大小由化学人员根据化验结果，通知锅炉运行人员进行调整。定期排污要在化学人员监护下进行，排污次数根据化学要求，4.6.3 定期排污时，应注意监视给水压力和汽包水位的变化。 4.6.4 定期排污操作应按顺序缓慢进行。如管道内发生严重水冲击应停止排污，待水冲击消除后再进行。排污结束后，应对排污系统进行全面检查，确定各排污阀门关闭严密。 4.6.5 锅炉排污注意事项4.6.5.1 排污前必须与司炉联系，调整汽包水位，方可进行排污。4.6.5.2 排污时必须使用专用工具，不允许用大的加力扳手使劲开关排污门。4.6.5.3 当排污系统有缺陷时，停止排污。4.6.5.4 不允许同时开启两组排污门，不允许两台炉同时排污。4.6.5.5 与检修炉或备用炉的隔离门应处于严密的关闭状态。 4.6.5.1 锅炉发生事故时（除锅炉满水及汽水共腾以外）,停止排污。 4.6.6 定期排污可采用远程手动和程控两种方式，程控操作程序如下 4.6.6.1检查各水冷壁下集箱排污一次门 ，左、右排污集箱排污一次门在开启位置.4.6.6.2开启排污总门。4.6.6.3依次点击“排污程控投入”、“排污停止”、“排污启动”按纽.4.6.6.4排污按程序进行。排污工作结束后,点击“排污停止”、“排污程控解除”按钮。4.6.6.5关闭排污总门，并汇报司炉。4.6.7 下降管排污与定期排污工作同时进行 4.6.8 锅炉运行时，连排扩容器应始终投入运行。若连排扩容器故障需检修时，则可开启定连排联络阀，关闭连排扩容器进出口阀，连续排污可通过定排扩容器继续运行。4.7 受热面吹灰4.7.1 低温过热器出口的过热蒸汽经减压后作为吹灰汽源。吹灰汽源减压站设定值为1.5Mpa。安全阀的排放压力为4.0Mpa。4.7.2 吹灰注意事项4.7.2.1 吹灰时，必须遵守电业安全工作规程的有关规定。4.7.2.2 吹灰时，就地应有专人监护。4.7.2.3 减压站有缺陷、吹灰管路及其它相关管路有检修工作时不得进行吹灰。4.7.2.4 吹灰时，应适当提高炉膛负压，保持燃烧稳定。4.7.2.5应加强对汽温的监视与调整。锅炉负荷在额定负荷70%以上，低负荷时不宜吹灰。4.7.2.6 每天早白班吹灰一次。各班应根据排烟温度变化等情况适当增加吹灰次数。4.7.2.7 吹灰时，应逐台按烟气流向由前向后依次吹灰，禁止两台及两台以上同时吹灰。4.7.2.8 在吹灰过程中，如锅炉发生事故或吹灰装置损坏时，应立即停止吹灰。4.7.2.9 吹灰工作结束后应对除渣系统全面检查。4.7.3 吹灰操作的步骤4.7.3.1 检查吹灰动力柜电源在“接通”位置，各信号指示正确。4.7.3.2 选择控制方式“就地”或“远控”。4.7.3.3 全开吹灰系统疏水门。4.7.3.4 启动空压机。4.7.3.5 检查减压站设定压力kg/cm2。4.7.3.6 开启蒸汽吹灰电动总门。4.7.3.7 稍开蒸汽吹灰手动总门进行暖管，检查减压站工作是否正常。逐步全开蒸汽吹灰手动总门。4.7.3.8 疏水门前蒸汽温度达到设定280时，停止疏水，关闭疏水阀。4.7.3.9 吹灰应逐个进行，一个吹完后，再吹另一个。4.7.3.10 吹灰结束后，关闭汽源电动、手动总门，开启疏水门，检查各吹灰器处在退出位置，吹灰汽门及所有疏水门严密。4.7.4 如遇吹灰器故障（卡涩），操作步骤如下4.7.4.1先将吹灰器电源拨至“OFF”位置；4.7.4.2通知电气人员将八米控制柜内热偶复位，然后将OFF开关拨至“ON”位置，如无其它原因，吹灰器将正常退出。4.7.4.3如不能退出，则将电源开关拨至“OFF”位置，用专用摇把将吹灰器手动摇出。如摇出时较为轻松，则为电气故障；如摇出时吃力或摇不出来，则为机械故障，通知检修人员进行处理。如检修处理无效须切断吹灰汽源，应汇报分场主管领导。4.7.4.4检修处理过程中，不允许将汽源切断。4.8 锅炉运行中的检查与维护4.8.1 为保证锅炉机组的长期安全、经济运行，运行人员对所管辖的设备应定期检查，并按规定进行正常维护，发现缺陷及时汇报或消除，并做好缺陷记录，规定如下。4.8.1.1 司炉接班前对锅炉辅机和本体设备进行全面检查一次。4.8.1.2 助手每班对本体设备、燃油设备的检查不少于两次，对给粉机的检查每班不少于三次，发现缺油及时补加，对经常开启或不开启的阀门丝杆进行加油保养。4.8.1.3 副司炉每班对制粉系统的检查不少于三次，为保证给粉机下粉正常，粉仓不结块，正常运行中粉仓粉位不得长期保持高粉位，并按规定定期降粉。4.8.1.4 班长和副班长每班应对锅炉的所有运行设备全面检查一次。4.8.1.5 各岗位值班人员在交接班前20分钟，做好各项报表和运行记录，做到字迹工整、清洁、完整，缺陷、异常运行情况应记录清楚。4.8.1.6 为保证锅炉房的清洁卫生，各岗位值班员应按岗位责任区在交接班前搞好地面和设备卫生，地面和设备卫生不合格不进行交接班。4.9 锅炉轻油点火系统的维护4.9.1 燃油泵房值班员的任务4.9.1.1 确保油泵、燃油设备及油库的安全，及时发现并消除隐患。4.9.1.2 监守岗位，并根据锅炉值班人员的命令启动油泵，调整油压，满足需要。4.9.2 卸油操作4.9.2.1 首先检查油罐油位，并将软管与油罐车的放油口连接好。4.9.2.2 开启油罐卸油电磁阀、一台卸油泵出入口门、粗滤油器出入口