营口锅炉整套启动调试措施(定稿)

1、锅炉整套启动调试措施 编号：TSYK-GLCS-2013-04 文件编号：TSYK-GLCS-2013-04五矿营口中板有限责任公司1×135MW煤气综合利用发电工程#1锅炉整套启动调试措施 徐 州 电 力 试 验 中 心 XUZHOU ELECTRIC POWER TEST CENTER 二 一 三 年 二 月第 34 页 共 35 页 本方案经五矿营口中板有限责任公司、武汉都市环保工程技术股份有限公司、唐山三环建设工程监理有限公司、徐州电力试验中心、湖北省工业建筑集团安装工程有限公司五方讨论通过。编 写：_ 审 核：_ 批 准：_五矿营口中板有限责任公司1×135MW煤

2、气综合利用发电工程#1锅炉整套启动调试措施会签单单 位签 名时 间编写徐州电力试验中心审 核徐州电力试验中心会签五矿营口中板有限责任公司武汉都市环保工程技术股份有限公司唐山三环建设工程监理有限公司徐州电力试验中心湖北省工业建筑集团安装工程有限公司批准启动指挥部目 录1.锅炉概况52.编制依据103.整套启动目的104.整套启动调试内容105.整套启动需具备的条件116.整套启动前的检查及准备127.整套启动148.整套启动中的注意事项189.运行控制与调整1810.锅炉正常停运2111.事故停炉2212.请求停炉2213.锅炉机组事故及事故处理2214.组织分工2515.安全措施2616.环境

3、、职业健康安全风险因素识别和控制措施2617.锅炉升压速度及降压速度271. 锅炉概况1.1 锅炉简介本锅炉由杭州锅炉集团股份有限公司设计生产，型号为NG-400/13.7-Q1，为单汽包、自然循环、集中下降管、倒“U”型布置的煤气锅炉。本锅炉采用紧身封闭、锅炉前部为炉膛，全膜式水冷壁。炉顶、水平烟道及转向室竖设屏式过热器、对流过热器、高温再热器及对流蒸发管束，四周设顶棚管和包墙管等。尾部竖井烟道上部由过热器膜式隔墙分隔为双烟道，前部烟道布置旁路省煤器，后部烟道中布置低温再热器。尾部竖井烟道下部布置主省煤器和空气预热器。锅炉构架采用双框架全钢焊接结构，采用紧身封闭，按七度地震烈度设计。炉膛、过

4、热器、再热器、蒸发管束和旁路省煤器均为全悬吊结构，主省煤器和尾部空气预热器为支承结构。本锅炉设计燃料为100%高炉煤气，校核燃料为85%高炉煤气+15%转炉煤气的混合煤气。点火、启动用轻油，燃烧器前后墙布置。1.2 设计规范及技术依据DL647-2004电站锅炉压力容器检验规程JB/T6696-1993电站锅炉技术条件DL/T 5210.2-2009电力建设施工质量验收及评价规程（第2部分：锅炉机组）DL/T 5210.5-2009电力建设施工质量验收及评价规程（第5部分：管道及系统）GB12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB10184-1988电站锅炉性能试验规程GB

5、13223-2003火电厂大气污染物排放标准GB12348-2008工业企业厂界噪声标准等有关国家标准。其中设计技术依据：锅炉热力计算按锅炉机组热力计算标准方法强度计算按GBT9222-2008水管锅炉受压元件强度计算烟风阻力计算按锅炉设备空气动力计算标准方法等锅炉专业标准。1.3 锅炉主要技术经济指标和有关数据1.3.1 锅炉参数 锅炉主要设计参数见表1。表1锅炉参数序号名称单位数值1额定蒸发量t/h4002汽包压力MPa15.303过热器出口压力MPa13.704过热蒸汽温度5405给水温度2386排烟温度1407空气预热器进风温度208热风温度2389设计燃料消耗量Nm3/h387438

6、10锅炉排污率%111再热蒸汽流量t/h32812再热蒸汽温度54013再热器进口蒸汽压力MPa2.6214再热器进口蒸汽温度32015再热器出口蒸汽压力MPa2.4616锅炉计算热效率%89.51.3.2 设计燃料本锅炉设计燃料为100%高炉煤气，校核燃料为85%高炉煤气+15%转炉煤气的混合煤气。锅炉设计燃料参数见表2、表3。表2高炉煤气成分分析名 称符 号单 位设计采用值氮气N2%54.4氧气O2%0.4氢气H2%3.1一氧化碳CO%22.8二氧化碳CO2%19.3低位热值Qar,net,pkJ/Nm33226表3转炉煤气成分分析名 称符 号单 位设计采用值氮气N2%36.6氧气O2%0

7、.7氢气H2%0.3一氧化碳CO%45.4二氧化碳CO2%17.0低位热值Qar,net,pkJ/Nm356851.3.4锅炉烟风阻力锅炉烟风阻力见表4。表4烟风阻力计算汇总表：（100%负荷）序号名 称单 位数 值一烟气部分1炉膛出口阻力Pa19.62对流过热器阻力Pa174.73高再过热器阻力Pa3054低再过热器阻力Pa5455蒸发对流管束阻力Pa2236旁路省煤器阻力Pa11867主省煤器阻力Pa3518空气预热器阻力Pa5029烟道挡板门Pa80010烟气自生通风Pa24711烟气侧总阻力（未考虑煤气预热器阻力）Pa349512锅炉烟道出口烟气量Nm3/h660000二空气部分1空气

8、预热器阻力Pa15542燃烧器阻力Pa18503风道自生通风Pa184空气侧总阻力Pa34205空气预热器入口空气量Nm3/h2700001.3.5汽水阻力计算汇总表： 锅炉汽水阻力见表5表5锅炉汽水阻力计算汇总表序号名称符号单位数值一.锅炉主汽水系统1主蒸汽出口压力PMPa13.72二级减温器进口压力P1MPa14.083高温过热器进口压力P2MPa14.334后屏过热器进口压力P3MPa14.725一级减温器进口压力P4MPa14.786前屏过热器进口压力P5MPa14.957包墙过热器进口压力P6MPa15.168顶棚过热器进口压力P7MPa15.179汽包工作压力P8MPa15.210

9、旁路省煤器进口压力P9MPa15.4311主省煤器进口压力P10MPa15.5二.锅炉再热系统1高再过热器阻力P1MPa0.1042低再过热器阻力P2MPa0.0561.3.6锅炉基本尺寸 锅炉基本尺寸见表6。表6锅炉基本尺寸序号名称单位数值1炉膛宽度mm109302炉膛深度mm90203汽包中心线标高mm410004锅炉最高点标高mm469005运转层标高mm90006锅炉宽度mm258007锅炉深度mm300001.3.7 风机参数本锅炉配有两台引风机、两台送风机、两台火检冷却风机，具体参数见表7、表8、表9。表7离心通风机参数型 号流量全压功率转速m3/hPakWrpm引风机Y5-2X4

10、8-14No.26F63400061601600960送风机G4-73-11No.15D18000059004501450火检冷却风机9-19 4.6A200050005.52980表8三相异步电动机参数型 号电压电流功率转速VAkWrpm引风机YKK6304-6100001131600995送风机YBX560M1-41000032.64501480火检冷却风机YB2132S1-238011.15.52900表9调速型液力耦合器参数型 号转速功率范围rpmkW引风机YOTGCD1000A10006401860送风机YOTGCD6503.7油泵参数本锅炉配有两台点火供油

11、泵、一台卸油泵，油罐容量60m3,具体参数见表10、表11。表10螺杆泵参数型 号流量全压功率转速m3/hMPakWrpm供油泵SMH80-463.33.0111450卸油泵3G170×2220.47.51450表11三相异步电动机参数型 号电压电流功率转速VAkWrpm供油泵YB2160M-438022.3111460卸油泵YB2132M-438015.27.514502. 编制依据DL/T852-2004锅炉启动调试导则DL647-2004电站锅炉压力容器检验规程DL/T 5210.2-2009电力建设施工质量验收及评价规程（第2部分：锅炉机组）DL/T 5210.5-2009电

12、力建设施工质量验收及评价规程（第5部分：管道及系统）DL4382000火力发电厂金属技术监督规程DL/T889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则DLT561-95火力发电厂水汽化学监督导则DL/T 5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程TSG ZF001-2006 安全阀安全技术监察规程DL/T959-2005电站锅炉安全阀应用导则火电工程调整试运质量检验及评定标准建质(1996)111号杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13.7-Q1型煤气锅炉设计说明书杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13.7-Q1型煤气锅炉安装说明书杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13

13、.7-Q1型煤气锅炉使用说明书杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13.7-Q1型煤气锅炉热力计算书杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13.7-Q1型煤气锅炉汽水阻力计算书杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13.7-Q1型煤气锅炉烟风阻力计算书杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13.7-Q1型煤气锅炉强度计算书杭州锅炉集团股份有限公司NG-400/13.7-Q1型煤气锅炉安全阀计算书五矿营口中板有限责任公司锅炉运行规程3. 整套启动目的锅炉安装完毕后的首次启动是对各设备及各系统设计安装的一次全面检查，通过试运行，暴露和消除设备的缺陷和问题，为机组的投产做好准备。按照火力发电建设工

14、程启动试运及验收规程的有关规定要求，对施工、设计和设备质量进行考核，检查设备是否达到额定出力，是否合乎设计要求。4. 整套启动调试内容4.1 锅炉烟风系统；4.2 锅炉汽水系统；4.3 锅炉减温水系统；4.4 煤气系统；4.5 锅炉点火油系统；4.6 锅炉疏排水系统；4.7 锅炉汽水取样系统；4.8 锅炉加药系统；4.9 与以上系统及其辅机相关的热工信号、仪表、联锁保护、自动。5. 整套启动需具备的条件5.1锅炉机务、炉本体：5.1.1风烟系统：风烟管道安装完毕，送、引风机试转结束，符合设计要求，冷态通风试验完成；本体的平台、扶梯、栏杆、护板完好，通道畅通，现场整洁，沟道盖板齐全，临时设施及脚

15、手架拆除，杂物清理干净，危险区应有围栏和警告标志；5.1.2 汽水系统：汽水管道安装完毕，膨胀自如，阀门无堵塞、无泄漏、操作方便，支吊架符合设计要求，锅炉整体水压试验合格，锅炉酸洗、吹管结束，临时管道恢复正式系统，安全门调整校验结束，其定值符合电力工业锅炉监察规程中的要求；5.1.3燃油系统：油库及炉前燃油系统安装、保温工作结束，油泵单体试运结束；炉前燃油系统水压试验结束，经蒸汽吹扫合格；燃油系统蒸汽吹扫管道安装、吹扫完毕，各吹扫阀调试完毕；燃油系统各电、气动阀门调试完毕，验收合格；点火系统安装调试完毕，能够正常启动，油枪、点火器的进退试验结束；火焰监测器静态调试完毕；5.1.4煤气系统：煤气

16、系统各电动阀门、电动调门能够正常使用，开关方向与远程指令一致，热工联锁、保护、信号正常；5.1.5过热器减温水、锅炉疏水排污系统及水位计、废污水排放、加药取样系统：各管道安装完毕，各阀门能够正常操作，执行机构灵活，调节特性良好，污水管道（沟）畅通不漏、流向正确；5.1.6膨胀指示器：锅炉本体的刚性梁良好，各部的膨胀指示器良好，刻度清楚，基准点指示正确；5.1.7设备和系统的安装、保温、油漆工作全部结束，防寒、防冻设施完善。5.2电仪、热控：5.2.1电动门：传动完毕，汽水系统电动门、调门，风烟挡板开关灵活，表盘开度指示与就地一致，手动门应开关灵活，操作安全、方便，标示牌正确齐全；5.2.2报警

17、：报警正常，信号正常；5.2.3转动机械事故按钮：试验完毕，指示正确，动作正确，操作正常； 5.2.4辅机控制系统：远程就地一致，能够正确操作，指令正确，动作正确；5.2.5 FSSS、联锁保护系统：试验完毕，保证MFT投切正常，指示正确，动作正确，各联锁保护动作正常；5.2.6 工业电视、火焰监视器：工作正常，投入正常，冷却风正常，能够正确监视水位和燃烧情况；5.2.7 所有仪表管道防寒、防冻设施完善。5.3 公用系统：5.3.1 化学制水系统：系统正常，能够及时制出合格、足够的除盐水，满足机组运行；5.3.2 压缩空气、氮气系统：辅机试转合格，管道无漏点，冷却水正常，阀门操作正常，提供符合

18、运行要求压力的空气，能够满足检修和仪用；5.3.3 厂用电：厂用电正常稳定，必须是正式电源，满足全厂电气设备运行；5.3.4 通风、照明(包括事故照明)、通讯及消防设施齐全、可靠；5.3.5 消防水系统：管道安装完毕，冲洗完毕，水压合格，设施齐全，取得消防认证；5.3.6 工业水系统：管道安装完毕，冲洗完毕，水压合格，满足运行要求；5.3.7煤气泄露报警系统：煤气泄漏报警系统能够正确投入使用。5.4已经完成的调试项目：5.4.1下列分系统调试完毕：风烟系统、汽水系统、燃油系统、煤气系统、锅炉热工表盘、测量仪表及监控保护、联锁系统、工业水系统、消防水系统、疏放水系统、加药系统、取样系统、排污系统

19、；5.4.2 锅炉水压试验、酸洗、冷态通风试验、蒸汽吹管、安全阀整定、锅炉蒸汽严密性试验结束；5.5 运行人员经考核合格上岗，运行所需的工作票、操作票、有关记录表格，运行规程、系统图应齐全。备有足够多的除盐水、燃料。6. 整套启动前的检查及准备6.1 联锁、保护试验能够正常投入；6.2 辅助系统正常（压缩空气、冷却水、工业水系统正常）；6.3 对锅炉支吊架进行检查，并检查其受力是否正常；6.4 检查水冷壁、过热器、省煤器、及空气预热器应无杂物及积灰现象，各部防磨护板应完整牢固。燃烧室内脚手架应拆除。6.5 检查燃烧室、烟风道无杂物。6.6 检查梯子、步道、栏杆、护板完整，阀门严密不漏；各检查孔

20、、严密不漏，检查孔玻璃清晰。6.7 检查冷却水处于运行状态。6.8 确认燃烧室及烟道内无人后,将各人孔门及检查孔严密关闭。6.9 辅助设备可以使用。6.10 消防水系统可以投入正常使用，并备有足够的消防器材。6.11 煤气系统处于备用状态。6.12 现场具有充足的照明，事故照明应能在故障时及时自动投入。6.13 锅炉房内有良好的排水设施。6.14 排水沟沟道畅通及检查孔盖板齐全。 6.15 膨胀指示器应齐全完整、无卡涩现象，刻度清楚，处于冷状态指示。6.16 本体烟道保温及铁皮应完整、牢固。6.17 各运行岗位都有正式的通讯装置。根据试运要求增设临时岗位，并应有可靠的通讯连络设施。6.18 风

21、门挡板完整严密，传动装置完好，开关灵活，开度指示正确,轴头划线清晰6.19 检查转动机械应符合下列要求：6.19.1 所有的安全遮栏及保护罩完整、牢固，靠背轮连接完好，地脚螺丝紧固。6.19.2 轴承内的润滑油洁净；油位计完整，指示正确、清晰易见。油位在标准范围内，轴承不应有漏油现象。黄油杯应加满黄油。6.19.3 轴承温度表齐全好用，冷却水充足不泄漏，排水管畅通。6.19.4 电动机外形完整，接地线良好，事故按钮齐全好用。6.20 汽轮机准备完好，可以备用。6.21 汽水管道检查:6.21.1 支、吊架完好，管道能自由膨胀。6.21.2 管道保温及保温层外铁皮完整。6.21.3 管道上有明显

22、的表示介质流动方向的箭头。6.21.4 检修中及系统隔绝的堵板拆除。6.21.5 各阀门及风门挡板的检查: a. 与管道连接完好,法兰螺丝紧固。 b. 手轮完整,固定牢固;门杆洁净、无弯曲及锈蚀现象，开关灵活。 c. 阀门保温良好。 d. 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。e. 具有完整的标志牌,其名称、编号、开关方向、清晰正确。6.22 检查各工作票是否已全部收回并终结，无关人员是否全部撤离。6.23 对炉膛和风烟道进行检查，确认内部没有工作人员。确认无人后，关闭所有的人孔门。6.24 仪表及分析仪器的校准，所有的运行测量控制以及保护仪表和元件必须是可以运行的。用于压

23、力以及流量测量的阀门必须处于开启位置。氧量测量装置必须是可以运行的。6.25 检查所有的阀门，并置于下列状态：6.25.1蒸汽系统：点火排汽电动门应处于打开位置。6.25.2给水系统：主给水调节门、给水旁路调节门、疏水门关闭，给水门、省煤器入口门开启，省煤器再循环门处于开启状态。6.25.3减温水系统：减温水手动门开启后，电动调节门关闭；6.25.4放水排污系统：各联箱排污门、连排二次门、事故放水门关闭；6.25.5疏水系统：过热器及再热器系统疏水门开启；6.25.6蒸汽及炉水取样门、汽包加药门开启；6.25.7汽包上水位计的汽门、水门开启，放水门关闭；6.25.8所有的压力表一次门开启，所有

24、的流量计一次门开启；6.25.9空气门开启（给水管路空气门、省煤器部分空气门关闭），饱和蒸汽汇集箱空气门、过热器及再热器系统空气门、减温器空气门应处于开启位置；6.25.10煤气碟阀、眼镜阀、扇形阀、调节阀、热风阀处于关闭状态；6.25.11燃油系统处于备用状态。6.26 与有关人员联系，做好下列准备工作：6.26.1 汽机值班人员：锅炉上水前的准备工作；6.26.2锅炉值班人员：各辅机启动前检查，各汽水系统、风烟系统阀门检查，置于点火前状态；6.26.3 热工值班人员：将各仪表及操作装置置于工作状态；6.26.4 电气值班人员：锅炉电气设备送电；6.26.5 化学值班人员：做好炉水品质化验的

25、准备工作；6.26.6 燃料值班人员：做好供应煤气准备且煤气压力正常。6.26.7值长布置各专责人员按锅炉运行规程的要求，对锅炉各系统及所属设备进行全面的检查，将锅炉汽水系统、烟风系统的各阀门、挡板置于相应状态。做好启动上水前的准备工作，将发现的问题汇报试运指挥部，及时联系消缺；6.27 各种检修工具和阀门扳手齐全；6.28 锅炉上水：6.28.1 汽包就地水位计投入，且照明良好，清晰，否则不予上水；6.28.2 水质应化验合格，其温度<90。夏季上水时间不得少于2小时，冬季不得少于4小时，当水温接近汽包壁温时，可以加快进水速度；6.28.3 控制进水温度与汽包壁温度差40，否则不得进水

26、；6.28.4 运行人员应做好上水前、后膨胀指示值的记录；6.28.5 上水至汽包水位计-100mm，停止上水，注意水位应无变化，否则查明原因。7. 整套启动7.1 机组的启动应得到试运指挥部的批准，准备工作完成后，由试运指挥部下达锅炉可以点火的指令；7.2 联系值长、汽机、化学、燃料等专业，准备锅炉点火。司炉接到点火命令后，应按要求对锅炉设备进行启动前的全面检查，做好点火准备工作；7.3 锅炉上水及邻炉加热：7.3.1锅炉启动前的检查完毕后，可经给水旁路向锅炉上水，水质应满足GB12145-2008标准，上水应缓慢平稳（水量准备约165吨）。上水时投入双色水位计，电接点水位计。投入汽包的就地

27、压力表及盘前压力表。开启省煤器再循环阀门，炉顶全部空气阀。关闭主汽阀及其旁路阀、过热器集箱的所有疏水阀、关闭加药阀、紧急放水阀、连续排污阀、定排总阀。关闭省煤器放水阀、反冲洗阀、主给水阀及邻炉加热集箱阀门。7.3.2上水温度与汽包壁温差应不大于50，汽包内从无水上至正常水位下50mm，约3小时，当给水温度接近汽包壁温时，可加快上水速度，若汽包壁温很低或上水温度较高时，应适当延长上水时间。7.3.3上水至正常水位下100mm，应停止上水，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。7.3.4上水期间应严密观察锅炉受热后的膨胀情况，如有异常应及时查明原因并予以消除。7.3.5

28、本锅炉在水冷壁下集箱内均装设蒸汽加热装置，并配置了邻炉加热集箱，点火前可投入邻炉加热蒸汽，待汽包平均壁温达到100左右时可停止加热。蒸汽汽源为老厂辅汽。7.4 锅炉点火：7.4.1锅炉的所有设备具备点火启动条件后，全开煤气燃烧器的风门挡板，开启下层8个点火风门，交叉启动一台引风机、一台送风机，调整送风量，开启16台火检冷却风门，启动1台火检冷却风机，保持火检冷却风压在3000Pa以上，投入锅炉联锁保护，炉膛安全监控系统(FSSS)。7.4.2达到吹扫条件后，设定时间，启动炉膛吹扫程序进行吹扫，对炉膛及各受热面进行吹扫，以清除炉膛可能积存的可燃物，吹扫风量不小于30%MCR风量，吹扫时间不应小于

29、5分钟，将炉膛出口负压调整到-20-50Pa，检测炉尾CO含量，若小于0.5%，认为吹扫合格。若吹扫失败，待故障排除后重新吹扫，直至合格为止。吹扫结束后，维持炉膛出口处负压-20-50Pa。7.4.3投入点火燃油系统，维持炉前油压满足2.02.5MPa。7.4.4进行点火操作，此时点火用一次风门处于全开位置。通过DCS各组点火器的按钮启动点火程控。点火顺序是这样的，首先将前后墙下一排高能点火枪及轻油枪推进到点火位置，由高能点火枪依次自动点燃轻油喷嘴，每只轻油喷嘴必须依靠自己的高能点火枪点燃，不允许依赖其它喷嘴的火炬来引燃。当下层8只燃烧器轻油点火成功，且燃烧稳定后，高能点火枪后退300mm。7

30、.4.5燃烧稳定后，准备置换煤气：在确认炉前前后墙上下层8组高炉煤气速断阀和调节阀门关闭严密后，准备进行高炉煤气置换。燃气盲板班人员到现场后，开启高炉煤气放散阀，在确认3420高炉煤气电动蝶阀和盲板关闭，以及820转炉煤气三道门关闭情况下，开启2020东西侧支管煤气快切阀，在确认2020东西侧电动蝶阀关闭情况下，开始倒东西侧2020高炉煤气盲板阀，确认东西侧盲板夹紧到位后，开启两侧2020电动蝶阀。在3420盲板后，在人孔门氮气吹扫头处，通入氮气进行氮气置换空气，吹扫时间，在1个小时以上。提早联系燃气救护站人员，到现场监护，氮气置换空气后，在确认炉前前后墙上下层8组高炉煤气速断阀和调节阀门关闭

31、严密后，并且确认3420高炉煤气电动蝶阀关闭情况下，开启3420高炉煤气盲板阀。盲板阀到位并夹紧后，开启3420高炉煤气电动蝶阀，进行高炉煤气置换，关闭3420盲板后氮气吹扫门，氮气胶管拔下，置换时间在30分钟以上。根据煤气管线查漏，如有煤气泄漏处，应立即关闭3420电动蝶阀，在3420盲板后充氮气，进行置换，置换后关闭3420盲板阀。在炉前高炉煤气爆发试验头附近取样，经燃气人员爆发试验合格后，关闭高炉煤气放散阀。7.4.6当下层8只燃烧器油点火枪点火成功，且燃烧稳定后，根据锅炉升温升压曲线，适时投入下层高炉煤气，其顺序是这样的，先打开前墙（后墙）下层的煤气调节阀，开度为约10%（根据炉前煤气

32、压力决定开度大小，煤气压力大，开度小，反之就大），二次风门的开度不大于5%，然后打开前墙（或后墙）下层一侧快切阀送煤气到炉膛，使该组（前墙或后墙）的每个煤气燃烧器同时着火燃烧。从打开快切阀开始至5秒钟后，如2个燃烧器中有1个探测不到火，应立即关闭该层该侧煤气快切阀及无火燃烧器中的油枪，查出原因并消除后，再投煤气（投煤气前应先点油枪）。当前墙（或后墙）下层该侧燃烧器煤气着火后，应及时调整配风，当煤气量增大时，应调小点火风量，增大二次风量；同样方法点燃前墙（或后墙）下层另一侧，当下层煤气燃烧器燃烧稳定且负荷大于35%的锅炉额定负荷时，可投入上层煤气燃烧器。当下排燃烧器所带负荷大于40%的锅炉额定负

33、荷时，可关闭点火轻油枪，并后退300mm。投入上排燃烧器时，其煤气调节阀开度一般不小于30%，5秒钟后，如前墙一侧2个燃烧器中有1个探测不到火，立即关闭该组煤气快切阀，查出原因消除后，再投煤气。7.4.7煤气燃烧器着火稳定后，根据锅炉汽温、汽压上升速度要求，运行人员开大各组煤气燃烧器调节阀，并及时调节配风和炉膛负压，使燃烧稳定，此时火焰呈浅兰色。7.4.8点火时炉前的煤气压力不得低于3000Pa，点火时如非必须，禁止在炉门处停留，看火时身体侧向一边，严防火喷出伤人。点火后必须对现场进行一次CO检漏，发现CO泄漏应及时消除。7.5锅炉升压：7.5.1锅炉自点火到升压至额定压力的时间一般为35小时

34、。7.5.2在锅炉升压过程中，注意及时调整燃烧，合理适当排汽，使汽包上、下壁温差不得超过50。使各受热面均匀，膨胀均衡，对膨胀较大的水冷壁下集箱可用加大放水的方法处理。7.5.3锅炉正常点火升压时间分配如下：主汽压力MPa时间（分钟）00.49901200.491.4730601.475.8830605.887.8415307.849.8115309.8113.73060合计3.5-6小时7.5.4当汽压升至0.15MPa左右，应关闭锅炉各放气阀，并开启过热器集箱上的疏水阀，对空排汽阀，使过热器得到足够的冷却，严禁关小过热器集汽集箱的疏水阀，对空排汽阀赶火升压，以免过热器管壁温度急剧升高，注意

35、监视各温度测点的变化，防止过热器壁温超限。7.5.5升压过程中，应将再循环阀在不进水时开启，进水时关闭。负荷70%时，会同汽机进行连排扩容器蒸汽回收系统，然后关闭连排直放门。7.5.6当锅炉压力升到0.10.2MPa时，冲洗汽包水位计，并验证其指示的准确性。7.5.7汽轮机冲转前适时关闭过热器集汽集箱上的疏水阀，对空排汽阀，逐渐开启汽机高低压旁路，控制蒸汽压力，随着负荷的增加，锅炉负荷达到30%切至主路，用给水泵调整耦合器调节给水流量。7.5.8在升压过程中，应控制汽包内饱和温度的上升速率，在保证锅炉使用寿命下，汽包壁允许的升温速度为：冷态启动时的最大允许升温速度为：1.75/分。温态启动时的

36、最大允许升温速度为：2.06/分。热态启动时的最大允许升温速度为：2.45/分。7.5.9锅炉向汽轮机供汽前，应对蒸汽管道进行暖管，冷态暖管时间不少于2小时。7.5.10锅炉向汽轮机供汽前，检查炉水，蒸汽品质，达不到要求应加强加药和排污，直至达到要求。7.5.11锅炉启动时应严格按机组启动曲线升温、升压。一般锅炉主蒸汽出口压力达到2.0MPa，主蒸汽温度270300，汽轮机冲转。7.5.12锅炉开始供汽后，根据汽温的上升情况投入减温水系统。7.5.13锅炉应按汽机要求满足冲转参数，并维持运行参数的稳定；7.5.14加强与汽机的联系，在锅炉指标允许的前提下，升温、升压速度应满足汽机的要求，根据汽

37、机要求调整主汽参数、带负荷；7.5.15锅炉负荷升到70%以上时，给水、减温水投入自动调节；7.5.16锅炉负荷升至额定负荷，参数达到设计要求，即进入试运行阶段。8. 整套启动中的注意事项8.1上水过程中应检查汽包、联箱的孔门及各部的阀门、法兰、堵头等是否有漏水现象。当发现漏水时应停止上水并进行处理。当锅炉水位升至汽包水位的-100mm时，停止上水。以后水位应不变，若水位有明显变化，应查明原因予以消除；8.2严格控制升温升压速度，以使炉膛热负荷分布均匀。整个升温、升压过程力求平缓、均匀，在以下各个阶段检查并记录锅炉膨胀指示器数值；3.5MPa、7.0MPa、10.5MPa、13.5MPa。如发

38、现膨胀不正常时，必须查明原因并消除不正常情况后继续升压。8.3锅炉点火后的首次升压，应缓慢平稳，控制饱和温升不大于50/小时，汽包上、下壁温差小于40，如温差大时，可采取加强定期排污、降低升压速度；8.4在升压过程中，不得用关小排汽或多投燃料赶火升压；8.5加强煤气系统的监视，防止煤气泄露现象，故障时应及时采取措施；8.6初次点火失败或燃烧不良时，应停炉通风510分钟，查明原因后方可重新点火；8.7应加强对炉膛温度监视，并经常监视烟道各点烟温、烟压，发现异常应立即处理；8.8密切监视汽包水位，进行定期排污时要加强联系；8.9在升压过程中省煤器和汽包再循环门必须开启，锅炉进水时将再循环门关闭。8

39、.10煤气置换时任何时候不允许煤气管道处于负压，任何时候不允许煤气管道内处于空气与煤气共存的情况，置换时应使管道内氮气压力在3KPa以下，置换完成应及时关闭氮气阀门并将胶管拔下。9. 运行控制与调整9.1锅炉运行调整任务：9.1.1调整锅炉的蒸发量，满足汽机的需要；9.1.2保持正常的汽压与汽温；9.1.3均衡进水，并保持汽包内的正常水位；9.1.4保证炉水品质和过热蒸汽品质合格；9.1.5调整燃烧达到良好状态，提高锅炉效率；9.1.6防止炉内爆炸和设备事故，确保锅炉安全运行。9.2正常运行中各项参数的控制：序号项目单位设计值最高最低1蒸发量T/h4002802汽包压力MPa15.33给水压力

40、至少大于汽包压力MPa1.54汽包水位mm+50-505过热器出口蒸汽压力MPa13.713.46过热器出口蒸汽温度5455357给水温度2388炉膛负压Pa-20-10009过热器后氧量%4210高温过热器壁温高温段570低温段54011前屏式过热器出口蒸汽温度39012前屏过热器壁温450后屏式过热器出口蒸汽温度430后屏过热器壁温520高再过热器出口蒸汽温度545535高再过热器壁温59513炉膛出口烟气温度102014过热器两侧烟温差不大于3015尾部烟道两侧烟温差不大于5016燃烧器前煤气压力Pa10000300017燃烧器前二次风压Pa350020009.3水位的调整：9.3.1给

41、水调整是保证锅炉安全稳定运行的重要环节，在各种负荷下，都应连续向锅炉进水，保持汽包内的水位在允许范围内变化。9.3.2本锅炉采用调速给水泵，给水操纵台设DN225、DN100两条管路。DN225管路不设调节阀，DN100管路设有调节阀，DN100调节范围为030%B-MCR。正常运行时使用DN225这条管路，调节范围为10100%B-MCR，该管路的最大流量为440t/h，负荷变化时可由调速给水泵来调节给水流量。9.3.3正常运行时，应投入给水自动调节。在负荷变动，调节燃烧，定期排污和切换水泵等情况下，应密切注意汽包水位的变化和调节。9.3.4汽包水位以就地水位计的指示为基准，亦可用电接点水位

42、计校核，视现场具体情况而定，就地水位计的显示应清晰，若发现水位呆滞和模糊时，应及时冲洗。9.3.5经常检查对照给水流量与蒸汽流量是否相对应，避免给水流量的猛增猛减。9.3.6锅炉正常水位位于汽包中心线下180mm处，正常运行时，汽包内的水位应控制在正常水位的±50mm范围内，若水位波动超过±50mm时，应立即检查校对各水位计是否正确，查找原因予以清除。9.4蒸汽温度的调节：9.4.1正常运行时，过热蒸汽、再热蒸汽的出口汽温应控制在540+5-5范围内。9.4.2过热蒸汽温度采用二级喷水减温，一级为粗调，二级为细调，投减温器前，应先对管路疏水，在调节喷水量时应缓慢平和，不应猛

43、增猛减。一级减温水应经常投入以保护屏式过热器。9.4.3过热汽温还可用调节燃烧的方式来调节。合理分层调整高炉煤气量和二次风的配风量，必要时投停切换燃烧器，以调整燃烧中心位置，保持主汽温度正常。9.4.4再热器系统采用喷水减温器和烟气挡板门进行汽温调节。点火初期，旁路省煤器开100%，再热器开40%，在升负荷过程中，根据再热气温进行调节烟气挡板。9.4.5锅炉正常运行时，汽机旁路应保持热备用状态，以便汽机跳闸等突然事故出现时保护再热器受热面。9.4.6保持汽温稳定，首先要保证燃烧的稳定，司炉应掌握各种运行方式下的汽温变化规律，预先调整，以免被动；9.4.7减温水量的变化应缓慢，不可猛开猛关。9.

44、5蒸汽压力的调整9.5.1锅炉压力的调整，可通过增减燃料量等方法来进行，不允许用破坏燃烧等方式调整汽压，在非事故状况下，不应用对空排汽阀排汽来进行降压。9.5.2若汽压达到安全阀动作值而安全阀拒动时，应立即关闭部份燃烧器，开启对空排汽阀进行降压。9.5.3运行中应正确判断压力变化的原因，以采取相应的措施，压力表指示值应经常校对，若有误差应及时修复。9.6燃烧的调整9.6.1正常运行时，炉膛出口处负压保持在-20-50Pa，不允许正压运行；9.6.2炉膛出口压力报警、保护值：±1000Pa报警、±1500Pa停炉保护；9.6.3燃烧调整的目的是要达到：燃烧随时适应锅炉负荷变化

45、的要求，保持良好的燃烧工况。各燃烧器火炬大小形状基本一致。炉膛火焰不偏斜，不直冲水冷壁，煤气和空气挠动混合好，燃烧中心位置正确，炉膛火焰充满度好，燃烧完全，火焰呈浅兰色。根据锅炉负荷的要求，随时调节风量和煤气量，增负荷时应先增风量后增煤气量，减负荷时应先减煤气量后减风量，正常运行时高再过热器后氧量测点的氧量应维持在2.6%左右。煤气正常燃烧时，火焰为浅兰色。如火焰发暗，说明风量过大，如火焰发红，说明风量过小；9.6.4正常运行时，燃烧器前的煤气压力应维持在6000Pa左右，若低于4000Pa，应密切注意，必要时采取相应措施；9.7锅炉低负荷运行：9.7.1当锅炉负荷降低到280t/h以下时，视

46、为锅炉低负荷运行；9.7.2在低负荷运行时，可以将前后墙上层煤气燃烧器分别停运；9.7.3在低负荷运行时，应时刻监视煤气总管CO的含量。若低于18%应停炉。9.8锅炉的排污：9.8.1为了保证锅炉汽、水品质合格，保持受热面管内的清洁，应对锅炉进行排污和加药。9.8.2锅炉的给水、炉水及蒸汽品质应符合标准GB12145-2008的要求。9.8.3定期排污除了排出炉内沉淀物之外还可调整炉水品质，以补充连续排污的不足，当炉水品质不良或悬浮物增多时，应加强定期排污或调整连续排污量，司炉人员应经常监视蒸汽含盐量的变化。连续排污的排污量，定期排污的次数均应由蒸汽及炉水品质决定，排污的周期由运行规程规定，锅

47、炉发生事故时（满水事故除外）或运行不稳定时应停止排污。9.8.4定期排污最好在锅炉低负荷时进行，以增加排污效果，排污应将汽包水位保持比正常水位稍高一些，并注意水位变化。9.8.5一般不允许对二个或二个以上排污点同时进行排污，以维持锅炉水位。9.8.6排污时应注意各排污管有无流量，判断阀门是否堵塞。10. 锅炉正常停运10.1锅炉按计划停止运行，应按停炉曲线和汽机的要求进行；10.2停炉前应对锅炉进行全面检查，记录存在缺陷，待停炉后消除；10.3停炉过程中,汽包上、下壁温差不允许大于50，受热面金属壁温不应超过允许值；10.4停炉过程中，蒸汽降温速度不大于2.25/分，降压速度见附图4；10.5

48、停炉过程中，锅炉应平稳地降低负荷，当负荷降到50%以下时，上层煤气燃烧器可停运；10.6锅炉负荷降到30%切至旁路，适时切换给水管路，维持汽包正常水位；10.7当负荷降至20%B-MCB负荷时，可全停煤气燃烧器，并对煤气管道进行吹扫，及时投入油枪；10.8当汽压降至2.0MPa以下，蒸汽温度260270，负荷到零时，停止油枪运行，锅炉熄火。熄火后，保持对炉膛的通风，在确认空气预热器的进口烟温低于150时，方可关闭引、送风机；10.9熄火后，应密切注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃；10.10停炉后内严密关闭引、送风机入口挡板及各人孔门、检查门，以免锅炉急剧冷却；10.11停炉46小时后,可开

49、启引风机入口挡板及锅炉各人孔门，检查门等，进行自然通风冷却，根据需要停炉18小时后可启动引风机进行强制冷却；10.12当汽压降至零时，可放掉炉水，若需热炉带压放水，汽压降至0.50.8MPa时，可进行放水工作。11. 事故停炉11.1遇有下列情况，锅炉机组应事故停炉：汽包水位超过正常值±250mm时；锅炉所有水位计损坏时；过热蒸汽、主给水管道发生爆管时；尾部发生再燃烧时；锅炉压力升高达到安全阀动作压力，而所有安全阀拒动时；水冷壁管发生爆管不能维持正常水位时；炉膛熄火时；煤气泄漏危及人身安全时；煤气压力低于3000Pa。11.2 事故停炉步骤按锅炉运行规程要求进行：操作顺序，立即停止向

50、锅炉供应燃料，迫使炉膛熄火，打开煤气系统放散阀，将各自动调节切换为手动控制，并实现MFT相应的功能，监视调整维持锅筒水位正常。维持送风机风量30%，炉膛负压50Pa，通风510分钟。对过热器集箱进行疏水。以后按正常停炉，进行各项操作。12. 请求停炉12.1遇有下列情况，应请求停炉：炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时；锅炉承压部件泄漏，无法消除时；锅筒就地水位计损坏时；受热面金属严重超温，经多方调整无效时；安全阀动作后不回座时。12.2请求停炉按照正常停炉顺序操作。13. 锅炉机组事故及事故处理13.1锅炉满水：13.1.1锅炉满水指锅筒水位超过正常水位100mm。13.1.2满水原因可

51、能有以下几种：值班员没有认真监视水位，或误操作；给水自动调节失灵；给水压力突然升高；锅炉降负荷过快，水位调整不及时。13.1.3满水处理：发现水位增高,应立即采用降低水位的措施，减少（或停止）给水量，开启紧急放水阀，如主汽温急剧下降时，应立即关闭减温阀门，开过热器疏水阀和集箱疏水阀，并找出原因，做相应的处理。水位正常后，关闭紧急放水阀及过热器疏水阀。如处理无效，水位继续升高至水位表计指示200mm以上无法回落，或一经发现水位计指示已在200mm以上，判断确实满水，应立即作紧急事故停炉处理。13.2锅炉缺水：13.2.1锅炉缺水指锅筒水位低于正常水位100mm。13.2.2缺水原因可能有以下几种

52、：值班人员没有认真监视水位，或误操作；给水自动调节失灵，水位表失灵；给水泵故障，给水压力突然降低；锅炉负荷增长过快，水位调整不及时；排污阀严重泄漏，水冷壁、省煤器破裂。13.2.3缺水处理：发现锅炉水位低,但在-200mm以上时。用加大给水,启动备用给水泵，提高给水压力或缓慢减锅炉负荷的方法，使水位迅速恢复正常。同时，检查给水阀、紧急放水阀及定期排污阀有无误动作的情况，并校对各水位计。如处理无效，水位继续下降，低于-200mm以下无法挽回，或一经发现水位指示就在-200mm以下时，禁止向锅炉给水，并紧急停炉。13.3锅炉水位计损坏13.3.1如锅筒就地水位计有一只损坏时，应立即关闭该水位计并进行检修，同时校对另一只就地水位计和其它电接点水位计，低读水位计指示的正确性，加强对锅筒水位的监视；13.3.2如锅筒二只就地水位计都损坏，但其余水位计正确可靠，则允许由其它水位计来监视水位，及时修复已损坏的就地水位计。若其它水位计也不可靠，紧急停炉。13.4锅炉灭火13.4.1当每层燃烧器中FSSS装置的每2个火焰检测头1个失去信号时认