300MW锅炉运行操作规程

前言编写规程依据：电力工业各项法规制造厂说明书及有关技术文件同类型机组运行规程4.电力设计院有关图纸、说明运行规程是生产运行管理的法规，是建立正常生产秩序、保证安全与经济运行的基本条件。各部门务必严格贯彻执行，不得随意变动和修改。在运行过程中确有条文与生产实际不符，应及时提出修改意见，经审核、批准后执行。“运行规程”中与有关法规有冲突时，应以有关法规为准，并及时修改本规程。下列人员必须熟悉本规程：厂长、副厂长、总工程师、副总工程师；有关部主任、运行专责工程师、检修专责工程师；值长；锅炉主操作员、副操作员及其他操作人员；5.其他运行、检修的人员。第一章锅炉机组简要特性及规范第一节锅炉设备概况简述HG—1025/18.2—YM11型锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界参数、自然循环、单炉膛、一次中间再热、四角切向燃烧、平衡通风、固态排渣、微正压气力除灰、全钢架悬吊、紧身封闭结构、“∏”形布置汽包炉。锅炉可以定压运行，也可采用定—滑—定的运行方式，锅炉可以带基本负荷或调峰。电厂用煤属高挥发份、低灰份、正常水份、低硫、易结渣、极易着火、中等发热量的烟煤。制粉系统采用六台HP—803中速磨，冷一次风正压直吹式制粉系统。正常五台磨运行，一台磨备用。燃烧器采用四角布置摆动式直流燃烧器，可协调同步上下摆动，二次风喷口（除燃烬风喷口）最大摆动角为±30°（其中燃烬风喷口摆动手动控制，可向上摆动25°，向下摆动5°），一次风喷口最大摆动角为±25°。燃烧角为3°，每角燃烧器有17个喷口，其中六只一次风喷口，另外十一只为二次风喷口，其中OA层、OB层、OC层内布置有油枪，在油枪近旁配有高能点火器，可满足锅炉二级点火，在MCR工况，投运五台磨煤机20只一次风喷口，磨煤机出口煤粉混合物温度为71.1℃，煤粉细度R90=25％，每台炉设12只油枪，油枪为Y型喷嘴蒸汽雾化式油枪，设计供油压力为1.37MPa，雾化蒸汽压力为0.86MPa(定压)，单只油枪出力1.8t/h。全部油枪投运，可以满足30％MCR工况负荷，锅炉不投油最低稳燃负荷为40％MCR。炉膛前后墙及两侧墙均由膜式水冷壁围成，在冷灰斗拐点以上，折焰角以下采用内螺纹管，防止膜态沸腾的发生；炉膛上部前墙及两侧墙布置了壁式(辐射式）再热器，炉膛顶部沿深度方向布置分隔屏过热器和后屏过热器，为消除或减轻烟气流的残余旋转，分隔屏采用大的横向节距来切割烟气流，在折焰角上方及水平烟道延深度方向依次布置屏式再热器，、高温再热器和高温过热器，在尾部烟道自上而下布置低温过热器和省煤器，尾部受热面通过过热蒸汽汽冷吊挂管来承载，省煤器下方布置了两台三分仓转子回转式空气预热器。除空预器、捞渣机外，锅炉本体各部件通过不同的炉顶吊杆悬吊在炉顶大板梁上。锅炉膨胀死点在顶棚受热面的炉膛中心，膨胀可由深500mm的水封槽来吸收，炉底由水封槽、刮捞渣机、液压关断门及密封冷却水共同形成炉底密封。汽包中心线标高65.34m，顶棚管中心线标高61.35m,下联箱中心线标高7.34m，冷灰斗中心线标高12.6m，布置在两侧的传统大风箱顶标高29.849m,底标高21.025m。锅炉容积热负荷Qv=3.38×105KJ/h.M3,断面热负荷Qr＝1.6×107KJ/h.M2，炉膛出口烟温1044℃，燃尽高度17.646m，锅炉宽14.048m，深14.019m，逆时针双切圆燃烧，燃烧切圆直径分别为1005mm(#1、#3角)、926mm(#2、#4角),炉膛出口过量空气系数25％，炉膛漏风5％，设计MCR工况：一次风量252746kg/h、二次风量910055kg/h，一次风速28.6m/s、二次风速50.06m/s，周界风占二次风24%，周界风速50.06m/s。过热汽温的调节主要依靠减温水节调，共设两级四点式喷水，一级喷水设在低温过热器出口联箱至分隔屏进口联箱的大直径连接管道上，二级布置在分隔屏出口联箱至后屏入口联箱的大直径连接管道上，一级粗调过热蒸汽温度并起到保护分隔屏过热器和后屏过热器的作用，二级细调过热蒸汽温度使之达到额定值，减温器采用多孔笛管形，减温水设计容量为10％的B—MCR主汽流量，其中一级减温水量占过热器减温水总量的60%，二级减温水量占过热器减温水总量的40%。再热蒸汽汽温的调节主要依靠摆动燃烧器，利用燃烧器上下摆动改变火焰中心位置，从而改变炉内辐射吸热量和炉膛出口温度以达到调节汽温的目的，壁式再热器入口装有事故喷水减温器作为事故情况下紧急喷水用，其中屏再热器出口集箱至末级再热器入口集箱通过大直径连接管左右交叉来消除或减轻再热蒸汽的热偏差。锅炉定压运行保证汽温负荷范围70—100％；锅炉滑压运行保证汽温负荷范围50—100％。空预器的吹灰汽源正常接自后屏过热器出口集箱，经减压至2.7MPa，427℃，锅炉启动、停止或低负荷运行时接自高压辅汽联箱，炉膛、烟道吹灰汽源接自分隔屏过热器出口集箱，减压至3.0MPa，357℃。炉膛部分吹灰器型式：IR—3D，共100只，布置方式为5×5×4，长式旋转伸缩吹灰器型式IK—525，共46只，其中水平烟道及低过部分38只，省煤器部分6只，空预器采用伸缩式吹灰器型式IK—AH，共2只。在后屏过热器下方、炉膛A侧装有一只烟温探针，在锅炉启动过程中，监视炉膛出口烟气温度，当炉膛出口烟气温度超过538℃时自动退出。水冷壁下联箱设有炉底加热系统，减少用油，并且使锅炉尽快建立水循环防止水冷壁超温，在集中下降管与省煤器入口联箱之间设有省煤器再循环管，在锅炉启停过程中间断进水时，开启省煤器再循环阀以保护省煤器，在锅炉连续进水时关闭。除渣采用刮板捞渣机，渣井有效容积45M3，可以满足锅炉B-MCR工况下6—8h储渣量，6只6M3的活动渣斗可容纳8—10h的排渣量，防止夜间运渣。磨煤机石子煤采用振动输送机排放，设计煤种在B-MCR工况石子煤排放量为0.65t/h。锅炉正常运行时连续排污率为1％，正常补水量2％，启动及事故补水量6％。燃油系统设计按一台炉点火用油21.6t/h,系统最大出力40t/h。机炉控制系统采用DCS分散控制系统，空预器、引风机、送风机、一次风机及其附属设备由SCS进行启停控制；6台磨煤机、给煤机及其附属设备由FSSS控制。炉膛安全监视系统FSSS可以实现：(1)制粉系统的启停；(2)炉膛火焰监测；(3)锅炉保护；(4)自动点油或停止油枪；(5)炉膛吹扫等。调节器除基地式调节仪外，其他均由CCS控制，数据采集由DAS来完成，此外还有吹灰程控、定排程控、石子煤程控等。给水与过热蒸汽流程给水泵→主给水管道→省煤器入口集箱→省煤器→省煤器出口集箱→汽包→省煤器再循环下降管→分配集箱→引入管→水冷壁下联箱→28个水冷壁平行回路→水冷壁上集箱→饱和蒸汽引入管→汽包→饱和蒸汽引出管→顶棚管入口集箱→顶棚管→顶棚管出顶棚旁路口集箱→后烟道延伸侧→后烟道延伸侧→后烟道延伸→连接管→后烟道前墙→墙上集箱墙及底包墙侧墙下集箱后烟道前部侧墙上集箱→后烟道侧墙（前部）→后烟道侧墙下集箱（前部）下集箱→后烟道前墙→后烟道顶棚管→后烟道后墙（上部）省煤器悬吊管→省煤器吊挂集箱→过热汽吊挂管→后烟道吊挂管出口集箱→后烟道侧墙下集箱（后部）←后烟道侧墙（后部）←后烟道后部侧墙上集箱←→后烟道后部下集箱→后烟道后墙（下部）→水平式低温过热器入口集箱→水平式低温过热器→立式低温过热器→立式低温过热器出口集箱→减温器入口连接管→第一级过热器减温器→减温器出口连接管→分隔屏入口集箱→分隔屏→分隔屏出口集箱→减温器入口连接管→第二级过热器减温器→减温器出口连接管→后屏过热器入口集箱→后屏过热器→后屏过热器出口连接管→末级过热器入口集箱→末级过热器→末级过热器出口集箱→过热器出口导管再热蒸汽流程再热冷段→壁式低温再热器入口连接管、事故喷水减温器→壁式低温再热器入口集箱→前墙及两侧墙壁式辐射再热器→壁式低温再热器出口集箱→壁式再热器出口导管→后屏再热器出口导管(左右交叉)→末级再热器入口集箱→末级再热器→末级再热器出口集箱→出口导管→连接管去汽机侧热段再热蒸汽管。锅炉水压试验各受热面水容积：部件名称省煤器汽包水冷壁及连接管过热器再热器合计水容积m3365215317094505第二节主要设备及技术特性1.2.1主要参数(针对设计煤种)：序号名称单位定压滑压高加切B-MCRECR60%MCR50%MCR40%MCR电负荷MW330.96300180150120300MW汽包压力MPa19.6汽包温度℃369过热器出口流量T/h1025908.5609.5510.6362.6790.3过热器出口压力MPa18.28317.25616.88411.6038.27317.090过热器出口温度℃541541541541541541再热器入口压力MPa3.8813.4542.3581.9581.3653.606再热器入口温度℃322.8316.7288.9307.8302.8327.2再热器出口流量T/h827.96738.1507.8430.7310.3759.8再热器出口压力MPa3.6613.2612.2201.8411.2823.406再热器出口温度℃541541541541541541给水温度℃279.4272.2274.8238.3220.6175.0省煤器出口水温℃308.4302.6290.4277.3265.7241.9排烟温度℃135.6123.9114.4107.2100.6117.2空预器出口一次风温℃323.3313..3295.0283.3265276.1空预器出口二次风温℃334.4323.9303.3288.9268.9286.1过热器一级减温水量T/h018.637.730.825.456.2过热器二级减温水量T/h3.111.822.518.917.535.7摆动燃烧器摆动角度度-2052000-11过量空气系数%252525炉膛出口烟温℃1032.21016.7949.4892.8831.71009.4一次风量T/h197280187920二次风量Kg/h929587806384695563525741416598830385炉膛漏风Kg/h624815536944761354462726056719总耗煤量T/h154.46129.8792.3578.6157.9133.0烟气量T/h1374523121730294347377545759418112469821.2.2锅炉热平衡(针对设计煤种)：序号名称单位定压滑压高加切B-MCRECR60%MCR50%MCR40%ECRECR1.干烟气损失%5.034.744.273.693.063.862.燃料中水份损失%1.762.152.173.氢燃料损失%3.763.153.063.052.983.074.空气中水份损失%0.090.090.080.070.060.075.未燃尽炭损失%1.001.001.001.001.001.006.辐射损失%80.330.440.207.其它损失%1.501.501.501.501.501.508.总的热损失%13.3512.8812.3611.8011.1911.879.锅炉高位热效率%86.7987.2687.7888.3488.9588.2710.锅炉低位热效率%91.7592.0292.5793.1693.8093.0811.磨煤机运行台数台5533251.2.3蒸汽温度：序号名称单位定压高加切MCRECR300MW1.壁再入口℃302.8316.7327.22.壁再出口℃367.8364.7371.33.顶棚入口℃3694.顶棚出口℃3975.分隔屏入口℃4156.分隔屏出口℃439.8442.8447.77.后屏入口℃439.8442.8447.78.后屏出口℃502.2502.1495.09.屏再入口℃367.8364.7371.310.屏再出口℃373.8474.1475.911.高再入口℃373.8474.1475.912.高再出口℃54154154113.高过入口℃502.1502.1495.014.高过出口℃54154154115.低过出口℃394.2398.3420.716.低过入口℃1.2.4受热面出口烟气温度：序号名称单位定压高加切MCRECR300MW1.分隔屏底部℃1143.91133.31123.32.后屏℃1031.71016.71009.43.屏再℃913.9895.6891.74.水冷壁吊挂管℃902.2883.3880.05.末级再热器℃825.0806.7805.06.水冷壁排管℃806.1787.2786.17.末级过热器℃728.3712.2711.78.过热器排管℃720.6704.4703.99.立式低温过热器℃675.6660.6664.410.汽冷吊挂管℃668.9653.9657.211.转向管℃652.2637.2640.612.水平低温过热器℃472.8464.4471.713.省煤器℃375.6365.0323.914.空预器℃135.6123.9主要承压部件、受热面及管道：序号名称项目单位设计参数1.汽包直段长度mm18000内径及壁厚mm1778×200材质SA299碳素钢汽水分离器台96水位零线mm汽包中心线以下120mm2.水冷壁型式膜式材质20G、SA-210A1吸热量最高允许温度℃结构(外径及壁厚)φ63.5×83.顶棚包墙管型式对流式材质15GrMn吸热量最高允许温度℃结构(外径及壁厚)φ60×74.低温过热器型式对流式材质#2015GrMn吸热量最高允许温度℃470结构(外径及壁厚)5.分隔屏过热器型式辐射式材质12Cr1MoVTP-304H吸热量最高允许温度℃580结构(外径及壁厚)6.后屏过热器型式辐射式材质SA213TP-347HTP-304H12Cr1MoV12Cr2MoWVTiB吸热量最高允许温度℃580结构(外径及壁厚)7.高温过热器型式对流式材质12Cr1MoV12Cr2MoWVTiB吸热量最高允许温度℃580结构(外径及壁厚)8.壁式再热器型式辐射式材质15GrMn吸热量最高允许温度℃结构(外径及壁厚)φ50×49.屏式过热器型式半辐射式材质SA-213TP-304H12Cr1MoV12Cr2MoWVTiB吸热量最高允许温度℃580结构(外径及壁厚)10.高温再热器型式对流式材质SA-213TP-304H12Cr1MoV12Cr2MoWVTiB吸热量最高允许温度℃580结构(外径及壁厚)11.省煤器型式对流式材质20G吸热量最高允许温度℃结构(外径及壁厚)φ51×6.5第三节燃料特性1.3.1煤燃料特性：项目单位设计煤种较核煤种(1)较核煤种(2)应用基水份Wy%17.2514.96121应用基灰份Ay%14.7213.47418.5应用基炭成份Cy%54.3156.43247.76应用基氢成份Hy%2.783.5523.54应用基氧成份Oy%9.8410.4067089应用基氮成份Ny%0.560.6010.56应用基硫成份Sy%0.540.5740.75应用基挥发份Vy%10.258.410分析基水份Wy%21.7926.5816.94可燃基挥发份Vr%32.0438.9528应用基低位发热量QdwKJ/kg199372133718537可磨性系数(哈氏)KKmKcal/kg476250994428磨损指数Ke2.741.614.2煤粉细度R200%2525251.3.2燃料油特性：名称单位#10轻柴油运动粘度厘沱3.0--8.010%蒸发物残留%≯0.4灰份%≯0.025水份%≯0.2硫份%痕迹闪点(闭口)℃约60凝点℃不高于+10机械杂质%无低位发热量MJ/kg灰渣特性：名称单位设计煤种较核煤种(1)较核煤种(2)灰分析SIO2%46.1449.5227.632AL2O3%17.3524.9210.117Fe2O3%8.1110.3622.8CaO%10.294.1117.922MgO%4.472.956.071Na2+K2O%1.08+1.420.96+1.382.176+0.633SO3%6.283.3617.314TIO2%0.791.14P2O5%0.550.54灰熔点变形温度℃122111701176软化温度℃124611901197熔化温度℃127812201213第四节汽水品质标准类别项目单位标准给水硬度Umol/L≈0溶解氧ug/L≤7铁ug/L≤20铜ug/L≤5SIO2ug/L≤20PH值9.0~9.4油mg/L≤0.3联胺ug/L10~30炉水PH值9.0~10磷酸根离子mg/L0.5~3CI-mg/L≤1SIO2ug/L≤0.25含盐量ug/L≤20蒸汽SIO2ug/L≤20Cuug/L≤5Feug/L≤20Naug/L≤10第二章锅炉机组的启动第一节总则2.1.1锅炉机组大小修后启动有运行部主持，专责工程师参加。2.1.2锅炉机组临修、热备用由值长主持，专责工程师参加。2.1.3以下情况禁止启动：.机组保护跳闸装置有一项不正常。.主要仪表缺少，不正常且无其它监视手段(如：主蒸汽、再热蒸汽压力表、温度表、流量计，汽包水位计、给水流量表、炉膛负压表、排烟温度表等)。.FSSS系统不正常影响机组启停及正常运行时。.SCS系统不正常影响机组操作短时间无法恢复时。.锅炉联锁试验不合格。第二节启动前的准备与检查机组大小修后锅炉启动点火前应确认各项检修工作结束，验收合格、工作票注销并收回，临时安全设施全部拆除，原设施（如：平台、楼梯、围栏及盖板）均已恢复正常，孔洞等修补完整。设备及通道周围无杂物，地面清洁。此外，还应做到：2.2.1.设备更换应有设备变更单，并且经运行人员验收、检查、试验合格。2.2.2消防器材、设施齐全完好。2.2.3厂房照明充足、正常，通讯设施齐全好用。2.2.4锅炉本体内无人、无杂物、无结渣、无积灰，受热面清洁，外形正常，燃烧器无变形、卡涩，油枪、高能点火器、摆动燃烧器、调节小风门等传动装置完好，动作灵活。捞渣机内无杂物，液压关断门开关灵活，关闭严密。2.2.5各管道临时加装的堵板拆除，系统正常，保温良好。2.2.6所有辅机马达及电动门马达绝缘测试合格，接地线良好牢固。2.2.7各电动门、气动门、调整门开、关联动试验正常、动作灵活、开度与实际相符。2.2.8各辅机分部试运结束并调试正常，锅炉大联锁、MFT、OFT、各辅机联锁保护、油枪跳闸保护等试验合格。2.2.9各表计齐全完好，仪表及保护等热工电源已送，OVATION能正常连续运行，声光报警正常。2.2.10联系电气送上各辅机马达动力电源和操作电源。2.2.11在接到机组启动准备点火命令后，还应检查：.各岗位值班人员检查启动用具(如振动表、测温仪、听音棒、阀门板手、手电筒、记录表纸、表格等)。.检查锅炉系统的各阀门状态在如下位置：.1主蒸汽系统：序号阀门名称阀门备注1.A、B侧汽包放空气一、二次门开0.2Mpa关2.A、B侧汽包充氮门关3.炉水、饱和蒸汽取样一次门开4.炉水、饱和蒸汽取样二次门开5.顶棚过热器入口集箱疏水一二次门开0.5Mpa关6.1~4组5％环形集箱疏水一、二次门开7.分割屏过热器入口空气门开0.2Mpa关8.分割屏过热器入口充氮门关9.后屏过热器入口空气门开0.2Mpa关10.后屏过热器入口充氮门关11.高温过热器入口空气门开0.2Mpa关12.高温过热器入口充氮门关13.高温过热器出口空气门开0.2Mpa关14.高温过热器出口充氮门关15.过热蒸汽取样一次门开16.过热蒸汽取样二次门关17.汽包加药门关18.汽包紧急放水门关19.锅炉连续排污截止门关20.锅炉定排门、放水门及反冲洗门关0.5Mpa定排放水21.锅炉PCV阀关22.一、二级减温器排污门关1Mpa反冲洗23.主汽至吹灰系统截止门关24.辅汽至空预器吹灰截止门关.2再热蒸汽系统：序号阀门名称阀门备注1.壁再出口空气门开0.2Mpa关2.屏再出口空气门开0.2Mpa关3.末级再出口空气门开0.2Mpa关4.壁再出口充氮门关5.屏再出口充氮门关6.末级再出口充氮门关7.再热器事故喷水减温器排污门关1Mpa反冲洗8.再热蒸汽取样一次门开9.再热蒸汽取样二次门关.3.给水减温水系统：序号阀门名称阀门备注1.给水管道放水门关2.给水管道取样一次门开3.给水管道取样二次门关4.省煤器放水阀关5.省煤器再循环阀关6.给水电动截止阀关7.给水15%旁路阀及前后截止阀关8.过热蒸汽减温水总阀关9.再热蒸汽减温水总阀关10.过热蒸汽一、二级减温水截止阀调阀关11.再热蒸汽事故喷水截止阀调阀关12.过热蒸汽减温水管道疏水阀关.4制粉风烟系统：序号风门档板名称阀位备注1.A、B引风机入口关断挡板关2.A、B引风机出口关断挡板关3.A、B引风机入口动叶关4.A、B送风机出口关断挡板关5.A、B送风机入口动叶关6.A、B送风机出口联络挡板关7.A、B空预器入口烟气挡板关8.A、B空预器出口出口一、二次风挡板关9.A、B一次风机入口调节挡板关10.A、B一次风机出口挡板关11.A、B一次风机出口冷风速断挡板关12.A、B一次风机出口密封风联络挡板关13.A、B密封风机入口挡板关14.A、B、C、D、E、F磨密封风挡板关15.A、B、C、D、E、F磨消防蒸汽阀关16.A、B、C、D、E、F磨出口速断插板门关17.A、B、C、D、E、F磨热风关断门关18.A、B、C、D、E、F磨冷风关断门关19.A、B、C、D、E、F磨热风关断、调节门密封风挡板开20.A、B、C、D、E、F磨给煤机密封风挡板开21.A、B、C、D、E、F磨燃料风调节挡板开至10％22.＃1－＃4角辅助风调节挡板关.5所有压力表、流量表、液位表及其它仪表所属一次门开启，使表计投入。.各岗位值班人员检查本岗位所属设备，系统已具备启动运行条件，否则立即汇报值长。.联系汽机投入全厂冷却水正常。.启动压缩空气系统正常。.联系汽机投入辅汽系统正常。.恢复炉前油系统，使之处于备用状态：.1.炉前油系统检修或停运时间较长的恢复步骤：A:检查阀门状态是否在下列位置：a.各油角阀、雾化阀、吹扫阀在关断位置，其前雾化蒸汽及供油手动门开启。b.来回油速断阀在关断位置。c.来回油流量计前后截止门开、其旁路阀关闭。d回油调节阀前后截止门开、其旁路阀关闭。e.电动再循环阀关闭。f.A、B滤网前后截止门关闭，排污门关闭。g.来回油母管伴热疏水截止门及雾化蒸汽母管疏水截止门、疏水器前后截止门开启，疏水器旁路门关闭。h.来回油母管蒸汽吹扫门关闭。i.供汽管道内反馈调节阀动作灵活，前后截止门及旁路门关闭。B:检查各油枪完整，连接部分紧固，软管自然垂落，油枪及高能点火器在退出位置，气动装置完好，气源压力正常。C:待辅汽系统正常，联系汽机投入雾化蒸汽(开启雾化蒸汽门，投入减温器)、伴热蒸汽(开启伴热蒸汽减温器前后截止门)。D:缓慢开启雾化蒸汽自反馈调节阀前后截止门，暖管疏水10分钟，全开前后截止门，注意压力0.86MP，汽温不小于250℃。E.来回油母管的吹扫(油母管检修后进行)：a.开启回油母管跳闸阀。b.开启油母管蒸汽吹扫阀。c.待回油母管跳闸阀发热10分钟后关闭吹扫阀及回油母管跳闸阀。F.炉前油系统的充压：a.通知油库值班员及邻炉操作员注意供油压力。b.投入一侧滤油器(全开前后截止门)，c.开来油流量计前后截止门，开启回油流量计前后截止门，开启来油调节阀前后截止门，进行有泄漏试验或复位MFT后油母管充压。e.检查系统无泄漏。.2.炉前油母管检修前的吹扫：A.开启回油跳闸阀，关闭电动再循环阀，使供油母管泄压。B.待油压不再下降时，C.开启油母管汽油联络阀（注意汽压必须高于油压），将积油吹入油库。D.启动一台吸、送风机，推进一只油枪、高能点火器、开启油角阀并打火，确认油枪熄火后关闭油角阀并退出油枪及高能点火器，应用同样方法吹扫每只油枪。E.关闭油汽联络阀。.锅炉上水：.1.上水方式：A.凝输泵经主给水管道(冷态启动前上水)。B.电泵经减温水管道(水压试验上水升压)。C.电泵经主给水管道(点炉、停炉或正常运行上水)。D.汽动给水泵经主给水管道(正常运行上水)。.2.上水要求及注意事项：A.水质合格。B.上水温度与汽包壁温差≯20℃。C.汽包上下壁温差≯40℃。D.上水时间：冬季≮4小时，夏季≮2小时。E.若不进行水压试验水位上至－100mm(炉底加热要求)。.3.上水前阀门位置：除主要阀门位置按检查阀门状态中诸项所述外，还应注意：1.水冷壁下联箱各蒸汽加热阀关2.水冷壁下联箱蒸汽加热总阀关3.给水管道空气阀开4.省煤器酸洗接口门关.4.凝输泵上水操作方法：A、检查符合上水条件B、通知汽机启动凝输泵，开启凝结水向锅炉上水手动、电动截止门，并保持出口压力0.85～0.95MP，向锅炉上水。C、锅炉上水至－100mm，联系化学化验炉水品质，若合格，通知汽机停止上水；若不合格，加强定排及下联箱放水，边上水边排污，直至水质合格，水位－100mm，通知汽机停止上水。D、关闭省煤器入口电动门，关闭凝结水向锅炉上水手动、电动截止门。.5.电动给水泵上水操作方法：A.关闭省煤器入口电动门，开启15％旁路调节阀前后截止门，调节阀开度指示零位。B.通知汽机启动电泵向锅炉上水。C.控制给水流量在50－100t/h(水压试验2－4h)。D.锅炉上水至－100mm，联系化学化验炉水品质，若合格，通知汽机停止上水；若不合格，加强定排及下联箱放水，边上水边排污，直至水质合格，水位－100mm，通知汽机停止上水。E.关闭15％调节阀至零位。.6.注意上水完毕后，锅炉是否泄漏，水位下降情况，若有，则查看各排污放水门是否关严，承压部件受热面是否有漏点等，视不同情况进行处理。.锅炉底部加热：(水位至－100mm，水质合格).1.联系汽机开启辅汽至底部加热总门（注意操作缓慢）.2.开启炉底加热蒸汽联箱疏水阀，.3.稍开炉A、B侧底部加热蒸汽母管进口阀。暖管10分钟以上，关闭疏水阀。.4.开启下联箱各加热阀。.5.缓慢开启A、B侧加热总阀。.6.开启省煤器再循环阀。.7.加热过程中注意事项：A：加热应缓慢进行，炉水升温率≤40℃/h。B：加热前记录膨胀指示位置，加热过程中注意膨胀无异常。C：管道振动时，应关小加热门或停止加热。D：加热过程汽包壁温≯40℃。E：汽包水位至150mm时用事故放水降低汽包水位。.8.待汽包壁温100℃以上，或炉点火后解列炉底加热：A：关闭下联箱各加热阀（联系汽机注意辅汽联箱压力）。B：关闭A、B侧加热总阀。C：联系汽机关闭锅炉底部加热供汽总门。D：开启底部联箱疏水阀。0.投入锅炉水封水系统及捞渣机除渣系统运行，联系除灰投入除灰系统运行。1.联系汽机开启辅汽至空预器吹灰汽源总门，开启辅汽至空预器吹灰截止门（炉侧），检查疏水基地控制阀工作正常。2.检查所有电动、气动执行机构切换开关在“软操”或“远控”位置。3.确认锅炉点火应具备条件满足：A：所有检修过的辅机均经满负荷试运合格。B：影响正常运行的热机、电气、热工检修工作结束，工作票注销。C：各电动门、气动门、调整门开关联动试验正常、灵活；锅炉大联锁、MFT及OFT、各辅机联动保护试验、油枪跳闸试验合格并投入。D：安全阀整定并投入。E：水压试验合格，汽包水位－50～－100mm，汽包壁温100℃以上。F：各种临时设施拆除并恢复原设施。G：汽包水位计完好并投入，其差值≯40mm，水位TV投入。H：电泵可靠备用。I：除检修转机，其它转机均应送动力电源及操作电源。J：OVATION系统工作正常，各报警装置试验良好并投入。K：各角、层油枪及点火装置可靠备用。L：35％高、低压旁路备用。M：汽机真空在－30KPa以上，盘车运行。N：原煤仓煤位合适。第三节锅炉冷态滑参数启动2.3.1.点火前的准备及点火：锅炉具备点火条件，接当值值长启动命令即可进行锅炉启动操作。.投入各联锁开关及保护。.解列底部加热。.联系汽机启动电泵。.通知各转机巡检员检查空预器、引风机、送风机及润滑油、液压油系统。.检查各火检探头扫描风挡板开启，其它启动条件满足，启动一台扫描风机，检查风压合适，另一台投备用。.检查启动条件满足，启动A、B空预器。.检查启动条件满足，启动A、B引风机。.检查启动条件满足，启动A、B送风机(环境温度≤10℃时应投入暖风器)。.调整引风机动叶、辅助风挡板、送风机动叶，使炉膛负压维持在－49Pa～－147Pa，投入引风机自动；自动调整辅助风挡板至30%~40%；炉膛/风箱差压250Pa~380Pa；送风量在30％－40％MCR。0.投入炉膛烟温探针，启动火焰TV风机，联系热工投入炉膛火焰TV。1.进行燃油泄漏试验。2.检查炉膛吹扫条件，吹扫炉膛5min，复位MFT。3.通知邻炉操作员及油库值班员并及时调节炉前来油调节阀，复位OFT，保持供油压力稳定，对角或层投入AB层油枪。4..投入空预器吹灰。5.联系汽机投入35％旁路系统。6.开启汽包加药一次门，通知化学加药，联系化学，开启取样二次门(给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、饱和蒸汽)2.3.2.升压要求：.冷态启动炉蒸汽升温率＜85℃/h。1MPa以下炉水升温率＜40℃/h,1MPa以上炉水升温率＜60℃/h。.按照汽机启动参数要求，炉启动特性曲线，调整高低压旁路开度，调整燃烧(调整油压及增减投油枪)及炉5％疏水旁路控制升温、升压速度。.检查各部膨胀情况，如有异常则停止升压，查明原因消除后方可继续升压，对膨胀不良的联箱加强定排放水。.随时注意汽包水位调节，并保持－50～＋50mm。.汽包压力升至0.2MPa，冲洗就地水位计，关闭汽包及过热器各空气门，联系热工冲洗表管，投入给水、蒸汽流量表。.汽包压力升至0.5MPa，定排放水，关闭顶棚入口集箱疏水阀，关闭减温水集箱疏水阀，联系检修紧螺丝。.锅炉连续进水时关闭省煤器再循环阀。.主蒸汽压力升至1.0MPa，进行减温器反冲洗。.联系汽机投入连排系统。0.再热蒸汽压力升至0.2MPa，关闭再热蒸汽各空气门。2.3.3.冲转至并网：.当机侧主蒸汽压力升至4.13MPa,(炉侧4.3MPa~4.5MPa)，主蒸汽温度332℃(炉侧336℃)，再热蒸汽温度288℃(炉侧292℃)，保持燃烧及各参数稳定，汇报值长汽机冲转。.汽机冲转约需7％额定工况蒸汽量，汽机关闭高低压旁路，注意水位的调整；同时由于再热蒸汽的断汽，注意炉膛出口烟温，防止超温。.汽机冲转后主蒸汽压力下降，应及时关闭5％启动疏水旁路阀，并提高油压或增投油枪来稳定主蒸汽压力，注意水位的调整。.汽机暖机过程中对炉本体全面检查一次，并通知零米值班员检查制粉及除渣系统，做好启磨投煤粉前的准备（汽机600rPm暖机约需10min，2040rPm暖机约1～3小时）。.负荷5％以下控制炉膛出口烟温≯538℃（若烟温≥538℃时自动退出烟温探针）。.锅炉保持较低水位，汽机3000rPm并网，带电负荷5％（暖机约30min以上）。.根据汽机要求稳定压力、汽温。.联系热工投给水单冲量自动。2.3.4.升负荷：.负荷由5％升至10％：.1.升压率：0.10MPa/min.2.升负荷速度1.5MW/min.3.主蒸汽、再热蒸汽温度升温率＜1.5℃/min.4.升负荷至5%时，投送风机自动，查辅助风调节挡板已在自动位置。.5.负荷升至10%，增投BC层两只油枪，检查主汽压力炉侧5.4~5.6MPa机侧5.0MPa，主蒸汽温度在355℃,再热蒸汽温度在330℃，且有56℃以上的过热度。.6.视需要开启过热器减温水总阀。.7.对于新安装或大修后的机组及准备作汽轮发电机组超速试验时，10%负荷暖机需4h，此时炉侧应稳定汽温、汽压。.负荷由10%升至20%.1.升压率：0.10MPa/min.2.升负荷速度1.5MW/min.3.主蒸汽、再热蒸汽温度升温率＜1.5℃/min.4.给水流量接近15%MCR时，切给水旁路至主路运行，注意水位的调节。.5.空预器出口二次热风温度160℃时允许启动制风系统。a环境温度≤10℃时投入一次风机暖风器系统。b检查启动条件满足顺控启动A、B一次风机。c调节一次风机入口调节挡板，维持一次热风母管压力在10.0KPa。d检查启动条件满足启动一台密封风机，另一台投备用。e当一次热风温度达160℃时，启动A制粉系统（操作见FSSS）。f手动缓慢增加A磨通风量调整磨出口温度在71.1℃左右，启动A给煤机增加给煤量，可视情况投入磨的通风量及风温自动；燃料风挡板自动。.6.严格执行空预器吹灰制度。.7.负荷升至20%，汽机投高加，注意汽包水位、汽温、汽压，且严格控制升压升温率。.8.负荷20%时，主汽压力应达到7.0MPa，主汽温400℃，再热蒸汽温度370℃。.升负荷至35%。.1.升压率：0.10MPa/min.2.升负荷速度1.5MW/min.3.根据情况投入过热汽减温水，保持升温率1.5℃/min。.4.负荷30%~40%左右，配合汽机将电泵切至汽泵运行，投入三冲量调节。电气进行厂用电切换操作，注意监视各转机机运行情况。.5.负荷30%，A给煤机给煤率21T/H以上时，启动B制粉系统，缓慢增加B磨通风量调整磨出口温度在71.1℃左右增加B给煤机给煤率，投入磨风量、风温、燃料风挡板自动。.6.负荷35%时，机侧压力9.5MPa，主汽温度应达到475℃，再热蒸汽温度应达到440℃，通知汽机操作员锅炉洗硅，稳定汽压、汽温、负荷，当硅量达到3.3PPm以下，方可继续升压。a.洗硅方法：开大连排门，加强锅炉补水，加强定排。b.不同压力下炉水含硅量标准：压力Mpa9.811.814.716.717.6SiO2PPM3.31.2.负荷35%~50%。.1.升压率：0.10MPa/min..2.负荷达40%时，启动C制粉系统，缓慢增加C磨通风量，调整出口温度71.1℃,增加C给煤机给煤率，投C磨风量、风温、燃料风挡板自动，当A、B、C三台给煤机给煤量相等时，根据情况解列助燃油枪。.3.负荷升至40%~50%时，联系汽机启动第二台汽动给水泵，调节使两台泵出口流量一致，电泵投备用。.负荷50%升至80%。.1.升压率0.10MPa/min。.2.升负荷至60%时，启动D制粉系统，投D磨风量、风温及燃料风挡板自动。.3.再热汽温在530℃以上时，投入再热蒸汽温度调节自动。.4.注意燃烬风挡板在负荷75%开始开启，投入自动。.5.负荷升至80%，启动E制粉系统，投入E磨风量风温及燃料风挡板自动。.6.负荷至80%，主汽压力16.414MPa，主、再热蒸汽温度应到额定值537℃（机侧），对炉进行全面检查，吹灰系统汽源由辅汽切至主汽。.负荷80%~100%。.1.负荷变化率1.5MW/min。.2.负荷上限设定100%。.3.炉侧主汽压力设定17.26MPa。.4.投入A、B、C、D、E磨煤量及给煤机自动。.5.投入机炉协调控制系统。2.3.5.锅炉启动过程中注意事项：.炉膛出口烟温≯538℃。.炉水升温率≯110℃/H。.启动过程中汽包上下壁≯50℃、内外温差≯40℃。.严格监视和控制汽包水位并及时调整不得大开、大关、间断进水。.监视并记录各部膨胀。.监视并及时调整汽温，合理使用减温水防止各受热面的金属壁温超限。.先加风后加燃料。.投燃烧器时应根据汽压汽温情况选择投入时间，且应先投下层后投上层。.锅炉洗硅及其它情况大量换水时，应及时联系值长、汽机通知汽机注意保持除氧器水位，化学保证足够的除盐水。0.油系统应随时处于热备用状态。第四节锅炉机组热态启动2.4.1.热态的规定：温态汽压3.92汽温290℃热态汽压5.88汽温360℃极热态汽压8.82汽温450℃2.4.2.汽包壁温与给水温差≯40℃。2.4.3.热态启动和冷态启动过程操作基本相同，但要注意注意：.点火前各疏水阀及空气阀关闭。.点火后5%疏水旁路阀全开5min，旁路投入时要缓慢开启，投入后及时调整5%疏水阀，用其配合来控制炉升温、升压，主蒸汽温升率不大于2℃/min。.根据负荷情况及汽机许可条件下启动制粉系统，升负荷。.启动过程中，汽包壁温差≯40℃。.温态启动和热态启动允许汽包饱和温度升温率＜120℃/h.冲转参数由汽机确定。7.机组按汽机要求升负荷。第三章锅炉机组的停止第一节停炉前的准备工作3.1.1.正常停炉，必须得到值长的命令，并说明停炉目的，以便确定停炉方式。3.1.2.停炉前与化学、燃运、本机组及邻机组操作员联系。3.1.3.停炉前对设备进行全面检查，详细记录设备缺陷。3.1.4.接到值长停炉命令，运行人员应作好以下工作：.大修停炉前，了解原煤仓存煤情况，确定磨的运行方式，并要求燃运停止上煤，烧空原煤仓存煤。.小修及机组备用停炉前，也应根据原煤仓煤量情况通知燃运停止上煤。.检查助燃油枪备用良好，燃油系统运行良好，油库有充足存油，辅汽压力合适。.停炉前对锅炉受热面吹灰一次。.冲洗、对照双色水位计。.通知化学加药值班员停止加药。.定排一次。.通知汽机35%旁路投入备用。第二节滑参数停炉操作滑参数停炉指汽机主汽门、调速汽门全开，锅炉滑压、滑温、降负荷，保证蒸汽压力、温度、流量适应于汽机滑压滑温降负荷的要求直至负荷至零，汽机停机，锅炉熄火停炉。3.2.1.滑压、降负荷：.负荷由100%—60%.目标负荷及负荷变化率：a、目标负荷60%。b、负荷变化率3.0MW/min。.主蒸汽压力目标值及主汽压力变化率：a、主蒸汽压力目标值：12.0MPa。b、主蒸汽压力变化率：0.1MPa/min。.主汽、再热汽温度保持稳定不变。.降负荷方法：A、均等降低给煤机给煤率，给煤机给煤率降至21T/H（230MW），然后从上层开始逐台停止制粉系统，操作如下：a、将欲停给煤机调节置“手动”，逐渐降低转速至最小值“15T/H”，建立点火源，关闭给煤机入口煤阀，待给煤机走空煤粉后停止给煤机，关给煤机出口煤阀，吹空磨煤机，停止其制粉系统运行（操作见FSSS）。b、注意汽压、汽温的调节。.负荷降至80%，稳定运行15min。.当负荷降至60%，启动电泵，停用一台汽泵。.负荷60%，主汽压力12.0MPa，主汽温度530℃，再热汽温度530℃，而后保持压力稳定12.0MPa，以不大于1.5℃/min降温速度将主汽温度降至500℃，再热汽温度降至480℃~490℃，且再热汽温不得超过主汽温度。3.2.2.滑压、滑温降负荷：.负荷由60%~30%时：.1.目标负荷及负荷变化率：a、目标负荷30%。b、目标负荷变化率0.85MW/min。.2.主汽压力目标值及主汽压力变化率：a、主汽压力目标值：5.5MPa。b、主汽压力变化率：0.061MPa/min。.3.主再热蒸汽降温速度不大于1.4℃/min。.4.以相同方法停止第二套制粉系统运行。.5.视燃烧情况，投入助燃油。按规定投入空预器吹灰。.6.以相同方法停止第三套制粉系统运行。.7.当给水流量降至30%时，给水自动切换为单冲量或手动控制。.8.通知解列电除尘器。.9.负荷30%时，主汽压力5.5MPa,主汽温度350℃，再热汽温度320℃。.负荷由30%降至15%。.1.汽机解列高加时，注意控制汽温、汽压。.2.以相同方法停止第四套制粉系统运行。.3.停止另一台汽泵运行。.4.负荷15%时，主汽压力3.0MPa,主汽温度300℃，稳定运行一小时。.5.负荷15%时，停用最后一套制粉系统，停用密封风机（操作见FSSS），两台一次风机。.6.主蒸汽吹灰系统汽源关闭，联系汽机投辅汽至空预器的吹灰汽源。.7.给水流量至15%时，给水切至15%的给水，旁路运行调节水位。.负荷由15%降至5%。.1.逐渐解列油枪。.2.降压率应据炉水降温率不大于1℃/min。.3.主汽降温率不大于1.4℃/min..4.摆动燃烧器调至水平位置。.5.负荷至5%时，联系值长，发电机解列，汽机打闸，锅炉熄火。.6.关闭汽包加药门，连排一次门，联系汽机停止连排系统运行，关闭各取样二次门。.7.开启有关疏水阀及5%疏水阀。3.2.3.汽轮发电机组解列停机、锅炉熄火及其注意事项和炉熄火后工作：.锅炉熄火，检查所有燃料全部切断。.手动调节送风量在30%～40％MCR通风量吹扫炉膛5~10分钟。.将事故放水电动门开关置手操或联系热工解列事故放水联锁，汽包水位上至最高可见水位，水位降低，应及时补水，但不可大量进水，待水位无明显下降时，通知停电动给水泵，开启省煤器再循环阀。.停炉后的冷却：.1.强制冷却：炉膛吹扫完毕，减少通风量至10%冷却炉膛，待空预器入口烟温降至203℃，停止送风机、引风机运行，开启引风机出入口挡板，调节挡板及预热器入口烟气挡板。空预器入口烟温降至120℃.2.自然冷却：炉膛吹扫完毕，密闭炉膛自然冷却，停炉8—10小时后可打开引风机出入口挡板，入口动叶及预热器入口烟气挡板自然冷却。通知炉零米值班员，停止捞渣机系统运行，液压关断门关闭；联系除灰值班员，停止除灰系统运行。.联系汽机停止向磨煤机灭火，燃油雾化供汽；待停炉后烟道无异常情况后，停止向空预器吹灰供汽。.炉膛出口烟温降至80℃以下时，才可停止扫描风机运行。.继续监视空预器出口烟温，发现有不正常升高时，立即到就地检查原因，如发现二次燃烧，按空预器着火处理。.空预器入口烟温降至120℃以下时，方可停止其运行。0.热炉放水，汽包压力0.5~0.8MPa,汽包壁温200℃以下时开始放水,汽包压力0.2MPa是开启汽包空气门.1.汽包压力为0.172MPa，炉水温度为90℃时放水。2.其它工作及注意事项按停炉时间及保养方式进行，见第四节《停炉后的保养》。第三节定参数停炉定参数停炉：单元机组负荷80％以上，汽机逐渐关小调门降负荷，锅炉降低燃烧率，维持主汽压力基本不变，主汽应保持100℃以上过热度，如主汽压力维持不住应降低其压力设定值。3.3.1.机组运行方式为定压方式，主汽压力16.0MPa。3.3.2熄火前保持两台引、送风机运行。3.3.3通知化学停止加药系统。3.3.4.锅炉熄火后电泵运行，锅炉汽包水位下降速度较慢时将汽包水位上至＋200mm。(应联系热工取消汽包事故放水保护或将其开关置手操)。3.3.5.其它操作同滑参数停炉，停炉后自然冷却。3.3.6.锅炉热备用的监视及操作：.注意汽包水位降至+200mm时，联系汽机操作员启动电泵补水。.空气预热器入口烟温150℃时，应注意监视运行中的空气预热器烟温、风温。.监视运行中的扫描风机。.注意汽包压力变化及汽包壁温差。.锅炉处于热备用状态，应有专人监视。第四节停炉后的保养3.4.1.湿法保养：保养时间保养部件名称水冷壁及省煤器过热器再热器主汽管道七天内满水+N2加压0.35MpaN2H4=200PPMNH3=10PPM充N2不处理充N2一个月以内N2H4=300PPMNH3=10PPM充N2充N2充N2一至六个月N2H4=700PPMNH3=10PPM充N2充N2充N.湿法保养期：(取消汽包水位高事故放水门打开之联锁或将其开关置手动位置).停炉七天内湿式保养操作：.1.为干燥再热系统，汽机解列后，开启高温再热器出口空气门，保持≤10％MCR燃烧工况（投油不超过一层），继续运行1小时，控制炉膛出口烟气温度≯538℃，防止汽水进入再热器系统。.2.炉熄火后，关闭再热器排空门，保持＋200mm汽包水位，关闭放水取样阀。.3.当炉水温度≤180℃时，通过化学在按保养期加适量N2H4及NH3，保持炉水N2H4＝200PPM，PH＝10。.4.当汽包压力降至0.2MPa时，开启N2系统减压旁路阀，检查N2压力在0.35MPa以上，开启过热器，汽包空气一次门，关闭过热器、汽包空气二次门，开启充N2阀，开始充N2。.5.维持过热器、汽包压力在0.35MPa以上。.停炉一个月以内，七天以上时：.1.汽机解列，锅炉熄灭后，保持汽包水位＋200mm；.2.炉水温度≤180，通知化学按保养期加适量N2H4及NH3，保持炉水N2H4＝300PPM、PH值＝10。.3.当汽包压力降至0.2MPa时，开启N2系统减压阀，检查N2压力值在0.35MPa以上时，开启汽包空气一次门，关闭汽包空气二次门，开启充N2阀，开始充N.4.维持N2压力在0.35MPa以上.5.过热器系统：a当过热器压力降至0.2MPa时，开始N2系统减压旁路阀，检查N2压力在0.35MPa以上时，开启过热器空气一次门，关闭其二次门，开启充N2阀，开始充N2b主蒸汽管道温度降至100℃以下时，维持过热器N2压力在0.35MPa以上c按保养期加入含有N2H4及NH3的水，N2H4＝300PPM、PH值＝10，充水温度与过热蒸汽管道温差≯50℃，方法：关闭汽包、过热器充N2阀，缓慢开启过热器空气阀，由过热器二级减温器上水，当空气阀连续冒水后关闭。d确认上满水后，开启汽包、过热器、省煤器充N2阀，维持汽包、过热器、省煤器N2压力≥0.35MPa。.6.再热器系统：a当再热器压力降至0.2MPa时，关闭再热器空气阀，b开启N2系统减压旁路阀，检查N2压力在0.35MPa以上时，开启再热器空气一次阀，关闭再热器空气二次阀，开启充N2阀，开始充N2c再热器温度降至100℃以下时，关闭充N2阀，维持再热器N2压力在0.35MPa以上。d按保养期加入含有N2H4及NH3的水，N2H4＝300PPM、PH值＝10，上水温度与再热蒸汽管道温差≯50℃，关闭再热器充N2阀，缓慢开启再热器空气阀，由再热器减温器上水，当空气阀连续冒水后关闭。e确认再热器上满水后，开启再热器充N2阀，维持再热器N2压力≥0.35MPa。.保养前再热器内已无压力，充N2前可由汽机开启35％低旁抽真空，然后充N2反复操作直到空气排净为止，而后注水。.停炉一个月以上时：操作及防腐措施同七天以上、一个月以下，只是将防腐的NH3、N2H4水浓度提高到N2H4＝700PPM、PH值＝10。.保养管理：.1.检查各系统空气压力≮0.35MPa。.2.每班应化验一次N2H4、NH3、PH值正常，否则视情况处理。3.4.2.N2置换发：.为干燥再热器系统，汽机解列后，开启高再出口空气门，锅炉保持≤10％工况(投油不超过一层).，继续运行一小时，控制炉膛出口烟气温度≯538℃，注意汽水不能再进入再热器系统(高压旁关)。.炉熄火后，再热器压力≤0.2MPa，关闭高再出口空气二次阀，开启N2阀，开始充N2，保持汽包水位＋200mm，关闭放水取样阀(汽包及连接处温差大，应力)。.当汽包压力降至0.2MPa时，开启N2系统减压阀，检查N2压力在0.35MPa以上时，开启汽包空气一次阀，汽包空气二次阀在关闭位置，开启充N2阀，开始充N2。.开启定排阀，下联箱放水阀，连排至定期排污扩容器阀门，省煤器放水阀，省煤器再循环阀，减温器排污阀减温水疏水阀，顶棚管入口集箱及环形集箱疏水阀等打开放水。.汽包、省煤器水放完后，关闭各放水阀及疏水阀、连排阀。.保持汽包、过热器、省煤器及主汽管道、再热蒸汽管道N2压力0.35MPa。.定期化验N2纯度，当纯度下降时，应及时开启充N2阀，边排边充直至合格。.如保养前系统已无压力，充前可由汽机抽真空，再充N2。3.4.3.干式保养法：停炉检修期间，无法采用湿法或充N2保养，可采用加NH3－N2H4钝化的方法在管壁内表面形成一层保护膜，防止锅炉腐蚀。.汽机解列后，确定主汽门关闭，停止连排，停止磷酸盐加药泵，联系化学启动NH3－N2H4加药泵，除养器下水管加NH3－N2H4溶液。.排尽磷酸盐加药箱内磷酸盐及管路磷酸盐溶液，装入NH3－N2H4溶液，启动磷酸盐加药泵，直接向汽包加药。.使炉水中，NH3－N2H4溶液浓度达300－400mg/L，炉水PH值＝10.5。.当汽包压力降至0.5～0.8MPa时，开启所有空气阀、定排排污阀、放水疏水阀、省煤器再循环阀、连排至定排截止阀等带压放水。.水放尽后，关闭上述等阀门，联系汽机抽真空。.放－抽交替，联系化学化验，直至合格。.停炉检修一月以上，应在余热烘干的基础上，在汽包及受热面联箱加入硅胶(吸水硅胶应放在布袋并有专用容器中),每月检查一次干燥剂及设备内壁的腐蚀情况。第四章锅炉机组检修后的校验与试验第一节电动气动阀门、风门、挡板校验4.1.1.校验注意事项：.检修工作结束，工作票注销收回，校验设备机械及电气、电动气动执行器完整。.各阀门、挡板标志准确，并注明全开全关位置。.承压系统的电动气动阀门不参与校验。.校验时就地与遥控位置专人负责。.校验送风机、引风机入口动叶时必须启动其液压油系统且正常。.校验结束详细记录，并通知有关人员。4.1.2.校验内容及标准：.就地手操，开关灵活，位置正确，高低限位可靠。.就地电动，开关灵活，位置正确，高低限位可靠。.遥控远动，开关灵活，位置正确，且远方开度与就地指示相符。.有停止按钮阀门应试验其停止位置动作正常。.电动机转动方向正确。.气动阀门开关灵活无漏气，压力表指示正常。4.1.3.校验方法：.联系电气、热工人员向各阀门、挡板控制器执行器送电。.联系空压机值班员送控制气源。.电气、热工值班员及检修人员共同参加对各阀门、挡板逐项校验。4.1.4.校验项目：除不能参加校验的各阀门，挡板之外，其余所有电动、气动阀门挡板均应参与效验。第二节锅炉机组联动保护试验要求及方法4.2.1.联动及保护试验要求：.参加试验辅机及辅属设备的热机、电气、热工检修工作结束，工作票注销，并收回。.有关电动阀、挡板、电磁阀电气系统正常。.控制气源压力正常。.热机保护、信号、仪表电源正常。.试验应在机组启动前进行；对于特殊情况，如某联锁回路检修需要试验时，应做好安全措施，不影响机组的正常运行。.试验由值长主持，热工、电气及检修负责人员参加。.先进行各风机、预热器、制粉系统与其附属设备联动及保护试验，再进行联锁试验，以上工作结束进行热机保护试验。4.2.2.试验方法：.锅炉设备试验分实际运行的动态试验和静态控制回路试验两种。.实际运行的动态试验时有关辅机及附属设备送动力电源及控制电源，将辅机按正常启动要求启动后进行试验。.静态控制回路试验时6KV辅机送控制电源(试验电源)，380V辅机送的动力电源与控制电源。.对不允许空载运行设备只校验控制回路情况。.注意如给煤机有煤时，其转速应设置为零。4.2.3.联锁功能：.两台运行中的空预器其中一台停运或故障跳闸时，延时5秒钟联锁跳闸同侧送风机、一次风机，RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机、给煤机。延时5分钟联锁跳闸同侧引风机。.两台运行中的空预器或唯一运行的一台空预器停运或故障跳闸时，MFT动作，所有一次风机、磨煤机、给煤机跳闸，延时5秒钟两台送风机跳闸，延时5分钟两台引风机跳闸。.两台运行中的引风机其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧送风机、一次风机，RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机、给煤机。.两台运行中的引风机或唯一运行的一台引风机停运或故障跳闸时，MFT动作，所有送风机、一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。.两台运行中的送风机其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧一次风机，RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机、给煤机。.两台运行中的送风机或唯一运行的一台送风机停运或故障跳闸时，MFT动作，所有一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。.两台运行中的一次风机其中一台停运或故障跳闸时，RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机、给煤机。.两台运行中的一次风机或唯一运行的一台一次风机停运或故障跳闸时，MFT动作，所有磨煤机、给煤机跳闸。.任意一台磨煤机跳闸时，联锁跳闸对应给煤机。4.2.4.锅炉大联锁试验：试验前汇报值长，联系电气。.6KV电动机送试验电源及操作电源，包括以下设备：.1.A、B引风机电机。.2.A、B送风机电机。.3.A、B一次风机电机。.4.A、B、C、D、E、F磨煤机电机。.380V电动机送动力电源及操作电源，包括以下设备：.1.A、B引风机#1、#2电机润滑油泵电机。.2.A、B引风机#1、#2液压润滑油泵电机。.3.A、B引风机#1、#2冷却风机电机。.4.A、B送风机#1、#2液压润滑油泵电机。.5.A、B一次风机#1、#2电机润滑油泵电机。.6.A、B、C、D、E、F磨煤机润滑油泵电机。.7.A、B空预器支撑轴承润滑油泵电机。.8.A、B空预器导向轴承润滑油泵电机。.9.A、B空预器主、辅电动机。.10.A、B、C、D、E、F给煤机电机。.11.A、B密封风机电机。.送上以上设备仪表电源及有关阀门、挡板执行器电源。.启动空压机送上控制气源。.单操或顺控启动：.1.A、B空预器。.2.A、B引风机。.3.A、B送风机。.4.A、B一次风机。.5.A、B、C、D、E、F磨煤机。.6.A、B、C、D、E、F给煤机。.试验步骤：投入大联锁软、硬开关。.1.停止A空预器主电动机和辅电动机（先停主电动机，辅电动机应联动）。a、延时5秒钟联跳A侧一次风机并发报警信号。b、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。c、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。d、延时5秒钟联跳A侧送风机并发报警信号。e、延时5分钟联跳A侧引风机并发报警信号。.2.重新启动以上跳闸转机，停止B空预器主电动机和辅电动机（先停主电动机，辅电动机应联动）。a、延时5秒钟联跳B侧一次风机并发报警信号。b、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。c、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。d、延时5秒钟联跳B侧送风机并发报警信号。e、延时5分钟联跳B侧引风机并发报警信号。.3.重新启动以上跳闸转机，同时停止A、B空预器主电动机和辅电动机。a、MFT动作。b、延时5分钟联跳A、B侧引风机并发报警信号。c、延时5秒钟联跳A、B侧送风机并发报警信号。d、延时5秒钟联跳A、B侧一次风机并发报警信号。e、联跳所有磨煤机并发报警信号。f、联跳所有给煤机并发报警信号。.4.重新启动以上跳闸转机，停止A侧引风机电动机。a、联跳A侧送风机并发报警信号。b、联跳A侧一次风机并发报警信号。c、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。d、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。.5.重新启动以上跳闸转机，停止B侧引风机电动机。a、联跳B侧送风机并发报警信号。b、联跳B侧一次风机并发报警信号。c、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。d、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。.6.重新启动以上跳闸转机，同时停止A、B侧引风机电动机。a、MFT动作。b、联跳A、B侧送风机并发报警信号。c、联跳A、B侧一次风机并发报警信号。d、联跳所有磨煤机并发报警信号。e、联跳所有给煤机并发报警信号。.7.重新启动以上跳闸转机，停止A侧送风机电动机。a、联跳A侧一次风机并发声光报警。b、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。c、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。.8.重新启动以上跳闸转机，停止B侧送风机电动机。a、联跳B侧一次风机并发声光报警。b、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。c、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。.9.重新启动以上跳闸转机，同时停止A、B侧送风机电动机。a、MFT动作。b、联跳A、B侧一次风机并发报警信号。c、联跳所有磨煤机并发报警信号。d、联跳所有给煤机并发报警信号。.10.重新启动以上跳闸转机，停止A侧一次风机电动机。a、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。b、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。.11.重新启动以上跳闸转机，停止B侧一次风机电动机。a、RB选跳F、E（F、D或E、D）磨煤机并发报警信号。b、联跳F、E（F、D或E、D）给煤机并发报警信号。.12.重新启动以上跳闸转机，同时停止A、B侧一次风机电动机。a、MFT动作。b、联跳所有磨煤机并发报警信号。c、联跳所有给煤机并发报警信号。第三节电动风门、挡板联动试验注：本试验可同辅机保护及联动试验或锅炉机组大联锁试验同时进行，进行本试验需解除A、B侧大联锁开关。4.3.1.空气预热器：4.3.1.1.A空气预热器辅电动机在“联锁”状态，检查允许条件满足时，启动A空预器主电动机，开启空预器出口一、二次风挡板。4.3.1.2.停止A空预器主电动机：联锁启动A空预器辅电动机，A空预器出口一、二次风挡板、入口烟气挡板不关。4.3.1.3.停止A空预器辅电动机：延时5min，关闭其入口烟气挡板，延时5秒钟关出口一、二次风挡板。4.3.1.4.B空气预热器辅电动机在“联锁”状态，检查允许条件满足时，启动A空预器主电动机，开启空预器出口一、二次风挡板。4.3.1.5..停止B空预器主电动机：联锁启动B空预器辅电动机，B空预器出口一、二次风挡板、入口烟气挡板不关。4.3.1.6.停止B空预器辅电动机：延时5min，关闭其入口烟气挡板，延时5秒钟关出口一、二次风挡板。4.3.1.7.重新启动A、B空预器，同时停止A、B空预器主、辅马达。4.3.1.7.1.联关A、B侧空预器出口一、二次风档板。4.3.1.7.2.A、B侧空预器入口烟气档板不关。4.3.2.引风机：4.3.2.1.启动A引风机，延时15s，联开出入口挡板，动叶释放至CCS，可调正常。4.3.2.2.启动B引风机，延时15s，联开入出口挡板，动叶释放至CCS，可调正常。4.3.2.3.停止A侧引风机电动机：4.3.2.3.1.联关A侧引风机入口动叶；4.3.2.3.2.联关A侧引风机出、入口挡板。4.3.2.4.重新启动A侧引风机，停止B侧引风机电动机：4.3.2.4.1.联关B侧引风机入口动叶。4.3.2.4.2.联关B侧引风机出、入口挡板。4.3.2.5.4.3.2.启动B引风机，同时停止A、B引风机电动机：A、B引风机入口动叶、出口入口挡板均不关，延时5min后关闭。4.3.3.送风机：.启动A送风机，延时15s，联开出口挡板，联开A空预器入口烟气挡板，动叶释放至CCS，可调正常。.启动B送风机，延时15s，联开出口挡板，联开B空预器入口烟气挡板，动叶释放至CCS，可调正常。.停止A侧送风机电动机：.1.联关A侧送风机入口动叶；.2.联关A侧送风机出口挡板。.3.联关A侧空预器入口烟气挡板。.4.释放动叶。.启动A侧送风机，停止B侧送风机电动机：.1.联关B侧送风机入口动叶。.2.联关B侧送风机出口挡板。.3.联关B侧空预器入口烟气挡板。.4.释放动叶。.启动B送风机，同时停止A、B送风机电动机：.1.联关A、B侧送风机入口动叶。.2.联关A、B侧送风机出口挡板。.3.A、B空预器人口烟气挡板不关。4.3.4.一次风机：.启动A侧一次风机，延时15s联开A侧一次风机出口挡板、冷风挡板、密封风联络挡板，释放入口调节挡板至CCS，可调正常。.启动B侧一次风机，延时15s联开B侧一次风机出口挡板、冷风挡板、密封风联络挡板，释放入口调节挡板至CCS，可调正常。.停止A侧一次风机电动机。.1联关A侧一次风机入口调节挡板。.2联关A侧一次风机出口挡板。.3联关A侧一次风机冷风挡板。.4联关A侧一次风机出口密封风联络挡板。.停止B一次风机电