煤质化验员岗位责任制
煤质化验员岗位责任制
1、在相关；领导的带领下，负责煤质分析的相关工作。2、煤质化验员应熟知和严格执行：
（1）熟悉掌握相关安全规定和各种操作制度。（2）本厂煤、灰取样地点、方法。
（3）本厂输煤、除灰系统及锅炉燃烧运行方式。
（4）掌握本实验室仪器使用方法和故障排除方法、异常情况分析等。3、煤质化验员应严守岗位，认真操作和分析，为厂部生产经营和节煤
小组提供可靠的实验数据。
4、煤质化验员是本工作室设备卫生和环境卫生的负责人，应随时作好
设备和环境的卫生工作。
5、煤质化验员应掌握实验室材料的使用情况，按要求合理提申材料及
配件计划。
6、按规程规定对各种煤进行煤样的采制、化验，及时监督煤质的变化
情况，发现异常，及时分析，及时汇报。
7、加强业务技术学习，不断总结经验，提高煤质监督质量。8、完成上级交给的其他临时性工作。
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燃料品质化验员岗位责任制
1、燃料化验员在企管部的领导下工作，执行企管部的工作指令和相应的技术指导，完成化学分析工作，指导锅炉安全经济运行。
2、按照化学监督要求，负责对入厂燃料、入炉燃料、炉渣和飞灰进行分析化验，及时向有关单位、部门提供化验分析报告。
3、能熟练进行水分、灰分、可燃物挥发性和发热量的测定。4、熟悉锅炉燃烧系统与燃料燃烧的一般基础知识，熟悉各种燃料品质指标对锅炉燃烧的影响，能提出由燃料品质变化而改变锅炉燃烧的建议。
5、每季度负责配制各种燃料样本及飞灰、灰渣的综合样品，备做分析。
6、贯彻执行《电业安全工作规程》和《火力发电厂燃料试验方法》，遵守劳动纪律，团结同志、积极参加公司的各项安全活动，在安全生产的前提下，保证化验操作的正确性和化验结果的准确性。
7、认真填写燃料化验报告表，收集整理保管各种燃料化验原始记录。
8、能正确使用燃料化验用的各类精密仪器、仪表，负责各种燃料化验设备、仪表的维修、保养工作，定期对仪器、仪表进行校验和标定。9、执行和完成公司领导和生产分公司临时交办的各项工作任务。
10、燃料化验员，应不断钻研业务技术，提高自己的理论水平与操作技能。
11、清理本岗位所辖卫生区的卫生，定期清洗玻璃仪器，做到文明生产。
燃料化验员安全职责
1、本安全职责规定了燃料化验岗位人员的安全工作职能、工作标准、工作程序、检查与考核。
2、在上级部门的领导下认真执行各项安全工作，自觉接受各级安全负责人的监督、指导。
3、了解《安全生产法》相关知识和熟悉电力工业管理法规，熟知《电业安全工作规程（机械部分）》，及消防规程有关条文的意义。
4、做好入厂燃料、炉前燃料、锅炉热力试验样品及飞灰、炉渣的监督、、制、化验工作的安全监督、监护。
5、有权对运行各值所取的煤样和化验质量进行检查，并及时纠正工作中的问题。
6、采样工作中有权制止无关人员进采样车和制样现场。7、有权拒绝接受上级布置的明显威胁人身和设备安全的指令。8、负责安全地进行入厂燃料的采样、制样工作。9、各种燃料的采样,除应按照中华人民共和国国家标准《商品煤的采取方法》(GB17583)执行处，还应遵守厂部、分场制定的安全采样保证措施。
10、熟悉输送燃料系统和制粉系统；熟悉本岗位制备燃料样品的各种设备性能，掌握制备煤样设备的使用和维护。
11、熟悉并掌握采制方法、采制设备构造原理，不断提高采制水平。熟悉并掌握燃料的制备系统图，对采制的燃料样品的可靠性负责。
12、对因违反规程制度、不遵守劳动纪律和疏忽大意，所造成的人力、设备、仪器的事故负责。
13、精细使用种类仪器工具，设备不丢失、不损坏。
14、进行燃料的化验工作，各项试验必须按照部颁《火力发电厂燃料试验方法》执行。
15、掌握本岗位所用燃料质分析仪器、仪表的使用和维护，了解其工作原理。
16、应不断研究，熟悉并掌握燃料化验操作技术和化验设备的构造原理及性能，达到安全使用要求。
17、在工作中服从分配，认真完成本岗位的工作，并及时提出日化验报告，对化验结果的正确性负责。
18、主动了解燃料到货时间，做好采样准备工作。
19、能够熟练操作制样工具，发现制样工具出现异常现象，应立即停止制样，联系消缺，验收合格后方可投入使用。20、防止制样设备误用或不正确使用，禁止制样设备伤人事件和人为原因损坏设备。
21、对使用的高压气瓶经常检查并按要求存放，出现室内气温过高、漏气、压力表计失灵时，禁止使用，并及时联系消除隐患。22、认真管理高温、加热设备，禁止违章使用，不发生被高温、加热设备烫伤或高温、加热设备损坏事件。
23、在检查中发现其他班组或专责有违反规定和要求的情况，有权提出并要求改正。
24、有权阻止无关的人员进入燃料化验室。25、按照公司相关安全考核制度进行检查与考核。锅炉在哪些情况下要紧急停炉？
锅炉的事故很多，遇有下列情况应紧急停止锅炉的运行，立即切断燃料，停止全部火咀，再视具体情况，根据事故类别正确处理：（1）汽包水位低于极限值，使就地水位计见不到水位：（2）汽包水位高于极限值，使水位超过就地水位计上部：（3）锅炉所有水位表、计损坏，无法监视水位时，
（4）炉管爆破，经加强给水仍不能维持汽包水位或已造成炉膛灭火时；（5）主给水管道、主蒸汽管道和燃料管道发生爆破，无法切换，威胁到设备或人身安全时；
（6）压力超过安全阀动作压力，而安全阀不动作，同时主汽排空门无法打开时；（7）炉膛灭火；
（8）送、引风机故障、停止运转时；
（9）炉膛内部或烟道内发生爆炸，二次燃烧，炉膛冒项或炉墙塌落，以及其它损坏，使运行人员或设备受到危险时；
（10）安全阀动作后不回座，压力下降，汽温变化到汽机不允许时。引起供热系统水力失调的原因分析
产生水力失调的根本原因：在运行状态下，热网特性不能随用户需要的流量，实现各用户环路的阻力相等，也就是通常所说的阻力不平衡。产生水力失调的客观原因主要有以下几个方面：
1.热网管道规格的差异性。热网设计不可能不经过人为调节而实现各个用户环路的水力平衡。在设计时，一般是满足最不利的用户点所必需的资用压头，而其他用户的资用压头都会有不同程度的富余量。仅靠几种有限管材规格变化改变阻力是不能实现水力平衡的。在这种自然状态下分配各个用户流量，必然产生水力失调。
2.系统中用户的增加或减少，即网路中用户点的变化，要求网路流量重新分配而导致水力失调。
3.系统中用户热量的增加或减少，即用户流量要求的变化，也要求网路流量重新分配而导致水力失调。管网水力失调目前存在的错误做法
1.在系统设计时，热网各个用户环路的阻力达到平衡，实际上是比较困难的。循环水泵压头是按照最不利（阻力最大）环路所消耗的阻力确定的，因而在设计无误时，其他各个环路都存在剩余压头。这些剩余压头都要在系统正式运行之前通过初调节予以消除，如果不能消除，就会造成水力失调。在一般情况下，通过人工调节阀门实现系统阻力平衡是很困难的，由于调节过程互相影响，需反复调节，很难调节好。当系统用户数量或用户负荷变化时，还必须重新调节，通常方式是采用普通调节阀，或不具备调节功能的蝶阀、闸阀进行运行调节，不但调节工作量大，而且调节效果很差。
2.采用“大流量，小温差”的运行方式。它是在用户出现冷热不均、水力失调现象时，增大循环水泵，采用“大流量，小温差”的运行方式。实践已证明，这是一种不可取的技术措施。因为这样做的结果，过冷用户循环水量会有些增加，效果会得到一些改善，但过热用户更加过热。这一运行方式不符合节能减排要求，应当淘汰。3.降低水力失调的方法
（1）附加阻力平衡法。在用户系统入口安装自力式平衡阀（流量调节器）或压差控制阀（量调节时采用），消除进入用哀悼系统的剩余压头，保证各热用户流量恒定。这是已被实践证明行之有效，目前正在大力推广的技术措施。在热网流通能力和循环水泵流量足够时，经许多改造实例证明效果良好。这种技术称为“附加阻力平衡”，其特点是循环水泵可在高效点工作，减少过热部分用户的热量浪费，节能效果显著。
（2）附加压头平衡法。用附加压头提高用户不足的资用压头，是在系统循环实际扬程不够时，采用具有低扬程、小流量的水泵，来提高用户系统的压头。经过多年试验运行，技术上是可行的。这种在用户系统入口安装不同规格的小水泵，来补助资用压头的欠缺部分，使各个环路实现阻力平衡的措施，称为“附加压头平衡”技术。它的特点是除了具有“附加阻力平衡”技术所能获得的节能效果外，还可降低水泵电耗，节能效果显著。4.水力失调综合治理的经济效益
目前一些供热公司在解决热网水力失调时，根据用户的实际情况，推行水力失调的综合治理技术措施，即根据系统实际情况，同时或单独应用附加阻力技术、附加压头技术和更换设备（包括管道和附件）等措施，实现技术和经济效益最佳化。这种做法既可用于旧系统的改造，也可用于新系统的设计。旧系统是指当前运行的系统，其管道、设备和附件等一般都已齐全，型号、规格、性能均已确定。为准确诊断系统存在的问题和位置，首先应对现用的热网进行校核性水力计算，然后根据计算数据分析问题及原因，最后才能制定行之有效和经济效益好的技术措施。采取的各种技术措施，既可单独使用，又可联合实施。在实施前对各种方案进行技术经济论证，比较投入和产出，择优确定最佳实施方案，为用户创造了良好的经济效益和社会效益。
热水锅炉运行调整工作标准
一、系统运行调整
1.调节可分为集中调节和局部调节两种方式。
(1)集中调节。即对锅炉的热水温度和流量进行调节，也就是调节锅炉的供热量。这种调节可在锅炉房中进行，主要用在整个系统网路的供热调节。
(2)局部调节。即对各类用热单位局部通过系统网路的支管路上的阀门改变热水流量，以调节其热量。2.系统运行中要将上述两种调节方式很好地结合起来。一般正常运行时，局部调节工作做好后，每昼夜中可用间歇运行来调节房间的供热；当气温变化时，可用集中调节的方式进行操作。
二、运行参数的控制与调整1.运行温度的控制
水温是热水锅炉运行中应严格监视和控制的指标。
(1)热水锅炉出水温度应低于运行压力下相应饱和温度(即锅水汽化温度)20℃以下。(2)同一锅炉内各回路间水的温度偏差不得超过10℃。(3)省煤器出水温度应低于运行压力相应的饱和温度20℃以上。
(4)并列运行热水锅炉的出水温度也应随时加以控制调节，使其保持一致，具体方法是：①在供热负荷不很紧张的情况下，可采用减弱燃烧的方法使出水温度较高锅炉的水温相应降低。②在供热负荷比较紧张的情况下，则宜采用开大出水温度较高锅炉回水阀门的方法来降低出水温度。2.运行压力的控制
(1)正常运行时，热水锅炉的压力应当是恒定的，其压力值在采暖系统设计时已确定，一般不需要司炉人员调整。
(2)热水锅炉的压力不准超过或低于允许的压力值，因此，热水锅炉运行时应随时监视与控制锅炉本体介质压力、回水压力和循环水泵出、入口压力，并使其保持稳定，一旦发现压力波动较大，应及时查找原因，并及时处理。
(3)正常运行时，锅炉本体上的压力表指示总是大于回水包上的压力表的指示值，且两者差值应当是恒定的。若两者差值不变但数值下降，说明系统中水量在减少，应增加补水，经补水后，压力仍然不能恢复正常，说明系统严重泄漏，应立即采取措施。若锅炉压力不变，回水管压力上升，表明系统有短路现象，即系统水未经用户或甩部部门用户直接进入回水管。
(4)在有多台锅炉运行情况下，其本体上压力表指示压力应一致。3.炉膛负压的调整
(1)锅炉正常运行时，一般应维持一定的炉膛负压。
(2)炉膛压力高时，火焰可能喷出，损坏燃烧设备或烧伤人员；而炉膛负压过大，会吸人过多的冷空气，降低炉膛温度，增加热损失。通常炉膛负压在0～30Pa。
三、排污除污和除灰1.排污
热水锅炉的排污主要是排出沉积在锅筒、集箱底部的泥渣、污垢。其排污装置和方法与蒸汽锅炉相同，但热水锅炉排污时应注意以下几个问题：
(1)热水锅炉的排污要在压火后，最好是停泵时进行。此时锅炉内水流平缓，渣垢易积聚，排污效果好。(2)当锅炉内水温超过100℃时严禁排污，否则，大量锅水排出会造成锅炉内压力急剧下降，引起锅水汽化。(3)热水锅炉排污一般可每周排放一次，如采用锅内加药处理或水质较差可适当增加。2.系统除污
在热水供热系统中，为防止回水将管网与用户中的污物杂质带入锅炉，在系统回水干管上都有除污器。经过一段时间运行后，污物会在除污器中聚积，每隔一定时间将除污器打开、清除污物的过程称为除污。(1)一般除污器除污可每月进行一次，操作时先打开除污器旁路管上的阀门，然后关闭除污器的进、出水阀门，使系统水绕过除污器，经旁路管进入循环水泵，然后放掉除污器内的积水，打开除污器清除污物。清除后用清水将除污器冲洗干净。
(2)每年采暖季节结束后，应将除污器打开，彻底清理杂质污物。
3.除灰同蒸汽锅炉一样，热水锅炉也必须对受热面进行除灰，热水锅炉除灰采用空气吹灰，空气吹灰方法与前面所述相同。
四、热水锅炉运行时的注意事项1.经常排气
运行中随着水温升高和补给水进入锅炉，会不断有气体析出，司炉人员要经常开启放气阀进行排气。否则会使管道内积聚空气，甚至形成空气塞，影响水的正常循环和供热效果。2.防止汽化
热水锅炉一旦发生汽化现象，轻者会引起水击，重者使锅炉压力迅速升高，以致发生爆炸等重大事故。为了避免汽化，应使炉膛放出的热量及时被循环水带走。为此司炉人员必须严密监视锅炉出口水温，使水温与沸点之间有一定的差值，并保持锅炉内的压力恒定，同时还应使锅炉各部位的循环水流量均匀。一旦发现温度和压力异常，要及时查找原因，采取相应措施予以解决。3.减少补水量热水采暖系统中，应最大限度地减少系统补水量。因为补水量的增加不仅会提高运行费用，还会造成热水锅炉和网路的腐蚀和结垢，所以，司炉人员应经常检查网路系统，发现漏水应及时修理，同时要加强对放气。
2、流化床锅炉运行中如何调整，使机组安全经济环保运行。
风量的调整：为了减少排烟损失同时保证减少化学不完全燃烧损失，一般控制烟气氧量在2～3％。当负荷变化时应根据烟气含氧量适当按比例调整一二次风量。调节一次风量是不会引起结焦的，当然一次风量在调节时应不低于临界风量。一次风改变主要是调节密相区的高度。一次风除了流化床料外，还起着控制床温的作用，当相同的总风量时，一次风所占的比例越大床温就越低，因为一次风比二次风更能带起物料增大物料循环量，加强了换热。锅炉正常运行过程中，一次风量远远大于床料流化所需要的流化风量，它的主要作用是控制床温，当床温在适宜范围内，床中和床下温差在10℃以内，不再继续扩大，则一次风量是适当的，这时可通过调节二次风来调整燃烧。另外，尽量用加大二次风来满足氧量要求，还有两个好处，一是能节约厂用电。因为一次风比二次风的压头要高的多，当提供相同的风量时一次风机的出力是大于二次风机的出力的。二是减少风冒磨损。一次风大，风帽出口风速就相应提高，风的刚性加强，对周围的风帽磨损就增大。另外，二次风射流的刚度应尽量加大，有利于炉膛下部中心缺氧区的减小。3、床温和烟温的控制。
控制好床温和烟温对运行的经济性和SO2的排放及NOx的排放都有较大影响。床温在850~890℃，脱硫剂的脱硫效果最佳，这一温度也正是锅炉正常运行的床温范围。当床温控制在790~900℃之间时，NOx的排放量最低。而对煤的燃烧来说，在相同的床压下则床温越高越容易燃尽。但床温过高容易造成结焦，同时各非金属膨胀节的运行温度不能超过1000℃。所以应尽量控制床温在900～920℃左右。上面已经说过一二次风量的调整如何影响床温了，另外，在相同负荷下影响床温的重要因素还有床压和床料粒度。相同负荷下床压越高床温越低。床温和床压都会影响燃烧，床压偏低煤进炉后由于加热的物料少，下煤口的床温就会偏低，使着火推迟且床温不均。所以要控制床压合适，在负荷80～135MW之间一般床压相应在5～8kPa之间变化，当然随煤种的不同和煤粒度的不同床压也应相应调整。床压的调整已床温尽量控制在900～920℃，且各测点床温均匀，下煤口床温不偏低为宜。床压调整一般通过控制排渣量来完成。全关排渣也无法提高时可以适当加入床料。有时然用的煤发热量太低且小石子较多时会出现密相区下部某个小区域床温逐渐下降，最后降到300～400℃。点相应油枪把它烧起来以后过一段时间又降。这时可调整相应的床上油枪冷却风量，加大床料的横向扰动，加强密相区的横向换热，使床温均匀。当煤的发热量比设计值高很多时，会出现旋风分离器燃烧份额增多，出口烟温高。这时，我们加大一次风量会有一点效果。
床料的粒度对床温的影响也很大。床料过粗，密相区高度降低，循环物料减少，换热减少，床温就会升高。当床料过细，循环物料增多，床温降低。所以必须控制床料粒度合适。在升炉过程中最明显，由于长时间没排底渣，床料粗大化，常常出现床温过高而带不上负荷的事，运行两天后就自然会好了，这也与加入床料的粒度、密度有关。运行中可以通过置换床料来控制床料粒度。
4、SO2排放量的控制一般都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。但影响循环流化床锅炉脱硫效率还有床温，石灰石粒度等。改变粒度合格的石灰石量，可控制SO2的排放量，在一定范围内，随石灰石给料量的增加，SO2的排放量明显降低。床温在850~890℃，脱硫剂的脱硫效果最佳，这一温度也正是锅炉正常运行的床温范围。所以锅炉运行时的床温控制也是对SO2排放量的控制。石灰石在炉内的停留时间决定了石灰石的利用率，在锅炉运行条件不变的前提下，石灰石在炉内的停留时间取决于石灰石的粒径大小，所以选择合适的石灰石粒径是至关重要的。粒径在100~500mm范围内的石灰石在炉内停留时间最长，大于或小于这个粒径范围都将缩短其在炉内的停留时间。另外，合适粒度的石灰石分解形成的CaO和硫酸盐化形成的CaSO4都是极好的床料。石灰石的结构特征也影响脱硫效果。
锅炉回料阀返料不稳的原因及解决办法
我厂是HG240t/h循环流化床锅炉，采用U型密封阀，投运一年多以来，多次出现由于回料阀返料不稳，造成床压满表，使得一次风量小于最低流化风量或炉膛负压超三值而发生MFT，被迫停炉的事故。通过对历次事故数据的分析，我发现回料阀返料不稳多发生在下列几种运行工况下：1.
低负荷运行一段时间之后，即蒸发量小于140～160T/H连续运行时间超过4～6个小时。2.
密相区下部床压长时间低于3KPa运行。由于低床压运行即使返料不稳也基本不会造成压床，所以这一点容易被人们忽略。3.
一二次风配比严重失调，主要是一次风量明显大于正常所需风量时。4.
一次风，二次风，返料风和松动风进行大幅度的调整以后。5.
煤质发生变化时。
对以上的现象进行总结，不难发现以下几个问题：
1.低负荷和低床压都会使得参与外循环的物料减少。一次风量太大，虽然可以使分离器的效率提高，但由于烟气流速的增加，烟气的夹带和扬析加剧，烟气所带走的灰分也会增加，同样会使得参与外循环的物料减少，料腿料位下降。
2.低负荷对应的是低风量，风量的减少使得分离器入口烟气流速降低，分离器的效率与烟气流速呈非线性正比关系，这样也会使得参与外循环物料的减少，使得料腿料位下降。
3.煤的粒径变大，灰分降低，矸石含量增大，同样会使得参与外循环的物料减少。
由于料腿料位的下降，当运行工况发生变化，如：炉膛负压，床压，风量，给煤量等有耦合关系的参数发生波动时，有可能会使得回料阀下降段压力小于上升段压力，出现返料中断的情况。也可能出现料腿吹空，返料风反串，封住分离器分离下来的循环灰，使得循环灰在分离器下部喇叭口堆积。循环灰一旦堆积到一定程度，由于自重，振动，负压波动等原因突然大量进入料腿，造成返料量激增，床压快速增高的现象。这两个原因也是我厂锅炉在返料不稳时返料风和松动风大幅波动的原因所在。从我厂锅炉低负荷返料不稳时，出现过两次从料腿4米处的人孔处向外喷灰的问题也可以证明有返料风反串的现象。针对这种情况，从运行的角度考虑，应注意以下几点：
1.负荷变动时尽量避免大增大减，使各参数平稳的进行变化。正常运行时风量不要频繁的进行大幅度调整。
2.建议在锅炉启动前安排进行最小返料风和松动风试验，以便在低负荷工况时对返料风和松动风的风量和风压进行调整，防止发生循环灰在分离器下部喇叭口堆积的情况。我个人认为低负荷时应适当降低返料风和松动风风压和风量，但松动风风门的开度始终要大于返料风门风门的开度。
3.低负荷时床压不要降得太低，蒸发量低于160T/H时可以不考虑氧量增大问题，二次风量不再同步调整，避免分离器入口烟速降低太多，影响分离器效率，这样可以保证炉内的循环物料不至于太少。
4.煤质发生变化时，运行应密切监视炉膛差压（密相区上部床压与炉膛出口压力的差值），一般保持炉膛差压在0.8～1.2KPa，从而保证分离器进灰量维持在一个相对稳定的工况下。
循环流化床的变工况过程实质上就是一种吸放热量和内外物料循环从一种平衡状态过度到另一种平衡状态的过程，也许需要数小时的调整才能使外循环物料平衡稳定，在调整时不能急噪要循序渐进，及时调整但也不要频繁调整。
以上所谈仅仅是从运行角度出发进行讨论，不包括因设备安装，检修，返料阀故障等原因造成的返料不稳，也只是我的一点个人看法，还不很成熟，希望领导多提宝贵意见。（数据以我厂#1炉为主要参考）
三、返料系统运行工况分析由炉膛出口的高温烟气，经过高温旋风分离器的分离捕捉，返料灰由返料立管进入返料装置，在返料风的流化和输送下，返回炉膛再次燃烧。根据运行数据分析，返料装置内的返料温度明显高于炉膛出口温度甚至高于床温，因此，返料在返料装置内还发生一定程度的二次燃烧，这个特点，也是运行调整不当造成返料结焦堵塞的主要原因。四、返料结焦的现象1.返料温度急剧上升；2.锅炉负荷急剧下降；3.床温猛涨，烟气含氧量明显高于正常运行值；4.炉室差压、返料风量突然下降；5.从返料观察孔看不到返料流动。五、返料结焦堵塞的类型在我厂3＃锅炉运行初期，返料系统运行极不稳定，结焦堵塞事故频繁，主要有以下三种类型：1.超温渐进式：返料运行调节不当，返料温度或局部返料温度长期高于设计值，当局部返料温度超过灰熔点后，造成返料局部结焦，并以此为核心向周围漫延，最终整个返料系统结焦。这种方式是渐进式的，从返料出现异常到全面结焦，通常要几个小时甚至十几个小时，运行人员不易及时发现。
2.超温突发式：返料温度瞬间急剧上升，超过灰熔点造成返料结焦，这种方式在几分钟内瞬间发生，运行人员对返料温度失去控制。
3.异物堵塞式：返料系统内耐火材料脱落，堵塞返料装置，造成返料流动不畅，返料结焦。六、返料系统结焦堵塞的解决措施
在返料系统中，返料回送装置可等效为图2的流动密封U型阀模型，它由一个带溢流管的鼓泡流化床和返料立管组成，二者之间有一个隔板，采用空气流化。U型阀中压力略高于炉膛，从而可以防止炉膛内空气流入立管。返料在返料立管内形成h高的返料层，其高度根据负荷及返料量自行调节，从而使其产生的压头与通过返料U型阀的压降及驱动固体颗粒流过所需的压头平衡。
此外，返料还与返料风反应，发生一定程度的二次燃烧，这也是返料床温度高于炉膛出口温度的原因。要防止返料超温，应注意以下几个方面：
1．控制返料温度≤950℃，最高不超过1000℃。
2.防止返料床流化状态破坏，造成返料局部超温引起渐进式结焦
在实际运行中，维持炉膛内料层高度和控制合适的返料风量是保持返料床良好流化的主要手段。炉膛内料层高度过高对于返料流动阻力增大，返料流动不畅容易堵塞；返料风量应随着锅炉负荷及返料量动态调节，过小和过大对返料运行都是不利的：返料风过小达不到返料床流化风量，返料无法流动；返料风过大，返料床容易形成沟流，并且返料风反串上立管，也容易破坏返料回送装置的正常运行，造成立管结焦。我厂在3＃炉运行初期，由于担心返料超温，返料风量大大高于锅炉厂设计值，结果未能有效防止返料结焦，后来我们控制返料风量保持在锅炉设计范围，返料结焦现象得到有效控制；另外锅炉长期超负荷运行造成返料量过大也是返料结焦的一个原因。
3.控制返料中可燃物比例，防止返料二次燃烧过于剧烈，是防止返料结焦的关键
返料中可燃物含量，是由炉膛内的燃烧状况确定的，返料中可燃物含量过高主要由以下三个方面的因素引起：
A．风煤配比不当、炉膛内料层高度过低，使炉膛内燃烧不充分，大量含碳飞灰由烟气带出，经返料系统收集后，在返料床内燃烧超温引起返料结焦。通常这种方式是渐进式的，不易被运行人员及时发现。B．点火时床温上涨失控，为抑制床温上涨，加大锅炉风量速度过快
在锅炉点火启动阶段，特别是点火后期，由于运行操作不当，床温上涨过快失去控制，运行人员往往大幅度加大一次风甚至启动二次风机降温，造成返料瞬间超温结焦堵塞。这是由于在锅炉启动阶段，床温水平较低，燃烧不充分，如果急剧加大风量，势必造成返料量急剧增加，大量未完全燃烧的飞灰进入返料装置，返料剧烈燃烧造成超温结焦。对于这种情况，最有效的办法是保持一次风量基本不变或小幅增加，立即放部分底料压制床温上涨，如果无效直接压火，因为即使炉膛结焦，处理起来也比返料结焦容易得多。
C．锅炉断煤熄火后，为了挽救床温，运行人员处理不当，向炉膛内加煤过多。由于锅炉熄火后，入炉煤在锅炉内不能燃烧，大量煤粉被飞灰带出，引起返料瞬间超温结焦。在处理这类结焦事故时，从返料灰变黑就可以得到印证。后来我们规定在锅炉床温低于650℃时停止给煤，投入油枪助燃，使返料结焦得到有效控制。4．防止返料装置耐火材料脱落堵塞返料装置
返料装置中耐火材料脱落，主要由三方面原因引起：（A）耐火材料质量差；（B）返料装置建成后保养烘炉不良；（C）锅炉启停速度过快。
对于（A）、（C）两种情况，这里不作讨论，现就返料系统的养护和烘炉事项作一个简要介绍：
对于循环流化床锅炉而言，返料系统的烘炉往往是难点和死角，用常规的木材和油枪烘炉，由于返料量少，返料系统达不到设计烘炉温度。我们在4＃锅炉低温烘炉阶段向炉膛内定期人工加入煤灰，在中温烘炉阶段向炉膛内定期人工加入煤粉，对于控制返料系统在中、低温阶段的温升，起到了良好的效果，目前4＃锅炉运行1年半以来，没有发生大面积耐火材料脱落现象。
对于返料系统，定期检查返料风帽，清理返料系统脱落的耐火材料等杂物，也是保证锅炉稳定运行的一项重要定期工作。
七、结束语
针对高温分离返料系统运行调节不当容易发生结焦事故的情况，只要弄清了返料结焦的原因并采取相应有效措施，是完全可以预防和杜绝的。
锅炉运行规程
201*-08-08发布
目录
第一部分：系统运行规程51.锅炉机组的简要特征--71.1.简介--71.2.简要特征--72.附属设备设计规范--92.1.辅机规范--92.2.保护装置规范--12
2.3.厂用6000V及400V各段接锅炉设备名称：--123.设计燃料特性（靖远红会1、3、4矿混煤）--144.锅炉简述--144.1.炉膛水冷壁--154.2.汽包及内部设备--4.3.燃烧设备--164.4.过热器及汽温调节--164.5.省煤器--164.6.空气预热器--174.7.锅炉范围内管道--174.8.吹灰装置--174.9.除渣系统--175.制粉系统简述--186.锅炉机组启动--196.1.检修后的验收--196.2.主要辅机的试运行--196.3.基本试验项目和方法--206.4.启动前的检查--246.5.启动前的准备--276.6.点火及升压操作--307.锅炉运行中的控制与调整--347.1.运行调整的主要任务--347.2.主要控制参数及限额（表）--347.3.燃烧调整--347.4.汽包水位调整--357.5.蒸汽压力调整--357.6.蒸汽温度的调整--357.7.锅炉排污--368.制粉系统的远行--378.1.制粉系统启动前的检查--378.2.启动操作--378.3.制粉系统运行调整--378.4.制粉系统的停止--39
8.5.螺旋输粉机（绞龙）的启、停及维护--398.6.主要辅机的运行--398.7.各转机所加润滑油附表--419.锅炉机组的停止、运行--429.1.停炉前的准备--429.2.滑参数停炉--42
9.3.停炉过程中的注意事项--439.4.停炉后的冷却--4310.锅炉的防腐--4410.1.充压防腐--10.2.干式防腐--45
第二部分：锅炉事故处理规程471.总则--49
2.事故处理规程--492.1.事故及故障停炉--492.2.锅炉减水--502.3.锅炉满水--502.4.水冷壁管爆破--512.5.省煤器管损坏--512.6.过热器管损坏--522.7.汽水共腾--522.8.水面计损坏--532.9.锅炉灭火--532.10.尾部烟道再燃烧--542.11.负荷突降--552.12.六千伏厂用电中断--552.13.380伏厂用电中断--562.14.仪表电源中断--562.15.汽水管道水冲击--572.16.吸风机跳闸--572.17.送风机跳闸--582.18.给粉机电源中断--582.19.安全门误动作--592.20.减温器损坏--59
2.21.紧急停止制粉系统之规定--592.22.制粉系统爆炸--602.23.磨煤机入口堵煤--612.24.磨煤机满煤--612.25.回粉管堵塞--622.26.旋风分离器堵塞--622.27.磨煤机油泵跳闸--632.28.排粉机跳闸--632.29.一次风压回零--64
2.30.有关高压电机强合闸的规定--642.31.有关高压电动机启停操作注意事项--642.32.电动机的事故--65
2.33.电机两相运行的危害及处理--65第三部分：锅炉辅机规程1.启动锅炉--691.1.锅炉简述--691.2.设备规范及特性--69
1.3.锅炉启动前的检查与准备--701.4.点火与升压操作--711.5.运行调整与维护--731.6.锅炉的停运与保养：--751.7.事故处理--76
1.7.1.锅炉事故处理原则--761.7.2.紧急停炉规定--761.7.3.锅炉减水--761.7.4.锅炉满水--771.7.5.锅炉灭火--771.7.6.汽水共腾--781.7.7.水位计爆破--781.7.8.负荷突降--781.7.9.水冷壁爆破--791.7.10.过热器管损坏--791.7.11.烟道再燃烧--79
1.7.12.锅炉房380伏厂用电中断--802.除渣、除灰系统运行--812.1.系统概述--812.2.设备规范--812.3.除渣系统的运行--83
2.3.1.系统投运前的检查及准备--832.3.2.系统投运与除渣操作--852.3.3.设备维护与检查--852.3.4.系统停运操作--852.3.5.常见故障与处理--862.4.除灰系统的运行--88
2.4.1.系统投运前的检查与准备--882.4.2.电场的投入操作及维护--89
2.4.3.卸灰操作（以一电场连续卸灰为基础）--902.4.4.除灰系统停运操作--902.4.5.常见故障及处理--902.5.仓泵--932.5.1.设备简介--932.5.2.设备规范--2.5.3.面板布置--932.5.4.运行操作--942.5.5.常见故障及处理--942.5.6.注意事项--95
3.喷雾增湿简易脱硫系统--963.1.系统简介--96
3.2.主要技术参数和设备规范--973.3.操作运行--973.4.系统的安全运行--993.5.常见故障及处理措施--99
3.6.系统（或局部）停运期间的注意事项--1004.灰水闭路循环--1004.1.设备规范--100
4.2.系统投运前的检查与准备--101
4.3.灰水闭路循环投运时,系统各阀门所处的位置.1014.4.投运操作步骤--1014.5.停运操作步骤--1014.6.注意事项--1025.声波清灰控制器--1025.1.概述--102
5.2.声波清灰控制器自动运行时的操作步骤--1025.3.声波清灰就地操作箱的手动操作--1035.4.故障处理--1036.空气压缩机远行--1046.1.设备简介--104
6.2.#0、1空气压缩机运行--1046.2.1.设备概述--104
6.2.2.设备规范及主要技术参数--1056.2.3.操作规定--105
6.2.4.冷却水（除盐水）投入及操作注意事项--1066.2.5.常见故障及处理--1076.3.#2（#3）空气压缩机运行--1086.3.1.设备概述--1086.3.2.设备规范--108
6.3.3.空压机的检查、启动、停止--1096.3.4.常见故障与处理--1107.燃油设备及远行--1127.1.设备、系统简介--17.2.设备规范--1137.3.重油卸油操作--1147.4.供油操作--1157.5.油罐压油操作--1167.6.滤过器吹扫操作--1167.7.倒罐操作--1167.8.倒泵操作--1177.9.正常维护--117
7.10.供油系统全停及扫线操作--1177.11.轻油供油操作--1187.12.污油回收操收--118
第一部分：系统运行规程
目录
1.锅炉机组的简要特征--71.1.简介--71.2.简要特征--72.附属设备设计规范--92.1.辅机规范--92.2.保护装置规范--12
2.3.厂用6000V及400V各段接锅炉设备名称：--123.设计燃料特性（靖远红会1、3、4矿混煤）--144.锅炉简述--144.1.炉膛水冷壁--154.2.汽包及内部设备--154.3.燃烧设备--164.4.过热器及汽温调节--4.5.省煤器--164.6.空气预热器--174.7.锅炉范围内管道--174.8.吹灰装置--174.9.除渣系统--175.制粉系统简述--186.锅炉机组启动--196.1.检修后的验收--196.2.主要辅机的试运行--196.3.基本试验项目和方法--206.4.启动前的检查--246.5.启动前的准备--276.6.点火及升压操作--307.锅炉运行中的控制与调整--347.1.运行调整的主要任务--347.2.主要控制参数及限额（表）--347.3.燃烧调整--347.4.汽包水位调整--357.5.蒸汽压力调整--357.6.蒸汽温度的调整--357.7.锅炉排污--368.制粉系统的远行--378.1.制粉系统启动前的检查--378.2.启动操作--378.3.制粉系统运行调整--378.4.制粉系统的停止--39
8.5.螺旋输粉机（绞龙）的启、停及维护--398.6.主要辅机的运行--398.7.各转机所加润滑油附表--419.锅炉炉机组的停止、运行--429.1.停炉前的准备--429.2.滑参数停炉--42
9.3.停炉过程中的注意事项--439.4.停炉后的冷却--4310.锅炉的防腐--4410.1.充压防腐--4410.2.干式防腐--1.锅炉机组的简要特征1.1.简介1.1.1.锅炉型号：BG－410／9.8－M1.1.2.制造厂家：北京巴布科克威尔科克斯有限公司1.1.3.制造日期：一九八七年1.1.4.投产日期：#1炉1989年；#2炉1990年1.2.简要特征1.2.1.主要设计参数序号1234567891.2.2.燃烧室项目额定蒸发量过热蒸汽压力汽包工作压力过热蒸汽温度给水温度热风温度排烟温度锅炉效率燃料消耗量项目容积宽度深度容积热负荷截面积热负荷理论燃烧温度炉膛出口温度过剩空气系数假想切圆直径项目低位运转层高位运转层单位t／hMPaMPa℃℃℃℃%kg／s单位m3mmKW／m3KW／m2℃℃mm单位mm数值4109.8111.2854021833114191.6113.23数值25459.989.981243155.2202210961.2600数值933备注100kg／cm2115kg／cm213.53MPa47.63T／H备注备注序号123456789序号121.2.3.重点标高3451.2.4.锅炉水容积汽包中心线锅炉最高点炉膛顶棚管项目水压实验时正常运行时项目过热器省煤器炉本体烟气炉本体空气一次风二次风单位m3m3mmm数值176.6113单位MPaMPaPaPaPaPa42.6049.3239备注数值1.360.081318133273.2660.52921.2序号12序号123456名称一次风二次风序号121.2.5.汽水烟风阻力备注1.2.6.燃烧器设计特征（直流4组／台炉）风率（%）风速（m／s）风温（℃）每角喷口截面（m2）3030550.371366483200.8910项目出力压力单位kg／HMPa数值10002.45备注重油（90℃）1.2.7.油燃烧器（机械雾化8只／台炉）1.2.8.各种工质、介质温度,序号123456789101112项目炉膛出口烟气屏过出口烟气高过出口烟气低过后烟气转向室出口烟气省上级出口烟气省下级出口烟气空预器上级出口烟气空预器下级出口烟气屏过入口蒸汽屏过出口蒸汽高过入口蒸汽单位℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃数值1093966.3759.1566.5555.8420.2294.5343141.2375.3455.8487.6备注排烟温度1314151617181920212223内径mm1600高过出口蒸汽低过入口蒸汽低过出口蒸汽省上级入口水省上级出口水省下级入口水省下级出口水空预器上级出口风空预器下级出口风空预器下级一段出口风空预器下级入口风壁厚mm100筒长m13.4全长m15℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃540332.1392.4232.9273.7218233330.7230.78530给水温度热风温度温风温度室温1.2.9.锅炉汽包（单段蒸发）材料正常水位线mm19Mn5中心线以下150规格32×432×4管材CT20CT20备注鳍片管CT201*4／侧规格377×25426×50133×10CT20（st45.8）1.2.10.省煤器序号名称单位1上级省煤器m2（mm）2下级省煤器m2（mm）1.2.11.膜式水冷壁面积13571943序号1234561.2.12.下降管项目总辐射受热面辐射传热量管径壁厚节距材料总数量名称集中下降管分配集箱集箱分配管材料单位m2KJ／kgmm根单位根（mm）根（mm）根（mm）数量1286.613096.3160×580496数量6648序号12341.2.13.过热器序号名称单位面积规格管材1顶棚过热器m2（mm）45.751×5.5CT202包墙管过热器m2（mm）125.2451×5.5CT203屏式过热器m2（mm）76442×512Cr1MoV4高温过热器m2（mm）158942×512Cr1MoV5低温过热器m2（mm）172742×5CT备注：屏式过热器外四圈的管材为12Cr2MoWVB1.2.14.减温器：喷水混合式序号123456名称单位一级减温联箱个（mm）二级减温联箱个（mm）一级减温幅度℃二级减温幅度℃一级减温水量t／h二级减温水量t／h名称管径上级受热面积下级受热面积上级出口风温上级入口风温下级出口风温下级入口风温数值1×21×217.1217.962512规格管材273×25CT20426×5012Cr1MoV数值40×1.56415.615715330.7230.7230.630备注序号1234567单位mmm2m2℃℃℃℃1.2.15.空气预热器：管式2.附属设备设计规范2.1.辅机规范名称项目(1)型号单位数值24743004120730600095800740数值23024006076960600089780990备注Y4－73№28F右旋45°/135°沈阳鼓风机厂Y800－8／1180兰州电机厂备注Y4－73№28F右旋45°/135°沈阳鼓风机厂JSQ1512－6型兰州电机厂(2)台数台／炉(3)风量m3／h(4)风压Pa(5)转速r／min(6)制造吸厂家风电动机机(1)型号(2)电压V(3)电流A(4)功率kw(5)转速r／min(6)制造厂家名项目单位称(1)型号(2)台数台／炉(3)风量m3／h(4)风压Pa(5)转速r／min(6)制造送厂家风电动机机(1)型号(2)电压V(3)电流A(4)功率kw(5)转速r／min(7)制造厂家名称项目单位数值备注M5－36－11－№18D左、右旋90°成都电力机械厂JS148－4型兰州电机厂(1)型号(2)台数(3)风量(4)风压(5)转速排(6)制造厂家粉电动机机(1)型号(2)电压(3)电流(4)功率(5)转速(8)制造厂家台／炉2m3／h71985Pa10437r／min960V6000A51kw440r／min1486名称项目单位台／炉t／hr／min吨／台kwVAkwr／min数值243.9218.465530600089780990备注DTM320／580－Ⅰ型K9344沈阳重型机器厂JS1512－6型兰州电机厂(1)型号(2)台数(3)设计出力(4)转速(5)钢球装载量(6)减速机型号(7)盘车装置电机功磨率煤(8)制造厂家机电动机(1)型号(2)电压(3)电流(4)功率(5)转速(9)制造厂家名项目称给(1)型号煤(2)台数单位台／炉数值2备注MG－40A型机(3)出力(4)给煤距离(5)减速比(6)制造厂家电动机(1)型号(2)电压(3)电流(4)功率(5)转速(1)型号(2)台数(3)出力电动机给(1)型号粉(2)电压机(3)电流(4)功率(5)转速(10)制造厂家(1)型号(2)出力螺(3)输送距离(4)转速旋(5)制造厂家电动机输(1)型号粉(2)电压(3)电流机(4)功率(5)转速(6)减速比t／hmmVAkwr／min台／炉t／hVAkwr／mint／hmr／minVAkwr／min405300194∶1380177.5970122～63807.3396047549038015146016.2∶1沈阳电力机械厂Y160M－6型最低转速：200r/min最高转速：1200r/min变频调节保定中能自控厂GF－6型可变速调节Y132S－6型最低转速：300r/min变频调节兰州电机厂GX型双头驱动JJ6150Y160C－4型兰州电机厂名称项目单位m3L／minMPa数值31000.39备注润(1)油箱容积滑(2)公称流量油(3)公称压力站(4)过滤m2面积(5)换热m2面积(6)油泵台(7)电机kw功率(8)电压V(9)电流A(10)转速r／min(11)冷却水温℃度(12)冷却水耗m3／h量(1)型式原煤(2)个数个斗(3)几何m3容积(1)型式煤粉(2)个数个仓(3)几何m3容积粗粉(1)型式分离(2)数量台器(3)直径mm(1)型式细(2)数量台粉分(3)直径mm离器0.21725.538011.61440(2)电压V(3)电流A(4)转速r／min(1)型号(2)流量m3／hmH2O疏(3)扬程电动机水(1)型号(2)电压V泵(3)电流A(4)功率kw(5)转速r／min疏水箱容积m3疏水扩容器型号(1)容积m3(2)公称MPa压力(3)介质℃温度(1)型号(2)容积m3定排(3)公称扩容MPa压力器(4)介质℃温度3801250～125605738042.2222940302.50.492507.50.154N6型Y180M－2型两只对称布置DP－7.5型名称项目单位数值247349.761082400001.12299备注高压静电式备注(1)型式(2)数量台／炉(3)电场数量个(4)总收尘面m2电除积尘器(5)有效断面m2(6)进口处理Nm3烟气量(7)烟气流速m／s(8)效率%2.2.保护装置规范名项目单位数值称(1)型号(2)数量(3)单台排放能力(4)大安全阀排气通径(5)小安全阀排气安通径(6)过热器控制阀全启座值阀(7)过热器工作阀启座值(8)汽包控制阀启座值(9)汽包工作阀启座值(10)动作辅助装置(11)起座电压(12)回座电压台t／hmmmmDg125Pg100－540℃高压脉冲式汽包、过热器各两4台10512520MPa10.29回座值：9.26MPaMPa10.58回座值：9.53MPaMPa11.83回座值：10.58MPaMPa12.17回座值：10.95MPa套VV4电磁线圈杠杆式名称项目单位mmmmmmmmmm数值＋50＋75＋250备注事故放水自动开启灭火保护动作(1)高一值（HⅠ）报警(2)高二值（HⅡ）联动汽包(3)高三值（HⅢ）跳水位闸保护(4)低一值（LⅠ）联动(5)低二值（LⅡ）跳闸－50定排甲乙电动门自动关闭－300灭火保护动作名称项目单位MPaMPa数值备注主汽(1)高一值报警压力(2)高二值联动保护(3)机侧自动主汽门关9.8010.0#2、4给粉机跳闸#2、4给粉机跳闸、对闭(1)型号(2)火焰探头(3)火焰信号动作条件灭火保护(4)炉膛负压Ⅰ值报警(5)炉膛负压Ⅱ值跳闸(6)炉膛正压Ⅰ值报警(7)炉膛正压Ⅱ值跳闸磨煤(1)正常油压值机低油压(2)低Ⅰ值联锁保护(3)低Ⅱ值联跳项目名称#只PaPaPaPaMPaMPaMPa83／4－400－800＋400＋1201*.15～0.20.1370.098空排气自动打开甲、乙侧墙布置两层同时熄灭三只以上，并延时3秒延时1秒延时2秒备用油泵联动磨煤机跳闸2.3.厂用6000V及400V各段接锅炉设备名称：6KVⅠ段6KVⅡ段6KVⅢ段6KVⅣ段高压电动机###1炉：1炉：2炉：2炉：甲吸风机乙吸风机甲吸风机乙吸风机甲送风机乙送风机甲送风机乙送风机甲排粉机乙排粉机甲排粉机乙排粉机甲磨煤机乙磨煤机甲磨煤机乙磨煤机###5电除尘变11厂低变6电除尘变（#1给水泵）（#4给水泵）（#3给水泵）（#2给水泵）注：给水泵属于汽机设备，列出便于锅炉运行人员事故情况下分析判断。400VⅠ段400VⅠA段##1炉给粉电源Ⅰ路2重供泵#1炉专用盘（可切换）##1炉甲磨油泵1炉甲侧单轨吊车##1炉乙磨油泵1炉乙侧单轨吊车#1炉甲磨盘车吸风机室电动葫芦##1炉乙磨盘车1炉顶电动葫芦#1炉甲给煤机炉顶电梯电源#1炉乙给煤机集控室空调电源低位水泵空调机室电源#2电阻加热器除氧间电动葫芦磨煤机风道电机#1炉仪表电源C相400VⅠB段#1炉给粉电源Ⅱ路#1炉0~9米照明#1炉专用盘启动锅炉（可切换）专用盘（可切换）#1炉闸门盘（可切换）##1炉一次对空排汽门1炉甲侧主汽门##1炉二次对空排汽门1炉乙侧主汽门##1炉一次事故放水门1炉控制盘##1炉二次事故放水门1炉来油电动门#1炉#1定期排污门#1炉#3定期排污门#1炉#0给水总截门#1炉#1主给水门##1炉#3大旁路给水门1炉#5小旁路给水门#1炉#1给水总截门#1~2炉#10给水联络门#1炉#7给水总截门#1炉减温水总门##1炉吹灰程控1炉自动工作电源二次风门就地挂箱电源400VⅡ段1炉省煤器再循环电动门#400VⅡA段400VⅡB段#2炉给粉电源Ⅰ路#2炉0~9米照明#2炉给粉电源Ⅱ路#2炉专用盘（可切换）###1疏水泵2疏水泵1重供泵集控室工作照明##2炉专用盘（可切换）2炉闸门盘（可切换）###2炉甲磨油泵2炉甲侧单轨吊车#2炉一次对空排汽门2炉甲侧主汽门###2炉乙磨油泵2炉乙侧单轨吊车#2炉二次对空排汽门2炉乙侧主汽门####2炉甲磨盘车2炉磨煤机加热器2炉一次事故放水门2炉来油电动门####2炉乙磨盘车2炉顶电动葫芦2炉二次事故放水门2炉控制盘##2炉甲给煤机磨煤机风道电机2炉#1定期排污门#2炉#3定期排污门###2炉乙给煤机2炉仪表电源2炉#0给水总截门#2炉#1主给水门##2炉#3大旁路给水门2炉#5小旁路给水门#2炉#1给水总截门#2~1炉#20给水联络门#2炉#7给水总截门#2炉减温水总门#2炉吹灰程控自动工作电源（c相）#2炉飞灰测碳仪#二次风门就地2炉省煤器挂箱电源再循环电动门400V公用段公用Ⅰ段公用Ⅱ段工作半段备用半段工作半段备用半段###2冲渣泵1冲渣泵1炉检修箱#3灰浆泵#2炉检修箱空压机室专用盘#2灰浆泵#2空压机启动锅炉专用盘（可切换）公用Ⅲ段#0空压机#1空压机#1灰水供水泵#2灰水供水泵#1灰浆泵400V电除Ⅰ、Ⅱ段400V电除Ⅰ段#1炉甲侧电除尘#1炉乙侧电除尘400V电除Ⅱ段#2炉甲侧电除尘#2炉乙侧电除尘#2炉电除检修箱炉检修工作间电源及#1炉电除检修箱电除Ⅰ段通风电源及通风电源加汽砼厂操作保护电源#除灰泵房检修箱罗茨风机3空压机工业水回收泵####1炉除灰1炉除灰2炉除灰2炉除灰专用盘（一）专用盘（二）专用盘（一）专用盘（二）####1电除搅拌器1炉甲侧捞渣机3电除搅拌器2炉甲侧捞渣机####2电除搅拌器1炉乙侧捞渣机4电除搅拌器2炉乙侧捞渣机###3渣池搅拌器1炉活动渣斗液压泵#1渣池搅拌器2炉活动渣斗液压泵##1炉电加热器照明2炉电加热器#1电除装灰电机###1炉鼓风机1炉脱硫水泵2炉鼓风机焊接班照明###1排污泵单轨吊电源2排污泵2炉脱硫水泵##冲灰泵1炉脱硫闸门盘双仓泵房电源2炉脱硫闸门盘空压机室专用启动锅炉专用盘燃油泵房专用盘煤仓间专用盘盘###1炉控制台空压机室照明轻油卸油泵12炉绞龙(送风机、给水电焊电源重油泄油泵泵)#1炉控制台热工电源污油泵(送风机、给水电焊机泵)照明油水分离器##1、2轴流风机1、2轻油泵锅炉练习间东侧轴流风机检修电源箱西侧轴流风机空压机#1、2冷却照明泵3.设计燃料特性（靖远红会1、3、4矿混煤）序号12345678名称碳氢氧氮硫灰分水分分析基水分符号CyHyOyNySyAyWyWf单位%%%%%%%%数值63.613.488.570.670.6613.499.522.91011121314挥发分发热量灰变形温度灰软化温度灰熔化温度可磨性系数VrQyt1t2t3KKm%KJ／kg℃℃℃30.45732×4.1811301185121570.7（1.3）4.锅炉简述BG－410／100－M锅炉用于配10万千瓦（100MW）汽轮发电机组成单元机组,为单汽包自然循环π型布置，固态排渣煤粉炉，按半露天抗八级地震布置设计。.本锅炉设计燃用靖远红会1、3、4矿混煤，采用正方形四角布置直流燃烧器，按假想切圆组织燃烧，也考虑到燃烧其它煤种的可能性，但燃用其它煤种时，必须进行校核计算。锅炉全部采用钢结构构架，除下级省煤器和空气预热器采用支撑方式以外，锅炉本体全部悬吊于顶板上，锅炉外部配有外护板，顶部采用大包式顶护板。锅炉采用膜式水冷壁全部悬吊；采用单锅筒、单段蒸发、集中大口径下降管自然循环蒸发系统。锅炉前部为炉膛，四角布满膜式水冷壁。炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道内装有两级对流过热器；炉顶、水平烟道及转向室分别由顶棚管、包墙管组成。尾部竖井交错布置两级省煤器和两级空气预热器，水平烟道和转向室均用膜式壁包敷。炉墙除省煤器处采用重型炉墙外，其余均为敷管炉墙，炉墙表面温度按50℃设计。各部位炉墙厚度如下：（单位：mm）序号12345部位名称炉墙顶棚包墙管上级省煤器下级省煤器砼层保温层／40140／40240／4014060／11360／0190／195113／125耐火层抹面2020201*总厚201*00201*102404.1.炉膛水冷壁4.1.1.炉膛断面为正方形，宽深均为9980mm。炉膛四壁有Φ60×5，节距为80mm的光管加扁钢焊成全密封的水冷壁。前后水冷壁下部管子倾斜与水平线成50°角形成冷灰斗。后水冷壁在炉膛出口下缘向炉内凸起形成具有35°上斜角和30°仰角的折焰角，然后向上分为两路：一路由40根节距240mm垂直向上穿过水平烟道，进入后水冷壁上集箱，再由6根Φ108×8的汽水管引入汽包；另一路由84根节距120mm的管子以同样上斜角35°向上形成水平烟道底部的斜包墙管，然后以水平7°的倾角进入斜包墙上集箱，再用12根Φ108×8的汽水管引入汽包。前水冷壁和侧水冷壁上集箱，则用36根Φ133×10的汽水管引入汽包。4.1.2.6根Φ377×25的集中下降管，48根Φ133×10的分配管，12组下部联箱，每组两个联箱，共24个下联箱，4×124根上升管，与汽包构成自然循环回路。4.1.3.沿炉膛高度方向每隔3m设一圈水平刚性梁，以增加炉膛强度。为了结构需要，在水平烟道两侧和燃烧器区域布置有纵向钢梁。4.1.4.为了满足运行、检修和监视的需要，设置了若干防爆门、人孔、看火孔、打焦孔、吹灰孔、火焰监视孔、炉膛负压测孔和烟温测量孔。4.1.5.全部水冷壁重量都通过吊杆装置悬吊于过渡顶板上，受热后水冷壁整体向下膨胀。4.1.6.水冷壁下联箱装有定期排污管和蒸汽加热管。4.2.汽包及内部设备4.2.1.汽包由吊架装置悬吊于顶板梁上，两端设有人孔及膨胀指示器。4.2.2.汽包内部布置有旋风分离器、梯形板分离器、清洗孔板和顶部均汽板等设备，用于充分分离蒸汽中的水分，清洗其中盐分，平衡汽包蒸发面负荷，从而保证蒸汽品质。4.2.3.60只Φ315旋风分离器前后两排，沿锅炉全长布置，采用分级联通罩式连接系统，每只旋风分离器平均负荷7t／h。汽水混合物切向进入旋风分离器汽水分离后蒸汽向上流动，经旋风分离器顶部的梯形板分离器进入汽包汽空间进行重力分离。然后蒸汽通过平板式清洗装置，经给水清洗后的蒸汽再次进入汽空间进行重力分离。最后蒸汽通过汽包顶部的均汽板引入汽包，进入过热器。4.2.4.来自省煤器的给水进入汽包后分成两路：一路以50%的给水通过清洗装置；另一路直接引入汽包水空间。在每个集中下降管入口处装置有防旋格栅。4.2.5.在汽包内还设有加药装置、连续排污装置，以改善炉水品质，保证蒸汽品质；汽包加药管在汽包中心线以下500mm横向水平布置，总长12900mm，管径Φ42×3.5mm，管上孔数52个Φ5mm.。连续排污管在汽包中心线以下350mm，横向水平布置，总长6200mm，管径Φ57×3.5mm，管子上平均分布孔数16个Φ10mm。汽包正常水位在汽包中心线以下150mm，最高、最低水位距离正常水位各50mm。汽包内还设有事故放水管，管口最高点在汽包中心线下150mm。4.2.6.汽水分离元件的选择和设计按给水含盐量＜1mg／L硅酸根＜0.05mg／L，排污率1%考虑，其余指标如下：4.2.6.1.给水品质标准：序号名称1硬度2溶解氧3含铁4含铜5联氨6PH值7含油8二氧化硅4.2.6.2.蒸汽品质标准：单位moL／Lg／Lg／Lg／Lg／Lg／Lg／L数值≤2≤7≤30≤1020～508.8～9.3≤0.3备注7.0以保证蒸汽中SiO2为准数值≤10≤20备注序号12名称含钠量二氧化硅单位moL／Lg／kg4.2.6.3.炉水品质标准：序号124.3.燃烧设备名称PH值磷酸根单位mg／L数值9～102～10备注4.3.1.煤粉燃烧器采用四角切圆布置，直流式；每组喷燃器设六个二次风口，三个一次风口，每个喷口一次风量均等。每组燃烧器的中、下一次风口下面的二次风口内各装有一支油枪和高能电火花点火装置。4.3.2.每炉设油枪8只，采用机械雾化喷嘴；点火方式：火花枪直接点火或火把点火。4.4.过热器及汽温调节4.4.1.锅炉采用辐射对流，两次交叉换侧，两级喷水减温的过热器系统整个过热器包括顶棚管、包墙管、屏式过热器和两级对流过热器。4.4.2.饱和蒸汽从汽包出来，通过12根Φ133×10的连接管，引入顶棚过热器入口联箱（Φ219×25）后，经过99根Φ51×5.5的顶棚管至转向室内的中间联箱（Φ219×25），然后分成并联两路：一路99根Φ51×5.5的管子先向后在转下，进入后包墙下联箱（Φ219×25），在经联箱两端的锻造直角弯头转入侧后包墙下联箱（Φ219×25），由两侧各71根Φ51×5.5管子包敷转向室两侧墙，最后进至侧后包墙管上集箱（Φ219×25）,另一路用12根133×10的连接管，将蒸汽引入过渡联箱，再通过12根Φ133×10的连接管把蒸汽引入侧前包墙管下联箱，两侧各通过38根管子上行进入侧前包墙管上联箱。由侧包墙前、后上联箱两侧各以6根Φ133×1的连接管共同引入低温对流过热器入口联箱（Φ273×36）,然后由98排Φ42×5的蛇形管,沿烟道全宽逆流进入低温段过热器出口联箱（Φ273×36）。再由该集箱两端引出经一级减温器进入屏前混合联箱（Φ273×30），混合后的蒸汽由14根Φ133×10连接管分别引入14片屏式过热器。平横向节距700mm，屏内蒸汽顺流再经14根Φ133×10的连接管左右交叉后进入屏后混合联箱（Φ219×20），由屏后混合联箱引出后分别进入两侧高温过热器入口联箱（Φ325×30），在烟道两侧各四分之一区域逆流进入由2×24排Φ42×5组成的高温过热器冷段，经二级减温器后顺流经过由2×25排Φ42×5组成的高温过热器热段，再经出口联箱（Φ325×40）由14根Φ159×14的连接管引入集汽联箱（Φ325×40），最后经锅炉主汽门引入汽机。4.4.3.两级汽温调节，均采用给水喷水减温；一级为粗调，二级为细调，具有足够的调节幅度，加上低负荷时火焰中心的调节，可以保证锅炉在70%至满负荷运行时，气温达到额定参数。减温器是喷管式，具有良好的结构性和阻力特性。4.4.4.全部过热器蛇形管和集箱，均通过吊杆装置悬吊在锅炉的过渡顶板架上，集汽联箱则单独搁置在它的上面。4.5.省煤器4.5.1.省煤器装在尾部竖井中，分上、下两级布置。两级间有一次前后交叉工质逆流自下而上。上、下级省煤器沿烟道宽度分成左右对称两部分，由于空气通道的原因，下级省煤器又分为前后对称两部分。给水自左右两侧引入下级省煤器进口联箱，经四组错列布置（每组42排横向节距110mm）的Φ32×4蛇形管逆流向上，分别引入四只下级省煤器出口联箱，再由12根Φ108×8的管子从炉外引入上省煤器的两只进口联箱，经两组错列布置（每组131排，横向节距100mm）的Φ32×4蛇形管逆流，分别引入上级省煤器出口联箱（省煤器联箱均为Φ219×25），最后由12根Φ108×8的管子分别从左右两只上级省煤器出口联箱，将工质引入汽包。4.5.2.上级省煤器通过空心梁支撑在护板上，护板则通过吊挂装置吊在包墙管联箱的下面，最终将通过包墙管悬吊于过渡顶板上。下级省煤器采用普通的支撑结构，省煤器蛇形管束通过空心梁，支撑在护板上，而护板座在尾部柱和梁上。上、下级各空心梁一端均接在送风机的入口风道上，使空心梁得以通风冷却。4.5.3.为了减轻烟气灰分对受热面的磨损，再上、下级省煤器各组受热面的上两排及边端两排管子上，都加装有防磨护板。4.6.空气预热器
4.6.1.采用一般结构的立式管式空气预热器，分两级布置，上级一个行程，下级三个行程，考虑到低温引起的局部腐蚀，将最下面的一个行程设计成单独管箱便于检修更换，单独管箱便于检修更换，而第二、第三个行程构成一个管箱，中间用管板分开。在各个行程中有连通箱连接，由于结构和系统的要求，在水平截面上烟道分成四部分，甲前、甲后、乙前、乙后（上级仅两部分，前侧、后侧）空气从下级前后墙引入，从上级前后墙引出与烟气逆流流动。
4.6.2.上中下三管箱的高度分别为2.8m，5m，2.5m，管箱的管子由Φ40×1.5的有缝管制造，空气从管间流过，烟气从管内通过。在管箱的上部装有180mm长的防磨短管。二级预热器沿锅炉宽度方向，分成六个管箱，这样上级预热器共12个管箱，下级预热器共24个管箱。
4.6.3.为防止空气预热器震动，管箱间装有防震隔板，空气预热器全部管箱均支撑在尾部构架上。4.6.4.为了防止低温腐蚀，设有送风机入口热风再循环。4.7.锅炉范围内管道
4.7.1.锅炉采用单母管给水管道，管道阀门的连接全部采用焊接结构。给水操作台设在9m运转层，共有三条管路，Dg225，Dg175和Dg50给水阀，分别在100%负荷70%负荷和点火时使用，给水通过操作台后分为二路引向省煤器。
4.7.2.减温水取之给水操作台前给水母管，Dg32mm和Dg20mm阀门分别控制一、二级减温水量。4.7.3.汽包上装有三只就地水位计，其中一只装于锅筒与饱和蒸汽引出管间，作为非正常高水位监视；另两只监视正常水位。另外，汽包上还设有电接点水位表，机械水位表，电气水位表和水位自动调节装置的接点；机械水位表、电气水位表水位自动调节均在集中下降管上装有平衡阀，为差压式水位计；汽包上还有连排、加药、事故放水和再循环管等。
4.7.4.在集中下降管下端，水冷壁下集箱上均设有排污管，同时设有给水反冲管。为了缩短锅炉启动时间，水冷壁下联箱内还装有底部加热管。
4.7.5.集汽联箱上设有反冲洗管路，另外还装有四套冲量式安全门装置，其中有二只冲量取自汽包，安全阀总通流量按100%负荷考虑。
4.7.6.为了便于启动、停炉和运行中程序控制和远方操作，定期排污、排汽、事故放水、省煤器再循环管、喷水减温管路等均配有电动阀门。4.8.吹灰装置
4.8.1.为了清除受热面的积灰，以保证锅炉的效率和出力，锅炉根据受热面的特点，装设了相应的声波吹灰器。4.9.除渣系统
4.9.1.锅炉除渣系统采用刮板式捞渣机。每台锅炉各安装有两台捞渣机，它与渣井、关断门、自行活动渣斗等设备组成一套完整的锅炉除渣设备。炉渣经渣井、关断门落入捞渣机上槽内，经冷水粒化后，由捞渣机刮板刮入活动渣斗内，定期装车运出。正常运行中关断门全部开启，插入上槽体内水中保证炉底不漏风，当捞渣机出现短时间故障时，关断门关闭后与渣井组成储渣系统，起到储存灰渣的作用，达到不停炉检修捞渣机的目的。
5.制粉系统简述
5.1.本锅炉采用DTM320／580型钢球磨煤机，中间储仓式乏气送粉双套制粉系统，一台磨煤机运行可代80%负荷；煤粉细度规定为R88=17±2%。
5.2.原煤经燃运皮带至原煤仓，经可调节出力的埋刮板式给煤机，同预热器来的热（温）风一同进入磨煤机进行干燥、研磨；经研磨后的气、粉混合物进入粗粉分离器进行分离，把一部分比较粗的不合格煤粉经回粉管，两道锁气器（一个锥帽式，一个翻板式）送入磨煤机重新研磨，粗粉分离出来的合格的气粉混合物进入旋风分离器进行气粉分离，将其中85%左右的煤粉分离出来经二道锥帽式锁气器和旋转筛进入本炉粉仓,剩余15%左右的煤粉与风的混合物经排粉机作为一次风送入炉膛。
5.3.粉仓间设有双头驱动、方向可逆式螺旋输粉机，俗称“绞龙”；供二炉之间送粉或本炉甲、乙侧平衡粉位之用。
5.4.煤粉仓下部结构为12个粉斗，每斗下部装设一台叶轮刮板式给粉机，采用变频电机无级调速，煤粉通过给粉机，下粉立管与一次风混合经煤粉燃烧器送入炉膛燃烧。
5.5.为了准确地掌握粉位，粉仓设置二套机械测粉装置和一套电气测粉装置。
5.6.为了有效地排除粉仓和螺旋输粉机中的空气，防止煤粉受潮，系统中设置有四条吸潮气管（粉仓和螺旋输粉机各二条）。
5.7.在系统中的重点部位，均设有防爆门及蒸汽消防，以保护系统中的管道和设备。5.8.在系统中的有代表性部位，均设有风压表及温度测点以供监视调整之用。
6.锅炉机组启动
6.1.检修后的验收
6.1.1.锅炉机组大小修后，应有设备、系统变更报告。
6.1.2.运行人员应参加验收工作，验收时应对设备进行详细检查并进行必要的试验及试转。6.1.3.在验收中如发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，则必须在投运之前予以消除。6.1.4.检查验收应包括下列内容：
6.1.4.1.拆除或修复为检修工作而采取的临时设施，现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，保温及照明完整良好；
6.1.4.2.锅炉本体，辅机及风、烟道等设备完整，内部无杂物。
6.1.4.3.管道、阀门连接良好，并有符合《电力工业技术管理法规.》所规定的漆色标志、阀门标志、介质流向齐全。6.1.4.4.仪表操作盘上的仪表配置齐全，完整好用，并有可靠的事故照明和声、光报警信号，且试验良好。
6.2.主要辅机的试运行
6.2.1.主要辅机检修后，必须经过试运行。试运行良好、验收合格，方可正式投入运行。试运时间不少于4小时（新安装运行不少于8小时），以验证其工作可靠性；对给粉机，给煤机应核对转速；误差不大于±1%，（一般取500r、350r、1000r为核对点）。6.2.2.转动机械试运行前的检查
6.2.2.1.确认锅炉风、烟系统和制粉系统各风门挡板及其传动机构已校验正常。6.2.2.2.确认转动机械及其电气设备检修完毕已办理转机工作票结束手续。6.2.2.3.确认风、烟道内，炉本体内无人工作和检查，人孔、检查孔已关闭。
6.2.2.4.转动机械及与之有关的润滑油系统、冷却水系统、控制系统和各仪表均符合启动前的要求。6.2.2.5.转动机械检查正常，可联系送电，投入温度巡测，保护装置及联锁装置。6.2.3.转动机械的启动和试运行。
6.2.3.1.转动机械运行时，有关的检修负责人应到现场，运行应有人检查、验收。启、停操作由运行专责人员负责。
6.2.3.2.转动机械的启动，应在最小负荷下（空载）进行并监视记录启动电流在最大值的持续时间和空载电流值。
6.2.3.3.风机试运时，应进行最大负荷的试验（电流不超过额定值）。试运行中保持正常的炉膛负压。6.2.4.主要辅机试运行时的验收项目：6.2.4.1.旋转方向正确；6.2.4.2.无异音，摩擦和撞击；
6.2.4.3.高低油位线清晰，油位正常，油质良好，油管畅通，无漏油及甩油；6.2.4.4.冷却水畅通；各部无油垢、积粉、漏水、漏风等现象。6.2.4.5.轴承温度（温升）正常；（参照8.6.2.1）6.2.4.6.轴承振动正常，在规定范围内；（参照8.6.2.2）
6.2.4.7.风门、挡板（包括机械限位器）及连接机构的安装位置正确并能关闭严密，不使停用的风机倒转；
6.2.4.8.风门挡板应有就地开度指示装置，并和集控室盘上开度指示核对一致。6.3.基本试验项目和方法6.3.1.漏风试验
6.3.1.1.该试验一般在锅炉大修后进行。该试验由分场或运行班长主持。检修配合检查标记。6.3.1.2.用负压法或正压法试验检查锅炉本体及烟道的严密性，其方法为：
a)严密关闭各部人孔门、检查门、打焦门等（包括捞渣机液压关断门）。启动吸风机，保持炉膛负压－49～98Pa。
b)用小火把或蜡烛靠近炉墙及烟道，如有漏风则火炬被吸向不严密处，在漏风部位画上记号，试验完毕后予以消除。
6.3.1.3.用正压试验检查空气预热器、风道及其挡板的严密性，其方法为：a)开启吸风机挡板，保持炉膛负压，关闭送风机入口挡板、二次风门，制粉系统总温风门、热风门及热风联络门。
b)启动送风机并记录其电流值，逐渐开大入口挡板直至全开为止。此过程中电流指示应不变；如电流值增大，则表明风门、挡板有不严密处，应查明原因予以消除。
c)检查空气预热器的漏风侧情况，如有漏风部位，画上记号，待试验完毕后予以消除。6.3.2.水压试验
6.3.2.1.锅炉大、小修或局部受热面临检后，必须进行工作压力下的水压试验（汽包压力11.28MPa），以检验受热面、汽水管道及阀门的严密性。该试验应有锅炉分场主任或副主任主持，锅炉监察工程师及生产科有关人员参加。
6.3.2.2.锅炉的超水压试验应按《电力工业锅炉监察规程》有关规定执行，其试验压力为汽包工作压力的1.25倍，即14.10MPa。此试验应有总工程师批准并由其主持，锅炉监察工程师，分场主任及有关人员参加。
6.3.2.3.水压试验前应做如下准备工作：
a)检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，确认检修工作已经结束，炉膛和锅炉尾部烟道无人工作。b)汇报值长，联系汽机、化学准备好试验用水，有防止水进入汽机的措施。
c)压力表须经校验，准确可靠，汽包、给水管道必须装有标准压力表并有热工配合投入汽包、过热器、给水压力表和电接点水位表；排污、排汽、疏放水、取样一次门和其余热工表计一次门关闭。d)应有防止超压的安全措施（如：事故放水可靠备用和6MPa时截断给水，试验阀门严密性等）。e)采用过热器反冲或炉底部联箱上水的方法（按照6.5.1条具体规定）将水上满并顶至0.1MPa～0.2MPa压力。
f)若进行超水压试验时，应将锅炉全部安全门、汽包水位计、各取样器解列。g)水压试验水温控制在90℃以下，试验环境温度应在5℃以上。h)给水管道充压（按照6.5.2条规定）。6.3.2.4.试验操作与标准：
a)接到试验主管负责人命令及做好一切准备工作。b)用给水#7门旁路升压。
c)开启#7门旁路一次门，微开旁路二次门进行升压。（控制压力在0.2MPa／min）d)当压力到6.0MPa时，暂停升压，观察进水门的严密性。e)在接近工作压力时，应特别注意压力上升速度，严禁超压。
f)当压力达到工作压力时，截断进水，记录压力下降值，通知有关人员进行检查。
g)若系超水压试验时，再升至工作压力时，应暂停升压，检查承压部件无漏水或异常现象后，再将压力缓慢升至超压试验压力，在该压力下保持5分钟降压到工作压力再进行检查，检查期间压力应维持不变。在超压试验时，不得进行受热面检查。
h)在关闭进水门后，经过5分钟汽包压力下降值不超过0.29MPa及承压部件金属壁和焊缝没有湿润、泄露痕迹也无明显变形为合格。
i)水压试验结束后其泄压速度不大于0.49MPa／min。待压力至零时，开启各空气门，过热器疏水门，然后根据水质情况，决定是否放水。
j)记录试验结果及检查中所发现的问题。6.3.3.遥控电动阀门、风门、挡板试验6.3.3.1.通过该试验，明确下列各项。
6.3.3.2.控制开关与所控阀门名称、编号一致。6.3.3.3.开关方向一致（盘上指示与就地实际）6.3.3.4.选0、50、100做行程试验，指示与实际相符。6.3.3.5.具有自动保护的电动门，终断接点良好。6.3.3.6.各阀门与管道连接完好，法兰螺丝已紧固。
6.3.3.7.手轮完整、牢固、门杆洁净，无弯曲及锈蚀现象及启、闭灵活无卡。6.3.3.8.阀门的填料应有适当的压紧余隙，丝堵已拧紧高压高温管道之阀门保温齐全。6.3.3.9.传动装置的连杆、接头完整，各部销子牢固，电控、气控或油控装置良好。6.3.3.10.具有完整的标志牌，其名称、编号，开关方向清晰正确。6.3.3.11.记录试验情况，如有缺陷，联系处理。6.3.4.水位保护试验
6.3.4.1.该项试验应由热工人员配合司炉或助手主持，按保护逻辑，逐次试验至结果正确。
6.3.4.2.试验准备；锅炉上水至电气水位记录表0位；各安全门，事故放水一、二次门，定排甲、乙电动门送电，将安全门置于投入位置，上述其余阀门处于关闭位置，投入保护及操作盘工艺信号电源。6.3.4.3.高值试验：用上水的方法。将水位上升至＋50mm，光字牌发出高Ⅰ值信号，警铃响；再将水位上升至＋75mm，此时，光字脾发出高Ⅱ值信号，（高Ⅰ值光字信号仍存在），警铃响，事故放水一、二次门自动开启。然后，将水位恢复至正常水位高Ⅱ、Ⅰ值信号消失，事故放水二次门自动关闭，延时5秒后一次门关闭；
高Ⅲ值试验：联系热工投入灭火保护，上水使水位上升至＋250mm，灭火保护动作为正常。
6.3.4.4.低值试验：用排污门放水的方法。开启定排甲、乙电动门，关定排总门，将水位下降至－50mm，光字牌发出低Ⅰ值信号，警铃响，定排甲、乙电动门自动关闭；
低Ⅱ值试验：联系热工投入灭火保护，放水使水位下降至－300mm，灭火保护动作为正常。
6.3.4.5.安全门动作闭锁试验：将任一安全门开关置于开启位置，水位上升至表高Ⅰ、Ⅱ值，此时仅发汽包水位高Ⅰ、Ⅱ值信号，事故放水门不应开启；然后将其余安全门以先开后关的方式切换一遍，上述结果仍维持不变。最后，使所有安全门均处于投入位置，事故放水一、二次门自动开启。6.3.4.6.记录试验状况；热工人员核定HⅠ、HⅡ、DⅠ接点。6.3.5.主汽压力保护试验
6.3.5.1.该项试验由热工，汽机配合，司炉或助手主持。6.3.5.2.试验准备：关闭上排给粉机插板，送上给粉机电源、
6.3.5.2.解列辅机联锁启动上排#1、#2、#3、#4给粉机；联系汽机开启对应机的自动主汽门；对空排汽一二次门送电并关闭，投保护电源，工艺信号电源，投K1，K2开关。
6.3.5.3.试验过程：由热工闭合主汽压力高Ⅰ值（9.8MPa）接点，主汽压力高Ⅰ值信号发，警铃响；再闭合高Ⅱ值（10.0MPa）接点，高Ⅱ值信号发，#2、#4给粉机跳闸，其余给粉机正常。将压力接点恢复正常，重新启动#2、#4给粉机通知汽机关闭试验侧自动主汽门，#2、#4给粉机跳闸，对空排汽一、二次门自动开启为正常。（如果汽机因故障不能配合此试验，可用短接点的方法进行）。6.3.5.4.记录试验状况，恢复辅机联锁。6.3.6.安全门动作试验
6.3.6.1.该项试验由热工配合司炉或助手主持。
6.3.6.2.试验准备：安全门送电并置于投入位置，此时各安全门绿灯亮，红灯灭。检查就地下线圈带电，小安全门处于关闭位置（关脉冲门）。6.3.6.3.试验过程：
a)由热工闭合压力继电器接点的方式，依次对四台安全门试验；当动作接点闭合时，对应的安全门红灯亮、绿灯灭、光字牌信号发、警铃响，就地所对应的小安全门起座为正常。
b)手动强制起座试验；手动分别开启四只安全门，红灯亮，光字牌信号发，对应的就地小安全门起座为正常。
6.3.6.4.记录试验情况，热工按定值分别核定压力继电器。6.3.7.6000V／380V辅机联动试验（静态）
6.3.7.1.该项试验电气、热工配合，锅炉班长或司炉主持。6.3.7.2.试验准备：
a)联系电气，给试验炉甲、乙侧吸风机、送风机、排粉机、磨
煤机送上予合位置电源；给煤机、#1－12给粉机、磨煤机油泵送入工作电源（给煤机插入插条，给粉机关闭插板）。
b)热工送上操作盘信号、仪表电源，送上磨煤机入口热风、温风、冷风门电源、燃油电磁阀及来油电动总门电源。
c)投入6000V及甲、乙侧380V联锁开关。6.3.7.3.试验顺序：
a)联系司磨值班员启动一台（甲或乙）磨煤机润滑油泵，保持供油压力正常（≥0.15MPa）。b)依次合上甲（乙）引、送、排、磨、给煤机、给粉机开关（部分或全部），开启来油电动总门（各油枪手动截门关闭）。
c)开启甲、乙侧磨煤机入口温风门、热风门、关闭冷风门。d)断开甲吸风机开关，其余转机均应正常，合上甲吸风机开关。断开乙吸风机开关，其余转机均应正常，合上乙吸风机开关。断开甲送风机开关，其余转机均应正常；合上甲送风机开关。断开乙送风机开关，其余转机均应正常，合上乙送风机开关。
e)同时拉掉甲乙吸风机开关，此时应：除磨煤机油泵外，送风机及以下转机跳闸，跳闸转机红灯灭，绿灯闪光，事故喇叭响，来油电动总门自动关闭；磨煤机入口温、热风门自动关闭，冷风门自动开启为正常。
f)依次拉回跳闸转机开关，所恢复的转机绿灯转为平光，当最后一台跳闸转机恢复后，事故喇叭停叫。g)此试验应逐级反复做至甲、乙排粉机。6.3.8.辅机事故按钮试验
6.3.8.1.－般在辅机联锁试验合格后进行该项试验，各辅机除给煤机外均为预合位置电源。
6.3.8.2.依次合上甲、乙侧吸风机，送风机，排粉机，磨煤机，给煤机启动开关，红灯亮、绿灯灭。6.3.8.3.以自尾至首的顺序，跳一台复归一台的方式，逐次使用事故按钮，捅跳甲、乙侧给煤机，磨煤机，排粉机，送风机，吸风机。所跳转机均应红灯灭，绿灯闪光，事故喇叭响，开关复位后事故喇叭停叫，绿灯转为平光。
6.3.9.磨煤机低油压试验
6.3.9.1.该项试验由副司炉主持，司磨配合操作，通常在辅机联锁试验后进行。
6.3.9.2.司磨检查润滑油系统正常备用，合上一台（甲或乙）油泵开关，保持供油压力在正常范围（≥0.15MPa），投入油泵联锁开关。
6.3.9.3.解列6000V联锁开关，合上甲、乙侧磨煤机开关（预合位置电源）红灯亮，绿灯灭。6.3.9.4.油泵互为联锁试验；用仪表管泄压门以缓慢降压的方式使系统油压低至Ⅰ值（0.137MPa），9m操作盘光字信号发，备用油泵自动启动，油压上升高于正常值，信号自动消失。以同样方式试验另一台油泵。
6.3.9.5.磨煤机低油压跳闸试验；此时维持正常油压（≥0.15MPa），解列油泵联锁将油压降至低Ⅰ值（0.137MPa），油压低Ⅰ值信号发，继续将油压降至低Ⅱ值（0.098MPa），油压低Ⅱ值信号发，甲、乙侧磨煤机同时跳闸。6.3.10.灭火保护试验
6.3.10.1.该项试验由司炉主持，班长监护，热工配合
6.3.10.2.试验准备：甲、乙侧吸风机，送风机，排粉机带预合位置电源，给粉机、油枪电磁阀带工作电源，灭火保护装置及相关试验的仪表、信号送电，热工校核盘面时钟和打印装置正常。6.3.10.3.3／4炉膛火焰，信号试验：
a)合上一台引、送风机，甲、乙侧排粉机，部分或全部给粉机，全部油枪电磁阀开关（油枪手动截门关）。
b)利用手电光源，使上、下二层火焰显示灯各亮二组，投入保护开关。c)灭掉上层二组火焰中一组，维持5~8秒；灭掉上层另一排火焰，维持5、8秒；
重新亮上排二组火焰，以同样方式试下层二组及均维待5~8秒，其余设备正常不跳。
d)任一层火焰灭掉一组，另一层火焰再灭掉一组（二层同时达到四选三），3秒后灭火保护MFT输出动作信号，结果：甲、乙排粉机及以下辅机跳闸，切断全部燃料（给粉机转速回零，油枪电磁阀关闭），事故喇叭响，跳闸转机红灯灭，绿灯闪光．光字牌信号发。面板自动打印出原因及时间。e)将跳闸转机拉回停止位置，复归灭火保护，有条件时可重复一次。6.3.10.4.MFT手动停炉试验
a)投入保护，用切换开关切除火焰保护部分。
b)保持预合状态下的一台吸风机、送风机、二台排粉机运行，投入部分或全部油枪和给粉机。c)手按MFT紧急停炉按钮；立即输出动作信号，结果如6.3.10.3d。6.3.10.5.炉膛压力保护试验（送动力电源）：
a)将甲（乙）吸风机电源由预合换为动力电源（其余转机仍为预合电源）。b)拆掉小量程负压表管接头并将表管侧堵住。c)经值班员许可后启动一台吸风机。
d)预合状态下启动一台送风机及二台排粉机（油枪和给粉机此时可参与试验）。e)负压试验：用实际增大炉膛负压的方式使预定保护接点闭合，当负压达到－400Pa，警告信号发出，此时可将负压回至正常，警告信号自动消失；然后将负压抽至－800Pa，一秒钟后保护动作，MFT输出灭火信号．结果如6.3.10.3中d条；将负压及转机恢复正常。
f)正压试验：采用热工就地接点加大的方式进行，试验方法及数值参考负压试验。6.3.10.6.高、低水位试验：参见水位保护试验6.3.4内容。6.3.11.6000V动态联锁试验
6.3.11.1.该项试验在班长或司炉主持下进行，电气配合；适用于新安装，辅机大修后或电气保护线路大修后。
6.3.11.2.给各引、送、排、给煤机、给粉机送上工作电源，磨煤机送予合电源，值班员确认上述设备具备启动条件。
6.3.11.3.经值长同意后，投入6000V联锁开关。依次启动甲吸、乙吸、甲送、乙送、甲排、乙排、甲磨、乙磨（磨煤机油系统必须供油正常）、甲给煤机、乙给煤机，给粉机（给粉插板关闭）；开启油枪电磁阀（手动截门关闭）、来油电动总门。
6.3.11.4.拉回一台吸风机开关，其余转机正常不跳；拉回另一台吸风机开关，除磨煤机油泵外，吸风机以下转机均应跳闸，跳闸转机红灯灭、绿灯闪光，事故喇叭叫，给粉机跳闸，来油电动总门关闭、油枪电磁阀关闭为正常。
6.3.11.5.逐台拉回跳闸转机开关，绿灯转为平光。待最后一台转机复位，事故喇叭停叫。6.4.启动前的检查
确认锅炉检修工作已全部结束、工作票注消、试验验收合格。司炉应组织本炉人员进行下列项目的检查。6.4.1.炉膛内无焦渣和杂物，水冷壁管、过热器管、省煤器管表面清洁，炉墙完整。
6.4.2.各燃烧器喷口外形完整，位置正确，无结焦烧坏现象，油枪不偏斜，点火枪打火正常，进退灵活。6.4.3.各风门、档板开关灵活，开度指示正确，近控、远控传动装置良好。
6.4.4.各阀门门杆清洁、开度指示正确、开关灵活。格兰应有压紧余隙，近控、远控传动装置良好；电动阀门的严密性及保护经调整试验合格。
6.4.5.炉膛、过热器、省煤器、空气预热器等处风烟道各人孔门、看火门、打渣孔、防爆门、检查门、出渣门等完整良好，确认内部无人后，关闭各门、孔。
6.4.6.汽包、过热器安全门各部件完整良好，无杂物卡住。防雨设施完善周围空气不潮湿。投入安全门系统，开启各脉冲进汽门及压力继电器一次门（如安全门待整定时除外）。
6.4.7.司水平台照明充足，手拨水位、电话等通讯设施齐全，就地水位计（双色、云母）保护罩完整，水位显示片清晰无垢，水位标线正确，电源可靠。投入并冲洗水位计：
a)投入方法：先开启水位计放水门，再开启汽侧一、二次门，水侧一、二次门然后关闭放水门。若汽包内水位正常，则云母水位计出现水位亮点，双色水位计下部呈绿色，上部为红色。
b)冲洗方法：缓慢开启水位计放水门，进行汽、水混合冲洗；关闭汽门冲洗水管路；开启汽门关闭水门冲洗汽管。开启水门，关闭放水门后水位应迅速恢复正常。若水位恢复缓慢则表示管路不畅，应再次冲洗至正常。每种方法冲洗不少于一分钟。
6.4.8.汽、水、油等各管道的支吊架完整牢固，锅炉本体刚性梁良好。汽包、联箱等处的膨胀指示器刻度清楚，指示正确，指示针无卡。
6.4.9.汽包、联箱、管道、阀门、烟风道保温完整良好。高温高压设备保温不全时禁止启动。6.4.10.阀门、疏水、仪表管等易冻部位的防冻伴热管线应完好，疏水畅通，温度正常。6.4.11.通道、楼梯、平台、围栏、护板、沟道、孔洞盖板应完整牢固无杂物和垃圾，畅通清洁，照明（包括事故照明）良好。6.4.12.捞渣机灰斗及冲渣沟内无杂物、积油，渣沟盖板齐全牢固。浇渣淋浴、冲灰等喷嘴角度正确，捞渣机各传动部件及液压控制部分经试验正常，各关断门能关闭严密，灵活不卡，移动灰斗及放渣门正常（详见捞渣机运行规程）。投入冷渣斗水封水及预热、烟道灰斗冲灰器水封水。6.4.13.电除尘器内部设备经检查符合运行要求；各灰斗内清洁无积灰，卸灰插板能灵活启闭；灰斗保温齐全完整；极板、极线间距符合标准，无毛刺、断线及积灰短路现象；各振打轴系转动正常不卡涩；各部电加热器（瓷轴，大梁绝缘子）良好。确认电场内无人后关闭各门孔并加锁（人孔门密封垫子应完好，以防漏风及进水）。6.4.14.吸风机、送风机、排粉机、磨煤机、给煤机、给粉机、输粉绞龙等转动辅机按要求处于正常备用状态。6.4.15.与锅炉启动和运行相关的各辅属设备及系统（燃油、除灰、除尘、疏水、启动锅炉、压缩空气等）经检查正常。6.4.16.集控室各控制盘仪表、开关、调节、信号检查。6.4.16.1.事故喇叭、光字牌、警铃正常，照明（事故照明）充足。6.4.16.2.各压力表、温度表、流量表、负压表、风压表、巡测表、电压表、电流表、转数表、水位表、气量表、记录表等齐全，名称标志清楚，全部经热工人员校验合格。6.4.16.3.所有转机启、停开关，保护开关，阀门，风门，档板开关（包括调整器）按钮等齐全，名称标志清楚；重要开关应设防误碰保护罩。各行程位置指示器完好经试验可全开、全关及与实际阀门相符。各滑动按触式开关灵活不卡。6.4.16.4.各安全门压力继电器启、回坐定值正确无误。6.4.16.5.联系热工投上各仪表、保护、操作信号及安全门电源，联系电气送上各电动闸门及转机电源（若进行联锁试验，转机只送预合位置电源）。6.4.17.值班人员按下表阀门位置状况“启动”一栏和启动操作票的要求，分系统检查各阀门、风门及挡板位置正确。系统蒸汽系统编上水启运备注号水压动行甲、乙侧主汽门关关关开汽压0.2Mpa，值长命令甲、乙侧主汽门旁路门关关关关甲、乙侧饱和蒸汽导管空气门开关开关汽压0.2MPa时开甲、乙二级减温器空气门开关开关关闭全部空气门甲、乙高过出口导管空气门开关开关甲、乙屏前导管空气门开关开关甲、乙屏后导管空气门开关开关甲、乙侧包墙出口空气门开关开关甲、乙省煤器出导管空气门开关开关对空排汽一次门关关开开对空排汽二次门关关开关阀门（风门）名称开开开开关关关关编上水启运系统阀门（风门）名称号水压动行炉侧给水电动总截门0关开开开主给水电动截门1关关关开主给水管调整门2关关关开给水大旁路电动截门3关关关开给给水大旁路调整门4关关关开5关开开关水给水小旁路电动截门6关开开关给水小旁路调整门##给水1－2炉联络门10关关关关减##20关关关关给水2－1炉联络门温给水管路空气门关关关关给水管路放水门关关关关水省煤器入口电动总截门7关关开开省煤器入口电动总截门旁路门关关关关系省煤器再循环一次手动门8关关开关省煤器再循环二次电动门9关关开关统锅炉给水反冲洗总截门关关关关过热器给水反冲洗一、二次门关关关关定排给水反冲洗门关关关关省煤器甲乙侧放水一、二次门开关关关减温水电动总截门关关关开给甲乙一、二级减温水一次截门关关关开水甲乙一、二级减温水二次调整关关关开减门温甲乙一、二级减温水三次截门关关关开水甲乙一、二级减温水四次截门关关关开系统减温水联箱放水一、二次门关关关关甲乙一、二级减温水旁路门关关关关各安全门脉冲进汽门汽包自用蒸汽门待定或超压试验时关蒸汽吹灰时开备注给水管路充压时开给水管路放水时开给水管路放水时开根据需要开连续上水时关连续上水时关#2炉无此门共2组升温时根据需要根据需要开系阀门（风门）名称统硫事故放水电动一次门事故放水电动二次门水甲、乙连排一次手动门甲、乙连排二次电动调整门放定、连排联络门汽包加药门编上水号水压关关关关关关关关关关关关启运备注动行开关关关开开关开P≥0.98MPa，化学要求关关化学要求，值长通知开开关关关关关关关关关关过热器疏水总门关关各取样一次门关关取各测盐计一次门关关各过热蒸汽压力表一次门开开样各饱和蒸汽压力表一次门开开各汽包水位表汽、水侧一次门开关及各水位表平衡门关关给水流量正、负压一次门关关仪关关给水自动正、负压一次门开开表各给水压力表一次门甲乙主汽流量正、负压一次门关关门甲乙主汽流量自动正、负压门关关甲乙减温水流量正、负压门关关定期排污总截门关关取甲侧定排集箱排污门关关乙侧定排集箱排污门关关样锅炉上、放水总截门开关甲侧定排集箱上、放水门开关排乙侧定排集箱上、放水门开关各下联箱定排一、二次门开关污关关各集中下降管排污门关关系各定排集箱地沟放水门关关底部加热来汽总门关关统各下联箱底部加热门定排扩容器水封门关关水甲、乙侧前包墙管疏水门甲、乙侧后包墙管疏水门系后包墙管疏水门甲乙一、二级减温水疏水门统集汽联箱疏水门开关P＝0.3MPa时关开关（同上）开关（同上）开关（同上）开关（同上）开关（同上）开开共组开开共组开开共组开开共组开开共组开开共组开开开开开开开开开开开开共组关关定期排污时开关关定期排污时开关关定期排污时开关关关关关关关关定排时依次开、关关关定期排污时开关关定排前开2－3分钟关关投加热时开关关投加热时开开开系阀门（风门）名称统磨入口温风电动门磨入口热风电动门磨入口混合风门磨入口冷风门制排粉机入口总风门排粉机入口冷风门粉排粉机入口温风截门排粉机入口温风电动门系磨煤机再循环门统各蒸汽消防门粗粉分离器导向挡板备吸潮气管门原煤斗下煤插条给粉机插板门甲、乙吸风机入口挡板甲、乙送风机入口挡板风甲乙热风再循环门门邻炉热风联络门挡四角二次风总风门板各层各角二次风调节门各一次风挡板6.5.启动前的准备6.5.1.锅炉上水6.5.1.1.上水方式：编上水启运备注号水压动行01、02关关关开甲乙侧，下同03、04关关关开根据制粉系统05、06关关关开停运情况09、10开开开关07、08关关关开11、12关关关关13、14关关关开15、16关关关关17、18关关关开关关关关开开开开45～65%关关关开关关关开关关关开关关关开关关关开关关关关必要时开关关关关关关开开关关开开配风决定开度关关关开a)下联箱上水：多用于锅炉大、小修以后或干式防腐转为运行的锅炉上水，是锅炉的基本上水方式；b)省煤器上水：用于省煤器检修后或热备用的锅炉上水；c)过热器反冲上水：用于过热器检修后或药液防腐的锅炉上水。6.5.1.2.上水方法：a)锅炉疏水箱上水；b)汽机中继泵上水；（采用此方法上水时，只需要隔离疏水箱系统，其他操作与疏水箱上水相同，即关闭疏水泵至汽机除氧器补水门，关闭锅炉上水母管总截门，关闭疏水泵出口再循环门，关闭疏水泵出口门，开启中继泵上水门，并用此门调节进水速度）6.5.1.3.上水要求：a)提前汇报值长，通知化学、汽机及除灰值班员，准备足够的、合格的除盐水（水温30～60℃，不得超过90℃）。b)锅炉范围内所有汽水阀门的开关位置符合上水要求。c)上水前、后应分别检查和记录各部位膨胀指示。
d)上水应缓慢均匀；上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。上水过程中应经常监视汽包上、下壁温差不超过40℃，否则应减慢上水速度。
e)在上水过程中，应检查各管道、阀门是否有漏泄，如有应及时联系消除后再重新上水。
f)无需水压试验时的上水，当水上至汽包水位－100mm时，停止上水；需水压试验时的上水，应将过热器系统上满水，最好用疏水泵顶压0.1～0.2MPa（炉顶空气门冒水时逐个关闭）。6.5.1.4.上水操作：a.下联箱上水：
a.1.系统各阀门处于下列位置；
a.1.1.本炉上、放水总门开启，排污总门关闭；a.1.2.甲、乙排污集箱上水门开，排污门关；
a.1.3.各下联箱排污一、二次门开，集中下降管排污门关；a.1.4.排污集箱、分集箱地沟放水门关；a.1.5.底部加热系统各阀门关；a.1.6.甲、乙定排给水反冲门关；
a.1.7.炉顶空气门开（通常仅开省煤器及顶棚管空气门即可，若需水压试验时上水，应增开集汽联箱空气门）；
a.1.8.对空排汽门开、事故放水门关；甲乙侧主汽门及旁路门关；a.1.9.给水系统、减温水系统、过热器疏水系统等阀门关闭；a.1.10.省煤器再循环门开，甲乙侧放水门关；
a.1.11.自用蒸汽门、汽包加药入门门关；给水反冲系统各阀门关；a.1.12.各取样一次门开，二次门关；
a.1.13.连排甲、乙侧一次门开。二次门及定连排联络门关；a.1.14.各压力表一次门开，投入就地及远方水位表。
a.2.通知邻炉（邻炉上、放水总门应关闭挂牌）；关闭疏水泵至汽机除氧器补水门，开启锅炉上水母管总截门，关闭疏水泵出口再循环门（该门亦做为锅炉或汽机低脱放水用）。
a.3.疏水箱水位3／4以上且经过化验水质合格后，开启疏水泵入口门，启动疏水泵，用泵出口门调节进水速度，根据疏水箱水位上升或下降情况，及时调节补水量，以求上水连续、均衡。
a.4.上水结束后，停止疏水泵，关闭泵出口门。关闭锅炉上水母管总截门，关闭本炉上、放水总门和甲、乙排污集箱上水门及各下联箱排污门。b.省煤器上水：
b.1.省煤器再循环门关，甲、乙侧省煤器放水门开；b.2.各下联箱排污一、二次门关，甲、乙排污集箱上水门关；
b.3.其余参照；a.1（a.1.1；a.1.4；a.1.5；a.1.6；a.1.7；a.1.8；a.1.9；a.1.11；a.1.1L；a.1.12；a.1.13；a.1.14）；a.2；a.3条规定。
b.4.上水结束后，停止疏水泵，关闭泵出口门；关闭锅炉上水母管总截门，关闭本炉上、放水总门及甲、乙侧省煤器放水门。c.过热器反冲上水：
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