２００ＭＷ级锅炉运行导则ＤＬ／Ｔ ６１０－１９９６目次前言・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・……１１３１范围・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・，・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・……１１４２引用标准・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・，・・・・・・，・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・．・．．・・・・・・・・……１１４３总则・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・，・・・・・・・……１１４４锅炉设计规范・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・……，．，．．．．・・・・・・・・．．．．．．．．．．．．．．．．．．．……，……１１４５锅炉机组启动・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・．．．．．・・・・・・・・・．．．．．．．．．・・・・・……１１５６锅炉机组运行・・・・・・・・・・・・・・・．．．．・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．・．．．……１１８７锅炉机组停运・・・・・・・・・・・・・・・，・・，・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・．．．．．．．．．……，．，……１２２８主要辅助设备・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・．・．．．．．．．．．．．．．．・・．．．……１２４９事故分析与处理・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・．．．．．．．．．．．・・・・・……１２９１０锅炉设备试验・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・，，・・・・・・・・・・……，，．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．……１３８附录Ａ（标准的附录）锅炉汽水质量标准・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・……１４２附录Ｂ（提示的附录）锅炉滑参数启动、停止曲线・・・・・・・・・・，・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・……１４２附录Ｃ（提示的附录）锅炉设计规范・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・……１４３附录Ｄ（提示的附录）锅炉机组应具备的图纸和资料・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・一１４９前言２００ＭＷ级锅炉已经成为我国电力系统的主力机组，１９８８年４月原水利电力部颁布了 ＳＤ ２５７－１９８８（２００ＭＷ机组锅炉运行规程缸以下简称规程），在当时条件下对指导２００ＭＷ机组锅炉运行发挥了积极的作用。近十年来，２ ００ＭＷ级锅炉运行出现了很多先进技术，原规程已不能适应现场锅炉运行的需要。 本导则通过调研，总结和吸收了国内２００ＭＷ级锅炉运行的先进技术和经验，在内容和结构上有了新的变化，并增加了锅炉辅机运行和锅炉试验等内容，因此本导则更加符合当前锅炉运行的实际情况，具有原则性、通用性、实用性和先进性。本导则经审查通过，批准为推荐性标准，并以电力工业部（电技〔１９９７］ ６８号）文件发布。在一年的过渡期间，本导则逐步代替Ｓ Ｄ２５７－１９８８ （２００ＭＷ机组锅炉运行规程》，１９９８年６月１日起所有报批的火力发电厂２００ＭＷ锅炉运行规程，均应符合本导则规定。本导则附录Ａ是标准的附录。 本导则附录Ｂ、附录Ｃ、附录Ｄ是提示的附录。 本导则由电力工业部标准化领导小组提出并归口。 本导则起草单位：东北电业管理局。 本导则主要起草人：葛凤坡、李树凯、赵劲松、王之昌、孙正智、刘纯志。本导则委托电力工业部锅炉标准化委员会负责解释。 中华人民共和国电力行业标准２００ＭＷ级锅炉运行导则Ｇｕｉｄｅ ｆｏｒ ２００ＭＷ ｇｒａｄｅ ｂｏｉｌｅｒ ｏｐｅｒａｔｉｏｎＤＬ／＊Ｙ ６１０－１９９６范圈 ０ＭＷ级锅炉及主要辅助设备的启动、运行、维护、事故分析与处理、锅炉本导则是２０试验等技术规定，适用于国产２００ＭＷ级嫩煤锅炉。燃油、燃天然气和引进的２００Ｍ｀Ｎ级锅炉亦可参照使用。２引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。ＧＢ３７１ ５－１９９１煤质及煤分析有关术语ＧＢ１ ０１８４－１９８８电站锅炉性能试验规程 ＤＬ４６１－１９９２燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则ＤＬ６１ ２－１９％电力工业锅炉压力容器监察规程ＳＤ１ ３５－１９８６火力发电厂锅炉化学清洗导则（ ８２）水电电生字第２４号发电厂厂用电动机运行规程（ ８０）电技字第２６号电力工业技术管理法规（试行）电安生【 １９９４］ ２２７号电业安全工作规程（热力和机械部分）３总则 为适应电力工业生产发展，加强锅炉运行管理，提高设备可靠性，延长设备寿命，达到安全、经济运行，特制定本导则。本导则对２ ００ＭＷ级锅炉运行具有通用性和指导性，各电力企业可根据本导则、制造厂技术文件和具体情况编制现场运行规程。在编制现场运行规程时，锅炉机组应具备的图纸和资料见附录Ｄ（提示的附录）。４锅炉设计规范 锅炉设计规范包括铭牌、主要参数、燃料特性、热平衡和锅炉主要部件等，凡涉及到参数、数据和单位，应根据制造厂和电力设计院提供的资料为依据，具体内容见附录Ｃ（提示的附录）。中华人民共和国电力工业部１９９７－０２－０３批准１９９７－０６－０１实施５锅炉机组启动５．１启动条件５．１．１试验 下列各项装置试验合格：ａ ）转机拉合闸、事故按钮；ｂ）各种连锁装置； ｃ）保护和灯光信号及报警装置；ｄ）程控装置； ｅ ）电（气）动阀（或挡板）远方开关；ｆ）点火装置； ９）灭火保护装置； ｈ）锅炉水压、安全阀调试、炉膛和烟道漏风。 ５．１．２设备检查５．１．２．１本体及尾部烟道： ａ）炉膛、过热器、省煤器、空气预热器无渣块和杂物，管壁清洁；ｂ）汽包的吊挂装置、本体刚性梁完整牢固，炉墙完整； ｃ）所有人孔、看火孔、检查孔等完好，确认内部无人后关闭； ｄ）汽包水位计完好清晰，刻度正确并投人； ｅ）安全门可靠，无卡涩现象，并投人； ｆ ）本体及烟道的防爆门完好严密．并可灵活动作；９）膨胀指示装置完好，刻度清晰。 ５．１．２．２燃烧器： ａ）燃烧器完整，调节装置灵活，指示正确；ｂ）点火装置及系统完整好用，电源投人； ｃ ）各燃烧器的风门良好，并处于吹扫位置。５．１．２．３管道： ａ）汽、水、烟、风管道完整无杂物、保温完整及其颜色和色环标志按（８０）电技字第２６号《电力工业技术管理法规》３－５－１２执行；ｂ）管道及联箱支吊架牢固，并留有足够膨胀间隙； ｃ）所有阀门或挡板完整，传动机构良好，位置正确，指示值与实际相符，并里于启动 前的位置。５．１．２．４捕助设备：ａ）除尘器、吹灰器、除灰〔 渣）及疏水设备等完好；ｂ）转动机械经试运行合格，处于备用状态； ｃ）制粉系统、燃油系统的设备良好，处于备用状态。 ５．１．２．５热控设备：ａ）投人程控、保护装里和微机； ｂ）投人所有热工仪表、声光报警显示系统。 ５．１．２．６工作场所： ａ）地面平整，楼梯及通道畅通、无杂物，各种标志齐全清晰；ｂ）照明充足（ 包括事故照明），齐全好用；ｃ）消防设施齐全备用； ｄ）有防雨、防冻、防风设施。 ５．１．３锅炉上水５．１．３．１水质要求见附录Ａ（标准的附录）。上水温度与汽包下壁温差符合制造厂家规定，如无规定时，其温差应不超过５０Ｃ。５．１．３．２当汽包下壁温度接近水温时，可适当加快上水速度。一般上水速度控制在４０一８０ｃ／ｈ（或者２一４ｈ）．５．１．３．３上水至汽包正常水位线下ｌ００ｍｍｏ５．１．４蒸汽推动５．１．４．１为了使锅炉启动初期尽早建立水循环，缩短启动时间，在锅炉点火前应投人蒸汽推动，进行加热。５．１．４．２加热速度应控制汽包下壁温度上升速度为０．５一１Ｃ ／ｍｉｎ，前期慢些，后期可适当快些。５．１．４．３汽包下壁温度达到１００℃以上时，可停止蒸汽推动。５．１．４．４加热过程中，保持汽包壁上、下温差不超过５０Ｃ。５．１．５燃油系统燃油系统投人油循环。若与邻炉共用母管系统时，应检查炉前燃油系统，并处于备用状 太５．１．６除尘器５．１．６．１湿式除尘器应将大罐和文丘里的水喷嘴投人，保持雾化良好，雄体内壁形成均匀的水膜。５．１．６．２电除尘器应达到备用状态，并投人加热装置和振打装置。５．１．７回转式空气预热器和除渣装置，应分别按８．４， ８．５规定投人运行。５．２锅炉冷态启动５．２．１锅炉冷态启动一般采用滑参数启动方式，启动中应按滑参数启动曲线进行，参见附录Ｂ（提示的附录）。５．２．２锅炉点火５．２．２．１对炉膛和烟道进行吹扫，清除炉内积存的可嫩物。对于燃煤炉，吹扫风量大于２５％的额定风量，燃油炉大于３０％的额定风量。吹扫时间应不少于５ｍｉｎａ５．２．２．２投人暖风器或热风再循环。５．２．２．３锅炉点火前投人锅炉灭火保护和锅炉联动装置。依次启动吸风机和送风机，并采用交叉运行方式，保持炉膛负压２０－－４０Ｐａｏ５．２．２．４点火器正常投人后，在油燃烧器投人１０，不能建立火焰时，应立即切断姗油，待查明原因消除后，可再次投油燃烧器。如风量一直维持在吹扫风量，则不必吹扫，但应等待１ ｍｉｎ后才能再次投油燃烧器。５．２．２．５炉膛突然灭火时，必须立即切断燃料，将炉膛吹扫５ｍｉｎ，再继续点火。５．２．２．６锅炉进行点火时，按对称、先下层后上层的原则投人油燃烧器，此时应密切监视燃油雾化及燃烧工况，并及时调整，确保充分燃烧。５．２．２．７当油燃烧器已投运四只及以上，炉膛嫩烧良好，并且过热器后烟气温度达到２００℃以上时，可依次投人主嫩烧器，以防止煤粉燃烧不完全，发生再燃烧事故。５．２．３启动初期的升温升压５．２．３．１加强火焰监视，逐步提高燃烧器的出力，合理配风，若发现烟气温度有异常变化时，应设法及时消除，否则应立即熄火。５．２．３．２控制蒸汽温度和燕汽压力上升速度，要保持同步平稳的升高。５．２．３．３锅炉点火后为了保护再热器，应立即投人Ｉ、Ｄ级蒸汽旁路系统，并随着燕汽压力的上升，工、ＩＩ级燕汽旁路阀逐渐开大，旁路投人后应及时关闭过热器向空排汽阀。５．２．３．４严格控制锅炉汽包上、下壁温差，汽包内饱和温度上升速度不应超过１．５１； ／ｍｉｎ，必要时，可采取水冷壁下联箱放水，或提高给水温度等措施进行调整。５．２．３．５应通过水冷壁下联箱的膨胀指示器监视水冷壁受热情况，尤其当压力在０．１一０．５ＭＰａ时，应增加检查次数，如发现异常，应停止升压，待消除后再继续升压。为保证水冷壁受热均匀，应对称地投人燃烧器，并且要定期轮换和加强下联箱放水。５．２．３．６当锅炉蒸发量低于１０％额定值时，必须控制过热器人口烟气温度不超过管壁允许温度，尽量避免用喷水减温，以防止喷水不能全部蒸发而积在过热器中。５．２．３．７承压部件经检修后应在蒸汽压力０， ５ＭＰａ时热紧螺丝，此间燕汽压力应保持稳定。热紧螺丝时，应按电安生〔１９９４］ ２２７号《电业安全工作规程》（热力和机械部分）执行。５．２．３．８应根据汽压适时关闭空气门和疏水门，冲洗水面计和热工表管，投人连续排污和定期排污，进行减温器的反冲洗等工作。５．２．３．，当汽轮机侧过热燕汽压力升到１．５一 ２．ＯＭＰａ时，过热燕汽温度为２５０－－２８０１； ，再热燕汽温度为１２０℃以上时汽轮机可进行冲转。５．２．４接带负荷后升温升压５．２．４．１当汽轮机负荷提升到与汽缸壁温度水平相适应时，逐渐将调节汽门全开。按滑参数启动曲线加负荷。５．２．４．２当汽轮机加负荷至ＩＳＯＭＷ，可逐渐关小调节汽门，锅炉应将过热蒸汽、再热蒸汽参数提到额定数值。５．２．４．３根据加负荷的濡要及时地启动备用风机，采用定速泵时应及时切换给水管路。５．２．４．４加强燃烧调整，注意保持嫩烧稳定，防止结渣，及时解列油燃烧器，适时将电除尘器投人运行。５．２．４．５ Ｖ全炉进行巡回检查。５．３锅炉热态启动５．３．１当锅炉具有一定温度、压力情况下的启动为锅炉热态启动。５．３．２启动条件、启动初期升温升压要求均参照冷态启动进行。５．３．３汽轮机带负荷后，应达到汽缸温度水平所适应的负荷，待调节汽门全开后，再按滑参数启动曲线提升蒸汽温度和压力，增加负荷。５．４锅炉启动中的安全规定５．４．１汽包上、下壁温差不大于５０１；，否则应停止升压，消除原因后再继续升压。５．４．２燕汽的升温速度为１－－１．５ｔ ／ｍｉｎ，启动前期应慢些，后期可快些。５．４．３汽包水位波动范围在０ ｔ ５０ｍｍ．５．４．４两侧蒸汽温差不大于３０｀Ｃ，两侧烟气温差不大于５ ０｀Ｃ，并控制过热器、再热器管壁温度不超过允许值。５．４．５从汽轮机冲转开始，过热蒸汽温度应具有５０℃以上的过热度。５．４．６燃煤锅炉内的最小风量应大于额定风量的２５％，燃油锅炉为３０％．５．４．７经常检查设备膨胀状况，若有发生异常现象时，应及时消除。５．４．８热风温度达到２００℃以后，方可启动制粉系统。采用直吹式制粉系统时，应达到锅炉启动时投粉所具备的条件后方可投粉。燃用无烟煤时，热风温度需要达到更高些时才能启动制粉系统。５．４．９汽轮机带负荷之前蒸汽温度的调整，应以燃烧调整为主．尽量少用减ｍ水６锅炉机组运行６１运行的主要任务６．１．１保持锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。６．１．２保持正常的汽压、汽温。６．１．３均匀给水，维持正常水位。６．１．４保持炉水和蒸汽品质合格。６．１．５保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。６．１．‘及时调整锅炉工况，尽可能维持在最佳工况下运行。６．２燃烧调整６．２．１燃烧调整应使燃料燃烧工况良好，火焰均匀地充满燃烧室，并中心位置适当。尽量减少受热面结渣和热偏差，减少污染物的排放。６．２．２燃料量的调节６．２．２．１中间储仓式制粉系统，当汽轮机负荷变动不大时，一般可通过调节给粉机的转速改变燃料量；当负荷变动较大时，可以通过增减给粉机运行台数改变燃料量。６．２．２．２直吹式制粉系统，当汽轮机负荷变动不大时，一般通过调节给煤机的煤量来改变燃料量；当负荷变动较大时，可通过启动或停止制粉系统来改变燃料量。６．２．３风量的调节６．２．３．１通过风量的调节使炉内保持的最佳氧量值，应根据锅炉结构的特点及燃用不同燃料试验后决定。通常固态排渣锅炉燃用烟煤时，炉膛出口氧量值宜控制在４％－－５％ （ＣＯ，为１４％一１５％），嫩油锅炉宜实现低氧燃烧。６．２．３．２风量调节方式一般是通过送风机人口挡板开度调节供给炉内的总风量。根据炉内燃烧的工况需要，也可通过分风门开度调节各燃烧器之间风量分配。６．２．３．３负荷增加时，应先增加风量，后增加燃料；负荷减少时，应先减少燃料，再减风量。但在低负荷时，因炉内过剩氧量较多，故在增加负荷时应先增加燃料，后加风量；减少负荷时，则应先减少风量，后减少燃料。６．２．３．４运行时应保持炉膛负压为正常值，在加负荷时原则上应先增大吸风量，而后应及时地增加送风量和燃料量，在减负荷时应先减少燃料量和送风量，再减少吸风量。６．２．４燃烧器运行工况的调节６．２．４．１为了使燃烧器运行工况良好，必须保持适当的一、二、三次风配比，使燃烧器出口风粉均匀混合、着火良好和燃烧稳定。在燃用设计煤种时，风量配比宜按制造厂说明书规定，否则对于四角布置的燃烧器可参照表１数值予以规定。表１一、二、三次风速值无烟煤、贫煤丫创１认２让１让１ｍ／ｓ烟煤、揭煤ＵＪＺ让场１８－２４４０－４５５０－６０２０一３５５０一５５５０－６０６．２．４．２燃烧器运行中，应针对煤种、负荷、燃烧器结构的不同，采取不同的运行方式： ａ）负荷较大时，炉膛热负荷较高，燃烧比较稳定，但易结渣，宜多投人燃烧器；当负荷低时，炉内热负荷低，尤其燃用挥发分低的煤时，易灭火，宜减少燃烧器数量，并应集中投人，以利于稳燃。ｂ）四角布置的燃烧器，应对称投入，尽量不缺角运行，严禁把某一角的全部燃烧器停 掉。ｃ）在调整火焰中心的位置时，可通过改变燃烧器的摆角或增减上下层燃烧器的燃料量 和相应的二次风量（或启停燃烧器）进行调节。ｄ）采取中间储仓式制粉系统时，为防止粉仓内煤粉自燃或结块，任一燃烧器不能长期 停用，应定期切换。同层燃烧器的给粉机转速偏差应不超过５％。６．３蒸汽参数的调整６．３．１蒸汽压力的调节６．３．１．１机组负荷及燃料性质的变化均可导致蒸汽压力的变化，在一般情况下可通过燃料进行调节。６．３．１．２定压方式运行时，负荷变化率不大于５ ％ ／ｍｉｎ，若低于７０％时，可采用滑压运行，其负荷变化率不大于３％／ｍｉｎ，６．３．１．３在非事故情况下，禁止用开启安全阀和向空排汽阀降低汽压。６．３．１．４当停用高压加热器时，锅炉最高负荷应通过试验确定，以防止受热面管壁超温结渣和再热器进口压力升高。６．３．２蒸汽温度的调节６．３．２．１过热蒸汽温度：ａ）改变上、下二次风的分配比例。 ｂ）改变给粉机运行方式。 ｃ）改变减温水喷水量，一般过热蒸汽系统采用两级减温，第一级为粗调，以保持屏式过热器的管壁不超温为原则。第二级为细调，主要控制过热器出口蒸汽温度。蒸汽温度过高时，可相互配合调节。６．３．２．２再热蒸汽温度： ａ）采用烟道挡板调节时，应考虑过热器与再热器挡板同步调节，其开度在５０％以上效果较好，严禁将烟道挡板开度关到０。改变烟气再循环量也可以改变再热蒸汽温度，但在１４０４ＮＷ负荷以下不宜使用，否则会使燃烧不稳。ｂ）采用汽一汽热交换器三通阀开度变化进行调节时，应每两组相互配合使用，防止两 侧偏差太大。尽量少用或不用减温水调节，当采用减温水调节，再热蒸汽温度仍上升时，可以采用事故喷水进行调节。ｃ ）由于汽轮机侧运行工况的影响，而使再热蒸汽温度变化，应及时联系汽轮机值班员调整，或者采用调节过热蒸汽温度的方法来达到调整再热蒸汽温度的目的。６．４汽包水位的调整６．４．１锅炉运行中，要经常对照就地和低位各水位表（计），以确保水位表（计）的准确性。６．４．２水位发生变化时，应及时调整给水调整阀的开度和调速给水泵的转速。一般保持给水调整阀的开度在４０％－７０％为宜。采用调速给水泵调节时，给水泵运行中最高转速应低于额定转速１０％，并应保持给水调整阀全开，以降低给水泵耗电量。６．４．３运行中给水压力过低，且不能满足锅炉负荷的需要时，应适当降低锅炉蒸汽压力，以保持正常供水必需的压差。６．４．４备用给水泵或给水管（有备用给水管时）应进行定期切换。６．４．５定期进行水位扰动和事故放水试验。给水调节阀应有良好调节特性，其漏流量一般应不超过额定流量的５％。６．５运行中的维护６．５．１监控主要参数正常运行中应控制以下参数符合规定： ａ）锅炉蒸发量不准超过额定值； ｂ）过热器出口蒸汽温度、压力应保持规定值；Ｃ）再热器出口蒸汽温度、压力应保持规定值； ｄ）两侧蒸汽温差不大于２ ０１ｖ，两侧烟气温差不大于４０｀Ｃ；ｅ）排烟温度应达到设计值； ｆ）受热面管壁最高温度不得超过金属材料允许最高温度；９）保持适当的炉膛负压，以炉膛上部不向外冒烟为准； ｈ）汽包水位保持０土３ ０ｎｉｍ；）在额定负荷时空气预热器人、出口烟（１ 风）温度应达到设计值；Ｊ ）炉膛出口氧量保持最佳值；ｋ）燃油压力、油温、吹扫（ 伴热）蒸汽压力和温度均应达到设计值。６．５．２保持汽、水品质６．５．２．１汽水品质指标参见附录Ａ（标准的附录），为了保持汽、水品质，必须及时对锅炉进行连续排污和定期排污。６．５．２．２定期排污时应注意如下事项：ａ ）开始排污时应缓慢进行，防止水冲击，当发生水冲击时，应立即关小排污阀，待消失后缓慢开启排污阀进行排污； ｂ）排污时必须单个回路进行，水冷壁和下降管不能同时进行排污，每个回路排污时间不准超过０．５ｍｉｎ；ｃ ）尽量在低负荷下排污，以提高排污效果；ｄ）排污时应密切监视汽包水位变化，当运行不稳或事故时，立即停止排污； ｅ ）排污工作完成后，应复查排污阀关闭的严密性。６．５．３保持受热面清洁６．５．３．１锅炉吹灰时要保持燃烧稳定，适当增大炉膛负压，加强对过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的监视与调整。若结渣严重时，应做好防止掉大渣造成灭火的预想。６．５．３．２锅炉低负荷运行时，一般不宜吹灰，在锅炉发生事故时，应立即停止吹灰。６．５．３．３吹灰的间隔周期和方法应根据积灰情况具体规定。６．５．３．４经过检修后的吹灰器应进行冷态试验，其性能应良好，并达到备用状态。６．５．３．５吹灰器采用的吹灰介质（空气、蒸汽、水）质量、压力、温度应符合规定。６．５．３．６吹灰器的转动部分应按８．１中有关规定执行。程控装置应良好可靠。６．５．４保持锅炉燃烧稳定６．５．４．１运行中应根据煤种、负荷和其他运行工况的变化及时调整燃烧。６．５．４．２运行中应加强火焰的监视，保持炉内火焰稳定，并不能直接冲刷水冷壁。６．５．４．３严格控制燃烧器燃料量的增减速率。保持合理的风粉比。６．５．４．４发现燃烧不稳定应及时投人油燃烧器，不投人油燃烧器稳燃时，其最低极限负荷应由试验决定。６．５．４．５粉仓的粉位应保持有足够高度，防止给粉机煤粉自流。６．５．４．６煤粉细度每班至少化验一次，最佳煤粉细度应由试验确定，当缺少试验数据时，细度选择值见表２０衰２不同淇种的撰粉细度选择值 ％煤贫烟褐种煤煤煤挥发分ｖｉｍ，＜１０１０－２０尺卯５－１０１２一１４１２－３５无烟煤一一１。一４５４０－５０一４０－６０６．５．４．７必须注意实际燃用煤的质量和特性，并应作为燃烧调整的应变措施。６．５．４．８加强对储煤场和沪前煤的管理，每天应将燃煤的水分、灰分、挥发分、发热量化验一次。当班运行人员应掌握燃用煤的特性，对不同的煤种应保持合理配比。６．５．５经济运行６．５．５．１运行中应设法保持各项参数处于最佳值，以提高机组效率。６．５．５．２保持最佳过量空气系数，降低排烟温度。６．５．５．３降低飞灰可燃物，每班至少化验一次。６．５．５．４减少锅炉漏风，锅炉各部漏风系数一般规定如下：炉膛＜０． ０５，水平烟道＜０．０３，预热器后烟道（每ＩＯＭ） ＜０．０１，电除尘器＜０．０３，其他除尘器＜０．０５０６．５．５．５优化辅机运行方式，降低厂用电。在两台风机（送、吸风机）并列运行时，其出力应保持平衡，风机人口挡板保持在４０％以上开度为宜。低负荷时可采用低速或单侧运行。６．５．５．６为杜绝各疏水阀、排污阀和排汽阀内外漏现象，降低补水率，当疏水箱内水位超过１２时，水质需经化验，合格后才可以回收。６．５．６锅炉安全阀６．５．６．１安全阀应进行定期排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期。脉冲安全阀（有电磁装置的）每月应进行一次静态动作试验，如发现不正常，应及时处理。６．５．６．２在运行中，安全阀启座与回座的压力应符合规定，否则及时处理。６．５．６．３当有安全阀动作不正常或因故解列停用时，锅炉应根据安全阀排汽量降低相应的负荷。６．５．６．４在运行中冲量安全阀的疏水阀应上锁。其他型式安全阀也应采取相应措施，防止人为误动。６．５．７灭火保护６．５．７．１运行中的锅炉，必须保证灭火保护装置正常投入，不准解列，如出现故障，应限期修复。６．５．７．２灭火保护装置在运行中的维护工作：ａ）应保持装置及其外围设备完整、清洁； ｂ）清扫火焰检测器及火焰监视器，应与炉内火焰对照，火焰显示应清晰，与实际相符； ｃ）检查压力开关（传感器）定值，吹扫脉冲管路及严密性试验；ｄ）测定保护回路及电缆绝缘电阻； ｅ）火焰检测器冷却风机联动试验，过滤器检查； ｆ）油燃烧器和总燃油的关断阀的关闭严密性检查； ｇ）在开环状态下检查各项定值及逻辑关系。 ６．５．８自动和程控装置６．５．８．１自动与程控装置在运行中均应投人，有异常时应及时解列处理。６．５．８．２自动与程控设备投人、运行和停止的有关操作，应按该装置的技术要求进行。６．５．８．３自动设备经检修后，在投运前应作变负荷或扰动试验．并有技术记录锅炉机组停运７．１滑参数停炉７．１．１在正常停炉时，一般采用滑参数停炉方式，停止中则应按滑参数停止曲线进行，参见附录Ｂ（提示的附录）。７．１．２降温降压７．１．２．１逐渐降低蒸汽温度和蒸汽压力，开大汽轮机的调节汽门。７．１．２．２当蒸汽压力降到９．０－ＩＯＭＰａ及汽温降到５００℃时，汽轮机的调节汽门全开。７．１．２．３随着机组负荷的滑降逐渐相应地降低蒸汽温度和蒸汽压力。７．１．２．４根据燃烧工况的稳定性，及时投油助燃。７．１．２．５加强对汽包水位的监视与调整，采用定速泵时应及时切换给水管路。７．１．２．６在减负荷过程中应平稳降低汽温，及时解列减温器。７．１．２．７蒸汽压力降至２．ＯＭＰａ以下、蒸汽温度为２６５℃时，汽轮机应解列。７．１．３锅炉熄火７．１．３．１锅炉熄火时，将汽包水位补至＋３００ｍｍ，开启省煤器再循环阀。汽包水位下降时，应关闭再循环阀，及时补水。７．１．３．２熄火后对炉膛通风结束后，立即关闭各烟道和风道挡板，停止吸风机，防止锅炉急剧冷却。对燃煤炉通风不少于５ｍｉｎ，燃油炉通风不少于１ Ｏｍｉｎａ７．１．３．３熄火后应开启再热器的向空排汽阀来烘干再热器。７．１．３．４按８．４．３规定，停止回转式空气预热器运行。排烟温度低于６０℃时停止湿式除尘器。按８．６．３．２规定，及时停止电除尘器。７．２定参数停炉７．２．１停炉时蒸汽参数变化范围较小，减负荷的方式按汽轮机要求进行。７．２．２其他要求可按７．１有羊要求讲行ｎ７．２．３熄火后半小时内再启动时，为尽量保持炉内热量，可不进行炉内通风，但在下次启动前必须进行通风。７．３停炉过程中的安全规定７．３．１蒸汽温度下降速度不大于１ ．５｀Ｃ ／ｍｉｎ，并应具有５０℃以上的过热度７．３．２汽包上、下壁温度差不大于５０｀Ｃ。７．３．３应根据具体情况，必要时应将自动切换为手动调整。７．３．４煤燃烧器停止前应将一次风管管内煤粉吹净，油燃烧器应将内部积油吹净（严禁向无火焰的炉膛内吹扫）。７．３．５锅炉熄火后，若过热器出口蒸汽压力高于２．０ＭＰａ，投人工、ｎ级蒸汽旁路系统或开启过热器向空排汽ｌ０ｍｉｎｏ７．４停炉后的冷却７．４．１停炉后汽包及炉内、外承压部件应保持缓慢均匀地冷却，避免产生过大热应力和机械应力，冷却方式一般分为正常冷却和快速冷却。７．４．２正常停炉备用或计划停炉时，应采用正常冷却方式。７．４．２．１正常停炉后要保持高水位，一般停炉６ｈ后开启吸风机人口挡板及锅炉各人孔、检查孔等，进行自然通风。停炉１８ｈ后可启动吸风机进行冷却。７．４．２．２当锅炉压力降到零，汽包下壁温度１００℃以下时，可放掉锅水，若锅炉利用余热烘干受热面时，在蒸汽压力降到０．５－－０．８Ｍ７、时可进行带压放水。７．４．３快速冷却停炉后需要尽快修复设备时，可根据设备情况采用快速冷却，如强制通风、快速降压、 加强换水等。在有条件的情况下推荐采用保持汽包满水位的方法，并与其他方式配合，可取得良好的冷却效果。７．４．４冷却一般规定：无论采用哪种方式冷却，都应控制汽包上、下壁温差不大于５ ０ｒ－，并监视锅炉其他承压部件膨胀指示值，如在冷却中有异常，应减慢冷却速度。７．５锅炉的保养７．５．１锅炉的防腐７．５．１．１锅炉在停用期间，为防止受热面等部件的金属腐蚀，减少锅炉设备的寿命损耗，一般采用对系统内部进行密封或干燥等措施以达到防腐的目的。７．５．１．２锅炉需要长期备用时，应采用湿法防腐。即经化验合格的蒸汽或水充满汽、水系统，并保持一定压力，将缓蚀剂加人整个系统内部，系统保持严密，防止空气漏人。在室温较低时应做好防冻措施。７．５．１．３锅炉需要检修时，可采用干燥法防腐。一般在蒸汽压力降至０．５－－０．８ＭＰａ时，放掉锅水。利用炉内的余热烘干锅炉承压部件内部。７．５．２锅炉清洗７．５．２．１为了清除汽水系统内积盐、结垢和沉淀物，必须根据化学监督要求对锅炉进行清洗。７．５．２．２为了保证过热器管不致因为内壁积聚盐垢和沉淀物发生爆管事故，必须对过热器定期进行反冲洗。一般在每次大修时进行，或根据化学监督要求在小修时进行。反冲洗要点如下： ａ）锅炉本体承压部件检修完毕，并验收合格；ｂ）汽、水系统各表计，如压力表、流量表、水面计齐全好用； 。 ）上水的水质合格，冲洗过程中尽量保持较大的冲洗水量；ｄ）一般用事故放水控制汽包水位，禁止汽包起压，必要时可开启定期排污放水阀放水； ｅ ）反冲洗合格标准以水质化验合格为依据，结束后将冲洗系统恢复正常，环境温度低时，应做好防冻措施。７．５．２．３锅炉汽水系统化学清洗的要求按ＳＤ１３５－１９８６《火力发电厂锅炉化学清洗导则》规定执行８主要辅助设备８．１转动机械８．１．１启动条件新安装和经过大小修后的转动机械，在锅炉整套启动前，均应进行各项检查，并达到下 列各项条件：ａ）现场清洁，照明充足。 ｂ）联轴器结合良好，保护罩完整，紧固螺丝无松动。ｃ ）轴承油位计完整，刻度正确，油质合格，油量充足。采用强制润滑时，润滑油系统油压、油温符合规定，油箱油位在１２以上。 ｄ）轴承、电动机、油系统的冷却装置良好，冷却水量充足，回水畅通。电动机用空气冷却时，通风设备良好，通风道无堵塞现象。 ｅ）采用润滑脂润滑的滚动轴承，对转速在１５００ｒ／ｍｉｎ以下转动机械，其装油量不多于整个轴承室容积的２／３；对１５００ｒ／ｍｉｎ以上的机械，不宜多于１２０ ｆ）电动机接地线良好，绝缘合格，事故按钮完整。９）各风门、挡板的传动机械，远方开关试验合格，处于启动前的状态。 ｈ）各仪表保护和程控装置齐全、完整。 ８．１．２试运行８．１．２．１确认旋转方向正确。８．１．２．２新安装的转动机械，启动后连续时间不少于８ｈ，大、小修后的转动机械不少于３０ｍｉｎｏ８．１．２．３转动机械启动后逐渐增加负荷达到额定，电动机电流不应超过额定值。风机（包括风扇磨煤机）试转时应保持炉膛负压，不应带负荷启动。对泵类转动机械，不应在空负荷下启动和运行。８．１．２．４给粉机、给煤机、螺旋输粉机不应带负荷试转，要预先将入口进料插板关闭严密。８．１．２．５初次启动钢球磨煤机时，大罐内不应加钢球，试转正常后方可加钢球。８．１．２．６中速磨煤机要带负荷进行启动试验。８．１．３运行中的要求８．１．３．１无异音、摩擦和撞击。８．１．３．２轴承温度极限值按制造厂规定执行。若无规定时，滚动轴承温度不超过８０１ｒ，滑动轴承温度不超过７０Ｃ ｏ８．１．３．３轴承振动值，按制造厂规定，无规定时，振动值见表３０１２４ 表３轴承振动值 额定转速７ｕｎ／振动值”盯 ０７．５１０２卜１００．０１００１５．００８０５１５００以上８．１．３．４窜轴值不超过４ｍｍｏ８．１．３．５各处无漏油、漏粉、漏灰、漏水、漏风等现象，冷却水温度、润滑油系统的油温、油压不应超过规定值。８．１．３．６电动机在运行中的要求应符合（８２）水电生字第２４号《发电厂厂用电动机运行规程》第三章规定。８．１．４事故停用的一般规定当转动机械在运行中，发生下列情况之一时，应立即停止运行： ａ）发生人生事故，无法脱险时；ｂ）发生强烈振动，危及设备安全运行时； ｃ）轴承温度急剧升高或超过规定时；ｄ）电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时； ｅ ）转动机械的转子与外壳发生严重摩擦和撞击时；ｆ）发生火灾或被水淹时。 ８．２制粉系统８．２．１启动８．２．１．１检修后的制粉系统在启动前应达到下列各项条件：ａ） 、制粉系统中的转动机械启动条件按８．１．１进行；ｂ）拉合闸、事故按钮、连锁和保护装置、油压联动、各风门挡板开关等各项试验符合 要求； ｃ）设备和管道内外无积粉和易燃物品；ｄ）锁气器完整，动作灵活； ｅ）制粉系统的防爆门、灭火装置完整齐全； ｆ ）各风门及热工仪表应符合启动前的要求。８．２．１．２启动的一般安全措施：ａ）在切换风源时要保持锅炉负压和燃烧稳定； ｂ｝进行暖管时，温升要缓慢均匀；ｃ）排粉机启动后，要缓慢开启人口挡板，以防一次风压突然增大，导致炉膛变正压或 爆燃； ｄ）严格控制磨煤机出口温度在规定值内；ｅ｝当发现有积粉自燃时，应停止启动； ｆ ）不允许同时启动两台磨煤机；９）汽温、汽压、水位、燃烧均应稳定； ｈ）禁止进行锅炉吹灰、打渣、定期除灰和排污工作。 ８．２．２运行中的基本任务８．２．２．１连续地供给锅炉燃烧所需要的煤粉，保持燃烧稳定。８．２．２．２在煤质发生变化时，能保持合格的煤粉细度和水分。８．２．２．３维持正常的风温与风压。８．２．２．４保持最佳出力．降低制粉电耗。８．２．３运行中的监控８．２．３．１制粉系统各设备运行无异常。８．２．３．２转动机械按８．．１３规定执行。８．２．３．３保持给煤机均匀给煤（中间储仓式），粉仓的粉位不低于３ｍ，８．２．３．４煤粉细度规定见表２０８．２．３．５煤粉水分规定见表４０８．２．３．６保持制粉系统各部风压、气粉混合物温度正常，磨煤机出ｕ温度见表５表ａ煤粉水分值 ％煤烟煤种煤不限不小于固有水分的５０粉水分无烟煤和贫煤褐煤和油页岩不小于固有水分壑干燥介质种磨煤机出口温度值｝ 中间储仓式不受直吹式无烟煤贫烟揭煤煤煤］月空气干燥１３０８０７０１５０咖１００煤煤烟用空气和烟气混合Ａ９０Ｏ１７４０踢８．２．４运行中的调整８．２．４．１中间储仓式制粉系统出力不直接受锅炉运行的影响，出力的调整通过磨煤出力、千燥出力、通风出力的协调配合来实现，运行中应保持在最佳出力下运行。８．２．４．２直吹式制粉系统出力与锅炉负荷及燃烧的需要有直接关系，出力的调整是在保证燃烧稳定的基础上，通过改变给煤量、通风量来实现，要求制粉系统在最佳工况下运行。８．２．４．３中间储仓式煤粉细度的调整，可以通过变更制粉系统的通风量及调整粗粉分离器折向挡板开度实现。８．２．４．４直吹式制粉系统的煤粉细度调整，可以通过改变分离器的折向挡板位置或旋转分离器转速实现。８．２．５运行中的维护８．２．５．１降低制粉电耗，在保证合格的煤粉细度的条件下，应尽可能使制粉系统保持在最大出力下运行。８．２．５．２运行中应作下列性能试验；ａ）中间储仓式系统的试验，包括钢球装载量、分离器性能、磨煤机出力特性的试验； ｂ）中速磨系统的试验，包括冷态风量调平、分离器性能、加载压力、磨煤机出力特性 及煤粉分配性能的试验；ｃ ）风扇磨系统的试验，包括纯空气通风特性、分离器性能、磨煤机出力性能的试验。８．２．５．３运行中钢球磨煤机应定期补加钢球（吨煤钢球消耗量应通过试验决定）８．２．５．４运行中应减少漏风，漏风系数不应超过的数值见表６ａ襄６制粉系统泊风案伪推称佰 中储式用干热风干燥用于热风和炉烟干燥直吹式０．１００．１２０．０４８．２．６制粉系统的停止８．２．６．１大、小修和长时间备用的锅炉，停止制粉系统时，要求将原煤斗的煤用完。停炉时间如超过７２ｈ，应将煤粉用完。８．２．６．２中储式制粉系统停止时：ａ）应逐渐降低磨煤机人日温度，随着磨煤机人口温度的下降相应减少给煤量，停止给 煤机；ｂ）确认磨煤机内煤粉抽净（ 在特殊情况下可以先放出回粉管锁气器积粉）后，再停止磨煤机； ｃ）切换风路（倒风），保持一次风压稳定；ｄ）停炉后禁止将煤粉仓的积粉送人燃烧室。 ８．２．６．３风扇式磨煤机制粉系统停止时：给煤机停止后要放掉锁气器内积粉，将煤粉抽净、关闭冷热风门及烟风挡板后，停止磨 煤机，停用轴封。８．２．６．４中速磨煤机制粉系统停止时：停止磨煤机后，全开冷风门，保持一次风压，吹扫５ ｍｉｎ，然后停止一次风机，关闭一次风机人口挡板和磨煤机一次风粉出口挡板。８．２．７预防制粉系统爆炸８．２．７．１严格控制磨煤机的出口温度，出口温度的规定见表５０８．２．７．２对停用的磨煤机，应将系统内煤粉抽净。８．２．７．３锅炉停用时间较长时，将煤粉仓内煤粉烧净。８．２．７．４紧急停止的磨煤机（未抽粉）在启动时，应确认无煤粉自燃后，先通风１０ｍｉｎ以上，方可启动（如果炉内无火焰，则禁止通风）。８．２．７．５经常检查来煤与煤质情况，防止磨煤机断煤。８．２．７．６保持煤粉细度和水分在规定范围内。８．２．７．７消除煤粉仓漏风，按时降粉。８．２．７．８防止外来火源，及时消除运行中制粉系统内的煤粉自燃。８．２．７．，当采用烟气干燥系统时，控制干燥介质含氧量在规定范围内。８．２．７．１０中速磨煤机，在启停过程中，应用蒸汽进行吹扫（如炉内无火焰，则禁止吹扫）。８．３燃油系统８．３．１检修后的燃油系统管道，应进行工作压力１．２５倍的水压试验，并合格８．３．２系统进油前，应利用蒸汽吹扫燃道和每个油燃烧器，严禁向无火焰的燃烧室吹扫存油８．３．３投人燃道拌热后，将燃油送人母管，进行循环。８．３．４运行中保持燃油温度、燃油压力、拌热蒸汽温度和压力在规定范围内。８．３．５保证锅炉用油量，并有一定余度，油燃烧器应雾化良好。８．３．６系统停用后，要将管道内积油吹净。在吹扫时要避免燃料油进人吹扫的蒸汽中。８．４回转式空气预热器８．４．１启动８．４．１．１经检修后的回转式空气预热器，启动前应进行以下工作：ａ ）各人孔门关闭严密，密封装置完整，间隙合格。超越（激力）离合器和减速箱正常。 ｂ）润滑油系统及其冷却水量运行正常；ｃ）校验油泵低油压连锁装置； ｄ）冷态下进行漏风试验； ｅ）吹灰器退至停止位置； ｆ ）水清洗装置已隔离；９）灭火装置完好。 ８．４．１．２启动时，先启动盘车装置，检查驱动和传动部件无卡涩、撞击现象，停止盘车。８．４．１．３启动主电动机运行，投人盘车装置的自启动连锁。投人间隙自动控制装置。８．４．２运行维护８．４．２．１保持电动机电流正常，空气预热器内无异音及摩擦，减速机、离合器、注油器冷却水量均正常，进、出口烟气温度和出口热风温度在正常范围内。８．４．２．２为防止出口受热元件的低温腐蚀，应及时投人暖风器加热。８．４．２．３保持空气预热器受热面的清洁，运行中应根据空气预热器阻力变化及时进行吹灰。停炉前也应进行吹灰。８．４．３停止锅炉停炉后，预热器应继续运转，直至排烟温度低于８ ０℃时停止。８．５除渣装置８．５．１启动前的检查８．５．１．１渣井内部的耐火砖、各种喷嘴、各种孔门及气动装置齐全完好，渣沟畅通，水封投人。８．５．１．２捞渣机（碎渣机）的各转动部件完整，盘车灵活，轴承和减速机变速箱内油质良好，油量足够。传动装置和附属装置完好。８．５．２运行８．５．２．１运行中除渣装置应正常，其转动机械应按８．１．３执行。８．５．２．２采用变速的捞渣机，在启动时应将速度调节放在最低位置。８．５．２．３当发现大块焦渣时，应设法打碎，防止损坏除渣设备。定期除渣的锅炉，应根据煤质结渣情况确定除渣时间。８．５．３停止 锅炉停炉后，要将冷灰斗内灰渣捞净后方可停止除渣设备。８．６电除尘器８．６．１启动８．６．１．１电除尘器启动前，应使电除尘器的设备达到备用。１２８ ８．６．１．２对电气、热工自动及连锁保护装置等设备进行全面检查，并经试运行合格。８．６．１．３锅炉点火前１２－２４ｈ启动放电极绝缘子室、放电极振打瓷轴室及灰斗的加热装置。８．６．１．４锅炉点火前２ｈ启动各振打装置，并置于连续振打位置，适时投入卸灰系统。８．６．１．５锅炉全烧煤或煤油混烧，排烟温度达到１１０℃以上时，均可投人高压整流装置。８．６．２运行维护８．６．２．１运行中应监视高压整流器控制柜、集控盘的表计和指示灯有无异常。８．６．２．２电除尘器电压、电流和各加热点温度在正常范围内，低压配电室设备无过热现象。８．６．２．３定期检查振打装置、卸灰装置及蒸汽加热系统。除灰系统运行应正常。８．６．２．４电除尘器的本体及各孔门等处密封良好。８．６．２．５监视灰斗灰位，整流变压器等的油位、油温、油色。８．６．２．６大小修后的电除尘器投运正常后应进行负载特性试验，作业伏安特性曲线，达到最佳运行状态。８．６．２．７大修及新投运半年以上的电除尘器应进行除尘效率、本体漏风及阻力测定。８．６．３停止８．６．３．１在锅炉低负荷全投油运行或煤油混烧排烟温度降到１００℃以下时，电除尘器高压整流装置均应停止运行。锅炉发生灭火时也应停止其运行。８．６．３．２锡力熄火后，在电除尘器内的烟气全部排出后，方可停止吸风机。同时要求集电极、放电极振打装置应投人连续振打位置，振打２一３ｈ后停止。８．６．３．３振打装置停止后，仍应继续排灰，直到灰斗排空时，停止卸灰系统运行，停止放电极绝缘子室、放电极振打瓷轴室及灰斗的加热装置。９事故分析与处理９．１事故处理的一般原则９．１．１发生事故时运行人员应迅速、果断、准确地按现场规程规定处理，如无法恢复正常运行，应停炉处理。９．１．２紧急停炉时，必须立即切断供给炉内的所有燃料，具体操作内容及步骤应在现场规程中规定。９．１．３请示停炉时，发现故障后立即请示停炉，并改变相应运行方式，设法阻止或减慢故障的扩大，达到紧急停炉规定时，应立即停炉。９．２事故停炉９．２．１紧急停炉遇有下列情况之一时，应立即停炉： ａ）锅炉汽包水位正、负数值达到制造厂家规定的紧急停炉的数值； ｂ）锅炉所有水位表（计）损坏；ｃ）汽水管道发生爆破，威胁人身设备安全； ｄ）锅炉尾部发生再燃烧； ｅ）所有吸风机、送风机或回转空气预热器停止运行；ｆ ）再热蒸汽中断；９）锅炉压力升高到安全阀启座压力，而所有安全阀拒动； ｈ）炉膛或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏； ）１锅炉灭火；Ｊ ）锅炉机组范围发生火灾，直接威胁锅炉安全；ｋ）受热面管爆破不能维持正常汽包水位。 ９．２．２请示停炉 遇有下列情况之一时应请示停炉：。 ）锅水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效；ｂ）锅炉承压部件泄漏无法消除； ｃ）锅炉严重结渣、堵灰，无法维持正常运行； ｄ）安全阀动作后无法使其回座； ｅ）受热面金属壁温严重超温，经多方调整无效； ｆ ）汽包低位水位计全部损坏。９．３锅炉水位事故９．３．１原因９．３．１．１自动给水调整机构失灵，给水调整阀、给水泵调速装置故障９．３．１．２水位表（计）不准，使运行人员误判断。９．３．１．３给水压力骤变。９．３．１．４锅炉汽压骤变。９．３．１．５锅炉给水、排污系统，省煤器、水冷壁严重泄漏。９．３．１．６热工仪表电源消失，运行人员失去监控手段。９．３．１．７锅水质量不合格、含盐量过大、排污不及时、锅水处理不符合规定、负荷增加过快及汽水分离装置损坏，是造成汽水共腾的主要原因。９．３．２现象９．３．２．１水位报警器发出信号，各水位表（计）指示偏离正常值。９．３．２．２满水时水位表（计）正值增大，给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道内发生水冲击，蒸汽含盐量增加。９．３．２．３缺水时水位表（计）负值增大，给水流量不正常地小于蒸汽流量（水冷壁、省煤器爆破相反），严重时过热蒸汽温度升高，汽温自动调节装置投人时，减温水流量增大。９．３．２．４汽水共腾时，汽包水位发生剧烈波动，各水位计指示摆动，低位水位表（计）看不清水位，燕汽温度急剧下降，严重时蒸汽管道内发生水冲击，饱和蒸汽含盐量增大。９．３．３预防９．３．３．１运行中对各种水位表（计）要经常对照水位，发现水位不准或设备有缺陷时，应及时消除，保持水位表（计）正确，水位保护及报警装置可靠。９．３．３．２严密监视给水压力、给水流量的变化，控制给水流量和蒸汽流量相适应。９．３．３．３锅炉定期排污时，要保持偏高水位，排污后应严密关闭排污阀，低水位不准排污。９．３．３．４锅炉运行中应严格监视水位。９．３．３．５运行中要防止误操作，误判断。９．３．３．６应按规定进行加药、排污。锅水含盐量应符合附录Ａ（标准的附录）的规定。９．３．４处理９．３．４．１满水处理ａ）应立即对照汽水流量，核对水位表（计）是否正确； ｂ）证实水位高时，关小给水调整阀或降低给水泵转速，若给水调整阀卡涩时，关给水 隔绝阀；ｃ）开启事故放水阀，待水位正常后关闭； ｄ）汽包水位正值达到制造厂家规定的紧急停炉的水位值时，紧急停炉，全开事故放水阀，解列减温器，必要时开启集汽联箱疏水；ｅ ）请示重新点火，接待负荷。９．３．４．２缺水处理 ａ）应立即对照汽水流量，核对水位表（计）指示是否正确；ｂ）证实水位低时，开大给水调整阀或提高给水泵转速，若给水阀被卡住时，投人备用 给水管路；ｃ ）给水压力低时，应提高给水压力或启动备用给水泵，必要时降低锅炉压力； ｄ）汽包水位负值达到制造厂家规定的紧急停炉的水位值时，立即停止锅炉运行，解列减温器、连续排污及取样阀９．３．４．３汽水共腾的处理： ａ）当证实为汽水共腾时，要立即降低锅炉蒸发量，保持稳定运行；ｂ）汽包水位可偏低于正常值，开大连续排污阀，加强定期排污； ｃ）开启集汽联箱疏水，通知汽机运行人员开启主闸阀前疏水阀或向空排汽阀，以防品 质恶化的蒸汽进人汽轮机； ｄ）通知化学人员对锅水进行分析，水质未改善之前应保持锅炉负荷稳定。９．４汽包水位计损坏９．４．１预防 防止水位计云母片的温度发生突然变化，如冲洗水位计时，汽阀、水阀不能同时关闭。防止室外冷空气突然吹向水位计，冷水滴不可溅到水位计云母片。９．４．２处理９．４．２．１汽包就地水位计中有损坏时，应立即隔绝，进行处理，并核对汽包其他水位计和各低位水位计指示的正确性，加强对汽包水位的监视调节。９．４．２．２汽包就地所有水位计损坏，但有二只低位水位表正确可靠，则允许以低位水位表监视汽包水位，锅炉可以继续维持负荷运行２ｈ，９．５锅炉受热面管损坏９．５．１原因９．５．１．１焊接质量不佳，管材质量不合格，膨胀不畅。９．５．１．２锅炉给水、锅水质量不符合标准，使管内结垢或管内有杂物堵塞。９．５．１．３由于飞灰冲刷，使受热面磨损，管壁变薄。９．５．１．４燃烧调整不当，锅炉结渣、积灰等。９．５．１．５长期低负荷运行，水循环不良。９．５．１．６吹灰不当使水冷壁等受热面管产生热疲劳或吹损减薄。９．５．１．７过热器管壁温度长期超限运行。９．５．１．８启、停炉过程中对受热面保护不好。，．５．１．，启、停炉过程中对省煤器再循环使用不正确，．５．２现象９．５．２．１发生爆管时炉膛负压变正压，爆管处的人孔门或炉墙缝隙等处喷水、漏汽冒烟，烟气温度不正常地变化。９．５．２．２水冷壁爆管损坏时，汽包水位低或急剧下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，燃烧不稳，火焰发暗，严重时锅炉灭火。９．５．２．３过热器爆管损坏时，蒸汽流量不正常地小于给水流量，汽压降低，过热器蒸汽温度发生变化。９．５．２．４再热器爆管损坏时，再热器出口蒸汽压力降低，再热蒸汽温度不正常地变化９．５．２．５省煤器爆管损坏时，汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，从烟道底部漏灰水。９．５．３预防９．５．３．１锅炉应按规程规定进行启动和停止。９．５．３．２根据锅炉运行工况及时进行燃烧调整。９．５．３．３启、停炉过程中要保护好各受热面。９．５．３．４控制好烟气流速，减小飞灰对受热面的磨损。９．５．３．５蒸汽、锅水及给水水质要符合规定。９．５．３．６停炉时做好受热面的防腐工作。９．５．４处理９．５．４．１水冷壁和省煤器管损坏：ａ）若泄漏不严重，能维持锅炉运行时，维持汽包水位，降低锅炉压力及负荷，请示停 炉；６）若泄漏严重，达到９． ２．１规定时应紧急停炉；ｃ）停炉后继续向锅炉上水，维持汽包水位； ｄ）不能维持汽包水位时应停止上水，禁止开启省煤器再循环阀。保持一台风机运行， 维持炉膛负压，待炉内烟气和蒸汽消失后停止吸风机。９．５．４．２过热器，再热器管损坏：ａ）若泄漏不严重，能维持锅炉运行时，应降低负荷及锅炉压力，加强监视，请示停炉； ｂ）泄漏严重，锅炉无法维持正常运行时，应紧急停炉。留一台吸风机运行，维持炉膛 负压，待炉内蒸汽消失时停止吸风机。９．６锅炉灭火９．６．１原因９．６．１．１辅机跳闸。９．６．１．２灭火保护误动作，压力自动失灵。９．６．１．３水冷壁管爆破或制粉系统爆破。９．６．１．４厂用电中断。９．６．１．５燃煤挥发分过低，水分、灰分过高，煤粉太粗。９．６．１．６粉仓粉位过低，使给粉机来粉不均。９．６．１．７全烧油时油中水分高，燃油系统故障。９．６．１．５直吹式制粉系统堵塞。９．６．１．９炉内大面积落渣。９．６．１．１０低负荷运行人员调整不当。９．６．２现象９．６．２．１锅炉灭火保护装置动作。９．６．２．２炉膛负压突然增大，一、二次风压突然减小。９．６．２．３炉膛内变黑，火焰监视器发出灭火信号。９．６．２．４蒸汽压力迅速下降，蒸汽温度降低，水位先低而后高。９．６．３预防９．６．３．１燃烧方式应合理。９．６．３．２低负荷加强燃烧调整。９．６．３．３提高燃煤质量，合理配煤。９．６．３．４提高燃油质量。９．６．３．５给粉机下粉均匀。９．６．３．６制粉系统运行稳定。９．６．４灭火处理 锅炉灭火按紧急停炉处理，解列减温器，立即减负荷，控制好汽温、汽压、水位，并查明原因、消除后，重新启动点火。９．７尾部再燃烧９．７．１原因９．７．１．１燃烧调整方式不合理，风、煤、油配比不当。９．７．１．２煤粉过粗，油燃烧器雾化不良，使未燃尽的可燃物积存在尾部。９．７．１．３在启动、停止过程中，或低负荷运行时炉膛温度过低，部分煤粉没有燃尽，积存在尾部烟道内，风速过低，使可燃物存积在烟道内。９．７．２现象９．７．２．１尾部烟道的烟气或热风温度不正常地升高。９．７．２．２炉膛和烟道负压剧烈变化，吸风机轴封和烟道不严密处向外冒烟或喷出火星，严重时烟道防爆门动作。９．７．２．３回转式空气预热器电动机电流增大。９．７．３预防９．７．３．１油燃烧器运行时，保持雾化良好，根据燃烧器的出力，做到合理配风。９．７．３．２经常观察炉内燃烧工况，发现冒黑烟、炉膛透明度差、油燃烧器偏油时，都要及时调整。９．７．３．３燃煤炉长时间低负荷纯燃油运行时，如有停炉机会，要对尾部受热面进行检查。９．７．３．４预热器应装吹灰器和消防淋水管，回转式空气预热器应在烟气侧和空气侧各装一根消防淋水管，并处于备用。９．７．４处理９．７．４．１当发现尾部烟道的烟气温度不正常地升高时，应首先查明原因，加强燃烧调整，对受热面进行蒸汽吹灰。９．７．４．２当检查确认尾部再燃烧时，应立即停炉，停止吸、送风机运行，关闭所有烟风道孔门和挡板，严禁通风。９．７．４．３向尾部烟道内进行灭火，到尾部烟道内烟温正常后，才可进行内部检查。９．７．４．４冲洗两台空气预热器，冲洗完毕后，谨慎启动吸风机进行通风。９．８汽一汽热交换器管损坏９．８．１原因分析制造、安装质量不佳。温度变化频繁，使管子产生热疲劳，蒸汽品质不合格，管内壁腐 蚀。，．８．２现象再热蒸汽压力、温度不正常地升高，过热蒸汽压力、流量降低 阀动作。９．８．３处理泄漏严重时再热器安全汽一汽热交换器泄漏不严重，再热蒸汽压力、温度能维持在值以内时，可降低过热 蒸汽压力运行并请示停炉。汽一汽热交换器泄漏严重，再热蒸汽压力急剧升高，无法控制时，应紧急停炉。９．，汽水管道损坏９．９．１原因长期超温、超压运行，易冲刷部位管壁减薄，使金属强度降低。材质不良，制造、安装 质量不合格，或设计不当，影响自由膨胀，汽水质量不良，造成管内结垢腐蚀９．９。２现象 损坏时保温材料潮湿，渗水或漏汽，并有泄漏声。损坏严重时汽水喷出，蒸汽温度或压力异常变化９．９．３处理当汽水管道轻微损坏时，可以继续监视运行，调整各部参数，请示停炉。 当严重损坏达到９．２．１规定时，紧急停炉。 ９．１０电负荷骤减９．１０．１原因 电力系统发生故障，汽轮机或发电机发生故障。９．１０．２现象汽压急剧升高，蒸汽流量急剧下降，控制不当时安全阀启座。汽包水位先低而后高，蒸 汽温度升高。９．１０．３处理 根据负荷情况立即切断部分燃烧器，防止超压。加强燃烧调整，燃烧不稳时可投油助燃。控制蒸汽温度、水位，必要时可开启向空排汽阀或投人蒸汽旁路系统。９．１１厂用电中断９．１１．１原因电力系统发生故障，发电机故障，厂用工作电源故障，备用电源又未能投人。 ９．１１．２现象９．１１．２．１高、低压的电压表和电流表回零，所有运行中的高压或低压电动机停止转动。９．１１．２．２低压保护动作，信号闪光，事故音响报警，锅炉灭火９．１１．３处理９．１１．３．１高压或低压厂用电源部分中断，未造成锅炉灭火时，应根据具体情况，保持适当负荷，迅速调整好燃烧，保持各参数稳定。尽快恢复电源９．１１．３．２厂用电源中断造成锅炉灭火时，应按锅炉灭火处理：ａ）将跳闸转机开关复位； ｂ）将回转式空气预热器开关置于盘车位置，保持其转动状态；ｃ）待电源恢复后，重新点火。 ９．１２热控及仪表电源中断９．１２．１原因电气系统及电源母线故障，开关或刀闸故障，备用电源又未能投人。 ９．１２．２现象，．儿．２．１电动机执行机构指示灯灭，开度指示异常，无法对设备进行电动遥控操作９．１２．２．２仪表指示异常，锅炉可能燃烧不稳，甚至灭火。９．１２．３处理９．１２．３．１将自动装置切换至手动位置。如锅炉灭火，应按灭火处理。９．１２．３．２锅炉尚未灭火时，应尽量保持机组负荷稳定，同时监视汽包就地水位计、一次压力表，并参照汽轮机有关参数值进行调整。９．１２．３．３不能恢复时，应请示停炉。９．１３回转式空气预热器故障９．１３．１原因９．１３．１．１传动部位卡涩，密封板损坏。９．１３．１．２转子内部有杂物和积灰。９．１３．１．３减速机及离合器故障。９．１３．１．４上下各轴承磨损或破损。９．１３．１．５电气设备故障。９．１３．２现象９．１３．２．１电动机电流表指示回零。９．１３．２．２电动机跳闸时，红灯灭，绿灯闪光，事故警报。９．１３．２．３热风温度降低，排烟温度升高。９．１３．３处理９．１３．３．１如一台空气预热器跳闸，在跳闸前，机械部分无严重缺陷和电流无过大现象时，可重合闸一次。９．１３．３．２若重合闸无效，可适当降低锅炉蒸发量，采取盘车措施，将跳闸侧烟、风挡板关闭，立即找检修人员处理。９．１３．３．３故障的空气预热器无法盘车时，应停炉处理。９．１３．３．４如两台预热器同时跳闸，应立即停止锅炉运行。９．１４吸、送风机故障９．１４．１原因部分厂用电或全部厂用电中断，电动机过负荷，机械部分故障，人为误触碰事故按钮， 开关误动。９．１４．２现象９．１４．２．１跳闸的吸风机或送风机电流指示为零，红灯灭，绿灯闪光，事故音响报警。９．１４．２．２若两台吸风机或两台送风机同时跳闸时，连锁保护动作，锅炉灭火１３５９．１４．２．３一台吸风机跳闸时炉膛负压变小，炉内不严密处向外冒火，若一台送风机跳闸时，锅炉负压增大，一台风机跳闸时锅炉有可能灭火。９．１４．３处理９．１４．３．１风机故障跳闸引起锅炉灭火时，按锅炉灭火处理，并立即将跳闸风机开关拉到停止位置。检查跳闸原因，设法消除故障。９．１４．３．２一台吸风机或一台送风机跳闸而锅炉未灭火时，应降低锅炉负荷，保持燃烧稳定，同时查明原因待恢复９．１４．３．３若风机振动、窜轴等值在运行中增大、超限，应查明原因，消除故障，如继续增大，并伴有摩擦撞击声，应适当降低风机出力运行，若不能恢复正常则按停止处理。风机故障处理过程中，应及时调整锅炉运行工况，尽可能保持燃烧、水位、汽温等运行参数稳定正常。９．１５燃道爆破９．１５．１现象９．１５．１．１燃油压力迅速降低，爆破处大量燃油喷出。燃油炉可能造成锅炉灭火，煤粉炉投油助燃时锅炉燃烧不稳，甚至导致灭火。９．１５．１．２爆破处如遇有明火或高温管道，喷出的燃油将会引起着火。９．１５．２处理立即切断爆破管道油源，必要时联系供油泵房停止供油泵运行，并关闭泵出口阀。如锅 炉灭火，按灭火处理。９．１６电除尘器故障９．１６．１电除尘器故障处理９．１６．１．１出现下列故障之一时，应中止向相应的电场供电：ａ）高压输出回路开路； ｂ）阻尼电阻闪络严重，甚至起火； ｃ）整流变压器超温报替，或有喷油，声音异常时； ｄ）电压自动调节器持续拉弧指示，调节无效时；ｅ）电场短路电流增大，二次电压为零； ｆ ）供电装置严重发生偏励磁；９）可控硅冷却风扇停转，且可控硅元件严重发热，散热片温度超过６０ ０℃时；ｈ）供电装置跳闸，原因不明，允许试投两次，如再跳闸，需查明原因后再投； ）排灰装置故障；１ １ ）振打装置故障，同一电场的上下两台阴极振打或阳极振打装置故障停运２ｈ不能恢复，阴阳极振打装置同时故障停运１ｈ不能恢复时。９．１７制粉系统故障９．１７．１原因９．１７．１．１系统自燃和爆炸：ａ ）系统内积存煤粉和空气接触，氧化发热引起着火自燃；ｂ）磨煤机煤流中断或出口温度过高； ｃ）煤粉仓漏风严重，高挥发分的煤粉在粉仓内积存过久；ｄ）煤粉过细，水分过低； ｅ）煤中含有易燃易爆物； ｆ）有外来火源；ｓ）烟气干燥系统含氧量过高。 ９．１７．１．２系统堵塞：ａ ）原煤水分过高，混有杂物或煤种变化时未及时调整给煤量；ｂ）磨煤机通风量调整不及时，人口温度过低，进口侧积煤突然塌下； ｃ）锁气器动作失常或故障； ｄ）直吹式系统磨煤机通风量过小或出口温度过低，叶轮、磨辊磨损造成煤粉过粗，出 口风速过低。９．１７．１．３磨煤机断煤：ａ）给煤机故障； ｂ）原煤水分过大。落煤管堵，煤斗无煤。 ９．１７．２现象９．１７．２．１系统自燃和爆炸：ａ）磨煤机出口温度急剧升高； ｂ）系统中防爆门鼓起或损坏，形成正压，向外冒烟，并伴随爆炸响声；ｃ）炉膛负压大幅度波动，火焰变黑，严重时可导致锅炉灭火。 ９．１７．２．２系统堵塞：ａ）磨煤机堵塞时，磨煤机出人口压差增大、入口负压减小、出口温度下降、出人口向 外漏粉。直吹式磨煤机电动机电流增大，锅炉汽压下降，燃烧不稳。ｂ ）粗粉分离器堵塞时，粗粉分离器出口负压增大、人口侧负压减小，乏气风压降低，回粉管锁气器动作不正常。ｃ）旋风分离器堵塞时，旋风分离器人口负压小、出口负压大，排粉机电流增大，锅炉 蒸汽参数上升，蒸汽压力投自动时给粉机转速下降，锁气器动作不正常。ｄ）直吹式系统煤粉管堵塞时，锅炉汽温、汽压下降，氧值增大，燃烧不稳，煤粉管出 口处煤粉减少。９．１７．２．３磨煤机断煤：ａ）磨煤机出人口压差过小，人口负压及排粉机出口风压增大，磨煤机噪声增大； ｂ）直吹式煤粉管出口处煤粉中断，部分燃烧器灭火。 ９．１７．３故障处理９．１７．３．１系统自燃及爆炸：ａ）磨煤机人口自燃着火时，加大给煤量，同时压住回粉管锁气器、减小或切断磨煤机 通风，情况严重时立即停止磨煤机、给煤机运行，必要时投人灭火装置。ｂ）一次风管严重自燃着火时，要断绝风源，停止给粉机运行，关闭下粉插板，或者从 吹扫孔通人二氧化碳灭火。ｃ）系统爆炸应立即停止运行，尽力防止锅炉灭火，采取措施维持一次风压。在直吹式 磨煤机内发生爆炸时，应紧急停止其运行，隔绝磨煤机进出口通道，投人灭火装置，维持锅炉稳定燃烧。ｄ）煤粉仓爆炸时，立即停止向粉仓内送粉，立即修复防爆门，关闭粉仓吸潮管，迅速 降低粉位，再迅速提高粉位，进行压粉，必要时投人灭火装置９．１７．３．２系统堵塞： ａ）磨煤机堵塞时，停止给煤机，保持一次风压，进行抽粉，当人口管堵煤时打开检查孔疏通直吹式磨煤机应适当增加通风量，将分离器调整挡板缓慢开大，处理无效时应停止运行。ｂ）粗粉分离器堵塞时。减小给煤量，开大调整挡板，增加系统通风量，活动锁气器， 疏通回粉管，处理无效时应停止该系统运行。ｃ）旋风分离器堵塞时，热风送粉系统应立即关小排粉机人口门，乏气送粉系统应停止 给煤机和磨煤机进行处理。ｄ）直吹式煤粉管堵塞时，要减少或停止给煤，增大通风量，提高磨煤机出口风压，但 应防止大量煤粉进人燃烧室，必要时停止处理。９．１７．３．３磨煤机断煤：ａ）降低磨煤机人口和出口温度； ｂ）疏通落煤管和原煤斗；ｃ）消除给煤机故障。 川锅炉设备试验１０．１水压试验１０．１．１水压试验压力 水压试验共分两种，一种是工作压力试验，另一种是超（工作）压力试验。ａ）对过热器、省煤器、水冷壁系统，计算压力以汽包工作压力为准，超压试验时压力 值为计算压力的１．２５倍； ｂ）对再热器，计算压力以再热器进口工作压力为准，超压试验时，压力为计算压力的１．５倍；ｃ）直流锅炉水压时，计算压力以过热器出口工作压力为准，超压试验时，压力为计算 压力的１．２５倍，且不得小于省煤器压力的１．１倍。１０．１．２试验的范围水压试验范围包括锅炉全部承压部件，即从炉侧给水管的人口，直到蒸汽的出口沿途整 个设备系统，但汽包水位计、安全阀不参加超压试验。再热器进行水压试验时，从汽轮机高压缸的排汽管、再热器、中压缸主汽阀前为止。工作压力的试验，一般根据检修人员的要求，可随时随地进行，但对超压试验应严格控制次数１０．１．３超压试验的必要条件：具有下列情况之一者可进行超压试验： ａ）在役的锅炉经二个大修期时； ｂ）新装、迁装的锅炉投运时；ｃ）锅炉停用一年以上需要恢复运行时； ｄ）水冷壁管更换总数达到５０％时；ｅ）过热器、省煤器、再热器管成组拆除或更换时； ｆ）汽包、水冷壁联箱、过热器联箱、省煤器联箱、再热器联箱更换时；９）锅炉承压部件进行较大面积焊补修理时； ｈ）根据运行情况对设备安全可靠性有怀疑时。 １０．１．４试验准备工作 锅炉汽、水系统确认检修结束，工作完毕，经验收合格，并作好如下几点：ａ ）试验用的压力表不少于２只，并经校验合格，其精度要求为０．２级，表计量程一般应是试验压力的１．５倍一３．０倍，压力表安装地点应该考虑高度差；ｂ）应具备快速泄压措施，以防超压； Ｃ ）水温的要求，应按制造厂家的规定进行或保持在３０一７０１＇。１０．１．５注意事项１０．１．５．１锅炉充满水后，必须排净管内的空气。试验时环境温度不低于５｀Ｃ，否则应采取防冻措施。１０．１．５．２在压力升至工作压力的１０％时，暂停升压，经全面检查，如没发现渗漏时，可继续升压。若泄漏严重，则应停止升压，消除漏点后再升压。１０．１．５．３当压力升至工作压力８０％时，停止升压，检查进水阀的严密性，无问题后将压力升至工作压力，进行全面检查，此间保持压力值不变。继续进行超压试验时，将压力升到超压试验值，保持５ｍｉｎ后，立即将压力降至工作压力，在此压力值进行检查，禁止在超压值时进行检查设备。１０．１．５．４升压时应缓慢，应控制升压速度不大于０ ． ３ＭＰａ／ｍｉｎ；降压时，压力下降速度应不大于０． ５ＭＰａ／ｍｉｎ，当压力降至零时，开启向空排汽阀、过热器疏水阀，进行过热器疏水。１０．１．６再热器水压试验汽轮机高压缸出口和中压缸人口处，应加装堵板，用冷段事故喷水装置进行上水。上水 前开启热段出口联箱空气阀，关闭各疏水阀和向空排气阀及Ｉ ． ＩＩ级蒸汽旁路系统各阀，当空气阀冒水后关闭空气阀，在升至１ ＭＰａ时暂停升压，进行检查，无问题后继续升压。当压力升至工作压力时，关进水阀，试验完毕后用疏水阀降压。再热器超压试验及其他有关打水压的要求应按１０．１．５有关要求进行。 １０．１．７水压试验验收标准１０．１．７．１承压部件外表无漏水及湿润现象，受压元件中没有残余变形。１０．１．７．２从停止给水泵，关闭锅炉进水阀开始计时，５ｍｉｎ内锅炉压力下降值不超过０．５ＭＰａ，再热器不超过０．２５ＭＰａｏ１０．２炉膛、烟风道漏风试验１０．２．１正压试验法 正压试验法是用送风机向炉膛和烟风道内充压，燃烧室内保持正压值在５０－１００Ｐａ，在风机人口处撒人白粉或放烟幕，如有缝隙和不严密处，则白粉或烟会从中逸出，发现后及时堵塞。１０．２．２负压试验法负压试验法是用引风机将炉膛和烟风道形成负压，燃烧室保持负压值在１ ５０ －２００Ｐａ，用蜡烛等办法靠近接缝等处进行查找，如有不严之处及时堵塞。１０．３锅炉联锁试验１０．３．１为了保护设备安全，减少设备损坏，在事故情况下锅炉主要转动机械按给定程序自行切换或停止其运行，一般要求新装的和检修后转动机械的联锁装置都要进行联锁试验。１０．３．２注意事项１０．３．２．１试验前电源、开关、设备均达到良好和规定状态。拉合闸、事故按钮均应试验好用。１０．３．２．２试验步骤应先进行局部，后进行整体联动。１０．３．２．３转机试验应在静态下进行，在新装或大修后需要时，方可进行动态试验。试验时给粉机、给煤机应分别将入口插板关闭。钢球磨煤机不准做动态（即罐内有球时）试验。１０．３．３合格标准。应使各转机能按规定的程序和性能完成拒动和联动。１０．４锅炉灭火保护试验１０．４．１静态试验１０．４．１．１锅炉大小修后或新增装的灭火保护装置，应进行静态试验，试验合格后方可使用。１０．４．１．２静态试验是在火焰监测器、压力开关及其他监视保护的一次取样装置、传感器等外围设备不与灭火保护装置连接的情况下，参照产品说明书进行。１０．４．１．３试验时结合现场的实际情况，对外围设备检查和试验，包括火焰监测器光电特性检查，压力开关、传感器、风压表等一、二次仪表校验定值整定，还有专用冷却风机系统联动试验。１０．４．１．４装置静态逻辑功能的试验，一般包括自检、吹扫、ＭＦＩ＇动作、首次跳闸原因记Ｊ忆等现场静态传动试验。该装置保护联锁应自成系统，均能够直接作用于执行对象。１０．４．１．５进行电源扰动试验，包括上电试验、掉电试验、电源切换试验。１０．４．２动态试验１０．４．２．１新装的或已运行的装置间隔时间３年应进行动态试验。１０．４．２．２动态试验是通过锅炉运行工况的调整，达到ＭＦＴ动作的现场整套灭火保护的闭环试验，试验时应制定切实可行的现场试验措施，并报上级批准后执行。１０．４．２．３动态试验包括以下内容：ａ）火焰丧失ＭＦＴ动作试验； ｂ）炉膛压力超过规定值ＭＦｌ ，动作试验；ｃ）手动ＭＦ Ｉ，动作试验。１０．４．２．４在诸多ＭＦＴ动作条件中，闭环试验至少进行一项，其余各项可断开保护继电器电源，开环运行。１０．４．２．５动态的试验结果必须满足以下三个条件，否则应查找原因重新试验。ａ）一次检测部分所组成的逻辑关系正确，动作数值合格； ，ｂ）接受ＭＦＩ动作指令的设备，动作及时、联锁关系正确；ｃ ）声光报警信号、指示信号打印记录、首次跳闸原因记忆正确，炉膛吹扫、锅炉点火等动作顺序无误。１０．５安全阀调试１０．５．１准备工作１０．５．１．１安全阀装置机械部分和电气部分检修完毕并完整良好，安全阀的排汽管道按ＤＬ６１２－１９９６《电力工业锅炉压力容器监察规程》９．１．１１规定执行。１０．５．１．２应有经校验合格的压力表安装在汽包处（或是指定的位置）。１０．５．１．３锅炉上水完毕，已达到点火条件，与汽机专业作好联系并做好安全措施。１０．５．１．４备好检修工具，通讯设施良好，照明充足。１４０ １０．５．２整定压力规定原则１０．５．２．１脉冲安全阀整定压力是指冲量接出地点的工作压力，其他类型的安全阀是指安全阀安装的地点的工作压力，一般控制安全阀启座压力为１．０５倍工作压力，工作安全阀启座压力为１．０８倍工作压力。再热器的安全阀启座压力为１．１倍工作压力１０．５．２．２直流锅炉一般以过热器出口压力为准，过热器出口控制安全阀启座压力为１．０８倍工作压力，工作安全阀启座压力为１．１倍的工作压力。启动分离器的安全阀启座压力为１．１倍工作压力。１０．５．３调试中注意事项１０．５．３．１点火升压时，升压速度按０．１ＭＰａ／ｍｉｎ进行控制，在工作压力的６０％一８０％期间，应进行远方手动启座的排汽试验。１０．５．３．２调试期间必须按整定要求，控制压力变化速度，如升降幅度较大时，可通过燃烧调整，如幅度较小时，可用向空排汽或过热器疏水来控制。１０．５．３．３对汽包水位要严加监视，防止发生水位事故，对燃烧加强调整，防止灭火，并要严格监视受热面管壁温度（尤其对再热器管壁温度要加强监视）。避免因过热而爆管。１０．５．３．４整定顺序应先整定高压，后整定低压，如带电磁装置时，应先整定机械，后整定电磁部分。１０．５．３．５在整定脉冲式安全阀前，应先冲洗来汽管，冲净后进行机械整定，对于其他型式安全阀，应根据结构特点采用相应方法。１０．５．３．６再热器安全阀调试时，应利用工、ＩＩ级蒸汽旁路阀开关进行，并作好相应的安全措施。１０．５．４验收标准 安全阀启座压力应达到规定值，有电磁装置的也要整定到规定值，安全阀回座压差，一般为启座压力的４％－７％，最大不得超过启座压力的１０％，电磁装置也按此值整定。１０．６锅炉热力试验１０．６．１锅炉机组的热力试验可分两类，第一类试验是确定锅炉机组运行的热力性能，如锅炉效率、蒸发量、热损失等，以了解锅炉机组的运行特性和结构缺陷。第二类试验是对新产品、新设备、新技术的研究性试验。热力试验一般可分为：ａ）炉膛冷态动力场； ｂ）在不改变辅助设备运行方式和燃烧器数量的工况下确定锅炉最低持续负荷；ｃ）在变动辅助设备运行方式和燃烧器数量的工况下确定锅炉最低持续负荷； ｄ）锅炉热效率； ｅ）确定最佳过量空气系数； ｆ）炉膛及烟道的漏风；９）新旧热力设备性能鉴定。 １０．６．２热力试验具体方法和要求按ＧＢ１０１８４－１９８８《电站锅炉性能试验规程》规定进行。附录Ａ （标准的附录） 锅炉汽水质ｔ标准表Ａ１给水质，标准炉型锅炉压力ＭＰａ １２．７４一１５．５８５．８８一１８．６２Ｐ目 （２５Ｃ）８．８一９．３ 联氨１１９几１０一５０ １０一３０ 玛｛／Ｌ油硬度 Ｉａｎｏ口Ｌ蕊１．０溶解软ｐｇ／１铁 尸９／Ｌ簇２０铜 ｐｇ／七百５汽包炉直流炉或 ９． ０－９．４或 蕊０．３Ｇ７－０（加热器为钢管）（挥发性处理）砚１０衷Ａ２锅水质．标准锅炉压力ＩＰ．Ｎ １２．７４一１５．５８砚酸根ｍＲ／Ｉ２－８ｐＨ （２５Ｃ）９－１０含盆最ｍｇ／Ｌ二氧化硅ｎｉｇ／Ｌ簇１．５簇５０表Ａ３燕汽质．标准压炉刚ＭＰａ５．８８一１８．６２５．８９－１８．６２力蕊礴酸盐处理毛１０ 毛１０二氧化硅挥发性处理落１０ 铁 四几５２０５１０铜 Ｉ＊ｎ－蕊５‘５ｆ＊／ｋｇ簇２０ ５２０ 附 录Ｂ（提示的附录） 锅炉滑参数启动、停止曲线ＭＰｅ厂一厂一厂一厂一「一厂一「－刃叮下叮厂一－尸￣几牙｝＝二一二ｒ竺一仁二－，四口ＤＩ尸／｝２０００Ｉ－曰区１匹口尸团门口尸３５区阵日江叮阮日四图Ｂ１锅炉滑参数启动曲线１４２阮冈尸瓜曰门尸尸一口曰门３０００口尸门口日门阮盯广ｌ冈队Ｄ７口了门Ｖ口时间Ｔ．例ｎ汽盆‘℃盔‘赞尽２００姗１２０即叨图Ｂ２锅炉滑参数停止曲线附录ｃ （提示的附录） 锅炉设计规范表ｃｌ锅锅炉型号额定燕发量制安投制造装产造日期日期日期厂炉铭牌衰Ｃ２主序１２３４５６７８９１０１１１２１３号顿定燕发ｔ再热燕汽ｔ项要今数单位设计数值备洒此队叭℃娥泌℃℃℃℃℃砰汽包工作压力（表压）过热器出口燕汽压力（表压）过热器出口燕汽沮度再热器入口熬汽压力（表压）再热器出口燕汽压力（表压）再热器人口燕汽温度再热器出口燕汽温度给水温度冷风温度排烟沮度锅炉水容积（正常运行、水压时容积）１４３农０姗燃特性衰Ｃ４俗序号类别项目油特符性号单位％ ％％ ％％ ％％ 设计数值备注１姗油成分收到基碳收到塞氢收到基氮收到羞氧收到基硫收到基水分收到荃灰分收到基低位发热ｔ密度动力猫度凝固点闪点机械杂质 几比 Ｎ ｏｓ Ｍ Ａ， Ｑ．．－＂坷／ｋｇ２物理化学特征 Ｐ７ｋｇ／ｍ３Ｐａ＂ｓ ℃℃ ％ 裹Ｃ５热序１２３４５６７８平衡符号９：９３４４９５９ｒｔ号项目单位％ ％ ％ ％ ％ ％ 设计数值备注排烟热损失气体不完全徽烧热扭失固体不完全徽烧热损失敌热搜失灰法物理热须失饥炉效率计算燃料消耗ｔ理论空气ｆｌｂＢｗｔ／ ｈＮｍ３／ｋｇ１４４表Ｃ６主 序号类别宽长高容度度度积要部件一单 设计数值一备注如ｔｎｍｍｍ砰（ｍ３（ｍ２时℃℃一ＰａｋｊｋｊｋＪ日川炉膛容积热负荷断面热负荷壁面热负荷理沦燃烧温度出口烟气温度出口过量空气系数承压强度型式布置方式数量一、二、三次风速一、二、三次风率单只出力型式布Ｉ方式数量喷孔直径单只出力风速风率长壁外材度厚径质／／／句燃粉姗烧器四角布置应 注明炉内节圆的直径尺寸只ｍ／ｓ％比油燃烧器ｔｏ策 仲『『－℃此只ｎＵｎ衬汽包材质的冷脆温度旋风分离器单只出力旋风分离器数童琴位水位线在汽包内几何位置水容积型壁外式厚径『『根一℃个ｍｍ呻根澎丝－仲ｍｌｎ根根『『甜水冷壁管子数量材质管壁允许温度水循环回路上联箱引出管外径上联箱引出管壁厚上联箱引出管数量受热面积水容积型外壁式径厚下降管管子数量分配下降管数量分配下降管外径分配下降管壁厚水容积１４５续表１４６１４７续表序号类别项型式吹灰介质及参数吹灰器教量电动机型号电动机的电压、电流电动机的容量、转速型式数量出力电动机型号电动机的电压、电流电动机的容量、转速一台ｍ３八单位（设计数值｝备注除渣装置风机与泵类型式数量出力压头叶轮直径效率电动机型号电动机的电压、电流电动机的容量、转速赢按现场风机 或泵的种类分别列出衰０序号类别型式容积数量项制肠目设备单位设计数值备注１原煤斗军ｍ３ｍｍｍｍｔｆｎｒ２煤粉仓型式容积数量型式数ｔ直径３细粉分离器４粗粉分离器型式数盆直径型式数量出力电动机的型号电动机的电压、电流电动机的容量、转逮５给煤机１４９续表序号类别项型式数ｔ出力转速调节范围电动机的型号目单位设计数值备注台 ｔ／ｈ ｒ才ｎ俪ｎ６给粉机电动机的电压、电流电动机的容ｔ，转速型式数ｔ出力转速电动机的型号电动机的电流、电压 之‘口 ｔ而 ｒ／ｎｌｉｎ７磨煤机应很据磨煤 机结构型式分别列出电动机的容ｔ、转速衰。序号类别型式数ｔ启座值回座值排汽ｔ型式数ｔ启座值回座值排汽量型式数ｔ启座值回座值排汽ｔ型式探头数目清扫条件项保目护装ｔ单位设计数值备注 Ｚ‘口 １汽包安全阀Ｎ田．ＭＰａｔ小台 ．ＰＭＭＰ．ｔ八２过热器安全闷台ＭＰ．ＭＰａｔ八３再热器安全阀只４灭火保护ＭＦｆ各跳闸条件定值信号、报普条件定值附 录Ｄ（提示的附录） 锅炉机组应具备的圈纸和资料——相应压力下的饱和温度表；转动机械轴承用油表；１４９————锅炉纵剖面图；锅炉汽水系统图；锅炉烟、风系统图；锅炉疏放水系统图；—锅炉工业水系统图；—除灰、除尘系统图；—锅炉联锁、保护框图。
