丰城电厂锅炉运行规程完整

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1、 .wd.江 西 丰 城 发 电 有 限 责 任 公 司 企 业 标 准 Q/FCD-J010-2000锅炉主机运行规程2005-10-01发布 2005-11-01实施江西丰城发电有限责任公司 发布编 写 说 明本规程在2000年发布的运行规程根基上进展修编。本规程收集和总结了各机组设计、安装、调试、运行以及系统设备、技术参数、程控逻辑、运行方式等改造完善的技术资料，能满足实际需要，并标准控制调整、操作维护和事故处理，保证发电机组安全、稳定、经济运行。适用范围江西丰城发电有限责任公司4300MW机组HG1025/18.2-540/540-YM6型煤粉锅炉及其辅助设备的控制调整、操作维护和事故

2、处理。引用标准：DL/T600-1996 电力标准编写 根本规定DL/T611-1996 300MW机组锅炉运行导则CDL409-91 电业安全工作远程本规程编写引用的设备技术参数和联锁保护局部引自：设备说明书、热工逻辑图和热工整定值。 审定： 初审：编写：规程修编委员会2005年10月1日目录第一篇 锅炉主机运行规程1.锅炉机组的设备标准、燃料特性及热工整定值1.1锅炉机组设备特性1.2锅炉设计参数及技术标准1.3锅炉热力计算主要技术数据1.4锅炉承压部件材料及构造尺寸1.5锅炉水容积1.6锅炉燃烧器1.7锅炉主要燃料特性1.8锅炉点火暖炉油特性1.9锅炉热损失与效率1.10锅炉汽水质量标准

3、1.11锅炉BMS热工整定值1.12锅炉CCS热工整定值1.13锅炉DAS热工整定值1.14锅炉安全门整定值1.15锅炉SCS热工整定保护值表2.锅炉启动前的检查和试验2.1总则2.2锅炉启动前的检查2.3锅炉的有关试验3.锅炉机组的启动3.1冷态启动前的准备3.2锅炉上水及水压试验3.3减温器反冲洗3.4锅炉辅机的启动3.5锅炉点火和升温升压3.6升负荷3.7冷态启动的本卷须知3.8锅炉的热态启动4.锅炉正常运行监控和调整4.1锅炉运行控制的主要参数及限额4.2锅炉汽包水位的控制和调整4.3锅炉汽压的控制与调整4.4锅炉汽温的控制与调整4.5锅炉燃烧的调整4.6锅炉的定期工作5.锅炉停运及停

4、炉后的保养5.1停炉分类及要求5.2停炉前的准备5.3滑参数停炉5.4锅炉停炉后的保养及防冻6.锅炉的事故处理6.1事故处理总原则6.2锅炉MFT6.3风烟单侧故障6.4负荷聚减6.5汽包压力高6.6汽包满水6.7汽包缺水6.8汽水共腾6.9过热蒸汽温度高6.10过热蒸汽温度低6.11再热蒸汽温度高6.12水冷壁管爆破6.13省煤器管爆破6.14过热器管爆破 6.15再热器管爆破6.16尾部烟道二次燃烧6.17空气预热器的跳闸6.18炉水泵跳闸6.19厂用电中断6.20控制气源故障6.21锅炉灭火第二篇 锅炉辅机运行规程1.辅机运行通则2.制粉系统的运行2.1制粉系统的设备特性2.2制粉系统启

5、动前的检查和准备工作2.3密封风机的启动2.4磨煤机润滑油站的启动2.5磨煤机液压油站的启动2.6制粉系统的手动启动2.7制粉系统的手动停顿2.8制粉系统正常运行中的监视，调整2.9制粉系统正常运行中检查3.制粉系统的事故处理4.炉水循环泵的运行及故障处理4.1炉水泵设备标准及特性4.2炉水泵的启动4.3炉水泵的停顿4.4炉水泵的疏水4.5炉水泵启停的本卷须知4.6炉水泵正常运行的监视4.7炉水泵的故障处理5.引风机的运行及故障处理5.1，炉引风机设备标准5.2润滑油站标准5.3引风机启动前的检查5.4引风机的启动5.5引风机运行中的调整和监控5.6引风机的停顿5.7引风机的故障处理5.8，炉

6、引风机设备及启、停6.送风机的运行及故障处理6.1送风机设备标准6.2送风机启动前的检查6.3送风机的启动6.4运行中的调整和监控6.5送风机的停顿6.6送风机的故障处理7.一次风机的运行及故障处理7.1一次风机的设备标准7.2一次风机启动前的检查7.3一次风机的启动7.4运行中的调整与监控7.5一次风机的停顿7.6一次风机故障处理8.空气预热器的运行及维护8.1空预器的技术标准8.2空预器的主要设备标准8.3空预器启动前的检查及试验8.4空预器的启动和停顿8.5正常运行的维护与监控8.6空预器的吹灰8.7空预器的清洗9.锅炉吹灰器的运行9.1吹灰器标准9.2吹灰器投入前的检查及准备9.3吹灰

7、器操作9.4吹灰器系统联锁保护功能9.5操作本卷须知10.螺杆式空压机运行及故障处理10.1空压机简介10.2系统介绍10.3保护与联锁10.4空压机控制方式10.5空压机启停10.6空压机的日常检查及定期维护10.7故障信息及处理第三篇 除灰、除尘运行规程1.除灰除尘系统设备标准2.机组启动前除灰除尘系统的检查3.除灰除尘系统的启动4.除灰除尘设备的维护5.除灰除尘系统的停顿6.电除尘的维护保养附录A，锅炉饱和水与饱和蒸汽压力，温度对应表附录B，锅炉冷态启动曲线附录C，锅炉热态启动曲线第一篇 锅炉主机运行规程1 锅炉设备标准、燃料特性及热工整定值1.1锅炉机组设备特性炉 号#1锅炉#2锅炉#

8、3锅炉#4锅炉制造厂家哈尔滨锅炉厂制造日期1995-91996-61997-91999-1投产日期1996-121997-111998-112000-7锅炉型号HG1025/18.2YM6型锅炉型式亚临界控制循环汽包炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、钢炉架、露天布置、固态排渣、型烟煤炉1.2锅炉设计参数及技术标准序号名称单位定压运行滑压运行57%负荷MCRECR66%负荷1汽包压力MPa19.662主蒸汽流量t/h1025905.36785843主蒸汽出口压力MPa18.2917.2616.9613.424主蒸汽出口温度540.6540.6540.6540.65再热蒸汽流量t/h835.87

9、45.1567.74946再热蒸汽进/出口压力MPa3.83/3.613.41/3.222.59/2.442.23/3.107再热蒸汽进/出口温度322.7/540.6317.3/540.6298.2/540.6306.6/540.68省煤器进口温度280.8273.1255.5247.49省煤器进口给水压力MPa2018.6717.8714.1710冷空气温度23.923.923.923.911预热器出口热一次风温319.4315.6300.6292.212预热器出口热二次风温330.6324.4308.3297.813炉膛出口烟温1048102296892814排烟温度128111.110

10、615锅炉效率(按低位发热量)%92.0892.2292.4192.816燃料消耗量t/h143128.910188.517炉膛出口空气系数%252535.928.918炉膛容积热负荷102KJ/M3.h408.16368.08288.42252.519炉膛断面热负荷106KJ/M2.h18.8516.9213.2811.5820主蒸汽侧阻力MPa1.371.3221再热蒸汽侧阻力MPa0.220.190.150.1322省煤器水侧阻力MPa0.360.330.280.2723空预器风侧一/二次风阻力KPa0.22460.19910.13730.68560.54830.57324空预器烟气侧阻

11、力KPa0.934825燃烧器一次风阻力KPa0.24910.24910.24910.249126燃烧器二次风阻力KPa27炉膛本体烟气侧阻力KPa28炉膛断面尺寸mm14059117901.3锅炉热力计算主要技术数据(MCR工况)序号名 称受热面积烟温烟速工质温度进口出口进口出口m2m/s1分隔屏13451151/408445.82壁式再热器1345/332.8372.83后屏过热器115110487.7445.8503.44屏式再热器10489318.2372.8473.45后水冷壁引出管8.06高温再热器923.9841.710.4473.4540.67水冷壁管束8高温过热器824.47

12、45.610.5503.4540.69后包墙前悬吊管745.6736.7366.336710低过垂直管段736.7685.6396.640811转向室678.3663.3367.2367.812水平低温过热器663.346510.7367.8396.613省煤器465371.19.9280.6307.41.4锅炉承压部件材料及构造尺寸序号名 称数量规格材料备注根/个mm1汽包1外径壁厚上部:2182202下部:2112167碳锰钢SA-299内径:1778mm上/下半部壁厚:202/166.7mm筒身:13106mm，56只旋风别离器2省煤器进口集箱1406单侧进水3省煤器中间联箱32194省

13、煤器管14642520G光管蛇形管盘直于烟道前后墙顺列布置5省煤器悬吊管1266省煤器出口集箱12737省煤器至汽包出水管32198集中下降管4368429炉水分配集箱14578010分散引入管34194811排放管62733212水冷壁环形集箱1914100内径714mm13前水冷壁管24544.55.520GSAERW1/78C除去墙式再热器覆盖局部，全为内螺纹管14后水冷壁管24544.55.520GSAERW1/78C除去墙式再热器覆盖局部，全为内螺纹管15侧水冷壁管38044.55.520GSAERW1/78C除去墙式再热器覆盖局部，全为内螺纹管16后水冷壁悬吊管236014.5SA

14、-299内螺纹管17折焰角管220516.520SAERW1/78C内螺纹管18水冷壁排管160516.520G光管19前水冷壁出口集箱12735020后水冷壁出口集箱12735021侧水冷壁出口集箱22735122悬吊管出口集箱127323饱和蒸汽连接收4824顶棚入口集箱12735025炉膛顶棚管151615CrMo26水平烟道顶棚管123516.515CrMo27顶棚出口集箱13566028水平烟道侧包墙上集箱23246015CrMo29水平烟道侧包墙管/单侧30516.515CrMo30水平烟道侧包墙下集箱12735031水平烟道侧包墙下出口连接收13243515CrMo32后烟道前部

15、侧墙上集箱23246033后烟道前部侧墙管/单侧4154734后烟道前侧包墙上集箱22734535后烟道后侧包墙管/单侧4154736后烟道侧包墙下集箱23565537后烟道前包墙下集箱13565538水平低过热器入口集箱13566039后烟道汽冷省煤器悬吊管183385.540后烟道汽冷省煤器吊挂箱32193541后烟道汽冷过热器吊挂出口集箱13244542后烟道后包墙管下集箱13565543立式低温过热器出口集箱15087644一级过热器减温器161070笛形管45分隔屏入口连接收24576546过热器分隔屏入口集箱23246047分隔屏过热器管组24516(7)12CrmovTP-304

16、H48分隔屏过热器出口集箱24066549分隔屏过热器出口连接收24065050过热器后屏入口集箱23245012Cr2MoWvRB51后屏过热器管组20608(9，9.5)549(8，10，11)TP-347H12Cr2MVtiB12CR1MoV12Cr1MoWvTIB52后屏过热器出口集箱15089053后屏出口连接收26109054未级过热器入口集箱14067555未级过热器管组548(9，10)12Cr1MoV12Cr2MvTiB56未级过热器出口集箱161014057过热器出口导管461011058顶棚旁路管215918减少阻力，增加流通面积59二级过热器减温器261090笛形管60

17、墙式再热器前墙入口集箱24062061墙式再热器侧墙入口集箱24062062墙式再热器管40445515CTmo前墙212根后墙192根63墙式再热器出口集箱43562064后屏再热器入口连接收44572065后屏再热器入口集箱14062266后屏再热器出口集箱14572667后屏再热器出口连接收25592068后屏再热器30634(4.5，7)12Cr1MoV12Cr2MoWVTiB69未级再热器入口集箱14572670未级再热器出口集箱25084571未级再热器管60634(4.5，7)12Cr1MoV12Cr2MoWVTiBTP-304H72未级再热器出口导管25082573再热器事故喷

18、水减温器2406201.5锅炉水容积名 称省煤器汽包水冷壁过热器再热器合计M3M3M3M3M3M3水压试验时493598177101460正常运行时491598/1621.6锅炉燃烧器序号名 称规 范备 注1煤粉燃烧器全摆动、直流、摆角2020只五层布置2油点火器可伸缩的高能点火器各油枪单独配置一个3一次风粉管直径50810、风率19.6%风速23.7m/s 风温3194二次风风率64.2%、风速42.5m/s、 风温354其中辅助风占61.7、燃料风占23.2、燃烬风占15.15油燃烧器J-16型机械雾化外混式、出力1842Kg/h12只三层布置6炉膛漏风风率57单个喷嘴热功率41.2106

19、W1.7锅炉主要燃料特性锅炉设计煤种为陕西彬长烟煤，校核煤种A为陕西黄陵烟煤，校核煤种B为丰城烟煤;其燃煤特性:序号名 称符号单位设计煤种校验煤种A校验煤种B1碳Cy%52.4462.9845.792氢Hy%3.104.093.053氧Oy%8.606.432.44氮Ny%0.541.221.015硫Sy%0.900.512.716灰分Ay%24.8318.6135.027水分Wy%9.596.1610.028应用基挥发分Vy%21.9129.0312.059可燃基挥发分Vr%33.4138.5922.8410低位发热量QDWCal/Kg47435950416811可磨系数kHakm67508

20、911灰熔点t1138012201500t2143012601500t31470130015001.8本锅炉点火及暧炉油:0#轻柴油序号项 目符号单位指标参数备注1馏程50%馏出温度90%馏出温度95%馏出温度2粘度恩氏粘度 E1.21.67在25时运动粘度 E3.518.43在20时3灰分Ay4硫分Sy0.25水分wy6闪点657冰点08低位发热量QDWKJ/Kg4103141870910%残碳%10机械杂质%11比重XZOt/m30.8171.9锅炉热损失与效率名 称单位定压运行%MCRECR66%高压不投300WMMCR校核煤种黄陵MCR校核煤种丰城干烟气损失%4.824.684.483

21、.975.044.65燃料中水份损失%1.231.231.221.220.641.47氢燃烧损失%3.553.543.513.503.773.94空气中水份损失%0.110.100.100.090.110.10未燃尽碳损失%1.01.01.01.01.01.0辐射损失%0.180.210.260.200.190.19未计及损失%1.01.01.01.01.01.0总热损失%11.8911.7611.5710.9811.7512.35效率按高发热值%88.2588.3888.5789.1688.3987.79效率按低发热值%92.0892.2292.4193.0391.901.10锅炉汽水质量标

22、准序号名称工程单位标准备注1给水硬度MmoL/L0启动时50MW延时15S) MFTBMS2汽包水位高mm+300三取二 (50MW，延时30S) MFTBMS3汽包水位高mm+300三取二 (20MW，延时45S) MFTBMS4汽包水位低mm-370三取二延时120SMFTBMS5炉膛压力高高(高值)Pa+3300三取二MFTBMS6炉膛压力低低(低值)Pa-2540三取二MFTBMS7探头冷却风与炉膛差压低低Pa2000三取二MFTBMS8炉膛压力高(高值)Pa+ 500报警BMS9炉膛压力低(低值)Pa-500报警BMS10锅炉风量6350煤层允许点火条件之一BMS13一次风/炉膛差压

23、低低Pa5000三取二.顺序紧急跳煤层BMS14雾化蒸汽压力低低MPa0.25OFTBMS15燃油母管压力低低MPa0.27OFTBMS16燃油母管压力低MPa0.55报警(进DAS)BMS17冷却风机A出口压力低kPa4.5报警，联锁启动冷却风机BBMS18冷却风机B出口压力低kPa4.5报警，联锁启动冷却风机ABMS19探头冷却风与炉膛差压低Pa4000报警BMS20二次风温正常177点火能量满足条件之一BMS21雾化蒸汽温度正常250油允许点火条件之一BMS22燃油温度正常12油允许点火条件之一BMS23燃油供油压力正常MPa1.2油允许点火条件之一BMS24雾化蒸汽压力MPa0.6油允

24、许点火条件之一BMS25给煤机给煤量低t/h10延时30s煤层紧急跳BMS26磨密封风/一次风差压低kPa1.96磨允许启动条件惰化系统条件BMS28磨入/出口差压高kPa7报警，给煤机转速到最小值BMS29磨电动机冷却水断水t/h60允许启动条件之一BMS34磨别离器温度高95允许启动条件之一BMS35磨别离器温度低372.4锅炉允许点火条件BMS40锅炉风量30%锅炉吹扫允许BMS41汽包水位正常mm200锅炉吹扫允许BMS42磨一次风量低值m3/h16000煤层紧急跳闸BMS43磨一次风量低值m3/h31000磨启动允许BMS45汽机负荷低40%当OFT动作时则MFTBMS46汽包压力正

25、常MPa3.0点火能量满足条件之一BMS47给煤机转速50%点火能量满足条件之一BMS48二次风箱/炉膛差压高值Pa2254报警，全开辅助风、燃料风挡板BMS49探头冷却风A滤网差压高kPa1滤网堵塞报警BMS50探头冷却风B滤网差压高kPa1滤网堵塞报警BMS51密封风/一次风差压低值kPa1.47磨紧急跳闸BMS52磨齿轮箱油分配器油压高MPa0.15+切换差润滑油系统条件满足之一BMS53磨齿轮箱油分配器油压低值MPa0.15报警BMS54磨齿轮箱油分配器油压低值MPa0.145润滑油条件不满足BMS55磨齿轮箱油池温度高32冷却水电动门开BMS56磨齿轮箱油池温度低值27冷却水电动门关

26、BMS57磨齿轮箱油池温度低值21油泵由低速转高速BMS58磨齿轮箱油池温度低值18油泵由高速转低速BMS59磨推力瓦油槽温度高值50润滑油条件满足之一BMS60磨推力瓦油槽温度高值60报警BMS61磨推力瓦油槽温度高值70润滑油系统条件不满足BMS62磨辊轴承温度高值100磨快速停BMS63磨辊轴承温度高值100磨快速停BMS64磨辊轴承温度高值100磨快速停BMS65磨辊轴承温度高值90报警BMS66磨辊轴承温度高值90报警BMS67磨辊轴承温度高值90报警BMS68油过滤器之间的压力差MPa0.1报警BMS1.12锅炉CCS热工整定值序号名称单位整定值功 能系统1给煤机转速在最小(36%

27、)t/h18BMS顺序停给煤机CCS2给煤机流量50%t/h25BMS煤层点火能量足够条件之一CCS3锅炉汽包压力MPa3BMS煤层点火能量足够条件之一CCS4锅炉风量30%t/h366MFT动作CCS5氧量平均值低%3.8CCS6磨一次风量16000m3/ht/h20.64BMS煤层紧急跳闸CCS7磨一次风量31000m3/ht/h40BMS煤层(延时1min)快速停CCS8磨别离器温度Tmin60BMS中磨启动允许之一CCS10磨别离器温度Tmax2110BMS中煤层快速停CCS12磨别离器温度Tmaxmax120BMS中煤层紧急跳CCS13汽包水位正常(不高不低)mm200BMS锅炉吹扫

28、允许CCS14风箱与炉膛差压正常Pa372.4BMS锅炉点火允许CCS15风箱与炉膛差压高Pa2254BMS中报警，挡板全开CCS16喷燃器摆角在水平位置%50BMS锅炉点火允许CCS17给水泵入口流量低t/h148跳给水泵条件之一CCS18锅炉负荷40%(调节级后压力)MPa4.7BMS煤层点火能量满足条件之一CCS19锅炉负荷30%(调节级后压力)MPa3.92BMS中与主汽门关闭与MFT动作CCS20锅炉负荷60%MW180炉水泵联锁CCS22锅炉过热器、再热器出口蒸汽温度低500减温水制止投入CCS1.13锅炉DAS热工整定值序号名称编号计量单位整定值功能系统1汽包压力高DP0101M

29、Pa19.64报警DAS2磨双室油过虑器出入口差压高DPdCP006AMPa0.1报警DAS3主汽温度高ATC0401546.3报警DAS4主汽温度高高ATC0401552报警DAS5主汽温度高高高ATC0401566报警DAS6磨电动机绕组温度高ATR2808A125报警DAS7磨齿轮箱油池油温高ATRCT002A38报警DAS8磨齿轮箱油池油温低1ATRCT002A30报警DAS9磨齿轮箱油池油温低2ATRCT002A25报警DAS10磨齿轮箱油池油温低3ATRCT002A21报警DAS11磨推力轴承油槽出口油温高ATRCT007A60报警DAS12高过出口压力高1AP0302MPa18.

30、3报警DAS13再热器出口汽压高1AP0703MPa3.73报警DAS14再热器出口汽压高2AP0703MPa4.06报警DAS15再热器出口汽压高3AP0703MPa4.23报警DAS16再热器出口汽压低AP0703MPa2.91报警DAS17炉水循环泵前后压差低Apd8003MPa0.12报警DAS18汽包炉水PH高A0419DPH10报警DAS19汽包炉水PH低A0419DPH9报警DAS20过热蒸汽PNa高A0419Eppb5报警DAS21炉膛压力高AP7604kPa0.5报警DAS22炉膛压力低AP7604kPa-0.5报警DAS23磨油分配器入口油压低AP2810AMPa0.15报

31、警DAS24磨入口一次风压高P2801AkPa18报警DAS1.14锅炉安全门整定值序号名 称计量单位整定值功 能1电磁泄放阀动作压力MPa18.9起座2电磁泄放阀动作压力MPa18.54回座3汽包安全阀动作压力MPa21.23#3起座4汽包安全阀动作压力MPa21.02#2起座5汽包安全阀动作压力MPa20.6#1起座6汽包安全阀动作压力MPa19.78回座7过热器出口安全阀动作压力MPa19.1#1起座8过热器出口安全阀动作压力MPa18.34#1回座9过热器出口安全阀动作压力MPa19.14#2起座10过热器出口安全阀动作压力MPa18.37#2回座11再热器入口安全阀动作压力MPa4.

32、34#1起座12再热器入口安全阀动作压力MPa4.17#1回座13再热器入口安全阀动作压力MPa4.47#2.3起座14再热器入口安全阀动作压力MPa4.29#2.3回座15再热器出口安全阀动作压力MPa4.03#1起座16再热器出口安全阀动作压力MPa3.87#1回座17再热器出口安全阀动作压力MPa4.24#2起座18再热器出口安全阀动作压力MPa4.07#2回座1.15锅炉SCS热工整定保护值表序号名称单位整定值功能1#1、#2炉引风机润滑油压高MPa0.117润滑油压建设2#1、#2炉引风机润滑油压低MPa0.05停引风机3#1、#2炉引风机本体轴承温度高65报警4#1、#2炉引风机本

33、体轴承温度高高70停引风机5#1、#2炉引风机电机轴承温度高65报警6#1、#2炉引风机电机轴承温度高75停引风机7#3、#4炉引风机电机润滑油压高MPa0.117润滑油压建设8#3、#4炉引风机电机润滑油压低MPa0.05停引风机9#3、#4炉引风机本体轴承温度高90报警10#3、#4炉引风机本体轴承温度高高100停引风机11#3、#4炉引风机电机轴承温度高65报警12#3、#4炉引风机电机轴承温度高高80停引风机13送风机本体轴承温度高90报警14送风机本体轴承温度高高110停送风机15送风机电机轴承温度高75报警16一次风机润滑油压高MPa0.117润滑油压建设17一次风机润滑油压低MP

34、a0.05停一次风机18一次风机本体轴承温度高70报警19一次风机本体轴承温度高高80停一次风机20一次风机电机轴承温度高65报警21一次风机电机轴承温度高75停一次风机 锅炉启动前的检查与试验2.1总则2.1.1以下操作需要总工程师主持或指定发电部主任，专职工程师和值长参加进展。a锅炉大小修后的启动；b主机甩负荷试验；c安全门调整试验；d方案检修停炉；e设备经过重大改动后的启动或者有关新技术的第一次使用。2.1.2机组在以下情况下制止启动或并网a机组有任一项跳闸保护不正常；b主要仪表缺少或不正常，且无其他监视手段：主、再热蒸汽压力表及温度表、汽包水位计、给水流量表、炉膛负压表、排烟温度表、氧

35、量表、燃油压力表、雾化蒸汽压力表。c燃烧器管理系统BMS不正常，影响机组操作短时间内不能恢复时；d协调控制系统不正常，影响机组操作短时间内不能恢复时；e锅炉联锁试验不合格时；f控制用气源不正常。2.1.3锅炉状态的规定冷态：停炉时间48小时，汽包汽压0.5MPa，炉水温度150热态：停炉时间48小时，汽包汽压0.5MPa，炉水温度1502.1.4机组启动原则2.1.4.1汽机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽至少有56的过热度，但其最高温度不得大于426。2.1.4.2汽机在热态启动时，根据汽机要求控制主汽温，进入汽机的主蒸汽至少有56的过热度。2.1.4.3正常情况下的启动，接启动曲线进展，异常

36、情况以汽轮机要求为准。2.2锅炉启动前的检查2.2.1接到值长启动命令后，应立即通知各岗位，对所属设备进展全面检查。2.2.2确认影响锅炉启动的锅炉检修工作已全部完毕，对应工作票已经全部收回并注销。2.2.3检查全部设备周围，操作平台及楼梯上应清洁无杂物，各平台、梯子、栏杆完整，脚手架已撤除，各通道畅通、现场整齐、清洁、照明良好。2.2.4锅炉本体局部：2.2.4.1检查炉膛、本体内部受热面清洁、无焦渣、无杂物，炉膛密封、炉墙护板、保温良好。2.2.4.2检查炉膛、过热器、再热器、省煤器、空预器及烟、风道、各人孔门、看火孔、打焦孔、防爆门、检查孔、放灰门完整良好，确认内部无人、工作完毕，各受热

37、面清洁后，严密关闭各孔门。2.2.4.3 检查炉膛火焰电视摄像头良好，冷却风门应翻开。2.2.4.5 检查炉膛出口烟温探枪应进退灵活。2.2.4.6 检查燃烧器摆动装置应灵活、完整，各燃烧器外形完整、位置正确，无结渣烧坏现象，各点火装置良好，油系统无泄漏现象。2.2.4.7 检查吹灰器及其管道完整，各吹灰器应全部在退出位置。2.2.4.8 管道的支吊架完整结实，锅炉本体刚性梁及吊架良好。各膨胀指示器刻度清楚、指示正确，锅炉大修后上水前记录其初始值。2.2.4.9 灰渣沟无杂物，盖板齐全，除渣装置良好。且炉底水封槽已注水，流量已调整好。2.2.4.10 汽包、联箱、管道、阀门保温完整，高温高压设

38、备保温不全时制止启动。2.2.4.11 各弹簧安全门的弹簧完好，排汽管完整畅通，装设结实。2.2.4.12各阀门完好清洁，开关灵活，开度与位置指示正确，传动装置正常。各阀门开关位置正确。2.2.4.13 检查汽包水位计汽水联通管保温良好，水位计云母片清晰。严密不漏，汽、水伐门灵活，水位计标尺正确，电视水位监视完好可用，照明充足。2.2.4.14 检查管道上临时加装的堵板应已撤除。2.2.5转动机械局部：2.2.5.1通知各巡检岗位对各炉水泵、空预器、三大风机、制粉系统、压缩空气系统等按锅炉辅机局部要求进展检查并具备启动条件。2.2.6电气和热工仪表2.2.6.1照明电源、信号电源、控制电源、动

39、力电源均已送上，不停电电源系统正常备用，投入控制气源。2.2.6.2电动阀、气动阀、调节阀、风门挡板等开关灵活，表盘及CRT指示与实际相符。2.2.6.3锅炉立操作盘所有仪表、信号、操作按钮、A/M站完好，各监测仪表、记录仪表均投入。2.2.6.4照明充足，光字牌、警铃、事故喇叭经试验合格完好备用。2.2.6.5盘面整洁，标示齐全、正确，各类开关完整、可靠，指示灯泡完好，颜色显示正确。 2.2.7启动前各系统阀门位置见启动操作卡。2.3锅炉的有关试验2.3.1试验分类及要求2.3.1.1一类试验炉本体水压试验。炉膛冷态空气动力场试验。吹灰程控试验。BMS功能冷态模拟试验。CCS功能冷态模拟试验

40、。安全阀整定试验。各转机单项逻辑试验。炉本体漏风试验。2.3.1.2二类试验锅炉转机大联锁试验包括制粉系统。锅炉转机事故按钮试验。锅炉转机单项保护跳闸试验。2.3.1.3三类试验主要阀门、风门挡板单项试验。2.3.1.4.试验要求新装或大修后应作全部试验。方案小修后应作二、三类试验。临检和备用后应作三类试验。设备异动后应作对应的试验。高压电机一般只作静态试验。试验前，主管部门应写出详细和试验方案并报上级主管部门批准，同时出具有关部门签字认可的试运验单。详细记录试验情况，试验中发现的问题及时提交有关部门处理，直至合格为止。2.3.2主要阀门，烟、风挡板校验见锅炉阀门传动试验单2.3.2.1校验本

41、卷须知所有电动阀、电磁阀、调节阀、气动阀及风烟挡板在启动前均要作可靠性校验。校验时，就地应有专人监视。有近控、遥控的设备，应分别校验。经手动校验证实机械局部正常后，方可进展电动、气动校验。阀门试验在机组停运15天以上备用时，每周一要做一次主要阀门传动试验。2.3.2.2校验标准近控手操时，应开、并灵活，正确可靠。近控电动时，应开、关灵活，限位开关动作正确。遥控校验时，除应开、关灵活，限位开关动作外，表盘指示应与就地实际位置相符。对于有“三断自锁的气动阀，应将其阀位置于10100之间，然后分别断电、断气、断信号，就地阀位应自锁不变。对于中间可停的截止阀应做中间停顿试验。2.3.3空气预热器主辅机

42、联锁试验2.3.3.1按空气预热器启动前要求，进展检查后送电。2.3.3.2启动两台空气预热器上下油泵正常。2.3.3.3启动两台空气预热器的辅助电机，应正常运转，正常后停顿两台辅助电机，应能正常停运。2.3.3.4启动两台空气预热器的主电机，应正常运转，正常后停顿两台主电机，应能正常停顿。2.3.3.5重新启动两台空气预热器主电机，将空气预热器热工联锁投上，停顿主电机运行，辅电机应自启；再将辅电机停顿，空气预热器入口烟气挡板应自关，空气预热器转子停转光字牌应报警。2.3.4锅炉转动机械联锁试验和试运行2.3.4.1试验要求和准备新装或大修后的转动机械要进展动态联锁试验和2小时的试运行；试验应

43、遵守本规程辅机局部的有关规定和上级有关要求，并确认转机和电气设备及相关系统已无检修工作。小修后的锅炉或停炉在半月以上，启动前应做静态联锁试验。动态试验时，高、低压设备的操作及动力电源均送上；静态试验时，6KV高压设备只送操作电源，380V低压设备均送操作电源和动力电源。拉合闸、事故按钮和联锁试验一般只做静态试验。试验时必须有电气、热工人员在场。做辅机油泵联锁试验和油压低保护试验必须由电气、热工人员在场做，运行人员配合，其工程详见锅炉辅机联锁试验单。2.3.4.2试验原则：联锁解列时各辅机能任意启动。联锁投入时逆程序启动应拒动。 联锁投入时按程序启动应正常。联锁投入时按程序停顿应正常。 联锁投入

44、时，违反程序停顿，应掉该辅机以下设备及风门挡板。试验时应自下而上，由局部到整体，按顺序进展，最后试验空预器掉闸大联锁。2.3.4.3联锁试验方法：投入锅炉电气、热工总联锁，联系电气人员将各转换开关放置试验位置，联系热工电气送上各风门、挡板的操作及动力电源，短接各磨煤机启动允许条件接点，各给煤机启动允许条件接点及各密封风机启动允许条件接点。 投入送风机、磨煤机润滑、液压系统，投入引风机、一次风机及空气预热器润滑系统，启动两台空气预热器并将辅助电机联锁开关投“联锁位置。启动两台空预器、引风机、送风机、一次风机，投入锅炉电气总联锁及热工总和分联锁。分别启动五层磨密封风机、磨煤机、给煤机。 分别跳各层磨煤机，则联跳相应层给煤机，跳闸电动机A/M站红灯灭，绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.4合上各层磨煤机、给煤机的操作开关，分别跳各层给煤机，联跳各相应层磨煤机，跳闸电动机A/M站红灯灭、绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.5按2.3.5.3中的程序合上各层制粉系统的转机操作开关，分别跳各层磨密封风机，则联跳相应层磨煤机、给煤机，跳闸电动机A/M站红灯灭、绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.6按2.3.5