专项方案设计锅炉工程---锅炉整套启动调试方案

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1、锅炉整套启动调试方案河南电力建设调试所1 目的(04)依据(04)设备系统简介(04)调试内容及验评标准(09)组织分工(10)使用设备仪器(10)调试应具备的条件(11)调试步骤(13)优化措施及建议(23)安全注意事项(24)附图(表)(25)1目的为了加强昌乐山水水泥余热发电工程整套启动调试工作管理，明确调试工作任务和职责，规范调试项目和调试程序，使锅炉整套启动工作有组织、有计划、安全、顺利地进行，特制定本方案。机组整套启动调试是本工程的最后一个阶段，通过机组整套启动调试使机组达到火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）规定的技术指标，为机组顺利达标投产奠定基础。2依据2.1火

2、力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）;2.2火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）；2.3火电工程启动调试工作规定；2.4火电机组达标投产考核标准（2001年版）及相关规定；2.5电力建设施工及验收技术规范；（1996年版）2.6二十五项反事故措施；2.7河南开封火电厂技改#1机组工程1X135MW组调试大纲2.8河南开封火电厂技改#1机组工程1X135MW组整套启动调试方案3设备系统简介3.1主机的主要技术规范3.1.1锅炉制造：哈尔滨锅炉厂股份有限公司型号：HG-440/13.7-L.PM4型式：循环流化床锅炉、自然循环、中间再热、半露天布置、全钢构架、高强螺

3、栓连接、固态排渣。主要技术参数：项目单位BMCR过热蒸汽流量t/h440过热蒸汽压力MPa13.7过热蒸汽温度C540再热器出口蒸汽温度C540再热器出口蒸汽压力MPa2.57再热器进口蒸汽温度C315.8再热器进口蒸汽压力MPa2.75给水温度C249钙硫比2.4脱硫效率%90排烟温度（空预器出口）C129锅炉效率%92.23.1.2汽轮机名称：135MW超高压、一次中间再热反动式、单轴、双缸双排汽凝汽式汽轮机型号：N135-13.24/535/535功率：135MW额定转速：主汽门前蒸汽压力:主汽门前蒸汽温度:主蒸汽流量：再热冷段蒸汽流量:再热热段蒸汽流量:3000转/分13.24MPa(

4、a)535C402.7t/h331t/h再热汽门前再热蒸汽温度:再热汽门前再热蒸汽压力:排气量：排汽压力（背压）：冷却水设计温度：给水温度：汽轮VW6况时功率：汽轮热耗：535C2.26MPa(a)290.28t/h4.9kPa(a)20C243.4 C148MW8192.7kJ/kW.h回热加热级数:7级（2高+4低+1除氧）338t/h3.1.3发电机名称：双水内冷汽轮发电机型号：QFS-135-2额定功率：135MW额定电压：15.75kV额定电流：5822A额定功率因素：0.85（滞后）频率：50Hz绝缘等级：F级，温升按B级考核额定转速：3000r/min相数：3接法：Y最大连续出力

5、：158.824MW励磁型式：静止可控硅励磁冷却方式：双水内冷煤、灰、燃油资料321煤质资料：设计燃用平顶山洗矸与中煤的混煤项目单位设计煤种校核煤种工业分析收到基低位发热值Q，arkJ/kg2137518821收到基全水份Mr%89收到基灰份Aar%26.5431.62可燃基挥发份Vdaf%17.4813.83兀素分析收到基碳G%55.3847.62收到基氢Har%2.042.27收到基氧Or%6.247.34收到基氮Nr%1.120.98收到基硫Sr%0.51.17入厂煤最大粒径mm300300322灰成分（未掺烧石灰石）名称单位设计煤种校核煤种S%45.4654.28AI2O%24.693

6、2.19FqQ%4.015.1CaO%19.583.16MgO%0.50.09KO%1.061.39Na2O%0.240.23SO%2.42.03TQ2%0.540.35MnO%1.060.96323灰熔点名称符号设计煤种校核煤种变形温度DT1430C1460r软化温度ST1490r1500r熔融温度ft1500r1500r324燃油资料锅炉点火及助燃用油为0号轻柴油其油质分析如下：项目单位数值恩氏粘度(20r)E1.21.67灰分%0.025硫份%0.2凝固点r65发热量(低位)KJ/kg418683.3燃煤制备系统根据本工程运煤系统程序控制方案的设计，原煤在破碎机室经过一、二级破碎机，再经

7、两条带式输送机进入主厂房煤仓间。原煤经2机组7皮带延伸输送至煤斗。3.4.1 辅助设备引风机风机型号Y460-14No26.5F4348.8x10m/h流量24.4全压86164619Pa电动机功率1000kW电动机转速994r/min一次风机风机型号及尺寸L2N2334.02.78SBL6T入口流量151740m3/h风机静压升24910Pa入口静压-200Pa风机转速1485rpm二次风机风机型号CFB6N5.4D215流量132480m3/h全压18555Pa电动机功率900kW转速1485r/min高压流化风机风机型号JAS250进口流量78m/min进口压力101.3kPa出口压力1

8、52.2kPa额定转速1250r/min电机型号Y250M490石灰石输送风机流量10786Nm3/h3.4.23.4.33.4.43.4.5风压54.15kPa输送温度20电动机Y355M2-6185kW3.4.6 电动机功率静电除尘器4.1.1 一台双室三电场静电除尘器，除尘效率99.4%调试内容及验评标准调试内容锅炉整套启动试运分为“空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运”三个阶段。4.1.2 第一阶段完成锅炉点火升压及空负荷时锅炉技术指标控制等调试项目。4.1.3 第二阶段完成锅炉本体带负荷调试和燃烧调整、输煤系统带负荷调试、烟风系统带负荷调试、排汽和排污系统带负荷调试、吹灰系统带负荷调试

9、、灰渣系统带负荷调试、锅炉阀门带负荷运行检查等。4.1.4 第三阶段完成机组72小时满负荷整套试运中锅炉试运工作。4.2 验评标准满足火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）以下条款:第5.2条：锅炉（空负荷调试验评标准）；第6.2条：锅炉（带负荷调试验评标准）；第7.2条：锅炉（72小时整套满负荷试运验评标准）。4.2.1.1 锅炉空负荷调试过程中要求汽包上、下壁温差不大于50c。4.2.1.2 汽包壁温变化率不大于110c/h。4.2.1.3 汽包内介质饱和温度变化率不大于28c/h。4.2.1.4 汽包水位在正常范围内变化。4.2.1.5 锅炉燃烧正常，温升率符合设计要求，温度

10、变化率不超过100c/h。4.2.1.6 锅炉各部位的膨胀指示器变化数值符合设计要求。4.2.1.7 锅炉各承压部件、焊口、汽水阀门等处无泄漏。4.2.1.8 床上、床下启动燃烧器投运正常。4.2.1.9 锅炉升温、升压速率符合升温、升压曲线的要求。4.2.1.10 锅炉带负荷调试过程中要求主汽压力、温度符合升温升压曲线的要求汽水品质符合专业要求。4.2.1.11 风烟系统投运满足运行要求。4.2.1.12 床上、床下启动燃烧器投运正常。4.2.1.13 输煤系统运行正常，满足试运的要求。4.2.1.14 给煤系统运行正常。4.2.1.15 排污系统运行正常，满足试运的要求。4.2.1.16

11、冷渣器运行正常，满足试运的要求。4.2.1.17 吹灰器投运正常，满足试运的要求。4.2.2.2 锅炉满负荷调试过程中要求主汽压力、温度符合升温升压曲线的要求汽水品质符合专业要求。4.2.2.3 风烟系统投运满足运行要求。4.2.2.4 输煤系统运行正常，满足试运的要求。4.2.2.5 给煤系统运行正常。4.2.2.6 石灰石系统投运正常。4.2.2.6 排污系统运行正常，满足试运的要求。4.2.2.7 冷渣器运行正常，满足试运的要求。4.2.2.8 吹灰器投运正常，满足试运的要求。4.3 组织分工安装单位应组织好检修人员做好运行设备的维护、检修工作，并做好有关工作记录。保卫、消防人员上岗值班

12、。4.4 生产单位应按“设备/系统试运代管办法”配备合格的运行人员，对所有运行设备精心操作，并定期对设备进行巡视，填写报表。4.5 调试单位负责组织设备及系统试运指导、监督、技术交底工作，整理调试记录，对现场出现的异常情况，及时提出解决方案，重大问题提交试运指挥部。4.6 调试期间调试单位、安装单位、生产单位应在试运指挥部的统一领导下，各负其责。5 使用仪器设备序号设备名称型号产地数量用途备注1便携式测振表VM63日本1振动测量2红外线测温仪Raynger3l2001800C日本1炉温测量3红外测温仪MX2日本1温度测量4光电式转速表DA-2234A广州1转速测量5综合烟气分析仪KM9106英

13、国1测氧量、NQ等7锅炉整套启动应具备的条件一般条件7.1.1试运指挥机构健全，明确岗位职责及联系制度，试运、检修人员上岗，整套启动方案措施已经过批准，并向有关人员进行技术交底。7.1.2生产准备工作就绪，运行人员经过培训和考试合格，按岗位配齐，运行规程及系统图经过审批生效，运行所需工具用品已准备齐全。7.1.3质监中心站按“质监大纲”确认并同意进入整套启动试运阶段。质监中心站提出的整改项目已按要求全部完成。7.1.4必须在整套启动试运前完成的分部试运、调试和整定项目，均已全部完成并验收签证，分部试运技术资料齐全。所有参加整套启动试运的设备和系统，均能满足试运要求，交运行人员代管。7.1.5建

14、筑、安装工程已验收合格，满足试运要求。分部试运阶段发现的问题、缺陷已处理完毕。分部试运中采取的临时措施已恢复正常。7.1.6已准备好试运用的水、煤（矸石）、油及石灰石。7.1.7汽机、电气、热工、化学、燃料等专业已具备整套启动条件。7.1.8试运区域清洁、无杂物，照明充足，不必要的临时设施已拆除；试运设备和系统与运行或施工设备和系统已采取安全隔离措施。7.1.9通讯设施安装、调试完毕，已投入使用。7.1.10消防、保卫及医务人员应安排好，并进入现场值班。7.2确认下列设备、系统具备整套启动条件：序号项目名称要求备注1冷却水系统通水试验，能满足运行需要2辅助汽源调试完毕，能正常运行3压缩空气系统

15、调试合格，联锁、保护正常4火检冷却风系统调试合格，联锁、保护正常5电动阀门开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确6电动风门、挡板开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确7一次风系统系统调试完毕、能正常投用8二次风系统系统调试完毕、能正常投用9高压流化风机系统调试完毕、能正常投用10石灰石粉输送风机系统调试完毕、能正常投用11引风机系统调试完毕、能正常投用12冷渣器系统系统元整，试运合格13电除尘器空载升压试验合格；气流分布试验、漏风试验合格；电除尘器振打、加热、卸灰装置可投入14汽包、主汽、再热汽安全阀安全阀整定合格15输煤系统系统调试好，碎煤机、除铁器能够投入运行16燃油系统检漏试验合格，快关

16、阀功能可靠，能正常供油17给煤系统能正常投用18石灰石系统能正常投用19减温水系统系统冲洗合格，调节门、电动门不泄漏16吹灰系统吹灰器冷态调试完毕，程序功能试验正常17锅炉暖风器系统调试好，可投入使用18辅助蒸汽系统能正常投用19加药、取样系统能正常投用20消防系统符合设计要求，可正常投入运行21锅炉及管道膨胀系统经联合检查符合设计要求，膨胀间隙正确，滑动支点无卡涩。临时限制件已去除。膨胀指示器在冷态调至零位22启动（床上及床下）燃烧器燃烧器冷态调整好；油枪、点火枪定位正确，伸缩自如；风门调整正确23给水系统调试好，可投入使用24疏水排污系统阀门调整完毕、无泄漏，管路通畅25工业电视调试好，可

17、投入使用26烟温探针调试好，可投入使用27炉膛密相区压力测点调试好，可投入使用28炉膛密相区温度测点调试好，可投入使用29锅炉保护信号功能试验正常、完整30DAS系统核对画面准确、完整31SCS系统功能试验正常、完整32FSSS系统功能试验正常、完整8调试步骤8.1空负荷调试8.1.1锅炉启动前的检查与试验8.1.1.1确认设备、系统具备整套启动条件。8.1.1.2 对锅炉本体、烟风道、电除尘器进行全面检查确认内部无人，无杂物，各处人孔门、检查孔完整并关闭好。8.1.1.3 对所有辅机设备系统进行全面检查，确认系统完整无人工作，各转动机械润滑油正常，冷却水正常。8.1.1.4 检查输煤系统正常

18、。8.1.1.5检查锅炉及其管道各处膨胀间隙正确，膨胀位移时不受阻碍。8.1.1.6 检查各吹灰器均已处于缩回状态。8.1.1.7 膨胀指示器安装齐全牢固，冷态下已调整到零位。8.1.1.8 除灰渣系统已做好启动准备工作。8.1.1.9 集控室控制台、盘上各操作、显示装置完整，信号正常。8.1.1.10燃煤、燃油、除盐水储备充足，质量合格。8.1.1.11 投入空压机运行，压缩空气供应正常。8.1.1.12 准备好辅助汽源。8.1.1.13对锅炉烟风挡板进行操作试验合格。8.1.1.14 对电动门、气动门、调节门进行操作试验，并按运行规程要求置于正确位置DCS热工信号试验。8.1.1.15 S

19、CS功能试验。8.1.1.16 油母管泄漏试验。8.1.1.17 FSSS功能试验（包括点火程控、MFT等）。8.1.1.18 排渣系统程控。8.1.2 热力系统冲洗（第一次启动前）机组启动前，对热力系统必须进行冷态冲洗和热态清洗，主要控制系统出口水含铁量。并应投入加氨-联胺处理设备，调节冲洗用水的PH值为9.09.3、联胺含量为50100/L范围内。冷态冲洗（1）高压给水系统及锅炉的冲洗除盐水泵f凝汽器f凝泵f冷渣器系统f低加系统f除氧器f给水泵f高加系统一省煤器一汽包一水冷壁一定排；高加系统可先走旁路再走高加。采取排放冲洗方式，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，当炉水排水铁小于100他/

20、L时，冷态冲洗结束。（2）过热器系统的冲洗除盐水泵f凝汽器f凝泵f冷渣器系统f低加系统f除氧器f给水泵f高加系统f省煤器f汽包f过热器f过热器疏水、主蒸汽管道疏水f地沟。当过热器、主蒸汽管道疏水铁小于100他/L,冲洗结束。8.1.2.1 热态清洗热态冲洗方式和标准同冷态冲洗，除氧器应投入蒸汽加热，保持冲洗水温度为90100C左右，当符合以上标准时，热态冲洗结束。8.1.2.2 在冷态冲洗和热态冲洗过程中，应投入加氨-联胺处理设备，调节冲洗水的PH值为9.09.3、联胺为50100他/L范围内。8.1.2.3 冲洗过程中应监督凝结水、给水、炉水中的铁、二氧化硅、电导率、PH值。8.1.3.1

21、工作压力水压试验水压试验在锅炉吹管管道恢复后整套启动前对一次汽系统进行。水压试验范围：电泵出口f省煤器f汽包f水冷壁f各级过热器f汽机电动主汽门前。8.1.3.2 水压试验压力为13.7MPa,水温2080C；环境温度低于5C时应采取防冻措施。8.133试验时控制升压速度应w0.3MPa/min；并分别在5MPa和10MPa寸保持压力稳定，进行全面检查。若无异常，升压至13.7MPa。8.1.3.4 工作压力水压试验的合格标准：关闭进水门，停止给水泵后，5分钟内压降不超过0.5MPa；受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。降压速度要求w0.5MPa/min;压力降至8.010.0M

22、Pa时对取样和仪表管道进行冲洗。8.1.3.5 试验结束进行过热汽系统放水，汽包放水到正常水位。8.1.4.1 蒸汽严密性试验与安全阀整定蒸汽严密性试验与安全阀整定在机组第一次启动汽机冲转前进行，为带负荷运行直至带满负荷打下基础。8.1.4.2 由于汽机第一次启动检查时间长，蒸汽品质不合格的等待时间长，在此期间安排蒸汽严密性试验和安全阀整定可以节约燃油、节省启动时间。8.1.4.3 安全阀整定采用液压助起法。蒸汽严密性试验与安全阀整定工作详见蒸汽严密性试验及安全阀调整措施。8.1.5.1 点火前的准备锅炉点火前投入电除尘器的振打及加热装置。8.1.5.2 点火用油管路具备点火条件，油压正常。8

23、.1.5.3 由补充水泵向锅炉上水至点火水位，开启汽包、过热器空气门、疏水门。8.1.5.4 依次启动引风机、高压流化风机、二次风机、一次风机和石灰石风机。8.1.5.5 装填床料选择经过筛分后最大粒径小于3mm勺原有床料作为启动床料，应在所有风机都运行时，填加床料，当床压达到4kPa时，停止加料。8.1.5.6 锅炉吹扫在锅炉冷态、温态启动之前必须对锅炉进行吹扫，以足够勺风量通过炉膛和烟道带走燃料和可燃性气体。一次风量要超过临界流化风量，约为一次风总风量勺4050，床下启动燃烧器勺燃烧风和混合风挡板全开，二次风量取二次风总风量勺50，分支风道包括床上启动燃烧器、二次风喷口、密封风管道勺挡板全

24、开。锅炉点火（首次）8.161启动燃烧器配风启动床下启动燃烧器的点火风和混和风。8.1.6.2 床下启动燃烧器点火首次启动床下启动燃烧器，油枪的雾化片选用500kg/h，调整点火枪与油枪的相对位置，保证点火成功。启动时，一次风量不低于临界流化风量，设定为一次风量的60%，油枪以最低的燃烧率投入。8.1.6.3 点火启动燃烧器的配风时，主一次风全关，混和风全开，总一次风量约为120000Nrr/h。此时控制燃烧风风量在500010000NmVh（单只燃烧器）。1.2 油枪点燃后，迅速增大燃烧风的风量，使燃烧风的风量与燃油相匹配（:=）。8.1.6.4 约30分钟后以同样的方法点燃另一只启动燃烧器

25、。按照升温曲线，同时提高2只床下启动燃烧器的燃烧率，注意燃烧器及炉内任意温度测点的温度变化率均不超过100C/h。当床温温升缓慢时，油枪更换为1250kg/h出力的雾化片，以油枪的最小燃烧率投入，控制温升的速率并且维持总一次风量不变。此时控制燃烧风风量在1000015000Nrr/h（单只燃烧器）。油枪点燃后，应迅速增大燃烧风的风量，使燃烧风风量与燃油量相匹配（=1.2），调节混合风量，控制点火风道温度在850900Eo8.1.6.8床上启动燃烧器当床下启动燃烧器已达到满出力，且床温上升缓慢时，投入床上启动燃烧器。以最小的燃烧率投入#1床上启动燃烧器，点火时燃烧器瞬时风量约为500010000

26、Nrh，着火后增加风量，使风量与燃油量相匹配（=1.1）o以同样的方法，按照升温速率的要求，投入另一只床上启动燃烧器。逐步提高床上启动燃烧器的燃烧率，使床温达到允许的投煤温度560C。8.1.6.9 投煤当床温大于560E，可向炉内投煤，床温是下部8只热电偶和中部6只热电偶的平均值。按照给煤系统的操作，以要求的顺序开启相应的阀门。当床温达到投煤的温度后，手动启动第一台给煤机，给煤以10%的给煤量“脉动”给煤，即给煤90秒后停止给煤，约3分钟后观察床温的变化，当床温增加，同时氧量有所减小时，证明投入的煤已开始燃烧，再以“90秒给煤，停90秒”的脉冲形式给煤3次，床温继续增加57C/min，氧量持

27、续减小，可以较小的给煤量连续给煤。当炉膛下部床压低于4kPa时，添加床料，维持47kPa左右的床压。8.1.6.10 按照升温升压曲线，以较小的给煤量投入另一台给煤机，最后投入#1和#4给煤机停运启动燃烧器当床下启动燃烧器在额定负荷时，水冷风室的温度在700800C，可逐步停运。维持一次风的总风量不变，逐渐减小床下2只油枪的出力，使其达到最小的燃烧率。在减小油枪出力的同时，逐渐增加给煤量。先停运一只油枪，15分钟后，停运另一只油枪。床下油枪切除后，逐渐开启热一次风挡板，关小混和风和燃烧风。床温平稳上升后，逐渐减小床上2只油枪的出力，直至最小燃烧率，然后逐一切除，此时的燃煤量应逐渐增加。升温、升

28、压（参见附图：锅炉升温、升压启动曲线）8.1.7.1升温升压过程中，必须控制汽包上、下壁温差不大于40C,据此应控制炉水饱和温度的升温率和升压率。8.1.7.2 点火初期，过热器、再热器处于干烧状态，应注意监视金属壁温不超过其允许值。当主汽流量小于10%时，注意炉膛出口温度不要超过482C在汽机冲转前一般控制主汽压力达到1.0MPa,温度达到280300C。8.1.7.3 初次启动应加强排污工作，以使炉水和蒸汽品质及早达到冲转要求。8.1.7.4 升温、升压过程中的定期工作:汽压0.10.2MPa时，关闭汽包、过热器空气门；汽压0.20.3MPa时，冲洗仪表导管，投入差压式水位计； 0.5MP

29、a时，稳定压力，热紧螺丝（首次启动时）；汽压0.51.0MPa时，冲洗水位计； 1.0MPa时，投入连排扩容器； 1.01.5MPa时，反冲洗减温水管道。启动过程中监视膨胀情况，发现膨胀异常，应立即停止升温升压，并采取相应措施进行消除。在以下几个工况下全面检查并记录锅炉膨胀值：上水前、上水后、0.30.5MPa11.5MPa锅炉工作压力的50%锅炉工作压力。8.1.7.5 此期间根据现场实际情况在汽机冲转之前进行蒸汽严密性试验及安全阀整定工作。8.1.8.1 汽机冲转及发电机并网蒸汽参数达到汽机冲转参数，蒸汽品质达到冲转条件时可进行汽机冲转工作。8.1.8.2 汽机冲转过程中锅炉应稳定蒸汽参数

30、。8.1.8.3 汽机稳定3000r/min，进行电气试验。8.1.8.4 电气试验结束，发电机并网带10%额定负荷，运行4小时，发电机解列。8.1.8.5 调整蒸汽参数满足汽机要求，配合汽机做超速试验。8.2.1.1 带负荷调试机组带负荷汽机具备升负荷条件后，逐渐增大燃烧率，按照升负荷速率增加负荷。启动输煤系统及石灰石输送系统，并进行调整工作（详见单项方案）。根据机组负荷变化要求，及时改变给煤量，合理调整风、煤、石灰石的比例，保持炉膛压力，维持燃烧氧量符合要求。8.2.1.2 锅炉正常运行中各阶段参数应参照启动曲线调整。8.2.1 25%ECR调试：对床上和床下燃烧器进行调整，保证燃烧充分，

31、火焰良好；输煤系统投入后进行热态调试；石灰石输送系统投入后进行热态调试；配合热工试投给水自动，给煤自动；配合化学专业进行洗硅。8.2.2 50%ECR调试：油煤混烧工况下的燃烧调整（配风方式、燃油压力）；输煤系统进行热态调试（燃煤粒径、给煤出力）；石灰石输送系统进行热态调试；一次风压的调整；进行MFT动作试验；配合热工试投风烟系统自动；配合化学专业进行洗硅。8.2.3 75%ECR调试：燃烧器风量配比调整；锅炉稳定性调整；锅炉断油试验；电除尘器投入；吹灰器热态调试，试投吹灰程控；配合热工专业试投汽温自动、汽压自动、协调控制等；配合化学专业进行洗硅。8.2.4 100%ECR调试：燃烧调整（配风

32、方式、过剩空气系统、烟温、汽温调试）；炉床燃烧调整；协调控制系统调节；蒸汽品质的调整改善；燃烧效率的调整（掌握CONQ可燃物值等）;负荷变动试验：目标值改变15%EC，R变负荷速率3%ECR/min；机组满负荷运行情况检查与测量；配合化学专业进行洗硅。8.2.5 甩负荷试验8.3.1 以上调试工作结束，按甩负荷试验方案进行50%与100%EC甩负荷试验满负荷试运带负荷调试工作全部结束后，进入168小时满负荷试运阶段。8.3.2 进入满负荷试运的条件：锅炉断油；高加投入；电除尘器投入；蒸汽品质合格；保护全部投入；热工自动投入率大于80；保护装置投入率达到100；主要仪表投入率达到100；吹灰系统

33、正常。8.3.3 全面检查记录设备运行工况及各项运行参数，168小时试运计时满负荷时锅炉主要参数控制指标主汽流量：44015t/h主汽压力：13.70.3MPa主汽温度：540.0C再热汽温：540.0C机组完成168小时试运行移交试生产。8.2 锅炉热（温）态启动根据汽机状态参数（温态和热态）确定锅炉启动方式，锅炉热态启动顺序与冷态基本相同；启动关键是尽早提高主汽和再热汽汽温并提高加负荷的速度。8.4.1 温态启动。在床温小于560T时，不能直接投煤情况下启动。通过一、二次风进行点火前的锅炉吹扫。投入床上启动燃烧器。其他按照冷态启动方式进行升负荷。8.4.2 热态启动在床温大于560C时，可

34、直接投煤情况下启动。风机启动后，如果床温大于投煤温度，可以直接投煤，无需炉膛吹扫和投启动燃烧器。其他按照冷态启动方式进行升负荷。8.4.3 根据锅炉现有压力情况，合理调整高、低压旁路，打开有关疏水阀并调整炉内燃烧，使参数满足汽机冲转需要。达到相应的冲转参数时,汽机冲转。8.4.4 发电机并网,带初始负荷。8.4.5 发电机并网后逐渐关闭高低压旁路，并将其转为滑压方式运行。8.4.6 汽机具备升负荷条件后，逐渐增大燃烧率，按照升负荷速率增加负荷。8.4.7 逐渐升负荷至额定负荷。8.3 锅炉停运根据不同的目的和条件分为滑压停炉，定压停炉和紧急停炉。若为使锅炉尽快冷却下来，则可采用滑压停炉；若为正

35、常停炉热备用则可采用定压停炉；若出现MFT条件或有危及设备和人身安全的故障则采取紧急停炉。8.5.1.1 正常停炉逐渐减小燃料和风量的输入，将负荷降至50，保持床温稳定。8.5.1.2 降负荷的过程中，保持汽包的上下壁温差小于40C。8.5.1.3当床温低于760E之前，视具体情况可投入床上启动燃烧器，同时继续降低给煤量直到最小值，同时保持炉内任意烟气侧温度测点的变化率小于100/h，以保护炉内的耐磨耐火材料。8.5.1.4 保持石灰石给料处于自动状态，当停止给煤时石灰石输入应停止。8.5.1.5 继续流化床料，以便冷却整个系统，控制启动燃烧器的燃烧率，以保证要求的降温速率，适时可停运电除尘器

36、。8.5.1.6 当床温约450C时，停运床上启动燃烧器。8.5.1.7 根据需要，使汽包水位调节器处于手动调节，使汽包水位保持正常水位偏上一点，当炉内火熄灭时水位降下降。继续向锅炉内通风，当床温达到400C时，若不需要快速冷却可停运风机。停运风机的顺序：一次风机、二次风机、冷渣器风机、引风机、高压风机（引风机停运3060秒后停高压风机）。紧急停炉8.5.2.1锅炉运行中，当出现下列跳闸条件时，发生保护动作（MFT紧急停炉：两台一次风机跳闸；两台二次风机跳闸；两台引风机跳闸；去布风板一次风流量过低；炉膛出口烟温过高；汽包水位高高；汽包水位低低；炉膛压力高高；回料阀流化风箱压力过低；仪表气源压力

37、过低；风煤比过小；过热器保护跳闸；手动MFT。8.522当发生下列情况之一时应手动MFT紧急停炉：汽包满水或看不到水位；所有水位计损坏或失灵，无法监视水位；水冷壁、省煤器爆管无法维持正常水位；过热器、再热器爆管；主给水管道、蒸汽管道爆破；锅炉压力升到安全阀动作压力而安全阀拒动；锅炉尾部烟道发生二次燃烧。8.523当MFT发生时，应引起下列设备动作：给煤机手动；氧量修正手动；去布风板一次风量手动；风主控手动；石灰石旋转给料阀关；二级减温阀关；8.5.2.4 一级减温阀关；紧急停炉后应注意检查确认无燃料进入炉膛；执行MFT后的吹扫程序尽可能维持汽包水位；检查各减温水电动门、总门关闭；保持火检冷却风

38、机运行；若为事故停炉，应按事故处理规程进行停炉后的处理。8.6.1 锅炉停运后的保养措施如果锅炉停运时间超过一周，采用充氮法保养。861.1锅炉停运后，当汽包压力降至0.3MPa时，开始向汽包内充氮气，保持在0.30.5MPa的氮压条件下，开启疏放水门，利用氮压排尽炉水后，关闭各疏水门。8.6.1.2 全面检查锅炉汽水系统，严密关闭各空气阀、疏放水阀、排污阀，给水、主蒸汽管道及其疏水阀等，保证整个充氮系统的严密。在充氮保养期间，应保证汽包内氮气的压力大于0.03MPa（表压），氮气纯度大于98。8.6.2 热炉放水烘干保养法如果锅炉停运期间需进行承压部件的检修。停运时间在一周内，可进行热炉放水

39、烘干保养法。8.6.2.1 锅炉床层塌落后，关闭各风烟挡板和炉门，紧闭烟风系统。8.622 当汽包压力降至0.50.8MPa时，开启锅炉疏、放水门，应尽快放尽汽包内的存水。8.623 当汽包压力降至0.10.2MPa时，全开本体空气门。当汽包水已基本放尽且床温已降至120C时，启动引风机、高压流化风机、一次风机及二次风机，投入两只启动燃烧器维持流化风的温度在220300T。用热风连续烘干1012小时，然后停止、封闭锅炉。当省煤器出口烟温降至120C以下时，关闭各本体空气门、疏、放水门。烘干保养过程中，要求汽包内空气相对湿度小于70或等于环境相对湿度。9.1.1 9优化措施及建议减少锅炉非计划停

40、运次数措施整套启动前认真作好锅炉辅机联锁试验，确保动作正确；认真检查辅机保护测点无松动，避免辅机误跳。包括送、引风机、一次风机、空预器。9.1.2 整套启动前应彻底消除辅机分步试运中发现的缺陷；辅机在整套启动前应全面更换轴承润滑油，保证油质合格。9.1.3 所有运行操作都应严格按照规程进行，水位调节、加风、加粉等重要操作应缓慢，避免操作不当引起停炉。9.1.4 整套启动前认真完成MFT动作试验，保证试验全部正确，锅炉点火后全面调整油火检和煤火检，保证火检信号的准确，避免锅炉误跳。9.1.5 正常运行中，燃油系统应备用良好，出现燃烧不稳时，应及时投油稳燃。9.2.1 节油措施酸洗后彻底清理水冷壁

41、下联箱，整套启动前对高、低压给水系统、锅炉本体进行大流量冲洗，以保证汽水品质尽早合格，缩短低负荷试运时间。9.2.2 认真作好安全阀冷态调整检修，缩短整定时间。9.2.3 尽早投煤，并作好燃烧调整，避免不必要的投油。9.3.1 提高阀门运行可靠性措施所有汽水阀门安装前必须检验和水压试验合格，阀门内部清理干净。9.3.2 减温水调门安装前系统必须冲洗干净。9.3.3 阀门盘根安装前应检查填料严密，调整合适。9.3.4 所有阀门开关位置就地应标识清楚、准确，便于运行中调整。9.3.5 阀门调试时，应精确定位，保证预留圈数合理，对截止阀限位应使用力矩开关，闸板阀限位应使用行程开关。10.1 建立阀门

42、验收卡，做到一阀一卡，应对阀门专门组织验收10安全注意事项机组启动调试前应组织学习反事故措施。10.2 在方案实施前由调试人员向有关人员进行技术交底。10.3 设备操作严格按照要求进行，严格执行操作票和工作票制度。10.4 为防止炉膛爆燃，在重新点火前，必须执行炉膛吹扫程序。严禁用爆燃法点火。10.5 油枪投运后，要及时调整燃烧，保证雾化质量和燃烧充分，以免锅炉尾部受热面积油。10.6 炉床给煤时，要保证燃煤进入炉膛后能正常燃烧，应投入足够的油枪。10.7 运行人员要认真监盘，特别在试投自动时，若出现异常或自动失灵，应及时切为手动调整。10.8 锅炉洗硅调试按压力分阶段进行，只有在上一级压力下洗硅结束后方可升压进入下一阶段。10.9 运行、维护人员要定期对设备巡检，发现问题及时汇报。发生事故时，按事故处理规程进行处理，防止事故扩大。附录1:锅炉升温、升压启动曲线it|fl11附录2:调试文件修改登记表调试文件修改通知单粘贴处登记人：登记日期:文件名称文件编号修改位置A)页行至页行B)页行至页行C)页行至页行原文要点：修改原由：修改后内容：修改人审核人批准人修改日期审核日期批准日期送达单位或部门送达人接收人送接日期备注：编号:附录3:调试文件修改通知单