前 言
　　本规程规定了DG1089/17.4-Ⅱ1型锅炉机组的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行调整和事故处理及相关设备试验的技术标准。
　　本规程主题内容:
　　1、 范围
　　本规程规定此锅炉的技术参数、锅炉设备系统特性、锅炉启动、正常运行、停止、事故处理的操作原则、操作方法及必要的说明，以此作为锅炉运行人员对本炉操作和事故处理的依据及运行标准。
　　2、 引用标准
　　下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
　　DL408—91 电业安全工作规程
　　DL558—1994 电业生产事故调查规程
　　DL/T 611-1996 300MW级锅炉运行导则
　　电力工业锅炉监察规程 SD167—85
　　电业安全工作规程(热力和机械部分) 电安生[1994]227号文
　　电力工业技术管理法规 80)技字第205号文
　　防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 能源电(92)726号
　　3、 基本要求
　　下列人员应熟悉并遵守本规程：
　　总经理、生产副总经理、总工程师、安生部部长、检修部部长、各检修室主任及副主任、专业主管、点检员、维护人员等。
　　下列人员应掌握并执行本规程：
　　发电部部长、副部长、总值长、值长、主值班员、副值班员及其他运行值班人员。
　　各岗位运行人员必须通过规定的技术技能考试，并取得上岗证书；
　　各岗位运行人员必须执行《电业安全工作规程》；
　　运行人员应严格按各项规定对运行设备进行监视和调整，严禁凭个人经验随意改变运行状态。
　　对运行设备的要求：
　　运行设备必须符合公司及上级有关部门对运行设备管理的规定和要求；
　　严禁运行设备超参数运行，严禁带缺陷运行或备用。
　　对运行命令的要求：
　　值长是公司生产系统的指挥者，下达的各项生产命令必须执行；
　　各级技术人员在现场指导操作时，不得与值长的命令相抵触；
　　各级管理人员对运行人员下达命令，必须通过值长传达；
　　运行人员接到命令并确认无误后方可执行，执行完毕后向发令人汇报；
　　操作命令如对人身或设备构成危害时可拒绝执行，并向发令人提出异议，如发令人坚持操作命令，则立即越级上报。
　　4、 运行通则
　　运行工作必须遵守“安全第一”的原则，严格执行“两票三制”；
　　运行人员认真监视运行工况，严格执行各类规程、规定；
　　积极分析运行参数，发现问题及时查明原因，并采取相应对策确保机组安全经济运行；
　　监盘人员应通过流程图、趋势图、报警总表、设备启动允许条件等画面对机组进行全面监视与控制；
　　尽量在DCS画面上采用功能组程序启停设备，并监视程序执行是否正常；
　　设备缺陷及时记入设备缺陷薄，对可能影响机组安全运行的缺陷，运行人员需要做好事故预想及相应措施；
　　保持炉水和蒸汽品质合格，努力降低各辅机电耗，提高机组效率；
　　自动装置应全部投入运行并应加强监视，必要时进行协助操作；
　　注意压缩空气系统、辅助蒸汽系统、闭冷水系统、除灰、布袋除尘器等公用系统运行情况。
　　本规程适用于内蒙古酸刺沟矸石电厂一期工程2×300MW机组
　　为了规范公司运行操作,保证人身和设备的安全，制定本标准。
　　本规程起草单位：发电部。
　　本规程主要起草人：
　　本规程主要审定人：
　　本规程批准人：
　　本规程由发电部负责解释。
　　目 录
　　第一章 锅炉设备系统简介 5
　　第一节 锅炉设备概述 5
　　第二节 锅炉机组特性 5
　　第三节 设计燃料、石灰石及灰渣特性 11
　　第四节 蒸发系统 13
　　第五节 汽水系统 15
　　第六节 点火燃烧器系统 17
　　第七节 膨胀系统 18
　　第八节 给煤、石灰石及排渣系统 18
　　第九节 旋风分离器 19
　　第十节 回料器 19
　　第十一节 吹灰系统 20
　　第二章 锅炉辅机规范 21
　　第三章 锅炉的试验和保护 29
　　第一节 锅炉机组检修后的验收 29
　　第二节 阀门、挡板试验 30
　　第三节 辅机试运转 31
　　第四节 热控调节系统静态调整试验 34
　　第五节 热控联锁保护、顺控系统及信号系统带工质在线传动操作试验 34
　　第六节 水压试验 55
　　第七节 安全门校验 65
　　第八节 锅炉系统冷态试验 69
　　第四章 锅炉机组的启动 69
　　第一节 禁止锅炉启动的条件 69
　　第二节 锅炉机组启动前的检查 70
　　第三节 锅炉上水 71
　　第四节 锅炉底部加热 71
　　第五节 点火前的准备 72
　　第六节 锅炉点火 74
　　第七节 投煤启动 77
　　第八节 热态启动 80
　　第五章 锅炉机组的正常运行 81
　　第一节 运行调整的任务 81
　　第二节 正常运行参数 81
　　第三节 运行调整 82
　　第四节 汽包水位计的投运与维护 86
　　第五节 锅炉吹灰 88
　　第六节 锅炉排污 89
　　第六章 锅炉机组的停止 90
　　第一节 正常停炉 90
　　第二节 停炉后的冷却 92
　　第七章 锅炉机组的典型事故处理 95
　　第一节 总则 95
　　第二节 紧急停炉 96
　　第三节 请示停炉 97
　　第四节 锅炉MFT 97
　　第五节 锅炉满水 98
　　第六节 锅炉缺水 100
　　第七节 锅炉水位不明 101
　　第八节 水位计故障 101
　　第九节 汽水共腾 102
　　第十节 水冷壁及水冷蒸发屏损坏 103
　　第十一节 省煤器爆管 104
　　第十二节 过热器爆管 105
　　第十三节 再热器爆管 106
　　第十四节 汽水管道水冲击 107
　　第十五节 床温过高或过低 107
　　第十六节 炉内结渣 108
　　第十七节床压高或低 109
　　第十八节 流化不良 110
　　第十九节 给煤中断 110
　　第二十节 负荷骤减 111
　　第二十一节 安全阀故障 112
　　第二十二节 烟道再燃烧 112
　　第二十三节 冷渣器故障 113
　　第二十四节 “J”阀回料器堵塞 114
　　第二十五节 引风机跳闸 115
　　第二十六节 一次风机跳闸 115
　　第二十七节 二次风机跳闸 116
　　第二十八节 高压流化风机跳闸 116
　　第二十九节 厂用电中断 117
　　第三十节 旋转机械的故障 117
　　第一章 锅炉设备系统简介
　　第一节 锅炉设备概述
　　1.1.1 本锅炉为循环流化床、亚临界参数，一次中间再热自然循环汽包炉、紧身封闭、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、炉顶设密封罩壳。本期工程建2×1089t/h循环流化床锅炉，配备2×300MW亚临界中间再热单轴双缸双排汽、直接空冷式汽轮发电机组。
　　1.1.2 本锅炉采用汽冷式旋风分离器进行气—固分离、高温回灰、全钢架支吊结构。采用床下、床上点火器点火。
　　1.1.3 锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。炉膛内前墙布置有十二片屏式过热器管屏、六片屏式再热器管屏，后墙布置两片水冷蒸发屏。锅炉共布置有八个给煤口，全部布置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室两侧布置有一次热风道，进风型式为平行于布风板从风室两侧进风，由于空预器一二次风出口均在两侧，一次热风道布置较为简单。一次风道内布置有四台点火燃烧器，炉膛密相区水冷壁前后墙上还分别各设置了四支床上点火油枪。六个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部，分别对应六台滚筒式冷渣器。炉膛与尾部竖井之间，布置有三台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器，回料器为一分为二结构，尾部采用双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有两组高温过热器、两组低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有两组螺旋鳍片管式省煤器和卧式空气预热器，空气预热器采用光管式，一二次风道分开布置，沿炉宽方向双进双出。过热器系统中设有两级喷水减温器，再热器系统中布置有事故喷水减温器和微量喷水减温器。锅炉整体支吊在锅炉钢架上。
　　第二节 锅炉机组特性
　　1.2.1 锅炉铭牌
　　锅炉型号 DG1089/17.4-Ⅱ1
　　制造厂家 东方锅炉(集团)股份有限公司
　　主要参数
　　制造日期
　　安装日期
　　投产日期
　　1.2.2 主要设计参数
　　序 号 项 目 单 位 设计参数 备 注
　　1 额定蒸发量 t/h 1088.48
　　2 再热蒸汽量 t/h 891.07
　　3 汽包工作压力（表压力） MPa.g 18.77
　　4 过热蒸汽压力（表压力） MPa.g 17.4
　　5 再热蒸汽进口压力（表压力） MPa.g 4.006
　　6 再热蒸汽出口压力（表压力） MPa.g 3.791
　　7 过热蒸汽温度 ℃ 541
　　8 再热蒸汽进口温度 ℃ 336.6
　　9 再热蒸汽出口温度 ℃ 541
　　10 给水温度 ℃ 281.2
　　11 冷风温度 ℃ 35
　　12 热风温度 ℃ 275
　　13 排烟温度 ℃ 140
　　14 锅炉正常水容积 m3 251.2
　　15 锅炉水压试验时水容积 m3 581.3
　　1.2.3 锅炉主要尺寸
　　名 称 单 位 数 据
　　锅炉深度(从K-A排柱中心至K-F排柱中心) mm 48700
　　锅炉宽度(从B1排柱中心至B9排柱中心) mm 43000
　　大板梁高度 mm 67300
　　炉膛宽度 mm 28275
　　炉膛深度 mm 9831
　　锅筒中心线标高 mm 56700
　　尾部竖井前烟道深 mm 4680
　　尾部竖井后烟道深 mm 4680
　　水冷壁下集箱标高 mm 4300
　　1.2.4 锅炉热力性能计算数据汇总
　　序号 负 荷
　　项 目 单位 BMCR BECR 高加全切 最低稳燃负荷
　　一 蒸汽及给水流量
　　１ 过热器出口 t/h 1088.48 1004 820 371.7
　　２ 再热器出口 t/h 891.07 829.8 804.5 306.1
　　３ 省煤器进口 t/h 1014.21 958.82 774.2 373.56
　　４ 过热器一级喷水 t/h 31.28 33.5 33.7 0
　　５ 过热器二级喷水 t/h 15.12 16.7 16.2 0
　　６ 再热器事故喷水（正常/事故） t/h 0/44 0/44 0/44 0/44
　　二 蒸汽及给水压力 (g)
　　１ 过热器出口压力 MPa 17.4 17.4 17.4 8.7
　　２ 过热器总压降 MPa 1.322 1.175 1.017 0.108
　　３ 再热器进口压力 MPa 4.006 3.765 3.599 1.14
　　４ 再热器出口压力 MPa 3.791 3.664 3.484 1.06
　　５ 汽包压力 MPa 18.77 18.675 18.517 8.808
　　６ 省煤器压降（不含位差） MPa 0.261 0.232 0.201 0.078
　　７ 省煤器重位压降 MPa 0.116 0.116 0.116 0.116
　　８ 省煤器进口压力 MPa 19.199 19.023 18.834 9.002
　　三 蒸汽和给水温度
　　１ 过热器出口 ℃ 541 541 541 500
　　２ 再热器进口 ℃ 336.6 324.4 320.9 275
　　３ 再热器出口 ℃ 541 541 541 500
　　４ 省煤器进口 ℃ 281.2 277.9 173.5 261.1
　　５ 省煤器出口 ℃ 333 330 304 306
　　６ 减温水 ℃ 179 175 173.5 167
　　７ 汽包 ℃ 361 360.5 359.8 302.6
　　四 空气流量
　　１ 空气预热器进口一次风 m3/h 437869 423109 352178 306508
　　 kg/s 147.1 140.8 118.3 69.6
　　２ 空气预热器进口二次风 m3/h 541430 521036 435472 189501
　　 kg/s 173.2 165.5 139.3 60.6
　　
　　3
　　
　　4 高压流化风 m3/h 18283 18283 18283 18283
　　 kg/s 6.5 6.5 6.5 6.5
　　 一次风率 % 40 40 40 46
　　五 空气预热器出口烟气含尘量 g/Nm3 51.2 50.0 43.8 22.1
　　六 空气温度
　　１ 空气预热器进口一次风 ℃ 35 35 35 35
　　２ 空气预热器进口二次风 ℃ 35 35 35 35
　　３ 空气预热器出口一次风 ℃ 275 272 266 220
　　４ 空气预热器出口二次风 ℃ 275 272 266 220
　　七 烟气温度
　　１ 床温 ℃ 887 880 873 820
　　２ 炉膛出口 ℃ 870 863 854 810
　　３ 分离器入口 ℃ 870 863 854 810
　　４ 分离器出口 ℃ 854 850 841 798
　　５ 低温再热器入口 ℃ 830 826 812 770
　　６ 低温再热器出口 ℃ 505 500 489 464
　　７ 高温过热器入口 ℃ 801 795 788 748
　　８ 低温过热器出口 ℃ 505 500 489 464
　　９ 省煤器入口 ℃ 505 500 489 464
　　10 省煤器出口 ℃ 334 332 325 308
　　11 空气预热器出口（修正） ℃ 130 128 124 118
　　八 烟、风压力
　　１ 空预器进口一次风压力 kPa 17.5 16.493 14.7 7.6
　　２ 空预器进口二次风压力 kPa 12.4 11.686 10.4 5.4
　　３ 锅炉接口处高压风压力 kPa 55 55 55 55
　　４ 分离器入口烟气压力 kPa 0 0 0 0
　　５ 分离器出口烟气压力 kPa -2.2 -2.11 -1.84 -0.95
　　６ 空气预热器出口烟气压力 kPa -4.5 -4.24 -3.77 -1.94
　　九 烟、风气阻力
　　１ 空气预热器一次风压降 kPa 2.45 2.31 2.05 1.06
　　２ 空预器出口至炉膛的一次风压降 kPa 1.1 1.04 0.92 0.48
　　３ 空气预热器二次风压降 kPa 2.45 2.31 2.05 1.06
　　４ 空预器出口至炉膛的二次风压降 kPa 0.797 0.76 0.67 0.34
　　５ 空预器烟侧阻力 kPa 0.82 0.77 0.69 0.35
　　６ 炉膛到空气预热器进口烟气压降 kPa 3.68 3.47 3.08 1.59
　　７ 风室风帽阻力 kPa 5.5 5.18 4.61 2.38
　　８ 床层阻力 kPa 7.96 7.65 6.67 3.44
　　十 燃料消耗量(设计煤质） t/h 241.2 230.89 194.0 93.8
　　１ 石灰石耗量（设计煤质） t/h 13.26 12.70 10.67 5.16
　　２ 燃料消耗量(校核煤质） t/h 211.62 202.6 170.2 82.3
　　３ 石灰石耗量（校核煤质） t/h 8.5 8.14 6.84 3.31
　　十一 底灰排量 t/h 76.84 73.6 61.8 29.9
　　十二 锅炉热效率
　　１ 锅炉计算热效率（低位发热量） % 90．31 91.41 － －
　　２ 锅炉保证热效率
　　（低位发热量，按ASME PTC4-1998） % 90 － － －
　　十三 炉膛热负荷
　　１ 截面热负荷 kW/m2 2979 2851 2396 1158
　　２ 容积热负荷 kW/m3 78.7 75.3 63.3 30.6
　　３ 床面热负荷 kW/m2 6230 5703 4791 2423
　　十四 脱硫效率（此时Ca/S比为2.2） % ≥85 ≥85 － －
　　十五 分离效率 % ≥99.5 ≥99.5 － －
　　十六 循环倍率 % ～27 ～27 － －
　　十七 炉内停留时间 S ～8 ～8 － －
　　1.2.5 锅炉主要数据汇总
　　编号 项 目 单 位 数 据
　　一 技术性能
　　1 炉膛截面热负荷(BMCR) kJ/m2h 10.621×106
　　2 水冷壁高温区壁面热负荷(B－MCR) kJ/m2h 3.563×106
　　3 炉膛尺寸（宽、深、高） m,m,m 28.275，9.831，39.9
　　4 布风板尺寸 m,m,m 28.275，4.700
　　5 锥段高度尺寸 m 9.7742
　　6 布风板到燃烧室顶的标高差 m 39.9
　　7 炉膛容积 m3 10554
　　8 炉膛设计计算截面积 m2 278
　　9 炉膛出口处设计压力 Pa 0
　　10 短时间炉墙不变形承载能力 Pa 按NFPA
　　11 钙硫摩尔比 Ca/S 2.2
　　（SO2排放量≤400mg/Nm3）
　　12 锅炉飞灰底灰比及具体条件 60±10：40±10
　　1.设计燃料和石灰石，粒度满足设计要求；2.设计过剩空气系数
　　二 汽水系统压降（B－MCR）
　　１ 省煤器进口到汽包（包括位差） MPa (g) 0.377
　　２ 汽包到过热器出口 MPa. (.g) 1.322
　　三 风帽有关数据
　　１ 流化风帽形式 小口径钟罩式
　　２ 流化风帽数量 个 2903
　　３ 流化风帽压损 kPa 5.5
　　四 烟风平均流速
　　１ 过热器 m/s 12.65
　　２ 再热器 m/s 12.9
　　３ 省煤器 m/s 8.52
　　五 床料、煤与石灰石
　　1 起动用床料量 t 267
　　2 细煤入炉粒度要求 dmax：8.5mm，d50：1.1mm
　　3 石灰石入炉粒度要求 dmax：1.5mm，d50：450μm
　　4 启动床料（砂）粒度要求 0-3
　　六 锅炉重量
　　１ 汽包及吊架 t 180
　　２ 钢构架 t 4960
　　３ 水冷壁及管道 t 936
　　４ 过热器及管道 t 1323
　　５ 省煤器及管道 t 877
　　６ 空气预热器 t 1096
　　７ 平台、扶梯及外护板 t 852
　　８ 旋风分离器 t 346
　　９ 回料腿 t 108
　　10 冷渣器 t －
　　11 水冷风室 t 56
　　12 其他 t 2022
　　13 锅炉金属总重 t 12756
　　七 其它
　　１ 钢结构有关尺寸 m 43×50.8×63.7
　　２ 大板梁标高 m 63.7
　　３ 汽包安全阀排汽消声器汽量和出口流速 t/h m/s 3×319，～600
　　４ 过热器出口安全阀排汽消声器汽量和出口流速 t/h m/s 2×133，～600
　　第三节 设计燃料、石灰石及灰渣特性
　　1.3.1 燃煤特性
　　项 目 单 位 设计煤种 校核煤种1 校核煤种2
　　接收基低位发热值Qnet.v.ar kJ/kg 13732 12358 14705
　　接收基全水份 Mt % 7.40 7.5 6.79
　　接收基灰份 Aar % 43.35 47.49 39.95
　　干燥无灰基挥发份 Vdaf % 42.63 37.15 43.29
　　空气干燥基水份 Mad % 1.95 2.94 4.91
　　接收基碳 Car % 35.42 30.0 39.08
　　接收基氢 Har % 2.87 3.34 2.35
　　接收基氧 Oar % 10.02 10.15 10.51
　　接收基氮 Nar % 0.64 0.69 0.6
　　接收基硫 Star % 0.30 0.83 0.72
　　可磨性系数 HGI — 68 65
　　磨损指数 Ke —
　　注：设计煤种：
　　校核煤种Ⅰ：产地
　　校核煤种Ⅱ：
　　燃煤采用
　　1.3.2 灰渣特性`
　　名 称 单位 设计煤种 校核煤种1 校核煤种2
　　灰变形温度 DT（t1） ℃ 1500 1500 1500
　　灰软化温度 ST（t2） ℃ 1500 1500 1500
　　灰熔化温度 FT（t3） ℃ 1500 1500 1500
　　灰分析
　　SiO2 % 44.28 40.22 36.92
　　Al2O3 % 45.36 51.72 55.66
　　Fe2O3 % 0.15 1.88 2.16
　　CaO % 2.71 2.98 2.67
　　TiO2 % 1.18 1.30 1.26
　　K2O % 0.42 0.43 0.45
　　Na2O % 0.19 0.02 0.03
　　MgO % 0.68 0.23 0.32
　　SO3 % 1.75 1.58
　　1.3.3 石灰石特性
　　状况 名 称 符 号 单 位 数 据
　　
　　
　　
　　
　　
　　燃烧前 氧化钙 CaO % 50
　　 氧化镁 MgO % 4
　　 二氧化硅 SiO2 % 2.13
　　 三氧化二铝 Al2O3 %
　　 三氧化二铁 Fe2O3 %
　　 氧化钾 K2O %
　　 氧化钠 Na2O %
　　 二氧化钛 Ti02 %
　　 五氧化二磷 P2O5 %
　　 三氧化硫 SO3 %
　　 烧失量 Loss % 42
　　
　　燃烧后
　　 碳酸钙 CaCO3 %
　　 碳酸镁 MgCO3 %
　　 水分 H2O %
　　 灰分 Inert %
　　1.3.4 石灰石脱硫特性参数
　　项 目 符 号 单 位 测试数据
　　反应时间 ms 60
　　实测增重 mg 15.2
　　反应速率系数 K2 0.00925
　　反应能力系数 K1 46.15
　　CaO利用率 ηCaO % 19.90
　　 注：粉状的石灰石被送入炉膛之后，与燃烧过程中产生的SO2发生化学反应，除去SO2，为了维持锅炉有效、经济运行，采用适当大小的石灰石粒子是关键所在。如采用的石灰石粒子粗大或细小，将对循环流程产生不利影响，过粗的石灰石粒子将导致：石灰石耗量的增加、床温低于正常温度、锅炉的效率降低、底灰超过设计值等；如石灰石粒子过细其在主回路中停留的时间达不到要求，导致石灰石耗量的增加；另一个负面影响是使飞灰系统超负荷。
　　1.3.5 点火及助燃用油使用0号轻柴油，油品特性见下表
　　项 目 单 位 数 据
　　运动粘度（20℃） 厘沱 3～8
　　恩氏粘度（20℃） 0E 1.2～1.67
　　灰份 ％ ≯0.01
　　水份 痕 迹
　　机械杂质 无
　　凝固点 ℃ 0（最大）
　　闪点（闭口） ℃ ≮55
　　低位发热值 Qnet.ar kcal/kg 9500～10000
　　硫 ％ ≯0.2
　　10％蒸发物残碳 ％ ≯0.3
　　第四节 蒸发系统
　　1.4.1 汽水品质标准
　　锅炉炉水
　　磷酸根 mg/L 2～8
　　氯离子 mg/L ≤4
　　含盐量 mg/L ≤50
　　二氧化硅 mg/L ≤0.45
　　PH(25℃) — 9～10
　　锅炉给水
　　25℃时的PH值 — 9.0～9.5
　　联胺 µg/L 10～50
　　硬度 µmol/L ≈0
　　溶解氧含量 µg/L ≤7
　　铁含量 µg/L ≤20
　　铜含量 µg/L ≤5
　　油含量 mg/L ≤0.3
　　电导率 µs/cm ≤0.3
　　蒸汽
　　钠 µg/kg ≤10；启动时≤20
　　二氧化硅 µg/kg ≤20；启动时≤60
　　铁 µg/kg ≤20；启动时≤50
　　电导率 µg/kg ≤0.3；启动时≤1
　　铜 µg/kg ≤5； 启动时≤15
　　锅炉水汽损失
　　1厂内正常水汽损失 ≤锅炉总蒸发量的2%
　　锅炉排污损失 ≤锅炉总蒸发量的1%
　　机组启动或事故增加的损失 ≤单台锅炉总蒸发量的6%
　　1.4.1 汽包及汽水分离设备
　　1、 汽包位于炉膛的前墙顶部，横跨炉宽方向，它内部装有分离设备，并设有供酸洗、热工测量、水压试验、加药、连续排污、紧急放水、炉水及蒸汽取样、安全阀等的管座和相应的阀门。
　　从各水冷壁、水冷蒸发屏上集箱的汽水引出管全部进入汽包，汽水混合物通过连接管道引入汽包的连通箱，连通箱横贯整个汽包直段，用于引导汽水混合物进入两排平行布置的旋风分离器中，旋风分离器通过湿蒸汽旋转产生的离心作用，将蒸汽从汽水混合物中分离出来，而液滴则被抛向筒壁，并通过重力作用从分离器的下部进入汽包的水空间。旋风分离器底部设有防止筒底排水中带汽进入下水管系统的托斗。
　　汽包内汽水分离设备按汽水流程包括旋风分离器、波形板分离器、清洗孔板、均汽孔板引至过热器。
　　2、 汽包技术规范
　　1 中心标高 m 56.62
　　２ 内径、厚度、直段长度、总长 mm,mm,m,m 1800，145，19，21.2
　　３ 材质 13MnNiMo54
　　４ 总重（包括内部装置） t 180
　　５ 设计压力 MPa.(g) 18.82
　　６ 最高工作压力 MPa.(g) 19.82
　　７ 汽水旋风分离器型式、直径、数量  mm 立式旋风分离器
　　315，104只
　　８ 汽水旋风分离器单个出力、最大出力 t/h,t/h 10.21，13
　　
　　3、 锅炉水位保护
　　汽包水位+50mm时，发出水位高Ⅰ值报警；
　　汽包水位+150mm时，发出水位高Ⅱ值报警，联锁开启事故放水门，水位降至+50mm时联锁关闭；
　　汽包水位+250mm时，发出水位高Ⅲ值报警，（延时3S）锅炉MFT；
　　汽包水位-50mm时，发出水位低Ⅰ值报警；
　　汽包水位-150mm时，发出水位低Ⅱ值报警；
　　汽包水位低Ⅲ值-250mm；（延时3S）锅炉MFT；
　　第五节 汽水系统
　　1.5.1 锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽冷式旋风分离器、尾部竖井包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低温再热器、屏式再热器及连接管道。锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口右侧集箱，逆流向上经过水平布置的螺旋鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管从锅筒左右封头进入锅筒。在启动阶段没有建立足够量的连续给水流入锅筒时，省煤器再循环管路可以将锅水从锅筒引至省煤器进口集箱，防止省煤器管子内的水停滞汽化。本锅炉为自然循环锅炉。锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入锅筒水空间，并通过集中下降管和与之相连的下水连接管及分散下降管分别引入水冷壁下集箱和水冷蒸发屏进口集箱。锅水在向上流经炉膛水冷壁、水冷蒸发屏的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。被分离出来的水重新进入锅筒水空间，并进行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。饱和蒸汽从锅筒引出后，由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器下部环形集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离器上部环形集箱引至尾部竖井左右侧包墙上集箱，下行冷却左右侧包墙后进入左右侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集箱，即低温过热器进口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式过热器进口集箱，流经屏式过热器受热面后，从锅炉两侧连接管返回到尾部竖井后烟道中的高温过热器，最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱两侧引出．汽轮机高压缸排汽引入尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱，流经两组低温再热器，由低温再热器出口集箱引出，经锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引出。过热器系统采取调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有两级喷水。一级减温器（左右各一台）布置在低过出口至屏过入口管道上，作为粗调；二级减温器（左右各一台）位于屏过与高过之间的连接管道上，作为细调。再热汽温采用尾部双烟道挡板调温作为主要调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调节挡板，控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量，达到调节再热汽温的目的。同时，为增加再热蒸汽汽温调节的灵敏度和保护各级受热面管子，再热系统也布置了两级减温器，第一级布置在低温再热器进口前的管道上（左右各一台），作为事故喷水减温器，第二级布置在低温再热器至屏式再热器的连接管道上（左右各一台），作为微量喷水减温器。以上两级喷水减温器均可通过调节左右侧的喷水量，以达到消除左右两侧汽温偏差的目的。
　　1.5.1 汽水系统设计规范
　　一 水冷壁
　　１ 设计压力 MPa.(g) 19.82
　　２ 循环方式 自然循环
　　３ 管径×壁厚、材质  mm,mm Φ57×6.5，SA-210C
　　４ 内螺纹管布置高度（前、后、侧墙） m,m,m 仅水冷布风板
　　５ 敷设耐火层的高度（前、后、侧墙） m,m,m 布风板以上9.805
　　６ 水冷壁总受热面积 m2 3452.5
　　７ 设计最低的质量流速（BMCR） kg/m2.s
　　(所在回路) 823 前后墙中部
　　二 过热器
　　１ 级数及布置 级 3级，对流＋辐射
　　２ 设计压力 MPa.(g) 19.82
　　３ 低温过热器管径×壁厚、材质  mm,mm Φ51×6.5 15CrMoG/SA-210C
　　４ 低温过热器受热面积 m2 3470
　　５ 屏式过热器管径×壁厚、材质  mm,mm Φ51×8，12Cr1MoVG/SA213-T91
　　６ 屏式过热器受热面积 m2 2432
　　７ 高温过热器管径×壁厚、材质  mm,mm Φ51×6.5，
　　12Cr1MoVG /SA-213 T91
　　８ 高温过热器受热面积 m2 2523
　　９ 过热器总受热面积 m2 8425（未包括旋风分离器以及汽冷包墙受热面）
　　10 喷水减温级数，各级设计喷水量 级 t/h, t/h 2级，
　　三 再热器
　　１ 级数及布置 级 2级，对流+辐射
　　２ 设计压力 MPa.(g) 4.523
　　３ 低温再热器管径×壁厚、材质  mm,mm Φ70×5，
　　20G/15CrMoG/12Cr1MoVG
　　４ 低温再热器受热面积 m2 4301
　　５ 屏式再热器管径×壁厚、材质  mm,mm Φ76×6，SA213-T91
　　６ 屏式再热器受热面积 m2 943
　　７ 再热器总受热面积 m2 5244
　　８ 喷水减温级数，各级设计喷水量 级kg/h,kg/h 2级（事故＋微喷），0，0
　　四 省煤器
　　１ 设计压力 MPa.(g) 20.197
　　２ 管材×壁厚、材质  mm,mm Φ51×6，SA-210C
　　３ 排列方式，纵向节距，横向节距 顺列，152，120
　　４ 总受热面积 m2 23388
　　第六节 点火燃烧器系统
　　1.6.1 锅炉采用床下风道燃烧器和床上助燃燃烧器联合点火的形式来启动，风道燃烧器4支布置在锅炉两侧的热一次风道内，每个风道两只，上下布置，床上助燃燃烧器8支，布置在前后墙密相区内，前后墙各四只，风道燃烧器负荷约为11%MCR，床上的启动燃烧器负荷约为22%MCR，所有的燃烧器投运可满足锅炉33%MCR。
　　燃烧器本体：雾化器、配风器、床上油枪进退驱动装置、连接金属软管、高能点火装置（包括高能点火器）、火焰检测装置、就地点火柜、炉前油管路、蒸汽吹扫管路及阀门和附件，包括调节阀、电磁阀、截止阀、支吊架等，并在油管路上装设滤油器。
　　1.6.2 燃烧器技术规范
　　１ 风道点火燃烧器数量 个 4
　　２ 风道点火燃烧器的热输入 ％ 11
　　３ 单个风道点火燃烧器油枪容量 kg/h 2000
　　４ 油枪雾化方式 机械雾化
　　５ 油压 MPa 2.5~3.9
　　６ 床上辅助油枪数量 个 8
　　７ 床上辅助油枪的热输入 ％ 22
　　８ 单个油枪的容量 kg/h 1300
　　９ 油压 MPa 2.5~3.9
　　10 油枪雾化方式 机械雾化
　　第七节 膨胀系统
　　1.7.1 根据锅炉结构布置及吊挂、支承系统，整台锅炉在深度方向上共设置了六个膨胀中心：炉膛后墙中心线、旋风分离器和“J”阀回料器的中心线（三个）、HRA前墙中心线和空气预热器支座中心。锅炉的炉膛水冷壁、旋风分离器及尾部包墙全部悬吊在顶板上，由上向下膨胀；炉膛左右方向通过刚性梁的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀；尾部受热面则通过刚性梁的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀。回料器和空气预热器均以自已的支承面为基准向上膨胀,前、后和左、右为对称膨胀。炉膛和分离器壁温虽然较为均匀，但考虑到锅炉的密封和运行的可靠性，两者之间采用非金属膨胀节相接；回料器与炉膛和分离器温差大，结构型式不同，故而单独支撑于构架上，用金属膨胀节与炉膛回料口和分离器锥段出口相连，隔离相互间的胀差。分离器出口烟道与尾部竖井间胀差也较大，且出口烟道尺寸庞大，故采用非金属膨胀节，确保连接的可靠性；吊挂的对流竖井与支撑的空气预热器间因胀差及尺寸较大，采用非金属膨胀节。所有穿墙管束均与该处管屏之间或封焊密封固定，或通过膨胀节形成柔性密封，以适应热膨胀和变负荷的要求。除汽包吊点、水冷壁前墙吊点、水冷壁及分隔墙上集箱、旋风分离器及其进出口烟道、包墙上集箱和前、后包墙吊点为刚性吊架外，蒸汽系统的其它集箱和连接管为弹吊或通过夹紧、支撑、限位装置固定在相应的水冷壁和包墙管屏上。
　　第八节 给煤、石灰石及排渣系统
　　1.8.1 锅炉给煤系统采用前墙集中布置，炉前布置有八个给煤口。在炉前下部还预留有四个石灰石口（石灰石口布置在前墙下二次风管内），通过此口可将粉状石灰石注入燃烧室，与燃烧过程中产生的SO2反应，从而除去SO2。石灰石流量根据燃料量和锅炉尾部SO2的含量来分析判断，通过调节旋转给料机转速来实现。另外还设有一个单独的床料添加系统，通过燃料皮带将床料送至锅炉床料添加仓，再通过布置在料仓下的皮带给料机将床料送入8号给煤机，通过给煤机将床料送入炉膛。锅炉的排渣采用滚筒式冷渣器，锅炉除渣、除灰系统与本体连接接口为炉膛排渣口、空气预热器下部灰斗和除尘器下部灰斗。
　　1.8.2冷渣器规范
　　１ 冷渣器数量及型式 个 6，滚筒冷渣器
　　２ 单个冷渣器正常运行排渣量(BMCR) t/h 15
　　３ 单个冷渣器设计最大排渣量 t/h 25
　　４ 冷渣器冷却方式 水冷
　　５ 冷渣器冷却水量，水压，进口水温，冷却水质 t/h,MPa,℃ ，≤2.5MPa，20℃，
　　凝结水
　　６ 冷渣器冷却水温升 ℃ ～ 40
　　7 冷渣器出口渣温（正常/停运一台） ℃/℃ <150/<200
　　8 正常运行底渣占总灰量的比例 % 40
　　第九节 旋风分离器
　　1.9.1 本锅炉配有三台汽冷蜗壳式旋风分离器,布置于炉膛和尾部竖井烟道之间,每台旋风分离器分别对应设置有一个进口烟道,将炉膛与旋风分离器相连接,形成一个气密的烟气通道,起着引导和加速气流的作用。
　　旋风分离器分为上、下两段,上段由蜗壳式入口段和圆筒形直段两部分组成,下段为一个圆锥形的锥段。分离器采用全膜式壁管屏的结构形式，管屏的顶部与底部均与环行集箱相连，管屏在分离器顶部向内弯曲，与分离器中心筒之间形成密封结构。
　　旋风分离器内表面敷设有防磨材料，采用销钉固定，其厚度为距管子外表面25mm。旋风分离器中心筒由高温、高强度、抗腐蚀、耐磨损的不锈钢板卷制而成。
　　1.9.2 旋风分离器技术规范
　　１ 旋风分离器型式 汽冷式高效分离器
　　２ 旋风分离器数量 个 3
　　３ 旋风分离器直径 m 8.5
　　４ 旋风分离器支吊方式 悬吊
　　５ 设计介质温度 ℃ 381
　　６ 设计分离效率（d50＝25 m） % >99.5
　　７ 旋风分离器内耐火耐磨层总厚度 mm 25（距管子表面）
　　８ 旋风分离器内耐磨层固定方式 简要说明 高密度销钉固定
　　９ 旋风分离器内保温层厚度 mm 无
　　10 旋风分离器内保温层固定方式 简要说明 无
　　11 单个分离器设计物料流量(BMCR) t/h ～2150
　　12 旋风分离器回料立管高度 m ～5.4
　　13 旋风分离器压损 kPa 2.2
　　第十节 回料器