2、 受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
3、 关闭进水门停止升压后，5min内汽包降压不超过0.5MPa；再热器降压不超过0.25Mpa。
4、 超压试验合格标准：
5、 受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
6、 受压元件没有明显的残余变形。
第七节 安全门校验
3.7.1 安全阀校验的目的
新安装或大修后的锅炉及安全阀经过检修或调整必须进行安全阀的校验，以检验安全阀动作值的正确性。
3.7.2 校验内容
校验安全阀起、回座压力，机械动作，机座恢复是否正常，有无震颤，关闭后有无泄漏。
3.7.3 安全阀校验应具备的条件
1、 锅炉具备投油点火运行条件，启动前的准备工作已进行完毕。
2、 汽机盘车装置能正常投入。
3、 汽机主汽门、中压主汽门、高中压调门、高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门及低压旁路阀应采取措施，确保关闭严密。
4、 校验安全阀用的标准压力表已安装完毕。
5、 试验过热器、再热器对空排汽门开关灵活，双色云母水位计清晰，上、下校对准确，PCV隔离阀在关闭位置。
6、 安全阀整定压力以就地的标准压力表指示为准，且精度在0.25级以上，并校验上、下压力表指示一致。
7、 运行人员应做好锅炉超压及满水、缺水等预防措施及事故预想。
8、 试验过程中炉膛出口烟温＜500℃，保证过热器、再热器壁温不超过规定值。
9、 安全阀整定顺序：先进行汽包及主汽系统，后进行再热蒸汽系统；按其动作压力由高到低依次进行。
3.7.4 锅炉安全阀校压标准
1、 安全阀启回座压差,一般为启座压力的4—7％，最大不超过启座压力的10％。
2、 安全阀在运行压力下应有良好的密封性能。
3.7.5 汽包、过热器安全阀整定方法
1、 锅炉点火后，按照规程规定升温、升压曲线进行。
2、 待汽包压力升到15.6MPa时保持稳定，将不校验安全阀装上压紧装置。
3、 汽包压力升至17MPa时，保持压力稳定，用液压加载装置逐只对汽包安全阀进行整定，做好压力调整值记录，至止合格为止。
4、 锅炉继续升压，升压应平稳缓慢，当压力升至接近动作压力时，进一步放慢升压速度，压力升至选定的汽包安全阀动作值时，进一步放慢升压速度，压力升至动作值，应尽量维持压力稳定，进行调整，若正确动作则应及时减少油枪数量，降低燃油压力，同时开启本体各疏水门，使安全阀及时回座。当压力下降至安全阀回座值时，安全阀应正确回座。当超过动作值5％仍不动作，应立即降压到规定压力的15％以下，进行安全阀机械部分调整，再升压进行校验，直至合格。当安全阀低于动作压力动作时，则应立即降压使安全阀回座，进行调整，再升压校验直至合格。
5、 汽包安全阀校验完毕，锅炉降压至15.6MPa，进行过热器安全阀的校验。
6、 汽包、过热器安全阀校验完毕，应记录各安全阀的启座、回座压力值。
3.7.6 再热器安全阀的校验
1、 汽包、过热器安全阀校验完毕，应减少油枪数量，开启5％启动旁路疏水，降压，控制降压速度不大于0.1Mpa/min。
2、 当锅炉降压至6MPa时，投入汽机旁路暖管，利用高、低压旁路调节压力，将再热汽压力稳定在3.3MPa左右，将不校验的安全阀装上压紧装置。
3、 用液压加载装置逐只对再热器出、入口安全阀进行调整。
4、 用高压旁路控制再热器压力，按0.1Mpa/min～0.2MPa/min的速度继续升压，当安全阀起座时，应立即关闭高旁门使安全阀回座，同时记录起座压力和回座压力。
5、 再热器安全阀如需调整或拆装压紧装置时，再热器压力应降至3.3MPa以下。
6、 再热器安全阀逐只校验结束，关闭高旁门，利用疏水或低旁将再热器压力泄至0.2MPa，开启再热器系统各放空气门泄压。
7、 再热器安全阀核验结束，应将安全阀的压紧装置全部拆除。
3.7.7 整定的注意事项
1、 安全阀的校验应由总工程师指定专人负责，并有发电部、安监部、检修人员专责参加，运行操作由值长指挥。
2、 升压应缓慢，安全阀起座和回座时，汽包水位波动较大，必须加强监视和注意调整给水量，保持汽包水位稳定。
3、 升压至75%～80%额定压力下安全阀应采用液压装置进行校验调整，至少抽取一个安全阀进行实际压力的复核。
4、 当汽压稍高于校验压力而安全阀未起座时，应立即停止升压，并迅速降至工作压力以下，待进行调整后，重新校验。
5、 校验人员在安全阀可能起座的情况下，不得靠近安全阀，以免喷汽烫伤。在调整安全阀的起、回压力时，必须待压力降至安全压力下再进行操作。
6、 锅炉在进行安全阀校验时，辅机联锁保护及FSSS有关保护应投入。
7、 同一只安全阀连续动作三次仍不符合规定，应暂时停止校验，待其温度下降后再进行校验，以免影响其动作的正确性。
8、 当安全阀起座后不回座时，应迅速采取措施强制回座。无效时，应熄火停炉。
9、 安全阀校验过程中，严格控制过热器、再热器管壁不得超温。
10、 在安全阀校验前要试验并确保过热器出口向空排汽门远操可靠，以确保锅炉超压时快速泄压。
11、 校验后应检查安全阀无泄漏，并作好详细记录。
3.7.8 锅炉安全阀的实际排放试验
经过校验后的安全阀不仅应进行一次实际排放试验，每年要进行一次安全阀的实际排放试验，检验安全阀动作的可靠性以及安全阀整定后压力值的准确性。
3.7.9 过热器电磁排放阀（PCV）的校验
电磁排放阀有两套控制操作器：分别布置在LCD画面和操作前台上。两套系统并列运行，PCV阀投自动或手动只需在其中任意一套上操作即可，但切除PCV阀时必须在两套系统上同时切除，做PCV阀试验时两套系统均应进行试验。
3.7.10 电磁排放阀（PCV）的动作试验。
1、 冷态试验：由热控人员短接PCV阀压力测点≥动作值时PCV阀应打开；由热控人员短接PCV阀压力测点≤回座值时PCV阀应关闭。
2、 热态试验：待汽包、过热器安全阀校验好后，继续保持锅炉压力15MPa，然后缓慢打开PCV阀入口隔离门，充压至PCV阀前，在此压力下手操PCV阀的远操按钮，进行排汽试验30秒；投入PCV阀开关自动，升压至其动作压力值进行试跳，并作好记录。
3.7.11 安全阀特性
1、 汽包安全阀
编号 起座压力(MPa) 回座比 排放量(T/H) 阀门型号
#1 19.76 4％ ～285 HE-96W
#2 20.16 6％ ～285 HE-96W
#3 20.35 7％ ～285 HE-96W
2、 过热器安全阀
编号 起座压力(MPa) 回座比 排放量(T/H) 阀门型号
#1 18.25 4％ ～114 HCL-98W
#2 18.25 4％ ～114 HCL-98W
3、 再热器入口安全阀
编号 起座压力(MPa) 回座比 排放量(T/H) 阀门型号
#1 4.49 4% ～164 HCL-46W
#2 4.49 5% ～164 HCL-46W
#3 4.62 6% ～164 HCL-46W
#4 4.62 7% ～164 HCL-46W
4、 再热器出口安全阀
编号 起座压力(MPa) 回座比 排放量(T/H) 阀门型号
#1 4.08 4% ～122 HCL-68W
#2 4.08 7% ～122 HCL-68W
5、 过热器出口电磁泄放阀
编号 起座压力(MPa) 回座比 排放量(T／H) 阀门型号
#1 18.07 2% ～106 EOL121N7BWRA5P1
#2 18.07 ～106
第八节 锅炉系统冷态试验
3.8.1 锅炉系统空气试验条件：
锅炉新安装、大修或进行有可能影响烟风系统严密性的工作后（但不应在必须保持引风机运行或空气通路畅通的情况下进行此试验），应进行空气试验，以检测空气和烟气系统的严密性情况， 以保证系统的气密性及安全运行。
3.8.2 锅炉系统空气试验步骤：
1、 在引风机进口安装堵板。
2、 关闭所有的人孔门和观察孔。
3、 堵塞所有仪表连通处。
4、 打开所有待测试的通道。
5、 运行二次风机使系统增压至76.2mm水柱(760Pa)。
6、 使用合适的视/听设备检查整个系统，如肥皂膜、烟弹和声音检测器，检查并确定所有的泄漏。
7、 系统减压。
8、 修补所有的泄漏。
9、 如果发现泄漏, 泄漏修好后重复空气试验。
10、 拆去加装的临时堵板和塞盖。
3.8.3 一、二次风、流化风主风道及分支风道的风量标定试验。
3.8.4 布风板阻力特性试验。
1、 试验条件：
大修或风帽更换后。
2、 试验方法：
（1） 炉膛布风板不铺床料的情况下，启动引风机和一次风机，逐渐开大一次风门开度改变入炉主流化风量，并调整引风量，维持炉膛负压为-10～-20Pa。每改变一次开度（风门开度每次变动10%），读取一次数据，直至风门全开；然后从最大风量开始，逐渐减小风量，每改变一次开度（风门开度每次变动10%），读取一次数据，直至风门全关，记录相应风室压力与布风板上部压力，二者差值即为布风板阻力，注意风机运行不能超电流。
（2） 根据这些数据绘制一次风量与布风板阻力的关系曲线，并与历史数据比较，判断布风板风帽的磨损及有无堵塞情况.
（3） 通过温度修正，可相应得出热态一次风量与布风板阻力的关系曲线。
3.8.5 临界流化风量试验
（1） 炉膛添加床料，注意保证床料在床面均匀分布。
（2） 启动引风机、一次风机运行，增加一次风量，初始阶段随着一次风量增加，床压逐渐增大，当风量超过一定数值时，继续增大一次风量，床压将不再增加，可近似认为此值即为临界流化风量。
（3） 逐渐降低一次风量，初始阶段随着一次风量减少，床压不变，当风量减少到一定数值时，继续减少一次风量，床压将减小，也可认为此值为临界流化风量。
（4） 记录以上增减风量过程中的床压、风量数值，绘制一次风量与床压的关系曲线，可得出临界流化风量较准确数值。
3.8.6 流化质量试验
在床料流化状态下，突然停止一次风机，观察床料的平整程度，从而确定布风板布风的均匀性，如有严重不均，就应查明原因，采取相应的措施。
第四章 锅炉机组的启动
第一节 禁止锅炉启动的条件
4.1.1 锅炉大、小修工作票未结束者。
4.1.2 水压试验不合格，未采取措施者。
4.1.3 生产现场堆有影响运行人员操作的垃圾、架杆、积油、积水、积灰，或炉内卡有大焦者。
4.1.4 主要保护联锁试验和事故按钮试验不合格者。
4.1.5 各主要表计如过热蒸汽温度、汽压、烟温、壁温、炉膛压力、汽包水位、床温、床压、床层差压、炉膛差压、回料器料位、回料温度、点火风道烟温及流化风量、风压等不能投入者。
4.1.6 锅炉对空排汽阀、事故放水阀、来油速断阀、旋风分离器对空排汽阀及主要执行机构试验动作不正常者。
4.1.7 炉膛安全监察系统、监测计算机及水位计工业电视不能正常投入者。
4.1.8 大修后的锅炉，冷态动力场试验、炉膛布风板阻力试验、“J”阀回料器风帽阻力试验以及在不同工况下的流态化试验不合格者。
4.1.9 锅炉系统的气密性试验不合格者。
4.1.10 安全门有积灰、锈蚀现象，动作不可靠者。
4.1.11 汽包、联箱、高温管道的保温不全，以及膨胀指示器短缺、损坏者。
第二节 锅炉机组启动前的检查
4.2.1 按启动上水前检查操作检查各阀门的位置状态正确。
4.2.2 炉本体检查：
1、 炉本体及附属设备检修工作全部结束，所有工作票已终结。
2、 燃烧室、旋风分离器、“J”阀回料器、过热器、再热器、省煤器、空预器、冷渣器、水冷风室及烟道内等处均已无人工作且无杂物，各人孔门、看火孔完整良好，并关闭严密。
3、 炉内布风板、“J”阀回料器上的风帽风嘴无堵塞现象。
4、 各膨胀指示器完好、刻度清晰、各部分保温及耐火材料和支吊架完好。
5、 各操作平台、楼梯设备周围无杂物，有碍运行的脚手架应拆除，照明充足。
6、 各吹灰器装置及蒸汽管路连接完好，其系统处于备用。
4.2.3 各辅机按检查卡检查正常备用。
4.2.4 启动前的准备：
1、 机组计算机监控（DCS）系统应至少在锅炉点火前4h投入连续运行。各LCD均能正常工作。
2、 煤仓间细煤仓内有一定的煤量，启动料仓有足够的启动料。
3、 投入辅助蒸汽、辅机工业冷却水及压缩空气系统，工质参数正常。
4、 各转机、电动门及保护等应送上工作电源。
5、 炉前燃油恢复并建立油循环，油压不低于２.５Mpa，四只风道点火燃烧器及八支床上助燃油枪均正常备用。
6、 风机启动前向水冷布风板预铺一定厚度的床料，以满足正常的流化状态。
7、 联系化学值班人员化验炉水品质。
8、 投入辅机油站运行。
9、 通知除灰值班员做好除尘器投运前的准备工作。
10、 询问并核实锅炉的联锁、保护装置全部投入。
第三节 锅炉上水
4.3.1 关闭省煤器再循环电动门，开启给水旁路调节阀前后截止门，调节阀关至零位。
4.3.2 启动给水泵向锅炉上水
4.3.3 控制锅炉上水量，夏季上水时间不小于2小时，冬季不小于4小时，当水温与汽包壁的温差大于50℃时，应适当延长上水时间。
4.3.4 锅炉上水至－100mm，联系化学化验炉水品质，若合格，停止上水；若不合格，加强定排及下降管放水，边上水边排污，直至水质合格，保持水位-l00mm。
4.3.5 关闭给水旁路调节阀至零位，关闭前后截门，停止给水泵。
4.3.6 注意上水完毕后，检查锅炉是否泄漏，水位下降情况，若有，则查看各排污放水门是否关严，承压部件受热面是否有漏点等，视不同情况进行处理。
4.3.7 上水注意事项：
1、 上水前应按操作卡进行逐项检查，并符合上水条件。
2、 上水前联系热工人员将汽包水位电视、电接点水位计投入运行
3、 冬季或冷态上水，应确保汽包壁温＞20℃，汽包上下壁温差≯50℃。
4、 通过给水旁路调节阀控制给水流量，上水要缓慢均匀。上水过程中应加强汽包水位监视，当水位计出现水位指示时，适当减少进水量，水位上至汽包水位计-100mm，停止上水。
5、 上水完毕后，开启省煤器再循环门。
6、 上水完毕后，每隔30min记录一次汽包各点壁温。
7、 上水过程中应巡视给水管路、省煤器、水冷壁及联箱、汽包等设备无泄漏及水冲击、振动现象。
8、 检查和记录锅炉的各部膨胀指示器数值。
第四节 锅炉底部加热
4.4.1 锅炉底部加热投入操作:
1、 开启炉底加热蒸汽管疏水阀及底部加热联箱疏水阀。
2、 检查辅汽联箱汽源投运，压力大于0.8MPa，缓慢开启辅汽至底部加热总门。对蒸汽管道和联箱充分疏水。
3、 稍开炉前底部加热蒸汽母管至加热联箱总阀，暖管10分钟以上，关闭疏水阀。
4、 缓慢开启底部加热蒸汽母管至加热联箱总阀。
5、 逐个开启下联箱各加热阀，开启阀门时应缓慢，防止汽水冲击现象发生。
4.4.2 锅炉底部加热过程中注意事项
1、 投运炉底加热过程中严禁通风。
2、 加热应缓慢进行，炉水升温率≤40℃/h。
3、 管道振动时，应关小加热门或停止加热。
4、 加热过程汽包壁各点温差≯40℃。如汽包壁温差超过40℃应停止加热，待壁温差减小后重新投入
5、 底部加热投入期间，注意监视汽包水位变化，控制水位在正常范围内。
6、 锅炉底部加热停止后，检查水冷壁各下联箱加热手动门关闭严密无误。
7、 汽包下壁温度加热到100℃～120℃时，由化学进行炉水化验合格后，锅炉方可点火。
8、 底部加热停止后应记录膨胀指示一次。
9、 底部加热投入后，应加强对汽压和汽包上下壁温差的监视，当汽包下壁温升至100℃～120℃时,停止底部加热。
10、 逐渐关闭各下联箱加热阀(注意辅汽联箱压力)。
11、 关闭加热总阀。
12、 关闭辅汽联箱至锅炉底部加热供汽总门。
13、 开启炉底加热蒸汽管疏水阀及底部加热联箱疏水阀。
14、 疏水完毕后，关闭炉底加热蒸汽管疏水阀及底部加热联箱疏水阀
第五节 点火前的准备
当锅炉具备点火条件，接当值值长启动命令即可进行锅炉启动操作
4.5.1 投入各联锁开关及保护。
4.5.2 解列底部加热。
4.5.3 根据情况投入给水泵运行。
4.5.4 炉前燃油母管打循环。
4.5.5 做锅炉油泄漏试验：
1、 油泄漏试验条件：
（1） 所有油角阀关。
（2） 油压正常。
（3） 油温正常。
（4） 再循环阀关闭。
2、 以上条件满足后，操作“启动泄漏试验”按键，程序自动进行以下两步试验：
（1） 油母管泄漏试验：
a 开来油速断阀、回油调节阀，对油管路进行充油。10秒后关闭回油阀进行充压，当泄漏试验压力达到设定值3.7Mpa时关来油速断阀。
b 进行120秒的油压检测，由来油速断阀后油管路压力是否低来判断油管路是否泄漏。
c 若检测期间，来油速断阀后油母管油压小于3.2Mpa，说明管路泄漏，油角阀试验失败，泄漏试验中断。
（2） 来油速断阀泄漏试验
a 油母管泄漏试验成功之后，开始来油速断阀泄漏试验，开回油阀30秒，管路泄油，速断阀前后差压高信号返回时关闭回油阀，开始120秒的油压检测，由速断阀前后差压是否低来判断速断阀是否泄漏，若检测期间，速断阀前后差压高信号消失，说明来油速断阀有泄漏，来油速断阀试验中断。
b 来油速断阀泄漏试验成功，则整个试验成功。
3、 “旁路”油泄漏试验是指所有油阀不参与开关试验，直接发“油泄漏试验结束”信号。 此试验一般在机组发生MFT，为便于尽快恢复吹扫，可直接按“旁路”油泄漏试验。
4、 通知油库值班员并及时调节炉前来油调节阀，燃油泄漏完成后复位OFT。
4.5.6 在启动每一风机前，首先保证从一、二次风机入口到烟囱的空气通路畅通无阻，以防止炉膛及烟道由正压或负压引起破坏。
4.5.7 顺控启动两台高压流化风机运行，并将每路＂Ｊ＂阀空气喷嘴通风量控制在下表中的数值
单台回料器流化、充气管用风量表
温度（℃） 93 843
下降管流化风量（Nm3/h）
流化风 616.1 378.7
下层充气管 102.5 72
中层充气管 102.5 72
上层充气管 269.5 189.4
小计 1090.6 712.1
上升管流化风量（Nm3/h）
返料风 3177 2051.7
下层充气管 337 2363.7
上层充气管 103 72.4
小计 3617 2360.8
总计 4707.6 3072.9
4.5.8 顺控启动一台引风机，调整炉膛负压（-127～-245Ｐａ）。
4.5.9 顺控启动一台二次风机，总二次风量控制最小，同时调整上下层二次风各分风量适中。
4.5.10 顺控启动Ａ、Ｂ一次风机，建立206438Nm3/h最低流化风量。
4.5.11 顺控启动播煤增压风机运行或开启其旁路电动门。
4.5.12 调整风量在25%～40%之间，监视炉膛负压的变化，将炉膛压力设定在-70Pa，引风机动叶调节置“自动”位置，注意炉膛压力不应有太大的波动。
4.5.13 风机入口温度低于10℃时,投入A、B侧暖风器运行。
4.5.14 对机组进行全面检查，一切正常后汇报值长，机组具备点火条件。
第六节 锅炉点火
4.6.1 炉膛吹扫
炉膛吹扫条件：
1、 除尘器退出运行，烟气走旁路。
2、 燃油速断阀关闭
3、 所有燃油角阀全关
4、 给煤机全停
5、 石灰石给料系统全停
6、 任意两台高压流化风机运行
7、 任意一台引风机运行
8、 任意一台二次风机运行
9、 Ａ、Ｂ一次风机运行
10、 播煤增压风机运行或旁路电动门开启
11、 总风量25%～40%
12、 炉膛压力正常
13、 汽包水位正常
14、 油泄漏试验完成
4.6.2 上述所有条件都满足后，FSSS装置应建立“吹扫备好”信号且显示，此时，可按“炉膛吹扫”按键，则开始5分钟的锅炉吹扫计时，在5分钟吹扫计时周期内，上述任一吹扫许可条件丧失，均应使吹扫中断，计时清零，须待上述所有条件重新满足后再次启动锅炉吹扫且重新开始进行吹扫计时，直至计时完成。
4.6.3 当5分钟计时结束，则成功地完成了一个吹扫周期，建立一个“吹扫完成”信号，此信号将使“主燃料跳闸”记忆信号复归。
4.6.4 吹扫完成后，如果60分钟之内不点火，要求进行点火前吹扫，将引起MFT。
4.6.5 锅炉吹扫完后，按规定启动床下风道点火燃烧器。由观察孔观察点火情况以便确保燃烧良好。
4.6.6 在启动前、启动和运行期间，核实并监视各旋转设备的运转情况。根据床压信号进行床料补充。
4.6.7 监视氧量以便确定是否实现完全燃烧。
4.6.8 风道点火燃烧器点火后，在最小的燃烧速度基础上，严格控制升温升压速度。按升压曲线进行。
4.6.9 加热床料并使锅炉升压。通过调整风道点火燃烧器的燃烧速度控制锅炉升温、升压速度。升温速度不超过50℃/h。
4.6.10 通过调整燃烧，控制风道点火燃烧器壁温不超１５００℃，将风道点火燃烧器出口烟温控制在980℃以内且风室风温在870℃以下，在此期间，床层的温升率不超过1～1.5℃/min。
4.6.11 当锅炉被加热并且已建立汽包压力时，注意汽包金属壁温和水位，利用连续排污阀使汽包水位维持在允许范围内，必要时使用紧急放水。
4.6.12 床温升高到468℃时，应维持206438Nm3/h的流化风量。
4.6.13 当汽包压力达到0.07—0.1Mpa时关闭下列空气门：
1、 饱和蒸汽引出管空气门。
2、 旋风分离器上集箱至侧包墙上集箱连接管空气门。
3、 中隔墙上集箱空气门。
4、 低温过热器出口集箱空气门。
5、 屏过出口集箱空气门。
6、 高温过热器出口集箱空气门。
7、 低温再热器出口集箱空气门。
8、 屏再出口集箱空气门。
4.6.14 当指示蒸汽流量大于锅炉额定流量１０％时，全关下列疏水门：
1、 旋风分离器下部环形集箱入口连接管道疏水门。
2、 前、中、后包墙下集箱疏水门。
3、 左、右侧包墙下集箱疏水门。
4、 屏过进口集箱疏水门。
5、 高温过热器进口集箱疏水门。
6、 屏再进口集箱疏水门。
7、 低温再热器进口集箱疏水门。
4.6.15 此时，高温过热器出口、屏式再热器出口集箱及以后蒸汽连接管上的各疏水门仍应一直打开，以保证所有蒸汽回路里的水能被彻底排掉。
4.6.16 当汽包压力达到约0.17MPa后，校对和冲洗汽包水位计，开启主汽门前至排汽装置之间的凝疏门，开始暖管。
4.6.17 在升压过程中及正常运行时，要注意维持锅水含盐量和含硅量在允许范围内，若超过允许值应采用汽包连续排污、定排系统进行排污，直至降到允许范围内，否则不允许继续升压。
4.6.18 继续加热以建立汽包压力，当床温达到520℃时，投入床上辅助油枪进一步提高床温。
4.6.19 当压力达到0.4Mpa时，联系热工吹扫压力表管，当压力达到0.49Mpa时，通知有关人员热紧螺丝。
4.6.20 升压过程中，注意与汽机密切配合，使运行参数稳定。在任何情况下，下降管及蒸发屏疏水阀不得用作放水阀，否则将破坏水循环。
4.6.21 如需要从高温过热器内排水时，主蒸汽连接管上的对空排汽阀可间断打开，但是只有当锅炉压力达到3.45MPa时，才能采用这种方法。
第七节 投煤启动
4.7.1 床温达到600℃后，启动两台炉前给煤机并将其出力调至炉膛额定燃料的15%,运行5分钟后停止给煤，监视氧量和平均床温以建立一个总体时间趋势概念。在头几分钟时间里，平均床温会有所下降，随后再升高，而氧量一开始维持不变，随后在平均床温升高之前，开始减小。记录将入炉的燃料全部完全燃尽所需的时间周期。这一时间周期应由开始给料计起，一直到出现最高平均床温和最低氧量止。现场在摸索熟悉后，可将此周期设定，但应注意煤质的不同会使周期发生变化。另外，随着运行经验的积累和对燃煤品质的深入了解，投煤温度可适当降低。
4.7.2 再启动两台给煤机，并将其出力调至炉膛额定燃料量的15%，再次向锅炉供料5分钟，停止给煤机。监视平均床温和氧量，在达到尖峰床温之前，再次以15%额定出力启动给煤机，然后添加燃料再保持5分钟。
4.7.3 重复步骤3和4，使平均床温逐渐升至760℃，此时可退出床上辅助油枪。当获得平均床温和氧量间良好的对应关系后，给煤机可投入正常运行。锅炉负荷增加可通过加大给煤机出力实现，随着平均床温的升高，一次给煤燃烧率也将增加。随着给煤量的增加，必须采取相应措施以免对锅炉过量给煤，否则一些指示仪表会显示出给煤不成比例指示。氧量将迅速减小，也许降至零，平均床温将会连续地大幅度上升。给煤过量时，根据过量给煤程度不同，可分别采取以下措施：
1、 静待燃料燃完，不得额外添加燃料，监视这一趋势。
2、 增加石灰石或床料补给率，可吸收增加了的热量。
3、 减少流化床风量使炉膛处于不充分燃烧状态。
4.7.4 当氧量继续减小，床温升高至800℃时，逐渐开始增加燃烧风量，降低风道点火燃烧器出力，维持其出口烟温在540℃，同时，要保持一定的风煤比。
4.7.5 启动时，应采用减温器喷水调节维持要求的过热汽温，使进入高温过热器的蒸汽温度至少有约11℃的过热度。高过入口最低汽温限值参见下图：
4.7.6 当主汽压力升至０．５ＭＰａ时，关闭高过出口、屏再出口集箱疏水门。
4.7.7 当主汽压力升至1.0MPa，投入连排
4.7.8 当汽压达到４.２MPa主汽温度达到320℃，再热汽温达２８０℃以上时联系汽机进行冲转和升速。当汽轮机冲转后，按规定继续稳定缓慢的升温升压，同时保持50℃以上的过热度。当汽轮机达到同步转速，维持压力稳定，并网开始接带负荷，但带负荷速度不能过快，根据需要通知汽机关闭凝疏门，应注意机、电、炉协调控制。
4.7.9 当省煤器连续进水时，关闭省煤器再循环阀。
4.7.10 当进入汽轮机的蒸汽量达到其额定蒸汽量10%、过热度为50℃时，关闭主汽管道疏水门。
4.7.11 当运行条件许可，可将汽包水位、过热蒸汽温度和风量设置为自动控制。
4.7.12 在逐渐增加燃煤量的同时，逐渐减小风道点火燃烧器出力，直至床温高于830℃且氧量稳定时，退出风道点火燃烧器。同时调整燃烧风量和燃煤量以使床温达到约923℃，并维持氧量在3.5%。烟气湿基体积含氧量与锅炉负荷的关系见下表：
烟气干基体积%氧量与负荷%间关系曲线
4.7.13 在正常运行时，石灰石供给率将随供煤量按比例改变。石灰石与煤量的比值，应按排烟中的SO2的浓度进行修正。
4.7.14 锅炉投煤后投入斗式提升机、刮板输渣机运行;根据床压情况投入滚筒冷渣器运行，调整滚筒冷渣器转速，控制床压在8KPa左右。
4.7.15 当蒸汽压力、温度合格后，通过锅炉主控系统可将机组负荷升至100%MCR，应注意：
1、 机组开始带负荷时，机、电、炉应配合缓慢升负荷，升负荷速度为2MW/min;
2、 流化床运行时床压应维持在8000Pa左右，压差小于3800Pa将使布风板管子过热;
3、 锅炉不应在蒸汽流量大于1089t/h的情况下运行;
4、 当汽机高加未投运时,锅炉出力最高不超过820t/h。
4.7.16 根据负荷的需要，缓慢将给水切换为主给水，根据情况投入自动。
4.7.17 全退油枪后联系除灰值班员投入除尘、除灰系统运行。
4.7.18 当锅炉上水前、上水后、底部加热停止后及汽包压力在0.5、2、6、10Mpa及额定压力时，应检查并记录锅炉膨胀指示，若有异常应停止升压，查找原因，消除原因后方可继续升压。
4.7.19 带满负荷后，应对锅炉进行全面检查，并校对水位，记录膨胀指示一次。
4.7.20 启动过程中注意事项：
1、 锅炉点火前必须保证流化风量大于最小流化风量。
2、 锅炉点火后，应经常检查油枪着火情况，使点火风道壁温不超过1500℃，注意风量的调节，以达到合理配风。
3、 注意监视炉膛出口烟温及温差，汽机旁路系统投入运行前炉膛出口烟温应小于540℃，两侧温差应不大于30℃。
4、 监视过热器、旋风分离器、再热器各点的壁温，其管壁金属温度不超过规定值。低过壁温：450℃，屏过壁温：545℃，旋风分离器壁温：460℃，高过壁温：555℃，屏再壁温：650℃（启动阶段）；575℃（正常运行）。
5、 严格按照升温升压曲线进行，汽包壁温差控制在40℃以内，最大不超过50℃，否则应降低升温升压速度或停止升压。控制主汽、再热汽两侧温差≯20℃。
6、 升压过程中注意汽包水位在正常范围内，防止缺水或满水，间断上水期间，上水时应关闭省煤器再循环门，停止上水后应打开再循环门。
7、 根据机组负荷需要，及时切换给水系统。
8、 注意投煤、减油、停油时的操作，严密监视床温、氧量、床压、压差、回料温度、回料器料位等重要参数。
9、 注意风煤配比，保证密相区与稀相区的热量平衡与燃烧份额。
10、 严密监视床温、床压变化，防止床压过低布风板过热超温，保证床层的良好流化。
第八节 热态启动
4.8.1 锅炉可以停炉一段时间处于热备用状态。所谓锅炉的热备用是指平均床温（压火后）仍高于650℃的状态，如果平均床温低于650℃，则重新启动时应按照冷态启动程序启动。
4.8.2 锅炉热态启动应遵循下述程序：
1、 检查汽包水位并将汽包水位调整到正常水位。
2、 燃料、石灰石系统以及除渣系统作好运行准备。
3、 按规定启动程序，依次启动高压流化风机（如果风机已停运时操作）、引风机、二次风机、一次风机、播煤增压风机或开启旁路电动门。如果床内存在大量未燃尽碳粒或怀疑存在大量未燃尽碳，必须逐渐加大燃烧风量以对床层进行吹扫，并达到控制燃烧率的目的。当在热态启动下重新建立风量时，床温会迅速下将，应先供二次风，而后供一次风，以使热损失减少
4、 将一次流化风调至206438Nm3/h，当所有风机投运后，重新投运给煤机再次建立与之相对应的风量。由于床温可能会迅速降低，因此建立合适的风量和燃料给料量是十分重要的。否则，床温和氧量不会获得相应的响应。如果机组未能对合适的风量和给料量作出相应的反应，中断热态启动并开始执行冷态启动程序。在对风道点火燃烧器点火前，要确认已进行了吹扫。
5、 如果热态重新启动期间，向流化床供给了过量的燃料且没有完全燃尽，此时，床温可能迅速上升，氧量迅速下降，出现这种情况，在流化床处于稳定状态之前，不得再向炉膛增添燃料，床温出现有迅速上升并达到950℃以上的趋势时，在此之前，应执行下述各条：
6、 减小向流化床供风，以遏制燃烧过程。
7、 当氧量和床温趋势显示锅炉运行不稳定时，关闭炉底一次风道挡板，使燃烧缺氧。
8、 若床温在投煤5分钟后没有上升，则点火失败，此时应停止给煤，重新吹扫，机组开始正常的冷态启动。
第五章 锅炉机组的正常运行
第一节 运行调整的任务
5.1.1 保证蒸发量在额定值内，满足供给汽机所需的合格蒸汽。
5.1.2 保证正常的汽压、汽温和床压床温。
5.1.3 均衡进水，保证水位在正常范围之内。
5.1.4 保持燃烧良好，维持正常的床温床压，减少各项热损失，提高锅炉效率。
5.1.5 保证烟气SO2、NOx等的排放符合标准要求。
5.1.6 保证锅炉机组安全经济运行。
第二节 正常运行参数
1 锅炉最大连续蒸发量(BMCR) t/h 1088.48
2 过热器出口温度 ℃ 541±5
3 过热器出口压力 MPa(g) 17.4±0.1
4 再热器进/出口压力 MPa(g) 4.006/3.791
5 再热器出口温度 ℃ 541±5
6 给水温度 ℃ 281.2
7 汽包水位 mm ±50
8 炉膛出口负压 Pa -127～-245
9 床压 Pa 7965
10 床温 ℃ 923
11 烟气含氧量 ％ 3.5
12 排烟温度 ℃ 130
13 冷渣器出口排渣温度 ℃ ≤150
第三节 运行调整
5.3.1 蒸汽压力的调整
1、 锅炉正常运行中，采用定压运行时，过热器出口蒸汽压力应维持在17.4±0.1MPa范围内,采用定—滑—定运行方式时，为保证机组的安全运行，高负荷时采用定压运行方式，35%～90%额定负荷时采用滑压运行，当负荷低于35%额定负荷时，恢复定压运行方式。
2、 汽压调整及注意事项：
（1） 汽压变化时及时分析扰动的原因，以采取相应的措施迅速处理，防止汽压波动过大。
（2） 加强对给煤和石灰石系统的调整，保证煤、石灰石给量均匀稳定。
（3） 加强与汽机、电气等相关专业的联系，当外界负荷增加使汽压下降时，及时增加一、二次风量和燃料量；当外界负荷减小使汽压升高时，及时减少给煤量和一、二次风量。
（4） 正常运行时压力调整应通过改变给煤量来进行，尽量保持各条给煤线的均匀投煤，不应采用停给煤线的方法。
（5） 当发生异常情况造成汽压骤升时，及时降低锅炉负荷或开启对空排汽进行降压，尽量避免安全门的动作；若汽压升高达到安全阀动作值，而所有安全阀拒动，手动强开PCV电磁阀且压力继续上升，应立即手动停炉。
（6） 注意汽压、负荷与稀相区差压之间的对应关系，稀相区差压表明了稀相区的颗粒浓度，对控制压力和负荷起着重要作用。
（7） 各压力表应经常核对，若有误差应及时修正。
5.3.2 蒸汽温度的调整
1、 影响汽温的因素：
（1） 燃料量的变化；
（2） 炉膛负压的变化；
（3） 二次风比例的变化；
（4） 过量空气系数的变化；
（5） 给水压力、温度的变化；
（6） 负荷的变化；
（7） 煤质的变化；
（8） 减温水量的变化；
（9） 受热面的积灰、结焦、吹灰；
（10） 锅炉漏风及泄漏；
（11） 汽包水位的变化；
（12） 过热汽压力的变化；
（13） 煤粒细度的变化；
（14） 床温、床压的变化；
（15） 石灰石系统的投停；
（16） 返料系统异常。
2、 汽温调整
（1） 锅炉汽温调节采用Ⅰ、Ⅱ级过热器喷水减温器调节，维持过热器出口温度541±5℃；通过调节烟气挡板和微量喷水减温控制再热器出口温度在541±5℃，使用烟气挡板调节再热汽温时挡板开度的总和应始终大于100%。注意压力变化对汽温的影响，给水压力对减温水量的影响，掌握其规律，做到有预见性的调整；
（2） 一般情况下，一级减温水用于粗调，二级减温水用于细调。
（3） 调节汽温时，两级减温水应配合使用，并尽量投入“自动”运行，经常检查其调节质量，手动调节时，喷水量要均匀，不宜猛开猛关，防止汽温变化过大。
（4） 通过过热器吹灰可以提高汽温；
（5） 汽温调整过程中，应严格控制过热器、再热器各管段壁温在允许范围内；
3、 下列情况下应注意汽温变化：
（1） 升降负荷时；
（2） 燃烧不稳时；
（3） 投退高加时；
（4） 煤种变化大时；
（5） 给水压力变化大时；
（6） 低负荷运行时。
（7） 受热面吹灰时。
（8） 启停风机时
5.3.3 水位调整：
1、 锅炉汽包正常水位（即0位）在汽包中心线下100mm处，正常波动范围为0±50mm。
2、 相对于正常水位：±50mm水位高、低限报警; +150mm联开事故放水电动门，+250/-250mm锅炉MFT。
3、 运行中应尽量做到均衡连续供水，保持汽包水位正常。
4、 当给水投自动时，应严密监视其运行及水位变化情况。若自动装置故障时，应及时切为手动调整；
5、 锅炉水位以汽包就地水位为准，二次水位计作为监视与调整的依裾。
6、 每班应校对一、二次水位计三次，并定期冲洗水位计，以保证其准确可靠运行。
7、 运行中保持正常水位，并经常注意蒸汽流量、给水流量、给水压力三者变化规律，掌握给水流量与蒸汽流量的差值，做到及时调整。
8、 锅炉低负荷时，给水的调节是单冲量调节，应参照给水流量和蒸汽流量的指示，做到均衡进水，防止水位波动过大。
9、 下列情况应加强对水位的监视与控制：
（1） 启停炉及升降负荷时
（2） 燃烧不稳时
（3） 炉受热面泄漏时
（4） 定期排污时
（5） 安全门动作时
（6） 水位指示不可靠时
（7） 锅炉发生事故时
（8） 切换给水管路或汽机切换给水泵时
5.3.4 燃烧调整：
1、 在运行中，应根据锅炉负荷需要调整一、二次风量。在安全基础上，尽量达到最佳经济值，使锅炉热损失趋于最低值。正常运行时，保持流化床温度在790～950℃内。
2、 注意炉内流化工况、燃烧情况、返料情况，发现问题应及时消除，当炉膛温度升高或降低时，应及时调整一、二次风量比率、给煤量等。
3、 锅炉负荷改变时，按“先增风后增煤，先减煤后减风”的次序稳定缓慢的交替进行，即做到“少量多次”的调整方式，避免床温产生大的波动。
4、 锅炉正常运行中，尽量将给煤机控制投入“自动”，接受CCS指令。将送风量及炉膛负压投入“自动”，在解除“自动”时要慎重进行手动调整，保证负荷及燃烧的稳定。
5、 一、二次风的调整原则：一次风调整流化、炉膛温度和料层差压；二次风控制总风量。在一次风满足流化、炉温和料层差压的前提下，总风量不足时，可逐渐开启二次风门，随负荷的增加，二次风量逐渐增加，维持正常的炉膛负压及氧量值。
6、 锅炉运行中，应经常注意观察各部位的温度和阻力的变化，烟气温度或阻力不正常时应检查是否由于漏风、过剩空气量过多、结焦或燃烧不正常引起的，并采取措施消除，还应检查炉本体的漏风情况，所有的人孔门均应严密关闭，发现漏风应采取堵塞措施。
7、 运行中应经常注意煤质情况，根据煤质情况进行相应调整。
8、 化学值班员应每班对入炉煤、灰渣样品及飞灰可燃物进行化验分析，将结果通知锅炉运行人员，及时掌握煤种变化情况，达到经济调整，同时对锅炉SO2 的排放量进行连续监视，通过调节石灰石供给率，将烟囱处SO2的排放量控制在允许范围内。
9、 不定期对床压测点进行吹扫，以提高其指示的准确性，提高燃烧调整质量。
5.3.5 床温调节：
1、 本炉床温正常运行范围是790～950℃，最低运行床温为790℃。
2、 床温高值报警点为975℃，990℃时主燃料自动切除。床温低值报警点为760℃，当床温低于此温度时，应投运油燃烧器；床温低至650℃且床下点火器未投，锅炉MFT。
3、 防止床温过高，可增大石灰石供给、添加新床料及关掉排渣锥形阀或停止冷渣器，来增加床料总量以降低床温，降低负荷减小供煤量，直到床温开始下降为止。床温低则反之。
4、 监视床层差压不低于3.8KPa，防止床温升高，布风板过热。
5、 在一定床温范围内，通过增加一次风量的方法，对降低床温的效果很明显，但用此种方法必须保证床层的良好流化状态。
6、 改变密相区的燃烧份额可以达到控制床温的目的。
7、 注意燃煤粒径的变化，粒径粗，在密相区沉积，使床温升高；粒径细易被带入上部稀相区，使床温降低。
8、 经常监视炉膛内部温度以及炉膛出口烟温，对监控床温起予警作用。
5.3.6 床压调节：
1、 锅炉正常运行时，床压应控制在6000～10000Pa之间。
2、 改变排渣量，调节滚筒冷渣器转速。
3、 改变石灰石量。
4、 床压高时，可增加一次风率，使排渣更容易，使床压降至正常值。
5、 床压过高时，减少给料，加强排渣。必要时，请示值长，降低锅炉负荷。
5.3.7 烟气SO2、NOX的调节：
1、 烟气排放系数：
2、 正常运行中：SO2排放值：≤400mg/Nm3
3、 NOX排放值：≤200mg/Nm3
4、 监视SO2排放值，用手动或自动方式调节石灰石给料旋转阀转速，改变进入锅炉的石灰石给入量，使烟气SO2含量符合规定值。
5、 改变石灰石给量也相应影响到烟气中NOX排放值。
6、 通过适当排渣也能控制SO2排放值。
7、 烟气中SO2和NOX可以通过调节床温床压来调节。
8、 控制NOX排放，可调节床温、改变一、二次风的配比、调节过剩空气系数等手段进行调节，一次风量应满足密相区燃烧份额的需要，并使密相区处于还原气氛。
第四节 汽包水位计的投运与维护
5.4.1 汽包双色水位计的冷态投入
1、 确认水位计检修工作已结束,安全措施已经解除，设备完整,照明充足。
2、 开启水位计汽、水侧一、二次门，关闭放水门。
5.4.2 正常投运操作程序：
1、 开启放水门。
2、 开启汽水一次门、稍开汽水二次门，暖管10～15分钟。
3、 关闭放水门，分别缓慢开启水位计汽、水二次门，观察水位计内有水位出现轻微波动时，并校对两侧水位一致，即表明水位计投入正常。
5.4.3 水位计的冲洗操作程序：
1、 关闭汽水二次门，开启放水门。
2、 稍开水侧二次门冲洗水管及水位计本体3min后关闭。
3、 稍开汽侧二次门冲洗汽管及水位计本体至云母片清晰后关闭。
4、 关闭放水门，缓慢开启汽水二次门，水位应很快上升并有轻微波动。
5、 冲洗完毕后应与其它水位计校对。
5.4.4 水位计解列：
1、 解列水位计时应注意安全，操作人员应站在水位计的侧面，要求穿合适的工作服，戴好防护手套。
2、 缓慢关闭汽、水侧一、二次门。
3、 缓慢开启放水门，待水放尽后关闭放水门。
4、 检修时将照明电源拉掉，汽、水侧一、二次门挂牌，放水门开启。
5.4.5 注意事项：
1、 水位计照明应齐全充足。
2、 水位计冲洗时汽水二次门开度在1/4～1/2圈。
3、 暖管应正确，防止水位计云母片及金属因温度骤变而泄漏损坏。
4、 水位计应定期冲洗和校对。
5、 注意安全，操作应缓慢，切勿正对水位计操作，完毕后对各截门位置做一次检查。
6、 禁止两个水位计同时冲洗。
5.4.6 水位计的运行及维护：
1、 运行中每班对水位计进行全面检查。
2、 每周冲洗水位计一次，冲洗水位计时应站在侧面。
3、 若水位计内水质混浊或结垢使水位计显示模糊及摄像显示色调变暗时，应加强水位计冲洗工作。
4、 运行中发现水位计导管阀门、本体等泄漏或照明故障时，应及时隔离并通知有关检修人员处理。
第五节 锅炉吹灰
5.5.1 投运前的检查：
1、 各吹灰器减速器油位正常，油质良好，无漏油现象；
2、 吹灰管位于穿墙管框套的中心处，支撑托轮外观完好、润滑脂充足；
3、 各吹灰器均全部退出到位；
4、 各吹灰器外管完好无变形，固定牢固；
5、 工作汽源吹灰时检查辅汽至吹灰系统进汽手动门、电动门关闭；辅助汽源吹灰时检查工作汽源进汽手动门、电动门关闭。
6、 吹灰汽源各门开启后，各吹灰器无泄漏现象。
5.5.2 吹灰系统正常投运程序：
1、 检查开启吹灰系统疏水电动门。
2、 开启吹灰进汽手动总门。
3、 开启吹灰进汽电动总门。
4、 检查基地式吹灰蒸汽调整门控制吹灰蒸汽压力2.2～2.5MPa。
5、 待疏水温度大于260℃或暖管疏水10min时，关闭相应侧疏水电动门。
6、 顺烟气流向对称投入各吹灰器运行。
7、 当最后一只吹灰器完成吹灰操作时，关闭吹灰电动总门；如电动总门内漏时应关闭手动总门。
8、 开启吹灰系统疏水电动门
5.5.3 吹灰时的注意事项：
1、 投运吹灰器前暖管时，全面检查各吹灰器确无泄漏，方可投运吹灰器系统。
2、 吹灰次数决定于燃料种类、空预器出口烟温，对流受热面段的烟气压差。
3、 投运吹灰器过程中，如发现某吹灰器卡涩，应将其手动摇出到位，如无法摇出时应关闭其进汽手动门。
4、 锅炉吹灰前，应适当提高炉膛负压，并保持燃烧稳定。
5、 吹灰过程中，应注意控制主再热蒸汽温度和炉膛负压。
6、 吹灰过程中应检查其有无泄漏异音。
7、 吹灰顺序，根据烟气流向，由前至后进行。
8、 负荷降低至50%MCR 以前或停炉之前应进行吹灰一次。
5.5.4 吹灰时为了达到最佳清洁效果，应对以下几方面进行监视和检查：
1、 锅炉停炉期间，应检查对流烟道的积灰情况；
2、 监视各受热面管子壁温和出口蒸汽温度，排烟温度；
3、 监视减温水流量的变化；
5.5.5 遇到下列情况应停止吹灰：
1、 锅炉运行不正常或燃烧不稳时。
2、 吹灰系统故障或设备损坏时。
第六节 锅炉排污
5.6.1 为保持受热面内部清洁及保证合格蒸汽品质，避免炉水发生汽水共腾，必须对锅炉进行排污。
5.6.2 排污有连续排污和定期排污。
1、 连续排污是从汽包水面下排出含盐浓度最大的炉水，以维持合格的炉水品质。
2、 连续排污的操作是在锅炉启动过程中，由运行人员将连排手动门、电动门全开，锅炉运行中根据炉水品质的化验结果，用连排调整门控制排污量。锅炉停止运行时，应停止连续排污。
3、 定期排污是从锅炉水冷壁、水冷蒸发屏下联箱排除炉内的杂质和沉淀物。由化学人员根据炉水品质提出要求，由运行人员操作。
5.6.3 定期排污操作及注意事项：
1、 排污前必须得到主值同意。
2、 定排前应通知巡检值班员加强对定排管道的巡检工作。
3、 排污时分组进行，逐个开启各路排污门，每一循环回路排污30秒。
4、 排污时应加强对汽包水位、给水流量及给水压力的监视。
5、 禁止两个或两个以上水循环回路同时操作排污。
5.6.4 在下列情况下禁止排污：
1、 排污装置有缺陷时；
2、 锅炉发生事故时（满水、汽水共滕事故除外）；
3、 排污管道发生水冲击或剧烈振动时；
4、 锅炉燃烧不稳时；
5、 锅炉有重大操作时；
6、 接到停止排污命令时。
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