7.2防止大容量锅炉承压部件爆漏事故
为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行《锅炉压力容器安全监察暂行条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）、《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647－1998）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438－91）以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并重点要求如下：
7.2.1 新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。新建锅炉投运1年后要结合检查性大修进安全性能检查。在役锅炉结合每次大修开展锅炉安全性能检验。锅炉检验项目和程序按有关规定进行。
7.2.2 防止超压超温。
(1) 严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。
(2) 参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施。
(3) 对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。
(4) 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。
a.大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。
b. 锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入试验现场。
7.2.3 防止设备大面积腐蚀。
(1) 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145－1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL／T561－1995）、《关于防止火力发电厂凝汽器铜管结垢腐蚀的意见》[(81)生技字52号]和《防止电厂锅炉结垢腐蚀的改进措施和要求》[(88)电生字81号、基火字75号]以及其他有关规定，加强化学监督工作。
(2) 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。
(3) 品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。
(4) 按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223－87）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。
(5) 加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。
(6) 安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。
7.2.4 防止炉外管道爆破。
(1) 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。
(2) 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采取措施。
(3) 加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。
(4) 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438－91），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。
(5) 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL／T616－1997）的要求，对支吊架进行定期检查。对运行达100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。
(6) 对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行100kh后，宜结合检修全部更换。
(7)要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站等件制造单位应持有有关的资质证书。
(8) 要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。
(9) 加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（DL5007－92）有关规定。
(10) 在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。
(11) 定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。
(12) 加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前必须到有关部门进行注册登记办理使用证。
7.2.5 防止锅炉四管漏泄。
(1) 严格执行《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电[1992]1069号）。
(2)过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。
(3)定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理。防止因水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。
7.2.6 达到设计使用年限的机组和设备，必须按规定对主设备特别是承压管路进行全面检查和试验，组织专家进行全面安全性评估，经主管部门审批后，方可继续投入使用。
7.2.7 按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）要求，加强司炉工的培训，持证上岗；200MW及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格。
7.2.8 火电厂、火电安装单位应配备锅炉压力容器监督工程师，并持证上岗。
7.3 防止压力容器爆破事故
为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）、《压力容器使用登记管理规则》以及其他有关规定，并重点要求如下：
7.3.1 防止超压。
(1) 根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。
(2)各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。
(3) 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经总工程师批准，保护装置退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。
(4) 除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保[1991]709号）的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。
(5) 使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。
(6) 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。
(7) 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。
(8) 结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。
(9) 检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。
(10) 单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。
(11)除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最在进汽工况下不超压。
7.3.2 氢罐。
(1)制氢站应采用性能可靠的压力调整器，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表，在线氢中含氧量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。
(2)对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离。
(3)氢罐应按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647－1998）的要求进行定期检验，重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验。防止腐蚀鼓包。
7.3.3 在役压力容器应结合设备、系统检修，按照《压力容器安全技术监察规程》和《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）的规定，实行定期检验制度。
(1) 火电厂热力系统压力容器定期检验时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和热器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查，防止爆破汽水喷出伤人。
(2)禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒壁上开孔或修理，应先核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，经锅炉监督工程师审定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施。
(3) 停用超过2年以上的压力容器重新启用时要进行再检验，耐压试验确认合格才能启用。
(4) 在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须附有"压力容器产品质量证明书"和制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的"监检证书"。要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。
(5) 对在役压力容器检验中，安全状况等级评定达不到监督使用标准（三级）的，要在最近一次检修中治理升级。检验后定为五级的容器应按报废处理。
7.3.4 压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续，申领使用证。不按规定检验、申报注册的压力容器，严禁使用。1982年4月《压力容器使用登记管理规则》颁布前制造的老容器，若设计资料不全、材质不明及经检验安全性能不良者，应安排计划进行更换。
7.4.防止锅炉尾部再次燃烧事故
7.4.1 锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。
7.4.2 锅炉空气预热器在安装后第一次投运时,应将杂物彻底清理干净,经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。
7.4.3 回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统和必要的碱洗手段,并宜有停炉时可随时投入的碱洗系统。消防系统要与空气预热器蒸汽吹灰系统相连接,热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。回转式空气预热器在空气及烟气侧应装设消防水喷淋水管,喷淋面积应覆盖整个受热面。
7.4.4 在锅炉设计时,油燃烧器必须配有调风器及稳燃器,保证油枪根部燃烧所需用氧量。新安装的油枪,在投运前应进行冷态试验。
7.4.5 精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况,防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。
7.4.6 锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内,保证油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况,一旦发现油枪雾化不好应立即停用,并进行清理检修。
7.4.7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值,当烟气温度超过规定值时,应立即停炉。利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽,并及时投入消防水进行灭火。
7.4.8 回转式空气预热器出人口烟/风挡板,应能电动投入且挡板能全开、关闭严密。
7.4.9 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环,每次锅炉点火前必须进行短时间启动试验,以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态,具备随时投入条件。
7.4.10 若发现回转式空气预热器停转,立即将其隔绝,投入消防蒸汽和盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动,应立即停炉。
7.4.11 锅炉负荷低于25%额定负荷时应连续吹灰,锅炉负荷大于25%额定负荷时至少每8h吹灰一次,当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应
增加吹灰次数。
7.4.12 若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧,可根据具体情况利用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查,重点是检查中层和下层传热元件;若发现有垢时要碱洗。
7.4.13 锅炉停炉1周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查,若有存挂油垢或积灰堵塞的现象,应及时清理并进行通风干燥。
7.5防止锅炉炉膛爆炸事故
为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－91）以及其他有关规定，并重点要求如下：
7.5.1 防止锅炉灭火。
(1)根据《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－91）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。
(2)加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况通知司炉，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。
(3) 新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。
(4)当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒监全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。
(5) 100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。
(6) 严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。
(7) 加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤（特别是单元式制粉系统堵粉）、直吹式磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。
(8) 加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。
7.5.2 防止严重结焦。
(1)采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。
(2)运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一但发现结焦，应及时处理。
(3)大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。
(4)受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。
7.6防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故
为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－91）有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下：
7.6.1 防止制粉系统爆炸。
(1) 要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。
(2)根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对输粉管道要充分进行抽粉；有条件的，停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。
(3) 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。
(4) 当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，防止因自然引起粉仓爆炸。
(5)根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。
(6)当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时抽入灭火系统，防止因自然引起粉仓爆炸。
(7) 根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。
(8)设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。
(9) 热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接，应达到防爆规程规定的抗爆强度。
(10)加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。
(11) 定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板KK大梁搁置部位有无积粉死角。
(12) 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持适当负压。
(13) 制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。
7.6.2 防止煤尘爆炸。
(1) 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。
(2) 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行（试验时灭火剂不进入粉仓）。
(3)煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未作过严密性试验的要补做漏风试验，如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。
7.7防止锅炉汽包满水和缺水事故
7.7.1 汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。
7.7.2 汽包水位计的安装。
(1) 取样管应穿过汽包内壁隔层,管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等),若不能避开时,应在汽包内取样管口加装稳流装置。
(2)汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值,一般应有足够的裕量。
(3)水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管,一般应至少有1:100的斜度,汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜,水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。
(4) 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸,均符合要求。
(5)差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器),再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。
7.7.3 对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。
(1) 差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响,必要时采用补偿措施。
(2) 汽包水位测量系统,应采取正确的保温、伴热及防冻措施,以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。
7.7.4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准,并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高,就地水位计指示值愈低于汽包真实水位,表8-1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h,仅供参考。
表7-1 就地水位计的正常水位示值和
汽包实际零水位的差值△h
汽包压力(Mpa) 16.14～17.65 17.66～18.39 18.40～19.60
△h(mm) -76 -102 -150
7.7.5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于3Omn时,应立即汇报,并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时,必须停炉处理。
7.7.6 严格按照运行规程及各项制度,对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证,并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告,列入验收主要项目之一。
7.7.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时,应填写处理故障的工作票,工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项,一般应在8h内恢复。若不能完成,应制定措施,经总工程师批准,允许延长工期,但最多不能超过24h,并报上级主管部门备案。
7.7.8 锅炉高、低水位保护。
(1) 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时,应自动转为二取一的逻辑判断方式,并办理审批手续,限期(不宜超过8h)恢复;当有二点因某种原因须退出运行时,应自动转为一取一的逻辑判断方式,应制定相应的安全运行措施,经总工程师批准,限期(8h以内)恢复,如逾期不能恢复,应立即停止锅炉运行。
(2)锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验,严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
(3)在确认水位保护定值时,应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响。
(4) 锅炉水位保护的停退,必须严格执行审批制度。
(5) 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一,水位保护不完整严禁启动。
7.7.9 对于控制循环汽包锅炉,炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时,应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续,限期恢复(不宜超过8h)。当二点故障超过4h时,应立即停止该炉水循环泵的运行。
7.7.10 当在运行中无法判断汽包确实水位时,应紧急停炉。
7.7.11 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入,并按规定进行试验,保证其动可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时,应制定措施,经总工程师批准,并限期恢复。
7.7.12 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态,按规程定期切换。当失去备用时,应制定安全运行措施,限期恢复技人备用。
7.7.13 建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案,对各类设备缺陷进行定期分析,找出原因及处理对策,并实施消缺。
7.7.14 运行人员必须严格遵守值班纪律,监盘思想集中,经常分析各运行参数的变化,调整要及时,准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训,提高其事故判断能力及操作技能。
7.8防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故
为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运[1998]483号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发[1996]214号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL／T656－1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T657－1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL／T658－1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659－1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求：
7.8.1 分散控制系统配置的基本要求。
(1) DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。
(2)主要控制器应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。
(3) 系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。
(4) 主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现"瓶颈"现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。
(5) DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。
(6) 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。
7.8.2 DCS故障的紧急处理措施。
(1) 已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。
(2)当全部操作员站出现故障时（所有上位机"黑屏"或"死机"），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。
(3) 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。
(4) 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。
a. 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。
b. 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。
c. 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。
(5) 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。
(6)规范DCD系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批受权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。
7.8.3 防止热工保护拒动。
(1) DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合12.1条中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换,同时FSSS装置应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。
(2)对于独立配置的锅炉灭火保护应保证装置（系统）本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开
(3)定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。
(4)对于已配有由DCS构成的FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。
(5) 汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。
(6) 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次机组检修后起动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。
(7) 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。
7.9防止垮坝、水淹厂房
为了防止水电厂垮（漫）坝、水淹厂房及厂房坍塌事故发生，各单位应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》和其他有关规定措施，并提出以下重点要求：
7.9.1 健全防汛组织机构，强化防汛抗洪责任制。汛期前应进行汛前检查，制定科学、具体、切合实际的防汛预案；汛期后应及时总结，对存在的隐患进行整改，并报上级主管部门。
7.9.2 做好大坝安全检查、监测、维修及加固工作，确保大坝处于良好状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制定险情预计和应急处理计划。
7.9.3 积极采取有效措施，提高防洪工作的预见性以及电力设施防御和低抗洪涝灾害能力。
(1) 火电厂防洪标准满足防御百年一遇洪水的要求，水电厂防洪标准应符合国家有关规定要求。
(2) 汛前应做好防止水淹厂房、泵房、变电所、进厂铁（公）路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施；特别是地处河流附近低洼地区、水库下游地区、河谷地区的生产、生活建筑。
(3) 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和低抗上游水库垮坝及局部暴雨造成的山洪、山体滑坡、泥石流等山地灾害的各项措施。
(4)备足必要的防洪抢险器材、物资。
7.9.4 水电厂应按照《水电厂防汛工程检查大纲》的规定，做好汛前安全检查，明确防汛重点部位、薄弱环节。
7.9.5 火电厂应认真进行汛前检查，重点是防止供水泵房（含升压泵房）和厂房进水、零米以下部位和灰场的排水设施、取水泵房供电线路，以及一切可能进水的沟道的封堵。
7.9.6 强化水电厂运行管理，必须根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪方案调度，按规程规定的程序操作闸门；应按照有关规定和标准，对大坝及水电站建筑物进行安全监测和检查，及时掌握大坝运行状况，保证大坝和闸门起闭设备完好。发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。
7.9.7 火电厂应切实加强灰场管理，落实责任制，健全巡视检查、观测记录、请示报告制度。汛期或地震活跃期火电厂的灰场，要采取低水位运行。加强对灰场的排水（排洪）系统、坝体浸润线、坝下渗流溢出点的巡视、检查、监测工作，发现异常立即上报，及时采取措施，严防灰场垮坝造成灾害。
7.9.8 对影响大坝、灰坝安全和防洪渡汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。工程必须由具有相应设计资格的单位设计，经审批后组织实施，并确保工程质量。
7.9.9 对屋顶积灰严重的机、炉等厂房，要及时组织清理，防止除氧器排汽结冰及雨雪时厂房屋顶荷重超载而塌落。
7.9.10 对建成20年及以上厂房及建筑物应加强检测和维修，防止坍塌事故的发生。当可能在短期内发生破坏性事故时，应立即采取有效的除险加固措施，并立即上报主管单位，避免建筑物运行状况恶化、结构损坏扩大，防止事故发生。
7.10防止人身伤亡事故
防止人身伤亡事故 为防止人身伤亡事故发生，应严格执行国家电力公司《安全生产工作规定》及《电业安全工作规程》以及其他有关规定，并重点要求如下：
7.10.1 工作或作业场所的各项安全措施必需符合《电业安全工作规程》和《电力建设安全工作规程》（DL5009.1－92）的有关要求。
7.10.2 领导干部应重视人身安全，认真履行自己安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管，严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时整改。
7.10.3 定期对人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。
(1) 应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识和安全防护方法。
(2) 要对执行安全规程制度中的主要人员如工作票签发人、工作负责人、工作许可人、工作操作监护人等定期进行正确执行安全规程制度的培训，务使熟练地掌握有关安全措施和要求，明确职责，严把安全关。
7.10.4 加强对各种承包工程的安全管理，反对对工程项目进行层层转包，明确安全责任，做到严格管理，安全措施完善，并根据有关规定严格考核。
7.10.5 在防止触电、高处坠落、机器伤害、灼烫伤等类事故方面，应认真贯彻安全组织措施和技术措施，并配备经国家或省、部级质检机构检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。完善设备的安全防护设施（如输煤系统等），从措施上、装备上为安全作业创造可靠的条件。淘汰不合格的工器具和防护用品，以提高作业的安全水平。
7.10.6 提高人在生产活动中的可靠性是减少人身事故的重要方面，违章是人的可靠性降低的表现，要通过对每次事故的具体分析，找出规律，从中积累经验，采取针对性措施提高人在生产活动中的可靠性，防止伤亡事故的发生。
7.11 防止全厂停电事故
为防止全厂停电事故，要严格执行《防止全厂停电措施》（能源部安保安放（1992）40号）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：
7.11.1 加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）及柴油发电机组的维修，确保主机交直流润滑油泵和主要辅机小油泵供电可靠。
7.11.2 带直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压解列的装置，确保在系统事故时，解列1台或部分机组能单独带厂用电和直配线负荷运行。
7.11.3 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。
7.11.4 在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母差保护。对有稳定问题要求的大型发电厂和重要变电所可配置两套母差保护，对某些有稳定问题的大型发电厂要缩短母差保护定检时间，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。
7.11.5 开关设备的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动作。
7.11.6 根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）的规定，完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。
7.11.7 应优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式，因故改为非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。应明确负责管理厂用电运行方式的部门。
7.11.8 厂房内重要辅机（如送风机、引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防误碰造成停机事故。
7.11.9 对400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型塑料电缆的电厂，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。
7.11.10 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。
附 录
1.锅炉冷热态启动曲线
2煤入炉粒度要求曲线
3石灰石入炉粒度要求曲线
4流化床风量和流化速度间的关系
5静止床料高度和床料差压的关系
6喷水减温后汽温最小限值
7烟气干基体积氧量%与负荷%间的关系
8. 330MW循环流化床 # 锅炉冷态启动操作票
年 月 日
发令值长 接令人 操作人
操作时间 开 始 时 间： 日 时 分 结 束 时 间： 日 时 分
执 行 人 顺
序 操 作 内 容
1 接到点炉命令，值长通知化学、除尘、输灰、输煤、供油泵房等岗位，确认各系统试运合格。并联系汽机、电气作好准备。并联系技术部煤质报告。
2 按照锅炉启动前检查的要求，全面检查各系统阀门开关位置正确。
3 按照锅炉启动前检查的要求，全面检查炉本体系统的现场情况。
4 检查DCS系统投入运行正常，CRT显示与设备实际状态相符。
5 对机组全面检查，检查检修情况及工作票已全部办理结束，有关试验工作已完毕，机组已具备启动条件。
6 联系电气检查确认各辅机电动机绝缘合格，并达到备用状态。
7 检查确认照明、道路、膨胀指示器、燃烧器、回料阀等处于正常要求状态，并记录膨胀指示器位置。将膨胀指示器复位至零位。
8 启动空压机，投入仪用气源。投入灰斗加热蒸汽系统。
9 就地水位计及监控电视投入。（锅炉上水后应检查水位计清晰并指示准确。）
10 投入辅机冷却水系统，检查辅机冷却水正常， 时 分 检查冷却水压力 MPa，仪用空气母管压力 MPa。
11 时 分启动各风机运行并在DCS上启动加床料装置软操器，添加床料。观察床压的变化，当床压到达4－6 Kpa或水冷风室压力达9－11Kpa时，停止加料。
12 停止加料后，停运各风机观察床料的流化均匀性。在主值本上记录检查情况。
13 检查确认各电动门、调节门及热工仪表已送电，并试验良好。
14 时 分DCS保护控制画面上解除汽机跳闸、汽包水位高、低，布风板一次风流量低，分离器出入口烟温高以及床温低引起MFT的联锁保护。
15 联系汽机，启动给水泵,关闭锅炉给水再循环，由给水旁路向锅炉上水。水位上至-100mm时，停止上水时打开给水再循环。
16 全开环形风箱各二次风入口调节门，各密封风调节门，床上、床下油枪各风门，两侧主一次风门。打开布袋除尘器各列旁路气动门。建立空气通路。
17 时 分，启动 高压流化风机； 在CRT上将 高压流化风机投备用。调整返料器各室风量、风压正常。投入火检冷却风。
18 检查确认# 引风机出、入口挡板门在关闭位置，偶合器勺管在0位， 时 分启动 引风机，待电流返回后，开启引风机出口挡板门，根据炉膛负压，缓慢开启引风机入口挡板门，调整炉膛出口压力±100Pa范围内。
19 检查确认# 二次风机出、入口挡板门在关闭位置， 时 分，启动 二次风机，待电流返回后，开启二次风机出口挡板门；逐渐开大二次风机入口挡板门，调节变频器,调整二次风量至吹扫值，注意炉膛压力的稳定。
20 检查确认# 一次风机出、入口挡板门在关闭位置， 时 分启动 一次风机，待电流返回后，开启一次风机出口挡板门，设定炉膛负压为-100～0 Pa，投引风机偶合器自动，缓慢开启一次风机入口导叶，调整一次风量至吹扫风量。
21 顺序启动另一侧风机
时 分 启动# 引风机
时 分 启动# 二次风机
时 分 启动# 一次风机。
启动时注意维持炉膛压力的稳定。
22 时 分，调整一次风量＞40%，二次风量＞50%，吹扫条件满足，开始进行吹扫（吹扫时间300 S）。
时 分，吹扫完成，MFT信号复归。
调节两侧主一次风，建立最低流化风量.调整环形风箱二次风进口调节门、各密封风门，调节床上、床下各油枪风量。
23 时 分，联系油泵房启动燃油泵，开启燃油进油门及回油门打油循环。
24 调整床下来油调节门，保持床下油压2.5－3.0MPa。开启床上、床下各油枪进油手动门、及油枪、点火枪、火检密封冷却风门。
25 记录点火前汽包水位 mm，汽包壁温 上壁温 ℃。下壁温： ℃。
26 联系热工人员投入锅炉主保护MFT电源,开启A、B侧过热器及再热器对空排汽门。
27 时 分，投入# 床下油枪，检查油枪雾化着火良好。合理配置燃烧风，注意观察燃烧室温度的变化。保证油充分燃烧，防止冒黑烟；调整点火风、进油压力及回油油压，控制燃烧器出口烟气温度逐渐上升,但不大于900℃。
28 时 分，根据燃烧情况投入另一个床下燃烧器。
29 联系热工解除给煤线条件信号，确认称重皮带上无煤后试运行给煤线的给煤机。
30 当床下燃烧器达满出力且床温上升缓慢时，投入床上燃烧器。 时 分，投入＃ 床上油枪。
31 注意监视调整汽包水位，给水旁路投自动时根据汽包压力及时调节给水泵勺管，保持给水母管压力高于汽包压力1—2 MP,不上水时开启省煤器再循环门。
32 锅炉启动过程中，控制中部床温变化率平均不大于8 ℃/min，主汽压力上升速度0.03～0.05 MPa/min，最大不得超过0.15 MPa/min。保证汽包上、下壁温差小于40℃
33 锅炉汽包压力升至0.1～0.2 MPa， 时 分投入Ⅰ、Ⅱ级旁路，关闭A、B侧过热器及再热器对空排汽门，停邻炉加热系统（若投入）。
34 汽包压力升至007-0.15 MPa，关闭锅炉本体各空气门，关闭过、再热器系统入口各疏水门。冲洗双色、电接点水位计，校对各水位计指示，记录各水位计指示偏差。
35 当汽包压力升到1.0 MPa，定排一次，以便快速建立水循环。
36 当汽包压力升到1.0 MPa，关闭再热器疏水。
37 根据需要投用过热器、再热器减温水，控制主汽温度与再热汽温度偏差不大于20℃。再热器内部有蒸汽流动后可以打开再热器烟气挡板进行调节。
38 主汽压力升至3～4 MPa，主汽温度320～360 ℃，汇报值长，联系冲转，记录：主汽压力 MPa，主汽温度 ℃，再热温度 ℃。
39 冲转过程中，保持汽温、汽压、汽包水位稳定，及时调整燃烧，Ⅰ、Ⅱ级旁路，防止蒸汽参数大幅度波动。
40 蒸汽流量大于7%以上时，关闭省煤器再循环。
41 蒸汽流量大于10%以上时，关闭高过高再出口集箱及以后各疏水。
42 并列后机组自动带5%负荷，__ _时 分关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路，冷态启动暖机时间表按下表进行带负荷暖机：
负荷 0MW～30MW 30～90MW暖机 90MW～150 MW 150～250 MW暖机
时间 30min 30min 60min 60min
43 升速和加负荷过程中应控制下列上限值：
（1）、主蒸汽温升率2.5℃/min。
（2）、再热蒸汽温升率3.5℃/min。
（3）、主蒸汽管、再热蒸汽管壁温升率5℃/min。
44 中部床温升至520℃，检查各台给煤机密封风压力正常， _____时 分，在CRT上启动_____ 号给煤线， 开始脉动给煤，注意氧量及床温变化。 ___ __时 分， 启动_____ 给煤线连续运行， 煤量： T/h。 ___ __时 分，启动_____ 给煤线连续运行，煤量： T/h。
45 _____时 分，负荷100MW左右，切换至主给水管路上水，水位稳定后给水泵投自动。注意汽包水位、给水压力、减温水流量、主汽温度变化情况。
46 床温升至700 ℃以上时，逐渐增加给煤量，同时减少燃油量，调整一、二次风量，保持床温稳步上升，燃油量减至最小负荷时，先逐支停运床下油枪，同时将一次风切换至主风道。床下油枪停运后，再逐支停运床上油枪，待中部床温达760--830℃以上可全部停运油枪，调整每支床上燃烧器冷却风量3500 Nm3/h。
47 _____时 分，汇报值长，油枪已全部停运，十分钟后，烟气切至主路运行，联系投运布袋除尘器。
48 根据排渣需要， 时 分， 启动# 输渣系统。投入＃ 滚筒冷渣器， 将各冷渣器冷却水压力及冷却水量调整至合适。开启抽负压门,连续排渣正常后投入冷渣器转速控制。
49 机组负荷达100MW以上时，投入吹灰器主汽源，启动吹灰程控组，全面吹灰一次。
50 ___ __时 分，锅炉恢复参数，对锅炉进行全面检查。
51 ____ _时 分，DCS保护控制画面上投入汽机跳闸，汽包水位高、低，布风板流量低，分离器出入口烟温高以及床温低引起MFT的联锁保护.
9. 330MW循环流化床停运操作票
# 炉滑参数停炉操作票 年 月 日
发令值长： 接令人： 操作人：
操作时间 开 始 时 间 结 束 时 间
执行人 顺序 操 作 内 容
1 时 分，在得到值长停炉的命令后，联系汽机、电气、化学、燃料、除尘等有关人员，通知邻炉， 炉准备停炉。停炉前根据需要控制煤仓低料位。
2 时 分，机组负荷降到150MW，稳定运行30min ，然后开始降温、降压。
3 缓慢减少煤量和风量，按机组滑停曲线逐渐地降温、降压、减负荷。
4 停炉前，锅炉进行全面吹灰一次。
5 在滑停过程中，应加强对汽包水位的监视和调整，必要时，可将汽包水位调节置于手动方式，并及时切换至给水旁路。
6 根据蒸汽温度降低的情况，及时调整减温水量。保持过热蒸汽温度下降速度为0.5～0.8℃／min，再热蒸汽温度下降速度不大于2.5℃／min，主蒸汽压力下降速度不大于0.1 MPa／min，主、再热气温偏差不大于20℃。
7 滑停过程中控制机前蒸汽温度略高于汽机高压缸上缸内壁温度，并保证机前蒸汽至少有50℃过热度，缓慢滑停。根据停炉需要可投入油枪助燃,投油前布袋除尘器走旁路.
8 时 分，床温 ℃，停止石灰石输入。
9 继续流化床料，控制床温变化率，使炉膛烟气温度的降温速率保持在1℃／min左右。
10 当锅炉负荷降至80-100MW时，稳定运行，以使旋风筒回料器耐火材料逐步冷却,如果旋风分离器各受热面壁温超过460℃,可开启分离器上集箱向空排汽。尽可能保持各侧给煤均匀，维持床温在760℃以上。联系汽机倒轴封、解列高加。联系电气做好倒厂用电等相应工作。
11 负荷降至80MW以下时，进一步降低床压，减少一次风量，控制床温缓慢下降。
12 时 分，主蒸汽压力 MPa主蒸汽温度 ℃，床温 ℃，依次关闭煤仓下煤电动插板停止给煤，走尽皮带给煤机内的余煤。关闭减温水并根据主汽压力逐渐降低负荷，当负荷减至最低后汇报值长机组打闸停机。
13 继续向锅炉通风，并加强排渣。当床温达到400℃时，若不快速冷却可停运输渣系统，停止风机运行。风机停运顺序：一次风机→二次风机→引风机→高压流化风机，风机停运后紧闭各风门。
14 机组解列后根据炉膛及烟气温度联系汽机投入旁路系统，旁路投入前应及时开启再热器疏水防止再热器超压。
15 联系化学停运化加药系统，关闭加药门、取样门。关闭锅炉连排门。
16 保持汽包高水位以防汽包壁温差过大。适当开启过热器疏水，防止汽压回升过快。
17 降温降压期间加强补水，控制汽包壁温差。
18 停炉后6小时，根据炉膛及烟气温度开启各风机通风，并启动输渣系统，排空炉内床料，床料排空后停止输渣系统运行。
19 根据停炉需要，当汽压降至0.5－0.8Mpa时，打开各放水门快速放水。（冬季停炉放水应根据外界气温做好防寒防冻措施。）
20 压力降至0.2Mpa时，开启炉顶各空气门。
10. 启动锅炉启动操作票
年 月 日
操 作 时 间 开 始 时 间: 日 时 分 结 束 时 间: 日 时 分
操作任务： 启动锅炉启动
执行人 序号 操 作 项 目
检修工作结束，工作票终结，现场清理干净且验收合格，具备启动条件。
1 检查室内控制盘具备如下条件：
A：控制盘操作电源已送电；
B：操作按钮开关正常且与就地相符合；
C：声光报警显示正确。
2 就地检查鼓风机及上水泵，符合启动条件：
A：地脚螺丝牢固，防护罩完整，靠背轮连接好，转动机构无变形；
B：电机绝缘良好，接线盒完好，接地线正确，事故按钮完好且试验正常；
C：上水泵冷却水畅通，水量正常；
D：检查风机轴承油位正常；
3 通知电气，送上水泵及送风机动力电源
4 时 分，联系化学向除盐补给水箱上水，水位上至1500mm。
5 全面启动锅炉，具备下列条件：
A：省煤器、给水管道、下锅筒、水冷下集箱疏水关闭；上锅筒排污、过热器疏水开启；上锅筒空气门打开；
B：云母水位计完整、清晰且正确投入；
C：炉膛看火孔防护片完整；
6 时 分，接令锅炉进水，冷炉上水，水温不应超过104℃，控制流量小于15t/h，进水时间不小于是1小时；
7 时 分，水位上至100mm停止上水，并对锅炉全面检查一遍；
8 全面检查油系统，且备下列条件：
A：检查油管路无泄漏，保温完好，油管路周围无危险热源
B：检查油枪雾化片清理干净，点火枪进退灵活，打火情况正常；
C：检查油枪控制盘，进回油电磁快关阀严密且开关动作正常；风门、回油调节门操作正常且与实际相符；
9 时 分，启动# 供油泵，开启启动锅炉进、回油门，打油循环；
10 时 分，启动鼓风机全开进、出口门，对炉膛吹扫五分钟；
11 时 分，调整油压至1.9-2.2MPa，风门出口开度25%-30%，回油调门开度15%-18%；
12 油枪点火启动操作步骤如下：
A：进点火枪；
B：按电子打火（自动打火15S），并观察电子打火是否正常；
C：同时打开、进回油电磁阀；
D：观察着火情况，若着火正常，退出点火枪；若不着火，及时着关进、回油电磁阀，通风五分钟后，查明原因后，重新点火；
13 锅炉点火以后应根据着火情况（参照氧量及烟囱是否冒黑烟），及时调整出口风门及回油门开度，一般正常运行中应保持：风门开度55%-60%，回油门开度20%-25%，氧量3%以上；
14 锅炉升压过程中相关的操作事项如下：
A：0.05-0.1MPa时，冲洗水位计，并观察就地水位情况；
B：0.15-0.2MPa时，应关闭上锅筒及饱和蒸汽空气门；
C：0.2-0.3MPa时，可操作压力表下的三通阀，冲洗压力表管，冲洗后，注意汽压指示情况；
D：0.25-0.35MPa时，定期排污一次，排污时应先进水至高水位，然后排至低水位；
E:备注（冷炉自点火升至额定压时间不少于2小时；热炉升压不小于1小时；在升压时间里，不使用水位自动调节。）
15 时 分，汽压、汽温升至额定参数，对启动锅炉全面检查一次；
启动中发现的问题及缺陷：
操作人： 监护人： 值长：
11. 启动锅炉停炉操作票
年 月 日
操 作 时 间 开 始 时 间: 日 时 分 结 束 时 间: 日 时 分
操作任务： 启动锅炉停炉
执行人 序号 操 作 项 目
1 逐渐减油、减风，降负荷，当负荷到0时，关闭油门停止燃烧；保持鼓风机运行3-5分钟后，停止鼓风机运行；
2 停止用油后，如确认流化床锅炉不用油，可停油泵运行；
3 时 分，关闭锅炉总汽阀，如汽压继续升高，可开启向空排汽门；
4 停炉后，开启过热器进、出口疏水；
5 锅炉尚有汽压时，应当维持正常水位，在压力未降到0时，锅炉应继续加以监视；
6 停炉4-6小时内，应关闭所有炉门和鼓风机前调节门，以避免锅炉急剧冷却；
7 停炉4-6小时后，可逐渐打开烟道各门进行自然冷却，同时适当换水，以均匀冷却锅炉各部；
8 停炉8-9小时后，再进行一次排污；
9 停炉后如需加速冷却，可适当启动鼓风机和增加放水次数；
10 停炉18-24小时后，当炉水温度降至70-80℃时，可将炉水全部放出，放水时应开启空气阀；
11 备注：（当锅炉发生事故时，有必要紧急停炉进行抢修时，可立即切断燃料，在关闭炉门4-6小时后，可启动鼓风机和加强放水，进行冷却）
停炉中发现的问题及缺陷： ：
操作人： 监护人 ： 值长：
规程修改记录
修改页数 修改章节及内容 备注
规程修改记录
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微油冷炉点火和超低...
