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300MW机组锅炉运行规程(锅炉启动) 第二章　锅炉启动 1　 锅炉检修后的检查 1.1　 锅炉检修后的验收检查 1.1.1 锅炉大小修后，凡设备异动应有异动报告。 1.1.2 运行人员应对设备进行验收，验收时对设备按本规程及相关辅助设备规程进行详细检查，并进行必要的试验和试转。 1.1.3 验收中若发现问题或设备存在缺陷，除及时记录在有关记录本内外并通知检修人员必须在投运之前予以消除。 1.1.4 为检修工作而设置的临时设施已拆除，原设备已恢复。现场整齐、清洁，各管道畅通无阻，栏杆完整，现场照明良好。保温齐全，各支吊架完整牢固。 1.1.5 管道、阀门连接良好，阀门开关灵活，手轮完整，名牌齐全，标志清楚，编号正确，并符合规定。各看火孔、人孔门、检查门开关灵活，关闭后严密性较好。 1.1.6 各膨胀指示器安装齐全、位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨胀的杂物及设施存在。 1.1.7 通风及照明正常，并有可靠的事故照明。报警信号、声光信号良好。 1.2 启动前的验收试验及要求 1.2.1 接到值长验收试验通知后，方可按要求进行验收试验工作。 1.2.2 确定要验收试验的设备完整，具备验收试验。 1.2.3 试验时应有专人负责监视设备的动作情况。对已投入运行的系统及承压设备不可再进行试验工作。 1.2.4 对送风机动叶及引风机静叶、一次风机验收试验，应先投入相应的液压润滑油系统。待油压正常后再送上风机动叶及引风机静叶、一次风机调节机构电源。 1.2.5 气控装置校验前应检查控制气源正常。 1.2.6 经检修后设备，校验时应有锅炉、电气、热控检修等有关人员参加。 2　 电(气)动阀门、风门、挡板的开关试验： 2.1 锅炉大、小修结束后机组启动前要进行电(气)动阀门、风门、挡板的开关试验。 2.2　 试验前的检查及条件 2.2.1　 检修工作已结束，工作票已收回。 2.2.2　 按照规程中“阀门、风门挡板、管道的检查”项目进行全面检查。 2.2.3　 已投入的系统及承受压力的阀门、挡板等不参与试验。 2.2.4　 联系检修人员共同参加试验。 2.3　 试验方法及验收标准 2.3.1　 各阀门、风门挡板、手动、电动(气动)切换把手(或开关)应在“就地或远控”位置。 2.3.2　 气动执行装置动作灵活，压力表指示正常,无漏气现象。 2.3.3　 试验所有电动(气动)阀门、风门挡板均应开关灵活，且能全开全关，并验证全开、全关位置与CRT显示相符。 2.3.4. 检查并试验风机的动(静)叶可调装置，CRT画面的开度指示与就地实际开度相符，全开、全关限位正常，试验完毕后关闭。 2.3.5　 远控试验时要验证阀门限位开关动作正常，有“停止”按钮的阀门也要试验其停止正常。 2.3.6　 试验完毕后要核实所有阀门、风门挡板的切换把手(或开关)应在“远控”位置，将试验结果及发现的问题详细作好记录，并汇报机组长。 2.3.7　 对于气动阀门、挡板还要试验其失去气源、控制电源时的状态是否正确。 2.4 转动机械的试转 2.4.1　 转动机械经过检修后必须进行不少于4小时的试运行(给煤机、磨煤机除外)，试转时要记录转动机械的空载电流及启动后电流的返回时间以及检查转动机械的转向。首次启动应试验事故按钮的可靠性。 2.4.2　 确认转机与电气设备的检修工作已结束，并有检修提交的及有关单位负责人会签的转机试转联系单。 2.4.3　 转动机械试转前的准备 2.4.3.1 按照规程中“转动机械的检查”项目对转机进行全面检查，且检修工作结束，具备试转条件。 2.4.3.2 投入各试转设备的润滑油系统运行且运行正常，引风机试转前应启动引风机轴承冷却风机运行且运行正常。 2.4.3.3 检查各轴承的润滑油、润滑脂已加好且油位正常。 2.4.3.4 检查完毕后符合启动条件，启动转机试转。 2.4.4　 转动机械试转验收项目 2.4.4.1 转动方向正确。 2.4.4.2 运行平稳，无异常、摩擦和撞击声。 2.4.4.3 轴承温度、振动和串轴不超过规定值。 2.4.4.4 电机电流指示正常，线圈温度正常。 2.4.4.5 润滑油系统油温、油压正常，油环带油正常。 2.4.4.6 各部无漏油、漏风、漏水现象。 2.4.4.7 各进出口阀门、风门、挡板的开度正确，且与CRT画面的开度指示一致。 2.4.5 转动机械试转的注意事项 2.4.5.1 试转工作由检修负责人在现场主持，试转期间运行人员的操作应根据检修工作负责人的要求进行，严禁检修人员自己进行操作。 2.4.5.2 在风机试转期间要保持炉膛负压在规定范围内。 2.4.6 空预器的试转 2.4.6.1 检查空预器检修工作结束，各孔、门严密关闭，具备试转条件。 2.4.6.2 检查空预器上、下油站油位正常，油质合格。 2.4.6.3 空预器各部密封装置完好。 2.4.6.4 空预器试转前应对空预器进行盘车，确保空预器能自由转动。 2.4.6.5 空预器启动后要注意检查并确认转动方向正确。 2.4.6.6 电机电流正常，辅助电机试转良好。 2.4.6.7 检查空预器运转声音正常，无摩擦声。 2.4.7 转动机械试转结束后将试转结果及存在的问题作好记录，并填好试转联系单，汇报机组长。 3　 锅炉水压试验 3.1 水压试验规定 3.1.1 锅炉大小修或局部受热面临修后，必须进行常规水压试验，试验压力:锅炉本体为汽包工作压力，再热器系统试验压力为再热器进口工作压力。 3.1.2.1 锅炉有下列情况之一时，要进行超水压试验，试验压力为：锅炉本体为汽包工作压力的1.25倍，再热器系统为1.5倍再热器进口工作压力。锅炉超水压试验必须经上级锅炉监察部门及总工程同意后进行，并设专人负责。 3.1.2.1 锅炉运行每六年一次 3.1.2.2 锅炉停运一年以上，需要投运时 3.1.2.3 受压元件经过重大修理或改进后 3.1.2.4 根据运行情况对设备安全有怀疑时 3.1.3 常规水压试验和超水压试验压力规定如下表：受热面 常规水压试验MPa 超压试验MPa 锅炉本体 19.83 24.76 再热器 4.2 6.3 注：锅炉本体包括：省煤器、水冷璧、过热器所属系统。 3.2　 正常水压试验范围 锅炉本体为省煤器、汽包、水冷壁、过热器等从给水泵出口电动门至过热器出口堵阀；再热器部分为再热器入口堵阀到出口堵阀；锅炉的水位计、疏水管、放空管、加药管、取样管、仪表管、吹灰等一般打压至一次门处。 3.3　 水压试验的要求 3.3.1 锅炉受热面检修工作结束，检修人员已撤离，有碍锅炉膨胀的脚手架支撑等均已拆除，受热面及系统阀门的检修工作票已办理终结手续。 3.3.2 环境温度达5℃以上，水压试验过程中保持汽包任意一点璧温≥35℃，汽包璧温差不大于50℃。 3.3.3 水压试验范围内各管系、阀门（包括现场试验措施规定的临时管阀）均已安装完毕待用，试验其间需检查的各有关部位的检查准备工作已完成。 3.3.4 化学已准备好足量合格的除盐水，并做好处理排放废水的有关准备，主要水质要求如下：联氨：200ppm ，PH值：10。 3.3.5 水压试验范围内的蒸汽侧的弹簧吊架在试验前用销钉固定好。 3.3.6 水压试验前，对汽包、过热器出口安全门应加水压试验塞或做好安装夹具的准备，过热器出口电动释放阀停用。 3.3.7 汽包就地压力调换成1.5级以上的精密压力表，量程为试验压力的1.5-2倍。 3.3.8 再热器水压试验压力表已装好。 3.3.9 与试验有关的热工表计校对准确投用（汽包压力、温度、省煤器出口温度、各受热面金属温度、给水、减温水流量等）。 3.3.10 电动给水泵入口滤网清理干净。 3.3.11 过热器、再热器减温水调节阀及电动门关闭。 3.3.12 连排调节阀调整好用后关闭。 3.3.13 试验现场与控制室间准备好可靠的通讯联系工具。 3.4　 水压试验的注意事项 3.4.1 水压试验由值长统一指挥，检修要有专人配合，升压和降压须得到现场指挥及检修人员的许可后方可进行。 3.4.2 水压试验前，机侧应做好主蒸汽、再热蒸汽管道的隔绝措施，堵阀已加装完毕，蒸汽管道疏水开启，防止水进入汽轮机。 3.4.3 水压试验前，进水系统应保持清洁，否则应进行冲洗，待合格后再进行水压试验。 3.4.4 如过热器、再热器同时进行水压试验时，应先做再热器水压试验，后做过热器水压试验。 3.4.5 试验前应对疏水门、事故放水门做开关灵活性试验，保证超压时能够快速降压。 3.4.6 设专人负责升压，严格控制升降压速度，严禁超压。 3.4.7 水压试验压力以汽包就地精密压力表为准，上下经常联系校对压力表，当压差大时，停止升压，联系热工人员检查确认后再继续升压。 3.4.8 升压过程中，如发现系统阀门漏水或未关严时，必须在得到控制室升压人员同意后方可操作。 3.4.9 水压试验时，严禁冲击加载，严格控制升降压速度。 3.4.10 电动给水泵工作期间，应严密监视其工况，如入口压力，入口滤网压差，振动等，并尽量维持除氧器在最高允许水位运行。 3.4.11 水压试验结束后，应及时拆除所有临时试验措施。 3.4.12 防止超压的措施。 3.4.12.1 关闭进水门。 3.4.12.2 开启连续排污门及事故放水门。 3.4.12.3 停止给水泵。 3.5　 水压试验的程序和方法 3.5.1 检查锅炉汽水等各系统状态 3.5.2 确证主、再热蒸汽管道堵阀已加装，汽机主汽门关闭，主蒸汽管道疏水门开启，汽机本体疏水门开启；关闭高旁阀前压力取样一次门，联系检修采取措施将高旁阀门关严并固定，防止水压试验时高旁阀门突然开启。 3.5.3 电动释放阀关闭。 3.5.4 锅炉及过热器的排空管开启（冒水后关闭），充氮门关闭，锅炉连排手动门开启，调节阀关严，超压时开启泄压。锅炉及过热器的疏水、加药、取样、事故放水、吹灰及其减温水隔离。 3.5.5 关闭主给水电动门、调整门及旁路门，给水管道放水门，省煤器再循环门及放水门。 3.5.6 关闭定期排污各阀门。 3.5.7 关闭炉底加热各联箱进汽门及进汽总门。 3.5.8 仪表管阀中，汽包压力一、二次表测量阀开启，汽包就地水位计投用，给水流量测量阀开启， 3.5.9 主汽、再热器压力表确已投入。 3.5.10 锅炉疏放水系统检查待用。 3.6　 锅炉上水 3.6.1 上水应为化验合格的除盐水。 3.6.2 上水温度35℃～70℃。 3.6.3 上水时间：夏季2～3小时，冬季4～5小时，利用电动给水泵，锅炉本体通过主给水操作台经省煤器向锅炉上水，用给水旁路门控制；再热器系统通过再热器减温水管道上水，用减温水调整门控制。 3.6.4 上水前记录水冷壁下联箱膨胀值。 3.6.5 当汽包水位计见水后，设专人监视空气门，待空气门冒水后逐个关闭。 3.6.6 在上水过程中，应对承压部件进行检查，如发现有泄漏现象应停止上水，待处理完毕后再上水。 3.6.7 上水后记录水冷壁下联箱膨胀值。 3.7　 锅炉本体水压试验 3.7.1 联系汽机检查电动给水泵的运行情况，用给水泵转速和给水旁路门控制，缓慢升压。 3.7.2 升压速度 3.7.2.1　 0～0.4MPa每分钟不大于0.098Mpa； 3.7.2.2　 0.4～11.7MPa每分钟不大于0.2Mpa； 3.7.2.3　 11.7～19.83MPa每分钟不大于0.098Mpa； 3.7.2.4 升压到4MPa、12MPa时，暂停升压，观察压力变化情况，联系检修检查，如无异常可继续升压。 3.7.2.5 当压力升至汽包工作压力19.83MPa时，关闭给水旁路电动门，停止升压，进行全面检查。 3.7.2.6 检查完毕后，关闭给水旁路电动门，5分钟内压降不超过0.49MPa，如承压部件金属壁和焊接无泄漏痕迹，无变形则试验合格。 3.7.3 如进行超水压试验时，应解列水位计后继续升压至试验压力，保持5分钟，将压力降至工作压力时，方可进行全面检查，有无缺陷，泄漏及异常现象，并做好记录，观察压力变化情况。 3.7.4 检查完毕后，降低给水泵转速逐渐泄压，降压速度要控制在0.2MPa/min，不超过0.3Mpa。 3.7.5 压力降至1MPa左右时，停止泄压，使之自然降压。 3.7.6 压力降至0.15MPa时，是否需要放水，由水压试验负责人根据具体情况决定。如需放水，开启蒸汽系统各疏水门和空气门，并做好有关防护和保养工作。 3.8　 再热器水压试验 3.8.1 再热器系统水压试验时，过热器系统各疏水门应开启。 3.8.2 再热器系统水压试验时，再热器减温水进出口电动门及调整门全开，用给水泵勺管控制，且给水泵出口电动门全关并手动校紧。 3.8.3 升压速度按锅炉本体水压试验要求的升压速度执行，在进行超水压试验时升压速度每分钟不大于0.098MPa。 3.8.4 试验压力以冷段再热器出口联箱就地压力表读数为准。当压力升至2MPa 时，暂停升压，进行全面检查，如无缺陷和泄漏可继续升压。 3.8.5 当压力升至4.2MPa的工作压力时，停止升压，进行全面检查。 3.8.6 当进行超水压试验时，压力升至6.3MPa时，关闭升压控制门，记录时间，在此压力下保持5分钟，记录压力下降情况。 3.8.7 降低给水泵转速逐渐泄压，将压力缓慢降至4.2MPa，进行全面检查，有无缺陷，泄漏及异常现象，做好记录，观察压力变化情况。 3.8.8 水压试验结束后，通知热工、化学冲洗表管和取样管，以每分钟0.3MPa的速度降压，当汽包压力降至0.15MPa时，是否需要放水，由水压试验负责人根据具体情况决定，如需放水，开启蒸汽系统各疏水门和空气门，并做好有关防护和保养工作。 3.9　 水压试验的合格标准 3.9.1 受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的漏泄痕迹。 3.9.2 受压元件无明显的残余变形。 3.9.3 关闭进水门，停止升压后，5min内汽包降压不超过0.5MPa，再热器压降不超过0.25MPa。

4　 锅炉保护及联锁试验 4.1 锅炉经过大、小修或有关辅机电气、热工设备检修后，应校验保护、联锁装置，以验证其可靠性。保护、联锁试验不合格禁止锅炉启动。 4.2 保护联锁试验必须在检修工作己结束、工作票己收回、转动机械及风门挡板试验完毕后方可进行。 4.3 保护联锁试验时需得到值长同意，并有电控检修人员在现场配合，试验中发现问题及时处理。 4.4 联锁试验分动态和静态两种： 4.4.1 动态试验时操作及动力电源应送电。 4.4.2 静态试验时6KV及以上电机只送操作电源(电源开关送至试验位置)，380V设备的操作和动力电源均送至工作位。 4.4.3 在大修后或确认有必要时经总工程师同意后方可进行动态联锁试验，但必须在静态试验合格后进行。 4.5 锅炉MFT保护试验 4.5.1 MFT试验的准备工作： 4.5.2 按照“启动前的检查条件”对空气预热器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机、给煤机及相关附属设备进行检查。 4.5.2.1 将参与试验的6KV电机的电源开关送至试验位置，380V电机的电源开关送至工作位置；检查需要参与试验的各阀门、风门挡板的电源、气源正常，位置正确。 4.5.2.2 联系热工人员将空气预热器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机、给煤机的启动条件满足后，依次启动各台设备。 4.5.3 锅炉MFT的试验项目： 4.5.3.1 两台送风机全停。 4.5.3.2 两台引风机全停。 4.5.3.3 两台一次风机全停且无油层工作（任一磨组运行时两台一次风机全停，且无任意油层在工作）。 4.5.3.4　 2/3炉膛压力高高（﹢3240Pa延时3秒）。 4.5.3.5　 2/3炉膛压力低低（﹣2490Pa延时3秒）。 4.5.3.6　 2/3汽包水位高高（﹢240mm延时3秒）：由运行人员控制将汽包水位升至﹢240mm后进行试验。 4.5.3.7　 2/3汽包水位低低（﹣330mm延时3秒）跳闸：在汽包高水位试验完成后恢复所有跳闸的设备，通过事故放水门或水冷壁下联箱将水位放至﹣330mm后进行试验。 4.5.3.8 总风量＜30%延时3秒跳闸。 4.5.3.9 全炉膛火焰丧失（任意磨组运行，运行燃烧器煤、油火检全部丧失）。 4.5.3.10 燃料丧失（此时磨煤机全停且所有油阀或跳闸阀关闭）。 4.5.3.11 火检冷却风丧失（火检冷却风压力低低2/3发延时10秒）。 4.5.3.12 汽机跳闸且高旁故障。 4.5.3.13 DCS故障（DCS故障任意信号发）。 4.5.3.14 点火失败。 4.5.3.15 手动MFT。 4.5.4 整个试验过程由运行人员与热工人员共同参与，除“汽包水位高、低”和“手动MFT”需要运行人员来完成外，其它试验项目均由热控人员来完成。 4.5.5 在试验过程中运行人员要确认MFT的动作项目和定值的准确性，以及MFT动作后的联动设备的正确性，并做好相关记录。 4.5.6 锅炉MFT后联动情况： 4.5.6.1 关燃油跳闸阀； 4.5.6.2 关全部油角阀； 4.5.6.3 退出所有油枪和点火枪； 4.5.6.4 关磨煤机冷、热风挡板，冷、热风截止门； 4.5.6.5 全部给煤机和磨煤机跳闸； 4.5.6.6 全部一次风机跳闸； 4.5.6.7 送风机的调节从自动切手动； 4.5.6.8 引风机的调节从自动切手动； 4.5.6.9 除尘器跳闸； 4.5.6.10 开所有辅助风挡板和周界风挡板； 4.5.6.11 关闭减温水截止门及调整门； 4.5.6.12 吹灰器跳闸； 4.5.6.13 送给CCS、SCS信号。 4.5.6.14 若MFT动作20秒后炉膛压力高高(+3240Pa)或炉膛压力低低（-2490Pa）则分别跳两台送风机或两台引风机。 4.6　 锅炉辅机联锁保护试验 4.6.1 空预器电机的保护及联锁试验： 4.6.1.1 试验前的准备工作 4.6.1.1.1 按照“空气预热器启动前的检查条件”检查空气预热器。 4.6.1.1.2 将空预器主、辅电机电源开关送至“工作”位置。 4.6.1.2 空气预热器主、辅电机的联锁： 4.6.1.2.1 启动空预器主电机运行，空预器进口烟门及空预器出口一、二次风门联锁开启，用事故按钮手动停止主电机，空预器辅电机应自启动。 4.6.1.2.2 再次启动空预器主电机运行，延时5秒后空预器辅电机应自动停运。 4.6.1.2.3 停止空预器主电机运行，空预器进口烟门及空预器出口一、二次风门应联锁关闭。 4.6.1.2.4 启动空预器主电机运行，联系检修热工人员模拟空预器入口烟温＞120℃，手动停空预器主电机应不能停止运行；同样空预器辅电机也不停止运行。 4.6.1.2.5 保持两台空预器运行做引风机的保护及联锁试验。 4.6.2 　 引风机轴承冷却风机联锁试验： 4.6.2.1 启动A冷却风机投入联锁，选定B风机做为备用风机，由热控人员短接引风机轴承温度≥90℃， B冷却风机应联启；同样方法试验引风机轴承温度≥90℃联启A风机。 4.6.2.2 启动A冷却风机投入联锁，并在联锁选择站上选定B风机做为备用风机，用事故按钮停止A风机，B风机应联启；同样方法试验B风机停联启A风机。 4.6.3 引风机的保护及联锁试验 4.6.3.1 试验前的准备工作 4.6.3.1.1 按照“引风机启动前的检查条件”检查引风机系统。 4.6.3.1.2 将引风机电机电源开关送至“试验”位置。 4.6.3.1.3 引风机轴承冷却风机联锁试验正常，并保持一台轴承冷却风机运行。 4.6.3.1.4 两台空预器运行。 4.6.3.1.5 启动引风机。 4.6.3.1.6 启动对应侧送风机运行。 4.6.3.2 联系热工检修人员分别模拟以下信号进行引风机跳闸保护确认 4.6.3.2.1 引风机振动大（≥5.6mm/s ）； 4.6.3.2.2 引风机轴承温度高II值（≥100℃）； 4.6.3.2.3 引风机电机轴承温度高II值（≥100℃）； 4.6.3.2.4 引风机电机定子线圈温度高II值（≥135℃）； 4.6.3.2.5 同侧空预器跳闸延时10分钟引风机跳闸； 4.6.3.2.6 事故按钮按下； 4.6.3.2.7 电气保护动作。 4.6.4 送风机液压润滑油泵联锁试验 4.6.4.1 检查两台送风机润滑油泵满足启动条件。 4.6.4.2 在就地启动A油泵且润滑油泵运行正常，投入联锁开关，将B油泵做为备用泵，手动停止A油泵B油泵应联启；同样方法做B油泵停联启A油泵试验。 4.6.4.3 启动A油泵，且润滑油泵运行正常，投入联锁开关，将B油泵做为备用泵，由热控人员短接油泵出口压力≤0.8Mpa延时15秒，B油泵应联启；同样方法做B油泵出口压力≤0.8Mpa联启A油泵试验。 4.6.4.4 送风机液压润滑油温联锁试验：由热工人员短接油温≤25℃投电加热器，≥35℃停电加热器。 4.6.5　 送风机的保护及联锁试验 4.6.5.1 试验前的准备工作： 4.6.5.1.1 按照“送风机启动前的检查条件”检查送风机系统。 4.6.5.1.2 将送风机电机电源开关送至“试验”位置。 4.6.5.1.3 送风机液压润滑油泵联锁试验正常，保持一台油泵运行且油压正常。 4.6.4.1.4 送风机启动条件已满足。 4.6.5.1.5 启动送风机运行。 4.6.5.2 联系热控人员分别模拟以下信号进行送风机跳闸保护确认 4.6.5.2.1 送风机轴承温度高II值（≥110℃）； 4.6.5.2.2 送风机电机轴承温度高II值（≥95℃）； 4.6.5.2.3 送风机电机定子线圈温度高II值（≥135℃）； 4.6.5.2.4 同侧引风机跳闸； 4.6.5.2.5 送风机喘振关小送风机动叶； 4.6.5.2.6 送风机振动≥7.1mm/s 4.6.5.2.7 同侧空预器跳闸延时10分钟送风机跳闸； 4.6.5.2.8 送风机事故按钮按下； 4.6.5.2.9 电气保护动作。 4.6.6 一次风机润滑油系统联锁试验 4.6.6.1 检查两台一次风机润滑油泵满足启动条件。 4.6.6.2 在就地启动A油泵且润滑油泵运行正常，投入联锁开关，将B油泵做为备用泵，手动停止A油泵B油泵应联启；同样方法做B油泵停联启A油泵试验。 4.6.6.3 启动A油泵，且润滑油泵运行正常，投入联锁开关，将B油泵做为备用泵，由热控人员短接油泵出口压力≤0.05Mpa，B油泵应联启；同样方法做B油泵出口压力≤0.05Mpa联启A油泵试验。 4.6.6.4 送风机液压润滑油温联锁试验：由热工人员短接油温≤28℃投电加热器，≥42℃停电加热器。 4.6.7　 一次风机的保护及联锁试验 4.6.7.1　 试验前的准备工作 4.6.7.1.1 按照“一次风机启动前的检查条件”检查一次风机系统。 4.6.7.1.2 将一次风机电机电源开关送至“试验”位置。 4.6.7.1.3 同侧引、送风机运行。 4.6.7.1.4 两台空预器运行。 4.6.7.2　 联系热控检修人员分别模拟以下信号进行一次风机跳闸保护确认： 4.6.7.2.1　 一次风机轴承振动大II值（≥9.5mm/s）； 4.6.7.2.2 一次风机轴承温度高II值（≥90℃）； 4.6.7.2.3 一次风机电机轴承温度高II值（≥90℃）； 4.6.7.2.4 一次风机电机定子线圈温度高II值（≥120℃）； 4.6.7.2.5 同侧送风机跳闸； 4.6.7.2.6 MFT动作联跳一次风机； 4.6.7.2.7 一次风机事故按钮按下； 4.6.7.2.8 电气保护动作。 4.6.8　 密封风机的联锁试验 4.6.8.1　 由热工人员模拟任意一次风机运行信号，查A密封风机联锁启动，同样方法做B密封风机联锁启动试验。 4.6.8.2　 保持A密封风机运行，投入密封风机联锁开关，将B风机做为备用风机，由热控人员短接密封风母管与一次风母管压差≤2Kpa，延时10秒B密封风机应联启；同样方法做B密封风风机与一次风母管压差≤2Kpa联启A密封风机。 4.6.8.3　 保持A密封风机运行，投入密封风机联锁开关，将B风机做为备用风机，用事故按钮停止A密封风机 B密封风机应联启；同样方法做B密封风机停联启A密封风机。 4.6.8.4　 联系热控人员模拟两台一次风机全停，检查A(B)密封风机应联锁停运。 4.6.8.5 将密封风机就地切换开关置远控位，在CRT画面中用同样方法进行密封风机联锁试验。 4.6.9　 火检冷却风机的联锁试验 4.6.9.1　 启动A火检冷却风机，投入联锁开关，将B火检冷却风机做为备用风机，用事故按钮停止A火检冷却风机 B火检冷却风机应联启；同样方法做B火检冷却风机停联启A火检冷却风机。 4.6.9.2　 保持A火检冷却风机运行，将B火检冷却风机做为备用风机，由热控人员模拟火检冷却风母管压力低≤5Kpa应联启B火检冷却风机；同样方法做另一侧试验。 4.6.9.3 火检冷却风机停运闭锁条件 4.6.9.3.1 炉膛出口烟气温度＞80℃ 4.6.9.3.2 锅炉MFT动作后 4.6.9.4 启动A火检冷却风机，投入联锁开关，将B火检冷却风机做为备用风机，由热控人员模拟炉膛出口烟气温度大于80℃，远方将不能停止A火检冷却风机，然后启动B火检冷却风机运行，手动停止A火检冷却风机备用，同样方法做B火检冷却风机联锁试验。 4.6.9.5 将火检冷却风机就地切换开关置远控位，在CRT画面中用同样方法进行火检冷却风机联锁试验。 4.6.10　 暖风器疏水泵保护联锁试验： 4.6.10.1　 试验前的准备工作 4.6.10.1.1 将暖风器疏水泵的电源送至“工作”位置。 4.6.10.1.2 在暖风器疏水泵试验前必须将暖风器疏水箱补至正常水位，严禁无介质进行试验。 4.6.10.1.3 做暖风器疏水泵试验时必须将暖风器疏水泵出口母管电动门关闭，开启暖风器疏水箱再循环门进行试验。 4.6.10.2　 暖风器疏水泵的保护试验： 4.6.10.2.1　启动两台疏水泵运行，投入联锁开关，将B疏水泵选定为备用泵，将疏水箱水位降至≤300mm（或短接）后应联停B疏水泵；同样方法做疏水箱水位≤300mm联停A疏水泵。 4.6.10.2.2　启动两台疏水泵运行，将疏水箱水位降至≤200mm（或短接）后两台泵应全停。 4.6.10.3　 暖风器疏水泵的联锁试验 4.6.10.3.1　启动A疏水泵，投入联锁开关，将B疏水泵做为备用泵，用事故按钮停止A疏水泵B疏水泵应联启；同样方法做B泵跳闸联启A泵试验。 4.6.10.3.2　保持A疏水泵运行，投入联锁开关，将B疏水泵做为备用泵，将疏水箱水位升至≥700mm（或短接）后B疏水泵应联启；同样方法做疏水箱水位≥700mm联启A疏水泵。 4.6.10.3.3 保持A疏水泵运行，投入联锁开关，将疏水箱水位降至≤200mm（或短接）后应联锁停止运行疏水泵；同样方法做另一侧联停试验。 4.7 锅炉大联锁试验 4.7.1 锅炉大联锁试验规定 4.7.1.1 锅炉大修或联锁装置检修后做动态试验，锅炉小修后做静态试验，以验证其可靠性。 4.7.1.2 大联锁试验前做各转机联锁及保护试验均合格。 4.7.1.3 大联锁试验必须经值长同意，并汇报专业。 4.7.1.4 大联锁试验不合格禁止锅炉启动。 4.7.2 试验前的准备 4.7.2.1 试验前检查所有检修工作确已结束，检修工作票已全部终结，转动机械具备启动条件。 4.7.2.2 运行人员配合电气检修、热工有关人员进行此项试验。 4.7.2.3 联系电气送电，静态试验时6KV转机只送操作电源（电源开关送至试验位置），其它设备电源送至工作位置；动态试验时所有设备电源均送至工作位置。 4.7.2.4 关闭燃油系统供回油手动门。 4.7.2.5 投入锅炉大联锁，联系热工人员复归MFT。 4.7.3 试验方法 4.7.3.1 电源送好后，依次启动两台空预器、引风机、送风机、一次风机、密封风机、磨煤机、给煤机、开启燃油跳闸阀。 4.7.3.2 停止一台空预器，辅电机应联启。若辅电机未联启则延时10分钟跳闸对应侧引风机、送风机、一次风机，选择性跳闸磨组、保留最下层两台磨组运行，并发跳闸信号，联锁关闭相应跳闸空预器入口烟门及出口风门，关闭跳闸风机静叶、动叶及出入口风门；跳闸磨煤机的出口煤阀关闭，入口冷、热风门及快关阀均关闭。 4.7.3.3 依次合上跳闸转机，同上方法，做另一侧空预器跳闸试验。 4.7.3.4 依次合上跳闸转机，停止两台空预器，辅电机应联启。若辅电机未联启延时10分钟跳闸全部运行的引风机、送风机、一次风机磨组，并发MFT跳闸信号，跳闸磨煤机的出口煤阀关闭，入口冷、热风门及快关阀均关闭；燃油跳闸阀关闭；空预器入口烟门、出口风门及引、送风机静叶、动叶保持不动。 4.7.3.5 依次合上跳闸转机，停止一台引风机，同侧送风机、一次风机跳闸、选择性跳闸磨组、保留最下层两台磨组运行，并发跳闸信号，联锁关闭跳闸风机静叶、动叶及出入口风门；跳闸磨煤机的出口煤阀关闭，入口冷、热风门及快关阀均关闭。 4.7.3.6 依次合上跳闸转机，同上方法，做另一侧引风机跳闸试验。 4.7.3.7 依次合上跳闸转机，停止两台引风机，跳闸所有运行的送风机、一次风机及磨组，并发MFT跳闸信号，联关跳闸磨煤机的出口煤阀，入口冷、热风门及快关阀，其它风门、挡板及引、送风机静、动叶保持不动；燃油跳闸阀关闭。 4.7.3.8 依次合上跳闸转机，停止一台送风机，同侧引风机、一次风机跳闸，选择性跳闸磨组、保留最下层两台磨组运行，并发跳闸信号，关闭跳闸风机静叶、动叶及出入口风门，联关送风机出口联络门；联关跳闸磨煤机的出口煤阀，入口冷、热风门及快关阀。 4.7.3.9 依次合上跳闸转机，同上方法，做另一侧送风机跳闸试验。 4.7.3.10 依次合上跳闸转机，停止两台送风机，联跳全部的引风机、一次风机、磨煤机、给煤机，并发跳闸信号，跳闸磨煤机的出口煤阀关闭，入口冷、热风门及快关阀均关闭，其它风门、挡板保持原位；燃油跳闸阀关闭。 4.7.3.11 依次合上跳闸转机，停止一台一次风机, 选择性跳闸磨煤机和给煤机、保留最下层两台磨煤机和给煤机运行，并发跳闸信号，跳闸磨煤机的出口煤阀关闭，入口冷、热风门及快关阀均关闭；跳闸一次风机出入口风门关闭。 4.7.3.12 依次合上跳闸转机，同上方法，做另一侧一次风机跳闸试验。 4.7.3.13 依次合上跳闸转机，停止两台一次风机运行，联跳密封风机及全部磨煤机、给煤机，并发跳闸信号，跳闸磨煤机的出口煤阀关闭，入口冷、热风门及快关阀均关闭；一次风机出入口风门应关闭；燃油跳闸阀关闭。 4.7.3.14 任一磨煤机跳闸联跳给煤机，并发跳闸信号，联关跳闸磨煤机的出口煤阀，入口冷、热风门及快关阀。 5　 锅炉安全门校验 5.1 经过检修或调整过的安全门，必须进行安全门的校验，以检验安全门动作的正确性。 5.2 安全门校验应安排在检修后机组启动过程中进行，校验前应满足下列条件 5.2.1 锅炉检修工作已结束，具备点火条件。 5.2.2 汽机侧做好安全措施：关闭高压主汽门、中压主汽门、高排逆止门，汽轮机盘车已投入，汽轮机已抽真空。 5.2.3 安全门校验所需要的压力表必须经过校验，校验时以就地压力表为准。 5.3 安全门的校验顺序：先进行主汽系统，后进行再热蒸汽系统；由高压至低压逐台进行校验。 5.4 安全门的校验只允许使用油枪进行升压。 5.5 校验前将安全门加装压板制动。 5.6 安全门的校验步骤 5.6.1 锅炉点火后严格按照炉水饱和温度温升率来控制升温、升压速度。 5.6.2 主汽压力升至0.7MPa时通知汽机开启高、低压旁路系统。 5.6.3 由检修人员将待校验的安全门的压板取下，其余未校的安全门仍用压板制动。 5.6.4 当主汽压力接近校验压力整定值时应控制燃烧率保持压力缓慢升至安全门整定值，由检修人员进行安全门整定，当安全门起座后可采用降低燃烧率或控制高、低压旁路降低压力使安全门回座。 5.6.5 由专人记录安全门的起座、回座压力值，若安全门的动作值与整定值相同则该安全门合格；若动作值与整定值不一致应由检修人员进行调整，直至试验合格为止。 5.6.6 安全门校验过程中汽压可通过调整燃烧率和控制高、低旁的开度来调节。 5.6.7 安全门校验完毕后应保持燃烧稳定，检查安全门是否有泄露，并拆除所有制动压板。 5.6.8 校验工作结束后锅炉是否降压熄火，按照值长命令执行。 5.7　 安全门校验的注意事项： 5.7.1 安全门的校验应由总工程师指定专人负责，并有运行、检修、安监部专责人参加，运行操作由值长统一指挥。 5.7.2 在安全门校验过程中汽压升、降应听从指挥，严禁锅炉超压。 5.7.3 在安全门起、回座时由于会形成“虚假”水位，使汽包水位波动较大，应汇报总工将汽包水位保护解除，并派专人监视调整汽包水位，待校验完毕后投入汽包水位保护。 5.7.4 严格控制过热器、再热器管壁不得超温。 5.7.5 安全门校验前要试验并确保过热器和再热器出口对空排汽门远操可靠，防止高低旁跳闸后锅炉受热面超压。 5.8　 锅炉受热面安全门的实际排放试验：经过校验后的安全门应进行一次实际排放试验，此外每年要进行一次安全门的实际排放试验，检验安全门动作的可靠性以及安全门整定后动作压力值的准确性。 5.9　 过热器电磁释放阀（PCV阀）的校验： 5.9.1 电磁释放阀（PCV阀）有两套控制操作器：分别布置在DCS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阀的试验时两套系统均应进行试验。PCV阀正常运行时在DCS画面投入就地方式，在就地控制柜上投入自动。 5.9.2 电磁释放阀（PCV阀）的动作试验： 5.9.2.1 由热控人员短接PCV阀压力测点≥18.13 Mpa时PCV阀应打开。 5.9.2.2 由热控人员短接PCV阀压力测点≤17.77 Mpa时PCV阀应关闭。

6　 锅炉启动 6.1　 锅炉启动状态划分： 6.1.1 冷态启动：锅炉无压力，过热器或再热器出口管璧温度为环境温度。 6.1.2 温态启动：主汽压力2.5～4MPa，过热器或再热器出口管壁温度250℃～290℃； 6.1.3 热态启动： 主汽压力4～5.8MPa，过热器或再热器出口管壁温度360℃～425℃； 6.1.4　 极热态启动：主汽压力5.8～8.8MPa，过热器或再热器出口管壁温度450℃。注:温态、热态、极热态统称为热态启动。 6.2　 锅炉冷态启动 6.2.1　 锅炉启动前检查及准备 6.2.1.1　 接到锅炉启动命令后，值班员应通知各岗位做好启动前的准备工作，通知除灰、化学、输煤做好相应的准备工作。 6.2.1.2　 确认锅炉检修工作已全部结束，工作票已全部终结，安全措施已恢复。 6.2.1.3　 炉本体检查 6.2.1.3.1 检查炉膛、烟道、各受热面、风道内无人工作，无杂物及工器具遗留，受热面清洁。 6.2.1.3.2 检查炉墙、风烟管道及所有受热及承压管道、阀门保温完整，膨胀指示器位置正确且完好。 6.2.1.3.3 检查各人孔、看火孔、检查孔开关灵活，检查完毕后关闭严密。 6.2.1.3.4 检查喷燃器喷口完整，无结焦变形现象，各油枪喷嘴完整齐全，火检探头位置正确，管道连接完好。 6.2.1.3.5 检查各风烟挡板传动装置完好，位置指示正确。 6.2.1.3.6 炉底水封投入且水位正常，开启液压关断门。 6.2.1.4　 转动机械的检查 6.2.1.4.1 检查各转机安全遮拦及保护罩完整牢固，靠背轮联接完好，地脚螺丝 牢固无松动现象，所有制动的挡板和堵板应拆除。 6.2.1.4.2 各部轴承及油箱内润滑油洁净，油质良好，油位计完整且有高、低及正常油位线，油位正常。 6.2.1.4.3 各轴承温度计齐全好用，润滑油系统油压表和温度表完好，轴承冷却 水充足，水压正常，排水管道畅通。 6.2.1.4.4 刮板捞渣机水封建立，水位正常。 6.2.1.4.5 电动机的检查参照电气运行规程。 6.2.1.4.5 事故按钮应完好并附有保护罩。 6.2.1.5　 制粉系统的检查 6.2.1.5.1 检查制粉系统内部无杂物及自燃现象，如有上述情况应进行彻底清理，否则严禁制粉系统启动。 6.2.1.5.2 原煤仓煤位正常，原煤仓出口门均在全开状态。 6.2.1.5.3 给煤机无检修工作，各孔、门关闭。 6.2.1.5.4 给煤机入口门开启，给煤机密封风门开启。 6.2.1.5.5 给煤机就地控制柜已送电且指示正常，各选择开关位置正确。 6.2.1.5.6 给煤机电机及给煤机清扫电机的减速箱油质清洁，油位正常。 6.2.1.5.7 磨煤机入口冷、热风关断门关。 6.2.1.5.8 检查石子煤斗入口闸板开关灵活，石子煤斗内洁净无杂物。 6.2.1.5.9 磨煤机润滑油站就地控制柜已送电且指示正常，磨煤机润滑油站油箱油位正常，油质合格。冷油器冷却水畅通，进、出水门开、关灵活。 6.2.1.5.10 磨煤机润滑油泵正常，出、入口门开启，滤网清洁，电加热器正常。 6.2.1.5.11 密封风机地脚螺丝牢固，靠背轮联接完好，轴承润滑油质合格，油位正常，各表计完好。 6.2.1.6　 水位计的检查 6.2.1.6.1 就地水位计保温完整，云母片、灯管齐全完好，云母片清晰透明，保护罩完好，照明充足(应有工作和事故两套照明电源)。 6.2.1.6.2 水位计标尺刻度清晰正确，正常及高、低水位线有明显刻度标志。 6.2.1.6.3 水位计远传装置接线良好，水位显示正常。 6.2.1.7　 阀门、风门挡板、管道的检查： 6.2.1.7.1 检查阀门的名称、标志牌、编号及开关方向清晰正确，位置指示明确，实际位置与CRT位置指示相符，限位开关良好及阀门开、关良好。 6.2.1.7.2 检查阀门的法兰连接及盘根完好，高温阀门保温齐全完好。 6.2.1.7.3 电动阀门的电机良好，切换手柄齐全，手动开关灵活无卡涩。 6.2.1.7.4 风门挡板的电、气动传动装置良好，曲柄、连杆销子连接牢固。 6.2.1.7.5 气动阀门、挡板的气源压力正常，无漏气现象。 6.2.1.7.6 安全门完整，无妨碍其动作的障碍物，排气管、疏水管畅通。 6.2.1.7.7 管道各部的支吊架牢固完好，需要加保温的管道保温完整。 6.2.1.7.8 所有管道表面清洁，色环与介质流动方向齐全正确，符合《电力工业技术管理法规》的规定。 6.2.1.8　 检查燃油系统，油罐油位正常并做好供油泵启动前的准备工作。 6.2.1.9　 启动辅机油站（包括送风机、磨煤机油站等）运行。 6.2.1.10　 汇报值长,联系燃运值班员给所有原煤仓上满煤。 6.2.1.11　 通知除灰值班员做好电除投运前的准备工作。 6.2.1.12　 投入锅炉的联锁保护装置。 6.2.2　 锅炉上水 6.2.2.1　 锅炉进水水质必须是化验合格的除盐水，如果上水前炉内有水应联系化学取样化验，若不合格应全部放掉，重新上水冲洗直至合格。 6.2.2.2　 锅炉上水一般在点火前4～6小时进行，上水温度控制在35℃～70℃，上水时间夏季为2～3小时，冬季为3～4小时，上水流量≯60T/H，锅炉上水应缓慢均匀进行。 6.2.2.3　 检查给水系统正常,给水泵启动条件满足，启动一台给水泵运行,检查给水泵电流、压力正常,通过给水旁路调节阀向锅炉上水。 6.2.2.4　 上水期间控制汽包壁温≯50℃。 6.2.2.5　 当水位上至汽包水位计可见水位(－200mm)时停止上水，打开省煤器再循环门(在水冷壁爆管或省煤器泄露时严禁打开)。 6.2.2.6　 联系化学值班员化验炉水品质是否合格，若炉水不合格，汇报值长可打开水冷壁下联箱放水门进行换水，直至炉水清澈透明后关闭水冷壁下联箱放水门，当给水Fe≤75ug/l，允许锅炉点火。 6.2.2.7　 上水前、后要记录各部膨胀指示，检查受热面膨胀是否正常,若发现膨胀有异常情况，必须查明原因并予以消除，否则禁止锅炉启动。 6.2.2.8　 上水过程中应检查管道、阀门等处是否有泄漏现象，停止上水后继续观察水位的变化情况，判断系统的严密性。 6.2.3　 炉底蒸汽加热 6.2.3.1　 炉底蒸汽加热投入程序 6.2.3.1.1 开启高压辅汽联箱至炉底加热管道疏水门、炉底蒸汽加热联箱进汽手动门及疏水门，缓慢开启高压辅汽联箱至炉底加热总门，进行疏水暖管。 6.2.3.1.2 暖管结束后关闭联箱疏水门，全开高压辅汽联箱至炉底加热总门，再缓慢开启水冷壁各下联箱的蒸汽加热分门(不应出现水击现象)。 6.2.3.1.3 汽压升至0.17～0.34MPa时，空气门冒汽后关闭空气门。 6.2.3.1.4 汽压升至0.4MPa时冲洗水位计,通知热工冲洗压力表管和水位变送器，并核对汽包水位。 6.2.3.1.5 汽压升至0.5MPa水温不超过150℃(约须2小时)时，热紧螺丝，解列炉底蒸汽加热，关闭蒸汽加热进气电动门和手动门，关闭高压辅汽联箱至炉底加热总门，开启炉底蒸汽加热联箱疏水门，疏水完毕后关闭疏水门。 6.2.3.2　 炉底蒸汽加热注意事项： 6.2.3.2.1 加热过程应缓慢进行，按炉水饱和温度升温率28～56℃/h控制，严格控制汽包壁温差≯50℃。 6.2.3.2.2 加热期间炉水膨胀将使汽包水位不断上升，当水位高于＋125mm时，可用事故放水门和定期排污门进行放水(在投入炉底蒸汽加热时不得使用水冷壁下联箱放水门进行放水)，控制汽包水位正常。 6.2.3.2.3 加热前和加热后要记录各部膨胀指示，检查各部膨胀是否均匀。 6.2.3.2.4 加热过程中炉膛不得通风。 6.2.4 　 燃油泄漏试验燃油检漏试验在炉膛吹扫前进行，检漏失败引起MFT动作，检漏成功作为锅炉点火允许条件之一。原则上每次点火前都必须经燃油泄漏试验。根据实际情况，经值长同意可以手动旁路燃油泄漏试验。 6.2.4.1 满足以下燃油泄漏试验条件： 6.2.4.1.1 全部油角阀关闭； 6.2.4.1.2 燃油快关阀关闭； 6.2.4.1.3 燃油回油快关阀关闭； 6.2.4.1.4 燃油压力正常； 6.2.4.1.5 无MFT跳闸条件； 6.2.4.1.6 燃油进油调节阀开。 6.2.4.2 启动燃油泄漏试验，检查燃油泄漏试验按以下程序进行： 6.2.4.2.1 开燃油快关阀对管路充油，在1分钟内若油母管压力≥3.0Mpa，关闭燃油快关阀；若油母管压力未达到3.0Mpa，则油检漏失败，试验中断。 6.2.4.2.2 5分钟内燃油快关阀前后差压大于0.1Mpa，则油检漏失败，试验中断。 6.2.4.2.3 若燃油快关阀前后压差小于0.1Mpa，开回油阀，管路泄油；若差压大于0.1Mpa，则泄油检漏成功，否则延时70秒后差压仍小于0.1Mpa，则油母管泄油失败，油检漏失败。 6.2.4.2.4 燃油系统泄漏试验完成后，开启炉前油系统吹扫蒸汽总门及管道疏水门进行暖管，待暖管结束后调节吹扫蒸汽压力在0.5～0.7Mpa，温度250℃。 6.2.5　 炉膛吹扫 6.2.5.1　 投入燃油吹扫蒸汽系统并进行充分疏水。 6.2.5.2 启动一台供油泵运行，油系统充压并开启本炉燃油再循环门，检查并投入炉前油系统。 6.2.5.3 检查确认所有保护、联锁在投入位置，炉膛出口烟温探针投入。 6.2.5.4　 联系热工人员投入炉膛火焰电视。 6.2.5.5 检查炉膛冷灰斗、炉底刮板捞渣机渣箱的水封建立。 6.2.5.6 通知电除尘值班员投入除尘器各振打、加热装置。 6.2.5.7 启动风烟系统 6.2.5.7.1 确认系统已按启动检查操作卡检查完毕，符合启动条件； 6.2.5.7.2 确认空预器启动条件满足，启动A、B空预器运行； 6.2.5.7.3 检查引、送风机启动条件满足，启动一侧的引、送风机，调节炉膛负压正常； 6.2.5.7.4 按相同程序启动另一侧引、送风机运行。 6.2.5.8　 炉膛吹扫程序 6.2.5.8.1 引、送风机启动正常后调整风量在额定风量的30%～40％间，维持炉膛负压在﹣50Pa。 6.2.5.8.2 启动一台火检冷却风机运行，运行正常后投入联锁开关，检查各煤、油火焰检测器冷却风门开启，且风压大于5Kpa。 6.2.5.8.3 置二次风挡板为△P控制，维持二次风与炉膛差压△P在400Pa；检查底层二次风AA全开，顶部两层燃尽风OFA1/OFA2全关，A、B、C、D、E层周界风全关。 6.2.5.8.4 从CRT画面中调出FSSS的功能区—炉膛吹扫，确认以下许可条件满足： 1)两台除尘器全停； 2)两台一次风机全停； 3)所有磨煤机停运； 4)所有给煤机停运； 5)燃油快关阀关闭； 6)燃油角阀全关； 7)至少一对送/引风机在运行； 8)总风量≥30%； 9)炉膛负压正常（无跳闸）； 10)汽包水位正常（无跳闸）； 11)无MFT跳闸指令； 12)两台空预器运行； 13)全炉膛无火； 14)辅助风挡板在吹扫位。 15)燃油泄漏试验完成。 6.2.5.8.5 以上条件均满足后在炉膛吹扫站上按下“启动吹扫”按钮，吹扫计时开始， “吹扫进行”指示灯亮，5分钟后吹扫完成，MFT继电器复位进入点火程序。在吹扫过程中若以上许可条件任一不满足(或丧失)，则吹扫中断，“吹扫中断”指示灯亮，待所有许可条件满足后重新启动吹扫。 6.2.5.8.6 点火前的吹扫由人工启动进行；跳闸后吹扫是在满足吹扫条件后自动进行。 6.2.5.8.7 吹扫完成后，如30分钟不点火，则要求重新进行点火前吹扫，并引起MFT动作。 6.2.6 　锅炉点火 6.2.6.1　 炉膛吹扫完成后开启油母管跳闸阀和回油关断电磁阀，关闭燃油再循环阀，用回油调节阀调整燃油压力正常(3.0MPa)。 6.2.6.2　 从CRT画面中调出FSSS的功能区—炉膛点火，确认投油允许条件满足： 6.2.6.2.1 燃油压力正常(不报警)； 6.2.6.2.2 燃油温度正常（不报警）； 6.2.6.2.3 火检冷却风压力满足； 6.2.6.2.4 总风量≥30%； 6.2.6.2.5 无MFT跳闸信号； 6.2.6.2.6 无OFT跳闸信号； 6.2.6.2.7 油母管跳闸阀开； 6.2.6.2.8 油检漏已完成； 6.2.6.3　 以上这些条件满足后，CRT画面上显示“投油允许”后允许投入油枪。 6.2.6.4　 锅炉点火投油 6.2.6.4.1 点火时尽可能投入下层(AB层)油枪，按“AB、CD、DE层”的顺序投入油枪，使炉膛均匀受热。 6.2.6.4.2 油枪启动分为单只油枪和层控启动：单只油枪的启动可任意选择，层控以单只油枪为基础，每只油枪间隔15秒，顺序投入“#1\#3\#2\#4角”油枪。程控点火顺序： 1）油点火允许； 2）进油枪； 3）进点火枪； 4）点火枪打火时间为15s； 5）开油角阀； 6）若延时15s见火,点火成功，退点火枪； 7）若延时15s不见火,点火失败，关油角阀，退点火枪； 8）开蒸汽吹扫阀； 9）吹扫3min； 10）关吹扫阀； 11）退油枪。 6.2.6.4.3 正常情况下投油枪应以自动为主，如有缺陷应尽快联系检修处理。 6.2.6.4.4 锅炉投油初期，各角应每15分钟切换一次，以使锅炉均匀膨胀。 6.2.6.4.5 油枪层投运（三只油枪运行）后，维持燃油压力，检查二次风挡板随燃枪的投入数量的增加而逐渐全开。 6.2.6.4.6 油枪投运后必须从炉膛火焰电视上确认有火，且油火检强度正常，并到就地观察炉膛燃烧情况，若发现油枪着火但雾化不好时，要及时调整油压和各层二次风挡板，保证油枪雾化、燃烧良好。 6.2.6.4.6 若经调整后油枪有堵塞或不着火情况应立即停运处理。 6.2.6.4.7 油枪投运时要对炉前油系统加强检查，若发现油系统的管道、阀门及油枪软管接头处有漏油现象，要及时停运处理，严防火灾发生。 6.2.7　 锅炉升温升压 6.2.7.1　 锅炉点火起压后按照炉水饱和温度温升率以及金属温升率，控制升温、升压速度： 6.2.7.1.1 主汽压力0.98MPa以下饱和温度升温率每分钟≯0.5℃；汽包璧温差≯50℃。 6.2.7.1.2 主汽压力0.98MPa以上饱和温度升温率及璧温差按下表控制：汽包璧温 冷态启动 温态启动 热态启动汽包内外璧温差℃ 50 45 45 汽包上下璧温差℃ 50 48 50 饱和温度最大平均温升率℃/h 88 123 125 6.2.7.2　 锅炉点火后尾部竖井环形集箱疏水门、过热器各疏水门及主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门要保持全开。 6.2.7.3　 锅炉点火后应加强排污，使机组的水、汽品质符合“机组启动初期水汽品质控制指标”。 6.2.7.4　 主汽压力升至0.17～0.34MPa时，空气门冒汽后关闭所有空气门，关闭除尾部竖井下联箱疏水门及过热器疏水门外的全部疏水门。 6.2.7.5　 主汽压力升至0.4MPa时冲洗水位计，通知热工冲洗压力表管、冲洗水位变送器，并校对水位。 6.2.7.6　 主汽压力升至0.5MPa时通知检修热紧螺丝。 6.2.7.7　 主汽压力升至0.7MPa时联系汽机投入旁路，关闭尾部竖井下联箱疏水门及过热器出口疏水门，关闭再热器对空排汽。 6.2.7.8 锅炉点火后根据饱和蒸汽温升情况逐步增加油枪数量。 6.2.7.9　 在整个升温升压过程中要经常核对并严密监视汽包水位，及时调整水位正常。 6.2.7.10　 升压初期汽包水位上升可用定期排污系统和水冷壁下联箱放水门进行排污、放水（轮流开启放水门，每只全开时间不得超过30秒），但主汽压力大于5.2MPa后不得再开启。 6.2.7.11　 在升温升压过程中应严格控制炉膛出口烟温，锅炉负荷小于10％时应控制炉膛出口烟温应小于 538℃。 6.2.7.12　 在升温升压过程中应加强对各级过热器、再热器管壁温度的监视和控制，严防超温，如发现管壁温度异常应减弱燃烧，降低升压速度控制管壁温度正常。 6.2.7.13　 在锅炉投油燃烧期间应投入空预器的辅助汽源吹灰系统，至少每隔2小时对空预器吹灰一次。 6.2.7.14　 空预器入口二次风温低于20℃时投入暖风器运行。 6.2.7.15　 当主汽压力大于3.5MPa时若过热蒸汽温升不正常或两侧汽温偏差大，除适当调整并保持两侧油枪对称外，可采用打开过热器对空排汽阀消除过热器管内积水的方法处理，待主汽压力下降至0.5MPa后关闭，反复几次直至各级过热器温升均正常(注意汽包水位的控制，防止引发MFT)。 6.2.7.16　 主、再热汽压力和温度升至汽机要求冲转参数时，要维持锅炉稳定运行，以便冲转汽机、暖机和发电机并网，正常情况下油枪投入运行既可以满足汽机冲转要求的负荷率。 6.2.7.17 低负荷期间应减少减温水的用量，尽量通过燃烧调整使各参数稳定。 6.2.8　 发电机并网后锅炉操作 6.2.8.1　 检查一次风机及密封风机启动条件满足，启动两台一次风机运行，同时启动一台密封风机运行。 6.2.8.2　 一次风机启动前应开启待启动磨煤机出口煤阀及磨煤机冷一次风门和混合风门。 6.2.8.3　 调整一次风母管压力≮7.5Kpa ，密封风母管与磨碗压差正常。 6.2.8.4　 首次启磨时优先启动A、B磨组运行，且保证AB层和CD层油枪全部投运着火正常。 6.2.8.5　 联系除灰值班员锅炉准备投粉。 6.2.8.6　 首次投粉应满足的条件： 6.2.8.6.1 一、二次热风温度合适（＞177℃）； 6.2.8.6.2 汽包压力合适（＞3.5Mpa）； 6.2.8.6.3 二次风箱与炉膛差压合适； 6.2.8.6.4 相邻油层投运。 6.2.8.7　 确认磨组启动条件满足，启动磨组，检查磨煤机和给煤机运行正常，逐渐增加给煤机转速，并派专人到就地检查着火情况，逐渐减少油枪投入数量以适应锅炉负荷的要求。 6.2.8.8　 锅炉继续升温升压，控制主汽温度升温率＜1.5℃/min，主汽压力上升率＜0.1Mpa/min。 6.2.8.9　 第一台磨组给煤量达70％，启动第二台磨组运行。 6.2.8.10　 逐渐增加第二台给煤机转速使其与第一台给煤机转速同步，并投自动。 6.2.8.11　 投入两层制粉系统后，可以视情况再减少油枪运行。 6.2.8.12　 锅炉负荷＞50%，切换汽包水位为三冲量控制，并投水位自动。 6.2.8.13　 机组升负荷期间锅炉洗硅运行的规定： 6.2.8.13.1 升负荷过程中锅炉要加大连续排污进行洗硅，若炉水含硅量超标应停止升负荷加强洗硅,直至炉水含硅量合格后再继续升负荷。 6.2.8.13.2 在锅炉升压洗硅过程中根据主汽压力控制炉水SiO2和PO43-含量如下表所示：过 程 锅炉压力（MPa） PO43- SiO2 单 位第一阶段 10 2-7 ≤3.0 PPm 第二阶段 13 1-6 ≤1.6 PPm 第三阶段 15 0.5-4 ≤0.6 PPm 第四阶段 18 0.5-3 ≤0.2 PPm 6.2.8.13.3 压力等级的开始阶段磷酸根浓度可取其上限值，但在后期向下一个压力等级过渡时磷酸根浓度不能超过下一压力等级时的上限值。 6.2.8.13.4 在通过调节排污量的情况下，尚不能保持炉水或蒸汽含硅量在控制值内时应降压运行。 6.2.8.13.5 在炉水中二氧化硅含量必须下降到下一压力等级的限制值以下才能升压，升压后蒸汽中二氧化硅的含量要合格，否则也应降压运行。 6.2.8.13.6 洗硅运行阶段应加强锅炉连续排污，必要时可开启定排以加快系统的净化。 6.2.8.14　 联系汽机启动第二台给水泵运行，调整水位正常后准备启C层制粉系统。 6.2.8.15　 当A、B给煤机转速达70％时，启动C层制粉系统，逐渐增加C层给煤机转速，使之与A、B层给煤机转速一致，给煤机控制投自动。 6.2.8.16　 锅炉负荷在50％以上时，检查炉膛燃烧情况良好，撤出全部油枪，油系统打循环备用。通知电除尘值班员投入电除尘器运行。 6.2.8.17　 分别投入过热汽温，再热汽温自动控制，燃烧器摆角控制投自动。 6.2.8.18　 视负荷增加情况投另一台制粉系统，待燃烧稳定锅炉负荷在60％以上时锅炉全面吹灰一次。 6.2.8.19　 对锅炉进行全面检查，确认各部无泄漏，按汽机要求升至满负荷，锅炉主控投自动。 6.3　 锅炉热态启动 6.3.1　 热态启动前的检查与准备各项检查与准备同冷态启动基本相同。 6.3.2　 锅炉点火升温升压 6.3.2.1　 锅炉热态启动吹扫、点火步骤与冷态启动相同，以点火前锅炉的压力温度值为起点，按“热态启动曲线”控制升温升压速度。 6.3.2.2　 锅炉点火后，尽快投入旁路系统，以提高蒸汽温度，满足汽机冲转要求。 6.3.2.3　 汽机冲转时，应保证主、再热蒸汽压力、温度满足汽机要求；并保持各参数稳定。 6.3.2.4　 冲转前可以启动一层制粉系统运行。 6.3.3　 汽机并网后锅炉操作 6.3.3.1　 机组并网后，应尽快将负荷恢复到跳闸前的工况点，按“热态启动曲线”升温升压。 6.3.3.2　 锅炉尽早做好启动其它制粉系统的准备，以免延误汽机带负荷。其它操作同冷态启动相同。 6.4　 锅炉冷、热态启动的注意事项及启动监督 6.4.1　 锅炉点火前，油枪应清理干净，燃油及蒸汽吹扫管路中的水和杂质等应尽可能放尽，点火前尽可能提高二次风温。 6.4.2　 油层投运，应逐层逐组进行，尽量对称投用，并定期切换、注意检查油枪雾化及着火燃烧情况，严禁未点的燃油枪向炉内喷油，还应到现场检查无燃油泄漏等。 6.4.3　 锅炉启动过程中，应严格控制空预器冷端平均温度，并加强对烟风温度的监视和分析，蒸汽参数符合规定时，应加强空预器吹灰。 6.4.4　 点火升压初期，可用定期排污进行放水，控制因膨胀引起的汽包水位的上升。 6.4.5　 锅炉不连续进水时，省煤器再循环门必须开启，防止损坏省煤器。 6.4.6　 锅炉启动过程中，应严格进行汽水品质的监督和控制，启动阶段具体指标按化学要求控制。 6.4.7　 锅炉启动过程中，严格按锅炉启动曲线要求控制升温升压速度，严密监视过热器、再热器金属壁温和汽温在允许范围内，并且其温度变化率控制在合格范围内，锅炉两侧汽温差不超过15℃，两侧烟温差不超过50℃。 6.4.8　 在锅炉上水和点火升温期间，汽包壁最大温差严格按照锅炉启动曲线规定≯50℃。 6.4.9　 在锅炉负荷≤10%BMCR时，炉膛出口烟温不得超过538℃。 6.5　 禁止锅炉启动的条件 6.5.1　 影响锅炉启动的系统和设备检修工作未结束,工作票未注销或检修工作虽已结束,但经有关人员验收不合格。 6.5.2　 大修后的锅炉未进行水压试验或试验不合格。 6.5.3　 锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度表、压力表、炉膛压力表、水位表等主要仪表缺少或失灵且无其它监视手段。 6.5.4　 锅炉安全门、电磁泄放阀、燃油速断阀、事故放水门经试验动作不正常。 6.5.5　 DCS控制系统中炉膛安全监控系统(FSSS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、数据采集系统(DAS)不能正常投入。 6.5.6　 旁路系统因故障不能投入运行。 6.5.7　 经化验给水、炉水水质不合格。 6.5.8　 锅炉静态联锁试验、主保护传动试验不合格。