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50MW锅炉运行规程
（修订版）
总 则
1.本锅炉使用维护说明书提供了锅炉设备使用的原则性要求和注意事项，用户和电厂设计方应根据本说明书的要求和其它设备、DCS系统操作使用要求及国家和行业的有关标准，编写成完整的电厂操作运行规程。
2.锅炉机组启运前，应根据设计文件及有关规程制定符合设计、设备特点的启动试运行调整方案及措施.
第一章、锅炉机组设备规范及特性
第一节、基本特性
1、锅炉参数
HX175/13.7-Q型锅炉为超高压中间再热自然燃气炉
锅炉额度蒸发量： 175t/h
过热蒸汽压力： 13.7MPa(g)
过热蒸汽温度： 571℃
给水温度： 258℃
再热蒸汽设计流量： 134.2t/h
再热器进口蒸汽压力： 2.74MPa(a)
再热进口蒸汽温度： 355℃
再热器出口蒸汽压力： 2.54MPa(a)
再热器出口蒸汽温度： 571℃
锅炉正常排污率： ≤1%
空预器进风温度： 20℃
锅炉效率：89%
锅炉类型：煤气锅炉
燃料种类：高炉煤气转炉煤气
构架地震设防级别：7度
2、煤气技术数据：
（1）高炉煤气压力：>4KPa（炉前）；高炉煤气低位热值：650～750kcal/Nm3（按750 kcal/Nm3计算）。
高炉煤气体积组份(按行业标准)
序号
名 称
符 号
单 位
体 积 比
1
氧气
O2
%
0
2
氢气
H2
%
1.25
3
一氧化碳
CO
%
23.5
4
氮气
N2
%
56.5
5
硫化氢
H2S
%
0.15
6
二氧化碳
CO2
%
17
7
甲烷
CH4
%
0.55
8
水份
H2O
%
1.05
（2）转炉煤气压力：>4KPa（炉前）；转炉煤气低位热值：1550～1650kcal/Nm3（按1600 kcal/Nm3计算）。
转炉煤气体积组份（按行业标准）
序号
名 称
符 号
单 位
体 积 比
1
氧气
O2
%
0.2
2
氢气
H2
%
5.7
3
一氧化碳
CO
%
60.2
4
氮气
N2
%
19.3
5
硫化氢
H2S
%
6
二氧化碳
CO2
%
14.6
7
甲烷
CH4
%
8
水份
H2O
%
30～50℃饱和水
名称
项目
高炉煤气
焦炉煤气
容
积
成
分
及
份
额
(%)
24
7.39
15.5
3.3
1.9
60.81
56.94
6.66
1.66
0.2
0
19.8
0
1.3
0
0.54
0
0
低位发热量KJ/Nm
3224
15701
温度 ℃
50
50
混烧工况体积比
0.865
0.135
（3）燃料种类
锅炉设计工况:转炉煤气和高炉煤气
锅炉点火方式：自动点火
3锅炉基本尺寸
炉膛宽度（两侧水冷壁中心线间距离）
7100mm
炉膛深度（前后水冷壁中心线间距离）
7100mm
锅筒中心线标高
30150mm
集汽集箱标高
33900mm
锅炉钢架左右两柱中心线间距离
15800mm
锅炉钢架前后两柱中心线间距离
22000mm
锅炉最大宽度（包括平台）
~15800mm
锅炉最大深度（包括平台）
~24900mm
第二节．锅炉结构简述
本锅炉为单锅筒、自然循环、集中下降管、π型布置的煤气锅炉。
本锅炉前部为炉膛，全膜式水冷壁。炉顶、水平烟道及转向室设屏式过热器、高温热器、高温再热器和低温过热器，四周设顶棚管和包墙管等。尾部竖井烟道上部由过热器膜式隔墙分隔为双烟道，前部烟道布置旁路省煤器，后部烟道中布置低温再热器。尾部竖井烟道下部布置主省煤器和空气预热器。
锅炉构架采用双框架全钢焊接结构。炉膛、过热器、再热器和旁路省煤器均为全悬吊结构，主省煤器和空气预热器为支承结构。
1. 锅筒及汽水分离装置
锅筒内径为Φ1600mm，壁厚为90mm，锅筒全长约11500mm，设计材料为BH35.锅筒连同其内部装置总重约50吨。锅筒为全焊接结构，厂内整体退火以消除应力，锅筒及其内部装置组装出厂。
锅筒采用单段蒸发系统。锅筒内布置有旋风分离器，清洗孔板、顶部波形板分离器和顶部多孔板等设备。可以充分分离汽水混合物中的水和蒸汽。其中，清洗水来自主省煤器出口。
锅筒上配置了2只就地双色水位表，2只电接点水位表，3只单室水位平衡容器。此外，为保证蒸汽品质良好，以及能及时处理锅筒满水现象，在锅筒内还装有磷酸盐加药管，连续排污管和紧急放水管。整个锅筒由两组链片吊架悬吊于顶板梁上，吊架对称布置在锅筒两端。
2. 炉膛和水冷壁
考虑到高炉煤气是一种低热值气体燃料，为了保证燃烧的稳定性，炉膛燃烧器部分区域和炉底敷有卫燃带。整个水冷壁采用光管加扁钢焊接成膜式水冷壁。每面墙沿宽度分成多个管屏。工质经每面墙上升管，最后由连接管从水冷壁上集箱引入锅筒。集中下降管从锅筒最低点由大直径管引出。在其下部通过分散下降管与水冷壁下集箱相连。
炉膛水冷壁的重量通过上集箱用吊杆悬吊于顶部梁格上，斜后水冷壁由穿过水平烟道的引出管悬吊于顶部钢架上。整个炉膛受热后一起向下膨胀。水冷壁外侧四周沿高度方向每隔3m左右设置一圈刚性梁，以增加水冷壁的刚度，满足炉膛设计压力的要求。后墙水冷壁在炉膛出口处向内凸出形成折焰角，以改善炉膛上部空气动力场。前后墙水冷壁下部内折形成炉底。
3. 过热器及汽温调节
本锅炉采用辐射和对流相结合，多次交叉混合，两级喷水调温的典型过热器系统。屏式过热器布置在炉膛折焰角上部，高温对流过热器布置在水平烟道中。顶棚管、包墙管采用光管加扁钢的膜式壁结构。高温对流过热器分为冷段和热段，冷段布置在两侧，热段布置中间。
蒸汽温度调节采用给水喷水减温方式，在减温水管道上装设有调节阀、截止阀等。减温器分二级布置。第一级喷水点布置在前屏过热器与后屏过热器之间，为粗调；第二级喷水点布置在一级过热器冷段和热段之间，为细调。经二级喷水调温，保证了锅炉额定负荷下的过热蒸汽温度。喷水减温器由笛形喷管、混合套筒和外壳组成。过热器所有部件均通过吊杆悬吊在顶部钢架上。
4. 再热器及汽温调节
高温再热器布置在高温过热器后水平烟道中，在尾部双烟道的后部烟道中布置有低温再热器。
来自汽轮机高压缸的蒸汽经连接管进入低温再热器进口集箱，在低温再热器进口集箱入口前布置有事故减温器（兼做微调用）。低温再热器为螺旋鳍片管，顺列逆流布置。蒸汽从低温再热器出口集箱经连接管引入高温再热器进口集箱。高温再热器为光管、顺列顺流布置。再热器汽温调节采用烟气挡板和喷水减温相结合的调温方式。烟气挡板门布置在尾部包墙过热器双烟道的底部，通过调节挡板门的开度来调节两个烟道内烟气量分配，从而达到调节再热蒸汽汽温的目的。喷水调温作为微调和事故减温用。
5. 燃烧设备
本锅炉所配置的煤气燃烧器全部为双旋流式燃烧器，是专门用于燃烧低热值煤气的燃烧器。本锅炉的煤气燃烧器分层布置在炉膛下部燃烧室前后墙上。前墙布置三层，后墙布置一层，每层2只，共8只，其中前墙三层2只为转炉煤气燃烧器。
锅炉采用液化石油气点火，下层每只燃烧器均布置1只高能点火枪及点火气枪。燃烧器重量通过固定装置和罩壳直接承重与水冷壁上，并随水冷壁一起膨胀。
为了保证燃烧安全，每只燃烧器上留有火焰检测装置用孔，用于配置火检设备，以保证锅炉的安全。
6. 省煤器
省煤器布置在尾部竖井中，双级布置，工质与烟气呈逆流。分为主省煤器和旁路省煤器，其中旁路省煤器布置在尾部双烟道中的前部烟道内，主省煤器布置在尾部烟道包墙管过热器下部。省煤器采用螺旋鳍片管，旁路省煤器为顺列、主省煤器为错列。
给水经主省煤器加热后，一部分根据运行需要可作为清洗水直接进入锅筒的清洗装置（给水品质合格的情况下，一般不需要投入清洗水）。旁路省煤器采用悬吊结构，全部重量通过吊挂装置固定在包墙管上，再通过包墙管集箱引出管悬吊在锅炉钢架上。下级省煤器搁于通风梁上，通风梁穿出炉墙支承在炉墙护板上。
7. 空气预热器
空气预热器采用立式管箱结构，单级单行程布置。空预器管为薄壁碳钢螺旋槽管，烟气管内纵向冲刷，空气管外横向冲刷。为防止空气预热器的震动，在管箱中装有防震隔板。
8. 蒸发对流管屏
在高温再热器后水平烟道内布置有蒸发对流管屏，采用螺旋鳍片管，悬吊于顶部钢架上。
9. 锅炉范围内管道
给水由给水母管引入给水操纵台后分成三条管路：分别为100％负荷的主给水管路、50％负荷的大旁路给水管路和小旁路给水管路。由给水操纵台出来的给水进入省煤器进口分配集箱，再通过连接管，进入主省煤器进口集箱。
锅炉装有各种监督、控制装置。如水位表、水位平衡容器、电接点水位计、压力表、清洗水管、紧急放水管、加药管、连续排污管及调节燃烧用的压力冲量装置等接口。所有水冷壁下集箱、集中下降管底部均设有定期排污阀。
本锅炉机组设有4只安全阀，其中锅筒上装有1只，过热器集汽集箱上1只，低温再热器入口集箱上装有1只，高温再热器出口集箱上装有1只。集汽集箱、再热器出口集箱上均装有生火排汽管路和疏水管路。集汽集箱配备了反冲洗管路。减温器、集汽集箱和再热器进出口集箱上均装有热电偶管座，供监督和自控用。在锅炉管道各最高点均装有放气阀，各最低点装有疏水阀或排污阀。为了监督给水、炉水和蒸汽品质，提供了给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽和再热蒸汽的取样管道。
锅炉启动时为保护省煤器，在锅筒至给水分配集箱间装有再循环管道。
10. 炉墙和密封
炉膛和包墙过热器均采用膜式壁管，故此区域炉墙采用敷管式轻型炉墙，外层敷设有足够强度的彩钢板。主省煤器区域采用护板框架炉墙。汽水管道外护板由总包方统一考虑。
炉底、折焰角等位置采用密封塞块以使前后墙与侧墙密封。炉顶及其它包墙管均采用管子和扁钢组成的膜式管结构，管子节距合理，使得穿墙密封易于处理并具良好的密封性能。过热器穿墙处的密封采用了塞块、梳形板、梳形罩等结构。在尾部烟道中，鉴于主省煤器与包墙管过热器固定方式的不同，为吸收膨胀，减少泄漏，双烟道与单烟道连接处采用非金属膨胀节。
11. 钢架和平台扶梯
本锅炉构架为双框架全钢焊接结构。同时考虑地震、风载、雪载及设计院提供的设备荷载。锅炉采用钢构架悬吊支承，炉顶设雨棚和司水小室。平台扶梯均以适应运行和检修的需要而设置。为方便燃烧器处的操作、检修，前后墙每层燃烧器处均布置平台。
仪表及控制
二次仪表如流量计、热电偶、FSSS、炉前煤气管道、烟气侧测点、摄像系统、火焰监视系统等的仪表及控制，均由设计院设计。
汽水品质
给水：
总含盐量
≤1mg/L
总硬度
≤2μmol/L
二氧化硅含量
≤0.02mg/L
含氧量
≤0.007mg/L
含铁量
≤0.020mg/L
含铜量
≤0.005mg/L
含油量
≤0.3mg/L
二甲基酮肟
50～70μg/L
PH值
8.8～9.3
炉水：
磷酸根
2～8mg/L
氯离子
2.5～2.8mg/L
含盐量
≤50μg/L
二氧化硅含量
≤1.0mg/L
PH值
9～10
第三节 送、引风机
引风机：
风机型号
Y4-73-22D
转速
990r/min
风量
297727m3/h
功率
560KW
电机型号
YBBP450L-6W
额定电压
10000V
震动不超
7.1mm/s
额定电流
41.3A
送风机：
风机型号
S4-74-12.4D
转速
1480r/min
风量
86571m3/h
功率
185KW
电机型号
YBBP315L-4W
额定电压
380V
震动不超
7.1mm/s
额定电流
332.8A
第二章、锅炉机组的试验
第一节、水压试验
锅炉大、小修后，或承压部件经过检修后，必须进行常规水压试验，试验压力等于汽包工作压力。
水压试验范围：锅炉本体主蒸汽系统自给水操作平台至集气集箱出口水压用堵阀，再热器系统自低温再热器进口水压用堵阀到再热器出口管道水压用堵阀。
水压试验前应将主蒸汽、再热器汽管道和集中下降管、事故放水管等各管上的吊架及
顶弹簧吊架用插销或定位片予以临时固定，暂当刚性吊架用。
运行锅炉每隔六年，或受热面、汽包经过重大检修、更换，则应进行一次超压试验。超压试验压力为汽包设计压力的1.25倍。
一、工作压力试验
准备工作
a.检查与水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，热力工作票注销。炉膛及尾部烟道内无人工作。
b.汇报值长，要求备好合格的除盐水，向除氧器进水并加热。
c.联系热工人员将汽包、过热器、再热器、给水压力表和电接点水位计投入，投入汽包就地双色水位计，对上、下压力表进行校对，以汽包就地压力表为准。
d.将汽包事故放水电动门、过热器向空排汽电动门、再热器向空排汽电动门电源送上，并试验开关灵活。
e.检查锅炉汽水系统确已与汽机隔离。。
锅炉操作员应复查下列项目
a.汽包、过热器压力表投入。
b.再热器压力表投入，再热器向空排汽门及疏水门已开启。
c.汽包事故放水电动门，过热器向空排汽电动门开关灵活。
d.锅炉汽水系统与汽机系统确已隔离。
水压试验进水
a.试验前检查与准备工作完毕后，向试验负责人、值长汇报，经值长同意进水后，联系汽机启动给水泵。
b.进水温度一般控制应低于100℃，进入汽包的给水温度与汽包壁温的差值不大于50℃。
c.上水应平稳缓慢，可通过给水操纵台DN50管路上水。并开启汽水系统炉顶各空气门及过热器向空排汽门。
d.进水时间：冬季不少于4小时；夏季不少于2小时，汽包上、下壁温差不大于40℃。
e.当进水结束时，汽包各点壁温应≥50℃（除氧器有加热）。
f.当空气门中有水冒出时，则逐只关闭空气门。过热汽向空排汽门冒水后将其关闭，并停止进水。
水压试验升压
a.接到升压命令后，用给水DN50或过热器减温水管，利用给水泵转速控制缓慢升压，升压速度应不大于每分钟0.3MPa。
b.当汽包压力升至工作压力时，立即停止升压和进水，并记录关闭进水门后五分钟的压力下降值。
c.微开进水门，维持汽包工作压力值，通知检修人员进行全面检查。
水压试验后泄压
a.泄压应缓慢进行，泄压用过热器疏水门控制，降压速度应小于0.49MPa/min，时间不少于3 0分钟。
b.当压力降至0.2～0.3MPa时，将所有空气门及过热器向空排汽门开启，泄压至零。
c.当压力降至零后，开启过热器，省煤器各疏水门，炉底排污门（定排），进行锅炉放水。如水质合格，且水压试验后锅炉即点火，则可将汽包水位放至点火水位，否则应将炉水放干。
二、超压水压试验
试验前应具备的条件
a.锅炉工作压力下的水压试验合格。
b.需要重点检查的薄弱环节，其保温已拆除。
c.各安全门已用卡环卡住。
d.汽包壁温大于50℃，上下壁温差不大于40℃。
e.水位计隔离。
超压水压试验升压
a.按工作压力水压试验步骤进行。
b.当压力升至工作压力后，应更小心缓慢地进行升压，按每分钟不大于0.2MPa 的升压速度，将压力升至19.13MPa。
c.当压力升至19.13MPa后，保持20分钟，关闭进水门，待压力降至工作压力，然后通知检修人员进行全面检查。
超压水压试验泄压
a.按工作压力水压试验的泄压方法进行泄压。
b.泄压至汽包压力为15.3MPa时，可通知热工、化学人员进行测量管路，汽水取样管的带压冲洗工作。
c.泄压至零后，取出安全门卡环。
第二节、再热器系统水压试验
用户自定或通过低再出口减温水管路给系统冲水生压。升压速度应缓慢。在0.98MPa以下生压速度≦0.098MPa/min，达到0.98MPa后停下检查，稳定15分钟后继续升压，升压速度≦0.3MPa/min，升到工作压力2.54MPa后停止升压保持压力稳定，对再热器系统进行全面检查无异常再升压直至合格，水压合格后，疏水泄压。泄压速度一般控制在≈0.3MPa/min，待锅炉本体水压结束后，再打开再热器进口和出口的水压试验堵阀。
。
水压试验合格标准
a.停止进水后五分钟内一次汽压力下降值不超过0.49MPa，二次汽压力下降值不超过0.25MPa否则应查明原因。
b.承压部件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
c.承压部件无残余变形。
第三节 安全阀的整定
1.锅炉本体上共装设了4个安全阀，锅筒上1个，集汽集箱上1个，再热器进口集箱上1个，再热器出口集箱上1个。整定压力如下：
安装位置
数量
安全阀型号及规格
整定压力（表）MPa
集汽集箱上的安全阀
1
14.38
锅筒上的安全阀
1
16.4
再热器进口集箱上的安全阀
1
2.9
再热器出口集箱上的安全阀
1
2.68
第四节、锅炉连锁与保护试验
一、炉膛负压保护：
报警：±1000Pa
停炉：±1500 Pa
二、水位报警与保护（相对于正常水位）：
高水位报警1 +80mm（校对水位计，减少给水）
高水位报警2 +100mm（开启事故放水阀至-50mm水位正常关闭）
高水位跳闸（紧急停炉） +200mm（紧急停炉，自控装置延时2秒）
低水位报警1 -80mm（增大给水，校对水位计，停止排污）
低水位报警2 -100mm（检查给水系统，省煤器，水冷壁系统运行是否正常）
低水位跳闸（紧急停炉） -200mm（紧急停炉，自控装置延时两秒）
三、 烟气系统联锁保护条件
a、引风机启动条件（满足下列所有条件）
（1）引风机入口导叶关闭（位置小于5%）。
（2）引风机出口电动风门开启。
（3）引风机变频备妥。
（4）冷却风机运行。
b、 引风机跳闸条件（符合下列任一条件）
（1）引风机前、后轴承温度≥85℃。
（2）引风机电机前、后轴承温度≥95℃
（3）引风机轴承振动≥7.1mm/s。
（4）引风机电机线圈温度≥135℃
c、报警
（1）风机前后轴承温度≥75℃。
（2）电机前后轴承温度≥85。
（3）引风机电机定子温度≥90。
（4）引风机轴承振动≥6.3mm/s
d、引风机入口导叶
（1）两台引风机同时跳闸，引风机入口导叶保持一定开度。
（2）引风机B运行时停引风机A，引风机A入口导叶关闭，风机B入口导叶保持一定开度。
（3）正常运行时，入口导叶调节进入引风机的烟气量。
e、引风机出口电动风门
当风机跳闸或停运时，该电动风门保持原来开度。
风系统连锁保护条件
a、送风机启动条件（满足下列所有条件）
（1）引风机有一台运行。
（2）风机轴承温度小于设定值。
（3）送风机入口导叶关闭，位置小于5%。
（4）无送风机跳闸条件。
（5）送风机冷却风机已运行。
（6）送风机频率小于5Hz。
（7）送风机出口挡板开启。
b、 送风机跳闸条件（符合下列任一条件）
（1）两台引风机跳闸或停运。
（2）送风机前、后轴承温度≥85℃
（3）送风机电动机轴承温度≥95℃
（4）送风机电机定子温度≥135℃（6取2）
（5）送风机轴承振动≥7.1mm/s。
（6）事故按钮停机。
c、报警
（1）风机轴承温度高于≥75℃。
（2）电机轴承温度≥85℃.
（3）送风机电机定子温度90
（4）送风机轴承振动≥6.3mm/s
d、送风机入口导叶
（1）能自动开启和关闭。送风机解列时，入口导叶保持一定开度。
（2）自动调节送风机出口风量。
e、 燃烧器入口电动风门
该风门具备自动开启、自动调节的功能，当送风机停运时，该风门自动开启。正常运行时，该风门自动调节锅炉风量。
热控系统连锁保护条件
a紧急放水门
（1）汽包水位大于+100mm（三取二）紧急放水门自动打开。
（2）汽包水位小于+30mm（三取二）紧急放水门自动关闭。
b集汽集箱对空排汽
（1）集汽联箱压力高13.98MPa自动打开向空排汽。
（2）集汽联箱压力低13.40MPa自动关闭向空排汽。
C再热器对空排汽
（1）再热器出口母管压力高2.60MPa自动打开对空排汽。
（2）再热器出口母管压力低2.40MPa自动关闭对空排汽。
四、 锅炉主燃料跳闸保护条件
a、 发生下述任何情况主燃料跳闸
（1）两台引风机跳闸；
（2）两台送风机跳闸；
（3 汽包水位高于最大值，+200 mm （三取二）；
（4）汽包水位低于最小值，- 200 mm （三取二）；
（5）锅炉炉膛正负压超过极限值，炉膛压力开关（三取二）（+1500pa）；
（6）锅炉炉膛正负压超过极限值，炉膛压力开关（三取二）（-1500pa）；
（7）送风风压低；
（8）全炉膛灭火；
（9）主燃料全失；
（10）煤气压力低；
（11）尾部CO高；
（12）手动MFT；
b、 主燃料跳闸，将伴随以下动作
（1）高炉煤气支管气动快切阀调节阀关到位后打开支管放散。
（2）转炉煤气支管气动快切阀调节阀关到位后打开支管放散。
（3) 关过热器一级二级减温水调节门电动门电动总门。
（4）给谁调节改为手动。
（5）关再热器减温水电动总门调节门电动门。
（6）全部二次风门自动打开至100%。
第三章、主要辅机运转
第一节、引送风机
一、风机的试运转
机械运转试验首先在无载荷（关闭进风口管道中的阀门或调节门）的情况下进行运转。若调节门全开状态进行，必然有电流过大的现象，为了避免烧毁电机，启动时，应关闭调节门，启动后，调节门逐渐增大，并严格控制电流在额定值之内，新安装的风机试运转时间不少于2小时，修理安装后试运转不少于30分钟，如无异常现象，方可正式使用。
二、风机的维护
为了避免由于维修不当引起认为故障及事故的发生，预防风机及电机各种自然故障的发生，从而充分发挥设备的效能延长设备的使用寿命。因此必须加强对风机的维护。
1）根据使用的各种情况定期清除风机的内部，特别是叶片的积灰和污垢，并防止锈蚀。
2）如发现流量过大，不符合使用要求，或短期内需要较少的流量，可利用调节门进行调整，以达到使用要求。
3）对温度计及油标应定期进行检查。
4）在风机的开车、停车或试运转时如发现有不正常情况，应立即进行检查。
5）为了确保人身安全，风机的维护必须在停车时进行。
三、风机的主要故障及原因
在风机的运转过程中，可能发生过某种故障，对产生故障必须查明原因及时解决，防止事故的发生。
风机的主要故障有：
（一）风机震动剧烈：
1）风机轴与电机轴不同心，联轴器未装正；
2）机壳或进风口与叶轮摩擦；
3）基础的刚度不够；
4）叶轮铆钉松动或叶轮变形；
5）叶轮轴盘松动或联轴器螺栓活动；
6）机壳与支架、轴承箱盖与箱座连接螺栓松动；地脚螺栓松动；
7）风机进出气管道的安装不良，产生振动；
8）叶片上有积灰、污垢、转子产生不平衡；
9）引风机叶片磨损，叶轮不平衡。
（二）轴承温度过高；
1）轴承箱剧烈振动；
2）润滑油质量不良、变质、含灰尘、沙粒、污垢等杂质；
3）轴承箱盖连接螺栓之紧力过大或过小；
4）轴与滚动轴承安装倾斜，前后两轴承不同心；
5）滚动轴承损坏。
（三）电动机电流过大和温升过高；
1）开车时进（出）气管道内阀门未关严；
2）流量超过规定值或进气管漏气；
3）风机输送的气体密度过大（温度过低或含尘量过多使气体密度加大使压力过大）；
4）主轴转速超过规定值；
5）电动机输入电压过低或电源单相断电；
6）由于两轴承不同心，联轴器、皮带轮的不正造成空载损失大；
7）配的叶轮方向相反；
8）受轴承座振动剧烈的影响；
（四）轴承座漏油；
1）挡油环与轴承座或侧盖没有靠紧，有间隙；
2）轴承侧盖上的回油槽缺口没有放在最底部；
3）润滑油注入太多，超过油位指示器上刻度线；
4）放油孔螺栓没拧紧；
5）轴承座顶部有放气孔的螺塞，其放气孔堵塞。
第二节、过热器反冲洗
1、锅炉经大修后，在化学监督提出须进行反冲洗时进行。
2、准备工作
3、汇报值长，并征得值长同意。
4、联系汽机，关闭电动主汽门及其前疏水门，隔离一、二级旁路，并做好向锅炉供水准备。
5、通知化学值班人员，作好冲洗前、后炉水品质的化验工作。
6、联系热工投入汽包、过热器，给水压力表，投入电接点水位计。
7、开启过热器集箱反冲洗一、二次阀，开启过热器空气门及向空排汽门，隔离主给水管向锅炉进水。
8、反冲洗操作
9、开启主给水管上反冲洗一、二次总阀，向过热器进水，水温控制在40℃～100℃。
10、当空气阀冒水后，逐只关闭，关反冲洗阀停止进水，浸泡半小时后，开启定期排污阀或事故放水门，控制汽包水位在±50mm，全开过热器反冲洗阀，在汽包不起压的前提下以最大流量进行反冲洗。
11、通知化学取样分析，水质合格后即可停止冲洗工作。关闭反冲洗阀，开启过热器各疏水阀。水位正常后，关闭定期排污阀。并通知汽机停运给水泵，开主汽门前疏水。
12、若水质化验不合格，则按上述程序再次冲洗直至合格。
第四章、锅炉机组的启动
第一节、启动前的准备工作：
一、启动前的试验、检查：
.1、新机组首次启动前需进行的试验、检查项目，按《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）之规定，停炉或检修后启动，需进行的实验检查项目视实际情况和运行规程要求而定。
.2、锅炉运行所必须的温度、压力、流量、水位、氧量、壁温等测点，应装设完好，各监察仪表经检验合格，显示清晰正确。
.3、锅炉附属的回转传动机械及风机水泵等传动机械，经冷态试验验收合格。
.4、机械的烟风、水汽、燃料、吹灰等系统经检验合格，均处于备用投入状态。系统内所有阀门、挡板及执行机构，开关试验灵活，其开度、方向机位置指示正确。
.5、锅炉的连锁保护，各程控装置及各类电器设备经试验合格，动作正确可靠，处于备用投入状态。
6、各点膨胀指示器完好，并记录初始指示位置，锅炉各系统在膨胀方向上应无阻碍。
.7、受热面及烟道的积灰、结焦、杂物等已清理干净。
.8、汽包、集箱及管道等保温良好，支吊架完整牢固。
.9、燃烧器安装位置正确，风门执行机构动作正常、灵活、无卡涩情况，气枪进退灵活。
二、检修后的检查
锅炉设备检修后，工作票终结或押回，锅炉人员应按本规程的有关规定对设备进行重点检查。
.1、检查煤气、烟风道、及燃烧室内部，明确下列各项：
1.1、煤气、烟、风道、燃烧室内部无人工作，脚手架全部拆除。
1.2、水冷壁、过热器、省煤器、及空气预热器内部清洁无积灰，杂物等，各部位的防磨护板完整牢固，无严重磨损及卡涩现象。
.1.3、看火门、人孔门完整，能关闭严密。
.1.4、防爆门完整严密，防爆门上及其周围无杂物。
1.5、燃烧器喷口完整，无烧损及变形。
.1.6、各煤气阀门和烟、风门完整严密，传动装置完好，开关灵活，位置指示正确。
1.7、各管道及阀门、支吊架、伸缩节、保温等完整、无泄漏。
三、锅炉内部检查完毕，确认燃烧室、煤气管道，烟风道清洁无遗物，人员全部撤出后，将各人孔门，检查门严密关闭。
1、检查传动机械、应符合下列要求：
2、靠背轮连接完好，防护罩齐全牢固。
3、各部润滑油油质合格，油位计完整，清晰可见，油位，油流正常。
4、冷却水畅通，回水水流清晰可见。
5、轴承温度表完整，指示正确。
6、电动机接地线，接线盒完好，各地脚螺丝完整牢固，就地启、停按钮安好，防护盖齐全。
7、各风门挡板连接牢固，动作灵活，开关方向正确，开度指示与实际相符。
四、汽水管道应符合下列标准：
1、支吊架完好，管道能自由膨胀、膨胀指示计齐全，正确。
2、保温完整、刷色齐全。介质流动方向标志齐全，正确。各阀门门牌挂全。
.3、手动阀门开关灵活，方向正确，位置指示与实际相符。
.4、电动阀门接线盒完好，送电，手、电动切换正常，手柄放在“自动”位置。
5、气动阀门，手操灵活，现场的执行器开关匹配正确。
6、需要隔离的阀门应加锁挂牌。
.7、压力表、温度表、流量表等一次门开。
五、检查汽包水位计，应符合下列要求：
.1、汽水连通管，水位平衡器保温良好。
.2、水位计的安装位置及标尺刻度正确。特别是在正常水位，高低极限水位处要有明显的标志。
.3、照明充足。
.4、检查压力表应符合下列要求：
4.1、表盘清晰，表针指示落至零位。
4.2、汽包及过热器压力表，在工作压力处应标有明显的红线。
4.3、检验合格，贴有校验标志。
4.4、照明充足。
.4.5、表计一次门开。
六、检查安全门，应符合下列要求：
.1、排气管和流水管完整，装设牢固。
.2、安全门完整，无泄漏，周围无易燃物品及其他杂物。
3、检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求：
4、指示器齐全，指示板牢固的焊接在锅炉骨架或主要梁柱上，指示针垂直焊接在膨胀元件上。
5、指示器刻度正确，清楚，刻度板基准点标记醒目。
6、指针不能被杂物卡住，指针尖与板面距离3--5mm。
7、锅炉在冷态时，指针指在刻度板的基准点上。
七、检查操作及热动力盘，应符合下列要求：
.1、所有仪表，信号，操作开关及切换开关配备齐全，完整好用。
2、指示灯泡，灯罩齐全，灯罩颜色正确。
3、警报器好用。
.4、各表计电源送电，热工动力盘电源送电，电压指示正确，各保险容量正确。
5、4KV及380V电动机送电。
6、检查现场照明，应符合下列要求：
6.1、锅炉各部位的照明齐全，照明能够投入和停止，且应有足够的亮度。
6.2、事故照明电源可靠。
6.3、操作盘的照明充足，柔和。
八、其它检查
.1、检修中临时拆除的平台楼梯，围栏，盖板，门窗等均已全部恢复原位。临时打的空洞及损坏了的地面，墙面全部修补完整。
.2、检修中更换下来的旧机件，及检修时使用的设备、工具、机件、材料等，应全部运出现场。
.3、检修工作需要搭的脚手架全部拆除，杆、板全部运出现场。
4、设备及区域全部清扫擦拭完毕，不得堆积垃圾杂物，地面不得有积水，积油，积灰。
上述各项检查工作完毕后，应将检查结果，逐项记录并汇报班长。发现的问题应及时通知检修人员进行消除与处理。
第二节、锅炉上水：
.1、水质应符合GB/T12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》的规定。
2、上水应平稳缓慢，可通过给水操纵台DN50路管上水。
3、上水温度与锅筒壁温差不大于50℃，上水时间一般为夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，若水温与锅筒壁温度接近时，可加快上水速度。
.4、上水至水位计最低可见水位后停止上水，并严密监视水位变化，如水位下降，应查明原因，予以清除后再予补水。
5、上水期间应严密观察锅炉受热面的膨胀情况，如有异常应及时查明原因并予以清除。
先启动给水泵由汽包进水到汽包正常水位下-（50-100）mm处水位，（停给水泵，关闭上水管路阀门）并校对汽包两侧水位计。
第三节 锅炉点火
1. 投入点火液化石油气系统，维持炉前气压大于3000Pa。
2. 投入锅炉联锁保护，炉膛安全监控系统(FSSS)。
3. 在煤气系统各阀关闭的情况下，打开煤气放散阀，通入氮气吹扫，待管道内空气被吹扫干净，经检查合格后，关闭放散阀，打开煤气总阀，送煤气到各煤层快切阀前。
4. 锅炉的所有设备具备点火启动条件后，启动引风机、送风机，全开煤气燃烧器的风门挡板对炉膛及各受热面进行吹扫，以清除炉膛可能积存的可燃物，吹扫风量不小于30%BMCR风量，吹扫时间不应小于5分钟，将炉膛出口负压调整到20～40Pa，检测炉尾CO含量，若小于0.5%，认为吹扫合格。若吹扫失败，待故障排除后重新吹扫，直至合格为止。吹扫结束后，维持炉膛出口处负压20～40Pa。
5. 进行点火操作，此时点火用风门处于全开位置。通过DCS各组点火器的按钮启动点火程控。点火顺序如下：首先将前后墙下一排高能点火枪及点火气枪推进到点火位置（务必保证点火枪点火位置与气枪喷口位置对齐，否则易点火失败），由高能点火枪依次自动点燃液化石油气。当下层4只燃烧器点火气枪点火成功，且燃烧稳定后，高能点火枪后退350mm。然后再引燃下层高炉煤气，其顺序如下，先打开前墙（后墙）下层的煤气调节阀，开度为约10%（根据炉前煤气压力决定开度大小，煤气压力大，开度小，反之就大），二次风门的开度不大于10%，然后打开前墙（或后墙）下层一侧（组）快切阀送煤气到炉膛，使该组的每个煤气燃烧器（同时）着火燃烧。从打开快切阀开始至5秒钟后，如任一燃烧器中有探测不到火，应立即关闭该组煤气快切阀及无火燃烧器中的转炉气枪，查出原因并消除后，再投煤气（投煤气前应先点转炉气枪）。当高炉煤气燃烧器煤气着火后，应及时调整配风，当煤气量增大时，应调小点火风量，增大二次风量；当下层煤气燃烧器燃烧稳定且负荷大于30%的锅炉额定负荷时，可投入中层高炉煤气燃烧器。当负荷大于45%的锅炉额定负荷时，可关闭点火气枪，并后退300mm。第二（三）层高炉（转炉）煤气燃烧器可以通过下层高炉煤气燃烧器引燃。
6. 煤气燃烧器着火稳定后，根据锅炉汽温、汽压上升速度要求，运行人员可开大各组煤气燃烧器调节阀，并及时调节配风和炉膛负压，使燃烧稳定，此时火焰呈浅蓝色。
7. 点火时炉前的煤气压力不得低于3000Pa，点火时如非必须，禁止在炉门处停留，看火时身体侧向一边，严防火喷出伤人。点火后必须对现场进行一次CO检漏，发现CO泄漏应及时消除。
第四节 锅炉升压
1. 锅炉自点火到并汽的时间一般为3～5小时。
2. 在锅炉升压过程中，注意及时调整燃烧，合理适当排汽，使锅筒上、下壁温差不得超过50℃。使各受热面均匀，膨胀均衡，对膨胀较大的水冷壁下集箱可用加大放水的方法处理。
3. 锅炉正常点火升压时间分配如下：
主汽压力MPa
时间（分钟）
0-0.49
90-120
0.49-1.47
30-60
1.47-5.88
30-60
5.88-7.84
15-30
7.84-9.81
15-30
9.81-并汽
30-60
合计
3.5-6小时
气压升至0.15MPa左右，应关闭锅炉各放气阀，并开启过热器集箱上的疏水阀，对空排汽阀，使过热器得到足够的冷却，严禁关小过热器集汽集箱的疏水阀，对空排汽阀赶火升压，以免过热器管壁温度急剧升高，注意监视各温度测点的变化，防止过热器壁温超限。
4. 升压过程中，应将再循环阀在不进水时开启，进水时关闭（切记）。当锅炉压力升到0.1～0.2MPa时，应冲洗锅筒水位计，并验证其指示的准确性。当锅炉压力在0.2-0.3MPa时，冲洗锅筒水位计和定期排污一次，并验证其指示的准确性。当压力升至0.4MPa时通知热紧汽机冲转前适时关闭一、二次管路的疏水门。汽包压力０.８－１.０ＭＰａ，联系化学锅炉投连排（调节门开度大小由化学确定），连排投入后，通知汽机开启连排扩容器至除氧器的回汽门；。
5. 对空排汽阀，随着负荷的增加，及时切换给水管路，锅炉正常供水后应及时投入给水自动调节装置。
6. 在升压过程中，应控制锅筒内饱和温度的上升速率，在保证锅炉使用寿命下，锅筒壁允许的升温速度为：
冷态启动时的最大允许升温速度为：1.75℃/分。
温态启动时的最大允许升温速度为：2.06℃/分。
热态启动时的最大允许升温速度为：2.45℃/分。
锅炉各工况下的升压速度的要求见附图1，2，3。
7. 锅炉向汽轮机供汽前，应对蒸汽管道进行暖管，冷态暖管时间一般不少于2小时。
8.锅炉向汽轮机供汽前，检查炉水，蒸汽品质，达不到要求应加强加药和排污，直至达到要求。
9.锅炉启动时应严格按机组启动曲线升温、升压。
10.锅炉开始供汽后，根据汽温的上升情况投入减温器。
附：饱和压力相对应的温度表
表 压 力
饱和温度 ℃
表 压 力
饱和温度 ℃
表 压 力
饱和温度 ℃
Kg/cm2
MPa
Kg/cm2
MPa
Kg/cm2
MPa
1
0.10
120
22
2.16
219
90
8.83
303
2
0.20
133
24
2.35
223
95
9.32
307
3
0.30
143
26
2.56
227
100
9.81
310
4
0.39
151
28
2.75
231
105
10.3
314
5
0.49
158
30
2.94
234
110
10.79
317
6
0.59
164
35
3.43
243
115
11.28
321
7
0.69
170
40
3.93
251
120
11.77
324
8
0.78
175
45
4.41
258
125
12.26
327
9
0.88
179
50
4.90
264
130
12.75
330
10
0.98
183
55
5.39
270
132
12.95
331
12
1.18
191
60
5.88
275
134
13.14
332
14
1.38
197
65
6.37
280
135
13.24
333
15
1.47
200
70
6.86
285
140
13.73
336
16
1.57
203
75
7.35
290
150
14.71
341
18
1.76
209
80
7.84
294
156
15.30
344
20
1.96
213
85
8.34
299
160
15.69
346
第五节 锅炉并汽
1.并汽条件：
1.1 经过全面检查，燃烧稳定，一切正常。
1.2 待主汽温度在530～560℃。
1.3 蒸汽品质合格。
1.4 汽包水位在较低位置。
2.并汽操作：
2.1 在并汽条件满足时，开启主汽阀的旁路阀及其阀后疏水阀。
2.2 开启主汽阀的旁路阀及其阀后疏水阀，待主汽压与汽机进口汽压趋于平衡时，
开启直送阀，关闭旁路阀。
2.3当主汽温度、压力满足汽机要求并稳定时，关闭对空排汽阀，主汽管道各疏水阀。
3.并汽过程中发现下列情况应停止并汽：
3.1 蒸汽管道水冲击或剧烈震动。
3.2 水位剧烈波动,燃烧不稳,主汽温、主汽压波动，发现设备较大缺陷。
4.并汽后正常带负荷速度为5～10吨/时/分，事故情况下可根据情况酌情增加。
5.并汽后1～2小时对锅炉设备进行全面检查,记录膨胀指示器一次。
6.锅炉负荷升到70%以上时，给水、减温水投入自动调节。
7.锅炉负荷升到70%以上，热风及煤气参数达到设计值时，适当活动相关阀门。检查热态开关的灵活性。
第五章 锅炉运行调整
第一节 锅炉运行调整任务
1. 调整锅炉的蒸发量，满足汽机的需要。
2. 保持正常的汽压与汽温。
3. 均衡进水，并保持锅筒内的正常水位。
4. 保证炉水品质和过热蒸汽品质合格。
5. 调整燃烧达到良好状态，提高锅炉效率。
6. 防止炉内爆炸和设备事故，确保锅炉安全运行。
第二节 正常运行中各项参数的控制
序号
项目
单位
设计值
运行
经验值
最高
最低
1
蒸发量
T/h
185
105
2
汽包压力
MPa
15.3
15.2
3
锅筒水位
mm
+50
-50
4
过热器出口蒸汽压力
MPa
13.7
13.4
5
过热器出口蒸汽温度
℃
571
560
571
6
给水温度
℃
258
158
7
炉膛负压
Pa
-20
-1000
8
过热器后氧量
%
5
0.5
1.5
9
高温过热器壁温
高温段
℃
580
10
屏式过热器出口蒸汽温度
℃
400
370
11
屏式过热器壁温
℃
450
12
高再过热器出口蒸汽温度
℃
571
560
571
13
高再过热器壁温
℃
600
580
14
炉膛出口烟气温度
℃
1100
1000
15
过热器两侧烟温差不大于
℃
50
30
16
尾部烟道两侧烟温差不大于
℃
50
30
17
燃烧器前高炉煤气压力
Pa
3000
3000
18
燃烧器前转炉煤气压力
Pa
3000
3000
19
燃烧器前二次风压
Pa
2000
2200
第三节 水位的调整
1.给水调整是保证锅炉安全稳定运行的重要环节，在各种负荷下，都应连续向锅炉进水，保持锅筒内的水位在允许范围内变化。
2. 本锅炉采用调速给水泵，给水操纵台设DN125、DN50、DN32管路。DN125管路设主给水调节阀，DN50管路设有旁路调节阀。正常运行时使用DN125这条管路，调节范围为40～100%B-MCR，DN32为启动管路。
3.正常运行时，应投入给水自动调节。在负荷变动，调节燃烧，定期排污和切换水泵等情况下，应密切注意锅筒水位的变化和调节。
4.锅筒水位以就地水位计的指示为基准，亦可用电接点水位计校核，视现场具体情况而定，就地水位计的显示应清晰，若发现水位呆滞和模糊时，应及时冲洗。
5.经常检查对照给水流量与蒸汽流量是否相对应，并尽量避免给水流量的猛增猛减。
6.锅炉正常水位位于锅筒中心线下180mm处，正常运行时，锅筒内的水位应控制在正常水位的±50mm范围内，若水位波动超过±50mm时，应立即检查校对各水位计是否正确，查找原因予以清除。
7.水位报警与保护（相对于正常水位）
报警1：±80mm
报警2：±100mm采取措施。
报警3：±200mm停炉保护。
第四节 蒸汽压力的调整
1.锅炉压力的调整，可通过增减燃料量等方法来进行，不允许用破坏燃烧等方式调整汽压，在非事故状况下，不应用对空排汽阀排汽来进行降压。
2.若汽压达到安全阀动作值而安全阀拒动时，应立即关闭部份燃烧器，开启对空排汽阀进行降压。
3.运行中应正确判断压力变化的原因，以采取相应的措施，压力表指示值应经常校对，若有误差应及时修复。
4.过热器出口的蒸汽压力波动范围及控制由用户在运行规程中制订。
第五节 蒸汽温度的调整
1. 正常运行时，过热蒸汽、再热蒸汽的出口汽温应控制在540+2-3℃范围内。
2. 过热蒸汽温度采用二级喷水减温，一级为粗调，二级为细调，投减温器前，应先对管路疏水，在调节喷水量时应缓慢平和，不应猛增猛减。一级减温水应经常投入以保护屏式过热器。
3. 过热汽温也可用调节燃烧的方式来调节。合理分层调整煤气量和二次风的配风量，必要时投停切换燃烧器，以调整燃烧中心位置，保持主汽温度正常。
4. 再热器系统采用喷水减温器和烟气挡板门进行汽温调节，喷水减温一般只在事故时使用。
5. 锅炉正常运行时，汽机旁路应保持热备用状态，以便汽机跳闸等突然事故出现时保护再热器受热面。
第六节 燃烧的调整
1.正常运行时，炉膛出口处负压保持在20～50Pa，不允许正压运行。
2.炉膛出口压力报警、保护值：
±1000Pa报警
±1500Pa停炉保护
3.燃烧调整的目的是要达到：燃烧随时适应锅炉负荷变化的要求，保持良好的燃烧工况。各燃烧器火炬大小形状基本一致。炉膛火焰不偏斜，不直冲水冷壁，煤气和空气挠动混合好，燃烧中心位置正确，炉膛火焰充满度好，燃烧完全，火焰呈浅蓝色。
根据锅炉负荷的要求，随时调节风量和煤气量，增负荷时应先增风量后增煤气量，减负荷时应先减煤气量后减风量，正常运行时高再过热器后氧量测点的氧量建议维持在
1.5%左右。
高炉煤气正常燃烧时，火焰为浅蓝色。如火焰发暗，说明风量过大，如火焰发红，说明风量过小。
4.正常运行时，燃烧器前的高炉煤气压力应维持在3000Pa左右，若低于3000Pa，应密切注意，必要时采取相应措施。
第七节 锅炉低负荷运行
1. 当锅炉负荷降低到125t/h以下时，视为锅炉低负荷运行。
2. 在低负荷运行时，可以将燃烧器分层停运。
第八节 锅炉的排污
1.为了保证锅炉汽、水品质合格，保持受热面管内的清洁，应对锅炉进行排污和加药。
2.锅炉的给水、炉水及蒸汽品质应符合标准GB12145-2008的要求。
3.定期排污除了排出炉内沉淀物之外还可调整炉水品质，以补充连续排污的不足，当炉水品质不良或悬浮物增多时，应加强定期排污或调整连续排污量，司炉人员应经常监视蒸汽含盐量的变化。连续排污的排污量，定期排污的次数均应由蒸汽及炉水品质决定，排污的周期由运行规程规定，锅炉发生事故时（满水事故除外）或运行不稳定时应停止排污。
4.定期排污最好在锅炉低负荷时进行，以增加排污效果，排污应将锅筒水位保持比正常水位稍高一些，并注意水位变化。
5.一般不允许对二个或二个以上排污点同时进行排污，以维持锅炉水位。
6.排污时应注意各排污管有无流量，判断阀门是否堵塞。
第六章 锅炉的停运
第一节 正常停炉
1.锅炉按计划停止运行，应按停炉曲线和汽机的要求进行。
2.停炉前应对锅炉进行全面检查，记录存在缺陷，待停炉后消除。
3.在停炉过程中,锅筒上、下壁温差不允许大于50℃，受热面金属壁温不应超过允许值。
4.停炉过程中，蒸汽降温速度不大于2.25℃/分，降压速度见附图4。
5.停炉过程中，锅炉应平稳地降低负荷，当负荷降到50%以下时，上层煤气燃烧器可停运。
6.根据负荷情况，适时切换给水管路，维持锅筒正常水位。
7.当负荷降至20%B-MCR负荷时，可全停煤气燃烧器，并对煤气管道进行吹扫。
8.当汽压降至2.0MPa以下，蒸汽温度260～270℃，负荷到零时，锅炉熄火。熄火后，保持对炉膛的通风，在确认空气预热器的进口烟温低于150℃时，方可关闭送、引风机。
9.熄火后，应密切注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃。
10.停炉4～6小时内应严密关闭引、送风机入口挡板及各人孔门、检查门，以免锅炉急剧冷却。
11.停炉4～6小时后,可开启引风机入口挡板及锅炉各人孔门，检查门等，进行自然通风冷却，根据需要停炉18小时后可启动引风机进行强制冷却。
12.当汽压降至零时，可放掉炉水，若需热炉带压放水，汽压降至0.5～0.8MPa时，
可进行放水工作。
第二节 事故停炉
1.遇有下列情况之一时，应立即停止运行：
1.1 锅筒水位超过正常值±200mm时。
1.2 锅炉所有水位计损坏时。
1.3 过热蒸汽、主给水管道发生爆管时。
1.4 尾部发生再燃烧时。
1.5 锅炉压力升高达到安全阀动作压力，而所有安全阀拒动时。
1.6 水冷壁管发生爆管不能维持正常水位时。
1.7 锅炉炉膛熄火时。
1.8 煤气泄漏危及人身安全时。
2.操作顺序，立即停止向锅炉供应燃料，迫使炉膛熄火，打开煤气系统放散阀，将各自动调节切换为手动控制，并实现MFT相应的功能，监视调整维持锅筒水位正常。维持送风机风量30%，炉膛负压50Pa，通风5～10分钟。对过热器集箱进行疏水。以后按正常停炉，进行各项操作。
第三节 请求停炉
1.遇有下列情况之一，应请求停炉：
1.1 炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。
1.2 锅炉承压部件泄漏，无法消除时。
1.3 锅筒就地水位计损坏时。
1.4 锅炉严重结焦、堵灰，无法维持正常运行时。
1.5 安全阀动作后不回座时。
1.6 受热面金属严重超温，经多方调整无效时。
2.请求停炉按正常停炉顺序办。
第七章 锅炉机组事故及事故处理
第一节锅炉满水
1.锅炉满水指锅筒水位超过正常水位100mm。
2.满水原因可能有以下几种：
1.1 值班员没有认真监视水位，或误操作。
1.2 给水自动调节失灵。
1.3 给水压力突然升高。
1.4 锅炉降负荷过快，水位调整不及时。
3.满水处理：
3.1 发现水位增高,应立即采用降低水位的措施，减少（或停止）给水量，开启紧急放水阀，如主汽温急剧下降时，应立即关闭减温阀门，开过热器疏水阀和集箱疏水阀，并找出原因，做相应的处理。水位正常后，关闭紧急放水阀及过热器疏水阀。
3.2 如处理无效，水位继续升高至水位表计指示200mm以上无法回落，或一经发现水位计指示已在200mm以上，判断确实满水，应立即作紧急事故停炉处理。
第二节锅炉缺水
1.锅炉缺水指锅筒水位低于正常水位100mm。
2.缺水原因可能有以下几种：
2.1值班人员没有认真监视水位，或误操作。
2.2给水自动调节失灵，水位表失灵。
2.3给水泵故障，给水压力突然降低。
2.4锅炉负荷增长过快，水位调整不及时。
2.5排污阀严重泄漏，水冷壁、省煤器破裂。
3.缺水处理：
3.1 发现锅炉水位低,但在-200mm以上时。用加大给水,启动备用给水泵，提高给水压力或缓慢减锅炉负荷的方法，使水位迅速恢复正常。同时，检查给水阀、紧急放水阀及定期排污阀有无误动作的情况，并校对各水位计。
3.2 如处理无效，水位继续下降，低于-200mm以下无法挽回，或一经发现水位指示就在-200mm以下时，禁止向锅炉给水，并紧急停炉。
第三节锅炉水位计损坏
1.如锅筒就地水位计有一只损坏时，应立即关闭该水位计并进行检修，同时校对另一只就地水位计和其它电接点水位计，低读水位计指示的正确性，加强对锅筒水位的监
视。
2.如锅筒二只就地水位计都损坏，但其余水位计正确可靠，则允许由其它水位计来监视水位，及时修复已损坏的就地水位计。若其它水位计也不可靠，则应作紧急停炉处理。
第四节锅炉灭火
1.当每层燃烧器中FSSS装置的每2个火焰检测头1个失去信号时认为该组燃烧器灭火。当满足FSSS技术要求的炉膛灭火逻辑时认为炉膛灭火。
2.原因：
2.1 送、引风机故障。
2.2 煤气快切阀误关。
2.3 煤气成份突变。
2.4 水冷壁管严重破裂，水汽喷出。
2.5 负荷变动时，风量调整不当。
3.处理方法，立即停止向锅炉供应煤气。按紧急停炉处理。
第五节炉膛及烟道爆炸
1.爆炸原因：
1.1 点火操作不当。点火未能及时点燃煤气。
1.2 负荷变化时，煤气、风量配合不当。
1.3 锅炉灭火保护失灵，发现不及时，造成大量煤气进入炉膛。
1.4 炉膛燃烧不完全，在烟道内聚积大量煤气。
2.处理方法：
2.1 如在点火时发生，立即停止煤气的供给，并及时对炉膛进行吹扫。
2.2 检查锅炉设备是否有损坏及损坏程度，如损坏严重无法继续运行，立即按紧急
停炉处理。如损坏不严重，不妨碍继续运行，在消除爆炸原因后，可继续运行。
第六节煤气泄漏着火
1.煤气泄漏着火应立即查明泄漏位置。
2.绝断泄漏源。
3.清除附近易燃物。
4.及时通知消防队。
5.若不能及时消除，应按紧急停炉处理。
第七节水冷壁管的损坏
1． 水冷壁管损坏的常见原因：
1.1 锅炉给水品质不符合标准,使水冷壁管内部结垢，腐蚀或管壁超温，造成损坏。
1.2 水冷壁管热膨胀受阻，造成损坏。
1.3 管子材质或制造、运输、安装过程中造成缺陷及焊接质量不合格。
1.4 长时间低负荷运行使正常的水循环破坏，或管子内被杂物堵塞。
1.5 炉膛发生严重爆炸，使水冷壁管损坏。
1.6 锅炉严重缺水。
2． 水冷壁管损坏的处理。
2.1 若损坏不太严重,尚能维持锅筒正常水位则允许继续运行一段时间，采取稳定燃烧措施，可适当降低锅炉负荷运行。
2.2 若水冷壁管损坏严重，造成锅炉灭火或对锅炉加大进水后仍不能维持正常水位，应立即作紧急停炉处理。
第八节过热器管的损坏
1． 过热器管损坏的常见原因：
1.1 化学监督不严，汽水分离器的装配不良或不严密,蒸汽品质不合格，使过热器
管内积聚盐垢。
1.2 管内有杂物堵塞。
1.3 燃烧调节不当，火焰偏斜，两侧烟气温度差大，过热蒸汽温度两侧偏差
大，大的一侧管子因过热而损坏。
1.4 管子材质或制造、运输、安装过程中造成缺陷及焊接质量不合格。
1.5 减温器故障以及低负荷时，减温水使用不当，使过热器管发生水塞，局部管子壁温超温引起。
2． 过热器管损坏的处理。
2.1 若发现过热器管泄漏轻微，过热蒸汽温度尚能维持在正常范围，则允许继续运行一段时间，但应适当降低负荷，并争取尽早作停炉处理。
2.2 若损坏严重,过热蒸汽温度变化过大，不能控制，应立即作紧急停炉处理。
第九节省煤器管的损坏
1.省煤器管损坏的常见原因：
1.1 给水品质不合格。
1.2 管子材质或制造、运输、安装过程中造成缺陷及焊接质量不合格。
1.3 省煤器管热膨胀受阻。
1.4 点火升压及停炉中，停止上水后未能及时开启再循环阀门，从而导致省煤器管过热。
2.省煤器管损坏的处理：
2.1 若省煤器管泄漏轻微，按正常停炉处理。
2.2 若省煤器管泄漏严重，不能维持运行，应作紧急停炉处理。注意停炉时不应开启省煤器的再循环阀门。
第十节锅炉范围内汽水管道的损坏
1.汽水管道损坏的常见原因：
1.1 管子材质或制造、运输、安装过程中造成缺陷及焊接不合格。
1.2 管子热膨胀受阻。
1.3 投运时暖管不充分，造成水击而损坏。
1.4 水质不合格，造成腐蚀。
2.损坏的处理：
2.1 若损坏不严重，尚能保持正常运行，且不至于扩大损坏，可以维持运行，但需注意监视，管子泄漏处周围做好安全防护措施。并尽早作正常停炉准备。
2.2 若损坏严重发展至事故停炉时，应立即作紧急事故停炉处理。
附图1：冷态启动升压曲线
附图2：温态启动升压曲线
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