NG-240 9.8-M1锅炉整套启动调试方案.doc

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1、南发电厂260MW机组锅炉整套启动调试方案电力科学研究院签字页会签： 批准： 审核： 编制： 1 目的锅炉安装结束经分部调试之后，就要进行锅炉机组所有设备整套启动试运行，它是锅炉进入稳定生产运行前的必须步骤。通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行考核，检验其设计性能、安装质量是否达到国家规定的标准，同时对设计、安装中的欠妥之处及存在的问题进行修改和处理，使机组安全、经济、稳定、高质量地移交生产运行。2 依据2.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）2.2 火电工程启动调试工作规定2.3 火电机组达标投产考核标准（2001年版）2.4 电厂建设施工及验收技术规范锅炉篇

2、（1996年版）2.5 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）2.6 火电施工质量检验及评定标准锅炉篇（1996年版）2.7 电站锅炉性能试验规程2.8 锅炉制造厂家提供的系统设备图纸、设备说明书、计算数据汇总表2.9 锅炉系统其它制造商及设计单位提供的系统图纸及设备资料3 锅炉系统简介3.1锅炉概况内蒙古汇能集团蒙南发电厂#1锅炉是杭州锅炉集团有限公司制造的NG-240/9.8-M1型自然循环固态排渣煤粉炉。锅炉采用直流煤粉燃烧器,燃烧器四角切向布置，切圆直径600mm。制粉系统采用筒式钢球磨煤机、中间储仓式乏气送粉系统。设计燃用蒙南烟煤。每组燃烧器有6层二次风喷口和3层一次风喷

3、口,一、二次风交错布置。燃烧器中下层一次风采用水平浓淡式煤粉燃烧器，1、3角下层一次风喷口内装有等离子点火装置。燃烧器设置一层油点火燃烧装置。顶层二次风喷口方向反切，一次风喷口布置有侧边风。蒸发受热面为膜式水冷壁，炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道布置高温段、低温段过热器，水平烟道及转向室周围布置包墙管过热器，竖井烟道中交错布置了两级省煤器和两级空气预热器。过热蒸汽温度采用二级减温调节，炉底除渣采用刮板捞渣机,电除尘器采用气力输灰系统。3.2 锅炉主要技术规范锅炉蒸发量： 240t/h饱和蒸汽压力： 11.28 MPa主汽压力： 9.8MPa主汽温度： 540 给水温度： 229热风温度： 3

4、16排烟温度： 135排烟热损失: 6.24%化学未完全燃烧热损失 0机械未完全燃烧热损失 1.5%散热损失 0.55%+0.25%锅炉热效率： 91.5%3.2.1 煤质分析序号项目符号单位设计煤种校核煤种1收到基水份Mt%15.5215.5223收到基灰份Aar%10124收到基碳Car%57.8555.855收到基硫Star%0.320.326收到基氢Har%3.913.917收到基氧Oar%11.5411.948收到基氮Nar%0.860.969干燥无灰基挥发份Vdaf%33.8133.8110收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg217702093411可磨系数HGI626212煤

5、粉细度R90%18-2213灰熔点变形温度DTC1160软化温度STC1190融化温度FTC12103.2.2 燃烧及制粉系统性能计算汇总表（额定工况）序号项目符号单位设计煤种1锅炉燃煤量Bt/h29.982锅炉计算燃煤量Bjt/h29.533理论空气量V0Nm3/kg5.80544二次风温度3165一次风温度606一次风份额327二次风份额608锅炉排烟温度tpy1359炉膛漏风系数Rlf0.0510炉膛出口过量空气系数1.211磨煤机出力Bmt/h2212煤粉细度R90182213磨进口干燥剂温度T130014磨煤机出口风温Tm607515164、质量控制点当满足下列要求时，才能最终确认机

6、组进入72+24小时试运：4.1机组带满负荷。4.2锅炉断油。4.3制粉系统各故障消除，能安全稳定运行。4.4投入高加运行。4.5投电除尘器4.6热工各种自动、保护能正常稳定投入，自动投入率符合要求。4.7汽水品质合格。4.8在整个锅炉调试过程中发现的主要设备问题，都得到了处理。5、整套启动应具备的条件5.1锅炉启动前，下述主要试验项目均已结束,临时系统已全部拆除，正式系统已恢复；5.1.1 热力系统化学清洗结束并符合要求；5.1.2 锅炉及制粉系统冷态通风试验结束，风量测量装置标定完毕，一次风管道动压测量装置安装并标定完毕；5.1.3热力系统蒸汽吹管结束并确认合格；5.1.4 炉前燃油系统吹

7、扫干净及油循环畅通；5.1.5 炉本体、主要汽水系统经过工作压力下的水压试验，并试验合格。5.2锅炉汽包、过热器、再热器安全阀校验完毕，并符合要求。锅炉蒸汽吹管、蒸汽严密性试验及安全门调整中发现的问题、 缺陷，均已处理完毕，需要改进的项目也已施工完毕，并经验收合格。5.3输煤系统全部安装调试完毕，并经分部试运和联合试运验收合格，碎煤机、木块分离器、磁铁分离器能正常投入运行，具备向锅炉连续上煤的条件。5.4锅炉吹灰蒸汽系统吹扫完毕，系统恢复，所有吹灰器全部经冷态调整试验合格，吹灰程控调试好，能够投入运行，吹灰蒸汽减压阀冷态调试完毕。5.5除灰、除渣系统全部安装完毕，设备分部试运完毕：5.6电除尘

8、器安装调试完毕，各灰斗内部清理无杂物。5.7制粉系统全部安装完毕，并已做好相应的准备工作。5.8锅炉所有的电动门、气动门、调整门、风烟挡板，安装调试完毕，就地指示与集控室指示开度相符，能在集控室远方操作，统一编号并挂有标示牌。5.9热控应具备的条件：5.9.1锅炉及其辅助系统设计的所有就地仪表、操作台表盘上仪表全部安装调校完毕，达到投入条件；5.9.2锅炉所有的联锁保护回路安装完毕，经过静态试验，所有的联锁保护、报警定值按要求整定好，声光报警系统安装完毕；5.9.3计算机监控系统全部调整试验完毕；5.9.4炉膛火焰电视装置调整试验完毕，其风冷系统调试完毕。5.10锅炉水位电视装置调试完毕，指示

9、清晰可靠。5.11确认下列系统安装、调试、验收完毕，并能投入运行：5.11.1锅炉烟风系统挡板；5.11.2锅炉汽水系统阀门；5.11.3锅炉制粉系统；5.11.4高低压给水及除氧器系统；5.11.5燃油系统；5.11.6仪表用及工业用压缩空气系统；5.11.7加药、取样、连排系统；5.11.8疏水及定排扩容器系统；5.11.9减温水系统；5.11.10火焰检测冷却风系统；5.11.11化学水系统；5.11.12供水、排水及消防水系统；5.12工作现场的照明设备齐全，亮度充足，事故照明安全可靠。5.13消防、通讯设备齐全。对于主要辅机、电气设备、燃油系统及易发生火灾的地方，应备有足够合格的消防

10、器材。5.14现场道路畅通，楼梯平台完整，地面平整，沟盖板盖好。现场施工用的脚手架全部拆除，各看火孔、人孔门、检查门均已关闭，防爆门完整。5.15准备足够的试运用燃油、燃煤。煤质符合设计要求，并有成份分析报告。5.16生产准备工作就绪，运行人员经培训考试合格并已配齐上岗。应配备齐全运行所需的记录表格、运行日志、规程制度、系统图等。5.17施工单位应组织好检修班子，并准备好检修用的材料、工具等。5.18集中空调系统经调试完毕并已投入使用。6、在整套启动期间完成以下调试工作： 6.1疏水、排污、汽水取样系统调试6.2吹灰系统热态调试6.3安全阀校验及蒸汽严密性试验6.4制粉系统热态调试燃烧调整试验

11、6.5锅炉断油试验6.6带负荷运行与满负荷运行试验（a） 进行燃烧调整，控制蒸汽参数和汽水品质（b） 配合热工投入自动调节系统（c） 断油进行满负荷试验6.7变负荷试验6.8 MFT动作试验69SCS试验6.10配合化学专业进行洗硅运行，控制汽水品质（参见化学专业相关调试方案）6.11配合汽轮机和电气专业进行汽轮机试转和试验（参见汽轮机和电气专业相关调试方案）6.12进行72+24h连续试运行7、组织分工为确保锅炉整套启动调试期间人员和设备的安全，顺利完成启动工作，启动调试期间的所有工作由试运指挥部统一指挥，由整套启动领导小组负责组织，由调试专业组负责实施。各单位参加人员名单、联系电话在调试前

12、公布于现场。具体分工如下：l 监理公司： 对整套启动调试全过程进行监督； 负责对整套启动调试方案的审批； 参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作。l 蒙南发电厂： 负责系统、设备试验、启动和运行的操作，及系统、设备巡查，和相关参数的记录工作； 对整套启动调试全过程进行监督； 负责对整套启动调试方案的审批； 负责组织整套启动调试前后检查、验收、评定工作； 负责保障工作所需的合格水源、电源、辅助蒸汽、压缩空气等的供给。l 电建公司 负责整套启动调试过程中系统、设备的维护、消缺工作； 负责现场安全保卫、消防救护和对隔离区的监管看护工作； 参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作。l 电力科学研究院

13、： 负责编制整套启动调试方案； 负责提供临时系统和设备的技术要求，进行安装后确认； 负责整套启动调试工作的指挥； 参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作； 负责整套启动调试工作的总结和试验报告的编写。8、启动前检查项目8.1 锅炉启动前的检查8.1.1全面检查锅炉本体、烟风系统，确认内部无人、无杂物后封住各人孔门、检查门； 8.1.2 检查汽包就地水位计，标示清晰准确，水位计及水位监视电视应投入运行，控制室内表计指示与就地指示一致；8.1.3全面检查锅炉膨胀系统和膨胀指示器，膨胀间隙应与设计值相符，膨胀指示器指示值冷态下应调整到零位，并进行记录；8.1.4锅炉的吊杆和支架应符合要求，弹簧吊架

14、的固定销应拆除；8.1.5 所有吹灰器都已退出，且处备用状态；8.1.6风、烟系统、汽水系统、疏放水系统、制粉系统的所有电动门、电动挡板送电，气动挡板、阀门仪用气源合格，并经操作试验合格；8.1.7对所有转动机械进行全面检查，地脚螺丝应牢固，油箱油位应正常，工业冷却水应处于投运状态；8.1.8上水系统处于备用状态，疏水、排污及排空气系统门应处于上水前状态；8.1.9锅炉安全阀检查处于投运状态，附近无妨碍其动作的杂物；8.1.10炉膛火焰监视电视及其风冷系统应处于正常投入状态。炉膛出口烟温计应处备用状态；8.1.11投入炉前燃油系统；8.1.12控制室各种仪表、指示校验合格，显示清晰准确，计算机

15、应能工作正常，CRT显示与实际设备状态相同；8.1.13炉水加药系统备用，水汽取样装置齐全，冷却水能满足要求；8.1.14电除尘和除灰系统正常；8.1.15刮板捞渣机应处于备用状态，关断门操作灵活，炉低水封建立；8.1.16锅炉输煤和储煤系统正常；8.1.17全面检查制粉系统；82整套启动前的试验8.2.1水位保护试验；8.2.2炉膛超压保护模拟试验；8.2.3灭火保护模拟试验；8.2.4程控点火静态试验；8.2.5转动机械拉合闸及事故按钮试验。8.2.6送、引风机、排粉机联锁保护试验；8.2.7制粉系统联锁保护试验；8.2.8锅炉工作压力下的水压试验。8.3下列各项保护应投入：8.3.1 水

16、位保护；8.3.2 炉膛超压保护；8.3.3 灭火保护；8.3.4 送、引风机排粉机及磨煤机联锁保护；8.3.5制粉系统联锁保护。9、锅炉上水及换水9.1锅炉上水应以上除氧器的水为宜，可经D50给水旁路向锅炉上水,上水温度与汽包壁温最大差值不应大于50；9.2 锅炉上水时，应打开锅炉排气阀，并应控制上水缓慢进行；9.3上水时间一般为：夏季不小于2小时，冬季不小于4小时；9.4 汽包中心线下180mm为汽包“0”水位,点火前锅炉上水时应上到正常水位下100mm处，并校对汽包水位计，记录进水前、后锅炉膨胀指示一次。9.5 锅炉换水9.5.1 点火前换水由于启动调试阶段锅炉蒸汽吹管后至整套启动时间较

17、长，因此一般都得采取换水清洗，锅炉上水结束后，通知化学人员对炉水品质进行取样分析，如不合格应进行换水。 使锅炉尽快达到水质要求的有效方法是投入水冷壁下联箱蒸汽加热，加快水冷壁内水的运动，此时应注意控制水位，必要时打开事故放水门。这样连续蒸汽推动若干时间后，锅炉进行放水，放水结束后锅炉再继续进水，此时应提高进水温度，再进行连续冲洗，直至水质合格。9.5.2 热态排污由于锅炉点火后，铁离子又会升高，水质又将变差，因此锅炉需在不同升压阶段都应加强各个循环回路的排污，并应利用停炉机会进行整炉放水，这对使机组系统水质尽快合格都是有利的。10、锅炉机组的启动10.1机组启动注意事项：10.1.1 锅炉机组

18、运行可参照电厂颁布的锅炉运行规程，由运行人员操作执行。冷态启炉一般采用滑参数启动，本方案按滑参数启动编写； 10.1.2 锅炉上水水温应符合制造厂规定的温度标准要求，上水水质应符合部颁启动水质标准要求；10.1.3 锅炉点火前应投入邻炉加热，至汽包平均壁温达到100左右；10.1.4 准备锅炉点火应提前投入电除尘器的加热和振打装置；10.1.5 锅炉启动点火前，要启动引送风机对炉膛和烟道进行吹扫，吹扫风量为3040%额定通风量，通风5分钟，并维持炉膛负压在-50-100Pa；10.1.6 锅炉油枪点火后，升温升压速度(按锅炉运行规程)应缓慢，检查各处膨胀位移情况；10.1.7尽量保证同层燃烧器

19、或对角燃烧器运行，注意两侧烟温偏差；10.1.8锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/T561-1995火力发电厂汽水化学监督导则的规定，启动初期加强排污，定期进行汽水品质监视，且应有足够的低负荷洗硅时间（具体措施按化学专业的洗硅方案执行）。汽水品质不合格，不许机组带大负荷；10.1.9 燃烧器投入应按从下至上的顺序投入；10.1.10 在锅炉升压过程中，控制汽包上下壁温差不大于40；10.1.11启动初期应随时对炉本体及辅助设备、系统进行定期检查，做好试运记录，发现异常问题及时处理。10.2锅炉点火10.2.1启动一台交流火检冷却风机，确认冷却风压足够，投入备用直流火检风机联锁开关。10

20、.2.2启动一组引风机，送风机，投入联锁及保护，维持炉膛压力在-50-100Pa之间。10.2.3投入炉膛温度探针和炉膛火焰电视。10.3 提前投入投入静电除尘器各加热器和振打装置；10.3.1锅炉投粉断油后，投入电除尘器；10.3.2对电除尘器下仓泵及灰管进行一次吹管运行，去除残灰和杂物；10.3.3根据灰斗料位情况和锅炉运行情况，程控启动电除尘器除灰仓泵进行除灰运行；10.3.4灰库储灰后，应定期投入气化加热装置，以保温防潮，防止结露。10.4投入除渣系统；11、锅炉点火11.1 检查炉膛吹扫条件满足后，对炉膛烟道进行吹扫，吹扫风量为额定风量的30%，通风5分钟，吹扫结束后维持炉膛负压20

21、-40Pa,检查点火条件是否满足；11.2 点火条件允许后，进行点火。点火前应注意调整燃油压力及吹扫空气参数；11.3 点火时先投下层对角油枪，后投上层，先投对角后投全层。每次投油枪时都要观察炉内着火情况，通过调节油压、风门开度等手段使油枪保持雾化良好、燃烧稳定，严禁油枪雾化不良或漏油运行，经调整后油枪仍燃烧不良应停止其运行；11.4注意汽包水位的控制，尽量维持“0”水位；11.5在锅炉未连续进水之前应开启省煤器再循环。12、升温升压12.1当压力升到0.150.2MPa时，关闭炉顶各空气门。定期排污一次。12.2当压力升到0.30.5MPa时：关闭过热器系统各疏水门,冲洗并校对汽包水位计，通

22、知热工冲洗仪表管路；通知安装人员热紧螺栓一次；通知化学人员化验水质。12.3当压力升到1.0MPa时，冲洗并校对汽包水位计，就地检查燃烧情况,保持燃烧良好。12.4在升压过程中，检查锅炉膨胀情况，记录各膨胀指示器的指示值，若有异常，应查找原因，消除后才可继续升压，在下列压力时，应对膨胀系统及指示器进行检查并作好记录：0.2MPa、0.49MPa、0.98MPa、1.96MPa、3.92MPa、5.88MPa、9.81MPa。12.5通知化学进行炉水品质的监视和分析，如超标应采取相应的措施。12.6锅炉升温升压应参照锅炉厂提供的“冷态启动曲线”进行，可按下列程序表进行控制：序号压力时间累计时间饱

23、和温度(MPa)(分)(分)100.0130308010220.010.1306010212030.10.2208012013340.20.393011013315150.390.984015015118360. 981.472517518320071.472.944021520023582.944.412524023525894.416.8730270258285106.878.8315285285303118.839.811530030331012.7升温升压过程中应注意控制汽包上、下壁温差应小于40，否则应减慢升温升压速度、适当增大排汽量、进行下联箱放水。12.8升温升压过程中,视汽包水

24、位情况适时向锅炉供水。锅炉进水应用给水启动旁路进行,进水时省煤器再循环门关闭,停止进水时开启。12.9应注意观察油枪雾化与燃烧情况，发现问题及时处理。12.10在升压过程中，应注意屏式过热器、对流过热器的管壁温度及蒸汽温度不得超过规定值。12.11 汽机冲转12.11.1当主蒸汽温度、压力达到冲转参数时，联系汽机进行冲转，并调整好锅炉燃烧。12.11.2在汽机冲转过程中，应根据锅炉温度、压力变化情况调整燃油压力、油枪的数量和高低压旁路的开度，确保冲转参数的稳定。12.11.3汽机冲转完成后，应使锅炉参数适应汽机试验要求，联系汽机关小主汽门前疏水。12.11.4锅炉开始供汽后，根据汽温的上升情况

25、投入减温器。12.11.5汽机定速3000转/分以后，配合电气进行电气试验工作。13、机组并网带负荷13.1按汽机需要进行升负荷、暖机工作，逐步投入全部油枪，汽温、汽压按启动曲线提升。13.2视锅炉运行情况，启动另一组引、送风机、排粉机，总联锁投入相应位置。13.3当热风温度达到200以上时，准备启动制粉系统。粉仓粉位达到一定高度时可以进行投粉。13.4 投粉过程中，应密切注意煤粉着火情况，并对燃烧系统有关风门进行全面的调整，以保证煤粉气流燃烧稳定。13.5当负荷进一步升高到50%以上，而制粉系统可正常运行时，可以逐渐减小燃油量，并退出部分油枪，逐渐增加投粉量，并做好制粉系统及燃烧系统调整。1

26、3.6为防止空气预热器受热面低温腐蚀，应根据实际情况投入热风再循环；13.7当机组负荷上升到额定负荷的60左右时，视燃烧情况，可以断油运行，退出剩余油枪，并投入电气除尘器。13.8当断油后应进行：全面的制粉系统和二次风门调整；对锅炉进行全面吹灰工作。13.9联系热工投入有关锅炉自动装置，并进行自动切换试验，观察自动装置稳定与可靠性。13.10在上述过程中，保护装置应始终处于投入状态。13.11在上述过程中，经启动委员会批准，可按有关规程进行机组甩负荷试验、MFT动作试验，或根据实际需要停机停炉检修。14运行调整14.1负荷调整14.1.1 机组进入正常运行后，负荷变化不大时，可通过调整给粉机出

27、力来实现，调整幅度不宜过大，尽量使同层给粉量一致，当负荷变化较大通过调整给粉量已不能满足时，可通过投、停对角给粉机来实现，不要全层同时投、停。注意不要过调，风、粉应协调配合，防止燃烧不稳造成灭火；14.1.2 如果机组减负荷，要切除给粉机时，应视汽温状况来决定切除上层还是下层的给粉机，同层以切除对角给粉机为宜。继续减负荷，以同样的方法来停另一层给粉机，应尽可能保持相邻层的煤粉喷嘴运行；14.1.4 如果机组增加负荷，已运行的煤层给粉机转速均超过50%时，可再投一层煤粉喷嘴，且以投入相邻层的煤粉喷嘴为宜；14.1.6 在负荷变化过程中，应注意汽温、汽压、水位、汽包壁温差以及给粉机转速和一次风压的

28、变化。14.2燃烧调整：14.2.2 要注意监视炉膛负压和氧量，及时调整送、引风量，维持炉膛出口压力在-20-50Pa范围内、氧量保持4%6%；14.2.4 锅炉负荷变化时，及时调整粉量和风量，以保证汽温、汽压稳定。加负荷时先加风量后加给粉量，减负荷时先减给粉量后减风量；14.2.7 正常运行时，保持炉膛内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜，不贴墙，应具有良好的充满度，否则应及时调整二次风开度；14.2.8 正常运行时，投入燃烧器为一层或对角，不能缺角运行。负荷变化不大时，给粉机调整幅度不宜过大，尽量使同层给粉量一致，当负荷变化较大时，可通过投、停对角给粉机来实现，不要全层同时投、停。注

29、意不要过调，风煤应协调配合，防止燃烧不稳造成灭火；14.2.11 在低负荷时，尽量少投煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，避免煤粉燃烧器脱层运行；14.2.12 在大负荷时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，合理分配各燃烧器负荷，以均衡炉膛热负荷，减少热偏差。运行中加强锅炉吹灰，并定期检查受热面积灰和结渣情况，发现结渣，及时采取措施；14.2.13 应提前确知炉前燃料的种类和主要成分、发热量和灰熔点，若发现与设计不同应及时进行调整。14.3汽压调整14.3.2 主汽压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行，不允许用不利于燃烧稳定的方式进行调整，在非事故情况下，禁止使用安全门和对空排汽等手段降压；14

30、.3.3 若汽压达到安全阀动作值而安全阀拒动并且压力继续升高时，应采取切除部分燃烧器、开启对空排汽等措施进行排汽降压；14.3.4在锅炉正常运行时，主汽压力应投入自动控制，在自动与手动切换时，主汽压力定值不得大幅度变化；14.3.5 下列情况可引起主汽压力变化，要注意监视和调整：1) 负荷变化；2) 启、停制粉系统或设备工作不正常；3) 燃烧不稳定；4) 自动控制系统失灵；5) 煤质变化；6) 减温水量变化。14.4汽温调整14.4.1 正常运行中，过热蒸汽温度应控制在540+5-10。14.4.2过热蒸汽温度采用二级喷水减温,一级为粗调,二级为细调。在调节喷水量时应缓慢平和，不应猛增猛减。一

31、级减温水应经常投入以保护屏式过热器；14.4.5 汽温的调整除调整减温水量外，还可采取下列手段调节汽温：1) 改变煤粉燃烧器的组合方式；2) 分层调节燃料量；3) 改变配风工况。14.4.6 在燃烧调整上，应力求做到不使火焰中心偏斜，避免受热面超温或结渣；14.4.8 下列情况可引起汽温变化，要注意监视和调整：1) 汽压波动；2) 负荷变化；3) 煤质变化；4) 给水温度变化；5) 风量变化；6) 启、停磨煤机及不同的磨煤机组合7) 水位变化；8) 锅炉吹灰；9) 燃烧器投停。14.5汽包水位调整14.5.1 正常运行时，汽包水位应保持“0”位，正常波动范围为50mm， 14.5.2汽包水位以

32、就地水位计指示为基准。14.5.4 下列情况可引起水位变化，要注意监视和调整：1) 负荷增减速度过快；2) 安全门动作；3) 燃料增减速度过快；4) 给水泵切换；5) 给水“自动”失灵；6) 受热面管子爆破或阀门泄漏；7) 锅炉排污；14.6锅炉排污14.6.1 锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/T561-1995火力发电厂汽水化学监督导则的规定；14.6.2 为保证锅炉汽水品质合格，根据化学监督要求，对锅炉进行定期排污和连续排污；14.6.4 定排前，适当提高汽包水位，排污应逐个回路进行，一般不允许两个或两个以上的排污点同时进行，以维持水位稳定和水循环安全，定期排污应在负荷稳定时进行

33、，而且排放速度要尽量快；14.6.5 定期排污尽量在低负荷下进行，并严格监视汽包水位，控制排污流量。每只定期排污阀的排污时间不超过0.5分钟。严禁定期排污扩容器超压；14.6.6 连续排污调整门的开度和排放时间应根据汽水品质控制要求及化验结果进行；14.6.7 当锅炉运行不正常或发生事故时或排污故障时都应立即停止排污。14.6.3排污时应注意各排污管有无流量,判断阀门是否堵塞。14.7锅炉吹灰14.7.1 为清除锅炉受热面的积灰，防止结渣，保持受热面清洁，提高锅炉安全、经济运行水平，应根据实际情况定期对锅炉受热面进行吹灰；14.7.2 锅炉受热面吹灰工作应在燃烧稳定的工况下进行，低负荷运行时不

34、宜吹灰；14.7.3 吹灰前，必须对吹灰管路进行疏水暖管；14.7.4吹灰顺序从炉膛开始，顺烟气流向直至尾部； 14.7.5正常运行时，应经常检查、判断受热面的清洁情况，如发现积灰、结渣，应及时采取措施，但不允许运行中对受热面人工除渣。15、锅炉停运15.1 正常停炉15.1.1停炉前，应对锅炉设备进行一次全面检查，记录所发现问题，待停炉后消除；15.1.2在停炉过程中,汽包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；15.1.3停炉过程中,锅炉应平稳地降低负荷,当负荷降到60%时由操作员决定上层煤粉燃烧器是否停运,当负荷降到50%以下时,中层煤粉燃烧器可停运,此时应密切注意炉内燃

35、烧情况,在适当的时候投入油枪,以维持炉内燃烧稳定；15.1.4当负荷降至20%B-MCB负荷时,可全停煤粉燃烧器,并对煤粉管道进行吹扫,同时退出电除尘器；15.1.5当汽压降2.0MPa以下,蒸汽温度260270,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,方可停止送、引风机；6027015.1.6熄火后,应密切注意排烟温度的变化,防止发生尾部再燃；15.1.7停炉46小时内,应严密关闭引、送风机入口挡板及各人孔门和检查门,以免锅炉急剧冷却；15.1.8根据情况决定停炉后采取热备用或放水，并采取锅炉防腐措施。16、注意事项16.1 凡本方案未尽事宜

36、，按杭州锅炉集团有限公司锅炉使用说明书及电厂有关运行规程执行。16.2 安全注意事项详见锅炉试运反事故措施；附录1锅炉各主要膨胀点计算值名 称部件名称膨胀方向膨胀值计算值mm汽包两端左右24.5中部前后29.6集中下降管下端向下130.6水冷壁侧水冷壁上集箱前后19.8侧水冷壁下集箱前后19.8前后水冷壁上集箱左右21前后水冷壁下集箱左右21前后、两侧、中部向下148.7水冷壁下集箱向下148.7过热器侧包墙管下集箱（后）向下/前后41.8/63后包墙管下集箱左右20.7侧包墙管上集箱前后63低温过热器入口集箱左右20.7高温过热器入口集箱左右20.7集汽集箱左右19.8低温减温器集箱左右25.4高温减温器集箱左右25.4顶棚管入口集箱左右23.6省煤器下级省煤器进口集箱前后3.1上级省煤器进口集箱前后3.4