220吨循环流化床锅炉各专业规程要点

第一章 锅炉运行规程

1 设备概况

1.1 基本概况

锅炉型号 UG-220/9.8-M14

额定蒸发量 220 t/h 最大连续蒸发量 260 t/h 额定蒸汽温度 540 ℃ 额定蒸汽压力（表压） 9.8 MPa 给水温度 150 ℃ 锅炉排烟温度 135 ℃ 排污率 ≤1 % 空气预热器进风温度 20 ℃

锅炉计算热效率 90.77 %（按设计煤种） 锅炉保证热效率 90% 一次热风温度 170 ℃ 二次热风温度 170 ℃ 一、二次风量比 55：45 循环倍率 25 ～ 30 锅炉飞灰份额 ~66 % 脱硫效率（钙硫摩尔比为3时） ≥ 88 % 燃煤低位发热量 19040KJ/kg 燃煤煤颗粒度 粒度范围0~10mm

燃料消耗量 42.89 t/h（按设计煤种） 石灰石消耗量 3.287 t/h（按设计煤种）

锅炉基本尺寸如下：

炉膛宽度（两侧水冷壁中心线间距离） 8770mm 炉膛深度（前后水冷壁中心线间距离） 7090mm 炉膛顶棚管标高 40100mm

1

锅筒中心线标高 44500mm 锅炉最高点标高（大板梁） 48800mm 运转层标高 9000mm 操作层标高 6400mm 锅炉宽度（两侧柱间中心距离） 23000mm 锅炉深度（柱Z1与柱Z4之间距离） 26280mm

1.2 锅炉结构简述

本锅炉采用中国科学院工程热物理研究所的循环流化床燃烧技术，结合无锡锅炉厂多年来生产循环流化床锅炉的经验，是双方合作开发的新一代产品。锅炉为高温高压，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架π型布置。锅炉运转层以上露天，运转层以下封闭，在运转层9m标高设置混凝土平台。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是蜗壳式汽冷旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级三组对流过热器，过热器下方布置三组省煤器及一、二次风各二组空气预热器。锅炉燃烧系统流程：

给煤机将煤送入落煤管进入炉膛，锅炉燃烧所需空气分别由一、二次风机提供。一次风机送出的空气经一次风空气预热器预热后由左右两侧风道引入炉下水冷风室，通过水冷布风板上的风帽进入燃烧室；二次风机送出的风经二次风空气预热器预热后，通过分布在炉膛前后墙上的喷口喷入炉膛，补充空气，加强扰动与混合。燃料和空气在炉膛内流化状态下掺混燃烧，并与受热面进行热交换。炉膛内的烟气(携带大量未燃尽碳粒子)在炉膛上部进一步燃烧放热。离开炉膛并夹带大量物料的烟气经蜗壳式汽冷旋风分离器之后，绝大部分物料被分离出来，经返料器返回炉膛，实现循环燃烧。分离后的烟气经转向室、高温过热器、低温过热器、省煤器、一、二次风空气预热器由尾部烟道排入电袋除尘器进行除尘后排出。

锅炉汽水侧流程：

给水经过水平布置的三组省煤器加热后进入锅筒。锅筒内的锅水由集中下降管、分配管进入水冷壁下集箱、上升管、炉内水冷屏、上集箱，然后从引出管进入锅筒。锅筒内设有汽水分离装置。饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管经连接烟

2

道引至汽冷旋风分离器，然后依次经过尾部汽冷包墙管、低温过热器、一级喷水减温器、炉内屏式过热器、二级喷水减温器、高温过热器，最后将合格的过热蒸汽引向汽轮机或减温减压器。

1.3主、辅设备参数 1） 本体

项 目 汽鼓 (1)内径 (2)壁厚 (3)长度 (4)材质 水冷壁 (1) 型式 (2) 管数 单 位 mm mm mm 内 容 1600 100 15800 P355GH(19Mn6) 膜式 前后墙各109，两侧墙各88 根 (3)外径及壁厚 mm 片 mm mm 根 mm 根 片 mm 3

(4)材质 水冷屏 (1) 型式 (2) 数量 (3) 外径及壁厚 (4) 材质 高过 (1) 外径及壁厚 (2) 型式 (3)数量 (3)材质 低过 (1) 外径及壁厚 (2) 型式 (3)数量 (4)材质 屏式过(1) 型式 热器 (2)管数 (3)外径及壁厚 (4)材质 包墙管 (1) 型式

前、后墙φ60×5 侧墙φ51×5 20G/GB5310 膜式 3*26 φ60×5 20G/GB5310 φ38×5 光管式（水平顺列布置） 80 12Cr1MoVG/ SA213-T91 φ38×5 光管式顺列布置 80 15CrMoG 膜式辐射垂直布置 4 φ42×6 12Cr1MoVG 膜式 (2) 管数 (3) 外径及壁厚 (4)材质 汽冷旋(1) 型式 风分离(2) 进口形式 器 (3) 冷却介质 (4) 数量 (5) 外径及壁厚 (6) 材质 (7) 可塑料厚度 (8) 工作温度 (1) 型式 省煤器 (2) 外径及壁厚 (3) 管数 (4) 级数 (5) 材质 空预器 (1)型式 (2)外径及壁厚 (3)布置方式 项 目 (1)型式 (2)组成 (3)点火枪型式 (4)数量 （1） 面积 布风板 （2） 宽度 （3） 长度 （1） 型式 风帽 （2） 个数

根 mm 个 mm mm ℃ mm 根 mm 单 位 前后墙80、左右墙44 φ51×5 20G/GB5310 膜式 蜗壳式 饱和蒸汽 2 φ38×6 20G/GB5310 60 950 管式非沸腾式 φ32×4 177 3级 20G/GB5310 光管式顺列布置 拉撑管：Φ42×3有缝管；Φ40×1.5 卧式顺列布置 内 容 蜗壳式旋油燃烧器 点火油枪、高能电子点火器、火检装置 机械雾化 个 m2 m m 个 4

燃烧器 2 28.06 3.20 8.77 钟罩型 1000 （3） 材质 （4） 间距 （1） 型式 下渣管 （2） 材质 （3） 外径及壁厚 型号 功率 燃油泵 扬程 流量 转速 mm mm 耐磨耐高温合金 160 绝热 1Cr25Ni20 Φ219×20 5.5KW 2.7MPa 4.0m³/h 1450r/min 2）辅机

（8）驱动方式 （9）调节方式 （10）风机全压效率 （11）调节装置型式 （12）转数 （13）厂家 (1)型号 (2)功率 液力偶(3)额定转速 合器 (4)调速范围 （5）厂家 (1)型号 电动机 (2)功率 (3)电压

引 风 机 项目 （1）型号 （2）型式 （3）台数 （4）流量 （5）风压 （6）风机转向 （7）布置方式 单位 台 m3/h Pa Rpm KW Rpm Kw V 5

数值 QAY -5№24F 单吸、单出口、离心式 2 270000 8330 左右旋各一台 卧式，左右对称，90°进气，出口左右旋 135° 定速电机驱动 液力偶合器变速调节 85.9% 入口导叶 960 鞍山风机集团 YOTGCD875 900 1000 365－960 大连液力耦合器总厂 YKK 5604-6 900 10000 (4)电流 (5)转速 （6)规范 （7）厂家 （1）型号 （2）型式 （3）台数 （4）流量 一 （5）额定风压 次 （6）风机转向 风 （7）布置方式 机 （8）驱动方式 （9）调节方式 （10）风机全压效率 （11）转速 （12）厂家 (1)型号 (2)功率 液力偶 (3)额定转速 合器 (4)调速范围 （5）厂家 (1)型号 (2)功率 (3)电压 电动机 (4)电流 (5)转速 (6)规范 （7）厂家 （1）型号 （2）型式 （3）台数 （4）流量 （5）额定风压 二 次 （6）转速 风 （7）风机转向 机 （8）布置方式 （9）驱动方式 （10）调节方式 （11）风机全压效率 （12）厂家 液力偶 (1)型号 合器 (2)功率

A Rpm 台 m3/h Pa Rpm KW Rpm KW V A Rpm 台 m3/h Pa Rpm KW 6

64.6 991 IP54 F级 风冷 佳木斯电机厂 QAG-6D№19.5F 单吸、单出口、离心式 1 183000 18200 右旋 卧式、90°进气，出口右旋 90° 定速电机驱动 液力偶合器变速调节 86.2% 1480 鞍山风机集团 YOTGCD750/1500 1250 1500 510～1480 大连液力耦合器总厂 YKK 6301-4 1250 10000 86 1485 IP54 F级 风冷 佳木斯电机厂 QAG-6№17F 单吸、单出口、离心式 1 149000 13200 1480 左旋 卧式、90°进气，出口左旋 90° 定速电机驱动 液力偶合器变速调节 85.9% 鞍山风机集团 YOTGOD750 800 电 动 机 (3)额定转速 (4)调速范围 （5）厂家 (1)型号 (2)功率 (3)电压 (4)电流 (5)转速 (6)规范 （7）厂家 (1) 形式 (2) 型号 (3) 台数 (4) 风量 Rpm KW V A Rpm 台 Nm3/h KPa KW r/min V A HZ 台 t/h ℃ t/h KW V A 7

1500 510－1480 大连液力耦合器总厂 YKK450-4 800 10000 62 1480 IP54 F级 风冷 佳木斯电机厂 罗茨风机 JAS-200 2 2712 65 78.8 1170 直联 水冷 长沙鼓风机厂 Y280M-4 IP54 F级 风冷 380 128 50 NJGC-30 返料风机 (5) 额定风压 (6) 轴功率 (7) 转数 (8) 传动方式 (9) 冷却方式 (10)厂家 (1)型号 (2)规范 电动机 (3)电压 (4)电流 (5)频率 (1)型号 皮 带 给 煤 机 (2)数量 (3)出力 (4)正常运行温度 (5)效率最高点 (6)厂家 （1）型号 皮带驱（2）功率 动电动（3）电压 机 （4）电流 （5）绝缘等级 4 24 ≤50 8-24 徐州奕隆机械设备厂 YVPEJ112M-4 4 380 8.8 F

清扫电（1）电压 动机 （2）电流 V A 380 ?

（3）防护等级 IP54 全悬式（1）型号 电子皮带秤 （2）计量精度 （1）型式 （2）出力 （3）台数 滚筒冷（4）冷却进水温度 渣机 （5）冷却出水温度 （6）冷却水量 （7）最高进渣温度 （8）最高出渣温度 t/h 台 ℃ ℃ t/h ℃ ℃ ? ±0.5% SFS-Ⅱ-15L 15 2 35℃ （季节影响±5℃） 70--85 60 ≤1000 ≤100 输渣机参数：（1）1#链斗输送机 型 号 LD550 数 量（台套） 1 输送距离 m ~78（水平） 提升高度m 2 输 送 量t/h 30 料斗宽度mm 550 料斗材质 16Mn 料斗厚度mm 4 输送机布置方式 水平 滑轨规格 18#重型轨道钢 滚轮材质 45Gr 链速范围m/min 0-11.4 驱动链条形式 模锻链 32A-2 大链轮材质 ZG310-570 小链轮材质 ZG310-570 头部轴承型号 调心滚动轴承 53532 (轴承采用哈尔滨轴承) 尾部轴承型号 圆柱滚动轴承 2219E (轴承采用哈尔滨轴承) 变 型 号 YVP-225S 8

功 率 转 速 电 压 防护等级 绝缘等级 型 号 减 减速比 速 中心高 机 形式 （2）2#链斗输送机 型 号 数 量（台套） 输送距离 m 提升高度m 输 送 量t/h 料斗宽度mm 料斗材质 料斗厚度mm 输送机布置方式 滑轨规格 滚轮材质 链速范围m/min 驱动链条形式 大链轮材质 小链轮材质 头部轴承型号 尾部轴承型号 型 号 功 率 转 速 电 压 防护等级 绝缘等级 型 号 减 减速比 速 中心高 机 形式 （3）大倾角链斗输送机 型 号 数 量（台套）

频 调 速 电 机 11kW 1450r/min 380V IP54 F级 TR168-V11-6P-104.41 104.41 400mm 硬齿面斜齿轮减速机 LD550 1 ~31（水平） 2 30 550 16Mn 4 水平 18#重型轨道钢 45Gr 0-11.4 模锻链 32A-2 ZG310-570 ZG310-570 调心滚动轴承 53532 (轴承采用哈尔滨轴承) 圆柱滚动轴承 2219E (轴承采用哈尔滨轴承) YVP-225S 11kW 1450r/min 380V IP54 F级 TR168-V11-6P-104.41 104.41 400mm 硬齿面斜齿轮减速机 LD850 1 9

变 频 调 速 电 机 输送距离 m 提升高度m 输 送 量t/h 料斗宽度mm 料斗材质 料斗厚度mm 输送机布置方式 滑轨规格 滚轮材质 链速范围m/min 驱动链条形式 大链轮材质 小链轮材质 头部轴承型号 尾部轴承型号 变 型 号 频 功 率 调 转 速 速 电 压 电 防护等级 机 绝缘等级 型 号 减 减速比 速 中心高 机 形式

（4）渣仓及配套设备 序号 一 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

~54（水平+倾斜） 23 60 850 16Mn 5 水平+提升45° 18#重型轨道钢 45Gr 0-11.4 模锻链 32A-2 ZG310-570 ZG310-570 调心滚动轴承 53532 (轴承采用哈尔滨轴承) 圆柱滚动轴承 2219E (轴承采用哈尔滨轴承 YVP-225S 18.5kW 1450r/min 380V IP54 F级 TR168-V18.5-4P-130.44 130.44 400mm 硬齿面斜齿轮减速机 项 目 渣仓 容积 型号 数量 仓体直径 最大容积 存贮容积 渣斗壁与水平面的角度 渣仓钢支架 渣堆积重度 渣仓钢结构 单 位 套 m m3 m3 ℃ t/m3 t 10

数 值 V=600m3 ZC-600 1 9 683 600 60° 工字钢63a 1.4 76.2 备 注 序号 11 12 二 1 2 3 4 5 三 1 2 3 4 5 6 7 四 项 目 渣仓净重 满载重量 电动排渣门 形式 规格 电动排渣门电机功率 电动排渣门重量 电动推杆 布袋除尘器 型号 数量 制造厂 过滤空气量 过滤面积 过滤效率 排气风机功率 仓顶起吊设备 形号 数量/仓 起重量 起升高度 单 位 t t kW kg 套 m3/min ㎡ KW kg m 数 值 78.1 918.1 电动鄂式 600×600 0.55 225 DT5000-40 DMC36 1 畅隆电力 0.048 36 99.5% 2.2 CD-1 1 1000 28 备 注 含附属设备 含附属设备

2燃料和汽水

2.1燃料特性

煤种：烟煤 V=20% 燃煤量：

额定负荷燃煤量 42.89t/h 单炉日燃煤量 1029.36t/d

单炉年燃煤量 343120t/y(8000小时计) 燃煤元素分析（收到基）：

挥发份 20% 灰分 31.09% 碳 48.47% 全水份 9. 48% 氢 3.43% 氧 6.1%

11

氮 0.63% 全硫 0.8%

低位发热量 19040KJ/kg（4548kcal/kg）

灰熔点（参考值）

变形温度 t1=1260℃ 软化温度 t2=1360℃ 溶化温度 t3>1460℃

煤粉粒度

入炉煤粒度要求：0~10mm d50=2mm 点火用油0#轻质柴油（冬季使用-10#油）

低位发热量41000KJ/kg S<0.2% 残炭< 0.4% 石灰石特性

石灰石纯度要求：CaCO3 :≮95%;

MgCO3 :≯2%; 水份： ≯0.12%

惰性物: ≯0.12%;

石灰石的入炉粒度要求：粒度范围0~2mm， d50=0.3mm。

2.2 水汽品质

二级除盐水质标准

电导率25℃ ≤0.2us/cm SiO2 ≤20ug/L 硬度 ≈0

Na+ ≤10ug/L

给水品质

硬度 ≤2.0umol/L 溶解氧 ≤7ug/L PH值 8.8~9.3

炉水品质

含盐量 ≤100mg/L 二氧化硅 ≤2.0mg/L PH值 9.0~10.5 磷酸根含量 2~8mg/L

过热蒸汽品质

电导率 ≤0.2us/cm( 25°) 二氧化硅 ≤20ug/kg Na+ ≤10ug/kg

3 锅炉启动前的检查与试验

12

3.1 整体试运前的检查准备

1） 锅炉本体全面检查 2） 各孔门完整，能严密关闭，看火孔上的玻璃片完整并清洁，燃烧室正压孔门，

要特别注意关闭严密。 3） 打开炉门，检查布风板的风帽是否齐全，不得有明显的变形损坏现象，风帽

小孔无堵塞。 4） 各热电偶温度计完整，无损坏现象，各测量仪表和控制装置的附件位置正确、

完整、严密。 5） 风室防爆门完整、严密，防爆门上及其周围无杂物，动作灵活可靠。 6） 检查各阀门、风门、挡板符合下列要求：

a） 与管道连接完好，法兰螺丝已坚固。 b） 手柄完好，固定牢固；门杆洁净，无弯曲及锈蚀现象，开关灵活。 c） 阀门的填料应有适当的严紧空隙，丝扣已拧紧，主要阀门的保温良好。 d） 传动装置的连杆、拉杆、接头完整，各部销子固定牢固，电动控制装置

良好。

e） 具有完整的标志牌，其名称、编号、开关方向清晰正确。 f） 位置指示器的开度指示与实际位置相符合。 g） 所有调节风门、调节挡板开关无卡涩现象。 h） 所有调节风门、调节挡板的远方电动操作装置完整可靠，开关灵活，方

向正确。

i） 各汽水阀门处于下表开关位置。 各个阀门状态调整如下表所示： 开关状态 编号 名 称 点火前 运行中 升压中 1 给水来水门 开 开 开 2 省煤器入口门 开 开 开 3 给水调整门 关 开 4 给水调整门门前截门 开 开 开 开（调整门5 给水调整门门后截门 开 开 内漏时关） 6 给水调整门的电动旁路门 关 关 关 7 电动旁路门门前阀门 开 开 开 8 电动旁路门门后阀门 开 开 开 9 给水操作台放水门 关 关 关 上水时关 10 再循环门 开 关 停止上水时开 11 主汽门 关 开 关 12 主汽门旁路门 关 关 暖管时开 13 低温过热器进口联箱疏水门 开 关 与空气门同关 14 减温器疏水门 开 关 与空气门同关 15 高过进口联箱疏水 开 关 并炉后关 16 出口联箱疏水 开 关 并炉后关 13

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 对空排汽一次门 对空排汽二次门 吊挂管上集箱空气门 饱和蒸汽出口管空气门 定期排污手动门 定期排污电动门 连续排污一次门 事故放水一次门 事故放水二次门 反冲洗门 汽门 汽包就地水位计 水门 放水门 空气门 连续排污二次门 连续排污扩容器排污门 汽包处加药门 过热蒸汽取样一次门 饱和蒸汽一次门 炉水取样一次门 就地压力表一、二次门 所有表计一次门 减温水调节门 减温水调整门的前后阀门 减温水旁路门 返料器风门 燃烧室底部放渣门 开 开 开 开 开 关 开 开 关 关 开 开 关 开 关 开 开 开 开 开 开 开 关 开 关 关 关 开 关 关 关 开 关 开 开 关 关 开 开 关 关 开 开 开 开 开 开 开 开 根据汽温调节 开 关 开 放渣开 开 并炉后关 汽压1表后关闭 汽压1表后关闭 开 排污时间开 开 开 满水时间开 关 开 开 关 汽压1表时关闭 由化水决定开启时间与开度 开 开 开 开 开 开 开 根据汽温调节 开 关 开 关 40 引风机入口挡板 关 开 开 41 一次风机入口挡板 关 开 开 42 二次风机入口挡板 关 开 开 43 旋风筒底部放灰门 关 关 关 7）检查水位计，应符合下列要求： a） 汽、水连通管保温良好。 b） 水位计指示清晰。

c） 汽阀、水阀和放水阀严密不漏，开关灵活。 d） 水位计的安装位置及其标尺正确，在正常水位及高、低限水位处有 明显

红线标志。

e） 备有冲洗汽包水位计时防止烫工作人员的防护罩。 f） 照明充足、可靠。 g） 投入水位计。

8）检查压力表，应符合下列要求：

14

a） 表面清晰，汽包压力表及过热蒸汽出口压力表在工作压力表处画有红线。 b） 表计指在零点。

c） 校验合格，贴有校验标志，加装铅封。 d） 照明充足。 e） 投入压力表。

9）检查安全阀，应符合下列要求：

a） 排汽管和疏水管完整、畅通，装设牢固。 b） 能自由活动，不得有妨碍其动作的杂物灰尘和锈垢 c） 装有防止烫伤工作人员的防护罩。

10）检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求：

a） 指示板牢固地焊接在锅炉主要梁柱上，指针牢固地垂直焊接在膨胀件上。 b） 指示板的刻度正确、清楚，在板的基准点上涂有红色标记。

c） 指针不能被外物卡住或弯曲，指针与指示板面垂直，针尖与指示板面距

离3~5mm。 d） 锅炉在冷态时，指针应指在指示板的基准点上。 11）检查回料系统应符合下列要求：

a） 旋风分离器、回料立管、回料器完整无损，密封良好，各部应畅通。 b） 防磨绝热材料完好，无脱落。

c） 风帽完好无损，风口畅通，床内无焦渣杂物。 d） 调节风门灵敏好用，指示正确。 e） 各充气管路畅通、完好、无堵塞。

12）排渣管无异物或结焦垢，连接处牢固，放渣门开关灵活牢固，能严密关开。

a） 检查冷渣机转动正常，投入冷却水，水压表有水压显示。 b） 检查输渣机设备正常。

13）检查汽水管道及燃油管道，应符合下列要求：

a） 支吊架完好，管道能自由膨胀。 b） 保温完整、表面光洁。

c） 管道上有明显的管道名称及介质流动方向的箭头。 14）检查现场照明，应符合下列要求：

a） 锅炉及辅机各部位的照明灯头及灯泡齐全，具有足够的亮度。 b） 事故照明灯齐全、完好、电源可靠。 c） 操作室的照明充足，光线柔和。 15）热工仪表及控制柜检查

a） DCS控制系统完整、好用，电源已送上，系统运行及数据正常。 b） 各控制阀门、调节阀门、风门挡板开度在正常范围内。

c） 所有热工仪表、信号、操作开关及连锁开关配备齐全，完整好用。 d） 所有控制开关在停止位置，连锁开关在解除位置。模拟图正确，所有标

志齐全、名称正确、字迹清晰。 e） 投入各热工表计一次门。 f） 检查警报灵敏，声音响亮。 g） 指示灯泡、灯罩齐全、颜色正确 16）转动机械的检查

a） 所有转动机械的安全遮拦及保护罩完整、牢靠，背靠轮连接完好，传动

链条、皮带完整、齐全，地脚螺丝不松动。

15

b） 轴承内的润滑油（脂）洁净，油盒内有足够的润滑油（脂）。油位计完

整，指示正确，油位清晰可见，刻有最高、最低及正常油位线；油位应接近正常油位线；油位就接近正常油位线；放油门或放油丝堵严密不漏。 c） 轴承加油嘴良好，无堵塞，螺丝牢固。 d） 冷却水充足，排水管畅通，水管不漏。 e） 手动盘动靠背轮应轻快，无卡涩。

f） 电机应符合相关厂用电动机运行的规定，低压电机绝缘不低于0.5兆欧。 17）电袋除尘器的检查

a）对除尘器内部进行全面检查，在前级电场内部和布袋除尘器滤袋之间不

得有任何杂物粘挂，尤其检查电场两极之间是否有短路隐患。

b) 检查前级电场所有绝缘件表面是否清洁、结露或损坏，及时擦拭干净，

有破损则及时更换。

c）接地装置及其它安全设施必须安全可靠；检查阴阳极振打器各转点、电

机、减速机是否转动灵活和润滑情况，检查灰斗卸料机构的运转正常，这些机构必须运转正常。

d）在点炉或系统开机的同时投入各排灰、振打装置，开启相应的出灰系统。 e）要求场地清理干净，道路畅通，各操作平台、走道扶手完整、照明充足，

各转动机构外面有护罩或挡板，所有进入高压电场的检修人孔门等均应有明显的安全标志，电气安全联锁要完好，控制室应有有效的降温、防尘及防火措施。

f）检查完除尘器本体后关闭并锁紧所有的人孔门。

g）压缩空气系统工作必须正常，清灰系统各开关位置正确，压力表、压差

计显示正常。检查清灰系统的气路密封性，必须无泄漏，检查脉冲阀动作情况，必须动作均匀灵活

h) 锅炉点火前4~8小时前，投入高压绝缘子室、顶部大梁及电晕极瓷轴转箱

等加热装置和温度检测装置，观察加热情况应正常，电加热使绝缘子室温度高于露点温度20~30℃,并投入灰斗加热装置系统。 j ) 旁路阀处于打开状态，提升阀全部处于关闭位置。 18）气力除灰系统检查

a) 启动空压机，冷干机，确认设备运转正常，参数达到设计值。

b) 仓泵检修工作结束，现场清理干净，进口插板阀开启，进料阀、出料阀、排气阀、加压阀、吹堵阀、倒灰阀开关试验正常。 c) 仓泵压力、灰管压力显示正常。

d)气动三联件工作正常，不漏油、不跑气，油杯油位正常。

19) 启动前的物资检查

a)检查煤斗备好煤。

b)除盐水箱已储水，除氧器运行正常，给水正常。 c)点火用油，0号轻柴油已备好，约为10吨左右。

d) 备好点火用炉渣，含碳量＜3%，粒度0-10mm，床料厚度标准为：550——650mm。 e) 冷却水已投入。

20) 完成与汽机、除氧、化水、燃料上煤班、热控、电气等岗位的联系工作，并

向锅炉班长、值长进行汇报。

16

3.2 锅炉机组首次启动或检修后检查与试验

1) 查清运行与检修交接手续，证实大修合格，设备封闭无误，分部试运完毕。

各项检修工作均已结束，工作票已终结。 2) 检查现场条件：

a） 场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通。厂房各层地面起码应做好

粗地面，最好使用正式地面，现场应有明显标志和分界，危险区应有围栏和警告标志。 b） 现场的施工脚手架全部拆除，现场清扫干净，保证运行安全操作。 c） 现场的梯子、步道、栏杆、盖板应按设计安装完毕，正式投入使用。 d） 新扩建部分的排水沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全。

e） 生产区范围的工业、消防及生活用水系统应能投入正常使用，并备有足

够的消防器材。生产现场具有充足的正式照明，事故照明应能在故障时及时自动投入。

f） 各运行岗位都应有正式的通讯装置，根据运行要求增设临时岗值，并应

有可行的通信联络设施。 g） 严冬季节，应对有关阀门和管道采取必要的防冻措施，以防冷裂。

3) 下列系统中的设备、管道、阀门等安装完毕，保温完成。锅炉范围内管道：

汽水系统、疏放水系统、主汽系统、给水系统、加药系统、烟风系统、排污系统，除尘、除灰、除渣系统、冷却水系统、取样系统。 4) 下列设备须调试合格。

a） 一、二次风机、引风机、罗茨风机、给煤机经调试结束并符合要求。 b） 热工测量，控制和保护系统的调试已符合点火要求。 c） 输煤系统及其PLC经试运调试结束并符合要求。 d） 输渣系统及冷渣机经试运结束并符合要求。 e） 电袋除尘器经试验调试合格。

f） 气力输灰系统（含压缩空气系统）经试运结束并符合要求。 g） 加药泵试运合格。 h） 试验各电动门、调整门、挡板的灵活性。 5) 新建锅炉须完成下列工作

a） 烘炉结束，各部件良好。 b） 酸洗结束，反冲洗结束，水质合格。 c） 各部管道吹管合格。

6) 组织机构，人员配备和技术文件准备。

a） 电厂应按试运方案措施，配备各岗位的运行人员及试验人员，并有明确

的岗位责任制，运行操作员应培训合格，并能胜任本岗位的运行操作和故障处理。 b） 检修部门应根据运行方案措施要求，配备足够的维护检修人员，并有明

确的岗位责任制。维护检修人员应了解所在岗位的设备（系统）性能，并能在统一指挥下胜任检修工作，不发生设备、人身事故和中断运行工作。

c） 运行单位应在运行现场张挂符合实际的燃烧系统图、热力系统图。 7) 打开各炉门，检查炉内情况：

17

a） 风帽齐全、完整、严密，风口通畅，烧损部分已更换。 b） 各热电偶温度计完整，无操作现象，附件位置正确，穿墙处严密。

c） 落煤管出口无焦渣，播煤风口、二次风口畅通，返料系统畅通，无杂物。 d） 膜式水冷壁管、水冷屏、屏式过热器、高、低温过热器管、省煤器及空

气预热器的外型正常，内部清洁，各部的防磨护板完整牢固，无脱落、翘曲现象。

e） 床料铺设合乎要求。

f） 炉内防磨绝热内衬完好，无脱落、无烧损现象。 g） 内部检查完毕，检查人孔门的严密性予以关闭。 8) 复查回转设备情况：

按《电力建设施工及验收技术规范》要求复查原分部试运签证中有关轴承温度及振动值的记录。按照设备技术文件规定，一般应符合下列要求：

a） 轴承及转动部分无异常状态； b） 轴承工作温度应稳定，一般滑动轴承不高于65℃，滚动轴承不高于80℃，

液力偶合器油温不大于75℃且不低于5℃。；

c） 额定转速1000rpm，振动一般不超过0.15mm；额定转速1500rpm，振动

一般不超过0.10mm，额定转速3000rpm，不超过0.06mm； d） 无漏油、漏水和漏风等现象。 e） 检查油位在标尺指定位置。 f） 送上冷却水。 g） 通知电气人员测一、二次风机、引风机的电动绝缘。检查有无接地及防

护罩。 h） 证实皮带无跑偏。

i） 引风机入口挡板经开关试验后关闭。

j） 一、二次风入口挡板经开关试验后关闭。 9) 静态拉合闸试验：（在DCS实验电源位置）

a） 合上开关后，设备由绿变红；若不变红，DCS 事故报警，拉开开关联系

电气处理。 b） 拉开开关后，设备由红变绿；若不变绿，DCS 事故报警，拉开开关联系

电气处理。

10) 事故按钮试验：

a） 合上备试电机开关，红灯亮，绿灯灭。 b） 按就地事故按钮，此时事故喇叭鸣叫，红灯灭绿灯亮。 1) 联锁试验：

a） 联系电气值班员，各辅机送试验电源，依次合上#1、#2引风机、一次风

机，返料风机、二次风机、给煤机、冷渣机的操作开关，投入燃油速断阀开关，可将联锁画面中“#1大联锁”投入，将“#1、#2、#3、#4给煤机”联锁投入；再将“引风机联锁”，“一次风机联锁”，“返料风机联锁”，“二次风机联锁”投入。 b） 当任意一台引风机跳闸———→二次风机跳闸———→#1，#4给煤机均

应跳闸，由红变绿，事故喇叭鸣叫，将跳闸开关复位。

c） 当二次风机跳闸——→#1，#4给煤机，均应跳闸，由红变绿，事故喇叭

18

鸣叫，将跳闸开关复位。 d） 当任意一台返料风机跳闸，另一台自启动。

e） 当两台引风机均跳闸→一次风机跳闸→返料风机跳闸→四台给煤机跳闸

∟→ 二次风机跳闸—→#1、#4给煤机，均

应跳闸，由红变绿，事故喇叭鸣叫，将跳闸开关复位。

f） 当一次风机跳闸—→返料风机跳闸→#1、#2、#3、#4给煤机跳闸

∟→ 二次风机跳闸—→#1，#4给煤机，均应跳闸，由红变绿，

事故喇叭鸣叫，将跳闸开关复位。

g） 当两台返料风机均停运，则MFT动作， #1、#2、#3、#4给煤机跳闸，均

应跳闸，由红变绿，事故喇叭鸣叫，将跳闸开关复位。

#1炉锅炉大联锁逻辑关系图#1给煤机（停）（1 ）任意一台引风机停#2给煤机（停）#1引风机 （停）二次风机 （停）（2）#3给煤机（停）#4给煤机（停）#1冷渣机（停）（5）（3 ）一次风机 （停）#2引风机 （停）返料风机 （停）（3 ）输渣机（停）#2冷渣机（停）备注：图中小标所示为需要DCS画面上做投运、切除切换开关（4 ）燃油速断阀（关）

2) 冲洗过热器

a） 锅炉大修或小修后，要对过热器系统进行反冲洗，冲洗用合格的除盐水，

水温尽可能控制在80℃以内。 b） 冲洗前，拆除反冲洗管上的旋转堵板，反冲洗阀前各阀门应在下列位置： c） 汽包空气门开启，集汽联箱空气门开启待来水后关闭。 d） 主汽门及其旁路，加药门、连续排污一次门、省煤器再循环门，向空排

汽电动门、事故放水门，所有的疏水门都关闭。 e） 定期排污门全开。

f） 反冲洗过热器的一般程序是： g） 开启反冲洗门，通过过热器向锅炉上水。以泡一泡冲一冲的方式进行反

冲洗效果更好。 h） 轮流开启水冷壁下联箱和左右水冷屏下降管及其他下降管的定期排污

门。

i） 通知化水人员取样分析水质，水质合格后结束清洗，关闭反冲洗门，关

闭电动排污门，需要保持锅炉水位。

19

j） 冲洗结束后，恢复反冲洗管的堵板。 3) 锅炉上水

a） 锅炉经过大、小修后，在上水前记录各膨胀指示器的指示值。 b） 检查联系完毕后，可以通过省煤器向锅炉进水。 c） 送进锅炉的水必须除氧合格。 d） 进水温度一般为25--70℃，上水应缓慢进行，锅炉从无水到—100mm处

汽包水位，夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，如水温与汽包壁温相差大时，延长进水时间。 e） 若给水温度太高，为免造成较大的进水温差，则必须采用通过疏水泵经

定期排污母管向锅炉反上水，此时应注意： f） 检查与各炉之间联系阀门应关闭严密无泄漏。 g） 运行炉此时尽量避免定期排污。 h） 用此法进水时、省煤器再循环门应打开。没有点火也可不打开。 i） 化验人员应化验炉水质量，并进行处理。 j） 进水过程中，应对各阀门、人孔、法兰、堵板进行检查，发现泄漏立即

停止上水，并进行处理，进水完毕，观察汽包水位应不变，若有明显变化，应查明原因予以消除。 k） 如炉内原已有水，经化验水质合格，可将水位调整到汽包水位计的-50mm

处，（水位不做调整时，应验证水位的真实性）如水质不合格，应根据化学值班员的意见进行处理，必要时，可将炉水放掉，重新上水。

14) 配合检修人员做好水压试验工作 A) 水压试验压力

常压试验压力为锅筒工作压力，即为10.8Mpa

超压试验压力为锅筒压力的1.25倍，即为1.25×10.8=13.5Mpa B) 如有下列情况之一者，要进行超压试验：

a) 连续六年未进行超水压试验。。 b) 停炉时间一年以上，需要恢复运行时。 c) 水冷壁管更换50%；过热器管、省煤器蒸发管全部更换。 d) 更换过热器、省煤器、水冷壁联箱及修整焊补后。 e) 汽鼓壁局部修理或更换。

水压试验以汽包压力表为准，水压试验过程中，炉内外的一切检修工作必须停止。

D) 超压试验时，安全门有防止动作的措施，水位计应退出，做超压试验时压力回到工作压力后方可进行检查。 E) 升压操作

a) 当锅炉最高处空气门连续冒水后，表明锅炉已满水，关闭上水阀门及空

气门，向空排汽门。

b) 锅炉升压时，可利用给水平台放水系统或减温水调门来控制压力，一般

升压速度控制在每分钟0.2--0.3Mpa。

c) 水压试验时，操作人员不可擅自离开，以免升压过快和超压。

d) 当压力升到试验压力10%时，应停止升压作初步检查，如未发现泄漏，

可继续升压。

e) 当压力升至接近试验压力时，应特别注意压力的上升速度，必须均匀缓

慢，并防止超压。

20

f) 当压力升至试验工作压力时，停止升压，关闭给水门，通知有关人员进

行全面检查，当全面检查完毕后，方可降压，降压应缓慢进行，速度控制在每分钟0.3—0.5MPa。

F) 锅炉水压试验，符合下列条件即为合格；否则，应查明原因消除缺陷。

a) 关闭上水门停止上水后（在给水门不漏情况下），经过5分钟，压力下降

不超过0.3Mpa。

b) 承压部件无漏水及湿润现象。 c) 承压部件无残余变形的迹象。

G) 如进行超水压试验，当汽包压力升至工作压力时，应暂停升压，检查承压部件有无漏水等异常现象，若情况正常，解列就地水位计后再将压力缓慢升至超压试验压力，升压速度控制在每分钟0.1Mpa为宜，停止升压，保持5分钟，然后降至工作压力进行全面检查。 H)检查后降压，当汽包压力降至0.1MPa时，开启空气门，使放水工作顺利进行。 15) 漏风试验

a） 锅炉经过大小修后，在冷态情况下，以正压或负压试验的方法，检查锅

炉各部的严密性。实验前将所有的人孔，检查孔，观察孔，风机挡板关闭严密，然后进行实验。 b） 正压法实验：关闭引风机挡板，启动一次风机，调整保持燃烧室正压100

－200pa，在一次风机入口不断抛撒白色粉末或烟幕弹（布风板上不得有物料），则不严密处会有白色粉末或烟幕弹逸出并留下的痕迹，在漏风部位做上记号，实验完毕后进行消除。

c） 负压法试验：首先启引风机，调整使燃烧室内保持负压100~150pa，然后

用火炬或蜡烛靠近炉墙和烟道的外表面移动，如火焰被吸向该处，即表明此处漏风，然后做好标记，试验完毕后进行处理。

16) 煤的准备

a） 检查煤斗无杂物 b） 煤斗的消防水门关闭严密。 c） 联系上煤，备好充足煤量。 d） 煤位测量元件正常。

e） 原煤斗下的煤挡板处在适当开启位置。 f） 给煤机处于能运转状态。

4 循环流化床冷态试验 4.1 冷态试验的目的

1) 鉴定引风机、一次风机、二次风机的风量、风压是否符合设计要求，能否满

足流化床流化、燃烧、飞灰回燃和烟气排放的要求。 2) 检查风系统的严密性。

3) 检查布风装置的布风均匀性。 4) 测定布风板阻力。 5) 检查床料的流化质量。

6) 料层阻力特性试验。绘制料层阻力随风量变化的曲线，确定冷态临界流化风

量和热能运行最小风量。

7) 检查回料系统工作性能的可靠性。

21

4.2 冷态试验前的准备工作

1) 与试验有关的风量表、压力表及差压计等必须齐全完好。

2) 准备好足够的试验用床料，床料一般用从炉底排出的大渣，床料粒度要求和

正常运行时燃料的粒度大致相同。

3) 检查和清理风帽，防止风帽堵塞，检查风帽和布风连接是否严密和牢固。 4) 准备好试验用的各种表格、纸张等。

4.3测定布风板空板阻力

测定布风板阻力时，布风板上无床料，开始测定时，关闭所有人孔门。启动引风机、一次风机，逐渐开大调节风门挡板，缓慢、平滑地增加风量。一般每次增加4000—6000m3/h风量，记录一次风风门挡板开度及对应风量、风压、风温和风室风压的数据，一直增加到最大风量。然后再从最大风量逐渐减少，并记录相对应的挡板开度，风量、风温和风压。用上行和下行数据的平均值作为布风板阻力的最后数据。在平面直角坐标系中用平滑的曲线；把这些点连接起来，便得到布风板阻力与风量变化关系；曲线进行数学处理，即可得到布风板阻力的计算公式。试验时炉膛负压维持在约±100Pa。

4.4布风均匀性检查（沸腾法）

检查布风均匀性的方法通常是在布风板上铺一定厚度（550—650mm）且物理特性与锅炉运行床料相近的物料。启动引风机和一次风机，慢慢增大风量，观察床料运动情况，当床料接近流化时，注意观察床面，用探底法判断有无流化死角，在床料流化状态下，突然停止送风，观察料层表面的情况，若料层表面平整，说明布风基本均匀，物料流化良好；若料层表面不平整，料层厚的地方表明风量较小，低洼的地方表明风量较大。发现这种情况时，可以检查一下风帽是否堵塞，或局部地方是否有漏风。一般只在布风不均匀较为严重时，才会出现料层表面不平整的现象。

4.5 冷态料层阻力特性试验

在布风板上分别铺上550—650mm厚度的床料，启动引风机、一次风机，逐渐开大调节风门挡板，缓慢、平滑地增加风量。一般每次增加4000—6000m3/h风量，记录一次风风门挡板开度及对应风量、风压、风温和风室风压的数据，在床料接近临界流化时风量调节幅度要小一些，一直增加风量到接近风机最大电流为止。然后再逐渐减少，并记录相对应的挡板开度，风量、风温和风压。用上行和下行数据的平均值作为冷态料层阻力的原始数据。此时测出的风室压力为料层阻力与布风板阻力之和，将测出的风室风压减去对应风量下的布风板阻力，就得到了料层阻力。把它们描绘在同一平面直角坐标系中，并用曲线连接起来，便得到了不同料层厚度下料层阻力与风量的关系曲线，即料层阻力特性曲线，根据冷态特性曲线可以确定冷态临界风量，并可推算出热态最低运行风量。

4.6 检查回料系统的工作性能和可靠性

22

在炉内布风板上铺一层厚度为300—400mm、料径为1—10mm的渣灰或干河沙，启动引风机一次风机运行，并保证床料达到飞升速度，待细灰经旋风分离器分离一段时间（约5—10分钟），关闭风室一次风风门，将引风调至炉膛微负压状态，缓慢开启回料阀门，使回料系统正常运行，打开炉膛下部人孔门，观察返料管入口的返灰情况，以检查回料系统的工作性能。

5 循环流化床锅炉启动 5.1点火前的准备工作

1) 司炉接到点火命令，应按规程要求对锅炉机组设备进行了全面检查，并做好

点火准备。

2) 已在流化床上铺设一层粒度在0—10mm的底料，高度约有550－650mm左

右，厚度要均匀，其粒度要求如下：

1. 筛份mm 粒比度

a. 1以下 35% b. 1—3 30% c. >3 35% d. 最大不超过10mm

3) 床温热电偶端部埋入料面约100mm。

4) 确定回料系统内已排掉适量灰料，关闭回料阀放灰门。 5) 已铺床料流化试验已完成，并确定相对应的临界流化风量。 6) 冷态试验，电子打火枪试验，油枪雾化试验已经完成。 7) 大联锁试验已完成，联锁已投入。

8) DCS控制系统已投入，投入点火检测装置。

9) 检查煤仓储有粒度合格的煤，给煤机处于手动，煤仓闸板阀打开，去给煤机

和隔离闸板阀的密封风投用，并投入给煤机的播煤风系统。

10) 关闭炉门，启动引风机，维持炉膛负压为50—100Pa，吹扫炉膛5分钟。 11) 然后启动一次风机，调整一次风机风量在相对应的临界流化风量，关闭

左右一次风室进风门，打开燃烧风挡板，进行油燃烧器清扫。 12) 投用压缩空气系统，对燃油管、油枪进行吹扫。

13) 启动返料风机，检查回料风室风量，调整风机转数，控制返料风管压力

略高于一次风室压力。

5.2点火过程

1) 经过点火前吹扫之后，调整引风量一次风量，使物料微流化。使床压在7Kpa

左右，低于5Kpa添加床料。

2) 启动供油泵，油压维持在2.0Mpa左右，同时应保证油控制阀出口压力应大

于1.0Mpa。

3) 将燃烧器的燃烧风量控制置于60%以上，注意保持炉膛适当负压。 4) 将燃烧器混合风挡板开度保持30%。

5) 投入高能点火装置，通过高能点火装置投入第一台燃烧器，待燃烧稳定后，

开足燃烧风调整混合风量，控制燃烧器内温度不超900℃。 6) 当第一台燃烧器投入，燃烧稳定后，投入第二台燃烧器。（若燃烧强度不够

更换900kg/h的雾化片）

23

7) 控制床温缓慢增加，点火初期升温较快，控制升温速度不超过3－5℃/min。

点火一小时后，控制升温速度在2－3℃/min。

8) 调整燃烧器混合风量，控制燃烧风室温度600－800℃，预热床料，左右燃烧

室风温应趋于相等，温差应≤100℃。 9) 记录各受热面膨胀指示器情况。

10) 调整返料风量,使分离器所分离的物料全部返入炉膛。 11) 待床温450℃时，开始投煤，具体操作如下：

12) 以最低转速投用#2给煤机，每间隔90s投煤90s，脉冲给煤。

13) 根据床温上升速度（＞5℃/min）和炉膛内煤粒子燃烧发光情况来判断是

否煤已着火。确定着火后，#2给煤机在最低转速下连续运行。

14) 床温稳定上升且和氧量之间有良好的对应关系。可以最低转速投入#3给

煤机运行。

15) 根据床温上升情况700℃以上，则可减少燃烧器的出力，并根据具体相

继投入#1、#4给煤机运行。

16) 以手动方式投运石灰石给料功能组，并且将石灰石给料机出力调至10%。 17) 当床温高于800℃时，逐渐减少油燃烧器油量并切除一台燃烧器，同时

可适当增加给煤量来维持炉内热负荷。

18) 油燃烧器切除后，缓慢打开一次风旁路门，但不要关闭燃烧风、混合风

门，以冷却燃烧器内混和风喷口，待燃烧时温度低于200℃时，再行关闭。 19)

维持床温稳定，切除另一台油燃烧器，并增大给煤量维持热负荷稳定；

泄油压并停止供油泵运行。

20) 适当增加一次风量，缓慢加大给煤量，稳定提升负荷，维持床温920℃

左右

21) 根据汽压，汽温的变化，调整疏水量或排汽量以及减温器投入。 22) 符合并汽条件并汽，逐加负荷，关其他疏水门、向空排汽门。 23) 若达到主汽压力和温度的定值，投入负荷控制和给煤机控制。 24) 石灰石给料机投“自动”，投入SO2控制。

25) 撤油枪后，排烟温度达100℃，将电袋除尘器投入。

26) 当锅炉负荷达40%以上时及运行需要，启动二次风机，调整二次风量和

引风量，维持炉膛负压在100Pa左右，根据负荷上升情况调整一、二次风量和给煤量，

27) 点火过程中，注意各部膨胀指示器的指示，如指示异常，应查明原因及

时消除。

28）将点火到并汽加负荷过程中的主要操作和发现的问题记录在交接班本内。

5.3启动过程中的安全注意事项

1) 控制料床温度，防止局部超温结焦，而造成点火失败。 2) 注意汽包水位，以防锅炉缺水。

3) 严格控制温升速度，以防金属温差增大和耐火材料因温差过大造成裂纹和脱

落。（饱和温升，一般控制在50℃/H以内） 4) 控制风室温度不超过900℃。 5) 膨胀指示器指示有无异常。

24

6) 点火过程中要保持适当的炉膛负压，应注意防止火焰喷出伤人。 7) 点火过程中不得打开人孔门。

8) 点火启动过程中，油点燃后，可通过探头采集的油燃烧情况，一旦熄火，能

自动立即切断油路，防止爆燃。若自动失灵，应立即改为手操处理。

9) 点火启动时若点不着或火熄灭时，应立即停止喷油，利用引风机和一次风机

加强通风，吹扫持续时间为3—5分钟。 10) 启动给煤机之前，应先投入播煤风。

11) 油枪不要开得过大，点火风量不宜过大，以免燃油火焰触及前墙损坏设

备，比如造成水冷壁爆管。 12) 启动中联锁的投用如下： A) 正常启动前，无需投任何联锁，严格按照保护顺序启动各辅机，具体顺序为：

1. 引风机（#1或#2）均启动后→一次风机———→返料风机——→#2，

#

3给煤机

i. ∟——→二次风机——→#1，#4给煤机

2. 启动时，须在报警框中，各启动条件满足的情况下方能启动。当各

辅机均投入运行后，可将联锁画面中“#1大联锁”投入，将“#1、

#

##给煤机”联锁投入；待炉运行正常后，可将“引风机联锁”，2、3、4

“一次风机联锁”，“返料风机联锁”，“二次风机联锁”投入。 B) 如遇特殊情况须跨联锁启动，则可直接投入“辅机试验联锁”，然后启动。

如：检修时，大联锁试验时。 C) 由于联锁的关系，凡在锅炉运行中处理紧急情况时（二次风机自身因素除

外），一般无须停运二次风机以免事故扩大。如需减少二次风量时可按下列顺序进行处理：

首先调节液偶执行器到“0”，如不能满足要求，再关闭二次风机入口挡板。 如果还有影响，可关闭左右二次风进口调节挡板。

6锅炉升压与并列

6.1冷态启动－升温升压与时间

锅炉冷态启动中，整个升压过程控制在4－6小时，锅炉升压应缓慢平稳，速度要均匀。

6.2升压过程的操作

1) 伴随着点火过程，汽压在不断上升，当汽包压力上升至0.1—0.2Mpa，关闭空

气门，关闭低过联箱与一级减温器联箱及各包墙下集箱、环形下联箱疏水门，冲洗就地水位计，并校对水位计的指示正常。

2) 当汽包压力上升至0.2—0.3Mpa，开启向空排气阀20%开度，通知热工人员和

化学值班人员冲洗仪表导管和化学取样管。

3) 当汽包压力升至0.3－0.5MPa时，通知检修人员热紧法兰螺栓，记录膨胀指

25

示值一次，依次对水冷壁下集箱定期排污一次。 4) 调整对空排气阀，保持过热器出口蒸汽温度至少超过饱和温度15℃，且使蒸

汽排汽量大于10%，冷却过热器，并保持汽包上下壁温差小于50℃。 5) 当汽包压力升到1.0Mpa，开启反冲洗一、二次门及减温水平台放水门，以排

净减温水管内积水。

6) 当汽包压力升到3.0Mpa，记录膨胀指示值一次，对水冷壁下联箱进行第二

次排污。

7) 当汽包压力上升至6.0Mpa时，稳定压力，对锅炉机组进行全面检查，如发

现不正常现象，应停止升压，等故障消除后继续升压。 8) 汽当压力升至8.0Mpa，通知化学人员，化验蒸汽品质；冲洗水位计，校对汽

包水位及压力，再次记录膨胀指示。

9) 当压力升到9.0 Mpa时，联系值长，汽机及邻炉，准备并炉。若要校验安全

门，则做好校验安全门的准备工作，对设备全面检查一次。再次记录膨胀指示。

6.3升压过程的注意事项

1) 在升压过程中应检查汽包，联箱的孔门及各部的阀门，法兰、堵头等是否有

漏水现象，当发现漏水时应停止升压并进行处理。

2) 要求整个升温升压过程力求平缓、均匀，并在以下各个阶段检查记录膨胀指

示值。

3) 第一阶段，在上水前、后记录。

4) 第二阶段，锅筒压力分别达到0.3—0.6，3.0，8.0，9.8Mpa时，检查膨胀情

况，如发现有膨胀不正常时，必须查明原因并消除不正常情况后方可继续升压。

5) 锅炉的升压应缓慢，控制饱和温升≤1℃/min。一般控制升压速率在0.03－

0.1Mpa/min范围内。 6) 监督锅筒上、下壁温差＜50℃，控制锅水温度温升速率在：前期约为1℃/min,

后期为1.5℃/min。 7) 在升压过程中，应注意调整燃烧保持炉内温度均匀上升，承压部件受热均衡，

膨胀正常。

8) 在升压过程中，应开启过热器出口联箱疏水阀，对空排汽阀，使过热器得到

足够的冷却。

9) 高温过热器出口管圈壁温不得超过500℃，低温过热器出口管圈壁温不得超

过400℃，根据减温器及过热集箱温度来控制。

10) 在启动升压过程中，当锅炉蒸发量小于10%额定值时，应控制高温过热

器入口烟温不超过900℃，或通过限制过热汽出口温度比额额定负荷时汽温低50－100℃来保护过热器。 11) 在点火升压期间，省煤器与汽包再循环门必须开启，在锅炉开始进水时，

应将再循环门关闭。

12) 在升压过程中，利用膨胀指示器，监视各承压部件的膨胀情况。如系大

小修后锅炉点火，尚须记录其指示值。若指示异常，应查明原因予以消除。如因局部受热不均匀而影响膨胀时，应在联箱膨胀较小的一端进行放水，使其受热均匀。如系承压部件卡住，则应停止升压，待故障联消除后继续升压。 13) 在升压过程中，应经常监视汽包水位的变化，并维持水位正常（±50mm）。

26

6.4安全阀的整定

1) 安全阀的整定标准

a） 锅炉汽包工作压力为10.8Mpa b） 锅炉出口联箱工作压力为9.81Mpa

c） 汽包工作安全阀的动作压力为：11.66Mpa（1.08倍工作压力） d） 汽包控制安全阀的动作压力为：11.34Mpa（1.05倍工作压力） e） 过热器工作安全阀的动作压力为：10.6MPa（1.08倍工作压力） f） 过热器控制安全阀的动作压力为：10.3MPa（1.05倍工作压力） 2) 锅炉安全门调整时的一般注意事项：

a） 安装、大修后，安全门消缺后，连续运行三个月以上的锅炉，必须校验

安全门。 b） 调整安全阀时，总工程师、部门经理、锅炉运行、检修及安全监察负责

人应在场。

c） 调整安全阀时由检修人员负责，运行人员配合。 d） 调整安全阀时，应有防止误动作的措施。

e） 调整安全阀时，应保持锅炉燃烧稳定，升压速度不宜过快。

f） 调整安全阀时，应及时调整给水量，维持汽包正常水位，并注意监视过

热蒸汽温度。 g） 调整安全阀压力以就地压力表的指示为准。必要时，应用精度为0.5级以

上的压力表。 h） 调整安全阀应逐个进行，按压力高低依次进行，先调整汽包工作安全阀，

再调整汽包控制安全阀最后调整集汽联箱上控制安全阀。

i） 安全阀调整后，应进行动作试验。如锅炉压力超过动作压力安全阀尚未

动作时，应立即开启主蒸汽集箱向空排气阀，降低汽压至正常压力，停止试验再重新调整。

j） 安全阀调整完毕后，装好防护罩，加铜封，撤除防止误动作的措施。 k） 将安全阀的整定试验结果记录在有关的记录簿内，并由参加试验的人员

签字确认。

6.5锅炉并汽

1) 在锅炉与蒸汽母管道并列或直接向汽机供汽前，应对锅炉全面检查一次，若

发现异常情况，查明原因，予以消除。

2) 在锅炉与蒸汽母管道并列或直接向汽机供汽前，应对蒸汽管道进行暖管。冷

态蒸汽管道的暖管时间不少于2小时，热态蒸汽管道的暖管时间为0.5—1小时。

3) 锅炉蒸汽管道的暖管，一般应随锅炉升压同时进行。在点火时，汽压为0.5Mpa

时，开启锅炉过热蒸汽出口电动阀的旁路门，机炉隔离阀前的疏水阀，用锅炉的蒸汽加热蒸汽管道，当具备并列条件时，开隔离阀旁路门与蒸汽母管并列。若此时蒸汽母管为冷母管，还应用机炉隔离阀的旁路门对母管进行暖管，并开启蒸汽母管上的疏水阀。

4) 暖管时应检查蒸汽管道的膨胀是否良好，支吊架是否正常。如有不正常现象，

应停止暖管，查明原因消除故障。

5) 并汽前，应与有关的锅炉司炉取得联系，适当调整汽温，注意保持汽压，通

27

知汽机司机，注意监视汽压与汽温的变化。

6) 并汽前，应冲洗汽包水位计，校对低地位水位计和各压力表的指示，并对音

响信号进行试验，以验证其可靠性。 7) 锅炉并汽应具备下列条件：

a） 锅炉设备正常，燃烧稳定 b） 过热蒸汽压力稳定，并略低于母管压力0.2—0.3Mpa。

c） 过热蒸汽温度稳定，并保持在510℃以上，但不可超过540℃。 d） 汽包水位在-50mm左右。 e） 蒸汽品质合格。 8) 锅炉并汽的操作步骤：

a） 并汽阀与蒸汽母管并列，开启并汽阀的旁路阀，当过热蒸汽出口压力与

蒸汽母管压力趋于平衡时，缓慢开启并汽阀，直到全开，而后关闭旁路阀。 b） 并汽时，请注意保持过热蒸汽出口压力、温度及汽包水位，并缓慢增加

锅炉蒸发量。控制增加负荷速度3—5吨/分钟。

c） 在并列过程中，如引起汽机的汽温急剧下降时或发生蒸汽管道水冲击时，

应立即停止并列，减弱燃烧，加强疏水，待恢复正常后重新并列。 d） 并汽后，应再次检查对照汽包水位计、低地位水位计和各汽压表的指示，

注意观察各仪表指示的变化，并开始抄表。

e） 并汽后，锅炉的过热蒸汽出口压力、温度按汽机的要求保持，根据过热

器蒸汽出口压力的变化情况，依次关闭所有疏水阀及对空排汽阀；根据过热蒸汽出口温度的变化情况，调节减温水量。

f） 锅炉并汽后，为确保锅炉水循环正常，应尽快将蒸发量增加到额定值的

50%以上。 g） 锅炉达到正常负荷后，应对锅炉机组进行一次全面检查，并将点火至并

汽过程中的主要操作及所发现的问题，记录在有关记录簿内 h） 经过大小修的锅炉并汽后，应记录各膨胀指示器的指示值。

7流化床锅炉燃烧调整 7.1燃烧控制与调整的主要任务

1) 燃烧控制与调整的主要任务：

a） 提高锅炉蒸发量，满足外界负荷的需要； b） 保持燃烧稳定和良好； c） 防止结焦和熄火事故； d） 提高锅炉效率；

e） 满足环保要求，减少飞灰和有害气体的排放量。 2)正常运行中应力求做到：

a） 炉床燃烧稳定； b） 炉膛负压稳定； c） 烟气中含氧量稳定； d） 蒸汽参数稳定。

3) 控制与调整的主要参数：

28

a） 床温：920±40℃ b） 风室压力：8000—9000Pa c） 炉膛负压：约－100Pa d） 烟气含氧量：4－6 %

7.2床温调整

1) 正常运行时，床温调节基本原则：

a） 正常运行时，床温一般控制在920℃±40℃，不得高于980℃，严禁超过

1000℃；不得低于840℃，严禁低于800℃； b） 正常燃烧时，一次风应占总风量的55－60%，一方面可以保证密相区的

燃烧份额，另一方面使密相区在还原气氛中燃烧，减少NOx的排放量。合理调整一、二次风的配风比，即可达到锅炉机组最佳的燃烧效果。 c） 维持合理的灰循环量，保证返料器回料全部返入炉膛，将返料器内返料

温度控制在950℃左右，维持床温的稳定。 d） 调节床温的主要手段是调节入炉煤量和调节去布风板的一次风量；若床

温上升，应减少给煤量或短时大量减煤，减少给煤时，不得将煤减完，不得停止给煤机运行，若床温下降，应增加给煤或短时增大给煤。加煤时，要先加风后加煤；减煤时，要先减煤后减风。

e） 若出现床温升高，可适当增加一次风量并适当减少二次风量，减少给煤

量，增加回料量。但应注意过热蒸汽出口温度，谨防超温，床温回落时及时调节。

f） 若出现床温降低，可适当减少一次风量，增加给煤量，减少回料量。但

应注意过热蒸汽出口温度调节减温水量，床温上升时及时调节；此时，还可放掉回料器的部分存灰。 g） 若出现床温大幅度变化，在适当调节一次风量、回料量的同时，可大量

减少或增加给煤量，但应注意床温的变化趋势，并根据床温变化趋势及时调节。 h） 若出现过热蒸汽温度变化时，可适当调节二次风的风量。 2） 运行中影响床温变化的因素有负荷的变化、燃料量的变化（包括断煤、

棚煤、堵煤等情况）、煤质及颗粒度的变化、回料量的变化、风量的变化、床压的变化等，应及时分析原因，采取措施，维持床温正常、稳定。 3） 当锅炉负荷变化引起床温变化时，可以通过调节一次风量、二次风量、

给煤量、回料量来适应锅炉负荷的变化，主要通过调整风、煤的配比和一、二次风的配风比来调整锅炉的负荷。

４） 若锅炉负荷大幅度减少，应同时减少给煤量，减少一、二次风量和回料

风量。减少一次风量时，应注意送入风室的风量不小于最低流化风量，保持炉床处于良好的流化状态。若锅炉负荷大幅度增大，应增加一、二次风量和回料风量，增大给煤量和循环灰量。

５） 如因煤量变化导致床温下降时，在保证床层良好流化的前提下，可适当

减少一次风量，并增大给煤量。若床温下降幅度大，应适当减少一次风量及返料风风压、风量以减少回灰量，同时放掉回料器的部分存灰。

６） 给煤机断煤、棚煤、堵煤，引起炉膛出口温度下降，氧量表氧量指示上

升，应及时处理断煤，增大给煤转速。

29

７） 煤质突然变好，这时炉膛出口温度、汽温、床温有上升的趋势，氧量表

指示含量降低，表明煤量大，为稳定工况，应减少给煤量。

８） 煤质突然变差，这时炉膛出口温度、汽温、床温有下降趋势，氧量表指

示含氧量升高这时应适当加煤，控制床温。

９） 煤粒突然变小，造成密相区燃烧份额减少，床温下降。这时应减少一次

风量，增加二次风量而不增加给煤量，以免引起稀相区燃烧份额增大及循环灰后燃，造成返料器超温结焦。煤粒突然变大，造成密相区燃烧份额增大，床温升高氧量表指示无变化，应及时增加一次风量，适当减少二次风量。 １０） 由于没有及时放渣，料层加厚，造成一次风量减少，料层差压增大，床

温升高，应放渣处理。

１１） 由于返料器堵灰，停止了返料灰的循环，床温升高，这时应及时放掉部

分循环灰，使返料器畅通。

１２） 氧量指示不变，床温渐渐下降，且整个燃烧温度都在降低，应放掉一部

分循环灰，使床温升高。

7.3 床压调节

1) 风室压力是布风板阻力与料层阻力之和，在风量不变的情况下，风室压力增

大，表明料层增厚。

2) 料层压差是布风板下风室压力和密相区顶部压力之压差，是燃烧控制和排渣

的重要参数。维持一定的料层差压，通过炉底排渣来实现，料层差压超过规定值，应增大排渣量，排渣时应均匀少量，每次排渣时，风室压力的下降不得超过300—500Pa。

3) 循环流化床锅炉床压的调整就是对料层厚度的调整，也就是对料层差压的调

整。

4) 运行中监视料层差压，可通过炉底放渣控制。正常运行中料层差压控制在

8000—9000Pa之间。

5) 当料层差压增大，一次风阻力增大，扬析和携带的物料量下降、床温升高，

负荷下降。及时放掉部分炉渣，维持合适的料层差压，降低床温；反之，当料层差压减小，浓相区燃烧份额减少，蓄热量减少，床温波动较大，较难控制。此时立即停止排渣，减小一次风量，维持合适的料层差压来稳定燃烧。 6) 底部放渣要求均匀，放渣量的多少由料层差压决定，一般控制在料层差压在

8500Pa左右。

7.4 炉膛差压和负压的调节

1) 一次风量是维持燃烧流化状态和一定的床温调节，二次风量是控制总风量，

在达到满负荷时，一次风、二次风比例为60%：40%，调节引风量保持负压100Pa左右。

2) 运行中，要保持炉负压规定范围内，不允许正压运行，在增减锅炉负荷或进

行对燃烧有影响的操作时，尤其应注意维持炉膛正常的负压和床温，保持炉膛负压、一次风量、二次风量稳定，变化平衡，避免调节幅度过大。 3) 运行中，若主汽温度过低，可保持炉膛负压200Pa－500Pa范围内。

4) 锅炉炉膛负压控制自动时，调节送风量时，应缓慢进行，防止炉膛正压。 5) 炉膛差压是密相区顶部压力和炉膛出口压力之压差，正常运行中维持炉膛差

压约800—1400Pa之间。

30

6) 炉膛差压过高，返料器工况不稳定，可以通过放掉少量的循环灰量，控制炉

膛差压。

7.5 烟气含氧量调节

1) 锅炉正常运行时，烟气含氧量一般控制在4－6%左右。根据氧量表含氧量指

示的变化，对锅炉的运行调整作出迅速判断、调整。

2) 氧量指示变小，表示煤量有可能增加或煤质突然变好，或一、二次量减少，

应立即调整煤量及风量，以稳定床温等参数。 3) 氧量指示增大，表示煤量有可能减少或煤质突然变差，或一、二次风量增加，

锅炉本体漏风增加，应及时采取措施，维持氧量在正常范围内。

4) 投入和调整二次风的基本原则是：一次风调整流化，炉温和料层差压，二次

风控制总风量，约40%负荷时开始投入二次风。

5) 在一次风满足流化，炉温和料层差压需要的前提下，当总风量不足时（常以

过热器后的氧量为准，正常运行时氧量在5%左右），可逐渐投入二次风，随着锅炉负荷的增加，二次风量逐渐增大，当达到额定蒸发量后，一、二次风的比例约为60%和40%左右。

6) 运行中最低运行风量的控制：最低运行风量是保证和限制循环流化床低负荷

运行的下限风量，风量过低就不能保证正常的流化，时间稍长，就有结渣的危险，在冷炉点火时，不宜低于最低运行风量。

7) 锅炉燃烧系统的严密性对烟气的含氧量也有影响。当烟气中的含氧量升高，

或引风机负荷显著增加时，应检查各部烟道，空气预热器及除尘器的严密性，并采取措施消除漏风。 8) 在运行中，应经常注意观察锅炉各部的温度、阻力的变化，烟气温度和阻力，

不正常时，应检查是否由于漏风、过剩空气过多、结焦堵灰或燃烧不正常而引起，并采取措施消除。

9) 在运行中，应经常注意观察锅炉各部的漏风情况，所有看火门、人孔门均严

密关闭，发现漏风应采取措施堵塞。

10) 应定期进行锅炉漏风试验，每半年至少一次。

8 锅炉运行中的监视与调整 8.1 锅炉运行调整的任务

1) 锅炉运行调整的主要任务

2) 保持锅炉的蒸发量在额定值内，满足汽机及供热用户的需要。 3) 保持正常的汽温气压。 4) 均衡进水，保持正常水位。

5) 保证饱和蒸汽和过热蒸汽品质合格。

6) 保证运行工况稳定，燃烧良好，提高锅炉效率。

7) 保证锅炉机组安全运行，延长设备使用寿命。 8) 锅炉参数要求按下表控制

名称 过热蒸汽压力

单位 MPa 限值 最高 31

数值 9.8 备注 主汽门前压力 过热蒸汽温度 分离器上部联箱蒸汽温度 汽包水位 给水压力 给水温度 排烟温度 炉膛负压 料层差压 炉床温度 炉膛差压 分离器进口烟温 屏过壁温 高过壁温 汽包上下壁温差 ℃ ℃ mm MPa ℃ ℃ Pa Pa ℃ Pa ℃ ℃ ℃ ℃ 最低 最高 低 最高 最高、低 正常 最低 正常 正常 正常 最高 最低 正常 正常 正常 最高 最高 正常 8.8 540 525 525 ±100 ±50 ≥11 215 138 50－100 9000 8000 920±40 800—1400 ≤1050 ＜565 ＜600 ＜50 锅筒中心线下180mm为准 不得＞200 一般为8500 8.2 负荷调节

1） 锅炉负荷的调节是通过改变给煤量和与之相应的送风量，强化锅炉燃烧以提

高锅炉负荷。风煤地调整做到先加风再加煤，“少量多次”，避免床温大幅波动。同时，床温的控制也可作为负荷调节的辅助手段。

2） 负荷时，燃煤量和风量加大，在床温稳定的条件下提高炉膛温度，增加蒸发

受热面吸热量。反之，减少给煤量和送风量，降低炉膛温度，锅炉蒸发量减

少。

3） 增加负荷时，应先增加一次风量和二次风量，再少量增加给煤量，使料层差

压逐渐增加，再交错增加送风量、给煤量，直到所需的出力。

4） 减负荷时，应先减少给煤量，再适当减少一次风量和二次风量，并慢慢放掉

一部分循环灰，以降低料层差压，如此反复操作，直到所需的出力为止。

5） 改变床温也能调节锅炉负荷。通常高负荷对应高床温，低负荷对应床温。但

床温受到多方面制约，变化幅度有限，因此改变床温来调节负荷作用有限。

6） 由DCS控制系统控制各炉负荷，各炉的蒸发量自动控制时不超过260t/h，若

负荷需要时，可用手操瞬间控制到不超过286t/h。

8.3锅炉水位的调节

32

1） 锅炉给水应均匀，须经常维持锅炉水位在汽包水位计中的正常水位处，水位

应有轻微的波动，其允许变化范围为±50mm，在正常运行中严禁中断锅炉给水。汽包水位高一值+50mm，报警；高二值+160mm，汽包事故放水门开，当水位回到高一值时，汽包事故放水门关；高三值+250mm，MFT动作。汽包水位低一值-50mm，报警；低二值-160mm，二次报警；低三值-200mm，MFT动作。

2） 锅炉给水应根据汽包水位计指示进行调整，只有在给水自动调节装置、低读

水位计和报警器完好的情况下，方可依靠低读水位计的指示调整锅炉水位。 3） 当给水自动调节装置投入运行时，仍须经常监视锅炉水位的变化，保持给水

量变化平稳，避免调整幅度过大，经常对照给水流量与蒸汽流量是否相符（给水流量比蒸汽流量大1—3t/h），若给水自动调节装置运行失灵，应改为手动控制，及时调整给水量，并通知热工检修人员处理。

4） 在运行中应经常监视给水压力和给水温度的变化，当给水压力或给水温度低

于规定值时，应及时联系有关人员进行调整。

5） 在运行中应保持汽包水位计完整、指示正确、清晰易见、照明充足。 6） 锅炉冷态时汽包水位计投入步骤：

确认汽包水位计检修工作结束，照明齐全，开启汽包水位计汽、水侧一、二次门，关闭放水门。汽包水位计随锅炉一起升温升压。

7） 锅炉热态时汽包水位计投入步骤：

a） 确认汽包水位计检修工作结束，照明齐全，汽、水门及放水门均在关闭

状态。微放水门约一周，全开汽、水侧一次门。

b） 微开汽侧二次门四分之一周，水位计预热40分钟。 c） 关闭汽侧二次门和放水门。

d） 开启水侧二次门四分之一周，向水位计徐徐导入热水。 e） 开启汽侧二次门四分之一周，向水位计徐徐导入蒸汽。 f） 把汽阀和水阀交替全部打开。 g） 观察水位计水位应有微小波动。 8） 汽包水位计的解列

汽包水位计在运行中如发生严重泄漏或爆破，应将汽包水位计解列，其操作步骤如下：

a） 关闭汽包水位计水、汽侧二次门。

b） 开启汽包水位放水门。

c） 关闭汽包水位计水、汽侧一次门。

9）汽包双色水位计的冲洗

33

a）开启汽包水位计放水门，进行水导管，汽导管，水位计和放水管的混合冲洗。

b）关闭汽侧门进行水导管，水位计和放水管冲洗。

C）开启汽侧门，关闭水侧门，进行汽导管，水位计和放水管冲洗。 d）开启水侧门，缓慢关闭放水门，如水位很快上升，而后又有轻微波动则为正常，如水位上升缓慢且无波动，证明有堵塞现象，应重新冲洗直至合格为止。 10）冲洗汽包水位计注意事项：

a） 冲洗汽包水位计的应缓慢进行（在汽温较低时尤为注意）操作者一定要

站在汽包水位计侧面，不可站在前面工作。

b） 汽包水位计水门不可开得太大，否则，安全球将会动作堵死水路。 c） 如果安全球已堵住通路，可重新关闭此门后再缓慢开启。

d） 汽包水位计每周至少冲洗三次，每周运行班应有专人负责水位计的冲洗

工作。当发现汽包水位计指示不符时应增加冲洗次数。 e） 汽包水位计冲洗完毕后，两个汽包水位计应进行对照，如指示不正常时，

应重新冲洗。

11） 定期对照低读水位计与汽包水位计的指示，至少每两小时进行一次，并保

证指示一致。

12）每二周对水位警报器做一次试验，以验证水位警报器完好性及灵敏性。

8.4 汽压和汽温的调节

1) 在运行中，应根据汽机的需要和并列运行锅炉的负荷分配，相应调整锅炉的

蒸发量和过热蒸汽参数。为确保锅炉燃烧稳定及水循环正常，锅炉蒸发量不应低于额定值的50%。

2) 在运行中，应根据锅炉负荷的变化，适当调整锅炉的汽压和汽温，汽包压力

不超过设计值（10.8MPa），过热蒸汽出口压力一般不超过9.8MPa，过热蒸汽出口温度一般不超过535℃。汽机额定压力为8.83MPa，额定温度为535℃。 3) 锅炉的汽压与汽温可在上述范围内按汽机需要做相应的调整，锅炉过热蒸汽

出口压力的允许变化范围为±0.05MPa，过热蒸汽出口温度的允许变化范围为±5℃（以上为汽压、汽温自动控制设定值）；手操时，锅炉出口汽压允许变化范围为±0.1MPa，过热汽温允许变化范围为+5℃—－10℃。

4) 过热蒸汽出口温度通过Ⅰ、Ⅱ级喷水减温器自动调节，Ⅰ级减温器保障屏过

的安全运行，用作粗调，保证屏过出口汽温不超过465℃；Ⅱ级减温器保障高过的安全运行和主汽温度的合格，用作细调；保证高过出口汽温稳定在535℃左右，喷水减温器的减温幅度为30℃。手操时，减温水量的调节应少量多次，避免汽温大幅度的波动。

5) 当减温水量已增至最大，过热蒸汽出口温度仍然过高时，可采取下列措施降

低过热器出口温度。 a） 适当减少给煤量。

34

b） 适当减少返料灰量。 c） 减小二次风量。 d） 适当提高给水温度。

6) 当汽温变化不正常时，应检查是否由于料床结焦、灰斗堵灰、锅炉漏风或燃

烧不合理、回料不正常给煤机断煤或堵煤等原因造成，并应立即采取措施消除。

7) 供汽参数正常，锅炉和汽机的蒸汽压力表、蒸汽温度表的指示，每班至少对

照一次，锅炉各汽压表的指示应每班对照一次。若发现指示不正常时，应及时联系热工人员处理，并做好记录。

8) 当汽温超过540℃时，则应立即采取下列措施：

a） 检查减温水调节的工作状态是否异常，并改自动为手动。 b） 减弱燃烧，降低负荷，降低炉膛出口烟温。 c） 检查返料器运行是否正常。

9) 当汽温低过525℃时，则应立即采取下列措施：

a） 间温水调节改自动为手动。

b） 检查是否水位过高或炉水品质不良，而产生汽水共腾。当发现此情况应

按事故处理。

c） 调整燃烧方式，提高炉膛出口烟温、流速，增大锅炉热负荷。

10) 当汽压变化超过±0.05MPa（表压）时，固定负荷炉主动配合，保持正

常汽压，在汽压不稳定时，应检查流化情况，料层差压情况，返料情况，风煤配比是否合理，火焰颜色是否正常，根据实际情况，迅速采取有效稳定措施。

11) 锅炉负荷变化时，既循环倍率发生变化，所以当负荷增加，应先调整增

大风量，后调整增大煤量。当负荷降低时反之（因为加煤会造成密相区热值增加，和炉床含碳量升高，会引起料层温度大幅度的迅速上升，还会使物料中可燃物增多，可燃物在返料器内燃烧使返料温度升高，超过灰熔点，使炉膛和返料器结焦）。加减负荷时，注意汽压汽温稳定。

12) 采用母管制运行方式，#1、#2、#3炉之间蒸汽母管隔离门处于全开位置，

当一个机发生甩负荷时，三台炉同时对空排汽，可以缩短锅炉超压时间，使锅炉安全门尽快回座。

8.5 锅炉排污与吹灰

为了保持受热面内部清洁，避免炉水发生汽水共腾及蒸汽品质恶化，必须对锅炉进行有规律的排污。

1) 连续排污：从汽包中含盐浓度最大的部位放出炉水，以维持额定的炉水含盐

量。

2) 定期排污：补充连续排污的不足，从锅炉下部联箱排除炉内的沉积物，改善

炉水品质。

3) 炉水和蒸汽品质应符合下列规定： 炉水标准：

磷酸根：2—8mg/L； PH值（25℃）9—10.5；

饱和蒸汽和过热蒸汽质量标准：

Na+ ≤10 μg / L

35

SiO2 ≤20 μg / L

连续排污

a） 在运行中，应根据汽、水品质控制标准及化验结果，适当调节连续排污

二次阀门开度。此阀门的操作由化验人员通知。

b） 在运行中，应注意监视盐量表的指示情况，盐量表不正常时，应及时联

系处理。

定期排污

a） 在运行中，每天进行一次锅炉的定期排污。排污应尽可能在低负荷时进行。

每一循环回路的排污持续时间，当排污门全开时，不宜超过半分钟，不准同时开启两组或更多的排污门。

b） 排污前，先通知司炉与邻炉司炉，征得司炉同意后，方可进行。不得两炉同

时进行排污

c） 排污时，应严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。 d） 排污时，应注意监视给水压力和汽包水位的变化，并维持水位正常；排污后，

应进行全面检查，确认各排污阀关闭严密。

e） 没有电动阀时，排污的一般程序是：先开一次阀，缓慢开启二次阀；排污完

后，先关二次阀再关一次阀。

f） 排污应缓慢进行，防止水冲击。如管道严重发生震动，应停止排污，待故障

消除后，再进行排污。

g） 在排污过程中，如锅炉发生事故，应立即停止排污，但汽包水位过高和汽水

共腾时除外。

h） 装有电动阀时，排污的一般程序：

 一次阀为手动阀，全部处于全开位置。  利用电动阀逐个进行远控排污。每个电动阀开启排污时间不超过半分钟。  排污后半小时，运行人员戴手套，用手逐个检查电动阀出口管是否烫手，

并联声音情况以判断电动阀是否泄漏。

 如某个电动阀关闭不严，则应将一次手动阀关闭好，以防发生水循环故

障。

4） 锅炉汽包加药：

汽包加药，利用活塞泵向汽包加磷酸三钠，与炉水中的金属离子化合形成沉淀物，随排污水排出，加药应由化学值班员操作。 5） 为了清除受热面的积灰，保持受热面的清洁，保证锅炉的安全，经济运行，

因定期对受热面进行吹灰。本锅炉采用24台激波吹灰器对尾部烟道进行吹扫，以保证锅炉的效率。吹灰器对称布置在尾部烟道两侧。声波吹灰具有设备体积小，操作简单，维修方便，效率高的特点。24台吹灰器分为3组控制：第一组 左、右过热器部分四只吹灰器；第二组左、右省煤器部分，四只吹灰器。第三组 左、右空预器部分工四只。吹灰采取间歇循环进行，每次吹灰工作75s，每组吹灰器分别工作25s，然后停止5min。 吹灰操作及注意事项 1.首先打开三瓶乙炔气，缓慢旋转乙炔减压器上的顶针，调整压力为0.13MPa。 2.在配气调节岛上打开空气进气总阀，打开乙炔进气总阀。

3.控制柜内控制屏显示系统停止，向右旋转红色按扭，点击进入系统。此时系统具备吹灰条件，按下绿色吹灰按钮，系统自动吹灰。

4.吹灰结束后关闭三瓶乙炔瓶，旋转乙炔减压器上的顶针，进行泄压，之后关闭

36

空气进气总阀，关闭乙炔进气总阀。 注意事项：

1.三瓶乙炔必须同时并联使用，压力低于0.3MPa时，必须换气。2.吹灰时配气调节岛上的玻璃转子流量计必须处于旁路位置。 3.吹灰时混合装置下的放水阀处于关闭状

8.6 排渣放灰与打焦

1) 本炉采用固态排渣、干除灰，其温度较高，采用远控电动排渣及自动气力输

灰，故排渣、除灰系统，在运行中应经常监视，以保证锅炉安全运行。 2) 在运行中，根据料层差压来控制冷渣机出力，使排渣均匀，料层差压稳定在

8500Pa左右。保持锅炉运行正常，燃烧稳定。 3) 遇到下列情况应停止放渣：

a） 锅炉燃烧不正常，流化不稳定。 b） 料层差压较低，并小于8000Pa。

c） 煤质较好，最低出力下连续排渣仍是料层差压下降时。此时可采取间断

少量排渣。

d） 压火及热态启动中。 e） 给煤机给煤中断。 f） 未经司炉许可者。

4) 遇下列情况之一，可加强排渣：

a） 确认床内沉积有大粒，造成流化不均时。 b） 在运行过程中发现有微结焦现象时。

c） 在炉膛内浓相区上、下面温差相差100－150℃时。 d） 料层差压较大，超过9000Pa时。

e） 出现返料灰大量返入炉膛是料层差压突然增大时。

f） 煤质太差，最大出力下连续排渣仍是料层差压上升时。此时应人工辅助

排渣。

5) 排渣的其他注意事项：

a） 排渣时，风室压力减少不超过300—500Pa，不得影响锅炉负荷。 b） 不得在排渣时大幅增大给煤量。 c） 不得用力撞击落渣管。

d） 排渣过程中，如有耐火混凝土、风帽、耐火砖及异物放出时，应立即通

知司炉进行处理，如渣管堵塞应立即报告值长，组织处理，并将结果记录在交接班记录本内。

e） 如冷渣机、链斗输渣机出现故障，应立即报告班长，通知检修人员迅速

处理。并将处理结果记录在交接班记录本上。

f） 利用旁路排渣管放渣时，工作人员应戴上安全帽、手套和眼镜以及防护

面具。排渣量的多少根据风室压力的高低和负荷的大小来确定。

6) 输渣机运行注意事项

a） 启动时须先启动#3输渣机，运转正常后，再启动#1或#2输渣机；停用时

先停#1及#2输渣机，再停#3输渣机。停用时，待链斗内炉渣排空后再停止运行。

b） 输渣机运行时应经常检查运行状况，链斗滚轮有无脱轨、脱落。运行有

无异声。驱动电机减速机运转是否正常。要按时对输渣机转动部位进行

37

润滑。

c） 巡视或检修时严禁跨越运行中的链斗。 d） 要按时清理输渣机沟道内的积渣。

e） 当发现输渣机有过负现象时，减少排渣量，采用人工辅助放渣。

7) 值班员应根据锅炉负荷、回料温度、炉膛差压、床温等具体因素决定，进行

放灰，放灰量的多少由值班员决定。 8) 遇下列情况之一，可进行放灰：

a） 突然减负荷。

b） 旋风分离器损坏或返料器堵灰结焦时。 c） 炉膛差压值超过1400Pa时。 d） 点火需要投用返料器时。

e） 返料风中断或返料器内小风帽严重损坏时。 f） 床内燃烧流化不正常，床温偏高或偏低时。 g） 压火前，可放掉一部分返料灰。 9) 放灰应注意事项：

a） 手动放灰时，须征得司炉同意，放灰工作人员工作时应戴上安全帽、手

套和防护眼镜以及防护面具，放灰量的多少根据锅炉负荷、回料温度、炉膛差压、炉床温度以及旋风分离器进口烟温等具体因素来确定。 b） 放回料器的存灰时，不得影响锅炉负荷。 c） 不得引起炉床温度大幅度的波动。 d） 不得用力撞击落灰管。

e） 在放灰过程中，应缓慢进行，避免细灰飞扬造成二次污染，防止火焰喷

出伤人。

f） 在放灰过程中，要注意各焊接点和放灰门销子的牢固性，防止异常事故

的发生。

10) 在锅炉点火阶段和正常运行中，应经常监视炉床温度和返料温度，防止

料层的局部超温结焦。当料层中出现局部小范围结焦时，立即加大一次风量，同时加大放渣、消除结焦。

11) 发现料床结焦时应及时报告值长处理：

a） 加大送风量，在结焦初期用增大风量的办法除焦效果较为明显示。 b） 若加大风量不能消除焦块时，停炉处理，

c） 打焦时，炉膛的人孔门应全部开启，扒出焦块应立即运走。进入炉膛打

焦时，炉膛人孔处必须有专人监护，防止意外。

d） 禁止往燃烧室内直接喷水来冷却焦块，扒出炉外的焦块在喷水冷却时，

防止水汽烫伤。

12) 当返料器出现结焦时，停炉后，将返料灰全部放掉，然后将焦块除掉。 8.7 转动机械的运行监视

1) 每小时应对转动机械的运行情况检查一次，特殊情况应按值长的命令时刻监视，检查内容有：

a） 有无异常的磨擦现象。 b） 有无异常的声音。

c） 油位计不漏油，指示正确，油位正常（不得超出上、下限），油质洁净，

油环转动良好，带油正常。使用润滑脂的轴承，应定期加入适量的润滑

38

脂。引风机、一次风机、二次风机、轴承使用N32机械油，冬季也可更换为N46机械油，在运行中一般不加油。如有异常情况，应及时向值长汇报，并找检修人员处理，若无法处理时，则应经常检查并补充油，保持油位正常；如油质劣化应彻底更换。 d） 轴承冷却水充足，排水管畅通。

e） 轴承温度正常，振动、串轴不超过规定值。 f） 安全遮栏完整，地脚螺栓牢固。

g） 传动链条、传动皮带完好，无异音、无裂纹。

h） 电动机电流无较大幅度波动，电流不得超过额定值。 2) 皮带给煤机应检查：

a） 检查煤仓下煤口有无异物堵塞，皮带转动有无异常。 b） 密封正常，无煤屑外扬现象。 c） 皮带有无跑偏，表面有无裂口。

3) 电气人员每班应对给煤机变频器的运行情况检查1—2次，特殊情况应按值长的命令加强监视，检查内容有：

a） 确认环境温度在－21℃—40℃，湿度≤72%，无凝水。 b） 确认变频器内无油雾及粉尘。

c） 确认变频器安装处及本身无异常声音和振动。 d） 确认输入电压和频率在允许范围内。

e） 确认冷却风扇运转正常，无杂物卡住等情况。 f） 确认操作板上的所有指示灯均有效。 g） 没有异常的噪声。

h） 没有过热或变色等情况。

4) 电动机的运行情况符合《厂用电动机运行规程》的规定。电机外壳不超过

75℃。

5) 转动机械主要限额：

a） 滚动轴承温度不许超过80℃，滑动轴承温度不许超过70℃。DCS各风

机轴承温度高于75℃报警；高于85℃风机跳闸。 b） 润滑油温度不许超过60℃。 c） 轴承振幅不许超过： 额定转速r/min 750 1000 1500 >1500 振幅mm 0.16 0.13 0.10 0.06 DCS各风机轴承振动高于5.5mm/s报警；高于9.5mm/s风机跳闸。 d） 串轴不大于0.2—0.4mm。

6) 转动机械轴承使用的润滑油的品种质量应符合要求，一般情况下，润滑油

每三个月取样分析一次，如油质不合格应予更换。更换时应一边加新油，一边排放油，直到油质合格为止。 7) 液力偶合器监视

a） 齿轮传动装置无撞击、杂音或振动。 b） 各轴承运行温度不超过70℃。

c） 保证液力偶合器的工作油进口温度≤60℃；出口油温≤85℃。. d） 工作油进口油压在≥0.07Mpa，低于0.05Mpa报警，0.03Mpa主电机跳闸。 e） 油箱油位运行时不得低于最低油位线，油质合格。 f） 检查冷却器冷却水正常，水质良好。

39

8.8 锅炉运行中的检查维护和定期工作

1) 控制室监测：

a） 检查旋风分离器入口烟温不能超过1050℃，过高烟温可烧坏耐火材料或

金属压力部件。

b） 检查床温热电偶和相关的仪表是否处于正常工作状态。

c） 检查流化风量正常，保证一次风和二次风流量的正常分配。

d） 检查烟气中氧的百分含量正常，额定负荷运行是氧量应＞4%，同时确保

氧量表的正常工作。

e） 检查料层差压，验证压力测点、传压管路是否堵塞，确保料层差压指示

正常。

f） 监视放渣系统运行是否正常，监测冷渣水回水温度＜100℃。

g） 检查汽包水位是否正常，经常通过水位监控电视与就地水位对照，必要

时冲洗水位计。

h） 定期投运吹灰系统。锅炉正常运行时，若省煤器出口烟温高于正常温度

过大时，应进行吹灰。

2) 控制室外检查：

a） 锅炉运行中设备检查要按路线、时间、项目进行认真检查。 b） 检查燃烧工况稳定、流化正常、火焰麦黄色。

c） 细听过热器，省煤器及炉内声音是否正常，有无泄漏声。

d） 汽包水位计清晰，无泄漏，水位有轻微波动，各表计指示正确。 e） 各人孔门，看火孔、检查孔等完整无损，关闭严密，周围无杂物。 f） 各汽水管道、联箱无泄漏、无振动、支吊架牢固，保温良好。 g） 各阀门、开关位置正确无泄漏，传动装置良好，拉杆无弯曲现象。

h） 分离器正常，返料灰无堵塞现象，回送装置内保持一定的料位，无漏风、

漏灰现象。

i） 转动机械运行正常，冷却水畅通，油质、油位正常，无甩油、漏油、渗

油现象。

j） 给煤机运行良好，输煤正常，落煤管畅通。 k） 检查压缩空气系统运转正常，空气压力合格。 l） 电袋除尘器，输灰系统及设备运行正常。

m） 检查油库无跑、冒、滴、漏油现象，泵房内空气清新，否则进行通风。 3) 定期工作：

a） 每２小时对辅机检查一次。 b） 每小时对运行参数抄表一次。 c） 每４小时对照就地水位一次。 d） 每２小时储气罐排水一次。

e） 每班对照锅炉汽机的主蒸汽参数一次。 f） 每班对照主蒸汽压力表一次。 g） 每日早班返料松动风室放灰一次

h） 电气人员每班对给煤机变频器检查1－2次。 i） 每日中班定期排污一次。（按化验人员通知的排污量进行） j） 每班清理渣沟二次。

k） 每班第一个早班输渣机加油一次。

40

l） 每班第一个早班冲洗汽包就地水位计一次。 m） 每两周对汽包水位报警器试验一次。 n） 每三个月进行安全门排汽试验一次。 o） 每三个月对阀门加油一次。

p） 每三个月对辅机轴承及偶合器用油通知化学化验一次。 q） 每半年进行漏风试验一次。

r） 每班第一个早班清理空压机滤网一次。

9 自动装置的运行

9.1 汽包水位自动控制

1) 汽包水位自动控制投用条件

a） 检查电接点汽包水位计与DCS系统的汽包水位指示是否一致，如果偏差

不超过5mm，可认为DCS系统的汽包水位测量正常。如果偏差大，此时不能投入自动运行。

b） 给水流量、主蒸汽流量测量正确。

c） 检查是否汽包水位在±10mm范围内，如果不在此范围内，通过调整给

水阀使其达到这一范围内，越接近0mm越对投入自动有利，此时给水流量应比主蒸汽流量大1—3t/h。 d） 给水压力不足时，严禁切到自动。 2) 汽包水位自动控制回路投运方法

根据主蒸流量与给水流量的偏差值，将水位自动调节设定值按汽水固定偏差设到合适的值，然后在操作站“锅炉系统”桌面上将汽包水位控制回路切到“自动”即可。 3) 由自动到手动操作

在操作站“锅炉系统”桌面上将汽包水位控制回路切到“手动”即可。 4）异常情况处理

a) 自动投运过程中，出现变送器故障（汽包水位测量严重偏差），应立即切回“手动”。

b）如果锅炉负荷变化幅度过大，自动控制的水位变化将发生震荡，此时应立即切回“手动”。

c）如果出现给水阀门故障现象，此时应切回“手动”。 d）如果出现电动调节装置故障，此时应切回“手动”。 e）如果出现电动执行机构卡涩现象，此时应切回“手动”。 f）汽包水位过高或过低，此时应切回“手动”。 g） 系统出现失电，此时应切回“手动”。 h）给水压力突然降低时，应切回“手动”。

9.2 主蒸汽温度自动控制

1) 投运条件：

a） 系统运行平稳。

b） 通过调整减温水阀及中间给水阀使主蒸汽温度处于正常工况范围内

（535℃左右，DCS指示为准），尽量使减温水调节阀开度50%左右。

2) 投运方法

41

在操作站“锅炉系统”桌面上，将主蒸汽温度控制的内环控制切至“自动”，再将外环控制切至“自动”。在主蒸汽温度设定框中设定蒸汽温度。此时主蒸汽温度控制投入“自动”运行。 3) 由自动到手动操作

直接将主蒸汽温度控制的内环切到手动即可。 4) 异常情况处理

a） 自动投运过程中，出现变送器故障（主蒸汽温度测量严重偏差），应立即切

回“手动”。

b） 如果锅炉负荷变化幅度过大，自动控制的主蒸汽温度变化将发生震荡，此时

应切回“手动”。

c） 如果出现调节阀卡死现象，此时应切回“手动”。

d） 如果出现电动执行机构故障现象，此时应切回“手动”。 e） 主蒸汽温度过高或过低，此时应切回“手动”。 f） 系统出现失电，此时应切回“手动”。

9.3 炉膛负压自动控制

1) 投运条件

a） 炉膛负压达到正常工况范围 b） 锅炉运行稳定。

c） DCS系统运行平稳。

d） 以上条件达到时炉膛负压控制回路的炉膛负压控制可投入自动运行。（注意

若引风机挡板开度大于90%，建议采用手操）。 2) 投运方法：将炉膛负压控制切至自动即可。

3) 由自动到手动操作：将炉膛负压控制切至手动即可。 4) 异常情况处理

a） 自动投运过程中，出现变送器故障（炉膛负压测量严重偏差，应立即切

回“手动”。

b） 如果锅炉负荷变化幅度过大，自动控制的炉膛负压将发生震荡，此时应

切回“手动”。

c） 如果出现引风机故障等现象，此时应切回“手动”。

d） 如果出现风机风门调节挡板故障等现象，此时应切回“手动”。 e） 如果出现电动执行机构故障等现象，此时应切回“手动”。 f） 炉膛负压过高或过低，此时应切回“手动”。 g） 系统出现失电，此时应切回“手动”。

9.4 燃烧自动控制

1) 给煤联动

2) 在燃烧控制手动的情况下，如果将给煤联动开关切到给煤联动位置时，两个

给煤机将输出相同的给煤量，且只受#1给煤机给煤量影响。自动时，给煤联动开关处于对立运行状态。 3) 断煤报警及处理

断煤报警报入后，如果给煤机煤量小于1.3t/h时，将产生断煤报警。当燃烧控制手、自动开关在自动状态时，出现断煤报警，DCS系统将自动将断煤的那个给煤机输出设置为0，同时如果另一个处于自动状态时，将加大它的控

42

制输出值。需将断煤那个给煤机再次投入时，必须先解除断煤报警，将燃烧控制切到手动，将两个给煤机都切到工作状态，人工将给煤机煤量打到合适值。此时，如果锅炉运行平稳可再次投入自动。

4) 投运条件

a)系统运行平稳：炉膛出口温度、床温正常，变化趋势平稳，主蒸汽压力在正常范围内，氧含量正常。

b)单个给煤机给煤量不小于1.5t/h。

c)主蒸汽压力正常，主蒸汽压力控制才可投入。 5) 投运方法

a） 将燃烧控制手、自动开关切到“自动”。 b） 主蒸汽压力控制切到“自动”。

c） 检查给煤、回料风工作状态是否正常。

d） 将一次风机出口风门调节挡板切到“自动”状态。 e） 将二次风机出口风门调节挡板切到“自动”状态。

f） 将给煤切到“自动”状态，此时燃烧控制投入自动运行。

g） 由自动到手动操作，直接将燃烧控制手自动开关切到手动即可。 6) 异常情况处理

a） 自动投运过程中，出现变送器故障应立即切回“手动”。 b） 如果出现一次风机、二次风机、皮带给煤机故障等现象，此时应切回“手

动”。

c） 如果出现风机风门调节挡板故障等现象，此时应切回“手动”。 d） 如果出现电动执行机构故障等现象，此时应切回“手动”。 e） 炉床温度过高或过低，此时应切回“手动”。 f） 系统出现失电，此时应立即切回“手动”。

9.5 DCS控制系统的操作注意事项

1) DCS系统出现停电时，应能自动切换备用电源。如有异常，则应立即将系统中投入自动控制的回路切到手动。当供电正常时，首先检查系统运行及系统数据是否正常，如果有异常现象，要求热工人员重新下传组态，并检查核对DCS控制系统参数。确认完好，一切正常后方可再次投入自动。

2) 出现本炉DCS系统操作站失灵，应立即启用其他炉的操作者进行监控，并

通知热控室检修人员查明原因，设法处理，等热控检修人员确认操作站完好后方可再次投入自动控制。 3) 确保DCS系统平稳运行。

a） 被控制参数在正常范围的中心附近，如：汽包水位在0mm附近。 b） 被控制参数的变化趋势平稳，不震荡。 c） 与该被控参数有关的其它参数无大的波动。 d） 主体工艺设备运行正常。

e） 执行机构、调节阀工作正常，变送器、现场测量装置工作正常。 f） 所有控制回路投入自动运行必须满足系统平稳运行。

4) 当锅炉炉膛负压控制自动回路投入运行时，仍需经常监视炉膛负压、床温的

变化，保持炉膛负压、一次风量、二次风稳定，变化平稳，避免调节幅度过大。

5) 操作员口令维护：每个操作站上的操作员口令之间无任何关系，必须单独成

43

立。口令是保证系统安全正常运行的前提，必须严格执行。

6) 历史数据保存在操作站硬盘上，与系统停电等因素无关。历史数据是追查事

故责任的重要手段。

7) 操作站计算机是系统的重要组成部分，必须保持其正常运行和整洁。

8) 当系统有卡件故障时应把相应控制回路立即切回手动，并立即更换故障卡

件，检查确认故障消除时方可再次将系统投入自动。 9) 信号选择

a） 由于在DCS系统中炉膛出口温度、料床温度、汽包水位、料层差压、烟

气含氧量等参数有多个测点，在自动控制中，操作人员必须对其的正确性进行确认。

b） 烟膛出口温度、料床温度的选择时，首先排除故障信号，然后选取最大

的信号点参与控制。

c） 汽包水位、料层差压、烟气含氧量的选择时首先排除故障信号，然后选

取排在前面的信号点参与控制。 d） 操作人员根据以上原则，选取合理的信号点是DCS系统自动控制的前提

条件。

10) 报警投入

a） 汽包水位、主蒸汽温度、炉膛负压、烟气含氧量、主蒸汽压力、料床温

度、炉膛出口温度、断煤报警、除氧压力水位信号等报警可以解除和投入。

b） 自动运行时发生报警，操作人员应立即注意发生的情况，如有必要请立

即切到手动控制。

c） 对于断煤报警的消除，必须是先将报警投入开关打到解除，然后再次投

入，方能消除断煤报警；燃烧控制在“自动”状态时，首先将燃烧自动开关切为手动，再将报警投入开关打到解除，然后再次投入，方能消除断煤报警。其它报警消除，DCS自动根据实际情况实现。

11) 电动门控制

电动门控制由开、关控制及全开、全关状态反馈等信号构成。当需要打开电

动门时，按下“开”按钮即可；关电动门时，按下“关”按钮即可。状态反馈信号指示电动门所处的位置（全开或全关）。注意：“开”、“关”按钮在按下后3秒内会自动复位到OFF状态，如果没有复位，需人为复位，否则将影响电动门的操作。 12) 电动机控制

a） 电动机控制由启动、停止控制及运行、故障状态、电流反馈等信号构成，

当需要启动电机时，按下“启动”按钮即可；停止电机时，按下“停止”按钮即可，高压电机需对确认框进行确认。状态反馈信号指示电机的状态和电流。注意：“启动”、“停止”按钮在按下后3秒同会自动复位到OFF状态，如果没有复位，需人为复位，否则将影响电动机的操作。 b） 给煤机、事故油泵等的“启动”、“停止”按钮，ON时为启动，OFF时

为停止。

13) 电动执行控制

电动执行器控制由开、关控制及阀位反馈等信号构成。打开电动执行器时，按下“开”按钮即可；关电动执行器时，按下“关”按钮即可。位置反馈信号指示电动执行器所处的位置（开度）。“开”、“关”按钮在按下1秒后自动

44

复位到OFF状态，如果没有复位，需人为复位，否则将一直执行开或关的操作。

10 锅炉的停运

10.1 停炉程序

1）停炉的准备

a） 班长接到值长停炉命令后，通知司炉做好停炉准备，并详细交待停炉方

式和时间。

b） 将预计的停炉时间通知汽机、电气、化水及燃料值班人员。

c） 停炉前对锅炉设备进行一次全面检查，将所发现的缺陷准备记录在有关

的记录簿内，以便检修处理。（必要时可进行安全门排汽试验）

d） 锅炉大修或长期备用，在停炉前一定要将原煤斗内的烟煤烧完。若停炉

时间在一周内可少量存煤。

2) 停炉程序

a） 与邻炉联系好，根据系统热电负荷情况，将所带负荷进行转移，并保持

母管压力、汽温正常。

b） 将系统自动改为手动，根据蒸汽流量下降情况，逐渐减小给煤量及一、

二次风量，将锅炉的负荷降至50％。（调降负荷过程中，保证汽包上下壁温差不超过50℃，注意保持蒸汽温度） c） 停炉过程中保持吹灰器运行。

d） 降负荷过程不宜过快，一般以每分钟不超过10％的速度降低给煤量。 e） 当床温低于700℃后，停止给煤机运行，停用给煤机前先关闭给煤机煤

入口闸板，等给煤机中的煤用完后，再停止给煤机的运行。

f） 根据旋风分离器烟气温度和锅筒金属温度的下降速率分别保持不大于

100℃/h和50℃/h来降低锅炉的出力。

g） 当负荷降到50%额定负荷时，停止二次风机并关闭入口控制挡板。 h） 待床温降到600℃以下时，停止一次风机、返料风机和引风机，关闭各

风机入口控制挡板，关闭播煤风门，关闭返料风门。

i） 适当开启各过热器疏水门以冷却过热器，根据负荷和主汽压力的情况，

及时调整对空排汽阀，防止安全门动作和汽压下降过快。 j） 根据主蒸汽压力情况联系汽机，关闭电动主汽门，开启主汽门前疏水门、

过热器联箱疏水门。

k） 加强上水，至汽包水位+200mm左右，关闭给水门，开启省煤器再循环门 l） 停止除尘器运行，待灰斗内存灰出完后停止输灰系统运行。（具体操作按

电袋除尘运行规程进行。）

m） 停炉后立即报告值长，做好停炉的详细记录。 3) 紧急停炉的程序

a） 立即停止给煤，停止二次风机、返料风机、一次风机、引风机运行。 b） 同时通知汽机电气值班员锅炉紧急停炉，急速减负荷或停机。

c） 若受热面爆管，则引风机不停，关小引风机风门挡板，保持炉膛负压。 d） 泄漏严重时，则停止向锅炉进水。

e） 根据事故情况，维持汽包水位，若严重缺水，严禁向锅炉进水。 f） 若水冷壁管（包括水冷屏），屏式过热器管损坏，则一次风机不停，立即

45

将床料放掉。

g） 其他操作按正常停炉操作。

10.2 停炉后的冷却

1) 停炉后，若汽包压力仍然上升有可能超过工作压力时，应适当开大向空排汽

或相关疏水，但不应使锅炉急剧冷却。

2) 停炉后降压速度要缓慢，控制36小时左右逐渐降到零。

3) 在汽包压力尚未降到零时，不允许对锅炉及辅助设备不加监视，在电动机未

切断电源时，也不允许不加监视。

4) 停炉后，根据水位下降情况上水，须继续经省煤器向锅炉给水，维持汽包水

位稍高于正常水位，停止给水时，应开启省煤器再循环门。 5) 停炉后，应及时关小风机冷却水阀门。 6) 当锅炉停用时间超过5天，应将床料排出。 7) 锅炉停炉进行检修时，按下列规定进行冷却：

a） 停炉后10—12小时内，应紧闭所有人孔门和烟道门，有关风门及挡风板，

以避免锅炉急剧冷却。

b） 停炉12小时后，可适当打开烟道挡板逐渐通风，并进行必要的换水。 c） 停炉24小时后，锅炉可再放水、上水一次。

d） 锅炉汽包压力降至0.1—0.3Mpa，炉水温度小于80℃或停炉36小时后，

因检修需要，可将炉水放尽。当汽包压力低于0.2MPa时，应开启汽包及相关集箱的空气门，以便放水工作顺利进行。

8) 若需快速冷却时，按以下操作进行：

a） 锅炉停炉后，紧闭风烟系统各门。 b） 停炉12小时后开启引风机档板10%。

c） 停炉16小时后，启动引风机、一次风机、罗茨风机，对锅炉进行冷却，

控制降温速率＜150℃/h。当床温低于200℃，停止风机运行，保持引风机档板开度在15%左右。 d） 停炉24小时，且炉膛温度低于150℃，开启炉膛下部人孔门，加强通风。 e） 根据降温速率可适当调节增大风门档板

f） 注：锅炉如需快速冷却，须经总工、或厂长允许。

9) 停炉后，应将停炉及冷却过程中的主要操作及所发现的问题，记录在有关记

录簿内。

10.3 压火

1) 司炉得到值长或锅炉班长的锅炉压火命令后，立即与电气、汽机、化水、燃

料及邻炉联系，作好压火准备。 2) 锅炉在压火前，应将负荷降至安全运行负荷，并保持运行稳定。 3) 锅炉压火前，停止放渣，保持较高的床料，控制床压高于运行床压200－500Pa

（8.5KPa左右），同时注意控制床料温度在930－970℃。 4) 对锅炉受热面进行一次整体吹灰。 5) 将各自动控制系统切为手动控制。 6) 停止所有风机，迅速关闭一次风机、二次风机、引风机调节风门，并关闭其

进口挡板。 7) 严密关闭各放灰门、放渣门以及燃烧室、烟道的人孔、检查孔，尽可能地减

46

少热量损失。 8) 根据降负荷情况及受热面壁温的要求，开启各过热器疏水门以冷却过热器，

根据负荷和主汽压力的情况，及时调整对空排汽阀，防止安全门动作和汽压下降过快。 9) 根据主蒸汽压力情况联系汽机，关闭电动主汽门，开启主汽门前疏水门、过

热器联箱疏水门。

10）压火结束，注意观察床料温度变化情况，若温度不正常地上升，应查明原因加以消除。

11）压火的注意事项：

a） 严禁将压火后停止供汽的锅炉与运行中蒸汽母管相连通。

b） 锅炉压火后，应防止锅炉汽压升高，要开启过热器疏水门，必要时可短

时间开启对空排汽门，但应尽可能保证汽压的稳定。

c） 锅炉压火后，要保持汽包水位正常。锅炉不进水时，打开再循环门；需

要进水时，关闭再循环门再进水。

d） 如压火时间较长，应中途启动升温，待床温升高到正常后，再重新压火。 e） 不允许对压火备用锅炉及所属设备不加监视。

f） 压火备用锅炉的设备及热工仪表，不得任意进行检修或挪用。

10.4 压火后的启动

本炉压火启动分为热态（床温＞650℃）和温态启动（床温＜650℃）两种。 热压启动：

1) 司炉得到值长或锅炉班长的启动命令后，应立即与电气、汽机、化水、燃料

及邻炉联系，对锅炉设备进行一次全面检查，确认具备启动条件。

2) 启动引风机、一次风机、返料风机、给煤机，迅速将一次风量加大到稍高于

临界流化风量，并少量给煤。 3) 待床温升至650℃以上时，并逐渐增大风量，直至达到正常流化风量。 4) 逐渐增加给煤量，稳步提高床温，将床温稳定在920℃左右。 5) 随着汽包压力升高，调整对空排气阀，使蒸汽排汽量大于10%，冷却过热器。 6) 当汽包压力升到3.0Mpa，对水冷壁下联箱进行排污。 7) 汽包压力升至8.0Mpa，通知化学人员，化验蒸汽品质；冲洗水位计，校对汽

包水位及压力。 8) 当压力升到9.0 Mpa时，联系值长，汽机及邻炉，准备并炉。 9) 工况稳定后，根据主汽温度和压力情况，完成并汽操作。

10) 若达到主汽压力和温度的定值，投入负荷控制和给煤机控制。 11) 石灰石给料机投“自动”，投入SO2控制。

12) 机组带负荷后，投入二次风。如负荷需要,可在35min后升至满负荷。 13) 根据排烟温度情况，投入电除尘系统。

14) 启动过程中保持适当的炉膛负压，不能喷烟喷火。 15) 压火启动过程中要保持汽包水位正常。不上水时，开启省煤器再循环门。 温态启动

1) 司炉得到值长或锅炉班长的启动命令后，应立即与电气、汽机及邻炉联系， 2) 启动引风机，维持炉膛负压为50—100Pa，吹扫炉膛5分钟；并投入吹灰系

统进行吹灰一次。

3) 启动返料风机、一次风机，开启油燃烧器燃烧风门挡板，迅速将一次风量加

47

大到稍高于临界流化风量，进行空气清扫。

4) 依次投入两台点火燃烧器，待床温650℃时，按冷态启动依次投入给煤机给

煤。以下操作按照冷态启动相关步骤进行。

5) 床温稳定后，根据主汽温度和压力情况，完成并汽操作。 6) 根据排烟温度情况，投入电除尘系统。

10.5 停炉保养与防冻

锅炉停炉后，应根据停炉时间的长短和当时的具体情况，由厂部决定是否需要养护采用何种养护方法，若与冬季气温较低，还需实施防冻措施。 停炉保养

1) 停炉一周内，可采用给水压力法进行保养，方法如下：

a） 停炉后自然降压，并保持连续排污。 b） 当汽包压力降至5.0Mpa时，联系化学化验水质，若水质不合格应进行换

水，待炉水合格后，关闭定排一、二次门及总门，解列连排。 c） 汽包压力降至0.5Mpa以前，炉水必须合格。 d） 当汽包压力0.5Mpa以上，过热器管壁温度200℃以下时，可向炉内上水

进行升压。

e） 汽包压力一般保持在0.5－3.0Mpa，最低不低于0.5Mpa。

f） 保养过程中，汽包压力降至0.5Mpa以下（压力为零）时，通过给水旁路

向锅炉上水，上水的同时依次开启锅炉定排、锅炉各疏水门换水。换水流量控制在15—25T/H。 g） 充压后做好记录，通知化学人员化验炉水溶解氧。

2) 停炉一周以上或进行压力部件检修，可采用余热烘干法进行保养，方法如下：

a） 停炉后，关闭各风烟挡板和炉门，紧闭烟风系统。 b） 当汽包压力降至0.8－1.0Mpa时，开启锅炉疏、放水门，尽快放尽炉内

存水。

c） 当汽包压力降至0.1－0.2Mpa时，全开本体空气门。 d） 当锅内水已基本放尽，启动引风机、返料风机及一次风机、维持床料流

化，利用床料余热烘干锅炉。

e） 停止烘干后，封闭锅炉，当省煤器出口烟温降至120度以下时，关闭和

本体空气门，疏放水门。

冬季防冻 1) 冬季停炉后，必须监视锅炉的各部温度对存有水的设备尤须注意，以免冻坏

设备。 2) 关闭锅炉房的各部门窗，并加强室内取暖，保持室温在10℃以上。 3) 备用炉的各空门及挡板因严密关闭；检修炉应有防止冷风侵入的措施 4) 采用给水压力保养时，将汽包就地易冻坏的水位计解列，或微开水位计放水

门。同时通过给水管道对锅炉进行带压换水，保持炉体温度。 5) 在寒冷时节停炉时，应采用余热烘干法或充氮法保养。 6) 如炉内有水，当炉水温度低于10℃时，应进行上水和放水，放水应在各最低

点进行，必要时，投入邻炉加热，对锅炉进行热保养，若没有加热条件，可将炉水全部放完。 7) 锅炉检修或长期备用，热工仪表导管有冻结的可能时，应通知热工人员，将

仪表导管内的积水排掉。

48

8) 轴承冷却水门微开，使水流动，必要时应将轴承冷却，水管道内的积水吹净。 9) 各辅机机冷却水微开，使水流动，必要时将水排净。

10) 干保养时，将水位计的所有阀门打开，还需将减温水平台积水放净。 11) 环境温度低于5℃，可间歇启动点火油泵打循环，启动时注意油压保持

0.5Mpa。并开启各热工仪表伴热。

11锅炉事故处理规程与相关预防措施

事故处理的基本原则：

1) 在处理事故时应做到：认真负责，沉着冷静，判断正确，准确而又迅速地处

理事故，防止事故扩大。 2) 事故发生时，司炉应立即汇报班长、值长，首先采取措施，迅速解除对人身

和设备安全的直接威胁，如果来不及汇报，可先处理后汇报。 3) 处理事故，应在值长的统一指挥下处理，并保证非故障设备的正常运行，在

未接到交班命令前，交班人员继续工作接班人员协助处理，直到恢复正常。 4) 对发生事故的时间，直接原因，设备运行状况，主要运行参数和事故处理经

过应如实汇报，以备调查分结经验教训，为提高安全生产水平提供依据。

11.1事故停炉

遇有下列情况需紧急停炉

1) 锅炉缺水，使水位在汽包水位计中消失时。

2) 锅炉满水，水位超过汽包水位计上部可见水位时，经紧急放水仍不见水位。 3) 受热面爆管，不能维持锅炉正常水位时。 4) 所有水位计损坏时。

5) 锅炉汽水管道爆管威胁设备和人身安全时。

6) 压力超出安全门动作压力，安全门不动作，同时向空排汽门泄压不足或无法

打开时。

7) 流化床返料器、燃烧室严重结焦，不能维持运行时。 8) 主要转动设备故障，危及设备和人身安全时。

9) 燃料在尾部烟道内再燃烧，使排烟温度不正常升高时。 遇有下列情况应请示停炉 1) 锅炉承压部件泄漏时。

2) 炉墙裂缝且有倒塌危险或炉架横梁烧红时。 3) 安全门动作，经采取措施不能回座时。

4) 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重超标，或汽水共腾，经处理无效时。 5) 其他辅助设备不正常，且危及锅炉运行时。 6) 风帽及绝热材料损坏严重时。

11.2主燃料切除

现象 1) MFT动作，发出报警。 2) 所有给煤机跳闸，床下点火系统切除，燃油快关阀关闭。 3) 床温、床压下降。 4) 汽温、汽压下降，蒸汽流量剧减，汽包水位先下降后上升。

49

原因 1) 同时按两只锅炉主燃料切除按钮； 2) 床温高于1050℃（信号来自燃烧控制系统）； 3) 炉膛出口压力为高高值+2500Pa（三取二）； 4) 炉膛出口压力为低低值-2500Pa（三取二）； 5) 炉汽包水位为高高值（高出正常水位250mm）（三取二）； 6) 炉汽包水位为低低值（低出正常水位200mm）（三取二）； 7) 引风机均跳闸； 8) 一次风机跳闸； 9) 返料风机均跳闸； MFT动作后的处理

1）因为引风机、一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，可按以下原则处理：

a） 调节引风机转速，保持正常的炉膛负压； b） 调节给水流量，保持汽包水位正常； c） 迅速查明MFT动作原因； d） 如MFT动作原因在短时间内难以查明或消除，应按停炉处理，并保持锅

炉处于热备用状态； e） 如MFT动作原因能在短时间内查明并消除，可按热态启动恢复锅炉运行； f） 如因尾部烟道再燃烧停炉时，禁止通风，停运所有风机。

2）引风机、一、二次风机跳闸，DCS故障所致，除按以上原则处理外，还应考虑床料局部堆积和流化停滞，现象如下：

a） 一个或多个床温显示值与其它床温显示值相差较大； b） 所有床压显示值是静态读数（正常床压显示值读数为波动读数）。 3）料流化检查步骤：

a） 将锅炉风量调节置于手动操作方式； b） 迅速增大一次风机转速，使一次风量超过流化风量，再恢复至原位正常

流化风量，观察床压显示有无恢复正常； c） 如果在10分钟内重复三次而无效果，则应采取排放床料量的进一步措施

来流化床料，直至达到满意效果；

11.3 锅炉满水

现象

1) 水位计内的水位高于正常允许水位。 2) 水位报警器报警，高水位信号灯亮。 3) 电接点水位计指示正值增大。 4) 给水流量不正常地大于蒸汽流量。 5) 蒸汽含盐量增大。 6) 过热蒸汽温度下降。

7) 严重满水时，蒸汽管道内发生水击，法兰处冒汽。 原因

1) 给水自动调整器失灵，给水调节装置故障。

2) 水位计，蒸汽流量，给水流量表指示不正确，运行人员误判断而操作错误。 3) 给水压力突然升高。 4) 外界负荷剧增。主汽母管压力突然变低，本炉负荷大增，带动汽包水位高涨。

50

5) 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。 处理

1) 当锅炉汽压正常，给水压力正常，汽包水位超过50mm时，须验证电接点水

位计的正确性，迅速与汽包水位对照，必要时冲洗水位计。

2) 若因给水自动调整器失灵而影响水位过高时，将自动改手动，开小调整门，

减少给水。

3) 因给水压力异常引起水位升高时，立即与汽机值班人员联系，尽快恢复正常。 4) 若水位继续升高，开启事故放水门或定期排污门放水。

5) 经上述处理后，汽包水位仍上升，超过100mm时，关小或关闭给水门，停

止上水时打开省煤器再循环门，迅速与汽包水位计对照，必要时冲洗水位计。 6) 根据汽温下降情况关小或关闭减温水门，必要时开启过热器疏水门。

7) 如汽包水位超过水位计上部可见水位时，立即压火停炉，汇报值长，联系汽

机减负荷或紧急停机。

8) 加强锅炉放水，密切注意水位，水位在水位计中出现时，调整到正常水位。 9) 故障消除后，尽快恢复锅炉机组运行。 锅炉满水的预防：

1) 不间断地加强对水位计的监视，定期对照各水位计水位一致，不一致时立即

查明原因。

2) 定期冲洗各水位计，保证其指示的正确性。

11.4 锅炉缺水

现象

1) 汽包水位低于正常值。

2) 电接点水位计指示负值增大。

3) 水位低报警器报警，低水位信号灯亮。

4) 给水流量不正常地小于蒸汽流量（锅炉爆管时相反）。 5) 过热蒸汽温度升高。 原因

1) 给水自动调整器失灵，给水调节装置失灵。

2) 水位计、蒸汽流量、给水流量指示不正确，运行人员因误判断而误操作。 3) 给水压力下降或给水泵故障。

4) 锅炉排污管道、阀门泄漏，排污量过大。 5) 水冷壁管、省煤器管泄漏或破裂。

6) 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。 7) 锅炉负荷剧减。 处理

1) 当锅炉汽压正常，给水压力正常，而汽包水位低于-50mm时，应验证水位计

的正确性，必要时冲洗水位计。

2) 若给水自动调整器失灵，则改为手动调节，若给水调节装置失灵，可切换旁

路或备用管路，适当增加给水量。

3) 若水位继续下降，且到-100mm时，除继续增加给水外，须检查排污门和放

水门是否关严，必要时，可适当降低锅炉蒸发量。

4) 如给水压力低引起水位下降，应立即通知汽机值班人员提高给水压力，如给

水压力迟迟不能恢复，汽包水位继续下降，应适当降低锅炉蒸发量。

51

5) 如汽包水位继续下降，并且从水位计中消失时，必须立即压火停炉并继续向

锅炉上水。

6) 由于运行人员疏忽大意，致使水位从汽包水位计中消失，电接点水位计无法

判明时，立即停止向锅炉进水，并紧急停炉，停炉后进行汽包水位计的叫水，如叫不出水，严禁向锅炉上水，经叫水后，水在水位计中出现时，可增加锅炉进水，并注意水位恢复。

7) 故障消除后，尽快恢复锅炉机组运行。 叫水的程序

1) 开启水位计的放水门。 2) 关闭水位计的汽门。

3) 关闭水位计的放水门，注意水位计中是否有水位出现，如有水位出现，属轻

微缺水，否则为严重缺水。

4) 叫水后，开汽门，恢复水位计运行。 锅炉水位不明

1) 若汽包水位计中看不清水位，用电接点水位计也无法判明时，立即停炉并停

止向锅炉上水。

2) 停炉后按下列方法查明水位。

3) 缓慢开启水位计的放水门，注意观察水位，当水位计中有水位出现时，表示

轻微满水，按轻微满水处理。

4) 若看不见水位线下降，关闭汽门、放水门，注意观察水位，水位计中有水位

出现时，表示轻微缺水，按轻微缺水处理。

5) 若看不见水位线上升，关闭水门，再开启放水门，水位计中有水位线出现，

表示严重满水。无水位线出现表示严重缺水，此时，按严重满水或严重缺水处理。 6） 查明后恢复水位计运行。 锅炉缺水的预防：

1) 不间断地监视各水位计，并定期对照，校对各水位计的正确性，并定期进行

冲洗。

2) 负荷变动时，应及时调整水位。

3) 定期检查给水调节装置，应灵敏可靠。

4) 给水压力低时，应及时与给水岗位联系，增加压力。

5) 在停用炉因进行工作须上水时，应注意运行炉的给水压力。 6) 锅炉排污应严格按照排污规定执行。

11.5汽包水位计损坏

损坏的原因：

1) 冲洗和更换玻璃管后暖管时间不够。 2) 运行时间太长，玻璃管道质量差。 3) 螺丝紧固不均匀。 4) 汽管和水管堵塞。 5) 垫子不好，漏水漏汽。

6) 没有按规定冲洗水位计，放水考克不严密。 汽包水位计损坏的处理

1) 汽包水位计损坏时，立即将损坏的水位计解列，关闭汽门、水门，开启放水

52

门，并采取措施尽快修复损坏的水位计，用另一个汽包水位计监视水位。 2) 当汽包就地水位计都损坏时，具备下列条件允许运行2小时。

a） 给水自动调整器可靠。 b） 水位报警器良好。

c） 电接点水位计，汽包低位水位计指示正确，并在4小时内会与汽包水位

计对照过。 d） 保持锅炉蒸发量稳定。

e） 若给水自动调整器、水位报警器不可靠，，汽包低位水位计指示正确，则

只允许运行20min。

３）若汽包水位计全部损坏，且电接点水位计、汽包低水位计运行不可靠时，应立即停炉。 预防：

1) 冲洗玻璃管水位计时，应小心谨慎地进行，不允许水位计玻璃管的温度发生

突然变化。

2) 更换水位计的玻璃时，应施力均匀，谨慎小心。 3) 防止外部的冷水滴和冰碰到水位计玻璃上。

11.6 汽水共腾

现象

1) 汽包水位剧烈波动，严重时水位计中看不清水位。

2) 过热蒸汽温度急剧下降，严重时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。 3) 蒸汽和炉水含盐量增加，导电度升高。 原因

1) 炉水质量不符合标准，悬浮物含盐量过大。 2) 没有按规定进行排污。 3) 锅炉负荷大幅度波动。 处理

1) 适当降低锅炉蒸发量并保持稳定。

2) 全开连续排污门，必要时开启事故放水门及定排，加强进水放水，维持汽包

水位略低于正常值。 3) 停止加药。

4) 开启过热器疏水门和主蒸汽管道疏水门，并通知汽机开启有关疏水。 5) 通知化验人员化验炉水，采取措施，改善水质。 6) 在炉水质量未改善前，不允许增加锅炉负荷。 7) 故障消除后，须冲洗水位计。

11.7 锅炉承压部件损坏

膜式水冷壁、水冷屏损坏或爆破

现象

1) 汽包水位迅速下降。

2) 给水流量不正常地大于蒸汽流量。 3) 蒸汽压力和给水压力下降。

4) 轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，严重时有显著的响声。

53

5) 燃烧室变正压，并从不严密处喷出烟气或水汽。 6) 烟气温度降低。

7) 引风机开度及电流增大。 原因

1) 锅炉给水质量不良，化学监督不严，未按规定排污，导致管内结垢腐蚀。 2) 检修安装时，管子被杂物堵塞，导致水循环不良，引起管子过热爆管。 3) 制造有缺陷，材质不合格，管子安装不当或焊接质量不良。 4) 锅炉严重缺水操作不当。

5) 升停炉操作不当，或长期超低负荷运行，导致局部水循环恶化。 6) 水冷壁、水冷屏管严重磨损。 处理

1) 水冷壁、屏管爆破不能维持汽包水位时，立即停炉，保持一次风机、引风机

运行，将床料放净。

2) 提高给水压力，增加给水流量，维持汽包水位。 3) 如损坏严重，锅炉汽压迅速下降，给水量增加仍不能维持水位时，停止给水。 4) 待床料放净后，停一次风机。 5) 待炉内蒸汽排出后，停止引风机。

6) 如损坏不大，水损失不多，能保持汽包正常水位，且不致很快扩大事故时，

可适当降低锅炉蒸发量，维持短时间运行并尽快投入备用炉运行，同时汇报有关领导听候停炉通知，若事故继续加剧， 异声增大，给水流量增加，危及相邻管子时，必须立即停炉。

省煤器管损坏

现象

1) 给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时汽包水位下降。 2) 烟气阻力增大，引风机电流增加。

3) 省煤器和空气预热器处的烟气温度降低，两侧温差增大。

4) 炉膛负压变小或变正压，烟道不严密处冒汽，严重时烟道尾部灰斗漏水。 5) 省煤器烟道内有异声。 6) 排烟温度降低。 7) 飞灰潮湿。 原因 1) 省煤器水温、流量变化大，严重水冲击。 2) 飞灰磨损。

3) 给水质量不良，管子腐蚀。

4) 省煤器的材质，制造或焊接不良。

5) 管子被杂物堵塞，引起管子局部过热。 处理

1) 增加锅炉给水，维持汽包正常水位，适当降低锅炉蒸发量，并尽快使被用炉

投入运行，或增加其它运行炉的蒸发量，以便尽早停炉。

2) 如故障炉在继续运行过程中，不能维持正常水位或损坏加剧，影响其它运行

炉的进水，应立即停炉，保持引风机的运行。 3) 停炉后，关闭主汽门。

4) 为维持汽包水位，可继续向锅炉进水，关闭所有放水门，禁止开启省煤器再

54

循环门。

过热器的损坏

现象

1) 蒸汽流量不正常地小于给水流量。 2) 严重泄漏时，主蒸汽压力急剧下降。

3) 锅炉负压不正常地减小或偏正，严重时从不严密处向外喷汽和冒烟。 4) 过热器后的烟气温度降低或两侧温差增大。

5) 过热蒸汽温度发生变化，进口侧漏，汽温高；出口侧漏，汽温低。 6) 泄漏点附近有响声。

7) 高低过泄漏，排演温度升高。 原因

1) 化学监督不严，汽水分离器结构不良或存在缺陷，致使蒸汽品质不好，在过

热器内结垢，检修时又未彻底清除，引起壁管温度升高。

2) 点火升压过程中或平时运行时，操作不当，过热器通汽量不足或主蒸汽温度

过高，引起过热。

3) 由于运行工况和煤种的改变，而运行调整不及时，致使过热器管壁超温。 4) 过热器材质不符合标准，制造、安装、焊接质量不良，及吹灰操作不当。 5) 过热器被杂物堵塞。

6) 运行中飞灰磨损，运行时间长，管子蠕胀变形。 处理

1) 检查泄漏情况，若严重时，必须及时报告值长，紧急停炉，防止从损坏的过

热器管中喷出的蒸汽，吹损邻近的过热器管，扩大事故。

2) 如泄漏轻微，可适当减少锅炉蒸发量，在短时间内继续运行，但应经常检查

漏汽情况，并迅速启动备用锅炉，若故障情况加剧时，紧急停炉。

3) 停炉后，关闭主汽门，保留引风机继续运行，以排除炉内的烟气和蒸汽。若

一炉一机运行时，关闭主汽门应得到值长的许可。

4) 若屏式过热器泄漏，停炉后需保留一次风机和引风机运行，并放完床料。 5) 若旋风分离器或其进口烟道过热器管漏则须保持返料风机运行，放尽分离器

内灰料。

过热器损坏预防：

1) 加强化学监督，提高汽水分离效率，改善饱和蒸汽品质。

2) 控制合格的主汽温度，及时调整燃烧方式，控制过热器左右入口烟温趋于相

等。

3) 大、小修中，加强对过热器管的测量检查记录，最大允许管子蠕胀值：合金

钢：为管径的2.5%，碳素钢：为管径的3.5%。

4) 若过热器管内有污垢，则必须检查汽包内汽水分离器并改善炉水及给水质

量，提高蒸汽品质，对过热器进行反冲洗。 5) 坚持正确的点火升压规定和燃烧方式。

蒸汽及给水管道损坏

现象 1) 管道轻微泄漏时，发出声音，保温层潮湿，滴水或漏气。 2) 管道爆破时，发出明显的响声，并喷出水汽。

55

3) 蒸汽或给水流量变化异常，爆管部位在流量表前，流量减少，在流量表后，

则流量增加。 4) 严重时，蒸汽压力、给水压力下降。 5) 给水母管爆管时，汽包水位下降。 原因 1) 管道安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。 2) 管道支吊架不准确，影响管道自由膨胀。 3) 蒸汽管道暖管不充分，产生严重水冲击。 4) 给水质量不合格，造成管壁腐蚀。 5) 给水系统运行不正常，压力波动过大，水冲击或振动。 6) 蒸汽管道长期超温运行，蠕变超过标准或运行时间过长，金属强度降低。 给水管道损坏处理 1) 给水管道轻微泄漏，能够保持锅炉给水，且不致很快扩大故障时，可维持短

时间运行，请示停炉，尽快投入备用锅炉，若故障加剧，不能维持正常水位，威胁人身和设备安全时，立即停炉。 2) 给水管道爆管，如能将故障部件与系统隔离，应尽快隔离，若不能隔离又无

法维持水位时，立即停炉。 蒸汽管道损坏处理 1) 蒸汽管道轻微泄漏，不致很快扩大故障时，可维护短时间运行，请示停炉，

尽快投入备用锅炉。若故障加剧，直接威胁人身和设备安全时，应立即停炉。 2) 如蒸汽管道爆管，无法维持汽机的汽压或直接威胁人身设备安全时，应立即

停炉。 3) 如蒸汽母管爆管，设法尽快解列故障母管段，使其它炉维持运行。

11.8 水冲击

现象

1) 发生水冲击的管道上压力表指示波动大，甚至损坏压力表。

2) 管道内有水冲击声，管道振动严重，造成系统管道、吊架的损坏，管道保温

脱落。 原因

1) 给水压力和温度波动大。

2) 给水管道逆止门或调节门动作不正常。 3) 蒸汽管道暖管不充分，疏水未排出。

4) 蒸汽温度过低或蒸汽带水，锅炉满水进入蒸汽管道。 5) 非沸腾式省煤的给水汽化。

6) 给水管道充压时空气未排出或给水流量过大。 7) 冷炉进水温度过高或速度过快。 处理

1) 给水管道冲击时，应设法保持给水压力和温度正常，降低负荷，关小给水门，

严重水冲击的停止进水，开启省煤器再循环门，水冲击消失后关闭。 2) 减温器冲击时，减负荷解列减温器，消失后重新投用。

3) 并汽时蒸汽管道发生冲击应立即停止并汽，加强疏水和暖管后再并汽。 4) 发生水冲击后，应检查支吊架情况，发现缺陷及时汇报并消除。

5) 运行中蒸汽管道发生冲击，应开启主蒸汽系统疏水门，关小或关闭减温水，

56

控制锅炉主蒸温度，同时通知汽机值班人员注意汽温，开启有关疏水。 6) 非沸腾式省煤器在升压过程中发生水冲击时，应适当延长升压时间，增加上

水次数。

11.9 锅炉灭火

现象 1) 床温急剧下降并低于650℃，烟气温度下降。 2) 燃烧室变暗，看不见火。 3) 主汽温度、压力下降，主汽流量降低。 4) 氧量指示大幅度上升。 5) 若因循环灰量所至料层差压骤然升高。 原因 1) 给煤机故障或堵煤，未及时发现，造成断煤时间过长。 2) 锅炉负荷偏低，操作调整不当。 3) 煤质变化，挥发份或发热量过低，运行人员未及时进行调整。 4) 分离器积灰过多，操作不当，循环灰大量涌入炉膛。 处理 1) 立即停止给煤机。 2) 立即启动点火油泵，投入油枪点火助燃。 3) 根据情况适当减小风量，调整循环灰量，必要时，放掉一些灰，还可以停二

次风机。 4) 根据汽温下降情况，关小或关闭减温水，必要时关闭并汽门，开启并汽门前

疏水门及过热器疏水门。 5) 若给煤机故障，要尽快修复。若堵煤，应尽快疏通。 6) 待汽温、汽压正常生重新并汽，逐加负荷。

11.10 锅炉结焦

现象 1) 床温急剧升高，并超过1100℃以上。 2) 氧量指示下降甚至到零。 3) 一次风机电流减小，风室风压增大，表计显示静态读数（数值无变化）。 4) 炉膛负压增大，引风机电流减少。 5) 炉膛各部温度均大幅度上升。 6) 床料不流化，燃烧在料层表面进行。 7) 放渣困难，正压向外喷火星。 8) 观察火焰时，局部或大面积火焰呈现白色，从检查孔窥视孔可见焦块。 原因

1) 结焦是料层中的颗粒因燃烧温度过高，超过了灰渣的变形温度，而发生粘

结成块的现象。结焦后形成的大渣块，破坏了正常的流化燃烧使运行中的锅炉被迫中断停运，造成事故。

2) 运行风量太低，主要发生在启动过程中，因为启动时料层温度较低为了蓄

热升温，不能用大风量流化，只能在小风量下进行，由于风量较小，整个料层并未均匀地达到较好的流化状态，使局部温度升高，并粘连周围的颗粒而逐渐扩大，形成结焦。

57

3) 运行中给煤量过大，使料层中含煤过多，就使料层温度过高而结焦，造成

给煤过多的原因除给煤机操作调整不当外，还因给煤太湿产生棚煤现象，导致给煤量忽多忽少。

4) 燃烧时监视、调整不当造成超温。 5) 一次风量过小，低于临界流化风量。 6) 一次风室（道）破裂，物料不流化。

7) 单侧燃烧器运行，造成流化不均匀而低温结焦。

8) 压火操作不当或压火启动由于操作缓慢，造成物料流化不起来而局部结焦。 9) 耐火砖大面积脱落或炉膛有异物，破坏床料流化。 10) 回送装置返料不正常或堵塞。 11) 负荷增加过快，操作不当。 12) 床温表失灵运行人员误判断。 13) 风帽损坏，渣漏至风室，造成布风不均。 14) 放渣过多，造成床压过低。 15) 未及时放渣，造成床料太厚。 处理

1) 炉膛内结焦

a） 发现结焦后，立即处理，绝不允许放任不管。 b） 对于启动过程中产生的局部小块结渣，可以适当增加一次风量，加强流

化，启动冷渣机放渣，排除焦块。

c） 若正常运行中发现床温陡升，并已表明将要结焦时，应立即汇报值长减

负荷，停止给煤机，增加一次风风量和引风量，查出原因，进行必要的燃烧调整，待炉温恢复到900℃，床压正常且床温各测点无异常温差时，调整给煤，继续运行；若床温各测点温差较大（＞100℃）时，则表明炉床上已有焦块，给煤后，进行捅、放渣，直至床温各测点温差正常。 d） 若加大风量不能消除焦块时，停炉处理。

e） 若高温时个别焦块不易处理，可等冷却后再作处理，在进行打焦工作时，

应保持适当的炉膛负压，工作人员的穿戴应符合《电业安全工作规程》的有关规定，使用铁锤时，不得戴手套。

f） 有人进入炉膛打焦时，炉膛人孔处必须有专人监设，防止意外。 g） 打焦时，炉膛的人孔门应全部开启；扒出焦块应立即运走。 h） 禁止往燃烧室内直接喷水来冷却焦块，扒出炉外的焦块在喷水冷却时，

应防止水汽烫伤。

2） 分离器内结焦

a） 当发现返料温度急剧增高时，应立即减少给煤量，降低负荷运行，如仍

不能解决时停炉处理。 b） 立即停煤，待床温下降至800℃以下，锅炉停止运行。 c） 打开人孔门，检查结焦情况后关闭。 d） 根据要求，启动风机冷却，冷却后进行清理。 结焦预防

1) 控制入炉煤粒度，一般严格控制在10mm以下，无烟煤应控制在8mm以下。 2) 点火过程中，严格控制进煤量不超过20%。

3) 升降负荷时，严格做到升负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风。 4) 燃烧调整时，做到少量多次的调整，避免床温大幅波动。

58

5) 经常检查给煤机的给煤情况，观察火焰及回送装置是否正常。

6) 在冷态启动中，应随时根据床温调节点火风量。点火初期保持微流化。后期

保持流化，发现有小焦块立即清除。

7) 在冷态启动中，风量要高于临界流化风量，并合理配煤及二次风，保证良好

燃烧及流化状态。

8) 运行中发现床温陡长时，并已表明出了结焦苗头，应立即报告，值长，减少

或停止给煤，增加一次风量和引风量，调整燃烧，使床温回到正常值范围。 9) 运行中保证稳定的料层差压值，防止过高过低，一般控制在8000—9000Pa

之间。

11.11 旋风筒内再燃烧

现象

1) 旋风筒出口，烟气温度升高。 2) 过热器入口烟温升高。 3) 蒸汽温度升高。

4) 返料温度升高，炉膛差压降低。 5) 返料量减小，床温升高。

6) 返料风量增大，返料风压降低。 原因

1) 煤的颗粒度中细的较多。 2) 床温控制较高。

3) 一、二次风风量偏大。

4) 回料系统堵塞或循环量较小。 5) 旋风筒有可燃物的积聚。 处理

1) 报告班长、值长，适当降低锅炉负荷，调整减小一、二风量，增大引风量。 2) 检查旋风回料系统是否堵塞，如堵塞应设法疏通，如无堵塞可适当调整增大

循环量。

3) 如经过处理，旋风筒的二次燃烧仍不能消除，应请示值长后报告上级领导批

准，采用停炉或压火后处理。

11.12 尾部烟道再燃烧

现象 1) 排烟温度不正常地升高。 2) 烟道及炉膛负压剧烈变化。 3) 热风温度升高并超过规定值。 4) 烟囱冒黑烟（无电袋除尘）。 5) 烟道不严密处有火星冒出。 6) 严重时烟道防爆门动作。 原因 1) 引风量过大，负压过大。 2) 旋风分离器不正常，大量未燃尽燃料带入烟道。 3) 风量不足或配风不合理。 4) 低负荷运行时间过长，烟速过低，烟道内堆积大量的可燃物。

59

处理 1) 发现烟温不正常升高时，首先查明原因，并校对仪表指示的准确性。 2) 加强燃烧调节，保持燃烧稳定。 3) 保持运行参数稳定。 4) 如排烟温度长时间超过190℃，应请示解列电袋除尘器，如排烟温度继续升

高并超过220℃时，立即停炉，关闭各风门挡板及各孔门。 5) 当温度下降后，确认无火源时，可启动引风机通风5—10分钟，把积灰抽尽，

重新启动。

11.13 回料系统堵塞或结焦

现象

1) 蒸汽压力与蒸汽温度下降。 2) 炉床温度下降。

3) 返料风压增高，返料风量减少。 4) 炉膛差压降低 5) 锅炉负荷下降。 6) 放灰时不下灰。 原因

1) 旋风分离器内耐热防磨材料脱落，堵塞回灰器。 2) 回料风和松动风的配风比不均。

3) 返料装置、回料立管有堵塞，致使下灰量太小，大量的灰由分离器中心管逸

出造成中心管内壁严重磨穿。 4) 回料器内风帽堵塞，流化不良。

5) 返料器处的结焦主要是主燃室内床温过高和循环物料流化速率太小所致，返

料器不能有漏风，否则将使循环物料流化速率显著降低而使返料器内物料温度升高，形成结焦。 处理

1) 调节回料风上下配风阀门，使风量适当，沸腾正常。 2) 人工疏通旋风分离器及储灰仓的堵塞，保持下灰正常。

3) 调节回料器吹料风和松动风的配风比，以达到满意的回料效果。 4) 调节回料器及返灰仓道的下灰量，保持畅通。

5) 待炉内温度回落后，调节给煤量，维持回料循环正常。

11.14 负荷骤减与骤增

第一节 负荷骤减

现象

1) 锅炉汽压急剧上升。 2) 蒸汽流量减小。

3) 汽包水位瞬间下降而后上升。 4) 过热蒸汽温度升高。

5) 电压表和电流表的指示摆动。 6) 电负荷表的指示突然减小。 7) 蒸汽流量表的指示突然减小。

60

8) 严重时，汽包和过热蒸汽出口集箱的安全门动作。 原因

1) 电力系统故障，发电机与系统解列。 2) 主变压器故障。 3) 发电机故障。 4) 汽轮机故障。

5) 热用户用汽量突然减少。 6) 供热管网故障。

处理

1) 根据负荷下降的情况，较大幅度地减少给煤，适当降低一次风量，维持沸腾

床的正常燃烧，必要时锅炉炉膛负压自动控制、锅炉燃烧自动控制、汽包水位自动控制调整由“自动”改为“手动”。

2) 适当降低二次风量，调节上、下二次风的配风比。 3) 适当减少回料风量、风压。

4) 汽压超限应立即开启过热器向空排汽门，注意维持锅炉正常汽压。

5) 根据过热蒸汽出口温度的变化情况，调节减温水门，必要时可开启过热器疏

水门，必要时主蒸汽温度自动控制调整由“自动”改为“手动”。

6) 根据汽包水位计、蒸汽流量表和给水流量表的指示，保持汽包水位略低于正

常水位，以防迅速增加锅炉负荷，必要时锅炉汽包水位自动控制调整由“自动”改为“手动”。

7) 如锅炉安全门已动作，在锅炉汽压降到工作压力以下不能回座时，应采取措

施，使其恢复原位。

第二节 负荷骤增

现象

1) 锅炉汽压急剧下降。 2) 蒸汽流量增加。

3) 汽包水位瞬间上升而后下降。 4) 过热蒸汽温度降低。

5) 电压表和电流表的指示摆动。

6) 电负荷表或供热量的指示突然增加。 7) 蒸汽流量表的指示突然增加。 原因

1) 电力系统骤增负荷

2) 热用户用汽量突然增加。 3) 邻炉故障。 处理

1) 根据负荷上升的情况，适当加强燃烧，维持沸腾床的床温稳定，必要时锅炉

炉膛负压自动控制、锅炉燃烧自动控制调整由“自动”改为“手动”。

2) 若是电力系统骤增负荷，则短时间维持高负荷运行，待系统正常后，恢复正

常运行。

3) 若热用户用汽量突然增加，则汇报值长，联系汽机运行人员适当降低电负荷，

注意维持锅炉正常汽压。

4) 若发电机电负荷无法降低，而汽压继续下降应立即汇报值长，联系汽机运行

61

人员适当减小热负荷，以维持锅炉正常汽压。

5) 若邻炉故障，则短时维持运行炉高负荷运行，尽快将故障炉从母管中解列，

恢复运行机组正常运行。

6) 根据过热蒸汽出口温度的变化情况，适当调节减温水流量，必要时主蒸汽温

度自动控制调整由“自动”改为“手动”。

7) 根据汽包水位计、蒸汽流量表和给水流量表的指示，保持汽包正常水位；必

要时锅炉汽包水位自动控制调整由“自动”改为“手动”，给水压力太低时可联系汽机运行人员恢复。

11.15 厂用电中断

第一节 锅炉10KV厂用电中断

锅炉10KV的电动机有：引风机（900KW）、一次风机（1250KW），二次风机（800KW） 现象

1) 运行中的引风机、一次风机的电机均停止转动，MFT动作，联锁跳开其它电

动机，DCS显示电流表指示回零，DCS显示电压指示到零。 2) 锅炉蒸发量、汽压、汽温、水位均急剧下降。 3) 热工仪表停电，指示失常。

4) DCS控制系统停电，自动调节控制失灵，无法操作，各位置指示电信号输出

回零。

5) 电动机跳闸，红灯灭，绿灯闪光，事故警报器鸣叫。

6) 给水压力降低（运行中的一个或多个给水泵跳闸）或给水压力降到零（运行

中的给水泵全部跳闸）。

7) 集控室内交流照明灯灭，事故照明灯亮。

原因

1) 电力系统故障，使10KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线同时失电。 2) 两个发电机故障。 3) 两个汽轮机故障。

4) 10KV母线联络开闭故障跳闸。 5) 保护误动作。

6) 工作人员误操作。

处理

1) 操作人员当发现10KV厂用电源中断时，应立即将各电动机的开关复位，由

副司炉迅速将引风机、一次风机、二次风机的入口风门挡板手动关闭。司炉或锅炉班长报告值长。

2) 在电源未恢复前，锅炉按正常压火的程序处理，联系汽机运行人员，手动关

闭锅炉过热蒸汽出口电动阀，关闭机炉隔离截止阀，开启过热蒸汽出口集箱的疏水门和过热蒸汽管道上的疏水门。

3) 运行操作人员应注意监视汽压上升，汽包压力不超过汽包工作压力；高于汽

包工作压力时应对空排汽，尽量维持正常主汽压力。 4) 停止锅炉疏水、排污、放水等操作，以保持锅炉水位。

5) 应派专人监视锅炉汽包水位，给水调节由自动改为手动调节，并密切注意水

位的变化情况。

62

6) MFT 复位。

10KV厂用电电源恢复后，锅炉的运行操作为：

1) 10KV厂用电短时间中断，汽包水位计仍有可见水位，此时，应立即缓慢地

向锅炉进水，使汽包水位略低于正常水位，然后做好启动前的各项准备工作。与值长联系，得到值长启动命令后，按顺序进行启动。

2) 10KV厂用电中断时间较长，厂用电电源恢复后已看不到汽包水位。汽包缺

水干锅，严禁向锅炉进水，关闭省煤器进水门，锅炉按紧急停炉处理。 3) 紧急停炉前期，严禁启动给煤系统、风烟系统。

4) 停炉4小时后，可排放部分炉渣，锅炉料层厚度保持在启炉时的厚度。 5) 锅炉床温降至200℃以下，缓慢的向锅炉进水至正常水位，然后做好启动前

的各项准备工作。与值长联系，得到值长启动命令后，重新启动锅炉。 6) 进行锅炉启动工作时，应联系电气，一台一台依次进行，且严禁10KV辅机

同时启动。

锅炉400V厂用电中断

现象

1) 集控室内交流照明灯灭，事故照明灯亮。 2) 380V电压表指示到零。

3) 锅炉蒸发量、汽压、汽温、水位均急剧下降。 4) 热工仪表停电，指示失常。

5) DCS控制系统停电，自动调节控制失灵，无法操作，各位置指示电信号输出

回零。

6) 运行中的380V电动机跳闸，红灯灭，绿灯闪光，电流表指示回零，电流表

指示回零，事故警报器鸣叫。 原因

1) 10KV厂用电源中断。

2) 10KV母线联络开关故障跳闸。 3) 厂用变压器故障。

4) 400V母线联络开关故障。 5) 备用电源自投装置失灵。 6) 保护误动作。

7) 工作人员误操作。 处理

1) 运行操作人员当发现400V厂用电源中断时，应立即将各电动机的开关复位。 2) 应立即派人员就地手动操作引风机、一次风机风门，并报告值长。

3) 若电源短时间能恢复，则维持锅炉低负荷运行，保证汽包水位正常，停止排

渣。待电源恢复后，投运给煤机，恢复正常运行。 4) 若电源短时间不能恢复，则锅炉按正常压火的程序处理，联系汽机运行人员，

手动关闭锅炉过热蒸汽出口电动阀，关闭机炉隔离截止阀，开启过热蒸汽出口联箱的疏水门和过热蒸汽管道上的疏水门。

5) 运行操作人员应注意监视汽压上升，尽量维持正常主汽压力，高于汽包工作

压力时应对空排汽。

6) 应派专人监视汽包水位，保持锅炉汽包水位略低于正常水位，给水调节由自

动改为手动控制，远方电动调节改为就地手动调节，并密切注意水位的变化

63

情况。

7) 其它处理同10KV厂用电中断的处理。

锅炉220V热工仪表电源中断时的现象

现象

1) 220V热工仪表电压表指示到零。 2) 所有热工仪表电源指示灯灭。 3) 热工仪表指示失常。

4) 电阻温度表指示回零，热电隅温度表失去补偿。

5) DCS控制系统停电，自动调节控制失灵，无法操作。

6) DCS控制系统失灵，各位置指示电信号输出回零（调节电动门或调节挡板指

示停止不动）。

7) DCS控制系统指示失灵，所有阀门、挡板、开度指示为“0”，压力、流量等

指示为“0”。

原因

1) 10KV厂电源中断。 2) 400 KV厂电源中断。

3) 热工仪表电源开关故障跳闸。 4) 热工仪表电源保险丝熔断。 5) 备用电源自投装置失灵。 6) 工作人员误操作。 处理

1) 立即投入热工仪表备用电源。

2) 若热工仪表备用电源无法投入，应立即汇报值长要求恢复电源。 3) 联系汽机、电气运行人员，要求稳定负荷。 4) 通知热工检修人员迅速处理，恢复电源。

5) 将各调节控制执行机构由“自动”改为“手动”，远主电动控制改为就地手

动控制。

6) 用就地一次表监视汽包压力、过热蒸汽出口压力、温度。

7) 派专人监视汽包就地水位计，利用对讲机联系司炉控制汽包水位。 8) 经常与汽机对照过热蒸汽温度、压力并及时进行调节。 9) 故障中尽可能保持锅炉稳定运行，减少调节。 10) 故障中禁止进行定期排污等工作。

11) 锅炉220V热工仪表电源恢复后，对锅炉进行全面检查后，恢复原运行

方式，就在控制改为远方控制，将各调节控制执行机构由“手动”改为“自动”。

12) 系统供电正常后，DCS控制系统以热工检查人员检查系统情况，确认完

好后方可再次投入“自动”。

13) 若长时间电源无法恢复，则请示领导压火停炉。

11.16 风机故障

现象

1) 电流表指针摆动过大，或电流不正常地增大，超过额定值。 2) 风机入口或出口的风压发生变化。

64

3) 风机的振动，串轴超过规定数值，风机处有冲击或磨擦等不正常的响声。 4) 轴承温度不正常地升高。电机轴温和线圈温度不正常地升高，严重时冒烟有

焦味，甚至出现火苗。 5) 电动机电源开关跳闸。

6) DCS报警，主要风机故障时MFT动作。

7) 石灰石风机故障停机时,床压降低，烟气中SO2含量升高。 原因

1) 叶片磨损、积灰及烟气湿度大，致使叶轮腐蚀，造成转子不平衡、中心不对

称。

2) 风机或电动机的地脚螺丝松动。

3) 风机入口风门挡板处有杂物或挡板积灰卡涩，连杆滑轮销子脱落。

4) 轴承润滑油质量不良，油量不足，油环带油不正常，油中混有水分，造成轴

承磨损。

5) 轴承冷却水太少或中断。

6) 轴承、转子等制造和检修质量不良。 处理

1）遇有下列情况，应立即停止风机的运行。

a） 风机发生强烈的振动、撞击和磨擦时。 b） 风机或电动机的轴承温度不正常地升高，经采取措施处理无效，且超过

允许值限时。

c） 轴承有焦味、冒烟现象。 d） 电动机温度过高，超过允许值限时。 e） 电气设备故障，须停止风机时。

f） 风机或电动机有严重缺陷，危及设备或人身安全时。 g） 发生火灾危及设备安全时。 h） 发生人身事故，必须停止风机方能解救时。

2） 机所产生的振动、撞击或磨擦不致于引起设备损坏时，可适当地降低风机负荷，使其继续运行，并随时检查风机的运行情况，查明事故原因，尽快消除。如经处理后，缺陷仍未消除或继续加剧时，应汇报值长，要求停用。

3） 风机轴承温度升高时，应检查油量、油质、油环及冷却水的情况。注意看润滑油的颜色、粘度是否正常，油内是否有进水现象，油位是否在规定范围内，轴承冷却水是否有堵塞现象，冷却水量是否充足，冷却水温度是否过高等。查明原因，设法处理，必要时通知检修人员处理。如经上述处理，轴承温度仍继续升高且超过允许值限时，应汇报值长，要求停止风机的运行。

4） 电动机发生故障跳闸需要重新启动风机时，必须取得当班值长的同意。 5） 若电动机在故障跳闸前，无电流过大或机械部分的缺陷时，跳闸后可立即重合闸一次，如重新合闸成功，同时按次序再次启动其它转动设备，经重合闸不成功，应汇报值长，联系电气人员检查并处理。

5） 两台石灰石风机同时故障停止，应立即停止石灰石给料系统，将石灰石供给管线与锅炉隔离，尽快联系检修消除故障。如只有一台石灰石风机故障停止，则将该风机挡板关闭，启动另一台石灰石风机，开启其挡板，由其提供风量。 预防

a） 每小时检查1—2次风机的运行情况。 b） 轴承温度不得超过允许值。

65

c） 轴承冷却水不得中断。 d） 电动机的温升不得超过铭牌规定。

e） 风机及电动机的振动、串轴不得超过允许值。 f） 电机的负荷不超过铭牌规定。 g） 运行时应经常检查过滤网，防止脱落、松动，以免外物进入风机打坏叶轮。

11.17给煤机故障与断煤

11.17.1给煤机故障

现象

1) 事故报警鸣叫。 2) 给煤机转数指示为零

3) DCS给煤机的标志指示由红变绿。

4) 汽压、汽温下降，床温、炉膛温度下降。 原因

1) 给煤机混入较大的异物卡死。 2) 电动机或控制回路故障。 3) 轴承缺油损坏。。

4) 联轴器销子拆断或减速机故障。 5) 皮带跑偏或皮带断裂跳闸。

6) 小煤仓或机内积煤过多，导致给煤机跳闸。 处理

1) 单个给煤机损坏时，停止该个给煤机运行，适当加大另外三台给煤机的给煤

量尽量维持蒸发量。

2) 查明故障原因，予以消除，消除后投用。

3) 若两台给煤机同时故障，短时间内不能恢复，则适当减少负荷，维持运行；

待故障消除后恢复正常运行。

4) 若三台给煤机同时故障，短时间内不能恢复，且无法维持燃烧时，可按压火

操作执行（单炉运行除外）。 5) 待故障消除后，压火启动。

11.17.2 给煤机断煤

现象

1) DCS上煤量计显示变小或为零或固定不变。 2) 氧量表显示增大

3) 主汽温度温下降，汽压下降，断煤时间较长时，床温下降。 4) 锅炉汽温、汽压下降，负荷降低 原因

1) 给煤机卡死；煤中有杂物堵煤；电机空转。 2) 原煤仓的煤太湿，产生棚煤现象。 处理

1) 适当加大其他运行给煤机给煤量。

2) 立即开启仓壁振动器对煤仓、落煤管进行振打或换保险销。

3) 若三台给煤机同时断煤，且采取上述措施仍不能消除时，暂时压火停炉。并

66

尽快采取措施消除。

11.18 放渣管堵塞

原因：

1) 点火前炉内有着的异物或点火中出现的焦块未清理干净。 2) 风帽风眼堵塞或损坏，造成局部结焦。 3) 运行中床温控制过高，造成的结焦。 4) 炉膛内壁耐火砖局部脱落。 5) 有较大颗粒的煤块进炉内。 处理：

1) 当放渣管堵塞时，报告值长，适当提高燃烧室负压，派专人进行捅渣。 2) 捅渣人员应戴安全帽及专用面罩，穿着防护服，使用专用工具将渣管内的异

物捅碎放掉。

3) 当有灰渣向外喷出时，禁止捅渣。

若采取措施不能保证放渣时，适当降低负荷，请示压火或停炉后处理。

第二章 燃油系统运行规

1 燃油系统设备特性及限额

油罐： 容积：30m3

存油量：约25t 最高温度：50℃ 油泵#1、#2

型号：3Ｇ42*4／46 出力：4t/h 扬程：270m

电动机：YB2-132S-4 功率：5.5KW 转速：1450rpm 电压：380v 油枪特性：

型式：压力机械雾化 喷孔直径：1.8—2.2mm 喷油量：300--900kg/h 油类：#0轻柴油

2 油泵的启动、停用

2.1 启动前的检查。

1） 检查油泵检修工作是否结束，周围无油污杂物。 2） 盘动靠背轮2—3转正常，安全罩装入，电机接地线牢固。

67

3） 各油压表完整并投入，启动前应通知电气测定绝缘合格。 4） 油泵停用15天以上，启动前应通知电气测定绝缘合格。 5） 汇报值长，送上该油泵电源。 6） 检修后的试转，应有检修人员参加。 7） 备用油泵各阀门位置应在备用状态。 8） 启动前油泵进出口门开启 2.2 油泵启动后的检查 1） 转动方向正确。 2） 油泵声音及出口油压正常，振动不超限。 3） 油泵泵体不发热，不漏油。 4） 油泵出口、供油回油压力是否正常值。 2.3 油泵停用 1） 进油泵正常使用时，拉开其开关，缓慢关闭油泵出口门。 2） 停用泵需备用，可将各阀门置于备用状态，如需检修可将油泵出口的阀门关

闭，挂上危险牌，若需拉电源，应汇报班长，通知电气拉脱电源。 3 油车卸油操作及注意事项

1)油车来后，经过电子秤过磅完毕后，开至卸车平台并将卸油车软管接入泵 入口，软管和接头不可有漏油的现象。

2)开启卸油泵进口门，启动卸油泵，开启卸油泵出口门和油罐上油门。 3)卸油期间应经常检查油罐，油位是否上涨，防止益油。

4)油车卸完后，停止卸油泵、关闭卸油泵出入口门和油罐进油门。 4 正常运行与维护

应经常对燃油系统设备进行巡回检查，如发现不正常情况及时分析原因，联系有关人员进行处理。 1) 油罐油位正常。 2) 如发现有漏油现象，应汇报值长和专工，并通知检修人员及时修复。 3) 如遇下列情况，应立即停止运行中的油泵： 4) 油泵发生剧烈震动，撞击和磨擦声时。 5) 油泵或电动机的轴承温度不正常地升高，采取措施仍无效，且超过限额时。 6) 电气设备故障，必须停用油泵时。 7) 发生火警而不能扑灭时。

68

第三章 电袋除尘运行规程

一、 技术参数

电袋除尘器规格型号：FE151/2-1L2×3×1046-G 1 静电除尘器 序号 1 2 本体总阻力 本体漏风率 设计效率：设计煤种 3 校核煤种 保证效率： 4 5 6 7 8 9 10 11 稳定运行效率 壳体设计压力 室数/电场数 有效断面积/有效长度 长、高比 同极间距 单个电场长度/有效宽度 阳极板型式/材料/厚度 % Pa 个 m/m m/m Mm m/m mm 2项目 单位 Pa % 内容 ≤300 ≤2 % ≥80(电区) ≥80(电区) ±9Kpa 2/1 151/3.98 3.98/10.5 400 3.98/7.200 480板/SPCC/1.5mm 针刺线/不锈钢(针刺)+碳素钢(主12 阴极线型式/材料/总长度 2m 体)/5921m 313 14 15 比集尘面积 驱进速度 烟气流速 m/m/s cm/s m/s 69

22.23 7.24 0.88

16 17 18 19 通道数量 每台除尘器绝缘子数量 阳极振打方式 阴极振打方式 个 个 18 8 侧部机械锤振打 顶部电磁锤振打 阳极0.37KW/1台,阴极总7.5KW(瞬20 振打电机的型号、数量、功率 kVA 间)/8个 21 22 23 整流变压器型号、额定容量 每台除尘器配整流变压器台数 整流变压器重量 整流变压器适用的海拔高度/环个/个 台 t GGAJ02-1.0A/66KV/95KVA 1 1.66 24 境温度 25 26 27 每台除尘器灰斗数 灰斗接口尺寸 灰斗加热形式 m/℃ 1000/-10℃～50℃ 个 mm KW 6 400*400 30KW电加热 2 布袋除尘器 序项目 号 1 2 3 4 5 6 7 8 每台炉配置的除尘器数目 正常处理烟气量 校核处理烟气量 除尘器允许入口烟气温度 除尘器正常入口粉尘浓度 除尘器最大入口粉尘浓度 除尘设计效率 出口烟尘浓度 套 Nm³/h Nm³/h ℃ g/Nm³ g/Nm³ % mg/Nm³干烟气 1 310000 320000 160（正常） 45.2 65.1 99.95 30 单位 内容 70

9 本体漏风率 % 个 条 m² ￠mm×m mm ℃ ℃ m/min MPa Nm³/阀次 ≤2 4 1560 6273 160*8 m PPS纤维+PTFE基布 250/230 160 190 1.28 4英寸 0.2～0.3 3，3，5 1.0 10 仓室数 11 滤袋数量 12 过滤面积 13 滤袋规格 14 滤袋材质 15 滤袋间距 16 滤袋允许连续正常使用温度 17 滤袋瞬时最高工作温度 18 除尘器的气布比 19 脉冲阀规格 20 喷吹气源压力 21 气源品质 22 耗气量 3 电袋复合除尘器 序号 1 2 3 4 项目 电袋复合除尘器出口烟气浓度 电袋复合除尘器本体总阻力 电袋复合除尘器设计效率 电袋复合除尘器出口漏风率 单位 mg/Nm³ Pa % % 内容 30 ≤1200 99.95 2 二、布袋除尘器规程

1. 主要技术参数

1) 2) 3) 4)

型号： FE 型

制造厂家：福建龙净环保股份有限公司 处理烟气量：480000Nm3/h 除尘器出口烟气含尘量 ：〈30mg/m3

C 5) 除尘器入口允许最高温度：190。71

6) 入口烟气露点温度 7) 降尘效率： 〉99.95% 8) 仓室数： ４个 9) 滤袋数量：1560只

10) 除尘器耐压 ≤-9000pa 11) 清灰方式： 在线/离线清灰 12) 输灰方式： 气力输送

2．工作原理

1）概述

布袋除尘器由上集箱、中集箱、灰斗、导流板、支架、滤袋组件、喷吹装置、离线阀、卸灰阀、旁路系统及检测、控制系统等组成。整套除尘器还包括检修平台、照明系统、检修电源等。 2）工作原理

含尘气体由导流管进入各单元灰斗，在灰斗导流系统的指导下，大颗粒粉尘分离后直接落入灰斗、其余粉尘随气流进入中箱体过滤区，过滤后的洁净气体投过滤袋经上箱体、提升阀、排风管排出。随着过滤工况的进行，当滤袋表面积达到一定量时，由清灰控制装置（差压或定时、手动控制）按设定程序关闭提升阀，控制当前单元离线。并打开电磁脉冲阀喷吹，打落滤袋上的粉尘。落入灰斗中的粉尘借助气力输送系统送出。

离线清灰低压长袋脉冲除尘器为外滤式除尘器，即含尘气体在滤袋外，洁净气体在滤袋内，袋口向上。清灰功能利用差压或定时、手动功能控制离线阀关闭清灰仓室，启动脉冲喷吹阀喷吹，使滤袋变形，抖落灰尘。除尘器同时具有离线检修功能。 3）工艺流程

除尘器利用滤料捕获烟气中的尘粒。滤料捕获尘粒的能力决定除尘器的除尘效率。因此，整个除尘器的工艺流程可以简单描述为通过对经过除尘器的含尘气流的阻力控制，使滤料保持最大的捕获尘粒的能力，此控制即为周期性地对布袋清灰，防止气流阻力过大。

气流在进入除尘器后及进风总管内的导流板引导分别进入各灰斗进风管，气流流量由各过滤室的压力自行控制，压力低的过滤室气流流量将较大。因此，一旦一个过滤室的压差过大，更多的气流（含有更多的尘粒）将被赶往其他过滤室，直到各过滤室压差相似。在实际工况中，各过滤室的压差基本相同，如果某一过滤室的压差较高（高于设定值），该室将进入清灰程序；如果某一过滤室的压差一直高且清灰后无明显下降，说明该室滤袋有可能出现破损。

在灰斗上部设有进风管，气流由此进入过滤室，灰斗进风管中的气流分配系统将气流均匀分布到过滤室的整个截面。

过滤室中由花板分隔成净室（上箱体）和含尘室（中箱体）两部分。滤袋安装在花板上。含尘气流在过滤袋进入净气室（此过程即为过滤过程）时，滤袋外表面及流下一层灰层（灰粉层）。与滤袋材质相比，灰层更为细密。事实上，小的尘粒是由灰层捕获的，否则就能穿过滤袋。因此，新的滤袋在刚投入使用时，将有极细微的尘粒穿过滤袋逃逸，在烟囱口形成羽状烟，当布粉层形成后，羽状烟及消失。

为防止滤料的压力降过大，必须周期性地对滤袋进行清灰。滤袋清灰并不是

72

将滤袋上的灰层全部彻底清除，清灰后将残余少量有极细微尘粒组成的灰粉层，用于下一除尘过程中捕获极小尘粒。清灰利用脉冲气流实现，清灰过程是逐室、逐行进行的。过滤室执行清灰工序时处于离线状态。

烟气通过滤袋，去除绝大部分尘粒后，通过出风管和引风机，最后由烟囱排出。因此，对烟气处理过程的操作及对烟气处理设备——除尘器的维护必须考虑到对滤袋的适当保护。

3．布袋除尘器的投入及运行

A、投运前的检查

1) 如果布袋是第一次投入使用或使用过但离线清灰过了，为防止滤袋

的堵塞，就必须对滤袋进行预喷涂； 2) 检查所有烟气管道的门是否关闭； 3) 检查设备管道和接头是否泄漏；

4) 调整喷吹压力、脉冲频率、脉冲宽度； 5) 检查提升阀气源条件是否满足、畅通； 6) 开启输灰系统并全面检查其工作状态； 7) 检查每个过滤室的进风调节阀是否打开。

B、除尘器的预喷涂

1) 打开每一个除尘室的出口提升阀； 2) 关闭清灰定时器和脉冲阀；

3) 启动引风机，慢慢开启进入调节挡板至30%—40%；

4) 打开灰斗人孔门，持续向除尘器内注入预喷涂材料（石灰）； 5) 当每个仓的压差达到200pa时停止喷涂； 6) 盖上人孔门盖板；

7) 预喷涂后的除尘器正式投运前不可进入清灰；

C、除尘器的投运

1) 检查各除尘室的气动阀是否打开；

C 2) 各除尘室在线，锅炉烟气越过100。3) 启动过程中静止除尘器清灰；

4) 关闭烟气旁路门；

4布袋的清灰操作

布袋除尘器可采用手动和自动两种清灰方式： A、手动清灰方式

1) 当某一除尘室的压差达到 pa时需进行离线清灰； 2) 每次清灰只能进行一个室的清灰工作； 3) 关闭所需清灰的除尘室出口气动阀；

4) 启动该除尘室的清灰按钮，该仓清灰系统按顺序自动清灰； 5) 清灰结束后，打开该室出口气动提升阀；

6) 确认该室压差低于 pa后，进行下一室的清灰工作； B、定时清灰

1) 清灰开关选定“自动”“定时”位置；

73

2) 定时清灰间隔时间；

3) 到达设定时间后，先关闭1#室提升阀，1#室清灰指示灯亮，开始喷吹，喷吹结束后打开1#提升阀，1#室开始工作间隔20秒左右关闭2#室提升阀……依次完成所有仓室的清灰工作后进入下一周期 C、定阻清灰

选择开关选定“自动”“定阻”位置，除尘器差压达到设定值，开始清灰工序： 1) 1#室控制阀，1#室离线

2) 1#室清灰指示灯亮，开始喷吹清灰

3) 喷吹清灰结束后打开1#提升阀，1#室上线运行

4) 20秒后2#室开始离线清灰……依次完成所有仓室的清灰工作；

5) 如：清灰后除尘器的阻力仍高于设定值，清灰继续进行，直至除尘器阻力降于设定植；

D、布袋除尘器的旁通

除尘器的旁路系统是在非正常工作下为保护布袋除尘器而设定的一个旁路系统，即锅炉底部烟气不经布袋除尘器直接经引风机、烟囱排入大气。 下列情况需开启除尘器旁通

1) 烟囱温度要高于190℃ ； 2) 烟气温度低于100℃ ；

3) 锅炉燃烧过程中要投油助燃 ；

4) 引风机故障。最大负荷后仍不能维持炉膛设定压力。

5布袋除尘器的停运

1）打开除尘器的旁通阀；

2）依次关闭布袋除尘器的各除尘室提升阀； 3） 除尘器退出工作前，进行3次清灰； 4） 将灰斗内的灰尘全部清掉后关闭输灰系统。

6布袋除尘器的事故处理

A、布袋磨损现象

1) 除尘器出口含尘量增加；

2) 如布袋磨损较多；引风机负荷下降。 B、原因：

1) 灰斗积灰过高，仓泵故障引起无法输灰或输灰量减少； 2) 袋笼破损、弯曲；

3) 烟气温度长期过高或长时间低温运行； 4) 清灰频率过高。 C、处理：

1) 检查各室压差情况，如果一室压差过低，可基本判断该室布袋有破损 2) 退出该室运行，检查布袋出口处积灰情况，如果一布袋或数个布袋出现积灰较多，可基本判断该布袋破损

3) 如仅少数布袋破损，可用小铁块盖住该布袋出口，并断开该布袋吹扫电磁阀电源。

4) 如某一仓室布袋破损较多，就应该将该仓室布袋全换。

7低压脉冲袋式除尘器运行维护管理规定

74

A、除尘器的保养管理，其目的是保障设备在生产过程中正常运行。当除尘系统

C或高于190。C时必须通过旁路排出。 的正常进口温度低于100。B、每天在交接班次岗位时，必须：

1）观察烟气排放黑度，根据现场操作经验判断排放浓度是否正常。 2）检查上一班次的设备运行记录，确保气包压力和设备阻力正常。

3）如果接班时除尘器已经停止工作8小时以上，需参照除尘器用户手册从新设定（或确定）清灰系统的参数；启动风机进行空载运转，设定脉冲阀喷吹至少一个周期，然后才进行过滤。

C、每小时填写设备运行记录，包括除尘器入口温度，各仓室阻力差压和总的阻力；气包压力，风机转速、电流等参数。

D、根据现场情况，每2—4小时巡视除尘设备一次，检查全部脉冲阀喷吹是否正常，检查卸灰斗粉尘料位高度，检查卸灰装置是否正常。

E、每次停止生产时，必须保持风机继续运行。在除尘系统空载的情况下，继续喷吹2个周期循环，是粘附在滤袋上的粉尘抖落进卸灰斗，避免滤袋变硬而导致糊袋现象。

F、如果只有小部分滤袋破损，用铁盖在花板上密封滤袋口。在更换滤袋时，必须同一个除尘器内的整批滤袋全部更换，保证所有滤袋具有同等的阻力。 如果由于加工质量原因只能更换几条滤袋，需要把新滤袋袋口封闭，然后埋入灰斗几天，增加新滤料的阻力，使新滤袋与旧滤袋的阻力接近。 三、电除尘运行规程

电除尘器使用高压电源，在运行维护过程中，必须严格执行《电业安全工作规程》中有关规定，应特别注意人身和设备的安全。电除尘器操作人员及临时上电除尘器工作的人员，必须严格遵守电除尘器安全规程，并要有专人负责安全工作。

1工作人员的个人安全

1）电除尘器是高压设备，人身安全要特别注意，在整流变压器附近高压引入部位绝缘子室，设备投用时，人必须在安全距离之外。

2)控制室各控制屏及布线架沟、人孔门、高压设备均应挂上“高压危险”标志牌，严禁非操作人员乱动或接近。

3)凡在外壳高空检修或在电场内攀登于阴阳极部件、振打部件分布板部件等高空构件之上进行作业检查维修、测定时，工作人员必须戴上安全帽，系上 带有缆绳或自闭锁装置的安全带。

4) 电除尘器是属高温负压多尘的危险作业设备，故在运行期间不准用手或人体其他部位接触高温部件，检查时必须停机打开人孔门通风冷却，使温度降至40℃以下时，方可进入电场内作业。

5)电除尘器运行时处于负压状态，若当人孔门开着时，人接近人孔门有可能会被吸入电场内造成损伤，甚至高压电击事故，所以人孔门必须安全连锁。 6)停机后，人员如有必要进入电场内时，必须佩带安全帽和穿密封良好的保护工作服，靴子及手套等。

7)工作结束后，人员应该及时清洗，并做好有关的保护工作，以免所粘带烟尘感染人体。

8)如果电场内空气中氧气含量不到20%，或者空气中含有多种不同的烟气物

75

质，则必须借助压缩空气来供新鲜空气以供呼吸。 2进入电除尘器内部的安全措施 1）电除尘器检修必须严格执行工作票制度。并指定专人监护。

2）停炉后8小时打开人孔门通风冷却，首先要联系锅炉、引风机停运，停电

后并挂牌。 3）切断高压电源，打开控制柜内空气开关，取下保险并挂牌，高压隔离开关打接地位置，并取下安全连锁的钥匙，由检修来保管，待检修完毕还回运行处。

4）电加热器，振打装置停电，蒸汽伴热管停运，并挂牌禁止操作。 5）进入电除尘器前，必须将灰斗中的存灰排空。

6）遵守检修高压硅整流器的安全注意事项。 7）停止所有振打装置电动机运行，并采取有效防止起动措施。

8）切断高压硅整流器的安全开关或高压隔离开关，并加锁保险，高压隔离开

关调至接地位置。 9）入电场前应用接地棒将阴极系统接地。

10） 停止送、引风机运行，并采取有效防止启动措施。 11） 闭进出口管道风门、风门电动装置切断电源。

12） 打开所有检修门、使电场通风，待电除尘器出口温度降至40℃以下，方能入内工作。如要加速降温，可先开启引风机，使电场通风。

13） 如人员在电除尘器内工作，引风机在运行，则必须考虑人体承受能力和操作时的危险。同时，首先要将检修门锁定在开启的位置上，以防检修门突 然自动关闭，有害人体健康，并在醒目处挂有“电场内有人工作”的标示 牌。

14) 进入人员应注意电场内部各部件冷却速度的不同，以免烫伤。

15) 进入电场后，先检查一下是否存在有危险性的灰尘堆积层，如有应先设

法清除，以免发生意外，并应查明积灰原因。

16) 进入电除尘器内部至少应有两人，其中一人负责监护，监护应了解电除

尘器内部结构，掌握有关安全保护措施。

17) 检修结束后，要清点带进电场的检修工具，以免遗留在电场内，影响电

场功能。

3设备的安全检查 1） 定期要检查接地装置的接地性能是否良好，其他保护装置是否完好无损。 2） 检查所有控制柜和开关箱的锁是否保险，无关人员不可随便打开箱锁。 3） 电除尘器内使用的手提照明灯的交流电压不超过12V。 4） 检修高压硅整流器的安全注意事项

a） 切断高压硅整流器的电源，将安全开关处于关闭位置并加锁保险。 b） 检查高压控制柜面板上所有开关，使其全部处于关闭状态。

c） 在高压控制柜面板前显眼位置挂上一块写有“有人工作，严禁操作”字

样的标牌。 d） 检查接地线端头的接地情况是否良好。

e） 对高压硅整流器的高压部件用接地器材接地。 5） 除尘器的维护和保养。为了使电除尘器能长期有效地运行，达到预期的

除尘效果，必须认真做好设备的维护和保养工作。

a） 设专人对电除尘器运行和维护负责，负责人经专门培训，对电除尘器有

76

相当的经验，并具有处理各种问题的能力，操作人员也须培训，对电除尘器的构造和功能有充分的了解。 b） 操作人员必须每天对电除尘器设备运行情况进行认真记录。

c） 运行过程中，操作人员每班应对电除尘器认真巡视一次，检查振打机构

工作情况，以及其他可能出现的电气故障等，运行中出现的各种异常情况应按规定通知检修部门排除故障。 d） 电除尘器每次停机都应进行一次检查，清理电场，校正变形大的极板极

线，擦洗绝缘瓷件，测量对地电阻，排除运行中出现之故障。此外，每年中修一次，一般包括调整电极间距，更换易损件等，每三年左右（根据电厂大修期）进行一次大修，对电场作全面检查清扫、调整、更换影响性能或已经损坏的零部件等，并定期更换润滑油。

4投用前的检查 1） 检修工作全部结束，工作票必须全部终结。 2） 检修的所有临时安全措施已拆除。 3） 检查所有电场内、通道内、灰斗内是否留有工具和其他杂物。 4） 确认电机转向正确后，再依次投入振打电机、排灰装置，注意有无异常，旋

转机构是否灵活，电机保险断路应处于工作状态，检查传动机构油位高、低是否符合标准，振打点是否正中，检查锤头位置是否正常。 5） 检查各绝缘套管，瓷转轴，高压穿墙套管等绝缘件表面是否干净、有无裂纹。 6） 检查各加热器是否完好，温度继电器是否动作，同时调整好上下限。 7） 检查变压器是否有漏油现象。 8） 检查变压器是否按规定可靠接地，接地电阻应小于4Ω。 9） 确认电除尘器内已无工作人员。 10） 拆除阴极系统上的专用接地棒。 11） 锁上人孔门，投入安全连锁。 12） 关紧保温箱检修门并上锁。

13） 检查电气控制板上报警装置的功能是否正常。 14） 检查电源网络电压是否正常。

15） 检查进出口烟道风门开启情况，手动、电动是否灵活。

16） 测量本体接地电阻要求小于2欧姆,电气设备的接地电阻小于0.5-1欧姆。 17） 用2500伏兆欧表测定高压网络的绝缘电阻应大于1000兆欧。 18） 电除尘器外壳及高压整流变压器正极电缆联线应完好并紧固。

19） 用500伏兆欧表检查振打电机，卸灰电机及其电缆绝缘情况，其绝缘电

阻不低于0.5兆欧。

20） 高压隔离开关操纵机构应灵活、位置准确。 5电除尘器的启动投运 1） 投运前的检查工作完毕，所有的安全措施得以落实，有关人员已就位。 2） 各加热器在开始启动前8小时投运，以确保灰斗内和各绝缘件（绝缘瓷套、

电瓷转轴等）的干燥，防止因结露爬电而引起的任何损坏。检查各加热器系统的电流是否正常。 3） 打开进出口烟道（进出口连通烟道除外）上各挡板风门。 4） 起动引风机 5） 向电场通烟气预热以消除电除尘器内部机件上的潮气，预热时间依电场内气

体温度湿度而定，一般以电场出口端温度达到烟气露点以上即可。此时注意

77

放掉各绝缘子室内的水汽。如电除尘器出口烟气温度低于露点温度，则不应启用高压硅整流变压器。 6） 起动排灰系统 7） 锅炉点火前2小时，起动各振打机构，并置于连续振打位置。 8） 开动低压操作系统的各种功能，使报警和安全连锁，温测温控装置、灰位检

测、落灰输灰处于可控制运行状态。 9） 为防止油灰混合物粘在极板、极线上而影响以后电除尘器的运行，电除尘器

应该在锅炉燃烧完全正常，撤去油枪、运行稳定之后接锅炉通知合上高压控制柜的电源开关，然后按动起动按钮，开动高压控制系统各种动能，静待电场电压升至闪络点，使电场投入运行。

10） 热风吹扫系统启动时：电加热先投5分钟左右，然后启动风纪。停止时，

先关闭风机，在停止电加热。 6 电除尘器的正常运行工作 1） 当班人员应经常观察设备运行情况，发现异常情况应找出原因，排除故障，

除控制室外，每班至少有两次巡回检查变压器和各旋转部件的工作情况。 2） 主要检查内容

a ）各加热系统工作电流是否正常，电流偏低加热器可能损坏。 b）检查各指示灯及报警控制板的功能是否良好。

c）整流器指示的一次侧电流电压，二次侧电流电压是否正常。 d）检查振打轴是否转动，锤头锤击是否正常。（外面可以听到）。 3） 观察各电场火花率，振打周期、排灰程序，并在实际运行中逐步调到最佳状

态，直至有满意的除尘效率。 4） 必须每班对设备运行情况进行认真详细完整的记录，按时抄表，高压硅整流

设备的运行电压，电流值应在正常范围内，当工况变化时，应及时调整。 7检查电除尘器的本体部分 1）检查电除尘器的本体部分

a） 交接班及巡检时，逐个检查阴、阳极振打装置动作正常，应无异常杂音，

电动机及减速箱正常无异声，减速箱无渗油，油位正常，保险片完整。 b） 电场引入线不放电。

c） 振打就地控制盘内清洁，开关位置正确，振打机械牛油杯及时加油。 d） 检查进出口烟压、烟温正常，电场本体外壳入口及两侧烟道不漏风。 e） 检查卸灰情况，卸灰系统无堵塞，本体照明良好。 2）检查整流变压器

a） 变压器运行声音正常，无杂音，变压器外壳不漏油。 b） 两端部引线接触部分无发热现象。

c） 通风良好，照明充足，消防器材齐全。 d） 高压隔离开关位置正确，无打火现象。 e） 阻尼电阻完整无损，无放电现象。 f） 变压器，电抗器油温不得超过80℃ 3）检查低压配电设备

a） 盘上电压表指示正确，室内照明充足，消防器材齐全。 b） 各刀闸位置正确，各刀闸、保险器、电缆头接触部分无发热现象。 c） 电缆头不漏油。

4）当锅炉燃烧不正常时，应采取有效措施防止电除尘器内部发生爆燃现象。

78

8电除尘器的停运 1） 电除尘器值班员接到锅炉班长“准备停炉”通知后，降负荷投油运行时，当

排烟温度降至120℃时，可以停止高压硅整流设备运行。 2） 锅炉停炉后，待电除尘器内部的烟气全部排出后，可停止引风机运行。 3） 电除尘器高压硅整流设备停止运行后，所有振打装置应投入连续振打2-3小

时，然后停运。 4） 停止振打装置后，仍应继续卸灰，直至灰斗出净，关闭卸灰装置。 5） 关掉所有加热器系统、温测温控系统，灰位控制系统。 6） 关闭进出口烟道上风门。 7） 切断总电源。 (注；如属临时停运，可让振打装置和排灰系统正常工作) 8） 锅炉事故灭火或受热面泄漏后，应立即停止电场运行。 9 电除尘器运行中常见故障及处理方法 1）常见故障分析 a） 阴极线断裂

如果极线断裂，就可能造成电极短路，迫使电场停运。主要原因是制造中焊接不良，有虚焊、假焊现象，安装时螺栓、螺母止转焊接不良或漏焊，振打时松脱。

b） 振打失灵

如果振打机构发生故障，就会使放电极和集尘极上大量积灰，导致运行电流下降，火花增加，电晕封闭和电场短路。造成振打失灵的原因有可能是电气故障，也可能是机械故障，需仔细检查，并修复。

c） 绝缘子破裂

绝缘子包括支承绝缘瓷套、瓷转轴穿墙套管等，当锅炉启动时，燃油点火时间过长或电加热器损坏保温不良时，灰尘和湿气积聚在绝缘子表面后，表面绝缘电阻减小，在高压情况下易表面击穿，同时，有可能绝缘子受热不均匀而破裂，此时就需更换。

d） 灰斗堵灰、电场积灰形成短路

电场中大量积灰通常是由于灰斗或输灰系统故障而引起的。由于灰斗加热器损坏和保温不良，使落入灰斗的灰尘粘结或“搭桥”，或是由于输灰系统失灵，使粉尘不能及时排出，形成大量粉尘在灰斗中堆积，等灰尘达到电极时，形成了电场短路。

2）电除尘器运行中一般故障分析与处理 序号 故障现象 主要原因 处理方法 1) 电除尘器内有异物造成1) 清除异物。 二极短路。 2) 放电极断裂或内部零件2) 剪掉断线，取出脱落物。 控制柜内脱落导致短路。 空气开关3) 料位指示失灵，灰斗中3) 修好料位计，排除积灰。 1 跳闸或合灰位升高，造成放电极 闸后再跳对地短路。 闸 4) 放电极绝缘子因积灰而4) 清除积灰，擦拭绝缘子。 产生沿面放电，甚至击 穿。 79

2 3 5) 绝缘子加热元件失灵或5) 保温不良，使绝缘支柱 表面结露，绝缘性能下 降而引起闪络。 6) 低电压跳闸或过流，过6) 电压保护误动作。 1) 烟气温度低于露点温1) 度，导致绝缘性能下降，发生在低电压下严重闪 运行电压络。 低，电流很2) 振打机构失灵，极板、2) 小，或电压极线严重积灰，造成击 升高就产生穿电压下降。 严重闪络而3) 3、放电极振打瓷轴聚四3) 跳闸（二次氟乙烯护板处密封不 电流很大） 严，保温不好，造成积灰结露而产生沿面放电。 1) 煤种变化，粉尘比电阻1) 电压为正变大或粉尘浓度过高， 常值或很造成电晕封闭。 高，电流很2) 高压回路不良，如阻尼2) 小或电流电阻烧坏，造成高压硅表示指示 整流变压器开路 1) 高压部分绝缘不良。 2) 放电极与集尘极间距局部变小。 3) 电场内有异物。 电压较低，4) 放电极瓷轴室绝缘部位二次电流温度偏低而造成绝缘性过大 能下降。 5) 电缆或终端盒绝缘严重损坏，泄漏电流过大。 6) 反电晕现象产生 1) 放电极断线，造成二极二次电流短路。 表指示极2) 电场内有金属异物。 限值，二次3) 高压电缆或电缆终端盒电压接近对地短路。 零 4) 绝缘瓷瓶损坏，对地短路。 更换加热元件，修复保温。 检查保护系统。 调整锅炉燃烧工况，提高烟温。 修复振打失灵部件。 清除积灰，修复保温。 烟气调质，改造除尘器。 更换阻尼电阻。 4 1) 用兆欧表测绝缘电阻，改善绝缘情况或更换损坏的绝缘部件。 2) 调整极距。 3) 消除异物。 4) 检查电加热和漏风情况，清除积灰。 5) 改善电缆与终端盒的绝缘。 5 1) 剪掉放电极断线。 2) 消除异物。 3) 修复或更换损坏的电缆和终端盒。 4) 修复和更换瓷瓶。 80

6 二次电流表指针周期性摆动 二次电流表指针不规则摆动 二次电流表指针激烈振动 1) 放电极框架振动。 2) 放电极线折断后，残余段在框架上晃动。 1) 放电极变形。 2) 尘粒粘附于极板或极线上，造成极距变小，产生电火花。 1) 高压电缆对地击穿。 2) 电极弯曲造成局部短路。 1) 消除框架振动。 2) 剪断残余线段 1) 消除变形。 2) 将积灰振落。 7 8 1) 确定击穿部位并修复。 2) 校正弯曲电极。 9 1) 极板或极线积灰太多。 1) 消除积灰，检查振打系统，2) 放电极或集尘极振打装修复、故障部位。 二次电压置未启动或部分失灵。 2) 启动或修复振打装置。 正常，二次3) 电晕线肥大，放电不良。 电流很小 3) 消除积灰，检查振打系统。 二次电压1) 与二次电流表并联的保和一次电险器击穿。 流正常，二2) 电流测量系统断线。 次电流无3) 电流表指针卡住 读数 振打电机1) 保险片断裂。 运行正常，2) 链条断裂。 振打轴不3) 电瓷转轴扭断。 转 1) 振动轴安装不同轴。 2) 运转一段时间后，轴承耐磨套磨损严重，造成振打轴同轴度超差。 3) 振打锤头卡死。 4) 保险片安装不正确。 5) 锤头转动部分锈蚀。 1) 按图纸要求重新调整各段振打轴的同轴度。 2) 更换耐磨套，检查振打轴同轴度。 3) 清除锤头转轴处的积灰及锈斑，调整锤头垫片直至锤头转动灵活。 4) 按图纸要求重新安装保险片。 5) 除锈。 1) 更换保险器。 2) 确定断线部位并修复。 3) 修理或更换电流表。 更换损坏件。 10 11 12 保险片经常被拉断 81

13 电压突然大幅度下降 1) 放电极断线，但尚未短路。 2) 集尘极板排定位销断裂，板排移位。 3) 放电极振打瓷轴室处的聚四氟乙烯护板积灰、积露。 4) 放电极小框架移位。 1) 保温层脱落。 2) 漏风严重。 14 进出口烟气温差大 1) 剪除断线。 2) 将集尘极板重新定位，焊牢固定销。 3) 检查电加热及绝缘子室的漏风情况，排除故障。 4) 重新调整并固定移位的框架。 1) 修复保温。 2) 更换人孔门等漏风处的密封填料，补焊壳体脱焊或开裂部位。 1) 修复或更换损坏部件。 2) 取出异物。 3、消除块状积灰 1) 认真分析，确定原因，对电除尘器进行改造。 2) 调整气流分布。 3) 改善锅炉燃烧情况，消除漏风因素，调整振打周期，加强灰斗保温，各灰斗连续加热 4) 改善锅炉燃烧工况。 5) 认真研究，确定实际燃用煤种，若与原设计煤种差别太大，则需对电除尘器更新确定参数，进行改造。 6) 检修或更换。 15 卸灰器不转 1) 卸灰器及电机损坏。 2) 灰中有异物（振打零件、锺头、极线等） 3) 积灰结块未消除。 16 17 1) 设计电除尘器容量小。实际烟气流量超过设计值或振打不合适，二次扬尘严重。 2) 气流分布不均匀，分布板堵灰。 3) 冷空气从灰斗侵入，使尘粒荷电性能变弱，出电压、电流口电场尤为严重。 全正常，但 除尘效率4) 燃烧不良，粉尘可燃物不高 含量高。 5) 设计煤种与实际煤种差别大。 6) 高压电源不稳定，电压自调系统灵敏度下降或失灵，使实际操作电压低。 1) 烟气含高比阻粉尘较电流密度多。 小产生火2) 高压电流的电压峰值过花，除尘效高。 率降低 3) 运行初期电晕电压过高。 82

1) 控制粉尘的化学成分和比阻。 2) 烟气调质。 3) 改变电极形式。

18 高电压、低电流产生火花放电，除尘性能恶化。 比电阻相当高时产生反电晕。 1) 控制火花率，调节最大电压。 2) 烟气调质。 3) 改变供电方式（脉冲供电）。 3）电气方面的常见故障及处理 序号 故障情况 故障原因 排除措施 1) 一次电源供电故障。 2) 整流变故障，变压器 找出原因修理或更换经常记录 绝缘子击穿，高压开关电表读数，早期发现异常读数及1 控制失灵 接点打弧，高压系统漏故障。 电或短路，绝缘子污染。 3) 控制系统自身故障。 硅整流装置(1)可控硅击穿 更换零件 2 输出失控 (2)反馈量消失 检查有关元件和回路 (1) 安全连锁未到位闭合。 检查人孔门及开关柜门是否关控制回路及 闭到位。 3 回路操作不(2) 合闸线圈及回路断线。 更换线圈、检查接线 起来 (3) 辅助开关接触不良。 检修开关 送电操作(1) 回路元件接触不良 检查各元件及回路接线 时，控制盘(2) 灯泡损坏 更换 4 面无灯光信(3) 熔断器熔断 更换 号指示 (1) 仪表内部有毛病 修理、校验仪表 (2) 无触发输出脉冲 用示波器查输出脉宽及个数 调压时表盘(3) 快速熔断器熔断 更换 5 仪表均无指(4) 可控硅元件开路 更换 示 (5) 交直流取样回路断线 检查二次接线 (6) 交流电压表测量切换开检查开关触点 关接触不良。 闪络指示有(1) 外来干扰 对屏蔽接地检查 信号，而控(2) 闪络封锁信号转换五一加旁路措施，更换新件。 6 制屏其他仪节及元件损坏。 表不相应连动 闪络一次后(1) 闪络时第一次封锁脉冲改变参数调整脉宽 宽度过大。 二次电压不△v 7 再自动上升(2) 电压上升率+ 给增大给定电平 △t 定值过低。 而报警 带负荷升(1) 电流取样回路开路 检查二次接线 压，电压指(2) 电流表内部断线 测量取样电压值 8 示正常，电流指示为零 83

9 10 11 12 升压时一次电压调压正常，二次电压时有时无，并伴有放电声 油压报警跳闸，整流变排出臭氧味 油位信号动作跳闸报警 操作时油压报警跳闸 (1) 整流变二次线圈及硅堆有开路及虚焊点。 (2) 高压引线对壳体安全距离不够。 (3) 直流采样分压回路有开路现象。 整流变二次线圈或整流硅堆小桥击穿短路。 吊芯检查整流变，并将故障排除。 检查并装好高压引线 吊芯检查整流变并修复 吊芯检查整流变，损坏部位更换新品 整流变油面低于油位低限查明原因，排除故障，同时给整线 流变补充油至适当油位 瓦斯继电器内气体 打开排气阀排尽气体

84

第四章 锅炉辅机运行规程

1液力偶合器 1.1. 技术参数 型 号 YOTGCD750（二） YOTC750B（一） YOTGCD875（引） 额定输入转速（r/min） 1500 1500 1000 额定输入功率(KW) 800 1250 900 调 速 范 围 旋 转 方 向 从电机侧看 顺 时 针 顺 时 针 顺 时 针 510－1480转速 （0.2—0.97）×额定输入转速 365－960转速 1.2. 工作原理 调速型液力偶合器油泵轮、涡轮、转董外壳、导流管等组成。泵轮和涡轮对称布置，中间保持一定间隙，轮内有几十片径向辐射的叶片，运转时在偶合器中充 油，当输入轴带动泵轮旋转时，进入泵轮的油在叶片带动下，因离心力作用油泵轮内侧流向外缘，形成高压高速液流冲向涡轮叶片，使涡轮跟随泵轮作同向旋转，油在涡轮中由外缘流向内侧被迫减压减速，然后流入泵轮，在这种循环中，泵轮将原动机的机械能转变成油的动能和势能，而涡轮则将油的动能和势能又转变成输出轴的机械能，从而实现能量的柔性传递。

涡轮泵轮导流管输入输出转动外壳

85

转动外壳与泵轮相连，转动外壳腔内放置一根可径向位移的导流管，运转时，腔内的油随转动外壳一起以与泵轮相同的转速旋转，以圆周速度旋转的油环碰到固定不转的导流管头孔口，动能就变成未能，油环的油即自导流管流出，偶合器中的充油量只能与导流管孔口相齐平，只要改变导流管的位置，就能改变偶合器中的充油度，就可以在原动机转速不变的条件下实现工作机的无级调速。 1.3. 结构特征

本液力偶合器结构主要由箱体、泵轮、涡轮、导流管、进排油腔体、排油腔体、泵轮轴、涡轮轴等组成。 泵轮、涡轮和转动外壳均采用高强度铝合金铸成，具有重量轻强度高的特点。 供油腔体及排油腔体分别固定在箱体的输入端及输出端，兼做泵轮轴、涡轮轴的轴承座，旋转部件通过泵轮轴和涡轮轴及轴承由箱体支撑，全部采用滚动轴承，结构紧凑。

箱体上装有供油泵，由泵轮轴上齿轮带动。

风机启动时，导流管处于零位，工作油不进入工作腔。改变传给电动执行器的信号，电动执行器将带动导流管作直线移动，从而改变导流管在转动外壳内的径向位置达到无极调速。采用连杆机构调速比较平稳，导流管随连杆移动到最外侧位置时为最高转速。

导流管装载排油腔体上，转动外壳内的油通过导流管排出，直接进入箱体。 涡轮轴上装有测速齿轮，输出端盖上装有磁性转速传感器，输出转速通过传感器可在二次仪表上显示。 1.4. 油路循环系统图

压力表温度计进油腔轴承冷油器溢流阀轴承旋转工作腔油泵导流管排油管温度计滤油器箱体油箱 86

1.5. 启动前的准备和检查

6.1.5.1 偶合器工作油应采用L-AN32机械油，严禁用混合油，油质需清洁。 6.1.5.2 偶合器使用前向箱体内加油，使油位达到油位窗最高位置，严禁加油过

多否则旋转部件与油接触会造成严重油过热。一次加油量约540L（不包括冷油器、管路等充油量）。

6.1.5.3 启动前应将导流管全部插入，置于最低转速位置，主电机启动后逐步调

节导流管至所需转速。正常停机前，也应将导流管置于最低转速位置，然后停机。

1.6. 运行规范

6.1.6.1 偶合器工作油压进压应≥0.07Mpa, 低于0.05Mpa时报警，低于0.03Mpa

时主电机联锁跳闸。

6.1.6.2 偶合器工作仅有温度应 ≤60℃，偶合器排油温度应≤85℃。 1.7. 检查与维护 1） 当油压低于0.05 Mpa时，应停机清洗油泵吸口滤网。 2） 应定期检查油箱油位。停机使油位应在最高油位线；运转时不能低于最低油

位线；定期检查油的质量，如发现变质，及时更换。 3） 冷却器应根据水质情况，定期进行检查和清洗。 4） 应定期检查轴承，发现异常声音应及时拆检 2 微正压皮带给煤机 2.1概述

NJGC-30微正压称重式胶带给煤机是一种带有电子称重装置及调速输送装置的带式给料机,可以将煤块精确地定量输送到磨煤机或锅炉。主要用于火力发电厂的锅炉给煤中，是燃煤锅炉的重要辅助设备。设备具有耐压密封的外壳设计压力为35KPa，可长期在5200Pa以下的微正压状态运行，避免锅炉热风通过排料口回入给煤机。

煤块从进料口经进口煤阀门进入给煤机，由输送皮带机向出口方向输送，皮带机中部装有进口称重传感器和称重托辊检测皮带上的煤载荷量，并以4～20mA的称重信号馈至控制系统。皮带机由西门子变频器控制的变频电机驱动，电机根据DCS系统发送的4～20mA指令改变转速。煤载荷量与转速的乘积反映了煤输送率的大小。通过这样的检测和控制可保证给煤机按照所要求的输送率恒流量的向锅炉输送煤块。

称重托辊处装有自标定砝码，需要时用户可以通过给煤机外侧的操纵手柄给称重传感器施加标定砝码，以便对称重系统进行标定。 输送皮带机下方装有刮板清扫链装置，用以清扫散落于给煤机下部的煤块及煤灰。给煤机在工作过程中，胶带上粘结的煤被清洁刮板刮落正压密封风也会吹起机内的煤灰，如果不及时清除，积聚栽给煤机底部的煤层可能引起自燃。同时积层增加会影响皮带机的运转连续运行。

给煤机的出口处装有电动煤阀门，在维护时可防止锅炉重热风上冲。机体底部设有密封风进口法兰，密封空气由此处进入，确保机体内的正压压力，补充从进、处煤口泄露的空气量。

给煤机中设有断煤、堵煤、高温电接点等报警信号输出。断煤信号装置安装在输送皮带上方，皮带上无煤或有分别输出断、通触点信号；堵煤信号装置在给煤机的出口处，正常运行时触点断开，如给煤机出口发生堵煤，触点导通，向DCS系统发出堵煤报警信号，当堵煤报警连续保持10秒钟时，DCS系统应立即

87

停机，以防由于大量堵煤而损坏清扫机构。在机体上方装有电接点温度计，若机内温度高于设定值，接点导通，产生高温报警。 机体的前、后端和中部分别装有观察窗，可从外部观察设备的输煤状况和称重传感器和称重托辊的工作状态。对应三处观察窗位置设有三个具有密封结构的照明灯，供观察内部状况时照明使用。 2.2主要技术参数

额定出力：8-24t/h 输送角度: 0°

长期运行温度：≤50℃ 长期工作压力：≤5200Pa

皮带驱动电机功率：4KW (变频调速) ； 电压：380V 清扫电机功率：1.5KW ；电压：380V 瞬时流量输出信号：4—20ma 秤重信号精度：±0.5% 2.3设备运行

正常运行时，设备控制系统处于遥控状态下工作。中控室发出启动指令并向变频器提供4～20mA的转速指令，变频器按照4mA为0HZ、20mA为50HZ的线性关系调整皮带驱动变频电机的供电频率，实际转速考虑到电机不允许在10％满度转速以下运行，故如果中控室发出的4～20mA的转速指令低于10％满度转速以下变频器仍按10％满度转速控制电机运转。同时变频器向中控室发送对应于实际频率的4～20mA的转速信号。称重系统检测皮带上的煤层负荷，经积算器发送4～20mA的瞬时流量4～20mA信号。中控室接受积算器发送4～20mA的瞬时流量4～20mA信号，与设定的瞬时输煤量比较，经运算后修正皮带的设定带速，以4～20mA的转速指令送至变频器调整皮带速度，（变频器最低输出频率为3.75HZ），致使满足输煤量的要求。 2.4维护和保养

给煤机应定期检查、保养和调整，以确保安全、可靠运行。 1） 给煤机投入正常运行以前，必须检查给煤机的工作状态，包括皮带驱动的正、

反转、清扫刮板链的运行、上下煤阀门的开启和关闭及其到位保护触点等状态。 2） 设备运行中应每月检查皮带的张力，观察张力辊高度指针位置，发现张力辊

位置过低时，及时调整皮带张力。 3） 按下述润滑制度进行定期润滑：

a） 每月对皮带前后滚筒轴、清扫链轴和皮带减速机、清扫减速机进行润

滑。

b） 每三个月对上下煤阀门、有煤装置、堵煤装置进行润滑。

c）每半年检查一次称量装置的状态，包括称量托辊的高度、横向限位钢丝绳的张紧状况和水平位置、托辊转动灵活性、标定砝码抬升与放下的位置等。并进行标定一次。

3 冷渣机

3.1机构与工作原理

SFS-Ⅱ-15L型冷渣机由进料室、出料室、装有一组蜂窝状的冷轧通道的转子、驱动装置、基架、断水保护装置等组成。工作时先开通冷却水，并达到所需冷却水量，接通电源，转子在驱动装置的带动下低速转动（0-2转/分），

88

高温炉渣进入进料室；转子与水平成一定夹角,高端设有进渣口,低端设有出渣口,转子每转动一周炉渣也随之转动一周,并沿下坡滚楼一定距离，随着转子的连续转动，炉渣也在冷却通道内连续滚动与换热面交替接触，并将热量传递给冷却通道内的冷却水，加热后的冷却水由疏水母管进入除氧器，余热得到回收。因为炉渣在冷却通道内是由高端向低端滚动的，所以金属与炉渣之间的摩擦系数很小，金属壁面的磨损也很小。

主要技术资料 序号 1 2 3 4 名 称 型 号 额定排渣量 进渣温度 进渣粒度 参 数 SFS-Ⅱ-15L 0-15T/H ≤1000℃ 0—30mm 序号 5 6 7 8 名 称 进水温度 出水温度 排渣温度 进水压力 参 数 序号 9 10 11 12 名 称 传动方式 冷却水量/吨渣 配用动力 电机电流 参 数 齿轮 除盐水4t/h 11KW ？A 35℃ ±5℃ ≤90℃ ≤100℃ ≤2.0MPa 3.2运行规范 1） 冷渣机启动之前，减速机内应先加注润滑机油，测电动机绝缘，检查仪表等

是否正常，转子转动方向是否与设备上指示方向一致，确定无误后启动皮带输送机等输渣设备。 2） 冷渣机的冲洗：打开冷渣机出水管及进渣管上的排污门，关闭冷渣机出水管

及进渣管上的冷却水出水阀门，打开冷渣机及进渣管的进水门，使流量大于设定值。 3） 启动电动机，使滚筒转速保持在0.5转/分，直到排污门处的水质达到锅炉进

水标准。 4） 投渣运行：全开冷渣机及进渣室上的出水门，打开冷渣机和进渣室的进水门，

使流量达到流量控制器的设定值。关闭冷渣机出水管及进渣管上的排污门，启动电动机，使滚筒转速保持在0.5转/分。打开进渣管上的插板门，热炉渣进入冷渣器。用30—60分钟时间把冷渣机转速缓慢增加到所需转速。控制出水温度≤85℃，超过此值立即降低转速或停机。 5） 冷渣机启动后，检查电动机，各仪表运行是否正常，有异常及时处理。 6） 冷渣机停运：关闭进渣管上的插板门，操作控制器，停止冷渣机转动，1小

时后关闭冷渣机进水门。 3.3运行维护 1） 每班巡检检查冷渣机的运行情况。如电机、水封等运行状况，发现问题及时

解决。 2） 每周定期给托轮、后轴承加注黄油一次。 3） 每班巡检检查减速机油位，并及时补充到位。 3.4注意事项 1） 冷渣机启动之前，必须先全开冷渣机出水门，然后打开进水门，使冷却水流

量达到流量控制器的设定值；进水压力＜0.8MPa；流量控制器必须可靠的投入。不得擅自解列流量控制器的控制运行。确需解列时应派专人监控冷却水进水压力和出水温度。 2） 保持冷渣机内有一定的冷态渣，以免在再次启动时因瞬时排渣量过大影响冷

渣机运行。

89

3） 冷渣机停运一小时后停冷却水。 4） 为了使锅炉和冷渣机稳定正常运行，应采用连续排渣的运行方式。 3.5故障与排除 序号 故障现象 故障原因 排除方法 a. 进渣口有大焦块堵塞 关闭闸板门，有事故放渣门清理大焦块 出渣口不b.炉下渣口哟大焦块堵 打开事故放渣门，清理渣1 出渣或渣管大焦块 量少 c.冷却筒体堵塞 关闭闸板门，拆下冷渣机进渣管清理 a.进渣管或冷却筒体堵冷却水进同上 2 出水温差塞 小 b.冷却水量过大 适当减少冷却水量 a.冷却水量过小或超额适当增加冷却水量或降低冷渣机转速 冷却会温定排渣量 3 度过高 b.没有冷却水 立即停止冷渣机运行通入冷却水 a. 没有冷却水 通入冷却水 b.冷却水量小，达不到流加大冷却水量超过流量控冷渣机不量控制器设定流量 制器设定值 4 能启动 c.变频器没有接通电源 接通电源 d.变频器参数设定不对 设定正确参数 a.前、后动静结合处摩擦 调整间隙 b.后轴承进灰或缺油 清洗轴承或注油 5 电机过载 c.减速机、电动机损坏 维修或更换 d.托轮轴承缺油或损坏 注油或更换 4 空压机 4.1空压机基本参数：

我厂采用四台空压机其型号是SA-200A 是由复盛实业（上海）有限公司生产。 基本参数： 排气 35.1 m3/min

排气压力 0.75MPa 电机功率 200kw 电机转数 1480r/min

与之相配套的冷干机是由杭州山立净化设备有限公司制造其型号是SLAD-40HTF,基本参数如下:

入口压力 0.61~1.0MPa 额定电压 380V 额定功率 4.3Kw 处理能力 43.5N m3/min 入口温度 ≤80℃ 制冷剂 R—22 额定电压 380V 额定功率： 9.3Kw 4.2基本结构

我厂所用喷油螺杆式压缩机，系一种双轴容积式回转型压缩机。进气口开于机壳之上端，排气口开于下部，一对高紧密度主、辅转子，水平且平行装于机壳

90

内部，主转子有五个形齿，副转子有六个形齿。主转子直径大，副转子直径小。齿形呈螺旋状，两者齿形相互啮合。主、副转子两端分别由轴承支承定位。 电机与主机的传动方式：采用弹性联轴器直接传动，弹性联轴器以一套联轴器（主动端、从动端）传递动力面间由弹性体隔开，将电动机与主机结合在一起，再经一组高精度增速齿轮将主转子转速提高，达到设计转速。

电动机经联轴器、增速齿轮带动主转子。由于两转子相互啮合，主转子即直接带动副转子一同旋转。冷却润滑油由压缩机机壳下部经由喷嘴直接喷入转子间啮合部分，并与空气混合，带走因压缩而产生的热量，达到冷却效果。同时形成油膜，防止转子间金属与金属直接接触及封闭转子间和机壳的间隙。喷入所谓润滑油亦可减小高速压缩所造成的噪音。由于排气压力的不同，喷油的重量约为空气重量的5-10倍。 4.3工作原理 1） 吸气过程

当转子转动时，主副转子的齿沟空间在转至与进气口连通时，外界空气开始向主副转子的齿沟空间充气，其空间随着转子的回转这两个齿间容积各自不断扩大临界至封闭时最大，此时转子的齿沟空间与进气口之空间相通，外界空气及进入阴阳转子齿沟内。当空气充满了整个齿沟时，两转子的进气侧端面及外径螺旋线转至机壳的密封区，在齿沟间的空气即被封闭，进气停止。这即是进气过程。 2） 封闭压缩及喷油过程

主副转子在吸气终了时，其主副转子齿外缘会与机壳封闭，此时空气在齿沟内封闭不在外流，即封闭过程。两转子继续转动，由于阴、阳转子齿的相互侵入，阴、阳转子齿间封闭容积渐渐减少，齿沟内的气体逐渐被压缩，压力提高，直到该齿间容积对于排气口相连通为止。此即压缩过程。而压缩的同时润滑油亦因压力差的作用而喷入压缩室内与空气混合。 3） 排气过程

当阴、阳转子的封闭容积转到机壳排气口相通时，（此时压缩气体的压力最高）被压缩的气体开始排出，直至两转子的齿间容积为零，即完成排气过程，随着转子的继续回转，上述过程重复进行，开始吸气过程，由此开始一个新的压缩循环。

4.4操作规范 1）开机前检查

a）油气桶放水：慢慢打开油气桶的泄油阀，将停机时的凝结水排出，直到有润滑油流出时，立刻关闭。注意打开油气桶油阀前，务必先确认油气桶内无压力。

b）检查油位：确认油位在油位计的上下限之间，最好在中间位置。观察油位应在停机后十分钟进行，运行时油位稍低。注意润滑油使用厂家专用冷却液，不可混合其它不同牌号的润滑油，加油时确定系统内无压后进行。 c）辅助设备准备：送电，通冷却水，打开出口阀，启动冷干机运行。 2）开机。

控制面板通电后：电源信号灯亮，OFF灯亮，时间显示为工作累计时间/Hr，温度显示为排气温度/℃，压力显示为排气压力/MPa .按ON键，ON指示灯亮，OFF灯灭，空压机启动，2秒后空压机加载运行。

3）停机。 按OFF键即可，OFF灯亮。主电机断电，空压机停车。 4.5运转中注意事项

91

1） 当运转着那个有异音及不正常振动时应立即停机。 2） 运转中管路及容器内均有压力，不可松开管路螺塞，以及打开不必要的阀门。 3） 在长期运转中发现油位计上的油看不见，且油温逐渐上升时，应立即停机，

停机十分钟后观察油位，若不足使待系统内部没压力时再补充润滑油。 4） 后部冷却器内会有凝结水，每次关机后，确认系统无压力后，放净凝结水否

则再开机时水分会被带到系统中 5） 定期清洗Y型过滤器内滤芯，避免阻塞凝结水的排放否则凝结水分会被带到

系统中。 6） 运转中每1小时检查仪表，记录电压、电流、排气压力、排气温度、油位等

参数。

4.6空压机换油步骤 ： 1） 将空压机运转，使油温上升，以利排放，然后停运。 2） 当油气桶存有0.1－0.2MPa压力时，打开泄油阀。由于有压力，泄油速度很

快，但容易喷出，应慢慢打开，以免润滑油四溅。 3） 润滑油放完后关闭泄油阀，打开加油口盖注入新油。注意必须将系统内的所

有润滑油放净，包括管路、冷油器、油气桶内。 4） 加入新油。 4.7日常保养

1）运行500小时：

a)新机使用后第一次换油过滤器。

b)空气滤芯取下清洁，用0.2MPa以下低压空气由内向外吹干净。 c)更换润滑油

２）运行1000小时：

a)清洁空气滤清器

b)检查检视管接头紧固螺栓及紧固电线端子螺丝 ３）运行2000小时或6个月：

a)检查各部管路

b)更换空气滤芯和油过滤器 ４）3000小时或1年：

a)查进油阀动作情况及阀板是否关严。 b)检查三向电磁阀 c)检查泄放电磁阀 d)更换油细分离器。 e)检查压力维持阀 。

f)清洗冷却器，更换O形环。 g)更换空气滤芯、油滤芯。 h)电动机加注润滑油脂。 i)检查启动器的动作情况

j)检查各保护压差开关是否动作正常。 5） 运行6000小时：更换空压机冷却液 6） 每2000小时或4年：

a)更换机体zhpou各油封，调整间隙。 b)测量电动机绝缘，应在1MΩ以上。 4.8 事故处理

92

项目 故障原因 1. 保险丝烧坏 2. 保护继电器动作 3. 启动继电器故障 无法启动4. 启动按钮接触不良 （一） （电气故5. 电压太低 障灯亮） 6. 电动机故障 7. 机体故障 8. 欠压保护继电器动作 1. 电压太低 2. 排气压力太高 3. 润滑油规格不对 4. 油细分离器堵塞（润滑油压高） 5. 压缩机本体故障 6. 电路接点接触不良 故障现象 故障处理 1. 请电气检修处理 2. 请电气检修处理 3. 请电气检修处理 4. 请电气检修处理 5. 请电气检修处理 6. 请电气检修处理 7. 手盘机体不动联系厂家 8. 请电气检修处理 1 .请电气人员检修供电系统 2 查看压力显示值,如超过设定压力,调整压力参数 3. 检查油号,更换油品 4. 更换油细分离器 5. 手动机体,若无法转动时,请联系复盛公司服务单位 6. 检修 1. 检查消耗量,必要时增加压缩机 2. 清洁或更换 3. 检查调整 4. 重新调整设定压力 5. 重新设定调整 运转电流高，压缩机（二） 跳机（电气故障灯亮） 1. 空气消耗量大(压力在设定值以下运运转电流行) （三） 低于正常2. 空气滤清器堵塞 值 3. 进气阀动作不良 4. 容调阀调整不当 5. 压力设定不当 排气温度1. 环境温度过低 低于正常（四） 2. 温度传感器故障 值(低于3. 热控制阀故障 70℃) 1.风冷式冷却器可将热风排至室内 2. 更换温度传感器 3. 更换热控制阀 1. 检查油面如低于“L”时请1. 润滑油量不足 停车加油至“L～H”之间 2. 环境温度高 2. 增加排风,降低室温 排气温度3. 润滑油规格不正确 3. 检查油号.更换油品 高,空压机4. 热控阀故障 4. 检查油是否经过油冷却器自行停机,5. 空气滤清器不清洁 冷却,如无则更换热控阀 （五） 排气高温6. 油过滤器阻塞 5. 以低压空气清洁空气滤清指示灯亮7. 冷却风扇故障 器 (超过设定8. 风冷冷却器风道阻6. 更换油过滤器 值100℃) 塞 7. 更换冷却风扇 9. 温度传感器故障 8. 有低压空气清洁冷却器 9. 更换 空气中含1. 油面太高 1. 检查油面并排至“H”与“L”（六） 油份高,润 之间 滑油添加2. 回油管限流孔阻塞 2. 拆卸清洁 93

(七) (八) 周期减短,3. 排气压力低 无负荷时 空气滤清4. 油细分离器破损 器冒烟 5. 压力维持阀弹簧疲劳 1. 压力变送器故障 2. 三向电磁阀故障 3. 延时继电器故障 无法全载4. 进气阀动作不良 运行 5. 压力维持阀动作不良 6. 控制管路泄露 7. 泄放电磁阀故障 无法空车,1. 压力变送器故障 空车时表2. 进气阀动作不良 压力仍保3. 泄放阀电磁失效(线持工作压圈烧损) 力或继续4. 气量调节膜片破损 上升,安全5. 电脑板故障 阀动作 1. 进气过滤器阻塞 2. 进气阀动作不良 压缩机风3. 压力维持阀动作不量低于正良 常值 4. 油细分离器堵塞 5. 泄放电磁阀泄露 6. 容调阀调整不当 1. 管路泄露 2. 压力下限压差设定空重车频较小 繁 3. 空气消耗量不稳定 4. 压力维持阀阀芯封不严,弹簧疲劳 3. 提高排气压力(调整压力上下限至设定值 4. 更换新品 5. 更新弹簧 1. 更换新品 2. 更换新品 3. 请电气人员检修更换 4. 检查调整 5. 拆卸后检查阀座及止回阀片是否磨损,如磨损更换 6. 查泄露位置并锁紧 7. 更换新品 1. 检修,必要时更换 2. 检查调整 3. 检修,必要时更换 4. 检修更换 5. 更换 1. 清洁或更换 2. 拆开检查 3. 拆卸后检查阀座及止回阀阀片是否磨损,如磨损更换,如弹簧疲劳更换之 4. 检修,必要时更换 5. 检修,必要时更换 6. 重新调整容调压力 1. 检查泄露位置并锁紧 2. 重新设定(一般压差为.2MPA) 3. 增加储气罐容量 4. 检修或更换阀芯，弹簧、 1. 检查 2. 检查进去阀是否关严 3. 请电气人员检修更换 4. 检修，必要时更换 5. 更换 (九) (十) 1. 进气止回阀不严 停机时油2. 重车停机 雾从空气(十一） 3. 电气线路错误 过滤器冒4. 压力维持阀泄露 出 5. 油细分离器破损 5.冷冻式压缩空气干燥机 5.1 原理

94

本机是根据冷冻除湿原理，将压缩空气强制通过蒸发器进行热交换而降温，使压缩空气中气态的水和油经过等压冷却，凝结为液态的水和油，并夹带尘埃，通过自动排水器排出系统外，从而获得洁净的压缩空气。 5.2冷冻式干燥机 规范 序号 1 2 3 4 5 6 7 7 8 9 10 11 12 13 项 目 型 号 空气处理量 工作压力 入口空气温度 冷却方式 风扇功率 风扇风量 适应环境温度 适应工作制 设计压力露点 电源 压缩机功率 空气接管口径 压力损失 技 术 参 数 SLAD-40HTF 43.5Nm3/min 0.6～1.0MPa ≤80℃ 风冷 6×240W 6×5180m3/h ≤38℃ 连续工作 2-10℃ 380/220V/50HZ 7.83KW DN100 ≤工作压力的5％ 14 制冷剂 R-22 15 重量 870KG 16 长×宽×高 2330×1350×2177 5.3操作 1） 启动

a） 接通电源，此时面板上电源指示红灯亮。

b） 按下绿色启动按钮，待启动指示绿灯亮，5分钟后，待启动指示

灯灭，压缩机开始工作，运行指示绿灯亮。

c） 检查压缩机运转是否正常，有无异常响声，冷媒低压表指针应在

0.3－0.5正常范围内（R22制冷剂）。

d） 如一切正常，再开启空压机和相关阀门向冷干机送气，并关闭旁

路空气门，此时空气压力表会指示出空气出口压力。 e） 观察5－10分钟后，经冷干机处理后的空气可达设计的压力露点

2－10℃，此时冷媒高、低压表指示正常范围如下：

冷媒低压：R22及R407C 0.3-0.5Mpa R134A 0.1-0.3Mpa 冷媒高压：R22及R407C 1.2-1.8Mpa R134A 0.7-1.1Mpa f）缓慢开启自动排水阀，排出冷凝水。

95

5.4停车

a）打开旁路阀，查压缩空气继续流入下游管道，关闭冷干机出口阀门。 b）关闭冷干机的进口截止阀，并将冷干机泄压。

c）按红色停止按钮将冷干机关闭，并切断电源，打开手动排污门放尽残余冷凝水，避免冷凝水因环境温度过低结冰而损坏冷凝器。

5.5日常运行的注意事项

a）经常观察自动排水器的排水情况，以确认干燥机工作是否正常。

b）风冷式干燥机，为使冷凝器进出风道畅通，不得在装有通风槽的箱板旁放置堆积杂物。

c）不宜频繁切换干燥机开关，干燥机停机后，至少间隔10分钟方能进行第二次启动，以免损坏压缩机。 6.气体输灰设备

6.1技术数据表

a)

系统性能参数

系 统 主 要 技 术 参 数 按除尘区域分别填写 输送系统设计出力 输送压力 输送气灰比（Kg/Kg） 输送起始速度 输送末端速度 吨米气耗量 不更换备品备件最长运行时间 b)

设备性能参数

A. 除尘器区域仓泵及配套附件（每台炉）：

除尘器区 泵体直径 制造厂 有效容积 装灰量(比重0.75) 1.5m³ 0.9t 静电除尘区 Φ1500mm 上海隆麦 1.2m³ 0.375t 布袋除尘区 Φ1200mm 静电除尘区 25.2t/h 0.2-0.3Mpa ≥32 3-4 9-10 0.838 3年 布袋除尘区 6.3t/h 0.2-0.3Mpa ≥32 3-4 9-10 0.838 3年 96

除尘器区 排灰口直径 型 式 数 量 设计压力MPa 出力(t/h) 工作温度℃ 仓泵材质 仓泵(承压)使用寿命 手动检修阀(配供) 波节补偿器(配供) 变径接管(配供) 其他配供阀门、仪表 B. 仓泵进、出灰阀

型式及型号 数量 驱动方式 规格 阀体材料 阀芯材料 密封圈材料 密封面寿命 静电除尘区 DN150 下引式 2 1.0 25.2 ≤200 Q235 10年 400X400 DN200 400X400/DN200 布袋除尘区 DN150 下引式 4 6.3 Q235 10年 400X400 DN200 400X400/DN200 压力表、手动闸阀D、旋启式止回阀等 气动进料阀 耐磨陶瓷双插板阀 1台/仓泵 气动 DN200，PN1.0RF 铸钢 不锈钢 陶瓷 ≮7200 气动排气阀 气动球阀 1台/仓泵 气动 DN50，PN1.0RF 铸钢 不锈钢 四氟 ≮7200h C. 仓泵进、排气阀（随仓泵配供）

型式及型号 数量 驱动方式 规格 气动进气阀 球阀 1台/仓泵 气动 DN50 闸阀 手动插板门 1台/仓泵 手动 400X400 97

止回阀 止回阀 1台/仓泵 直联 1’’ 气动排气阀 球阀 1台/仓泵 气动 DN50 阀体材料 阀板材料 密封面材料 密封面寿命 D. 吹堵装置

型式及型号 数量 驱动方式 规格 阀体材料 阀板材料 密封面材料 密封面寿命 E. 料位计

参数 制造厂商 型 号 型 式 台 数 安装方式 灵敏度 铸钢 不锈钢 四氟 21000h 铸钢 不锈钢 石棉绳 35000h 铜 铜 四氟 35000h 铸钢 不锈钢 四氟 ≮7200h 气动吹堵阀 球阀 1台/仓泵 气动 DN50 铸钢 不锈钢 四氟 21000h 电控助吹阀 球阀 1台/仓泵 气动 DN25 铸钢 不锈钢 四氟 150万次 止回阀 无 1台/仓泵 无 无 无 无 无 35000h 气动倒灰阀 无 1台/仓泵 无 无 无 无 无 ≮7200h 仓泵料位计（随仓泵配供） 平迪凯特 RF6000系列 射频导纳型 1台/仓泵 螺纹 0.15-1000Pf 灰 库 无 无 无 无 无 无 F. 气力输送系统中所用气动阀门(每台炉)

名称 制造厂商 型式 压力等级 PN 尺寸mm 数量

管路切换阀 出料阀 上海隆麦 进气阀 闸阀 1.0 DN100/DN150 2/2 98

陶瓷闸阀 1.0 DN100/DN150 2/1 球阀 1.0 DN50 1 设计和使用条件： 流体种类 设计压力MPa 设计温度℃ 阀板材料/使用寿命 密封圈材料/使用寿命 操纵形式(手动、电动、气动) 执行器及附件 执行器型式 操作方式 7.灰库及主要设备技术参数 7.1灰库

粉煤灰 粉煤灰、压缩空气 1.0 ≤200 不锈钢/10年 四氟 气动 配回讯器 电磁阀 1.0 ≤200 不锈钢/10年 陶瓷/10年 气动 配回讯器 电磁阀 控制室程控 压缩空气 1.0 ≤200 不锈钢/10年 四氟/10年 气动 配回讯器 电磁阀 7.1.1本期共设两座并列连体混凝土灰库。每座灰库内径13m，有效容积＞1800m³。灰库设计为平底圆筒仓，底部设气化槽。库顶部设栏杆，从地面到库顶设有扶梯。进车方向留有4米宽进车道，并设置门、窗。

7.1.2灰库为混凝土结构，且必须密封严密，没有飞灰粉的泄出和雨水的渗漏，内表面光滑，库底设置流化槽，使灰形成流态化，防止排灰粉结板

7.1.3灰库顶均设置飞灰料位指示器、管路切换阀、库顶卸灰箱、脉冲布袋除尘器、压力真空释放阀、起吊装置及支架。

7.1.4灰库运转层平台均设置气化风机、电加热器、汽车散装机。 7.2脉冲布袋除尘器（2台）

7.2.1脉冲布袋除尘器采用上抽式结构。 7.2.2脉冲布袋除尘器主要技术参数

型 号： DMC-120 过滤面积： 90m2 滤袋数量： 120 滤袋材料： 诺米克斯 滤袋寿命： 3年

滤袋规格： ￠120mmX1200mm

99

滤袋框架形式： 钢板焊接 设备阻力： ≤1200pa 除尘效率： 99.99% 处理风量： 7000-10600m3/h 电磁脉冲阀型号： 脉冲电磁阀 电磁脉冲阀数量： 15只 脉冲控制仪： 高原 脉冲周期： 3-5S 脉冲控制仪输入电压： 220VAC 喷吹耗气量： 0.375Nm3/min 重量： 4200kg

外形尺寸： 2780X1440X2500mm 7.3压力真空释放阀（2台）

7.3.1当灰库在大量进料、大量排料或温度发生剧烈变化时，压力真空释放阀能及时动作，避免过高的压力或真空给灰库带来的不良影响。 7.3.2压力真空释放阀规格为DN500。

7.3.3压力真空释放阀中易损件柔性薄膜寿命不小于5000h。 7.3.4压力真空释放阀主要技术参数

型式： 508 数量： 2 台 口径： ￠508mm

标准透气设定值： 压力：7.69×10-3 kgf/cm2

真空：2.2×10-3 kgf/cm2

最大透气值： 压力：26.36×10-3 kgf/cm2

真空：8.8×10-3 kgf/cm2

重量： 75kg 7.4灰库高、低料位计

型式： 射频导纳 ； 型号： RF8000系列 ；

100

数量： 2/2 ； 制造厂： 平迪凯特 ； 7.5干灰散装机主要技术参数

型号： LMSZJ-100 生产厂家： 上海隆麦 数量： 4台 最大卸料能力： 100 t/h

散装机升降行程： ~2500mm(可调) 散装机升降速度： 3.3-6.6m/min 散装机升降电机功率： 0.75kW 配套风机电机功率: 3kW 电 压： 380 V 重 量： 1440kg 电机生产厂家： 上海电机厂 7.6空气加热器主要技术参数

型式： DRK-60 数量： 2 台 加热功率： 60kw 出口温度： 273℃

外形尺寸： 2000X700X￠400mm 工作电压： 380 V 生产厂家： 上海隆麦

7.7气化风机主要技术参数型号：3L125WC

数量： 3 台 流量： 13.6 Nm³/min 压力： 80kPa 传动方式： 齿轮传动 空气出口管径 125mm 生产厂家： 上海隆麦

101

电动机型号 Y200L-4 功率： 30kW 电压： 380 V 生产厂家： 上海隆麦 7.8库底气化槽 (2套)

制造厂商： 上海隆麦 型号： QHC150 气化板材质： 碳化硅 气化板承压强度： ≥300kg/cm2 7.9贮气罐主要技术参数

数量： 1台； 贮存容积： 2 m³； 工作压力： ≥0.8Mpa； 8.石灰石输送系统

在主厂房的固定端（#3输煤栈桥底部）设有1座有效容积500m³的石灰石粉仓。石灰石粉仓距离本项目1#炉的炉前水平几何距离约30m；距离2#炉的炉前水平几何距离约100m；距离3#炉的炉前水平几何距离约150m；在石灰石粉仓下设4套输送能力为Q=0~5t/h（连续给料，给料量可调）的石灰石入炉给料系统，每炉1套，一套作为其余三套的备用。 8.1石灰石消耗量

本厂260t/h CFB锅炉按机组在额定工况下日运行22小时，年运行7000小时计算，每台锅炉在设计、校核煤种工况下的石灰石消耗量如下表：

容 量 项 目 小时耗量 日耗量 年耗量

单 位 (t/h) (t/d) (x104/a) 1×220t/h锅炉 设计煤种 3 66 2.1 校核煤种 3.5 77 2.45 3×220t/h锅炉 设计煤种 9 198 6.3 校核煤种 10.5 231 7.35 8.2石灰石物理性质

锅炉脱硫用的石灰石粉进厂后以常温态存放于石灰石粉仓中。

102

石灰石粉堆积比重：1.3~1.6t/m³（注：系统出力以1.45 t/m³计算）。 石灰石粉粒径：dmax=1.0mm，d50=~0.45mm。 8.3主要附属设备技术参数 8.3.1气源阀门 序号 1 2 3 4 5 6 技术参数名称 阀门类型 型号、规格 工作压力 数量 气缸型号 耗 气 量 单位 MPa 只 Nm³/min 气动 （排气用） 气动球阀 DN50 1.0 4 QGS100 ~0.01 手动 （调节用） 手动球阀 DN506 1.0 4 无 无 备 注 8.3.2插板门(粉仓下检修阀) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 技术参数名称 型号 进出口尺寸 数量 气缸型号 耗 气 量 供气压力 制造厂家 重量 单位 mm Nm³/min MPa kg 入炉给料系统用 气动 0.6 手动 DN200 219 4 手动 无 无 上海隆麦 ~35 备 注 DN200 8.3.3电动给料机 序号 1 2 3 4 技术参数名称 型号 数量 出力 允许进料粒径 单位 台 t/h mm 103

参数数值 DN200 4 0-5 ≤10 备 注 变频可调 序号 5 6 7 8 9 10 11 12 8.3.4缓冲仓 序号 1 2 3 技术参数名称 进出料口尺寸 电动机型号 功率 电源电压 电机防护等级 电机绝缘等级 制造厂家 设备重量 单位 mm kW V kg 参数数值 219 Y802-4 0.75 380 IP54 F 上海隆麦 ~205 备 注 DN200 技术参数名称 型号 数量 容积 单位 台 m³参数数值 V＝0.5m3 4 0.5 备 注 8.3.5文丘里管（流化室） 序号 1 2 3 4 5 6 技术参数名称 型号 数量 规格 风量调节形式 风量调节阀型号 风量调节阀规格 单位 台 参数数值 WSG200100 4 DN200/DN100 手动 DN50 球阀 备 注 配进气阀组用 8.3.6输送管道 序号 1 2 3 4 5 6

技术参数名称 单位 参数数值 Φ114X7 3-4 11-12 无 无 20#钢 备 注 输送管道管径（外径×壁厚） mm×mm 输送管道的始端速度 输送管道的终端速度 输送管道的变径次数 输送管道的变径位置 输送直管道材质 m/s m/s 次 104

序号 7 8 9 10 11 技术参数名称 输送管弯头型式及材质 弯头数量 弯头管径（外径×壁厚） 弯头曲率半径 输送系统出力 单位 只/管 mm×mm m t/h 参数数值 陶瓷弯头 6 94X7 ≥10D 5 备 注 8.3.7仓顶除尘器 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

技术参数名称 设备数量 除尘器型号 过滤面积 滤袋数量 滤袋规格 滤袋材料 设备阻力 工作温度 除尘效率 过滤风速 处理风量 脉冲吹灰空气流量 脉冲吹灰空气压力 布袋除尘器入口含尘浓度 布袋除尘器排气含尘浓度 电源电压 电磁脉冲阀厂家 排料斗下电动给料阀 单只电动给料阀功率 设备重量 制造厂家 单位 台 m² 只 Pa ℃ m/min Nm³/min Nm³/min MPa mg/m³ mg/m³ V 只 kW kg 105

参数数值 1 DMC-48 36 48 ￠120X1200 诺米克斯 ≤1200 ≤150 99.99% 0.8 2100~3200 0.1 0.5~0.6 ≤200 ≤50 220VAC 高原 无 无 ~652 上海隆麦 备 注 0.8 220VAC 澳大利亚进口 坐落于库顶上 坐落于库顶上 8.3.8仓顶除尘器的排气风机 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 技术参数名称 排气风机型号 风机流量 风机工作压力 电机型号 电机功率 电源电压 设备重量 制造厂 单位 Nm³/min MPa kW V Kg 参数数值 WL110S 4 0.05 Y802-4 0.75 380 ~25 上海风机厂 备 注 8.3.9石灰石粉仓料位计 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 参数名称 型式 型号 工作介质 最大量程 工作压力 工作温度 测量精度 数量 安装方式 供货厂家 单位 mm MPa ℃ 只 参数数值 高料位开关 射频导纳 RF8000系列 石灰石粉 2000 1 40 0.15～1000pF 1 仓顶装 低料位开关 射频导纳 RF8000系列 石灰石粉 500 1 40 0.15～1000pF 1 侧装 平迪凯特（美国） 平迪凯特（美国）

106

107