300MW锅炉运行操作规程.doc

前言

编写规程依据：
1. 电力工业各项法规
2. 制造厂说明书及有关技术文件
3. 同类型机组运行规程
4.电力设计院有关图纸、说明
运行规程是生产运行管理的法规，是建立正常生产秩序、保证安全与经济运行的基本条件。各部门务必严格贯彻执行，不得随意变动和修改。在运行过程中确有条文与生产实际不符，应及时提出修改意见，经审核、批准后执行。
“运行规程”中与有关法规有冲突时，应以有关法规为准，并及时修改本规程。
下列人员必须熟悉本规程：
1. 厂长、副厂长、总工程师、副总工程师；
2. 有关部主任、运行专责工程师、检修专责工程师；
3. 值长；
4. 锅炉主操作员、副操作员及其他操作人员；
5.其他运行、检修的人员。

第一章 锅炉机组简要特性及规范
第一节 锅炉设备概况简述
HG—1025/ 18.2 —YM11型锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界参数、自然循环、单炉膛、一次中间再热、四角切向燃烧、平衡通风、固态排渣、微正压气力除灰、全钢架悬吊、紧身封闭结构、“∏”形布置汽包炉。锅炉可以定压运行，也可采用定—滑—定的运行方式，锅炉可以带基本负荷或调峰。
电厂用煤属高挥发份、低灰份、正常水份、低硫、易结渣、极易着火、中等发热量的烟煤。
制粉系统采用六台HP—803中速磨，冷一次风正压直吹式制粉系统。正常五台磨运行，一台磨备用 。燃烧器采用四角布置摆动式直流燃烧器，可协调同步上下摆动，二次风喷口（除燃烬风喷口）最大摆动角为±30°（其中燃烬风喷口摆动手动控制，可向上摆动25°，向下摆动5°），一次风喷口最大摆动角为±25°。燃烧角为3°，每角燃烧器有17个喷口，其中六只一次风喷口，另外十一只为二次风喷口，其中OA层、OB层、OC层内布置有油枪，在油枪近旁配有高能点火器，可满足锅炉二级点火，在MCR工况，投运五台磨煤机20只一次风喷口，磨煤机出口煤粉混合物温度为71.1℃，煤粉细度R90=25％，每台炉设12只油枪，油枪为Y型喷嘴蒸汽雾化式油枪，设计供油压力为1.37MPa，雾化蒸汽压力为0.86MPa(定压)，单只油枪出力1.8t/ h。全部油枪投运，可以满足30％MCR工况负荷，锅炉不投油最低稳燃负荷为40％MCR。
炉膛前后墙及两侧墙均由膜式水冷壁围成，在冷灰斗拐点以上，折焰角以下采用内螺纹管，防止膜态沸腾的发生；炉膛上部前墙及两侧墙布置了壁式( 辐射式）再热器，炉膛顶部沿深度方向布置分隔屏过热器和后屏过热器，为消除或减轻烟气流的残余旋转，分隔屏采用大的横向节距来切割烟气流，在折焰角上方及水平烟道延深度方向依次布置屏式再热器，、高温再热器和高温过热器，在尾部烟道自上而下布置低温过热器和省煤器，尾部受热面通过过热蒸汽汽冷吊挂管来承载，省煤器下方布置了两台三分仓转子回转式空气预热器。除空预器、捞渣机外，锅炉本体各部件通过不同的炉顶吊杆悬吊在炉顶大板梁上。锅炉膨胀死点在顶棚受热面的炉膛中心，膨胀可由深500mm的水封槽来吸收，炉底由水封槽、刮捞渣机、液压关断门及密封冷却水共同形成炉底密封。
汽包中心线标高65.34m，顶棚管中心线标高61.35m,下联箱中心线标高7.34m，冷灰斗中心线标高12.6m，布置在两侧的传统大风箱顶标高29.849m,底标高21.025m。锅炉容积热负荷Qv = 3.38×105 KJ/ h.M3,断面热负荷Qr＝1.6×107 KJ/ h.M2，炉膛出口烟温1044℃，燃尽高度17.646m，锅炉宽14.048m，深14.019m，逆时针双切圆燃烧，燃烧切圆直径分别为1005mm(#1、#3角)、926mm(#2、#4角),炉膛出口过量空气系数25％，炉膛漏风5％，设计MCR工况：一次风量252746 kg / h、二次风量910055kg / h，一次风速28.6m/s、二次风速50.06m/s，周界风占二次风24%，周界风速50.06m/s。
过热汽温的调节主要依靠减温水节调，共设两级四点式喷水，一级喷水设在低温过热器出口联箱至分隔屏进口联箱的大直径连接管道上，二级布置在分隔屏出口联箱至后屏入口联箱的大直径连接管道上，一级粗调过热蒸汽温度并起到保护分隔屏过热器和后屏过热器的作用，二级细调过热蒸汽温度使之达到额定值，减温器采用多孔笛管形，减温水设计容量为10％的B—MCR主汽流量，其中一级减温水量占过热器减温水总量的60%，二级减温水量占过热器减温水总量的40%。
再热蒸汽汽温的调节主要依靠摆动燃烧器，利用燃烧器上下摆动改变火焰中心位置，从而改变炉内辐射吸热量和炉膛出口温度以达到调节汽温的目的，壁式再热器入口装有事故喷水减温器作为事故情况下紧急喷水用，其中屏再热器出口集箱至末级再热器入口集箱通过大直径连接管左右交叉来消除或减轻再热蒸汽的热偏差。
锅炉定压运行保证汽温负荷范围 70—100％；
锅炉滑压运行保证汽温负荷范围 50—100％ 。
空预器的吹灰汽源正常接自后屏过热器出口集箱，经减压至2.7MPa，427℃，锅炉启动、停止或低负荷运行时接自高压辅汽联箱，炉膛、烟道吹灰汽源接自分隔屏过热器出口集箱，减压至3.0MPa，357℃。炉膛部分吹灰器型式： IR—3D，共100只，布置方式为5×5×4，长式旋转伸缩吹灰器型式IK—525，共46只，其中水平烟道及低过部分38只，省煤器部分6只，空预器采用伸缩式吹灰器型式 IK—AH，共2只。
在后屏过热器下方、炉膛A侧装有一只烟温探针，在锅炉启动过程中，监视炉膛出口烟气温度，当炉膛出口烟气温度超过538℃时自动退出。水冷壁下联箱设有炉底加热系统，减少用油，并且使锅炉尽快建立水循环防止水冷壁超温，在集中下降管与省煤器入口联箱之间设有省煤器再循环管，在锅炉启停过程中间断进水时，开启省煤器再循环阀以保护省煤器，在锅炉连续进水时关闭。
除渣采用刮板捞渣机，渣井有效容积45M3，可以满足锅炉B-MCR工况下6—8h储渣量，6只6M3的活动渣斗可容纳8—10h的排渣量，防止夜间运渣。
磨煤机石子煤采用振动输送机排放，设计煤种在B-MCR工况石子煤排放量为0.65t /h。
锅炉正常运行时连续排污率为1％，正常补水量2％，启动及事故补水量6％。
燃油系统设计按一台炉点火用油21.6 t/ h,系统最大出力40 t / h。
机炉控制系统采用DCS分散控制系统，空预器、引风机、送风机、一次风机及其附属设备由SCS进行启停控制；6台磨煤机、给煤机及其附属设备由FSSS控制。炉膛安全监视系统FSSS可以实现：(1) 制粉系统的启停；(2) 炉膛火焰监测；(3) 锅炉保护；(4) 自动点油或停止油枪；(5) 炉膛吹扫等。调节器除基地式调节仪外，其他均由CCS控制，数据采集由DAS来完成，此外还有吹灰程控、定排程控、石子煤程控等。

给水与过热蒸汽流程

给水泵 → 主给水管道 → 省煤器入口集箱 → 省煤器 → 省煤器出口集箱 → 汽包 →
省煤器再循环
下降管 → 分配集箱 → 引入管 → 水冷壁下联箱 → 28个水冷壁平行回路 → 水冷壁上集箱→饱和蒸汽引入管→ 汽包 →饱和蒸汽引出管 → 顶棚管入口集箱 → 顶棚管→ 顶棚管出
顶棚旁路　　　
口集箱 →后烟道延伸侧 → 后烟道延伸侧 → 后烟道延伸 → 连接管 → 后烟道前墙 →
墙上集箱 墙及底包墙 侧墙下集箱
后烟道前部侧墙上集箱 → 后烟道侧墙（前部）→ 后烟道侧墙下集箱（前部）下集箱 → 后烟道前墙 → 后烟道顶棚管 → 后烟道后墙（上部）
省煤器悬吊管 → 省煤器吊挂集箱 → 过热汽吊挂管 → 后烟道吊挂管出口集箱 →
后烟道侧墙下集箱（后部）← 后烟道侧墙（后部）← 后烟道后部侧墙上集箱 ←

→ 后烟道后部下集箱 → 后烟道后墙（下部）→ 水平式低温过热器入口集箱 →水平式低温过热器　→　立式低温过热器　→　立式低温过热器出口集箱 →　减温器入口连接管　→　第一级过热器减温器　→　减温器出口连接管　→　分隔屏入口集箱　→　分隔屏　→　分隔屏出口集箱　→　减温器入口连接管　→　第二级过热器减温器　→　减温器出口连接管　→后屏过热器入口集箱　→　后屏过热器　→　后屏过热器出口连接管　→　末级过热器入口集箱　→　末级过热器　→　末级过热器出口集箱　→　　过热器出口导管
再热蒸汽流程
再热冷段 → 壁式低温再热器入口连接管、事故喷水减温器 → 壁式低温再热器入口集箱 → 前墙及两侧墙壁式辐射再热器 → 壁式低温再热器出口集箱 → 壁式再热器出口导管 → 后屏再热器出口导管(左右交叉) → 末级再热器入口集箱 → 末级再热器 → 末级再热器出口集箱 → 出口导管 → 连接管去汽机侧热段再热蒸汽管。

锅炉水压试验各受热面水容积：
部件名称
省煤器
汽包
水冷壁及连接管
过热器
再热器
合计
水容积m3
36
52
153
170
94
505

第二节 主要设备及技术特性
1.2.1主要参数(针对设计煤种)：
序号
名称
单位
定压
滑压
高加切
B-MCR
ECR
60%MCR
50%MCR
40%MCR
1.
电负荷
MW
330.96
300
180
150
120
300MW
2.
汽包压力
MPa
19.6

3.
汽包温度
℃
369

4.
过热器出口流量
T/h
1025
908.5
609.5
510.6
362.6
790.3
5.
过热器出口压力
MPa
18.283
17.256
16.884
11.603
8.273
17.090
6.
过热器出口温度
℃
541
541
541
541
541
541
7.
再热器入口压力
MPa
3.881
3.454
2.358
1.958
1.365
3.606
8.
再热器入口温度
℃
322.8
316.7
288.9
307.8
302.8
327.2
9.
再热器出口流量
T/h
827.96
738.1
507.8
430.7
310.3
759.8
10.
再热器出口压力
MPa
3.661
3.261
2.220
1.841
1.282
3.406
11.
再热器出口温度
℃
541
541
541
541
541
541
12.
给水温度
℃
279.4
272.2
274.8
238.3
220.6
175.0
13.
省煤器出口水温
℃
308.4
302.6
290.4
277.3
265.7
241.9
14.
排烟温度
℃
135.6
123.9
114.4
107.2
100.6
117.2
15.
空预器出口一次风温
℃
323.3
313..3
295.0
283.3
265
276.1
16.
空预器出口二次风温
℃
334.4
323.9
303.3
288.9
268.9
286.1
17.
过热器一级减温水量
T/h
0
18.6
37.7
30.8
25.4
56.2
18.
过热器二级减温水量
T/h
3.1
11.8
22.5
18.9
17.5
35.7
19.
摆动燃烧器摆动角度
度
-20
5
20
0
0
-11
20.
过量空气系数
%
25
25
42.1
32.2
38.1
25
21.
炉膛出口烟温
℃
1032.2
1016.7
949.4
892.8
831.7
1009.4
22.
一次风量
T/h
197280
187920

23.
二次风量
Kg/h
929587
806384
695563
525741
416598
830385
24.
炉膛漏风
Kg/h
62481
55369
44761
35446
27260
56719
25.
总耗煤量
T/h
154.46
129.87
92.35
78.61
57.9
133.0
26.
烟气量
T/h
1374523
1217302
943473
775457
594181
1246982
1.2.2锅炉热平衡(针对设计煤种)：
序号
名称
单位
定压
滑压
高加切
B-MCR
ECR
60%MCR
50%MCR
40%ECR
ECR
1.
干烟气损失
%
5.03
4.74
4.27
3.69
3.06
3.86
2.
燃料中水份损失
%
1.78
2.19
2.17
2.16
2.15
2.17
3.
氢燃料损失
%
3.76
3.15
3.06
3.05
2.98
3.07
4.
空气中水份损失
%
0.09
0.09
0.08
0.07
0.06
0.07
5.
未燃尽炭损失
%
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
6.
辐射损失
%
0.19
0.21
0.28
0.33
0.44
0.20
7.
其它损失
%
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
8.
总的热损失
%
13.35
12.88
12.36
11.80
11.19
11.87
9.
锅炉高位热效率
%
86.79
87.26
87.78
88.34
88.95
88.27
10.
锅炉低位热效率
%
91.75
92.02
92.57
93.16
93.80
93.08
11.
磨煤机运行台数
台
5
5
3
3
2
5
1.2.3 蒸汽温度：
序号
名称
单位
定压
高加切
MCR
ECR
300MW
1.
壁再入口
℃
302.8
316.7
327.2
2.
壁再出口
℃
367.8
364.7
371.3
3.
顶棚入口
℃
369

4.
顶棚出口
℃
397

5.
分隔屏入口
℃
415

6.
分隔屏出口
℃
439.8
442.8
447.7
7.
后屏入口
℃
439.8
442.8
447.7
8.
后屏出口
℃
502.2
502.1
495.0
9.
屏再入口
℃
367.8
364.7
371.3
10.
屏再出口
℃
373.8
474.1
475.9
11.
高再入口
℃
373.8
474.1
475.9
12.
高再出口
℃
541
541
541
13.
高过入口
℃
502.1
502.1
495.0
14.
高过出口
℃
541
541
541
15.
低过出口
℃
394.2
398.3
420.7
16.
低过入口
℃

1.2.4 受热面出口烟气温度：
序号
名称
单位
定压
高加切
MCR
ECR
300MW
1.
分隔屏底部
℃
1143.9
1133.3
1123.3
2.
后屏
℃
1031.7
1016.7
1009.4
3.
屏再
℃
913.9
895.6
891.7
4.
水冷壁吊挂管
℃
902.2
883.3
880.0
5.
末级再热器
℃
825.0
806.7
805.0
6.
水冷壁排管
℃
806.1
787.2
786.1
7.
末级过热器
℃
728.3
712.2
711.7
8.
过热器排管
℃
720.6
704.4
703.9
9.
立式低温过热器
℃
675.6
660.6
664.4
10.
汽冷吊挂管
℃
668.9
653.9
657.2
11.
转向管
℃
652.2
637.2
640.6
12.
水平低温过热器
℃
472.8
464.4
471.7
13.
省煤器
℃
375.6
365.0
323.9
14.
空预器
℃
135.6
123.9
117.2

1.2.5主要承压部件、受热面及管道：
序号
名 称
项 目
单 位
设计参数
1.
汽 包
直段长度
mm
18000
内径及壁厚
mm
1778×200
材质

SA299碳素钢
汽水分离器
台
96
水位零线
mm
汽包中心线以下120mm
2.
水冷壁
型 式

膜式
材 质

20G、SA-210A1
吸热量

最高允许温度
℃

结构(外径及壁厚)

φ63.5×8
3.
顶棚包墙管
型 式

对流式
材 质

15GrMn
吸热量

最高允许温度
℃

结构(外径及壁厚)

φ60×7
4.
低温过热器
型 式

对流式
材 质

#20 15GrMn
吸热量

最高允许温度
℃
470
结构(外径及壁厚)

5.
分隔屏过热器
型 式

辐射式
材 质

12Cr1MoV TP-304H
吸热量

最高允许温度
℃
580
结构(外径及壁厚)

6.
后屏过热器
型 式

辐射式
材 质

SA213 TP-347H TP-304H
12Cr1MoV 12Cr2MoWVTiB
吸热量

最高允许温度
℃
580
结构(外径及壁厚)

7.
高温过热器
型 式

对流式
材 质

12Cr1MoV 12Cr2MoWVTiB
吸热量

最高允许温度
℃
580
结构(外径及壁厚)

8.
壁式再热器
型 式

辐射式
材 质

15GrMn
吸热量

最高允许温度
℃

结构(外径及壁厚)

φ50×4
9.
屏式过热器
型 式

半辐射式
材 质

SA-213 TP-304H
12Cr1MoV 12Cr2MoWVTiB
吸热量

最高允许温度
℃
580
结构(外径及壁厚)

10.
高温再热器
型 式

对流式
材 质

SA-213 TP-304H
12Cr1MoV 12Cr2MoWVTiB
吸热量

最高允许温度
℃
580
结构(外径及壁厚)

11.
省煤器
型 式

对流式
材 质

20G
吸热量

最高允许温度
℃

结构(外径及壁厚)

φ51×6.5
第三节 燃料特性
1.3.1煤燃料特性：
项 目
单位
设计煤种
较核煤种(1)
较核煤种(2)
应用基水份Wy
%
17.25
14.961
21
应用基灰份Ay
%
14.72
13.474
18.5
应用基炭成份Cy
%
54.31
56.432
47.76
应用基氢成份Hy
%
2.78
3.552
3.54
应用基氧成份Oy
%
9.84
10.406
7089
应用基氮成份Ny
%
0.56
0.601
0.56
应用基硫成份Sy
%
0.54
0.574
0.75
应用基挥发份Vy
%
10.25
8.4
10
分析基水份Wy
%
21.79
26.58
16.94
可燃基挥发份Vr
%
32.04
38.95
28
应用基低位发热量Qdw
KJ/kg
19937
21337
18537
可磨性系数(哈氏)KKm
Kcal/kg
4762
5099
4428
磨损指数Ke

2.74
1.61
4.2
煤粉细度R200
%
25
25
25
1.3.2 燃料油特性：
名 称
单 位
#10轻柴油
运动粘度
厘沱
3.0--8.0
10%蒸发物残留
%
≯0.4
灰份
%
≯0.025
水份
%
≯0.2
硫份
%
痕迹
闪点(闭口)
℃
约60
凝点
℃
不高于+10
机械杂质
%
无
低位发热量
MJ/kg
41.8
1.3.3 灰渣特性：
名 称
单位
设计煤种
较核煤种(1)
较核煤种(2)
灰分析
SIO2
%
46.14
49.52
27.632
AL2O3
%
17.35
24.92
10.117
Fe2O3
%
8.11
10.36
22.8
CaO
%
10.29
4.11
17.922
MgO
%
4.47
2.95
6.071
Na2+K2O
%
1.08+1.42
0.96+1.38
2.176+0.633
SO3
%
6.28
3.36
17.314
TIO2
%
0.79
1.14

P2O5
%
0.55
0.54

灰熔点
变形温度
℃
1221
1170
1176
软化温度
℃
1246
1190
1197
熔化温度
℃
1278
1220
1213

第四节 汽水品质标准
类 别
项 目
单 位
标 准
给 水
硬度
Umol/L
≈0
溶解氧
ug/L
≤7
铁
ug/L
≤20
铜
ug/L
≤5
SIO2
ug/L
≤20
PH值

9.0~9.4
油
mg/L
≤0.3
联胺
ug/L
10~30
炉 水
PH值

9.0~10
磷酸根离子
mg/L
0.5~3
CI-
mg/L
≤1
SIO2
ug/L
≤0.25
含盐量
ug/L
≤20
蒸 汽
SIO2
ug/L
≤20
Cu
ug/L
≤5
Fe
ug/L
≤20
Na
ug/L
≤10

第二章 锅炉机组的启动
第一节 总则
2.1.1 锅炉机组大小修后启动有运行部主持，专责工程师参加。
2.1.2锅炉机组临修、热备用由值长主持，专责工程师参加。
2.1.3以下情况禁止启动：
2.1.3.1. 机组保护跳闸装置有一项不正常。
2.1.3.2. 主要仪表缺少，不正常且无其它监视手段(如：主蒸汽、再热蒸汽压力表、温度表、流量计，汽包水位计、给水流量表、炉膛负压表、排烟温度表等)。
2.1.3.3. FSSS系统不正常影响机组启停及正常运行时。
2.1.3.4. SCS系统不正常影响机组操作短时间无法恢复时。
2.1.3.5. 锅炉联锁试验不合格。
第二节 启动前的准备与检查
机组大小修后锅炉启动点火前应确认各项检修工作结束，验收合格、工作票注销并收回，临时安全设施全部拆除，原设施（如：平台、楼梯、围栏及盖板）均已恢复正常，孔洞等修补完整。设备及通道周围无杂物，地面清洁。此外，还应做到：
2.2.1. 设备更换应有设备变更单，并且经运行人员验收、检查、试验合格。
2.2.2消防器材、设施齐全完好。
2.2.3 厂房照明充足、正常，通讯设施齐全好用。
2.2.4 锅炉本体内无人、无杂物、无结渣、无积灰，受热面清洁，外形正常，燃烧器无变形、卡涩，油枪、高能点火器、摆动燃烧器、调节小风门等传动装置完好，动作灵活。捞渣机内无杂物，液压关断门开关灵活，关闭严密。
2.2.5 各管道临时加装的堵板拆除，系统正常，保温良好。
2.2.6 所有辅机马达及电动门马达绝缘测试合格，接地线良好牢固。
2.2.7 各电动门、气动门、调整门开、关联动试验正常、动作灵活、开度与实际相符。
2.2.8 各辅机分部试运结束并调试正常，锅炉大联锁、MFT、OFT、各辅机联锁保护、油枪跳闸保护等试验合格。
2.2.9 各表计齐全完好，仪表及保护等热工电源已送，OVATION能正常连续运行，声光报警正常。
2.2.10 联系电气送上各辅机马达动力电源和操作电源。
2.2.11 在接到机组启动准备点火命令后，还应检查：
2.2.11.1.各岗位值班人员检查启动用具(如振动表、测温仪、听音棒、阀门板手、手电筒、记录表纸、表格等)。
2.2.11.2.检查锅炉系统的各阀门状态在如下位置：
2.2.11.2.1 主蒸汽系统：
序号
阀 门 名 称
阀 门
备 注
1.
A、B侧汽包放空气一、二次门
开
0.2Mpa关
2.
A、B侧汽包充氮门
关

3.
炉水、饱和蒸汽取样一次门
开

4.
炉水、饱和蒸汽取样二次门
开

5.
顶棚过热器入口集箱疏水一二次门
开
0.5Mpa关
6.
1~4组5％环形集箱疏水一、二次门
开

7.
分割屏过热器入口空气门
开
0.2Mpa关
8.
分割屏过热器入口充氮门
关

9.
后屏过热器入口空气门
开
0.2Mpa关
10.
后屏过热器入口充氮门
关

11.
高温过热器入口空气门
开
0.2Mpa关
12.
高温过热器入口充氮门
关

13.
高温过热器出口空气门
开
0.2Mpa关
14.
高温过热器出口充氮门
关

15.
过热蒸汽取样一次门
开

16.
过热蒸汽取样二次门
关

17.
汽包加药门
关

18.
汽包紧急放水门
关

19.
锅炉连续排污截止门
关

20.
锅炉定排门、放水门及反冲洗门
关
0.5Mpa定排放水
21.
锅炉PCV阀
关

22.
一、二级减温器排污门
关
1Mpa反冲洗
23.
主汽至吹灰系统截止门
关

24.
辅汽至空预器吹灰截止门
关

2.2.11.2.2再热蒸汽系统：
序号
阀 门 名 称
阀 门
备 注
1.
壁再出口空气门
开
0.2Mpa关
2.
屏再出口空气门
开
0.2Mpa关
3.
末级再出口空气门
开
0.2Mpa关
4.
壁再出口充氮门
关

5.
屏再出口充氮门
关

6.
末级再出口充氮门
关

7.
再热器事故喷水减温器排污门
关
1Mpa反冲洗
8.
再热蒸汽取样一次门
开

9.
再热蒸汽取样二次门
关

2.2.11.2.3. 给水减温水系统：
序号
阀 门 名 称
阀 门
备 注
1.
给水管道放水门
关

2.
给水管道取样一次门
开

3.
给水管道取样二次门
关

4.
省煤器放水阀
关

5.
省煤器再循环阀
关

6.
给水电动截止阀
关

7.
给水15%旁路阀及前后截止阀
关

8.
过热蒸汽减温水总阀
关

9.
再热蒸汽减温水总阀
关

10.
过热蒸汽一、二级减温水截止阀调阀
关

11.
再热蒸汽事故喷水截止阀调阀
关

12.
过热蒸汽减温水管道疏水阀
关

2.2.11.2.4 制粉风烟系统：
序号
风 门 档 板 名 称
阀位
备 注
1.
A、B引风机入口关断挡板
关

2.
A、B引风机出口关断挡板
关

3.
A、B引风机入口动叶
关

4.
A、B送风机出口关断挡板
关

5.
A、B送风机入口动叶
关

6.
A、B送风机出口联络挡板
关

7.
A、B空预器入口烟气挡板
关

8.
A、B空预器出口出口一、二次风挡板
关

9.
A、B一次风机入口调节挡板
关

10.
A、B一次风机出口挡板
关

11.
A、B一次风机出口冷风速断挡板
关

12.
A、B一次风机出口密封风联络挡板
关

13.
A、B密封风机入口挡板
关

14.
A、B、C、D、E、F磨密封风挡板
关

15.
A、B、C、D、E、F磨消防蒸汽阀
关

16.
A、B、C、D、E、F磨出口速断插板门
关

17.
A、B、C、D、E、F磨热风关断门
关

18.
A、B、C、D、E、F磨冷风关断门
关

19.
A、B、C、D、E、F磨热风关断、调节门密封风挡板
开

20.
A、B、C、D、E、F磨给煤机密封风挡板
开

21.
A、B、C、D、E、F磨燃料风调节挡板
开至10％

22.
＃1－＃4角辅助风调节挡板
关

2.2.11.2.5 所有压力表、流量表、液位表及其它仪表所属一次门开启，使表计投入。
2.2.11.3.各岗位值班人员检查本岗位所属设备，系统已具备启动运行条件，否则立即汇报值长。
2.2.11.4.联系汽机投入全厂冷却水正常。
2.2.11.5.启动压缩空气系统正常。
2.2.11.6.联系汽机投入辅汽系统正常。
2.2.11.7.恢复炉前油系统，使之处于备用状态：
2.2.11.7. 1.炉前油系统检修或停运时间较长的恢复步骤：
A: 检查阀门状态是否在下列位置：
a.各油角阀、雾化阀、吹扫阀在关断位置，其前雾化蒸汽及供油手动门开启。
b .来回油速断阀在关断位置。
c. 来回油流量计前后截止门开、其旁路阀关闭。
d回油调节阀前后截止门开、其旁路阀关闭。
e. 电动再循环阀关闭。
f. A、B滤网前后截止门关闭，排污门关闭。
g. 来回油母管伴热疏水截止门及雾化蒸汽母管疏水截止门、疏水器前后截止门开启，疏水器旁路门关闭。
h. 来回油母管蒸汽吹扫门关闭。
i. 供汽管道内反馈调节阀动作灵活，前后截止门及旁路门关闭。
B: 检查各油枪完整，连接部分紧固，软管自然垂落，油枪及高能点火器在退出位置，气动装置完好，气源压力正常。
C: 待辅汽系统正常，联系汽机投入雾化蒸汽(开启雾化蒸汽门，投入减温器)、伴热蒸汽(开启伴热蒸汽减温器前后截止门)。
D: 缓慢开启雾化蒸汽自反馈调节阀前后截止门，暖管疏水10分钟，全开前后截止门，注意压力0.86MP，汽温不小于250℃。
E. 来回油母管的吹扫(油母管检修后进行)：
a. 开启回油母管跳闸阀。
b. 开启油母管蒸汽吹扫阀。
c. 待回油母管跳闸阀发热10分钟后关闭吹扫阀及回油母管跳闸阀。
F. 炉前油系统的充压：
a. 通知油库值班员及邻炉操作员注意供油压力。
b. 投入一侧滤油器(全开前后截止门)，
c. 开来油流量计前后截止门，开启回油流量计前后截止门，开启来油调节阀前后截止门，进行有泄漏试验或复位MFT后油母管充压。
e. 检查系统无泄漏。
2.2.11.7.2. 炉前油母管检修前的吹扫：
A. 开启回油跳闸阀，关闭电动再循环阀，使供油母管泄压。
B. 待油压不再下降时，
C. 开启油母管汽油联络阀（注意汽压必须高于油压），将积油吹入油库。
D. 启动一台吸、送风机，推进一只油枪、高能点火器、开启油角阀并打火，确认油枪熄火后关闭油角阀并退出油枪及高能点火器，应用同样方法吹扫每只油枪。
E. 关闭油汽联络阀。
2.2.11.8. 锅炉上水：
2.2.11.8.1. 上水方式：
A. 凝输泵经主给水管道(冷态启动前上水)。
B. 电泵经减温水管道(水压试验上水升压)。
C. 电泵经主给水管道(点炉、停炉或正常运行上水)。
D.汽动给水泵经主给水管道(正常运行上水)。
2.2.11.8.2. 上水要求及注意事项：
A. 水质合格。
B. 上水温度与汽包壁温差≯20℃。
C. 汽包上下壁温差≯40℃。
D. 上水时间：冬季≮4小时，夏季≮2小时。
E. 若不进行水压试验水位上至－100mm(炉底加热要求)。
2.2.11.8.3. 上水前阀门位置：
除主要阀门位置按检查阀门状态中诸项所述外，还应注意：
1.
水冷壁下联箱各蒸汽加热阀
关
2.
水冷壁下联箱蒸汽加热总阀
关
3.
给水管道空气阀
开
4.
省煤器酸洗接口门
关
2.2.11.8.4. 凝输泵上水操作方法：
A、检查符合上水条件
B、通知汽机启动凝输泵，开启凝结水向锅炉上水手动、电动截止门，并保持出口压力0.85～0.95MP，向锅炉上水。
C、锅炉上水至－100mm，联系化学化验炉水品质，若合格，通知汽机停止上水；若不合格，加强定排及下联箱放水，边上水边排污，直至水质合格，水位－100mm，通知汽机停止上水。
D、关闭省煤器入口电动门，关闭凝结水向锅炉上水手动、电动截止门。
2.2.11.8.5. 电动给水泵上水操作方法：
A. 关闭省煤器入口电动门，开启15％旁路调节阀前后截止门，调节阀开度指示零位。
B. 通知汽机启动电泵向锅炉上水。
C. 控制给水流量在50－100t/h (水压试验2－4h)。
D. 锅炉上水至－100mm，联系化学化验炉水品质，若合格，通知汽机停止上水；若不合格，加强定排及下联箱放水，边上水边排污，直至水质合格，水位－100mm，通知汽机停止上水。
E. 关闭15％调节阀至零位。
2.2.11.8.6. 注意上水完毕后，锅炉是否