300MW机组锅炉运行作业规程.doc

1.1 控制系统
1.1.1 炉膛安全监控系统（FSSS）
炉膛监控系统（FSSS）是通过一系列联锁条件，严格按照预定逻辑顺序对燃烧设备中关于部件进行操作和控制系统，以保证锅炉炉膛安全。
FSSS重要功能如下：
(1) 炉膛吹扫
在锅炉启动前及停炉后都要进行炉膛吹扫，炉膛吹扫允许条件为：
a） MFT跳闸继电器柜电源监视正常；
b） 无火检探测器故障；
c） 火检冷却风压力不低于5.5KPa；
d） 无MFT条件；
e） 炉膛无火焰：无油火焰且无煤火焰；
f） 磨煤机全停；
g） 燃油角阀全关；
h） 至少一台引风机运营；
i） 至少一台送风机运营；
j） 所有辅助风挡板未全关；
k） 风量不不大于30％（360T/H）；
l） 一次风机全停；
m） 至少一台炉水泵运营；
n） 两台空预器运营；
o） 油泄漏实验完毕；
p） 给煤机全停；
q） 汽包水位不不大于-300mm且不大于+250mm。
（2） 油泄漏实验
为防止点火油泄漏进入炉膛，在冷炉点火前必要对油系统进行泄漏实验，在确认合格后才干进行点火，泄漏实验可以独立进行，也可以在炉膛吹扫时自动进行，并作为炉膛吹扫联锁条件。
（3） 油层启停及监控
锅炉采用二级点火，用高能点火装置点燃轻油，控制涉及轻油启停及监控。
（4） 制粉系统投切控制
涉及给煤机、磨煤机、密封风风机、磨煤机出口挡板、热风门等设备自动或手动投切，在启运或切除某一层煤粉时，一方面必要投入相应暖炉油枪。
（5） 火焰检测
单支油枪火焰检测用于暖炉油枪工作时监视每支油枪火焰，当某一角油喷嘴阀启动而未着火时，相应火焰检测器发出“无火焰”信号，把油喷嘴关闭。
对于正常运营时煤粉火焰监视亦采用单只燃烧器火焰检测方式，检测探头布置在相应燃烧器上方，然后通过恰当逻辑设计，对整个炉膛火焰信号进行判断，送出必要“炉膛熄火”信号及正常燃烧信号。
（6） 主燃料跳闸（MFT）功能
当浮现下列状况时，便产生主燃料跳闸动作：
a） MFT按钮；
b） 送风机全停；
c） 引风机全停；
d） 火检风机全停延时10秒；
e） 炉水循环泵全停延时5秒；
f） 全炉膛熄火；
g） 全燃料中断；
h） 一次风机全停且所有油层火焰信号全无；
i） 汽包水位不不大于250mm延时2秒；
j） 汽包水位低于-300mm延时2秒；
k） 炉膛压力高二值（3240Pa）；
l） 炉膛压力低二值（-2490Pa）；
m） 锅炉总风量不大于300T/H（25％）；
n） 汽机跳闸；
o） 发电机主保护动作；
（7） 二次风控制
依照机组负荷规定及相应层燃料输入控制二次风挡板（涉及燃料风、辅助风）开关位置。在MFT后两台送风机或两台引风机全停前提下打开所有二次风挡板。
（8） 自动减负荷（RB）
当锅炉重要辅机发生故障时，接受来自CCSRB信号，按事先设计顺序迅速切除一定燃料，同步维持锅炉带一定负荷。
1.1.2 协调控制系统
协调控制系统（CCS）亦属MAX-PLUS系统一某些，具备：
a) 协调控制即锅炉基本负荷、汽机负荷和发电机功率控制；
b) 燃料控制；
c) 磨煤机出口温度和风量控制；
d) 一次风机控制；
e) 风量控制；
f) 燃料量和风量最大偏差限制；
g) 二次风控制；
h) 炉膛压力控制；
i) 给水控制；
j) 一、二次汽温控制；
k) 空预器冷端温度控制等功能。

2 锅炉重要设计参数及性能

2.1 锅炉重要参数见表３
表3　锅炉重要参数表
项目
单位
B-MCR
ECR
过热蒸汽蒸发量
t/h
1025
912
出口压力
MPa(g)
17.44
17.26
出口温度
℃
540
540
再热蒸汽流量
t/h
828.9
743.4
进/出口压力
Mpa
3.78/3.60
3.39/3.23
进/出口温度
℃
327/540
317/540
汽包压力
Mpa
18.82
18.35
给水温度
℃
280
273
空预器进口一次风温度
℃
27.8
27.8
一次风出口热风温度
℃
316
312
空预器进口二次风温度
℃
22.8
22.8
二次风出口热风温度
℃
329
323
排烟温度(不修正)
℃
137
133
排烟温度(修正后)
℃
128
124
整炉循环倍率 (二泵)
2.452(实际为1.921)
整炉循环倍率 (三泵)
2.851 (实际为2.102)

2.2 燃煤成分见表4
表4　燃煤成分表
序号
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
工业分析
碳
Cy
%
55.00
51.93
氢
Hy
%
3.24
2.36
氧
Oy
%
3.33
5.88
氮
Ny
%
1.13
0.42
硫
Sy
%
<0.80
<0.70
灰份
Ay
%
28.50
30.38
水份
Wy
%
8.00
8.33
固有水份
Wf
%
2.00
1.25
挥发份
Vr
%
25.00
19.00
可磨系数
KHa

70
72
低位发热量
Qydw
J/kg
kcal/kg
21610
（5150）
19464
（4700）
灰熔点
变形温度
T1
℃
>1350
>1280
软化温度
T2
℃
>1450
>1380
熔化温度
T3
℃
>1500
>1500
灰分析
氧化硅
SiO2
%
49.03
50.45
三氧化二铝
Al2O3
%
37.54
31.92
三氧化二铁
Fe2O3
%
2.83
5.62
氧化钙
CaO
%
4.99
3.69
二氧化钛
TiO2
%
1.02
1.52
氧化钾
K2O
%
0 ~ 1.0
0 ~ 1.0
氧化镁
MgO
%
0.5 ~ 1.0
0.5 ~ 1.0
氧化钠
Na2O
%
0 ~ 1.0
0 ~ 1.0
三氧化硫
SO3
%
0.5~ 1.0
0.5~ 2.0
灰比电阻
温度100℃时
Ωcm
7.16×1011
7.16×1013
温度130℃时
Ωcm
1.87×1012
1.87×1012
温度160℃时
Ωcm
1.37×1012
1.37×1012
温度190℃时
Ωcm
5.63×1011
5.63×1012

2.3 炉前油系统
锅炉采用二级点火方式，由高能点火器点燃轻柴油，再由轻柴油点燃煤粉。油枪采用蒸汽雾化，介质为#0轻柴油对燃烧油粘度规定是油枪前粘度≤4°E，因此应依照实际状况决定与否加热。本系统容量是按锅炉30%BMCR负荷设计，最大流量约为21t/h，燃油母管进口油压1.8Mpa，保证油枪前油压在0.5～1.25MPa范畴，油枪前雾化压力恒定在0.7Mpa，最大蒸汽消耗量为2.7t/h，蒸汽温度不大于250℃，且有28℃过热度。
轻柴油参数见表5：

表5　轻柴油参数
油种
#0轻柴油
恩氏粘度(120℃)
1.2~1.67 °E
灰分Ay
≦0.025%
比重
0.84t/h
硫份Sy
<0.4%
水份Wy
痕迹
机械杂质
无
凝固点
不高于0℃
开口闪点
不低于62℃～68℃
低位发热量
41031～41870kJ/kg

2.4 正常持续排污率≤1%炉水
2.5 蒸汽品质
蒸汽品质规定见表6：
表6　蒸汽品质
钠
≤10
PPb
二氧化硅
≤20
PPb
铁
≤20
PPb
铜
≤5
PPb

2.6 燃烧器重要设计参数：
燃烧器重要设计参数见表7：
表7　燃烧器参数
单只煤粉喷嘴输入热
KJ/h
178.3×106
二次风速度
m/s
45
二次风比率
%
79.79
二次风温
℃
325.60
二次风中燃料风（周界风）比率
%
20
二次风中辅助风比率
%
80
一次风速度（喷口速度）
m/s
25
一次风速度（煤粉管速度）
m/s
25.50
一次风比率
%
20.21
一次风温度
℃
80
燃烧器一次风阻力
KPa
0.60
燃烧器二次风阻力（设计值）
KPa
0.80
燃烧器二次风阻力（校核值）
KPa
1.00
相邻煤粉喷嘴中心距
mm
1534

2.7 性能数据汇总见表8(燃用设计煤)
表8　锅炉性能数据汇总
序
号

项 目

单位
设 计 煤 种
BMCR
ECR
高加全切
70%定压
50%滑压
35%滑压
1
过热蒸汽流量
t/h
1025
911.9
786.4
717.5
512.5
358.8
2
过热蒸汽出口压力
Mpa
17.44
17.26
17.08
17.00
11.00
7.70
3
过热蒸汽出口温度
℃
540
540
540
540
540
529
4
末过蒸汽进口温度
℃
505.9
506.1
498.8
505.4
512.7
508.7
5
后屏蒸汽出口温度
℃
506.7
508.8
509.6
511.5
519.1
520.2
6
后屏蒸汽进口温度
℃
450.8
448.9
439.8
444.5
440.7
429.9
7
分隔屏蒸汽进口温度
℃
414.1
409.1
397.9
400.0
386.5
365.1
8
低过蒸汽出口温度
℃
417.2
419.7
456.9
428.6
419.7
408.3
9
过热器减温水温度
℃
168
168
168
164
144
137
10
过热器I级减温水量
t/h
6.8
19.8
79.7
39.5
22.4
17.5
11
过热器II级减温水量
t/h
1.0
3.0
10
5.0
3.0
3.5
12
过热器I级减温水量（设计）
t/h
103

13
过热器II级减温水量（设计）
t/h
15

14
过热蒸汽阻力
Kpa
1197

15
再热蒸汽流量
t/h
828.9
743.4
760.1
593.7
435.9
315.5
16
再热蒸汽进口压力
Mpa
3.78
3.39
3.53
4.7
1.94
1.33
17
再热蒸汽出口压力
Mpa
3.60
3.23
3.37
4.57
1.84
1.25
18
再热蒸汽出口温度
℃
540.3
538.9
539.9
540.1
527.4
501.7
19
末再蒸汽进口温度
℃
478.2
476.6
478.7
476.8
475.3
455.2
20
屏再蒸汽进口温度
℃
380.7
375.3
380.5
367.3
374.1
351.6
21
墙再蒸汽进口温度
℃
327
317
326
299
315
309
22
再热器减温水温度
℃
168
168
168
164
144
137
23
再热器减温水量
t/h
0
0
0
0
2.61
7.68
24
再热蒸汽阻力
Kpa
176

25
省煤器给水流量
t/h
1017.2
889.4
696.5
673.0
487.1
337.8
26
省煤器给水温度
℃
280
273
169
258
240
221
27
省煤器出口温度
℃
304.0
298.4
229.4
288.2
269.4
251.9
28
省煤器水阻力（含静压头）
Kpa
389

29
空预器一次风进风温度
℃
27.8
27.8
27.8
27.8
27.8
27.8
30
空预器二次风进风温度
℃
22.8
22.8
22.8
33.9
45.0
50.6
31
空预器一次风出口温度
℃
316
312
278
303
279
261
32
空预器二次风出口温度
℃
329
323
289
313
287
266
33
空预器一次风侧阻力
Pa
212

34
空预器二次风侧阻力
Pa
672

35
燃烧器一次风侧阻力
Pa
490

36
燃烧器二次风侧阻力
Pa
981

表8（续完） 锅炉性能数据汇总
序
号
项 目
单位
设 计 煤 种
BMCR
ECR
高加全切
70%定压
50%定压
35%定压
37
炉膛过量空气系数

1.25
1.25
1.25
1.312
1.25
1.25
38
空预器出口烟气量
t/h
1424
1304
1337
1132
831
630
39
锅炉本体烟气阻力
Pa
2299

40
磨煤机投运台数
台
4
4
4
3
2
2
41
炉膛（下炉膛）
℃
1326
1323
1297
1297
1169
1105
42
后屏过热器进口烟温
℃
1153
1136
1127
1097
991
917
43
屏式过热器进口烟温（炉膛出口）
℃
1057
1037
1031
997
892
817
44
高温再热器进口烟温
℃
935
913
912
874
776
699
45
高温过热器进口烟温
℃
833
812
812
777
691
621
46
低过水平段进口烟温
℃
691
673
673
647
581
527
47
省煤器进口烟温
℃
443
435
440
425
386
355
48
空预器进口烟温
℃
376
367
330
352
318
288
49
锅炉排烟温度（不修正）
℃
137
133
119
131
121
114
50
锅炉排烟温度（修正）
℃
128
124
112
121
110
102
51
计算锅炉效率（低位热值）
%
92.11
92.28
92.95
92.05
91.99
91.41
52
计算锅炉效率（高位热值）
%
88.27
88.44
89.08
88.22
88.16
87.6
53
锅炉燃煤量
t/h
131.9
119.7
123.4
98.4
73.0
53.0
54
炉膛容积热负荷
KJ/H.M3
390E3
354E3
364.7E3
291.0E3
215.8E3
156.9E3
55
炉膛断面热负荷
KJ/H.M3
17.3E6
15.7E6
16.2E6
12.9E6
9.6E6
7.0E6
56
燃烧器摆动角度
度
0
17
-15
30
-30
-30
57
燃烧器投运层数
层
1-4
1-4
1-4
4-4
3-4
3-4
2.8 安全阀整定压力及排放量汇总见表9
表9　安全阀整定压力及排放量汇总表
名 称
编号
阀门型号
整 定 压 力
回座压差
（%）
排汽量
（kg/h）
温 度
(℃)
启动
（MPa）
回座
（MPa）
汽包安全阀
1
HE-96W
20.62
19.80
4
266439
371
2
HE-96W
21.03
19.77
6
275032
373
3
HE-96W
21.24
19.75
7
279482
373
过热器出口安全阀
4
HCI-98W
19.29
18.71
3
120685
545
5
HCI-98W
19.32
18.74
3
120994
545
再热器进口安全阀
6
HCI-46W
4.31
4.18
3
193821
343
7
HCI-46W
4.44
4.31
3
199805
343
再热器出口安全阀
8
HCI-68W
3.98
3.86
3
150090
545
9
HCI-68W
3.98
3.86
3
150090
545
10
HCI-68W
4.19
4.06
3
157915
545
气动泄放阀
11
EBL721N24BWDP
19.08
18.70
2
160057
545
第一篇 锅炉启动、运营与停止

3 锅炉检修后检查及校验

3.1 锅炉检修后验收检查
3.1.1 锅炉大、小修后，凡设备异动，应有设备异动报告。
3.1.2 运营人员应对设备进行验收，在验收时，应对设备按本规程及有关辅助设备规程进行详细检查，并进行必要实验和试转。
3.1.3 在验收中若发现问题或设备存在缺陷，除及时记录在关于记录簿上外，检修人员必要在投运之前予以消除。
3.1.4 为检修工作而设立暂时设施应拆除，原设备应装复。现场整洁、清洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，现场照明良好。保温齐全，各支吊架完整牢固。
3.1.5 管道、阀门连接良好，阀门开关灵活，手轮完整，铭牌齐全，标志清晰，编号对的，并符合规定。各看火孔、人孔门、检查门开关灵活，关闭后严密性能良好。
3.1.6 各某些膨胀批示器安装齐全、安装位置对的，批示刻度清晰，无任何影响膨胀杂物及设施存在。
3.1.7 操作员站、键盘及CRT、按钮、操作面板等设备完整，铭牌配备齐全。通风及照明正常， 并有可靠事故照明。报警信号声、光良好。
3.2 电动门、调节门、气控装置、导叶、风门及挡板校验
3.2.1 当接到值长关于电动门、调节门、气控装置、动叶、导叶、风门及挡板校验告知后，方可按规定进行校验。
3.2.2 拟定需要校验设备完整，再告知送上电源。
3.2.3 校验时应有专人负责监视设备动作状况。对已投入运营系统及承受压力设备不可再进行校验工作。
3.2.4 校验送风机动叶前，应先投入相应液压润滑油系统，待正常后再送上送风机动叶电源。校验引风机导叶前，应检查润滑油充分后，送上引风机导叶电源。
3.2.5 气控装置校验前应检查控制气源正常。
3.2.6 经检修后设备，校验时应会同锅炉、电气、热控检修人员参加。
3.2.7 电动门校验
开、关各电动门动作应正常，位置显示与实际相符。
3.2.8 动叶、导叶、调节门、风门、挡板校验
3.2.8.1 开、关送风机动叶过程中应检查动作方向对的，开度批示在0～l00％，并与实际相符。电动执行机构制动性能良好。
3.2.8.2 开、关引风机和一次风机导叶应动作灵活，开度批示在0～100％，并与实际相符。电动执行机构制动性能良好。
3.2.8.3 开、关各风门及挡板应动作对的，位置显示与实际相符。各电动执行机构制动性能良好。
3.2.8.4 开、关各磨煤机冷、热风门，应动作灵活，开度批示在0～100％，并与实际相符。
3.2.8.5 开、关各磨煤机冷、热风关断门，应动作灵活，并与实际相符。
3.2.9 炉膛烟温探针，进、退动作实验应正常。
3.3 锅炉辅机联锁与机组保护校验应具备条件及注意事项
3.3.1 机组大小修后及热机保护系统检修后均应进行校验，以保证机组运营中联锁及保护装置动作可靠性。
3.3.2 校验应在机组启动迈进行，值长负责，热控、电气会同参加。完毕锅炉辅机联锁校验后，在值长统一布置下进行机组横向保护校验，其操作应得值长命令后方可进行。
3.3.3 参加校验辅机及所属设备所有工作票已终结，设备己复役或有试转单。电动门、风门、档板、电磁阀等电源送上。
3.3.4 仪用压缩空气系统压力正常。
3.3.5 热机保护、信号及仪表电源都已送上。
3.3.6 校验办法分实际校验和控制回路校验两种。实际校验时，关于辅机控制及动力电源送上，并具备启动条件。控制回路校验时，6kV辅机电气开关退至隔离/实验位置、并放上“二次插头”、合上控制及保护电源小开关 、检查储能电机电源小开关在合上位置 、以及将近遥控选取开关置“遥控”位置。但400V电源辅机，控制及动力电源均应送上参加实际校验。
3.3.7 风机、空预器、磨煤机风门挡板和辅助设备校验应在锅炉辅机联锁校验迈进行。
3.4 锅炉辅机联锁校验
3.4.1 锅炉辅机联锁是由SCS和FSSS逻辑来实现。
3.4.1.1 当两台空预器停运时，将使运营中吸风机跳闸；
3.4.1.2 当两台吸风机停运时，将使运营中送风机跳闸；
3.4.1.3 磨煤机停运时，将使给煤机跳闸。
3.4.2 锅炉辅机联锁校验前，先送上需参加校验空预器、空预器盘车、密封风机动力和控制电源，并按5.3.6条送上参加校验吸风机、送风机控制及保护电源。
3.4.3 启动两台空预器，顺序合上吸风机A、B、送风机A、B。
3.4.4 停用两台空预器后，检查两台吸风机、两台送风机应全停。

4 锅炉安全门和主汽电磁泄放阀校验

4.1 锅炉大修后或安全门通过检修后，都应校验安全门起座压力，为保证安全门动作可靠，还应定期进行安全门放汽实验。主汽电磁泄放阀热控和电气回路实验，在机组启动前都应进行。
4.2 安全门校验普通应在机组启动汽机冲转迈进行，当需带负荷进行时，应经总工程师批准，并制定完整技术办法。
4.3 安全门校验应使用原则压力表。在校验现场与集控室内还应有可靠通讯工具。
4.4 汽包及过热器安全门校验：
4.4.1 锅炉点火后按升温升压曲线升压，并控制炉膛出口温度≯538℃，当汽包压力达16MPa时，应停止升压，维持压力稳定。
4.4.2 在汽压稳定后，告知锅炉检修人员，用液压助跳器逐只对汽包安全门和过热器安全门进行起座和回座校验。
4.4.3 在安全门校验过程中，应保持锅炉燃烧稳定，尽量减少汽压波动，同步应控制炉膛出口温度≯538℃。
4.4.4 在安全门起座和回座时，应加强监视汽包水位并及时调节给水流量，减小水位波动。
4.4.5 当安全门起座压力与规定值不符时，检修人员应进行调节和再次校验，直至全都合格。
4.4.6 在汽包安全门和过热器安全门校验结束后，即可进行主汽电磁泄放阀手动“启动”、“关闭”实验
4.4.6.1 先将主汽电磁泄放阀手动/自动选取开关置“手动”位置，再揿“启动”按钮，主汽电磁泄放阀即应启动；
4.4.6.2 当启动5S后，揿“关闭”按钮，主汽电磁泄放阀即应关闭；
4.4.7 再热器安全门校验
主汽电磁泄放阀校验结束后，减少汽包压力至8MPa，并调节低压旁路，维持再热器出口压力在3MPa，仍由检修人员用液压助跳器逐只对再热器进口和出口安全门进行起座和回座实验。
4.4.8 安全门校验结束后，应将所有起座压力和回座压力登录在专用记录簿内。
4.4.9 安全门校验程序为汽包――过热器――再热器进口――再热器出口，整定值先高后低，每只安全门校验合格后即可正式投入运营。

5 锅炉水压实验

5.1 水压实验规定
5.1.1 锅炉通过大、小修或受热面通过检修之后，应进行水压实验，其实验压力为汽包B-MCR工作压力。承压部件严重损坏经修复或大面积调换受热面之后，必要进行超压水压实验。超压水压实验压力，锅炉本体（涉及过热器）为1.25倍汽包工作压力；再热器为1.5倍再热器进口压力。
5.1.2 水压实验和超压水压实验压力见表10
表10 水压实验参数
序号
名 称
工作压力
Mpa
水压实验压力
MPa
超压水压实验压力
MPa
1
锅炉本体
（涉及过热器、水冷壁、省煤器）
18.82
18.82
23.53
2
再热器
3. 78
3.78
5.67

5.1.3 锅炉水压实验范畴：
锅炉本体某些为省煤器、汽包、水冷壁和过热器，自给水泵出口至汽轮机高压缸自动主汽阀。再热器某些为墙再进口水压实验堵阀至高再出口水压实验堵阀。
5.1.4 锅炉水压实验应得检修负责人书面告知，并由值长发令后进行。
5.2 锅炉水压实验条件和实验前准备
5.2.1 与水压实验关于汽水系统检修工作已经结束，管道连接完好。
5.2.2 炉水泵A、B、C已按辅助设备运营规程注水。
5.2.3 将电磁泄放阀手、自动开关均置于“手动”位置，以防水压实验时动作。
5.2.4 做超压水压实验前，应拆除炉水循环泵叶轮及电动机，在泵壳体上装设专用堵板。
5.2.5 汽包就地压力表，CRT上汽包压力显示都已经校验对的并投入运营。
5.2.6 汽包双色云母水位计只参加工作压力水压实验，不参加超压水压实验。
5.2.7 联系化学已准备好足够合格除盐水。
5.2.8 按水压实验前检查操作卡检查各阀门位置对的。
5.3 水压实验办法
5.3.1 锅炉进水，可以用汽机凝泵向锅炉上水，也可直接用电动给水泵向锅炉进水。进水速度冬季不不不大于50t/h，其他季节不不不大于100t/h，水温应不不大于21℃且不大于104℃，水质应符合原则。
5.3.2 进水至汽包水位+200mm后停止进水。
5.3.3 检查电动给水泵已启动或电动给水泵,启动过热器减温水总门和再热器减温水总门，用Ⅰ级或Ⅱ级减温调节阀向过热器持续进水。
5.3.4 待空气门有水持续流出后，逐只关闭空气门，炉本体开始升压。
5.3.5 调节电动给水泵转速及Ⅰ、Ⅱ级减温调节阀，以每分钟0.30～0.50MPa升压速度升至17MPa。当确知汽包和过热器安全门已由检修人员加装轧具后再继续升压。
5.3.6 当汽包压力达到18.82MPa时，维持压力稳定，由检修人员检查，若进行超压水压实验，则应在检修水压实验检查正常,并得到检修告知再以相似升压速度将汽包压力升至23.53MPa，维持5分钟，记录汽压下降速度后以每分钟0.30～0.50MPa降压速度将汽包压力降至18.82MPa，再由检修人员进行检查。
5.3.7 当再热器需进行水压实验时，也用减温水向再热器进水，水进满后，待空气门有水持续流出，再关空气门。也以每分钟0.30～0.50MPa速度将再热器进口压力升至3.78MPa，维持压力，进行水压实验检查。
5.3.8 当再热器需进行超压水压实验时，也是由检修人员加装再热器进出口安全门轧具后，将再热器进口压力升压至5.67MPa，维持5分钟，再降至3.78MPa,由检修人进行检查。
5.3.9 锅炉本体水压实验结束，关闭Ⅰ、Ⅱ级减温调节阀，启动包覆疏水以每分种0. 30～0. 50MPa降压速度降压，当压力降至17MPa时，由检修人员拆除安全门轧具后，继续以每分钟0.30～0.50MPa速度降压至零。在汽包压力≤0.20MPa时，启动主汽管和汽包空气门及所有疏水阀。
5.3.10 再热器水压实验结束也按同样速度降压，拆除安全门轧具，启动墙再空气门、屏再空气门、高再空气门。
5.4 水压实验注意事项
5.4.1 水压实验时要有专人监视汽包就地压力表，控制室压力表应与就地批示压力表相符合。
5.4.2 锅炉进水至汽包满水后，应恰当减少进水量，各受热面空气门在该受热面满水前必要启动，满水后须待空气完全放尽方可关闭。
5.4.3 当锅炉升压到接近水压实验规定压力时，恰当减少升压速度，以防超压。
5.4.4 禁止运用炉水泵放水阀对炉本体进行泄压放水，杜绝炉水进入电机腔室。
5.4.5 超压实验时，应关闭汽包双色云母水位计及关于热工仪表一次阀门。
5.4.6 锅炉本体超压实验须得总工程师批准。

6 锅炉机组启动

锅炉启动分冷态启动和热态启动两种，冷态启动指锅炉初始状态为常温和无压力；锅炉经检修或较长时间（55小时以上）备用后启动，也为冷态启动。热态启动是指经较短时间（2～8小时）停用后启动，此时锅炉尚有一定压力，受热面金属和炉墙构件温度还较高。当汽机调节级金属温度及中压持环金属温度均不大于121度时，机组采用冷态启动。
6.1 锅炉启动前检查和准备
6.1.1 锅炉启动应具备条件
6.1.1.1 锅炉机组检修工作已结束，热力工作票和电气工作票都已终结，冷态验收合格。
6.1.1.2 各项校验工作正常。
6.1.1.3 锅炉机组所需电源均已送上。
6.1.1.4 热工及电气仪表齐全、对的可用；DCS已投入运营。热工仪表、调节装置、执行机构等均由热控人员校验完毕并已投用。
6.1.1.5 锅炉吹灰器及其管道完整，炉膛、过热器、再热器、省煤器、预热器等吹灰器校验合格，应所有退至炉外。
6.1.1.6 炉膛烟温探针校验合格，进退灵活。
6.1.1.7 锅炉机组附属闭冷水系统、杂用水系统及仪用压缩空气已投入运营；各类消防设施齐全，消防系统也已投入运营。
6.1.1.8 机组辅助用汽系统已投入运营。
6.1.1.9 锅炉燃用轻油、燃煤贮量能满足需要。轻油系统已具备运营条件。
6.1.1.10 除灰、除渣系统及设备已具备投运条件。
6.1.1.11 联系化学值班准备足够除盐水和做好取样、加药等准备工作。
6.1.1.12 各阀门、挡板开关灵活、实际开度、就地开度批示值和CRT上开度批示值均一致。
6.1.2 锅炉启动前检查
6.1.2.1 锅炉启动前检查，应在值长发命令后进行，并按锅炉启动检查卡进行检查。
6.1.2.2 检查锅炉及其设备现场整洁，通道畅通，无杂物堆放，孔洞盖板及防护设施完整、牢固。现场照明充分、良好。
6.1.2.3 检查燃烧室内无结焦，燃烧室以及各风道、烟道、电除尘器、空预器内无人工作，各检查门、人孔门均已关闭，现场脚手架已拆除，杂物已清理，防爆门完整，各看火孔、检查门已关闭。当发既有启动检查门 、人孔门，应告知检修人员关闭。
6.1.2.4 锅炉烟风道及各类管道保温良好，支吊架完整、牢固。
6.1.2.5 检查各电气设备正常可用，各类辅机及辅助设备电源送上并符合启动规定，各执行机构电源也已送上。
6.1.2.6 按检查卡检查汽水及疏放水系统，减温水系统及高、低压旁路系统阀门位置应符合启动前状态。
a) 汽包空气门、低过空气门、分隔屏空气门、后屏空气门、主汽管空气门启动；墙再空气门、屏再空气门、高再空气门和再热器疏水阀在点火前启动，再热器疏水阀和排气阀必要在凝汽器建立真空前关闭。
b) 包覆疏水、包覆疏水总门启动；顶棚过热器疏水门启动。
c) 省煤器空气门、省煤器放水门、定排门关闭。
d) 高、低压旁路关闭。
6.1.2.7 检查制粉系统所属设备符合启动前规定（油位、油温、冷却水正常）。
6.1.2.8 检查轻油系统阀门位置已符合轻油系统循环规定。
6.1.2.9 检查吹灰器已所有退出炉膛，炉腔烟气温度探针完好可用，且退出炉膛。
6.1.2.10 各某些膨胀批示器安装齐全，位置对的，批示刻度清晰，无任何影响膨胀杂物及设施存在，并记录初始数值。
6.1.2.11 汽包各水位计完整，水位计批示清晰，水位监视电视完好可用，水位计照明充分。
6.1.2.12 炉膛火焰探头应装妥，冷却空气投入，风压正常。
6.1.2.13 检查各辅助设备闭冷水系统已投入运营。
6.2 锅炉冷态启动
6.2.1 锅炉进水
6.2.1.1 锅炉进水前先按炉水泵操作规程，对炉水泵电机逐台进行注水，注水工作应在注水管路冲洗合格后进行。
6.2.1.2 炉水泵注水后，锅炉可采用凝泵经锅炉上水门向汽包进水，水源是化学除盐水，普通在汽包壁温低时进水使用；也可启动电动给水泵经旁路控制阀进水，水源是除氧水，普通在汽包壁温较高使用，进水过程中水质应保证合格。进水至汽包水位＋200mm后，暂停进水。进水应均匀缓慢，进水阀不能猛开猛关。进水速度：冬季≤50t/h，进水时间≥4h,其他季节≤100t/h,进水时间≥2h。进水温度：≥21℃、＜104℃，进水温度应不大汽包壁温50℃，当水温与壁温差水不不大于50度时，应恰当延长进水时间。进水初期，通过停炉放水门进行放水，15min后关闭。锅炉总进水量约为200m3。
6.2.1.3 锅炉进水先后应检查记录膨胀批示器，并检查其批示与否正常。
6.2.1.4 先启动A或C炉水循环泵后，当汽包水位减少时，应补水至正常水位（若汽包水位骤降至-300mm时，则应及时停止炉水循环泵，进行检查），然后启动C或A炉水循环泵，当水位下降至-100mm时，停止向锅炉上水，保持低水位点火（以防起压和水位膨胀），停止上水后，打开省煤器再循环门。当锅炉启压后，再启动B炉水循环泵。各炉水泵启动时应点转5秒，停15分钟后，再点转5秒，如此三次，以彻底排尽电机腔室内空气。
6.2.2 辅助设备投运：
6.2.2.1 除渣和电除尘所属设备已按锅炉启动规定投入运营。
6.2.2.2 轻油系统循环
启动进、回油管各手动阀，启动燃油气动快关阀，缓慢启动进油调节阀，启动气动再循环阀，维持油压正常，油枪各角阀应关闭严密。投入雾化蒸汽，压力维持在0.80MPa，炉前油系统投入后，进行一次全面检查。
6.2.2.3 按辅机运营规程规定投入下列设备
a) 启动空预器前1小时检查空预器上、下轴承油系统具备投运条件。空预器启动前30min投用暖风器；
1）投用暖风器条件：当入口风温与排烟温度之和不大于150℃时，或依照环境温度而定。
2）暖风器投入运营后，疏水品质不合格时，排至定排扩容器；疏水经化验合格后，启动暖风器疏水泵，将疏水回收，送至除氧器。
b) 投入送风机液压润滑油系统；检查引风机润滑油脂充分；
c) 启动火检冷却风机A或B。
6.2.2.4 在CRT上选风烟系统画面后，成组启动风烟系统辅机，SCS将按顺序启动空预器A、空预器B；吸风机A、吸风机B；送风机A、送风机B。
6.2.2.5 调节引风机和送风机，维持炉膛压力－40~－100Pa，风量在35％与40％之间，将吸风机A、引风机B、送风机A、送风机B投入自动。
6.2.2.6