260t／h煤粉炉运行规程低氮脱销.doc

260t/h煤粉炉运行操作规程

山东华鲁恒升化工股份有限公司热动分部
2014年9月

260t/h煤粉炉运行操作规程
一、总则
1.1本工艺规程适用范围：适用于YG—260/9.8—M11型煤粉炉岗位。
1.2设备介绍
1.2.1 锅炉概况
锅炉型号 ：YG—260/9.8—M11 锅炉名称：260t/h高温高压自然循环锅炉
主要设计参数：
额 定 蒸 发 量：260t/h 过热器出口汽压：9.8MPa 过热器出口温度: 540℃
给 水 温 度: 158-215℃ 排 烟 温 度：135－145℃
预热器进口风温：20℃ 预热器出口风温：362℃
锅炉计算效率： 90.7% 制 造 厂 家：济南锅炉厂有限公司
1.2.2 汽包概况
内 径:φ1600mm 壁 厚: 100mm 材 质: 19Mn6
锅筒总长度: 12807mm 中心线标高: 37900mm
正常水位在汽包几何中心线下: 180mm 汽包最高最低水位距正常水位：±50mm
1.2.3 水冷壁
名称
单位
内容
形式

膜式
外径×壁厚
mm
φ60×5
间距
mm
80.5
管子数
根
300
循环回路
个
14
大直径下降管
根
4
材质

SA210C
1.2.4 过热器
名称
单位
炉顶过热器
包覆过热器
低温过热器
屏式过热器
高温过热器
外径×壁厚
mm
φ42×4.5
φ38×4.5
φ38×4.5
φ38×4
φ38×4.5
材质

20G
20G
20G
12Cr1MoVG
12Cr1MoVG
片数
片

90排
12片
90排
节距
mm
60
90
90
42
90
布置方式

顺流
后侧顺流两侧逆流
逆流
顺流
冷段逆流
热段顺流
1.2.5 省煤器
名称
单位
上级省煤器
下级省煤器
中间集箱进口管道
中间集箱出口管道
外径×壁厚
mm
φ42×5
φ32×4
φ219×25
φ219×25
材质

20G
20G
20G
20G
节距S1
mm
60
60

布置方式

逆流错列
逆流顺列

1.2.6 空气预预热器
空气预热器采用管式预热器，冷风温度20℃，热风温度362℃，支撑在钢架上，最下级为防止低温腐蚀采用的搪瓷管空气预热器，烟气入口为防磨套管装置。
1.2.7 燃烧器
采用正四角布置的直流式燃烧器，为徐州燃控科技低氮燃烧器，一二次风顺切圆燃烧，具有很好的防焦效果，配钢球磨制粉系统，热风送风系统，燃烧器随水冷壁一起膨胀。各层风假想切圆为一次风切圆顺时针φ408mm 。
燃烧器分为上下2组：其中上组包括1层高位燃尽SOFA风和1层低位SOFA风。下组喷口布置形式从下至上为：下二次风口、下一次风口、偏置风口、上一次风口、三次风口、OFA风口,共计6个喷口。点火装置布置在下二次风口内；一次风采用水平浓淡技术，强化燃烧喷嘴，一次风管采用内贴陶瓷以增加抗磨性及耐腐蚀性；两层一次风中间加一层偏置风，防止淡粉侧结焦； OFA风可以加快燃料跟烟气的混合，加快燃尽。锅炉上组的低位SOFA和高位SOFA层，采取上下摆动15度，水平摆动10度，可以有效的促进燃料的燃尽和屏底温度与过热器气温的调节。
1.2.8 炉膛
深为8.27米，宽为8.27米，宽深比1.1 炉膛周界长度33.08米。
1.2.9 油枪及点火装置
采用高能点火装置直接点燃油枪。油枪采用机械雾化方式，进油压力为2.45MPa，进油粘度<4°E。最大进油量按锅炉蒸发量的30%计算，装设4支油枪,油枪及点火枪均由气缸带动，进口气压力为0.4～0.6 MPa，压缩空气需经干燥及过滤。
1.2.10 点火油枪规范
型号：空气雾化 XYQ—22－300 雾化方式：空气雾化
燃油压力：空气雾化 0.6－1.0MPa 雾化介质压力：0.6－1.0MPa
气液比：1：3 油枪出力：1200kg／h 油品：＃0轻柴油
气动雾化油枪雾化颗粒度：索太尔平均直径：SMD＜50 μ m
尺寸分布指数：N＞2
连接方式为软管连接，接头形式为球面圆锥密封，螺纹尺寸 M24×1.5
枪头直径为：空气雾化为 Φ38
二、岗位生产工艺流程概述
2.1 风烟煤系统流程
经送风机送出的冷风依次经过低级、中级、高级空气预热器加热后，通过环形风道分配为四角喷燃器一次风、四角各三层二次风、磨煤机入口热风，煤粉与一次风混合后通过喷燃器进入炉膛燃烧，烧尽的炉渣经过主灰斗进入碎渣机、捞渣机后进入除渣系统。从炉膛烧尽的飞灰依次流经屏式过热器、炉顶过热器、一级喷水减温器、低温过热器、二级喷水减温器、高温过热器、高级省煤器、高中级空气预热器、SCR反应器、中低级省煤器和低级空气预热器，把携带的热量传给各级受热面，烟气自身温度逐渐降低，最后经电袋除尘器除灰净化后由引风机引入烟囱排入大气。
2.2 汽水系统流程
盐除氧水经给水泵加压后，先进入高压加热器，经高压加热器加热后的给水进入锅炉给水母管分成两路，第一路直接进入省煤器，第二路进入一、二级减温器，在减温器中喷入给水，直接变成蒸汽。给水经省煤器再次提高温度后进入汽包，沿下降管流入各下联箱，下联箱中的水在运动压头的推动下进入膜式水冷壁，部分水受热蒸发，变成蒸汽，汽水混合物沿水冷壁管上升并进入上联箱，经汽水引出管引入汽包，进入汽包的汽水混合物在汽包中分离成饱和水和饱和蒸汽，饱和水沿下降管进入下联箱继续循环流动，饱和蒸汽先后进入炉顶过热器、后包覆过热器、左右包覆过热器、低温过热器、经过一级减温器减温后进入屏式过热器、高温过热器进口集箱、经过二级减温器减温后进入高温过热器出口集箱，加热成过热蒸汽，供汽机和全厂生产用汽。
2.3脱销系统流程
烟气从锅炉上级预热器出来后通过SCR反应器入口烟道进入SCR反应器，在SCR反应室入口烟道上设置有氨气喷射栅格（AIG），将氨/空气混合气体均匀的喷射到SCR反应室入口烟道中，使喷入的氨气能与烟气中的NOx充分混合，为了保证烟气能垂直的通过SCR反应室床层，在烟道转弯处均设置有烟气导流板，烟气通过导流板后均匀分布并流过催化剂层，在催化剂的作用下，NH3与NOx发生还原反应，生成无二次污染的N2和H2O，随烟气流经锅炉锅炉低温段省煤器，低温段空预器、除尘器、脱硫装置后，进入烟囱排放。从氨区输送过来的氨气与稀释空气在氨/空气混合器中混合均匀后，通过喷氨格栅注入SCR反应室入口烟道中。
在催化剂存在条件下，反应温度在330～420℃之间时，SCR法烟气脱硝工艺的主要反应方程式如下：
4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H20 （4-1）
2NO2+4NH3+O2 → 3N2+6H2O （4-2）
NO+NO2+2NH3 → 2N2+3H2O （4-3）
其中式（4-1）和（4-3）是主要的反应过程，因为烟气中90％以上NOx是以NO形式存在。在反应过程中，NH3选择性的和Nox反应生成无二次污染的N2和H2O随烟气排放。
三、岗位任务及管辖范围
3.1 岗位任务
按照本规程，安全可靠地操作260t/h煤粉炉，在保证设备安全、稳定、环保、长周期连续运行的同时，生产出足量、合格的过热蒸汽，供后工序使用。
3.2 岗位管辖范围
锅炉本体、脱销、各种辅机，自锅炉给水进水阀至锅炉过热蒸汽截汽门之间锅炉范围内所有的设备、管道等。
四、设备设计参数及岗位工艺指标
4.1主要参数
1设计参数:
项目
单位
BMCR
ECR
70%BMCR
过热蒸汽出口流量
t/h
280
260
182
过热蒸汽出口温度
℃
540
540
540
过热蒸汽出口压力
Mpa（g）
9.8
9.8
9.8
给水温度
℃
158
158
158
排烟温度
℃
135-145
129．4
117．2
设计效率
%
90.7

2热平衡及热负荷（冷风温度20℃）
项目
符号
单位
数值

设计煤种
校核
煤种

BMCR
ECR
70%BMCR
A、BMCR
排烟温度
Vpy
℃
135.6
129.4
117.2
135.6
热风温度
trk
℃
352
341
315
347
排烟损失
q2
%
6.03
5.691
5.019
6.1
化学不完全燃烧损失
q3
%
0
0
0
0
机械不完全燃烧损失
q4
%
2.5
2.5
3
2.5
散热损失
q5
%
0.383
0.383
0.547
0.383
锅炉计算热效率
η
%
91
91.2
91.44
91.02
锅炉保证热效率
η
%
90.7
90.80

燃料消耗量
B
t/h

计算燃料消耗量
Bj
t/h
42.69

锅炉有效利用热
Qka
KW
324×103
299×103
238×103

324×103
过热器喷水量
（一级）
dI
t/h
8.18
5.2

10.19
过热器喷水量（二级）
dⅡ
t/h
2.73
1.73
1.37
3.4
炉膛容积热负荷
qv
KW/m3
504
457
366
505
炉膛断面热负荷
qf
KW/m2
15383
13957
11168
15428
3制粉系统数据:
名 称
符号
单位
设计煤种
校核煤种
锅炉燃煤量
Bg
t/h
42.69
42.69
磨煤机出力
Bm
t/h台
<24.4
<24.4
磨煤机最佳通风量
rtfzj
m3/h
61800
61800
磨煤机乏气再循环份额
rzx
%
27.6
21.2
磨煤机进口热风份额
rrk
%
46
51.4
干燥剂初温
t1
℃
280
280
干燥剂终温
t2
℃
90
90
磨煤机出力储备系数
Kc

1.24
1.08
磨煤机单位电耗

kw·h/t
23
23
4煤种特性:
项目
符号
单位
数值
设计煤
应用基碳
Cy
%
52.9
应用基氢
Hy
%
2.82
应用基氧
Oy
%
6.46
应用基氮
Ny
%
0.78
应用基硫
Sy
%
0.82
应用基水
Wy
%
8
应用基灰
Ay
%
30
应用基低位发热量
Qydw
Kj/Kg
20460
可燃基挥发物
Vr
%
15.63
可磨度
HGI

59
变形温度
t1
℃
1260
软化温度
t2
℃
1400
熔融温度
t3
℃
1460
5灰渣特性:
项目
单位
数值
设计煤
校核煤
Fe2O3
%
11.45
11.06
CaO
%
1.89
2.03
MgO
%
0.92
1.01
SiO2
%
51.23
51.64
AL2O3
%
31.98
31.12
TiO2
%
1.12
1.07
SO3
%
0.88
0.88
其它
%
0.53
1.19
6各部过剩空气系数
名称
炉膛
高过
省煤器
预热器
进口过量空气系数

1.2
1.28
1.3
出口过量空气系数
1.2
1.23
1.3
1.45
7喷燃器设计参数:

风率
风温
风量
喷口面积
风速
阻力
总喷口面积
%
℃
Nm3/h
m2
m/s
Pa
㎡
一次风
20
174.6
84377

25
825

二次风
48.51
340
280247

45
928

三次风
28.16
60
97541

50
2006

漏风
3.33

8热力计算数据:
名 称

BMCR(260t/h)设计煤种
ECR工况设计煤种
70%BMCR设计煤种
BMCR校核煤种
单位
前屏过热器
出口烟温

981
1072
℃
进/出口工质温度
348.3/
381.1
348.4/
382.6
345.9/
390.2
348.7/
381.7
℃
工质流速
19.07
17.50
14.67
18.97
m/s
对流过热器
进/出口烟温
987/773
959/757
892/720
984/
770
℃
烟速
11.54
10.27
7.84
11.6
m/s
进/出口工质温度
424/
540.0
429.5/
540.0
441.4/
540.0
422.9/
540.0
℃
工质流速
15.68
14.24
11.50
15.66
m/s
主省煤器
进/出口烟温
410/381
395/367
369/341
407/
377
℃
烟速
7.40
6.58
5.05
7.43
m/s
进/出口工质温度
244.0/
251.4
240/
247.1
224/
231.4
244/
251.4
℃
工质流速
1.30
1.17
0.89
1.29
m/s
预热器热段
进/出口烟温
381/136
367/129
341/117
377/
136
℃
烟速
10.62
9.66
7.59
10.82
m/s
进/出口工质温度
20/
346
20/
335
20/
315
20/
343
℃
工质流速
7.00
6.39
5.13
7.11
m/s
预热器冷段
进/出口烟温
163/141
159/137
144/123
164/
142
℃
烟速
9.13
8.33
6.60
9.31
m/s
进/出口工质温度
20./50.3
20./49.9
20./47.1
20./
50.4
℃
工质流速
5.46
5.02
4.14
5.54
m/s
9脱销系统入口烟气参数
锅炉BMCR工况脱硝系统入口（省煤器出口）烟气成分
项 目
符号
单位
数值
省煤器出口烟气量
Q
Nm³/h
320000
粉尘浓度

g/Nm³
30
SO2初始排放浓度

Mg/Nm³
4500~5000
脱硫后二氧化硫浓度

Mg/Nm³
≤200
高温段空预器后温度
T
℃
320-330
设计排烟温度
Tp
℃
≤130
Nox初始排放浓度

Mg/Nm³
450
10脱销性能保证
项目
单位
值
燃料
1.脱硝效率
2.NH3逃逸率
3.SCR系统压损
4.SO2/SO3转化率
5.催化剂化学寿命
-
%
ppm
Pa
%
H
煤
≥80%
≤3uL/l(干态)
≤980（含备用层）
≤1%
≤24000
注 *1 : 在下列条件下，对Nox脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率同时进行考核：
a) 锅炉45%BMCR～BMCR负荷；
b) 脱硝装置入口烟气中NOx含量450 mg/Nm3（干基，6％O2）；
c) 脱硝装置入口烟气中烟尘含量_30_ mg/Nm3（干基，6％O2）；
d) 2层催化剂运行；
*2 : 从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失 （设计煤种，100%BMCR工况，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力）。
*3 : 催化剂寿命保证值：从首次通烟气开始到更换或加装新的催化剂之前。

4.2主要工艺指标
序号
类别
指标名称
单位
指标
检测周期
1
B
过热器压力
Mpa
9.0－9.8
DCS显示
2
A
过热器温度
℃
520－545
DCS显示
3
B
主蒸汽管道压力
Mpa
9.0－9.8
DCS显示
4
B
主蒸汽管道温度
℃
520－540
DCS显示
5
A
汽包水位
mm
±50
DCS显示
6
A
汽包压力
Mpa
10.8－11.7
DCS显示
7
B
锅炉排烟温度
℃
110－135
DCS显示
8
B
炉膛压力
pa
负20至负50
DCS显示
9
A
烟气含氧量
％
2.7－4.6
DCS显示
10
C
引风机电流
A
162.7
DCS显示
11
B
引风机风量
m3/h
309072
DCS显示
12
B
引风机全压
pa
9932
DCS显示
13
B
引风机驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
14
B
引风机非驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
15
B
引风机电机驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
16
B
引风机电机非驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
17
B
引风机电机线圈温度
℃
≤140
DCS显示
18
B
引风机驱动端轴承振动
mm/s
≤9.5
DCS显示
19
B
引风机非驱动端轴承振动
mm/s
≤9.5
DCS显示
20
C
送风机电流
A
47
DCS显示
21
B
送风机风量
m3/h
172000
DCS显示
22
B
送风机全压
Kpa
6.485
DCS显示
23
B
送风机驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
24
B
送风机非驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
25
B
送风机电机驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
26
B
送风机电机非驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
27
B
送风机驱动端轴承振动
mm/s
≤5.5
DCS显示
28
B
送风机非驱动端轴承振动
mm/s
≤5.5
DCS显示
29
C
排粉机电流
A
47
DCS显示
30
B
排风机风量
m3/h
72380

31
B
排粉机风压
Kpa
11.5
DCS显示
32
B
排粉机驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
33
B
排粉机非驱动轴承温度
℃
≤85
DCS显示
34
B
排粉机电机驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
35
B
排粉机电机非驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
36
B
排粉机驱动端轴承振动
mm/s
≤5.5
DCS显示
37
B
排粉机非驱动端轴承振动
mm/s
≤5.5
DCS显示
38
B
磨煤机机电流
A
99
DCS显示
39
C
磨煤机出力
t／h
25
DCS显示
40
A
磨煤机出口温度
℃
60－90
DCS显示
41
B
磨煤机入口负压
pa
200－400
DCS显示
42
B
磨煤机高压泵油压
Mpa
31.5
DCS显示
43
B
磨煤机润滑油压
Mpa
＞0.08
DCS显示
44
B
磨煤机减速机油压
Mpa
0.04-0.4
DCS显示
45
B
磨煤机电机驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
46
B
磨煤机电机非驱动端轴承温度
℃
≤85
DCS显示
47
A
磨煤机大瓦温度
℃
≤60
DCS显示
48
B
磨煤机回油温度
℃
≤55
DCS显示
49
B
磨煤机电机驱动端轴承振动
mm/s
≤9.5
DCS显示
50
B
磨煤机电机非驱动端轴承振动
mm/s
≤9.5
DCS显示
51
B
磨煤机变速箱振动
mm/s
≤13
DCS显示
52
B
磨煤机变速箱温度
℃
≤85
DCS显示
53
C
屏过热前烟气温度
℃
840－1058
DCS显示
54
C
屏过热后烟气温度
℃
840－1058
DCS显示
55
B
屏过进出口蒸汽温度
℃
359/436
DCS显示
56
B
屏过联箱壁温
℃
＜480
DCS显示
57
C
低温段过热前烟气温度
℃
907
DCS显示
58
C
低温段过热后烟气温度
℃
749
DCS显示
59
C
低温段过热器进出口蒸汽温度
℃
316/366
DCS显示
60
C
低温段过热器联箱壁温
℃
＜380
DCS显示
61
C
转向室过热器包墙管前后烟温
℃
749/735
DCS显示
62
C
转向室过热器包墙管进出口蒸汽温度
℃
308/316
DCS显示
63
C
高温过热器冷端前后烟温
℃
1058/907
DCS显示
64
C
高温过热器冷端进出口蒸汽温度
℃
436/490
DCS显示
65
C
高温过热器热端前后烟温
℃
1058/907
DCS显示
66
C
高温过热器热端进出口蒸汽温度
℃
439/540
DCS显示
67
C
高过联箱壁温
℃
＜500
DCS显示
68
A
SCR反应器出口氮氧化物
mg/Nm3
＜90
DCS显示
69
B
SCR反应器出口氨逃逸率
ppm
＜3
DCS显示
70
C
SCR系统压差
Pa
≤980
DCS显示
五、机组运行
5.1 正常运行的监视与调整
5.1.1 锅炉正常运行的主要参数及限额
序号
项目
单位
正常
最高
最低
高报警
低报警
1
蒸发量
t/h
260
286

2
汽包压力
Mpa
11.0

3
汽包水位
mm
0
+75
-75
+50
-50
4
主蒸汽压力
Mpa
9.8

9.849
9.751
5
主蒸汽温度
℃
540
550
520
545
530
6
后屏壁温
℃
480
500

7
前屏壁温
℃
470
500

8
对流过热器壁温
℃

580

9
炉膛负压
Pa
-20～-50

10
氧量
%
4～6

11
排烟温度
℃
135

12
给水压力
Mpa
15.7

16
给水温度
℃
158

20
燃油压力
Mpa
2.45
2.4
2.5

21
磨煤机入口负压
Pa
200～400

22
磨煤机压差
Pa
2000
3500

23
磨煤机出口温度
℃
80
110
75
95

24
磨煤机电流
A
75～80

25
磨煤机大瓦温度
℃
＜50
60

26
磨煤机回油温度
℃
25～40
50

27
粉仓温度
℃
80
100

28
粉仓粉位
M
＞3
7.35

29
磨煤机润滑油压
Mpa
0.2～0.4

0.1

30
SCR反应器出口氮氧化物
mg/Nm3
＜90

31
SCR反应器出口氨逃逸率
ppm
＜3

32
SCR系统压差
Pa
≤980

5.1.2 燃烧调整
一. 锅炉运行中，注意观察炉内火焰，正常火焰应为金黄色，保持良好的切圆燃烧，对流过热器两侧烟温差不大于50℃，过热器管壁温度不超过规定值。
二.保持炉膛负压-20～-50Pa范围内，严禁正压运行，氧量值保持在4～6%，排烟温度在规定范围内，经常检查炉内燃烧工况，合理调整一、二次风量。
三．及时清除炉膛及喷燃器周围的结焦，定期进行吹灰工作。
四． 锅炉运行中要注意监视炉膛负压、送风量、给粉机等自动控制是否正常，发现异常及时联系处理。
五．就地检查各燃烧器、二次风箱、风门运行情况，发现问题及时处理，要保持炉膛及烟道良好的密封性能，运行中所有人孔门、看火孔、检查孔应关闭严密。
六．根据煤质化验报告，采取相应的调整措施，定期对飞灰、灰渣进行取样分析，保持飞灰不大于5%，灰渣可燃物不大于12%。
七．运行中经常注意一次风压和一次风温的变化，发现异常及时处理，当一次风管堵塞时，应立即停止给粉机，并关闭下粉闸板进行疏通。
八．当锅炉运行的给粉机台数一定时，调整锅炉负荷一般采用增加或减少给粉量来完成，其调整原则：
1．增加负荷时，一般先增加风量再增加给粉量；
2．在低负荷下运行，增负荷时应先增加粉量，再增加风量；
3．降低负荷时，先减少给粉量，再减少风量。
九.下层的给粉机出力要保持均衡稳定，根据负荷需要，可对角投停上排给粉机，避免缺角运行。停用的喷燃器经过吹扫后方可关闭一次风门。
十．正常运行中，炉前燃油系统应处于良好备用状态，当煤质低劣，负荷较低或燃烧不稳时，应及时投油助燃，稳定燃烧。
十一.当锅炉灭火时，应严格执行事故处理规程，严禁采用爆燃方式点火。
5.1.3 蒸汽压力的调整
一.锅炉正常运行应采用定压运行，保持主蒸汽压力在9.75MPa～9.85MPa。
二.运行中的汽压调整通过增减给粉量来调节。
三.汽压发生异常变化时，应及时解除自动，分析、查明原因并消除。
四.遇有下列情况，应加强汽压的监视与调整：
1.启、停制粉系统和给煤机堵煤、断煤时；
2.煤质变化大，给粉机自动调整超限时；
3.电负荷变化快；
4.细粉分离器堵塞时；
5.粉仓粉位太低时；
6.一次风管堵塞时。
5.1.4 汽温的调整
1.锅炉负荷超过70%BMCR，过热器、出口汽温应控制在540℃。
2.主蒸汽、两侧温差不超过15℃，主蒸汽温度差不超过30℃，并严密监视各级过热器管壁温度不超限。
3.锅炉主蒸汽温度采用喷水减温调节时，正常情况下应使用二级减温器，当后屏过热器壁温超温或二级减温水量不足时，可使用一级减温器。
4.在实际运行中可用改变炉膛火焰中心位置，作为辅助手段来调节汽温，一般不应用调整风量的方法调整汽温。
5.出现异常情况汽温波动较大时，应及时解除减温水自动控制，手动调节减温水。
6.遇有下列情况，应加强汽温的监视和调整：
7.锅炉燃烧不稳或运行工况变化时；
8.锅炉除灰、吹灰或炉内结焦时；
9.负荷及水位变化过大时；
10.启停制粉系统时；
11.制粉系统不稳定或发生故障时；
12.投、停给粉机时；
13.煤质变化及煤粉细度变化时。
5.1.5 汽包水位的调整
一.锅炉运行中，应保持给水正常，汽包水位保持在0位，正常波动范围±50mm，且就地水位计和控制室水位指示一致；
二.正常运行时，汽包水位以就地水位计为准，并参照其它水位指示，正常运行时至少有两只以上指示准确的水位计供运行人员监视。
三.事故情况下应以电视监视就地水位计为准，若无法监视应以电接点水位计为准，其它水位计只作参考。
四.锅炉正常运行中应投入给水“自动”，应经常检查给水控制系统的工作情况是否良好，出现水位超过±50mm或自动异常，立即切至手动调节。
五.当水位高时，应及时减少给水量，必要时通过事故放水来调整。
六.运行中应对主蒸汽流量和给水流量等参数进行分析，发现异常，及时处理。
七.运行中汽包水位，应有轻微的波动，如果水位呆滞不动或模糊不清，应立即冲洗水位计，远传水位计应定期校验。
八.汽包就地水位计和各远传水位计，每班检查校对一次，并定期做高、低水位报警试验。保持水位计照明良好。
九.遇有下列情况，应加强汽包水位的监视与调整：
1.点火过程中升负荷及停炉过程中降负荷、等引起蒸汽量变化产生虚假水位时；
2.安全阀动作时；
3.给水自动失灵时；
4.切换给水泵及给水泵工作异常时；
5.事故放水门打开时；
6.承压部件泄漏严重时；
(7).定期排污时；
(8).汽压或负荷有较大波动时；
5.1.6 锅炉氮氧化物的调整
1.脱销SCR反应器入口烟气温度控制在300~420℃；
2.当脱销SCR反应器入口烟气温度低于300℃时，可投入高温烟气旁路提高进口烟气温度，投入后扔无法满足烟气温度要求是退出喷氨；当烟气温度高于420℃时，应退出喷氨；
3.正常运行时，喷氨量在0.54kg/h以下，确保烟气氨逃逸率低于3ppm；
4.正常运行时，吹灰系统投自动，吹灰时间10s，间隔时间140s，4-3-2-1吹灰器依次吹灰；
5.遇到以下情况，应加强监视：
（1）烟气温度接近控制指标时；
（2）烟气氨逃逸率偏高时；
（3）反应器压差压力提高时；
（4）锅炉有异常故障或操作时。
6.遇到以下情况，应退出SCR反应：
（1）点炉、停炉的投油过程中；
（2）烟气温度偏离300-420℃的指标时；
（3）反应器压差达到980Pa及以上时。
5.2 定期工作及要求
5.2.1 要求
1.为了确保机组的正常运行，运行值班人员应对所辖系统及设备进行定期检查、维护。
2.机组正常运行时，每小时记录一次运行日志表、记录应按时、准确，字迹工整清楚，并随时比较分析运行状态，发现异常及时查明原因、进行处理。
3.要求值班人员对所属设备定期检查并记录签字。
4.锅炉本体、炉顶、制粉系统、给粉机应每2小时检查一次，做好检查记录。
5.设备的试验及定期切换工作必须经过值长的许可，在有关领导的统一领导下，监护人、操作人各负其责，认真完成试验要求的各项内容。
6.将定期工作情况，除记录在《运行日志》外还应记入专用的记录簿上，因故不能试验与切换的设备，要将原因详细地记录在值班记录薄上，并向值长、运行主任汇报，在试验中出现问题应及时联系处理，必要时应停止试验，待处理好再进行试验。
7.切换后的设备必须恢复备用。
8.有自动联锁的设备，在做定期工作时应解除，恢复备用时再投入。
9.若做定期工作时出现异常，应立即停止工作，根据命令执行.
5.2.2 锅炉定期工作
序号
工作内容
日期
班次
操作人
监护人
备注
1
定期排污
每天
前夜
操作工
副操作
降负荷后
2
清理木块、木屑分离器
每天
每班
操作工
副操作

3
热工信号试验
每天
每班
主操作
班长
接班后
5
水位计校对
每天
每班
副操作
主操作
接班后
6
省煤器落灰管放灰
每天
白班
操作工
操作工

7
汽包水位高低报警试验
每周一
白班
副操作
主操作

8
油枪试验
每班
接班后
操作工
副操

9
炉本体吹灰
每周三
前夜
副操作
主操作
高负荷时
10
磨煤机润滑油泵切换
每周四
白班
副操作
主操作

11
水位计冲洗
每班
接班后
副操作
副操作

12
过热器向空排汽
每月15、30日
白班
副操作
主操作

13
事故放水门试验
每月20日
白班
副操作
主操作

14
火检风机切换
每月10日
白班
主操作
班长

每班须做的定期工作：
序号
工 作 内 容
日 期
班次
备 注
1
事故音响热工信号电气中央信号试验

每班
接班时做
2
卫生清扫完
下班前1小时
每班

3
运行日志抄表
正点前10分钟
每班

4
值班记录填写
交班前30分钟
每班

5.3 机组控制 联锁保护及试验
一. 锅炉自动控制:
1.主汽温自动调节
2.汽包水位自动调节
3.炉膛负压自动调节
4.送风量自动调节（加氧量校正）
5.磨煤机入口负压自动调节
6.磨煤机出口温度自动调节
7.顺序控制装置等
二.锅炉MFT动作条件
1.当发生以下任何一种危及锅炉安全运行工况时，MFT动作，切断锅炉燃料, 并显示出首次跳闸原因，实现紧急停炉：
(1)两台送风机均跳闸；
(2)两台引风机均跳闸；
(3)汽包水位高+300mm（三取二）；
(4)汽包水位低 -300mm（三取二）；
(5)炉膛压力高+2.0 Kpa（三取二）；
(6)炉膛压力低-2.0 Kpa（三取二）；
(7)燃料全部丧失；
（8）冷却风机全部跳闸；
（9）全炉膛灭火；
（10）风量<30%，延时5秒；
（11）手动MFT；
2.MFT动作对象
(1) 切断所有给粉机电源，关一次风挡板；
(2) 关闭燃油快速切断阀及四角油枪快关阀；
(3) 跳所有排粉机；
(4)关闭减温水总门及各调节门。
3.保护动作后，应满足下列条件，方可进行炉膛吹扫：
（1）有送风机运行，且相应挡板打开；
（2）有引风机运行，且相应挡板打开；
（4）无MFT条件；
（5）火检冷却风压>1.5Kpa；
（6）炉膛无火焰；火检指示无火；
（7）全燃料中断；
（8）汽包水位<100mm且>-100mm；
(9) 风量>30%；
三.锅炉辅机联锁保护：
1.引风机跳闸联锁：
(1)当运行中的两台引风机同时跳闸，MFT发生；
(2)当两台运行中的引风机任一台故障跳闸时；炉膛负压在自动时另台引风机挡板自动开大;当炉膛压力>2.0kpa,MFT发生；
(3)当只有一台引风机、两台送风机运行，引风机跳闸时，联跳送风机及给粉机、排粉机，MFT发生。
2.送风机跳闸联锁：
(1)当运行中两台送风机同时跳闸或只有一台运行而事故跳闸时，MFT动作。
(2)当两台运行中的送风机任一台跳闸时，且炉膛压力<2.0kpaMFT发生.
3.制粉系统跳闸联锁：
(1)当排粉机跳闸联跳本侧相应磨煤机、给煤机，三次风门冷却风门开；
(2)当磨煤机跳闸时，联跳本侧相应给煤机。
4.磨煤机润滑油站联锁和保护：
（1）磨煤机两台低压油泵互为备用，当油泵联锁投入时，运行泵跳闸或润滑油压力<0.1MPa 时备用泵自动启动；（若磨煤机润滑油压力<0.05MPa时闭锁磨煤机