DLT 2198-2020标准规范下载简介：
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DLT 2198-2020 超临界循环流化床锅炉运行导则.pdf5.1.5.1对于设有炉水预热系统的锅炉，应在上水过程中，投入预热系统运行。 5.1.5.2建立炉水循环加热，控制一定量的给水流量，保持汽水分离器储水罐水位正常。对于带有炉水 循环泵的锅炉，应启动炉水循环泵，建立水循环。 515.3锅炉预热后，应再次确认炉水品质合格。
5.1.6燃油（燃气）系统投备
1燃油系统投入油循环。雾化蒸汽或雾化空气及吹扫系统应处于备用状态。若为安装或检修结 首次启动，燃油系统应符合本文件8.5.1.1的要求。与邻炉共用母管系统时，还应检查炉前燃油 并确认系统处于备用状态。 2若采用天然气作为燃料应检查系统的严密性，在点火前进行气体置换，将燃气送至炉前。
5.1.7.1除尘器按本文件8.10.1的要求处于备用状态。 5.1.7.2电除尘器按照要求提前投入振打装置和灰斗加热系统DL/T 5042-2010 河流水电规划编制规范，袋式除尘器预涂灰完毕。
锅炉冷态启动宜采用滑参数启动方式，启动过程应按锅炉制造厂提供的启动曲线进行。
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5.2.2.11如果锅炉同时具有床上启动燃烧器和床下风道燃烧器，床下风道燃烧器应先于床上启动燃烧 器投入，后于床上启动燃烧器停运。 5.2.2.12如果燃烧器点火不成功，应立即切断燃料，查明原因；再次点火前，应加大风量吹扫5min。 5.2.2.13锅炉点火成功后，应及时投入空气预热器吹灰系统，煤、油混烧时，应连续吹灰。 5.2.2.14锅炉点火后应按规定投入除尘器；锅炉投煤后应按规定投入脱硫系统（炉内石灰石脱硫或炉 外烟气脱硫）、脱硝系统等环保设施。
5.2.3机组带负荷前升温升压
5.2.3.1应调节燃烧器燃烧功率和配风控制风室温度、锅炉床温温升速率，不应超过设计值。 5.2.3.2锅炉投煤应符合下列要求： a)： 投煤应符合下列条件： 1）给煤系统应满足本文件8.4.1的要求； 2）投煤床温应满足锅炉制造厂的设计要求，或根据实际煤种试验确定投煤温度。 b）启动给煤系统向炉膛投煤应符合下列条件： 1）按本文件8.4.2的要求向炉膛投煤。 2）投煤初期应进行间断投煤操作，禁止床温未达到投煤允许条件连续大量投煤。 3）床温达到锅炉制造厂的规定值后，可逐步停运燃油（燃气）燃烧器，并切换到备用状态。 如果锅炉制造厂未规定停运燃烧器的床温，应根据燃用煤质通过试验确定停运燃烧器的 床温。 c）投煤后的燃烧调整应符合下列要求： 1）锅炉全烧煤后，应加强燃烧调整，将床温、床压、氧量稳定在合理范围内，防止结焦。 2）注意观察回料系统的工作状态，若出现回料不畅通现象，应立即采取措施加以解决。 3）当床压上升到规定值时，应投入冷渣器及输渣系统；如锅炉床压降低至规定值的80%， 则应进行调整，或投运床料添加系统调整床压至规定值。 4）合理调整配风，保持炉膛整体（包括物料循环系统）温度同步升高。 5）按规定投入环保设施，确保污染物达标排放。 5.2.3.3按照升温升压曲线，控制蒸汽温度和蒸汽压力上升速度。 5.2.3.4锅炉点火后，若烟气温度异常变化，应及时消除；情况紧急时，应立即切断燃料。 5.2.3.5为保护受热面，锅炉点火前应投入蒸汽旁路系统或向空排汽阀，并随着蒸汽压力的上升，逐渐 增大蒸汽旁路系统或向空排汽阀的流量。 5.2.3.6当汽水分离器压力达到0.5MPa～0.7MPa，水冷壁出口水温为饱和值时，汽水膨胀开始，应维 持锅炉燃料量稳定，注意调整汽水分离器储水罐和大气式疏水扩容器的水位，投入水位自动及疏水泵 联锁。 5.2.3.7应通过水冷壁下联箱及各级受热面的胀指示器监视水冷壁和各受热面的膨胀情况，如发现异 常，应停止升压，待异常消除后再继续升压。 5.2.3.8锅炉蒸发量低于10%额定值时，应注意控制屏式过热器及屏式再热器管壁温度不超过管壁允 许温度，避免采用喷水减温。 5.2.3.9当汽水分离器内压力达到锅炉制造厂规定的压力（典型值为0.07MPa～0.10MPa）时，关闭蒸 汽系统中各排空气门。当主蒸汽压力和再热蒸汽压力达到锅炉制造厂规定的压力（典型值分别为 0.7MPa、0.3MPa）时，关闭相应蒸汽系统疏水阀。 5.2.3.10当水冷壁出口介质温度达到180℃～200℃，汽水分离器压力达到1.2MPa～1.5MPa时，维持 锅炉燃料量稳定，停止升温升压，锅炉进入热态清洗；当汽水分离器储水罐水质含铁量小于50ug/L， 导电度小于或等于0.5 uS/cm，SiO,含量小于30 ug/L，pH值为 9.3~9.5时，热态冲洗结束。
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5.2.3.11当蒸汽参数达到汽轮机冲转参数时，再次检查蒸汽品质应符合GB/T12145的要求， 续进行清洗。 5.2.3.12机组在冲转、定速、空负荷试验、并网过程中，锅炉应保持燃烧稳定，维持蒸汽参
5.2.4机组带负荷后升温升压
5.2.4.1应根据汽轮机滑参数启动曲线要求，调整锅炉参数。 5.2.4.2对带有外置流化床换热器的循环流化床锅炉，应在蒸汽流量达到锅炉制造厂的要求值后，根据 蒸汽参数、床温变化情况，适时启动外置流化床换热器的流化风，先小开度开启锥形阀，加热外置流 化床换热器内的床料，之后再适当加大锥形阀开度，提高蒸汽参数。 5.2.4.3应始终保持燃烧有足够的氧量，以“先加风，后加煤”的原则控制床温符合启动曲线要求并增 加负荷。 5.2.4.4应根据增加负荷的需要及时启动备用风机，及时由给水旁路切换为给水主管路，完成给水泵的 并泵、切泵工作。 5.2.4.5应加强锅炉及辅机系统的巡回检查。
5.2.5机组带负荷后锅炉运行要点
5.2.5.1机组并网带负荷运行正常后，通常将目标负荷设定为10%额定负荷，升负荷速率宜控制在每 分钟额定负荷的1%左右。由路来控制机组升负荷阶段的定压运行，直到旁路阀全关 5.2.5.2机组在升负荷过程中，就地检查锅炉膨胀情况。 5.2.5.3当主蒸汽流量和启动流量相近时，汽水分离器开始从湿态向干态运行过渡。此时，应注意除氧 器水位的调节性能，防止剧烈波动影响凝结水泵和给水泵的运行，防止锅炉受热面金属局部超温，缩 短干湿态转换的过渡时间。 5.2.5.4进入干态运行后，机组处于变压运行工况，此时应监视汽水分离器出口，即中间点工质温度 （或值）的变化，加强燃烧与给水的匹配调整，保持中间点10℃～30℃的过热度。 5.2.5.5当锅炉进入超临界参数运行时，应控制水冷壁各区段工质温度在锅炉制造厂规定的限额之内， 超出时需及时采取措施，防止锅炉不安全运行。 5.2.5.6从锅炉点火至满负荷运行的过程中，特别在低负荷阶段、湿态进入干态运行工况及亚临界进入 超临界工况时，应加强水冷壁系统出口、过热器及再热器各管壁金属温度的监视。同一部位的管壁温 度偏差应控制在25℃以内，超出时，应停止升负荷，找出原因并解决后继续升负荷。 5.2.5.7在升负荷阶段，应加强尾部烟道各受热面清洁状况的监视，并根据受热面清洁情况进行吹灰。 首次吹灰时，应由下到上（由空气预热器到过热器），再由上到下（由过热器到空气预热器）进行吹扫。 5.2.5.8随着负荷的升高，在各相关辅机投运的同时，应采用功能组程序控制，逐步投入各系统自动 控制。
5.2.6锅炉湿态转干态操作及注意事项
5.2.6.1汽水分离器储水罐水位调节阀投自动。维持给水流量不变，缓慢增加锅炉燃料量，使汽水分离 器出口蒸汽温度出现过热度，并保持微过热状态。 5.2.6.2当主蒸汽流量和启动流量相近，负荷大约在30%BMCR时，汽水分离器储水罐水位调节阀缓慢 自动关闭，锅炉由湿态运行转为干态运行。对带炉水循环泵的系统，随着中间点温度过热度的产生， 汽水分离器储水罐水位调节阀缓慢自动关闭，逐步关小再循环流量调节阀直至全关。炉水循环泵停止 条件具备时，停止炉水循环泵，锅炉转干态完成。 5.2.6.3锅炉转干态时应注意汽水分离器、汽水分离器储水罐工况的变化，在湿、干态转换后，锅炉转 变为直流运行，此时应同步增加燃料量和给水量，维持一定的水煤比，控制汽水分离器出口蒸汽过热
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度（10℃～30℃），防止干、湿态反复转换，造成汽水分离器和汽水分离器储水罐的应力损害。 5.2.6.4锅炉转直流运行后检查给水流量自动调节器跟踪正常，给水流量随锅炉热负荷升高逐渐升高。 5.2.6.5锅炉转态应严格按照锅炉制造厂给定的蒸汽参数和负荷进行，避免受热面超温或启动时间 延长。 5.2.6.64 锅炉转干态运行后，应闭锁开启汽水分离器储水罐至启动疏水扩容器和凝汽器的电动隔离阀， 避免启动疏水扩容器超压及启动系统漏汽造成机组真空降低。 5.2.6.7给水主路和旁路的切换与锅炉转干态转换应分别进行，防止汽水分离器储水罐水位大幅度波动。 5.2.6.8锅炉转干态运行后应投入启动系统的暖管、暖泵系统，并对锅炉进行全面检查。
锅炉温态启动要求可参照冷态启动过程执行
5.4锅炉热态、极热态启动
5.4.1相关检查及准备工作同冷态启动。 5.4.2在热态、极热态启动状态下重新建立风量和投煤操作应快速紧凑，防止床温下降过快，减少床 料热损失。 5.4.3当床温满足不投燃烧器直接启动的条件时，可直接投煤进行极热态启动。 5.4.4启动条件、启动升温升压要求均应参照冷态启动进行。 5.4.5应根据汽轮机滑参数启动曲线要求，调整锅炉参数。 5.4.6热态启动应注意各受热面管壁温度不超温。同时加强蒸汽温度监视，按升温升压曲线控制主蒸 汽温度和再热蒸汽温度的升温速率。 5.4.7机组并网后升负荷速率应按汽轮机制造厂的要求执行
5.5锅炉启动中的安全要求
5.5.1蒸汽的升温速度应按锅炉、汽轮机制造厂提供的启动温升曲线进行，宜按1℃/min～1.5℃/min 的速率升温，启动前期应慢，后期可适当加快。 5.5.2控制各级受热面出口蒸汽温度和烟气温度分布均匀，同级出口蒸汽温度最高与最低相差不应大 于20℃，出口烟气温度最高与最低相差不宜大于50℃，同时控制过热器、再热器管壁不超温。 5.5.3投煤后应保证锅炉炉膛布风板流化风量大于最小流化风量。 5.5.4在锅炉启动初期，因燃料量少，产汽量少，可能造成蒸汽温度偏高、蒸汽分配不均匀引起锅炉 受热面局部超温的状况。宜尽量提高给水温度，增加炉内可循环物料量，提高水冷壁蒸发量；锅炉的 启动给水流量不应过大，以增加锅炉的产汽量。 5.5.5应定时检查、记录设备膨胀状况，发现异常应及时消除。 5.5.6允许投煤床温宜按锅炉制造厂的要求执行，如果实际燃用煤质与设计煤种差异较大，应根据燃 煤的着火特性确定允许投煤床温。 5.5.7床温大于允许投煤床温后，应间断投煤，确认稳定着火后，宜缓慢连续给煤。 5.5.8应控制床温变化率在锅炉制造厂和耐磨耐火材料生产厂要求的范围内，宜小于或等于2℃/min。 5.5.9最高床温宜比燃用煤种的灰变形温度（DT）低150℃以上。 5.5.10投油及煤油混烧时，为避免不完全燃烧产物在空气预热器上沉积，应对空气预热器连续吹灰。 5.5.11低负荷时应尽量提高水冷壁入口压力值，以避免水动力不稳定问题。水冷壁运行压力在临界点 附近的负荷应快速通过，不宜长时间停留在此压力附近。 5.5.12机组启动后，应对尾部烟道全面吹灰一次。 BTS
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置流化床换热器的流化风，以防止受热面金属管壁温度超温。如管壁温度或蒸汽温度严重不 适当延长外置流化床蒸汽受热面疏水阀开启时间，正常后可关闭。
6.1.1应保持锅炉蒸发量满足机组负荷的要求。 6.1.2应保持正常的蒸汽压力、蒸汽温度，监视受热面管壁温度。 6.1.3 应保持燃烧强度与给水量相匹配，保持正常的中间点温度过热度，维持水冷壁正常的水动力 工况。 6.1.4 应保持炉水和蒸汽品质合格。 6.1.5 应保持床料正常流化，床温均匀，燃烧良好。 6.1.6 应维持合理的炉内床料量（床压及上部压差）、颗粒粒径分布，维持灰循环正常。 6.1.7负荷或煤质特性变化时，应及时调整锅炉运行工况，保持合理的床温、床压、氧量，满足机组 负荷的需要。 6.1.8应充分利用计算机程序控制及自动调节装置的功能，调节各参数在正常范围内波动，优化锅炉 运行工况，减少热损失，提高锅炉效率，降低厂用电耗。
6.1.1应保持锅炉蒸发量满足机组负荷的要求。 6.1.2 应保持正常的蒸汽压力、蒸汽温度，监视受热面管壁温度。 6.1.3 应保持燃烧强度与给水量相匹配，保持正常的中间点温度过热度，维持水冷壁正常的水动力 工况。 6.1.4 应保持炉水和蒸汽品质合格。 6.1.5 应保持床料正常流化，床温均匀，燃烧良好。 6.1.6厂 应维持合理的炉内床料量（床压及上部压差）、颗粒粒径分布，维持灰循环正常。 6.1.7负荷或煤质特性变化时，应及时调整锅炉运行工况，保持合理的床温、床压、氧量，满足机组 负荷的需要。 6.1.8应充分利用计算机程序控制及自动调节装置的功能，调节各参数在正常范围内波动，优化锅炉 运行工况，减少热损失，提高锅炉效率，降低厂用电耗。
6.2.1.1当负荷变化时，应及时按比例关系调整给煤量和风量，维持燃烧强度与蒸发量的平衡 6.2.1.2燃烧过程应始终保持合适的氧量，燃烧调整应按“先增风后增煤，先减煤后减风”的顺序缓慢 进行，并应遵循“少量多次”的原则，避免床温产生大幅度波动。 6.2.1.3正常运行中应调节各条给煤线给煤量，维持床温的均匀性。 6.2.1.4运行人员应了解入炉煤的种类和特性，根据入炉煤特性进行燃烧调整。 6.2.1.5应根据煤质状况调整碎煤系统运行方式，保证入炉煤粒度满足要求。 6.2.1.6燃烧掺混煤种时，应加强掺混煤管理，防止入炉煤质大幅度波动。
6.2.2风量（氧量）调节
6.2.2.1为减少NOx的排放，可调整上、下二次风量，使燃烧在较低的过量空气系数下进行，应根据 煤质特性的不同调节运行氧量。 6.2.2.2一、二次风的调节原则应为：一次风主要用于维持床料正常流化；二次风主要用于控制总风 量，维持正常的运行氧量，保证燃烧充分。 6.2.2.3.额定负荷下，若锅炉制造厂无特别规定，一次风率宜为40%～50%，二次风率宜为50%～60% 6.2.2.4正常运行中，一、二次风量、风压均应投入自动控制。 6.2.2.5不同负荷下的一/二次风比例、上/下二次风比例、过量空气系数均应通过燃烧优化试验确定。 6.2.2.6通过布风板的一次风量在任何情况下均应大于最小流化风量。运行中给煤粒度较粗影响排渣 时，应适当增大一次风率，给煤粒度较细时可适当减小一次风率。 6.2.2.7在降低二次风量时，应维持二次风量、风压不小于锅炉制造厂要求的最低值，防止二次风口过 热变形。 6.2.2.8流化风压应投入自动控制，保持外置流化床换热器及回料器的流化风量稳定。运行中应加强回 料器立管压力及风室压力的监视，防止回料器堵塞
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2.9炉膛压力应投入自动控制，通过调节引风机出力，维持合理的炉膛压力。满负荷时，应注 氧量及引风机出力，防止引风机过负荷。
6.2.3.1运行中应维持相对稳定的床料厚度，可根据风室静压、料层压差和一次流化风量来判断，若锅 炉制造厂无特别规定，床料厚度一般控制在500mm~1000mm范围内。 6.2.3.2床层压力（床压）或炉膛总压差（风室与炉膛出口的压力差）是监视床层流化质量和料层厚度 的重要指标，锅炉正常运行时，应维持相对稳定的床压及炉膛总压差。 6.2.3.3床料量可根据运行需要进行调整，在任何负荷时均应维持稳定的床压，保证床料正常流化，减 少漏渣。 6.2.3.4床压或炉膛总压差应通过调整排渣速率进行控制。采用滚筒式冷渣器时，可通过改变冷渣器的 转速调整排渣速率；采用流化床冷渣器时，可通过改变排渣控制阀的开度调整排渣速率。双布风板炉 膛两侧床压相差不宜超过1.2kPa。 6.2.3.5排渣应连续进行，不能连续时宜采取“少量、勤排”的方式排渣，同时定期切换冷渣器。 6.2.3.6煤质特性发生变化，不能维持最低床压时，应及时通过床料添加系统进行动态床料补充。 6.2.3.7上部压差是监视锅炉循环物料量多少的主要指标，对维持合理的床温、蒸汽温度及污染物浓度 有较大的影响。可通过调整入炉煤粒度、石灰石粒度等方式维持炉膛上部压差在规定值。 6.2.3.8应不定期地对床压测点进行吹扫，提高床压测量的准确性
6.2.4.1为保证良好的燃烧和传热，维持较低的NO.排放浓度和最佳的脱硫效果，床温宜控制在 40℃～920℃。旋风分离器进口烟气温度在任何情况下不应超过1050℃。 6.2.4.2可通过调节一次风率、床压、外置流化床换热器灰控阀的开度等方式实现床温的调节。 6.2.4.3变负荷过程中的床温调节主要通过改变风煤比例关系来实现，在床温调整过程中应兼顾蒸汽温 度、蒸汽压力的稳定。床温调节应细调微调、缓慢进行。 6.2.4.4床压过低，床料粒度过大，将使床温升高，可通过置换粒度合格的床料使床温恢复正常。 6.2.4.5密相区床温偏差增大时，为防止流化状态恶化、灰渣沉积和结焦，应适当增大一次风率，使大 颗粒灰渣及时排出，减小床温偏差。 6.2.4.6应加强炉内流化和燃烧状况、炉膛出口烟气温度及各段烟气温度的监视，以准确判断床温的变 化趋势，及时调节床温。当床温低于燃煤的燃烧温度（允许投煤床温增加100℃）时，应投入风道燃 烧器，当床温达到给煤机切除条件时，给煤机应自动切除。 6.2.4.7可适当调节不同给煤点的给煤量，减小床温的不均匀性。
6.2.5.1锅炉启动后，应及时按照锅炉说明书调整旋风分离器立管松动风及返料风的风量。 6.2.5.2应维持合理的立管松动风和返料风的风量大小，维持合理的立管料位，保证返料器返料正常， 维持锅炉的外循环稳定。 6.2.5.3当返料器返料不畅时，应维持炉膛流化及床压稳定，同时可采用提高流化风压、调节立管松动 风、增加返料风量进行反复吹扫扰动的方式进行处理。
6.3.1锅炉压力应严格按锅炉制造厂的要求控制，通常采用“定一滑一定”的复合运行方式。压力变 化率应符合规定。
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6.3.2锅炉启动初期，主要通过调整锅炉燃烧、旁路系统控制蒸汽压力及升压速度。 6.3.3锅炉正常运行中，在湿态、干态运行工况下，蒸汽压力主要通过调整燃烧强度、机组负荷进行 控制。 6.3.4非事故工况下，严禁采用投停旁路、开启对空排汽的方法来降低蒸汽压力。 6.3.5非事故工况下，不允许采用投停给煤机等破坏燃烧稳定的方式调整蒸汽压力。 6.3.6机组正常运行中，主蒸汽压力的调整应勤调细调；升、降负荷时应提前准备，避免主蒸汽压力 大幅度波动。
6.4.1控制给水量与锅炉燃烧强度的合理匹配关系是控制主蒸汽温度的基础，保持合理的中间点温 度过热度，以维持主蒸汽温度稳定。以减温水作为主蒸汽温度调节的手段，减温水用量不宜超过设 计值。 6.4.2设有双烟道挡板调温装置的锅炉，应采用烟道挡板调节蒸汽温度，调整时应兼顾对尾部受热面 积灰和磨损的影响；设有外置流化床换热器的锅炉，若部分再热器设置在其中，应通过调节其灰流量 来控制再热蒸汽温度；紧急时，可采用再热器事故喷水减温器来控制再热蒸汽温度。 6.4.3锅炉正常运行时，应维持过热蒸汽出口温度和再热蒸汽出口温度在额定值土5℃范围内，左右两 蒸汽温度偏差不应超过20℃，过热蒸汽出口温度与再热蒸汽出口温度之差最大不应超过30℃。 6.4.4过热蒸汽温度采用减温水调节。两级减温水中，第一级为粗调、第二级为细调，用于控制过热 器出口蒸汽温度，保持过热器管壁不超温。 6.4.5用减温水调节蒸汽温度时，应确保喷水后的蒸汽过热度不低于锅炉制造厂的规定值。 6.4.6受热面积灰严重时，应通过吹灰提高蒸汽温度。 6.4.7严禁频繁大幅度调整减温水量，应严格控制过热器和再热器各段管壁温度在允许范围内，防止 温度骤变造成受热面产生较大的热应力或管内氧化皮剥落。 6.4.8改变总风量及一、二次风的比例可调节蒸汽温度，一次风的调整幅度不宜过大，
a）负荷变化引起蒸汽压力不稳定时； b) 燃烧不稳定时： c) 煤质特性和粒度变化较大时； d) 给水压力及给水温度变化较大时； e). 锅炉吹灰时； f) 给煤机断煤时； g) 启、停风机时； h) 投退高压加热器时； i）机组运行异常或发生事故时。
6.5烟气污染物排放控
6.5.1锅炉正常运行中，烟气污染物排放浓度应满足国家、地方环保要求。 6.5.2尾部烟气中的SO2、NOx、烟尘浓度应连续监视，应定期检查分散控制系统（DCS）与烟气排放 连续监测系统（CEMS）相关数据的一致性。 6.5.3定期化验入炉石灰石成分和粒度，炉内脱硫采用的石灰石粒度应符合锅炉制造厂的要求，通过 调整石灰石的加入量，与炉外脱硫设备协同作用，烟气中的SO2排放浓度应满足国家和地方排放标准。 6.5.4可通过试验确定炉内、炉外最佳脱硫比例，通过调节炉内石灰石的加入量，控制炉膛出口SO2 排放浓度处于最佳范围。
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6.5.5炉内的石灰石应均匀投入，锅炉运行中应加强石灰石管线压力、石灰石粉仓料位的监视，避免 出现石灰石堵管、断料引起的SO2排放浓度的波动。 6.5.6加减负荷、工况变化时应提前做好石灰石给料量的调节，石灰石输送系统管道出现堵塞后，应 及时开启吹堵装置进行疏通。 6.5.7通过调节床温，改变一、二次风的配比（包括内外侧二次风风率及上下二次风的分配），调节过 量空气系数、入炉煤粒度、脱硝系统喷氨量来控制NOx的排放浓度，避免炉内石灰石过量加入造成NOx 排放浓度的上涨。 6.5.8炉内脱硫反应与低氮燃烧存在着较强的耦合关系，应维持合理的运行床温、氧量、石灰石加入 量，协同控制炉膛出口污染物的排放浓度。 6.5.9在NO.排放浓度满足环保限值要求的前提下，应尽量减少脱硝系统还原剂的用量，降低氨逃逸量。 6.5.10为获得较高的锅炉热效率及较低的SO2和NO.的排放浓度，应定期进行专门的燃烧优化调整试 验，以确定最佳运行工况。
锅炉正常运行中应控制各参数符合设计要求，以下参数应符合规定： a）给水流量不宜超过额定值，不低于最小给水流量； b）各受热面管壁温度不超过报警值； c）炉膛压力正常； d）氧量为燃烧调整试验推荐值； e）同层床温相差不大于100℃； f）床压为燃烧调整试验推荐值
6.6.2给水调整控制
6.6.2.1在点火启动后任何工况下，都应维持省煤器入口流量大于锅炉制造厂设计最小流量，以保证水 循环稳定与水冷壁安全。 6.6.2.2应维持给水流量与锅炉热负荷的平衡，中间点温度过热度应符合设计要求。 6.6.2.3 锅炉在直流运行工况下，主蒸汽流量可作为给水流量调节的重要参考依据。 6.6.2.4 锅炉在湿态运行工况下，应控制汽水分离器储水罐水位满足运行要求。 6.6.2.5 在下列情况下，应加强给水调节监视与控制： a) 燃烧不稳定时； b) 锅炉负荷变化过大时； c) 锅炉发生事故时； 安全阀动作时； 切换给水管路或汽轮机切换给水泵时； 蒸汽压力突变时； g) 蒸汽旁路投退时。
6.6.3蒸汽、给水和炉水的品质
运行中为保持锅炉水质和蒸汽品质，.应 加强凝结水精处理装置的运行监视，
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2应在锅炉冷态清洗、热态清洗及正常运行中， 格控制汽水品质合格，防止管内结垢、腐蚀 .3当水汽质量劣化时，应迅速检查取样的代表性、化验结果的准确性，并综合分析系统中水、 的变化，确认判断无误后，按照各电厂汽水监督规程要求进行及时处理。
6.6.4金属管壁温度的控制
6.6.4.1锅炉各级受热面设置了管壁温度测点，运行中应确保管壁温度热工测量、监视、保护完善、 可靠。 6.6.4.2锅炉运行中，应加强受热面金属温度监视。负荷、燃烧、给水、中间点温度及蒸汽温度等参数 的调整应以金属温度及温差不超限为前提，必要时可适当降低蒸汽温度或降低机组负荷。 6.6.4.3锅炉启停及正常运行中，应加强监视调整，防止锅炉床温、烟气温度、蒸汽温度偏差过大，导 致受热面超温。 6.6.4.4合理使用和调整减温水，严禁受热面超温运行。防止燃烧、负荷、蒸汽温度大幅度波动，防止 受热面管内壁氧化皮剥落。 6.6.4.5应加强金属监测和定期检查，及时清除受热面管内壁剥落的氧化皮，防止堵塞造成超温爆管， 6.6.4.6锅炉启动初期，各级受热面应充分疏水，防止蒸汽流量低时出现管壁超温现象。
6.6.5尾部受热面吹灰
6.6.5.1应根据实际情况定期对锅炉尾部受热面进行吹扫。吹灰介质的运行参数应根据实际使用设备情 况在各电厂运行规程中予以规定。 6.6.5.2吹灰器使用频次应根据煤质特性和各段受热面烟气温度、蒸汽温度变化等情况来确定。 6.6.5.3吹灰的注意事项应在现场运行规程中予以规定，以确保吹灰时设备和人身的安全。对故障吹灰 器应及时修复。 6.6.5.4锅炉低负荷运行吹灰时，应注意防止过热器管壁超温。
6.7锅炉运行中的检查
6.8自动控制、程序控制及联锁保护装置
6.8.1自动控制、程序控制及联锁保护装置的现场运行规程应包括下列内容： a）自动控制、程序控制及联锁保护装置的特性和设定值； b) 自动控制投入、停止的条件及操作方法； c) 程序控制投入、停止的条件及操作方法； d)1 保护装置投入、停止的条件及操作方法； e)1 联锁装置投入、停止的条件及操作方法； f) 自动控制、程序控制及联锁保护装置的运行注意事项及一般故障处理。 6.8.2 锅炉跳闸（BT）保护触发条件：
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6.8.4锅炉吹扫应符合以下要求
7.1.1正常停炉。用于以下场合：负荷调配过程中的暂时停运备用；未发生故障前的计划停机检查与 维修。 7.1.2故障停炉。锅炉及其系统出现了异常或故障，但在数小时内还不致造成事故扩展或损失增大。 7.1.3紧急停炉。由于重要部件或设备损坏，使锅炉不能继续运行或不立即停运将导致损坏范围扩 大，甚至发生更严重的人身伤亡或设备毁坏事故；或由于其他原因引起的锅炉主保护动作，致使运行 中断。
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7.2.1停炉前的准备
7.2.2.1锅炉正常停运过程中，应控制降温、降压速率，其数值不应超过锅炉制造厂规定的限值，以避免 受热面、汽水分离器、联箱等承压部件产生过大的热应力，减轻高温蒸汽对主蒸汽和再热蒸汽系统管内壁 的氧化而造成氧化层的剥离，从而带来固体颗粒在管道内沉积和对汽轮机通流部分的侵蚀所造成的危害。
7.2.2.1锅炉正常停运过程中，应控制降温、降压速率，其数值不应超过锅炉制造厂规定的限值，以避免 受热面、汽水分离器、联箱等承压部件产生过大的热应力，减轻高温蒸汽对主蒸汽和再热蒸汽系统管内壁 的氧化而造成氧化层的剥离，从而带来固体颗粒在管道内沉积和对汽轮机通流部分的侵蚀所造成的危害。 7.2.2.2正常停炉时，应根据锅炉制造厂提供的停炉曲线要求进行滑参数控制和相应的操作，并应符合 下列规定： a）正常停炉，单元制机组宜采用滑参数停炉。 b）负荷在50%以上时，可以利用机组CCS降低锅炉负荷。负荷在50%时，检查锅炉参数稳定。 c）负荷低于50%以下时，解除锅炉主控自动，机组控制模式切换为手动，缓慢降低给煤量，同 时适当减少二次风量，保持合理风煤比。一次风量应始终大于最小流化风量。 7.2.2.3床温变化不应过快，以防止耐磨耐火材料产生裂纹。 7.2.2.4在减少燃料量时，为了不使蒸汽温度下降过快及波动过大，此时给水流量应相应减小，保持合 理的水煤比。同时可用高压旁路、低压旁路分别调整主蒸汽压力和再热蒸汽压力，使在停机之前汽轮 机进口蒸汽的过热度始终大于50℃。 7.2.2.5待汽水分离器内工质降到饱和温度，且出现水位后，锅炉启动系统应投运，并应进行水位调 节，将其控制在正常范围内。锅炉由干态运行转为湿态运行后，通过燃烧调整和减温水的控制，防止 主蒸汽温度大幅度波动。 7.2.2.6应根据负荷及床温下降情况减小给煤量并烧空煤仓，密切监视受热面各部位管壁温度，及时调 节减温水量，防止出现超温现象；适时停止石灰石给料，为控制床温下降速度，必要时可以投入风道 燃烧器。 7.2.2.7最高床温低于400℃时，可按照一次风机、二次风机、引风机的顺序停运风机；高压流化风机 和回转式空气预热器应按照锅炉制造厂的要求停运。 7.2.2.8锅炉停运后，应维持蒸汽旁路或向空排汽系统开度，保证足够的受热面冷却蒸汽流量和时间。 7.2.2.9锅炉停运后，锅炉内仍有大量的灼热物料，根据床温和水冷壁管壁温度情况，应继续保持小流 量连续向锅炉上水，保证锅炉水冷壁的安全。
7.3.1压火前，锅炉应经过不少于30min的低负荷运行过程，且流化均匀。 7.3.2保证床温在800℃以上，停止石灰石给料和脱硝还原剂供给，逐渐减小给煤量直到给煤机全停 后关闭给煤机出口挡板。氧量增加至5%以上，同时床温以稳定速度下降，表明床料可燃物满足压火热
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7.3.3如采用流化床式冷渣器，压火前应停止进渣并排空冷渣器内的底渣，停止向冷渣器送风。 7.3.4压火中应防止可燃物漏入风室。 7.3.5维持炉膛负压，按二次风机、一次风机、引风机的顺序逐渐减小风量。 7.3.6按下锅炉BT按钮，检查风机、减温水等设备联动正常。 7.3.7保持给水泵运行，维持锅炉连续上水。 7.3.8打闸停机后应监视高压旁路、向空排汽阀运行情况，确保维持小蒸汽流量对受热面进行冷却。 7.3.9接到机组启动命令后，按照机组启动时风烟系统设备启动顺序依次启动，根据启动后床温确定 是否投油助燃，按照投煤规定进行投煤并恢复锅炉运行
7.3.3如采用流化床式冷渣器，压火前应停止进渣并排空冷渣器内的底渣，停止向冷渣器送风。 7.3.4压火中应防止可燃物漏入风室。 7.3.5维持炉膛负压，按二次风机、一次风机、引风机的顺序逐渐减小风量。 7.3.6按下锅炉BT按钮，检查风机、减温水等设备联动正常。 7.3.7保持给水泵运行，维持锅炉连续上水。 7.3.8打闸停机后应监视高压旁路、向空排汽阀运行情况，确保维持小蒸汽流量对受热面进行冷却。 7.3.9接到机组启动命令后，按照机组启动时风烟系统设备启动顺序依次启动，根据启动后床温确定 是否投油助燃，按照投煤规定进行投煤并恢复锅炉运行。
7.4.1停炉后应密闭风烟系统，防止急剧冷却。 7.4.2锅炉放水前，应启动引风机和高压流化风机，待床温低于400℃时启动二次风机和一次风机， 如果确定长期停炉可在风机运行中将床料排空。 7.4.3启动汽水分离器压力降至1MPa时采取带压热炉放水；也可在汽水分离器出口温度低至150℃ 后常压放水。 7.4.4床温降到150℃后可打开引风机挡板、人孔门进行自然通风冷却，汽水分离器压力降低至0.2MPa 时，打开锅炉全部向空排汽阀。 7.4.5锅炉进行强制通风冷却时，冷却速度不应超过锅炉制造厂、耐磨耐火材料生产厂的规定值。 7.4.6启动风机强制通风冷却后，应严密监视床料和循环灰的温度不能高于受热面最高允许管壁温 度，同时保证冷却蒸汽流量满足锅炉制造厂说明书的要求，以使受热面得到可靠冷却
7.5.1锅炉仍有压力或转动机械电源未完全切除时，应保持对锅炉机组的监视。 7.5.2停炉过程中降压、降温速度不应超过锅炉制造厂的规定值。 7.5.3汽轮机停机后，应使用蒸汽旁路、向空排汽阀控制蒸汽流量或采取控制烟气温度的措施，防止 管壁温度超温。
7.5.4冬季停炉后应做好防冻措施。 7.5.5停炉过程中需要排空床料时，应投运所有冷渣器及输灰设备，尽量将炉膛、返料器和外置流化 床换热器中的床料排净（返料器和外置流化床换热器中的床料可另行保存，留待下次启动备用），减少 人工清灰量。 7.5.6煤泥输送系统和脱硝系统停运前应对系统管路进行冲洗，防止长时间停炉造成管路堵塞。 7.5.7停炉后应监视风烟系统各点温度，发现异常及时处理。
7.5.4冬季停炉后应做好防冻措施。
7.6.1停炉后，锅炉防锈蚀应按照DL/T956的有关规定执行。 7.6.2对于具有锅炉炉水循环泵的启动系统，若锅炉采用氨水或氨一联氨湿保养的方法，锅炉炉水循 环泵电动机应用密封水可靠地隔绝，防止药液漏入而腐蚀电动机内的铜质部分。 7.6.3在锅炉保养期间，应进行相关监督项目和控制标准的记录，以使保养质量处于受控状态
停炉后，锅炉防锈蚀应按照DL/T956的有关规定执行。 对于具有锅炉炉水循环泵的启动系统，若锅炉采用氨水或氨一联氨湿保养的方法，锅炉炉 电动机应用密封水可靠地隔绝，防止药液漏入而腐蚀电动机内的铜质部分。 3在锅炉保养期间，应进行相关监督项目和控制标准的记录，以使保养质量处于受控状态
7.7.1故障停炉的操作同正常停炉
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紧急停炉操作及处理见本文件9.2
新安装和经过检修的转动机械，在锅炉整套启动前均应进行检查，并达到下列各项启动条件： a）现场清洁，照明充足。 b）联轴器接合良好，保护罩完整，紧固螺栓无松动。 c）轴承油位计完整，刻度正确，油质合格，油量充足。采用强制润滑时，润滑油系统油压、油 温、油位应符合规定。 d）轴承、电动机、油系统的冷却装置良好，冷却水量充足，回水通畅。电动机采用空气冷却时， 通风设备良好，通风管道无堵塞现象。 e）采用润滑脂润滑的滚动轴承，对转速在1500r/min以下的转动机械，其装油量不宜多于整个轴承室 容积的2/3；对转速在1500r/min以上的转动机械，其装油量不宜多于整个轴承室容积的1/2。 f）电动机接地良好，绝缘合格，事故按钮完整。 g）各风门、挡板的传动机构、远方开关试验合格，处于启动前状态。 h）各仪表保护和程序控制装置齐全、完整，联锁保护动作正常。 i）安装有变频器或液力耦合器等调节装置的转动机械，应对调节装置进行专门检查。
8.1.2.1确认旋转方向正确。 8.1.2.2新安装的转动机械，启动后应连续试运行4h8h，大、小修后的转动机械轴承振动、温度和 温升应正常，且连续试运行不少于30min。 8.1.2.3笼式电动机在正常情况下，冷态时允许连续启动2次，每次间隔时间不小于5min；热态时允 许启动1次，只有在事故处理时，启动时间在2s～3s的电动机可以多启动1次。 8.1.2.4转动机械启动后应逐渐增加负荷，电动机电流不应超过额定值。 8.1.2.5风机试转时应保持炉膛压力在正常范围内。 8.1.2.6碎煤机、给煤机、给粉（料）机等不应带负荷启动或试转，应预先关闭进料口。
8.1.3.1无异声、摩擦和撞击。 8.1.3.2轴承温度极限值应符合制造厂的规定，无规定时，滚动轴承温度不应超过80℃，滑动轴承温 度不应超过65℃。 8.1.3.3轴承振动值应符合制造厂的规定，无规定时，允许的轴承振动值见表1。
3.4窜轴值应符合规定。 3.5各处无漏油、漏煤、漏粉、漏灰、漏水、漏风等现象，冷却水温度、润滑油系统的油温、氵 应超过规定值。 3.6电动机电流不应超过额定值。
8.1.4事故停用的一般规定
当转动机械在运行中发生下列情况之一时，应立即停止运行： a）发生人身事故，无法脱险时； b）发生强烈振动，危及设备安全运行时； c） 轴承温度急剧升高或超过规定时； d）电动机转子和定子严重摩擦、撞击或电动机冒烟起火时： ） 转动机械的转子与外壳发生严重摩擦、撞击时： f）发生火灾或被水淹时。
8.1.5辅机的保护装置
各电厂应根据辅机保护装置的设置情况制定现场运行规程，其内容应包括： a）保护装置的特性和定值； b）保护装置投入、停止的条件及操作方法； c）保护装置的运行注意事项及一般故障处理。
8.2.1.1风机启动前除按本文件8.1.1进行全面检查外，还应满足下列要求： a）相关保护、联锁及检测装置投入； b) 风机液压油系统及密封、冷却系统投入； c) 离心式风机出口、入口风门关闭； d）罗茨风机出口排空阀和入口风门应开启，出口风门关闭； e） 轴流风机动叶或静叶应关闭，出口风门关闭（风机启动后联锁打开）。 8.2.1.2具有盘车装置的风机，在润滑油系统运行正常后，投入盘车装置。盘车装置运行正常后，方可 送电启动。 8.2.1.3备用风机启动前，应确认风机未反转，否则应采取制动措施后方可启动
8.2.2.1风机运行中应按本文件8.1.3的要求，对风机的进口、出口风压，风机及电动机的轴承温度、 振动和润滑油量、油压，各种形式的冷却系统、液压系统、转动部分的声音，电动机的电流、绕组和 铁芯温度定期进行检查。 8.2.2.2并联运行的风机应尽量保持出力接近，并注意保持两侧风温、烟气温度的均衡。 8.2.2.3并联风机正常运行时，联络风门应开启。 8.2.2.4并联风机如一台运行、另一台停用，应尽可能减少流向停用风机的漏风量，
GB/T 26250-2010 电子工业用气体 砷化氢8.2.3.1风机的出力应减至最低值后再停止
2风机停止转动前，不应停止其润滑油系统和
3.3.1.1碎煤机安装或检修结束，启动前应满足下列各项条件： a）碎煤系统中转动机械启动条件应符合本文件8.1.1的要求。 b）碎煤机前给料设备清洁，无检修杂物；除三块（铁块、木块、石块）装置完好，处于备用状态。 c）碎煤机内动、静部件无严重磨损、破裂和损坏，其间隙已调整；机体内部清洁，无杂物、存 煤；转动部件已安装防护罩，检查门已关牢；新安装的碎煤机应按规定经过空载试运行，且轴 承无异常振动、异声，温升不超过规定值。 d）碎煤机后续各级输送设备完好，处于备用状态。 e） 联锁保护试验合格。 3.3.1.2 碎煤机启动顺序为：先启动碎煤机后续各级输送设备，再启动碎煤机，最后启动碎煤机给煤 装置。
8.3.1.3启动过程中的注意事项
a）可逆式碎煤机和环锤式碎煤机应空载启动达到额定转速后方可缓慢给煤。 b）齿辊式碎煤机一般情况下空载运行5min无异常后，方可给煤运行；低温情况下（室内温度低
8.3.2.1.没有明确规定的转动机械，运行中应按本文件8.1.3的规定进行监控。 8.3.2.2监视碎煤机的给煤，防止三块（铁块、木块、石块）进入碎煤机；给煤时，物料应均匀分布在 整个破碎部件（转子或齿辊）有效长度上，防止破碎部件局部磨损，影响使用寿命。 8.3.2.3应定期检测碎煤机出口煤的粒度，将其控制在合格范围内。若粒度不符合规定，环锤式碎煤机 可调节筛板与环锤的间隙；齿辊式碎煤机可调节固定辊筒装置的间隙。调节应在停机状态下进行。 8.3.2.4应监控碎煤机进口、出口的煤流情况HJ 1068-2019 土壤 粒度的测定 吸液管法和比重计法，防止堵煤、断煤。 8.3.2.5碎煤机停运的顺序依次为：先停给煤设备，再停碎煤机，最后停碎煤机后续各级输送设备。碎 煤机内煤颗粒排完后方可停运。
给煤系统安装或检修结束，启动前应满足下列各项条件： a）系统中转动机械启动条件符合本文件8.1.1的要求； b）煤仓内清洁、无杂物，煤仓疏松装置完整； c）给煤机内清洁、部件完整、密封良好，电动机、保护罩完整、无损坏； d）各风门、电动闸板门开关灵活，传动装置动作良好，仪表指示正确； e）联锁保护试验合格； f）消防装置确认无故障，且处于备用状态。
2.1检查煤仓存煤量，调整流化风量、播煤风量、密封风量、燃烧器出力，使床温等参数满足