20-锅炉整套启动调试调试措施

华电莱州发电有限公司一期（2×1000MW 级）工程#1机组

锅炉整套启动 调试措施

（ A版/0）

编 制：

审 核：

批 准：

山东中实易通集团有限公司

2012年2月

1. 概述 1.1锅炉概况

华电莱州发电有限公司一期工程两台1000MW 燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV 输电线路送入光州变电站。主要设备为：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造, 汽轮机由东方汽轮机厂制造，发电机由东方电机股份有限公司制造。

锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。设计煤种为活鸡兔矿、补连塔煤矿煤，校核煤种是神府和晋北混煤。锅炉点火油系统采用机械雾化方式，并采用微油点火装置，燃油采用0号轻柴油。制粉系统采用冷一次风正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机，提供一次热、冷风输送煤粉。采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机。锅炉采用二级点火方式，点火方式采用高能电火花点燃轻油，然后点燃煤粉。油燃烧器共48支油枪，采用机械雾化方式，每支油枪的出力为0.9t/h，采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置，锅炉设有微油点火燃烧器以及微油点火系统，后墙最下层配置8支气化小油枪以节约燃油，降低调试和运行费用，#1锅炉采用不配置启动循环泵的启动系统，#2锅炉采用配置启动循环泵的启动系统。每台锅炉配有6台中速辊式磨煤机。

锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用燃料/给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温，且在低温再热器至高温再热器间连接管道上设有事故喷水以备紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况时投用。

锅炉装有吹灰器共138只，以保持各受热面的清洁。吹灰器能实现远程操作。 锅炉带基本负荷并参与调峰，且能满足锅炉RB 、50%和100%甩负荷试验的要求。点火及助燃燃用#0轻柴油，锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的30%B-MCR，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。

本工程设有烟气脱硫系统。在锅炉尾部烟道（位于省煤器出口和空气预热器的入口之间）上还设有脱硝装置的安装布置条件。脱硝装置按采用氨触媒法方案考虑预留。在B-MCR 工况下，脱硝效率大于75%，即锅炉出口的NOx 排放量小于75mg/Nm3(O2=6%)。

锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵，一台30%BMCR容量的变速电动给水泵作为启动时用。

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2. 调试目的

2.1 本方案用于指导机组整套启动锅炉侧的运行工作，确保锅炉安全、稳定运行。 2.2 完成项目质量验评表要求，各项指标优良率达到95%以上；客户满意度90%以上。 2.3 通过设备的整组试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题, 以尽快地

加以处理, 保证机组能安全、经济、可靠地投入运行。 2.4 通过调试，实现满负荷连续试运，参数符合调试大纲要求。

2.5 严格控制设备膨胀、高温烫伤、蒸汽泄露、煤粉泄露、油泄露、锅炉爆管、设备非正常启动、联锁保护不完善、水冲击、超温超压、乱扔烟头或明火等危险源。安全控制措施落实到位，无安全责任事故发生。 3. 编制依据

3.1《电站锅炉性能试验规程》GB10184－1988 3.2《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004

3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996版） 3.4《火电工程启动调试工作规定》（1996版）

3.5《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T 912-2005 3.6《电力建设安全工作规程》DL/T5009.1－2002 3.7《电业安全工作规程》（1994版）

3.8《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（[2000]589号）

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3.9《电业生产事故调查规程》（[2003]426号） 3.10《电力生产事故调查暂行规定》（[2004]第4号） 3.11《 工程建设标准强制性条文》（2006版）

3.12《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009） 3.13 制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等

3.14 《中国华电集团公司火电工程达标投产考核办法(2008年版) 》（中国华电工[2009]96号文）

3.15《华电莱州发电有限公司1000MW 机组集控运行规程》（2011.11.01版） 3.16中实易通集团有限公司质量环境安全健康管理文件

4. 调试资源

4.1 参加调试各单位及人员组织分工

技术负责单位：山东中实易通集团有限公司 项目参加人：

参加单位：山东电建三公司 联系人：

参加单位：华电莱州发电有限公司 联系人：

参加单位：上东诚信监理公司 联系人：

4.2山东中实易通集团有限公司负责技术指导、数据记录、整理和分析、调试报告的编写；电厂负责按运行规程及本措施要求进行操作；设备监护、停送电、消缺、照明、搭建脚手架由电建公司安排；设备厂家负责单体调试的技术监督和指导；监理公司应充分行使应有的监理、验收职责。

5. 锅炉启动前的准备

5.1锅炉启动应具备的条件

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5.2 锅炉启动前的准备

锅炉在点火前，有关运行人员应对锅炉及相关设备进行全面的检查并做好启动前的

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6．锅炉整套启动步骤

6.1 第一阶段： 锅炉点火至汽机3000rpm 无负荷调试 6.1.1 启动前的检查

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6.1.2 低压给水系统冷态清洗 9

6.1.3 锅炉上水与冷态清洗

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6.1.4 锅炉点火准备

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6.1.5 锅炉点火及初负荷 13

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6.2 第二阶段：带负荷调试

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6.3 168小时满负荷连续试运行

在机组经带负荷阶段试运后，机组能正常运行，断油、投高加、保护100%投入、自动投入率在90%以上等按《验标》要求的各项指标达到后即可进入168小时试运阶段。

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6.4 锅炉停炉

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7 锅炉运行的控制与调整

7.1 锅炉运行的监视和调整

7.1.1 锅炉运行的监视和调整，必须保证各参数在允许的范围内变动，并应充分利用和

发挥自动装置调节功能，以利于运行工况的稳定和进—步提高调节质量，当自动

装置投运时，运行人员应加强对各工况参数的监视，并应经常进行参数变化情况

的分析，发现不正常时，应立即将其切至手动，维持运行工况正常，并应尽快处

理。

7.1.2 锅炉运行调整的任务

7.1.2.1 保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求；

7.1.2.2 调节各参数在允许范围内变动；

7.1.2.3 保持炉内燃烧工况良好；

7.1.2.4 确保机组安全运行；

7.1.2.5 及时调整锅炉运行工况，提高锅炉效率，尽量维持各参数在最佳工况下运行。

7.2 锅炉的燃烧调整

7.2.1 锅炉燃烧调整的目的是：确保燃烧稳定，提高燃烧的经济性，使燃烧室热负荷分

配均匀，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、结油垢等，保证锅炉运行各参数正

常。

7.2.2 锅炉运行时，应了解燃煤、燃油品种和化学分析，以便根据燃料特性，及时调整

运行工况。正常运行时运行人员应经常对燃烧系统的运行情况进行全面检查，发

现燃烧不良时应及时调整。

7.2.3 锅炉燃烧时应具有金黄色火，燃油时火焰白亮，火焰应均匀地充满炉膛，不冲刷

水冷壁及屏式过热器，同—标高燃烧的火焰中心应处于同—高度。燃料的着火点

应适中，距离太近易引起燃烧器周围结焦烧坏喷咀；距离太远，又会使火焰中心

上移，可能会使炉膛上部结焦，严重时还将会使燃烧不稳。

7.2.4 正常运行时，应维护炉膛负压在-50～-100Pa ，锅炉上部不向外冒烟。

7.2.5 锅炉运行时，应尽量减少各部位漏风，各门、孔应关闭严密，发现漏风应及时堵

塞。

7.2.6 炉膛出口氧量值应根据不同的燃料特性和负荷来决定，当氧量控制在手动方式时，

应根据氧量设定值进行调节，若氧量控制投自动时，可通过改变氧量设定值来进

行自动调节。当燃用灰熔点低或煤油混烧时，为防止炉膛结焦，可适当提高炉瞠

出口氧量。

7.2.7 为确保锅炉经济运行，应维持合格的煤粉细度，定期对飞灰、炉下灰取样分析，

进行比较，及时进行燃烧调整。

7.2.8 锅炉进行燃烧调整或增加负荷时，除了保证汽温、汽压正常外，还应使水冷壁出

口温度维持在正常值范围内。燃烧器投用后，应检查着火情况是否良好，及时调

整风量，防止烟囱冒黑烟。

7.2.9 当锅炉由于各种原因造成燃烧不稳时，应及时投入油枪、稳定燃烧，并查明原因，

及时消除燃烧不稳的因素。若锅炉发生熄火时，应立即停止向炉膛供给燃料并进

行吹扫，避免扑灭而引起锅炉爆燃。

7.2.10 低负荷时燃烧调整注意事项：

1） 低负荷运行是指机组负荷低于500MW ；

2） 保持机组出力稳定，加减负荷要平稳，加强对锅炉参数的监视；

3） 注意炉膛燃烧稳定性，避免制粉系统隔层运行，磨煤机处于隔层运行且燃烧

不稳时，应投对应层油枪稳燃；

4） 机组负荷接近最低稳燃负荷时，若F 磨煤机在运行，投入F 层燃烧器的微油

点火系统；

5） 负荷大＞400MW 时，三台磨运行，其中两台磨的出力＞45t/h；

6） 负荷＜300MW 时，保持二台磨煤机运行，根据磨煤机的运行情况投入相应

层的油枪助燃，当油枪投运时，空气预热器应投连续吹灰。

7.3 锅炉汽温的调整

7.3.1 锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在585±5℃以内，再热蒸汽温度应控制在

603±5℃，两侧温差小于10℃。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。

7.3.2 主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制启动分离器出口工质温度

（中间点温度）为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，启动分离器出

口工质温度是启动分离器压力的函数，启动分离器出口工质温度应保持微过热，

当启动分离器出口工质温度过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温

度正常。

7.3.3 再热蒸汽温度的调节以尾部烟道挡板调温为主，微量喷水调节为辅，低负荷可通

过调整过量空气系数来调节。

7.3.4 减温水的使用及注意事项。

1) 一级减温水用以控制分隔屏过热器的壁温，防止超限，并辅助调节主蒸汽温度

的稳定，二级减温水用以控制后屏过热器的壁温，三级减温水是对蒸汽温度的最

后调整。

2) 正常运行时，三级减温水应保持有一定的调节余地，但减温水量不宜过大，以 保证水冷壁运行工况正常，在汽温调节过程中，应尽量控制减温水两侧偏差不大

于5t/h。

7.3.5 调节减温水维持汽温，有一定的迟滞时间，调整时减温水不可猛增、猛减，应根

据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。

7.3.6 低负荷运行时，减温水的调节尤须谨慎，为防止引起水塞，减温后温度应确保过

热度20℃以上，投用再热器微量事故喷水时，减温后温度的过热亦应大于20℃，

当减负荷或机组停用时，应及时关闭事故减温水隔绝门。

7.3.7 锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给水泵、风机、

吹灰等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及

时进行汽温的调整工作。

7.3.8 高加投入和停用时，给水温度变化较大，各段工作温度也相应变化，应严密监视

给水、省煤器出口、螺旋水冷壁管出口工质温度的变化，待启动分离器出口工质

温度开始变化时，维持燃料量不变，调整给水量，控制恰当的启动分离器出口工

质温度使各段工质温度控制在规定范围内。

7.4 给水调整

7.4.1 机组启动及负荷＜300MW 且贮水箱水位在3.0m ～8.3m 之间时，省煤器入口给水

流量保持850t/h的最低流量；

7.4.2 锅炉在转干态运行前，给水由旁路切为主路运行，注意监视贮水箱水位正常；

7.4.3 汽动给水泵转速达到3000rpm 以上时，小机切为给水控制；电动给水泵和一台汽

动给水泵并列运行时，汽动给水泵投自动，电动给水泵置经济出力；

7.4.4 直流状态下的给水调整：

1）给水量调整主要依据分离器出口过热度（不同负荷对应不同的温度）和水煤

比，保证水冷壁、过热器管壁不超温，过热蒸汽不超温、不低温；

2） 两台汽动给水泵并列运行时，小机转速偏差不超过50rpm ，转速不超过

5800rpm ，流量偏差不超过100t/h；

3）在高加解列或投入时，注意调整给水量，防止主蒸汽低温或超温；

4）在调整给水的过程中，保证锅炉负荷与水煤比的对应关系，防止水煤比失调造成参数的大幅度波动。

8. 锅炉事故处理程序

8.1 再热器保护

当炉膛出口烟气温度超过538℃时，降低进入再热器的蒸汽流量会引起再热器超温和管子损坏。为防止这种情况发生，应投入下列再热器自动保护联锁。

再热器流量监测:

如果蒸汽在再热器的上游被大量抽取会使进入再热器的流量大量减少，此时所有的燃料在延迟最多10s 后自动减少。

8.2 汽轮机阀门关闭

如果由于汽轮机阀门关闭而引起机组负荷的下降，HP/LP 阀会自动打开，使锅炉处于运行状态。如果HP/LP 在10s 内打开会使过热器和再热器有蒸汽通过，否则所有燃料应解列。

8.3 汽轮机解列

如果出现失去机组负荷使汽轮机解列，HP/LP 将会自动打开给过热器和再热器提供蒸汽用以维持锅炉运行。

再热器安全阀会保护再热器避免超压。再热器到凝汽器疏水应打开确保再热器内蒸汽流量。

8.4 解列后操作程序

MFT 后炉膛必须立即吹扫。尽可能快地清空磨煤机。参见MFT 程序。

在打开汽轮机进汽阀前，启动点火阶段必须恢复燃料系统。必须重新设定启动程序，如汽轮机冲转程序。

注意：应密切关注蒸汽带水情况以防炉水进入汽轮机，例如：

a ．不明原因的主汽温和再热汽温突然降低；

b ．由于水击引起的蒸汽管的振动；

c ．汽轮机监视仪表显示异常振动和不均匀膨胀。

8.5 主燃料跳闸

MFT 时，所有燃料应立即切除。如果煤粉喷嘴正在运行，磨煤机应立即解列。切除磨

煤机时会自动程序切除给煤机和关闭热风门挡板。如果MFT 发生时正在燃油，应立即关闭燃油阀和单独的油喷嘴切断阀。

下面的步骤时在紧急状态时的方法：

8.5.1 维持机组预设风量对系统吹扫5min 。如果准备热态再次启动，吹扫时的空气流量可以逐步减低到点火风量(30%BMCR)。

8.5.2 所有引风机和送风机都解列后的MFT 程序：

引风机和送风机出口挡板应打开以使机组处于自然通风状态。开启风机挡板应确定为定时或控制状态以避免在风机降负荷过程中出现炉膛过高负压。风机出口挡板应维持开启状态至少15min 。

在15min 内，烟风道强制通风，引风机和送风机不能启动。

在15min 后，引风机和送风机可根据相应的启动程序进行启动。

8.5.3 当机组发生燃料切断时正在燃油运行，应使相应喷嘴切断阀关闭。如果稍后将马上启动，油枪不需要进行清扫。否则油枪应退出、清扫后再重新投入使用。

8.5.4 在燃料切断过程中，如果所有辅助风已失去，必须维持一定的冷却水量。

8.5.5 在燃料切断过程中，如果所有辅助电源失去，电源恢复后应启动风机吹扫炉膛5min 并转动空气预热器。

8.5.6 当发生燃料切断时，磨煤机正在运行，应继续清除磨煤机内的煤且尽可能按照如下程序进行：

1) 关闭所有已停用磨煤机出口门。防止磨煤机再次启动突然炉膛压力升高，使热炉膛烟气经煤粉管道进入磨煤机。

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3) 建立足够的点火能后启动磨煤机。 清理磨煤机。

如果由于负荷条件或BMS 系统要求，不可能建立所有磨煤机的点火许可条件和清理磨煤机存煤的条件，此时任何无关磨煤机的出口门应打开以允许冷空气流入磨煤机，保持出口门开启状态直到磨煤机具备清理条件后方可重新启动。

每次另外磨煤机投运或退出、已停用磨煤机的清理必须再次采取临时隔离措施。

（1）如果磨煤机将继续运转，当磨煤机电流下降时应启动相关给煤机。当给煤机启动时，开启热风隔绝门并使磨煤机上升到正常的运行温度。

一定负荷下的磨煤机跳闸操作程序应是在相关给煤机启动前只维持冷风运转。

（2）如果磨煤机不能继续运转，应在完全清空磨煤机后停运。磨煤机出口门应保持开

启以允许冷风通过磨煤机。

8.5.7 在紧急跳闸情况下磨煤机内的剩余燃料可能会导致自燃。如果机组不能在合理时间内（45min ）重新启动，应清空磨煤机，然后使磨煤机冷却到环境温度手动停运。如果不能进行这些操作，隔绝磨煤机并关闭所有进出口门防止炉膛烟气进入。

8.6 失负荷时汽轮机保护

在机组重新启动阶段，对汽轮机故障和炉水进入汽轮机必须特别注意。在主蒸汽管和冷再管可能会有水凝结，启动分离器的异常高水位也会使炉水进入过热器，减温器的不正常打开和喷水控制阀的泄漏也会导致炉水进入过热器或再热器。

8.7 水冷壁流量低

如果由于给水流量、控制或运行人员操作失误使水冷壁流量低于最低设定值，在延迟最多10s 后自动切断燃料。因水冷壁低流量将导致水冷壁管过热导致故障：

1) 立即切断燃料；

2) 关闭所有从机组来蒸汽（隔绝汽轮机、驱动辅机的辅助蒸汽等）；

3) 如果问题已经解决，再次建立水冷壁最小循环流量；

4) 在首次冷却过程维持较高炉内空气流量；

5) 如果锅炉受压件可能发生事故，通过开启过热器启动疏水逐步降低蒸汽压力。在锅炉冷却过程中应降低炉内空气量。机组一旦达到足够冷却，关闭空气预热器和风机。当贮水箱金属温度达到93℃，锅炉疏水进入正常疏水状态。确定由于低水冷壁流量和检查锅炉过热信号，如受压件泄漏等；

6) 维修泄漏点；

7) 维修后再次投运锅炉应进行水压试验。

8.8 水冷壁管温度高

8.8.1 如果螺旋水冷壁金属温度超过设定值，在延迟最多3s 将自动切断燃料。这切断过程是保护受热面管过热，防止出现故障，因此需要立即MFT 动作。

8.8.2 水冷壁超温可能显示过度燃烧、水冷壁流量低或两种情况的综合。过度燃烧可能导致负荷的急剧变化。水冷壁流量低可能导致过度的过热器喷水量。在锅炉再次点火期间应检查这些因素和加强控制。

8.9 管子事故

如果水或蒸汽管故障，最佳的停炉方法将根据管子事故大小、维持正常水位和维持机组运行情况进行处理。下列的方法是根据运行人员判断的比较常规的方法。

8.9.1 水冷壁管

如果受热面管子泄漏或故障不包括严重的给水供水管疏水故障，水位应维持并采用正常方式使机组解列，其方法为：

1) 如果条件许可投入吹灰器；

2) 切换燃烧方式到手动状态并降低燃烧率且使空气流量保持在正常值；

3) 当所有燃料熄火应继续维持机组空气流量吹扫所有可燃气体、蒸汽等。当机组已经冷却关闭风机；

4) 手动锅炉上水。通过开启过热器出口疏水加速冷却、降低锅炉压力；

5) 在疏水前允许锅炉冷却到93℃（启动分离器金属温度）。

如果锅炉水量明显降低且水位经给水不能维持，可采取下列方法：

1) 切断所有燃料；

2) 维持足够的风量经烟囱吹掉管子泄漏的蒸汽；

3) 在锅炉压力降低后停止风机和空气预热器；

4) 一旦机组足够冷却人可以进入，检查引起事故的原因。在完成检修后进行水压试验。

8.9.2 省煤器管

省煤器管泄漏可以通过检测炉内声音和/或给水量的增加来判别。这种检查应尽快进行。省煤器管泄漏可能导致对相邻管子的吹损。从省煤器管漏出的水可能导致灰斗和空气预热器的堵塞。在明知省煤器管已经泄漏而继续运行是非常不可取的，机组应以正常方式停炉。

8.9.3 过热器和再热器管

过热器或再热器管很小的泄漏也应尽可能马上进行检查。过热器或再热器管的蒸汽泄漏可能导致对相邻管子的吹损，在明知过热器或再热器管已经泄漏而继续运行是非常不可取的，机组应以正常方式停炉。过热器和再热器管的泄漏故障必须紧急停炉。运行人员必须根据故障的严重程度做出正确判断，再确定采取何种方法来进行事故处理。

8.10 尾部烟道二次燃烧

8.10.1 现象

1）二次燃烧区域的烟气温度和工质温度上升，空气预热器进出口烟温不正常地升高，空气预热器出口风温升高；

2）二次燃烧处附近的烟气负压急剧波动；

3）省煤器出口烟气含氧量降低；

4）在烟道门孔等不严密处冒烟或冒火星。

8.10.2 原因

1）燃烧调整不当或煤粉过粗，使着火不完全，末燃尽煤粉进入烟道；

2）燃油雾化或着火不良，使未燃烬的煤粉和油滴沉积在烟道内；

3）锅炉低负荷运行时间过长，煤粉燃油在尾部积聚；

4）点火前和停炉后锅炉吹扫不充分。

8.10.3 预防

1）调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道内；

2）投运油枪时应严格监视油枪的雾化情况，调整好油压，一旦发现油枪雾化不良应立即停运，并进行清理检修；

3）锅炉正常运行时应保证空气预热器前烟气含氧量在规程规定的范围内；

4）定期检测磨煤机出口的煤粉细度，做好燃烧调整工作，防止未完全燃烧的煤粉带入尾部烟道并沉积。

8.10.4 处理

1）运行人员如发现尾部烟道烟温不正常升高、空气预热器进出口烟温不正常地升高或空气预热器热点探测系统报警时，应立即检查原因，加强燃烧调整，对该区域受热面进行吹灰，并确认是否发生了二次燃烧；

2）燃烧区域投运吹灰器后，温度没有下降趋势，反而温度继续升高，根据受热面出口工质温度和沿程烟气温度，当确认锅炉尾部烟道内发生了二次燃烧时：

① 立即手动MFT ，紧急停炉，检查所有一次风机停运，停止送、引风机运行，严密关闭各风门挡板，强制投入二次燃烧区域附近的吹灰器，用蒸汽进行灭火；

② 锅炉熄火后应维持连续进水，适当开启高、低压旁路对省煤器、过热器、再热器进行冷却；

③ 当确认火已被熄灭后，可停止吹灰器运行，同时加强二次燃烧区域的壁温、烟温的监视；

④ 当尾部烟道各段烟温正常后，打开检查孔，检查设备损坏情况；

⑤ 对着火侧和未着火侧空气预热器进行彻底检查、清理；

⑥ 经过检查，符合启动条件后才允许点火启动。

8.11 锅炉炉膛受热面结焦

8.11.1 现象

1）主蒸汽、再热蒸汽温度异常升高，减温水量增加；

2）就地从锅炉观火孔观察炉膛，有结焦现象，火焰颜色呈白色并刺眼，结焦处炉膛温度升高；

3）过热器、再热器管壁温异常增大或管壁温偏差增大；

4）排烟温度异常升高；

5）有时发生明显的塌焦现象。

8.11.2 原因

1）燃用易结焦性的煤种；

2）送风量太小，导致炉膛内形成还原性气氛而使灰熔点降低；

3）锅炉持续高负荷运行时间过长；

4）燃烧方式不合理、煤粉太粗或燃烧器故障；

5）炉膛长时间未吹灰或吹灰器投用不合理；

6）炉底排渣不畅或渣斗堵渣；

7）燃烧切园中心偏，贴壁。

8.11.3 预防

1）燃用设计范围内煤种，避免燃用易结焦性煤；

2）因故燃用有结焦倾向的煤种时，应进行合理混煤；

3）燃煤品质发生变化前，应提前通知运行人员制定相应的措施；

4）加强水冷壁及炉膛上部吹灰，采用定期吹灰和选择性吹灰相结合的方法；

5）加强就地巡检，发现结焦及时处理；

6）根据煤种的变化情况，及时合理地进行燃烧调整；

7）适当增加送风量，控制锅炉氧量正常，避免锅炉局部缺氧燃烧。

8.11.4 处理：

1）锅炉运行中应加强对减温水量、烟道挡板开度及各段受热面壁温的监视，发现参数异常应及时分析，进行燃烧调整；

2）检查和更换燃用煤种，对结焦的部位加强吹灰；

3）维持正常的制粉系统运行方式，如部分磨煤机检修而非正常方式运行，可调整配风和各磨煤机的负荷分配，维持过量的空气系数；

4）经调整，过热器、再热器管壁温或减温水未见明显下降，应申请降负荷处理；

5）若机组负荷已降至500MW ，管壁温仍超限或减温水量超过相应负荷的设计流量，持续时间超过1h ，应继续减负荷，直至管壁温和减温水量正常；

6）当炉内结焦严重，过热器、再热器减温水量明显增大，甚至减温水调门全开都无法维持锅炉正常安全运行时，应申请停炉处理。

8.12 磨煤机着火与防爆

8.12.1 现象

1）磨煤机出口温度高报警，温度急剧上升；

2）磨煤机外壳金属温度异常高；

3）CO 探测装置报警；

4）石子煤斗有火星出现；

5）磨煤机附近有烟味。

8.12.2 原因：

1）磨煤机出口温度控制过高；

2）风温、风量控制系统故障；

3）易燃物质进入磨煤机；

4）一次风室内石子煤量多或煤尘沉积在一次风室；

5）石子煤刮板断；

6）原煤中有火种；

7）给煤机故障或给煤机进出口堵煤造成磨煤机断煤；

8）停磨时未吹扫干净，导致煤粉自燃。

8.12.3 处理

1）增加给煤量、加冷风减热风，若无效则应停运给煤机、磨煤机，迅速关闭磨煤机进、出口快关门、密封风电动门；

2）开启防爆蒸汽电动门进行灭火，10min 进行石子煤排放；

3）当磨煤机出口温度低于50℃后，关闭防爆蒸汽电动门；

4）磨煤机外壳温度冷却到室温时，打开磨煤机人孔门，进行内部检查和清理工作；

5）理工作结束确认设备正常后，方可投入磨煤机运行。

调试技术交底记录

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9. 环境及健康安全

9.1 环境因素识别评价

识别环境管理体系覆盖范围内的活动、产品和服务中能够控制的、或能够对其施加影响的环境因素，并确定重要环境因素，以便进行管理、控制和更新。识别和评价的结果见项目部环境因素识别评价表。 9.2 危险源辨识评价

充分识别所有进入工作场所人员的活动、工作场所设施的危险源，并对其进行风险评价和风险控制。评价结果见项目部危险源辨识评价表及不可容许风险清单。 现将调试过程中可能遇到的危险点和可能产生的危害后果分析如下，并提出相应的预防应急措施：

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10. 附表

整套启动数据记录表

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附：锅炉启动曲线

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