220t锅炉操作规程
锅炉运行规程
1 范围
本规程规定了锅炉及辅助系统运行操作的基本原则和方法、注意事项及事故处理。
本规程适用于锅炉及辅助系统的运行操作。
2 规范性引用文件
《电业安全工作规程（热力和机械部分）》
3 术语和定义
3.1
锅炉
是一种热量转换的设备，它是利用燃料燃烧所产生的热能将水进行加热、生产热水或蒸汽的热力设施。由锅和炉构成。
3.2
流态化现象
当气体或液体以一定的速度向上流过固体颗粒层时，固体颗粒层出现类似于液体状态的现象，称为流态化现象。
3.3
饱和温度
水在一定压力下沸腾时的温度称为饱和温度。
3.4
过热蒸汽
温度高于对应压力下的饱和温度的蒸汽称为过热蒸汽。
3.5
炉膛差压
是一个反映炉膛内固体物料浓度的参数。通常将所测得的燃烧室上界面与炉膛出口之间的压力差作为炉膛差压的监测数值。炉膛差压值越大，说明炉膛内的物料浓度越高，炉膛的传热系数越大，则炉膛负荷可以带得越高，因此在锅炉运行中应根据所带负荷的要求，来调整炉膛差压。一般炉膛差压控制在500～1500Pa之间，通过锅炉分离装置下的放灰管排放的循环灰量的多少来控制。此外，炉膛差压还是监视返料器是否正常工作的一个参数。在锅炉运行中，如果物料循环停止，则炉膛差压会突然降低，运行中需要特别注意。
3.6
料层差压
是一个反映炉膛内固体物料浓度的参数。通常将所测得的风室与燃烧室上界面之间的压力差值作为料层差压的监测数值，在运行中都是通过监视料层差压值来得到料层厚度大小的。料层厚度越大，测得的差压值也越高。在锅炉运行中，，料层厚度大小会直接影响锅炉的流化质量。料层的厚度（即料层差压）可以通过炉底放渣管排放底料的方法来调节。
3.7
CFB
循环流化床。
3.8
PLC
可编程控制。
3.9
DCS
分散控制系统。
3.10
MFT
主燃料切除。
3.11
MCR
最大连续出力。
3.12
ECR
经济连续出力。
4锅炉机组设备介绍
4.1锅炉设备概况
锅炉型号：YG-220/9.8-M5型。
3×220t/h高温高压循环流化床锅炉，配2×25MW高压双抽凝汽式汽轮发电机组。该炉采用了循环流化床的燃烧方式，设计燃料为烟煤，掺烧化工废气（富甲烷气）,也可以燃用贫煤、褐煤、煤矸石等燃料，燃烧效率达95-99%。由于采用了分段燃烧方式,可大幅度降低NOx的排放，尤其对燃用含硫较高的燃料，可通过向炉内添加石灰石脱硫，从而显著降低SO2的排放，降低硫对设备的腐蚀和烟气对环境的污染。此外，灰渣的活性好，可以作为水泥等材料的掺合料。
本锅炉是一种自然循环的水管锅炉。采用由膜式壁、高温绝热式旋风分离器、水冷料腿、返料器、流化床组成的循环燃烧系统，炉膛为膜式水冷壁结构，过热器分Ⅲ级布置，中间设Ⅰ、Ⅱ级喷水减温器，尾部设三级省煤器和一、二次风预热器。
锅炉为全封闭布置，锅炉标高从零米层算起，锅炉运转层8米；锅炉的构架为全钢结构。
2
4.2锅炉主要参数
4.2.1锅炉主要技术经济指标和有关数据
额定蒸发量（铭牌出力） 220t/h
最大连续蒸发量（BMCR） 240t/h
额定蒸汽压力（表压） 9.8Mpa
额定蒸汽温度 540℃
给水温度 158℃
汽包额度工作压力： 11.4 MPa
锅炉汽水容积： 134 m3
空气预热器进风温度 20℃
一次热风温度 200℃
二次热风温度 200℃
一、二次风量比 55：45
锅炉排烟温度（额度工况下） 140℃
高温旋风分离器分离效率 99.5%
热效率（设计煤种低位发热量、额定负荷） 90%
二氧化硫排放量＜300mg/Nm3
NO
排放量＜400mg/Nm3
x
脱硫效率（钙硫摩尔比为2.3时）≥85%
钙硫摩尔比 2.2～2.5
燃料颗粒度要求≤10mm
石灰石颗粒度要求≤2mm
排污率＜2%（额定负荷时1%）
锅炉外形尺寸：
炉膛宽度 10800mm (包括平台21200mm) 炉膛深度 6410mm(包括平台28300mm)
锅筒中心线标高 42570mm
本体最高点标高 47625mm
4.2.2燃料特性
表1 燃料特性表
4.2.3灰渣特性
表2 灰渣特性表
4.2.4石灰石特性
表3 石灰石特性表
4.2.5点火天然气（火天然气压力为1.0MPa）
4
表4 点火天然气特性表
4.2.6锅炉给水质量
满足《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145-2008）。
PH值（25℃） 9.2～9.6（无铜系统）
电导率μS/cm ≤0.3
总硬度μmol/L ≈0
溶解氧μg/L ≤7
二氧化硅μg/L ≤20
铁μg/L ≤30
铜μg/L ≤5
联铵μg/L ≤30
油mg/L ≤0.5
TOC μg/L ≤500
4.2.7 炉水及蒸汽品质
表5 炉水及蒸汽品质表
4.3锅炉结构
4.3.1锅筒
锅筒内径为1600mm，壁厚为100mm，筒体全长12300mm，筒身由p355GH（19Mn6）钢板卷焊而成，封头是用同种钢板冲压而成。锅筒及锅筒内部装置总重约59吨。
锅筒内部装置由旋风分离器、水清洗装置、顶部均流板、连续排污管、加药管等组成。旋风分离器直径为Φ350，共36只。
由旋风分离器出来的蒸汽经过水清洗装置穿过锅筒顶部的均流板，然后由蒸汽引出管到过热器系统。
在集中下降管进口处布置了十字挡板，改善下降管带汽及抽孔现象。锅筒上除布置的管座外，还布置了再循环管座，吹灰管座，备用管座。
为防止低温的给水与温度较高的锅筒筒壁直接接触，在管子与锅筒筒壁的连接处装有套管接头。给水进入锅筒之后，一部分分配到水清洗装置，另一部分进入水容积中，给水沿锅筒纵向均匀分布。
锅筒内正常水位在锅筒中心线下180mm处，最高、最低安全水位距正常水位为上下各50mm。锅筒装有两只就地水位表，此外还装有两只电接点水位表，可把锅筒水位显示在操纵盘上并具有报警的功能。另外。锅筒上配有备用水位管座，可用于装设水位计录仪表，与电接点水位计共同监测水位。
为提高蒸汽的品质，降低炉水的含盐浓度，锅筒上装有连续排污管和炉内水处理用的加药管，排污率为2%。
锅筒通过两套悬吊装置悬挂于钢架上，可沿轴向自由胀缩。
4.3.2水冷系统
炉壁、炉顶均由膜式水冷壁组成，通过水冷上集箱的上吊杆悬挂于钢架上，炉膛横截面为10800×6410mm2；炉顶标高为38720mm，膜式水冷壁由Φ60×5和6×20.5mm扁钢焊制而成。燃烧室为Φ60×5的膜式壁管组成，其上焊有销钉，用以固定耐火材料，燃烧室上部与炉膛膜式水冷壁相接，下部与水冷风室及水冷布风板相接。水冷风室由膜式水冷壁钢管组成，内焊销钉，以固定耐火材料，水冷布风板由Φ60×5钢管及6×101扁钢组焊而成，在扁钢上开有小孔与风帽相接。膜式水冷壁（除个别外）在制造厂分段组装出厂，在工地整体组合。在两片膜式壁之间拼缝≤6mm可用6mm后的碳钢拼焊，在＞6mm处允许少量的拼缝用12Cr18Ni9钢板拼接，在燃烧器区拼缝一般不大于8mm。
炉膛部分分成左、右、前、后四个水循环回路，引汽管由Φ168×14及Φ219×16钢管组成，5根Φ377×25大直径下降管由锅筒引出后布置在炉前、后, 再由Φ168和Φ159管子引入各下集箱。
在炉膛中上部处，沿炉宽布置有6片屏式过热器和3片翼型水冷壁，各屏弯头部位敷设浇铸材料以防磨。
以上所用钢管材料均为20G GB5310-1995(屏过除外)无缝钢管。
4.3.3过热器
6
本锅炉过热器分三部分，分别由低温过热器、屏式过热器、高温过热器组成，饱和蒸汽由锅筒上的饱和蒸汽连接管引入顶棚管、吊管，再进入尾部烟道低温过热器，经过第一级喷水减温器减温后引入屏式过热器加热，然后经过第二级减温再引入高温过热器，最后进入高过出口集箱。过热蒸汽由高温过热器出口集箱引入炉后的集汽集箱，经主汽阀送往汽轮机。
低温蛇形管系由Φ42×4.5的管子组成，高温蛇形管系由Φ38×5的管子组成，为降低磨损均采用顺列布置。屏式过热器由Φ42×6管子组成。过热器系统采用喷水减温。减温器置于屏式过热器前后，这样即可保证汽轮机获得合乎要求的过热蒸汽，又能保证过热器管不至于因工作条件恶化而烧坏。
为保证安全运行，低温过热器采用20G（GB5310）和15CrMoG的无缝钢管，屏式过热器采用12Cr1MoVG、12Cr2MoWVTiB无缝钢管，高温过热器采用12Cr2MoWVTiB的低合金无缝钢管。
4.3.4省煤器
省煤器系Ⅲ级布置，均为Φ32×4的20G（GB5310-1995）无缝钢弯制的蛇形管组成。给水沿蛇形管自下而上，与烟气成逆向流动。
4.3.5空气预热器
空气预热器采用管式一、二次风间隔的卧式布置，一、二次风进出口在同一标高。中间为一次风空气预热器，两侧为二次风空气预热器，空气分别由一次风机二次风机送入用Φ51×2焊接钢管制成的一、二次风预热器。烟气在管外冲刷，空气在管内流动，一、二次风均流经三个行程，为方便更换和维修，分三组控制。一、二次风预热温度分别达到200℃，为使管箱在热状态下能自由膨胀，在管箱上部装置有膨胀节。
空气预热器设置安装露点测量装置的预留位置。
空预器下部烟风接口距地面有足够的净空，供烟风道及除灰设备的布置。
4.3.6燃烧系统
燃烧系统由燃烧室、炉膛、旋风分离器和返料器组成。炉膛下部是密相料层，最低部是水冷布风板，布风板截面均匀布置了风帽。风帽为钟罩型风帽，材质为ZG-4Cr26Ni4Mn3NRe耐热耐磨铸钢，其允许运行温度为1100℃，平均运行寿命为2.5年。经过预热器的一次风，由风室经过这些风帽均匀进入炉膛。燃煤经设在炉前的4台称重式皮带给煤机送入燃烧室。落煤管上设置了播煤风（来自一次热风）。二次风在燃烧室上部分层送入炉膛，化工废气经8个燃烧器与二次风混合后送入炉膛左右两侧燃烧（炉膛温度大于750℃时）。二次风约占总空气量的45%（根据煤种稍有区别），经喷嘴进入炉膛，喷嘴分上、下两层布置，以利燃烧的调整和控制碳氧化物的排放。整个燃烧过程是在较高流化风速下进行，炉温控制在850-950℃。含灰烟气在炉膛出口处分为左右两股，进入两个旋风分离器，被分离的细颗粒经返料器返回炉膛循环再燃，离开旋风分离器的烟气经过热器进入尾部烟道，随烟气排走的微细颗粒可由锅炉后部的除尘器收集。旋风分离器采用切向进气方式，分离效果≥99.5%。由于分离效率高，可保证炉膛内有足够的循环灰量，减少尾部烟气含灰量，有利于尾部受热面的防磨。
为了降低返料温度、降低炉墙重量，缩短起炉时间，增加密封性及运行的可靠性，在旋风分离器设置了两个水冷套。
每个水冷套由管子和上下两个环行集箱焊接而成，管子上焊有销钉以敷设高强浇注料，整个水冷套由下集箱支撑在返料器耐火材料上整体向上膨胀，上集箱与锥体固定耐火材料处设有膨胀缝且上集箱引出管与护板设有膨胀节以保证密封。
旋风分离器下端回料立管结构合理，确保分离效果，并避免噎塞或气流扰动影响分离效果。
旋风分离器上部烟气出口管即中心筒采用耐磨耐高温材料制造，出口管延长进入旋风分离器筒体一定长度以阻止烟气短路。
燃烧后的灰渣，较大颗粒的部分，可经炉底4个Φ159的排渣管排走，而较小颗粒的炉灰可以从旋风分离器下的返料器的细灰管排出。
本炉为床上、床下动态点火，在水冷风室后侧布置2个主点火器（每个1000NM3/h），床上布置4个辅助点火器（每个500NM3/h）,点火采用天然气，气压要求为1.0MPa。
4.3.7构架和平台扶梯
本炉构架全部为钢结构且设有副钢架，可在地震烈度七度以下的地区安全运行。当安装在地震烈度七度以上的地区时，应考虑加斜撑的办法加固，钢架散装出厂，在现场安装。
锅炉在炉顶和集箱、人孔、检查孔等地方布置了平台，以便观察、操作和维修，各平台有扶梯相连。为便于上下扶梯方便，扶梯倾角采用45°。
4.3.8炉墙
由于采用膜式水冷壁，炉膛部分采用敷管轻型炉墙，旋风分离器、斜烟道、炉顶和尾部烟道耐火砖混泥土和保温层砌成，其重量分别通过钢架传到基础。
考虑到炉墙受热后的膨胀，对于炉墙面积较大的部分及其接合处设有膨胀缝，为了保证炉墙安全运行，炉墙升温和降温速度应控制在每小时100-150℃之间。
4.3.9锅炉范围内的管路布置
锅炉采用单母管给水，给水通过给水操纵台，然后进入水冷套进口集箱，经水冷套加热后汇集到水冷套出口混合集箱，再由混合集箱从锅炉两侧引入省煤器的进口集箱，给水从省煤器出口集箱经分配水管引入锅筒。
在锅筒和省煤器之间以及锅筒与水冷套之间装有不受热的再循环管。为保证锅炉点火启动和停炉冷却过程中省煤器内水流动，在升火和停炉过程中，开启再循环管路上的阀门，这时由于省煤器管内和水冷套内水温度高，而产生自然循环使管子得到冷却。
在锅筒上装有连续排污管，在各水冷壁下集箱分别装有定期排污管，在各需要疏水的部位还装有疏水用的阀门和管路。
4.3.10锅炉安全附件
在锅筒上设有两只就地水位计，以便直接观察水位。配电接点水位计两只，另配差压水位计两只，可在控制室操作台上监督水位，并可在其二次仪表电气系统中引入高低水位的报警系统。
在锅筒上和过热器集汽集箱上各设置两只全量型安全阀，并在锅筒、过热器集汽集箱上设置有就地压力表。
5 锅炉机组的启动
5.1 锅炉机组的启动前试验
8
5.1.1 锅炉检修后的验收
5.1.1.1 检修后的锅炉必须对其设备系统进行验收工作，以检查设备的检修质量，测定设备和系统的工作性能。
5.1.1.2 检修后的锅炉验收分为分段验收、分部试运、总体验收和整体试运。
5.1.1.3 锅炉大、小修后，设备应进行分段验收和分部试运。
5.1.1.4 锅炉大、小修后的总验收和整体试运，由工程师或其指定人主持，相关人员参加。
5.1.1.5 根据质量检验、分段验收和分部试运行以及现场检查结果由工程师（或指定主持人）确定启动和整体试运，试运内容包括各项冷、热态试验，带负荷试验。
5.1.1.6 参加验收的人员，应对设备系统作详细的检查验收。验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行则必须在试运前予以消除。
5.1.1.7 锅炉检修后，如系统（设备）有改造或变更，应向运行人员移交《设备变更技术报告》，检修人员做好检修交代，运行人员做好记录，以便修改技术操作规程，以作为运行人员操作的技术依据。
5.1.2启动前的检查
5.1.2.1 炉膛及风室内部应符合下列要求
5.1.2.1.1 炉墙保温完整、严密，无损坏现象。
5.1.2.1.2 布风板上的风帽完整、齐全，固定牢固，无明显的变形、损坏及松动等异常，所有风帽小孔无堵塞现象。
5.1.2.1.3 水冷壁管、屏式过热器管、高温过热器管、低温过热器管、省煤器管及空气预热器管等外形正常，无积灰现象。各处防磨浇注料完好，无损坏现象。各处防磨护板和梳形卡扣齐全，无松动、掉落等。
5.1.2.1.4燃烧室及物料循环回路内无焦渣，二次风喷嘴及落煤口等处完整无损坏现象。
5.1.2.1.5测温热电偶应完好，离开内壁面距离约100mm，所有测量孔无堵塞，损坏现象。
5.1.2.1.6风室内无杂物无积灰，风室内水冷壁管无变形损坏现象，风室防爆门完整严密，防爆门上及其周围无杂物。
5.1.2.1.7放渣管无堵塞、变形、开裂现象。
5.1.2.1.8风门档板完整严密，传动装置完好，开关灵活，位置指示正确。
5.1.2.1.9炉膛内无杂物，脚手架已拆除。炉膛出口防爆门完整严密，防爆门上及其周围无杂物。5.1.2.1.10各孔门关闭，并锁紧可靠；看火孔上的玻璃片完好、清洁。
5.1.2.2 检查返料系统应符合下列要求
5.1.2.2.1旋风分离器、返料立管、返料器完整，密封良好，各部畅通，无堵塞现象。
5.1.2.2.2 水平烟道及尾部烟道耐火浇注料应完整、无损坏现象，内部无杂物。
5.1.2.2.3返料器小风帽完好无损，风口畅通，床内无焦渣、杂物等。
5.1.2.2.4调节风门动作正常，开度指示一致，无卡涩现象。
5.1.2.2.5放灰管畅通，阀门操作灵活，密封良好。
5.1.2.2.6该部测量仪表和控制装置的附件位置正确、完整、严密、畅通。
5.1.2.2.7所有人孔门、检查孔关闭严密，法兰结合面密封良好。
5.1.2.2.8旋风筒进出口非金属膨胀节连接可靠，各金属膨胀节外形正常，所有结合面密封良好。
5.1.2.2检查炉前煤仓和给煤机应符合下列要求
5.1.2.3.1 原煤仓内原煤充足，无杂物，原煤斗下煤闸板在开启位置。
5.1.2.3.2 给煤机检查：
——防护罩完好牢固，地脚螺丝无松动。
——减速机油位正常，各部件及表计应齐全。
——皮带给煤机计量装置完好，下煤口畅通。
——皮带给煤机密封严密，观察孔玻璃清洁透明，照明正常。
5.1.2.3检查除渣装置应符合下列要求
5.1.2.4.1检查落渣管内无异物，放渣门灵活牢固，能可靠开启和关闭。
5.1.2.4.2检查冷渣机及传动装置完好，无结渣及杂物。
5.1.2.4.3冷渣机冷却水已投入，回水管畅通，压力表完好，阀门无泄漏。
5.1.2.4.4输渣皮带完好，托辊完好，电动机油位、防护罩均正常。
5.1.2.4检查各支吊架、膨胀节、阀门、风门、挡板应符合下列要求
5.1.2.5.1管道支吊架完好，管道能自由膨胀。
5.1.2.5.2管道连接完好，法兰螺丝已紧固。
5.1.2.5.3 阀门手轮完好，固定牢固，门杆洁净，无弯曲及锈蚀现象，开关灵活。
5.1.2.5.4 阀门的填料压紧适当，丝扣已拧紧，阀门的保温良好。
5.1.2.5.5 传动装置的连杆、拉杆、接头完整，各部销子固定牢固，电动控制装置良好。
5.1.2.5.5具有完整的标志牌，其名称、编号、开关方向清晰正确。
5.1.2.5.7位置指示器的开度指示与实际位置相符合。
5.1.2.5.8所有管道膨胀节外形完好，无变形、撕裂现象。
5.1.2.5.9所有风门、挡板开关无卡涩现象。
5.1.2.5.10电动操作装置完整可靠，开关灵活，方向正确，开度与现场指示一致。
5.1.2.5检查汽包水位计应符合下列要求
5.1.2.5.1水位计汽、水连通管保温良好。
5.1.2.5.2水位显示正常，刻度指示清晰。
5.1.2.5.3 在正常水位及高、低限水位处有明显红线标志。
5.1.2.5.4汽阀、水阀和放水阀严密不外漏，开关灵活。
5.1.2.5.5水位计防护罩齐全，固定牢固，照明充足，水位线上下色彩分明。
5.1.2.5.5就地水位监测装置完好，探头清洁，方向正确。
5.1.2.5.7电接点水位计极点接线齐全，无脱落现象。
5.1.2.6检查压力表应符合下列要求
5.1.2.7.1表面清晰，汽包压力表及过热蒸汽出口压力表在工作压力处画有红线。
5.1.2.7.2表针指在零位。
5.1.2.7.3校验合格，贴有校验标志，加装铅封。
5.1.2.7.4照明充足。
5.1.2.7检查安全阀应符合下列要求
5.1.2.8.1排汽管和疏水管完整、畅通，固定牢固。
5.1.2.8.2弹簧完好，顶部顶针处于松驰状态，并能保持弹簧动作正常。
5.1.2.8.3弹簧四周无妨碍其动作的杂物。
10
5.1.2.8检查汽包、集箱及减温器等部位膨胀指示器应符合下列要求
5.1.2.9.1 指示板牢固地焊接在锅炉主要梁柱上，指针牢固地垂直焊接在膨胀元件上。
5.1.2.9.2指示板的刻度正确、清楚，在板的基准点上涂有红色标记。
5.1.2.9.3指针无卡住或弯曲现象，并与指示板面垂直，针尖与指示板面距离3～5mm。
5.1.2.9.4锅炉在冷态时，指针应指在指示板的基准点上。
5.1.2.9检查天然气系统应符合下列要求
5.1.2.10.1 天然气管路和管路上安装的附件连接严密可靠。
5.1.2.10.2 天然气管路上的阀门已处于点火状态。
5.1.2.10.3燃烧器电气点火装置试验正常。
5.1.2.10.4管路吹扫完毕,各保护已投入。
5.1.2.10.5所有管道、法兰阀门密封良好。
5.1.2.10.6 灭火器材齐全，并能可靠投入。
5.1.2.10检查现场平台、扶梯照明应符合下列要求
5.1.2.11.1所有平台扶梯完好，通道畅通。
5.1.2.11.2 检修用孔洞、盖板修复，地面清扫干净。
5.1.2.11.3 现场照明充足，事故照明投入良好。
5.1.2.11.4 所有区域消防器材配备齐全。
5.1.2.11检查操作盘应符合下列要求
5.1.2.12.1所有仪表、信号、操作开关及切换装置配备齐全，操作方便。
5.1.2.12.2 盘面规整，模拟图正确，所有标志齐全，名称正确，字迹清晰，固定牢固。
5.1.2.12.3指示灯及护罩齐全，显示颜色正确。
5.1.2.12.4 DCS控制系统完好，系统运行数据与实际相符。
5.1.2.12.5各主要开关、按钮防误罩齐全。
5.1.2.12检查电除尘器应符合下列要求
5.1.2.13.1检查各瓷转轴、高压套管等绝缘件表面无裂纹、无油污，保温层完整。
5.1.2.13.2逐步轮流开动各振打、排灰电机，检查各电机转向是否正常，减速机润滑油油质良好，油位正常，地脚螺丝牢固不松动，运行半小时注意其运行情况应正常。
5.1.2.13.3 投上各绝缘子电加热器、灰斗电加热器，检查其工作是否正常。
5.1.2.13.4检查电气控制柜上报警装置的功能是否正常，可按每块控制板上有“试验”字样的按钮来模拟报警。
5.1.2.13.5确认所有的人都已离开电除尘器内部和其它高压危险区域。
5.1.2.13.6检查电源网络电压是否正常。
5.1.2.13.7关闭各人孔门并上锁，各部结合面严密不漏风。
5.1.2.13检查气力输灰设备应符合下列要求
5.1.2.14.1空压机油位处于正常油位线内。
5.1.2.14.2空压机冷却水管畅通，水量充足。
5.1.2.14.3仓泵各阀门、就地控制箱及其他气动原件的控制气软管连接良好，无漏气、漏油现象。
5.1.2.14.4仓泵进气管上过滤器内无积水。
5.1.2.14.5仓泵投自动运行试验正常。
5.1.2.14检查转动机械应符合下列要求
5.1.2.15.1所有转动机械的安全遮拦及保护罩完整、牢靠，靠背轮连接完好，地脚螺丝牢固。
5.1.2.15.2轴承润滑油量充足，油质良好，油位清晰，轴承端盖、加油孔及放油丝堵严密不漏。5.1.2.15.3 轴承冷却水管畅通，水量充足，排水管无堵塞现象。
5.1.2.15.4 轴承温度计及温度测点完好，固定牢固。
5.1.2.15.5 电机接线完好，接地线接地可靠。
5.1.2.15.6就地事故按钮完好，防误罩齐全。
5.1.2 启动前的试验
5.1.2.1 电（气）动阀门/挡板校验
5.1.3.1.1 锅炉检修完毕恢复运行前及阀门、挡板检修后应进行阀门、挡板校验。
5.1.3.1.2 现场确认阀门/挡板符合校验条件，确认校验对运行系统无影响，联系仪表人员及维修人员到场。
5.1.3.1.3 电、气源送上，控制室监控画面上信号指示、开度指示正确。
5.1.3.1.4 检查试验阀门/挡板就地开关在远操位置。
5.1.3.1.5 操作阀门/挡板一次，检查监控画面显示信号与现场状态一致，阀门开关灵活，并分别进行间断和连续开、关行程试验。
5.1.3.1.6 确认传动装置动作灵活、阀门开关方向正确，气动门无漏气现象。
5.1.3.1.7 在仪表专业完成各项仪表准备工作后，进行执行机构调整校验。
5.1.3.1.8 调节系统在手动状态下调节阀门开度，执行机构的动作方向、位置、阀位应与手动调节输入值相符。
5.1.3.1.9 调节系统在自动状态下调节控制值，执行机构的动作方向、位置、阀位与调节输出信号相对应。
5.1.3.1.10 用手动调节方式检查执行机构的动作，应平稳灵活、无卡涩、无跳动。全行程时间应符合制造厂的规定。
5.1.3.1.11 检查执行机构开度，应与调节机构开度和阀位相对应。
5.1.3.1.12 带有自锁保护的执行机构应逐项检查其自锁保护的功能。
5.1.3.1.13 行程开关和力矩开关应调整正确。
5.1.3.2 风机联锁试验
5.1.3.2.1 大修后的锅炉启动前应做风机动态联锁试验，小修后或停炉超过15天以上，启动前做风机静态联锁试验。
5.1.3.2.2 风机联锁试验旨在检验各风机按照规定的程序和性能完成拒动和联动，并检验相应的MFT 动作。
5.1.3.2.3 联锁试验步骤：
——联系电气运行人员将高压返料风机、引风机、一次风机、二次风机电源送至工作位（静态试验时只送试验电源）。
——投入风机联锁。
——逆程序启动应拒动，顺程序启动应正常，违反程序停止，应联跳下级设备，并MFT动作，检
12
查MFT动作结果。
——试验时，转机应按照规定的顺序和时间间隔跳闸或合闸，否则，应通知检修查找原因并处理，直至合格为止，做好记录。
5.1.3.2.4 风机联锁说明：
——返料风机采取一台运行一台备用运行方式。当任意一台返料风机故障停止运行或母管压力低于15kPa时，备用的返料风机自启。返料风母管压力低于最低允许值10kPa时，联跳引风机、一次风机、二次风机。
——当一台引风机停或当任意一台二次风机故障停止运行时，其它风机不受影响，当两台引风机全停时，联跳全部一次风机、二次风机。
——当任意一台一次风机故障停止运行时，其它风机不受影响，当两台一次风机全停时，联跳二次风机，其它风机不受影响。
5.1.2.1锅炉MFT动作试验
5.1.2.1.1锅炉MFT动作
——床温高于1050℃。
——炉膛出口压力高(+3000Pa)。
——炉膛出口压力低(-3000Pa)。
——汽包水位高(+250mm)。
——汽包水位低(-250mm)。
——主蒸汽温度高560℃。
——汽包压力高12.3MPa。
——两台引风机跳闸。
——两台一次风机跳闸。
——全部返料风机跳闸或返料流化风母管压力低于最低允许值10kPa，延时5S。
——风室压力高，定值14kPa。
——总风量小于50000m3（带延时）（信号来自燃烧控制系统）。
——点火器未投，且床温低于650℃。
——手动MFT。
——失去逻辑控制电源或燃烧控制系统失去电源（信号来自燃烧控制系统）。
5.1.2.1.2MFT动作包括：
——停止并闭锁所有给煤机；
——停止并闭锁燃气进回气总门和气枪进气速断阀；
——停止并闭锁冷渣器；
——全部风量控制改为手动方式,并保持最后位置；
——除非风机本身切除，否则所有风机控制都改为手动方式，保持最后位置。在风机本身切除情况下,风机将遵循其逻辑控制程序；
——输出信号给燃烧控制以限制引风机自动控制，从而保证炉膛压力不超过极限值；
——除非锅炉处于热态再启动状态,否则“规定的锅炉吹扫”逻辑建立。
5.1.2.2OFT动作试验
5.1.3.4.1OFT动作条件
——MFT动作。
——炉前来气母管速断阀关闭。
——炉前来气母管气压低于25kPa，延时10秒。
——若床下点火器均连续10秒未检测到火焰或进气阀关闭，则关闭床下点火器进气管速断阀。
——若点火器进气母管速断阀均关闭，则炉前来气母管速断阀关闭。
——床下启动燃烧器出口烟气温度高于1050℃时报警，高于1200℃时跳该床下启动燃烧器。
5.1.3.4.2 OFT动作结果
——关闭炉前来气母管速断阀。
——关闭启动燃烧器进气阀。
——退出气枪，禁止气枪吹扫。
5.1.3.4.3 OFT复位
——无MFT指令。
——无OFT指令。
——MFT已复位。
5.1.2.3锅炉保护及联锁
表6 锅炉保护及联锁表
表6 锅炉保护及联锁表（续）
14
5.1.2.4临界流化风量试验
5.1.3.4.1 在布风板上铺上厚度约500～500mm，粒径为0～10mm 的炉渣。
5.1.3.4.2 关闭炉门，启动引风机、一次风机和返料风机，保持炉膛负压为-20～-100Pa。缓慢开大一次风机入口调节挡板。
5.1.3.4.3 在一次风机入口档板开大的过程中，调整炉膛出口负压为-1000Pa，然后，打开炉门，注意观察床料的流化情况。当整个床面刚开始流化起来时，记录下此时的一次风量、一次风风门挡板开度、一次风机电流值和布风板下风室压力。继续缓慢开大一次风机入口调节挡板，观察炉内流化情况，利用长杆耙子检查是否全部流化。
5.1.3.5.4 当耙子能轻松触到风帽时，记录下此时的一次风量、一次风风门挡板开度、一次风机电流值和布风板下风室压力。
5.1.2.5过热器的反冲洗
5.1.3.5.1 锅炉大修或小修后，应根据化学人员的意见，对过热器进行反冲洗工作。
5.1.3.5.2 开启过热器反冲洗门一道门及汽包空气门，其他管路阀门处于关闭状态。
5.1.3.5.3 由反冲洗管路经过热器倒向汽包上水，锅炉进满水后关闭汽包空气门。保持2小时后再进行反冲洗工作（水质必须合格，水温不超100℃）。
5.1.3.5.4 开启各循环回路下联箱排污门、水冷屏、省煤器放水门，由反冲洗二次门控制对锅炉进行冲洗。冲洗时控制压力不超过1.5MPa。
5.1.3.5.5 经化学通知反冲洗合格后,开关闭反冲洗二道门，开启点火排汽门进行放水。
5.1.3.5.6 汽包水位到可见水位时，才可开启各空气门及过热器疏水门至需要水位。
5.1.3.5.7 反冲洗时应做好防超压及防向汽机过水的措施。
5.1.3.5.8 应将冲洗过程的相关数据做好记录。
5.2 锅炉的启动
5.2.1 启动前的检查与试验：
5.2.1.1 检查锅炉检修工作全部结束，所有检修工作票退回。
5.2.1.2 检查汽水系统所有阀门，并置于下列状态
5.2.1.2.1 主蒸汽系统：电动主汽门经开关试验后关闭，主蒸汽旁路阀打开、锅炉隔离门及其旁路一、二次阀关闭。点火排汽电动阀开关试验后一、二次阀开启。
5.2.1.2.2 给水系统：给水总阀、主给水电动阀、主给水调整阀、旁路给水电动阀、旁路给水调整阀经开关试验后关闭，水冷套及省煤器再循环电动阀关闭。
5.2.1.2.3 减温水系统：所有减温器前后手动阀、进水调整阀经开关试验后关闭。
5.2.1.2.4 放水系统：事故放水电动阀经开关试验后二次阀关闭，一次阀开启。各联箱排污一、二次阀关闭，连续排污一次阀开启、二次阀关闭。
5.2.1.2.5 疏水系统：所有放水阀关闭，各蒸汽及减温集箱疏水一、二次阀及锅炉隔离门前疏水阀开启。
5.2.1.2.6 蒸汽及炉水取样一次门、汽包加药一次门开启。
5.2.1.2.7 汽包所有水位计汽阀、水阀开启，放水阀关闭。
5.2.1.2.8 所有压力表取样一次阀开启。
5.2.1.2.9汽包及过热器空气阀开启，省煤器出水管空气阀关闭。
5.2.1.3 检查风烟系统及燃烧系统，并置于下列状态
5.2.1.3.1所有风机入口档板及出口风门经开关试验后关闭。
5.2.1.3.2 所有一次风门、二次风门、播煤风门、密封风门、返料风门及点火风门关闭。
5.2.1.3.3检查炉膛及烟道内人员已全部出来，内部无焦渣，各人孔门、看火孔、窥视孔及防爆门完好并关闭严密，风室内无杂物，冷渣机放渣阀关闭、冷却水量充足。各风机油色透明，油位正常，冷却水充足，处于良好备用状态。
5.2.1.3.4检查给煤机及返料器内无杂物，放灰闸板关闭。
5.2.1.3.5检查天然气点火系统：天然气点火阀门经开关试验后关闭，天然气管路上的阀门已处于点火状态，管路吹扫完毕,各保护已投入,试验正常。
5.2.1.3.6高能点火器经试验合格后备用（试打火时应有防可燃物爆燃措施）。
5.2.1.4 检查电除尘器处于下列状态
5.2.1.4.1电除尘器内人员已全部出来，电除尘器本体保温完好，人孔门关闭严密，防爆门密封严密。
5.2.1.4.2振打装置电机及变速器完好，地脚螺丝紧固，联轴器保护罩完好，变速器油位、油色正常。
5.2.1.4.3高压瓷套管及阴极瓷轴无破损、脏污现象。整流变压器呼吸器完好，硅胶无受潮现象。5.2.1.4.4 高压隔离开关处于“电场”位置。高低压电气设备外壳接地可靠。
5.2.1.4.5 各电场振打装置可靠，电加热装置正常。
5.2.1.4.6报警系统正常。
5.2.1.4.7 各除灰仓泵进料阀、进气阀及出料阀经开关试验后关闭。
5.2.2 启动前的准备
16
5.2.2.1 与有关人员联系，做好下列准备工作
5.2.2.1.1汽机值班人员：做好锅炉上水的准备。
5.2.2.1.2 燃料值班人员：原煤仓上煤。
5.2.2.1.3化学值班人员：化验炉水品质，配备足够的除盐水。
5.2.2.1.4 仪表值班人员：将各仪表操作装置置于工作状态。
5.2.2.1.5电气值班人员：电气设备测绝缘送电。
5.2.2.2 布风板上加底料应按如下程序执行
5.2.2.2.1在布风板上铺一层约500mm厚的床料，床料粒度一般控制在0～8mm，床料中可燃物含量应≤5%。
5.2.2.2.2 利用人工将床面底料铺平。
5.2.2.2.3 启动引风机、返料风机、一次风机进行平料。保持主风门全开，平料风量升至临界流化风量以上，平料5分钟后迅速关闭一次风机进口风门或停止一次风机运行，观察床料的平整度，必要时查明原因予以消除后重新平料。
5.2.2.3 除尘除灰系统按下列程序执行：
5.2.2.3.1点火前15小时投入电除尘器各加热器，提前2小时投入各电场振打连续运行。
5.2.2.3.2 开启各仓泵入口下灰闸板、进气管路进气阀和阀门控制箱进气阀。
5.2.2.3.3 开启各输灰管至灰库进料阀。
5.2.2.4 天然气点火系统应符合下列要求
5.2.2.4.1天然气管路和管路上安装的附件连接严密可靠;
5.2.2.4.2天然气管路上的阀门已处于点火状态;
5.2.2.4.3 燃烧器电气点火装置试验正常;
5.2.2.4.4 管路吹扫完毕,各保护已投入,试验正常;
5.2.2.4.5 所有管道、法兰阀门密封良好。
5.2.2.5 锅炉上水应按如下要求进行
5.2.2.5.1 检查工作结束后，应经省煤器或反上水系统上水，水温不得超过90℃且汽包上下壁温差不大于50℃。进水速度应缓慢，从无水至水位达汽包水位计-100mm处所需的时间，夏季不少于2小时，冬季不少于4小时；上水期间应严格监视汽包上下壁温差不大于50℃，必要时应减少给水流量，以控制温差在规定范围内。如炉温很低或上水温度较高时，应适当延长上水时间；锅炉上水时，不得影响运行锅炉的给水。
5.2.2.5.2在锅炉上水前、后应分别记录各膨胀指示器的指示数值一次。
5.2.2.5.3 在进水过程中，应检查汽包、联箱的孔门及各部分的阀门、法兰、堵头等是否有漏水现象，当发现漏水时，应停止进水，并汇报值长，联系检修处理正常后继续上水。
5.2.2.5.4 当锅炉水位升至汽包水位计-100mm处停止上水。此后，水位应不变，若水位有明显变化，应查明原因予以消除。如锅炉原已有水，经化验水质合格，可将水位调整到汽包水位计-100mm，如水质不合格，则应根据化学值班人员的意见进行处理。必要时，可将炉水放掉，重新上水。
5.2.2.5.5锅炉停止上水后开启水冷套及省煤器再循环门。
5.2.3 锅炉点火
5.2.3.1 接值长通知，锅炉开始点火。
5.2.3.2 启动引风机，调整引风机开度约为满负荷时的30-35%，引风机开启半分钟后再启动返料风机、
一次风机、二次风机，返料风门开启一半，二次风门微开，一次风机开度约为满负荷时的30-35%，保持炉膛吹扫5-7分钟，使物料流化正常，保持炉膛负压-20～-100Pa左右,调整一次风主风门，在保证床料流化的前提下，主风道风门开度约为5%，防止点火后火焰烧到前墙及炉底，开一次风点火风道风门，以满足点火用氧的需要（点火一次风量约80000 m3/h）。
5.2.3.3天然气管路系统充压,保持压力在正常范围；锅炉点火时,先打开一次点火风门挡板调整到点燃后能使火焰稳定的位置,启动高能点火器,然后适量打开燃气门通入天然气；若一次点火不成功,应迅速切断天然气气源,让一次风高于点火风量状态下吹扫5min后,再进行点火；如再次点火不成功,应分析原因,不允许盲目再进行点火（天然气点火系统具体操作详见第7章《天然气系统运行》）。
5.2.3.4调整进气量和一次风量，控制床温上升速度，使床温均匀上升。
5.2.3.5床温升至约450℃，逐渐增加一次风量和燃气量，控制床温稳步上升，待床料流化良好后，启动给煤机间断给煤并确认煤进入炉膛后正常着火。根据床温情况适时投入连续给煤，调整给煤量控制床温缓慢均匀上升。
5.2.3.6根据主汽温度、压力的变化情况，投入减温器或调整点火排汽量。
5.2.3.7床温升至850℃时，缓慢增加给煤量，适当增加二次风量，逐渐减少供气量，使床温稳定于850 ～ 950℃，关闭燃气速断阀，开启氮气进行吹扫,退出运行。
5.2.3.8天然气燃烧系统退出10分钟后，排烟温度达100℃以上时，投入电除尘器各高压电场及除灰系统运行，电场振打可改投自动。
5.2.3.8 符合锅炉并列条件后，汇报值长，联系汽机值班人员并炉。
5.2.3.10依据给煤量多少，逐渐增加引风量、一次风量、二次风量及返料风量，维持炉膛负压于-20～-100Pa左右。
5.2.3.11 锅炉带至正常负荷后，合理调整各风量配比于正常值。
5.2.3.12 点火启动时，应加强对天然气燃烧器火焰的监视，若发现熄火，应立即关闭燃气速断阀，利用引风机和一次风机加强通风，持续吹扫5分钟后，方可重新点火（若加入煤后无火应吹扫不少于10分钟）。
5.2.3.13 在燃烧稳定情况下，返料风量加大应缓慢，依据床温变化情况，调整返料器的出灰速度，防止冷灰大量涌入炉膛，造成床温急剧下降，甚至熄火。
5.2.4 锅炉升压
5.2.4.1 锅炉点火、升压至并炉时间应不少于290分钟，具体各段升压时间控制参照下表和升温升压曲线：
表7 锅炉点火升压表
5.2.4.2 应注意调整燃烧，保证炉内温度均匀上升，各承压部件受热均衡，膨胀正常。
5.2.4.3 需经常检查各处受热部件的膨胀情况，定期记录各集箱膨胀数值，及时检查阀门、法兰及焊缝的严密性。
18
5.2.4.4 严禁关小点火排汽阀、各集箱疏水阀及锅炉隔离阀前疏水阀赶火升压。
5.2.4.5 为尽早建立水循环和排除炉水杂质，应在点火半小时、汽包压力至0.5MPa和3.0MPa时各进行一次水冷壁下联箱排污。
5.2.4.6 汽包压力升至0.15MPa时，必须冲洗和对照水位计，开启取样、加药一次阀,关闭汽包及各集箱空气阀，通知仪表人员冲洗仪表导管。
5.2.4.7 汽包压力升至0.3～0.4MPa时，停止升压，热紧法兰螺丝。
5.2.4.8 汽包压力升至3.0MPa时，对照各处压力表，并对锅炉全面检查一次，并投入连排和通知化水值班人员取样分析炉水及蒸汽品质，待炉水、汽品质分析合格后，方可继续升压。投入连排前，连排扩容器汽平衡应先投入，否则应有可靠的防连排扩容器超压措施。开启连续排污总门时应缓慢，并密切监视连排扩容器压力，严禁超压。
5.2.4.9 在升压过程中，应按升压要求进行，严格控制过热蒸汽升温速度不大于4℃/min，汽包壁温升速度不大于50℃/h并应监视汽包上、下壁温差不超过50℃。
5.2.4.10 在点火升压期间，水冷套及省煤器再循环门在锅炉进水时关闭，不进水时应及时开启。5.2.4.11在升压过程中，应经常监视汽包水位的变化，并维持正常水位。
5.2.5锅炉安全门校验
5.2.5.1 在下列情况下锅炉投运前，安全门需进行热态校验：
5.2.5.1.1 新安装安全门或安全门解体检修过后；
5.2.5.1.2 锅炉停止运行一个月以上或锅炉运行时间达一年以上；
5.2.5.1.3 安全门在锅炉运行中提前动作或锅炉达到安全门动作压力而安全门拒动作。
5.2.5.2 锅炉安全门热态校验应得到相关领导的批准，安全门热态校验时应有生产主要负责人在场。
5.2.5.3 锅炉安全门校验由检修负责，运行人员配合。
5.2.5.4 锅炉安全门热态校验按下列程序进行。
5.2.5.4.1 安全阀热态校验前锅炉必须是解列运行的。
5.2.5.4.2 检查汽包安全阀和过热器安全阀的疏水阀稍开。锅炉升压到0.3～0.4MPa热紧安全阀法兰螺栓。
5.2.5.4.3 锅炉升压到9.0MPa左右保持压力稳定，对照各处压力表，并对锅炉进行全面检查，确认锅炉无影响运行的缺陷存在。
5.2.5.4.4 适当关小点火排汽阀，缓慢提升锅炉压力。校验安全阀应从高到低依次校验，首先整定汽包工作安全阀，然后整定过热器安全阀。整定汽包安全阀时，应有有效措施防止过热器安全阀起跳。
5.2.5.4.5 当汽包压力升到12.3MPa附近时汽包安全阀应正常动作，安全阀动作后应立即全开点火排汽阀降低锅炉压力使安全阀回座。记录下安全阀的动作压力和回座压力。
5.2.5.4.6 如果汽包安全阀不能在规定的压力下动作，应降低锅炉压力到额定压力以下，由检修人员调整过后重新试验。
5.2.5.4.7 汽包安全阀校验正常后，用同样的方法校验过热器安全阀，并记录下安全阀的动作压力和回座压力。（汽包安全阀的动作压力为10.3MPa）
5.2.5.4.8校验结束将安全门的校验结果详细记录在有关记录簿内。
5.2.5.5 安全阀热态校验时的注意事项：
5.2.5.5.1 在锅炉压力超过工作压力时校验人员应远离安全阀，以防蒸汽喷出伤人；
5.2.5.5.2 在检修人员调整安全阀时应有防止安全阀动作的措施，以防安全阀突然动作酿成事故；5.2.5.5.3从锅炉工作压力升到安全阀动作压力过程中，严禁全开点火排汽门同时加强燃烧的方式提升锅炉压力；
5.2.5.5.4 热校安全阀应由负责统一指挥，避免混乱。
5.2.6 锅炉并列
5.2.
6.1 锅炉主蒸汽管道的暖管，一般应随锅炉升压同时进行，在点火时，开启锅炉电动主汽门的旁路阀和隔离阀前的疏水阀，用锅炉的蒸汽对主蒸汽管道进行暖管。视情况也可以在汽包压力达4.0MPa 时开始主蒸汽管道暖管，开始时用锅炉主汽门的旁路门暖管，控制主蒸汽管道温升速度在2～3℃/min 以下，视情况适时开启锅炉主汽门并关闭其旁路门。
5.2.
6.2在升压暖管过程中，应注意主汽管道膨胀和支吊架情况，如发现有异常现象，应停止升压暖管，并查明原因消除缺陷。
5.2.
6.3 并列前，应与邻炉司炉取得联系，适当调整汽温，注意保持汽压，通知汽机值班人员，密切注意汽压与汽温的变化。
5.2.
6.4 并列前，应冲洗汽包水位计，校对远方水位计( 包括数字水位计和电接点水位计)和主汽压力表的指示，以验证其正确性。
5.2.
6.5 锅炉并列应具备下列条件
5.2.
6.5.1锅炉设备运行正常，燃烧稳定。
5.2.
6.5.2主汽压力低于主蒸汽母管压力0.2～0.3MPa。
5.2.
6.5.3主蒸汽温度不低于500℃。
5.2.
6.5.4汽包水位维持-50mm左右。
5.2.
6.5.5蒸汽品质合格。
5.2.
6.5.6各仪表投入良好，校对准确。
5.2.
6.5汇报值长满足并炉条件，配合汽机人员并汽。
5.2.
6.7并列时，应注意保持汽压、汽温、水位稳定。并列后缓慢增加锅炉的蒸发量，一般以2～3t/min 的速度增加锅炉负荷。
5.2.
6.8在并炉过程中，如引起汽机主汽温度急剧下降或发生蒸汽管道水冲击时，应立即停止并列，迅速关闭锅炉隔离门，减弱燃烧，加强疏水，待恢复正常后重新并列。
5.2.
6.9并列后，再次检查对照汽包水位、压力和主蒸汽温度、压力的指示，注意观察各仪表指示的变化。
5.2.
6.10当汽温能保持汽机的正常汽温时，可依次关闭所有疏水阀及点火排汽阀，视汽温的上升情况，投入减温器运行。
5.2.
6.11并列后，为确保锅炉水循环正常，应尽快将蒸发量增加到额定值的50%以上。
5.2.
6.12并列后，应对锅炉机组进行一次全面检查，并将点火并列过程中的主要操作及所发现的问题记录在有关记录簿内。经过大、小修的锅炉并列后，应记录膨胀指示器的指示值。
5.3 锅炉压火及压火后的热态启动
5.3.1 锅炉压火
5.3.1.1锅炉本体以外设备发生故障或需热备用时,可对锅炉进行压火。
5.3.1.2锅炉压火的操作程序及注意事项如下：
5.3.1.2.1 锅炉压火前应减少或停止放渣，维持床压在正常运行上限值附近。
5.3.1.2.2联系好其它专业降低锅炉负荷至额定值的50%，待床温稳定在850～900℃时同时停运所有给煤机，关闭出口闸板。当床温下降约20℃氧量较快上升时立即停止锅炉所有风机运行并迅速关闭一、二次风机、返料风机、引风机档板。
5.3.1.2.3立即开启压火排气门（位于锅炉风室、一次风道、一次风空预器空气侧，用来排放锅炉
压火时自料层返窜的煤气）。
5.3.1.2.4风机停运后关闭各级减温水，停运电除尘器各高压电场，投入电场振打连续运行，并保持电除尘器各加热装置和除灰系统继续运行。
5.3.1.2.5主汽温度低于500℃或主蒸汽流量趋近于零时关闭主汽隔离门（单炉运行根据汽机要求）并适量开启点火排汽门，开启主汽隔离门前疏水门、过热器联箱疏水门。
5.3.1.2.6 严格控制汽压，当汽压升高时，适当开大点火排汽门。在炉膛出口烟温低于480℃时，如汽压允许可全关点火排汽门。如炉膛出口烟温大于480℃严禁全关点火排汽门。
5.3.1.2.7压火后要加强汽包水位监视，保持汽包正常水位，不上水时及时开启水冷套及省煤器再循环门。
5.3.1.2.8压火结束注意观察床料温度变化情况，若温度不正常的上升，应查明原因加以消除。
5.3.1.2.9若压火时间较长，可热启动一次，待床温上升到800℃～900℃时再压火。
20