锅炉运行调整及维护

4.1 锅炉运行调整的主要任务
4.1.1 保证锅炉的蒸发量满足外界负荷的要求。
4.1.2 均衡给水并维持正常的汽包水位。
4.1.3 保证过热器、再热器出口汽温汽压及各部受热面温度在规定范围内。
4.1.4 保持合格的炉水和蒸汽品质。
4.1.5 组织炉内良好的燃烧工况，维持经济燃烧，尽量减少热损失，提高锅炉机组的效率。
4.1.6 认真执行巡回检查和设备定期轮换工作，消除各种异常及隐患，确保锅炉安全稳定、经济运行。
4.2 锅炉正常运行主要参数控制
序号 项 目 单位 正常值 报警值 高　限 低　限
01 锅炉蒸发量 t/h 951.9 1065
02 汽包压力 MPa 18.36 18.87
03 主汽压力 MPa 17.30 17.50
04 主汽温度 ℃ 541 545/530 550 510
05 再热蒸汽入口压力 MPa 3.53 3.93
06 再热蒸汽入口汽温 ℃ 322 332
07 再热蒸汽出口压力 MPa 3.35 3.72
08 再热蒸汽出口汽温 ℃ 541 545/530 550 510
09 主再热汽温度偏差 ℃ 0 0
10 汽包水位 mm 0±50 +125
-200 +300（延时3秒MFT动作） -300（延时3秒MFT动作））
11 烟气含氧量 % 5 6 4
12 炉膛压力 Pa -100～-50 ±996 +3240 MFT动作 -2490 MFT动作
13 给水压力 MPa 19.5 20.1 18.8
14 给水温度 ℃ 276 283
15 排烟温度 ℃ 133 135
16 燃油压力 MPa 2.5～3.0 2.1 3.5 2.0
17 吹扫汽压 MPa 0.8～1.0 0.7
18 低温过热器 ℃ ≤482 550
19 分隔屏过热器 ℃ ≤492 580
20 后屏过热器 ℃ ≤561 635
21 末级过热器 ℃ ≤576 704
22 墙式再热器 ℃ ≤520 580
23 屏式再热器 ℃ ≤568 704
24 末级再热器 ℃ ≤580 704
4.3 燃烧调整
4.3.1 燃烧调节的目的：
4.3.1.1 保证锅炉汽温、汽压和蒸发量的稳定正常。
4.3.1.2 着火稳定、燃烧中心适当、火焰分布均匀、配风合理,防止结焦、积灰、金属过热等。
4.3.1.3 使锅炉运行保持最高的经济性。
4.3.2 当班期间要及时了解煤种的变化，根据煤质情况确定适宜的各层一次风、二次风和周界风的配比，保持合适的风煤比。
4.3.3 经常检查炉内燃烧工况，观察燃料的着火情况，火焰应呈现明亮的金黄色，油火焰呈白亮色；燃料着火适中，喷燃器口无结焦，火焰不偏斜贴墙冲刷水冷壁，炉膛内具有良好的火焰充满度，否则应及时调整有关的风量和煤量。
4.3.4 根据燃烧调整试验的数据，维持氧量在最佳值稍上运行，禁止缺氧燃烧。负荷小范围调整时只调节煤量且幅度不宜过大。正常情况下省煤器后烟气含氧量在3.0～3.5%之间，若甲、乙两侧氧量偏差＞1%，应查明原因并及时消除。
4.3.5 及时调整吸、送风量和一次风量，保持炉膛压力在-100～-50Pa，严禁正压燃烧。
4.3.6 保持转向室出口两侧烟温偏差不超过50℃。
4.3.7 锅炉最低风量不应＜30%BMCR。
4.3.8 中速磨煤机直吹系

统燃烧调整迟缓性大，在运行中应根据负荷及汽压的变化情况及时调整煤量和风量；负荷变化、汽压上升过程中应提前减少煤量，当汽压趋于稳定后再适当增加煤量保持汽压稳定。
4.3.9 投运燃烧器应按先下层、后上层的顺序进行，并应保持各层火焰集中。
4.3.10 当锅炉负荷低于50%BMCR或因煤质差燃烧不稳定时，应投入油枪稳定燃烧，（如A磨运行可投入等离子拉弧稳燃，但不要切至等离子模式）。
4.3.11 燃油时远方、就地要加强监视、调整油压正常，保证油枪雾化和燃烧良好，发现漏油现象迅速隔离泄漏点，汇报值长并联系处理。
4.3.12 锅炉低负荷运行时应保持相邻的两台磨集中运行，使火焰集中，并保持煤粉细度合格，适当提高磨出口温度，关小停运燃烧器层的二次风调节门，保持运行燃烧器合适的一次风和二次风量，以稳定燃烧。
4.3.13 低负荷两台磨运行时，若总煤量减至两台磨煤机额定出力的50%时应投油助燃。
4.3.14 锅炉低负荷运行时尽量减少减温器的喷水量，调整燃烧层次，保证汽温合格。
4.3.15 锅炉高负荷连续运行时，在保证汽温符合要求的情况下，每班要对锅炉炉膛及空预器进行一次吹灰，每天对烟道进行一次吹灰，每2小时对燃烧器和燃烧工况进行一次实地检查。
4.3.16 在正常运行中要经常检查炉膛的漏风，所有看火孔、打焦孔等各门孔应严密关闭；检查受热面的结焦、积灰等情况，如发现有较严重的结焦、积灰现象要及时予以消除。
4.3.17 遇到下列情况时要注意燃烧的调整，防止燃烧不稳造成灭火：
4.3.17.1 负荷变化时；
4.3.17.2 低负荷时；
4.3.17.3 煤质变化时；
4.3.17.4 磨煤机煤量变化时；
4.3.17.5 制粉系统故障时；
4.3.17.6 燃烧不稳投油时；
4.3.18 在锅炉燃烧不稳时，禁止水冷壁的吹灰、除焦工作。
4.4 主蒸汽及再热蒸汽温度的调整
4.4.1 正常运行时应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正常，主汽温度 ℃，再热汽温 ℃。
4.4.2 锅炉汽温的变化受诸多因素的影响，运行中要密切监视其它参数的变化，如燃烧的变化、汽压的变化、负荷的变化、制粉系统的运行方式、给水温度的变化、吹灰、排渣等，运行中要正确分析并找出影响汽温的因素，采用必要的手段迅速调节汽温正常。
4.4.3 主汽温度的调整：
4.4.3.1 保持过热器汽温稳定正常的先决条件是：燃烧、汽压、水位及负荷的稳定，汽温调节应以燃烧调节作为基础，在燃烧调整的基础上，主汽温度通过喷水减温来进行调节（过热器设有两级喷水减温）。
4.4.3.2 过热汽温的调节以一级减温水调节为主，作为粗调：二级减温水作为细调。两级减温水应配

合使用。
4.4.3.3 正常情况下控制分隔屏过热器入口汽温不超过415℃，后屏过热器入口汽温不超过455℃，末级过热器入口汽温不超过508℃时。
4.4.3.4 使用减温水时，减温水流量不可大幅度波动，这是由于汽温惰性大的特点决定的，以防止汽温急剧波动后难以调节。
4.4.3.5 在低负荷时更要注意慎用减温水，由于低负荷时蒸汽流量小，减温水过大易造成过热蒸汽出口带水，使汽轮机水冲击，造成恶性事故。
4.4.3.6 汽包水位大幅度波动时会引起给水流量大幅度波动，同时减温水流量也发生变化从而引起汽温变化，应加强监视，及时调整。
4.4.3.7 必要时可调整一、二次风量，摆动燃烧器上下倾角，切换上下制粉系统等改变炉膛火焰中心位置，使汽温上升或下降。
4.4.3.8 主汽温度高时应采取下列措施：
a 缓慢开大减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温的变化，防止汽温骤降；
b 燃烧器摆角下倾，降低火焰中心，或减少上层燃烧器的煤量与风量，增加下层燃烧器的风量和煤量；
c 降低锅炉负荷，必要时可停止上层磨煤机运行；
d 加强水冷壁和省煤器的吹灰。
4.4.3.9 主汽温度低时应采取下列措施：
a 关小减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温的变化，必要时关闭减温水调整门；
b 燃烧器摆角上倾，提高火焰中心，或增加上层燃烧器风量和煤量；
c 增加锅炉负荷，必要时可投入上层磨煤机运行；
d 加强过热器吹灰。
4.4.4 再热汽温的调整：
4.4.4.1 再热汽温调节以燃烧器摆角为主要调节手段，此外，墙再进口设有事故喷水减温器，在紧急事故情况下用来控制再热蒸汽进口汽温。再热器喷水减温器只作为调节汽温的辅助保护手段，正常时应尽量减少或不用再热器喷水进行减温，以提高机组运行的经济性。
4.4.4.2 在调节燃烧器摆角时应缓慢，同时要注意对过热汽温的影响。
4.4.4.3 再热汽温高时可下倾燃烧器，或减少上层燃烧器的风煤量，同时加强再热器受热面的吹灰。必要时使用事故喷水减温进行调整，并加强对炉膛的吹灰。
4.4.4.4 再热汽温低时可上倾燃烧器，或增加上层燃烧器的风煤量，加强再热器吹灰。
4.4.4.5 在事故紧急情况下，使用事故喷水减温，控制再热器进口汽温，保护再热器。
4.4.4.6 改变过量空气系数（氧量）。
4.4.5 汽温调整应根据过热器及再热器各段温度变化趋势及时进行，注意汽温调整的迟延时间，减温水不可猛增猛减，以免造成汽温大幅度波动及损坏减温器。
4.4.6 运行中进行燃烧调整、加减负荷、启停制粉系统、投停高加、吹灰排渣等工作时，都会使过热汽温和再热汽温产生相应的变化，

此时应注意监视并及时进行汽温的调整。
4.4.7 运行中严格控制各受热面管壁温度不超限，限值如下：低过出口管壁温度≤482℃、分隔屏出口管壁温度≤492℃、后屏出口管壁温度≤561℃、末过出口管壁温度≤576℃、屏再出口管壁温度≤568℃、末再出口管壁温度≤580℃。
4.4.8 汽轮机发生下列情况之一，汽轮机打闸：
4.4.8.1 主蒸汽压力超过19.7MPa(机侧)；
4.4.8.2 主、再热汽温达552℃～565℃持续15分钟不下降；
4.4.8.3 正常运行时，主、再热汽温10分钟内突降50℃；
4.4.8.4 机侧汽温超过566℃。
4.5 锅炉给水及水位的调整
4.5.1 水位的调整的规定：
4.5.1.1 正常运行中给水要连续均匀，不得中断给水，保证汽包水位在0（汽包中心线下120mm）±50mm范围内。
4.5.1.2 正常运行中汽包水位计应以差压式水位计(带平衡容器的CCS水位计)为基准，汽包水位信号取自经汽包压力修正后的三个汽包水位测点的平均值。要经常校对差压式水位计、电接点水位计以及就地双色水位计，当各水位计偏差＞100mm时或水位计指示不准时，应及时查明原因并联系热控人员处理。
4.5.1.3 调整水位时要注意给水流量与蒸发量是否平衡，水位调整应缓慢平稳，尽量避免给水量大幅度变化。负荷升、降变化速度不应＞3MW/min，以免引起水位大幅度波动导致蒸汽品质恶化。
4.5.1.4 遇到下列情况时，应将给水自动解除，手动调整和控制汽包水位：
a 负荷大幅度变化时；
b 给水系统故障时；
c 燃烧不稳使汽压大幅度波动时；
d 给水泵切换时；
e 启、停制粉系统时；
f 受热面发生泄漏时；
g 锅炉定期排污时；
h 锅炉安全阀动作时；
i 锅炉定期试验事故放水时。
4.5.1.5 锅炉排污时要加强对水位的监视和调整，应以连续排污为主，尽可能少进行定期排污。
4.5.1.6 因给水自动失控或手动调整不当造成水位上升至﹢150mm开启事故放水同时减少给水量；待水位降至﹢75mm时及时关闭事故放水。
4.5.1.7 当机组安全阀起座或与给水控制有关的测量元件故障等，影响水位自动控制的异常情况出现时，应立即将给水自动控制切至手动调节，避免给水流量大幅波动，保证锅炉连续进水。
4.5.2 汽包水位调节：
4.5.2.1 本机组共配置了三台50%电动给水泵，通过液力偶合器调节泵的转速及调节给水旁路调节门来控制汽包水位。
4.5.2.2 当机组启动锅炉负荷＜30%、一台给水泵运行时，汽包水位通过给水旁路调节门来控制；当负荷＞30%，主给水门全开，给水旁路门关闭时，给水切为三冲量调节，汽包水位通过给水泵转速来控制。
4.5.2.3 当给水投入自动时要加强对给水泵的转速、给水流量和汽包各水位

计的监视。当给水自动失灵或水位超过±100mm时，应立即解除自动改为手动进行调整，维持汽包水位在正常范围内。
4.5.2.4 当电负荷缓慢增加，主蒸汽流量增加，主蒸汽压力下降，水位降低时，应根据情况适当增加给水流量。使之与主蒸汽流量相适应，保持水位正常。
4.5.2.5 当电负荷缓慢降低时，主蒸汽流量降低，主蒸汽压力升高，水位将升高，应根据情况适当减小给水流量。使之与主蒸汽流量相适应，保持汽包水位正常。
4.5.2.6 当电负荷急剧增加，主蒸汽流量增加，主蒸汽压力下降，此时汽包水位(虚假水位)先上升，但很快会下降，切不可过多减少给水流量，待水位即将有下降趋势时立即增加给水流量。使之与主蒸汽流量相适应，保持汽包水位正常。
4.5.2.7 当电负荷急剧降低，主蒸汽流量下降，主蒸汽压力升高，此时汽包水位(虚假水位)先降低，但很快会上升，切不可过多增加给水流量，待水位即将有上升趋势时立即减小给水流量。使之与主蒸汽流量相适应，保持汽包水位正常。
4.5.2.8 出现虚假水位时还应根据实际情况操作，例如当负荷急剧增加或安全阀动作时，水位上升幅度很大，上升速度很快，实际操作时应先适当地关小给水量，以避免满水事故发生。待水位即将开始下降时，再立即增加给水量，恢复正常水位，当负荷急剧下降或甩负荷时，水位下降幅度很大，下降速度很快，应先适当稍开给水量，以避免缺水事故发生，待水位即将开始上升时，再立即减小给水量，恢复正常水位。
4.5.2.9 燃烧工况突变，对水位影响很大。在外界负荷不变的情况下，启动制粉系统增加磨煤机通风量，水位暂时上升(虚假水位)而后下降，若汽压继续升高而负荷未变，此时汽机调速汽门关小，使蒸汽流量减少而给水量未变，使水位又要升高。因此，要根据实际情况适当调整。锅炉灭火时，水位先低(虚假水位)后高。
4.5.3 给水泵的切换操作：
4.5.3.1 给水泵切换前，应保持锅炉负荷不变，燃烧稳定,同时避免放水、排污、吹灰等影响水位的操作。
4.5.3.2 给水泵切换前应解列水位自动，进行手动调节。
4.5.3.3 给水泵切换操作：
将待启泵勺管退回零位，通知汽机启泵，待泵启动正常出口门全开后，逐渐缓慢开启启动泵勺管，当启动泵出口压力与待停泵出口压力接近，且给水流量增加时，缓慢关小待停泵勺管同时逐渐开大启动泵勺管，观察水位计变化，对照汽水流量逐渐将待停泵负荷转移至启动泵上，切换过程始终保持汽包水位在正常范围内波动。
4.5.3.4 给水泵的切换操作注意事项：
a 当确认启动泵运行正常后，方可进行给水泵的切

换，以防止启动泵运行不正常跳闸后，能及时将预停泵升转速带负荷；
b 给水泵切换过程中应保持总给水流量基本不变，注意维持汽包水位波动不要太大；
c 给水泵切换过程中应严格监视泵出口压力和给水流量的变化；
d 给水泵切换时，通知汽机及时开启运行给水泵再热器减温水抽头门，关闭停运给水泵再热器减温水抽头门。
4.6 锅炉吹灰
4.6.1 吹灰的作用及对锅炉运行的影响：
4.6.1.1 吹灰的作用：锅炉长期运行，受热面会产生积灰和结焦，使得传热恶化，对于尾部烟道来说，由于可燃物的长期积存，还会发生再燃烧的恶性事故，因此在锅炉运行一段时间后就需要对受热面进行吹灰工作，以清洁受热面。
4.6.1.2 炉膛吹灰采用短吹灰枪，用于水冷壁受热面的吹灰；烟道吹灰采用长吹灰枪，用于过热器和再热器受热面的吹灰。
4.6.1.3 吹灰对锅炉运行的影响：锅炉吹灰会造成锅炉负压、汽温、汽压、负荷、水位的波动，而且是对不同的受热面吹灰对锅炉的影响也不相同，在吹灰过程中应对这些参数加强监视。吹灰对于燃烧的稳定造成一定的影响，在吹灰过程中应加强燃烧的监视工作；在低负荷运行及燃烧不稳定时，不能进行吹灰工作；同时，吹灰使得受热面清洁，吸热量增加，因而使得排烟温度降低。
4.6.1.4 由于吹灰会造成炉膛负压波动较大，在吹灰过程中应维持较大负压以防止炉膛反正压。
4.6.1.5 在吹灰操作中应加强对吹灰器的巡检工作，发现有吹灰器故障应进行登记并联系检修处理。
4.6.2 炉膛吹灰时注意事项：
4.6.2.1 当炉膛进行吹灰时应通知除灰值班员，不得在捞渣机附近逗留，以防止大的渣块落下，使水封水敞开溅出及水封水产生氢爆对捞渣机附近人员造成伤害。
4.6.2.2 炉膛进行吹灰前，应检查各项参数稳定，在进行大的操作前应停止炉膛吹灰。
4.6.2.3 无吹灰蒸汽时,禁止投入吹灰器。
4.6.2.4 吹灰器前进中未到达极限位置时,严禁进行后退操作。
4.6.2.5 吹灰过程中发生失电,电动机故障,吹灰器卡住等故障而造成吹灰器未退出时,应停止吹灰,但不得中断蒸汽,应将吹灰器停电,手动摇出。
4.6.2.6 手动吹灰时,炉膛应从下往上吹,烟道吹灰时,按烟气流向进行,这样可避免受热面交叉积灰。
4.6.2.7 停炉后不得吹灰,因为在飞灰沉积面上的红热的灰渣和飞扬的烟气可能导致爆炸。
4.6.2.8 吹灰时,应保持负荷稳定,严密监视各段汽温的变化及炉内的燃烧情况,加强参数调整,防止灰渣脱落引起汽温变化或掉焦引起灭火。
4.6.2.9 吹灰过程中,吹灰器有泄漏时,应立即停止吹灰器运行。
4.6.2.10 炉膛进行吹灰过程中各参数的变化及调节：

a 汽温下降，这是因为炉膛水冷壁受热面被吹干净后其吸热量增加，造成较后面的过、再热器受热面吸热量变小，因此汽温下降。在炉膛吹灰的过程中，应根据汽温的下降趋势，调整减温水量，当减温水量全关后，汽温下降较快时应暂停炉膛吹灰，将炉膛火焰中心上移；
b 汽压上升，这是因为炉膛水冷壁受热面吸热量增加使得其管内蒸发量增大，蒸汽体积增大，下降管与水冷壁管差压增大，使自然循环的动力增加，汽压上升，在进行炉膛大面积吹灰时应注意防止超压；
c 负荷上升：吹灰对负荷的影响表现在两方面，首先是受热面被吹扫干净后，吸热量增加使得锅炉的热经济性增加；另一方面，由于吹灰消耗过热蒸汽使热经济性降低。但总体上，尤其是在受热面积灰比较严重时，第一个因素要远＞第二个因素，在炉膛吹灰过程中表现比较明显，负荷上升比较迅速。因此要把握好吹灰的时机，一般是在减温水量比较大时，当负荷上升较快时，应适当减少一些燃料量以维持负荷的稳定。
4.6.2.11 烟道吹灰操作对调节的影响：烟道吹灰对汽温的影响比较复杂，而且吹灰的位置不同，对汽温的影响也不完全相同，下面将分区域予以介绍：
a 后屏过热器区域、屏式再热器区域：由于这一受热面从流程上看接近水冷壁出口，而且由于吹灰枪的吹灰区域较大，此处一部分水冷壁受热面也得到了吹灰，因此，这一区域吹灰对过热汽温、汽压及负荷的影响类似于炉膛吹灰；屏式再热器受热面清洁后，吸热量增加，再热汽温将缓慢升高；
b 末级再热器、末级过热器区域：这一区域靠近过、再热蒸汽的出口，因此对过、再热蒸汽的汽温影响最为灵敏。这一区域过、再热蒸汽的汽温由以下几个因素所决定：一是末级再热器、末级过热器的入口蒸汽温度；二是末级再热器、末级过热器受热面的金属温度。当其入口蒸汽温度不变时，其出口汽温将取决于受热面的金属温度，当受热面的金属发生积灰时，由于灰的导热性远低于金属，因此造成金属温度要高于未积灰状态，蒸汽温度也是相应的高；当积灰被吹去，金属温度迅速降低，汽温也随之降低，但由于积灰被吹去后烟气与蒸汽间的传热增加，汽温开始迅速回升，要高于吹灰之前；由于末级再热器管束布置在末级过热器之前，其吸热量增加快，汽温升高也快，过热汽温的变化要视其受热面吸热量是否增加而定，在一般情况下汽温也会增高；这一区域的吹灰，汽温反应较快，尤其是再热汽温的反应速度更快，要注意及时进行调节。在这一区域的吹灰过程中，吹灰汽耗对压力的影响大，因此汽压会有一定的下

降，负荷也会有所降低：在吹灰过程中可以视情况少量增加燃料量。但要注意在吹灰结束后汽压与负荷都会回升；
c 低过、省煤器区域：在这一区域的吹灰，使低过、省煤器受热面清洁，当这一区域受热面积灰较严重时，吹灰使进入汽包的水温和低过出口汽温升高，汽压、汽温、负荷都有所上升。
4.7 锅炉排污
4.7.1 锅炉排污规定：
4.7.1.1 为保证锅炉汽水品质合格，需对锅炉进行排污。
4.7.1.2 锅炉排污分为定期排污和连续排污。
4.7.1.3 锅炉连续排污是将汽包表面炉水含盐浓度最大的悬浮物排出；定期排污是将锅炉各集中下降管及水冷壁下联箱中沉积的水渣和磷酸盐沉淀物排出。锅炉连排不得随意停止，定期排污按化学值班员通知执行。
4.7.1.4 连续排污阀门开度应根据化学值班员的要求进行调整，在保证汽水品质的情况下，尽量降低补水率，正常运行时连排流量≯5.13t/h即排污率＜0.5%。
4.7.1.5 锅炉定期排污用定排门进行，禁止开事故放水门进行排污。
4.7.1.6 定期排污前，适当提高汽包水位，排污应逐个回路进行，一般不允许两个或两个以上排污点同时进行。
4.7.1.7 锅炉定期排污时应确认排污系统设备完好，周围无人工作。
4.7.1.8 定期排污时应调整汽包水位高于正常值50mm，排污时应注意汽包水位的变化。
4.7.1.9 定期排污结束，应检查排污门关闭严密。
4.7.1.10 开启排污门时应缓慢，以免发生水击或振动，若有发生，则应立即将阀门关小，直至水冲击或振动消失。
4.7.2 锅炉定排：
锅炉定排正常情况下手动依次对各下降管集箱进行排污，排污时应加强汽包水位监视，排污过程中出现故障应立即终止排污，关闭定排门，待处理好后再进行排污。排污操作过程如下：
4.7.2.1 先对定排管路进行疏水，疏水完毕再进行下一步。
4.7.2.2 打开1#角的排污一次门，然后打开排污二次门（时间不超过30秒）。
4.7.2.3 关闭1#角排污二次门再关闭排污一次门。
4.7.2.4 打开3#角的排污一次门，然后打开排污二次门（时间不超过30秒）。
4.7.2.5 关闭3#角排污二次门再关闭排污一次门。
4.7.2.6 打开2#角的排污一次门，然后打开排污二次门（时间不超过30秒）。
4.7.2.7 关闭2#角排污二次门再关闭排污一次门。
4.7.2.8 打开4#角的排污一次门，然后打开排污二次门（时间不超过30秒）。
4.7.2.9 关闭4#角排污二次门再关闭排污一次门。
4.7.3 遇有下列情况应禁止定期排污：
4.7.3.1 锅炉发生异常和故障时（水位高时除外）。
4.7.3.2 定期排污系统故障或排污系统有检修时

。
4.7.3.3 机组增、减负荷时。
4.7.3.4 汽包水位变化较大时。
4.7.3.5 锅炉在最低不投油负荷下运行且没有其它助燃措施时。
连排扩容器及定排扩容器规范：
名 称 规 范 名 称 规 范
连排扩容器工作压力（MPa） 0.99 定排扩容器工作压力（MPa） 1.18
连排扩容器工作温度（℃） 179.6 定排扩容器工作温度（℃） 200
连排扩容器设计压力（MPa） 1.77 定排扩容器设计压力（MPa） 1.37
连排扩容器设计温度（℃） 350 定排扩容器设计温度（℃） 300
连排扩容器容积（m3） 5.5 定排扩容器容积
（m3） 15
4.8 锅炉低负荷运行稳燃措施
当锅炉负荷低于50%额定负荷运行时，应视作低负荷运行，在低负荷运行期间应注意以下问题：
4.8.1 加强对自动装置运行情况的监视，若自动不灵敏，应及时改为手动，并做好记录；加强对炉膛火焰、负压、汽温、汽压和负荷的监视，做好事故预想，防止炉膛热负荷低而熄火。
4.8.2 低负荷运行时应及时了解入炉煤种，并要求进仓煤尽量干燥，避免断煤。
4.8.3 低负荷运行期间，燃油系统应保持运行且各参数及设备正常。
4.8.4 低负荷运行锅炉应采用滑压运行方式。
4.8.5 锅炉低负荷运行期间，如遇燃烧不稳定应及时投油，投油前应注意磨煤机运行层次，并应保证油枪有3/4火焰证实，如A磨运行可投入等离子拉弧稳燃（不要切至等离子模式）。
4.8.6 低负荷运行期间，氧量应控制在5%左右，磨煤机一次风调节挡板自动不正常，可用手动调节或采用停运一台磨煤机方法控制一次风量不要过大。
4.8.7 低负荷运行期间，必须保证给煤机转速＞50%，若有两台及以上磨煤机运行，则应至少保证相邻两台磨运行。
4.8.8 低负荷运行期间，如遇减负荷，应控制减负荷率＜3.0MW/min。
4.8.9 低负荷运行期间，磨煤机内煤量相对较少，振动较大，应加强对磨煤机的检查，发现异常应及时调整或切换磨煤机运行。
4.8.10 负荷低于70%额定负荷时，禁止锅炉吹灰。
4.9 炉定期检查项目
锅炉正常运行期间应进行以下定期检查项目：
序号 检查项目 检查时间 检查人员
1 炉本体 每两小时一次 巡 检
2 炉前点火油系统 每一小时一次 副控、巡检
3 空预器 每一小时一次 副控、巡检
4 暖风器系统 每一小时一次 巡 检
5 校对汽包水位 每两小时一次 巡 检
6 吹灰系统 每两小时一次 巡 检
7 引风机、送风机、一次风机 每一小时一次 巡 检
8 火焰监测冷却风机 每一小时一次 巡 检
9 磨煤机、密封风机 每一小时一次 巡 检
10 燃油泵 每班二次 巡 检