3.9.2.6.5升温升压过程中，注意检查各部件的膨胀情况。如发现异常，停止升压，待消除后再继续升压。
3.9.2.7升压及操作：
3.9.2.7.1当压力升至0.14MPa时，冲洗汽包水位计，并校对水位计；
3.9.2.7.2当压力升至0.14MPa~0.27MPa时，关闭各空气门，冲洗双色水位计；
3.9.2.7.3 压力升至0.2～0.3MPa 时，开启炉水、蒸汽、给水取样一次门。通知化学开启炉水、蒸汽、给水二次门，通知热工冲洗表管；
3.9.2.7.4当压力升至0.3MPa~0.5MPa时，停止升压，热紧人孔、法兰螺丝；
3.9.2.7.5当压力升至0.5MPa时，关闭I、II级减温器疏水，关闭过热器联箱疏水，并全面检查； 3.9.2.7.6根据汽包上、下壁温情况，开水冷壁、水冷屏下联箱的定期排污门，建立水循环； 3.9.2.7.7 汽包压力在0.5 MPa~0.8MPa时，通知停止底部加热； 3.9.2.7.8 当压力升至0.784MPa时，停止定排，投入连排；
3.9.2.7.9 压力升至1.374MPa~13.7MPa时，通知化学人员化验蒸汽品质；
3.9.2.7.10 在锅炉上水前后和汽包压力分别达到0.3 MPa~0.4MPa、1.0 MPa~1.5MPa、2.0MPa、3.9MPa时，记录膨胀指示。发现异常停止升压，查明原因，进行调整，正常后方可继续升压；
3.9.2.7.11 当机组达到冲转参数时，保持汽温汽压稳定，蒸汽品质合格，检查各设备正常，汽机可以冲转；
3.9.2.7.12 机组并网后，根据情况，逐渐关闭一、二级旁路门，按机侧要求保持各参数。 3.9.2.8 锅炉投煤
投入给煤机落煤管上下播煤风，进行给煤系统吹扫，调整给煤机密封风风压大于播煤风风压，防止播煤风反窜。
3.9.2.8.1当床温大于要求最低投煤温度（590℃）后，，可向炉内投煤。机组并网前，建议不要投煤（是否恰当，从节省燃油角度）；
3.9.2.8.2启动中部给煤机，以最小给煤量 （3～5t）脉动给煤（给煤90s 停90s），，密切观察床温、氧量的变化，当床温增加，同时氧量有所减小时，可证明煤已开始燃烧。连续脉动给煤3 次后，如床温继续增加5～7℃/min，氧量持续减小，可以较小的给煤量连续给煤；
3.9.2.8.3当床温升到650℃时，给煤燃烧正常后，可连续给煤，视温床情况增加给煤机转速或增投给煤机，逐步停止床下燃烧器；
3.9.2.8.4 当炉膛下部床压5kPa 时，根据情况投入冷渣系统维持床压4～5kPa左右； 3.9.2.8.5 汽压1.98MPa、温度280℃时（机侧），联系汽机冲车，锅炉点火至汽机冲车控制在200分钟。
3.9.2.9 汽机冲车
3.9.2.9.1控制再热器压力0.05Mpa（机侧）；
3.9.2.9.2汽轮机开始冲转，主、再热热蒸汽温度始终保持50℃以上的过热度，且两侧主、再蒸汽温度相差差不大于30℃ ，主蒸汽温度与再热器温度相差不大于50℃；
3.9.2.9.3汽轮机冲转前蒸汽温度的调整，应以燃烧调整为主，禁止使用再热器减温水； 3.9.2.9.4汽轮机冲转时应保持控制汽包水位低水位运行波动。
3.9.2.10 锅炉带负荷
3.9.2.10.1机组并网前，间隔投入给煤机不超过三台，且瞬时给煤量不大于10t左右。严禁投入再热器减温水；
3.9.2.10.2 机组并网后，依据升温升压曲线，投入给煤机，且给煤均匀。若锅炉蒸发量低于10%额定值时，应控制过热器入口烟气温度不超过管壁允许温度，严禁使用减温水，防止喷水不能全部蒸发而积在过热器中发生水塞；
3.9.2.10.3 增加给煤量，当床温达到750～800℃，且床温持续升高，可停止油燃烧器。先停床上启动燃烧器，后停床下启动燃烧器；
3.9.2.10.4停运燃烧器的原则应维持燃烧率基本不变，注意氧量变化，以维持参数稳定，根据热值相等的原则应先加煤，后退油；
3.9.2.10.5当负荷升至30MW 时，将旁路给水切换为主给水管路水；
3.9.2.10.6当汽压升至6MPa 时，通知化学值班员取样化验合格后方可继续升温升压； 3.9.2.10.7油枪切除10 分钟后，投入电除尘及布袋除尘器运行； 3.9.2.10.8投入石灰石给料机，控制SO2 排放量； 3.9.2.10.9通过冷渣器的启停及转速调整，维持床压正常；
3.9.2.10.10 继续升至额定负荷，监视床温、主汽温度、主汽压力、再热汽温和再热蒸汽压力正常； 3.9.2.10.11 根据机组负荷及运行情况，投入各自动控制运行。 3.9.2.11汽机冲车定速及并网按下列参数执行： 时间(min) 负荷（MW） 气压（MPa） 气温（℃） 55 冲车 15 并列
1.98 1.98
280 280
按冷参数滑启升温
20 0—10 2.1 300
40 10 按冷参数滑启升压 80 10—40 4.06 60 40 7.98 130 40—13.5
360 480 13.24
535
3.9.2.12 锅炉压火后的启动
3.9.2.12.1 压火后的启动是指当床温高于所燃煤种的着火温度（暂定为650℃），可直接向炉内投煤启动。风机启动后，如果床温大于投煤温度，可以直接投煤，无需炉膛吹扫和投油； 3.9.2.12.2 按照风机启动程序，启动各风机；
3.9.2.12.3 迅速调整一次风量大于流化风量，使床料充分流化。若氧量下降，床温上升，说明炉内存在大量未燃尽碳粒，此时应逐渐减小燃烧风量对床层进行吹扫，以达到控制床温的目的； 3.9.2.12.4 当一次风量大于流化风量，使床料充分流化且在床温高（>650℃时）于投煤温度时，启动给煤机，少量给煤，观察氧量变化，待煤着火后，逐渐加大给煤量；
3.9.2.12.5 如床温无法达到投煤温度，投油助燃，待床温升至投煤温度后，少量给煤，观察氧量变化，待煤着火后，逐渐加大给煤量；
3.9.2.12.6按热态升温曲线，过热器升温速度≧2.5℃/min，再热器蒸汽温度≧3.5℃/min，主汽压力≧0.049MPa/min；
3.9.2.12.7主蒸汽温高于汽机上缸内壁温度100℃时，汽压2.94MPa~3.92MPa左右时，联系汽机冲车；
3.9.2.12.8汽机冲转并网后，负荷在20~30%负荷运行一段时间，根据具体情况由确定升负荷的速度。
3.9.2.13热态启动注意事项
3.9.2.13.1启动风机的操作应迅速，防止床温下降太快；
3.9.2.13.2如果给煤过量，氧量迅速下降，床温连续大幅度上升时，禁止再向炉膛添加燃料，在床温850℃以前，减小向流化床供风,以遏制燃烧过程，如果无效，关闭炉底一次风挡板,采取燃烧缺氧方法；
3.9.2.13.3当锅炉床温小于650℃时，不能直接投煤，必须先进行炉膛吹扫，然后投启动燃烧器加热，当床温达到允许投煤温度后，再投煤；
3.9.2.13.4当一次风量大于流化风量，使床料充分流化且锅炉床温>650℃时，锅炉无需炉膛吹扫和投启动燃烧器就可能直接投煤，投煤后，锅炉即可带到满负荷，不必考虑炉内耐磨耐火材料的升温速率限制；
3.9.2.13.5当锅炉燃煤的挥发份和水份较高时，必须在锅炉风室，一次风道和一次风空气预热器空气侧容易集气的部位，加装放气阀（门）用来排放锅炉压火时，自料层返窜的煤气。锅炉压火时
立刻开启此阀，锅炉再启动时确认基本无煤气聚集的情况下，关闭此门。
第四部分 锅炉机组运行
4.1锅炉运行的主要任务
4.1.1保持锅炉蒸发量符合规定的负荷曲线；
4.1.2保持正常的汽温、汽压； 4.1.3均匀给水，保持水位正常；
4.1.4保证正常床温、床压，维持物料循环、流化正常，排渣畅通； 4.1.5保持锅炉汽水品质合格；
4.1.6保证燃烧良好，减少热损失，提高锅炉效率； 4.1.7保证锅炉机组的安全经济运行。
4.2燃烧调整 4.2.1负荷调节
4.2.1.1锅炉负荷的调节主要是通过改变给煤量和与之相应的风量。增加负荷时，先增加风量再增加给煤量；降负荷时，先减少给煤量，后减少风量，以维持尾部烟气中的含氧量不变。锅炉升负荷，床温将提高，反之，锅炉降负荷时，床温将降低，整个炉膛内的温度水平也将随负荷的变化而变化； 4.2.1.2锅炉升负荷，在增加燃料量和风量的同时，应通过（相应调整石灰石量）石灰石系统增加石灰石量，以增加床料，有利于燃烧的稳定。锅炉减负荷，在减小燃料量和风量的同时，保持床温波动较小的范围内，可平稳的增减负荷，保持锅炉稳定运行；
4.2.1.3负荷在较小的范围变化时，也可仅增减燃料量和风量，保持正常的运行床压，通过床温的变化达到增减负荷的目的；
4.2.1.4高负荷下应维持较高的床压，以利于燃烧稳定；
4.2.1.5调整负荷时，应保证两侧给煤均匀、风量均匀，两侧氧量尽可能一致； 4.2.1.6调整给煤量时，应均匀稳定调节，按“少量多次”的原则进行调整。
4.2.2床温的调节
4.2.2.1额定负荷锅炉床温控制在850℃~930℃，正常运行中任何一点的床温≧950℃，以防结焦； 4.2.2.2 在氧量不变的情况下，改变一二次风的比率来调节床温。增大一次风量，减小二次风量，可降低床温；反之，可提高床温；
4.2.2.3增加床料量或石灰石量，可降低床温；增大排渣量，床压下降，物料减少，将使床温升高； 4.2.2.4床料平均粒度过大，床温较高，增大排渣量，排除较大粒径的床料，通过加料系统加入合格的床料，或通过石灰石系统加入符合设计要求的石灰石以替换原来粒度不合格的床料，使床温恢复正常；
4.2.2.5 燃用高发热量、低灰份的煤种时，应维持适当高的床压，防止床温过高； 4.2.2.6调整给煤应均匀，保证燃烧稳定，床温在较小的范围内波动；
4.2.2.7炉内燃烧、流化正常时，炉内颜色呈均匀的橘红色，可看到明显的碳粒轨迹,无明显火焰。颜色发亮时，床温较高，发暗时床温偏低。 4.2.3床压调节
4.2.3.1床压稳定是通过进入炉内的物料量和排出炉外的物料量的平衡来维持的。负荷100mw—120mw，维持床压在4500 Pa—5000 Pa之间；负荷120mw—135mw，维持床压在 5000Pa~6000Pa之间；
4.2.3.2床压高、低可用排渣量的大小及控制炉内物料量的多少来调节；
4.2.3.3在调整床压的同时应加强对床温、负荷、蒸汽参数的调整，保持参数稳定；
4.2.3.4床压的高限作为排渣的基准，床压的下限作为停止排渣的基准，风门开度一定时，床压升高，风量自动减小；床压降低，风量自动增加。
4.2.4汽温调整
4.2.4.2 过热器系统分别在Ⅰ、Ⅱ级之间和Ⅱ、Ⅲ级过热器之间布置了一级和二级喷水减温器，一级喷水为粗调，二级喷水为微调；
4.2.4.3再热器系统也是利用喷水减温器进行汽温调节；
4.2.4.4利用喷水调节汽温，运行人员要密切关注喷水量及喷水前后的蒸汽温度，确保喷水后的蒸汽温度高于饱和温度11℃；
4.2.4.5 应利用一级减温器控制二级过热器出口温度为480℃，利用二级减温器以保证三级过热器出口汽温波动较小；
4.2.4.6 再热汽温的调整应优先以燃烧系统的调整，使用再热器减温水。当再热器减温水不能满足再热汽温的调整需要时，允许投入再热器事故减温水；投入再热器事故减温水时应谨慎操作，避免再热器温变化幅度过大；
4.2.4.7汽温蒸汽侧调整的同时应注意燃烧系统的调整；
4.2.4.8调整减温水量的同时，应密切注意给水压力的变化，防止因给水压力波动引起减温水量的大幅度变化。
4.2.4.9遇有下列情况，应加强汽温的监视和调整： 4.2.4.9.1床温、床压不稳或燃烧工况变化时； 4.2.4.9.2锅炉排渣、吹灰或床料再流化时； 4.2.4.9.3锅炉添加床料时；
4.2.4.9.4高压加热器投、停时；
4.2.4.9.5锅炉负荷及水位变化过大时；
4.2.4.9.6投、停给煤机或给煤机故障时；
4.2.4.9.7煤质（A、W、C等）变化及燃煤粒度变化时； 4.2.4.9.8汽压变化时。
4.2.5 炉膛差压的调节
4.2.5.2密相区上部区域与炉膛出口之间的压力差被称为炉膛差压，它是反映炉膛内循环物料浓度大小的参数，一般炉膛差压控制在500Pa~2000Pa之间；
4.2.5.1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，则锅炉带负荷能力越强，因此在锅炉运行中应根据所带负荷的要求，来调节炉膛差压。而炉膛差压则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，一般炉膛差压控制在500-2000Pa之间。根据燃用煤种的灰份和粒度设定一个炉膛 差压的上限和下限作为开始和终止循环物料排放的基准点。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，因此在运行中需要特别注意；
4.2.5.3炉膛差压通过返料器放灰管控制；循环物料越多，炉膛差压越大，反之则越小； 4.2.5.4当差压太大时，应从放灰管中放掉部分循环物料。同时它是反映返料装置工作是否正常的参数，当返料装置堵塞，返料停止后，炉膛差压会突然降低，甚至为零。 4.2.6压力的调整
4.2.6.1 锅炉正常运行应采用定压运行，保持主蒸汽压力在12.8MPa~13.7Mpa之间；
4.2.6.2汽压的稳定与否决定于锅炉蒸发设备输入和输出能量之间是否平衡，输入能量大于输出能量时，蒸发设备内部能量增多，汽压上升，反之汽压下降；
4.2.6.3 蒸发设备输入能量包括水冷壁吸热量、汽包进水量，输出能量主要是蒸发热量，还有定期排污和连排；
4.2.6.4影响汽压变化的因素有两个：一是锅炉蒸发蓄热能力的大小；二是引起压力变化不平衡趋势的大小。蒸发蓄热能力愈大，则发生扰动时蒸汽压力的变动速度就愈小；引起压力变化不平衡趋势愈大，压力的变动速度也愈大；
4.2.6.5 蒸汽压力的调节是通过燃烧调节来实现的：当蒸汽压力升高时，应减弱燃烧；当蒸气压力下降时，应加强燃烧；
4.2.6.7运行中的汽压调整通过增减给煤量来调节，为保持燃烧稳定性，严禁猛增猛减煤量，严密监视氧量、床温、床压的变化，使其变化平稳，并保持最佳范围，同时应监视旋风分离器出入口烟温。
4.2.6.8遇有下列情况，应加强汽压的监视与调整：
(1)给煤机堵、断煤，发现不及时或处理不当，引起炉膛热强度变化时； (2)煤质（A、W、C等）变化大，调整不及时；
(3)机组负荷增、减过快； (4)安全阀动作时。 4.2.7水位的调整
4.2.7.1正常运行时，汽包水位以带补偿的差压式水位计指示为准，以电接点水位计和就地水位计为参考表计，作为调整时的参考依据。给水应连续不断地送入锅炉，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；
4.2.7.2汽包就地水位计和各二次水位计，应每班检查核对至少两次。汽包就地水位计的水位应有轻微波动，如果停滞不动或模糊不清，应进行冲洗。如发现水位计不准时，应通知热工处理； 4.2.7.3事故情况下应以工业电视监视就地水位计为准，若无法监视应以电接点水位计，参考其它水位计；
4.2.7.4 正常运行中，汽包水位应控制在±50mm范围内。若锅炉汽压和给水压力正常而汽包水位超过±50mm时，应立即查找原因予以消除；
4.2.7.5给水自动或手动调整时，均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，并尽量避免给水流量猛增或猛减。为保证锅炉进水可靠，可根据锅炉负荷投入相应的给水管路，在额定负荷下给水自动调节应有一定余度，防止事故情况下锅炉缺水；
4.2.7.6在负荷增、减过快，主汽压力变化过大或安全阀起跳、回座时应考虑“虚假水位”的影响。当水位高时，应及时减少给水量并通过开大连排和事故放水来协调处理； 4.2.7.7正常运行时，不得使用事故放水来调整水位；
4.2.7.8必须定期进行给水扰动试验，汽包高、低水位报警试验，事故放水门电动开关试验。