7. 在二期主汽压力低于45BAR以后，要立即关闭主汽侧减温减压阀，防止蒸汽倒流。 8. 在乙烯、化肥点炉并汽后要及时与总调联系外供汽分配量额。
第六章 检修工作票
1.检修项目：，石灰石风机 1.1适用范围：
1.1.1风机更换皮带 1.1.2机械检修 1.1.3电气检修 1.2工艺处理步骤：
1.2.1现场开关打中间位置
1.2.2若风机解体或整体更换，则出口手动阀关闭 1.3安全措施：风机停电
1.4检修后投用时操作重点：若出口阀关闭，将其打开
2. 检修项目：斗提检修交出 2.1适用范围
机械检修、电气检修、仪表调校 2.2工艺处理
2.2.1停运斗提，开关打就地位置，通知有关人员在主刮板机头处人工排灰。 2.2.2如大修或更换链条，要将斗提内灰刮空。 2.2.3若需要电机拆线则通知停电拆线。 2.3安全措施
确认停电
3. 检修项目：主刮板检修交出 3.1适用范围
机械检修、电气检修、仪表调校 3.2工艺处理
3.2.1将主刮板停运，开关打就地，通知有关人员在辅助刮板机头处人工排灰。
3.2.2如主刮板大修或更换链条，要将两辅刮板到主刮板下料口插死，并将刮板内灰拉
空。
3.2.3如需电机拆线，则通知停电电修拆线。 3.3安全措施
确认停电
4. 检修项目：辅助刮板检修交出 4.1适用范围
机械检修、电气检修、仪表调校 4.2工艺处理
4.2.1停止检修辅助刮板相对应的滚筒，并将滚筒到辅助刮板手动插板关闭。 4.2.2停滚筒前关闭负压风挡板。
4.2.3停运检修辅助刮板，并将开关打就地位置。 4.2.4如大修将灰拉空。
4.2.5如需电机拆线，则通知停电电修拆线。 4.3安全措施 确认停电
5. 检修项目：滚筒 5.1适用范围：
机械检修 电气检修 仪表调速度开关 滚筒电机更换皮带 5.2工艺处理步骤：
5.2.1关闭下灰插板阀；（适用1项） 5.2.2关闭负压风阀；（适用1项）
5.2.3将滚筒内剩余灰排净；并停滚筒。（适用1项） 5.2.4将滚筒冷却水出入口阀关；（适用1项） 5.2.5通知供电将电机停电。 5.3安全措施： 5.3.1停电
5.3.2必须确认下灰插板阀关严
5.4检修后投用时操作重点：运转正常后先打开下灰插板阀，然后开负压风阀。
6.检修项目：视镜、电接点检修交出 6.1适用范围：视镜、电接点漏 6.2工艺处理步骤：
6.2.1现场确认好视镜、电接点漏点具体位置； 6.2.2关水侧一、二次阀，关汽侧一、二次阀； 6.2.3开导淋一、二次阀；
6.2.4确认无压、降温冷却后交出。 6.3安全措施：确认好导淋一、二次阀开
6.4检修后投用时操作重点：首先要进行汽侧暖管，暖好后再开水侧阀，最后关导淋阀。
7. 检修项目：二期主给水主路和旁路检修交出 7.1适用范围：仪表调校 调节阀解体检修 7.2工艺处理步骤：
7.2.1将主路和旁路给水控制均手动。
7.2.2将给水量倒至另一路给水控制，并适当减少锅炉负荷。 7.2.3关闭需要检修调节阀前后电动阀，并手动摇紧。 7.2.4开需要检修调节阀后的排放阀及集管的排放总阀。（适用2项） 7.2.5用临时工厂风吹扫降温。（适用2项）
7.2.6待需要检修调节阀的管线和阀体温度降至80度以下，可以交出。 7.2.7通知电修拆线 7.3安全措施：
7.3.1确认导淋处无水无压。 7.3.2降温冷却后方可交出。 7.4检修后投用时操作重点：
7.4.1投用时一定要先微开检修调节阀和它的前手阀。 7.4.2待导淋见水后且没有泄漏后关闭导淋。
7.4.3在投用检修完调节阀前一定先全开前后电动阀。 8. 检修项目：采暖疏水箱交出
8.1适用范围：机械检修 箱体清扫 8.2工艺处理步骤： 8.2.1采暖系统停用 8.2.2采暖疏水泵停运
8.2.3采暖加热器去采暖疏水箱阀关闭。 8.2.4到采暖加热器加热蒸汽电动门关闭。 8.2.5采暖疏水箱去定排疏水电动门关闭。 8.2.6采暖疏水箱去定排管线疏水开 8.2.7采暖疏水箱排放开 8.3安全措施：
8.3.1箱体内水排净 8.3.2箱体内无压，常温 9. 检修项目：清送风机油滤器 9.1适应范围
9.1.1送风机油滤器检修及整体更换。 9.1.2送风机油滤器清洗。 9.2工艺处理步骤
9.2.1将油滤器切至另一侧
9.2.2将需要检修油滤器的放油螺丝打开将其内油放净。 9.3安全措施
将油滤器的油放净。
10. 检修项目：过热器减温水调节阀检修交出 10.1适应范围
10.1.1减温水调节阀检修或整体更换。 10.1.2仪表调校调节阀。 10.2工艺处理步骤
10.2.1将减温水切至旁路运行，将调节阀前后手阀关闭。 10.2.2打开减温水调节阀处导淋阀。 10.2.3降温后交出处理。 10.3安全措施
确认无压、温度降低后方可工作。 11. 检修项目：灰斗检修交出
11.1适用范围：机械检修 仪表检修 11.2工艺处理步骤
11.2.1关闭灰斗下灰插板阀 11.2.2将灰斗内灰吹净
11.2.3停止吹灰程序，打就地。注意各阀是否关闭。
11.2.4将灰斗内压力卸掉，并将灰斗仪表风气源关闭。关进风和助吹风手阀。 11.2.5通知仪表拆线。 11.3安全措施：灰斗内无压
11.4检修后的操作重点：确认灰斗工作完全正常再打开下灰插板阀。 12. 检修项目：给煤机 （上部，中部，下部）
12.1适用范围： 12.1.1机械检修 12.1.2电气检修
12.1.3仪表调校连锁，速度开关 12.2工艺处理步骤：
. 12.2.1单套给煤机系统手动运行，保证锅炉负荷。 12.2.2停运检修给煤系统，并停电。
12.2.3若需要开盖机械检修
12.2.4如果是大修或更换皮带链条，则关闭煤仓下煤电动插扳阀，上部给煤机拉空，
关给煤密封风，关给煤分配阀关。
12.2.5若中下部给煤机检修或更换链条，中下部给煤机拉空，下部给煤机内堆满煤，
并关闭给煤分配阀，在另一线有问题时，打开插板阀紧急启动下部给煤机。
12.2.6现场派人要与总控保持联系 12.3安全措施：
12.3.1检修设备停电。
12.3.2运行的给煤系统专人特护。 12.4检修后操作重点：
12.4.1注意给煤分配阀的开度 12.4.2给煤密封风的流量 13. 检修项目：引风机 13.1适用范围： 13.1.1机械检修 13.1.2电气检修 13.2工艺处理步骤：
13.2.1将两台引风机入口调节叶片手动控制。
13.2.2将检修引风机停运，现场开关打中间，停电。 13.2.3关检修风机出入口电动挡扳。 13.2.4如果检修轴瓦，通知仪表拆除电偶 13.3安全措施： 检修风机停电
14. 检修项目：高压风机 14.1适用范围： 14.1.1机械检修 14.1.2电气检修 14.2工艺处理步骤：
14.2.1解除风机的备用状态
14.2.2将高压风机出口压力打手动
14.2.3停检修的高压风机，开关打中间，并停电 14.2.4若风机整体检修，则关闭出口手阀或电动阀 14.2.5通知仪表拆除热电偶 14.3安全措施： 高压风机停电
14.4检修后操作重点：
14.4.1启动前要注意回流阀开度
14.4.2启动后注意出口实际压力值 14.4.3启动前注意出口阀须打开 15. 检修项目：主汽放空阀检修 15.1适用范围：
15.1.1启动放空阀仪表调校
15.1.2启动放空阀解体检修或更换填料 15.2工艺处理步骤：
15.2.1关启动放空电动阀到关限位
15.2.2到现场手动关闭启动放空电动阀到全关位置（记下手动行程） 15.2.3保证锅炉负荷平稳，不能超压 15.3安全措施：
15.3.1现场要与总控保持联系
15.3.2若解体检修，注意高温需冷却
15.3.3保证工艺平稳运行，绝对不允许超压 15.4检修后操作重点：
电动阀开之前，现场手动开到手动关时的行程
16. 检修项目：补充水泵 16.1适用范围： 16.1.1更换填料 16.1.2清入口滤网 16.1.3机械检修 16.1.4电气检修 16.2工艺处理步骤：
16.2.1将要清滤网泵的转换开关打到中间位置 16.2.2关闭出口电动阀 16.2.3关闭泵的入口阀
16.2.4开泵体导淋阀排放 16.3安全措施：电修停电
17. 检修项目：加药泵 17.1适用范围： 17.1.1机械检修 17.1.2电气检修 17.2工艺处理步骤：
17.2.1停运检修的加药泵，并停电 17.2.2关闭出口阀
17.2.3若整体检修，则将入口加盲板 17.3安全措施：停电
17.4检修后操作重点：氨、联氨泵油杯内部不能缺油
第七章 设备联锁
第二部分2号锅炉运行规程
第一章 2# 锅炉概况及主要设备
第一节 锅炉简介
1.锅炉型号：HG-220/11.9-L.YM26型 2. 生产商：哈尔滨锅炉厂 3.锅炉效率：89.6 %
220t/h CFB 锅炉采用超高压参数（120bar,540℃）设计，满足生产用汽。锅炉采用循环流化床燃烧方式，循环物料的分离采用高温绝热旋风分离器，锅炉采用平衡通风。水循环采用单汽包、自然循环、单段蒸发系统。
锅炉主要由四部分组成：燃烧室（炉膛）、高温旋风分离器、自平衡“U\形回料密封装置、滚筒排灰装置和尾部对流烟道组成。
燃烧室（炉膛）蒸发受热面采用膜式水冷壁结构，以保证燃烧室的气密性，采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。燃烧室内布置翼墙式水冷屏来增加蒸发受热面。燃烧室内布置屏式Ⅱ级过热器， 以提高整个过热器系统的辐射传热特性，使锅炉过热汽温具有良好的调节特性。 锅炉采用2个直径5.5米的高温绝热旋风分离器，布置在燃烧室与尾部对流烟道之间，分离器外壁由钢板制成，内衬耐磨耐火材料，分离器上部为圆筒形，下部为锥形，耐磨材料和保温材料采用拉钩、抓钉和支架固定。
每个旋风分离器回料腿下布置一个非机械型回料阀，回料为自平衡式，流化密封风用高压风机单独供给。回料阀外壳由钢板制成，内衬绝热材料和耐磨耐火材料。耐磨材料和保温材料采用拉钩、抓钉和支架固定。
以上三部分构成了循环流化床锅炉的核心部分--物料热循环回路，煤与石灰石在燃烧室内完成燃烧及脱硫反应，经过分离器净化过的烟气进入尾部烟道。
尾部对流烟道在锅炉后部，烟道上部的四周及顶棚由包墙过热器（又名对流罩）组成，其内沿烟气流程依次布置有三级过热器和一级过热器，下部烟道内依次布置有省煤器和卧式空气预热器，一，二次风分开平行布置。
锅内采用单段蒸发、自然水循环系统，下降管采用集中与分散相结合的供水方式，过热蒸汽温度采用二级给水喷淋减温调节。
锅炉采用全封闭布置，构架采用全钢焊接、螺丝紧固结构。炉体采用支吊相结合的固定相结合的固定方式，除旋风分离器和空气预热器为支撑结构外，其余均为悬挂结构。锅炉设有膨胀中心，以膨胀中心为原点自由膨胀。
锅炉配风采用串联系统。锅炉设有送风机、一次风机、高压风机、石灰石风机及引风机，其中送风机与一次风机串联布置，采用平衡通风方式，压力平衡点设在炉膛出口。
风系统有四台6kv风机，4台380v高压风机组成，其中送风机1台，一次风机1台，引风机2台，高压风机2台，石灰石风机2台。6kv风机全部采用离心式设计，380v风机采用罗茨容积式设计。
为加快启动速度，采用床下和床上结合启动方式。床上布置有4只床上启动燃烧器，床下布置有2只热烟气发生器，具有加热效率高，加热均匀，启动速度快且点火可靠性高等优点。
一般循环流化床锅炉处在850-900 的工作温度下，在此温度下石灰石可充分发生焙烧反应，使碳酸钙分解为氧化钙，氧化钙与煤燃烧产生的二氧化硫进行盐化反映，生成硫酸钙，以固体形式排出达到脱硫的目的。
第二节 锅炉主要部件介绍
1.汽包
汽包用材料DIWA353制成，内径Ф1600mm，壁厚100mm，筒身全长9600mm，两端采用球形封头。汽包筒身顶部装焊有饱和蒸汽引出管，压力表管接头，安全阀管座，与水平呈38度夹角处焊有给水引入套管接头，筒身前端水平部位装焊有汽水混合物引入管座，对应管座内置旋风子水汽分离器，略低于汽包液位处装有排污管座，筒身底部装焊有大直径下降管管座，封头上有人孔，水位表管接头等。汽包顶部和底部共设６点热电偶用于测量汽包金属温度，汽包金属上下壁温差小于±３８℃，内外壁温差小于±３８℃。
汽包内部装有旋风分离器，波形板分离器，清洗孔板。顶部波形板分离器，多孔板等设备。
汽包正常水位在中心线下180mm处，水位正常控制范围为±50mm ，真实水位的测定与控制对锅炉的运行是非常重要的，为了保证水位的准确性，在两个封头上共安装了３个液位变送器，２个电接点，２个就地视镜。
汽包内部分两排沿全长布置４０只直径为Ф３１５的旋风分离器，能消除高速进入锅炉的汽水混合物的动能以保持水位平稳和进行汽水混合物的粗分离，分离出的蒸汽沿分离器中部向上流动而分离出来的水沿壁向下流动，平稳流入水空间。每只分离器上部都装有一只立式波纹板分离器，以均匀旋风筒中蒸汽上升速度和在离心力的作用下将蒸汽携带的水分进一步分离出来。在正常水位４８０ＭＭ处有多孔板清洗装置，从省煤器来的水对蒸汽进行清洗，提高蒸汽品质。再向上流动进入顶部波形板分离器，携带的水在重力、离心力和摩擦力的作用下附在波形板上，形成水膜向下流动，减少蒸汽的机械带盐。 2.燃烧室
燃烧室断面呈矩形，深度×宽度＝5170×9650mm,各面全部采用膜式水冷壁，由光管和扁钢焊制而成，燃烧室四周及顶部的管子节距均为80mm。下部水冷壁采用φ51×6mm管子，上部水冷壁出烟口采用φ60×6mm管子，其余采用φ60×6mm管子。管子材料为20G。底部为水冷布风板和水冷风室。下部前后水冷壁向炉内倾斜与垂直方向成13度角，倾斜部分表面敷有耐磨材料，床层在此密度最大，湍动程度也最大，是空气与燃料混合燃烧的主要部位，变径后布风板截面积小于上部燃烧室截面积，使布风板具有合理的风速。较低点约在布风板上０.５m处布有下部二次风喷嘴、２.１m处布有床上启动燃烧器、２.５m处布有上部二次风喷嘴，所有用于床温和床压测量的穿孔也在此区域，同样旋风分离器回来的物料也是在这个较低部分与加到环封处的燃料相结合。燃烧室中上部与前墙垂直布置有六片水冷屏和三片过热器屏（Ⅱ级过热器）。 3.循环回路
锅炉采用循环流化床燃烧方式，在满负荷下燃烧室内燃烧温度在８７０～９５０℃之间。由于沿炉膛宽度和深度的热负荷很均匀，所以不需要象煤粉炉那样划分多个水循环回路也能保证水循环安全可靠。两侧水冷壁各有独立的下联箱和上联箱，水经集中下降管和分配管进入下联箱，然后经侧水冷壁至上联箱，再由汽水引出管将汽水混合物引进汽包。前后水冷壁共用一个上联箱，水经下降管和分配管进入前水冷壁下联箱和水冷风室后下联箱，一部分经前水冷壁进入上联箱，另一部分水经布风板的管子进入后水冷壁下联箱与经过水冷风室后下联箱的水汇合，然后经水冷壁、顶棚管也至上联箱，再由汽水引出管引至汽包。流片水冷屏各有独立的循环回路，有单独的供水管和回水管。 4.水冷屏及水冷壁
水冷屏布置在燃烧室中上部与前壁垂直，共六片，每片由23根管子组成，管子直径Ф60
×6mm，材料20G。水冷屏为膜式管屏，节距80mm，鳍片材料20G，水冷屏下部表面覆盖有耐磨材料，在耐磨材料终端管子表面有堆焊层，以防磨损。 水冷壁的作用 ：
1 吸收炉膛辐射热，把水加热并部分蒸发成饱和蒸汽 2 保护炉墙，简化炉墙结构。 3 节省金属，降低锅炉造价。 模式水冷壁的优点是：
1 保护炉墙好，炉墙只需采用保温材料，而不用耐火材料，其厚度和重量大大减轻； 2 炉膛严密性好，炉膛的漏风大大减少，改善了炉膛燃烧工况； 3 在制造厂焊成组件出厂，安装快速方便。
5.水冷布风板
水冷布风板又称格栅，位于炉膛底部，由略有倾斜的膜式水冷管屏和布风板组成。水冷屏的管子直径φ82×12.5mm,节距240mm，材料15Mo3。水冷管屏是是水冷风室后下集箱向部分前水冷壁及前水冷壁下集箱向部分前水冷壁的供水管，有２度的倾角。在水冷管屏间鳍片上按一定规律装焊有351个不锈钢制成的钟罩式风帽，可以均匀有效的分配流态化空气，并阻止成床物料流入风箱。在炉膛两恻墙底部有两个排渣口，所有风帽底部到耐火材料表面的距离保持30mm。风帽外罩的四个开孔方向向要按图纸要求安排、固定，以免风帽磨损。 6. 过热器系统
过热器系统由对流罩、一级过热器、二级过热器、三级过热器组成，在一级过热器和二级过热器、二级过热器和三级过热器之间的管道上装有一、二级喷淋水减温器。一、三级过热器为对流式过热器，二级为辐射式过热器，设计目的在于：对流式过热器特性是随锅炉负荷的增加蒸汽温度升高、辐射式过热器随锅炉负荷的增加蒸汽温度下降，从而保证了锅炉在生产出额定的蒸汽温度的情况下，有相当高的蒸汽输出范围。 过热器的作用：
过热器的作用是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽。
一级过热器位于尾部烟道中，为对流式过热器，管排水平蛇形布置，共2个管组。蛇形管的横向排数为74排，横向节距为92mm，每排管子由3根管子绕成，入口联箱与对流罩出口联箱共用，出口经连接管进入二级过热器。
二级过热器位于炉膛上部，为辐射式过热器。由3片屏式过热器组成，与前水冷壁垂直布置，下部穿前墙处为屏的蒸汽入口端，有密封盒将管屏与水冷壁焊在一起。由于Ⅱ级过热器与前水冷壁壁温不同，导致二者膨胀量不同，为此，在屏的上部穿墙密封盒处，装有膨胀节，以补偿胀差。。
三级过热器位于尾部烟道最顶部，为对流式过热器，管排水平蛇形布置，由2个管组组成，蛇形管的横向排数为37排，节距184mm，每排管子由5根管子绕成。 7. 顶棚及包墙过热器 为了简化炉墙、方便烟气转向和形成尾部对流烟道，本锅炉布置了顶棚和包墙过热器（又名对流罩），对流罩为膜式管形设计蒸汽从汽包内沿侧壁流向对流罩下部的环形联箱，汇集前壁沿前壁上升，横跨顶棚，由前至后，下降至后壁并汇集到下部后壁联箱中。它是由φ42×5mm管子与δ＝5mm扁钢焊制成膜式壁，管子节距为92mm，管子材料20G，顶棚及转向室处的鳍片为15CrMo,其余为20。 8. 固定装置
通过74根管省煤器吊挂管分二排将Ⅰ级过热器、Ⅲ级过热器吊挂起来，
包墙：前包墙用9根M30mm吊杆，后包墙用10根M36mm吊杆，两侧包墙各用5根M30mm吊杆，
将包墙过热器悬吊到顶板上。
Ⅱ级过热器：每片屏的上集箱有一个吊点，用M42mm吊杆吊挂在构架顶板上，为解决Ⅱ级过热器和水冷壁膨胀不一致的问题，在屏的吊挂装置上设有恒力吊架。每片屏的下部固定接在前水冷壁上。 过热器连接管：Ⅰ级过热器和Ⅱ级 过热器之间的连接管通过一根M30mm吊杆、两根M36mm吊杆及相应的恒力吊架将重量吊挂到柱和梁上。Ⅱ级过热器和Ⅲ级过热器之间的连接管是通过3个吊挂装置将重量吊挂到顶板上，为解决连接管的向上膨胀，使用恒力弹簧吊架。 9. 省煤器
省煤器安装在锅炉尾部对流烟道中，呈逆流、水平、顺列布置，是利用烟气加热锅炉给水的换热设备，其作用是：1 节省燃料消耗量；2 降低了锅炉造价；3 改善了汽包的工作条件，延长起使用寿命。
省煤器分成二个管组。省煤器的给水由入口集箱左端引入，经省煤器受热面逆流而上，进入二根省煤器中间集箱，然后通过二排共74根吊挂管引至省煤器上集箱，再从通过二根φ159×14mm连接管引至锅筒后侧，最后通过8根φ76×7.5mm管子引入锅筒。省煤器蛇形管用撑架吊在省煤器中间集箱上，然后通过吊挂管和炉顶吊挂装置吊在顶板上。 10. 省煤器再循环管
锅炉在启动的初期，常常是间断进水的，当停止进水时，省煤器中的水不流动，由于高温烟气的不断加热，部分水会汽化，汽化生成的蒸汽会附着在管壁上或集结在省煤器上段，造成局部管壁超温而损坏，因此在省煤器进口与汽包下部之间装有不受热的再循环管，其上有再循环阀。当锅炉在启动过程中停止上水时，开启再循环阀，使汽包、再循环管、省煤器之间形成了自然水循环回路，对省煤器进行了保护。在锅炉上水时，应关闭省煤器再循环阀，以免给水经再循环管短路进入汽包，导致省煤器缺水烧坏。 11.空气预热器
空气预热器是利用烟气热量加热燃烧所需空气的热交换设备。
空气预热器的作用是：进一步降低排烟温度，回收烟气热量；提高进入炉膛助燃空气的温度，强化燃料的着火和燃烧过程，减少燃料未完全燃烧热损失，进一步提高锅炉效率；同时，提高炉膛内烟气温度，强化炉内辐射换热。因此，空气预热器已成为现代电厂锅炉的重要组成部分。
管式空气预热器采用卧式布置，沿烟气流程一、二次风交叉布置，共有三个行程。空气预热器管子直径φ60×2.75mm，材料Q235-A，横向节距90mm，纵向节距80mm。烟气自上而下从管内流过，与烟气呈逆流布置。为便于吹灰器清扫，空气预热器采用顺列布置，并分成三组。
空气预热器的重量通过管子两端的管板传到钢梁上。管板和钢梁之间有24对自由滑动的膨胀板使之水平方向能自由膨胀。空气预热器与省煤器护板用胀缩接头连接，用以补偿热态下的胀差，且保证良好的密封。 12. 旋风分离器
炉膛后部平行布置两台旋风分离器，使进入的烟气进行离心分离，将气固两相流中的大部分固体粒子分离下来，通过回料腿进入环封，继而返回炉膛，分离后较清洁的烟气经中心筒流入连接烟道，最后进入尾部对流受热面。
烟气离开燃烧室顶部后进入位于燃烧室和对流通道之间的旋风分离器。颗粒较大的物料从烟气中分离出来通过环封被送回炉床烟气以及灰尘离开旋风分离器的顶部进入锅炉的对流部分。高温决热旋风分离器由分离器入口烟道、分离器筒体、料腿和中心筒组成。除中心筒外，所有组件均由δ＝12mm碳钢钢板卷制而成，内敷保温、耐火防磨材料，钢板外表面设计温度为45℃。分离器筒体为蜗壳形，内径为φ5500mm；锥体部分内径由φ5500mm过度
到φ1000mm；料腿内径φ1000mm。中心筒为锥形，由δ＝10mm，1Cr20Ni14Si2材料卷制而成。出口设有中心筒，中心筒由耐热钢制造，其上设有旋转角度的加强圈和圆筒形螺旋定向器，用来提高分离效率。
旋风分离器的重量通过焊在旋风分离器外壳上的4个支座，支撑在钢梁上，并垫有膨胀板可沿径向自由膨胀。
旋风分离器与燃烧室之间，旋风分离器的料腿与返料装置之间，分别装有耐高温的膨胀节，以补偿其胀差。 13. 环封
每个旋风分离器料腿下端有一只返料装置，又称环封。环封的主要作用是密封炉膛的正压和热旋风分离器的负压，以及防止烟气向旋风分离器倒流，并将分离器分离下来的成床物料和灰渣返回炉膛继续参与循环和燃烧。
环封外壳由厚度为δ＝12mm的碳钢材料制成，内衬保温、耐火防磨材料，环封一端与旋风分离器的回料腿相连接，另一端通过膨胀节与水冷壁炉墙附件相焊接，因此在运行时，环封一部分随水冷壁膨胀自由运动，另一部分随旋风分离器膨胀自由运动，防止了因为旋风分离器和水冷壁膨胀系数不一样而产生的应力拉开焊口。
从旋风分离器出来的成床物料和灰渣由回料腿（内径φ1000mm）沉降到环封。在环封底部装有布风板和风箱，侧面装有高压风机相连的多只喷嘴，借以流化、输送物料。 两个入炉口分别离炉膛中心线距离为2560mm。回料斜管一端与水冷壁墙盒相焊接，另一端通过膨胀节与回料弯管相连接，因此在运行时，返料斜管随水冷壁一起向下膨胀，其重量一部分作用在水冷壁上，另一部分通过装在反料斜管上的恒力碟簧吊架，将重量作用到构架的梁上，在反料斜管膨胀节端还有拉杆与后水冷壁钢性梁相连接，以抗地震力。环封的其他部分用支座支在8M运转层上。 14. 底灰系统
锅炉的排灰由位于锅炉两侧的滚筒完成。在锅炉两侧的中间部位，贴近部风板处有底灰的引出管，与滚筒的入口相连。依靠滚筒内的灰位阻力达到与炉膛的压力平衡，当滚筒转动时灰位降低，炉膛内的灰便流出，因此控制滚筒的转数就控制了排灰速度，从而控制床压。滚筒出灰分别排到南北两个副刮板上，再经过主刮板、斗提落入底灰仓。
在滚筒的壳侧通有脱盐水，以便冷却底灰，降低排烟温度提高锅炉效率。在滚筒入口处还有与锅炉尾部烟道相连的负压管线，用以防止滚筒向外冒灰污染环境。 15. 石灰石系统
为脱除燃烧中产生的SO2，降低大气污染，本系统布置了石灰石填加系统，石灰石系统为双系统，通过两个加注点加入燃烧室，位于环封返料斜腿处，并由二次风促动随煤一同加入炉膛。石灰石通过仓底振打器进入石灰石传输机，石灰石传输机可控制转数，然后进入石灰石旋转阀，再经石灰石风机吹送至炉膛。石灰石要求的粒度是100～500微米，这个粒度对于热环中的物料来说停留时间是最长的。 16. 启动燃烧器
本工程启动燃烧器设计总点火容量为40%BMCR，设有两只床下启动燃烧器和四只床上启动燃烧器；两只床下启动燃烧器的总启动负荷为12%BMCR，四只床上启动燃烧器的总的启动负荷为28%BMCR。
两只床下启动燃烧器布置在水冷风箱的下部，其中心线标高为2500mm，每个床下启动燃烧器用一个耐高温的非金属补偿器与水冷风箱相连接。床下启动燃烧器由数个支撑架支撑，支撑架与埋入地面的预埋件相焊。每个床下启动燃烧器主要由风箱接口、非金属补偿器、热烟气发生器、一次风入口和气点火装置组成。风箱接口、非金属补偿器、热烟气发生器、一次风入口等内砌筑有耐火和保温材料；预燃室内仅敷设有耐火材料，预燃室与配风室外部还
1.1电流不正常的增大，或摆动很大. 1.2 风机出口风压，风量不正常的变化.
1.3 由于风机磨擦，振动，撞击等产生异常声音. 1.4 轴承温度升高或有焦味，冒烟现象. 1.5 电动机电源开关跳闸. 2. 风机故障原因：
2.1 叶片磨损造成转子不平衡. 2.2烟气带水，使叶片腐蚀或积灰. 2.3风机或电机的地脚螺丝松动。
2.4轴承润滑油质量不合格，油位低，油环带油不正常，造成轴承磨损. 2.5轴承，转子制造和检修质量不良. 3. 风机故障处理：
3.1风机调节失灵的处理:
3.1.1将调节失灵的风机叶片用现场的连杆连上，手动进行调节使系统恢复正常.并通
知仪表处理.
3.1.2 同时现场和总控联系好，做好风量的调整，保证锅炉用风。 3.2轴承过热的处理:
3.2.1检查油位油质如不正常应急时填加或更换;检查冷却水阀是否关闭,还可以断开
出入口检查冷却水是否有堵塞现象;
3.2.2如果温度上升过快或幅度过大时应停机进行检查. 3.3风机振动的处理:
3.3.1检查风机或电机的地脚螺栓是否松动,有问题通知维修处理.振动过大时立即停
机处理. 3.3.2电源的处理:
3.3.3立即通知电修检查处理.
第九节 给煤系统故障
1. 现象：
1.1给煤机故障报警 1.2煤量低报警 2. 原因：
2.1给煤机设备故障
2.2 煤中有异物发生卡塞现象
2.3煤仓中的煤潮湿，粘在壁上不下落，发生架桥 2.4煤在给煤设备中发生起层 3. 处理：
3.1 如果一条线发生故障，另一条线打手动增加给煤量，紧急时可以点SUB迅速维持负荷，
并立即查找给煤机故障原因通知维修处理. 3.2 如果两线都停车时，立即点启动烧嘴，减少风量控制氧含量,降发电负荷至最小,减少
化肥供汽.如果给煤长时间不能恢复,可以停汽轮机保化肥供汽. 3.3根据故障情况通知电修，仪表，维修人员处理.
第十节 锅炉受热面损坏
1.水冷壁管损坏：
1.1现象：
1.1.1 汽包水位降低，给水流量不正常的大于蒸汽流量.
1.1.2炉膛内发出强烈的响声，燃烧不稳，床温床压不正常波动. 1.1.3 炉膛变正压,引风机电流增大. 1.1.4 烟囱可以看见白色的蒸汽.
1.1.5 严重时，从底灰人孔门处向下流水,床温、床压急剧变化. 1.2 水冷壁管损坏的原因：
1.2.1 煤质差床压过高，一次风过大，增加了对水冷壁的磨损.
1.2.2 锅炉给水，炉水质量不合格，致使管内结垢,局部阻力增大过热，水循环不佳，造
成局部过热。
1.2.3 水冷壁管外壁沉积含有硫化物或太酸盐的物质，而发生管外腐蚀. 1.2.4 排污量过大，破坏正常水循环.
1.2.5管材不合格，安装检修的质量欠佳，如焊接质量不合格，个别管子膨胀不均造成
局部应力过大。
1.2.6 锅炉启动点火升温，升压速度太快.
1.2.7 汽包缺水处理不及时，如锅炉发生严重缺水，又错误的继续上水，会引起巨大的
热应力.
1.3 水冷壁损坏的处理:
1.3.1 确认水冷壁发生泄漏后，立即通知总调化肥点炉并降压运行. 1.3.2 如果不能维持汽包液位或系统不能正常运行时应停炉. 1.3.3停止向锅炉上水.
1.3.4保证PA风机和引风机运行，若床温下降超过允许值，停止风机运行。 1.3.5 加大底灰排放速度.
1.3.6其余操作,按正常停炉进行. 2. 过热器管损坏：
2.1 过热器管损坏的现象：
2.1.1 蒸汽流量不正常的小于给水流量. 2.1.2 烟囱冒白汽. 2.1.3 排烟温度降低.
2.1.4 炉膛负压减小或者变大. 2.1.5 过热蒸汽温度压力下降. 2.1.6 过热器附近有响声. 2.2 过热器管损坏的原因: 2.2.1 飞灰磨损.
2.2.2 过热器内壁结垢,或管内杂物堵塞,导致传热恶化,长期超温.
2.2.3 减温水通水量过大，使减温器套管移位，致使蒸汽温度分布不均，而引起局部过
热.
2.2.4在点火升压过程中，过热器通汽量不足，而引起过热.
2.2.5 过热器管安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量欠佳. 2.3 过热器损坏的处理：
2.3.1 轻微损坏时,可以减少负荷,按停炉步骤正常停炉.
2.3.2 过热器管损坏严重时，必须及时停炉，防止蒸汽从损坏的过热器管中喷出，吹损
邻近的过热器管，使事故扩大.
2.3.3停炉后，引风机运行,控制床温下降速度.上水维持正常水位.
3. 省煤器管损坏:
3.1 省煤器管损坏现象：
3.1.1 给水流量不正常的大于蒸汽流量，严重时，汽包无法保持正常水位. 3.1.2 排烟温度降低，两侧烟温差值增大. 3.1.3 飞灰潮湿,灰斗排灰困难.
3.1.4从省煤器烟道不严密处向外冒汽，严重时，自烟道下部漏水. 3.1.5 省煤器附近有泄漏响声.
3.1.6烟气阻力增加，引风机自动控制时，电流增大. 3.2 省煤器管损坏的原因： 3.2.1 飞灰磨损.
3.2.2给水质量不合格，给水温度变化频繁 3.2.3管内、外壁腐蚀.
3.2.4设备本身质量不好,焊接不良. 3.3 省煤器管损坏的处理：
3.3.1增加给水，维持汽包水位，降低负荷运行,准备停炉. 3.3.2如果不能维持汽包正常水位，则应立即停炉. 3.3.3 关闭主汽门，开放空、引风机运行. 3.3.4 禁止开省煤器排放.
第十一节 锅炉结焦
在循环流化床锅炉的实际运行中，如果炉内温度超过灰渣的熔融温度，就会发生结焦现象，结焦现象主要发生在炉床部位. 1. 锅炉结焦的现象：
1.1 一次风风箱压力增大.
1.2 床上有明亮的火焰，床压不均匀.有的显示静态读数不波动. 1.3 底部床温各温度点偏差大. 1.4 侧灰冷却器排灰困难.量很小. 1.5锅炉出力下降.
1.6 引风机电流变小，挡板开度小于正常开度. 2. 锅炉结焦的原因：
2.1 一次风量太小，低于最小流化风量，床料流化不好.
2.2 床温偏差大或床温较低时，盲目加大给煤，此时仍然点启动烧咀. 2.3 煤的粒度过大.
2.4 煤种变化太大，造成床温过高,或床料熔点过低.
2.5上、中、下部二次风,风量不当,造成煤分级燃烧不完全.
2.6锅炉启动前流化风嘴堵塞过多，或有耐火材料块等杂物留存炉内. 3. 锅炉结焦的处理：
3.1 增加流化风量，加强底灰排放. 3.2 加强人工透灰.
3.3减少给煤量，适当降低锅炉负荷. 3.4 加强每个工艺参数的调整. 3.5若是风嘴堵塞,只能停炉处理.
3.6可用床料的再流化的方法进行调整. 4. 如果发生严重结焦时：
4.1 停止给煤.
4.2请示领导、停炉清焦.
4.3 打开炉膛两侧人孔门清焦.
第十二节 厂用电中断
1. 厂用电源中断的现象：
1.1 DCS发生报警声，厂内转动设备停车，电压表，电流表指示回零，锅炉跳车报警. 1.2 锅炉蒸汽流量、汽压、汽温急剧变化后下降.汽包水位低或看不见汽包水位. 1.3 炉膛床面、回料阀的床料坍落 2. 厂用电源中断的处理： 2.1 立即投入事故照明.
2.2通知总调、化肥厂，说明情况.
2.3 同时控制启动放空阀，避免安全阀起跳,保证化肥供汽温度和压力.
2.4 迅速调节各风机档板，保持炉膛负压. 由于炉内蓄热量较大，打开各风道挡板，以最
大速率降低炉内的温度。 2.5 关闭所有排污，确保汽包水位. 打开省煤器疏水与集中下降管的连接管，使省煤器水
补充至水冷壁.
2.6通知供电，立即恢复电源，锅炉主联锁和各电器开关复位. 给汽包上水时，若省煤器
出口水温与汽包壁温差超过112摄氏度时，停止向省煤器和汽包供水. 2.7锅炉启动可依据床温的情况，采用\温态启动\或\热态启动\的方法.
第十三节 仪表空气压力低故障
1. 仪表空气压力低的现象： 1.1 DCS发出报警声，
1.2各气动调节阀动作不灵活. 1.3严重低时系统跳车. 2. 仪表空气压力低的原因：
2.1冬季空气有水，没有及时分离出去. 2.2工厂空气用量太大，或发生严重泄漏. 2.3大空压机故障,备用空压机没有及时启动。 2.4干燥器阀门故障。 3. 仪表空气故障的处理：
3.1 去人到现场查找原因及时恢复，将备用的大空压机启动 3.2 立即关工厂风总阀提高仪表风压力.
3.3 如果是管线有水结冻,应及时找到结冻的地点化冻. 3.4 切除故障的干燥器，进行检修。
第十四节 床温过高或过低
1. 现象：
1.1 床温显示过高或过低； 1.2 床温高报警； 1.3负荷升高或降低。 2. 原因：
2.1给煤粒度过大或过细
2.2 床温热电偶测量故障 2.3给煤机工作不正常 2.4 一，二次风配比失调 2.5排渣系统故障
2.6石灰石系统不能正常运行 3. 处理措施：
3.1 检查床温热电偶
3.2检查给煤机运行及控制是否正常 3.3 合理配风、调整一、二次风比例 3.4调节入炉煤的粒度
3.5 必要时，增大排渣量，加入合适粒度的床料
第十五节 床压过高或过低
1. 现象：
1.1发出床压高或者低报警 1.2排渣量过小或者过大
1.3底部风箱压力值过高或者过低 2. 原因：
2.1床压测量故障
2.2排渣量过小或者过大
2.3 石灰石给料量和燃料量不正常 2.4一次风量不正常
2.5 锅炉增减负荷过快或煤质变化过大 2.6炉膛压力变化 3. 处理措施：
3.1床压高，加大排渣量；床压过低，减少排渣量，必要时，加大石灰石供给量或适当向炉内加沙。
3.2检查床压测点，若有故障，及时消除。 3.3及时调整风量，使之正常。 3.4经以上处理，床压仍大,应停炉。
第十六节 紧急停炉供汽操作方案：
1. 迅速联系总调，通知2#炉需紧急停炉并要求天然气备用到炉前。 2. 立即派人去二期投用45和4.5母管的减温水。
3. 确认减温水阀开后，立即打开45BAR母管主汽侧减温减压阀，保证压力45±0.5BAR，温度不低于390℃。并根据二期45BAR母管压力，适当开化肥、乙烯供汽连通调节阀。 4. 迅速减二期发电负荷，以减缓主汽压力快速下降，最后打闸汽机。
5. 同时受二期45BAR母管供汽拖累，一期45BAR也需要迅速提高压力，开启主汽侧减温减压阀，并保证压力46±0.5BAR，温度420-460℃，尽量保证汽机低负荷运行，在汽机能力允许时尽量用抽汽保证母管压力。
6. 若此时乙烯用量维持不够，则立即派人关小去化肥的2#手阀，保证乙烯同时尽量维持化肥用汽。减少去二期除氧器的用汽，同时1#炉4.5巴投入运行，保证4.5压力不低于4.0巴，温度240℃左右。
SiO2：＜20ppb 4.3影响蒸汽品质的原因
4.3.1汽包液位过高，负荷过高或负荷增加过快，炉水含盐量过大，锅炉压力过高，汽
包的汽、水分离装置损坏以及锅炉加药量不足或浓度过大速度过快、排污量过大或过小。
4.3.2锅炉停车后再启动时沉积在汽、水管道的盐类重新溶解，大量更换汽、水管道化
学清洗不彻底以及停炉后防腐措施不好使金属管壁腐蚀，都会造成启动后汽、水指标严重偏离正常值，必须通过加大排放的方法来调整。
4.4保证汽、水指标正常的方法：
4.4.1减少汽、水损失，降低补给水量，保证补水质量，采取给水系统的防腐措施减少
给水中的金属腐蚀产物。 4.4.2及时调整排污量
4.4.3保证汽包的汽、水分离装置好用
4.4.4调整锅炉的运行工况,维持汽包液位正常,负荷平稳且压力正常。 5. So2排放量的控制
So2排放量的控制是通过自动和手动控制石灰石的给料速率，即增减钙硫摩尔比来实现，控制烟气中含硫量＜200ppm。但影响脱硫效率的还有床温，石灰石粒度等许多因素。 6. NOX排放量的控制
6.1 循环流化床锅炉所产生的NOX主要是燃料型NOX，即燃料中的有机氮化合物在燃烧过
程中氧化生产的氮氧化物。
6.2 流化床锅炉通过床温控制和分级燃烧来控制NOX的排放量。
0
6.3 当床温控制在790~900 C之间时，NOX的排放量最低。
6.4 一、二次风配比影响NOX的排放。在保证床温和炉内正常燃烧前提下，可在一定范围
内对一、二次风配比进行调整，使NOX的排放达到一个较低水平。
第五节电除尘运行
1.电除尘的工作原理:
在高压静电场中,在放电极附近气体发生电离，产生大量的正负离子和电子，因放电极是负极，所以正离子很快地接触放电极而中和。电子和负离子在电场力的作用下，向集尘极移动，因此，可以认为整个电场空间很快充满了电子和负离子。当含尘气体进入电场以后，灰尘粒子与电子和负离子结合起来，使尘粒荷电，尘粒荷电后在电场力的作用下，向集尘极（阳极板）表面漂移，吸附在集尘极表面。通过振打装置使尘粒从集尘极表面脱落下来进入灰斗。通过气力输送进入飞灰仓. 2. 电除尘主要设备
2.1 高压直流电源：由高压硅整流变压器、高压控制柜和阻尼电阻组成。通过高压隔离开
关向电场供电。
2.2 阳极系统：由若干阳极板组成，沿气流方向把整个电场分割成若干烟气通道。收集荷
电灰尘粒子。
2.3 阴极系统：接负高压，通过阴极芒刺线释放大量电荷，在阴极线周围产生电晕，使进
入电场的烟气尘粒荷电。
2.4 阳极振打：由振打电机通过输出轴带动振打锤除去阳极板的积灰，使其落入灰斗。 2.5 阴极振打：由振打电机通过输出轴带动振打锤除去阴极线的积灰，防止阴极线因积灰
影响放电而降低除尘能力。 3. 运行中的监视与调整 3.1运行中监视内容
3.1.1检查各振打运行正常且在自动状态。 3.1.2大梁和瓷轴加热投入并监测其运行状态。
3.1.3运行中电场一次电压应在250—350V,一次电流＜200A。 3.1.4运行中电场二次电压应在65KV,二次电流400—800mA 3.1.5电场的闪频应在20—100次/分 3.1.6振打电机应投入自动且运行正常。 3.2 运行中的调整
3.2.1运行中阳极振打的振打周期为:
第一电场 运行2.5分钟停7.5分钟 第二电场 运行2.5分钟停17.5分钟 第三电场 运行2.5分钟停27.5分钟 第四电场 运行2.5分钟停60分钟
3.2.2要求正常运行四个电场振打不能同时工作。实际运行时可以根据具体工况调整振
打周期,必要时可以手动连续运行，以获得最佳除尘效果。
3.2.3运行中四个电场的阴极振打的振打周期均为运行2.5分钟,停2.5分钟.也可以根
据放电及闪落情况相应调整。
3.2.4 根据生产负荷以及不同煤种飞灰含量的多少以及灰斗的工作情况,随时调整四个
电场的工作方式,间歇轮换工作或全部连续工作。
3.2.5在冷态启动和停炉的过程中,应在烟气温度低于露点以前及时停运电场,防止阳极
板和阴极线因结露而出现粉尘结块和腐蚀,影响除尘效果。
第六节 石灰石系统的运行
1.添加石灰石的目的
降低烟气的含硫量，避免了大气污染，改善了循环物料的颗粒分布，提高了锅炉负荷的可调性。石灰石成份中CaCO3、MgCO3及与SO2的反应产物CaSO4、MgSO4颗粒硬度小，会使锅炉磨损速度降低，同时防止了SiO2对金属受热面的腐蚀。脱硫后的大量灰渣因其高钙、低碳、中温活性，具有良好的灰渣综合利用性能。 2. 影响石灰石添加量的因素
2.1燃料的含硫量的影响，不同的煤种含硫量不同，含硫量高石灰石添加量增加 2.2床温的影响，石灰石脱硫的最佳温度为850--900℃脱硫率可达90%，当床温达到954℃
以上，脱硫效率下降。
2.3石灰石的物理特性的影响，石灰石的爆裂性和空隙率影响石灰石的添加量 2.4石灰石的粒度及组成以及石灰石的纯度
2.5石灰石进入炉内的扩散及混合情况和滞留时间。 3. 石灰石的添加及调整
3.1 石灰石由石灰石仓经石灰石称重给料机、旋转阀通过石灰石风机气力输送，由石灰石
管道通过位于炉墙四壁的注入点进入燃烧室。与燃料中SO2反应生成硫酸钙，以达到脱硫的作用。
3.2 石灰石粒度控制150—300微米，粒度过大导致石灰石耗量增加；床温偏高；燃烧室传
热性能降低，锅炉效率降低；底灰排放量增加；分级燃烧效果变差导致NOX量增加；设备磨损增加。石灰石粒度太小不仅增加了尾部烟道的含尘浓度，加剧受热面磨损，而且提高进入电除尘器的飞灰比电阻，影响电除尘效率，也会导致石灰石耗量增加。 3.3 添加石灰石应控制床温在850--900℃范围内，以达到最佳温度脱硫率
3.4 石灰石的添加量应以控制烟气含硫量＜200ppm为准，添加量过小达不到脱硫目的，加
入量过大则造成石灰石浪费，增加底飞灰系统排灰负担，使NOX量增加。
第七节 现场设备巡检项目
1.汽包巡检
1.1汽包现场视镜清晰、液位指示正常（与电接点及变送器指示一致）、无泄漏、视镜照
明完好，汽包视镜、电接点、远程变送器手阀及管线无泄漏。 1.2汽包安全阀、放空阀阀体及管线无泄漏，汽包两侧封头无泄漏。
1.3旋风分离器出、入口膨胀节完好，旋风分离器无泄漏，耐火材料无脱落。 1.4主蒸汽管线启动放空阀和两个主汽安全阀阀体及管线完好。 1.5磷酸盐管线无泄漏。
1.6锅炉间顶部通风口开关情况。 2. 主蒸汽疏水
2.1主蒸汽疏水手阀开关状态及有无泄漏。 2.2省煤器疏水手阀开关状态及无泄漏。 2.3对流罩疏水手阀开关状态及无泄漏。
2.4一、二级过热器疏水手阀开关状态及无泄漏。 2.5水冷屏排放阀开关状态及无泄漏。 3. 上部给煤机
3.1减速机温度正常、无异常声音。 3.2皮带跑偏和磨损情况。
3.3给煤机观察孔照明清晰，煤粒度均匀。 3.4给煤机箱板密封完好，无窜烟、漏灰情况。 3.5煤仓空气炮好用，管线无泄漏。 3.6给煤机密封风挡板开度正常。 3.7现场控制柜无异常。
3.8清扫链电机运转正常，无断链报警。 3.9煤仓有无自燃情况。 4. 中部给煤机
4.1中部给煤机传动链条完好，电机和减速机声音、温度正常，减速机油位、声音、温
度正常，地脚螺栓无松动，安全销锁片完好。 4.2轴流风扇运转正常。
4.3中部给煤机前后轴承温度正常，无异常声音，轴承填料不漏灰。 4.4尾轮速度开关运转正常。
4.5中部给煤机箱体不窜风、不漏煤粉。 4.6中部给煤机有无起层现象。 5. 下部给煤机
5.1下部给煤机传动链条完好，电机和减速机声音、温度正常，减速机油位、声音、温
度正常，地脚螺栓无松动，安全销锁片完好。 5.2给煤分配阀开度合适，闸板处不漏煤粉。 5.3轴流风扇运转正常。
5.4下部给煤机前后轴承温度正常，无异常声音，轴承填料不漏灰。 5.5尾轮速度开关运转正常。
5.6下部给煤机箱体不窜风、不漏煤粉。 5.7下部给煤机有无起层现象。
5.8给煤促动风风道及挡板完好无漏风。
5.9二次风风道及挡板完好无漏风，开度指示正常。
6. 除氧器
6.1除氧器视镜清晰无泄漏，液位指示正常，与DCS一致。 6.2与除氧器连接各管道阀门完好无泄漏。 6.3各调节阀开度与DCS一致。 6.4除氧器人孔门密封完好。 6.5保温完好.
6.6排氧门开度合适，除氧器各安全阀完好无泄漏。
6.7石灰石系统运转时给料机运转正常，无跑偏、断链报警，旋转阀速度合适，无堵料
现象，系统无泄漏。 7. 连排
7.1连排罐工作正常，与其连接管线及阀门完好。 7.2连排调节阀开度正常
7.3氨罐液位正常，视镜清晰，与其连接管线及阀门完好无泄漏。 8. 床上烧嘴
8.1天然气管线及其各阀门无泄漏。 8.2高压供汽阀门严密
8.3各启动燃烧器本体阀门及其管线完好、无泄漏。各个枪伸缩状态正常。 8.4一次风风道及挡板完好无泄漏，挡板指示正常与DCS一致。 9. 回料腿
9.1高压风到回料阀各配风阀开度合适无泄漏、堵塞。 9.2回料腿膨胀节无泄漏。 10. 主给水及减温水
10.1主、副给水调节阀及其前后电动阀完好无泄漏，调节阀开度正常与DCS一致。 10.2各排放阀严密无泄漏
10.3一、二级减温水调节阀及其前后手阀完好无泄漏，调节阀开度正常且与DCS一致。 11. 加药系统
11.1加药系统各加药泵运转正常，油位正常、油质合格，不漏油。 11.2记录各加药罐液位，保证正常打量，各加药管线及其阀门无泄漏。 11.3取样站取样点水流正常，阀门管线无泄漏。 11.4加药间和取样站下水畅通。 12. 一次风机
12.1风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。轴承温度正常。 12.2电机风机地脚紧固轴承无异常声音和振动。 12.3电机滤网清洁。
12.4调节叶片开度与DCS一致无喘动，风机本体及风道无漏风现象。 13. 床下烧嘴
13.1床下烧嘴各阀门状态正常，天然气管线无泄漏。 13.2床下燃烧器到风箱膨胀节完好无泄漏。 14. 高压风机
14.1高压风机出口压力正常、出口阀开、再循环阀开度合适。 14.2入口滤网清洁。风机、电机地脚紧固。
14.3风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。轴承温度正常。 14.4电机风机地脚紧固，轴承无异常声音和振动。 14.5冷却风扇无损坏，风道清洁。
14.6检查备机出口逆止阀是否严密，备机是否倒转。 15. 室内灰斗
15.1室内灰斗运行程序正常，灰斗温度正常，无堵料现象。 15.2灰斗本体及其管线不漏灰。 15.3各阀门开关灵活到位。 15.4仪表风导压管不泄漏。 16.主副刮板及南北滚筒
16.1主副刮板运行正常不卡涩。
16.2传动链完好，松紧度合适，有无开焊现象。
16.3电机减速机温度、油位正常，油质合格，减速机地脚紧固。 16.4速度开关好用主刮板电机冷却风扇运转正常。 16.5主副刮板箱体无漏灰窜烟。
16.6刮板到斗提插板开，机头下灰口敞开。
16.7南北滚筒闸板阀和通灰阀完好，阀门及其法兰无泄漏，排渣管保温完好。 16.8南北滚筒负压风管线完好无泄漏，阀门开度调整合适 16.9南北滚筒转正常，排灰正常，无跑料窜烟、漏灰现象。 16.10冷却水无堵塞无泄漏，软管不卡涩。
16.11电机运转正常，传动皮带完好，齿轮箱油位正常、油质合格、无泄漏，冷却风扇
完好。
16.12传动轴和拖辊运转正常 16.13速度开关运转正常
16.14南北下降管及下连箱排放阀及其填料无泄漏 17. 斗提
17.1斗提运转正常，不卡涩。
17.2电机减速机油位正常、油质合格，减速机地脚紧固。 17.3电机减速机及其轴承温度正常无异音，传动链条完好。 17.4斗提磨损情况，箱体有无漏灰。 17.5速度开关好用。 18. 送风机
18.1风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。
18.2电机风机地脚紧固轴瓦无异常声音和振动，轴承温度正常。 18.3电机滤网清洁，送风机入口滤网清洁。
18.4调节叶片开度与DCS一致无喘动，风机本体及风道无漏风现象。 18.5出口电动连杆完好。
18.6送风机油站油质合格，压力正常，油位正常。 18.7油滤器压差无报警，油冷器冷却水畅通。 18.8油泵电机工作正常，备泵在备用状态。 19. 补充水泵
19.1补充水泵工作正常，机械密封不泄漏。
19.2电机运转正常，无异常声音，泵体电机地脚不振动。 19.3电机及其轴承温度正常。 19.4乙炔压力正常、管线无泄漏
19.5定排罐工作正常，与其连接管线阀门无泄漏无振动。 19.6工厂风储罐正常。
20 疏水系统
20.1疏水扩容器工作正常无振动。
20.2与疏水扩容器连接管线阀门无泄漏。 20.3疏水箱水位正常，疏水泵地沟无积水。 20.4疏水泵机械密封有无泄漏 20.5疏水泵工作正常，油位正常 21. 采暖系统
21.1采暖系统运行时，管网温度压力正常。
21.2热网循环泵和补水泵工作正常，补水箱水位正常，系统无泄漏。 21.3采暖疏水泵地沟无积水。 21.4采暖疏水泵机械密封无泄漏。 22 室外灰斗
22.1室外灰斗运行程序正常，灰斗本体及其管线人孔不漏灰。 22.2各阀门开关灵活到位。
22.3灰斗温度正常，无堵料现象，透气阀开关正常不堵塞。 22.4灰斗伴热管线无泄漏。 22.5仪表风导压管不泄漏。 23.电场
23.1各电场运行正常，一、二次电流、电压、正常。 23.2阴阳极振打运转正常无故障指示。
23.3振打电机及其减速机油位正常、油质合格，不漏油。 23.4阴雨天注意检查电场有无放电现象。
24. 补充水罐水位正常无溢流，水位计清晰，补水阀工作正常开度与DCS一致，冬季检查伴热投入完好。 25. 引风机
25.1两台风机、电机轴瓦油位正常、油质合格，不漏油。
25.2电机风机地脚紧固轴瓦无异常声音和振动，轴承温度正常， 25.3电机滤网清洁，调节叶片开度与DCS一致无喘动。 25.4出口电动连杆完好
25.5风机本体及风道无漏风现象。 26.风系统
现场仪表风、工厂风管线、阀门及储罐完好无泄漏，风压在6bar以上。冬季应经常排放各储气罐导淋，防止压缩空气带水。 27. 空压站
27.1运行空压机运转正常，无异常声音，无报警，油位正常，无跑冒滴漏现象。手动排
放应经常排水。
27.2备机备用状态完好，具备启动条件。 27.3保证空气滤清器和冷却器清洁。
27.4冬季空压机室温度保证空压机无低温报警。 27.5入口风道过滤器清洁无堵塞。
27.6干燥器工作正常，保证净化后压缩空气不结露，无杂质油污。四通阀、电磁阀工作
正常无卡涩无泄漏。油过滤器排放有少许开度，大干燥器加热器工作正常。
第八节 预维护工作
工作项目 试运启动燃烧器 滤油机运行 送风机油泵切换 给煤系统检查 冲洗汽包液位计 取底灰、飞灰样 煤仓空气炮试运 滚筒轴承加甘油 底灰系统检查 空压机检查、卫生清理 石灰石系统试运4小时 补充水泵切换 给水泵切换 给水泵旁路调节阀检查 启动放空阀开关试验 机组润滑油检查 高压风机切换 天然气系统检查
第五章 事故预想 第一节380V晃电事故预想
1. 晃电现象
1.1因晃电而跳车的设备：
运行的高压风机，两套给煤系统，底灰系统，石灰石系统。
1.2 因高压风机停，出口压力低于，引起锅炉跳闸. 1.3汽机跳闸.
1.4风机（送风机,一次风机,引风机）无电流指示，风机画面显示黄色闪烁. 2. 处理：
2.1立即启动一台高压风机，另一台投到备用状态. 2.2 按复位按钮，锅炉系统复位.
2.3启动两套给煤，调整给煤量和风量，使系统平稳，如果床温低于760℃，点SUB助燃.
2.4三个汽包液位中的两个为手动，调节锅炉给水和主汽温度稳定. 3. 注意问题：
3.1 事故处理时要在短时间内迅速完成.
3.2 给煤系统启动后注意煤量的调整，以保证系统稳定，注意风量的及时调整. 3.3 事故出现后，要有专人调整汽包液位和主汽温度 3.4 注意观察床温的变化，重点监视回料温度有无异常. 3.5班长统一指挥，处理问题冷静，果断.
第二节 6kv晃电
日期 每周一 每周一 每周二 每周二 每周三 每周三 每周三 每周四 每周四 每周五 每周五 每月8日 每月9日 每月10日 每月11日 每月13日 每月14日 每月15日 时间 白班 24小时 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 参加人员 运行、仪表 运行 运行 运行 运行 运行、维护、分析 运行、维护、仪表 维护 运行、维护 运行、维护 运行、维护 运行 运行 运行、维护、仪表 运行、仪表 维护 运行 运行、维护、分析 1.事故原因： 电网瞬时短路或大风雨造成. 2.现象：
2.1 引风机，送风机，一次风机，锅炉给水泵全部跳车，出现报警且画面全部黄色闪烁. 2.2汽机跳车。
2.3 启动放空开，汽包液位波动较大. 2.4 给煤，底灰，石灰石系统全部跳车. 3. 处理措施：
3.1 立即通知供电将各风机复位，将DCS上控制的风机以最快的速度恢复运行。 3.2 按复位按钮，根据床温情况恢复给煤或点启动烧咀，维持化肥、乙烯供汽.
3.3 严密监视汽包液位与主汽温度.
第三节 紧急停炉
1. 当遇到下列情况时，必须紧急停炉：
1.1 汽包严重满水，水位计看不清水位的上限，汽温明显下降.
1.2 汽包严重缺水,水位计看不清水位的下限,给水流量最大仍不能维持水位. 1.3 炉管爆破,不能维持汽包水位,或威胁设备及人身安全时. 1.4所有现场水位计，变送器损坏,操作人员无法参考时.
1.5 锅炉超压,给煤流量减到零或停止运行,安全阀起跳，启动放空又打不开时. 1.6 安全阀动作后,无法使其回座时. 2. 处理:
2.1立即通知总调说明情况.
2.2停止给煤系统,将PA,SA减到最小流量,保持床料不落.
2.3 如果不是因为水冷壁,二级过热器发生严重泄漏,必须保持汽包水位正常. 2.4 用启动放空保持过热器不超温不超压,严格控制减温水. 2.5 必要时，可按紧急停车按钮.
第四节 一般故障停炉
1. 发生下列情况,应请示停炉.
1.1 Ⅰ,Ⅱ，Ⅲ级过热器,省煤器,水冷壁，发生泄漏时. 1.2 锅炉给水,炉水或蒸汽品质,严重偏离标准时. 1.3 锅炉严重积灰结焦,经正常调节,仍不能正常时. 1.4 过热器严重超温，经调整无效时.
1.5 锅炉系统耐火材料大面积脱落，严重影响系统运行时. 1.6 炉墙裂缝，床料外喷，难以控制时.
2. 其他设备损坏,失灵，手动难以维持运行时的处理方法：按程序停车.
第五节 锅炉水位事故
1.锅炉满水：
1.1锅炉满水的现象：
1.1.1汽包水位高于正常水位。
1.1.2 水位报警器鸣叫，高水位信号灯明亮，汽包液位变送器显示高. 1.1.3过热蒸汽温度明显下降. 1.1.4 蒸汽电导增高.
1.1.5给水流量不正常的大于蒸汽流量.
1.1.6 严重时，气温直线下降，蒸汽管道发生水冲击，阀门处向外冒汽。 1.2 锅炉满水的原因：
1.2.1 给水自动调节器失灵，或调整机构故障.
1.2.2 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，误判断. 1.2.3 给水压力突然升高。
1.2.4 负荷增加太快，形成假液面。
1.2.5 水位计,蒸汽流量表，或给水流量表，指示不正确，使运行人员误判断. 1.3 锅炉满水的处理：
当汽包水位超过正常水位+51mm时，应采取下列措施：
1.3.1 自动控制切换为手动控制，并参照给水流量与蒸汽流量进行调节。 1.3.2 现场水位计冲洗并校对一次。
1.3.3开大连续排污阀，并检查给水调节阀开度是否与DCS一致.
1.3.4 水位调节幅度不能过大，有上升或下降趋势就不需再加或再减. 1.3.5 打开紧急放水管电动阀，可通过紧急放水至正常。
经上述处理后，水位仍然上升且超过100mm以上时，应采取下列措施：
1.3.6继续关小给水调节阀，如果给水泵出口压力太高，应开给水泵的再循环门. 1.3.7 开大表面排污和连续排污.
1.3.8根据过热蒸汽温度，调节减温水，必要时开启过热器及主蒸汽疏水阀
1.3.9 如果因为给水调节阀彻底失灵，立即用电动阀及手阀进行控制，并通知仪表人员
进行处理.
1.3.10 严禁用提高锅炉负荷来降低汽包水位. 2. 锅炉缺水：
2.1 锅炉缺水时的现象：
2.1.1汽包水位低于正常水位.
2.1.2 低水位报警灯亮，发出报警声. 2.1.3 给水流量不正常的小于蒸汽流量. 2.1.4 特别严重时，将造成过热器超温. 2.2. 锅炉缺水的原因：
2.2.1 给水调节阀控制失灵，给水控制装置故障。
2.2.2水位计蒸汽流量或给水流量指示不正确，使运行人员误判断而操作失误. 2.2.3锅炉负荷骤减.
2.2.4 给水压力大幅度下降或给水泵故障. 2.2.5 锅炉排污管道，阀门泄漏，排污量过大. 2.2.6 水冷壁或省煤器发生大量泄漏，破裂.
2.2.7 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时. 2.3 锅炉缺水的处理：
当锅炉蒸汽压力及给水压力正常，而汽包水位低于正常水位-50mm，应采取下列措施： 2.3.1 验证现场电接点水位计与DCS水位计指示是否相符，并对现场水位计进行冲洗. 2.3.2若因为给水自动调节器失灵，而影响水位降低时，参考蒸汽流量应切换成手动控
制增加给水.
2.3.3 如果手动控制，给水流量还没有增加，应将旁路调节阀打开，并及时通知仪表值
班人员.
2.3.4相应降低锅炉负荷。如能保证增加给水，应将液位打假值.通知总调及化肥。如降
负荷后，液位仍然下降，必要时甩汽机.
2.4 如果由于运行人员疏忽大意，仪表报警，跳车又不好用，并确认水位确实严重缺水，经加大给水仍不见水位回升时，必须请示停炉，并按下列程序处理,进行汽包水位计的叫水： 2.4.1 开汽包水位计的放水阀。 2.4.2关闭汽阀。
2.4.3关闭放水阀，观察水位是否在水位计中出现。 2.5叫水后，开汽阀，恢复水位计运行。
2.6经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可继续增加锅炉给水，并注意恢复水位. 2.7经叫水后，水位未能在汽包水位计中出现时严禁向锅炉上水.叫水时，先进行水位计水侧部分的放水是必要的，否则，可能由于水管存水，而造成误判断.
第六节 汽水共腾
1. 汽水共腾的现象:
1.1汽包水位发生急剧波动，汽包水位计看不清水位. 1.2蒸汽和炉水含盐量增大. 1.3 过热蒸汽温度急剧下降.
1.4严重时，蒸汽管道内发生水冲击，阀门填料口处冒白汽. 2. 汽水共腾的原因：
2.1锅炉给水质量不合格.
2.2 炉水质量不符合标准，悬浮物或含盐超标，碱度过大. 2.3连续排污开度过小. 3. 汽水共腾的处理：
3.1 适当降低锅炉负荷，并保持稳定.
3.2开大连续排污阀和表面排污阀，必要时，稍开下降管排放阀（间断不超30秒）. 3.3停止加药.
3.4维持汽包水位略低于正常水位（-30mm）.
3.5适当开启过热器和主蒸汽疏水阀，并监视主汽温度. 3.6通知化验室，分析炉水质量和给水PH.
3.7 在炉水质量未改善前，不允许增加锅炉负荷. 3.8炉水改善后，应对水位计进行冲洗.
第七节 管道水击
1. 现象:
1.1管道有间断且很强烈的响声.
1.2水击的管道振动加剧,严重时连带其它设备. 2. 原因:
2.1蒸汽管道通蒸汽前疏水阀未开或是没有充分暖管. 2.2 管道内残存有空气.
2.3 给水泵故障,造成水压不稳. 3. 处理措施:
3.1 蒸汽管道水击时,应打开管道疏水阀排水.
3.2水管道水击时,应稳定水压,打开管道的放空阀清除空气.
第八节 风机故障
1. 风机故障现象