11 若就地液位计有水位高、低报警装置的，应每月至少试警一次，水位波动±100mm时，应有报警试验详细记录。 2. 蒸汽压力的调整
2.1 蒸汽压力调整的任务：运行中应根据汽轮机和外供汽的需求相应调节锅炉的蒸发量，
维持蒸汽压力平稳，保证锅炉汽机安全经济运行。
2.2 蒸汽压力波动的危害：汽压过高轻则超压放空增加损失，严重时会发生爆破事故。汽
压过低则蒸汽作工能力降低，煤耗、汽耗增加，严重时使汽机轴推力增加，甚至烧瓦。压力波动过大还会使受热面金属经常处于交变应力作用，发生疲劳损坏。 2.3 影响蒸汽压力变化的因素
蒸汽压力的稳定取决于锅炉蒸发量和外界负荷两个因素。蒸汽压力变化速度主要取决于机组负荷的变化速度、燃烧工况的变动、锅炉的储热能力、燃烧设备的惯性以及运行人员的控制调节能力。
2.4 蒸汽压力的调整
2.4.1蒸汽压力的控制和调节以改变锅炉的蒸发量作为基本的调节手段，只有当锅炉蒸
发量超限或锅炉出力受限时，才采用改变机组及外供汽负荷的方法来调压。 2.4.2 运行中应根据汽轮机和外供汽的需求相应调节锅炉的蒸发量，为确保锅炉燃烧稳
定及水循环正常，锅炉负荷应尽量＞80%MCR,不应＜50%MCR。 2.4.3 在运行中，应根据锅炉负荷的变化调整燃烧： 保持汽包压力在13±0.05MPa； 保
持三级过热器出口蒸汽压力在11.9±0.05MPa外供汽压力4.5MP.
2.4.4锅炉运行中，锅炉主操应严密监视负荷变化状态，提前调整，尽量减少汽压波动，
且要求汽机及化肥增减负荷不要太快，并作到事先通知。
2.4.5锅炉运行中，甩负荷时应大幅度减煤或停止给煤，立即将启动放空阀打开，保证
主汽压力平稳
2.4.6锅炉运行中，应按规定周期进行安全阀试验。至少半年一次，试验应在正常运行
压力下进行，试验后应将试验结果记录在案。对发现的问题应及时处理。
3. 蒸汽温度的调整
3.1 蒸汽温度的调整的任务：运行中根据外界负荷和汽轮机的要求及时调节蒸汽温度及其
变化率，防止偏离额定值，保证锅炉、汽轮机安全经济运行。
3.2 蒸汽温度偏离正常值的危害：温度过高会加快金属材料的蠕变，缩短其使用寿命。严
重超温会造成过热器爆管。温度过低会使蒸汽作工能力减小，汽耗增加。汽轮机末级叶片因蒸汽湿度增加而腐蚀加剧，严重时会使蒸汽管道和汽轮机发生水击，威胁汽机安全。另外温度变化过大、过快还会使受热面金属经常处于交变应力作用，发生疲劳损坏。
3.3 影响蒸汽温度变化的因素
蒸汽温度的变化取决于：炉负荷的变化、减温水的变化、给水温度压力的变化、燃料性质的变化、风量配比的变化以及尾部受热面清洁程度的影响。 3.4 汽温的调整 3.4.1在运行中，应根据锅炉负荷的变化调减温水量, 保持主蒸汽温度保持在535±5℃，
且变化率＜8℃/MIN ；外供汽温度416℃；省煤器出口水温与汽包金属壁温＜112℃。 3.4.2汽温调节主要由设置在Ⅰ、Ⅱ级之间和Ⅱ、Ⅲ级过热器之间的Ⅰ级和Ⅱ级喷水减
温器调节，Ⅰ级喷水为粗调，Ⅱ级为微调。当锅炉汽温变化时应及时调节温度控制器的设定值，以适应需要。
3.4.3运行人员要密切关注喷水量及喷水前、后的蒸汽温度，确保减温后的汽温要高于
0
该压力下的饱和温度11 C。
3.4.4低负荷或负荷如波动较大时，可将CAS切至AUTO调节或MAN调节，有专人调整,
运行人员要密切关注喷水量及喷水前、后的蒸汽温度，保证汽温在较小范围内波动。
3.4.5切换给水泵或给水压力波动时，注意监视减温水量和主汽温度，必要时应手动控
制减温水调节阀，防止汽温过高、过低。
3.4.6减温水手动调整时，应有专人监视蒸汽温度变化，当蒸汽温度向着调整方向变化
时就应停止调整或及时减小调整幅度,防止调整过量。
3.4.7在通过减温水调节的同时,也可以通过调整一、二次风的配比以及配风量的调整，
燃料性质的变化（调整入炉煤的热值）、尾部受热面的清洁程度（通过吹灰控制排烟温度）来调整蒸汽温度。 3.4.8为保持供汽参数正常，主蒸汽的热电偶及压力变送器与就地表至少每班校对一次，
如发现指示不一致，应及时通知仪表人员。
3.4.9每月要对过热器超温报警，过热器超压报警进行一次试警，以确保工况。
第二节 锅炉燃烧调整
1. 锅炉燃烧与调整的任务是：保证有足够合格的蒸汽以满足外界负荷的需要。维持锅炉运行参数稳定，保证安全运行。合理组织燃烧，减少未完全燃烧损失，提高锅炉效率。保持燃烧稳定，防止超温结焦和灭火事故发生。 2. 负荷调节
2.1 锅炉负荷的调节就是要根据机组负荷和外供蒸汽用户的需要，通过监测主蒸汽流量和
压力的变化，及时调整给煤量和配风量来改变蒸发量，以适应外界负荷的需要，应努力做到及时调整、超前调整，保证负荷平稳。
2.2 锅炉负荷调节主要是通过改变给煤量和风量。加负荷时先增加风量后增加给煤量，降
负荷时，先减煤，后减风，保持氧含量不变。锅炉升负荷，床温将提高，反之降低，整个炉膛内的温度水平也将随负荷的变化而变化，其变化趋势与床温变化趋势相同。 2.3 锅炉升负荷时，在增加燃料量和风量的同时，通过石灰石系统增加石灰石量，或减少
排渣量来提高床层高度。锅炉降负荷时，在减少燃料量和风量的同时，利用排渣系统排除炉内大颗粒床料，以降低床层高度，这样，在床温波动较小的范围内，可平稳的增减负荷，保证锅炉稳定运行。
2.4 要求锅炉负荷在较小范围变化时，也可仅增减燃料量和风量，保持正常运行的床压。 2.5 锅炉负荷调整，负荷最低不得低于50%，高负荷不得超过设计负荷的10%。 2.6 给煤架桥或单线给煤中断时，应手动加大另一线给煤量，现场有专人监护。 2.7 由于内因造成负荷波动，调整时应调整电负荷，尽力保证外供汽的平稳。
2.8 运行中加强对入炉煤热值的监测，根据不同煤种及时调整给煤量和配风，保证负荷平
稳。 3. 床温调节 3.1 床温的控制
额定负荷时锅炉床温设计值为873℃，正常情况床温控制在850—900℃是保证脱硫的要求。考虑负荷的变化及其它方面的要求床温控制在830~930℃之间，超过该范围，必须及时调整。严格控制在1000℃以内。防止超温结焦和低温灭火。 3.2 床温的调节
3.2.1改变一、二次风的配比可以调节床温。增大一次风量，减少二次风量，可降低床
温，反之，提高床温。在同负荷下，保持一、二次风总量不变。
3.2.2增加石灰石量床温降低，因为增加石灰石量实际是调整床料粒度的组成，以提高
参与内循环的物料量，降低床温。另外，加入石灰石，大量冷粒子的增加可直接
降低床温。
3.2.3调整锅炉荷负锅炉负荷增加，床温将提高。反之床温降低. 3.2.4提高床压,增加内循环量降低床温，反之可以提高床温。
3.2.5调整床料质量，及时排出难以参与循环的大颗粒 可以降低床温。
3.2.6在低负荷运行时，应选用高热值的煤，并及时调整配风，控制床温不能低于760℃ 3.2.7大幅度减负荷或给煤中断造成床温低于760℃时应及时点床上烧嘴辅助燃烧，防止
低温灭火。
3.2.8启动过程中通过减少蒸发量，合理调整配风以及选用高热值煤可以尽快提高床温。 4. 风量和炉膛负压的调整
4.1 送风量的调整是根据负荷以及氧含量的变化来调整，控制氧含量2.5—3.5%。通过调
整一、二次风机调节挡板来调节一、二次风量及其配比。
4.2 调整一、二次风配比时高低偏值不能过大，否则将影响NOX排放量
4.3 风量的调整应注意加负荷时先增加风量后增加给煤量，降负荷时，先减煤，后减风，
保持氧含量不变。
4.4 锅炉负荷高于60%时，风量随负荷变化调整，维持氧含量不变 4.5 锅炉负荷低于60%时，维持风量不变。
4.6 风量大幅度调整时可将控制方式由自动改为手动，保证炉膛负压稳定
4.7 风机调节挡板执行器发生故障时，可以现场手动操作（按下手动操作手柄），调整时现
场与总控联系好。 4.8一次风量调整：
4.8.1锅炉100%负荷一次风控制在37kg/s。 4.8.2锅炉75%负荷一次风控制在28.3kg/s。 4.8.3锅炉50%负荷一次风控制在25.3kg/s。
4.8.4随负荷增减应及时调整一次风量，改变循环倍率，以适应负荷变化的需要。 4.8.5一次风机入口叶片未动，流化状态良好时，风箱压力及床压应有轻微的波动，且
较快，当波动慢且幅度小时，应检查炉膛负压，环封配封情况，或开大侧灰多排冷灰粗渣。
4.9 二次风量的调整
4.9.1二次风压要求稳定，环型风道压力应为＞7kpa。
4.9.2锅炉100%负荷二次风总量29.4 kg/s，其中环风23.1 kg/s，给煤促动5 kg/s，
给煤密封1.32 kg/s。
4.9.3锅炉75%负荷二次风总量20.57 kg/s，其中环风15.94 kg/s，给煤促动3.31 kg/s，
给煤密封1.32 kg/s。
4.9.4锅炉50%负荷二次风总量20.57 kg/s，其中环风13.18kg/s，给煤促动2.97kg/s，
给煤密封1.32 kg/s。
4.9.5原设计冷渣风机取消，配风减少6 kg/s，运行中应通过增加各二次风来补偿。 4.9.6根据负荷调整二次风机入口叶片和环风二次风挡板，控制氧含量3%。
4.10引风机调整是依据炉膛负压调整，依据平衡通风原则,通过调整引风机调节挡板维持
炉膛负压稳定，其参数为：－250～＋125pa，各人孔不得向外冒烟。 4.11 高压风机运行调整
4.11.1高压风机出口压力控制40kpa，压力低时应进行高压风机切换，清理入口滤网。 4.11.2高压风机切换时，出口压力pv源应打手动，防止切换过程中出口压力＜25kpa
跳车，将备用风机投PROG，然后将运行风机停，备用风机会自启动。如果备用风机不能自启动，应立即手动启动备用风机。
4.11.3运行中应注意监测南北回料阀配风量，回料段配风0.17 kg/s，返料段配风0.34
kg/s，并及时调整保证回料正常。
4.11.4高压风机出口压力高时应检查各用风处阀门开度，各管线是否有堵塞现象，并
检查调整再循环阀开度。防止因压力过高风机超流。
第三节 灰系统的调整
1. 灰系统调整的任务：通过调整底灰滚筒的转速控制床料量，维持正常床压，保证正常流化，保证锅炉安全经济运行。 2. 调整方法
2.1 维持料层厚度稳定，控制料层阻力应在11～13.5kpa（风箱压力）之间，床压4.0～
6.0kpa。
2.2 在锅炉运行时床压的控制值不是一成不变的，其值应按在即定的负荷条件下维持正常
床温来决定。床压应随锅炉负荷、煤中灰的粒径、煤的质量以及煤的破碎粒度变化而变化。
2.3 应根据床压适当改变底灰滚筒的转速。
2.4 底灰滚筒转速调整不应过快，因为床压变化慢，一般10～20分钟才能明显变化。 2.5 底灰排灰温度应低于100℃，通过调整滚筒转速和冷却水量来控制。 2.6 滚筒冷却水出口温度应低于60℃，并且温升小于20℃。
2.7 低负荷运行或底灰量少时可以两侧滚筒间歇运行，维持床压稳定。
2.8 运行中滚筒发生堵灰时，联系维护人工通灰，现场有专人监护，防止热料烫伤。 2.9 若因煤质问题造成通灰困难，造成床压迅速上升，应降低锅炉负荷。
2.10 当斗提或刮板故障检修时，应联系燃料人工排灰，并根据情况调整负荷，维持正常床
压。
3. 底灰系统的日常处理及监视内容。
3.1 在能够维持床压的前提下，尽量维持两侧滚筒同时运行。如果单侧运行应每2小时切
换一次，保证床料质量。
3.2 根据滚筒运转情况及排灰温度，及时调整滚筒冷却水出口调节阀，控制出口温度低于
60℃，并且温升小于20℃。
3.3 滚筒如因检修等原因需停运，充分冷却后关闭停运侧滚筒冷却水出口调节阀和负压风
挡板。
3.4 如果滚筒入口斜管（小翻板处）连续两次发生堵料，要将插板阀在通开后关闭，排空
物料检查是否有焦块。
3.5 巡检时要注意冷却水软管及接头是否有泄漏、变形，防止因冷却水软管爆裂造成跑水
事故。
3.6巡检时要注意滚筒入口口环处漏料情况，漏料严重应及时联系维护并提前做出处理，
以便于检修。
3.7 经常检查滚筒入口管的焊口，及时发现因常时间运行疲劳造成落渣管开焊。 3.8 运行中应注意滚筒和主刮板电机冷却风扇的运行。
3.9 运行中应注意监视滚筒电机、减速机、连轴节以及拖辊运转情况。检测滚筒电流。发
现电机、减速机声音异常、皮带打滑、拖辊卡、滚筒位移、电机超流等问题及时处理。 3.10 1#斗提运行时，2#斗提下灰斜口排灰口要打开并及时清理积灰，防止主刮板机头堆灰。
2#斗提运行时1#斗提入口插板要关严。
3.11 运行中应注意监视底灰刮板和斗提的电流和速度信号，及时发现安全销断裂和刮板卡
涩。
第四节 工艺指标的控制与调节
1. 工艺指标控制的任务：通过加药、热力除氧和排污等方法严格控制汽、水系统工艺指标，防止因汽、水品质恶化而产生结垢、腐蚀引起设备过热、爆管、汽轮机结垢等事故和隐患，提高锅炉热效率，保证锅炉安全经济运行。 2. 给水指标的控制与调节
2.1给水控制指标：SiO2：＜20ppb PH：8.8～9.8 溶解氧：＜5ppb 电导：＜20us/cm N2H4:10～30ppb
2.2 给水PH值的调整通过调整氨水的浓度以及氨泵的行程，调整氨水加入量，控制给水PH：8.8～9.8, 给水PH值偏离正常值应检查检查氨水加入量、氨泵工作情况，打量是否正常，加氨管线是否有泄露及堵塞现象。
2.3 给水溶解氧的调节是通过除氧器以热力除氧的方式兼化学除氧除去给水中的氧,控制给水溶解氧＜7 ppb,防止因给水中含氧量过高造成溶解氧腐蚀.
2.3.1调整除氧器进汽压力平稳并控制压力3bar，将给水加热到145℃。维持除氧器液位稳定
2.3.2 根据氧含量调整除氧器排氧门开度.
2.3.3调整联氨的浓度以及联氨泵的行程，调整联氨水入量控制N2H4:10～30ppb 2.4 除氧器工作不正常原因及调整
2.4.1除氧器补水量过大、补水温度过低：调整补水量和补水温度
2.4.2除氧器液位过高、压力波动过大：降低除氧器液位，维持除氧器压力平稳 2.4.3除氧器除氧门开度过小，分离气体无法排出：调整除氧门开度 2.4.4联氨加入量小：加大联氨加入量
2.5 监测补充水的指标，发现问题及时通知乙烯、化肥调整 3. 炉水指标的控制与调整 3.1炉水控制指标：
SiO2：＜0.2ppm PH：9～10.5 磷酸盐：2～7ppm 电导：＜40us/cm
3.2炉水电导（含盐量）和SiO2指标过高: 通过锅炉连续排污量的大小控制，如其增高，可适当增大连排调节阀开度，以加大排污量。
3.3 炉水PH值偏离正常值:加大氨水加入量,适当增加磷酸盐加入量也起到协调PH值的作
用。
3.4 炉水磷酸根通过调整磷酸盐药液的浓度以及磷酸盐泵的行程，调整磷酸盐加入量，指
标应严格控制在3～8ppm.
3.5磷酸盐指标不合格应检查磷酸盐加入量、磷酸盐泵工作情况，打量是否正常，加磷酸
盐管线是否有泄露及堵塞现象。另外炉水排污量过大也将造成磷酸根结果偏低。 4. 蒸汽品质的控制 4.1饱和蒸汽控制指标
电导率＜20us/cm SiO2：＜20ppb 4.2主蒸汽控制指标
电导率＜20us/cm