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12.2.3.3.锅炉炉膛结构及燃烧器型式，应与设计煤种相适应。实际燃用煤质不能与设计煤质相差太大，以防燃烧不稳，发生灭火放炮。
12.2.3.4.炉内敷设卫燃带时，敷设的数量、方式一定要通过计算，经过试验最终确定，既要达到稳定燃烧的目的，又要满足炉膛不结焦的要求。
12.2.3.5.新建机组引风机和脱硫增压风机的最大压头设计必须与炉膛及尾部烟道防内爆能力相匹配，设计炉膛及尾部烟道防内爆强度应大于引风机及脱硫增压风机压头之和。
12.2.3.6.进行脱硫、脱硝改造时，应高度重视改造方案的技术论证工作，要求改造方案应重新核算机组尾部烟道的负压承受能力，应及时对强度不足部分进行重新加固。
12.2.3.7.加强引风机等设备的检修维护工作，定期对入口调节装置进行试验，确保动作灵活可靠和炉膛负压自动调节特性良好，防止机组运行中设备故障时或锅炉灭火后产生过大负压。
12.2.3.8.运行规程中必须有防止炉膛内爆的条款和事故处理预案。 12.2.4.做好炉膛安全保护系统及灭火保护的正常投用与维护
12.2.4.1.为了保证FSSS正常、可靠，要求锅炉的相关仪表和一次元件工作正常、指示正确，并按规定进行校验。
12.2.4.2.严禁随便退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需要退出时，须经生产厂长批准，并事先做好安全措施。
12.2.4.3.当灭火保护退出运行而发生炉膛灭火时，应立即切断进入炉内的所有燃料。
12.2.4.4.在RB（快速减负荷）动作时，应沉着冷静，检查油枪是否自动投入，否则应迅速手动投入油枪，稳定燃烧，防止锅炉灭火。
12.2.4.5.当MFT（主燃料跳闸保护）动作时，应按规定要求进行吹扫，严禁退出保护或缩短吹扫时间，防止发生爆燃。 12.2.5.做好锅炉设备检修防止炉膛爆炸
12.2.5.1.精心做好燃烧器的检修维护工作，对变形的喷嘴进行修复，对烧坏的喷嘴进行更换，调整好喷嘴的高度和中心，做好稳燃装置的修复和调整。 12.2.5.2.锅炉大修前应做锅炉本体漏风试验，检查出漏风点，消除系统漏风缺陷。
12.2.5.3.漏风试验中要特别注意检查冷灰斗、燃烧器附近、炉体四角及炉顶的漏风情况。
12.2.5.4.根据锅炉运行中发现的漏风、冒灰、冒烟、积灰等情况，确定漏风点。 12.2.5.5.对运行和漏风试验中发现的漏风点，检修中要采取有效措施，对漏风进行彻底清除。
12.2.5.6.检修中对消除的漏风点，锅炉大修结束时应再次做漏风试验，检验漏风消除的彻底程度。
12.2.5.7.搞好炉膛卫燃带的敷设和完善。
12.2.5.8.根据锅炉燃煤质量，对炉膛是否需要敷设卫燃带及需要敷设的数量，通过计算进行敷设和完善。
12.2.5.9.卫燃带的用料、配方、施工要严格按要求进行，确保敷设质量，以防运行中脱落。
12.2.5.10.卫燃带的布置方式应通过锅炉运行中，炉内燃烧情况确定，以保证稳燃效果和防止炉内结焦。
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12.2.5.11.搞好锅炉本体刚性梁的检查、加固，确保炉体有足够的抗爆强度。 12.3.防止锅炉满水和缺水事故
12.3.1.汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应釆用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。 12.3.2.汽包水位计的安装。
12.3.2.1.取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。
12.3.2.2.汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。
12.3.2.3.水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1:100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。
12.3.2.4.新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。
12.3.2.5.差压式水位计严禁釆用将汽水取样管引到一个连通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。
12.3.3.对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。汽包水位信号应釆用三选中值的方式进行优选。
12.3.3.1.差压水位计（变送器）应釆用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时釆用补偿措施。
12.3.3.2.汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。
12.3.4.汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值越低于汽包真实水位，表6-1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值Δh，仅供参考。
表6-1就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值 汽包压力（MPa) 16.14?17.65 17.66?18.39 18.40?19.60 Δh(mm) -51 -102 -150 12.3.5.按规程要求定期对汽包水位计进行零位校验，核对各汽包水位测量装置间的示值偏差，当偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。
12.3.6.严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机组验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。
12.3.7.当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制订措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。 12.3.8.锅炉高、低水位保护。
12.3.8.1.锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。
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当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，办理审批手续，限期（不宜超过8h)恢复；当有两点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，严格执行审批手续，限期(8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。当自动转换逻辑采用品质判断等作为依据时，要进行详细试验确认，不可简单的釆用超量程等手段作为品质判断。
12.3.8.2.锅炉汽包水位保护所用的三个独立的水位测量装置输出的信号均应分别通过三个独立的I/O模件引入分散控制系统的冗余控制器。每个补偿用的汽包压力变送器也应分别独立配置，其输出信号引入相对应的汽包水位差压信号I/O模件。
12.3.8.3.锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
12.3.8.4.锅炉汽包水位保护的定值和延时值随炉型和汽包内部结构不同而异，具体数值应由锅炉制造厂确定。
12.3.8.5.锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。
12.3.8.6.汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。
12.3.9.当在运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。
12.3.10.高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠，避免给水中断。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制订措施，严格执行审批手续，并限期恢复。
12.3.11.给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。 12.3.12.建立锅炉汽包水位、给水泵差压及主给水流量测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。 12.3.13.运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。
12.4.防止锅炉承压部件失效事故
12.4.1.各单位应成立防止压力容器和锅炉爆漏工作小组，加强专业管理、技术监督管理和专业人员培训考核，健全各级责任制。
12.4.2.严格锅炉制造、安装和调试期间的监造和监理。新建锅炉承压部件在安装前必须进行安全性能检验，并将该项工作前移至制造厂，与设备监造工作结合进行。新建锅炉承压部件在制造过程中应派有资格的检验人员到制造现场进行水压试验见证、文件见证和制造质量抽检；新建锅炉在安装阶段应进行安全性能监督检验。在役锅炉结合每次大修开展锅炉定期检验。锅炉检验项目和程序按《特种设备安全监察条例》（国务院令第549号）、《锅炉定期检验规则》（质技监局锅发〔1999〕202号）和《电站锅炉压力容器检验规程》、《锅炉安全技术监察规程》（TSGG0001—2012)及《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004—2009)等相关规定进行。
12.4.3.防止超压超温。
12.4.3.1.严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。
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12.4.3.2.参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制订相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；并在运行规程制定相应的反事故措施。
12.4.3.3.锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按《锅炉水压试验技术条件》(JB/T1612)、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL/T612—1996)、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL/T647)执行。
12.4.3.4.装有一、二级旁路系统的机组，机组启停时应投入旁路系统，旁路系统的减温水须正常可靠。
12.4.3.5.锅炉启停过程中，应严格控制汽温变化速率。在启动中应加强燃烧调整，防止炉膛出口烟温超过规定值。
12.4.3.6.大型煤粉锅炉受热面使用的材料应合格，材料的允许使用温度应高于计算壁温并留有裕度。应配置必要的炉膛出口或高温受热面两侧烟温测点、高温受热面壁温测点，应加强对烟温偏差和受热面壁温的监视和调整。 12.4.4.防止锅炉本体内部腐蚀、爆漏 12.4.4.1.严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12M5—2008)、《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912—2005)、《化学监督导则》(DL/T246—2006)、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561—2003)、《电力基本建设热力设备化学监督导则》（DL/T889—2004)、《火力发电厂凝汽器管选材导则》（DL/T712—2000)、《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（DL/T956—2005),《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T乃4一2012)等有关规定，加强化学监督工作。
12.4.4.2.凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结水质劣化时（热网加热器泄漏），要及时查找、堵漏。
12.4.4.3.凝结水精处理设备因故障影响正常投运时，要及时进行抢修、消缺，尽快恢复精处理设备的水处理能力。
12.4.4.4.机组启动时，要严格控制各阶段的水汽品质，冷态锅炉冲洗不合格不得点火，蒸汽品质不合格不得冲车。
12.4.4.5.严格控制给水、凝结水溶解氧指标，溶解氧含量超标时，要及时调整除氧器运行参数，提高除氧效果，使溶解氧达到合格值，同时要及时调整联氨（化学除氧剂）加药量，防止发生氧腐蚀。
12.4.4.6.水冷壁结垢超标时，要及时进行化学清洗，防止发生垢下腐蚀。 12.4.4.7.锅炉给水、炉水加药设备要保持有100％备用，严格控制水汽pH值在合格范围内；加药泵要有事故备用电源，杜绝停药现象发生，避免发生水汽系统酸性腐蚀和金属氢脆。
12.4.4.8.对不同的炉水pH值调控方式，要根据其特点和水质变化情况，重点调控加药量，防止因药剂过量发生碱性腐蚀或苛性脆化。
12.4.4.9.严把给水、炉水加药药剂和凝结水处理质量关，严禁不合格的药剂进入汽水系统。
12.4.4.10.锅炉停用后热炉放水时，要及时打开过热器、再热器疏水门、空气门，防止管内积水。可以采用干风吹干使锅炉水汽系统保持干燥，提高停用保护效果。 12.4.4.11.设备检修期间，要重视汽轮机转子叶片和隔板清垢、除锈工作，对锈蚀较重的叶片可采用先进的喷涂工艺进行喷涂防腐。
12.4.4.12.定期检查机、炉系统各容器内部的腐蚀情况，必要时可做防腐处理。 12.4.4.13.锅炉化学清洗要按照《火力发电厂锅炉化学清洗导则》制定清洗方
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案，并经公司生产技术部审批后方可实施。要严格履行各环节质量控制措施，保证清洗质量。清洗废液必须经处理合格后才能排放。
12.4.4.14.锅炉水压时水质要合格，尤其是pH值和氯离子含量必须达到要求。 12.4.4.15.当运行机组发生水汽质量劣化时，严格按《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561—1995)中的4.3条、《火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理》（DL/T805.4—2004)中的10条处理，严格执行“三级处理”原则。 12.4.4.16.按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（DL/T956—2005)进行机组停用保护，防止锅炉、汽轮机、空冷岛等热力设备发生停用腐蚀。 12.4.4.17.加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，炉膛出口烟温不得超过规定值，避免高温腐蚀。锅炉改燃非设计煤种时，应全面分析新煤种高温腐蚀特性，釆取有针对性的措施。
12.4.4.18.锅炉釆用主燃区过量空气系数低于1.0的低氮燃烧技术时应加强贴壁气氛监视和大小修时对锅炉水冷壁管壁高温腐蚀趋势的检查工作。
12.4.4.19.合理控制锅炉燃烧氧量，避免造成还原性气氛，而导致高温腐蚀。 12.4.4.20.加强受热面吹灰，停炉后须将管子表面结焦清理干净，防止发生焦下腐蚀。
12.4.4.21.定期检查油枪，保证其良好的雾化效果，防止由于油滴不能完全燃烧而裂解生成的碳黑粒子吸附在管子表面而导致腐蚀。 12.4.5.防止炉外管腐蚀、爆破。
12.4.5.1.定期检查炉外蒸汽管道的保温状况，严禁蒸汽管道裸露运行。 12.4.5.2.更换炉外蒸汽管道时，须对使用的新管段进行防锈处理，保温应紧固完整，并用铁皮包好。
12.4.5.3.锅炉房用水清洗时，必须防止水流入管子表面的保温内。 12.4.5.4.高、低压加热器停用期间，应进行充氮保护，防止停用腐蚀。 12.4.5.5.热网系统要补充合格的软化水，严禁大量补充工业水，防止热网加热器结垢腐蚀。
12.4.5.6.加强炉外管巡视，对管系振动、水击、膨胀受阻、保温脱落等现象应认真分析原因，及时采取措施。炉外管发生漏汽、漏水现象，必须尽快查明原因并及时釆取措施，如不能与系统隔离处理应立即停炉。 12.4.5.7.按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T4S8—2009)，对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其焊缝进行检查，及时发现和消除设备缺陷。对于不能及时处理的缺陷，应对缺陷尺寸进行定量检测及监督，并做好相应技术措施。
12.4.5.8.定期对导汽管、汽水联络管、下降管等炉外管以及联箱封头、接管座等进行外观检查、壁厚测量、圆度测量及无损检测，发现裂纹、冲刷减薄或圆度异常复圆等问题应及时釆取打磨、补焊、更换等处理措施。
12.4.5.9.加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。 12.4.5.10.按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616—2006)的要求，对支吊架进行定期检查。运行时间达到lOOOOOh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架应进行全面检查和调整。
12.4.5.11.对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位的裂纹和冲刷，其管道、弯头、三通和阀门，运行lOOOOOh后，宜结合检修全部更换。