DL/T 332.1-2010.Guide for operation of tower type boiler supercritical units Part 1: Guide for operation of boiler.
1范围
DL/T 332.1规定了在役塔式超临界机组锅炉及其主要辅机设备的启动、运行、停止、维护、事故分析与处理的原则及技术指南。
DL/T 332.1适用于塔式超/超超临界机组锅炉的运行指导，以下统称为超临界锅炉。锅炉制造厂家有特殊规定的，应按制造厂要求及其提供的有关技术资料为基础。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 16507固定 式锅炉建造规程
DL 435-2004电站煤粉锅炉炉膛防爆 规程
DL612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程
DL/T852-2004 锅炉启动调试导则
DL/T956-2005火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则
电安生[1994] 227号电业安全工作规程 (热力和机械部分)
3总则
3.1 为适应电力工业发展，加强塔式锅炉运行管理，提高设备的可靠性，延长设备使用寿命，达到安全经济运行的目的，特制定本标准。
3.2 本标准对塔式超临界机组锅炉运行具有通用性和指导性;各电力企业可根据本标准及制造厂技术文件，结合实际情况，编制现场运行规程。
3.3锅炉使用 单位应要求制造厂和电力设计院提供包括锅炉铭牌、主要参数、燃料特性、灰渣特性、热平衡、锅炉主要部件及辅机的设计和制造资料。锅炉的简要特性参见附录A。

ICS27.100
备案号：31161-2011
中华人民共和国电力行业标准
DL/T332.1—2010
塔式炉超临界机组运行导则
第1部分：锅炉运行导则
Guide for operation of tower type boiler supercritical unitsPart l: Guide for operation of boiler2011-01-09发布
国家能源局
2011-05-01实施
前言：
1范围
规范性引用文件
锅炉特性
5锅炉启动·
锅炉运行中的调整
锅炉运行中的检查·
锅炉停运
锅炉主要辅机的运行与停止
10锅炉及主要辅机常见的事故分析与处理·附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（资料性附录）
附录D（资料性附录）
附录E（规范性附录）
附录F（资料性附录）
附录G（资料性附录）
附录H（资料性附录）
附录I（资料性附录）
附录J（资料性附录）
锅炉机组的简要特性·
停（备）用热力设备防锈蚀方法选择锅炉启动曲线（以外高桥900MW超临界塔式炉为例）超临界锅炉汽水质量标准（德国ALSTOM标准）DL/T332.1—2010
超临界锅炉汽水质量标准（DL/T912采用2009年新国标超临界火力发电机组水汽质量标准）
同种煤质波动范围数值
锅炉主要运行参数·
转动设备监视数值限额·
运行中磨煤机出口温度限额规定推荐的煤粉细度Rgo的估算值
DL/T332.1—2010
DL/T332《塔式炉超临界机组运行导则》分为三个部分：第1部分：锅炉运行导则：
第2部分：汽轮机运行导则；
第3部分：化学运行导则。
本部分为DL/T332的第1部分。
本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电站锅炉标准化技术委员会归口。本标准起草单位：上海外高桥第二发电有限责任公司。本标准主要编写人：戴岳、钟海、张京玉、邓征、陈刚。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761)。
DL/T332.1—2010
随着我国电力工业的发展，节能降耗的大容量、高效率、清洁环保的新型火力发电机组被广泛应用。当前，超临界机组已逐渐成为我国的主流机组之一，其中塔式炉型、四角切圆直流燃烧的燃煤锅炉，具有占地面积小、启动快速灵活、运行经济等优点，得到了业内广泛认可，并通过多年的运行已积累了定的实践、维护经验。为了优化运行方式和规范技术管理，在总结和提高的基础上形成了本标准。本标准的编写主要以900MW超临界塔式燃煤炉为主，对其他炉型也有一定的参考价值，具有原则性、通用性及实用性。
1范围
塔式炉超临界机组运行导则
第1部分：锅炉运行导则
DL/T332.1—2010
本标准规定了在役塔式超临界机组锅炉及其主要辅机设备的启动、运行、停止、维护、事故分析与处理的原则及技术指南。
本标准适用于塔式超/超超临界机组锅炉的运行指导，以下统称为超临界锅炉。锅炉制造厂家有特殊规定的，应按制造厂要求及其提供的有关技术资料为基础。2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T16507固定式锅炉建造规程
DL435—2004电站煤粉锅炉炉膛防爆规程DL612--1996电力工业锅炉压力容器监察规程DL/T852—2004锅炉启动调试导则DL/T956—2005火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则电安生［1994】227号电业安全工作规程（热力和机械部分）3总则
3.1为适应电力工业发展，加强塔式锅炉运行管理，提高设备的可靠性，延长设备使用寿命，达到安全经济运行的目的，特制定本标准。3.2本标准对塔式超临界机组锅炉运行具有通用性和指导性；各电力企业可根据本标准及制造厂技术文件，结合实际情况，编制现场运行规程。3.3锅炉使用单位应要求制造厂和电力设计院提供包括锅炉铭牌、主要参数、燃料特性、灰渣特性、热平衡、锅炉主要部件及辅机的设计和制造资料。锅炉的简要特性参见附录A。4锅炉特性
编制运行规程的锅炉设计规范燃料时，应包括如下内容：4.1
a）锅炉铭牌。
主要设计参数。
锅炉热平衡及热力性能计算数据汇总表，应包括下列内容：c
1）锅炉热平衡：
2）锅炉热力性能计算数据汇总表。d）主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸。e)
燃烧系统规范。
辅机规范。
热工自动调节装置规范。
DL/T332.1—2010
h）保护装置应包括下列内容：
1）安全阀：
2）热工保护装置。
4.2设计燃料成分及特性应包括下列内容：a）燃煤成分及特性。
b）燃油成分及特性。
4.3给水、蒸汽品质。
5锅炉启动
5.1锅炉启动应具备的条件
5.1.1锅炉启动前的条件
锅炉启动前应符合下列基本要求：a）燃煤、燃油（气）、除盐水应储备充足，水质应合格，凝结水精处理系统可投用。b）各类消防设施应齐全，消防系统应具备投运条件。经检修或消缺后的锅炉，所有热力机械工作票应已终结，临时设施应已拆除，冷态验收应合格。c
动力电源应可靠，备用电源良好。集控室表盘仪表应齐全，校验合格，DCS及主要辅机设备级d）
程控、仪表应具备投用条件。
防雨、防冻、防风设施应齐全良好。e
5.1.2锅炉启动前的总体检查
锅炉本体及烟道检查应包括下列范围：a)
锅炉及其辅助设备现场场地应平整、清洁，通道畅通，无杂物。主厂房孔盖板或防护设施应完整，平台、扶梯、栏杆完整牢固，各种标志应齐全清晰。锅炉烟风道及其他各类管道保温应完整良好。锅炉本体、燃烧器、烟风道支吊架应完整牢固，且已投入正常使用状态。锅炉现场照明及事故照明、通信设备应齐全良好。锅炉现场消防水系统应可靠备用。锅炉电梯应可用。
锅炉燃烧室、冷灰斗内应无焦渣、脚手架和其他杂物。过热器、再热器、省煤器、空气预热器、暖风器等各受热面应清洁，各烟风道及灰斗内应无积灰和杂物。
锅炉本体、烟道及各烟风道的人孔、检查孔、看火孔，在确认已无人后应关闭严密。检查锅炉各吹灰器应在退出位置（包括预热器冷、热端吹灰器）。锅炉烟气温度探针应在退出位置。炉膛火焰监视工业电视应完好可用，冷却风投入，压力正常。锅炉燃烧器摆角或调风器操作应灵活，位置正确。m）
锅炉各辅助风挡板操作应灵活，开度指示应与实际相符。锅炉空气预热器、引风机、送风机、一次风机、冷却风机、扫描风机、密封风机等有关烟风道0
挡板应经核查，动作正常，位置正确。各部膨胀指示器安装应齐全，指示刻度清晰并回复到零位，无任何影响膨胀的障碍物及设施p)
存在。
管道及阀门、挡板检查应包括下列范围：5.1.2.2
a）汽、水、烟、风道应完整无杂物，保温完整，介质流向和色环标志清晰。b）一、二次汽系统管道和联箱支吊架牢固，并留有足够的膨胀间隙。2
DL/T332.1—2010
c）所有阀门或挡板应完整，标志齐全，传动机构良好，位置正确，指示值与实际相符，并置于启动前的位置。
d）蒸汽旁路阀开、关及调节应正常，减温喷水系统完好。5.1.2.3.热控、仪表及保护检查应包括下列范围：a)
热工仪器、调节装置、执行机构、热工连锁保护等应在启动前经校验其动作正常、可用，有关热工电源送上。
炉膛安全监控系统（FSSS）、数据采集系统（DAS）、程序控制系统（SCS）、协调控制系统（CCS)、b)
微机监控及事故追忆系统等应已调试完毕。事故报警、灯光、音响均能正常投用。大、小修后或锅炉停役一个月以上的锅炉启动前应做连锁及保护试验。动态试验应在静态试验c
合格后进行。辅机的各项连锁及保护试验应在分部试运行前校验结束：机炉大连锁试验应在主机各项保护试验合格后进行。连锁及保护试验应尽可能从信号起始点进行实校。机组正常运行中，严禁无故停用连锁及保护，若因故障需停用时，应得到总工程师批准，并采取防护措施，且限期恢复。
d）环保相关监视和控制仪表应投入。5.1.3锅炉辅助设备、转动机械检查及分部试运行锅炉正式启动前，所有辅机及转动机械应进行检查，包括电气绝缘、事故按钮、冷却介质、润滑状况。对经检修后的设备，应经过试转或试投合格，主要包括下列装置：a）烟风系统的引风机、送风机、空气预热器、扫描风机、冷却风机等试转6）
制粉系统的给煤机、磨煤机、一次风机、密封风机等试转。c)
燃油系统的油泵及油循环，油枪进、退机构及自动点火装置试投。等离子（微油）点火装置检查及试转要求参照设备提供商提供的资料及相关导则执行。压缩空气系统的转动机械和干燥设备试投。除灰渣、输灰渣系统及其收受设施空载试转、试投。烟气脱硝设施中催化反应器、氨（尿素）储存及喷射系统等的相关设备试投。g
电气除尘器振打装置及电场升压试验。烟气脱硫系统的吸收区和辅助区的各相关设备的试转和投用。蒸汽吹灰系统的吹灰器进、退检查。烟温探针进、退校验。
5.1.4水压试验
水压试验的压力和规范应符合下列规定：大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉，应进行额定工作压力的水压试验。当锅炉受热面做了大面积更换后，应进行超压水压试验。超压水压试验应按DL612的规定进行。锅炉超压水压试验的压力应按制造厂规定数值执行，制造厂无规定时，压力数值应符合表1的规定。
超压水压试验压力（国家标准/ASME规范）表1
一次系统
二次系统
超压水压试验压力
1.25/1.5倍工作压力（以过热器出口联箱压力为准，且不小于省煤器进口联箱工作压力的1.1倍）
1.5倍再热器进口压力
5.1.4.2水压试验应包括下列范围：一次系统应包括下列范围：
DL/T332.1—2010
1）省煤器、水冷壁、启动分离器、过热器及其疏水一次阀前部分。2）省煤器、水冷壁、过热器范围内的一次阀门及其连接管道附件。3）给水泵出口管道、主蒸汽管道至电动主汽阀门、高压旁路调节阀上游侧管道等。4）过热器减温水管道、高压旁路减温水管道、汽水取样、流量及压力测量一次阀前部分。b）二次系统应包括下列范围：
1）再热器、水压堵板下游侧冷再管道、水压堵板上游侧热再管道。2）冷再至辅助蒸汽母管、吹灰蒸汽管道及其他分支管道一次阀前部分。5.1.4.3水压试验的要求如下：
a）水压试验用水应是合格的除盐水，水中氯离子含量应小于0.2mg/L。应先进行水冲洗，待排水透明，无明显悬浮物后方可开始水压试验：上水温度应能保证将锅炉金属温度加热至大于21℃并不影响炉膜内部受热面的检查。b）水压试验应制定专用的试验措施，环境温度低于5℃时应有防冻措施。c）水压试验压力应以锅炉就地压力表指示为准。压力表精度应在0.5级以上，且具有两只以上不同取样源并经校验合格的压力表已投运。d）试验前应按照要求将一、二次汽管道弹簧和恒力吊架锁定。超压水压试验时，应具备锅炉工作压力下的水压试验条件；需要重点检查的薄弱部位，保温已e)
拆除；解列不参加超压试验的部件。对高/低压旁路阀、汽水分离器疏水箱液位控制阀及主蒸汽阀（如设置时）、再热系统安全阀，应采取防止水压试验时动作的措施。同时对高低压串联的管道应做好隔离措施。对各承压部件的检查，应在升压至规定压力值，时间维持20min，再降至工作压力后进行。
f)水压试验应由专人指挥和操作，升、降压速率应符合制造厂的规定。g）水压试验的合格标准应符合下列规定：1）受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾泄漏的痕迹。2）超压水压试验结束后，目视检查受压元件应无明显的残余变形。h）水压试验结束后，如果机组随后点火启动，过热器和主蒸汽管道，以及再热器和再热蒸汽管道试验范围应放水。如果机组不立即点火启动，水压试验范围的系统在放水同时应进行内部保养。保养方法参见附录B。
水压试验结束后，应再次检查，确认临时措施已全部拆除，管道支吊架已解锁后，锅炉方能启动i）
5.1.5安全阀校验
安全阀校验前应具备下列条件：机组检修工作应结束，锅炉已投入运行，蒸汽压力可按试验要求进行升降。a)
校验安全阀专用0.4级以上经试验合格的标准压力表且应已安装完毕。集控室二次压力表已与b)
就地表数值核对，以就地表指示为准。过热器、再热器向空排汽阀及疏水阀遥控检查应合格。c）
校验现场照明应充足，人行通道畅通，通信设施良好，满足校验要求。d)
5.1.5.2-安全阀校验应符合下列规定通常，主蒸汽安全阀宜在机组并网后锅炉可带70%BMCR负荷状况下进行校验。再热系统安a)
全阀可在机组启动前利用高、低压旁路和再热器向空排汽阀控制压力进行校验。安全阀经检修后，应对其起座压力进行校验。带电磁力辅助操作机构的压力控制安全阀（PCV)，b）
应首先分别进行机械的、电气回路的远方操作起座、回座试验。安全阀应定期进行排汽试验，试验间隔应不大于一个小修间隔期，试验宜在停炉过程中进行。c
电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次。d）安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术档案中记录。4
DL/T332.1—2010
e）安全阀校验的顺序应按照其设计起座压力，遵循先高压后低压原则。在校验时应将比其起座压力低的安全阀锁紧。
校验弹簧式安全阀，宜使用液压项升校验装置，通常在75%～80%额定压力下进行。校验后，可抽查一、两只起座压力最低的安全阀进行实际起座复核，二者起座压力的相对误差应在1%范围之内，超出此范围应重新校验。安全阀校验应符合下列标准：
安全阀起座压力校验数值应符合表2的规定。如制造厂有特殊规定的应按制造厂的规定执行。a)
表2安全阀起座压力校验数值wwW.bzxz.Net
安装位置
过热器出口
再热器进出口
压力控制安全阀
工作安全阀
工作安全阀
起座压力
1.08倍工作压力
1.10倍工作压力
1.10倍工作压力
b）安全阀的起座、回座压力差为起座压力的4%～7%以内，最大不应低于起座压力的10%。安全阀起座压力与规定整定值的误差应控制在1%的范围内，当超出此范围应重新校验调整。d）安全阀在起座、回座时不应出现明显的前泄和后泄现象，在运行压力下应严密不漏。5.1.5.4号
安全阀校验的注意事项：
安全阀校验应符合GB/T16507的相关规定。a）
校验前应制定专用的安全措施。校验时应由专人指挥、专人负责操作，检修、运行负责人应到b）
现场。1
带负荷校验安全阀时，应合理组织燃烧，严格控制燃水比，做好防止过热器、再热器壁温超温的预防措施。
安全阀进行实际起座校验中，如在1h内已动作了3.次~4次后仍不符合设计值时，宜间隔3h～d)
4h，待阀体冷却才能再次进行。e）安全阀校验工作结束后，应全面检查所有安全阀，确认其全部处于工作状态。5.2锅炉启动的类别与基本要求
5.2.1锅炉启动状态的划分
5.2.1.1·锅炉启动可分冷态启动和热态启动，分别为：a）冷态启动是指锅内无表压，温度接近环境温度时的启动。b）热态启动是指锅炉停炉时间较短，通常在8h以内，还保持有一定压力和温度情况下的启动。5.2.1.2无论在何种状态下启动，都应根据制造厂提供的启动曲线严格控制升温、升压速率。现场规程中应附有各种状态下的启动曲线，参见附录C。5.2.1.3锅炉启动应采用和机组启动相匹配的滑参数启动方式。5.2.2锅炉不具备的启动条件
锅炉存在下列情况时，不应点火：a）锅炉及其无备用的辅助设备系统存在严重缺陷。b）下列任一主要保护不能正常工作：1）锅炉主燃料跳闸保护系统。
2）汽轮机紧急跳闸保护系统。
3）机炉大连锁保护。
4）发电机和励磁保护、主变压器和高压厂用变压器保护等重要电气保护。c）主要控制系统和自动调节装置失灵，如汽水分离器水位、DCS、FSSS等。5
DL/T332.1—2010
锅炉主要检测、监视信号或仪表失灵导致对该参数无法判断，仪用压缩空气系统工作不正常。e)
锅炉及主要附属系统设备及安全保护装置（如过热器、再热器安全阀，高、低压旁路，烟温探针，火焰监视电视等）无法正常工作，不能确保锅炉投运安全。电除尘、脱硫、脱硝等环保设施无法正常投用。g）
锅炉各位置疏水系统工作不正常。h)
i），上次机组跳闸原因不明或缺陷未消除。5.2.3冷态启动
锅炉上水、冷态清洗应符合下列规定：锅炉上水前应确认凝结水系统、给水系统已逐段清洗合格，达到上水水质要求后方能进行，参a)
见附录D。
用辅汽加热除氧器给水或利用高压加热器一起加热，进水温度应符合锅炉制造厂家要求。b)
以10%BMCR~15%BMCR的给水流量向锅炉上水，直到省煤器、水冷壁部位空气门有水连续c).
稳定流出后关闭。为了有利于排出系统内的空气，宜采用瞬间加大给水量的扰动方法。d)
当汽水分离器疏水箱出现水位且稳定上升后，锅炉上水完成。锅炉大气式扩容器凝结水箱水位至一定值时，锅炉启动疏水泵连锁启动。在机组首次启动或大修后启动时，应注意锅炉启动疏水泵的入口滤网差压，当滤网差压高于报警值，应及时清理滤网。
上述操作完成后，锅炉应进行冷态清洗，冷态清洗应符合下列规定：1）根据制造厂规定将给水量增加至启动流量（约30%BMCR），向锅炉上水经省煤器、水冷壁、汽水分离器至疏水箱后排放。为了提高清洗功效，宜采取瞬间加大或减少进水量的扰动。当汽水分离器疏水箱疏水含铁量小于1000ug/L时，可以回收至凝汽器，借助凝结水精处2）
理系统进一步清除水中的杂质。汽水分离器疏水箱疏水含铁量小于200μg/L时，锅炉冷态清洗结束。参见附录D中表D.2。3）
如有回收至除氧器的控制阀，则应确保其关闭，直至汽水分离器疏水箱疏水水质达到回收至除氧器的标准。
5.2.3.2锅炉预热。
锅炉冷态清洗结束后，应加大给水辅汽加热量，除氧器加热至额定温度后，应建立炉水循环加热，并可投入给水自动，保持汽水分离器疏水箱水位在正常范围内（对带有锅炉启动循环泵启动系统的，可以启动锅炉启动循环泵，建立循环），直到汽水分离器疏水箱疏水温度不再上升。并再次确认给水水质已达到点火要求，参见附录D中表D.3。5.2.3.3锅炉点火前的准备如下：点火前12h～24h投入电除尘放电极绝缘子室、振打瓷轴室及灰斗的加热装置；点火前1h～2ha)
投入烟气粉尘与成分连续监测系统；点火前30min投入各电场振打装置。检查炉底密封系统正常，投运出渣除灰及输送收受系统。b)
投运风烟系统应包括下列内容：c）
1）启动两侧空气预热器，投入空气预热器的换热面温度探测系统，并根据实际情况适时投入密封间隙自动调整装置。
按顺序启动引风机、送风机、冷却风机和扫描风机。炉膛负压控制宜在-100Pa左右，投2）
入负压自动控制。控制送风机出口总风量应在25%~40%锅炉满负荷时的空气质量流量之间。
视实际情况投入各备用设备的备用连锁。3）
根据需要，投运暖风器或热风再循环。6
d）投运炉前燃油系统，调整母管油压，应建立炉前油循环。e)
如采用等离子等点火装置，应投用相关辅助系统。烟气脱硫系统的吸收区和辅助区的相关设备应投运。f)
完成烟气脱硝系统投运前的准备。h)
制粉系统投运前准备应包括下列内容：1）根据机组启动要求，确认各煤仓内的煤量并完成煤质工业分析。DL/T332.1—2010
2）完成一次风机及密封风机启动前的检查。完成制粉系统启动前的检查。3）确认制粉系统的灭火消防设施已处备用状态。确认锅炉压力控制安全阀已投用并处于自动和遥控状态。i
进行吹灰系统投运前检查，吹灰系统应全部处于退出位置。5.2.3.4
锅炉点火、升温、升压的操作应符合下列要求：a)
锅炉点火前应进行燃油泄漏试验并合格，有等离子点火装置或微油点火的，应进行相关的试验。锅炉点火前应完成炉内吹扫。
再次确认省煤器出水满足启动流量数值，以及省煤器出口处水温在相应压力下的饱和值之内。初点火后应及时就地直接观察着火状况，并检查炉膛负压、火检的变化情况，根据实际燃烧情d)
况迅速调整火炬使保持良好的燃烧状况。e)
锅炉点火后应及时投入空气预热器的吹灰器。为使炉内热负荷均匀，应对称投用点火器，宜每隔30mnin左右更换其位置一次。锅炉点火后，应严格控制水冷壁金属温度的温升率在2℃/min之内，各受热面出口介质温度的温差通常可保持在25℃C之内。注意检查受热面金属温度，若发现个别点超温，应减缓燃烧强度并确认该点测温元件测值的真实性，使其恢复到正常水平。当主蒸汽压力达到0.2MPa后可以全关受热面空气门及疏水门，升温升压速率应用蒸汽旁路阀h)
和燃料量增加速率来控制。主蒸汽和再热蒸汽平均升温率和平均升压速率应不大于锅炉制造厂的规定限值，参见附录C中图C.1。当汽水分离器压力达0.5MPa～0.7MPa，水冷壁出口水温为饱和值时汽水膨胀开始，此时应注意维持锅炉燃料量稳定，并及时进行汽水分离器疏水箱水位调控，防止满水。在投运初期，常因燃料量低，产汽量少，而造成汽温偏高及分配不均引起锅炉受热面局部超温状况。为此，一方面应尽可能地提高给水温度，另一方面锅炉启动流量不应太大，另外宜早投磨煤机。当空气预热器出口热风温度达到160℃后，启动一次风机和密封风机，开始暖磨，投运制粉系统。在燃用贫煤或水分较高煤质时，该温度宜升至200℃左右。投粉后若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风5min～10min，待炉膛温度升高后再投粉。如两次不着火，应停用该制粉系统，分析故障原因，在故障解决前严禁盲目试投。对设有等离子或微油点火装置的锅炉，投运相应的制粉系统也宜遵照上述要求进行。首套制粉系统投入后，锅炉灰渣系统、电除尘电场、烟气脱硝、烟气脱硫系统可相应投用。k
1）通常，当水冷壁出口介质温度达到180℃～200℃，汽水分离器压力为1.2MPa～1.5MPa时，维持锅炉燃料量，停止升温升压，锅炉进入热态清洗。通常汽水分离器疏水箱疏水含铁量应小于100ug/L，二氧化硅含量应小于40μg/L，热态清洗合格，参见附录D中表D.2。m）调整锅炉燃料量，使锅炉出口蒸汽参数逐渐与汽轮机侧冲转参数相匹配。对设有蒸汽旁路系统的机组，此时可进行调控对汽轮机冲转压力予以设定。当蒸汽参数达到汽轮机冲转数值的同时，应再次检查蒸汽品质符合冲转要求，参见附录E中表n)
E.3，汽轮机冲转。若蒸汽品质不能满足冲转要求，须继续进行清洗。机组从冲转一全速一空负荷试验一并网的过程中，锅炉应保持燃料量稳定，宜尽可能维持蒸汽o）
参数。
DL/T332.1—2010
5.2.3.5机组带负荷后锅炉运行要点：a）机组并网初负荷运行正常后，通常将目标负荷设定为10%额定负荷，升负荷速率应控制在每分钟额定负荷的1%左右。对设有蒸汽旁路系统的条件下，锅炉运行工况可不变化，由旁路来控制机组负荷上升的定压运行，直到旁路阀全关。机组升负荷过程中，当负荷增加到100MW后，应维持该负荷运行一段时间，以便就地检查锅b
炉膨胀情况。之后升负荷速率仍可控制在每分钟额定负荷的1%左右。当主蒸汽流量和启动流量相近时，汽水分离器开始从湿态向干态运行过渡（对带锅炉启动循环c）
泵启动系统的，在进入干态后锅炉启动循环泵停运，暖泵系统投用）。此时，应特别注意除氧器水位的调节性能，防止剧烈波动影响凝结水泵和给水泵的运行，防止锅炉受热面金属局部超温而导致系统失控，宜尽量缩短这段过渡时间。d）当进入干态运行后，机组处于变压运行工况，此时应监视汽水分离器出口即中间点工质温度（或恰值）的变化，使其处于10℃～20℃的过热度。应用水燃比作为主要的调节手段，水燃比随负荷的升高而增大。在调节过程中，应考虑到由于反应速度的不同，而采取加煤先加风和利用自补偿等对策来改善它们之间的动态响应特性。此时主蒸汽喷水减温只能作为辅助的微量调节和应急减温手段。为了防止水冷壁出口工质温度升高和引起喷水点上游侧的过热器超温，通常喷水量不宜超过总蒸汽流量的3%~5%。e）当锅炉进入超临界参数运行时，要特别注意水冷壁各区段工质温度控制在制造厂规定的限额之内，超出时需及时采取措施，防止不安全运行f)
从锅炉点火至满负荷运行的过程中，特别在低负荷阶段、湿态进入于态运行工况以及亚临界进入超临界工况时，应加强水冷壁出口、过热器及再热器各管圈金属壁温的监视。塔式锅炉同一部位的壁温偏差应控制在25℃以内。超出时，应尽快寻找原因并予以解决。在升负荷阶段，应加强炉膛各受热面清洁状况的监视，并根据受热面清洁情况进行炉膛吹灰。g
随着负荷的升高，各相关辅机投运的同时，应尽可能采用功能组程控和逐步投入各自控设施。h)
转为干态运行并稳定后，在投用送风、氧量、磨煤机出口温度、磨煤机负荷自动的基础上，投入能予以热值校正的燃料主控和锅炉主控的自动。5.2.4热态启动
5.2.4.1热态启动原则。
机组热态启动的原则应保证汽轮机/锅炉的金属温度尽可能不被冷却，应尽快过渡到相应的工况点之上。在启动过程中应严格按照热态（温态、热态、极热态）启动曲线，加快锅炉的升温升压速率：选择较高的汽轮机冲转参数（包括轴封汽），应尽快冲转并网带较高的初负荷，以此缩短启动时间。参见附录C。5.2.4.2锅炉上水应符合下列规定：a）通常初进水量在10%BMCR之内，使省煤器、水冷壁、汽水分离器等金属壁温下降速率在1.5C/min以下。待水冷壁各点温度均低于饱和值时，进水量可逐渐增大至启动流量。b）锅炉水质合格的工况下，不应进行冷态冲洗和排放。除氧器连续加热投入，宜提高给水温度，但应保持省煤器出口处水温在饱和值之内。3锅炉点火前的准备同5.2.3.3。5.2.4.3
5.2.4.4锅炉点火、升温、升压操作应符合下列规定：a)
点火启动前不应对锅炉进行预热，主蒸汽压力在0.2MPa以上时，除开启省煤器和水冷壁放气门外，其他受热面空气门不应开启。锅炉点火前的燃油泄漏试验及炉膛吹扫，同5.2.3.4中的a)、b）。b）
宜尽量提高冲转时的主蒸汽和再热蒸汽温度，可先迅速投入上层油枪。当热风温度满足后，宜c）
自上而下地投用煤粉燃烧器。主蒸汽和再热蒸汽升温升压速率应不大于锅炉厂规定的限值，参照热态升温升压曲线。当汽轮机旁路未开启时，燃料量应不大于15%BMCR，使炉膛出口烟温8
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。