第一篇：6.26锅炉启动总结
4、6月26日锅炉启动总结
本次锅炉启动，我班参与的重大操作和启动节点如下： 6月26日
16：00 接班时锅炉正在通过#
5、#6给煤机上床料。其中A高流风机，B引风机，A二次风机，A、B一次风机运行。总流化风量170KNm3/h。17:24 启动床下B1油枪，锅炉开始点火。17:29启动床下A1油枪。18:01启动床下B2油枪。18:46启动床下A2油枪。19:15 启动锅炉点火。19:41 启B高流风机。19:50锅炉全面定排一次。
20:00 投入#
4、#8给煤机，锅炉开始试投煤。20:56 关闭过、再热器疏水，关闭再热器对空排汽。21:12 关闭过热器对空排汽，汽机投旁路。22:30 投入尿素系统。6月27日
接班负荷202mw，煤泥系统未投运，AGC未投。16:26 蒸汽吹灰
17;38 投#2煤泥泵，开始投运煤泥系统。18:38 投入AGC 19;59 激波吹灰 本次启动过程存在的问题有：
1、投煤后出现多个炉前仓棚煤，导致给煤机投煤呈间断性，锅炉床温变化较大。原因;炉前仓煤挂壁情况较为严重，且现场处理较慢。处理：
（1）、就地配合三十七处检修人员处理棚煤。
（2）、采取投停床下油枪的方式，调节锅炉温升率，但由于炉前仓下煤的不可控性，造成床温依旧较大波动。
（3）、为配合汽机冲转，锅炉左右侧各投一支油枪稳燃，积极调整各给煤机出力。
2、汽机冲转时主汽压力较高，主再热汽温较高，主再热汽温波动较大。原因:（1）、处理棚煤时间较长，床温较高且变化较大。（2）、未及时投入减温水。处理：
（1）、合理调整油枪和给煤机出力，稳定燃烧。（2）、投入过热器减温水。
（3）、稍开过热器对空排汽，配合汽机冲转。
3、排烟温度较高 现象： 6月27日16;00接班时排烟温度为149℃，华聚热工正在检修蒸汽吹灰系统 原因：
（1）、锅炉吹灰系统投运较晚。（2）、之前无煤泥投入，床温较高。
4、#2煤泥枪漏煤泥、枪体开焊、疏通装置不到位。
#
1、#3煤泥枪不出力，导致炉膛右侧无煤泥投入，锅炉左右侧床温偏差较大。
5、#3给煤机落煤斗存在大量大块，不下煤。至今未修复。
6、怀疑炉膛氧量测点存在问题，其中右侧省煤器入口氧量大于右侧空预器出口氧量，已下缺陷，至今未处理
7、#7给煤机出口气动门反馈错误，实际就地在关闭位置，长时间投入#7给煤机，导致大量的煤粉积压在出口气动门上部，8、B 引风机液耦卡涩。
6月27日中班，B 引风机液耦投自动时出现三次卡涩，联系检修处理后，解为手动调节，现车间已下发运行指导措施，为一大安全隐患。
9、#
7、#8给煤机投自动时煤量偏差大，热工多次处理未恢复，现为手动调节。存在的问题就是在负荷较低时，当#
5、#6给煤机煤量降至0后，左侧给煤自动无法再降低左侧总煤量，必须手动降低#
7、#8给煤机煤量。
左右侧给煤自动也需联系热工进行检查，确保安全生产
锅炉一值
第二篇：一：锅炉启动、准备工作
4．锅炉启动
4.1锅炉禁启动项目
4.1.1大修后的锅炉未进行水压试验或水压试验不合格。
4.2.2锅炉过热蒸汽温度表、压力表、壁温表、炉膛压力表、汽包水位表等主要表计缺少或不正常。
4.1.3锅炉对空排汽门、事故放水门、燃油快关阀及主要执行机构，经试验动作不正常。
4.1.4炉膛安全监控系统、监测计算机及火焰监视电视不能投入正常运行时。4.1.5当充压汽水管道发现裂纹时。
4.1.6大修后的锅炉启动前应做好冷风动力场试验并合格。4.1.7主要保护联锁试验不合格或不能投入运行时。4.2锅炉启动前的检查： 4.2.1锅炉启动前检查内容
a.锅炉本体及辅机检修工作全部结束，现场清洁，验收合格，工作票全部收回。
b.锅炉大、小修后改进的设备和系统，运行人员必须熟悉设备异动情况，并做好记录。
c.检查燃烧室、水冷壁、过热器、省煤器、空预器、烟风道、制粉系统等设备系统完好，内部清洁无杂物，炉墙、各孔门完整，确认无人后关闭；
d.检查燃烧器设备外型完好，无焦渣，二次风调整装置动作灵活，风门位置正确，程控点火装置及油枪完整好用。炉前油系统及蒸汽吹扫系统完好；
e.检查汽包水位计均在投入状态，水位计应有清楚明显的正常、高低极限水位的刻度。水位计保护罩牢固，照明充足，事故照明可靠。汽水侧阀门及放水门操作灵活，不泄漏。试验汽包小间电话畅通。检查安全阀、排汽门、压力表等附件完整齐全。
f.检查各风压、负压、压力表管，各温度、壁温测点，各取样、监测表管齐全完好，各测量、控制、指示仪表齐全完好并投入。
g.检查各电动门，各调整门及气动门执行机构外形完整，开关灵活，传动装置连接牢固，电动门均在电动位置，气动执行机构均在自动位置，就地开度与表盘指示一致。电动门均已送电。气动门气源压力正常。
h.检查各处膨胀指示器完好，指示正确。i.检查各处炉墙，管道保温齐全完整。
j.检查炉膛下部灰斗内无杂物，灰沟畅通，捞渣机轴封水已投入，液压挡板已打开，渣斗密封严密，不漏风。锅炉底部渣斗及水封槽已注水正常，捞渣机渣斗内有一定的溢水量；
k.检查火检冷却风机及系统完好。
l.检查各项自动、保护装置应具备投入条件。
m.检查火焰监视电视系统、水位监视电视系统工作正常，图象清晰。n.检查消防系统完好备用，各处照明充足。4.1锅炉上水
按“锅炉启动前检查内容”检查合格，锅炉本体及汽水系统检修工作结束，工作票已收回，接值长锅炉上水通知后，可向锅炉上水。如炉中有水，应化验水质合格，不合格应将水放掉，重新上水；按“锅炉启动前上水检查卡”要求检查各系统阀门位置正确
a水质应为除过氧的合格除盐水；
b上水温度：以汽包壁温为依据，不高于汽包壁温40℃，必须控制上水后的汽包壁温>30℃；一般控制给水温度不高于90℃
c上水速度：进水速度应均匀缓慢，锅炉从无水至水位达到汽包水位计负100 毫米处所需时间为夏季不少于2 小时，冬季不少于4 小时。如对锅炉补充上水，上水时间可适当缩短，但炉水温度与上水温度之差不许大于40 ℃
d上水前通知化学，联系汽机值班员，利用给水小旁路经省煤器向锅炉上水。上水时可先用给水小旁路，然后根据需要切换大旁路；
e上水过程中，应检查汽包、联箱的孔门及给水管路各处的阀门。当发现法兰、堵头等处漏水时，应停止上水予以处理
f上水过程中严格控制汽包上下壁温差不超过50℃，若超出时，应停止上水，并做好记录，待汽包壁温差恢复后方可继续上水；
g上水过程中，省煤器空气门冒水后及时关闭；上水至汽包水位－100mm时，停止上水，并注意水位不应有明显变化，如有应查明原因，及时消除；上水后校对主控与就地水位计一次，水位偏差较大时及时联系检修处理。
h上水前和上水后各记录膨胀指示值一次。i上水结束后，开启省煤器再循环门 4.3锅炉启动前的试验
锅炉启动前应进行以下项目的试验，其试验方法及步骤按第六章试验内容的要求进行：
a锅炉承压部件检修后的水压试验 b辅机启停及事故按钮试验。c锅炉联锁保护试验。d转机动力试验。e阀门挡板试验
f安全门大修后校对试验。4.4 点火前的检查：
4.4.1检查汽水风烟系统，各门状态如下： 4.4.1.1 给水系统：
a.主给水管道截止门关，调整门关。b.给水大旁路截止门、调整门关。c.给水小旁路截止一道门、二道门关。d.给水管路各放水门关，空气门关。e.反冲洗总门关，给水采样门开。4.4.1.2 减温水系统：
a.减温水总门关。
b.一减左右调整门、手动门、放水门关。c.二减左右调整门、手动门、放水门关。d.一、二减流量表一次门开。4.4.1.3 疏放水系统：
a.左右侧连排手动门开，调整门关。b.连排至定排扩容器直通门开。
c.炉水采样门开，加药门联系化学同意后关闭。d.集中下降管排污一、二道手动门关。
e.各循环回路排污手动门关。
f.各循环回路加热门，手动门关，自用蒸汽手动门关，底部加热手动总门关闭后加锁，关闭疏水门。
g定排母管放水一、二道门关。h.省煤器放水手动门关。i集汽联箱疏水门开。j高过中间联箱疏水门开
k前包墙下联箱，前、后侧包墙下联箱左右侧疏水门开。l就地水位计水门、汽门开，放水门关。m事故放水一、二道电动门关。4.4.1.4 蒸汽系统：
a.对空排汽一、二道电动门开。b.汽包空气门开。c.屏过入口空气门开。d.屏过出口空气门开。e.省煤器出口空气门开。
f.高过中间联箱（上、下）空气门开。g.左右前侧包墙上联箱空气门开。h.低过入口联箱空气门开 i.集汽联箱空气门开。
j.主汽系统各安全门、脉冲门开。k.饱和、过热、各压力取样一次门开。l.给水、水位、蒸汽各流量取样一次门开。m.饱和、过热、炉水采样门开。4.4.1.5除渣供水系统：
a.除渣水供水封手动联络门开。b.左右侧灰渣漕各冲灰门开。c.冷灰斗各水门开。d.捞渣机各轴封水门开。e.输渣机轴封水门开 f.除渣供水泵供捞渣机水门开 g.工业水供除渣补水门关（第一次启动前补水完毕后关）4.4.1.6 风烟制粉系统：
a.吸风机入口调整挡板关。b.送风机入口调整挡板关。c.四角各二次风总风门关。
d.四角喷燃器各二次风分门关。e.磨煤机入口总风门关。f.磨煤机入口冷风门关。g.磨煤机入口热风门关。h.磨煤机再循环风门关。i.排粉机入口风门关。j.排粉机出口三次风门关。k.送风机入口再循环门关。
l.送风机至一次风混合风门关。m.各一次风门关。
n.三通挡板向粉仓侧关。
o.输粉机向粉仓落粉挡板关。p.输粉机、粉仓吸潮门关。q.四角各三次风冷却风门开。4.4.1.7燃油系统: a、来油总门及回油总门关，供回油调整门，速关阀关
b蒸汽吹扫总门，调整门关闭； c各油枪吹扫蒸汽手动门关 d各油枪油阀、手动门关 4.5点火前准备
4.5.1锅炉大小修后，具备条件时，点火前2小时投入底部加热；投入底部加热之前，应先开启火检冷却风机。4.5.1.1投入底部加热步骤如下：
a.检查汽包水位已上至－100mm。b.汇报班长、值长，锅炉准备投加热。c.开启锅炉底部加热联箱疏水门。
d.联系机侧稍开厂用汽至炉底部加热母管总门，进行疏水暖管，充分疏水暖管后关闭加热母管疏水门，联系机侧逐渐全开厂用汽至炉底部加热门。
e.缓慢开启锅炉底部加热来汽总门，疏水暖管后关闭加热联箱疏水门。f.逐渐开启底部加热联箱来汽总门，缓慢开启底部加热联箱的各加热分门，利用底部加热来汽总门控制加热集箱压力在0.4MPa以上，控制炉水温升速度。
g.汽压升到0.2MPa，空气门冒汽后，依次关闭炉顶各空气门。
h.汽压升到0.4MPa，冲洗校对水位计，通知热工人员冲洗压力表管，联系检修热紧螺丝。关闭包墙管过热器各疏水门 4.5.1.2停底部加热步骤：
a通知机侧锅炉准备停止底部加热。
b依次关闭锅炉底部加热联箱各加热分门，关闭底部加热联箱来汽总门。c开启加热联箱疏水门。
d疏水完毕后，关闭上述疏水门。投入加热时的注意事项：
a.投入底部加热时，如发生水冲击及撞管，应相应关小加热总门。b.投入底部加热时，汽包上下壁温差不大于50℃。
c.投入底部加热期间，注意维持汽包水位，汽包水位高于＋200mm时可用下降管的分集箱放水门放水，特殊情况下，用事故放水门进行放水。
d.新装或大修后锅炉在投加热前，停加热后，记录膨胀指示一次。e.加热过程中，机侧调整加热来汽门时应联系供汽锅炉值班人员。
f.加热过程中，必须保证锅炉底部加热联箱来汽总门前压力大于锅炉汽包压力0.4MPa以上。
g.点火前停运底部加热。
4.5.2联系热工，将各仪表、声光报警、保护电源、程控装置及计算机等送电，投入运行。
4.5.3联系电气将各动力装置送电。
4.5.4检查吸风机、送风机,制粉系统具备启动条件，原煤斗有足够煤量。4.5.5检查燃油系统油压、油温正常，燃油、蒸汽各阀门法兰和盘根应不渗油，不漏汽；油系统具备供油条件后，投入炉前油循环，（注：油枪各手动门应关闭），冬季应投入伴热。
4.5.6应试验各油枪推进、点火、雾化良好。
4.5.7如粉仓无粉，联系邻炉向本炉输粉，粉位输至1米，开启＃1－＃8给粉机下粉插板。
4.5.8通知除灰人员，将除渣系统投入运行；投入炉底水封及捞渣机水封，并保持捞渣机内一定的溢水量；捞渣机在点火前2小时投入运行。4.6锅炉点火
4.6.1接到值长点火通知后，停止底部加热。4.6.2联系热工人员投入火焰监视电视。4.6.3联系热工人员投入锅炉联锁、保护。
4.6.4启动一台引风机，送风机，正常后启动另一侧引风机(禁止在无送风机运行的情况，启动两台引风机运行)，维持炉膛负压－50～－100Pa，并适当调整风量不小于额定风量的30％。
4.6.5调出炉膛吹扫画面，当同时满足下列条件时，绿色的吹扫允许窗口变红，吹扫条件具备：
a送风机已运行； b有引风机运行 c燃油快关阀关； d油枪油阀均关； e给粉机均停； f排粉机均停；； g一次风挡板均关；
h所有层3／4火检均无火； i无锅炉跳闸指令。
j汽包水位满足（－200～＋200mm）
吹扫条件具备后，吹扫自动开始进行，时间窗口由300秒进行倒计时，时间到零后，吹扫完成窗口变红，表示吹扫完成，MFT信号自动复归，即可进行点火。吹扫结束，开启供油速关阀、回油速关阀，利用供、回油调整门调整油压正常（一般保持油压2.0～2.5MPa）。4.6.6锅炉点火步骤
4.6.6.1锅炉吹扫结束，开启各油枪的来油手动门。
4.6.6.2在FSSS操作画面上调出油系统画面，检查油压正常。选择所投油枪，启动油枪，油枪进行自动点火，对应的油枪火焰指示变为红色。
4.6.6.3投油后立即检查油枪着火情况，油枪未着或雾化不良时应停止该油枪，查明原因并消除后，方可重新启动。
4.6.6.4点燃油枪后应调整风量，使燃烧稳定。4.6.6.5点火时注意事项：
a点燃油枪必须逐支进行，不得同时投入两支油枪。b视升温升压情况，对冲投入油枪。
c 点火后，应设专人负责定期检查油枪的雾化、燃烧情况，发现异常及时联系调整，保证燃烧良好。同时注意油系统运行状况的检查，发现油系统泄漏应及
时解列并联系检修处理。
d锅炉点火后，注意监视水位；
e点火时，开关供、回油调整门调整油压时，应与邻炉密切联系，避免系统油压波动过大。
f如果锅炉点火失败，必须重新进行炉膛吹扫后重点。4.7升温升压
4.7.1锅炉点火后，应严格按照炉水饱和温升率控制升温升压速度（见升温升压曲线），升压期间的操作：
a.汽压升至0.2MPa时关所有空气门，此时对空排汽不得关闭；
b.汽压升至0.4MPa冲洗，校对冲洗水位计，联系热工冲洗压力表管，联系检修热紧螺丝；
c.汽压升到0.5Mpa时关闭包墙过热器疏水门，锅炉开始暖管，锅炉暖管指对锅炉主汽门到锅炉隔离门之间的管道进行预暖，冷态启动时锅炉暖管和升压应该同时进行。
暖管方式一般采用正暖的方式，即点火升压前将锅炉主汽门开启，同时开启隔离门前的疏水，蒸汽通过锅炉主汽门暖到锅炉隔离门前，通过隔离门前的疏水排出，暖管前必须先通知机侧值班员充分疏水。采用倒暖的方式：锅炉主汽门及旁路门关闭，锅炉升压后，开启隔离门的旁路门，利用母管蒸汽进行暖管。压力平衡后，逐渐关小疏水门，全开隔离门并关闭旁路门。采用此方法必须注意升压期间过热器的冷却，防止管壁超温,(暖管操作应缓慢小心，发生撞管现象时，应立即停止操作，开大疏水，正常后才可继续操作。)4.7.2冷态蒸汽管道的暖管时间一般不少于2小时；热态蒸汽管道的暖管时间一般不少于0.5小时。暖管升温速度可控制为2～3℃/分钟。4.7.3预热器出口风温在200℃以上运行情况良好，可进行制粉，待粉位升至1m，炉内燃烧良好，可进行投粉。投粉时应对角投入，严禁两台给粉机同时投入，此时应注意参数变化，尤其注意过热器管壁温度上升情况，严格杜绝超温现象。4.7.4.投粉时应注意着火情况。如投粉不着，应停止给粉，增大炉膛负压进行充分抽粉，待热风温度升高后再投。
4.7.5 汽压升到6MPa时，通知化学化验蒸汽品质。如不合格，停止升压，加强下部联箱及后竖井联箱放水。蒸汽品质合格后方可继续升压。
4.7.6暖管升压期间应严格控制汽包上、下壁温差不超过50℃，如超过，应立即停止升压，在升压过程中应注意以下事项：
a注意调整燃烧，保持炉内温度均匀上升，承压部件受热均匀，膨胀正常，从以上曲线可以明显看出，在低压阶段升压速度很慢，而在高压阶段，压力越高，升压越快。
b升压过程中，严禁关小过热器出口集箱疏水门或对空排汽门赶火升压，以免过热器管壁温度急剧升高。
c在升压过程中，应开启过热器出口集箱疏水门、对空排汽门，使过热器得到足够的冷却。同时，应监视过热器温度及过热器管壁温度的变化，蒸汽温度不得超过其额定值；管壁温度不得超过金属允许承受的温度。
d在升压期间，停止上水后省煤器再循环门必须开启，在锅炉进水时，应将再循环门关闭。
e在升压过程中，应利用膨胀指示器监视各承压部件的膨胀情况。4.8锅炉并列
4.8.1具备并列条件后，汇报机长，值长，在机长指挥下并炉，注意监视汽压和汽温的变化
4.8.2并列前，冲洗水位计，校对各水位计和压力表的指示，并试验高低水位报警信号，验证其可靠性。
4.8.3锅炉并列应具备下列条件：
a锅炉设备和主要辅机运转正常，燃烧稳定，各给粉机处于良好的备用状态 b汽压低于母管压力0.3－0.5Mpa，即8.5～8.8 Mpa c汽温低于母管温度10－20℃
即520℃～530℃
d汽包水位计和DCS画面水位指示完好并指示正确，保持汽包水位在负50毫米左右
e各表计已投入并指示正确 f蒸汽品质合格
单元式滑参数启动时，锅炉的汽压汽温按汽机要求保持。
4.8.5进行并列时，逐渐开启锅炉隔离门的旁路门，当启动炉压力与母管压力平衡时，缓慢开启隔离门，开完1/3开度后，可以加快，直至全开，然后关闭旁路
门。并列时缓慢增加锅炉蒸发量，注意汽温汽压水位的稳定。
并列过程中，如引起汽机的汽温急剧下降或发现蒸汽管道水冲击，要立即停止并列，减弱燃烧，加强疏水，恢复正常后，重新并列。
并列后，应再次检查水位计和汽压表的准确性，注意观察各参数的变化趋势。4.8.6 锅炉并列后，视汽温关闭各疏水门和对空排汽门。
4.8.7并列后，为确保锅炉水循环正常，应及时增开给粉机，将蒸汽量逐渐增加到额定值的50%以上。
4.8.2根据燃烧情况逐个停用油枪，及时调整风量达到燃烧稳定。主汽流量到80％上时，应停用全部油枪，油枪停用以后应用蒸汽逐个吹扫干净，并将其移至炉外，油枪全部停用以后，要及时汇报值长。联系热工人员检查各保护及自动装置，热工人员检查正确、无误后，运行人员方可投入保护及各自动装置。4.8.3主汽流量升到额定时，所有控制仪表，自动装置均应运行正常。4.8.4 对锅炉全面检查一次，作好记录。4.9锅炉启动注意事项：
4.9.1点火时油枪应逐步投入，点着后应经常检查油枪燃烧情况，如发现油枪熄灭，或投油时油枪不着，应迅速将油枪退出，经吹扫后重新投入。
点火初期炉膛温度较低，应加强检查和燃烧，调整二次风压为适当值，保证油、粉充分燃烧，同时严格检查风烟系统温度，以防尾部烟道发生再燃烧。4.9.2启动过程中，合理调整燃烧，加强烟气温度监视，烟温差≯30℃。
4.9.3投粉或启动制粉系统时，要经常检查燃烧情况，防止煤粉不着而引起炉膛爆燃。
4.9.4启动过程中应严格监视汽包壁温差不得超过50℃，否则，应停止升压，采取措施消除，待温差小于50℃时再继续升压，并做好记录。
4.9.5启动过程中注意控制汽包水位在0±50mm范围，给水泵倒换和切换主给水阀时，操作要缓慢，避免汽温、水位大幅度波动。
4.9.6启动过程中严格监视过热器壁温情况，避免超温运行，发现异常情况及时调整燃烧，减慢升压速度或停止升压。4.9.7新装或大修后的锅炉，应在压力0.5MPa、1MPa、2MPa、4MPa、6MPa、10MPa、时，分别记录膨胀指示值一次，如发现异常，应停止升压，查明原因，消除后方可继续升压。
第三篇：循环流化床锅炉启动注意事项
循环流化床锅炉启动注意事项
一、点火前的准备：
1、向床内和回料阀内填充物料，保证回料阀内物料足够，炉料静止高度应保持在600mm～800mm，这主要考虑到做冷态流化试验及点火过程中床料的消耗，床层太厚，不仅使油枪出力增大，耗油量大，点火风道温度升高，延长加热时间，而且由于炉膛床层点火过程中处于微流化状态，有可能造成局部流化不良，点火后期低温结焦；床层太薄，一方面床料蓄热能力不够，点火后期赶火升压，主汽温度迟迟上不来，延误并网时间，负荷也不易带上；另一方面易造成床面吹穿，流化不良，如果炉膛内存有大量未然尽煤，点火后期爆燃时，易造成高温结焦。根据点火需要，应及时排除床料或补充床料。
2、在锅炉大、小修后，若砌砖及保温材料发生更换时，锅炉启动前应进行烘炉操作。
3、作好冷态流化试验，确定最底流化风速。试验结束后，检查床面应平整，不得有“凹凸”现象，防止点火过程中局部流化不良。
4、上水至点火水位（正常水位线下100mm）。若炉内原已有水，应化验水质是否合格，炉水不合格应放掉重新上水。
5、上水结束，检查汽包水位正常，关闭上水门，开启省煤器再循环门。
6、投入底部加热系统，汽包压力0.2Mpa时，锅炉点火后停止底部加热。
7、仪用压缩空气压力在0.5Mpa以上。
8、燃油系统已打循环。
9、各风机轴承润滑油充足，冷却水畅通。
10、各动力润滑油油位适当、油质合格。
11、油枪雾化片应清洗，否则易造成油枪出力调整不灵敏。
二、点火过程注意事项
1、通过调整油枪出力及配风，控制所有烟气温度测点的温度变化率均不要超过100℃/h，在最小的燃烧速度基础上，严格控制升温升压速度，按升压曲线进行。目的是一方面控制点火风道、炉膛内耐火耐磨材料温升率不要太大，以免造成裂缝或脱落。另一方面，由于床温与热烟气温度相差较大，温升率不会太小，由实际升温曲线看，投油枪过程中温升率较大。
2、汽包壁温差应控制在50℃以内。由于循环流化床整个炉膛床温比较均匀，炉内床料蓄热量大，其水循环建立较快，点火过程中汽包壁温差一般能控制在30℃以内。如果给水温度较低，省煤器再循环管投入，会造成给水短路，直接进入汽包内，在汽包压力1 Mpa以内，使汽包壁温差短时间内就能超过50℃。
3、当床温＞550℃可启动两台给煤机，向炉膛脉动投煤，脉动投煤操作如下：
启动两台给煤机，给煤机以15%的锅炉额定给煤量给煤，运行5分钟后，停止给煤，监视平均床温和氧量的变化，以建立一个总体时间趋势概念，在开始几分钟时间里，平均床温应总体降低，随后再升高。而氧量一开始维持不变，随后在平均床温升高之前，开始减小。记录将入炉的燃料全部燃尽所需的时间周期，这一周期应由开始给料起计，一直到出现最高平均床温和最低氧量止。
再次启动两台给煤机，并将其出力调至最小出力再进行一次5分钟的供料，停运该给煤机。监视平均床温和氧量，在达到尖峰床温时刻之前，再次以给煤机最小出力启动两台给煤机，然后添加燃料再保持5分钟。
当平均床温逐渐升至760℃，床温和氧量间建立良好的对应关系后，可投入给煤机正常运行。锅炉负荷增加可通过加大给煤机出力实现。依据升温升压曲线，以较小的给煤量用同样方法依次对称投入其余给煤机。
4、在投煤过程中出现下列情况时，应对炉膛结焦的可能性引起高度注意，并积极采取措施：1）给煤机故障或其他原因，造成大量煤进入炉膛未燃烧，引起床温的持续下降及床压的快速升高。2）炉膛发生剧烈爆燃时，应根据情况果断停止所有风机运行，待床温下降到较低时，重新置换床料，点火升压，这可能是防止结焦的最佳时机。3）在炉膛发生爆燃后，出现以下现象：（1）氧量较低，甚至到零后才恢复正常；（2）锅炉发生床温高MFT，床温超过990℃（3）床温测点分布不均，尤其存在床温测点偏高（超过950℃）且持续不降时；（4）床压、风室压力和布风板阻力出现了一些不对应现象，床压与风室风压可能一致。（5）增减煤量，床温、床温变化率、氧量和负荷等参数反映不明显。4）以上现象均是炉膛结焦的征兆，首先应增大一次风量，加强排渣，确定炉内的流化工况是否正常及是否存在结焦现象。如果判断为结焦而且排渣、置换床料后，各种参数及炉内流化工况仍无好转，应紧急停炉，进行清焦作业，不得存有侥幸心理，避免事故进一步扩大。
5、停油枪过程：随着给煤量及流化风量的增加，床温800℃以上后，应逐渐降低油枪的出力，一方面避免煤与油争氧，一方面节省燃油量。床温达到830℃以上稳定运行时，可逐渐退出油枪运行。此时要注意监视两个特征参数：一是炉膛上部出口温度能否上来，二是炉膛出口氧量能否达到稳定预想值，它们都直接反映了炉膛内燃烧、流化工况的好坏，否则应补充床料、加强流化等手段达到理想燃烧、流化工况。
6、为防止投油枪过程中床温上升较快，可调整油枪出力或不同阶段更换油枪的雾化片，使其出力相应减小。
7、启动初期，没有蒸汽进入再热器时应密切注意再热器的保护，屏再底部烟温应控制在650℃以下，屏再壁温控制小于650℃。
8、监视汽包水位，保持稳定。如锅炉上水时，应先关闭省煤器再循环门，停止上水后再将其开启。
9、定期检查、记录各部膨胀指示，如出现异常情况，须查明原因并消除后方可继续升温升压。
10、冲转后，保持蒸汽有80℃以上的过热度，过热蒸汽、再热蒸汽两侧温差不大于20℃,主、再热蒸汽温差不大于30℃。
11、严格按照机组启动曲线控制升温、升压速度，密切监视过热器、再热器管壁不得超温。
12、加强对启动燃烧器的检查、调整，保持雾化、燃烧良好。
13、加强调整发现流化、燃烧不好，应及时调整一二次风和投停燃烧器及燃料。
第四篇：锅炉整套启动前汇报材料
华晋焦煤王家岭煤矿2×50MW综合利用电厂
整套启动前质量监督检查情况汇报
尊敬的各位领导、各位专家：
您们好！
首先，我代表山西电建二公司王家岭电厂项目部对各位领导和专家的到来表示热烈欢迎，请您们对本次监检工作进行检查和指导。
我公司承揽的华晋焦煤王家岭电厂安装部分工程及土建部分工程，在中煤华晋有限责任公司、山西和祥建通监理公司的正确指导下，在各级领导大力支持下，从2009年07月底，我公司王家岭项目部、各专业工程处经过紧张有序的施工，克服一切困难，至今已完成了1、2号机组整套启动试运前的各项工作，按照电力建设工程质量监督总站颁发的《火电工程整套启动试运前质量监督检查典型大纲》的规定，对施工所有项目的实体质量、技术文件和资料进行了自检，并将现场工程质量监督站提出的问题进行了整改和回复，现已具备了质监中心站进行整套启动试运前质量监督检查的条件，以下将施工及质量管理工作情况向各位领导和专家汇报。
1、施工承包范围和主要工程量
1．1施工主要承包范围：
·主厂房区域两台汽轮发电机组本体及其辅机、管道等设备的安装。·主厂房区域两台锅炉本体保温及其辅机、管道等设备的安装。·主厂房区域两台锅炉除渣及管道的安装。
·主厂房区域两台机组电气设备及A列外主变等电气设备的安装及所属厂房内电气设备的接地线；
·主厂房区域两台机组热控设备及装置的安装；
2、质量管理体系及其运行效果
按照我公司质量手册规定，在施工准备阶段，项目部组织职工学习质量标
共6页第1页
准，在职工中开展提高质量意识，精心施工、精益求精、以优良的工作质量保证工程实体质量创优的宣传教育活动。
根据华晋焦煤王家岭煤矿2×50MW综合利用电厂的要求，建立了工程质量管理组织机构，制定工作职责，确定了按照质量体系文件规定的要求进行全天质量检查，实时整改、提高、改进的制度，通过运行做到了锅炉水压试验、汽机扣盖、厂用受电一次成功、热工仪表管敷设、接线工艺、盘柜安装接线，梯子、栏杆工艺优良的成绩，促进和提高施工过程质量，为创优良工程奠定了良好基础。
3、施工质量目标
3．1具体质量目标：
·单位工程、分部工程、分项工程合格率100%；
·受监焊口检验一次合格率≥98%；
·机、炉受监焊口的无损探伤检验率符合规范要求；
·主要转动机械试运一次成功，振动、轴温指标达合格级标准；
4、质量管理工作和质量控制效果
4．1建立完善的质量管理组织机构
建立以项目经理为首的工程质量管理组织机构，由一名总工主抓工程质量管理工作，下设质检科包括科长、科员，工地设置专职质检员，均持证上岗。
4．2制定有效的管理文件和制度
·工程质量计划、各专业质量检查验收项目划分和质量控制点；
·工程质量奖惩制度；
·工程技术文件及资料管理规定；
4．3质量管理及取得效果
4．3．1严格执行作业指导书交底实施的检查
我们在工程中完善了作业指导书的编制审批制度，对工程施工和质量起到指导性作用，在工程中重点检查交底，实施的结果。
4．3．2坚持不断地开展质量大抽查活动
项目部不定期地组织工程质量部各专业技术负责人、施工负责人，按照达标投产标准，分专业对施工项目进行检查，对达不到标准的问题，全部下达整改单明确责任人限期整改，做到质量检查工作有计划、有标准、有监督、有整改验收闭环见证，使施工过程中的工程质量不断改进、提高。
·油漆﹑保温施工着重强调底部处理的要求，不论是设备、管道和钢结构将表面锈蚀物均用磨光机清除干净，达到平整后方可喷刷；保温除按技术标准施工外还强调外观的工艺美观。
4．3．3严格执行质监中心站颁发的质监典型大纲规定和验标规范，保证工序流程，精心作业，过程质量控制达标创优。
·由于组织到位，检查到位，取得了在2012年 10月23日吹管的良好效果。·汽轮机本体安装扣盖过程中，工序制定严格，甲方、监理、项目部质检人员到位，施工人员一丝不苟，各种数据指标达到验评和厂家规定。
5、分部试运组织指挥机构
按09版启规要求，2012年04月中旬，成立以项目经理为组长、总工为常务副组长的1、2号机组试运指挥部，指挥部下设汽机、锅炉、电气、管道、热工、安全消防保卫、物资保障、验收检查和综合组共计8个专业组。
6、分部试运结果
分部试运从2012年05月10日开始烘炉，至2010年06月18日结束，进行了单体和分系统的分部试运，符合《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（2009版）
7、工程实体质量
按照大纲对工程实体质量的监督检查要求，我们对所施工的项目进行全面认真自检，情况如下：
7.1锅炉专业：
·锅炉本体设备及其零部件和各附属机械、辅助设备全部施工完毕，已验收、签证完毕。
·锅炉本体各部膨胀间隙符合设计规定，膨胀指示器安装齐全，位置正确。
·锅炉燃烧、烟、风系统风压试验合格、符合《火电施工质量检验及评定标准》。
·安全门检修、安装和冷态调试合格记录齐全。
·各类管道和锅炉支吊架的布置和其冷态工作位置正确，符合设计规定，且安装齐全、完整。
·除灰、渣设备及其工艺系统全部施工完毕经分系统试运合格，符合设计和《调试验标》规定。
7.2汽机专业：
·汽轮机和发电机本体设备全部安装完毕。各抽汽、疏水、油、冷却水等本体管道系统全部安装完毕，符合设计和《验评标准》规定，已经验收，签证完毕。
·主蒸汽和高、低压给水系统全部施工完毕，符合设计和《验收规范》及《验评标准》规定，已经验收、签证完毕。
·各附属机械及其工艺系统全部施工完毕，经分部试运合格、运行平稳、正常，系统无渗漏，轴承振动、温度和噪声等控制指标符合《调试验标》规定
·主机、附属机械各油系统的循环冲洗和油质过滤结束，系统恢复完毕，油质合格，符合《验收规范》和《调试验标》规定。
7.3电气专业：
·发电机定子绕组、转子绕组的直阻、耐压等交接试验项目符合标准要求。
·励磁系统安装已完成。安装记录和验收签证齐全、规范；励磁系统静态试验、开环试验完成，各项功能、参数符合厂家规定。
·变压器芯部检查，辅件安装、滤油和注油等工作已完成，安装记录和签证齐全、规范；变压器油、油罐油等油质送检报告齐全，并合格。
·变压器冷却装置试运转正常，电源可靠；分接开关（有载、无载）位置指示正确，操作灵活，接触良好；瓦斯、温度等非电量保护装置经校验、整定合格；变压器绕组、套管、绝缘油等交接试验项目符合标准要求。
·各类盘、屏安装固定方式符合设计。盘、屏正面及背面均有名称编号；
盘、屏内部元件和装置的规格、型号符合设计，二次配线正确，标识清晰。
·各类继电保护装置及自动装置经调试、动作正确，并按定值通知单整定完毕。
·二次交流、直流回路绝缘良好，接线正确。
·电气整套系统传动试验已完成，厂用电源开关设备合、分闸操作试验、连锁试验、保护回路整组传动试验均能正确动作和指示，故障录波器能正常投入。
·厂用电各馈线开关安装调整已按规范完成，开关时间特性等交接试验项目符合标准要求。
·电动机安装和抽芯检查已按规范完成；“事故按钮” 安装正确，并有保护罩，经试验紧急跳闸动作正确。
·直流电源系统、保安电源系统投用正常，符合设计；UPS装置试验合格，投用正常，事故照明切换正常。
·全厂接地网施工符合设计及规范要求；各种电气设备、设施及电缆接地、连接符合规范和行业“事故反措”规定的要求，安装记录和签证等齐全、规范。
·电缆敷设路径和敷设布置符合设计和规范要求；电缆头制作及接线工艺符合规范要求；电缆沟盖板齐全，沟内清洁无杂务，排水良好，电缆托架无变形，电缆上无杂物，有盖板的托架覆盖齐全；电缆防火封堵，阻燃隔离带等设施按设计施工并符合规范要求。
·启动/备用电源系统运行正常、可靠、满足机组整套启动试运的要求。·厂用电系统受电前，质量监督检查提出的限期整改问题以及分部试运中发现的质量问题均已处理完毕，并验收，签证完毕。
7.4热工专业：
·热控各盘、台、柜的设备、仪表安装整齐、牢固，符合《验收规范》和《验评标准》的规定。
·DCS系统接地符合《火电厂分散控制系统在线验收规程》的规定。
·测量仪表、取源部件、敏感元件和辅助装置的安装，符合《验评标准》规定。
·汽包平衡容器的位置符合设计和厂家规定。各执行机构安装位置适当、稳固，与调节机构连接正确无晃动，并有防雨措施。
·电缆桥架架设合理，安装稳固，电缆、导线敷设和金属软管安装满足设计和相关规定。电力、控制、信号等电缆分层敷设。接地符合规定。
·各类测量系统的仪表、变送器、传感器、开关和一次元件经单体校验合格。补偿导线和系统接线正确。
8、遗留问题和处理计划
各位领导专家，1、2号机组已经施工完毕，即将进入整套系统启动，今天质监中心站专家亲临现场指导，帮助和指导我们整改和完善启动前的一切条件，我代表山西电建二公司表示诚心的感谢，让我们为了一个目标，顺利进入整套系统启动，顺利完成并网发电共同努力。
敬请各位领导、专家指导并提出宝贵意见。
谢谢大家
山西电建二公司王家岭发电厂项目部
2012．
第五篇：锅炉总结
一、汽水系统流程：
给水泵-高加-省煤器入口联箱a.（后部竖井前烟道-省煤器水平蛇形管-中间联箱-前烟道省煤器悬吊管）b.（后部竖井后烟道-省煤器水平蛇形管-中间联箱-后烟道省煤器悬吊管）省煤器出口联箱-从联箱的两端引出连接管-水冷壁下联箱（前后环形联箱）-从前后联箱引出螺旋水冷壁管（包括冷灰斗及炉膛部分）a.（前螺旋管出口联箱-前垂直水冷壁-前水冷壁出口联箱）b.（两侧螺旋管出口联箱-两侧垂直水冷壁-两侧水冷壁出口联箱）c.（后螺旋管出口联箱-后垂直水冷壁-折焰角-后墙水冷壁-悬吊管及垂帘管-悬吊管出口集箱）-连接管-水冷壁出口汇集箱-连接管-启动分离器（两只）a.（疏水-储水箱-大气扩容器-疏水箱-疏水泵-a凝汽器b机组排水槽）b.饱和蒸汽-A-炉顶过热器（顶栅）入口集箱-顶棚过热器-顶棚出口集箱（此段设置旁路）-B-a.（后部竖井前包墙）b.（后部竖井顶棚-后包墙）-后竖井包墙下集箱（日子集箱）-a.（后竖井两侧包墙-出口集箱）b.（后竖井中间墙-出口集箱）c.（连接管-水平烟道包墙入口集箱-水平烟道底包墙-两侧包墙-出口集箱）-后部竖井两侧包墙出口集箱-连接管-低过入口集箱-Ⅰ级喷水减温器（2只）-屏式过热器入口集箱-屏式过热器-屏式过热器出口集箱-Ⅱ级喷水减温器（2只）-左右交叉-高温过热器入口集箱-高温过热器-高温过热器出口集箱-主蒸汽管-汽轮机高压缸主汽门
高压缸排气-冷再管道-事故喷水减温器-低温再热器入口集箱-低再水平段-低再垂直段-低再出口集箱-左右交叉-高再入口集箱-高温再热器--高再出口集箱-热段再热器箱-汽轮机中压缸主汽门
二、第一类膜态沸腾：发生在汽泡状，外界热负荷非常大。汽泡产生频率＞汽泡离开壁面的频率。部分汽泡离不开壁面，在壁面形成汽膜，壁温上升，由于外界热负荷大壁温上升值也大。当外界热负荷q＞q临界出现第一类膜态沸腾，煤粉锅炉不会出现这种现象，只会存在于核电站中。第二类膜态沸腾：在液膜状，水膜被蒸干或被撕破，蒸汽与壁面相接触，壁温突然上升，衡量第二类膜态沸腾用界限含汽率Xjx，当X＞Xjx出现第二类膜态沸腾，煤粉锅炉会出现此类现象。
临界压力及以上在相变点附近有壁温突升过程，成为类膜态沸腾。（在相变点有最大比热区，加上蒸汽放热系数小使壁温有突升过程）。
直流锅炉由于水从未饱和水到饱和蒸汽的过程是在水冷壁内完成的，所以在水冷壁内必定存在液膜状下水膜被蒸干或被撕裂，蒸汽与壁面接触过程造成壁面温度突然上升现象，即第二类膜态沸腾现象。
防止膜态沸腾的方法有：1.在高热负荷区（螺旋管或折焰角下方）采用内螺纹管-水冷壁管内壁开螺纹槽。2.提高水冷壁质量流速-提高水冷壁冷却能力
我厂措施：在炉膛下部水冷壁采用螺旋光管；机组启动时启动流量为25%BMCR
三、直流炉水冷壁的水动力特性：水冷壁流动依靠给水泵压头，在一定热负荷下Q不变，水冷壁△P与流量G的关系。
不稳定流动产生的原因：1.水汽比容差-压力低，水、汽比容差大，易产生不稳定流动2.有热水段存在，G增大，热水段增大，不稳定流动增大
不稳定流动的现象：各螺旋管流量不同或管内流量时大时小，总流量不变-导致各螺旋管出口工质状态不同有的为水，有的为汽水混合物，有的可能为过热度小的微过热蒸汽，使得螺旋管出口各管壁温不同-壁温微波动。
脉动：垂直水冷壁进口流量G与出口蒸汽量D做周期性变化。
四、超临界直流机组蒸汽溶盐有：SiO2（硅酸盐）、钠盐。盐类在蒸汽中溶解度随压力增大溶解度增大（压力增大，比容减小，密度增大-溶解度增大）；温度增大，蒸汽比容增大，密度减小-溶解度减小（在过热度不大约20度左右溶解度达到最低点）。过热度进一步增大，比容增大，密度减小由于高温蒸汽中盐分升华，盐类在蒸汽中溶解度增大。过热度再增大，蒸汽接近于永久性气体，蒸汽中盐类溶解度主要取决于温度（温度越大，溶解度越大）压力影响减小。
直流运行中由AVT转OT，机组再启动中由于工况变化频繁，水中氧量浓度难于控制。水中相对不稳定，很难达到OT纯水的要求，加氧工艺控制不好反而容易引起水冷壁点蚀，因此需当机组处于稳定（负荷在30%左右）状态，系统中水质达到高纯水质的要求后方可从CWT切OT。
五、内置式启动旁路系统：大气扩容器式、带炉水循环泵式。A大气扩容器式优缺点：优点：1.系统简单，投资少2.运行维护工作量小，储水罐水位用调节阀调节易实现自动控制。缺点：1.启动热损失大，启动速度慢2.不适宜热态启动。B循环泵系统优缺点：优点：1.系统简单2.启动热损失小，热水可以通过循环泵进入省煤器及水冷壁系统回收热量，启动速度较快。3.可以适宜热态启动4.系统实现自动控制，储水罐水位由调节阀控制。缺点：循环泵价格高，投资费用大。
六、中间点选择原则：1.及时反映燃料量与给水量的变化-越近炉膛出口越好-水冷壁反映B与G最快2.在直流运行工况下，中间点必须为微过热防止工况变化，中间点进入饱和区。3.中间点设在过热器喷水减温器之前，不受喷水减温干扰。
我厂中间点设在分离器出口。中间点焓设定值随负荷升高，压力P升高，中间点焓设定值下降。
七、再热气温调节方法：烟气挡板为主，燃烧器摆动为辅（可以上下摆动20度，二次风±30度），加上炉内过量空气系数，喷水做事故减温用。
烟气挡板。低再、低过组合，省煤器两烟道布置。1.低再、低过挡板开度反向联动调节。2.两烟道流通截面相差大，低再侧小，低过侧截面大。3.挡板开度与再热气温变化关系-要求线性关系。
八、减少过、再热蒸汽热偏差的措施：1.过热器采用三级（低过、屏过、高过）中间混合，级数越多，热偏差越小，集箱内混合。2.低过左右交叉-屏过-高过左右交叉；低再-高再-左右交叉。3.左右喷水减温器，按左右出口汽温进行喷水减温，每级减温有左右各一只减温器，按左右出口气温进行调节。4.屏式过热器，每片屏过分前后两小片。外圈管或者外三圈管与其他管差别减小5.屏过、高过、高再用横向定位管，固定各受热面横向定位。管子间固定采用定位滑块。6.集箱链接采用双π型。7.减少炉膛出口气流残余扭转能量，采用高位、低位燃尽风反切。8.高过、高再、屏过，出口管子壁厚＞进口壁厚-提高出口蒸汽质量流速（冷却能力），降低出口壁温。9.按吸热不均在过、再热器管子入口装不同孔径孔板。
注意问题：1.热疲劳-高温管子蠕变速度大+热应力-产生疲劳2.奥氏体钢管外产生高温腐蚀3.高温水蒸气氧化-管内产生氧化皮。
九、高温氧化皮产生原因：在高温下奥氏体钢产生内外两层氧化皮，内层为含Cr、Ni较致密的氧化皮与管材膨胀性能相接近，不易剥落。外层为较脆的氧化皮，与管材膨胀性能不同，当超过一定厚度后在热应力下剥落。
高温时生成氧化皮的原因，正常情况下氧化皮只会增厚不会脱落，壁温越高，氧化皮增厚速度越快，但不易剥落。
氧化皮菠萝的条件：1.氧化皮达到一定厚度。2.较大温差热应力条件下。
危害：1.π性炉，高过、高再、屏过均采用垂直U型管，氧化皮剥落沉积在U型管底部，蒸汽流通面积减小，管子冷却能力降低-超温严重时爆管。2.氧化皮在蒸汽流通中呈颗粒状，到汽轮机在喷嘴出口超音速流体作用下冲蚀叶片。3.氧化皮颗粒沉积在主汽门或抽气管道阀门上，给汽机带来严重后果-主汽门卡涩或抽气阀们卡涩-造成汽轮机事故。
对策：1.严格控制高过、高再、屏过的金属温度，严禁超温运行，对壁温高管子加强监视，停炉后进行管子氧化皮沉积检查，甚至割管检查。2.加强监视过、再热器热偏差，找出热偏差产生原因，采取相应措施及时消除热偏差。3.在汽机冲转前，利用高旁、低旁对过、再热蒸汽管道进行冲洗。4.控制停炉速度，变负荷时控制变负荷速度，减少温差热应力，防止氧化皮剥落，加强停炉后检查。
十、巩义电厂煤粉喷口有何特点？燃料风喷口有哪些作用？辅助风喷口有哪些作用？燃尽风喷口有哪些作用？
煤粉喷口特点：1.一次风煤粉利用进口煤粉管弯头进行浓淡相分离（上浓下淡），中间起钝体作用，浓相煤粉化学反应速度快，着火温度低，对煤粉着火有利。采用浓淡相煤粉能降低NOx产生。2.煤粉喷口出口处有稳燃齿，煤粉出喷口的表面积增加，与高温烟气接触面增加，有利于煤粉着火，有利于低负荷稳燃。
燃料风的作用：1.补充煤粉着火O2。2.风包粉防止煤粉离析3.冷却一次风煤粉喷口 辅助风喷口的作用：1.提供煤炭燃烧需要氧气 2.炉内扰动混合加强3.偏置辅助风a.偏置风在一次风喷口上下，一次风煤粉着火后由于偏置风正偏250，挥发分N不能及时得到二次风空气，形成NOx减少b.整个炉膛形成风包粉c.一次风煤粉与水冷壁之间形成一层氧化层防止水冷壁结渣及高温腐蚀d.上端部风UAP起到压住火焰作用，下端部风AA起到托住火焰作用e.DE、EF、UAP可以水平摆动±25o，可以反切炉内旋转气流，消除炉膛出口烟气旋转残余
燃尽风喷口作用：
1、提供未燃尽焦炭完全燃烧需要空气
2、分段送气（分为BAGP与UAGP）使得燃烧器区部分C生成CO，CO还原NOx从而降低NOx生成3.低位燃尽风离上一次风煤粉喷口F有一定距离使得炉膛形成两个区域（还原区、燃尽区）还原区有5-6米，使得CO与NOx在还原区有足够空间进行还原反应。4.高低位燃尽风可以水平摆动25o在运行中可在线摆动，反切旋转气流，减少折焰角、水平烟道左右流动偏差-减少左右气温偏差。十一、二次风挡板的控制：每角燃料风喷口6块挡板相应6个执行机构；偏置辅助风AⅠ与AⅡ两块挡板合用一个执行机构，偏置辅助风喷口共11块挡板由6个执行机构完成调整；直吹式燃尽风AA/AB/BC/CD/DE/EF共6块挡板对应6个执行机构，UAP/UAGP/BAGP共7个挡板对应七个执行机构。每个角共30块挡板，25个执行机构。整个锅炉120块挡板，100个执行机构。
燃尽风挡板控制：炉膛吹扫、负荷0-30%BMCR燃尽风挡板全关，负荷从30%BMCR开始每增加10%负荷开启一层挡板，挡板开启方式为自下而上逐层开启。负荷变化时二次风箱入口挡板控制原则：总风量根据炉膛出口过量空气系数αl''来确定，氧量表设置在烟气挡板出口烟道内。送风机风量调节依据省煤器出口最佳氧量值，当O2＜3.5%开大送风机入口挡板开度；O2＞3.5%关小送风机入口挡板开度。加负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风。
十二、降低NOx排放的措施：1.采用浓淡相煤粉燃烧器 2.设有偏置辅助风-煤粉着火推迟二次风送入-生成NOx降低3.分段送风：（分为BAGP与UAGP，燃尽风中再分段）使得燃烧器区部分C生成CO，CO还原NOx从而降低NOx生成4.空预器前烟道中设置脱硝装置（SCR）
低负荷稳燃措施：1.快速着火煤粉喷嘴-浓淡相煤粉+钝体+稳燃齿2.低负荷时，投运煤粉喷口紧靠在一起（至少有两层是紧靠在一起的），上、下层煤粉有相互引燃作用。3.煤粉细度达到要求。
降低炉膛出口残余旋转的措施：1.偏置辅助风又称启旋风-启动时投偏置风（顺时针旋转，正偏一次风煤粉25度）。消旋风（DE/EF/UAP/BAGP/UAGP）可以水平摆动±25度，与烟气旋转方向相反，可以在线摆动起到消旋作用2.屏式过热器可以减少炉膛出口气流参与扭转作用，减少气流旋转能量。
十三、空预器低温腐蚀原因：烟气中SO2在高温过剩氧气条件下部分SO2转化成SO3，SO3使烟气露点温度大幅提高，当冷端波形板避免温度低于烟气露点温度，在波形板表面结SO3的硫酸露，腐蚀波形板。
空预器前设置SCR对其产生的影响：
1、烟气中SO2被SCR中的催化剂催化生成SO3，使得烟气中SO3浓度升高，加重低温腐蚀
2、SCR中存在NH3泄露、逃逸，NH3与烟气中SO3作用生成NH4HSO4，硫酸氢铵具有较高粘性，烟气中灰粒在上面大量集聚造成空预器卡涩，受热不均甚至是热变形。
防治方法：1.设置热风再循环系统或者暖风器，2.升高冷端波形板高度，在空预器冷端采用镀搪瓷波形板，搪瓷波形板表面光滑不易积灰。3.空预器冷端波形板形状与热段中温板不同，从而减小积灰。4.预热器烟气侧入口加蒸汽吹灰器，出口处加双介质吹灰器。
十四、轴流风机驼峰形特性曲线形成：它反映了风机叶片在某一开度下，压头和流量关系曲线。AB段：α＜α临界，叶片周围形成附面层，产生升力，α增大，β11减小，流量减小，压头增大。B点：α=α临界，附面层仍存在，有升力，压头最大，对应流量为开始失速流量。BC.α＞α临界，叶片周围附面层消失，气流在叶片非工作区产生脱流，产生大量涡流区，α增大，Q变小，H减小，风机进入失速区。CD段：由于风机出口流量小，甚至出现负流量，气体在风机中获得能量去撞击后置叶片中气体，使导叶中气体能量不断升高，压头升高，在导叶中失去能量的气体又回到风机中获得能量，由于风机在运行，再去撞击导叶中的气体，部分气体在风机与导叶之间来回运动，使导叶中气体能量不断升高，压头升高，而流量很小，此现象叫二次回流。
十五、失速脱流产生原因：由于叶片加工或安装上存在缺陷，一个叶片或几个叶片α＞α临界，在该叶片非工作面气流产生脱流，堵住了通道3，原通过3通道的气流在3通道进口处停留，引起进入4通道气流α增大，α＞α临界-4通道产生都塞-通过3通道的气流α下降-3通道气流流动正常，而5通道气流α增大，α＞α临界-5通道产生都塞......通道都塞沿叶轮旋转相反方向顺序进行。现象：
1、风机压头、流量正常。功率正常，风机仍可正常运行
2、每次通道堵塞都会产生机械激振力，当叶片激振力与叶片固有振动频率一致时产生共振。严重时这段叶片，一个叶片发生断裂所有叶片都将被打坏。检测：失速探头。
喘振发生的原因：1.风机具有驼峰形特性曲线2.要求风量快速下降3.风道容量足够大4.喘振频率与风机固有频率相一致，发生共振。现象：1.风机压头、流量大幅波动，风机不能维持正常运行2.风机发生强烈震动，而且发出高分贝噪音。检测：皮托管。
十六、电磁泄放阀的作用：当蒸汽管道压力超过设定值时，为了防止安全门动作，PCV阀先于安全门动作，将管道内蒸汽压力泄去，若pcv阀动作后压力下降则安全门动作，PCV阀可反复动作而安全门不可反复动作，故PCV阀起到保护安全门的作用。上调节环用螺纹与阀瓣相连，在安全阀排放蒸汽流出绕过阀瓣对阀瓣产生反作用力。上调节环下移（顺时针旋转），排出气流反作用力增大，对阀瓣反作用增大，上调节环上移，（逆时针旋转），反作用力下降。下调节环，用螺纹与喷嘴相连，在阀关闭时可以调节压力区压力大小，下调节环上移，压力区压力增大，下调节环下移，压力区压力下降（上移-逆时针旋转，下移-顺时针旋转）。
调整起座压力：蒸汽达到起座压力，阀不起（弹簧力与蒸汽压力+压力区压力平衡）-蒸汽区压力低，提高压力区压力-下调节环上移。蒸汽未达到起座压力，阀提前起座-压力区压力太高）-下调节环下移。
调节回座压力：蒸汽压力达到回座压力-阀不会座（弹簧力与蒸汽压力+压反作用力平衡）反作用力太大-减小反作用力-上调节环上移；蒸汽压力未达到回座压力，阀提前回座-反作用力太小-增加反作用力-上调节环下移。
启闭压差小-阀频跳，起座压力调好，说明回座压力太高。
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