300MW机组锅炉运行规程.doc

1.1.1 炉膛吹扫
1.1.1.1 选炉膛吹扫条件画面，检查下列吹扫条件应满足：
a） MFT跳闸继电器柜电源监视正常；
b） 无火检探测器故障；
c） 火检冷却风压力不低于5.5KPa；
d） 无MFT条件；
e） 炉膛无火焰：无油火焰且无煤火焰；
f） 磨煤机全停；
g） 燃油角阀全关；
h） 至少一台引风机运行；
i） 至少一台送风机运行；
j） 所有辅助风挡板未全关；
k） 风量大于30％（360T/H）；
l） 一次风机全停；
m） 至少一台炉水泵运行；
n） 两台空预器运行；
o） 油泄漏试验完成；
p） 给煤机全停；
q） 汽包水位大于-300mm且小于+250mm。
1.1.1.2 当炉膛吹扫条件满足，即可启动炉膛吹扫程序。此时即进行吹扫计时。吹扫过程中当出现任一吹扫条件不满足便产生中断吹扫，应查明原因，消除故障，重新吹扫。吹扫进行300S后，则显示炉膛吹扫已完成。
1.1.1.3 为防止点火油泄漏进入炉膛，在冷炉点火前，必须进行油泄漏试验，在确认合格后才能点火，泄漏试验可以独立进行，也可以在炉膛吹扫时自动进行，并作为炉吹扫的联锁条件。
1.1.1.4 吹扫完成后，开启进油母管快关阀、回油母管再循环阀、AB、BC、DE层油枪手动角阀。
1.1.2 锅炉点火
1.1.2.1 在炉膛吹扫完成后，将自动复置MFT，锅炉点火应在10min内进行，如10min内没有点火，则点火前还需重新吹扫。
1.1.2.2 开启轻油快关阀、调整油压大于低油压跳闸值、大风箱/炉膛压差大于低压差跳闸值时，还应检查以下“允许投运油枪”的条件均应满足：
a) 燃油系统正常；
b) 无MFT条件；
c) 冷却风压正常；
d) 无OFT条件；
以上条件满足后，即可投用油枪进行锅炉点火。
1.1.2.3 当8.2.4.2的条件满足后，即可投用油枪进行锅炉点火
选AB层油枪画面，可单根投运轻油枪，也可成对按AB1、AB3或AB2、AB4的顺序投运或整层按AB1、AB3、AB2、AB4的顺序投运轻油枪，各角点火时间间隔为15秒。
第一根轻油枪投运后还应注意炉膛负压，在炉膛负压未回落前禁止投入第二根油枪。投第一层油枪应逐根投入，禁止两根一起投入。
1.1.2.4 锅炉点火正常后，根据燃烧情况和启动需要，可投运BC层、DE层轻油枪，同时按“冷态启动曲线”调整燃油量，控制升温、升压速度。
1.1.2.5 投运空预器吹灰器进行吹灰，当负荷大于30%时，关闭辅助汽源吹灰总阀，切换至本炉后屏出口联箱供空预器吹灰汽源。
1.1.2.6 点火后加强对汽包水位的监视，维持汽包水位正常，保持低水位，并及早投入给水自动。当给水流量＞250t/h，检查省煤器再循环门是否自动关闭。
1.1.3 升温升压
1.1.3.1 点火后监视下降管入口温度，当温度达90℃左右时应注意汽包起压，此时汽包水位有较大幅度的升高，应及时打开定排放水门，以维持正常水位，必要时可手动开启停炉放水门进行放水。
1.1.3.2 汽包压力升至0. 10MPa，应冲洗汽包云母双色水位计。
1.1.3.3 汽包压力升至0. 2MPa以上时，关闭汽包空气门、主汽管空气门、低过空气门、分隔屏空气门、后屏空气门，当汽机高低压旁路系统开启后，可关小过热器各疏水门。
1.1.3.4 汽包压力0.50MPa时，关闭炉顶过热器进口集箱疏水。通知检修和热控人员热紧螺丝和冲洗有关表计。
1.1.3.5 汽包压力升至0.4MPa时，启动第三台炉水循环泵；汽包压力升至0.5MPa时，停止向炉水循环泵注水。
1.1.3.6 当主汽压力升至4.20MPa，主汽温度达320℃，再热汽温260℃以上。应适当减少燃油量，保持参数稳定，汽机可以冲转。
1.1.4 汽机冲转
1.1.4.1 汽机冲转、升速过程中，锅炉应尽量保持汽压、汽温及水位稳定，主汽压力保持4.2MPa，主汽温度320～330℃。同时炉膛出口温度应＜538℃。
1.1.4.2 冲转前，先关闭高压旁路，待再热器进口压力至“0”，再关闭低压旁路。
1.1.4.3 汽机开始冲转和升速过程中，调整油量和包覆疏水，维持汽温、汽压稳定。
1.1.4.4 汽机转速达600r/min后，可做手动脱扣实验,进行摩擦检查。
1.1.4.5 汽机重新冲转并升速至2040r/min后,将进行中速暖机，时间约3小时。
1.1.5 机组并网
1.1.5.1 汽机暖机过程中，应调整燃料量，维持汽压稳定。
1.1.5.2 中速暖机结束后，汽机将升速至2900r/min进行阀切换。阀切换结束汽机升速至3000r/min并进行试验。
1.1.5.3 汽机各项试验结束后，机组并网带5%初始负荷，带初始负荷运行时间约30分钟。
1.1.5.4 机组并网后应关闭包覆疏水。
1.1.5.5 机组并网后应退出炉膛烟温探针A、B。
1.1.6 机组升负荷
1.1.6.1 机组并网后，升负荷速率应控制≤2MW／mim，升压速率应控制≤0.12MPa／min。
1.1.6.2 机组并网后，启动一次风机A、B和一台密封风机，使一次风压达到7.0Kpa，启动磨煤机A或B，在煤层运行后，应检查煤粉燃烧情况，并及时调整给煤量和风量，在制粉系统投运前，应与除渣、电除尘值班员联系及时投入有关设备运行。
1.1.6.3 机组负荷30MW时，主汽温度应＞330℃，主汽压力＞4.90MPa，再热汽温＞280℃，此时应进行汽机暖机。
1.1.6.4 30MW负荷暖机结束后，可升荷至60MW，负荷60MW时，再暖机约3小时。此时主汽压力约6.80MPa，主汽温度约380℃，再热汽温约325℃。将给水旁路切为主路，电泵转速投入自动。负荷60MW时，还应通知化学测定炉水含硅量。当含硅量超过规定值时，应增加连排量，进行洗硅。待含硅量合格后才可升负荷。
1.1.6.5 60MW负荷暖机后，负荷可升至120MW，机组升负荷速率控制在4.50MW／min。
1.1.6.6 在机组负荷达90MW时，投入机跳炉和电跳炉保护。
1.1.6.7 负荷达120MW时，主汽压力约10MPa，主汽温度约485℃，再热汽温度约400℃。启动汽动给水泵A或B。当给水泵启动及两台给水泵并列运行时，应注意给水压力和汽包水位的变化。
1.1.6.8 当负荷达120MW时，应停止升荷，继续进行洗硅，待化学测定炉水含硅量合格后才可继续升荷。
不同压力下炉水允许含硅量见表11：
表11 不同压力下炉水允许含硅量
主汽压力Mpa
7.50-10.00
10.00-12.50
15.00-16.00
16.00-17.00
17.00以上
SiO2 含量
μg/Kg
<3.00
<0.50
<0.40
<0.30
<0.20

1.1.6.9 当第一台磨煤机煤量升至28t／h后，启动第二台磨煤机，缓慢增加煤量与第一台磨煤机煤量相近。
1.1.6.10 负荷150MW时，主汽压力约12.0MPa，主汽温度约538℃，再热汽温度约400℃。根据汽温情况，开启过热器减温水总门，准备投用Ⅰ、Ⅱ级减温。继续以≯4.50MW／min速率继续升荷
1.1.6.11 负荷180MW时，调节各级减温水量，主汽温度正常后，可投入过热器减温水自动，此时燃烧器摆动角度可投自动，再热器减温也可投自动。
1.1.6.12 负荷180MW时，启动给泵A、B中的另一台泵，注意两泵流量应均匀，稳定后停电泵，给泵切换时注意汽包水位的变化。停电泵后投入电泵联锁，并将勺管位置置于50%。
1.1.6.13 当两台给煤机给煤量均达28t／h，启动第三台磨煤机。根据燃烧情况可逐步退出油枪，当油枪全部退出时，通知电除尘值班人员投入Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ电场运行，停止空预器的连续吹灰。
1.1.6.14 所有轻油枪停用后，轻油快关阀跳闸，循环门自动开启，此时应调整油量调节门，开启轻油快关阀，保持轻油循环。
1.1.6.15 根据升负荷要求，启动第四台磨煤机，当负荷达240MW时，主汽压力约17.30MPa，主汽温度和再热汽温度可稳定在额定值540℃，并全面检查各受热面，应无泄漏情况。
1.1.6.16 增加负荷过程中应注意汽温、汽压、汽包水位等参数变化，并仔细调整燃烧工况。当燃烧稳定，负荷≥210MW时，还应进行一次全面吹灰。
1.1.6.17 根据需要，机组可增至满负荷运行。
1.1.6.18 锅炉启动完毕后，应检查雾化蒸汽启动疏水门及时关闭，汽包空气门、5％旁路疏水门、过热器及再热器空气门关闭应严密，必要时手动关紧以上各门。
1.2 热态启动
当汽机高压缸第一级金属温度和中压缸第一级叶片持环金属温度均＞121℃时的启动为热态启动。
1.2.1 启动前的检查和准备及辅助设备投运同冷态启动。
1.2.2 炉膛吹扫、锅炉点火和升温升压也与冷态相同，以点火后的最低主汽压力为起始点，按热态启动曲线控制升温升压。同时利用高低压旁路和5％旁路提高主蒸汽温度和再热蒸汽温度以满足冲转要求的参数。
1.2.3 汽机热态启动冲转参数要求为：
1.2.3.1 主汽压力≥4.20MPa；
1.2.3.2 主蒸汽和再热蒸汽温度应有56℃以上的过热度；
1.2.3.3 主蒸汽温度与高压缸第一级金属温度相比，既不低于56℃，也不高于111℃。
1.2.3.4 再热蒸汽温度应≥中压缸第一级叶片持环金属温度。
1.2.3.5 当汽机冲转参数满足后，即可冲转、升速和并网，机组并网后应尽快带相应的负荷，再按热态启动曲线升温、升压和升负荷。升荷中的有关操作和检查同冷态启动。
1.3 启动过程中的注意事项
1.3.1 油枪投用应采用对角投用，轮流试投每只油枪，确保油枪完好。并注意炉膛压力变化。
1.3.2 在点火至发电机并网之前，应严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。在升压过程中，应保持水位的正常与稳定。
1.3.3 省煤器再循环阀在锅炉建立连续给水前应一直开启，以保护省煤器。
1.3.4 当机组负荷大于60MW时，应将给水由旁路切到主给水管路，切换时应注意给水流量的变化。
1.3.5 注意监视空预器出口烟温及电流，以防因二次燃烧、热变形和低温腐蚀而损坏空预器。
1.3.6 大、小修后的锅炉首次启动时，在升温升压过程中，应记录各膨胀指示器的指示值；注意监视各恒力吊架膨胀情况，若恒力吊架限位销处于下死点，应及时通知检修人员进行调整；若有异常，需查找原因，待消除后继续升压。
1.3.7 投煤粉时要缓慢，注意监视煤粉着火情况，并调整好相对应的二次风门的开度。
1.3.8 机组升压、升负荷时必须根据炉水中的SiO2含量由化学取样分析决定升压速度，当炉水中的SiO2含量超标时，应停止升压，必要时还应降压运行，同时适当开大连排调阀直至炉水中的SiO2含量符合规定。
1.3.9 机组并网后，应按汽机要求控制负荷变化速率。
1.3.10 机组点火时，必须投入系统FSSS保护。
1.3.11 “机跟炉”、“炉跟机”自动控制条件满足时，是否投入“协调控制”应由主值班员发布操作命令，并汇报值长。
1.3.12 炉水循环泵启动前充水清洗时，应注意流量温度符合要求，监视炉水泵进出口压差大于167Kpa，电机内腔温度应低于55℃。
1.3.13 汽轮机启动后，要防止过热汽温和再热汽温急剧变化，严格防止蒸汽带水。

2 锅炉的运行与调整

2.1 锅炉的正常运行与调整
2.1.1 锅炉正常运行中，应使锅炉的蒸发量适应机组负荷的要求，保持锅炉运行参数在规定范围内，确保机组运行的安全经济性。
2.1.2 锅炉设备在运行中应充分利用顺序控制装置和自动调节装置，以利于运行工况稳定。当自动或顺控系统运行不正常时，应立即改为手动运行，维持工况正常，并通知有关检修人员，尽快处理以恢复自动运行。
2.1.2.1 机组负荷控制器
机组负荷控制器是将值班员设定的机组目标负荷、电网省调对机组的负荷指令、机组发生异常情况时需对机组修正的负荷，统一变换产生出机组的负荷指令。由于值班员设定的目标负荷、省调要求的负荷及发生异常而修正的负荷，往往是阶跃变化，而机组跟踪负荷的能力有一定的限制，所以机组负荷控制器还能按设定的速率产生机组负荷指令。
2.1.2.2 机炉主控制器
机炉主控制器是协调控制的控制系统，作用是根据机组运行状况和电网对机组的要求向锅炉和汽机发出要求机炉能够协调响应的锅炉主控指令和汽机主控指令，使机组安全、经济的运行。
2.1.2.3 根据机组的运行工况和要求，主控制器具有以下控制方式：
a) BASE方式（基本方式）：
当锅炉主控和汽机主控均为手动状态时则为BASE方式。该方式时，机炉不进行协调，机组负荷控制器与系统解列，仅跟踪和显示锅炉主控输出。
b) TF方式（机跟炉方式）：
当锅炉主控在手动时而汽机主控投入自动时则为TF方式。该方式时，主汽压力由汽机主控输出的信号送至DEH，通过控制汽机调门来维持主汽压力在目标值。在锅炉风量、燃料已投自动时，机组负荷可通过燃料主控或锅炉主控手动调整。
c) BF方式（炉跟机方式）：
当汽机主控在手动时，锅炉主控投入自动时则为BF方式。该方式时主汽压力由锅炉主控调节，机组负荷通过手动调节DEH实现，而锅炉主控则控制燃料，维持主汽压力在目标值。
d) CCS方式（协调方式）：
在TF方式时，锅炉主控投入自动或在BF方式时汽机主控投入自动，即机炉主控均在自动时，则为协调控制方式。此方式时，值班员改变目标负荷时，机组负荷控制器将协调动作锅炉主控和汽机主控，维持主蒸汽压力和机组负荷在目标值。
e) ADS方式（省调遥控方式）：
在CCS方式运行时，机组的目标负荷为值班员所设定，当目标负荷改为省调来的负荷指令时，则为ADS方式。
2.1.2.4 自动投运应具备的条件：
a)机组运行稳定。
b)需投运系统有关的参数正常，有关的调节装置动作正常，且有一定的调节余地，DCS系统运行正常。
c)需投运的系统，不存在手动指令和保护开、保护关条件。
2.1.3 锅炉运行时轻油系统应保持循环，维持轻油压力和雾化汽压力正常。轻油点火条件应具备。
2.1.4 运行人员应根据CRT显示及报警，结合对现场设备的巡视，进行运行分析，以便及时发现异常情况和设备缺陷。
2.1.5 运行人员应认真做好各项定期维护和预防性检查工作，确保锅炉安全经济、连续运行。
2.2 锅炉负荷和汽压的调整
2.2.1 锅炉正常运行时应根据机组负荷的需要，相应调整锅炉的蒸发量并保持定压运行，控制主蒸汽压力在17.26MPa，正常运行时压力波动范围±0.20MPa，最高不得超过17.50MPa，或根据汽机侧要求设定主汽压力，但不得超出锅炉额定参数。锅炉最大连续蒸发量不超过l025t/h，再热蒸汽流量不超过828 .90t/h。在燃用设计煤种，且所有自动控制全部投入运行时，锅炉不投油稳燃最低蒸发量不低于360t/h。制粉系统一般以相邻层投运，三台磨煤机投运时，不允许A、C、E方式运行，否则必须投油助燃。
2.2.2 机组投自动的运行方式有TF、BF、CCS和ADS，在TF、BF、CCS 方式下，设定压力17. 26MPa，通过改变负荷设定值改变负荷；在ADS方式时，机组负荷则按省调的目标值控制。压力仍设定为17. 26MPa。当任一方式的自动切为手动时，应立即手操调整，维持负荷和各参数正常，并查明原因，消除故障，重新投自动。
2.3 锅炉运行的燃烧调整
2.3.1 锅炉燃烧调整的目的是：确保燃烧稳定，维持一定的炉膛负压，减少各项燃烧损失，提高锅炉的热效率；同时使炉膛热负荷分配均匀，减少热偏差，防止结焦、堵灰、受热面超温，确保锅炉安全经济运行。
2.3.2 锅炉燃煤时，炉膛火焰呈金黄色；燃油时，炉膛火焰白亮，火焰应均匀地充满炉膛，不直接冲刷水冷壁。同一标高燃烧器的火焰中心处于同一高度，燃烧器与着火点的距离应合适，着火点太远将引起燃烧不稳定，着火点太近将引起结焦、烧坏喷嘴。
2.3.3 锅炉运行时应了解燃煤、燃油品种，根据燃料特性及时调整运行工况，保持合理的风煤配合和一、二次风的配比正常。当发现燃烧不稳时，应及时调整，必要时，应采取措施，及时投入油枪稳定燃烧，并查明原因，及时消除燃烧不稳的因素。
2.3.4 控制炉膛压力的引风机A导叶、引风机B导叶应投入自动，维持炉膛压力在－40～－100Pa。调整引风机导叶偏置，可使引风机A、B负荷一致。
2.3.4.1 产生下列任一情况，引风机A将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 炉膛压力变送器故障；
b) 引风机A导叶开度信号故障；
c) 引风机A未运行；
d) 引风机A指令与实际位置开度偏差大；
e) 炉膛压力与设定值偏差大。
2.3.4.2 产生下列任一情况，引风机B将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 炉膛压力变送器故障；
b) 引风机B导叶开度信号故障；
c) 引风机B未运行；
d) 引风机B指令与实际位置开度偏差大；
e) 炉膛压力与设定值偏差大。
2.3.5 控制锅炉风量的送风机A动叶、送风机B动叶应投入自动。根据燃料的特性，可手动改变过量空气系数保证燃烧正常。同时还可投氧量修正以优化燃烧工况。
2.3.5.1 产生下列任一情况，送风机A将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 炉膛压力不在自动方式；
b) 总风量与风量指令偏差大；
c) 送风机A未运行；
d) 送风机A指令与实际位置开度偏差大；
e) 送风机A或B任一风量信号故障。
2.3.5.2 产生下列任一情况，送风机B将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 炉膛压力不在自动方式；
b) 总风量与风量指令偏差大；
c) 送风机B未运行；
d) 送风机B指令与实际位置开度偏差大；
e) 送风机A或B任一风量信号故障。
2.3.5.3 产生下列任一情况，氧量修正将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 风量控制在手动方式；
b) 氧量变送器故障；
c) 氧量与氧量设定值偏差大。
2.3.6 正常运行时，磨煤机的煤量应投入自动，燃料主控也应投入自动。磨煤机应先投入风量和出口温度自动后，磨煤机的煤量方可投入自动。
2.3.6.1 产生下列任一情况，燃煤主控将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 锅炉风量不在自动方式；
b) 无任一磨煤机的给煤量在自动方式；
c) 产生MFT。
2.3.6.2 产生下列任一情况，给煤量将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 磨煤机风量不在自动方式；
b) 磨煤机出口温度不在自动方式；
c) 磨煤机未投运；
d) 密封风／一次风压差低；
e) 磨煤机的火焰丧失；
f) 产生MFT。
2.3.6.3 产生下列任一情况，磨煤机风量将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 磨煤机风量信号故障；
b) 磨煤机冷风门开度信号故障；
c) 产生MFT。
2.3.6.4 产生下列任一情况，磨煤机出口温度将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 磨煤机已停止运行；
b) 在程控停用磨煤机时；
c) 产生MFT；
d) 磨煤机风量不在自动方式；
e) 磨煤机出口温度信号故障；
f) 磨煤机热风门开度信号故障。
2.3.7 控制一次风母管压力的一次风机A导叶、一次风机B导叶应投入自动，改变设定值可改变一次风母管压力。调整一次风机导叶偏置，可使一次风机A和一次风机B负荷一致。
2.3.7.1 产生下列任一情况，一次风机A将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 一次风机A未运行；
b) 一次风压力变送器故障；
c) 一次风机A导叶开度信号故障；
d) 一次风压力与设定值偏差大；
e) 一次风机A指令与实际开度偏差大；
f) 一次风机A在顺控停用；
g) 产生MFT。
2.3.7.2 产生下列任一情况，一次风机B将闭锁投自动，原自动时将切为手动：
a) 一次风机B未运行；
b) 一次风压力变送器故障；
c) 一次风机B导叶开度信号故障；
d) 一次风压力与设定值偏差大；
e) 一次风机B指令与实际开度偏差大；
f) 一次风机B在顺控停用；
g) 产生MFT。
2.4 水位调整
锅炉运行中应保持正常给水，维持汽包水位在零位，其正常波动范围为±50mm，超过允许波动值时，应通知热工检查给水自动调节系统。
2.4.1 汽包水位以就地水位计指示为基准，每班应核对就地水位计和集控室水位计一次，汽包就地水位计应清晰，照明应充足，无漏汽、漏水现象。水位应有轻微波动，如水位计不清晰，应立即冲洗，发现偏差应通知检修或热工处理。
2.4.2 汽包水位保护定值：
高水位报警+150mm，低水位报警-170mm，高水位跳闸+250mm，低水位跳闸-300mm。
2.4.3 在锅炉启动和低负荷时，给水为“单冲量”调节，通过旁路气动调门的开度进行给水量调节；当机组负荷＞20％时，锅炉给水应由旁路给水切至主路给水，锅炉负荷<30%时为单冲量调节，锅炉负荷＞35%时，给水调节由“单冲量”方式自动切至“三冲量”方式，通过给水泵改变转速进行给水量调节。
2.4.4 正常运行时，应投入给水自动调节，在负荷变动、燃烧调整、定期排污和给水泵切换等情况下应密切注意汽包水位的变化，以防自动调节不能满足水位的变化。
2.4.5 给水自动投入时，应经常检查给水控制系统的调节品质是否良好，发现自动调节或水位变化异常时，应及时由自动切为手动调节，注意检查并联运行的两台泵出口流量大致相等。
2.4.6 锅炉给水必须均匀，采用给水自动或手动调节水位时，均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，并尽量避免给水流量调节幅度过大,而引起水位大幅度波动。
2.4.7 在水位出现异常，但未达到报警值，并且变化速度不大，给水控制系统正常，这时不必解除“自动”，要尽快查清引起水位变化的因素，如果水位超过报警值且无返回趋势或水位变化速度大时可解除水位自动调节，水位恢复正常后,再将水位自动调节投入。
2.4.8 正常运行时严禁用事故放水来调节水位。
2.4.9 水位自动的投入
2.4.9.1 选择系统“汽水系统”画面；
2.4.9.2 调节汽包水位维持在设定值附近，且水位、蒸汽流量、给水流量均比较稳定，蒸汽流量与给水流量基本相等；
2.4.9.3 投入给水自动。
2.4.9.4 注意事项：
2.4.9.4.1 投自动时应注意调节品质的好坏，必要时暂切为手动调节，待稳定后重投。
2.4.9.4.2 电泵与汽泵或汽泵与汽泵调节投自动时，可根据设备状况设定偏置。
2.4.9.4.3 并联运行给水泵时操作应平缓，待两台给水泵设定值加偏置基本相等时再投第二台泵的自动。
2.5 过热汽温、再热汽温的控制与调节
2.5.1 锅炉运行中，主蒸汽温度控制在540士5℃，再热蒸汽温度控制在540℃范围内，但最高均不得超过545℃。同时各段工质温度、壁温也不超过规定值。
2.5.2 锅炉主蒸汽温度采用两级喷水减温控制，Ⅰ级减温通过喷水减温,控制进入分隔屏的蒸汽温度，同时使后屏出口的汽温控制在能适应Ⅱ级减温调整的范围内；Ⅱ级减温用来控制高温过热器出口汽温。
2.5.2.1 锅炉正常运行时，Ⅰ、Ⅱ级减温应投入自动。Ⅱ级减温前温度设定值和过热器出口温度设定值可改变。
2.5.2.2 产生下列任一情况，Ⅰ级减温、Ⅱ级减温将闭锁投自动，原自动时将切为手动，并自动关闭I、Ⅱ级减温调整门。
a) 蒸汽流量≤250t/h；
b) 产生MFT；
c) 汽机跳闸。
2.5.3 再热蒸汽温度的调节以调整燃烧器喷嘴角度为主，如燃烧器的喷嘴角度调整不能满足调温要求时，可投入再热器喷水减温，作紧急控制用。
2.5.3.1 锅炉正常运行时，锅炉燃烧器摆角应投入自动；
2.5.3.2 产生下列任一情况，燃烧器摆角将闭锁投自动，原自动时将切为手动；
a) 再热汽温度与设定值偏差大；
b) 再热器出口温度信号故障；
c) 汽机跳闸；
d) 产生MFT。
2.5.3.3 产生下列任一情况，再热减温A、B将闭锁投自动，原自动时将切为手动，并自动关闭再热蒸汽减温A、B调整门：
a) 蒸发量≤250t/h；
b) 汽机跳闸；
c) 产生MFT。
2.5.4 当负荷变化、吹灰、启、停磨煤机时，都应加强监视主蒸汽温度和再热汽温度。在高加停用时，应注意主蒸汽温度超温。
2.6 机组的BLOCK INC（闭锁增荷）、BLOCK DEC（闭锁减荷）和RUN BACK（自动快速返回）
2.6.1 BLOCK INC
当机组在TF、BF、CCS方式下运行时，产生下列任一情况时，将中断自动增负荷操作。
2.6.1.1 投自动的送风机出力达最大；
2.6.1.2 投自动的吸风机出力达最大；
2.6.1.3 主汽压力大于压力设定值3％；
2.6.1.4 总燃料量小于指令值5％；
2.6.1.5 投自动的给泵出力达最大；
2.6.1.6 汽包水位低于－60mm；
2.6.1.7 投自动的一次风机出力达最大时；
2.6.1.8 机组负荷达到最大限制负荷。
2.6.2 BLOCK DEC
在TF、BF、CCS方式运行时，产生下列任一情况时，将中断自动减负荷操作。
2.6.2.1 总燃料量大于指令值5％；
2.6.2.2 汽包水位大于＋60mm；
2.6.2.3 主汽压力小于压力设定值3％；
2.6.2.4 机组负荷控制器输出受到最低负荷限制时。
2.6.3 RUN BACK
当机组在TF、BF、CCS方式运行时，产生下列情况任一时，将自动快速减荷至相应
负荷值，并且改为TF方式运行：
2.6.3.1 机组负荷指令超过150MW，发生一台送风机跳闸或停运，将自动快速减荷至150MW。
2.6.3.2 机组负荷指令超过150MW，发生一台吸风机跳闸或停运，将自动快速减荷至150MW。
2.6.3.3 机组负荷指令超过150MW，发生两台给泵跳闸或停运，将自动快速减荷至150MW。
2.6.3.4 机组负荷指令指令超过150MW，发生一台空预器跳闸或停运，将自动快速减荷至150MW。
2.6.3.5 机组负荷指令超过运行磨煤机台数对应的最大负荷时（每台磨煤机对应的负荷为75MW），发生磨煤机跳闸，将自动快速减荷至运行磨煤机台数所对应的最大出力。
2.7 汽包云母双色水位计的运行及维护
2.7.1 锅炉冷态时云母水位计的投入：
2.7.1.1 水位计完整，照明良好；
2.7.1.2 水位计水、汽一、二次门均在开启位置；
2.7.1.3 水位计疏水一、二次门及总门均在关闭位置；
2.7.1.4 通知热控人员将全部水位TV投入运行；
2.7.1.5 水位计随锅炉一起升压；
2.7.2 锅炉正常运行时，检修后的云母双色水位计的投用：
2.7.2.1 检查水位计水、汽一、二次门在关闭位置；
2.7.2.2 开启水位计水、汽一次门；
2.7.2.3 开启水位计疏水一次门，微开疏水二次门，全开疏水总门；
2.7.2.4 微开水位计汽侧二次门；暖管30分钟后关闭水位计汽二次门，如检修后第一次投入应由检修人员热紧螺栓；
2.7.2.5 关闭水位计疏水一、二次门及疏水总门；
2.7.2.6 缓慢开启水位计水、汽二次门。
2.7.2.7 观察水位计水位应正常。
2.7.3 水位计解列
2.7.3.1 关闭汽、水侧一次门；
2.7.3.2 关闭汽、水侧二次门；
2.7.3.3 开启疏水门；
2.7.3.4 水位计及管道内的水、汽杂物排净后，关闭疏水门。
2.7.4 当水位计模糊不清，云母片有结垢现象应及时对水位计进行冲洗，一般每日白班冲洗水位计。
2.7.5 汽包云母双色水位计的投运、冲洗应严格执行《电力安全工作规程》的规定，站在水位计侧面，缓慢操作阀门。
2.7.6 水位计汽侧堵塞或泄漏，将使水位计指示偏高；水侧堵塞，将使水位计逐渐升高；水侧泄漏或疏水阀不严，将使水位指示偏低。
2.8 锅炉受热面的吹灰
2.8.1 在锅炉运行中，为了保持受热面清洁和烟气通道的畅通，应定期对锅炉受热面进行吹灰。
2.8.2 吹灰时，必须遵守部颁《电力安全工作规程》的有关规定。
2.8.3 锅炉本体吹灰汽源取自分隔屏出口集箱，在B-MCR工况下，蒸汽压力为18.43MPa，温度452℃，空预器吹灰汽源取自后屏出口集箱，蒸汽压力为18.00MPa，温度507℃，锅炉启动或负荷小于30%时，空预器的吹灰汽源取自辅汽母管，压力大于0.8MPa，温度近似为330℃。
2.8.4 锅炉吹灰按下列顺序进行：空预器、炉室、烟道、空预器。锅炉运行时，每日对锅炉进行一次全面吹灰，每班对空预器进行一次吹灰。对于易积灰的部位应视其积灰程度，可适当增加吹灰次数，同时也可根据主汽温和再热器温合理选择长吹和短吹。
2.8.5 吹灰过程中，应及时调整送风量，适当提高炉膛负压，防止烟气外喷，吹灰时应加强对各段工质及烟气温度的监视，及时调整，保持主蒸汽压力、温度及再热蒸汽温度正常。
2.8.6 进行程控自动吹灰时，应加强监视其动作情况，当程控装置故障时，应及时处理。吹灰器在运行过程中遇到失电、电动机故障等异常情况时，应立即设法退出。吹灰器在未完全退出之前，应始终保证有足够的蒸汽流动，以免烧坏吹灰器。
2.8.7 吹灰过程中严禁打开检查门、人孔门进行观察，在燃烧不稳定或产生MFT、RB动作都应停止吹灰操作。
2.8.8 锅炉吹灰后应及时全面检查各吹灰器退出情况，发现有未退出现象应及时处理。
2.9 锅炉的定排连排
2.9.1 锅炉连排自汽包一侧下部引出，定期排污自后下水包引出。
2.9.2 锅炉正常运行中，连排与定排的执行应按化学人员的要求执行。锅炉连排量应根据化学人员要求而调整。正常情况下，连排应通入连排扩容器，连排不得随意停止。
2.9.3 锅炉定期排污前应确认排污系统设备完好，周围无人工作。
2.9.4 定期排污时，应注意汽包水位的变化。
2.9.5 定期排污结束，应检查排污门关闭严密。