某电厂二期两台机组是北京巴布科克.威尔克有限公司制造的，配300MW发电机组的1025t/h锅炉。锅炉为：亚临界压力，中间一次再热、单炉膛平衡通风、自然循环单汽包锅炉，采用双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统，丙配置B&W燃用低挥发分燃料的浓缩型EIB-XCL低Nox双调风漩流燃烧器。锅炉本体采用露天布置，固态定期排渣。在锅炉尾部竖井烟道下设置有两台三分仓容克式空气预热器，改锅炉采用W形火焰燃烧方式，适用于无烟煤的燃烧，锅炉设计煤种为耒阳无烟煤。
锅炉的主要部件包括：燃烧室、汽包及内部装置、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、燃烧设备等。
锅炉采用双拱炉膛，燃烧器布置在前后拱上，下射式喷射，火焰呈W形。根据煤种特性在装设燃烧器的拱区和下部炉膛四周敷设了一定数量的卫燃带，以提高炉内的火焰温度，稳定燃烧。炉膛由膜式水冷壁构成，炉膛上部布置屏式过热器，炉膛折焰角上方有二级高温过热器，在水平烟道处布置了高温过热器。尾部竖井由隔墙管组分隔成前后两个烟道，前部烟道内布置低温再热器，后部布置一级过热器和省煤器。在分烟道底部设置了烟气调节挡板装置，用来分流烟气量，以保持控制负荷范围内的再热蒸汽出口温度。烟气通过调节挡板后汇集在一起经过两个尾部烟道引入左右各一个回转式空气预热器。
采用双进双出球磨机正压直吹式制粉系统，磨煤机数量4台，每台磨煤机各带两台燃烧器，共计16只燃烧器。燃烧器采用浓缩型EI-XCL双调风漩流燃烧器。
汽包安置在锅炉上前方，汽包中心线标高为56990mm，大直径下降管共4根，2根布置在汽包筒身底部，2根布置在左右封头下部，下降管弯向锅炉两侧将锅水引到水冷壁下集箱位置，经供水管分配到每个水冷壁。
过热器由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器以及二级过热器组成。再热蒸汽分为布置在尾部竖井前部的4个水平管组和水平烟道喉部的垂直管组。
过热汽温采用两级喷水减温调节蒸汽温度。第一级喷水减温器位于以及过热器出口集箱到屏式过热器进口集箱的连接管上，左右各有一个。第二级喷水减温器位于屏式过热器出口集箱到二级过热器进口集箱的连接管道上。再热蒸汽温度调节主要通过位于尾部竖井底部的烟气偏流挡板，由逻辑系统自动调整挡板到适当的位置，在再热器入口管道上装设有事故喷水减温器。
省煤器位于尾部竖井后烟道下部的低烟温区，由与烟气成逆流布置的水平管组和悬吊一级过热器水平管组的引出管组成，锅炉配用两台三分仓容克式空气预热器，烟气在空气预热器中向下流动。
采用固态排渣方式，炉膛冷灰斗下部设置有三个独立支撑的水密封渣斗。
锅炉构架为全钢结构，按7级地震设防，露天布置设计。
耒阳电厂二期机组锅炉主要运行参数如下：
锅炉蒸发量正常值为895T/H，高限值为1025T/H；
再热蒸汽量为758T/H，高限值为849T/H；
汽包水位正常值为0到＋－50mm，高低限值为正负150，正负300mm延时20S锅炉MFT；
再热蒸汽压力（进/出口）：3.51/3.386Mpa；
再热蒸汽汽温（进/出口）：316/540摄氏度；
过热蒸汽温度：540＋－5摄氏度；
炉膛压力正常值－25pa，高低限值＋498/-747，＋1700以及－2500延时3S锅炉MFT；
给水温度正常值272摄氏度，高限值280摄氏度。
排烟温度，正常值114，高限值为121摄氏度。
空气预热器一次风进/出口温度，20/373摄氏度。
空气预热器二次风进/出口温度，20/367摄氏度。
烟气含氧量，3~5。
炉前燃油压力3.0Mpa。
炉前燃油温度10～35摄氏度。
磨煤机分离器出口温度正常值150摄制度，175摄氏度为高限值。
煤粉细度，R90，6。
低温过热器壁温，393。
屏式过热器壁温，433。
高级过热器壁温，540。
炉膛出口烟温，1025摄氏度。
汽包压力，17.93Mpa，最大额定工况，设计值为17.2Mpa。

锅炉燃料及特性

概述：
火电厂锅炉是将燃料的化学能转换为蒸汽热能的设备。在工程上将加热至一定温度后能与氧发生强烈的化学反应，并放出大量热量的炭氢化合物和碳化物称为燃料。燃料的种类很多，根据燃料在自然界所处的状态，可将燃料分为固体饶了、液体燃料和气体燃料三大类。其中固体燃料以煤为主；液体燃料以重油和渣油为主；气体燃料以煤气为主。
煤的主要成分：
煤主要包括炭、氢、氧、氮、硫五种元素以及水分和灰分。
炭：炭是煤中的主要可燃物质。地址年龄越长的煤，含炭量越高，通常各种煤的含炭量占其可燃成分的50～90％
氢：极易着火，是煤中的有利元素。
氧和氮：不可燃烧元素，是煤中的有机杂质，他们的存在使煤中的可燃元素相对减少，燃烧放出的热量降低。
硫：硫是煤中的有害气体。
水分：水分的存在使煤中的可燃元素相对减少，同时使煤在燃烧时要汽化、吸热，从而使燃烧温度降低，其在炉膛内形成蒸汽后增加引风机耗电量，带走大量热量，降低锅炉效率；造成输煤通道受阻，增加碎煤和制粉的困难。
低挥发分的煤着火点低，高挥发分的煤容易着火；煤粉气流越细，越容易着火。减少放热条件有利于着火。设立卫燃带的目的就是为了减少燃烧过程的散热。
利用高温的预热空气作为一次风来输送煤粉，可提高煤粉初温。
增大一次风量，会增大着火热，减少一次风量会显著降低着火热，但是一次风量不能过低。
无烟煤是煤化程度最低的煤，含炭量最高；挥发分最低，不容易点燃，燃烧缓慢。

煤质和煤种变化队锅炉运行的影响：
直接影响锅炉燃烧和运行稳定性和经济性的因素，主要是煤的工业分析成分，即挥发分、水分和灰分。
挥发分的影响：失去水分的煤样，在隔绝空气下和900摄氏度温度下加热7分钟时使煤中有机物分解而析出的气体产物，就是挥发分。固体燃料的挥发分含量于燃料的地质年代有密切关系。地质年代越短，即燃料的炭化成都越浅，挥发分含量越高。挥发分含量高的煤，很容易着火燃烧，挥发分着火后队燃烧的未挥发部分进行强烈加热，可使它迅速着火燃烧。煤的着火特性主要取决于挥发分的含量。
水分的影响：燃煤中的水分是惰性物质，它的存在会使煤的低位发热量下降。燃煤的水分增加会使燃烧温度下降，在燃烧过程中，煤中的水分吸热而汽化、过热，水分对燃烧的影响比对灰分还大，使得燃烧不稳定，降低锅炉的安全性和经济性。
灰分的影响：灰分含量高使得火焰传播速度减慢，着火时间推迟，燃烧温度下降。灰分的熔融性低有可能造成锅炉炉膛结焦。
硫分的影响：煤中的硫虽然对燃烧过程没有影响，但随着煤中含硫量增加，煤粉的自然倾向加大，灰分还能产生烟气对低温受热面的腐蚀、积灰、堵塞等问题。
耒阳电厂燃料：电厂涉及煤种为耒阳无烟煤，有超低挥发分。耒阳电厂采用二级点火，即高能电弧点火器点燃轻油，轻油点燃煤粉。

煤粉燃烧及设备：

炉膛：

煤粉锅炉的燃烧设备由燃烧室（炉膛）和燃烧器两部分组成。煤粉炉的燃烧器包括作为主燃烧器的煤粉燃烧器，辅助燃烧的油燃烧器和点火装置。
炉膛时燃料燃烧的场所，它的四周布满了蒸发受热面（水冷壁），有时也敷设有墙式过热器和再热器，因此炉膛也是热交换的场所。炉膛的作用是保证燃料的完全燃烧，合理组织炉内的热交换、布置合适的受热面满足过路容量的要求，并使烟气到达炉膛出口时被冷却到使其后的对流受热面不结渣和完全工作所允许的温度。炉膛的几何特性是它的宽度、深度和高度，这些几何尺寸是保证燃料完全燃烧的重要因素之一，它们都是与炉膛的主要热力特性有关。炉膛的主要热力特性是燃料每小时输入的平均热量（炉膛热功率？？？），也称为热负荷。
锅炉炉膛热负荷常用以下几种指标衡量，它们是涉及、运行中必须注意的主要热力参数：
炉膛容积热负荷，在锅炉容积及燃料确定后，燃料消耗量就确定了，根据炉膛容积热负荷即可计算出炉膛的容积，因此炉膛容积热负荷是锅炉设计和运行中的主要热力参数之一。
炉膛截面热负荷，炉膛截面热强度，是炉膛的重要计算特性，它不单反映了燃烧器区域的温度水平，而且也决定了炉膛的形状和火焰的形成。
燃烧器区域壁面热负荷，它能放映燃烧器区域的温度水平、火焰分散或集中情况，燃烧器区域炉膛热负荷越大，说明火焰越集中，燃烧器区域的温度水平就越高，对燃料的着火越有利，但越容易造成燃烧器区域的结渣。
炉膛壁面热负荷，炉膛避免热负荷的数值越高，表面单位壁面所吸收的热量越大，说明炉内烟气温度水平越高，炉膛壁面热负荷过大，会造成水冷壁结渣，此外，炉膛避免热负荷也是判断膜态沸腾是否发生的主要指标之一。
耒阳电厂二期锅炉采用W形火焰，炉膛的主要热力特性参数（B-MCR）如下：炉膛容积热负荷：98.8kW/m^3；炉膛截面热负荷（上炉膛/下炉膛）：4.55/2.4598.8kW/m^2；炉膛出口烟气温度1025摄氏度（？？？？）。


燃烧器：

燃烧器是锅炉的主要燃烧设备，其作用是保证燃料和空气的充分混合、及时着火和稳定燃烧。通过燃烧器送入锅炉的空气是按对着火、燃烧有利而合理组织、分别送入的、按送入空气的作用不同，可以将送入的空气分为一次风，二次风和三次风。一次风是携带煤粉送入燃烧器的空气，二次风是煤粉着火后再送入的空气，三次风是采用热风送粉时制粉系统的乏气。燃烧器的型式很多，按出口气流的流动特性可以分为直流燃烧器和旋流燃烧器，由于耒阳电厂的涉及煤种为无烟煤，有较难着火、燃尽的特点，故耒阳电厂二期采用的是双调风旋流燃烧器。
该燃烧求本体主要由一次风、乏气和二次风等组成，一次风管道中加装了煤粉浓缩器，其作用是对一次风进行浓缩（？？？），提高一次风中煤粉浓度，利于煤粉气流的着火（？？？）。从一次风中分离出的煤粉气流（称为乏气）经由乏气管送入炉膛，燃烧器一次风管外侧布置有二次风管，二次风管分为（？？）内外两股（俗称双调风）并装有调节叶片分别调节二次风的旋流强度。本锅炉共采用16只浓缩型EI-XCL双调风旋流燃烧器，它们分别布置在炉膛的前后拱上（各8只），本炉的二次风采用分级配风的原则，即将一部分二次风由浓缩型EI-XCL双调风旋流燃烧器送入外，还将一部分二次风由前后墙分别送入炉膛，其目的在于延长二次风与一次风的混合时间，既有利于煤粉气流的着火、燃烧又有利于减少氧化氮的生成。从风箱来的二次风分别进入到内层和外层调风器，内层二次风产生的旋转气流可卷吸高温烟气引燃煤粉，外层气流用来补充煤粉进一步燃烧所需空气。
每台锅炉有16个乏气喷口，前后墙各8个，对称布置在燃烧器下部，与燃烧器一一对应。每台锅炉共有64个分级风管，前后墙各32个，其主要作用是补充燃尽所需的二次风，增强煤粉的后期混合。本锅炉采用分割风仓式大风箱，每个大风箱分为4个风仓，分别对8只燃烧器均匀配风。
耒阳电厂二期燃烧器的工作过程：来自磨煤机的一次风煤粉气流在经过浓缩型EI-XCL燃烧器弯头前，先通过一段偏信异径管加速后，大多数煤粉由于离心力的作用沿弯头外侧内壁流动，在气流进入一次风浓缩装置后，使50的一次风和10－15煤粉分离出来，经乏气引到发起喷口直接喷入炉膛燃烧。燃烧分为两个阶段进行，着火阶段和燃烧过程本身，着火是燃烧的转悲阶段，而燃烧又给着火提供必要的热量来源。
影响煤粉气流着火的主要因素有：
燃料的性质，燃料性质中对着火过程影响最大的挥发份降低时，煤粉气流的着火温度显著增高，着火热也随之增大；原煤水分增大时，着火热也随着增大；原煤灰分在燃烧过程中不但不能放出热量，而且还要吸收热量；煤粉气流的着火温度也随着煤粉变细而降低。
炉内散热条件，假定放热曲线不变，散热曲线往右移动，即减少炉内散热条件，有利于着火，在燃烧器区域敷设卫燃带对于着火是十分有利的。
风量和风速：增大煤粉气流的一次风量，相应增大着火热，减少一次风量，会使着火热显著降低。一次风速过高，增通过气流单位截面积的流量增大，降低了煤粉气流的加热速度，使着火推迟，并使着火距离拉长，影响整个燃烧过程，一次风速过低，会使燃烧器喷口过热烧坏、煤粉管道堵粉等故障。
二次风引入的方式，二次风送入过早，又送入火焰的根部，如同增加一次风量，使着火延迟，若二次风送入太集中，会降低火焰温度，影响着火和燃烧。
锅炉的运行负荷，锅炉负荷的降低对煤粉气流的着火是不利的，当降低到一定程度将危及着火的稳定性，甚至引起熄火，通常在没有其他措施条件下，固态排渣煤粉炉只能在高于70额定负荷下运行。
着火阶段是整个燃烧过程的关键，要使燃烧能在较短时间内完成，必须强化着火过程，即保证着火过程能稳定而迅速进行，由上述可知，住址强烈的烟气回流和燃烧器出口附近一次风气流与高温烟气的强烈混合，是保证供给着火热量和稳定着火过程的首要条件，提高煤粉气流初温，采用适当的一次风量和风速，是降低着火的有效措施，而提高煤粉细度和敷设燃烧带，则是燃用无烟煤时稳定着火的常用方法。
要组织良好的燃烧过程，保证炉内不结渣的情况下燃烧速度快，而且燃烧完全，得到最高的燃烧效率，其原则性条件为：合适的空气量；适当的炉温；空气和煤粉的良好混合；足够的燃烧时间。

煤粉炉的点火装置的用途，主要是在锅炉启动时，利用它来点燃主燃烧器的煤粉气流，另外当锅炉机组须在低负荷下运行，或当煤粉质量变差时，由于炉膛温度降低危及煤粉着火的稳定性、炉内火焰发生脉动以至有熄火危险时，也用点火装置来稳定燃烧和作为辅助燃烧设备。本锅炉点火装置由高能点火器和点火油枪组成，其推进机构采用汽动驱动方式，高能点火装置由点火激励器、点火杆、点火电缆、半导体火花塞、点火枪等组成。


炉内结渣及防治：

结渣会引起过热汽温升高，甚至会招致汽水管爆破；结渣会使锅炉出力降低，严重时造成被迫停炉；结渣会缩短锅炉设备的使用寿命；排烟损失增大，锅炉效率降低；引风机消耗电量增加；由于结渣往往是不均匀的，因而水冷壁结渣会对自然循环锅炉的水循环安全性和强制循环锅炉水冷壁的热偏差带来不利影响。
结渣的原因一般有：燃烧过程中空气量不足，使煤粉不易达到完全燃烧，未完全燃烧将产生一氧化碳，灰熔点显著降低；与空气混合不良；燃料和空气分布不均匀造成火焰偏斜；未燃尽的煤粉颗粒被粘到受热面上，一次风量过大而二次风凉过小，煤粉颗粒未完全燃烧就粘在受热面上继续燃烧，此处炉墙温度非常高，它的粘结性也很强，故容易结焦；炉膛热负荷大，温度高，当炉膛燃烧中心温度超过1450摄氏度以上时，灰的表面将开始熔化使结渣性增加；吹灰和清焦渣不及时；燃料质量低劣等。
要防止和消除结渣，需要注意如下几点：
降低炉膛出口烟气温度，合理使用一次风，减少炉膛热强度，降低火焰中心位置，加速燃煤着火，保持适当的过剩空气量；组织合理而良好的炉内空气动力场防止结焦；保证合适的煤粉细度和均匀度；加强运行中监视，及时清焦吹灰，保持受热面清洁；保证燃煤质量；出去多余的卫燃带。

锅炉煤粉制备：
为了获得较好的燃烧效果，提高锅炉容量和实现锅炉运行的自动化，现代大型锅炉一般采用煤粉燃烧，从矿区运来的原煤要制成锅炉用的合格煤粉，需要经过煤的初步打碎、清楚铁件、除去木片、二次破碎、称重与取样、干燥、磨煤、分离等步骤。
煤粉细度是煤粉的重要性质，煤粉越细，在炉内燃烧时，不完全燃烧损失就越小，且有利于稳燃，但是制粉系统要消耗较多的电耗，设备的磨损量也较大，反之，较粗的煤粉虽然电耗小，但不利于燃料的燃烧和燃尽，因此，在锅炉设备运行中，应选择适当的煤粉细度使机械未完全燃烧损失和制粉系统的电耗，因此在锅炉系统中，应选择适当的煤粉细度使机械未完全燃烧损失和制粉系统的电耗之和为最小，此时的煤粉细度称为经济细度。
，煤被磨碎成煤粉的难易程度取决于煤本身的结构，由于煤本身的结构特性不同，各种煤的机械强度、脆性有很大的区别，因此其可磨性就不同，一般用可磨性指数表示煤被磨成煤粉的难易程度，其意义代表在一特制设备上，将煤磨成煤粉的相对难易程度。电厂实践证明，随着煤中水分的增加，煤的可磨性指数降低，磨煤出力减少。

双进双出大纲求磨煤机及制粉系统：
根据磨煤机部件的工作转速，电厂磨煤机大致可分为三种。低速磨煤机，转速为15～25RPM，最常见的如筒式钢球磨煤机，筒式钢球磨煤机又可分为单进单出和双进双出钢球磨煤机；中速磨煤机，转速为50～300RPM，最常见的如中速平般磨煤机，中速环球式磨煤机；高速磨煤机，转速为750～1500RPM，如风扇磨煤机。耒阳电厂二期采用四台双进双出钢球磨煤机。
双进双出磨煤机具有两个相互对称的研磨回路，磨煤机两端为中空轴（？？），分别支撑在两个轴承上，中间为磨煤机筒体，磨煤机筒体有一个钢板卷制的壳体和两端的铸钢盖组成，两端的铸钢盖与两端的耳轴相连，壳体和端盖内部装有锰钢衬板，称为护甲耳轴是一个空心体，随筒体一起转动，用于进煤送风以及排出气粉混合物，进煤任务由保护链条弹性固定在中空轴中心管外侧的螺旋输送装置完成。
原煤经过中心管落入中空轴下部，由磨煤机两端由螺旋输粉器送入磨煤机内。热风从中心管的热风箱通过两端中心管的下半部进入磨煤机，对原煤进行干燥后按进煤的反方向将气粉混合物从两端中心管的上半部送出磨煤机，故称为双进双出。气粉混合物从磨煤机两端出口后进入粗细分离器，经过分离器后粗颗粒送货磨煤机入口与原煤汇合后重新进入磨煤机研磨，合格的煤粉与总一次风一起由分离器出口经过一次风管进入燃烧器。由于双进双出磨煤机都是正压运行的，因此均装有密封风机，向中空轴的固定件与旋转件之间提供密封风，防止空气与煤粉的泄漏。
双进双出磨煤机的出力是靠调整磨煤机的通风量实现的，当需要改变磨煤机的出力时，只需要调整磨煤机的通风量，便可使带出的煤粉量发生变化。一次风又两个用途，将煤粉从制粉系统输送至锅炉燃烧器，另外提供煤粉磨制过程中干燥煤所需要的热量。磨煤机由装在机壳上的一螺旋齿轮驱动，螺旋齿轮由小齿轮带动，小齿轮由电机驱动，驱动装置包括主电机、平行轴减速器、与小齿轮连接的气动离合器。在磨煤机运行中，齿轮装置间隙间有足够的润滑油润滑，润滑油由一气动的自动油泵提供，齿轮挡板上装有喷淋油抢。
双进双出磨煤机的优点：可靠性高，可用率高；与现有中高速磨相比，维护最简单，只需要定期更换大齿轮润滑油脂和补充钢球；能长期保持恒定的容量和要求的煤粉细度，不存在由于末减的磨损使磨出力下降的问题（？？？）；能有效的研磨硬煤、腐蚀性强的煤；有较大的储备煤粉能力；在较宽广的负荷范围内有快速反应能力；对煤种适应性强；能保持一定的风煤比；当低负荷时，一次风量小，相应风速也小，带走较细的煤，对稳定燃烧有利；有显著的灵活性，壳全磨启动也可半磨启动。
制粉系统的启动：
（1）经过各项检查达到起磨条件
（2）启动磨煤机轴颈轴承润滑油系统，油压正常（？？？）
（3）启动磨煤机电机轴承润滑油系统，油压正常（0.1～0.4MPa）
（4）将齿轮喷油装置打在自动档位
（5）投运本磨煤机煤粉燃烧器所对应的油枪
（6）开启粗细分离器出口门
（7）开启本磨煤机煤粉燃烧器出口门
（8）启动两端粗粉分离器的旋转式锁气器
（9）调整一次风量满足双端运行的最小要求值，对将投入的一次风观和燃烧器进行吹扫。（？？）
（10）调整粗细分离器出口温度，磨煤机进口温度（？？？），延时5分钟磨煤机暖磨完成。
（11）启动磨煤机电机
（12）投入启动离合器，磨煤机开始转动
（13）检查油站喷淋油系统，轴瓦温度及磨煤机电机正常，投入离合器5分钟后自动退出高压油泵
（14）启动给煤机之前。磨煤机进出口压差应小于1.5Kpa，且进出口温度正常（？？？）
（15）以最小给煤量5.0kg/s启动给煤机运行
（16）检查确认磨煤机进出口压差小于2.0KPa，进出口温度正常，不堵煤，然后增加给煤量
（17）调整一次风量以适应负荷要求
（18）根据炉内燃烧情况，逐步退出磨组点火油抢，退油过程中注意监视炉膛压力变化
制粉系统的停止（温态或热态）：
（1）投入将要停止的煤粉燃烧器所对应的油抢
（2）降低磨煤机负荷到最小
（3）设定分离器出奇偶温度和磨煤机出口温度（？？？？？？？）
（4）维持上述工况十分钟
（5）关闭原煤斗出口门
（6）当给煤机上无煤时，停止给煤机
（7）关闭给煤机出口闸门
（8）降低磨煤机一次风量到最小
（9）运行十分钟后，断开气动离合器
（10）关闭粗细分离器出口门
（11）关闭本磨煤机燃烧器出口门
（12）关闭磨煤机总风门
（13）关闭磨煤机密封风电动总门
（14）停粗粉分离器旋转式锁气器
（15）停磨煤机主电机，当其停止运行5分钟后，停电机润滑油运行，退出电机润滑油冷油器运行
（16）根据需要退出磨煤机所对应的油抢。

紧急停磨：
（1）关闭粗粉分离器出口门
（2）给煤机切除自动方式
（3）停止全部两台给煤机运行
（4）关闭给煤机出口闸门
（5）关闭热风门
（6）断开气动离合器
（7）关闭磨煤机总风门
（8）停止分离器旋转式锁气器
（9）投运消防惰化系统。
制粉系统在运行中调整的主要任务是：使系统锁磨制的煤粉量应该满足锅炉运行的要求；保持合格的煤粉细度和水分；维持正常的风温和风压；尽量降低制粉系统的耗电量。
在下列情况下应紧急停止制粉系统的运行：锅炉发生事故紧急停炉；制粉系统发生着火燃烧或者爆炸危及人身安全；润滑油系统发生故障；转动机械发生严重振动；电气设备发生故障。

风烟系统：
风烟系统的作用：
提供一定数量的热风到锅炉炉膛，其风温为煤在最佳燃烧时所需要的温度。提供热风到磨煤机，用于输送煤到炉膛，在磨煤和输送过程中由热空气烘干煤。提供冷风用于调节进入磨煤机之前的一次风温以适当的干燥煤粉，并也防止磨煤机煤粉因风温太高而着火，调温风和一次风在进入磨煤机前混合。提供密封空气给磨煤机和给煤机，提供动力、将炉膛燃烧烟气排出并排至烟囱，提供冷却风给火焰监测器和其他设备。
耒阳电厂二期每一台机组风烟系统由下列部分组成：两台50容量、定速，电动机驱动轴流送风机，通过改变动叶角度来调节风量；两台50容量，定速，电动机驱动离心式一次风机，用进口叶片来调节风量；两台50容量，定速，电动机驱动轴流引风机，通过改变动叶片角度来调节风量；两台50容量三分仓回转再生式空气预热器；四台磨煤机和对应的8八台给煤机；两台100容量火焰监测器用的空气冷却风机，定速马达，两台风机均采用交流电机；两台100容量磨煤机和给煤机的密封风机，定速马达，风机从调温风系统吸风；两台50容量静电除尘器。
在风烟系统工作流程中，冷风与再循环来的热风混合后进入两台送风机，然后进入两台再生式三分仓空气预热器的风侧，蓄热板随空气预热器一起转动，在烟气侧吸收热量，转到风侧后将冷风加热，热风从二次风侧出来静热风管进入燃烧器风箱，然后作为分级风和二次风进入炉膛。高温烟气由燃料燃烧产生，向上流动通过辐射向水冷壁和屏式过热受热面放热，烟气流经炉顶的末级过热器，经过凝渣管后进入竖井烟道，通过对流传热的方式加热省煤器中的给水，烟气在引风机的作用下从竖井流出，流经空气预热器烟气侧和静电除尘器后，由引风机引入烟囱，排入大气。从一次风机出来的风被分成两部分，一部分称为一次风，另一部分分成两部分，一是调温风，调温风和一次风都流向磨煤机，携带煤粉后从磨煤机流向燃烧器；二是密封风，通过密封风机加压后，作为磨煤机和给煤机的密封风。
电站锅炉中应用最广泛的通风方式为平衡通风。即利用送风机正压头克服空气流通过程中的阻力，而引风机的负压头克服烟气流通过程中的阻力，使炉膛出口为微负压。耒阳电厂二期的锅炉就是采用平衡通风方式，其中送风机、引风机采用轴流式，一次风机和密封风机采用离心式风机。送风机为上海鼓风机厂生产的液压动叶可调轴流式风机，其型号为FAF22.4-14-1，F表示送风机，A表示轴流式，F表示动叶可调，该风机风量为112.6～143.7立方米每秒；引风机为上海鼓风机厂生产的液压动叶可调轴流式风机，该风机最大风量281.3立方米每秒，密封风机和一次风机均采用上海鼓风机厂生产的离心式风机，其中密封风机的型号为M9-19NO16D，M表示锅炉离心式风机的代号，该风机最大风两为10.5立方米每秒，一次风机型号为1788B/1105，该风机最大风量为58.61立方米每秒。
耒阳电厂二期机组中，在煤质较好情况下一台引风机跳闸将联跳本侧送风机，负荷可以带至160～180MW左右，此时必须投油，投油后，负荷可升为210～220MW左右；一台送风机跳闸，可带负荷为220～230MW；一次风机跳闸可带负荷为200MW左右。

水冷壁及自然循环：

吸收火焰和延期的热量而使水产生蒸汽的受热面称为蒸发受热面。自然循环回路是由于不受热的下降管、受热的上升管、汽包、水冷壁下集箱，水冷壁上集箱和汽水引出管等组成。汽包具有较大的容积，其中下半部充满水，上半部为蒸汽空间，两者之间的分界面叫做蒸发面，整个回路中的水叫做锅炉水。上升管中受热达到饱和温度屏产生部分蒸汽，而下降管中为饱和水或未饱和水。由于蒸汽的密度小于水的密度，因而上升管中汽水混合物平均密度小于下降管中水的默读，这个密度差推动上升管中汽水混合物向上流动进入汽包，并在汽包中进行汽水分离，分离出来的蒸汽由汽包送出，分离出来的饱和水和给水混合后进入下降管，并且从上向下流动，形成汽水循环。自然循环的推动力是由下降管中的工质密度和上升管中工质密度值差而产生的，自然循环回路的循环推动力称为运动压头。
运动丫头的大小取决于水鹤饱和蒸汽的默读、上升管中的含汽率和循环回路高度，随着压力的升高，饱和水和饱和蒸汽的密度差减小，运动压头也将减小，这使得组织稳定的水循环趋向困难，因此随着压力的升高，应适当增大上升管中的含汽率和循环回路的高度，以维持足够的运动压头，目前采用自然循环方式锅炉，最高饱和蒸汽压力为19MPa。自然循环的优点是可以利用连续排污和定期排污来调整和保证炉水品质，因而对给水品质要求不太高。自然循环锅炉的水容积和畜热能力大，因而对自动化程度要求不高。
锅炉运行中，影响水冷壁安全运行的因素很多，既有管内诸多因素的影响，也有管外复杂因素的影响。管内的因素有：（1）水质不良导致的水冷壁管内结垢与腐蚀；（2）水冷壁受热偏差的影响导致的个别管子出现循环流动的停滞或倒流；（3）水冷壁热负荷过大导致的管子内壁出现膜态沸腾；（4）汽包水位过低引起水冷壁中循环流量不足，甚至发生更为严重的“干锅”。管外的影响因素有：（1）燃烧产生的腐蚀性气体对管壁的高温腐蚀；（2）结渣和集灰导致的对管壁的侵蚀；（3）煤粉气流或含灰气流对管壁的磨损。
水冷壁管内汽水混合物流动的情况，与压力、质量、流速、质量含汽率和管外热负荷等因素有关，汽水混合物再垂直管内的流动结构主要有四种：汽泡状、汽弹状、汽柱状和汽雾状。当水冷壁管内汽水混合物流动状态为汽泡状、汽弹状、汽柱状时，其传热属于核态传热区域，此时管壁是安全的；在高参数大容量锅炉炉膛高热负荷区域的水冷壁管中，有时会产生膜态沸腾，这是管内蒸汽直接与壁面接触以致传热恶化，这是内部工质还热系数急剧下降，壁温突然升高，大大超过管内工质的饱和温度，很容易导致管子破坏。为了避免水冷壁管在工作中超温损坏，必须避免蒸汽直接与管内壁接触，因为蒸汽与管内壁之间的换热系数比水与管内壁之间的换热系数小的多。停滞、倒流、膜态沸腾都将影响水冷壁安全运行。水循环停止实际上导致的是水冷壁传热恶化，水循环停止现象主要发生在受热弱的管子上。倒流管的压差大于同一片管屏或同一回路的平均压差，从而迫使工质向下流动，在发生倒流的管子中，水向下运动，而汽泡由于受到浮力向上运动。当倒流速度较慢且等于汽泡向上运动的速度的时候，向下流的水带不走汽泡，造成汽泡不上不下的状态，引起汽塞，发生传热恶化，以致使管子出现局部超温。如果管外的热负荷很高，在管子内壁面上，汽泡生成的速度大于汽泡脱离壁面的速度，起跑就会在管子内壁面上聚集起来，形成蒸汽膜，将官自中心的水与管壁隔开，使管子壁面得不到水的冷却，引起管子壁面处出现传热恶化。
自然循环安全性能指的是锅炉在运行过程中，循环回路中的所有上升管能有连续的水膜来冷却它，具体指标有：（1）受热最弱的管子不发生停滞核倒流；（2）受热最强的管不发生传热恶化；（3）回路循环倍率大于界限循环倍率，使循环具有补偿特性；（4）下降管入口不形成漩涡漏斗；（5）各循环回路流速核循环倍率都在推荐范围内。为提高循环安全性，可采取下列措施：（1）减少受热不均；（2）确定合适的上升管吸热量；（3）确定合适的上升管高度核管径；（4）确定合适的汽水导管高度和截面积；（5）减少旋风分离器阻力；（6）减少下降管阻力。减少受热不均匀，在运行上的要求是：（1）限制最小负荷，因为负荷小，受热不均匀增大；（2）不要使火焰偏斜；（3）防止结渣，结渣后要及时清除。
耒阳电厂二期采用B&WB-1025/17.2-M锅炉水冷壁介绍。锅炉的汽水循环系统包括锅筒、大直径下降管、水冷壁管、汽水引入和引出管，来自省煤器的未沸腾水在沿着锅筒长度布置的给水布置分配管中分别进入四根大直径下降管。在四根下降管的下端接一分配器，与水冷壁引入管相连接，引入管把欠焓水送入水冷壁的四周下集箱，按受热情况分成26个循环回路，炉水随着膜式水冷壁向上流动而不断被加热，逐渐形成汽水混合物，工质经汽水引出管被引入锅筒，在锅筒内经轴流式旋风分离器和立式波形板使汽水进行良好的分离，分离后的炉水再次进入下降管，干蒸汽责备30根连接管引入炉顶过热器进口集箱。水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置，锅炉在点火前，邻炉蒸汽分路进入26只水冷壁下集箱，以加快锅炉气动速度。
后墙水冷壁在炉膛上部向前墙突出的部分称为折焰角，折焰角有以下几个作用：（1）增加烟气流程，燃料在炉膛内停留时间延长，有利于燃料燃尽；（2）使烟气在炉膛出口处沿高度方向均匀进入过热器，改善过热器的传热；（3）使烟气能更好的充满炉膛上部，以增加前墙和侧墙的吸热量。锅炉蒸发受热面是指工质在其中吸热汽化的受热面，水冷壁是敷设蒸发受热面，它一般布置在锅炉炉膛的四周壁面，是锅炉的主要受压部件之一。水冷壁主要有以下作用：（1）保护炉墙，减少了高温和炉渣对炉墙的破坏作用；（2）吸收炉膛内高温火焰的辐射热，使水蒸发而汽化；将烟气冷却道允许的炉膛出口烟温值。耒阳电厂二期锅炉采用的水冷壁使全焊式膜式水冷壁。

汽包及其内部装置：
汽包是自然循环锅炉以及强制循环锅炉中最重要的承压部件，汽包的主要作用是：（1）连接上升管和下降管组成的自然循环回路，同时接收省煤器来的给水，还想过热器输送饱和蒸汽。因而，汽包是加热、蒸发与过热这三个过程的连接枢纽；（2）储水储汽；（3）蒸汽净化，汽包内部的各种装置，可以进行蒸汽净化从而获得品质良好的蒸汽；（4）汽水分离，从水冷壁、沸腾式省煤器或对流管束来的汽水混合物，经汽包内的汽水分离装置分离出的蒸汽被送入过热器过热，称为过热蒸汽。另外，汽包上装有压力表、水位计、事故防水门、安全阀等附属设备，用以控制汽包压力、监视汽包水位，以保证锅炉安全工作。
锅炉给水一般来自从除氧器来的热水，在进水过程中，因汽包壁热阻很大，壁内加热很慢，该汽包金属温升比外壁迅速，内壁温度因此高于外壁，在汽包壁厚范围内，温度成抛物线分部。汽包内壁温度较高，向外膨胀，而外壁因温度较低阻止发生膨胀。于是，内壁产生压缩应力，外壁产生拉伸应力，汽包进行冷却，过程与之相反，即内壁温度低于外壁温度，内壁产生拉伸应力，外壁产生压缩应力。此外，在锅炉启动过程中，汽包的汽空间和水空间的壁温是不一样的，为了保证汽包的安全运行，必须采取以下措施：（1）严格控制汽包温差，防止内外壁温差过高引起过大的温度应力；（2）汽包才有那个环形夹套结构；（3）锅炉起停初期，适当的进水与放水，可以保证汽包各部分受热均匀，促进锅内水循环的建立。在升火过程中，汽包的上半部的壁温高于下半部壁温；在停炉冷却过程中，仍然是汽包上半部温度高，下半部温度低，而形成温差。维持汽包正常和平稳的水位是自然循环锅炉安全运行的重要措施之一。对于亚临界自然循环锅炉，汽包水位的选取是既要保证高水位是汽包具有足够的蒸汽空间，避免蒸汽带水，保证蒸汽品质；也要保证低水位时距下降管入口亦有充分的高度，避免下降管带汽。
饱和蒸汽的品质在很大程度上取决于炉水的含盐浓度，为了保证合格的蒸汽品质，必须将炉水的含盐浓度维持在合理的范围内，就要将部分含盐较浓的炉水排出，并补充一些较为清洁的给水，这就是所谓的锅炉排污。汽包锅炉的排污有连续排污和定期排污，连续排污是连续不断的排出一部分炉水，使炉水含盐浓度不致过高；炉水中可能有沉渣和铁锈，为防止这些杂质在水冷壁管沉积和堵塞，所以经过一段时间后必须把这些杂质排出，这就是所谓的定期排污，由于杂质多沉积在汽水系统的较低处，因此定期排污一般从水冷壁的下联箱引出，间断进行。


过热器和再热器：

蒸汽过热器使锅炉的重要组成部分，它的作用是把从汽包出来的饱和蒸汽加热到具有一定过热度的合格蒸汽，并要求在锅炉变工况运行时，保证过热蒸汽温度在允许范围内。汽轮机高压缸的排汽先送到锅炉的再热器中，经过再一次加热升温到一定的温度后，返回到汽轮机的中低压缸和低压缸中继续膨胀作功。通常，再热蒸汽压力为过热蒸汽压力的20左右，再热蒸汽温度与过热蒸汽温度相近。我国125MW及以上机组都采用了中间再热系统。
随着蒸汽参数的提高，过热蒸汽和再热蒸汽的吸热量份额增加，在现代高参数大容量锅炉中，过热器和再热器的吸热量占工质总吸热量的50以上，因此，过热器和在热气受热面在锅炉总受热面中占有很大比例，须把一部分过热器和再热器受热面布置在炉膛内，即采用辐射式、半辐射式过热器和再热器。对流过热器是指不知在对流烟道内主要吸收烟气对流放热的过热器；辐射式过热器是指布置在炉膛中直接吸收炉膛辐射热的过热器，若辐射式过热器设置在炉膛内壁上，称为墙式过热器；若辐射式过热器布置在炉顶，称为顶棚过热器；如辐射式过热器悬挂在炉膛上部，称为前屏过热器。半辐射式过热器是指布置在炉膛上部或炉膛出口烟囱处，既吸收炉内的直接辐射热，又吸收烟气的对流放热的过热器，通常称为屏式过热器。在大型锅炉中，为了采用悬吊结构和敷管式炉墙，在水平烟道或尾部烟道内壁布置了过热器管，此种过热器称为包覆过热器。
耒阳电厂二期300MW机组锅炉过热器系统由顶棚过热器、包墙管过热器、一级过热器、屏式过热器和二级过热器组成。工质在整个过热器系统的流程如下：汽包出来的饱和蒸汽－顶棚过热器及包墙过热器－一级过热器进口集箱－一级过热器－一级过热器出口集箱－一级喷水减温水－屏式过热器进口集箱－屏式过热器－屏式过热器出口集箱－屏式过热器出口交叉连接管－二级喷水减温器－二级过热器进口集箱－35个分集箱－二级过热器进口管组－35个分集箱－二级过热器出口管组－过热器出口集箱－经主蒸汽管道进入汽轮机高压缸。

为了提高机组的热经济性，减少汽轮机末级叶片蒸汽湿度，我国125MW及以上机组都采用了中间再热，将其轮机高压缸排汽引入锅炉的再热器中，重新加热到高温，然后引入中压缸作功。
再热器的进汽是汽轮机高压缸的排汽，它的压力约为主蒸汽压力的20左右，温度稍高于相应的饱和温度，流量约为主蒸汽流量的80，离开再热器后的蒸汽温度约等于主蒸汽温度。再热器与过热器相比，有以下几个特点。
再热蒸汽压力低，蒸汽与管壁之间的对流放热系数削，再热蒸汽对管壁的冷却效果差；再热蒸汽压力低、温度高、比容大，再热蒸汽的容积流量比主蒸汽大的多，再热蒸汽连接管道直径比过热蒸汽大；再热蒸汽对汽温偏差较敏感；再热蒸汽出口气温受进口气温的影响；当汽轮机甩负荷或机组起停时，再热蒸汽无蒸汽冷却，可能烧坏，因此过热器和再热器之间装有高压旁路，将过热蒸汽通过高压旁路快速减温减压后引入再热器，从而起到保护再热器的作用。耒阳电厂二期300MW机组锅炉再热器系统由低温再热器、高温再热器以及两者之间的过渡管组组成。再热蒸汽的工作流程：高压缸排汽经再热蒸汽冷管道－事故喷水减温器－再热器进口集箱－四组低温再热器管组－过渡管组－高温再热器管组－再热器出口集箱－经再热器热管道进入汽轮机中压缸。
过热器汽温随给水温度的上升而降低，随给水温度的降低而提高，在机组运行时常常会因高压加热器的停运等原因而使给水温度降低，由于大型锅炉过热器总体呈对流汽温特性，如果给水温度降低过多，有可能引起过热蒸汽超温，通常采用降低负荷运行方法保证过热器安全；随着炉膛出口过量空气系数增大，辐射式过热器汽温降低而对流式过热器的气温增加；过热气温和再热汽温随火焰中心位置的降低而下降；炉膛受热面结渣或集灰，会使炉内辐射热量减少，过热器区烟温提高，因而汽温增加；过热器本身严重集灰、结渣或管内结垢时，将导致汽温下降；火焰中心位置升高，其出口汽温升高，反之，火焰中心位置降低，过热汽温和再热汽温下降；饱和蒸汽湿度增大，过热汽温下降，反之，过热气温上升。
通常采用的汽温调节方法有：使用喷水减温器，喷水减温是将水直接喷入过热蒸汽中，水被加热、汽化和过热，吸收蒸汽中的热量，达到调节汽温的目的，耒阳电厂二期自然循环锅炉采用两级减温，总喷水量为锅炉负荷的5~8，第一级布置在屏式过热器前，作为整个过热器汽温的粗调，同时还可保证屏的安全运行，喷水量略大于总喷水量的一半；第二级布置在末级过热器之前，作为过热器出口汽温的细调，同时还可保证末级过热器的安全运行，减温器的喷水来自给水泵出口的高压水；汽－气热交换器；蒸汽旁通法；烟气再循环；分隔烟道挡板调温法，当再热器布置在锅炉尾部烟道内时，为了调节再热气温，有时把尾部烟道用隔墙分开，分别将再热器和低温过热器布置在两个并联的烟道中，在它们后面布置省煤器，在出口处设有可调烟气挡板，调节烟气挡板，可以改变流经两个烟道的烟气流量，从而调节再热汽温，耒阳电厂二期机组锅炉采用烟气挡板作为再热蒸汽温度调节的主要手段，而以事故喷水作为辅助调节手段，事故喷水通常只在非正常工况下控制再热汽温；调节火焰中心位置。

尾部受热面：
省煤器和空气预热器布置在锅炉对流烟道的最后或对流烟道的下方，进入这些受热面的烟气温度已不高，故常把这两个部件统称为尾部受热面或低温受热面。在承受压力的受热面中，省煤器的金属温度最低；在整个锅炉机组受热面中，空气预热器金属温度最低。由于金属受热面温度低，烟气中的水蒸气和硫酸蒸汽有可能在管壁上凝结，从而导致金属产生低温腐蚀。另外，夹带大量温度较低而较硬的灰粒的烟气以一定速度冲刷受热面时，还会造成受热面的飞灰磨损和积灰。因而腐蚀、积灰和磨损称为低温受热面运行中突出的问题。

省煤器是利用锅炉尾部烟气的热量来加热给水的一种热交换设备，它可以降低排烟温度，提高锅炉效率节省燃料。由于给水在进入蒸发受热面之前，现在省煤器内加热，这样就减少了水在蒸发受热面内的吸热量，因此采用省煤器可以取代部分蒸发受热面；在吸收同样热量的情况下，色很难过煤气可以节省金属材料；同时，省煤器的结构比蒸发受热面简单，造价也较低。此外，给水经过省煤器后，提高了进入汽包的给水温度，减少了给水与汽包壁之间的温差，从而使汽包的若应力降低，因此，省煤器的作用不仅使省煤，实际上已成为现代锅炉中不可缺少的一个组成部件。
耒阳电厂二期机组锅炉省煤器布置在后烟井下部的低烟温区，由一个与烟气成逆流布置的水平管组和悬吊一级过热器水平关组的引出管组成。给水由给水管从过路左侧引入省煤器下联箱，井省煤器水平关组、悬吊管加热后进入省煤器前后上联箱，然后再经左右两侧导管引入汽包。
对电厂来说，飞灰的磨损式引起省煤器磨损的主要原因，高速烟气携带固体灰粒时，灰粒受热面的每次撞击都会从受热面表面剥离掉微笑的金属屑，这就是飞灰磨损的过程。灰粒特性、飞灰浓度、管束的排列与冲刷方式、烟气速度等是影响飞灰磨损的因素。在运行中，锅炉超负荷运行时，燃料消耗量和空气供应量都增大，因此烟气速度增大，烟气中飞灰浓度也会增加，因而会加剧飞灰磨损；另外，烟道漏风，必然增大烟速增加磨损。

空气预热器。
空气预热器也是一个利用尾部烟道中烟气的余热来加热空气的热交换设备，在电站锅炉中，它已成为一个不可或缺的重要组成部分。空气通过空气预热器后送入炉膛，由于送入炉内的空气温度提高，可使炉膛温度得到相应的提高，可使燃料迅速着火，改善或强化燃烧，保证低负荷下着火的稳定性；在现代大型锅炉中，由于给水的回热加热，给水温度已经提高很多，利用温度比给水温度低很多的空气冷却烟气，可进一步降低排烟温度，减少排烟损失；送入炉膛热空气温度提高，可增强炉内的辐射传热；热空气还可作为制粉系统中的干燥剂。耒阳电厂二期锅炉后烟井下方直接不知了两台三分仓（？？？？？？？？？？？？）容克式空气预热器。
空气预热器受热面积灰后，由于灰的热阻较大，因而使传热恶化，排烟温度升高，排烟热损失增大，锅炉效率降低；同时积灰使受热面气流通道缩小，引起流动阻力及风机电耗的增大；积灰还会加剧受热面的低温腐蚀。飞灰颗粒组成成分、烟气流动工况、烟速、受热面金属温度等都是影响积灰的因素。采取适当的烟气流速、采取切实有效的防腐蚀措施、合理组织和调整燃烧，保持一定的过量空气系数、装设吹灰器屏定期进行空气预热器的吹灰、切实做好防爆防漏工作等都是防止积灰的有效措施。

空压机及空气压缩系统：
压缩空气是由空压机及压缩空气系统来提供的，厂用和仪表用空气系统应为下列用户提供压缩空气：厂用空气用于机械设备、风动工具、扳手等操作，用于电厂各种运行方式中，以及用于电厂的维修目的；高纯度、无油、无水的仪表用压缩空气，用于电厂所有气动操作的仪表和控制装置，如阀门操作装置等。耒阳电厂二期空气压缩系统由下列设备组成：四台螺杆式空压机以及四台与其相配的电动机；四台中间冷却器与后冷却器；四台水汽分离器；四台缓冲罐与储气罐；四台空气干燥器、前过滤器、后过滤器。

有关锅炉的运行与控制：
有关燃烧的稳定控制:

单元机组是炉－机－电串连构成不可分割的整体，其中任何环节运行的状态的变化斗引起其他环节状态的改变，因此炉－机－电的运行与调整是相互联系的，锅炉侧重于调整，汽轮机侧重于监视，电气则侧重于与单元机组的其他环节以及外界电网的联系。锅炉机组运行的状态决定着整个电厂运行的安全性和经济性。电站锅炉的产品是过热蒸汽，因此锅炉运行的任务就是要根据用户的要求，提供用户所需的一定压力和温度的过热蒸汽，同时锅炉机组本身还必须做到安全与经济的运行。

锅炉汽压的调整：

锅炉运行时主蒸汽压力的控制是通过锅炉出力与汽轮机蒸汽进汽量的平衡来实现的，当两者平衡时，对于定压运行的机组，便能稳定工况、变工况或各种扰动下均保持主蒸汽压力的稳定；对于变压运行的机组，便能始终保持主蒸汽压力按负荷对应的关系进行变化。
锅炉在运行时，汽压总是被作为被监视和控制的主要参数之一，汽压降低会减少蒸汽在汽轮机中膨胀作功的焓降，使蒸汽作功能力降低，在外界负荷不变情况下，汽耗量也随之增大，从而降低发电厂的经济性；同时汽轮机的轴向推力增加（？？？？）容易发生推力轴瓦烧坏等事故。如果蒸汽压力降低过多会使汽轮机被迫不能保持额定负荷。汽压过高，使汽轮机转子以及汽缸、锅炉承压管道那机械应力过大，将危及机炉和蒸汽管道的安全。锅炉汽压高低对于汽包水位、汽温等主要运行参数也有很大影响，当汽压降低由于对应的饱和温度降低，使部分炉水蒸发，会引起炉水体积膨胀，故汽包水位要上升，反之则炉水体积要收缩，汽包水位下降，引起虚假水位。汽压变化对汽温的影响，一般是汽压升高时，过热蒸汽的温度也升高，这是因为，当气压升高时对应的饱和温度的焓值增大，在燃料消耗量未改变时，锅炉的蒸发量要瞬间减小，在传热系数传热面积和传热温压基本不变的情况下，平均每公斤蒸汽的吸热量必然增大（？？？？？），导致过热蒸汽温度升高。
汽压变化的速度表明了锅炉保持及恢复汽压的能力，汽压的变化速度影响因素是：负荷的变化速度、锅炉的储热能力及燃烧设备的惯性等。负荷变化是主动也是影响最大的因素，负荷变化速度越快，引起汽压变化的速度也越快，对于单元制机组而言，汽轮机负荷的变化幅度将直接影响锅炉主蒸汽压力的变化。锅炉储热能力是指当外界负荷变化而燃烧工况不变时，锅炉能够放出或者吸收热量的能力，锅炉的储热能力对汽压的变化是一个缓冲作用。燃烧设备的惯性是指从燃料量开始变化到炉内建立新的热负荷所需要的时间，在锅炉运行时，燃烧设备惯性越大，负荷变化时，汽压变化的速度就越慢（？？？）。
汽压变化反应了锅炉蒸发量与外界负荷之间的平衡，由于外界负荷、炉内燃烧工况、换热情况以及锅炉内工作情况经常变化，引起锅炉蒸发量的不断变化，所以汽压的变化与波动是必然的，汽压稳定只是相对的。引起锅炉汽压的变化原因很多，主要有两方面：一是锅炉内部因素一是锅炉外部因素。外部因素是指非锅炉设备本身的原因造成的扰动，主要有外界负荷的变化；高压加热器因故障退出运行；给水压力变化。内部因素主要是指炉内燃烧工况的变动和锅炉内工作情况的异常。当外界负荷不变时，汽压的稳定主要取决于炉内燃烧工况，此外，锅炉换热状况的改变也会影响汽压的稳定。对于判断汽压变化的原因主要可以考虑：当蒸汽压力与蒸汽流量的变化方向相反时，所命时外部因素造成的；若汽压与蒸汽流量的变化一致时，通常是由于内部扰动的影响。当汽压下降时蒸汽流量下降，说明燃料燃烧的供热量不足，当汽压上升的同时，蒸汽流量增加，说明燃烧供热量偏多。
300MW机组锅炉汽压的调整方法。
当负荷变化时，例如当负荷增加使汽压下降时，必须强化燃烧，即增加燃料量和风量，一般情况下做好是先增加风量，然后紧接着增加燃料量。如果先增加燃料量后增加风量，并且如果风量增加较迟，则会造成不完全燃烧，但是由于炉内总是保持一定的过剩空气量，当负荷增加较大或者增加较快时，为了保持汽压稳定使之不致有大幅度下降，则可先增加燃料量，然后紧接着再适当增加风量。
增加风量时，应先开大引风机挡板。然后再开大送风机的入口挡板，一般都是增加送风机入口挡板的开度，即增加总风凉，只有在必要时，才根据需要再调整各个喷燃器前的二次挡板。增加燃料量的手段是同时或者单独的增加各种运行喷燃器的燃料量或增加喷燃器的运行只数，燃煤锅炉如果装有油喷燃器，必要时还可降油喷燃器投入。当负荷减少使汽压升高时，则必须减弱燃烧，即先减燃料量再减小风量，在异常情况下，当汽压急剧升高，只靠燃烧调节来不及时，可开启过热器疏水门或者对空排汽门，以尽快降压。

蒸汽温度的调整及控制：

过热器出口汽温是蒸汽质量的重要指标之一，过热蒸汽汽温过高，会加快金属材料的蠕变，还会使过热器蒸汽管道汽轮机高压部分产生额外的热应力，从而缩短设备的使用寿命。汽温过低，会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加，对叶片的侵蚀作用加剧。严重时还会发生水冲击。当压力不变时汽温加大，蒸汽的热焓必然减少，蒸汽的作功能力将减少，汽耗必然增加，电厂经济性降低。耒阳电厂二期机组，对于过热器和再热器温度要求为540度正负5度，超过这个数值，锅炉将报警。
影响汽温变化的主要因素是多种多样的，这些因素还可以同时发生。烟气侧的主要影响有：
燃料性质的变化，挥发分降低，含炭量增加或者煤粉变粗时，火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，将使得汽温升高，燃煤水分或者灰分增加，炉膛出口烟温增加，烟气流速增加，这样使得对流过热器的传热系数增大，吸热增多汽温升高，辐射式过热器和分隔屏过热器，汽温侧降低.。
风量及其分配的变化，由于送风量或者漏风量增加而使炉内过量空气系数增加时，燃烧生成的烟气量增多，烟气流速提高，导致对流过热器汽温升高，但是，如果风量不足，燃烧不好而在烟道再燃烧时，会使烟气对流过热器的升高，而且可能造成过热器超温损坏。
燃烧器运行方式改变，摆动燃烧器喷口向上或者向下倾斜，会使火焰中心提高或者降低而使过热器汽温升高或者降低。炉膛受热面结扎或者管内结垢，会使其吸收炉内辐射热减少，过热器区域的烟气温度会提高，因此使过热器汽温上升。
蒸汽侧的主要影响有：锅炉负荷的变化，实际锅炉中，联合过热器的负荷特性通常是呈对流式的，即过热器出口汽温随锅炉负荷增加而升高；当时，当负荷突然增加燃烧工况来不及改变，在汽压未恢复前，由于过热器的加热条件没有改变而流经过热器的蒸汽流量变大了，因此这时的汽温降低。
给水温度变化时，为适应加热给水量的变化，导致汽温改变。例如，当给水温度降低时，加热给水所需要的热量增加，燃料消耗量必然要增加，进入到对流过热器的烟温和烟速都要提高，过热器的吸热量增加，但此时流经过热器的蒸汽量并为改变，因此汽温必然升高。饱和蒸汽用量的变化，当锅炉用饱和蒸汽吹灰时，为了保证负荷的需要，必须增加燃料消耗量，因此炉膛出口烟温和烟气量增加，而流经过热器的蒸汽量不变，所以汽温必然升高。
由于汽温的变化是由蒸汽侧和烟气侧两方面共同影响的，因此对过热蒸汽汽温的调节也可以从这两方面来进行。
蒸汽侧调节过热蒸汽的温度的原理在现代电厂中是利用给水作为冷却工质去直接冷却蒸汽，改变蒸汽的焓增量。为此需要设置减温器，它是将给水之恶疾呈雾状喷射到过热蒸汽中去与之混合，吸收蒸汽的热量使本身加热蒸发过热，并成为过热蒸汽的一部分。耒阳电厂二期采用两级减温，一级减温器在屏前（？？？？），二级减温器在屏后。一级减温喷水量的控制条件是使屏式过热器入口工质温度与饱和温度之间保持一定的温差，温差推荐值为28摄氏度，报警值为14摄氏度（？？？）。
运行中，如果一级减温器出口蒸汽温度超过设计值较多，这表明两级减温器所喷入的总喷水量过大，其原因可能是：过剩空气量过大；水冷壁污染严重；锅炉在低于额定汽温下运行（？？？）。当锅炉负荷低于额定负荷10时，建议不要使用减温器（？？？？）。
蒸汽侧调节汽温的特点是，它只能使蒸汽减温而不能升温。由于一般联合过热器的运行特性都偏向于对流特性，所以当锅炉负荷降低时，汽温也将下降，这时减温水就应关小，直至减温器解列为止，如果此后负荷再降低，由于过热蒸汽失去汽温调节手段，主汽温度就不能保持额定值，故锅炉一般不宜在这样低的负荷下运行。耒阳电厂二期300MW型锅炉的再热汽温调节具有采用分隔烟道的烟气挡板作为主调节手段。


锅炉燃烧的调整：
炉内燃烧调节的具体任务归纳为三点：
（1）保证产汽量适应外界负荷的需要，汽压汽温和汽包水位稳定在正常范围内。
（2）着火稳定，燃烧中心适当，火焰分部均匀，不烧毁喷燃器过热器等设备，避免结渣
（3）燃烧完全，使机组处于最佳经济状况
负荷变化是锅炉运行中经常碰到的工况改百年，此时必须及时调整送入炉膛的燃媒量和空气量，相应的改变燃烧工况。锅炉在高负荷下运行时，由于炉膛温度高，着火与混合条件较好，故燃烧一般是稳定的，此时可适当减少过量空气系数，这样既可以减少排烟，又可使炉内温度提高。锅炉在低负荷下运行时，燃烧弱，炉膛温度低，火焰充满度差，燃烧不稳定，可以将炉膛负压适当减小，以减少漏风，提高炉膛温度。
燃烧的调节主要包括送引风量的调节。煤粉量的调节和燃烧调节等。锅炉负荷发生改变而需要调节进入炉内的煤粉量时，通过增加或者减少制粉出力实现。锅炉负荷变化时，送入炉内的风量必须与送入炉内的燃料量相适应，同时也必须对引风量进行相应的调整，电厂通常采用送引风机风量来进行炉内风量调节，目前大型锅炉多采用轴流式风机，通过调节送引风机动叶的角度来改变送引风量的大小。
在进行燃烧调整时，需要注意：
密切注意监视风量和烟气含氧量的变化，任何时候风量不低于30BMCR（？？？）工况，维持烟气氧气含量在3.0～5.0之间；锅炉负荷低于60MCR时应投油稳燃；机组升负荷时先增加风量再增加燃料量，减负荷时应先减少燃料量后减风量；正常运行时应保持煤粉细度R90在6以下，磨煤机出口温度在150摄氏度左右；开大外二次风门，煤粉火焰着火点变远，反之，关小外二次风门，着火点拉近，加大外二次风量，飞灰含炭量可明显减少（？？？？？？）；当负荷大幅度变化时，投停燃烧器的顺序应能维持炉膛断面热负荷的均匀分布。

汽包水位的调整及控制：
当汽包水位过高时，由于汽包蒸汽容积和空间高度减小，蒸汽携带的水分会增加，从而蒸汽的品质恶化，容易造成过热器积盐垢，使管子过热损坏。同时，盐垢增加，传热热阻也增大，将引起传热恶化，过热汽温下降使经济性下降。汽包严重满水时，会造成蒸汽大量进水，除引起蒸汽温度急剧下降外，还会引起蒸汽管道和汽轮机内产生严重水冲击，甚至打坏汽机叶片。
汽包水位过低则可能破坏水循环，使水冷壁管的安全受到威胁，如果出现严重缺水而又处理不当时，则可能造成水冷壁爆管。
汽包水位是否稳定首先取决于锅炉负荷的变动量及其变动速度，因为它不仅影响蒸发设备中水的消耗量，而且还会造成压力的变化，从而引起炉水状态发生变化，促使它的体积也发生变化。锅炉负荷突然增加时，在给水量和燃烧未作相应的调整之前，汽包水位先升高，而后再逐渐降低；而汽压则很快下降。汽压下降的结果，一方面造成汽水混合物比容增大，水位上升；另一方面使饱和温度降低，造成金属和炉水放出部分热量用来蒸发炉水，因此炉水内的蒸汽数量大大增加，汽水混合物体积膨胀，促使水位很快上升，形成虚假水位。因此，在负荷突然增加时，水位暂时很快上升，从物质不平衡的情况看，蒸发量大于给水量，炉水不是多了而是少了，水位会很快下降。
在锅炉负荷和给水量未发生变化的情况下，炉内燃烧工况发生变动多数是由于燃烧不良，给煤量的不稳定所引起。当燃烧加强时，炉内放热量增加，受热面吸热量也增加，炉水汽水加强，炉水中产生的蒸汽汽泡数量增多，体积膨胀，水位暂时提高，由于产生的蒸汽量不断增多，汽压上升，相应提高了饱和温度，使炉水中的蒸汽汽泡数量有所减少，水位又会下降。对于单元机组，如果此时汽压不能恢复则汽轮机调节机构将要关小调速汽门，进汽量减少，因此水位又会上升。燃烧减弱时，情况与之相反。
给水压力升高则给水量增多，从而破坏了给水量与蒸发量的平衡，因此必然引起汽包水位的波动，在其他情况为改变的情况下，给水压力升高使给水量增大，水位升高，给水压力低使给水量减少时，水位下降。
耒阳电厂二期汽包控制水位在正负25mm范围内，正常运行时，锅炉给水调节依靠控制汽动给水泵的转速，两台汽动泵的转速应同步操作，一般情况下用自动方式，必要时切为手动，严禁猛增猛减。


锅炉的运行故障及防止
火电厂的事故有相当大一部分是由于锅炉事故引起的，统计表明过路方面的事故约占火电厂非计划停运事故总数一半以上，而锅炉的事故又以水冷壁管、过热器管、再热器管和省煤器管泄漏为最多；其次式灭火和放炮和炉膛结渣。当锅炉发生事故时，应按下述原则处理：消除事故的根源，限制事故的发展，并解除事故对人身安全和设备的威胁；保证人身安全和设备不受损坏的前提下，尽可能保持机组的运行，包括必要时转移部分负荷到厂内正常运行的机组，尽量保证用户的正常用电；保证厂用电源的正常供给，防止扩大事故；单元制机组在事故紧急停炉时，不应立即关闭主汽门，应等汽机停运后再关闭锅炉主汽门，以保证汽机的安全。（？？？？？？？？？？？？？？）
紧急停炉。发生下列条件之一锅炉MFT动作，否则，应手动MFT进行紧急停炉。
（1）炉膛压力高二值。
（2）炉膛压力低二值。
（3）汽包水位高二值。
（4）汽包水位低二值。
（5）一次风机全停。
（6）引风机全停。
（7）送风机全停。
（8）空气预热器全停。
（9）燃料中断。（延时2S）
（10）汽轮机跳闸。
（11）发电机跳闸。
（12）全炉膛熄火。（延时2S）
（13）探头冷却水异常。
（14）手动MFT。
（15）MCS任一对CP故障。
（16）风量<25MCR。
（17）手动MFT条件：
手动MFT条件：
（1）锅炉具备MFT条件而保护拒动。
（2）所有水位计损坏无法监视水位。
（3）锅炉压力升至安全阀动作压力而所有安全阀拒动，PCV和旁路无法打开。
（4）锅炉发生严重的尾部再燃烧。
（5）主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道爆破，无法维持正常运行或威胁人身、设备安全时。
（6）锅炉受热面爆破各主要参数无法维持正常。
（7）炉膛发生爆炸，使设备受到严重损坏。
（8）锅炉机组范围内发生火灾无法灭火，严重影响锅炉安全运行。
有下列所述原因时，应申请停炉：
（1）锅炉受压元件发生泄漏，但可维持汽包水位。
（2）炉水或蒸汽品质严重超标，经处理不能恢复正常运行
（3）受热面严重超温，经调整不能恢复正常。
（4）锅炉严重结焦，不能维持正常运行
（5）安全门动作后不回座，经多方处理无效或严重泄漏
（6）汽包就地水位计全部损坏无法处理正常，集控室远传水位计或给水自动调整可靠
（7）汽包所有远传水位计均不可靠或损坏，短时间无法恢复
（8）锅炉燃煤时，炉底除渣系统全部故障停运超过正常启动两小时，短时间内无法恢复
（9）锅炉受热面严重积灰，无法维持正常运行。

锅炉灭火与烟道再燃烧。
锅炉的灭火、放炮和烟道再燃烧是锅炉常见的燃烧事故。
当炉膛内的放热小于散热时，炉膛的燃烧将要想减弱的方向发展，如果此差值很大，炉膛内燃烧反应就会急剧下降，当达到最低极限值时就会灭火，一旦锅炉灭火，炉内烟气的平均温度在2秒钟内从1200摄氏度降低到400摄氏度以下，将造成炉内压力急剧下降，使炉内受到由外向内的挤压而损伤，这种现象叫做内爆。如果燃料在炉内大量积聚，经加热点燃后出现同时燃烧，炉内烟温瞬时升高，引起炉内压力积聚增高，使炉墙受到由内向外的推力损伤，这种现象称为爆炸或外爆，俗称放炮或打炮。锅炉的灭火和放炮是两种截然不同的燃烧现象，如果炉膛发生灭火，（？？？？？？？？？？？？？？）燃料供应切断延迟10秒钟以上，或者切断不严仍有燃料漏入炉膛，或者多次点火失败，使得炉内存积大量燃料，而在点火前又未将积存燃料清扫干净，此时炉内出现火源或重新点火，就可能发生锅炉放炮事故。
燃煤质量太差或煤种突变、炉膛温度低、燃烧调整不当、给粉不均匀、机械设备故障、以及水冷壁严重泄漏跨焦等原因都是灭火的通常的原因。炉膛灭火时，有以下现象可供判断：炉膛负压突然增大许多；一、二次风压减小；炉膛火焰发黑；发出灭火信号、灭火保护动作；汽压、汽温下降；在灭火初期汽轮机尚未减负荷前，锅炉蒸发量增大，（？？？？？？？？？？？？？？）然后减少，汽包水位先升高后下降等。炉膛灭火后，应立即切断所有的炉内燃料供应，停制粉系统，并进行通风吹扫，清扫炉内积粉，严禁“增加燃料供给挽救灭火”的错误处理，将所有自动改为手动，切断减温水和给水，控制好汽包水位，将送引风机减至最低值，可适当加大炉膛负压，查明灭火原因并消除后，投入油嘴点火。如果出现锅炉放炮，应立即停止向锅炉提供燃料和空气，并停止引风机，关闭挡板和所有爆炸打开的锅炉门、孔，修复防爆门，经仔细检查，烟道内确无火苗时，可小心启动引风机并打开挡板。
烟道内再燃烧时烟道内积存了大量燃料，经过氧化升温，最后再烟道内发生二次燃烧，造成烟道内积存大量的燃料的原因：燃烧工况失调、低负荷运行、锅炉启动和停炉频繁、油煤混烧等。烟道内发生再燃烧时，将有如下现象：烟道内温度和锅炉排烟温度急剧升高、烟道负压和炉膛负压波动或成正压；从烟道门、孔或引风机不严密处冒烟气或火星，引风机外壳烫手，轴承温度升高；烟囱冒黑烟；再热器出口汽温、省煤器出口水温、空气预热器出口热风温度升高；二氧化碳和氧量表指示不正常。判断为烟道内再燃烧时，应立即停炉，同时停止引风机送风机运行，停止向炉内提供燃料，严密关闭烟道挡板及其周围的门、孔，打开旁路系统打开事故喷水以保护过热器和再热器；向烟道通入蒸汽进行灭火，在确认烟道再燃烧完全扑灭后，可启动引风机，开启挡板，抽出烟道中的烟气和蒸汽。

过热器和再热器损坏。
过热器和再热器通常都布置在锅炉烟气在锅炉烟气温度较高的区域，由于工质吸热量大，受热面多，部分受热面还布置在炉膛上部，直接承受炉膛火焰的直接辐射，因此，其工作条件比较恶劣，由于再热器中蒸汽压力较低，所以再热蒸汽对再热器管冷却能力较低，另外，再热器由于受到流动阻力的限制，一般不宜采用过多的蒸汽交叉和混合措施，因此再热器的工作条件必过热器还要差。为保证再热器工作的可靠性，再热器通常布置在烟温较低的区域，并采用大直径管。
过热器管和再热器管的高温腐蚀有蒸汽侧腐蚀和烟气侧腐蚀。过热器爆管主要有两个方面的原因，一是过热器长期在高温下工作，由于高温蠕变使管壁变薄，当积累到一定程度时即发生爆管；另一个原因由于经常性的超温使管子蠕变过程加快而在短期内发生爆管。影响过热器超温的原因首先是热偏差，炉膛燃烧火焰中心上移也是造成过热器超温的主要原因之一。炉膛卫燃带设计过多，运行时水冷壁管发生积灰或结焦而未清除，锅炉超负荷工况下运行等，会使炉膛出口烟温升高。过热器本身积灰或结渣，均会增加传热阻力，使得其传热变差，管子得不到充分冷却，这也是造成过热器超温的主要原因。还有如下原因：蒸汽品质不合格使管内壁结垢或外部腐蚀严重；过热器处堵灰或结焦，形成烟气走廊，使过热器管局部传热量大，磨损加剧，吹灰器故障，吹坏过热器。再热器损坏主要原因类同于过热器损坏之原因。

省煤器泄漏。
省煤器管的泄漏是电厂常见事故，引起省煤器泄漏的原因有：给水品质不合格，水中含氧量增多，造成管子内壁氧损失损坏；给水温度和流量变化，引起管壁温度变坏，造成管子热应力，管子热应力过大会引起管子损坏；管子焊接质量不好，也会使管子损坏；飞灰磨损。使管壁减薄，强度下降而损坏，其中省煤器管磨损是损坏的主要原因。
省煤器管爆管后，汽包水位下降；给水流量不正常的大于蒸发量；省煤器区有异声；省煤器下部灰斗有湿灰或冒汽；省煤器后面两侧烟气温差增大，泄漏测烟温明显偏低。
省煤器损坏时，应尽量维持水位，待备用炉投入后再停炉检查、修复，如果锅炉正在进行排污应立即停止，必要时关闭联排；如果水位不能维持，为避免事故进一步扩大，则应停炉。停炉后应维持汽包高水位，若汽包水位无法维持应立即停止。

水冷壁损坏。
水冷壁爆管的主要原因有：超温、腐蚀、磨损和膨胀不均匀产生拉裂等。
炉膛燃烧发生在水冷壁附近，或贴墙燃烧时，该区域的热负荷将很高，不但会引起水冷壁结渣，而且由于区域水冷壁汽化中心密集，则可能在管壁上形成连续的汽膜，产生膜态沸腾，产生第一类恶化现象，管壁温度突然升高，会导致超温爆管。水冷壁管易受磨损的部分主要是一次风喷口周围，吹灰器的冲刷也可能造成水冷壁爆管。冷炉进水时，水温、水质和进水速度不合规定；锅炉启动时升压、升负荷速度过快；停炉冷却过快，放水过早等，都会使水冷壁管产生过的的热应力，导致爆管。水冷壁管因受热不均，膨胀受阻也会拉裂爆管。规程中说明的原因有：给水、炉水品质长期不合格，造成管壁结垢后使传热恶化和发生垢下腐蚀；水循环不良或管内被杂物堵塞，使管子局部过热；燃烧器安装不良或喷口烧坏使火焰气流冲刷炉管；吹灰时吹坏炉管或垮大焦时砸坏炉管；炉管被邻近已损坏的汽水管冲坏；锅炉严重缺水或缺水后大量进水；锅炉停炉后保养不当使水冷壁管腐蚀。
水冷壁爆管后，会有如下现象：炉膛压力急剧波动或变正，引风机自动时，引风机电流增大；燃烧不稳，严重时，锅炉灭火，MFT动作，炉内有泄漏声。汽包水位下降；蒸汽压力和给水压力下降；炉内有爆破声；炉膛呈正压，有烟气从炉膛喷出；炉内燃烧火焰不稳或灭火；给水流量不正常的大于蒸汽流量；锅炉排烟温度降低。
如果水冷壁爆管不严重，不至于在短期内扩大事故，且在适当加强给水后仍能维持汽包正常水位，可采取暂时减负荷运行；如果爆管严重，无法保持汽包水位，或燃烧工况很不稳定，或事故扩大很快，则应停炉，此时，锅炉风机继续运行，抽出炉内蒸汽，停炉后如加强给水汽包水位能可以维持，则应尽力保持水位，否则应停止给水。
对于亚临界锅炉，设计时应控制循环倍率不能太小，为防止传热恶化，首先应降低受热面负荷，在运行中应调整好火焰燃烧中心的位置，不能出现贴墙燃烧。为了防止出现循环故障带来的超温爆管，除要求燃烧稳定，炉内空气动力场良好，炉内热负荷均匀外，还应避免锅炉经常在低负荷下运行。同时，需要结合腐蚀防治、磨损爆管防止等其他防止措施。

锅炉满水：
锅炉满水时，汽包水位高声光报警，水位计指示水位高，给水流量不正常的大于蒸汽流量；严重满水时，汽温急剧下降，蒸汽导电度升高，主蒸汽管道内有可能发生水冲击。造成锅炉满水的原因有：给水自动失灵或给水泵调速系统故障；水位指示不正确使运行人员误判断；对水位监视不严或手动控制失误；负荷突变，调整不当；燃烧增加或安全门动作，引起虚假水位。处理方法为，经确认为汽包水位高时，立即将给水自动切为手动，降低给水泵转速，如旁路运行，则可关小或关闭旁路门；如运行给水泵调速失灵手动无法减小给水量，侧停故障给水泵启用备用给水泵；根据情况自动开启或者手动开启事故放水门，水位正常后应关闭；如汽温急剧下降，则开启股热气、再热器以及主蒸汽管道疏水门；达到MFT条件时MFT动作，否则手动MFT。

锅炉缺水：
锅炉缺水时，汽包水位低声光报警，水位计指示水位低，给水流量不正常的小于蒸汽流量（省煤器、水冷壁泄漏则与此相反，因为炉水直接从此部分外漏，导致锅炉缺水）；严重缺水时，过热器蒸汽温度升高，当水位保护投入时，MFT动作。造成锅炉缺水的原因有：给水自动失灵或给水泵调速系统故障；水位指示不正确使运行人员误判断；给水泵调泵；对水位监视不严或手动控制失误；负荷突变，调整不当；减弱燃烧过快，引起虚假水位；给水管道破裂或省煤器、水冷壁管道泄漏。处理方法为，经确认为汽包水位低时，立即将给水自动切为手动，增大给水流量；如运行给水泵调速失灵手动无法增大给水量，侧停故障给水泵启用备用给水泵；如正在排污则立即停止排污，必要时关闭连续排污门；如汽温上升无法控制或水位继续下降，则请示值长减负荷运行；达到MFT条件时MFT动作，否则手动MFT。

锅炉的启动和停机：
锅炉启动状态的划分：锅炉启动期间热状态的划分是以汽轮机挂闸时，汽轮机高压内缸调节级上内壁金属温度T来划分，状态的划分标准为：冷态启动T<150摄氏度（停炉后72h）；温态启动150400摄氏度（停炉后1h）。

（1）查锅炉范围内所有的检修工作已结束，工作票收回，安全措施已拆除；
（2）确认锅炉启动前的各项试验已完成，试验合格（具体见锅炉启动前的试验卡）；所有设备的操作、动力电源已送电；
（3）检查就地及DCS上的电气、热工仪表完好，指示正确；检查楼梯、走道通畅，现场照明充足；
（4）检查工业水蓄水池水位正常（否则启动一台源水泵向其补水正常），启动一台工业水泵运行，另两台投自动，做备用；
（5）启动消防栓稳压泵运行，消防栓电动泵投自动、备用，消防栓柴油泵投自动、备用；
（6）启动两台空压机运行并投自动，另外两台投自动、备用；
（7）联系化学启动除盐水泵向汽机方补水；
（8）启动前12小时投入电除尘保温箱加热；
（9）检查投入燃油系统，油温正常，调整燃油压力为3.0Mpa，燃油回油调整门投自动；
（10）联系一期向#3机辅汽联箱供汽，开辅汽系统有关的疏水，进行暖管，而后投入油枪吹扫蒸汽运行；
（11）通知燃运部向#3炉各煤仓上煤；
（12）按锅炉上水要求，检查给水，连排，定排，底部加热联箱及省煤器疏水门位置正确（参照锅炉启动阀门卡）位置正确；水温、水质合格，启动电动给水泵通过给水旁路向锅炉缓慢进水，控制锅炉上水速度，冬季一般不少于3小时，夏季一般不少于2小时，控制汽包上下壁温差不超过40℃，并通知化学对给水进行加药化验；
（13）投入汽包就地水位计；
（14）当给水管路的空气门连续冒水1分钟后，将其关闭；
（15）当汽包水位达到－100㎜时，停止上水，检查无泄漏，水位无变化；通知化学化验炉水品质；
（16）开启辅汽联箱至炉底加热各门，投入炉底加热，开启管道及其联箱疏水，暖管后关闭，在投加热过程中要控制阀门的开度，防止水击引起管道剧烈振动的发生，投入加热后控制炉水升温率不大于1.5℃/min,汽包壁温升率应小于1.85℃/min，汽包壁温差不大于40℃；
（17）启动炉底灰渣系统运行，将渣斗水封、省煤器水封注满水；
（18）点火前两小时，投入电除尘振打装置；
（19）联系热工检查热工保护全部投入且正常；
（20）启动一台火检探头冷却风机运行，另一台投联锁；
（21）投入两台空预器导向轴承冷却水，启动两台空预器运行，并将其辅助电机投自动；
（22）启动引、送风机各油站各一台油泵运行，另一台投联锁，同时启动两台引风机的冷却风机运行；
（23）检查满足启动条件后，启动两侧引、送风机运行，调整动叶，维持炉膛负压在－50——－100pa；
（24）调整送风量大于30且小于40，并检查二次风、分级风在吹扫位，
（25）进行油泄漏试验；
（26）炉膛吹扫5分钟；
（27）投入炉膛火焰监视工业电视及炉膛出口烟温探针；
（28）吹扫结束后，关闭再热器烟气挡板；
（29）当油点火条件满足后，启动一组油枪运行，就地检查油枪雾化情况且无漏油；
（30）点火正常后投入空预器辅汽连续吹灰；
（31）根据炉内热负荷的情况，定期切换油枪运行；
（32）增投油枪，控制汽包温升率不大于1.85℃/min，主汽温升率不大于1.5℃/min，汽包壁温差在规定的范围内；
（33）锅炉起压后，可退出炉底加热；
（34）按冷态启动曲线控制升温升压速度，根据汽温情况调节过、再热器烟气挡板的开度；必要时可投入减温水；
（35）当汽包压力达到0.18Mpa，关闭汽包、过、再热器空气门，记录膨胀指示一次；
（36）根据汽包水位的下降情况，联系汽机向锅炉补水；
（37）当汽压达0.3—0.5Mpa，联系汽机投入高低旁路，关闭各级过热器疏水，此时锅炉给水应切为连续给水；
（38）当汽压达0.5Mpa，就地冲洗水位计一次，并对照上下水位，通知检修热紧螺丝，热工冲洗仪表及化学取样管；
（39）根据化学要求投入连排、加药、取样一二次门，并对炉水品质进行化验监测；
（40）当汽压达2.0Mpa，定排一次，完毕后严密关紧一二次门；
（41）当炉膛出口烟温达到538℃，退出烟温探针；
（42）当主汽压达4.88Mpa，主汽温340℃，再热汽温237℃，凝汽器真空达0.84Mpa以上时，保持汽温汽压稳定，汽机准备冲转；
（43）机组并网带负荷后可关闭再热器疏水；
（44）机组带初负荷暖机，锅炉应维持汽温汽压稳定，然后根据汽机的情况升负荷；
（45）根据负荷上升情况启动两台一次风机运行，启动一台密封风机运行，另一台密封风机投联锁；
（46）当二次风温达250℃，满足启磨条件后，启动一套制粉系统运行，起磨后应注意汽温的监视与调整；
（47）当负荷达30时，且旁路给水为主给水管路运行、并投入给水三冲量运行，在切换过程中应维持汽包水位的正常，防止水位事故的发生；
（48）此时汽机启动第一台汽泵运行，锅炉应配合汽机作好并泵工作，调整好水位；
（49）负荷达40，主汽压9.8Mpa，开大连排洗硅一次，并记录膨胀指示一次；
（50）根据负荷上升情况启动第二套制粉系统运行；
（51）当负荷达120MW，汽机启动另一台汽泵运行，配合汽机做好并泵工作，并退出电泵运行将其投联锁，调整好锅炉水位正常；
（52）根据升负荷情况，启动第三套制粉系统运行，可退出油枪运行，全煤燃烧通知灰控人员投入电除尘运行；
（53）根据情况可投入引、送风自动，当达到额定汽温时可投入减温水自动；
（54）当负荷达到70时，退出空预器连续吹灰，投周期吹灰；
（55）根据负荷需要投入第四套制粉系统运行；
（56）燃烧稳定后，对炉膛、过热器、再热器、空预器进行全面吹灰一次，投入锅炉程控吹灰；
（57）投入燃烧自动及CCS运行；
（58）负荷300MW，对锅炉做一次全面的检查，做好记录，向值长汇报。

锅炉停止运行过程
锅炉机组从运行状态转入停止向外供汽、停止燃料，并逐步降压冷却的过程称为停炉。根据停炉的原因，锅炉机组的停运一般分为正常停炉和故障停炉两种。无论锅炉机组的内部还是外部原因发生事故，必须停止锅炉运行时，叫做事故停炉。根据事故的严重程度，需要立即停止锅炉运行时，称为紧急停炉。若事故不是非常严重，但为了锅炉设备的安全运行又不允许继续长时间运行下去，须在一定时间内停止其运行，称为事故停炉。大型机组多采用单元制运行方式，无论是汽轮机和发电机的停止运行都必定引起锅炉停止运行，锅炉停止运行分为滑参数和额定参数停炉。
停炉过程一般大致可分为停炉前的准备、减负荷、停止燃烧和降压冷却等几个过程。
停炉前的准备有：停止原煤斗上煤，并要求将原煤斗种的煤用完；做好点火油枪投入准备；检查旁路系统，对锅炉受热面进行吹扫。检查汽包事故放水阀、PCV、给水旁路调整门正常。
减负荷和停止燃烧。首先缓慢而均匀的降低负荷，减少给粉量和送、引风量，并根据减负荷的情况逐渐停用给粉机和相应的燃烧器。在此过程中，做好磨煤机、给粉机和一次风管内存粉的清扫工作，并通入相应的冷却风保证燃烧器不被烧坏。当负荷降到零时，应停止向炉内供应燃料、灭火，然后停止送风机，为了排除炉膛和烟道内的残存可燃物，送风机停运后，过5－10分钟后再停止引风机。随着锅炉负荷的降低。应相应减少给水量，保持锅炉水的正常水位，可视情况将自动给水转为手动给水并可改为给水旁路给水。在炉膛熄火，送引风机全停后，空气预热器应该连续运行一段时间，待尾部烟温低于给定值时再停止运行。在停止锅炉燃烧后，并根据蒸汽流量表或气压表的指示说明锅炉已停止供汽时，应立即关闭锅炉主汽门和隔绝门，同时开启锅炉对空排汽门和过热器出口疏水门，已冷却过热器，此后，给水可继续少量的补给，直到水位声道较高的允许水位为止。当锅炉停止向外供汽后，应加强汽压与水位的监视。
锅炉从停止燃烧后，即进入降压和冷却阶段，在这一阶段中，总的要求是要保证设备的安全，应控制好降压和冷却的速度，防止应冷却过快而产生较大的热应力，特别要注意不要使汽包壁温差过大。停止供汽后，在最初的4～8小时内，应关闭锅炉各处门、孔和挡板，同时进行放水和进水一次，以使锅炉各部分冷却均匀；停炉8～10小时后，可再进行放水，如有必要加快锅炉冷却速度，可启动引风机进行通风冷却，并适当增加放水和进水的次数。
锅炉滑参数停运：
（1）停炉过程中，机组将负荷率应不大于1.5MW/min，锅炉主、再热蒸汽降温率不大于1.85摄氏度每分钟，主、再热蒸汽降压率约为0.1Mpa/min，在降压过程中要严格控制汽包壁底温差在规定范围内。
（2）机组将负荷到270MW，锅炉按照汽机滑停曲线降压、降温，先降温再降压，严格控制蒸汽参数再允许范围内，并保证在相应压力下，主、再热汽温有50摄氏度以上的过热度。
（3）采用分阶段降温，主蒸汽汽温下降30摄氏度，稳定5～10分钟，以减少主再热蒸汽温差以及汽轮机的热膨胀和胀差，直到汽温的过热度不低于100摄氏度，以免末级叶片湿度过大。
（4）根据自动装置情况，逐步解除协调控制、锅炉主控、汽温控制、送、引风控制，一次风控制等自动装置。
（5）同时减少四套制粉系统的给煤机转速，当转速减至60左右时，选择停一套制粉系统，维持三台制粉系统运行。
（6）按照降负荷的要求，将负荷降至160MW，启动电泵运行，停运一台汽泵。
（7）负荷降至160MW时，应投入两组油枪运行，可停运第二套制粉系统。
（8）投油后，投入空气预热器连续吹灰，并同志灰控值班员退出电除尘电场。
（9）减负荷过程中应加强对蒸汽温度的调整，当不再需要减温水时，解列减温水。
（10）在降温降压过程中，加强燃烧监视与调整，适当增投油枪稳定燃烧。
（11）当负荷降至106MW时，主汽压应维持在3.43Mpa定压运行，以1.5MW/min滑降负荷。
（12）当剩余的两套制粉系统给煤机转速降至40左右时，再选择停运一套制粉系统，停磨后保留部分油枪。
（13）当负荷降至25时，给水应切为旁路运行，给水自动由三冲量切为单冲量控制，若高加解列，应注意给水温度变化。
（14）负荷降至20，停运最后一套制粉系统，5～10分钟后停运两台一次风机，停运两台密封风机。
（15）根据负荷下降情况，逐步停止油枪运行。
（16）负荷降至10左右，停止空气预热器连续吹灰，开二过出口疏水。
（17）逐渐降负荷到15MW，主汽逐渐降至330～360摄氏度之间，汽机减负荷到0，锅炉熄火、汽机打闸、发电机解列。
（18）锅炉灭火后，通知汽机关闭旁路，锅炉通过二过疏水或PCV控制汽压。
（19）检查油枪自动吹扫后已全部退出，并地关闭各油枪手动门。
（20）将汽包水位手动缓慢进至水位计最高位，关闭给水各门，停止给水泵运行。
（21）关闭连排门、加药门、取样门。
（22）保持30风量和－200pa的负压，对炉膛吹扫10分钟后停止送、引风机运行，手动关闭其各烟道挡板。
（23）停炉后6～8小时视情况开启烟道挡板进行自然通风冷却。
（24）当空气预热器出口烟温低于121摄氏度，停止两台空气预热器运行。
（25）当炉内温度低于90摄氏度时，解除火检风机联锁，停止火检风机运行。
（26）当汽包压力降至0.1－0.2Mpa时，应全开全部疏水门和空气门进行锅炉疏水。
热备用停炉：
（1）机组以1MW/min速率降负荷，锅炉减弱燃烧，降压速度要比正常值小，停炉时，主汽压不低于8Mpa，主汽温不小于500摄氏度，过热度不小于50摄氏度。
（2）当汽机解列后，锅炉熄火，保留一组风机以30BMCR的风量对炉膛吹扫5～10分钟，风机停运后，应关闭相应的风道和烟道的风门挡板。
（3）停炉后，严密关闭各人孔门、检查门、关闭各疏水门、空气门、风烟挡板，尽量减少热损失。
（4）上水至汽包最高水位后，当汽水系统压力不再自行回升时，关闭各疏水门，取样门、连排、加药门，但须密切监视各受热面金属壁温不超温。
（5）锅炉机组所有设备应处于备用状态，不经值长批准，不可进行影响机组备用状态的检修工作。