300MW锅炉运行导则

300MW级锅炉运行导则 DL/T 611- 1996 目 次 ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? 前言·······································，·················，······································，·⋯ I 范围 ···············································。···································⋯⋯ z 引用 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ·················，···························。····································⋯⋯ 3 总则 ················································································⋯⋯ 4 锅炉机组特性 ·······························，···························⋯⋯’““·⋯⋯”‘’“ 5锅炉机组启动 ······································································，········⋯⋯ 6锅炉机组运行 ··.................................................................................. 7 锅炉机组停止 ·························，················，，··············⋯⋯“‘··⋯⋯‘·““ S 主要辅机运行与维护 ···············································⋯⋯““”‘’“’“’“’“ 9锅炉机组事故分析与处理 ···················⋯⋯‘··⋯“’“““’“’‘”‘”’“““”‘””’‘” 附录A(标准的附录) 锅炉汽水质量标准 ··············································⋯⋯ 附录H(提示的附录) 锅炉机组的简要特性 附录C〔提示的附录)汽包锅炉启动时锅水二氧化硅控制标准 附录U(提示的附录) 锅炉图表 ··························································⋯⋯ 前 言 随着电力工业的发展，300MW级锅炉机组已经成为我国电力系统的主力机组〔〕1986年 10月，水利电力部颁发了SD195-1986 000MW机组直流锅炉运行规程》(以下简称原规 程)，在当时条件下对指导300MW机组直流锅炉运行发挥了积极作用。 10余年以来，300MW级锅炉又采用了许多先进技术，国产引进型自然循环、控制循环 锅炉机组相继投产，原规程已不能适应现场锅炉运行的需要。 通过调研，总结吸收了国内300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流锅炉的一些先 进技术和经验，编制了 《300MW级锅炉运行导则》。 本导则的编写主要以国产300MW级亚临界自然循环、控制循环、直流燃煤锅炉为主， 具有原则性、通用性和实用性。 根据电力工业部文件 (电技 「1997] 68号)，((300MW级锅炉运行导则》经审查通过， 批准为推荐性标准。本导则代替SD195-19860所有报批的300MW机组锅炉运行规程均应 符合本导则。 本导则的附录A是标准的附录。 本导则的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。 本导则由电力工业部科学技术司提出。 本导则由电力工业部电站锅炉标准化技术委员会归口。 本导则起草单位:山东省电力工业局。 本导则主要起草人:厉耀宗、刘合义、孟祥国、李怀新、纪永遵、李文水、田思来。 本导则委托电站锅炉标准化技术委员会负责解释 中华人民共和国电力行业标准 300M W级锅炉运行导则 DL/f 61’一，996 Guide for 300MW grade boiler operation 1 范围 本导则确立了在役300MW级锅炉及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，适用于国产300MW级燃煤自然循环、控制循环及直流锅炉。 燃油、燃气锅炉、250 - 660MW国产及进口锅炉原则上以制造厂家说明书及有关技术资料 为基础，制造厂无说明书的参照本导则执行。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时， 所示版本均为有效。所有标准都会被修订、使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本 的可能性。 GB 10184-1988 电站锅炉性能试验规程 DL 435-1991火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程 D1.558-1994 电业生产事故调查规程 DL/T561-1995 火力发电厂水汽化学监督导则 DL 612-19% 电力工业锅炉压力容器监察规程 SD 135-1986火力发电厂锅炉化学清洗导则 水电部79.8 火力发电厂钢球式磨煤机制粉系统运行规程 (80)电技字第26号 电力工业技术管理法规 (试行) (82)水电电生字第24号 发电厂厂用电动机运行规程 电安生 【1994] 227号 电业安全工作规程 (热力和机械部分) (ASME性能试验规程》PTC4.1，PTC4.2, PTC4.3 3 总则 3.1 为适应电力工业发展，加强锅炉运行管理，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，特制定本导则。 3.2 本导则对300MW级锅炉运行具有通用性和指导性;各电力企业可根据本导则及制造 厂技术文件，结合实际情况，编制现场运行规程。现场规程中应附有的锅炉图表见附录D (提示的附录)。 中华人民共和国电力工业部1997-02-03批准 1997-06-01实施 4 锅炉机组特性 在编制现场运行规程时具体内容见附录B(提示的附录) 4.1 设计规范。 4.1.1锅炉铭牌。 4.1.2主要设计参数。 4.1.3锅炉热平衡及热力性能计算数据汇总表。 4.1.3.1 锅炉热平衡; 4.1.3.2锅炉热力性能计算数据汇总表。 4.1.4 主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸。 4.1.5燃烧系统规范。 4.1.6辅机规范。 4.1.7 热工自动调节装置规范。 4.1.8 保护装置规范。 4.1.8.1 安全阀; 4.1.8.2 热工保护装置。 4.2设计燃料成分及特性 4.2.1燃煤成分及特性。 4.2.2燃油成分及特性。 4.3给水、锅水及燕汽品质 5 锅炉机组启动 5.1锅炉机组启动应具备的条件 5.1.1锅炉机组启动前的基本要求 5.1.1.1燃煤、燃油、除盐水储备充足，且质量合格。 5.1.1.2各类消防设施齐全，消防系统具备投运条件。 5.1.1.3 大、小修后的锅炉，所有热力机械工作票已注销，临时设施已拆除，冷态验收合 格。 5.1.1.4动力电源可靠，备用电源良好。主控室表盘仪表齐全，校验合格，现场照明及事 故照明、通讯设备齐全良好。 5.1.2 锅炉酸洗 大修后的锅炉或改动受热面的锅炉应经过水清洗或酸洗。必要时对过热器要进行反冲 洗。对废液、废水的排放要制定专门处理措施，如未经处理，不允许排人江、河、湖、海， 不能造成环境污染。 5.1.3 设备检查 5.1.3.1 车间内工作环境整洁，平台、楼梯、步道畅通 5.1.3.2 设备检查依照检查卡进行。主要对锅炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、燃油系 统、燃烧系统、吹灰系统、压缩空气系统、除灰、除渣系统的设备进行检查。要求各种汽 〔气)、水、油阀门状态良好，开关位置正确;各烟、风门内部位置与外部指示一致。各种管 道保温良好，支吊架齐全，外部颜色标记符合 (80)电技字第26号 《电力工业技术管理法 巧 5 规》(试行)的规定。 5.1.3.3各部膨胀指示器安装齐全，安装位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨胀的杂 物及设施存在。 5.1.3.4检查合格后方可送动力设备的动力电源及操作电源、仪表电源 投人相关仪表、 各种联锁及保护。 5.1.4 分部试运行 锅炉机组正式启动前，所有辅机及转动机械应经试运行合格。主要包括: — 烟风系统的吸风机、送风机、空气预热器、冷却风机等; — 制粉系统的给煤机、磨煤机、排粉机、一次风机、密封风机等; — 燃油系统的油泵及油循环，油枪进、退机构及自动点火装置; — 燃煤系统的给粉机、一次风门、煤粉燃烧器及其摆动机构; — 压缩空气系统的转动机械; — 除灰、除渣系统的排灰泵、捞渣机、碎渣机等; — 电气除尘器振打装置、电场升压试验; — 蒸汽吹灰系统的吹灰器电动机等; — 烟温探针进、退试验 与上述各辅机配套的冷却系统、润滑系统、液压系统及遥控机构都应试运行合格。 5.1.5 水压试验 5.1.5.1 水压试验的压力和规范 a)大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉一般做额定工作压力的水压试验 b)超压水压试验应根据DL 612-1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定进 行。 c)锅炉超压水压试验的压力按制造厂规定执行，制造厂无规定时，压力规定见表to 表 1 超压水压试验压力 名 称 超 压 水 压 试 验 压 力 锅炉本体 (包括过热器) 1.25倍汽包工作压力 再热器 {1.5倍再热器进口压力 直流锅炉 一过热器出口计算压力的，.25倍，且不得小于省煤器计算压力的1.倍 5.1.5.2 水压试验范围 。)省煤器、水冷壁及过热器部分，即给水泵出口至汽轮机电动主汽阀前。 b)再热器部分，即汽轮机高压缸排汽逆止阀后至再热器出口 c)锅炉本体部分的管道附件。 d)汽包就地水位计只参加工作压力水压试验，不参加超压水压试验。 5.1.5.3 水压试验的要求 a)水压试验用水必须是合格的除盐水;上水温度及其与汽包金属壁温差按制造厂规定 数值控制。 b)水压试验必须制定专用的试验措施，环境温度低于5℃时应有防冻措施。 。)水压试验压力以汽包就地压力表指示为准。直流锅炉以过热器出口压力表指示为准， 若为低温过热器前本体水压试验，则以包覆过热器压力表指示为准。压力表精度在。.5级以 上，且具有两只以上不同取样源的压力表投运，并进行校对 d)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，保温已拆除;解列不参加超压试验的部件，采取了避免安全阀开启的措施;对各承压部 件的检查，应在升压至规定压力值，时间维持5min，再降至工作压力后进行。 e)水压试验的升、降压速率应符合制造厂的规定 f)超压水压试验的合格标准符合DL 612-1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》的 规定 9)工作压力水压试验的合格标准: 1)受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。 2)关闭进水门，停止升压泵后，5min内降压不超过0.5MPa, 5.1.6 热工自动、联锁及保护 5.1.6.1炉膛安全监控系统 (FSSS)、数据采集系统 (DAS)、协调控制系统 (CCS)、微机 监控及事故追忆系统均已调试完毕。汽包水位监视电视，炉膛火焰监视电视，烟尘浓度监 视，事故报警、灯光、音响均能正常投用。 5.1.6.2大、小修后的锅炉启动前应做联锁及保护试验。动态试验必须在静态试验合格后 进行。辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前做完。主机各项保护试验应在总联锁试 验合格后进行。 5.1.6.3 联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严禁无故停用联锁及保护， 若因故障需停用时，应得到总工程师批准，并限期恢复。具体试验方法，应根据设备实际情 况，在现场规程中规定。 5.1.7 安全阀校验 5.1.7.1 安全阀校验前应具备的条件 a)锅炉点火前的检查、调试工作已结束，安全阀及其排汽管、消声装置完整，汽包、 过热器及再热器就地压力表、表盘二次压力表检验合格，过热器、再热器向空排汽阀可用， 汽包锅炉的事故放水阀灵活好用。 b)安全阀校验时，必须制定专用的安全措施，检修、运行负责人及锅炉监察工程师应 在场。 5.17.2 安全阀校验 a)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电磁安全阀， 应分别进行机械的、电气回路的远方操作试验。 b)安全阀应定期进行排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期，一般在小修停炉过 程中进行。电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次。 c)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。 d)安全阀的校验顺序应先高压、后低压。一经校验合格就应加锁或加铅封。全部校验 合格方允许锅炉机组启动。运行中不允许将安全阀解列。 e)校验弹簧式安全阀，推荐使用安全阀液压校验装置，并由经验丰富的人员进行。校 验后，应抽查一、两个安全阀作真实排汽试验，以证明辅助校验法的准确性。 f)安全阀起座压力的调整与校验见表2。制造厂有特殊规定的按制造厂规定执行 表2 安全阁起座压力 安 装 位 置 起 座 压 力 汽包锅炉的汽包或过热器出口 控制安全阀 1.05倍工作压力 I_作安全阀 LOS倍工作压力 直流锅炉的过热器出日 控制安个阀 1.08倍工作压力 L作安全阀 1.10倍工作压力 再热器 1.10倍工作压力 启动分离$X 1.10倍r_作压力 5.2 锅炉机组启动过程中的基本要求 5.2.1锅炉机组启动状态的划分 锅炉机组启动一般分冷态启动和热态启动两种方式。 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。 5.2.1.1 冷态启动是指锅内无表压，温度接近环境温度时的启动方式。 5.2.1.2 热态启动是指锅炉停炉时间较短，还保持有一定的压力和温度情况下的启动方式 5.2.2 汽包锅炉的冷态启动 冷态下的汽包锅炉启动一般应采用滑参数启动 5.2.2.1锅炉点火前投人电气除尘器的振打装置。点火启动中，应先点油，后投粉 (全燃 油、气者除外)。油燃烧器点火前，炉膛应以不小于30%的额定负荷风量通风5一l Omin。点 火后的油枪必须雾化良好，对称投运，加强监视，根据燃烧及温升情况及时切换，严禁油枪 雾化不良或漏油运行，并及时进行空气预热器吹灰。 条件成熟时，尽量使用少油点火等先进技术，节约燃油 5.2.2.2 启动过程中监视热膨胀情况。发现膨胀异常，应立即停止升温升压，并采取相应 措施进行消除。 5.2.2.3 再热器无蒸汽通过时、炉膛出口烟温按制造厂规定控制，制造厂无规定时应不超 过540`C。 5.2.2.4 自然循环汽包锅炉点火后，应控制锅水饱和温度升温率符合制造厂要求。控制汽 包任意两点间壁温差不超出制造厂家限额，厂家无规定时可控制在不大于50℃的范围。 5.2.2.5 自然循环汽包锅炉在不能连续上水时，应注意省煤器再循环阀的开、关时机。当 锅炉上水时，省煤器再循环阀应关闭;停止上水时，省煤器再循环阀应开启，防止给水短路 进入汽包中。 5.2.2.6控制循环汽包锅炉的冷态启动过程与自然循环汽包锅炉基本相同，由于锅水循环 泵的运行，使启动时间大大缩短。锅水循环泵在启动前电动机应注满水，排净内部气体。锅 炉升温升压速率可不受汽包壁温差的限制，但应符合厂家升温升压曲线的要求。一般情况 下，要求全部锅水循环泵投人运行。 5.2.3 直流锅炉的冷态启动 5.2.3.1直流锅炉的冷态启动应经过以下主要阶段: a)冷态清洗。 b)建立启动压力和启动流量，进行冷态循环清洗。 。)过热器、再热器真空干燥及锅炉点火 d)升温、升压及向过热器、再热器通汽 e)热态清洗。 f)汽轮机冲转及发电机并网。 9)通过膨胀。 h)切除启动分离器。 i)过热器升压。 J)升负荷。 5.2.3.2 直流锅炉冷态启动中的要求 a)当冷态清洗结束，炉前给水含铁量小于50kg/L时，方可向锅炉上水，上水流量一 般不大于200t/h，当锅炉本体满水后，一般以不大于0. 6MPa/min的升压速率将包覆过热器 出口压力升至7MPa;调整给水流量至300t/h;当包覆过热器出口含铁量小于或等于 1000fkg几时，转人大循环清洗，并进行工质回收。当省煤器人口含铁量小于或等于 50pg几、电导率小于1声/cm、启动分离器出口含铁量小于l00Kg几时，清洗结束。 b)给水温度大于 104r，建立启动压力、启动流量，升压速率一般不大于 0.6MPa/min, c)开启高压旁路蒸汽阀及低压旁路蒸汽阀，对过热器、再热器真空干燥，锅炉点火。 d)锅炉点火后，严格控制水冷壁的温升率 (2U /min)及各管屏出口介质温度的温差 小于40r-，当包覆过热器出口温度达200℃时，将包覆过热器出口压力升至15.8MPa，维持 给水流量不变。 锅炉升温升压过程中，控制高温过热器后烟温不大于450r-，两侧偏差不大于50`C。当 启动分离器压力达1.6MPa，且水位正常时，可向过热器、再热器送汽。 e)当包覆过热器出口温度上升至260℃后，调整燃料量，控制其温度在260-290℃之 间，进行锅炉热态清洗。一般包覆过热器出口含铁量小于l001cg/1_，二氧化硅含量小于 40tLg/L，热态清洗合格。 f)当蒸汽参数符合汽轮机冲转要求时，汽轮机冲转。发电机并网前，高温过热器后烟温 不大于5400 , 9)膨胀开始后，注意调整包夜过热器出口压力正常，防止包覆过热器、启动分离器超 压，保持启动分离器水位正常，防止满水。 h)切除启动分离器应采用 “等焙切换”方式。切除启动分离器时，配有自动切除装置 的应采用自动方式进行。在切除启动分离器过程中，燃料量的增、减应用燃油量控制，以防 止蒸汽温度的大幅度波动。 i)过热器升压过程中，升压速率不大于0 AMPa/min;当关旁路、关调速汽阀升压时， 注意蒸汽温度的变化情况，给水流量维持300t/h。当低温过热器出口隔绝阀前、后压差小 于1 MPa时，开启低温过热器出口隔绝阀。 J)机组升负荷过程中，当负荷在100--240MW范围运行时，一般情况下机组负荷不做 停留.升负荷速率一般控制在每分钟1%额定负荷。当过热器升压结束后，高压加热器应及 时投运 (尽量实现随机启动)，升负荷过程中，逐渐增加燃煤量的同时，适当减少燃油 量。 5.2.4 汽包锅炉的热态启动 自然循环汽包锅炉、控制循环汽包锅炉的热态启动，应根据锅炉现有压力情况，合理调 整高、低压旁路、有关疏水阀开度及炉内燃烧，使参数满足汽轮机冲转需要。 5.2.5 直流锅炉的热态启动 当给水温度大于104℃时方可向锅炉上水，并严格控制上水流量。锅炉上水过程中不进 行排放及冷态清洗。锅炉通过膨胀的操作，在汽轮机冲转前、后进行均可，但应避免与汽轮 机冲转同时进行。在先膨胀、后冲转的情况下，应控制过热器后烟温小于5001r o 5.2.6 汽水品质 5.2.6.1锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/1'561-1995《火力发电厂水汽化学 监督导则》的规定。 5.2.6.2锅炉启动时的给水质量见附录A(标准的附录)中的表A1，并在8h内达到正常 运行时的标准。 5.2.6.3汽轮机冲转前的蒸汽质量要求见附录A(标准的附录)中的表A2，并在8h内达 到正常运行时的标准。 5.2.6.4汽包锅炉升温、升压过程中，应分不同压力段进行洗硅，严格控制锅水含硅量。 不同压力下的锅水含硅量标准可依照制造厂家规定执行。厂家无规定时含硅量控制标准见附 录C(提示的附录)。锅水含硅量合格后，方可继续升温、升压 5.2.7制粉系统启动 5.2.7.1热风温度达到200℃以后，方可启动制粉系统。采用直吹式制粉系统时，应达到 锅炉启动时投粉所具备的条件后方可投粉。燃用无烟煤时，热风温度需要达到更高些时才能 启动制粉系统。 5.2.7.2锅炉投粉后应监视煤粉人炉后的着火情况。根据情况进行燃烧调整，保证炉内燃 烧工况稳定，燃烧完全。 5.2.7.3 对于中间储仓式制粉系统，应监视乏气人炉后的着火情况，必要时加大燃油量， 提高乏气燃尽率。 5.2.8锅炉投粉至满负荷 5.2.8.1锅炉投粉后，若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风5一10min，待 提高炉膛温度后再投。如两次投粉不着火，应停止投粉，分析原因，严禁盲目试投。 5.2.8.2对配中间储仓式制粉系统的锅炉，投粉时给粉机应对称投运。投粉后应调整一、 二次风量在设计范围内，合理调整风、煤比例，保持炉膛压力，维持燃烧氧量符合要求。 5.2.8.3在启动过程中，锅炉投粉后应适时投人电气除尘器的各电场运行。烟囱烟尘排放 量应符合环保要求。 5.2.8.4锅炉投粉运行后，应严密监视过热器、再热器各级受热面的金属壁温不超出厂家 限额。 5.2.8.5锅炉机组满负荷后，应对各受热面进行全面吹灰一次。 5.2.8.6 锅炉机组满负荷时，各种热工保护及自动装置应全部投人。 5.2.8.7 为防止空气预热器受热面低温腐蚀，应根据实际情况，及时投人暖风器运行，有 热风再循环系统的可以投用热风再循环。 6 锅炉机组运行 锅炉机组的运行，应与外界负荷相适应。由于其被调参数及扰动因素多，因而形成了一个 多种参数相互影响的复杂动态变化过程。为保证锅炉机组的安全经济运行，必须对其进行相 应的控制、调整与维护。 160 6.1锅炉运行调整的主要任务 6.1.1保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最大蒸发量。 6.1.2保持蒸汽参数和汽水品质在规定范围内，稳定给水流量，保持汽包正常水位。 6.1.3及时进行正确的调整操作，保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。 6.1.4 降低污染物的排放。 6.2锅炉正常运行中主要参数的监视和控制限额 6.2.1锅炉运行监视和调整，应保持各参数在允许的范围内变动，并应充分利用计算机控 制、程序控制及自动调节装置，以有利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量。 6.2.2 主要参数的运行限额，应根据制造厂家设计值及通过现场试验所取得的数据在现场 规程中具体规定，主要运行参数见表30 衰3 锅炉主要运行参数限颇 序 号 项 目 单 位 正常 范 围 报 警 跳 闸 备 汁 高 低 l 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 锅炉燕发量 (额定燕发量、最大燕发量) 汽包压力 (表压力) 启动分离器压力 (表压力) 汽包水位 过热燕汽压力 (表压力) 过热蒸汽温度 再热燕汽压力 (进口/出口)(表压力) 再热蒸汽温度 (进口/出口) 过热蒸汽两侧温度差 再热燕汽两侧退度差 前屏过热器壁温 后屏过热器璧温 低温过热器壁温 高温过热器壁温 冷、热段再热器壁温 水冷壁壁沮 各级减温器喷水前、后燕汽温度 给水压力 (表压力) 给水温度 排烟温度 两侧烟气温度差 空气预热器空气温度 烟气含氧t 炉膛压力 压缩空气压力 (表压力) 炉前嫩油压力 (表压力) 炉前姗油温度 锅水循环泵压差 锅水循环泵电动机温度 t/h M】、， MP日 1川 】】 NU〕。 ℃ MPt ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ r ℃ ℃ ℃ MPa ℃ ℃ ℃ r % Pa MPa MPa ℃ MP习 ℃ 6.3 燃烧调整 161 6.3.1燃烧调整的目的要求 锅炉正常燃烧时，燃料的着火距离适中，火焰稳定，且均匀地充满燃烧室，不应直接冲 刷水冷壁。各段两侧烟温偏差不超过设计值，尽量减少不完全燃烧损失，以提高锅炉运行的 经济性，保持过热器、再热器不超温。 6.3.2锅炉良好燃烧应具备的条件 6.3.2.1燃用煤种与设计煤种应相符。 6.3.2.2供给燃料完全燃烧所必须的空气量。 6.3.2.3 维持适当高的炉膛温度。 6.3.2.4 合理的一、二、三次风配比及良好的炉内空气动力工况。 6.3.2.5合格的煤粉细度。 6.3.3 燃烧调整 6.3.3.1 风量的调整 正常运行时，及时调整送风机、吸风机风量，维持正常的炉膛压力，锅炉上部不向外冒 烟气;炉膛出口的过量空气系数a值，应根据不同燃料的燃烧试验确定，烟气中的最佳含 氧量应由调整试验确定;各部漏风率符合设计要求。 值班人员应确知炉前燃料的种类及其主要成分(挥发分、水分、灰分、燃油豁度)、发 热量和灰熔点不同燃料通过调整试验确定合理的一、二、三次风率、风速，控制调整一、 二、三次风压，达到配风要求，组织炉内良好的燃烧工况。当锅炉增加负荷时，应先增加风 量 随之增加燃料量;反之，锅炉减负荷时应先减少燃料量，后减少风量，并加强风量和燃 料量的协调配合。 6.3.3.2燃料量的调整 配直吹式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整运行中制粉系统的出力来满足负 荷的要求;负荷变化较大时，通过启停制粉系统的方式满足负荷要求。 配中间储仓式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整给粉机转速的方法即可满足 负荷的需要;负荷变化较大时，通过投停给粉机的方法满足负荷需要。 6.3.3.3煤粉燃烧器的组合方式 在锅炉正常运行中，对配中间储仓式制粉系统的锅炉，煤粉燃烧器应逐只对称投入或停 用，四角布置、切圆燃烧的锅炉严禁煤粉燃烧器缺角运行;对配直吹式制粉系统的锅炉，各 煤粉燃烧器的煤粉气流应均匀;高负荷运行时，应将最大数量的煤粉燃烧器投人运行 并合 理分配各煤粉燃烧器的供粉量，以均衡炉膛热负荷，减小热偏差;低负荷运行时，尽量少投 煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，且煤粉燃烧器尽量避免脱层运行;煤粉燃烧器投用后， 及时进行风量调整，确保煤粉燃烧完全。 6.3.3.4 结渣的预防 锅炉受热面结渣的主要原因取决于燃煤的结渣特性及燃烧工况。因此，除按上述调整原 则组织良好的炉内燃烧工况、注意监视各段工质温度的变化外，还应加强燃料的管理工作， 电厂用煤应长期固定;若煤种多变，应加强混、配煤，使其尽量接近设计煤种;运行中加强 锅炉吹灰工作，防止受热面积灰、结渣;发现结渣，及时采取措施。对于有严重结渣倾向的 锅炉，现场应制定防止结渣的具体措施。 6.4 蒸汽压力的调整与滑压运行 锅炉蒸汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时.始终保持锅炉蒸发爸与汽轮 机所需蒸汽量之间的平衡。在负荷变动时，目前国内直流锅炉采用定压运行方式。汽包锅炉 采用定压或定一滑一定运行方式。 过热蒸汽压力基本保持稳定，机组负荷由调速汽阀开度来控制的运行方式即为定压运 行。 汽轮机调速汽阀保持全开，保证蒸汽温度在一定值，依靠锅炉的燃烧来调整蒸汽压力和 负荷的运行方式即为滑压运行。 6.4.1 汽包锅炉蒸汽压力的调整 6.4.1.1汽包锅炉采用定压运行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许范围内波动。蒸 汽压力的调整，可通过适当增减燃料量、风量、风煤的配比以及微调同步器的方式进行。各 厂应根据具体情况，制定调整蒸汽压力的方法和操作步骤。 6.4.1.2 汽包锅炉的定一滑一定及滑压运行 为保证机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方 式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定一滑一定的复合运行方式。 采用定一滑一定复合运行方式前，应先根据机组性能，进行有关的调整试验。通过安全 和经济性比较后，再确定高、低负荷定压运行的压力，并绘制出该区间每个负荷点的滑压运 行曲线，以求得低负荷运行时的安全性和经济性。 6.4.2 直流锅炉蒸汽压力的调整 6.4.2.1直流锅炉采用定压运行时，应根据机组负荷的需要相应调整锅炉蒸发量，维持汽 轮机在额定蒸汽压力运行，力求做到汽压稳定。 6.4.2.2 直流锅炉燕汽压力及蒸发量的调整是在增减给水量的同时，相应按比例增减嫩料 量，微调同步器，以保持过热蒸汽压力稳定，并使锅炉蒸发量的变化与机组负荷所需要的变 动值相适应。各厂应根据具体情况，制定调节蒸汽压力的方法和操作步骤。 6.5 过热蒸汽和再热燕汽温度的调整 6.5.1 蒸汽温度调整的必要性 蒸汽温度偏离额定值过大时，会影响锅炉和汽轮机运行的安全性和经济性。当蒸汽具有 规定的压力，同时具有一定的过热度时，才具备预定的做功能力，并使热力设备能正常工 作。因此，蒸汽温度也是锅炉运行中必须监视和控制的主要参数之一。 6.5.2 过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整 6.5.2.1正常运行时，应维持燕汽温度在正常值编℃，两侧蒸汽温度偏差及过热蒸汽与再 热蒸汽温度之差最大不超过允许值。 6.5.2.2 蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。烟气侧的调整主要是改变火焰中 心的位置和流经过热器及再热器的烟气量，以达到调整蒸汽温度的目的。蒸汽侧的调整是利 用减温器来实现的，根据燕汽温度的变化情况，适当变更相应减温器的减温水量，即可达到 调整蒸汽温度的目的。 6.5.2.3 直流锅炉过热蒸汽温度的调整，通过合理的燃料与给水比例控制包覆过热器出口 温度作为基本调节，喷水减沮作为辅助调节。在运行中应控制中间点温度小于385r-，尽量 减少一、二级减温水的投用量。当用减温水调节过热蒸汽温度时，以一级喷水减温为主，二 级喷水减温为辅。 6.5.2.4 过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的调整方法，应根据设备情况在现场规程中规定。 女口: — 改变摆动式煤粉燃烧器角度; — 改变配风工况; — 改变煤粉燃烧器的组合方式; — 分层调节燃料量; — 烟气挡板调节; — 烟气再循环调节; — 受热面吹灰; — 调整减温水量。 6.5.3 蒸汽温度监视和调整中的要求 6.5.3.1运行中根据工况的改变，分析蒸汽温度的变化趋势，应特别注意对过热器、再热 器的中间点蒸汽温度监视，尽量使调整工作恰当地做在蒸汽温度变化之前。 6.5.3.2现代大型锅炉机组，对蒸汽温度的调整要求较高，减温器通常分级布置，各级减 温器的喷水量应视各段壁温和蒸汽温度情况配合调整，控制各段壁温和蒸汽温度在规定范围 内。 6.5.3.3在燃烧调整上力求做到不使火焰中心偏斜，避免受热面超温或结渣。 6.5.3.4 在进行蒸汽温度调整时，操作应平稳、均匀，以防引起蒸汽温度的急剧变化，确 保设备安全经济运行。 6.6 汽包锅炉水位的调整 6.6.1锅炉正常运行中，汽包水位应保持 ‘，0’’位，正常波动范围为土SOmmo 6.6.2汽包水位的控制，正常情况应依靠给水自动装置改变给水调节阀的开度或改变给水 泵的转速来改变给水流量，从而实现汽包水位的自动控制。两台给水泵并列运行时，应尽量 使负荷分配均匀。 6.6.3 正常运行中，汽包水位应以就地水位计为准.其他汽包水位表计与其核对，并参照 给水、蒸汽流量及时进行调整。 67 汽包锅炉排污 6.7.1为了保证锅炉汽水品质合格，根据化学监督要求，对锅炉进行定期排污和连续排 污 。 6.7.2定期排污应尽量在低负荷时进行，并严格监视汽包水位，控制排污流量。自然循环 汽包锅炉每只定期排污阀的排污时间不超过0.5min。严禁定期排污扩容器超压，保证定期 排污期间的安全运行。排污间隔和排污量应在运行规程中作出具体规定。 6.8 锅炉吹灰与除渣 6.8.1 为了清除锅炉受热面的积灰，防止结渣，保持受热面清洁，提高锅炉安全、经济运 行水平，应根据实际情况定期对锅炉受热面进行吹灰。吹灰介质的运行参数应根据设备情 况，在现场规程中规定。 6.8.2锅炉受热面吹灰工作应在燃烧稳定的工况下进行。对故障吹灰器应及时修复投用。 6.8.3 1常运行中，应经常检查、判断受热面的清沽情况，如发现积灰、结渣，应及时采 取措施，但不允许运行中对受热面人工除渣。 6.8.4 吹灰注意事项应在现场规程中规定，确保吹灰时燃烧稳定及设备和人身安全。 6.9锅炉机组设备运行维护 6.9.1锅炉运行中，应对设备进行定期巡回检查，检杳的重点是:瓜压部件.汽阀、人阀、 安全阀、炉墙、支吊架，燃油系统及主要辅机的运行情况。当发现不正常情况时，应查明原 因。对暂时不能消除的缺陷，应立即 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 检修，同时，加强监视，采取必要措施，防止事故 发生 6.9.2 锅炉正常运行时，给水质量标准见附录A(标准的附录)中的表A3、表A4;汽包 锅炉锅水质量标准见附录A(标准的附录)中的表A5,蒸汽质量标准见附录A(标准的附 录)中的表A6o 6.9.3 值班人员应按规定进行维护工作。维护工作的项目，各厂应根据设备情况在现场规 程中规定。维护工作的项目见表40 衰 4 维护工作项目衰 序 号 项 目 时 间 执行人 备 注 1 z 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 厂用事故警报校验 汽包水位高、低报警校验 汽包水位校核 安全阀排汽试验 (包括附属设备的安全阀) 向空排汽阀及事故放水阀试验 点火设备检查 锅炉查、堵漏风 制粉系统查、堵月风及防姗门检查 煤粉仓降粉 备用辅机试运行 备用辅机切换运行及联动试验 工业水、润滑油、嫩油的旅网倩况 油库放水及油库油位实测 阀、门、管系铭牌标志齐全 设备缺陷查核 消防设施检查 防雨设施检查 防冻设施检查 6.10 自动、程控、保护装置 6.10.1根据自动、程控及保护装置的实际情况，编制现场运行规程。 6.10.2 自动、程控及保护装置的现场运行规程应包括下列内容: — 自动、程控及保护装置的特性; — 自动控制投人、停止的条件及操作方法; — 程控投人、停止的条件及操作方法; — 保护装置投人、停止的条件及操作方法; — 自动、程控、保护装置的运行注意事项及一般故障处理。 6.11锅炉热力试验 6.11.1为保证锅炉安全经济运行，大修前后应做热力试验，以对锅炉大修前后的性能进行 比较和鉴定，用热力试验的结果指导运行，不断改善和提高锅炉安全经济运行水平。 6.11.2热力试验的常规项目包括:锅炉热效率试验，风门调节特性试验，煤粉细度及均匀 性试验，回转式空气预热器漏风试验，油喷嘴雾化试验及其他主要辅机的特性试验等。根据 实际情况和需要，亦可做空气动力场试验。 6.11.3热力试验应符合GB10184-1988《电站锅炉性能试验规程》的有关规定。进u锅炉 的性能试验按商务 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 中规定的“标准”进行;若无明确规定时，经协商亦可按 《ASMF性 能试验规程》PTC4.1，i-rc4.2, P丁C4.3进行 ， 锅炉机组停止 7.1停炉要求 锅炉机组的停运过程实质上即是高温厚壁承压部件 (如:汽包、高温过热器集箱、高温 再热器集箱)的冷却过程，若在停炉过程中参数控制不当，将产生较大的各种应力，影响锅 炉承压部件的使用寿命。因此，要求在各种停炉方式下严格控制降温、降压速率，保证良好 的水循环及水动力工况，从而保证锅炉机组的安全经济运行。 7.2停炉方式 7.2.1锅炉机组的停止运行，一般分为正常停炉和事故停炉两大类。本章只就正常停炉提 出原则要求。 7.2.2汽包锅炉的正常停炉分为定参数停炉和滑参数停炉。一般情况下，停炉热备用时， 为尽量保证锅炉蓄热，以缩短启动时间，应采用定参数停炉; 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 检修停炉应采用滑参数停 炉，以使锅炉和汽轮机得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期。 7.2.3 直流锅炉停炉一般应投启动分离器停炉。 7.3 正常停炉准备 7.3.1停炉前，对锅炉设备进行一次全面检查，将所发现的缺陷记录在有关记录簿内，以 便检修人员查考，进行处理。 7.3.2备用设备疏放水系统、燃油系统处于良好的备用状态。油燃烧器完好，油枪畅通， 雾化良好，必要时可试投一次。 7.3.3 原煤仓的原煤和煤粉仓的粉位符合停炉要求，根据停炉时间在现场规程中具体规定。 7.3.4汽包锅炉的事故放水阀及直流锅炉启动旁路系统处于良好的备用状态。 7.3.5根据机组特性及停炉目的确定停炉方式和停炉参数。 7.4汽包锅炉滑参数停炉 7.4.1汽包锅炉的滑参数停炉应根据制造厂提供的滑参数停炉曲线严格控制降温、降压速 率，现场规程中应附有滑参数停炉曲线。 7.4.2随锅炉负荷降低，及时调整送风机、吸风机风量，保证一、二、三次风的协调配合， 保持燃烧稳定。根据负荷及燃烧情况，将有关自动控制系统退出运行或进行重新设定。适时 投油，稳定燃烧。电气除尘器的停用按8.7.3执行。 7.4.3配中间储仓式制粉系统的锅炉，应根据煤仓煤位和粉仓粉位情况，适时停用部分磨 煤机;根据负荷情况，停用部分给粉机。停用磨煤机前，应将该制粉系统余粉抽净，停用给 粉机后将一次风系统吹扫干净，然后停用排粉机或一次风机。 配直吹式制粉系统的锅炉根据负荷需要，适时停用部分制粉系统。且吹扫干净。 停用后的煤粉燃烧器应将相应的二次风门关小，停炉后关闭。 7.4.4 根据蒸汽温度情况，及时调整或解列减温器。汽轮机停机后.再热器无蒸汽涌讨时. 控制炉膛出口烟温不大于540`C o 7.4.5锅炉蒸汽压力、蒸汽温度降至停机参数，电负荷降至汽轮机允许的最低负荷时，汽 轮机停机，锅炉切除全部燃料、熄火。停用后的油枪应吹扫干净，但不得向无火的燃烧室内 吹扫。 7.4.6锅炉熄火后，维持正常的炉膛压力及30%以上额定负荷的风量，进行炉膛通风，吹 扫5一10min后停止送风机、吸风机、暖风器，关闭烟、风系统的有关挡板。保持回转式空 气预热器及点火、火焰检测装置、冷却风机运行，待温度符合要求时，停止其运行 7.4.7在整个滑参数停炉过程中，严格监视汽包壁温，任意两点间的温差不允许超过制造 厂家的规定值，严格监视汽包水位，及时调整，确保汽包水位正常。 7.4.8停炉过程中，按规定记录各部膨胀值，冬季停炉应做好防冻措施。 7.5 汽包锅炉定参数停炉 7.5.1定参数停炉时，应尽量维持较高的锅炉过热蒸汽压力和温度，减少各种热损失。降 负荷速率按汽轮机要求进行。降负荷过程中，逐渐关小汽轮机调速汽阀。随锅炉燃烧率的降 低，蒸汽温度逐渐下降，但应保持过热蒸汽温度符合制造厂及汽轮机要求，否则应适当降低 过热蒸汽压力 7.5.2 停炉后适当开启高、低压旁路或过热器、再热器出口疏水阀约30min，以保证过热 器、再热器有适当的冷却。 7.5.3 其他要求与滑参数停炉相同。 7.6 直流锅炉正常停炉 7.6.1直流锅炉的正常停炉应根据制造厂提供的正常停炉曲线要求进行参数控制和相应操 作。现场规程中应附有滑参数停炉曲线。 7.6.2 直流锅炉投人启动分离器正常停炉，应遵守下列程序: — 定压降负荷至规定值; — 过热器降压及投人启动分离器; — 发电机解列和汽轮机停机; — 锅炉熄火。 7.6.3 整个停炉过程中燃烧调整按7.4.2执行。对制粉系统的要求按7.4.3执行。降温、 降压速率在规定范围内。 7.6.4定压降负荷过程中，维持过热器压力不变，锅炉本体压力随负荷降低而逐渐降低， 通过逐步减少燃料量与给水流量以及关小汽轮机调速汽阀进行降负荷，根据包筱过热器及低 温过热器出口工质温度调整燃料与给水比例，辅以减温水，保证蒸汽温度满足汽轮机要求。 机组降负荷过程应呈阶梯形，降负荷速率为每mini%额定负荷。从7096额定负荷至发电机 解列应控制在3--4h. 7.6.5 降负荷过程中，给水流量必须保证大于或等于启动流量的最低限度，直至锅炉熄火， 以确保水动力工况的稳定。 7.6.6 过热器降压为投启动分离器作准备，此阶段仍处于直流运行方式，降压速率不大于 每分钟0.2-0.3MPa，同时要保持包覆过热器压力的稳定。必须保持合理的燃料与给水之 比，各项操作应协调配合，以免造成蒸汽温度、蒸汽压力、给水流量的较大波动。当启动分 离器达到投人条件，且低温过热器出口蒸汽温度、过热蒸汽压力符合要求时，投人启动分离 器运行 。 7.6.7启动分离器投人后，保持其压力、水位正常，包覆过热器出口压力在规定值。继续 减弱燃烧，机组负荷降至最低允许值时，发电机解列，汽轮机停机，锅炉熄火。停炉后的有 关工作按7.4.6进行.并立即关闭各减温水阀，解除启动旁路，停止向锅炉进水并进行其他 相应操作。 7.7停炉后的冷却与放水 7.7.1 自然循环锅炉停炉后的冷却与放水 7.7.1.1 自然循环锅炉停炉后的自然冷却 a)自然循环锅炉停炉后一般应采用自然冷却方式。 b)在锅炉自然冷却状态下，汽包壁温大于90℃时，应尽量保持汽包高水位。一般停炉 6h后，开启吸风机出、人口门进行自然通风冷却;18h后可启动吸风机进行通风冷却，当 烟温符合要求时，停止吸风机。整个冷却过程中，汽包壁温差应在允许范围内。 7.7.1.2 自然循环锅炉停炉后的快速冷却 a)自然循环锅炉快速冷却过程中，工质温度、厚壁部件的金属温度难以控制，且易产 生热偏差及各种应力，影响锡炉寿命，所以只有在特殊情况下 (如:有关受热面需进行抢 修)才允许使用，若无特殊情况，均应采用自然冷却。 b)根据实际情况，自然循环锅炉可采用不同的快速冷却方法，但应在规程中详细规定， 采取可靠的安全措施，严格控制降温、降压速率。当汽包任意两点间的壁温差接近或有超过 规定值的趋势时，应立即停止快冷。 7.7.1.3 锅炉放水方式 a)汽包压力降至大气压力，汽包壁温90℃时放水 (采用该放水方式，应同时进行充氮 保养)。 b)汽包压力在0.8MPa(表压力)以下，汽包壁温符合制造厂要求时进行带压放水。 c)正常停炉检修时，一般采用带压放水。 7.7.2 控制循环锅炉停炉后的冷却与放水 7.7.2.1停炉热备用时，通风系统全部停止后，锅炉密封，保持锅水循环泵继续运行 30min，然后停止，保持汽包水位上限。 7.7.2.2 停炉后正常冷却时，按正常冷却曲线降温、降压。通常停炉4--6h后，启动一台 吸风机通风冷却，保持正常汽包水位及至少一台锅水循环泵运行，锅水温度降至150℃以下 时，可以停止全部锅水循环泵。 7.7.2.3 停炉后需快速冷却时，保持两台锅水循环泵运行.保持汽包水位正常，锅水温降 速率在规定范围内，保持60%-70%的额定风量，进行炉膛通风。当锅水温度达93℃以下 时，停止通风及全部锅水循环泵。 7.7.2.4 锅水温度小于93℃时锅炉可以放水，并同时放净锅水循环泵泵壳内的锅水。 7.7.3 直流锅炉停炉后的冷却 7.7.3.1直流锅炉停炉后的自然冷却 a)直流锅炉停炉后一般应采用自然冷却方式，并严格监视包覆过热器和水冷壁的降温、 降压速率。 b)停炉后立即开启过热器及再热器有关疏水阀，以规定的速率降低过热蒸汽和再热蒸 汽压力至规定值，然后用过热器、再热器向空排汽阀将余压泄除。 c)停炉4h后，开启有关的烟、风挡板进行自然通风冷却，同时调整炉本体有关疏水 阀，以规定的速率降低包覆过热器压力至规定值，开炉本体空气门，将余压泄除。 d)停炉6h后，根据需要可启动一台吸风机进行通风冷却。当一级混合器工质温度达到 要求时，进行省煤器、水冷壁、包覆过热器管系和低温过热器放水。放水时停止通风冷却 放水结束1h后，方可继续通风冷却。 7.7.3.2 直流锅炉停炉后的快速冷却 a)直流锅炉停炉后如需快速冷却时，则将给水流量减少至60一100t/h，进行循环冷 却。 b)快速冷却时，应装有监视表计，严格控制包覆过热器、水冷壁管屏之间的温差小于 401C。若降温、降压速率超过上述数值，应立即调整通风量和进水量，若调整无效时，应立 即停止快速冷却。当工质温度降至需要温度时，停止进水循环，停用启动分离器。 7.8 停炉后的保养 7.8.1锅炉在备用期间的主要问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 是防止受热面金属腐蚀，减少锅炉设备的寿命损耗。 7.8.2 锅炉停用期间的保养根据设备及实际情况确定保养方案，但不提倡使用对人体和环 境有害的保护方法。 7.8.2.1充氮或充气相缓蚀剂防腐 a)该种保养方法是采用向锅炉内充人氮气或气相缓蚀剂，将氧从锅炉受热面内驱赶出 来，使金属表面保持干燥和与空气隔绝，从而达到防止金属腐蚀的目的。 b)充氮防腐时，氮气压力一般保持0. 020-0 .049MPa(表压力)左右，使用的氮气纯 度大于99.9960 c)锅炉充氮或充气相缓蚀剂期间，应经常监视压力的变化和定期进行取样分析，并进 行及时补充。 d)此法可用于锅炉的长期防腐。 7.8.2.2 压力防腐 a)此保护方法一般用于短时停炉热备用。 b)停炉后维持汽包压力大于0.3MPa，以防止空气进人锅炉，达到防腐的目的。汽包 压力降至0.3MPa时，点火升压或投人水冷壁下联箱蒸汽加热，在整个保护期间保证锅水品 质合格。控制循环锅炉应保持一台锅水循环泵运行。 7.8.2.3 余热烘于防腐 a)自然循环锅炉正常停炉后，待汽包压力降至0.8-0.5MPa时，开启放水阀进行全面 快速放水。压力降至0. 2--0.15MPa时，全开空气门、向空排汽阀、疏水阀，对锅炉进行余 热烘干。 b)直流锅炉采用此法时应在去压后进行。当锅炉本体需进行检修或不具备其他保养条 件时使用此法。 7.8.2.4 真空干燥防腐 真空干燥是在锅炉采用热炉放水，余热干燥后，再利用汽轮机的真空系统对锅炉受热面 抽真空，使其中残余的水分进一步蒸发和抽干，从而达到防止金属腐蚀的目的。 7.8.3 采用带压放水余热烘干法、真空干燥法防腐时，在烘千过程中，禁止启动吸风机、 送风机通风冷却。 7.9 锅炉化学清洗 7.9.1 锅炉化学清洗的目的要求 锅炉的化学清洗，是保持受热面内表面清洁，防止受热面因结垢、腐蚀引起事故，以及 保持汽水品质合格。要求能除去新建锅炉在轧制、加工过程中形成的高温氧化轧皮以及在存 放、运输、安装过程中所产生的腐蚀产物、焊渣和泥沙污染物等;除去运行锅炉在金属受热 面上积聚的氧化铁垢、钙镁水垢、铜垢、硅酸盐垢和油污等。 锅炉的化学清洗根据SD135-1986《火力发电厂锅炉化学清洗导则》执行。 7.9.2过热器反冲洗