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260吨锅炉规程内容
260t/h高温高压循环流化床锅炉岗位操作规程
（YG-260/9.8-M）
1工作的任务及意义
1.1本操作法规定了260t/h循环流化床锅炉岗位的任务及意义、工艺过程概述、生产操作方法、不正常情况及事故处理、安全技术要点及保安措施等。
本操作法适用于260t/h循环流化床锅炉岗位。
1.2本岗位的任务是操作控制260t/h循环流化床锅炉。
该锅炉充分利用粒度小于10mm的混合煤质（烟煤+煤泥+煤矸石），混合煤质按一定比例配比后，由称重皮带式给煤机送入炉膛中充分燃烧，通过辐射换热炉膛四周水冷壁内经除氧的脱盐水,产生饱和蒸汽，进入汽包汽水分离之后，再经过热器过热及喷水减温器减温得到一定压力和温度的过热蒸汽供系统生产使用。
1.3本锅炉还能充分利用弛放气、煤泥等燃料，实现节约能耗,提高企业的经济效益。
同时，260t/h锅炉的运行，可以实现一期装置有备用锅炉，保证系统长周期稳定运行。
2锅炉的基本特性
2.1锅炉工作参数
2.1.1锅炉主要技术参数
额定蒸发量260t/h
额定蒸汽温度540℃
额定蒸汽压力9.8Mpa
给水温度132℃
锅炉排烟温度136℃
排污率≤2%
空气预热器进风温度20℃
锅炉热效率88-91%
燃料消耗量34.94t/h
一次热风温度150℃
二次热风温度150℃
一、二次风量比60：
40
循环倍率25～30
锅炉飞灰份额70%
脱硫效率（钙硫摩尔比为2.5时）≧90%
2.1.2设计燃料
混合煤质（烟煤+煤泥+煤矸石）分析资料
序号
名称
设计煤种
校核煤种
备注
1
全水份War
8%
10%
2
内水份Wad
3%
3%
3
灰份Aar
16.6%
24%
4
碳Car
61.82%
52%
5
氢Har
4.09%
4.3%
6
氧Oar
7.75%
7.9%
7
氮Nar
1.19%
1.1%
8
硫Sar
0.55%
0.7%
9
挥发份
39.09%
30%
10
灰熔点T3
1399℃
1380℃
11
低位发热量Qnet.v.ar
23600KJ/kg
20000KJ/kg
2.1.3点火及助燃用油
采用0#（冬季为-10#）柴油作为锅炉的点火助燃用油。
恩氏粘度（20℃时）1.2～1.67OE
灰份≯0.025%
水份痕迹
机械杂质无
凝固点≤0℃
闭口闪点不低于65℃
低位发热值41000kJ/kg
硫≤0.2%
10%蒸发物残炭≤0.4%
2.1.4石灰石特性
石灰石纯度分析
数值
成份
单位
数值
CaC03
％
92.8
MgC03
％
6.5
H20
％
O
惰性物质
％
0.7
粒度
mm
≤1
石灰石的入炉粒度要求：
200~300目。
2.2锅炉结构简述
本锅炉系260t/h高温高压循环流化床锅炉，为单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架П型布置。
炉膛采用膜式水冷壁，蜗壳式绝热旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级四组对流过热器。
过热器下方布置三组膜式省煤器及一、二次风各三组空气预热器。
2.2.1炉膛水冷壁系统
炉膛断面尺寸为10401mm×5760mm，炉膛四周由管子和扁钢焊成全密封膜式水冷壁。
前后及两侧水冷壁分别各有127-φ60×5与70-φ60×5根管子。
前、后、侧水冷壁分成四个循环回路，由汽包底部水空间引出5根集中下降管，其中4根下降管通过20根的分散下降管向炉膛水冷壁供水，中间1根下降管通过6根分配管进入三组水冷屏。
经过水冷壁换热后由24根引出管引至汽包，经水冷屏换热后由3根引出管引至汽包。
2.2.2旋风分离器
分离器是循环流化床锅炉的重要组成部件，本锅炉采用高效蜗壳式气冷旋风分离器，在炉膛出口并列布置两只旋风分离器。
整个物料分离和返料回路的工作温度为930℃左右。
分离器内表面采用轻型炉墙,选用高强度耐磨浇注料。
2.2.3汽包及汽包内部设备
2.2.3.1主要参数
汽包内径φ1600mm
厚度100mm
筒身长10900mm
汽包正常水位汽包中心线以下180mm（O水位）
水位正常波动值±50mm
2.2.3.2结构图
2.2.4燃烧系统
燃烧系统主要有给煤装置、排渣装置、石灰石供给装置、煤泥及合成驰放气燃烧系统、布风装置和点火系统及返料回灰系统。
2.2.5给煤装置
给煤装置为4台称重皮带式给煤机。
给煤机与落煤管通过膨胀节相连，同时竖直段落煤管安装有电动插板阀。
给煤装置的给煤量能够满足在一台给煤装置故障时，其余3台给煤装置仍能保证锅炉100%额定出力。
落煤管上端有送煤风，下端靠近水冷壁处有播煤风，给煤借助自身重力和引入的送煤风沿着落煤管滑落到炉膛。
由于给煤管内为正压，给煤机必须具有良好的密封。
播煤风管连接在每个落煤管的端口，并应配备风门以控制入口风量。
2.2.6布风装置
风室由专门制作的U形膜式水冷壁及两侧水冷壁组成，风室内浇注100mm厚的中质保温混凝土。
防止点火时鳍片超温，并降低风室内的水冷度。
燃烧室一次风从后墙2个风道引入风室。
一次风通过布置在布风板上的风帽均匀进入炉膛，流化床料。
二次风通过分布在炉膛前后墙及侧墙上的二次风管喷嘴分两层送入炉膛下部空间。
2.2.7排渣装置
底渣从水冷布风板上的四根水冷放渣管排出炉膛，其中两根接冷渣机，另两根做事故排渣管。
出渣量以维持合适的风室压力为准。
满负荷运行时的风室压力为13000Pa左右。
2.2.8石灰石给料脱硫装置
本锅炉按添加石灰石脱硫设计，石灰石通过石灰石仓、仓泵、石灰石旋转给料机气力输送至锅炉前墙二次风支管。
脱硫的石灰石耗量每小时3吨，按钙硫比2.5计算。
脱硫效率为90%。
2.2.9床下、床上点火燃烧器
两台床下点火燃烧器并列布置在炉膛水冷风室后侧。
由点火油枪、高能电子点火器组成。
点火油枪为机械雾化式，燃料为0#轻柴油。
每支油枪出力1000kg/h，油压2.45MPa，油枪所需助燃空气为一次风。
空气和油燃烧后形成850℃左右的热烟气。
从水冷风室上的布风板均匀送入炉膛。
为了便于了解油枪点火情况，点火燃烧器设有观察孔。
为加速锅炉点火或者便于锅炉扬火，床上设置3只点火油枪，分别从前墙2只落煤管和一只二次风支管设置，每只出力400Kg/h。
床下点火燃烧器相关参数：
点火用油量及风量：
点火油枪油压：
2.45MPa
每只油枪喷油量：
Q=1000Kg/h
进点火燃烧器的风量80000Nm3/h
进点火燃烧器的风压8000Pa（G）
2.2.10返料回灰系统
旋风分离器下接有返料器，返料器内的松动风与返料风采用高压冷风，由小风帽送入，松动风与返料风的风帽开孔数量有差别，返料风大，松动风小，并采用分风室送风。
返料器的布风板还设有φ108×6放灰管。
2.2.11过热器系统及其调温装
2.2.11.1本锅炉采用辐射和对流相结合，并配以二级喷水减温器的过热器系统。
饱和蒸汽从汽包由8根φ159×12的管子引至包墙过热器进口集箱，随后经顶部包墙、后包墙进入后包墙下集箱，进入后包墙下集箱后通过转角集箱进入两侧包墙下集箱，随后上行，再进入两侧包墙上集箱，后由8根支管引入前包墙上集箱，依次经过前包墙中间集箱、前包墙下集箱（低温过热器入口集箱）。
前包墙下集箱作为低温过热器入口集箱，低温过热器φ38×5光管顺列布置。
为减少磨损，一方面控制烟速，另一方面加盖防磨盖板。
过热蒸汽从低温过热器出来后，通过出口集箱从两端连接管分别引一级喷水减温器进行粗调，减温可以通过调节减温水量来实现。
过热蒸汽经一级减温后进入屏式过热器，屏式过热器布置在炉膛上部，采用φ42×6，12Cr1MoVG的管子，使屏过不会产生磨损，再经连接管交叉后从两侧分别引二级喷水减温器进行细调，最后经高温过热器加热后引入出口集箱，高温过热器采用φ38×5，12Cr1MoVG与12Cr2MoWVTiB的管子。
两级减温器的喷水量分别为6.73t/h、1.69t/h。
减温水调节范围控制在减温水设计值的50～150%以内。
2.2.11.2防磨结构上采用如下布置形式
（1）高、低温过热器管均采用顺列布置，第1排管子加防磨盖板，弯头也有防磨板，防止磨损；
（2）屏式过热器采用膜式过热器，仅受烟气纵向冲刷，在屏式过热器的下部浇注耐磨浇注料，距布风板距离大于15米。
屏式过热器处的烟速为5m/s；
（3）水冷屏下部浇注耐磨浇注料；
（4）高温过热器处的烟速为10.1m/s，低温过热器处的烟速为8.4m/s。
2.2.12省煤器
省煤器布置在尾部对流烟道内，呈逆流、水平、顺列布置。
省煤器的给水由分配集箱引入省煤器入口集箱，经省煤器受热面逆流而上，进入省煤器中间集箱，然后由吊挂管引至省煤器出口集箱，再由省煤器出口集箱通过连接管引至给水总集箱后在进入汽包。
2.2.12.1尾部竖井烟道中设有三组膜式省煤器，均采用φ32×4的管子，错列布置，横向节距90mm，具有较好的抗磨性能。
省煤器管的材质为20G/GB5310高压锅炉管；
2.2.12.2省煤器管束最上排装设防磨盖板，蛇形管每个弯头与四周墙壁间装设防磨罩。
省煤器的平均烟气流速控制在8m/s以下；
2.2.12.3在汽包和下级省煤器之间设有再循环管道，以确保锅炉在启动过程中省煤器有必要的冷却；
2.2.12.4锅炉尾部烟道内的省煤器管组之间，均留有人孔门，以供检修之用；
2.2.12.5省煤器出口集箱设有排放空气的管座和阀门，省煤器入口分配集箱上设有两只串联DN65的放水阀与酸洗管座。
2.2.13空气预热器
2.2.13.1管式空气预热器采用卧式、顺列结构，沿烟气流程一、二次风交叉布置，各有三个行程,每两组空气空气预热器之间均留有800㎜以上空间,便于检修和更换；
2.2.13.2空气预热器管子迎烟气面前三排管子采用φ42×3.5的厚壁管,其余采用φ40×1.5的管子。
2.2.14锅炉范围内管道
2.2.14.1本锅炉给水操纵台为二路管道给水.给水通过给水操纵台从锅炉后侧引入省煤器进口分配集箱；
2.2.14.2锅筒上装有各种监视、控制装置，如装有两只高读双色水位表、一个低读电接点水位表，三组供自控用双室平衡容器。
二只安全阀以及压力表、连续排污管、紧急放水管、加药管、再循环管、自用蒸汽管等管座。
定期排污设在集中下降管下端以及各水冷壁下集箱。
2.2.14.3集汽集箱上装有向空排汽管和反冲洗管路，2个安全阀，以及压力表、疏水、放气、旁路等管座。
此外，在减温装置和集汽集箱上均装有供监测和自控用的热电偶插座。
为了监督运行，装设了给水、锅水、饱和蒸汽和过热蒸汽取样装置。
在主汽集箱的右端装有电动闸阀，作为主蒸汽出口阀门。
2.2.15吹灰装置
为了清除受热面上的积灰，保证锅炉的效率和出力，本锅炉在尾部烟道侧墙设置10只吹灰器预留孔，其中高温过热器、低温过热区域4只，省煤器区域2只，空预器区域4只。
吹灰器采用声波吹灰器。
2.3锅炉性能说明
2.3.1超负荷能力。
本锅炉在设计时充分考虑了锅炉的超负荷能力,锅炉铭牌蒸发量为260t/h。
2.3.2调温能力。
为保证锅炉蒸发量在100％B-MCR范围内、过热汽温达到540℃,本锅炉采用两级喷水减温装置.本锅炉设计最大喷水量可达12t/h，额定负荷时约为8.4t/h。
当负荷低于50％可在保证燃烧稳定的前提下通过适当加大风量,提高炉膛出口过剩空气系数使汽温达到要求（额定负荷时过剩空气系数为1.2）。
2.3.3低负荷能力。
本锅炉的设计煤种为烟煤+煤泥+煤矸石混合,在燃用设计煤种时锅炉能够在40～100％额定负荷范围内稳定燃烧。
2.3.4在钙硫摩尔比2.5：
1时,保证锅炉脱硫效率≧90﹪,脱硫后的排放326mg/Nm3。
2.3.5锅炉飞灰含碳量﹤8％,炉渣含碳量﹤2％，锅炉NOx的排放﹤400mg/Nm3。
2.3.6烟、空气量：
（按260t/h计算）
2.3.6.1一次风量：
216000m3/h；一次风压：
15000Pa。
2.3.6.2二次风量：
145000m3/h；二次风压：
12000Pa。
2.3.6.3引风量：
357000Nm3/h；锅炉本体阻力：
9800Pa。
2.3.6.4返料风流化风机风量：
5304m3/h；风压：
29400Pa；返料风机数量为三台,两开一备，同时应定时切换。
3工艺过程概述
3.1生产原理
蒸汽的产生是一个由水转化为蒸汽的物理过程。
即锅炉水冷壁内的水与炉膛内循环流化的高温物料进行热交换，产生饱和蒸汽，饱和蒸汽进一步被高温烟道内的过热器加热和经过减温器降温后得到一定压力和温度的过热蒸汽。
锅炉汽水循环为自然循环，即依靠低温进水端与高温加热端的温差形成的汽水密度产生的压差，促进炉水在管内自然循环。
传热方式有热传导、辐射换热、对流换热。
3.2工艺流程
3.2.1烟气流程
炉膛→旋风分离器→转向室（包墙管）→高温过热器→低温过热器→省煤器→空气预热器→布袋除尘器→引风机→烟囱
3.2.2汽水系统
水冷屏
↑
给水→省煤器→汽包→下降管→水冷壁→汽包→尾部汽冷包墙管→低温过热器→一级喷水减温器→炉内屏式过热器→二级喷水减温器→高温过热器→集汽集箱
3.2.3灰渣系统
4锅炉岗位操作法
4.1正常生产的操作控制
4.1.1定期工作内容
4.1.1.1锅炉在正常运行中，运行人员要保持各参数在规定范围内；保持水品质和蒸汽品质；维持安全、经济燃烧；提高锅炉效率；按照规定标准进行排放；
4.1.1.2巡检人员应定期进行巡回检查，不少于每小时1次，并根据DCS监控画面显示和有关资料进行多方分析，及时发现不正常情况，迅速向有关人员汇报并采取有效措施；
4.1.1.3经常检查给煤系统、石灰石系统、排渣输渣系统保证畅通不堵塞，发现问题及时汇报处理；
4.1.1.4做好设备切换工作，诸如返料风机一个月切换一次。
4.1.2燃烧调节
4.1.2.1正常运行床温在850—950℃范围，如果床温低于760℃而不能正常运行时应按压火处理。
根据煤种变化可适当调整床温，但最高不超过1050℃；
4.1.2.2在负荷变化大时，应将所有自动调节切换为手动调节；
4.1.2.3负荷变化时，要及时调节风量,同时应注意监视氧含量（正常时氧含量为4-6%）；
4.1.2.4监视并控制床温不超过900℃，这样才能有效控制NOx的排放量；
4.1.2.5锅炉正常运行时炉膛差压应控制在500—1500Pa以下，如果太大，应及时放返料灰；
4.1.2.6锅炉正常运行时料层差压约7000—9500Pa，同时也可参考风室风压进行锅炉放渣。
4.1.3汽温调节
4.1.3.1检查各级过热器出口蒸汽温度，验证二级减温后的蒸汽温度要大于饱和温度110℃以上；
4.1.3.2验证温度调节的正确性。
一级减温为粗调，二级减温为细调；
4.1.3.3在50～100%负荷范围内，主蒸汽温度变化应保持540±5℃；
4.1.3.4主要用两级喷水减温器调节汽温，同时也可通过调节尾部对流受热面的飞灰速率来辅助调节汽温；
4.1.3.5检查汽温调整范围与它们的设定值是否保持一致，过量地供给喷水将导致过量的夹带和过高的压力产生；
4.1.3.6负荷变化、吹灰和其它异常情况时，若减温水投自动，值班员应加强监视，必要时切换手动操作。
4.1.4水位调节
4.1.4.1汽包水位的急剧变化会使汽压、汽温产生波动。
如果发生溢水或缺水事故，则要被迫停炉。
因此运行中应尽量做到均衡连续供水，保持汽包水位正常。
正常运行时，给水控制应处于自动状态；
4.1.4.2锅筒正常水位在锅筒中心线以下180mm处,±50mm为水位正常波动的最高水位和最低水位,锅筒水位限制:
锅筒水位达-100mm或+100mm时DCS声光报警,锅筒水位达-200mm或+250mm时MFT（主燃料跳闸）动作；
4.1.4.3当锅炉低负荷运行时，汽包水位稍高于正常水位，以免负荷增大造成低水位；反之，高负荷运行时应使汽包水位稍低于正常水位，以免负荷降低造成高水位。
但上下变动的范围不应超过允许值；
4.1.4.4就地水位计指示值与DCS显示值每班至少对照两次，发现偏差及时处理；
4.1.4.5旁路、副线给水调节阀用于启动时控制汽包水位。
当运行中给水量小于30%MCR时，可改为旁路、副线给水调节阀；
4.1.4.6锅炉给水必须是除氧水。
当给水自调装置失灵，造成自调阀无法供水时，应及时开启给水旁路供水，同时联系仪表人员，尽快消除故障恢复正常供水；
4.1.4.7运行中若水位过高，可开大连续排污门或事故放水门紧急放水；
4.1.4.8给水压力不低于11.5MPa，压力低时应及时联系汽机人员提高压力。
4.1.5水位计运行
4.1.5.1水位计的投入
（1）水位计预热，水位计安装后或重新投运时必须充分预热。
首先开启水位计排污阀，然后开汽侧一次阀至全开，再将水位计的汽侧二次阀缓慢开启1/5圈，让微弱汽流通过大约20-30分钟左右，使水位计本体温度相对稳定。
初次投运时，预热后投运前检修人员应对所有螺母进行复紧，复紧时运行人员关闭汽阀、水阀，开启排污阀；
（2）水位计投入，全开汽、水侧一次阀，关闭排污阀，缓慢开启1/5圈汽侧二次阀，再缓慢开启1/5圈水侧二次阀，待水位正常后，汽阀、水阀交替开启，直至全开。
严禁将二次阀一次全开，否则将出现假水位，一旦出现假水位应重新进行投入操作。
4.1.5.2水位计冲洗
原则上不进行水位计的日常冲洗，若发现水位不清晰或水位不波动时，应及时进行水位计冲洗，水位计冲洗时必须保证至少两种类型的水位计正常使用，水位计冲洗完成以后将给水自动切换到手动，稍微调节给水确认水位正常波动。
（1）水位计水侧冲洗步骤
-关汽侧、水侧二次阀，开排污阀放净水位计内的水汽后关闭；
-缓慢开水侧二次阀1/5圈让水充满水位计后关闭。
二次阀开度不可过大，防止保险子堵死通道；
-开排污阀，放净水；
-如此反复2-3次。
（2）水位计汽侧冲洗步骤
-关闭汽、水二次阀，开排污阀；
-缓慢开启汽侧二次阀1/5圈冲洗汽侧导管，冲洗完毕后关闭二次阀。
二次阀开度不可过大，防止保险子堵死通道；
-重新投入水位计。
4.1.5.3水位计解列（任何一只水位计的解列必须有相关审批签字）
水位计在运行中如果发生泄漏和爆破时，应将其解列，步骤如下：
（1）开放水阀；
（2）关闭水、汽二次阀；
（3）关闭汽、水一次阀。
4.1.6锅炉排污
4.1.6.1汽、水质量标准
项目
内容
数值
给水
硬度
≤2umol/l
溶氧
≤7ug/l
PH
8.8~9.3
炉水
PH
9~10.5
PO43-
2~10mg/l
电导率
≤100us/cm
饱和蒸汽
过热蒸汽
4.1.6.2排污操作
（1）连续排污调节门开度，根据化验要求执行；
（2）定期排污次数，应根据炉水质量情况确定，一般每日一次为宜；
（3）定期排污应选在低负荷时进行；
（4）开始排污时，应进行暖管，防止水击；
（5）定期排污前，适当提高汽包水位，并在排污中严格监视水位，必要时给水切换为手动进行调整；
（6）水冷壁下联箱只可逐个排污，不可同时开启两个或者更多的排污门；
（7）排污时先开一次门，后开二次门，全开约30秒后先关二次门，后关一次门。
4.1.6.3以下情况立即停止排污
（1）锅炉运行不正常或发生事故；
（2）排污系统故障；
（3）锅炉水位或给水调节器不正常。
4.1.7床压的控制
4.1.7.1监测床压指示（料层差压），并使之保持正常值（7.0—9.5KPa），炉膛差压控制在（500—1500pa）；
4.1.7.2监测给煤量和给石灰石量是否正常，避免影响床压；
4.1.7.3监测燃煤或石灰石的品种及粒度变化，避免影响床压；
4.1.7.4连续监测风室压力与床压的压差；
4.1.7.5如果床压升高，应随时进行放渣，以保持床压稳定，同时查找原因；
4.1.7.6正常运行时风室风压可反映料层厚度，锅炉满负荷时风室风压为15KPa左右。
4.1.8床温的控制
4.1.8.1锅炉床层温度一般为930℃左右，考虑到负荷的变化及其他方面的要求，应将床层温度控制在850～950℃之间；
4.1.8.2床层温度过高，且持续时间过长，会造成床层结焦无法运行。
反之，床层温度过低，燃烧不完全，甚至会发生灭火。
调节床层温度的主要手段是调节入炉煤量和调节去布风板的一次风量；
4.1.8.3如床层温度高于990℃（极限温度1050℃）时，必须立即对风流量分配进行调节，一般是增大去布风板的一次风量并相应减少二次风量；
4.1.8.4当床温不正常下降且下降速度较快，应及时检查给煤情况，发现断煤应以最快速度恢复，如果床温降至850℃以下，适当调整二次风量，控制床温下降，当床温稳定后，在逐步恢复给煤与风量；
4.1.8.5当床温过高且有继续上升的趋势，及时调整风量及给煤，在保证炉膛出口压力正常的情况下，使床温尽快恢复正常，并查明原因做好记录。
4.1.9石灰石给料调节
4.1.9.1检查锅炉SO2的排放，手动或自动调节石灰石的给料速率，保证SO2的排放值符合当地法规；SO2的排放值不允许长时间地低于标准的75℅,因为这会导致锅炉低效率运行；
4.1.9.2控制烟气中NOX排放值的手段之一是调节床温，当床温高于940℃时，NOX会明显升高，通过改变一、二次风及二次风间的配比、调节过剩空气系数等手段进行调节。
床温范围在820～900℃之间，NOX排放值最低。
4.1.10汽压调节
4.1.10.1根据不同负荷对床压、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制过热蒸汽压力维持在9.2-10.1MPa；
4.1.10.2根据蒸汽负荷变化，锅炉通过改变燃料量，对应的风流量，使主蒸汽稳定在设定值；
4.1.10.3汽压高时，要减弱燃烧，减少放热，如负荷太低应要求加负荷；
4.1.10.4汽压低时，要加强燃烧，增加放热，如负荷太高应要求减负荷；
4.1.10.5在负荷变化大或自动失灵时，应改为手动调节给料量；
4.1.10.6手动调节给煤机转速时，应缓慢进行，防止变化过快而超温或MFT；
4.1.10.7接调度指令，系统需增减负荷时，依指令相应增加锅炉蒸发量或降低锅炉负荷，确保蒸汽压力不低于额定控制指标，更不可大幅度超压；
4.1.10.8因汽机调整负荷或抽汽量，锅炉可提前调整负荷，尽可能使压力波动在最小范围内以免影响系统生产。
4.1.10.11调节给水量能对控制汽压起辅助作用,调节给水量时要维持锅筒水位在允许范围。
4.1.11负荷调节
4.1.11.1锅炉负荷的调节是通过改变给料量和与之相应的风量，手动或自动调节风量，使之随煤量的变化而变化。
风煤的调整做到“少量多次”，避免床温的波动。
同时床温、炉膛出口温度、床压等可作为负荷调节的辅助手段；
4.1.11.2升负荷时，在床温保持在工艺指标范围内的条件下，适当增加给煤量及与之相应
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