锅炉吹管措施.docx
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锅炉吹管措施
陕西华电瑶池发电有限公司
#2汽轮机超速试验措施
批准：
审核：
会审：
编写：
陕西华电瑶池发电有限公司
生产技术部
二零一一年七月二日
1．组织分工及工期控制
2．西北电建一公司组织机构及职责分工
3．编制依据
4．调试质量目标
5．安全环保注意事项
6．系统简介
7．试验内容
8．调制前应具备的条件
9.调试步骤
10.附录
附录1.锅炉吹管措施交底会记录
附录2.锅炉吹管临时系统示意图
#2锅炉吹管措施
#2锅炉尾部受热面整组更换，过热器、再热器及其蒸汽等系统中，不可避免会有焊渣、锈垢和其它杂物。
在正式向汽机供汽之前，必须将这些杂物尽可能吹洗干净，以确保机组的安全、经济运行。
为了锅炉吹管工作的顺利进行，特制定本措施。
1.组织分工及工期控制
1.1华电瑶池发电有限公司组织分工
#2机组大修指挥部下设吹管指挥小组，指挥小组分工如下
1.1.1总指挥：
裴小明
1.1.2夜班指挥：
朱松柏
夜班成员：
史新平、袁建斌、朱民科、肖淑芳、池眀乾、张虎峰、戚大洲、
潘改琴、朱忠厚
1.1.3白班指挥：
王晓维
白班成员：
刘彬科、张建锋、杨雪梅、曹忠宁、白满荣、焦海平、王宏信、
连星、杨海杰、孙建峰
1.1.4指挥小组负责吹管过程的监督实施、协调、验收工作。
安监环保部：
负责吹管过程的安全、环保监督。
发电部：
负责吹管中的运行调整及具体操作、事故处理、巡回检查、参数记录、锅炉点火后的水质化验、吹管用水的保证等。
设备维护部：
负责吹管过程的监督、协调、验收及消缺工作。
燃料运行部：
保证吹管用煤的供给。
西北电建一公司：
负责临时系统的拆装以及靶板的更换、现场的巡检、系统的隔离工作。
1.1.5操作人员：
发电部、输煤当值运行人员。
1.2工期控制
计时，临时系统拆除，正式系统恢复的焊接、探伤、热处理、保温等工作时间不得超过98小时。
1.2.2为保证临时系统的拆除工作按期完成，要求一公司至少安排10名或以上高压焊工同时连续作业，每次至少5个高压焊口同时作业。
为缩短热处理时间，要求配备1×4+1×5两台热处理设备9个焊口同时进行。
2西北电建一公司组织机构及职责分工
2.1组织机构
Ø试运小组
组长：
朱武峰
成员：
叶志华
Ø现场施工小组
组长：
李雪红
成员：
刘伟、康兵利
Ø安全文明组
组长：
彭志刚
成员：
赵强、张长年、何全振
Ø技术质量组
组长：
李延生
成员：
王飞、贺玉斌、王波、刘少红
Ø后勤保障组
组长：
李瑞彤
成员：
惠文涛
2.2西北电建一公司值班人员
白班
Ø电气：
许毛
Ø热工：
文渊
Ø锅炉转机：
丁伟伟、张启
Ø锅炉本体：
哈战成、杨龙
Ø汽机本体：
张顺红
Ø汽机转机：
曹凡录、丁军
Ø锅炉技术组：
王力凡
Ø汽机技术组：
王飞
Ø阀门：
文亚林
夜班
Ø电气：
侯立辉
Ø热工：
弋顺位
Ø锅炉转机：
雍伟、孙永利
Ø锅炉本体：
刘庭俊、薛宏飞
Ø汽机本体：
李亚
Ø汽机转机：
周强、任永峰
Ø锅炉技术组：
刘少红
Ø汽机技术组：
王波
Ø阀门：
王亚峰
2.3西北电建一公司职责分工
Ø试运小组
在安装、吹管、恢复阶段全面接受大修指挥部的领导，执行指挥部各项决议。
锅炉点火、设备投运、锅炉升压均由运行人员操作，当值值长负责电厂运行系统的指挥、协调工作。
当锅炉压力、温度达到吹管要求时，通知一公司吹管。
一公司全面负责吹管过程中的消缺工作。
Ø安全文明组
全面负责#2炉吹管的安全管理和文明生产，监督安全措施的实施，负责组织对试运现场“三违”检查，监督试运现场的文明生产管理。
Ø技术质量组
全面负责吹管的技术管理，做到技术资料的准确、齐全、及时、规范，负责组织有关人员进行技术交底，负责解决吹管过程中出现的技术问题，负责质量监督验收单的收集、整理和归档。
Ø后勤服务组
全面负责吹管的后勤生活保障，确保大修现场的饮水、用餐、用车、保健等需要，做好人员的后勤服务，完成领导小组交办的临时任务。
Ø试运值班人员
试运值班人员按照专业组织配合与电厂试运项目有关人员加强巡检，做好吹管技术记录，当班人员坚守工作岗位，吹管期间发现问题应会同专业组长进行处理，必要时向领导小组报告，在发生危及设备与系统或人身安全的紧急情况下，可以按停止按钮，并立即向领导小组报告，对吹管中发现的缺陷要及时进行消缺，由技术质量组按照规定办理工作票。
3编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）
2.2《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇（1996年版）
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）
2.4《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002年版）
2.5《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998年版）
2.6《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）
2.7《电力工业锅炉监察规程》
2.8《安全生产工作规定》（国家电力公司）
2.9设计图纸及设备说明书
4调试质量目标
符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。
靶板的检验按部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》规定，在吹洗系数大于1的条件下，靶板上冲击的最大斑痕粒径不大于0.5mm，且肉眼可见的斑痕（0.2~0.5mm）不多于5点时连续吹两次为合格。
且第二块靶板斑痕点数应少于第一块。
检验靶板为黄铜板或铝板。
靶板尺寸：
宽度约为排汽管内径的8%、长度纵贯管子内径。
5安全、环保注意事项
5.1参加试运的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保试运工作安全可靠地进行。
5.2如在锅炉吹管过程中出现危及人身及设备安全的情况时，应立即停止吹管工作，必要时停止机组运行，分析原因，提出解决措施。
5.3如在试运过程中发现异常情况，应及时调整，采取相应措施，并立即汇报指挥人员。
5.4试运全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。
5.5锅炉点火升压时，汽机要派专人监视汽机缸温，专人检查高、中压联合汽门的临时设施有无泄漏，如有泄漏应及时汇报试运指挥部，暂停吹洗进行处理。
5.6锅炉首次点火，工程公司、发电部应派专人检查锅炉及蒸汽管道系统的膨胀情况，并作好记录，确保膨胀正常。
在整个吹洗过程中，加强临时系统的膨胀、受力情况的监视。
特别是试吹洗后及第一阶段吹洗期间。
5.7吹洗阶段的重点是控制好汽包水位，确保不发生严重缺水或满水。
由于吹洗时汽包水位变化很大，汽包水位高、低保护（锅炉MFT）不投。
吹洗控制门开启后汽压下降很快，汽包水位也急剧上升甚至满水，这是虚假水位，此时不应减少给水量，相反要逐渐适当增大给水量。
吹洗临时控制门关闭时，汽包水位又急剧下降，甚至看不见水位，所以开始关门时就应加大给水，尽力维持门关完水位在可见水位。
当水位开始回升时，应立即减少给水量以防水位过高。
为防止蒸汽严重带水，吹洗开门前汽包水位可在-100mm左右。
5.8吹洗时管线要充分暖管，防止水冲击，开始吹洗前，主汽管路上的疏水门全开；正式吹洗时，主汽管路上的疏水门关回到1/3左右。
5.9吹洗管线周围不应有易燃易爆物。
排汽口（消音器）周围20米区域不应有人，吹洗管线附近应设警戒线，派专人监视。
5.10每次吹洗开控制门前要确认更换靶板人员已离开，无关人员离开吹洗管线。
必须得到调试所锅炉人员确认，否则任何人不准擅自操作吹管临时控制门或换装靶板。
5.11吹洗时临吹门差压大，操作频繁，应派专人维护以确保吹洗顺利进行。
5.12吹管过程中消耗水量较大，应加强监视除氧器水位、汽包水位。
需要化学连续制水，保证吹管工作顺利进行。
5.13拆除所有影响锅炉和管道膨胀以及容易引起着火的脚手架、跳板，人行道要畅通，照明要充足。
5.14吹管的临时管路均应敷设保温层，准备好水源和足够的消防器材。
5.15吹洗时维持燃烧稳定，投煤吹管时，调整好燃烧，严防结焦。
5.16系统所有转动机械都应有专人监护。
5.17运行单位对所有系统的阀门、挡板挂牌完毕。
5.18吹管期间噪音较大，在吹管前必须发布安民告示和做好相应措施。
5.19锅炉吹管工作应建立统一的试运组织、统一指挥、安全第一。
配备足够的运行、检修、保卫人员。
消防、医护人员现场值班，医护人员应根据吹管工作的特点备足急救药品。
运行人员经培训合格，熟悉有关的设备系统，了解试运措施，明确自己的工作范围及职责。
5.20吹管结束后系统恢复时，必须采取可靠措施，严禁造成二次污染。
5.21锅炉蒸汽吹管重点危险源和专项风险计划（见下表）。
序号
危险源
可能产生的危害
控制措施
1
吹洗管道
临时系统损坏、烫伤
1）所有临时管道需进行保温；
（2）吹洗前应对管道充分暖管，在吹洗压力的30%～40%、50%～60%、70%～80%压力下进行三次试吹洗。
2
吹洗排汽口
蒸汽烫伤与噪声污染
严格做好冲洗排气口的安全隔离措施，专人负责。
3
误操作
损坏设备
严格操作程序，坚持操作审批制度，严禁进行未经审批的工作。
4
人孔门
高温烟气伤人
所有人孔门封住。
6系统简介
陕西华电瑶池发电有限公司#2锅炉采用东方锅炉厂制造的DG705/13.8-Ⅱ1型超高压锅炉，单汽包，自然循环，平衡通风，循环流化床燃烧方式。
锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井（HRA）三部分组成。
炉膛内前墙布置有八片屏式过热器管屏、六片屏式再热器管屏，后墙布置两片水冷蒸发屏。
炉膛与尾部竖井之间，布置有三台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器，回料器为一分为二结构。
尾部采用双烟道结构，前烟道布置了三组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有一组高温过热器、两组低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有两组螺旋鳍片管式省煤器和卧式光管空气预热器，一二次风道分开布置，从炉宽方向双进双出。
过热器系统中设有两级喷水减温器，再热器系统中布置有事故喷水减温器和微量喷水减温器。
6.1锅炉主要参数：
项目
单位
MCR工况
ECR工况
过热蒸汽流量
t/h
705
654
过热蒸汽压力
MPa.g
13.8
13.8
过热蒸汽温度
℃
538
538
再热蒸汽流量
t/h
599.952
504.4
再热蒸汽进/出口压力
MPa.g
2.709/2.529
2.46/2.33
再热蒸汽进/出口温度
MPa.g
316.5/538
315/538
给水温度
℃
253.4
251
6.2锅炉蒸汽流程
锅炉汽包—→过热器—→主蒸汽管道—→经汽轮机高压缸做功—→高压缸
------------------高压旁路
排汽—→再热冷段管—→低温再热器—→高温再热器—→再热热段管—→
低压旁路------------------------
进机中压缸、低压缸—→排汽装置。
7试验内容
7.1锅炉吹洗范围
7.1.1锅炉过热器系统,主蒸汽管道。
7.1.2锅炉再热器系统,冷段再热管,热段再热管。
7.2吹洗方案
对锅炉过热器、再热器及主蒸汽管、冷段再热管、热段再热管等主要系统采用蓄能降压法吹洗，采用一阶段进行，但必须在冷再管上加装集粒器。
主管道吹洗流程:
汽包--->过热器--->主蒸汽管--->临时管--->临时控制门--->临时管--->冷再管--->集粒器--->再热器--->热再管--->临时管--->靶板器--->临时管--->消音器--->排大气。
7.3吹洗的蒸汽参数主管路吹洗，汽包压力5.0～6.0MPa，主汽温度350℃～450℃（具体参数在实际吹管过程中根据计算的吹管系数确定）开临时控制门。
控制门全关时应保证汽包饱和温度温降不大于42℃。
7.4吹洗的临时设施
7.4.1在汽机房高旁管道前断口，接临时管道引出，加临时控制电动门。
临时门后管道与左右侧再热冷段汇通。
7.4.2左右侧再热热段在锅炉炉前10米上空断口，接临时管引出（在适当位置加装靶板器）至排汽管到消音器排出。
7.4.3在排汽口附近的临时管道上加装0～1.5MPa的压力表（1.5级，检查消音器的阻力及对所选吹管参数的校核）一块和0～500℃温度表一块，并将压力表引至汽机房内人易到且安全的地方固定。
7.4.4在排汽母管的直管段处加装靶板器。
7.4.6排汽口处加装消音器，消音器水平安装，排汽方向向上，排汽区域应避开建筑物及设备，同时设警戒区。
消音器的安装参照厂家的消音器安装、使用维护说明书。
消音器阻力不大于0.2MPa。
7.4.8所有吹洗系统中的流量装置拆除，用相同管径短管代替连接。
7.4.9吹洗的临时管道，除排汽母管靶板器至消音器的管道以外全部氩弧焊打底，临时管道在安装前进行喷砂处理，并进行粗保温（不包白铁皮）。
全部管子内部清理干净，设备维护部、生产技术部人员见证。
吹管临时控制门应检修好，临时门的操作开关应引至集中控制室。
为便于暖管和保护临时门，临时控制门加设旁路门（PN>10MPa，DN=70mm，t>450℃）。
临时控制电动门技术参数要求：
*?
同临时系统管径相配、Pg≥16.0MPa、温度>450℃；
*?
全开全关时间均应小于60秒；
*?
焊接、单闸板阀；
*?
在中间任意位置可停。
吹洗的临时管应装牢固可靠的支吊架，并考虑管道的热膨胀和吹洗的汽流反力。
7.4.13在吹洗系统的每个最低点加装疏水管路及疏水阀，疏水排至安全处。
7.4.14临时管道选择原则
*?
内径应大于等于正式管道内径。
*?
临时控制门前临时管道设计压力P>10.0MPa，t≥450℃；
*?
临时控制门后至高排逆止门临时管道设计压力P>5.0MPa，t≥450℃；
*?
排汽管临时管道设计压力P>1.6MPa，t≥450℃；
7.4.15集粒器按照吹管导则进行设计，满足导则的技术要求，并在前后分别安装0～6MPa压力表各一块。
集粒器技术参数要求：
压力大于3.0MPa，温度≥450℃；
7.4.16靶板为铝板和铜板，准备铝板40块，铜板20块。
所有靶板表面均须磨平抛光处理，无肉眼可见斑痕。
*靶板尺寸:
宽度：
排汽管内径的8%
*长度：
纵贯管子内径
*厚度：
7mm
7.4.17吹管结束后管道恢复，必须采取可靠措施，严禁造成二次污染。
8锅炉首次点火吹管前应具备条件
8.1机务应具备条件
8.1.1吹管的临时管道系统
*?
临时管道安装完毕（包括疏水、保温等工作）。
*?
集粒器制作完成并正确安装。
*?
临时管道的反力支撑架、固定及滑动支吊架安装完毕，验收合格。
*?
靶板器安装完毕、靶板备好。
*?
吹管临时系统加装的压力表、温度计安装、调校结束。
*?
临时电动门、旁路门、疏水门等安装调试完。
*?
临时电动门的开/关试验、灯光信号试验合格。
8.1.2烟风系统
*?
锅炉风压试验结束。
并经验收合格。
*?
锅炉本体及烟风道安装、保温工作结束。
*?
引风机、二次风机、一次风机、高压流化风机等单体调试及分系统试运工作结束。
*?
烟风系统各风门、挡板的检查和调整工作结束，经验收合格。
*?
布风板及返料器的风帽静态检查工作完成。
*?
最小流化风量测量完毕。
8.1.3锅炉本体部分
*?
锅炉本体的安装、保温工作全部结束，验收合格。
*?
锅炉酸洗结束后，汽包内部清理干净，内部装置恢复正常，汽包封闭，临时设
施拆除，并已恢复正式系统。
*?
锅炉水压试验结束，验收合格。
*?
水压试验后，汽包、过热器、再热器各安全阀的临时堵板（或假门芯）拆除，已
恢复正常。
*?
锅炉冷态试验结束。
*?
各汽水管道的电、气动阀门调试合格。
*?
汽包水位计安装完好，水位电视调试完毕，能随时投入。
*?
给水、减温水、事故喷水系统安装完毕，水冲洗合格，各电、气动阀门调试完
毕。
经检查确认合格。
*?
锅炉炉水取样、加药、充氮系统安装完好。
验收合格。
*?
疏放水、放空气、定排、连排系统安装、保温工作全部结束。
各电动阀门调试
完毕，验收合格。
*?
各汽水管道的弹簧支吊架完整、完好，销子拆除。
*?
锅炉本体膨胀系统，经各方联合检查，确认无妨碍膨胀之处，各膨胀指示器完
备，并调整到零位。
*?
锅炉启动燃烧器冷态调试完毕，具备正常投入条件。
*?
锅炉本体各处梯子、平台、栏杆完整，照明充足，炉本体清理干净。
*?
锅炉本体各人孔门、检查孔门完备，并封闭。
8.1.4燃油系统
*?
油库及炉前燃油系统安装、保温工作结束，单体试运结束。
*?
炉前燃油系统水压试验结束，经水冲洗或蒸汽吹洗合格。
*?
燃油系统吹扫管道安装、吹扫完毕，各吹扫阀调试完毕。
*?
燃油系统各阀门调试完毕，验收合格。
*?
燃油系统各有关联锁保护及OFT试验合格。
*?
各油枪、高能点火器的进退试验结束。
*?
各油火检静态调试完毕。
*?
燃油循环已建立。
*?
燃油流量计调校结束，显示准确。
8.1.5给煤系统
*?
给煤系统安装工作结束，保温结束。
*?
给煤机密封风系统安装完成。
*?
给煤机试运完成，具备投运条件。
*?
给煤机系统所有挡板、风门传动试验完成。
*?
给煤机称重系统经过标定，称量准确。
8.1.6火焰检测系统
*?
油枪火焰检测系统调试完毕，能随时投入。
8.1.7除灰系统、除渣系统、输煤系统
*?
冷渣器的安装、保温工作结束，验收合格。
*?
除渣系统各设备单体试转结束。
*?
除灰系统安装工作结束。
*?
锅炉输煤系统各设备单体试运结束，发现的缺陷已消除，具备投入条件。
8.1.8吹灰器系统
*?
锅炉吹灰器及其管道安装、保温工作结束（包括疏水管道、阀门）。
验收合格。
*?
吹灰器汽源管道上阀门安装、调试完毕。
8.1.9压缩空气系统
*?
仪用、杂用空压机单体及分系统试运结束。
*?
各仪用、杂用储气罐安装结束，安全门校验完毕。
*?
各仪用、杂用空气管道吹洗合格。
消防系统
*?
消防水系统安装结束。
*?
各消防设施齐备，消防水通水试验合格。
*?
控制室、电子间及燃油系统各处消防工具齐备。
冷却水系统
*?
各系统安装工作结束，水压试验合格。
*?
各系统单体试运合格，分系统试运结束，可随时投运。
除氧给水系统
*?
电动给水泵试运完毕。
*?
给水系统分部试运工作结束。
*?
高、低压给水系统清洗、冲洗工作完成。
凝结水系统
*?
凝结水泵试运结束。
*?
凝结水系统冲洗、清洗符合要求。
润滑油、顶轴油及盘车系统
*?
润滑油油质合格。
*?
润滑油泵、顶轴油泵试运完毕。
*?
润滑油、顶轴油系统调试完毕。
*?
盘车装置试运结束，并能正常投运。
化学制水系统
*?
化学具备连续制水条件。
*?
补水系统试运完成。
防止向汽机进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格。
8.1.17有关的公用系统与非吹洗机组隔离工作完备。
8.2电气、热控应具备的条件
8.2.1锅炉FSSS静态试验完成
*?
炉膛吹扫条件的检查试验。
*?
MFT试验及MFT后的联动设备试验。
*?
燃油OFT试验及OFT后的联动设备试验。
*?
燃油泄漏试验。
*?
各油枪的燃烧管理试验。
*?
给煤系统的联锁保护试验。
8.2.2各辅机的顺控及联锁、保护试验（SCS部分）完成。
*?
引风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。
*?
二次风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。
*?
一次风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。
*?
高压流化风机（A/B/C）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。
*?
给煤机的启动条件、跳闸条件。
8.2.3DAS系统静态试验完毕，锅炉各级受热面金属壁温测点安装完毕，并经冷态检查、验收合格，专业人员已做原始记录；DAS系统与吹管工作有关的项目调试工作完成，指示准确可靠：
汽包、过热器、再热器压力，汽温、壁温、给水压力、温度，给水流量、电接点水位计、二次风风量、一次风风量、流化风量，风压及风温、汽水及烟风系统其它各热工测点、燃油压力、燃油温度、流量计及各辅机电流、轴承温度、轴承振动等。
8.2.4各项保护、报警、光字牌声光信号调试传动完毕，能正常报警。
8.2.5保安电源具备投运条件。
8.3土建应具备的条件
8.3.1试运现场道路畅通、照明充足、事故照明可靠。
8.3.2试运现场通讯设备方便可用，保证通讯通畅，并备有足够的消防器材。
8.3.3空调系统调试好，可以投入使用，以满足计算机设备的要求。
8.4其它应具备的条件
8.4.1生产试运准备工作就绪，操作人员配齐，运行工具备妥，运行日志备好。
准备必要的检修工具和材料。
8.4.2安装单位准备必要的检修工具和材料。
8.4.3试运用的化学药品、材料准备好，准备充足的化学除盐水和燃油、燃煤。
8.4.5组织安装、运行、监理、调试等各有关方面进行联合大检查，发现的问题整改处理完，确认具备点火条件。
8.4.6试运指挥组织系统健全、分工明确。
9调试步骤
9.1锅炉点火升温升压
9.1.1MFT复归后，调整一次风量至冷态最低流化风量。
9.1.2确认过热器疏水门开启；确认前后水冷壁下联箱放水门关闭；检查风道和烟道上所有挡板的开度应在正确位置。
9.1.3点火及升温，
*?
调整好油压，视情况在就地盘或控制室点火投床下油枪1～2支，点火后及时调燃烧风、冷却风等使燃烧稳定正常。
由观察口观察点火情况以确保燃烧良好。
首支油
枪点火成功后，进行床下油枪的试点火及燃烧调整工作，以检查每支油枪的雾化、
燃烧情况，对燃烧不正常的应找出原因予以消除。
床下启动燃烧器投用期间，床下
启动燃烧器风道风温应保持不大于900℃。
*?
点火后一小时属预热阶段，不可升温太快，因此油量要逐渐增加，一小时后，逐步加大油量。
此时要密切监视风室内风温及床层温度变化。
9.1.4根据升温、升压曲线要求，投入其余床下启动燃烧器。
调节供油压力，提高4只床下启动燃烧器的燃烧率，调节点火风，混合风量，使燃烧风风量与燃油量相匹配。
9.1.5投煤启动
*?
当床温升到550℃时（试运时确定，该值为煤的点火温度），可向炉内投煤。
给煤采取脉动给煤方式，手动启动两台给煤机（左右炉膛区域各一台），以10～15%的
给煤量“脉动”给入对应给煤管，即给煤3～5分钟后，停止给煤，约3～5分钟后
观察床温的变化，当床温增加，同时氧量有所减小时，可证明煤已开始燃烧。
再以
相同的脉冲形式给煤，床温继续增加4℃～7℃/min，氧量持续减小。
同时开大播
煤风门，注意监视平均床温和氧量的变化。
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床温达到780℃左右且继续上升时，给煤机可连续投入运行。
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床温达到790℃以上且继续上升时，逐渐减小床下4只启动燃烧器的出力，然后逐一切除，同时逐渐增加给煤量。
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调整给煤量和一次风量以控制床温。
床温升至890℃并能稳定在850～950℃时。
撤除点火器后，断油纯烧煤运行。
燃油系统处于备用状态。
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调整燃烧风量和燃煤量，并维持氧量，注意任何工况下，一次风量不允许小于临界流化风量。
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联系投入除尘器系统运行。
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确认除渣系统运转正常，根据需要逐渐开始排渣，维持合适床压。
9.1.6根据升温升压速度要求适当调整给煤机出力。
升温升压速度根据炉水饱和温升率及升压率控制。
主蒸汽压力MPa
∠1.0
1.0～3.5
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