DL/T 610-1996 200MW级锅炉运行导则

���级锅炉运行导则页码，���

200MW级锅炉运行导则

Guide�for�200MW�grade�boiler�operation

DL/T610—1996

前���言

��200MW级锅炉已经成为我国电力系统的主力机组，1988年4月原水利电力部颁布了SD�257—88

《200MW机组锅炉运行规程》(以下简称规程)，在当时条件下对指导200MW机组锅炉运行发挥了积极的作

用。

��近十年来，200MW级锅炉运行出现了很多先进技术，原规程已不能适应现场锅炉运行的需要。

��本导则通过调研，总结和吸收了国内200MW级锅炉运行的先进技术和经验，在内容和结构上有了新的

变化，并增加了锅炉辅机运行和锅炉试验等内容，因此本导则更加符合当前锅炉运行的实际情况，具有原

则性、通用性、实用性和先进性。本导则经审查通过，批准为推荐性标准，并以电力工业部(电技［1997］

68号)文件发布。

��在一年的过渡期间，本导则逐步代替SD257—88《200MW机组锅炉运行规程》，1998年6月1日起所有

报批的火力发电厂200MW锅炉运行规程，均应符合本导则规定。

��本导则附录A是标准的附录。

��本导则附录B、附录C、附录D是提示的附录。

��本导则由电力工业部标准化领导小组提出并归口。

��本导则起草单位：东北电业管理局。

��本导则主要起草人：葛凤坡、李树凯、赵劲松、王之昌、孙正智、刘纯志

本导则委托电力工业部锅炉标准化委员会负责解释。

中华人民共和国电力行业标准

DL/T610—1996

200MW级锅炉运行导则

Guide�for�200MW�grade�boiler�operation

中华人民共和国电力工业部1997-02-03批准��������1997-06-01实施

1�范围

��本导则是200MW级锅炉及主要辅助设备的启动、运行、维护、事故分析与处理、锅炉试验等技术规

定，适用于国产200MW级燃煤锅炉。燃油、燃天然气和引进的200MW级锅炉亦可参照使用。

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。

��GB3715—91�煤质及煤分析有关术语

��GB10184—88�电站锅炉性能试验规程

��DL461—92�燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则

��DL612—1996�电力工业锅炉压力容器监察规程

��SD135—86�火力发电厂锅炉化学清洗导则

��(82)水电电生字第24号�发电厂厂用电动机运行规程

��(80)电技字第26号�电力工业技术管理法规(试行)

��电安生［1994］227号�电业安全工作规程(热力和机械部分)

3�总则

��为适应电力工业生产发展，加强锅炉运行管理，提高设备可靠性，延长设备寿命，达到安全、经济运

行，特制订本导则。

��本导则对200MW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、制造厂技术文件和具体

情况编制现场运行规程。在编制现场运行规程时，锅炉机组应具备的图纸和资料见附录D(提示的附录)。

4�锅炉设计规范

��锅炉设计规范包括铭牌、主要参数、燃料特性、热平衡和锅炉主要部件等，凡涉及到参数、数据和单

位，应根据制造厂和电力设计院提供的资料为依据，具体内容见附录C(提示的附录)。

5�锅炉机组启动

5.1�启动条件

5.1.1�试验

��下列各项装置试验合格：

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��a)转机拉合闸、事故按钮；

��b)各种联锁装置；

��c)保护和灯光信号及报警装置；

��d)程控装置；

��e)电(气)动阀(或挡板)远方开关；

��f)点火装置；

��g)灭火保护装置；

��h)锅炉水压、安全阀调试、炉膛和烟道漏风。

5.1.2�设备检查

5.1.2.1�本体及尾部烟道：

��a)炉膛、过热器、省煤器、空气预热器无渣块和杂物，管壁清洁；

��b)汽包的吊挂装置、本体刚性梁完整牢固，炉墙完整；

��c)所有人孔、看火孔、检查孔等完好，确认内部无人后关闭；

��d)汽包水位计完好清晰，刻度正确并投入；

��e)安全门可靠，无卡涩现象，并投入；

��f)本体及烟道的防爆门完好严密，并可灵活动作；

��g)膨胀指示装置完好，刻度清晰。

5.1.2.2�燃烧器：

��a)燃烧器完整，调节装置灵活，指示正确；

��b)点火装置及系统完整好用，电源投入；

��c)各燃烧器的风门良好，并处于吹扫位置。

5.1.2.3�管道：

��a)汽、水、烟、风管道完整无杂物、保温完整及其颜色和色环标志按(80)电技字第26号《电力工业技

术管理法规》3-5-12执行；

��b)管道及联箱支吊架牢固，并留有足够膨胀间隙；

��c)所有阀门或挡板完整，传动机构良好，位置正确，指示值与实际相符，并置于启动前的位置。

5.1.2.4�辅助设备：

��a)除尘器、吹灰器、除灰(渣)及疏水设备等完好；

��b)转动机械经试运行合格，处于备用状态；

��c)制粉系统、燃油系统的设备良好，处于备用状态。

5.1.2.5�热控设备：

��a)投入程控、保护装置和微机；

��b)投入所有热工仪表、声光报警显示系统。

5.1.2.6�工作场所：

���a)地面平整，楼梯及通道畅通、无杂物，各种标志齐全清晰；

��b)照明充足(包括事故照明)，齐全好用；

��c)消防设施齐全备用；

��d)有防雨、防冻、防风设施。

5.1.3�锅炉上水

5.1.3.1�水质要求见附录A(标准的附录)。上水温度与汽包下壁温差符合制造厂家规定，如无规定时，其温

差应不超过50℃。

5.1.3.2�当汽包下壁温度接近水温时，可适当加快上水速度。一般上水速度控制在40～80t/h(或者2～4h)。

5.1.3.3�上水至汽包正常水位线下100mm。

5.1.4�蒸汽推动

5.1.4.1�为了使锅炉启动初期尽早建立水循环，缩短启动时间，在锅炉点火前应投入蒸汽推动，进行加

热。

5.1.4.2�加热速度应控制汽包下壁温度上升速度为0.5～1℃/min，前期慢些，后期可适当快些。

5.1.4.3�汽包下壁温度达到100℃以上时，可停止蒸汽推动。

5.1.4.4�加热过程中，保持汽包壁上、下温差不超过50℃。

5.1.5�燃油系统

��燃油系统投入油循环。若与邻炉共用母管系统时，应检查炉前燃油系统，并处于备用状态。

5.1.6�除尘器

5.1.6.1��湿式除尘器应将大罐和文丘里的水喷嘴投入，保持雾化良好，罐体内壁形成均匀的水膜。

5.1.6.2�电除尘器应达到备用状态，并投入加热装置和振打装置。

5.1.7�回转式空气预热器和除渣装置，应分别按8.4、8.5规定投入运行。

5.2�锅炉冷态启动

5.2.1�锅炉冷态启动一般采用滑参数启动方式，启动中应按滑参数启动曲线进行，参见附录B(提示的附

录)。

5.2.2�锅炉点火

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5.2.2.1�对炉膛和烟道进行吹扫，清除炉内积存的可燃物。对于燃煤炉，吹扫风量大于25%的额定风量，

燃油炉大于30%的额定风量。吹扫时间应不少于5min。

5.2.2.2�投入暖风器或热风再循环。

5.2.2.3�锅炉点火前投入锅炉灭火保护和锅炉联动装置。依次启动吸风机和送风机，并采用交叉运行方

式，保持炉膛负压20～40Pa。

5.2.2.4�点火器正常投入后，在油燃烧器投入10s不能建立火焰时，应立即切断燃油，待查明原因消除后，

可再次投油燃烧器。如风量一直维持在吹扫风量，则不必吹扫，但应等待1min后才能再次投油燃烧器。

5.2.2.5�炉膛突然灭火时，必须立即切断燃料，将炉膛吹扫5min，再继续点火。

5.2.2.6�锅炉进行点火时，按对称、先下层后上层的原则投入油燃烧器，此时应密切监视燃油雾化及燃烧

工况，并及时调整，确保充分燃烧。

5.2.2.7�当油燃烧器已投运四只及以上，炉膛燃烧良好，并且过热器后烟气温度达到200℃以上时，可依次

投入主燃烧器，以防止煤粉燃烧不完全，发生再燃烧事故。

5.2.3�启动初期的升温升压

5.2.3.1�加强火焰监视，逐步提高燃烧器的出力，合理配风，若发现烟气温度有异常变化时，应设法及时

消除，否则应立即熄火。

5.2.3.2�控制蒸汽温度和蒸汽压力上升速度，要保持同步平稳的升高。

5.2.3.3�锅炉点火后为了保护再热器，应立即投入Ⅰ、Ⅱ级蒸汽旁路系统，并随着蒸汽压力的上升，Ⅰ、

Ⅱ级蒸汽旁路阀逐渐开大，旁路投入后应及时关闭过热器向空排汽阀。

5.2.3.4�严格控制锅炉汽包上、下壁温差，汽包内饱和温度上升速度不应超过1.5℃/min，必要时，可采取

水冷壁下联箱放水，或提高给水温度等措施进行调整。

5.2.3.5�应通过水冷壁下联箱的膨胀指示器监视水冷壁受热情况，尤其当压力在0.1～0.5MPa时，应增加检

查次数，如发现异常，应停止升压，待消除后再继续升压。为保证水冷壁受热均匀，应对称地投入燃烧

器，并且要定期轮换和加强下联箱放水。

5.2.3.6�当锅炉蒸发量低于10%额定值时，必须控制过热器入口烟气温度不超过管壁允许温度，尽量避免

用喷水减温，以防止喷水不能全部蒸发而积在过热器中。

5.2.3.7�承压部件经检修后应在蒸汽压力0.5MPa时热紧螺丝，此间蒸汽压力应保持稳定。热紧螺丝时，应

按电安生［1994］227号《电业安全工作规程》(热力和机械部分)执行。

5.2.3.8�应根据汽压适时关闭空气门和疏水门，冲洗水面计和热工表管，投入连续排污和定期排污，进行

减温器的反冲洗等工作。

5.2.3.9�当汽轮机侧过热蒸汽压力升到1.5～2.0MPa时，过热蒸汽温度为250～280℃，再热蒸汽温度为

120℃以上时汽轮机可进行冲转。

5.2.4�接带负荷后升温升压

5.2.4.1�当汽轮机负荷提升到与汽缸壁温度水平相适应时，逐渐将调节汽门全开。按滑参数启动曲线加负

荷。

5.2.4.2�当汽轮机加负荷至150MW，可逐渐关小调节汽门，锅炉应将过热蒸汽、再热蒸汽参数提到额定数

值。

5.2.4.3�根据加负荷的需要及时地启动备用风机，采用定速泵时应及时切换给水管路。

5.2.4.4�加强燃烧调整，注意保持燃烧稳定，防止结渣，及时解列油燃烧器，适时将电除尘器投入运行。

5.2.4.5�对全炉进行巡回检查。

5.3�锅炉热态启动

5.3.1�当锅炉具有一定温度、压力情况下的启动为锅炉热态启动。

5.3.2�启动条件、启动初期升温升压要求均参照冷态启动进行。

5.3.3�汽轮机带负荷后，应达到汽缸温度水平所适应的负荷，待调节汽门全开后，再按滑参数启动曲线提

升蒸汽温度和压力，增加负荷。

5.4�锅炉启动中的安全规定

5.4.1�汽包上、下壁温差不大于50℃，否则应停止升压，消除原因后再继续升压。

5.4.2�蒸汽的升温速度为1～1.5℃/min，启动前期应慢些，后期可快些。

5.4.3�汽包水位波动范围在0±50mm。

5.4.4�两侧蒸汽温差不大于30℃，两侧烟气温差不大于50℃，并控制过热器、再热器管壁温度不超过允许

值。

5.4.5�从汽轮机冲转开始，过热蒸汽温度应具有50℃以上的过热度。

5.4.6�燃煤锅炉内的最小风量应大于额定风量的25%，燃油锅炉为30%。

5.4.7�经常检查设备膨胀状况，若有发生异常现象时，应及时消除。

5.4.8�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。

5.4.9�汽轮机带负荷之前蒸汽温度的调整，应以燃烧调整为主，尽量少用减温水。

6�锅炉机组运行

6.1�运行的主要任务

6.1.1�保持锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。

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6.1.2�保持正常的汽压、汽温。

6.1.3�均匀给水，维持正常水位。

6.1.4�保持炉水和蒸汽品质合格。

6.1.5�保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。

6.1.6�及时调整锅炉工况，尽可能维持在最佳工况下运行。

6.2�燃烧调整

6.2.1�燃烧调整应使燃料燃烧工况良好，火焰均匀地充满燃烧室，并中心位置适当。尽量减少受热面结渣

和热偏差，减少污染物的排放。

6.2.2�燃料量的调节

6.2.2.1�中间储仓式制粉系统，当汽轮机负荷变动不大时，一般可通过调节给粉机的转速改变燃料量；当

负荷变动较大时，可以通过增减给粉机运行台数改变燃料量。

6.2.2.2�直吹式制粉系统，当汽轮机负荷变动不大时，一般通过调节给煤机的煤量来改变燃料量；当负荷

变动较大时，可通过启动或停止制粉系统来改变燃料量。

6.2.3�风量的调节

6.2.3.1�通过风量的调节使炉内保持的最佳氧量值，应根据锅炉结构的特点及燃用不同燃料试验后决定。

通常固态排渣锅炉燃用烟煤时，炉膛出口氧量值宜控制在4%～5%(CO为14%～15%)，燃油锅炉宜实现低

2

氧燃烧。

6.2.3.2�风量调节方式一般是通过送风机入口挡板开度调节供给炉内的总风量。根据炉内燃烧的工况需

要，也可通过分风门开度调节各燃烧器之间风量分配。

6.2.3.3�负荷增加时，应先增加风量，后增加燃料；负荷减少时，应先减少燃料，再减风量。但在低负荷

时，因炉内过剩氧量较多，故在增加负荷时应先增加燃料，后加风量；减少负荷时，则应先减少风量，后

减少燃料。

6.2.3.4�运行时应保持炉膛负压为正常值，在加负荷时原则上应先增大吸风量，而后应及时地增加送风量

和燃料量，在减负荷时应先减少燃料量和送风量，再减少吸风量。

6.2.4��燃烧器运行工况的调节

6.2.4.1�为了使燃烧器运行工况良好，必须保持适当的一、二、三次风配比，使燃烧器出口风粉均匀混

合、着火良好和燃烧稳定。在燃用设计煤种时，风量配比宜按制造厂说明书规定，否则对于四角布置的燃

烧器可参照表1数值予以规定。

表1�一、二、三次风速值�m/s

无烟煤、贫煤烟煤、褐煤

直流式燃烧

wwwwww

器123123

18～2440～4550～6020～3550～5550～60

6.2.4.2�燃烧器运行中，应针对煤种、负荷、燃烧器结构的不同，采取不同的运行方式：

��a)负荷较大时，炉膛热负荷较高，燃烧比较稳定，但易结渣，宜多投入燃烧器；当负荷低时，炉内热

负荷低，尤其燃用挥发分低的煤时，易灭火，宜减少燃烧器数量，并应集中投入，以利于稳燃。

��b)四角布置的燃烧器，应对称投入，尽量不缺角运行，严禁把某一角的全部燃烧器停掉。

��c)在调整火焰中心的位置时，可通过改变燃烧器的摆角或增减上下层燃烧器的燃料量和相应的二次风

量(或启停燃烧器)进行调节。

��d)采取中间储仓式制粉系统时，为防止粉仓内煤粉自燃或结块，任一燃烧器不能长期停用，应定期切

换。同层燃烧器的给粉机转速偏差应不超过5%。

6.3�蒸汽参数的调整

6.3.1�蒸汽压力的调节

6.3.1.1�机组负荷及燃料性质的变化均可导致蒸汽压力的变化，在一般情况下可通过燃料进行调节。

6.3.1.2�定压方式运行时，负荷变化率不大于5%/min，若低于70%时，可采用滑压运行，其负荷变化率不

大于3%/min。

6.3.1.3�在非事故情况下，禁止用开启安全阀和向空排汽阀降低汽压。

6.3.1.4�当停用高压加热器时，锅炉最高负荷应通过试验确定，以防止受热面管壁超温结渣和再热器进口

压力升高。

6.3.2�蒸汽温度的调节

6.3.2.1�过热蒸汽温度：

��a)改变上、下二次风的分配比例。

��b)改变给粉机运行方式。

��c)改变减温水喷水量，一般过热蒸汽系统采用两级减温，第一级为粗调，以保持屏式过热器的管壁不

超温为原则。第二级为细调，主要控制过热器出口蒸汽温度。蒸汽温度过高时，可相互配合调节。

6.3.2.2�再热蒸汽温度：

��a)采用烟道挡板调节时，应考虑过热器与再热器挡板同步调节，其开度在50%以上效果较好，严禁将

烟道挡板开度关到0。改变烟气再循环量也可以改变再热蒸汽温度，但在140MW负荷以下不宜使用，否则

会使燃烧不稳。

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��b)采用汽—汽热交换器三通阀开度变化进行调节时，应每两组相互配合使用，防止两侧偏差太大。尽

量少用或不用减温水调节，当采用减温水调节，再热蒸汽温度仍上升时，可以采用事故喷水进行调节。

��c)由于汽轮机侧运行工况的影响，而使再热蒸汽温度变化，应及时联系汽轮机值班员调整，或者采用

调节过热蒸汽温度的方法来达到调整再热蒸汽温度的目的。

6.4�汽包水位的调整

6.4.1�锅炉运行中，要经常对照就地和低位各水位表(计)，以确保水位表(计)的准确性。

6.4.2�水位发生变化时，应及时调整给水调整阀的开度和调速给水泵的转速。一般保持给水调整阀的开度

在40%～70%为宜。采用调速给水泵调节时，给水泵运行中最高转速应低于额定转速10%，并应保持给水

调整阀全开，以降低给水泵耗电量。

6.4.3�运行中给水压力过低，且不能满足锅炉负荷的需要时，应适当降低锅炉蒸汽压力，以保持正常供水

必需的压差。

6.4.4�备用给水泵或给水管(有备用给水管时)应进行定期切换。

6.4.5�定期进行水位扰动和事故放水试验。给水调节阀应有良好调节特性，其漏流量一般应不超过额定流

量的5%。

6.5�运行中的维护

6.5.1�监控主要参数

��正常运行中应控制以下参数符合规定：

��a)锅炉蒸发量不准超过额定值；

��b)过热器出口蒸汽温度、压力应保持规定值；

��c)再热器出口蒸汽温度、压力应保持规定值；

��d)两侧蒸汽温差不大于20℃，两侧烟气温差不大于40℃；

��e)排烟温度应达到设计值；

��f)受热面管壁最高温度不得超过金属材料允许最高温度；

��g)保持适当的炉膛负压，以炉膛上部不向外冒烟为准；

��h)汽包水位保持0±30mm；

��i)在额定负荷时空气预热器入、出口烟(风)温度应达到设计值；

��j)炉膛出口氧量保持最佳值；

��k)燃油压力、油温、吹扫(伴热)蒸汽压力和温度均应达到设计值。

6.5.2�保持汽、水品质

6.5.2.1�汽水品质指标参见附录A(标准的附录)，为了保持汽、水品质，必须及时对锅炉进行连续排污和定

期排污。

6.5.2.2�定期排污时应注意如下事项：

��a)开始排污时应缓慢进行，防止水冲击，当发生水冲击时，应立即关小排污阀，待消失后缓慢开启排

污阀进行排污；

��b)排污时必须单个回路进行，水冷壁和下降管不能同时进行排污，每个回路排污时间不准超过

0.5min；

��c)尽量在低负荷下排污，以提高排污效果；

��d)排污时应密切监视汽包水位变化，当运行不稳或事故时，立即停止排污；

��e)排污工作完成后，应复查排污阀关闭的严密性。

6.5.3�保持受热面清洁

6.5.3.1�锅炉吹灰时要保持燃烧稳定，适当增大炉膛负压，加强对过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的监视与

调整。若结渣严重时，应做好防止掉大渣造成灭火的预想。

6.5.3.2�锅炉低负荷运行时，一般不宜吹灰，在锅炉发生事故时，应立即停止吹灰。

6.5.3.3�吹灰的间隔周期和方法应根据积灰情况具体规定。

6.5.3.4�经过检修后的吹灰器应进行冷态试验，其性能应良好，并达到备用状态。

6.5.3.5�吹灰器采用的吹灰介质(空气、蒸汽、水)质量、压力、温度应符合规定。

6.5.3.6�吹灰器的转动部分应按8.1中有关规定执行。程控装置应良好可靠。

6.5.4�保持锅炉燃烧稳定

6.5.4.1�运行中应根据煤种、负荷和其他运行工况的变化及时调整燃烧。

6.5.4.2�运行中应加强火焰的监视，保持炉内火焰稳定，并不能直接冲刷水冷壁。

6.5.4.3�严格控制燃烧器燃料量的增减速率。保持合理的风粉比。

6.5.4.4�发现燃烧不稳定应及时投入油燃烧器，不投入油燃烧器稳燃时，其最低极限负荷应由试验决定。

6.5.4.5�粉仓的粉位应保持有足够高度，防止给粉机煤粉自流。

6.5.4.6�煤粉细度每班至少化验一次，最佳煤粉细度应由试验确定，当缺少试验数据时，细度选择值见表

2。

表2�不同煤种的煤粉细度选择值�%

煤��种挥发分VR

daf*90

无烟煤≤105～10

贫�煤10～2012～14

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烟�煤10～4512～35

褐�煤40～5040～60

6.5.4.7�必须注意实际燃用煤的质量和特性，并应作为燃烧调整的应变措施。

6.5.4.8�加强对储煤场和炉前煤的管理，每天应将燃煤的水分、灰分、挥发分、发热量化验一次。当班运

行人员应掌握燃用煤的特性，对不同的煤种应保持合理配比。

6.5.5�经济运行

6.5.5.1�运行中应设法保持各项参数处于最佳值，以提高机组效率。

6.5.5.2�保持最佳过量空气系数，降低排烟温度。

6.5.5.3�降低飞灰可燃物，每班至少化验一次。

6.5.5.4�减少锅炉漏风，锅炉各部漏风系数一般规定如下：

��炉膛＜0.05，水平烟道＜0.03，预热器后烟道(每10m)＜0.01，电除尘器＜0.03，其他除尘器＜0.05。

6.5.5.5�优化辅机运行方式，降低厂用电。在两台风机(送、吸风机)并列运行时，其出力应保持平衡，风机

入口挡板保持在40%以上开度为宜。低负荷时可采用低速或单侧运行。

6.5.5.6�为杜绝各疏水阀、排污阀和排汽阀内外漏现象，降低补水率，当疏水箱内水位超过1/2时，水质需

经化验，合格后才可以回收。

6.5.6�锅炉安全阀

6.5.6.1�安全阀应进行定期排汽试验，试验间隔不大于一个小修间隔期。脉冲安全阀(有电磁装置的)每月应

进行一次静态动作试验，如发现不正常，应及时处理。

6.5.6.2�在运行中，安全阀启座与回座的压力应符合规定，否则及时处理。

6.5.6.3�当有安全阀动作不正常或因故解列停用时，锅炉应根据安全阀排汽量降低相应的负荷。

6.5.6.4�在运行中冲量安全阀的疏水阀应上锁。其他型式安全阀也应采取相应措施，防止人为误动。

6.5.7�灭火保护

6.5.7.1�运行中的锅炉，必须保证灭火保护装置正常投入，不准解列，如出现故障，应限期修复。

6.5.7.2�灭火保护装置在运行中的维护工作：

��a)应保持装置及其外围设备完整、清洁；

��b)清扫火焰检测器及火焰监视器，应与炉内火焰对照，火焰显示应清晰，与实际相符；

��c)检查压力开关(传感器)定值，吹扫脉冲管路及严密性试验；

��d)测定保护回路及电缆绝缘电阻；

��e)火焰检测器冷却风机联动试验，过滤器检查；

��f)油燃烧器和总燃油的关断阀的关闭严密性检查；

��g)在开环状态下检查各项定值及逻辑关系。

6.5.8�自动和程控装置

6.5.8.1�自动与程控装置在运行中均应投入，有异常时应及时解列处理。

6.5.8.2�自动与程控设备投入、运行和停止的有关操作，应按该装置的技术要求进行。

6.5.8.3�自动设备经检修后，在投运前应作变负荷或扰动试验，并有技术记录。

7�锅炉机组停运