1、直吹式煤粉炉岗位职责、工艺与操作作业指导书编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核: 批 准： 发 布： 二XX年X月目 录1 岗位描述32 岗位职责33 工艺与操作44 设备、电器715 仪表自动化836 巡检管理1047 应急预案1058 职业卫生、安全管理1069 环保管理10810 应急物资及防护用品配置要求10811 本岗位典型案例10912 相关记录10913 支持性文件10914 附件1091 岗位描述本岗位利用煤的化学能把水加热成为一定压力、温度的蒸汽，输送至汽机岗位及其他岗位使用。2 岗位职责2.1 运行管理工程师（煤粉炉运行工程师2、）职责2.1.1 负责本工序工艺运行管控；2.1.2 本工序运行技术指导；2.1.3 负责本工序设备运行、异常处理、人员管理、安全、环保管理；2.1.4 协调本工序各项事物；2.2 运行管理专工（锅炉值班长）职责2.2.1 认真完成上级交给的各项生产任务，确保设备安全经济运行；2.2.2 当设备发生异常事故时，应立即报告值运行管理工程师（煤粉炉运行工程师），并及时联系有关人员，将处理经过做好记录；2.2.3 负责锅炉定期试验工作及重大操作项目的监护执行；2.2.4 负责全班开展小指标竞赛活动，搞好经济运行，保证锅炉所有设备处于良好状态下运行；2.2.5 经常巡检设备运行情况；2.2.6 有权安3、排全班人员的工作，督促检修人员的消缺工作；2.2.7 对本班违反操作规程及安全规程或不服从领导的人员，有权停止其工作，对违章作业的检修人员，有权责令其停止工作或退出现场。 2.3 运行专业技术工人（锅炉司炉）岗位职责2.3.1 运行专业技术工人（锅炉司炉）是本锅炉机组的生产负责人，检查督促本炉其他人员严格执行各项指标，确保锅炉机组安全经济运行，认真检查分析本班及上一班的运行日志及各种记录，不断地总结经验，提高操作水平，完成各项经济指标；2.3.2 检查锅炉设备及流化床燃烧情况，有事需要离开工作岗位时，应经岗位运行管理专工（锅炉值班长）批准，并由运行专业技术工人（锅炉司炉）短时间代替其工作，当设4、备发生异常时，应及时汇报岗位运行管理专工（锅炉值班长），并积极主动地处理，在异常未消除前，应采取防止事故扩大；2.3.3 本炉其它人员在工作中必须服从运行专业技术工人（锅炉司炉）的领导。有权制止本炉其他人员违犯规程和违章作业的检修人员；2.3.4 当锅炉发生事故时，锅炉岗位运行管理专工（锅炉值班长）不在，运行专业技术工人（锅炉司炉）有权领导本班人员进行处理，做好记录并汇报。 2.4 属地管理要求2.4.1 严格执行职业健康安全、质量、环境、能源要求。2.4.2 管理属地设备设施、工器具，并精通原理、构造，熟练操作使用。2.4.3 执行各种作业票证管理要求，确保作业规范。2.4.4 正确佩戴劳动5、防护用品。2.4.5 保持工作区域卫生清洁。 2.4.6 对外来人员履行告知注意事项的义务，并协调人员全程陪同。2.4.7 对进入属地的作业人员进行监管，制止违章行为。3 工艺与操作3.1 工艺简介3.1.1 主要物料性质煤的性质分为物理性质、化学组成、工艺性能和燃烧性能等。煤的物理性质包括煤岩组成、颜色、光泽、密度、硬度、导电性、导热性、耐热性、磁性、粒度组成、泥化程度等。煤的化学组成包括元素组成和工业分析。煤的元素组成：煤是由植物遗体转变而成的有机矿物。其元素组成十分复杂。它主要是由碳、氢、氧、氮、硫、磷6种元素组成，还含有少量的氟、氯、砷、硼、铅、汞等元素及微量的锗、镓、钒、铀等稀有元素6、。煤的组分中存在已发生氧化的物质如黄铁矿（FeS2）等，煤尘结构松散，表面积大，松散的煤堆中存在空隙，与空气接触面大及含水量大、炭化程度低的煤都易发生缓慢氧化，使煤堆发热。煤堆长期稳定堆放，其内部热量积累至一定程度就会引起煤的自然。蒸汽:本锅炉蒸汽温度530-540，压力13.240.39MPa。高温高压且流速较高，输送管道易产生噪声。3.1.2 生产原理锅炉的工作原理：对于蒸汽锅炉来讲，锅炉在运行时，燃料在适当的温度下，在炉膛内与空气混合燃烧，放出热量通过各种受热面传递给锅水、水温不断升高汽化成为饱和蒸汽，饱和蒸汽在过热器中再进行加热成为过热蒸汽，经主汽阀输出，供用汽单位使用。煤粉在炉膛燃烧7、产生的热量，先通过辐射传热被水冷壁吸收，水冷壁的水沸腾汽化，产生大量蒸汽进入汽包进行汽水分离，分离出的饱和蒸汽进入过热器，通过辐射、对流方式继续吸收炉膛顶部和水平烟道、尾部烟道的烟气热量，并使过热蒸汽达到所要求的工作温度。煤粉炉工作时，火焰中心的位置会影响蒸发量，通常而言，火焰中心低则蒸发量大，火焰中心高则蒸发量小；火焰中心位置还会影响过热蒸汽或再热蒸汽的温度，通常火焰中心低则过热蒸汽特别是再热蒸汽温度会偏低，反之则偏高。燃烧器的布置方式，就煤粉炉而言，目前有前后墙对冲方式、四角切圆燃烧方式、双四角切圆燃烧方式等多种。 本锅炉为单锅筒，自然循环，集中下降管、倒U型布置的固态排渣煤粉炉。锅炉前部8、为炉膛，四周布满膜式水冷壁，炉膛出口布置了大屏过热器，水平烟道装设了两级对流过热器，炉顶、水平烟道转向室和尾部竖井包墙均采用膜式壁管包覆，尾部竖井烟道中布置了三组省煤器，空气预热器采用四级立式管箱并拉出独立布置，采用一、二次风分置。制造厂：四川川锅锅炉有限责任公司，型号为CG-680/9.81-M。水冷壁采用过渡管接头（60x5/45x5）单排引入上、下集箱， 在炉膛前、后和两侧的四面墙中，前后墙每面墙各有上升管138根（不含角部管组），角部管组从前、后水冷壁下集箱引入，最终引致前、后墙上集箱及侧墙上集箱。其中前墙有24根13310汽水引出管，两侧墙共有32根15914汽水引出管，后墙（包括斜9、后水冷壁）共有24根13310引出管将水冷壁上集箱与锅筒连接起来。每面墙沿宽度分成四个管屏。集中下降管从锅筒最低点引出6根42628mm的大直径管至9m转运层以下。其中中间4根直接引下，另2根沿炉膛两侧引至炉膛侧后下方，再通过分配集箱引出60根133x10mm的连接管分别引入水冷壁各下集箱。整个炉膛水冷壁的重量全部通过水冷壁上集箱用吊杆装置悬吊于顶板梁上，斜后水冷壁则通过穿过水平烟道烟气出口烟窗的水冷壁引出管悬吊于顶板梁上；热态运行时，整个炉膛一起向下膨胀。后水冷壁上部（在炉膛出口处）向内凸出2800mm形成折焰角，以改善炉膛上部空气动力场；水冷壁下部前、后水冷壁内折形成灰渣斗；在炉膛四角布置10、了四组煤粉燃烧器，燃烧器区域正方形大切角炉膛保证了在炉膛内形成良好的空气动力场，燃烧器两侧补气条件基本相同，避免气流偏斜。根据运行和检修的需要，在水冷壁上装设有看火孔、打焦孔、吹灰孔、测量孔、人孔、工业电视孔等必要的门孔装置。为缩短生火启炉时间，在水冷壁下集箱设有邻炉加热装置。本锅炉燃烧器采用四角切圆布置，假想切圆大小为720 mm。制粉系统采用中速磨热一次风直吹式系统，每台锅炉配置5台磨煤机，四运一备，煤粉细度R90=15%。燃烧器采用大风箱结构，每只燃烧器有5个一次风口，6个二次风口，1个燃尽风口，3个分离燃尽风口，在一次风口还配有不等边周界风。为了削弱炉膛出口烟气的旋转强度，减小四角燃烧11、引起的炉膛出口烟温偏差，最上层燃烬风喷口被设计成反切，使其喷嘴出口中心线同主喷嘴出口中心线成15度的夹角，其目的就是要形成一个反向动量矩，来平衡主燃烧器的旋转动量矩，减少炉膛出口烟温偏差，保证炉膛出口温度场较均匀，在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不超过50。分离燃尽风喷口可水平摆动15，上下摆动22，喷口共设置三层，两层运行，一层备用，根据运行情况调整喷口层数及角度，以便取得最佳分离效果，达到降低Nox的目的。燃烧器上排一次风中心线至大屏过热器底部距离16600mm，燃烧器下排一次风中心线至冷灰斗拐角距离3025mm，燃烧器上排一次风中心线与下排一次风中心线距离5600mm。为防止炉膛结焦，采12、用了较小的单只喷嘴热功率，煤粉喷嘴的周界风为非对称不等边形式，在喷嘴出口的向火面为小周界风量，背火面为大周界风量，其目的是增加水冷壁附近的氧化性气氛，防止燃烧器区域的结焦。正方形大切角炉膛为组织良好的空气动力场创造了基本条件，炉膛为正方形炉膛，燃烧器出口射流形成的燃烧切圆为圆形，使出口射流上下游的补气条件基本相等，避免气流偏斜；大切角炉膛为燃烧器出口射流两侧创造良好的补气条件，减少射流两侧的压差，保证燃烧器出口射流沿设计方向流入炉内，防止烟气流偏斜，冲刷水冷壁而结焦。燃烧器与水冷壁为固定式联接方式，运行时燃烧器随水冷壁一起向下膨胀，燃烧器不承受风粉管道施加的外力。在燃烧器风箱二次风入口处装有二13、次风门，可实现远程控制，以二次风门的开度调节燃烧器各喷口的供风。省煤器装设在尾部竖井中，单级布置，共分三组，水与烟气逆流布置。为便于吹灰，提高吹灰效果，省煤器采用顺列结构，每组共122片，横向节距S1=100，纵向节距S2=84.5。每级省煤器受热面与炉墙之间设置阻流板，以消除烟气走廊，改善局部磨损现象。省煤器共设置三个管组，每组蛇形管束间通过撑架连接，悬吊于省煤器中间集箱上，省煤器中间集箱通过48根767.5的20G悬吊管引出至省煤器出口集箱。给水经给水操纵台经给水混合集箱进入省煤器入口集箱（外）（227326），流经3组蛇形管束逆流向上进入中间集箱、悬吊管，引至省煤器出口集箱，然后以16根14、1088mm，材质20G的连接管将给水引至锅筒。为了减轻烟道内飞灰和吹灰器有效范围内对受热面管子的磨损，省煤器每组蛇形管组顶两排和两侧靠炉墙的两屏蛇形管组均装设防磨盖板。蛇形管弯头处装设了防磨罩。在锅筒和省煤器入口管道之间装有再循环管，在锅炉启动时向省煤器供水保护省煤器，防止省煤器汽化。本锅炉采用辐射和对流相结合，两次交叉混合，两级喷水调温的典型的过热器系统。过热器由顶棚管和包墙管、大屏过热器和两级对流过热器组成。大屏过热器位于炉膛折焰角前上部，两级对流过热器均布置在水平烟道中。蒸汽流程为：锅筒炉顶过热器包覆过热器低温过热器一级减温器大屏二级减温器高温过热器集汽集箱两端引出至汽轮机。饱和蒸汽自15、锅筒顶部由16根13310mm的连接管引入顶棚管入口集箱，通过由102根515mm的光管加扁钢焊接管组成的节距为120mm的顶棚管引至顶棚中间集箱。然后分成并联的两路，一路由123根425mm，节距为100mm的管子组成，先向后再转向下行，进入后包墙下集箱，形成转向室的顶棚管和后包墙管，再经集箱两端的弯头进入侧包墙下集箱（后）后部（下集箱中间有隔板，分成前部和后部），再经尾部烟道两侧各61根425mm，节距为s=100mm管上升至侧包墙上集箱后部；另一路由123根425mm，节距为100mm的管子（在水平烟道处拉稀成节距为200mm）形成前包墙进入前包墙下集箱，而后又并联为两路：一路由4根1516、914mm连接管从前包墙下集箱引至侧包墙下集箱（前），然后由两侧各32根425mm节距为100mm管子形成水平烟道侧包墙，进入侧包墙上集箱前部；另一路从前包墙下集箱通过弯头引至侧包墙下集箱（后）前部，由两侧各30根425mm节距为100mm管子形成尾部侧包墙前部，进入侧包墙上集箱前部。两侧包墙上集箱分别由6根15914mm连接管引入二级过热器的入口集箱。这样炉顶、水平烟道的两侧和转向室由顶棚管、包墙管包覆起来了。蒸汽全部以逆流方式通过第二级对流过热器，从第二级对流过热器出口集箱两端各以32528mm连接管引入一级减温器，进行第一次喷水减温后进入屏过入口混合集箱，通过12根13310mm连接管进17、入大屏过热器，蒸汽顺流流过大屏过热器后，再经12根13310mm连接管进入二级减温器，进行第二次喷水减温后进入第一级过热器进口集箱；蒸汽全部以顺流流经第一级对流过热器管束，汽温达到额定温度，最后经第一级对流过热器出口集箱，以12根159x14mm的连接管引入集汽集箱，达到540的过热蒸汽由集汽集箱两端引出。前炉顶采用515mm的20G管子，后炉顶、后包墙、侧包墙管采用425mm的20G管子；第二级对流过热器蛇形管采用425mm的20G管子；第一级对流过热器蛇形管采用425mm，炉内管子材质外三圈为SA-213 T91，其余采用12Cr1MoVG；大屏过热器采用425mm管子，其中外六圈管子材质18、为SA-213 T91，其余采用12Cr1MoVG，屏式过热器沿宽度方向布置成12片，横向节距为900mm，一、二级对流过热器横向节距为200mm。蒸汽温度调节，采用给水喷水减温，减温器分二级布置，第一级喷水点布置在第二级对流过热器与大屏热器之间，为粗调，计算喷水水量为28t/h温降为20；第二级喷水点布置在大屏热器与第一级过热器之间，为细调，计算喷水量为14t/h，温降为24；由于过热器系统采用了辐射对流型布置，汽温特性较为平稳，故在正常工况下，在70%100% MCR范围变动时，过热汽温仍能较稳定地维持额定值。设计中以喷水减温来调节过热汽温，喷水减温器集箱中装有笛形喷管，蒸汽经集箱端部进入19、，减温水从笛管喷入，利用高温汽流使喷水雾化并与过热蒸汽迅速混合，为避免水滴与集箱筒壁接触而产生热应力并使其破坏，在集箱内部的混合段内设置了一定长度的保护套管，喷水减温器的水源必须采用锅炉给水，确保过热蒸汽品质合格。所有过热器集箱和喷水减温器都用吊杆悬吊在顶板梁上，顶棚管、包墙管以及过热器管束也用吊杆悬吊在顶板梁上。值得一提的是过热器系统大部分采用大口径管和锻造弯头连接过热器和集箱，从而大大降低了工质在流动过程中的阻力。锅炉采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，配有五台MPS200型中速磨，正常运行时四运一备。锅炉还配有两台离心式引风机（滑动式轴承，配有润滑油站）、两台离心式二次风机、两台离心20、式一次风机。锅炉水系统中设有连续排污和定期排污管路和阀门，炉膛过热器安装蒸汽吹灰器，脱销装置安装有声波吹灰器，以清除积灰。3.1.3 生产控制要点及指标3.1.3.1 生产控制要点a) 保持锅炉蒸发量在额定范围内，满足蒸汽量的需要。b) 保持汽包正常水位。c) 保持汽温、汽压在规定范围。d) 保证蒸汽品质合格。e) 保证燃烧良好，提高锅炉热效率。f) 保证锅炉机组安全经济运行。3.1.3.2序号项 目单 位数据1锅炉蒸发量t/h6802最大连续蒸发量t/h7203过热汽压力MPa9.814过热汽温度5405给水温度1586排烟温度1307一次风热风温度3358二次风热风温度3259空气温度2021、10一次风率及风速%,m/s22.25/2611二次风率及风速%,m/s45.7/4512炉膛漏风率%413一次风量Nm3/h145150.814二次风量Nm3/h298361.115SOFA风量（分离燃尽风）Nm3/h117400.216炉膛出口负压MFT动作值Pa1960(不延时)17炉膛出口过剩空气系数1.218燃料消耗量t/h104.119排烟损失q2%5.5920化学未完全燃烧损失q3%?24机械未完全燃烧损失q4%1.222散热损失q5%0.3923计算热效率%92.6924锅炉水压试验总水容量kg246103(水压试验时)3.1.3.3 各种负荷技术性能数据表名 称单位BMCR722、5%BMCR50%BMCR高加全切蒸发量T/h680510340595出口蒸汽压力MPa9.819.819.819.81出口蒸汽温度540540540540给 水 温 度1581581581583.1.3.4 汽水品质标准表序号项 目指 标说 明(一)给水质量标准01硬度2 mmol/L02二氧化硅保证蒸汽二氧化硅符合标准03溶解氧7mg/L04铁30mg/L05铜5mg/L06联氨1050mg/L07pH8.89.308油0. mg/L09电导率(氢离子交换后,25)(二)炉水质量标准10磷酸根210mg/L11氯离子4mg/L12总含盐量100mg/L13电导率(25)150ms/cm1423、二氧化硅2mg/L15PH910.5钠离子(三)饱和过热蒸汽质量标准16电导率(氢离子交换后,25)0.3ms/cm17钠10mg/kg18二氧化硅20mg/kg19铁20mg/kg20铜5mg/kg3.2 物料平衡表序号投 入序号产 出名称投入量(t/h)名称产出量(t/h)1煤90 1灰 352渣 5 3燃烧成分 50合计90合计90序号投 入序号产 出名称投入量(t/h)名称产出量(t/h)1脱盐水6801蒸汽 6702 2锅炉排污水 10合计680合计6803.3 原、辅料消耗情况3.3.1 煤 吨煤产汽在7.2-7.5t,锅炉满负荷运行，大约每小时耗煤90吨左右。3.3.2 柴油正常24、用油点炉每次约消耗10吨，大修后需要烘炉点炉时间长，约消耗15吨左右。3.4 开停车程序3.4.1 直吹式煤粉炉开车3.4.1.1 启动现场应具备的条件a) 检修项目全部完成，验收完毕，检修、现场清扫干净机组启动区周围应无交叉施工作业；组织实施启动前安全检查。b) 梯子、通道、栏杆、护板等均应完好，现场架杆拆除，确保巡检通道畅通。c) 工业、消防及生活用水系统和卫生设施应能投入正常使用，备有足够可用的消防器材。d) 现场具有充足的正式照明，事故照明应能在故障时及时自动投入。e) 岗位间的联系信号、通讯电话安装齐备，能正常使用；f) 燃油、除盐水储备充足，且质量合格，符合设计要求，化学药品准备充25、足。g) 启动用工具、仪器和各种记录表格准备就绪。h) 当班运行管理工程师（运行调度）组织人员对照阀门检查卡，对系统阀门进行检查，阀门开关状态正确。3.4.1.2 机务、电仪部分应具备的条件a) 机务应具备的条件i. 检修工作完成，锅炉水压试验结束，各人孔、检查孔封闭。顶棚过热器保温全部恢复。ii. 烟风系统引风机、密封风机、一、二次风机验收合格。iii. 汽水系统水压试验合格。（责任人：运行管理工程师（煤粉炉运行工程师）iv. 燃油系统油管路试验合格，无泄漏。v. 制粉系统各磨煤机、给煤机的静态调试工作结束。磨煤机、给煤机及有关的附属设施运行正常。vi. 除尘器系统电除尘检修完毕，经检查验收26、。各电除尘和布袋除尘、省煤器灰斗内清理干净，能随时投入运行。vii. 除灰、渣系统炉底水封完善，液压排渣门开关方向正确。viii. 火检冷却风系统检修工作结束，火检风机试运合格。ix. 锅炉吹灰系统检修工作结束，管路经蒸汽吹扫。各吹灰器静态调试合格，具备投运条件。x. 锅炉加药、取样、定排、连排、疏水、放水、放气、反冲洗、充氮气等系统检查正常。xi. 锅炉膨胀系统各膨胀指示器调整到“0”，经联合检查无妨碍膨胀之处。b) 电气、热控应具备的条件i. 电、气动阀门、烟风挡板静态调试完毕，能远方操作、开关灵活、方向正确。（责任人：运行管理工程师（煤粉炉运行工程师）ii. DCS声光报警系统经静态调试27、完毕，微机控制系统设备状态指示、仪表指示值正确。（责任人：运行管理工程师（煤粉炉运行工程师）iii. 转动机械事故按钮完好，回路正确。模拟操作动作可靠。iv. 辅机系统调试完毕，启、停逻辑正确，设备动作可靠。 l 各风机油站的启动条件；l 油泵的联动关系；l 引风机、一、二次风机的启、停条件及联动关系；l 各风门、挡板的联动关系；3.4.1.3 锅炉安全监控系统FSSS静态调试完毕，各逻辑关系正确，动作可靠，相关人员参与并形成现场调试记录。l 炉膛吹扫允许条件；l 锅炉MFT条件、MFT后的联动关系；l 锅炉OFT条件、OFT后的联动关系；l 油点火允许条件；l 油枪的启、停；l 油枪的跳闸条28、件；l 点火允许条件；l 各磨、给煤机的启动允许条件；l 各磨煤机快停、紧急停止条件；l 各磨煤机启动、停止程序。3.4.1.4 锅炉数据采集系统静态调校完毕，各点名称准确，显示正确。3.4.1.5 提前检查调试各监控、火焰检测系统，能随时投入。（责任人：运行管理工程师（煤粉炉运行工程师）3.4.1.6 锅炉烟风挡板、汽水阀门、制粉系统各风门挡板经操作试验合格。各阀门开关方向正确，动作灵活可靠，全开、全关到位。3.4.1.7 锅炉冷态通风试验结束。各一、二次风调平。3.4.1.8 各转动机械事故按钮的检查操作试验结束。3.4.1.9 各声光报警信号的检查试验结束。3.4.1.10 锅炉启动条件29、3.4.2 锅炉开车前准备工作3.4.2.1 风烟挡板、汽水阀门的检查确认3.4.2.2 检查确认所有风烟挡板、汽水阀门开、关灵活，方向正确，全开、全关到位，状态显示正确。3.4.2.3 锅炉冷态通风试验：各一、二次风调平。3.4.2.4 联锁、保护、顺控及声光报警的检查试验a) 锅炉膛安全监控系统FSSS的检查试验；b) 各转动机械事故按钮的检查操作试验；c) 各声光报警信号的检查试验；d) 机、炉、电大联锁试验。3.4.2.5 制粉系统的检查试验。3.4.2.6 除灰、排渣系统的检查试验。3.4.2.7 锅炉本体吹灰系统的静态检查调试a) 吹灰系统管路、膨胀、支吊架等的检查；b) 吹灰系统30、阀门的检查确认，吹灰安全门，减压阀的调整试验；c) 各吹灰器的操作试验；d) 吹灰程控的模拟试验3.4.2.8 火检冷却风系统的检查试验，两台火检风机的联动试验。3.4.2.9 过热蒸汽主汽门及旁路门全部关闭。3.4.2.10 锅炉过热器放空根据锅炉压力情况开启,确保锅炉运行安全。3.4.2.11 东区5#脱硫系统一、二级循环已建立并循环正常，具备并烟气的条件。3.4.2.12 电除尘投入a) 点火前投入阴阳极振打，连续运行。b) 锅炉投油枪期间，严禁投入电除尘电场（以防残余油烟粘在阳极板上）。c) 电除尘进口烟温达到100度以上时，方可投入电除尘电场。3.4.3 锅炉冷态启动3.4.3.1 31、锅炉点火前的工作a) 联系投入电除尘灰斗、绝缘子加热装置；b) 开启省煤器再循环阀；c) 打开炉顶各空气门，各人孔密封严密。d) 关闭过热器两侧主汽门、开启过热器放空。点炉正常后投入下列联锁保护：水位保护、火检风机互备保护、燃油泵保护、引风机、一、二次风机保护、燃油快关阀保护、火检风机风压低保护、等离子冷却水泵和风机保护。3.4.4 锅炉点火3.4.4.1 接运行管理专工（锅炉值班长）启动锅炉点火令，办理票证并得到批准。3.4.4.2 检查各风机冷却水系统是否正常，确定闭式循环水泵已开启，供水正常；开式循环水运行正常，供水正常。3.4.4.3 锅炉用各压缩空气系统已投入，空气压力0.45 MP32、a。3.4.4.4 锅炉用辅助蒸汽系统压力1.0-1.2 MPa。3.4.4.5 投入锅炉底部水封，启动捞渣机运行。3.4.4.6 检查炉前燃油系统正常，启动柴油泵打油循环，将压力控制在2.4MPa左右。3.4.4.7 当锅炉具备上水条件时，向锅炉上水，至最低可见水位，上水要严格控制汽包壁温差不大于40，上水时应关闭再循环门，停止上水时开启再循环门。3.4.4.8 当上水完毕，汽包液位在汽包液位中心线50mm,对锅炉全面检查（膨胀指示归零），一切正常后，汇报运行管理专工（锅炉值班长）方可投入炉底加热。3.4.4.9 当一切准备好后，开启火检风机（投入备用联锁）启动等离子冷却水泵，等离子冷却风机33、（投入备用联锁）。3.4.4.10 炉底加热投入后，严格控制汽包上、下壁温差不大于40，当汽包壁温达到100 - 120左右，主汽压达0.5-1.0MPa时可停止底部加热，汽包压力至0.1-0.2MPa时关闭过热器排气门。3.4.4.11 首先启动两台引风机运行，调整负压，再启动两台二次风机运行，调整炉通风量在30%40%之间，调整风量进行炉膛吹扫，吹扫时间不低于5分钟，投入暖风器提高一次风温。3.4.4.12 锅炉吹扫完成后， MFT复位，确认锅炉点火条件满足后，开启主油阀，准备点火。锅炉启动前当班运行管理工程师（运行调度）安排运行专业技术工人（锅炉司炉）人员将炉顶主汽门、3#机组锅炉主蒸汽34、供汽总门（12米夹层）、3#机组外供汽总门 （12米夹层）、3#机组至煤化二高压蒸汽电动隔离门一次门（9米平台运转层）打开，锅炉主蒸汽至3#机组至煤化二高压蒸汽电动隔离门二次门（3#机组厂房外）前管道的各疏水门开启，以便锅炉启动时进行暖管。3.4.4.13 调整二次风量，保持炉膛负压在-60Pa左右,调整相应的二次风门，锅炉根据情况采用正常投油方式启动，调整好油压，投入下层对角油枪进行点火，按照“先下层后上层、先对角后全层的原则”。下层对角油枪投入后，检查燃烧情况，按先投后退的原则每半小时切换一次对角油枪。3.4.4.14 当点火成功后，严格控制锅炉升温升压速度，饱和温度上升速度不大于1.5/35、min，瞬间不大于2/min，严格控制汽包上下壁温差不超40。3.4.4.15 锅炉点火后，按照锅炉冷态启动升温升压曲线，逐步增加粉量或油枪数量。其汽温升温速度可以适当减缓, 0-1.0MPa阶段不大于1/min，在以后阶段，不大于2/min。二次风温250时，对流过热器后烟温达350时，锅炉燃烧稳定，已投入下层或中层油枪，可启动一次风机、密封风机，待一次风温达到150以上时，可投入一台制粉系统（一般启动A层制粉系统）。就地观察煤粉着火情况。根据情况投入等离子点火装置，应检查着火情况，调整燃烧，根据汽温情况适时投入减温水，缓慢退出油枪。根据负荷变化情况逐步启动其他制粉系统运行。3.4.5 锅炉36、升压锅炉点火后，按照炉冷态启动升温升压曲线，逐步增加油枪或者给煤量，锅炉升温升压。锅炉首次启动，其升温速度可以适当减缓, 0-1.0MPa阶段不大于1/min，在以后阶段，不大于2/min。附图中给出了满足以上升温速率的升压曲线，实际运行中的升压曲线处在该曲线的右方即为安全。当汽包压力升至0.172MPa时，关闭炉顶各对空排气门。汽包升压至0.20.4MPa，冲洗汽包水位计，联系热工冲洗仪表管，并校对水位，联系化学冲洗取样管。汽包压力升至0.40.5MPa时，联系维修人员对汽包人孔进行热紧。根据蒸汽温度情况，关闭有关疏水门。汽包压力升至1.0MPa，可投入连排系统，进行连续排污。定排的开启按化37、学要求。3.4.5.1 投粉后，应检查着火情况，调整燃烧，根据汽温情况适时投入减温水。3.4.5.2 根据压力与负荷需要适当增减油枪或给煤量。当班运行管理工程师（运行调度）可根据汽温、汽压情况投入1#、2#减温减压。3.4.5.3 机组运行稳定后，3#机组锅炉主汽压力高于煤化二蒸汽母管压力0.050.1MPa，汽包液位控制在1/2位置，蒸汽、炉水品质合格，蒸汽温度在525以上进行并汽，运行管理工程师（运行调度）通知调度中心得到许可后，与煤化二运行管理工程师（运行调度）、本公司西区运行管理工程师（运行调度）联系后，安排运行专业技术工人（锅炉司炉）人员缓慢打开（用电动调节方式）3#机组至煤化二高压38、蒸汽电动隔离门二次门（3#机组厂房外）进行并汽，并汽过程中通知3#机组锅炉运行专业技术工人（锅炉司炉）注意机组运行，并汽完成后，全开3#机组至煤化二高压蒸汽电动隔离门二次门。3.4.6 直吹式煤粉炉停车3.4.6.1 正常停车a) 停炉前应对锅炉实行全面检查，记录存在的缺陷，待停炉后消除。b) 在停炉过程中，锅筒上下壁温差不允许大于40，受热面金属壁温不应超过许用值。c) 停炉过程中，蒸汽降温速度不大于1.5/min。d) 停炉过程中，锅炉应平稳地降低负荷，并密切注意炉内燃烧情况，在适当的时候投入油枪，以维持炉内燃烧稳定。e) 根据汽温情况调节减温水量，控制降温速度，防止金属管壁超温。f) 根39、据负荷情况，适时切换给水管路，维持锅筒正常水位。g) 根据负荷情况减少煤粉燃烧量，低负荷时同时应相应投入油枪，直到全部投入燃油，依次停止给煤机，吹扫煤粉管道。随后停一次风机。h) 当汽压降至2.0MPa以下，蒸汽温度260270。负荷到零时，锅炉熄火。熄火后，对炉膛通风510分钟后关闭吸、送风机。i) 锅炉熄火后，开启疏水阀和对空排汽阀，若炉内温度较高，压力有上升趋势时，可短时开启旁路或过热器对空排汽。j) 熄火后，保持锅筒水位，水位低时应进行补水，严禁为了加速冷却锅筒金属壁温而采取边排水边补水的做法。k) 熄火后，关闭排污门，取样门，加药门。l) 停炉46小时内应严密关闭吸、送风机入口挡板及40、各人孔门，检查门，以免锅炉急剧冷却。m) 熄火后，应密切注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃。n) 停炉46小时后，可开启吸风机入口挡板及锅炉各人孔、检查孔等，进行自然通风冷却。根据需要停炉18小时后可启动吸风机进行冷却。o) 当锅炉汽压降至零时，可放掉炉水，若需热炉带压放水，汽压降至0.50.8MPa时，可进行放水工作。3.4.6.2 事故停车：a) 遇有下列情况之一时，应立即停止运行。i. 锅筒水位超过-230+200mm时。ii. 锅炉所有水位计损坏时。iii. 过热蒸汽管道，主给水管道发生爆破时。iv. 尾部发生再燃烧时。v. 锅炉压力升高到安全门动作压力，而所有安全门拒动时。vi. 41、炉管爆破不能维持正常水位时。vii. 锅炉灭火时。viii. 炉膛负压达1500Pa。b) 遇下列情况之一时，应请求停炉。i. 炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。ii. 锅炉承压部件漏泄无法消除，只能短期内维持正常水位时。iii. 锅筒就地水位计损坏时。iv. 锅炉严重结焦、堵灰，无法维持正常运行时。v. 安全门动作后不回座时。vi. 受热面金属严重超温，经多方调整无效时。vii. 主要设备的支架发生变形或断裂时。3.4.6.3 停炉保养a) 锅炉停运期间，为防止锅炉发生腐蚀和管子冻裂，须对锅炉进行维护保养。b) 停炉保养的基本原则：i. 不让空气进入停用锅炉的水、汽系统内。ii. 保42、持停用锅炉水、汽系统金属内表面的干燥。iii. 在金属表面形成具有防腐蚀作用的保护膜。iv. 使金属内表面浸泡在含有除氧剂或其它保护剂的溶液中，或被气相缓蚀剂所保护。c) 采用何种停炉保养方法，用户可根据停炉的时间长短和具体情况而定。d) 锅炉防冻：环境温度低于5OC时，锅炉应采取防冻措施。序号名称单位正常范围报警值保护动作值说明高限低限1锅筒压力MPa.g11.40.22过热蒸汽压力MPa.g9.81-0.3+0.13过热蒸汽温度540-10+54炉膛压力Pa-3010+300-30015005锅筒水位mm050+100-100+200-230正常水位0在锅筒中心线下1803.5 各类升温、43、触媒还原方案无3.6 常见问题及处理措施3.6.1 磨煤机跳闸3.6.1.1 现象a) 报警系统发声光报警，磨煤机电流至零。b) 除MFT和一次风机跳闸RB信号引起煤层紧急跳闸外，其余跳闸不联锁关闭磨煤机出口门，冷、热风挡板，磨煤机入口快关门延时2分钟自动联关。c) 给煤机出口关闭后延时5秒，给煤机跳闸。d) 该煤层火焰检不到火，“煤层投入”灯灭，“煤层故障”灯亮。e) 锅炉汽温、汽压下降，若其它运行的煤层在自动时，运行的给煤机转速自动增加。f) 汽包水位先降后升，炉膛负压增大，引风机入口调节挡板或动叶在自动位置时将会关小。3.6.1.2 原因：a) 有一台主要辅机跳闸发生RB（快速减负荷）工44、况。b) 失去点火能量跳闸（延时3秒）。c) 磨一次风流量38t/h跳闸。d) 磨密封风/一次风差压低值（1.0KPa）跳闸。e) 磨出口温度120时跳闸。f) 失去煤层火焰跳闸（煤层保护投入时）。g) 磨出口门关闭后延时2秒跳闸。h) 给煤机停运后延时5秒或磨润滑油泵跳闸后延时5秒。i) 磨煤机电气故障。j) 锅炉MFT动作或操作手动紧急跳闸或就地事故按钮按下。3.6.1.3 处理：a) 锅炉司炉调整炉膛燃烧（负压、煤量、风量等），必要时投油助燃。将煤层紧急跳闸复位，查明磨跳闸原因。b) 锅炉司炉确认给煤机跳闸，MFT和一次风机RB信号引起磨煤机跳闸时，磨入口门、出口门、冷、热风挡板联锁关闭45、，其余原因跳闸，锅炉司炉应根据燃烧工况和磨出口温度，手动干预磨冷热风门和进出口门。c) 给煤机停止50秒后，燃料风挡板若在自动且所停运煤层的相邻煤层在运行时，停运煤层的燃料风挡板应保留一定的开度冷却喷口，否则切为手动，保留一定开度冷却喷口。d) 锅炉司炉确认该煤层的点火能量满足，否则启动其相邻的油层。e) 如遇煤质挥发分高时，锅炉司炉打开磨煤机出口门，进行磨消防氮气吹扫10分钟，等磨煤机出口温度80时手动关闭。f) 锅炉司炉关闭磨煤机出口门，确定能否重新启动。g) 注意处于自动的其它层给煤机不要过负荷，及时启动备用煤层，使锅炉负荷稳定。h) 煤层停运后若短时间无法恢复不具备维持备用状态条件时，46、应进行隔离，锅炉司炉并对石子煤箱进行一次清理。3.6.2 给煤机跳闸3.6.2.1 现象：a) 给煤机电流至零，“磨煤机系统报警”的光字牌发声光报警。b) 给机跳闸后延时5秒，联跳磨煤机，该煤层紧急跳闸，磨入口快关门延时2分钟联关(MFT和一次风机RB信号除外)。c) 该煤层火焰检测器检不到火，“煤层投入”灯灭，“煤层故障”灯亮。d) 锅炉汽温、汽压下降，其它制粉系统在自动时，运行的给煤机转速自动增加。e) 汽包水位先降后升，炉膛负压变大。3.6.2.2 原因：a) 给煤机入口检测到断煤信号延时60秒。b) 给煤机出口检测到断煤信号后延时5秒。c) 给煤机在运行而其出口门关闭延时5秒。d) 给47、煤机启、停故障。e) 给煤机电气故障。f) 运行专业技术工人（锅炉司炉）手动跳闸或就地事故按钮已经按下。g) 锅炉MFT。3.6.2.3 处理：处理方法和磨煤机跳闸大致相同。 3.6.3 密封风机跳闸3.6.3.1 现象：a) “磨煤机系统故障”的光字牌发声光报警，密封风机电流至零。b) 煤层火检跳闸、给煤机、磨煤机联锁跳闸、各风门、挡板联锁关闭，消防氮气门闭锁。c) 该煤层火焰检测器检测不到火，“煤层投入”灯灭“煤层故障”灯亮。d) 锅炉汽温、汽压下降。e) 汽包水位先降后升，炉膛负压增大。3.6.3.2 原因：a) 密封风机电气故障。b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）误操作。3.6.3.348、 处理：a) 运行专业技术工人（锅炉司炉）按煤层紧急跳闸处理，确认磨煤机，给煤机跳闸，各风门、挡板联锁关，禁止打开消防氮气门，注意磨煤机出口的温度80。b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）及时投入备用煤层、维持燃烧、汽温、汽压、汽包水位的稳定，按磨煤机跳闸的处理方法处理，注意一定不能开消防氮气门吹扫。 3.6.4 磨煤机内部着火3.6.4.1 现象：a) 磨煤机出口温度不正常地猛增。b) 如果发生磨内自燃爆炸时有巨响，炉膛压力波动大，严重时变正，不严密处向外喷粉、冒黑烟。c) 在就地磨煤机附近有灼热感或护壳烧红，磨煤机或落煤管油漆剥落或变色，磨本体不严密处冒火星和黑烟。d) 磨煤机出口风压，进出49、口压差和风量剧烈摆动，密封风/一次风差压降低。3.6.4.2 原因：a) 磨出口温度调节不当，使磨出口温度过高。b) 外来易燃易爆物（如雷管）进入磨煤机内部。c) 磨煤机底座上或进风口处石子煤或煤粉堆积过多未及时排渣造成自燃。d) 停磨时未及时吹扫，冷、热风挡板磨入口门关不严造成自燃，或磨停运后，磨出口门未关，炉膛冒正压时造成回火。e) 制粉系统内部积煤或积粉，在高温下氧化发生自燃。3.6.4.3 处理：a) 运行专业技术工人（锅炉司炉）手动关闭热风挡板，手动增加给煤机的给煤量，但注意不要使磨煤机过负荷。b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）采取上列措施无效时，紧急停制粉系统，开消防氮气门和磨煤机50、出口门进行吹扫，此时磨煤机入口门、冷热风挡板必须在全关状态。c) 若石子煤斗发生自燃时，运行专业技术工人（锅炉司炉）应立即对石子煤斗进行彻底清理。d) 保持磨消防氮气门的长时间吹扫，直到磨煤机出口温度80，运行专业技术工人（锅炉司炉）在就地确认已经没火时，才能停止吹扫。e) 运行专业技术工人（锅炉司炉）关闭磨出口门并隔离磨煤机，打开磨煤机所有检修门和人孔盖进行检查、清理。f) 检查主轴和每个磨辊上的油封，通知化学化验油质，不合格时必须换油。g) 检修完成后，一切恢复正常再重新启动。3.6.5 磨煤机堵煤3.6.5.1 现象：a) 磨煤机电流上升。b) 磨出口温度下降。c) 磨一次风量降低，若一51、次风量38t/h延时1分钟，煤层紧急跳闸。d) 磨煤机进出口差压不正常地升高。e) 磨堵煤严重时，给煤机出口有堵煤报警信号出现。f) 磨煤机出口风压降低，该煤层的喷燃器燃烧不稳，炉膛负压波动大，严重时煤层熄火继而引起炉膛熄火。3.6.5.2 原因：a) 磨一次风量自动装置失灵未及时手动调整，使磨通风量过小。b) 给煤机自动装置失灵或运行专业技术工人（锅炉司炉）手动给煤量过多。c) 石子煤斗未及时清理造成煤矸石或铁块等杂物推积至一次风室内。d) 磨煤机磨辊磨损或加载力过小，使磨煤机碾磨出力下降。e) 煤质太湿或有杂物落入磨体内或原煤颗粒过大过硬。f) 磨煤机内部故障（如磨煤机磨辊、风环喷嘴的磨损52、及喷嘴分段法兰掉脱，折向门损坏或角度过小，使磨煤机的制粉能力下降）。 g) 磨停运后，给煤机未停。 3.6.5.3 处理：a) 运行专业技术工人（锅炉司炉）将给煤机转速、冷、热风挡板切至手动方式，运行专业技术工人（锅炉司炉）并就地检查给煤机运行情况。b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）将给煤机出力降低，注意8T/H。c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）开大热风门，关小冷风门，提高磨热一次风量和出口温度，注意磨出口温度60。d) 运行专业技术工人（锅炉司炉）进行石子煤箱的清理。e) 因液压碾磨力不够时，联系检修增加碾磨力。f) 上述方法处理无效时，运行专业技术工人（锅炉司炉）紧急停止制粉系统运行，打53、开检修门进行清理。g) 合理组织燃烧，必要时投油助燃。3.6.6 石子煤箱堵塞3.6.6.1 现象a) 磨出口温度下降，磨一次风量减小，冷热风门在自动时，风门开度自动开至100。b) 磨电流上升，进出口差压上升，该煤层火焰显示不稳定，严重时引起炉膛燃烧不稳，机组负荷下降。c) 就地敲石子煤箱时声音沉闷，出石子煤时液压关断门受阻关不下去。3.6.6.2 原因a) 磨煤机磨辊、衬瓦和喷嘴磨损严重，或喷嘴旁路密封掉脱，使磨煤机碾磨力下降和喷嘴风速偏低。 b) 磨风煤比偏小，风量、风温偏低，煤量过大，磨通风出力和干燥出力偏低，操作员未及时调整。 c) 磨煤机启停频繁，未及时排放石子煤。 d) 煤质含煤54、矸石子量太多，或含铁块等杂质过多，未及时排放。 e) 磨出口折向挡板开度过小，回粉量过大，使磨制粉出力下降。 3.6.6.3 处理a) 运行专业技术工人（锅炉司炉）合理组织燃烧，燃烧不稳时及时投油或倒磨。 b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）减小煤量，开大热风门，关小冷风门，提高磨通风量和磨出口温度。 c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）及时进行石子煤清理，如石子煤堵塞严重，液压关断门一点都不能关时，应及时倒磨停运清理，严禁采用不停磨强制进行排放。 d) 如石子煤堵至磨一次风口处时，应停磨，隔离风门，联系检修打开检修门进行清理，并对磨进行内部检查，必要时进行磨辊加载。 e) 在保证合格的煤粉细度前55、提下，运行专业技术工人（锅炉司炉）适当调大磨出口折向挡板开度。 3.6.7 一次粉管堵塞3.6.7.1 现象a) 堵塞的粉管火焰检测无火，就地看火孔无粉喷出。 b) 磨煤机DCS监视画面的磨出口风压偏高，磨进出口差压偏大，该堵塞粉管的出口风压在风压测点前堵塞时偏低，在测点后堵塞时偏高。磨风量变小，冷热风门在自动时开度会增大。 c) 机组负荷下降，磨出力下降。 d) 堵塞的粉管壁温度下降。 3.6.7.2 原因a) 燃烧器出口结焦。 b) 长时间磨出口运行温度偏低，或粉管保温层脱落，淋雨或淋水使粉管温度急剧下降。 c) 煤粉过粗，一次风速过低，分配器节流孔调至过小，带粉能力下降。 3.6.7.356、 处理a) 运行专业技术工人（锅炉司炉）减小给煤量，增加磨通风量和提高磨出口温度。 b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）就地根据粉管堵头有无冒粉情况，确定粉管堵塞范围和位置，用木棍和压缩空气进行疏放。 c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）疏放时，应与操作人员联系，防止超温、超压。 d) 如上述方法无效时，应停磨运行，联系检修用压缩空气或消防水进行疏通。 3.6.8 引风机常见故障及处理3.6.8.1 引风机紧急停机条件a) 风机轴承温度85延时10秒；b) 电机轴承温度85延时10秒；c) 电气保护动作；d) 事故按钮停止；e) 入口烟气挡板关；f) 电机润滑油压力0.06MPa时；g) 电机润滑57、油站两台油泵失去；3.6.8.2 遇有下列情况之一，应立即停止引风机运行：a) 风机发生强烈振动、撞击和摩擦时；b) 风机或电机轴承温度不正常升高，采取措施处理无效且超过规定值；c) 电动机温度过高，超过允许值；d) 电气故障须停风机时；e) 风机与电机故障，危急人身与设备安全时；f) 发生火灾危急安全时；g) 发生人身事故需停风机方能解救时。h) 如风机内产生振动、撞击和摩擦不致于引起设备损坏时，可适当降低负荷运行，随时检查运行情况，查明故障原因尽快消除，如经处理仍未消除且继续加剧，应停止风机运行。3.6.8.3 轴承温度高a) 原因：i. 油质不合格。ii. 冷却油量不足，油温偏高。iii58、. 转子不平衡。iv. 轴衬与轴间隙过小。v. 前后两轴承不同心。vi. 振动太大。vii. 轴衬被烧毁b) 处理：根据具体原因具体处理。3.6.8.4 运行中振动大a) 原因：i. 转子由于沉积物造成不平衡。ii. 由于叶片磨损不平衡。iii. 轴承间隙过大。iv. 地脚螺丝、中分面螺栓松动。v. 基础变动后，定位不准确，或垫铁松动。vi. 叶轮松动，机壳有磨损或变形。vii. 轴承缺油。viii. 电机与风机轴中心偏差超标。b) 处理：i. 根据具体原因具体处理。ii. 振动大时，应密切监视，联系运行管理专工（锅炉值班长）（锅炉值长）减负荷运行，并通知检修人员，查明原因，作进一步处理。ii59、i. 油系统故障，则应尽快查明原因，恢复正常，否则轴承温度到限值则紧急停风机。3.6.9 二次风机常见故障及处理3.6.9.1 一、二次风机紧急停机条件a) 电气保护动作；b) 事故按钮停止；3.6.9.2 遇有下列情况之一，应立即停止二次风机运行：a) 风机发生强烈振动、撞击和摩擦时；b) 风机或电机轴承温度不正常升高，采取措施处理无效且超过规定值；c) 电动机温度过高，超过允许值；d) 电气故障须停风机时；e) 风机与电机故障，危急人身与设备安全时；f) 发生火灾危急安全时；g) 发生人身事故需停风机方能解救时。h) 如风机内产生振动、撞击和摩擦不致于引起设备损坏时，可适当降低负荷运行，随60、时检查运行情况，查明故障原因尽快消除，如经处理仍未消除且继续加剧，应停止风机运行。3.6.10 三、二次风机调节出力不够3.6.10.1 原因：a) 调节杆连接损坏。b) 电动执行器损坏。c) 叶片调节卡住。3.6.10.2 处理：a) 首先进行下述检查。b) 电动执行器连接是否正常。c) 如果调整不当，能短时间修复，风机可继续运行。d) 如是设备损坏，要联系检修处理，风机要停止运行。3.6.11 次风机常见故障及处理3.6.11.1 一次风机紧急停机条件a) 事故按钮停止；b) 电气保护动作；c) 联锁动作（送、引风机全跳）；d) MFT动作；3.6.11.2 遇有下列情况之一，应立即停止一61、次风机运行：a) 风机发生强烈振动、撞击和摩擦时；b) 风机或电机轴承温度不正常升高，采取措施处理无效且超过规定值；c) 电动机温度过高，超过允许值；d) 电气故障须停风机时；e) 风机与电机故障，危急人身与设备安全时；f) 发生火灾危急安全时；g) 发生人身事故需停风机方能解救时。h) 如风机内产生振动、撞击和摩擦不致于引起设备损坏时，可适当降低负荷运行，随时检查运行情况，查明故障原因尽快消除，如经处理仍未消除且继续加剧，应停止风机运行。3.6.11.3 一次风机常见的故障及原因如下，根据原因采取相应的处理方法。风量不足管道系统阻力超过风机规定风压；风压不足管道系统阻力估计过低；电动机超负荷62、1)风压过低致使风量过大；2)进口气温过低，气体密度过大，使风机压头过高；3)风机内部发生摩擦、碰撞现象；4)启动时进口调节门未关严；5)电压过低或缺相运行；6)受轴承箱振动剧烈的影响。机体振动：1)风机与电机轴不同心；2)转子与密封机壳或进风口有碰撞现象；3)由于叶片积灰、污垢、叶片磨损、叶轮变形、主轴弯曲，使转子平衡受到破 坏；4)基础不牢或地脚螺丝松动；5)叶轮与主轴配合松动；6)机壳与支座、轴承箱与支座、轴承座盖等联接螺丝或螺栓松动；7)风机进、出口管道安装不良，产生共振；8)负荷急剧变化或风机出口门开度处于喘振区内工作。轴承温升过高：1)轴承箱振动剧烈；2)润滑油油质不良或油位过低；63、3)轴承箱盖座联接螺栓之紧力过大或过小；4)轴与滚动轴承安装歪斜，前后两轴承不同心；5)滚动轴承损坏；6)冷却水量过小或中断。3.6.12 汽包满水3.6.12.1 现象a) 汽包水位指示高于正常水位，高水位报警。b) 给水流量不正常大于蒸汽流量。c) 过热蒸汽温度下降、严重满水时过热汽温急剧下降，蒸汽管道发生水冲击，蒸汽含盐量增大，蒸汽电导率高。d) 当汽包水位达250mm时，锅炉MFT动作。3.6.12.2 原因a) 给水调节自动失灵，或操作机构自动失控，水位高报警失灵，运行人员发现不及时。b) 调整不当或误操作。c) 水位计或流量计指示不正确，造成判断失误。d) 负荷突升或安全门动作，给64、水调整不及时。3.6.12.3 处理a) 操作人员发现汽包水位高异常时，应密切注意给水自动情况，对照汽、水流量，分析汽包水位高的原因，校对汽包水位计指示是否正确。b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）发现汽包水位高+100mm时，将给水自动改为手动，适当减少给水量，注意“虚假水位”的影响，进行相应调整。联系汽机配合处理。c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）发现汽包水位高+150mm时，开大连排调门，检查给水系统阀门是否故障，并联系汽机配合处理。d) 汽包水位高+180mm时，联锁开启事故放水阀，水位正常时关闭。e) 汽包水位继续上升时，运行专业技术工人（锅炉司炉）应开启定排放水门放水，通知汽机注意汽65、温变化，根据汽温情况，关小或关闭减温水，必要时开启过热器疏水阀。f) 汽包水位高达+250mm时，应紧急停炉。关闭过、再热器减温水总阀，开启过热蒸汽管道疏水阀。g) 汇报运行管理专工（锅炉值班长），查明原因，排除故障，保持正常水位，准备重新点火。3.6.13 汽包缺水3.6.13.1 现象：a) 所有水位计指示偏低，报警信号出现。b) 给水流量不正常地小于蒸汽流量(省煤器、水冷壁泄漏时现象相反)。c) 缺水严重时会使主汽温上升，过热器管壁温度上升并超温。3.6.13.2 原因：a) 给水自动调节装置失灵，给水泵调速系统故障。b) 水位计，蒸汽、给水流量表指示不正确，造成运行人员误判断而误操作。66、c) 给水泵、给水管道故障或给水泵汽蚀等原因造成给水压力降低，运行人员调控不当。d) 锅炉给水放水门、排污系统泄漏严重或爆管，或排污量过大。e) 水冷壁、省煤器爆破。f) 运行人员失职，对水位监视不够或误操作。3.6.13.3 处理：a) 操作人员发现水位低报警应对照汽、水流量，校对水位计指示是否正确。b) 若给水自动失灵，应将给水自动切为手动；若给水泵失控，立即增大正常侧的给水泵转速，用其调整水位；若水位仍然下降，联系汽机启动备用给水泵。c) 在上述处理过程中，水位一直在-100mm至-200mm之间变动，且仍有下降趋势时，运行专业技术工人（锅炉司炉）应提前适当减负荷，使蒸汽流量小于或略小于67、给水流量，以便稳定水位，避免在水位低限时再来减负荷造成瞬时低水位而MFT动作。d) 因排污或给水泵汽蚀而引起时，立即停止排污或联系汽机启动备用泵。e) 检查给水系统是否有故障，水冷壁、省煤器是否泄漏。f) 经上述处理后，水位仍然无法恢复，达跳闸值时紧急停炉。g) 因水位低跳闸后，若不属管子泄漏的，则可向锅炉上水。3.6.14 水冷壁泄漏3.6.14.1 现象：a) 炉膛负压突然变正，燃烧不稳，火焰变暗，严重时锅炉灭火。b) 引风机入口挡板不正常开大，引风机电流增大。c) 给水流量不正常地大于蒸汽流量，汽包水位迅速下降。d) 两侧烟温差、汽温差增大，泄漏侧的烟温降低。e) 泄漏处有响声，炉膛孔门68、及不严密处冒汽、灰。3.6.14.2 原因：a) 制造安装材质不合格，检修焊接质量差。b) 给水品质长期不合格，造成水冷壁内结垢腐蚀。c) 受热面工质流量分配不均或管内有杂物堵塞，或者升、降压速度过快，导致水循环不良，使局部管壁过热。d) 燃烧调整不当，造成煤粉气流冲刷水冷壁或靠近水冷壁处长期缺氧燃烧，导致管子磨损或高温腐蚀。e) 锅炉严重缺水，热偏差过大，造成局部过热。缺水后补水过快，造成应力破坏。f) 大面积严重结焦，焦块脱落时将管子砸坏。g) 水冷壁膨胀受阻。h) 下降管进口进汽，造成汽塞。i) 吹灰器、燃烧器安装不良，管子被吹损。3.6.14.3 处理：a) 运行专业技术工人（锅炉司炉69、）发现如泄漏不严重时，将给水自动改手动，维持水位正常，调整二次风、引风量，维持炉膛负压。必要时投油助燃或等离子稳定燃烧。汇报运行管理专工（锅炉值班长），根据情况，降压、降负荷运行，或申请停炉。b) 如水冷壁泄漏严重，加强进水仍不能维持正常水位，则立即停炉，停炉后继续加强上水，维持汽包水位，如仍不能维持，则停止上水。c) 如因水冷壁泄漏造成锅炉灭火，确认不能恢复运行时，则停炉处理。d) 停炉后应保持一台引风机，维持负压。e) 停炉后电除尘应尽快切除，迅速将电除尘、省煤器灰斗内灰放尽，防止堵灰。3.6.15 省煤器泄漏3.6.15.1 现象：a) 汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。b) 70、爆管附近有响声，泄漏侧烟温、风温下降，两侧烟温风温差增大，尾部烟道不严密处漏水，炉膛负压变小或变正。c) 烟道阻力增加，引风机入口挡板不正常地开大，引风机电流增大。d) 省煤器下部细灰斗出现湿灰或漏水。3.6.15.2 原因：a) 给水品质长期不合格，使省煤器内结垢腐蚀。b) 飞灰磨损严重，或在省煤器处发生再燃烧。c) 给水温度、流量变化速度太大，造成金属疲劳损伤。d) 焊接质量差，管内有杂物堵塞，材质不合格。e) 吹灰器区域因吹灰磨损严重。3.6.15.3 处理：a) 运行专业技术工人（锅炉司炉）发现如泄漏不严重，应维持汽包正常水位，切给水自动为手动，停止一切排污放水操作。b) 运行专业技术71、工人（锅炉司炉）汇报运行管理专工（锅炉值班长），视泄漏情况降压、降负荷运行，请示停炉。c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）发现如泄漏严重，不能维持汽包正常水位时，应紧急停炉，停炉后保留一台引风机运行，维持炉膛负压，抽吸完蒸汽后停止。d) 紧急停炉后应尽量维持汽包高水位，若难以维持，应停止进水。注意不能开省煤再循环门。e) 停电除尘，运行专业技术工人（锅炉司炉）将省煤器、空预器、除尘器灰斗内灰放尽。3.6.16 过热器泄漏3.6.16.1 现象：a) 过热器区域有汽流声，不严密处向外冒蒸汽和喷灰。b) 炉膛负压变小，严重时负压变正。c) 引风机入口挡板不正常开大，电流增大。d) 过热器两侧烟温差增72、大，泄漏侧烟温降低。e) 给水流量不正常地大于蒸汽流量。f) 过热蒸汽压力下降。g) 过热汽温发生异常变化，低温过热器泄漏时，过热器出口汽温升高，减温水量上升；高温过热器测点前泄漏，则主汽温升高，减温水量增加；若测点后泄漏，则主汽温下降，减温水量减少。3.6.16.2 原因：a) 蒸汽品质长期不合格，管内结垢腐蚀。b) 给水温度过低,过热汽温不稳或由于长期超温或短期严重超温，使过热器损坏。c) 飞灰磨损或夹持部件振动磨损。d) 吹灰器安装不正确或变形，冲刷摩损。e) 材质不合格，焊接质量差，管内有杂物堵塞。f) 启动前疏水不够或低负荷投减温水不当造成水塞。g) 过热器区域再燃烧。h) 减温水使73、用不当，使管壁温度变化过大引起疲劳损坏。i) 燃烧调整不当，火焰偏斜或上移。j) 启、停炉时，参数升降速度太快，产生应力损伤或膨胀受阻。3.6.16.3 处理：a) 运行专业技术工人（锅炉司炉）发现泄漏不严重时，调整炉膛负压，汇报运行管理专工（锅炉值班长），请示停炉。b) 运行专业技术工人（锅炉司炉）适当降低锅炉压力，调整燃烧，防止汽温偏差过大。c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）加强对损坏部件的检查，注意其发展态势，防止事故扩大。d) 运行专业技术工人（锅炉司炉）发现管子损坏严重，无法维持汽温、汽压，且炉膛负压严重变正，严重影响炉膛燃烧时，立即停炉。e) 停炉后，维持一台引风机运行。f) 停炉74、后，尽量维持汽包水位，关闭各排污、放水阀。停止进水后，开省煤器再循环阀。3.6.17 锅炉灭火3.6.17.1 现象：a) MFT动作，磨煤机以下有关辅机均跳，油快关阀关。b) 火焰监视灯灭，灭火信号报警，火焰电视无火。c) 炉膛负压突然不正常增大。d) 烟温迅速下降，氧量表指示最大。e) 汽温、汽压、流量迅速下降，水位瞬时下降后上升。f) 如因炉管爆破、引风机故障、制粉系统爆炸时，炉膛压力先正后负。3.6.17.2 原因：a) 运行中引风机、二次风机、磨煤机故障跳闸。b) 锅炉负荷太低或波动过大，未及时投油或等离子助燃。c) 水冷壁爆管、制粉系统爆炸，调整不及时。d) 煤质过差，煤粉太粗，煤75、质突变。e) 燃烧不稳定，操作不当等造成炉膛负压、风量过大，风煤比例不当。f) 炉膛大面积落焦，水封断水使炉膛大量进入冷风。g) 油系统故障，电磁阀误关，或燃油雾化不良、油中带水。h) 吹灰、除尘操作未事先进行联系，或操作不当。3.6.17.3 处理：按紧急停炉处理。3.6.18 燃油系统故障3.6.18.1 常见故障：a) 燃油系统中法兰、阀门填料室，油枪与金属软管接口、压力表处漏油。b) 燃油管在弯头等强度较弱处爆破。c) 电磁阀带压打不开、关不闭、内漏。d) 油枪雾化不良、堵塞。e) 油枪点火枪进、退不到位。f) 油中带水，燃油压力低或燃油失压。3.6.18.2 处理：a) 按规定试验油76、枪、油系统巡回检查，发现问题及时联系检修处理。b) 发现油中带水要及时汇报。油压低或失压应联系值班员恢复。c) 运行中应避免油压过低或波动造成雾化不良。d) 燃油系统轻微泄漏时，应设法隔离，及时联系检修。同时做好必要的安全措施，防止起火。e) 严重爆破或起火，威胁人身和设备安全，立即停炉，迅速切断油源，不得已时联系值班员停油泵。组织灭火。3.6.19 尾部烟道再燃烧3.6.19.1 现象：a) 炉膛和烟道负压急剧波动，变正。b) 烟道各部烟温和排烟温度不正常地升高，如在一侧燃烧则两侧烟温差增大。汽温、水温不正常地升高。c) 烟囱冒黑烟，氧量变小，烟道不严密处冒火。如果氧量影响很大，汽温、汽压反77、而有所降低。d) 空预器发生再燃烧，外壳温度高或烧红。3.6.19.2 原因：a) 煤、油混燃时间过长。b) 长期低负荷运行，烟速低，可燃物沉积。c) 煤粉太粗、风量不足、风粉配合不好或上部火嘴投粉过多，燃烧不完全。d) 纯烧油时，油枪雾化不良，大量油滴附着在空预器内。e) 炉膛负压过大，使未燃尽煤粉被抽吸入烟道。3.6.19.3 处理：a) 操作人员如发现排烟温度不正常地升高20，立即检查各段烟温，调整燃烧，降低火焰中心，汇报运行管理专工（锅炉值班长）。b) 排烟温度继续升高至250或烟道烧红，运行专业技术工人（锅炉司炉）进行紧急停炉。c) 停炉后严密关闭风、烟档板。d) 运行专业技术工人（78、锅炉司炉）维持适当给水，保持正常水位。必要时开向空排汽门。e) 待各部烟温降至正常，联系检修。f) 确认火已熄灭，得运行管理专工（锅炉值班长）令启引风机，通风10-15分钟，如排烟温度无升高，重新点火。3.6.20 炉膛结焦及受热面积灰3.6.20.1 现象：a) 从看火孔可发现焦块，炉膛温度升高。b) 燃烧器周围结焦或搭桥，将扰乱炉内空气动力场，影响燃烧。严重时，煤粉射流受阻，一次风压升高，燃烧器周围不严密处有煤粉喷出。c) 汽温和烟温升高，排烟温度上升。d) 炉膛出口对流管排粘灰堵塞时，炉膛负压变小甚至变正，而烟道内各点压力下降，烟气含氧量增加。e) 结焦和粘灰严重时，都会影响锅炉负荷，掉79、大焦时容易造成炉内燃烧不稳。3.6.20.2 原因：a) 燃煤灰熔点太低，含硫量高。b) 燃烧器工作不正常或调整不当，导致炉内动力场紊乱，火焰中心偏斜或上移，火焰充满度太大等原因使煤粉冲刷受热面。c) 长期超负荷运行、风量不足，缺氧运行。d) 油枪长时间漏油或雾化不良，煤、油混燃时间过长，造成油滴携带并聚集粉尘粘附在受热面上。e) 水冷壁和炉膛出口吹灰不及时。f) 吹灰设备故障，吹灰、除焦不及时，造成堆积；看火孔、燃烧器周围结渣未及时清除，使其蔓延。3.6.20.3 处理：a) 及时消除油枪漏油或雾化不良等缺陷。b) 操作人员发现有结焦倾向时，调整火焰中心，适当减少火焰充满程度，防止火焰上窜和80、冲墙。适当提高过剩空气系数，加强通风，防止缺氧燃烧生成还原性气体。c) 结焦不很严重时，汇报运行管理专工（锅炉值班长）适当降负荷运行，必要时可降低负荷进行掉焦。d) 难以维持正常运行，或危及受热面安全时，及时申请停炉打焦、清灰，调整燃烧器，冲洗受热面。3.6.21 单侧引风机跳闸3.6.21.1 现象：a) 跳闸风机电流到零，声光报警。b) 炉膛压力变正（超过2000pa时跳投入侧二次风机）炉火外喷，可能造成燃烧不稳而灭火。c) 另一侧引风机电流大幅增加。3.6.21.2 原因：a) 主轴承温度80。b) 电机轴承温度80。c) 电气保护动作。d) 事故按钮停机。e) 机械故障。3.6.21.81、3 处理：a) 如跳闸前无异常现象，运行专业技术工人（锅炉司炉）可立即将跳闸风机复置后重合闸一次。如果重合成功则恢复正常运行。不成功将开关复置，降机组负荷处理。b) 联系汽机降负荷，运行专业技术工人（锅炉司炉）投油减煤，投入等离子稳燃,调整燃烧；加大另一侧引风机的负荷，注意不能超过额定电流；调整二次风量维持炉膛负压，密切注意主蒸汽汽温、汽压、汽包水位的变化，作相应调整。c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）密切注意燃烧工况，防止灭火。d) 加强运行侧风机的检查。e) 联系有关部门，查明原因，尽快消除。3.6.22 单侧二次风机跳闸3.6.22.1 现象：a) 跳闸二次风机电流到零，声光报警。b) 82、炉膛火焰发红、变暗，烟气含氧量大幅下降，烟囱冒黑烟。c) 负压严重偏大（负压超过-2000pa时跳投入侧引风机）。d) 炉膛风箱压差降低。e) 主汽温下降。3.6.22.2 原因：a) 主轴承温度80。b) 电机轴承温度80。c) 电气保护动作。d) 事故按钮停机。e) 机械故障。3.6.22.3 处理：a) 如跳闸前无异常现象，可立即将跳闸风机复置后重合闸一次。如果重合成功则恢复正常运行。不成功将开关复置，降机组负荷处理。b) 联系汽机降负荷，运行专业技术工人（锅炉司炉）投油减煤，投入等离子稳燃,调整燃烧；加大另一侧二次风机的负荷，注意不能超过额定电流；调整引风量维持炉膛负压，密切注意主蒸汽83、汽温、汽压、汽包水位的变化，作相应调整。c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）密切注意燃烧工况，防止灭火。d) 加强运行侧风机的检查。e) 联系有关部门，查明原因，尽快消除。3.6.23 单侧一次风机跳闸3.6.23.1 现象：a) 跳闸一次风机电流到零，声光报警。b) 炉膛火焰发红、变暗，烟气含氧量大幅下降，烟囱冒黑烟。c) 负压严重偏大 。d) 炉膛风箱压差降低。e) 主汽温下降。3.6.23.2 原因：a) 主轴承温度80。b) 电机轴承温度80。c) 电气保护动作。d) 事故按钮停机。e) 机械故障。3.6.23.3 处理：a) 如跳闸前无异常现象，可立即将跳闸风机复置后重合闸一次。如果重84、合成功则恢复正常运行。不成功将开关复置，降机组负荷处理。b) 联系汽机降负荷，运行专业技术工人（锅炉司炉）投油减煤，投入等离子稳燃,调整燃烧；加大另一侧一次风机的负荷，注意不能超过额定电流；调整二次风量、引风量维持炉膛负压，密切注意主蒸汽汽温、汽压、汽包水位的变化，作相应调整。c) 运行专业技术工人（锅炉司炉）密切注意燃烧工况，防止灭火。d) 加强运行侧风机的检查。e) 联系有关部门，查明原因，尽快消除。f) 停止部分制粉系统运行，维持一次风压，根据一次风压决定磨煤机的运行台数和负荷的大小。3.6.24 控制气源压力下降3.6.24.1 现象：控制气源压力低报警。3.6.24.2 原因：a) 85、仪用空压机本身及电源故障。干燥器控制电源故障。b) 仪用空压机入口门、调节门动作不灵活。c) 控制气系统管路泄漏。d) 过滤器堵塞。e) 空压机自动启停装置失灵。3.6.24.3 处理：a) 控制气源压力低于0.6MPa时，联系启动备用空压机。b) 气压低于0.5MPa时，立即切锅炉自动为手动控制，带固定负荷，避免频繁调节。必要时就地手动操作。c) 控制气源中断或因气压低，调阀自锁不良而误开误关，影响机组正常运行，且手动无法控制，汇报运行管理专工（锅炉值班长）申请停炉。3.7 锅炉辅机单项试验3.7.1 试运行前的检查3.7.1.1 各辅机试运行前的检查均按各自启动前的检查要求进行。3.7.186、.2 确认各辅机及其电气设备检修完,工作票已注销，并有各有关专业会签的试运行申请单，风、烟系统和制粉系统的各风门、档板及转动机械均已校验完毕，处于良好的备用状态。主要设备及有关的润滑油、液压油、冷却系统及各仪表均符合启动条件。3.7.1.3 检查正常后，送上动力电源及其操作电源、气源，投入各项保护及其相关仪表、联锁装置。3.7.2 试运行应符合下列要求。3.7.2.1 辅机试运行前,电动机应进行空试，并记录电动机空载电流，且转动方向正确。3.7.2.2 辅机试运行时，监视启动电流和启动电流在最大值的持续时间及返回的空载电流，做好记录。3.7.2.3 各辅机的启动应在空载下进行，以保证设备的安全87、。3.7.2.4 引风机、一、二次风机试运行时，应进行各工况下的负荷调整试验及最大负荷试验，且电流不得超过额定值。3.7.2.5 引风机、一、二次风机的连续试运行时间不少于4小时；更换主要部件的连续运行时间不少于8小时。3.7.2.6 制粉系统各辅机试运行时，确认系统内无积粉、积煤及自燃现象。3.7.2.7 试运行过程中发现有异常情况，应立即停止运行，待查明原因，故障消除后重新进行。3.7.2.8 辅机的各项保护及有关联锁保护试验必须在动力设备试转前完成。3.7.3 电(气)动门、调门及风门档板试验3.7.3.1 试验注意事项a) 所有电动阀、电磁阀、调节阀、气动阀及风烟挡板在启动前均要作可靠88、性校验，已投入运行及承受压力的电动阀(门)、调节阀(门)均不可试验。b) 有近控、远控的设备，对近控、远控均要试验，经手动校验证实机械部分正常后，方可进行电动、气动校验。试验时应有人监视，电动阀(门)应记录全程时间。c) 执行机构良好，无磨擦和异常声音，各连杆和销子牢固可靠，无松脱弯曲现象。3.7.3.2 试验步骤a) 联系热工人员送好各电动阀、调节阀、风烟门及挡板执行机构电源，投入控制气源。b) 检查各阀门挡板执行机构切换把手所在位置(手动和电动)。c) 对所有电动阀(门)、调节(门)进行开关试验，开度指示和实际开度方向相符，红绿灯指示正确。d) 远控、手操应开关灵活。e) 远控试验，限位开89、关动作正常，有“停”按钮的阀门、风门还应试验停用正常。f) 气动装置动作灵活，进气压力正常，无泄漏及异常现象。g) 对于中间可停的截止阀应做中间停止试验。3.7.4 引、二次风机逻辑与联锁试验3.7.4.1 试验条件a) 风机电源在试验位置，辅助系统电机已送电。b) 锅炉总联锁投入，且其前一级转机在合闸位，其它符合启动条件。c) 油箱油位正常(1/2-2/3)，油系统各阀门状态在工作位置。d) 风机轴承温度小于80e) 先做引风机试验，再做二次风机试验。3.7.4.2 油泵联锁及低油压保护试验a) 启动风机油站A油泵运行，油压正常后，投入油泵联锁，停止A油运行，B油泵应自启；B油泵正常后停止B90、油泵运行，A油泵应自启。b) 就地(或模拟)调整油压，当控制油压降到0.45MPa、润滑油压降到0.2MPa，延时3秒，备用油泵自启。3.7.5 火检冷却风机联锁试验启动A冷却风机运行，正常后投入B冷却风机联锁，停止A冷却风机运行，B冷却风机应自启。B冷却风机正常后，切除B冷却风机联锁，投入A冷却风机联锁,再停止B冷却风机运行，A冷却风机应自启。火检冷却风另设一路压缩空气为探头备用冷却风，在火检风机出口压力低于3.5KPa时，压缩空气自动投入，保护火检探头。3.7.6 引、二次风机合闸试验逐一设置风机启动条件之一不满足，保证其他条件满足，分别启动风机，均静态启动。注：引风机启动条件：1)引风机91、入口风挡关闭；2)引风机出口风门关闭；3)引风机电机轴承润滑油泵已运行，且油压正常（0.4Mpa）；4)无引风机保护跳闸信号。5)引风机允许远控。二次风机启动条件：1)任意一台引风机已运行；2)二次风机入口挡板门关闭；3)二次风机出口挡板门开启；4)二次风机允许远控；3.7.7 一次风机逻辑与联锁试验3.7.7.1 试验条件a) 风机电源在试验位置，辅助系统电机已送电。b) 油位正常，系统各阀门状态在工作位置。c) 风机轴承温度小于80。d) 引、二次风机试验正常。3.7.7.2 一次风机合闸试验逐一设置风机启动条件之一不满足，保证其他条件满足，分别启动风机，均闭锁启动。注：一次风机启动条件：92、1)有一台二次风机运行；2)一次风机允许遥控；3)一次风机入口挡板关闭；4)一次风机出口挡板打开；5)无一次风机跳闸信号 设置所有风机启动条件满足，启动风机正常，联锁开启对应风机出口档板（引风机有出口电动门，一、二次风机出口均为手动风门）。3.7.8 磨煤机各项逻辑与联锁试验3.7.8.1 试验条件(逻辑试验)a) 磨煤机开关在试验位。b) 制粉系统分联锁投入，对应的一次风机(试验位)在合闸位。c) 磨煤机低油压保护、瓦温保护投入。3.7.8.2 正常启停试验a) 投入润滑油泵联锁，启动一台润滑油泵，建立油压大于0.12MPa。b) 启动一台液压油泵运行。c) 启动密封风机运行，建立密封压大于93、10KPa。 d) 检查确认磨煤机启动条件。i. 润滑油压大于0.12MPa。ii. 磨煤机轴承温度小于50，回油温度小于40。iii. 电机轴承温度小于80。iv. 电机绕组温度小于120。v. 上述条件满足后，启动磨煤机，应显示合闸成功。vi. 停止磨煤机运行，应显示磨煤机停运。 3.7.8.3 润滑油泵联动试验a) 切润滑油泵联锁，启动一台油泵运行，正常后投入联锁。b) 事故停工作泵，备用泵立即联动；反向一次，注意切换开关的切换。c) 调整油压小于0.12MPa，备用泵立即联动；反向一次，注意切换开关的切换3.7.8.4 磨煤机跳闸试验(静态)。磨煤机在合闸位，分别作：a) 切开润滑油泵94、联锁，降低油压，使其小于0.08MPa，磨煤机跳闸。b) 模拟输出磨煤机大瓦温度大于50，磨煤机跳闸。c) 模拟输出电机轴温大于80，磨煤机跳闸。3.8 锅炉联锁保护试验3.8.1 锅炉总联锁试验3.8.1.1 锅炉辅机联锁说明a) 当两台引风机停运时，两台二次风机跳闸。b) 当两台二次风机停运时，两台一次风机跳闸。c) 当两台一次风机停运时，所有磨煤机、给煤机跳闸。3.8.1.2 试验步骤a) 总联锁试验必须在各辅机单项试验合格，各辅机均具备启动条件，热态条件由热工在DCS中设置，方可进行总联锁试验。b) 切除锅炉总联锁及制粉系统联锁，任意启动各辅机，均能启动，逐一停运。c) 合上锅炉总联锁95、及制粉系统联锁(单独做制粉系统联锁时，应解除总联锁)，按照总联锁跳闸的逆顺序依次启动各设备，各设备均闭锁启动。d) 按照总联锁跳闸顺序依次启动各设备，依次停运15层磨煤机，则对应15层给煤机依次跳闸。复位各跳闸开关，重新启动15磨煤机和15给煤机。e) 切除密封风机联锁，停运运行中的密封风机，跳闸五层磨煤机和五台给煤机。复位各跳闸开关(单做制粉系统联锁结束)，重新合上制粉系统各辅机开关。f) 停运一台一次风机，序后设备不跳闸，停运另一台一次风机，跳闸五层磨煤机和五台给煤机。复位各跳闸开关，重新合上两台一次风机和制粉系统各辅机开关。g) 依第7)条同样方法，分别做停运二次风机、引风机的联锁试验。96、当停运一台试验设备，序后设备不跳闸，停运另一台试验设备，序后设备均跳闸。复位各跳闸开关。h) 以上试验时各转机跳闸时，报警框出现相应报警。事故喇叭响，相应光字牌亮。i) 联锁试验不合格应联系有关人员处理后再次进行试验，直到合格为止。3.8.2 MFT、水位保护试验3.8.2.1 MFT、水位保护试验可综合在一起进行。必须在总联锁试验正常后方可进行。3.8.2.2 做每项保护动作前，先启动引、二次风机、一次风机，启动各层制粉系统，模拟机组正常运行状态。3.8.2.3 MFT动作试验时，分项操作、停止有关转机或短接有关接点，逐项做列条件跳闸试验：a) 手动MFT。b) 两台二次风机全停。c) 两台97、引风机全停。d) 有煤无油时，两台一次风机全停。 e) 炉膛压力低值。f) 炉膛压力高值。g) 汽包水位低值。h) 汽包水位高值。3.8.2.4 当MFT动作后，应联锁跳所有运行磨煤机、给煤机、一次风机；燃油总跳闸阀、油枪角阀、磨进出口门、减温水电动门应联关。MFT动作后跳闸原因的首次显示，应与跳闸的条件相同。3.8.2.5 水位保护试验分静态和动态两种。静态试验由热工分别设置汽包水位高、低值，动态试验则通过向汽包进水和放水来设置汽包水位高低值。当汽包水位达到高、低值时应发出报警，达高值时事故放水自动打开，达到高、低值时MFT动作。3.9 锅炉水压试验3.9.1 水压试验技术范围3.9.1.198、 1、遇有下列情况之一者进行超水压试验：a) 锅炉受压部件经过重大改造或更换后。b) 运行中的锅炉每四年一次(结合大修后进行)。c) 停炉一年以上须恢复运行。d) 过热汽系统试验压力为汽包压力的1.25倍。3.9.1.2 2、遇有下列情况之一者进行额定压力水压试验：a) 检修或抢修后的锅炉。b) 停炉超过30天以上于点火前。3.9.1.3 水压试验范围：a) 水冷壁及过热器部分：给水操作台至主蒸汽出口截止阀。b) 锅炉本体部分的管道附件。c) 水位计只参加额定压力水压试验。3.9.2 水压试验组织原则及安全措施3.9.2.1 水压试验须附有试验方案及措施并经厂领导批准。3.9.2.2 水压试验99、时，锅炉上应装不少于二块经过校验合格的压力表，试验压力以上部汽包或过热器出口联箱处的压力表读数为准，下部控制室的汽包压力表及过热器出口压力表应由热工人员校验于上部压力表一致，通讯工具完备。3.9.2.3 水压试验操作由运行人员负责，检修及相关人员参加。3.9.2.4 控制压力表和监视压力表应由二人专人负责。3.9.2.5 升压时应作好事故预想，严禁超压，紧急情况(给水泵失控、调门失控)可顺序采取下列措施：开启过热器集箱疏水门，开启汽包事故放水门，开连排或定排门，通知汽机紧急停泵。3.9.3 水压试验的准备和检查3.9.3.1 试验前应检查工作票以注销，检修完毕；炉内及烟道内确实无人。3.9.3100、.2 过热蒸汽管道上的所有恒力吊架及炉顶弹簧吊架用插销或定位片予以固定,暂当刚性吊架用。3.9.3.3 水压试验前,通知汽机做好配合锅炉水压试验的有关系统的检查工作。3.9.3.4 关闭过热器减温水电动总阀和各级减温水管道及备用管道的电动阀、节阀、手动隔绝阀 ,关闭减温水各管道上的疏水阀、反冲洗阀。3.9.3.5 关闭给水操作台的主给水电动阀，给水旁路电动阀、调节阀，关闭省煤器再循环阀。3.9.3.6 关闭集中下降管的各疏水电动阀、酸洗各阀门,省煤器入口管道疏水一、二次阀。3.9.3.7 关闭汇合下联箱的定排电动阀、调节阀、事故放水阀。3.9.3.8 关闭饱和汽、过热汽及给水的各取样阀。3.9101、.3.9 关闭各集箱疏水阀，关闭过热器反冲洗阀。3.9.3.10 开启各压力表、压力信号管平衡容器阀门,开启水位计汽、水侧阀门、关闭放水阀,通知热工人员关闭有关表计的二次阀。3.9.3.11 关闭汽包事故放水一、二次阀、连排旁路阀、连排调节阀后手动门、开启连排调节阀及调节阀前手动阀、关闭连排至定排扩容器截止阀。3.9.4 锅炉上水3.9.4.1 水压试验用水为合格的除盐水，上水前水质化验合格。3.9.4.2 水压试验后距点火启动时间超过3天以上，试验用水应配置联氨3.9.4.3 上水温度2070，上水时间夏季不少于2小时，冬季时间不少于4小时，上下壁温差不大于40。3.9.4.4 开启锅炉上部102、各空气门。3.9.4.5 投入上部水位计及电视摄像系统。3.9.4.6 通知汽机启动电动给水泵。3.9.4.7 根据锅炉上水调整水压。3.9.4.8 开炉前进水至汽包可见水位，则停止上水。做水压试验则继续进水，当炉顶各空气门连续向外冒水后，依次关闭各空气门。3.9.5 水压试验操作步骤3.9.5.1 锅炉投运前（包括大、小修后），锅炉的过热器和省煤器作为一个整体以锅筒工作压力的1.25倍进行整体水压试验。3.9.5.2 开启点火旁路门或主给水平衡管，缓慢进行上水。待各空气门见水时将其关闭。水压试验要求汽包壁温在35以上，水温一般在5070为宜，汽包的上、下壁温差不大于40。3.9.5.3 用点103、火小旁路缓慢上水升压，严格控制升压速度(0-1MPa升压速度不大于0.2MPa/min，1-7.5MPa升压速度不大于0.1MPa/min,7.5-9.81MPa升压速度不大于0.05MPa/min). 3.9.5.4 当汽包压力升至汽包压力9.81MPa时，停止升压，保持30min，检查各部件,关闭主给水充压阀门后,5分钟内压降不超过0.1MPa/min为合格.3.9.5.5 水压试验结束后用过热疏水门降压，其泄压速度不大于0.3MPa/min，待压力降至0.2MPa时，开启各空气门、疏水门，用定期排污门将汽包水位放至正常水位，投入安全门和云母水位计，热工仪表一次门。序号 部 件水压试验时（104、立方米）运行时（立方米）1锅筒45172水冷壁、下水管、连接管1071073过热器47/4省煤器44445管道336共 计2461713.9.6 试验后的工作3.9.6.1 水压试验结束后，过热器通过水冷壁下联箱放水门泄压，泄压速度均小于0.3MPa/min。 3.9.6.2 当压力降到50%工作压力时，通知热工、化学冲洗仪表管，取样管，降压速度小于0.3MPa/min，必要时可向锅炉进水，以维持冲洗压。3.9.6.3 当汽包压力降到1MPa后，根据试验情况需要，进行下列工作：a) 水压试验不合格，继续转入检修时：开启包墙下部环形集箱疏水门，下降管下部疏水门，上部各空气门，将炉水放尽，压力降至105、零，恢复安全措施。b) 水压试验合格，转入备用时，采用自然降压方式，备用超过3天，水质为除盐水时，由领导决定防腐方式。c) 水压试验合格，立即启动时：水质为除盐水，首先开启包墙下部环形集箱疏水门，压力降至零，开启PCV阀，顶棚入口集箱疏水门，低过入口集箱疏水门，以排过热器积水,开启下降管下部疏水门，汽包各空气门，将水位放至-100mm。若水质为联胺水，应将水全部放掉，重新上水至点火水位。d) 要求检修人员拆出安全门闭塞针，并做好记录。3.9.7 水压试验合格标准a) 5分钟压降小于0.5MPab) 承压部件无变形c) 承压部件无泄漏，焊缝无水珠、水汽。3.10 锅炉的运行监控3.10.1 锅炉106、监视和调整的任务3.10.1.1 保证锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。3.10.1.2 保持正常和稳定的汽压、汽温。3.10.1.3 均匀给水，维持正常的汽包水位。3.10.1.4 保持正常的汽温、汽压。保证合格的炉水和蒸汽品质。3.10.1.5 合理调整燃烧，提高锅炉效率，保证炉内清洁。保持燃烧稳定及良好，防止结焦、减小热偏差。3.10.1.6 确保锅炉及其附属设备安全启停和安全经济运行。3.10.2 锅炉的主要运行参数控制范围及限额详见.13.11 汽压的控制与调整3.11.1 额定工况下主蒸汽压力不超过9.81MPa，正常运行中应采用定压运行，压力保持9.50.2MPa；3.107、11.2 正常运行时，应监视给煤机转速和汽压的变化，当给煤机转速过高(80%额定转速)或给煤量过低(8t/h)时，应投入或停止一层制粉系统，使给煤机转速在适当的范围内。3.11.3 当外界负荷、给水温度、燃料量、煤质等发生变化或出现风粉配合不当、 炉膛结渣、漏风等情况时，均会引起主汽压力的改变。3.11.4 当汽压和汽温均有比较明显的变化时，应就地检查炉膛及烟道是否有蒸汽管道或受热面破裂。3.11.5 当外界负荷变化大时，应先增加（减少）引、二次风量，同时增加（减少）运行磨的通风量，加大（减少）给煤率，当给煤量不能满足要求时，应启动（或停止）一套制粉系统。3.11.6 制粉系统启停时要特别注意108、汽压的变化和调整。3.12 汽温的调整3.12.1 汽温调整的通用方法3.12.1.1 正常运行中维持应维持维持主汽温5355，左右两侧汽温偏差不大于203.12.1.2 机组运行过程，严防超温(汽机侧不能高于545)、低温(汽机侧不能低于510)或汽温骤降；超出此范围的，应该及时采用非常手段回调；超出该范围的，必须如实做好运行记录。3.12.1.3 保证过热器各段的管壁温度不超过设定值。（另附具体温度表格）3.12.1.4 根据燃煤特性和负荷变动等因素，改变燃烧摆角，从而改变火焰中心高度，以满足汽温的要求。3.12.1.5 运行中出现扰动时，应注意主汽温变化趋势及减温器后温度，合理及时调节减109、温水量，手操时不可过快。3.12.1.6 过热器二级喷水减温的调节对象是屏式过热器出口汽温。运行中应防止因二级减温不当使屏式过热器出口汽温和壁温超温。3.12.1.7 运行中应考虑各受热面积灰等对汽温的影响。应定期进行锅炉吹灰工作。3.12.2 下列情况易引起汽温的变化，应加强监视，并及时调整3.12.2.1 负荷变化3.12.2.2 汽压波动3.12.2.3 煤质变化3.12.2.4 给水温度变化3.12.2.5 风量的变化3.12.2.6 制粉系统的故障及其启停(倒风)3.12.2.7 水位的变化3.12.2.8 锅炉吹灰3.12.3 汽温高的调整3.12.3.1 现象：a) 汽温高声光报110、警，CRT显示报警。b) 减温水量上升。3.12.3.2 原因：a) 汽机降负荷过快，汽压上升速度太快，蒸汽流量减少。b) 锅炉增负荷太快。c) 减温自动失灵，使调整门或闭锁阀自关。d) 风粉配合不当。e) 上层火嘴负荷太大或倾角上摆。f) 受热面泄漏。g) 炉底水封断水，底部漏风增大。h) 炉膛漏风。i) 水冷壁长期未吹灰或结焦严重。j) 运行人员调整不当。k) 烟道发生再燃烧。l) 煤粉变粗。3.12.3.3 调整处理：a) 减温水控制切为手动，增大减温水量。b) 减上层火嘴，增加下层火嘴出力，摆角下倾，降低火焰中心高度。c) 加强水冷壁吹灰。d) 汽温高至550，汇报运行管理专工（锅炉值111、班长），迅速降低锅炉负荷，使汽温降至额定值。e) 严密监视各管壁温度，有任一点超温时及时调整。f) 迅速查明原因，及时消除。3.12.4 汽温低的调整3.12.4.1 现象：a) 汽温低报警。b) 减温水流量减少或到零。c) 严重时，蒸汽管路发生水冲击。3.12.4.2 原因：a) 给水系统、减温水系统自动装置失灵，使给水流量、减温水流量不正常地升高。 b) 电气增负荷过快，汽压降低。c) 过热器温度测点后泄漏。d) 汽包水位高、蒸汽带水严重。e) 过热器部分长期积灰。f) 给煤机下煤不正常地减少。g) 运行人员调整不当。3.12.4.3 调整方法：a) 将汽温控制自动切为手动，关小或关闭减温112、水。b) 过热汽温降低时可适当增加送风量。c) 燃烧器摆角上摆。d) 加强过热器区域吹灰。e) 增加上层给煤机转速。f) 联系汽机注意汽温变化，作相应的处理。3.13 水位的调整3.13.1 锅炉正常运行水位(零位)在汽包中心下100mm处。正常运行汽包水位应控制在50mm范围内。3.13.2 运行中汽包水位以就地水位计指示为准，对其它水位计进行校验，运行监控时要对照各水位指示，并参照给水和蒸汽流量指示，防止表计误差或失灵。3.13.3 给水投自动时，应经常监视各水位计指示，当水位超过允许范围并继续偏离时，应及时将自动切至手动，防止汽包缺、满水。3.13.4 锅炉负荷小于30%时为单冲量自动调113、节，用给水旁路调节阀控制。当负荷大于30%时为三冲量自动调节，用主给水调节阀控制，锅炉启停过程中应注意二者的自动切换。3.13.5 运行中应保持两台就地水位计完整，指示正确、清晰，照明良好且有两套电源，当水位计不清晰时，应及时进行冲洗，并与另一则水位计对照。当水位计误差过大或损坏时，应及时联系检修人员处理，并做好详细记录。3.13.6 当锅炉水位由于给水自动失灵或手动调整不当造成水位上升超过高值时，应及时开启事故放水门放水，同时减少给水，水位降至正常时，关闭事故放水门。3.13.7 给水调节中一台汽泵和一台电泵、给水旁路均可接受自动调节指令，自动调节水位。正常运行中一台汽泵运行。3.13.8 114、机组扰动幅度大时，应密切注意汽包水位的变化，防止瞬间虚假水位引起MFT动作，必要时切换为手动控制。3.13.9 锅炉异常运行给水调节需手动控制时，应有专人调控水位。3.13.10 下列情况下，锅炉汽包水位易发生变化，应加强监视和调整。3.13.10.1 给水压力和给水流量波动大时；3.13.10.2 汽压变化较大时；3.13.10.3 设备故障及事故情况下；3.13.10.4 水位自动控制异常时；3.13.10.5 锅炉排污时；3.13.10.6 安全门起回座时；3.13.10.7 锅炉燃烧不稳定时；3.13.10.8 承压部件泄漏时；3.13.10.9 给水调门、给水泵转速控制切换时；3.1115、4 燃烧的调整3.14.1.1 燃烧调整的目的3.14.1.2 保证锅炉的汽温、汽压和蒸发量稳定正常。3.14.1.3 着火稳定，燃烧中心适当，火焰分布均匀，配风合理，避免结渣,减少NOX排放。3.14.1.4 保持锅炉运行有最好的经济性。3.14.1.5 燃烧调整的方法a) 运行中控制负荷变化率不大于10t/h，维持汽压在正常范围。b) 根据煤质确定适宜的一、二次风及周界风的配比，组织良好的炉内工况，并及时调整，消除风量偏差。设计工况(BECR)的一、二次风率和风速风温见下表。项目风率(%)风速(m/s)风温() 一次风21.633070二次风74.248341c) 经常检查炉内燃烧工况，观116、察煤粉着火情况，正常燃烧时炉膛火焰呈明亮的金黄色，具有良好的充满度，火焰居中，否则应及时调整有关二次风门的开度。d) 正常运行中保持低过后含氧量在3-5%左右。e) 控制过热器两侧烟温差50，否则应及时调整相关二次风门开度。f) 及时调整送引风量，保持炉膛压力在-20-80Pa 。g) 注意锅炉运行中的漏风情况，正常运行中所有孔门应严密关闭，炉底水封良好。h) 根据炉前煤的分析，及时了解煤质变化，并作相应的调整。i) 锅炉负荷变化时，应及时调整给煤机转速和引、二次风量，保持汽温、汽压稳定。增负荷时先增风量后增粉量，减负荷时先减粉量后减风量。j) 燃烧不稳定时，禁止吹灰及打焦工作。k) 燃烧设计117、煤种时锅炉负荷接近锅炉最低稳燃负荷达50% BMCR 时，。锅炉燃烧不稳时，应投油助燃。l) 运行中应保证合格的煤粉细度R90 = 15%左右，根据煤质分析，及时调整。m) 注意保持一次风压正常，防止风压过低或过高影响炉内燃烧及造成一次风管堵塞。n) 锅炉单侧风机运行时，应根据风量带负荷，严禁缺氧过负荷运行。o) 下列情况易引起主汽压的变化，应加强监视和调整：i. 负荷变化；ii. 制粉系统故障及其启停操作；iii. 燃烧不稳iv. 自动控制系统失灵；v. 煤质变化时；vi. 锅炉定排。3.15 就地水位计的运行3.15.1 水位计投入：3.15.1.1 检查a) 水位计各阀门完好无损且处在关118、闭位b) 水位计云母完好，各部压盖、螺栓、螺母齐全3.15.1.2 热态投入a) 热态投入开启汽、水侧一次门；微开放水门一圈；微开汽水侧二次门，加热水位计约15分钟；重复以上操作一次。b) 水位计的投入关闭放水门；开汽水侧二次门；认真观察水位的变化，水位逐渐升高至基本不变且有微小波动时，表示汽水管路畅通，运行正常；将汽水侧一次门回关三分之一圈；检查水位计无泄漏。3.16 定期排污3.16.1 锅炉每天定期排污一次或根据水质分析要求进行；3.16.2 一般情况下，锅炉定排不能与锅炉事故放水、除氧器事故放水同时进行；3.16.3 定排时应在锅炉稳定运行时进行，同时不能交叉进行吹灰、制粉系统启停等操119、作工作；3.16.4 定排前应联系锅炉值班长或运行专业技术工人（锅炉司炉），并同意后进行；3.16.5 排污操作时应先对各排污管道疏水暖管，防止水击。若发生水击，应停止排污，关闭排污门，待水击消失后再行开启；3.16.6 排污应逐个进行，每个排污时间不超过30秒，且不允许两个同时进行；3.16.7 排污过程中机组发生异常或事故时，应立即停止排污；3.16.8 排污工作结束后汇报锅炉运行专业技术工人（锅炉司炉）。注：现锅炉水处理剂已更改为青岛赛诺威尔（SWT-B190、多胺水处理剂），定期排污更改为每月10、20、30日进行。3.17 连续排污3.17.1 连续排污是排出汽包内炉水表面悬浮物及含120、盐浓度大的炉水。3.17.2 投连排前，应确认连排扩容器在投运状态。3.17.3 运行中根据化学要求，调节连续排污调节门开度，控制排污量。注：现锅炉水处理剂已更改为青岛赛诺威尔（SWT-B190、多胺水处理剂），连续排污开度改为单侧投入，开度1%，每天白班接班后倒替另一侧投运。附水质控制指标检测指标单位运行标准pH值电导率S/cm60S/cm铁离子含量ppm0.01 ppmHM多余量ppm1-3ppmSiO2ppm2ppm3.18 制粉系统启停3.18.1 制粉系统启动前的检查和准备3.18.1.1 启动前检查a) 对制粉系统进行全面检查，确认检修工作已经结束，工作票已消，脚手架应拆除，工作场121、所应打扫干净，并保证有良好的照明。b) 检查润滑油系统，液压油系统各手动门已经打开，且油箱油位(1/2-2/3)，油质正常。c) 检查制粉系统应无漏风、煤、水、油、气现象，各检查门，人孔门应关闭严密，管道保温良好。d) 检查各回转设备的靠背轮已连接好，安全罩良好牢固，电动机接地线连接良好，地脚螺丝牢固，事故按钮良好。e) 通知电气、热工人员，检查电气设备，送各设备的操作电源和动力电源，热工仪表及自动装置投入，具备启动条件。f) 各风门，挡板试验应开关灵活，控制方式在自动或摇控位置，传动装置牢固完整，标志明确，挡板的开关方向及位置的就地显示应与遥控动作显示相一致，限位开关完整，各挡板风门置于全关122、时应严密。g) 检修后及新安装的回转设备，应进行试运行，检查转动方向应正确，转动正常，振动合格。h) 检修后或长时间停用后的启动，应做设备的联锁试验，并正确可靠。i) 密封风机的检查i. 实地检查密封风机进、出口风道等设备完整、风机、电机地脚螺丝无松动、靠背轮、防护罩完整。ii. 检查密封风机轴承油位正常，入口滤网干净无杂物，送往磨密封手动门已调整好。3.18.1.2 给煤机的检查a) 煤仓煤位正常，给煤机的就地控制开关置“远方”位置，计量装置显示正常且在自动位置，给煤机清扫电机试运转正常。b) 给煤机皮带机构，称重机构，清理刮板，给煤机内照明灯，疏松装置完整具备启动条件且在自动位置,振动电机123、试验正常。给煤机皮带张力合适，张力滚筒的中心调整在指示板的中心刻度，皮带在正常位置。c) 给煤机减速机润滑油的油位正常，各润滑点均注有润滑脂。d) 给煤机密封空气手动门已打开。3.18.1.3 磨煤机的检查a) 磨煤机的润滑油站，液压油站的油箱油位正常(1/2-2/3)，油质合格，润滑油泵的进油和滤网进油手动门开启，磨煤机润滑油冷却器进回水手动门投入。b) 在磨煤机启动前1小时可启动润滑油站和液压油站，检查减速器油位在油窗孔的中心水平线上。c) 磨煤机底部轴颈密封，热风调整门和密封风门已调整好，磨煤机出口的四个气动闸阀全开，磨消防氮气处于备用。d) 石子煤斗已清理干净，液压关断门开启，排渣门关124、闭，磨煤机出口的离心式固定分离器的折向门开度合适。e) 磨煤机电机接线良好，具备启动条件。f) 液压碾磨力已调整好。g) 磨盘煤层厚度测量值正常，测量之后将测杆吊起。h) 磨煤机已布好煤。3.18.1.4 启动前准备a) 启动密封风机，建立密封风压力，密封风机出口压力和电流正常，密封风与一次风差压2KPa。b) 启动润滑油系统在启动磨煤机前，先启动润滑油系统。当磨煤机首次使用或长期未投用，即润滑站油箱油池温度38T/H，润滑油系统条件满足，磨煤机电源正常。3.18.2.7 确认上述条件满足，磨允许启动灯亮后，在DCS上启动磨煤机。3.18.2.8 磨煤机电流返回正常后，确认要求的给煤机负荷值在125、最小，磨煤机启动后，10秒以内启动给煤机。3.18.2.9 给煤机启动允许条件a) 给煤机转速要求在最小。b) 磨煤机已运行。c) 给煤机出口门已开。d) 给煤机在远控位置。e) 该煤层的点火条件满足。3.18.2.10 给煤机的启动a) 给煤机调到最低给煤量，启动给煤机。b) 磨煤机首次启动或清磨后启动时，应先手动操作给煤机，给磨盘上铺入少量煤，注意铺煤量不要过多，150-250公斤即可。3.18.2.11 制粉系统运行中的检查、监视和调整a) 运行中检查检查各转动设备的轴承温度，轴承振动在正常范围内50m，制粉系统无漏油、煤、水、气、灰等现象。检查磨煤机润滑油站，液压油站油位、油压、油温正126、常，磨电机绕组温度正常。碾磨力调节换向阀和液压关断门换向阀在不需要调节或不需动作液压关断门的情况下都应置于“0”位锁定，磨在运行时严禁进行磨辊加压。当碾磨力不调节时，高压油泵的出口压力表指示为零，碾磨力油缸前的压力不应下降，是保压状态。检查磨煤机减速器的油位正常，油温50。润滑油系统，液压油系统的滤网运行正常，差压大时及时切换和清洗。给煤机煤流正常，皮带无跑偏，松驰现象，清扫装置运行情况良好，尤其在新换皮带或皮带进行过检修后启动时，要特别监视皮带跑偏情况，并及时进行相应调整。石子煤排渣时，应先关闭液压关断门后再开排渣门，每次启磨后和停磨后都必须检查或清理排渣箱石子煤情况，正常运行时应12小时排127、一次渣。在就地检查时应测量碾磨的煤层厚高，同时了解磨辊磨损情况，测量之后一定要将测杆吊起。磨煤机运行期间的检查：序号项 目要求1磨煤机振动振幅应小于0.05 mm。2磨煤机噪音小于85dB(A)，不应有杂音（测量点距磨机1米）。3磨煤机密封检查磨煤机密闭性、无漏粉现象。4煤层厚度测量标尺测量碾磨的煤层厚度，煤层厚度应适中。5排石子煤情况定期排石子煤，不容许渣量漫过石子煤箱上闸门；注意检查石子煤中有无磨内的零件掉下。6下架体密封环注意密封风压，有无渣粒漏出。7拉杆及其密封检查拉杆工作是否灵活、密封环处无漏粉现象。8密封风机检查噪声、振动、滤网。密封风与一次风的压差应2 kPa。9液压系统检查液压128、系统（液压站、液压缸及联接管路）漏油情况、油压等。检查冷却器的冷却情况。10减速机及润滑系统定时检查减速机及润滑系统包括联接管路漏油情况、记录油温、油压、滤网差压。检查冷却器的冷却情况；减速机和润滑油泵无异常噪声。11主电机定时检查线圈和轴承温度。i. 监视与调整ii. 煤粉细度应每个班由分析工化验一次，控制R9025，长时间不合格时应适当调节分离器的折向挡板。iii. 给煤机最小给煤量8t/h。iv. 注意给煤机的下煤情况，当入口管出现断煤报警时，要及时调整燃烧，防止断煤跳磨后，燃烧不稳继而引起熄火，给煤机清扫电机卡涩停运时，应及时联系处理，防止给煤机内积煤引起皮带卡涩。v. 保持磨煤机出口129、温度的稳定，正常温度为60-80，当磨出口温度为75时报警，磨出口温度80时全关热风调节门,全开冷风调节门。vi. 磨煤机减速箱推力轴承油温必须50，60时报警，80时快速停制粉系统。vii. 润滑油站的油过滤器差压0.1MPa时应及时切换滤网运行。液压油站的回油过滤器差压0.4MPa时，压差指示器指示红色信号灯亮，应更换滤芯。viii. 合理调整一次风冷、热风挡板，保持合适的风煤比，磨煤机正常运行时一次风量应25额定风量。ix. 制粉系统提高磨煤机出力时应先增加磨的一次风量，后增加给煤量。反之减少磨煤机出力时，应先降给煤量，再降一次风量。x. 制粉系统正常中应监视的参数：冷热风门挡板开度，磨130、机电流、风量、进出口温度、进出口差压，油站油温油压是否正常，密封风机出口压力和电流正常，密封风与一次风差压2KPa，并进行相应分析和调整。3.18.3 制粉系统停止3.18.3.1 磨煤机正常停机在停磨之前，应将给煤量调到最小给煤量8t/h，同时降低分离器出口温度。打开一次冷风调节挡板，关闭一次热风调节挡板，通入消防氮气。待分离器出口温度降至60时，停止给煤，磨煤机空转30秒左右，物料大致排空后，停磨。为保证安全，在执行磨机停机程序后，应立即降低磨机出口温度，以免磨内残存的物料散热而使温度升高。注意观察磨机驱动电机的电流。每次停机期间，检查并清除废料。3.18.3.2 磨煤机快速停机磨煤机和制131、粉系统往往会出现故障，应尽可能及时排除故障，不得已时才被迫采取快速停磨，甚至紧急停磨。下列情况采取快速停磨：a) 给煤机断煤或小于最小给煤量。b) 磨煤机突然振动。c) 润滑站出口压力：0.08MPa。d) 一次风量小于最小风量。e) 分离器出口温度：t255或 t290。f) 减速机推力瓦油池温度80。g) 减速机输入轴温度85。h) 磨辊加压油压5 MPa。i) 磨辊油温110。j) 磨煤机的电动机线圈温度130。3.18.3.3 磨煤机紧急停机a) 下列情况采取紧急停磨：i. 锅炉安全保护动作。ii. 一次风机跳闸或一次风量小于最低风量的70%。iii. 分离器出口温度100iv. 密封132、风与一次风的压差2000Pa 。v. 磨煤机电动机跳闸。b) 紧急停磨时，下列设备须同时进行操作：i. 紧急关断磨煤机入口一次风隔绝门。ii. 关断一次热风调节挡板和一次冷风调节挡板。iii. 停给煤机。iv. 送入消防氮气。在紧急停机情况下，由于磨机不能作到慢慢冷却，磨内温度过高且煤粉无法送出磨机造成煤粉堆积，因此紧急停机后，磨机防爆氮气必须打开。磨机紧急停车后，必须检查设备的各部件和磨内煤粉堆积情况。视情况决定是否清除废料，必要时人工清理磨机。人工清理磨机时应注意安全操作规程，当打开磨机检修门时，只有在分离器出口温度低于40才可进行。当故障原因已消除及重新开机准备就绪后才能按“正常启动”程133、序重新启动磨煤机。短时间停用制粉系统不需停密封风机和磨润滑油站，若是准备停炉，则将密封风机和润滑油站停运。3.19 本岗位定期工作详见附件4 设备、电器4.1 设备一览表4.1.1 炉膛01炉膛尺寸(宽深)mm123801238002炉膛容积热负荷(BMCR)kW/m3101.203炉膛断面热负荷(BMCR)MW/m23.7204最下层一次风喷口中心距冷灰斗上沿的距离m3.02505最上层一次风喷口中心距屏下端的距离m16.606冷灰斗的上沿标高m15.70307冷灰斗的排渣口标高m6.54.1.2 燃烧器型式水平浓淡直流式燃烧器布置方式四角置式一次风喷口总数/层数20/5燃烧器组高度mm85134、05假想切圆mm720自上而下排列顺序222(燃尽风)221212121212燃烧方式四角切圆4.1.3 油枪点火及低负荷油枪型式简单机械雾化油枪配备数量个8单个油枪出力kg/h1500供油压力(机械雾化)MPa2.454.1.4 汽包汽包单位参数内径mm1600壁厚mm100总长度mm23048中心标高m540000水位线mm中心线下100材质P355GH钢板许用应力MPa133蒸汽净化装置型式旋风分离器，梯形波型板分离器，清洗孔板和顶部多孔板旋风分离器直径mm315单个旋风分离器出力及最高出力t/h6.8旋风分离器数量个100汽包工作水容量m3174.1.5 水冷壁管型膜式受热面积m232135、54管子数量(前+后+左+右=总数)根138+138+138+138=552外径mm60节距mm80材质20G4.1.6 省煤器受热面积m25800管子数量(根片)根3122=366排列方式顺列外径mm38厚度mm4横向节距mm100纵向节距mm84.5材质20G4.1.7 低温过热器管外径mm42管厚度mm5材质20G4.1.8 屏式过热器管外径mm42管厚度mm5材质12Cr1MoVG SA-213T91 4.1.9 磨煤机制造厂家北方重工集团有限公司电站设备分公司型号MPS200数量5台/炉保证出力（磨损后期）43.2t/h磨煤机转速29r/min磨辊数量3个磨辊直径2000mm旋转方向136、顺时针（俯视）进煤粒度50 mm最大通风阻力6110 Pa额定空气流量18.55 Kg/s电机型号YMPS500-6电机转速993r/min额定功率450KW额定电压10000 V额定电流33.5 A减速器型号JLXM340减速传动比34.12：1减速器油容量200L磨煤机盘车装置电机型号Y180-4电机电压380V电机电流36.3A电机功率18.5KW电机转速1470rpm4.1.10 磨煤机液压油站4.1.10.1 油站型号：MPS200-LX-YYZ4.1.10.2 工作油种：L-HM 46 抗磨液压油4.1.10.3 工作压力：16MPa4.1.10.4 电动泵额定流量：27L/min137、4.1.10.5 油箱容积：600L4.1.10.6 工作油温：25654.1.10.7 驱动电机功率：11KW4.1.10.8 电机电压：380V4.1.10.9 电机电流：22.4A4.1.10.10 电机转速：1445rpm4.1.10.11 五、给煤机4.1.10.12 型号：NJGC-3011-800 5台/炉4.1.10.13 最大出力：38T/H4.1.10.14 计量精度：0.25%、0.5%可选4.1.10.15 控制精度：1%4.1.10.16 配用电机电压：380V4.1.10.17 制造厂家：浙江新菱电机有限公司4.1.11 密封风机4.1.11.1 型号：Y2 315138、M 4 2台/炉4.1.11.2 流量26900m3/h4.1.11.3 全压：9KPa4.1.11.4 配用电机功率：132KW4.1.11.5 电机电压：380V4.1.11.6 电机转速：1480rpm4.1.12 引风机型 号Y5-2X48 27.9F型 号流 量740000/h功 率风 压7748Pa电 压转 速994rpm电 流进口温度130转 速介质密度0.849kg/m3绝缘等级电 机 润 滑 油 泵油 泵配 用 电 机型号型号Y90L-4B5流量125L/min功率1.5KW压力0.63Pa电压380V稀油站XYZ-125G电流3.7A转速1400rpm4.1.13 二次风机139、二次风机配 用 电 机型 号G4-73 22.6F L型 号YKK560-6W流 量367000/h功 率900KW全 压6000Pa电 压10KV转 速980rpm电 流64.8A介质温度20转 速992rpm介质密度绝缘等级4.1.14 一次风机一次风机配 用 电 机型 号G5-36 21.2F型 号YKK-560-4W流 量146000/h功 率900KW全 压15900Pa电 压10kV转 速1480rpm电 流63.1A介质温度20转 速1493rpm介质密度绝缘等级生产厂家江苏金通灵流体机械科技股份有限公司生产厂家南阳防爆集团股份有限公司4.1.15 火检冷却风机风 机配 用 电 140、机型 号9-26-5A型 号YSB-160M2-2流 量6394m3/s功 率15KW全 压5361Pa电 压380V转 速2900rpm电 流28A介质温度20转 速1493介质密度Kg/m2绝缘等级55生产厂家南京金华东电机制造有限公司生产厂家南京金华东电机制造有限公司4.2 主要设备结构和作用（带简图）4.2.1 磨煤机4.2.1.1 磨煤机结构图4.2.1.2 磨煤机作用磨煤机是煤粉制备系统的主要设备，其作用是将具有一定尺寸的煤块干燥、破碎并磨制成煤粉。4.2.2 汽包4.2.2.1 汽包内部结构图4.2.2.2 汽包的作用是加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽和大致分界点，并与下降管和141、水冷壁组成自然循环回路；具有较大的蓄热能力，能缓和汽压变化的速度；内部各种装置可以保证蒸汽品质；汽包外接附件保证锅炉工作安全，如安全阀、水位计等。4.3 主要设备检修规程详见附件4.4 引风机启停及维护4.4.1 启动前的检查与准备4.4.1.1 引风机系统的一切检修工作结束，工作票终结，现场清理干净，风机内部，进排气管内不得有工具及杂物，所有人孔门关闭。4.4.1.2 所有连接螺栓已拧紧，各部管道连接处密封性能良好。4.4.1.3 电机接线、接地线完好，地脚螺丝牢固，事故按钮完好。4.4.1.4 风机轴承润滑脂已加好，电机轴承润滑油充足，油质良好，稀油站具备启动条件，各轴承测温装置良好。4.142、4.1.5 调整风挡的执行机构完整、动作良好，风机叶轮保护装置完整牢固。4.4.2 引风机启动4.4.2.1 启动引风机润滑油泵，油压正常后，投入油泵联锁。4.4.2.2 启动条件：a) 引风机空气通道建立或另一侧引风机在运行；b) 引风机入口风挡关闭；c) 引风机出口烟门开启；d) 引风机电机轴承润滑油泵已运行，且油压正常；e) 无引风机保护跳闸信号。f) 引风机允许遥控。g) 引风机轴承温度正常。4.4.2.3 满足上述启动条件后，启动引风机。4.4.3 引风机停运4.4.3.1 逐渐关小引风机入口调风挡直到关闭。4.4.3.2 停止引风机运行。4.4.3.3 引风机停后，停止其润滑油泵。143、4.4.4 引风机运行维护4.4.4.1 引风机运行中要经常监视各部温度变化及报警信号，出现异常报警时应立即采取措施进行处理。4.4.4.2 严禁风机在喘振区工作，当风机发生喘振时，应立即关小非喘振侧风机入口导叶，相应开大喘振侧风机入口导叶，直至喘振信号消失为止，并同时检查风机喘振是否由进、出口烟门关闭所致，若是，应立即开启所关烟门。4.4.4.3 运行中每2小时应对引风机进行一次全面检查，异常情况加强检查。4.4.4.4 就地表计每2小时记录一次。4.4.4.5 引风机进行中，其风挡指令不应超过90%。4.5 二次风机启停及维护4.5.1 启动前的检查与准备4.5.1.1 二次风机系统的一切144、检修工作结束，工作票终结，现场清理干净，风机内部，进排气管内不得有工具及杂物，所有人孔门关闭。4.5.1.2 所有连接螺栓已拧紧，各部管道连接处密封性能良好。4.5.1.3 电机接线、接地线完好，地脚螺丝牢固，事故按钮完好。4.5.1.4 风机轴承润滑脂已加好，电机轴承润滑油充足，油质良好，润滑油站具备启动条件，各轴承测温装置良好。4.5.1.5 调整风挡的执行机构完整、动作良好，风机叶轮保护装置完整牢固。4.5.2 二次风机启动4.5.2.1 启动条件：4.5.2.2 任意一台引风机已运行；4.5.2.3 二次风机可调动叶关闭；4.5.2.4 二次风机出口风门关闭；4.5.2.5 二次风机允145、许遥控；4.5.2.6 二次风机及电机轴承温度正常。4.5.2.7 满足上述启动条件后，启动二次风机，此时二次风机出口档板应自动开启。4.5.2.8 缓慢开启二次风机动叶至所需风量，按要求投入自动。4.5.3 二次风机停运4.5.3.1 逐渐关小二次风机出口调动叶直到关闭。4.5.3.2 停止二次风机运行。此时二次风机进出口档板应自动关闭。4.5.4 二次风机运行维护4.5.4.1 风机运行中要经常监视各部温度变化及报警信号，出现异常报警时应立即采取措施进行处理。4.5.4.2 风机严禁在喘振区工作，当风机喘振信号发生时，应立即关小非喘振侧风机动叶，相应开大喘振侧风机动叶，直至喘振信号消失为止146、，并同时检查风机喘振是否由进，出口风门关闭所至，若是，应立即开启所关风门。4.5.4.3 运行中每2小时应对风机进行一次全面检查，异常情况加强检查。4.5.4.4 就地表计每二小时记录一次。4.5.4.5 正常运行时，每月必须联系化学化验油质，定期更换润滑油。4.5.4.6 二次风机运行中其动叶指令不应超过90%。4.6 一次风机启停及维护4.6.1 启动前的检查与准备4.6.1.1 一次风机系统的一切检修工作结束，工作票终结，现场清理干净，风机内部，进排气管内不得有工具及杂物，所有人孔门关闭。4.6.1.2 所有连接螺栓已拧紧，各部管道连接处密封性能良好，各风门开关灵活。4.6.1.3 电机147、接线、接地线完好，地脚螺丝牢固，事故按钮完好。4.6.1.4 风机轴承润滑脂已加好，电机轴承润滑油充足，油质良好，各轴承测温装置良好，冷却水系统投入。4.6.2 一次风机启动4.6.2.1 启动条件：a) 有一台二次风机运行；b) 一次风机允许遥控；c) 一次风机入口挡板关闭；d) 一次风机出口挡板关闭；e) 无一次风机跳闸信号。4.6.2.2 满足上述启动条件后，启动一次风机，此时一次风机出口档板应自动开启。4.6.2.3 缓慢开启一次风机入口档板至所需风量，按要求投入自动。4.6.3 一次风机停运4.6.3.1 逐渐关小一次风机入口档板直到关闭。4.6.3.2 停止一次风机运行。此时一次风148、机进出口档板应自动关闭。4.6.4 一次风机运行维护4.6.4.1 运行中每2小时应对一次风机全面检查一次，异常情况加强检查，检查各轴承振动、温度，润滑油位和冷却水正常。当油位。低至下限时应补充至正常油位。4.6.4.2 单侧一次风机运行时，必须加强对运行侧一次风机的监视，加强对各一次风管压力和给粉情况的检查，防止一次风管堵塞。4.7 火检冷却风机运行维护4.7.1 启动前的检查4.7.1.1 地脚螺丝牢固，靠背轮联接牢固，防护罩完整牢固。4.7.1.2 系统管路完整。4.7.1.3 电机接线良好,就地控制盘指示正确。4.7.2 火检冷却风机的启动4.7.2.1 开启各火嘴冷却风门。4.7.2149、.2 启动火检冷却风机运行。4.7.2.3 检查火检冷却风机启动运行正常，待出口母管压力大于5KPa时，投入火检冷却风机联锁。4.7.3 火检冷却风机的运行维护4.7.3.1 火检冷却风机运行的主要控制指标项 目报 警 MFT出口母管压力4KPa3KPa启备用风机母管压力1.5KPa4.7.3.2 正常运行中应加强火检冷却风机的检查，保证备用风机可靠，定期切换火检冷却风机。当要在火检冷却风机系统上做检修工作时，可能导致保护误动时，应按规定暂解除保护才能进行工作，工作结束后应立即投入保护。4.7.4 火检冷却风机的停运4.7.4.1 锅炉停运后，炉膛出口温度降至90以下时可停运火检冷却风机。4.150、7.4.2 解除火检冷却风机联锁。4.7.4.3 停止火检冷却风机运行。4.8 2015年5月12日停车检修相关设备改造详见附件。5 仪表自动化5.1 连锁报警清单5.1.1 连锁清单联锁名称联锁条件联锁动作数量投入情况校验时间变更情况变更说明手动MFT（一键停车）MFT 硬跳闸板继电器动作,触发FSSS 软件动作,保持软硬件回路一致。停运5台给煤机、5台磨煤机、2台一次风机、同时关闭5台入磨气动门。1开炉投入每次开炉前MFT当两台二次风机全部停止且电流全部小于5AMFT动作。关闭燃油供油快关阀退出燃油点火系统停止所有给煤机停止所有磨煤机、防爆氮气投入、关磨煤机出口门停所有一次风机关过热蒸汽减151、温水电动截止门及调节门1开炉投入每次开炉前当两台引风机全部停止且电流全部小于5A，1开炉投入每次开炉前无任一油层投入，且任一制粉系统运行，两台一次风机全停且电流全部小于5A1开炉投入每次开炉前炉膛压力高高：（2000Pa）三取二，延时10S1开炉投入每次开炉前炉膛压力低低：（-2000Pa）三取二，延时10s1开炉投入每次开炉前汽包水位高高：（250mm）三取二，延时10s1开炉投入每次开炉前汽包水位低低：(-250mm) 三取二，延时10s1开炉投入每次开炉前手动MFT跳闸：系统接收操作台手动MFT跳闸按钮来信号跳闸。（二选二）1开炉投入每次开炉前DCS系统操作画面手动MFT1开炉投入每次开152、炉前 一次风机跳闸联锁MFT跳闸停一次风机2开炉投入每次开炉前二次风机全停且电流全部小于5A开炉投入每次开炉前二次风机启动联锁二次风机电机开关柜无故障信号,二次风机入口挡板开度5%,任意一台引风机运行允许启动二次风机2开炉投入每次开炉前二次风机跳闸联锁投入联锁、MFT信号发生330S后炉膛负压高高（2000Pa），延时10秒停二次风机（投任意单套二次风机，另一套二次风机不投）2开炉投入每次开炉前投入联锁、引风机全停且电流全部小于5A2开炉投入每次开炉前投入联锁、炉膛压力高高（+2000Pa、三选二、延迟5秒）跳二次风机开炉投入每次开炉前引风机启动联锁引风机电机开关柜无故障信号,引风机入口挡板开153、度5%,对应引风机稀油站运行正常且无报警信号（注：油压0.4MPa允许启动风机,油温25允许启动风机）允许启动引风机2开炉投入每次开炉前引风机稀油站油泵联锁油压0.2MPa启备泵2开炉投入每次开炉前油压0.54MPa停备泵2开炉投入每次开炉前引风机跳闸联锁投入联锁、MFT发生330S后炉膛负压低低（-2000Pa），延时10秒停引风机（投任意单套引风机，另一套引风机不投）2开炉投入每次开炉前投入联锁、稀油站出口油压0.06MPa（2选2）2开炉投入每次开炉前投入联锁、炉膛负压低低（-2000Pa、三选二、延迟5秒）2开炉投入每次开炉前二次风机全停，负压小于-2000Pa，设置单独可投切联锁开关154、2开炉投入每次开炉前一次风机启动联锁一次风机电机开关柜无故障信号,一次风机入口挡板开度5%,任意一台引风机运行,任意一台二次风机运行允许启动一次风机2开炉投入每次开炉前磨煤机跳闸联锁DCS紧急跳磨停磨煤机 磨煤机入口门关磨煤机热风门关磨煤机冷风门关给煤机停止 给煤机出口闸板门关磨煤机防爆氮气门开磨煤机出口插板门关5开炉投入每次开炉前MFT跳闸5开炉投入每次开炉前投入联锁且两台一次风机全停5开炉投入每次开炉前投入联锁且磨煤机运行时所有出口插板门全关5开炉投入每次开炉前投入联锁且密封风与磨煤机一次风差压低于1.0KPa（三选二、延时30S）5开炉投入每次开炉前投入联锁且润滑油站油压低于0.08MP155、a(2选2)。5开炉投入每次开炉前给煤机跳闸联锁MFT动作停给煤机5开炉投入每次开炉前磨煤机跳闸且电流小于5A5开炉投入每次开炉前给煤机运行超温且堵煤，二选二5开炉投入每次开炉前给煤机启动联锁无MFT信号,磨煤机运行,给煤机出口插板门全开,无给煤机跳闸条件,给煤机处于远方控制允许启动给煤机5开炉投入每次开炉前火检冷却风机互备联锁火检冷却风机运行且出口母管压力低（3.0KPa）备用风机自启2开炉投入一个月一台火检冷却风机事故跳闸或停运开炉投入一个月过热蒸汽出口集箱向空排汽门（操作人员设定）高过出口集箱压力（4取3）高于设定值打开过热蒸汽出口集箱向空排汽门1开炉投入开机前由一个月改为开机前高过出口156、集箱压力（4取3）低于设定值关闭过热蒸汽出口集箱向空排汽门PCV电磁阀联锁（操作人员设定）高过出口集箱压力（4取3）高于设定值电磁阀动作放空1开炉投入开机前由一个月改为开机前引风机、一次风机、二次风机入口挡板风机停运且电流小于5A，联关入口挡板门关挡板6开炉投入每次开炉前引风机出口挡板联锁投入联锁、对应侧引风机运行。 开挡板2开炉投入每次开炉前投入联锁、对应侧引风机停运且电流小于5A延时10S。关挡板2开炉投入每次开炉前磨煤机允许启动条件煤点火条件允许,磨煤机减速箱左右轴承温度70（二选二）,磨煤机推力瓦温度60（四选四）,磨煤机出口温度6080（三选三）,无磨煤机电气异常,磨煤机稀油站润滑油157、系统正常（0.12MPa且25）,密封风与磨煤机一次风差压高(2000Pa),给煤机停止,入磨快关门全开；磨煤机出口插板门全开（四取四）,磨煤机在远方控制。允许启动磨煤机5自动投入每次开炉前给煤机出口电动插板门联锁给煤机停且转数小于50转延时3S关闭给煤机出口电动插板门5开炉投入每次开炉前相对应磨煤机跳闸且电流小于5A延时3S5开炉投入每次开炉前MFT动作5开炉投入每次开炉前密封风机允许启动联锁密封风机电动机处于远控状态允许启动密封风机2开炉投入每次开炉前密封风机电动机无电气故障2开炉投入每次开炉前 任一一次风机运行2开炉投入每次开炉前密封风机允许停止联锁所有磨煤机全停允许停止该密封风机2开炉158、投入每次开炉前两台一次风机停止且电流小于5A。2开炉投入每次开炉前另一台密封风机运行2开炉投入每次开炉前密封风机备用联锁运行密封风机跳闸启动备用密封风机1开炉投入每次开炉前出口母管压力低于9.5KPa1开炉投入每次开炉前3#煤粉炉捞渣机捞渣机电流18A（15A报警）捞渣机停运1投入每月12日火检保护压缩空气阀联锁火检压缩空气压力3.5KPa（一选一）阀门开启1投入每月10日等离子水泵联锁运行泵跳闸或压力 0.5MPa备泵启动1投入每月10日等离子风机联锁运行风机跳闸或压力 3KPa备用风机自启1投入每月10日汽包紧急放水电动门联锁投入且水位计高于180mm(三选二)自动打开紧急放水一、二次电动159、门1正常运行时投入点炉前（一季度进行一次阀门活动试验）联锁投入且水位计0mm(三选二)自动同时关闭紧急放水一、二次电动门暖风器进出口快关门联锁1#磨煤机跳闸关暖风器进出口快关门1正常运行时投入每次开炉前5.1.2 报警清单序号点说明指标位号报警上限报警下限运行值校验方式1汇汽集箱过热蒸汽温度东15355TE0218540530535现场校验2汇汽集箱过热蒸汽温度东25355TE0219540530535现场校验3汇汽集箱过热蒸汽温度东35355TE0220540530535现场校验4汇汽集箱过热蒸汽温度东45355TE0221540530535现场校验5汇汽集箱过热蒸汽温度东55355TE02160、22540530535现场校验6汇汽集箱过热蒸汽温度东65355TE0223540530535现场校验7炉膛负压12080PT031750Pa-150Pa-50现场校验8炉膛负压22080PT031850Pa-150Pa-50现场校验9炉膛负压32080PT031950Pa-150Pa-50现场校验10西密封机测量电流240AM0307-01240A00现场校验11东密封机测量电流240AM0308-01240A0135现场校验12磨煤机A测量电流33.5AAI13370433.5A023现场校验13磨煤机B测量电流33.5AAI13370533.5A023现场校验14磨煤机C测量电流33.5161、AAI14140233.5A023现场校验15磨煤机D测量电流33.5AAI14140333.5A023现场校验16磨煤机E测量电流33.5AAI14140433.5A023现场校验17捞渣机电机电流15AAI12050315A011现场校验18捞渣机备用电机电流15AAI12050515A00现场校验19西一次风机后轴承温度80TE0602-A80045现场校验20东一次风机后轴承温度80TE0602-B80045现场校验21西二次风机后轴承温度80TE0702-A80039现场校验22东二次风机后轴承温度80TE0702-B80039现场校验23西一次风机测量电流63.1AM0301-01162、63.1A045现场校验24东一次风机测量电流63.1AM0302-0163.1A045现场校验25西二次风机测量电流64.8AM0303-0164.8A039现场校验26东二次风机测量电流64.8AM0304-0164.8A039现场校验27西一次风机前轴承温度80TE0601-A80043现场校验28东一次风机前轴承温度80TE0601-B80043现场校验29西二次风机前轴承温度80TE0701-A80043现场校验30东二次风机前轴承温度80TE0701-B80043现场校验31西引风机测量电流161.2AM0305-01161.2A0113现场校验32东引风机测量电流161.2AM0163、306-01161.2A0113现场校验33西引风机前轴承温度80TE0801-A80048现场校验34西引风机后轴承温度80TE0802-A80048现场校验35东引风机前轴承温度80TE0801-B80048现场校验36东引风机后轴承温度80TE0802-B80048现场校验37东一次风机电机前轴承温度85TE0603-B85045现场校验38东一次风机电机后轴承温度85TE0604-B85045现场校验39东一次风机电机线圈温度1120TE0605-B120045现场校验40东一次风机电机线圈温度2120TE0606-B120045现场校验41东一次风机电机线圈温度3120TE0607-164、B120045现场校验42东一次风机电机线圈温度4120TE0608-B120045现场校验43东一次风机电机线圈温度5120TE0609-B120045现场校验44东一次风机电机线圈温度6120TE0610-B120045现场校验45东一次风机前轴承振动北侧100umVE0601-B100um020现场校验46东一次风机后轴承振动南侧100umVE0602-B100um020现场校验47东一次风机前轴承振动水平100umAI122202100um015现场校验48东一次风机后轴承振动水平100umAI120200100um015现场校验49东一次风机电机前轴振动100umVE0311A-31165、00um030现场校验50东一次风机电机后轴振动100umAI122201100um030现场校验51西一次风机电机前轴承温度85TE0603-A85046现场校验52西一次风机电机后轴承温度85TE0604-A85046现场校验53西一次风机电机线圈温度1120TE0605-A120048现场校验54西一次风机电机线圈温度2120TE0606-A120048现场校验55西一次风机电机线圈温度3120TE0607-A120048现场校验56西一次风机电机线圈温度4120TE0608-A120048现场校验57西一次风机电机线圈温度5120TE0609-A120048现场校验58西一次风机电机线166、圈温度6120TE0610-A120048现场校验59西一次风机前轴承振动北侧100umVE0601-A100um020现场校验60西一次风机后轴承振动南侧100umVE0602-A100um020现场校验61西一次风机前轴承振动水平100umAI122102100um015现场校验62西一次风机后轴承振动水平100umAI122103100um015现场校验63西一次风机电机前轴振动100umAI122100100um07现场校验64西一次风机电机后轴振动100umAI122101100um07现场校验65东二次风机电机前轴承温度85TE0703-B85046现场校验66东二次风机电机后轴承167、温度85TE0704-B85046现场校验67东二次风机电机线圈温度1120TE0705-B120048现场校验68东二次风机电机线圈温度2120TE0706-B120048现场校验69东二次风机电机线圈温度3120TE0707-B120048现场校验70东二次风机电机线圈温度4120TE0708-B120048现场校验71东二次风机电机线圈温度5120TE0709-B120048现场校验72东二次风机电机线圈温度6120TE0710-B120048现场校验73东二次风机前轴承振动北侧100umVE0701-B100um032现场校验74东二次风机后轴承振动南侧100umVE0702-B100168、um032现场校验75东二次风机前轴承振动水平100umAI122206100um032现场校验76东二次风机后轴承振动水平100umAI122207100um032现场校验77东二次风机电机前轴振动100umAI122204100um032现场校验78东二次风机电机后轴振动100umAI122205100um032现场校验79西二次风机电机前轴承温度85TE0703-A85047现场校验80西二次风机电机后轴承温度85TE0704-A85047现场校验81西二次风机电机线圈温度1120TE0705-A 120047现场校验82西二次风机电机线圈温度2120TE0706-A 120047现场校169、验83西二次风机电机线圈温度3120TE0707-A 120047现场校验84西二次风机电机线圈温度4120TE0708-A 120047现场校验85西二次风机电机线圈温度5120TE0709-A 120047现场校验86西二次风机电机线圈温度6120TE0710-A 120047现场校验87西二次风机前轴承振动南侧100umVE0701-A100um035现场校验88西二次风机后轴承振动北侧100umVE0702-A100um035现场校验89西二次风机前轴承振动水平100umAI122106100um035现场校验90西二次风机后轴承振动水平100umAI122107100um035现场校170、验91西二次风机电机前轴振动100umAI122104100um035现场校验92西二次风机电机后轴振动100umAI122105100um035现场校验93东引风机电机前轴承温度（西）85TE0803-B85048现场校验94东引风机电机后轴承温度(东）85TE0804-B85048现场校验95东引风机电机线圈温度1120TE0805-B 120066现场校验96东引风机电机线圈温度2120TE0806-B 120062现场校验97东引风机电机线圈温度3120TE0807-B 120063现场校验98东引风机电机线圈温度4120TE0808-B 120064现场校验99东引风机电机线圈温度5171、120TE0809-B 120065现场校验100东引风机电机线圈温度6120TE0810-B 120066现场校验101东引风机前轴承振动东侧100umVE0801-B100um04.2现场校验102东引风机后轴承振动西侧100umVE0802-B100um010.2现场校验103东引风机油站油箱油温25-45YFJ06-0145043现场校验104东引风机油站供油口温度25-45YFJ06-0245039现场校验105西引风机电机前轴承温度（东）85TE0803-A85048现场校验106西引风机电机后轴承温度（西）85TE0804-A85048现场校验107西引风机电机线圈温度1120T172、E0805-A120066现场校验108西引风机电机线圈温度2120TE0806-A120062现场校验109西引风机电机线圈温度3120TE0807-A120063现场校验110西引风机电机线圈温度4120TE0808-A120064现场校验111西引风机电机线圈温度5120TE0809-A120065现场校验112西引风机电机线圈温度6120TE0810-A120066现场校验113西引风机前轴承振动西侧100umVE0801-A100um04.2现场校验114西引风机后轴承振动东侧0.35MPaPT20200.35MPa0.36现场校验118闭式循环水换热器出口压力0.35MPaPT20173、250.35MPa0.16现场校验120磨煤机A出口温度A180TE0405-A75065现场校验121磨煤机A出口温度A280AI13320075065现场校验122磨煤机A出口温度B180TE0406-A75065现场校验123磨煤机A出口温度B2120AI13320175065现场校验124磨煤机A出口温度C180TE0407-A75065现场校验125磨煤机A出口温度C2120AI13320275065现场校验126磨煤机A电机前轴承温度85TE0412-A85033现场校验127磨煤机A电机后轴承温度38t/hAMYCFL-2135t/h50现场校验131磨煤机B出口温度A1TE04174、05-B75065现场校验132磨煤机B出口温度A280AI13590075065现场校验133磨煤机B出口温度B160-80TE0406-B75065现场校验134磨煤机B出口温度B260-80AI13590175065现场校验135磨煤机B出口温度C160-80TE0407-B75065现场校验136磨煤机B出口温度C260-80AI13590275065现场校验137磨煤机B电机前轴承温度85TE0412-B85041现场校验138磨煤机B电机后轴承温度85TE0413-B85030现场校验139磨煤机C出口温度A160-80TE0405-C75067现场校验140磨煤机C出口温度A26175、0-80AI14470075067现场校验141磨煤机C出口温度B160-80TE0406-C75067现场校验142磨煤机C出口温度B260-80AI14230075067现场校验143磨煤机C出口温度C160-80TE0407-C75065现场校验144磨煤机C出口温度C260-80AI14230375065现场校验145磨煤机C电机前轴承温度85TE0412-C85041现场校验146磨煤机C电机后轴承温度85TE0413-C85029现场校验147磨煤机D出口温度A160-80TE0405-D75066现场校验148磨煤机D出口温度A260-80AI14470175066现场校验149176、磨煤机D出口温度B160-80TE0406-D75066现场校验150磨煤机D出口温度B260-80AI14230175065现场校验151磨煤机D出口温度C160-80TE0407-D75065现场校验152磨煤机D出口温度C260-80AI14230475065现场校验153磨煤机D电机前轴承温度85TE0412-D85042现场校验154磨煤机D电机后轴承温度85TE0413-D85031现场校验155磨煤机E出口温度A160-80TE0405-E75065现场校验156磨煤机E出口温度A260-80AI14470275065现场校验157磨煤机E出口温度B160-80TE0406-E7177、5065现场校验158磨煤机E出口温度B260-80AI14230275065现场校验159磨煤机E出口温度C160-80TE0407-E75065现场校验160磨煤机E出口温度C260-80AI14230575066现场校验161磨煤机E电机前轴承温度85TE0412-E85045现场校验162磨煤机E电机后轴承温度0.12MPaAI1333000.12MPa0.15现场校验164磨煤机A1号低压油泵电机电流16AAI13340316A00现场校验165磨煤机A2号低压油泵电机电流5.5MPaAI1333015.5MPa6.0现场校验169磨煤机A液压站油泵电机电流22.4AAI133405178、22.4A011.05现场校验170磨煤机A排渣泵电机电流3mLT0401-A3m9.5现场校验174磨煤机A电机前轴承温度85TE0412-A85025现场校验175磨煤机A电机后轴承温度85TE0413-A85025现场校验176磨煤机A一次风 /密封风差压2kPaPDT0402-A02KPa5.0现场校验1771#疏水泵电流82.3AI16160482.3A00现场校验1782#疏水泵电流5.5MPaAI1333035.5MPa6.0现场校验184磨煤机B液压站油泵电机电流22.4AAI13350222.4A010.93现场校验185磨煤机B排渣泵电机电流3mLT0401-B3.0m9.179、8现场校验189磨煤机B电机前轴承温度85TE0412-B85041现场校验190磨煤机B电机后轴承温度5.5MPaHFY31V025.5MPa05.9现场校验195磨煤机C液压站油泵电机电流22.4AHFY32V0322.4A011.57现场校验196磨煤机C排渣泵电机电流3.0mLT0401-C0 3.0m10现场校验200磨煤机C电机前轴承温度85TE0412-C85041现场校验201磨煤机C电机后轴承温度2kPaPDT0402-C2KPa5.8现场校验2034#磨润滑站油箱温度25-45AMDPMJD1045043现场校验2044#磨润滑站供油温度25-45AMDPMJD114503180、8现场校验205磨煤机D液压站供油压力5.5MPaHFY41V025.5MPa06.0现场校验206磨煤机D液压站油泵电机电流22.4AHFY42V0322.4A011.43现场校验207磨煤机D排渣泵电机电流3.0mLT0401-D3.0m10现场校验211磨煤机D电机前轴承温度85TE0412-D85042现场校验212磨煤机D电机后轴承温度2KPaPDT0402-D2KPa6.0现场校验2145#磨润滑站油箱温度25-45AMDPMJE1045043现场校验2155#磨润滑站供油温度25-45AMDPMJE1145038现场校验216磨煤机E液压站供油压力5.5MPaHFY51V025.181、5MPa5.9现场校验217磨煤机E液压站油泵电机电流22.4AHFY52V0322.4A011.63现场校验218磨煤机E排渣泵电机电流3.0mLT0401-E3.0m8.9现场校验222磨煤机E电机前轴承温度85TE0412-E85040现场校验223磨煤机E电机后轴承温度2kPaPDT0402-E2KPa5.7现场校验225磨辊温度8080075现场校验226磨推力瓦温度6060045现场校验227磨煤机振动100100m010现场校验228供油母管压力PT0902-10.6mPa0现场校验229磨煤机电流33.533.5A023现场校验230等离子风机电流15A15A05.7现场校验2182、31等离子水泵电流21A21A010.3现场校验232火检风机电流29A29A08.8现场校验2333#煤粉炉一次风炉膛差压低无无0无234吹扫蒸汽压力(MPa)0.6MPa0.6MPa0mPa0现场校验2353#煤粉炉1-4#角等离子整流柜启弧成功无无0无5.2 常见问题及处理措施5.2.1 温度仪表故障及排除方法故障形式产生原因排除方法仪表不显示a) 电源未接通; b) 电源保险丝损坏; c) 电源连接不正确; d) 显示仪表故障。a) 检查电源是否接通; b) 检查电源保险丝是否完好; c) 检查电源连接是否正确; d) 如果上述a、b、c三项均正常,更换好的显示仪表。温度显示不正确，不183、稳定a) 线路氧化故障; b)接线端子处有异物; c) 电源连接不正确; d) 传感器故障。a) 检查线路接触是否良好; b) 检查端子接线处是否有金属短路; c) 电源连接不正确; d) 更换好的传感器。显示OL或OHa) 线路短路; b) 传感器短路; c) 线路开路d) 传感器开路。a) 检查线路是否短路; b) 检查传感器是否短路; c) 检查线路是否开路d) 检查传感器是否开路。5.2.2 压力仪表故障及排除方法故障形式产生原因排除方法压力表无指示a)阀门未打开；b) 管内污物淤积而阻塞。a)检查阀门是否打开；b) 清除管内阻塞的污物。指针抖动大a)阀门开度大；b)被测介质压力波动；184、c)游丝损坏。a)检查阀门开度，适当关闭阀门开度；b)减小被测介质的压力波动；c)更换好的压力表。指针在无压时回不到零位a) 压力表连管或存有介质的通道堵塞；b) 弹簧弯管产生永久变形失去弹性；c) 指针卡住。a)清除压力表连管或存有介质的通道堵塞；b)更换好压力表；c) 检查指针是否卡住。6 巡检管理3#煤粉炉密封风机磨煤机稀油站、液压站3#煤粉炉17米连排扩容器出发点操作室6.1 巡检路线引风机、稀油站一、二次风机等离子水泵、捞渣机3#煤粉炉疏水箱、疏水泵终止点操作室3#煤粉炉锅炉炉顶3#煤粉炉稀释风机9米火检、等离子风机6.2 巡检内容及要求 6.2.1 巡检内容巡检地点巡检内容3#煤粉185、炉给煤机、给水平台给煤机皮带、照明、控制箱报警情况、给水平台跑冒滴漏3#煤粉炉17米连排扩容器连排扩容器液位、压力，管道跑冒滴漏磨煤机稀油站、液压站稀油站、液压站油压、油温，磨煤机油位、振动3#煤粉炉密封风机密封风风机振动、油位、温度，出口风压9米火检、等离子风机等离子、火检风机振动情况、滤网，出口风压及燃油管道引风机、稀油站引风机振动、轴承温度，稀油站油压、油温、油位等一、二次风机引风机振动、轴承温度、油位等离子水泵、捞渣机等离子水泵振动、出口压力，捞渣机尾导轮偏斜、链条松紧度3#煤粉炉疏水箱、疏水泵疏水泵机封、振动情况、出口压力，疏水箱液位3#煤粉炉稀释风机稀释风机振动、出口压力3#煤粉炉186、锅炉炉顶每班冲洗汽包液位计、管道跑冒滴漏、现场压力指示6.2.2 巡检要求巡检时必须两人同时进行，携带通讯工具，穿戴好劳保用品。同时带好听针、测温枪、测震表等巡检工具，据实填写巡检记录表，设备异常情况及时汇报。1.1 巡检频率设备三小时巡检一次，炉顶每班（十二小时）巡检一次。7 应急预案7.1 锅炉满水事故现场处置方案 7.1.1 事故风险分析锅炉满水事故为锅炉运行较大事故，蒸汽出现带水现象，蒸汽品质下降，含盐量增加，过热蒸汽温度下降。严重满水时，甚至炉水进入蒸汽管线，引起蒸汽管线水击，严重影响用蒸汽设备的操作。7.1.2 应急工作职责7.1.2.1 运行管理团队对本预案实施归口管理，对预案的187、执行情况进行监督。7.1.2.2 运行管理团队锅炉岗位负责对预案执行实施，每月每班对预案进行演练一次。7.1.2.3 各团队负责在自身职能角度，监督过程处理与控制及负责应急处理过程设备、工艺等方面的技术指导。7.1.2.4 当班运行管理工程师（运行调度）负责本预案的具体组织实施及演练工作，负责应急期间系统配合调整。7.1.2.5 锅炉岗位运行管理工程师（煤粉炉运行工程师）负责本预案的具体实施工作，监督岗位操作人员操作执行情况，并每月对应急演练情况进行总结。7.1.2.6 岗位操作技术工人负责具体应急操作，负责监视与汇报应急调整期间存在异常，并执行岗位运行管理工程师（煤粉炉运行工程师）调整指令。188、 7.1.3 应急处置岗位操作人员发现锅炉给水压力及蒸汽压力正常，而汽包水位超过正常水位时，应立即视为出现汽包满水事故，在执行以下应急措施同时，岗位运行专业技术工人（锅炉司炉）汇报运行管理专工（锅炉值班长），由运行管理专工（锅炉值班长）汇报运行管理工程师（煤粉炉运行工程师），协助至现场进行处理，并按生产异常汇报程序执行。7.1.4 注意事项7.1.4.1 当锅炉给水压力及蒸汽压力正常，而汽包水位超过正常水位时，冲洗对照水位确定其指示正确性。7.1.4.2 因给水自动调节器失灵而影响水位升高时，应立即将自动给水改为手动给水，减小给水量。7.1.4.3 如汽包水位超过水位计显示上限，必须执行停炉程189、序，并立即关闭主汽门，防止水汽混合物流入高压汽系统。7.1.4.4 应急操作调整有效，汽包液位恢复正常后，应立即组织召开分析会，对出现满水事故进行分析，寻找满水原因，并对应制定整改措施。8 职业卫生、安全管理8.1 操作人员打扫卫生、取粉样、灰样时等配戴防尘口罩、劳保手套，防止煤粉、灰尘吸入。 8.2 巡检人员现场巡检，不要在噪声大的区域长时间停留，防止噪声危害。8.2.1 送风机、空压机的入口设消音装置。8.2.2 锅炉各排污设置扩容器。8.2.3 对高温高压蒸汽管道，并采用保温，以降低高速气流产生的噪声。8.2.4 集中控制室周围布置环行走廊，并选用有较高隔声性能的隔声门窗及有较好吸声性能190、的墙面材料，能够起到防噪隔声作用。8.3 制粉系统使用消防氮气，防止制粉系统自燃爆炸，在出现自燃爆炸时能够及时通入氮气进行灭火。8.4 水位计冲洗8.4.1 对就地水位计检查和进行操作时应站在水位计侧面；8.4.2 操作时应缓慢谨慎，避免产生过大的水冲击及热冲击；严禁操作有缺陷的阀门；汽、水二次阀开启时要缓慢，并要交替进行。8.4.3 若因错误操作引起保险子堵死通道时，立即关闭各门，重新投入；8.4.4 锅炉正常运行中，要全开水位计汽水门，否则保险子起不到保护作用；8.4.5 水位计可参与锅炉工作水压试验，锅炉超压试验时，应解列就地水位计；8.4.6 锅炉酸洗时，水位计应隔离，安装临时水位计。191、8.5 锅炉打焦：8.5.1 打焦时工作人员必须穿防火服、戴防护手套、护目面罩/眼镜。 8.5.2 打焦前应先首先联系运行操作人员，适当提高炉膛负压，未得到操作人员许可严禁打焦。8.5.3 打焦时两旁应无障碍物，以便有炉烟外喷或灰焦冲出时打焦人员可以向两旁躲避。8.5.4 打焦时不准用身体顶着焦棍，以防焦渣掉落时焦棍伤人。打焦人员应站在打焦口的侧面，侧身使用焦棍打焦，严禁正对打焦孔打焦。8.5.5 打焦用的焦棍使用完毕后要将焦棍放在指定的地点并将焦棍未使用侧统一放置在外端，防止其他人员使用焦棍时误抓高温侧造成烫伤。打焦时必须有车间管理人员现场监护,无监护人员禁止打焦8.6 操作人员每天巡检时运192、转部位防护进行检查，对防护不严的及时联系更换，检修、清理时执行上锁挂签安全管理规范，检修完毕及时复位。8.7 进入生产岗位，戴好安全帽、穿防砸鞋，双人进行巡检，夜间巡检穿反光背心，携带手电，要有属地管理意识。9 环保管理9.1 本锅炉烟气除尘设置电袋结合除尘器序号名 称技术参数备 注1电除尘型号CWXD680-3工业装备公司制造2烟气量120000m3/h3电场集尘面积10692m24布袋集尘面积27009 m25入口烟气温度1356设计压力-6000Pa - +6000Pa7烟气实际流通面积3915m28电场内烟气流速0.85m/s9电场数量4个10同极间距500mm11阳极板形式格栅型12193、阴极板形式RS型芒刺线13电除尘器高压电源三相节能型高压电源14高压电源型号GGAJ02-0.8A/80KV电除尘设备外壳接地电阻应稳定持久的小于2欧姆。15高压电源布置及数量高位6套/台16设计阻力200Pa17漏风率3%18保证效率99.87%9.2 捞渣机、沉淀池消耗污水通过污水泵将沉淀池内污水打至捞渣机水封，经冷却热渣、吸热蒸发，对污水进行消耗，污水通过地沟流回沉淀池进行循环10 应急物资及防护用品配置要求10.1 应急物资锅炉现场配有推车式灭火器、干粉灭火器、消防水炮、消防栓和制粉系统配备消防氮气。10.2 防护用品集控室内设置安全柜，内置：4、7、9号滤毒罐和防毒面具；2身隔热服，194、锅炉除焦人员配备阻燃服、墨镜、面罩、劳保手套；运行人员配备防砸鞋。11 本岗位典型案例操作人员误操作，导致运行磨煤机跳闸2014年2月18日00:10左右，锅炉三车间运行二班锅炉操作某某、某某某试验核查制粉系统联锁逻辑是否存在缺陷时，误将3#煤粉炉运行中的4#磨煤机润滑油泵停运，因备泵自启联锁逻辑存在缺陷，4#磨煤机跳闸停运，当班运行管理工程师（运行调度）立即组织提高东区1#2#机组锅炉负荷，稳定外供汽压力，同时启动3#煤粉炉3#磨煤机恢复原生产工况。12 相关记录12.1 锅炉运行记录表（一）（二）（三）（四） LUXI/DLGS-JSHB-ZDS07-JL01 12.2 班组流量消耗记录表195、 LUXI/DLGS-JSHB-ZDS07-JL0212.3 锅炉岗位交接班记录表 LUXI/DLGS-JSHB-ZDS07-JL0312.4 现场巡检记录表 LUXI/DLGS-JSHB-ZDS07-JL0412.5 运转设备测振记录表 LUXI/DLGS-JSHB-ZDS07-JL0512.6 掉焦记录表 LUXI/DLGS-JSHB-ZDS07-JL0612.7 工艺指标偏离台账 LUXI/DLGS-JSHB-ZDS07-JL0713 支持性文件13.1 技术改造项目管理办法 LUXI/DLGS-JSHB-BF1713.2 动力公司应急预案 LUXI/DLGS-AQ-YA01 14 附件196、14.1 汽水系统图14.2 连排扩容器系统14.3 风烟系统流程图14.4 主要设备检修规程14.4.1 适用范围 本规程适用于风量3000200000m3h的单级或多级离心式风机的维护及检修。 14.4.2 结构简述 离心式风机由机壳、叶轮、轴及轴承箱等主要部件构成；一般由电动机驱动，驱动机与风机之间有时有变速装置。14.4.3 检修内容14.4.3.1 小修a) 检查、紧固各部联接螺栓。b) 消除设备局部缺陷。c) 清除管道杂物、水垢。14.4.3.2 中修a) 包括小修内容。b) 解体检查各部件磨损情况，视情况予以修复或更换。c) 调整各部位配合间隙，达到规程要求。 d) 校验压力表，197、风量表及其他仪表装置。 14.4.3.3 大修a) 包括中修内容。b) 叶轮静平衡，重要的风机转子做动乎街。 c) 检查轴弯曲情况，及转子组件径向跳动，视情况予以修理或更换。d) 检查调整机体水平，并消除因风管下沉成吊架松动带来的附加应力。e) 更换润滑油(脂)。 f) 设备与管道防腐。14.4.4 检修方法及质量标准 14.4.4.1 转子 铆接叶轮的铆钉应无松动、裂纹及脱落；焊接叶轮的焊缝不得有裂纹和严重的焊接缺陷。着色探伤不合格的焊接叶轮，须经打磨、清洗、预热、补焊后，再次着色检查，合格后方可使用。 叶轮不得有毛刺、裂纹、变形等缺陷。一舱口环与机壳或隔板上孔的同轴度为0.05mm，口环与198、轴孔同轴度为0.03mm。口环磨损或腐蚀时，可采用喷镀、打磨等方法处理。轮盘的腐蚀、磨损量大于原始厚度的1/3时，或叶片的腐蚀、磨损量超过原始厚度的1/2时，必须更换叶轮。主轴应无裂纹、划伤等缺陷，轴颈表面粗糙度为，主轴直线度为0.04mm。叶轮与主轴装配前，叶轮应采用去重法作静平衡，其残余不平衡重径积为 U44.7W106/n2 式中U残余不平衡重径积，gmm； W被平衡叶轮的重量，g； n叶轮工作转速，rmin。 叶轮和主轴组装后作整个转子的平衡，其精度应符合JB3330G6.32.5。转子各部位跳动量应符合图样要求。14.4.4.2 机壳 在轴承部位测量机身水平度误差不大于0.05mm/199、m。焊接机壳应光滑、平整、无变形，铸造机壳应无裂纹及其他严重铸造缺陷。水平剖分式机壳中分面局部间隙不得超过0.05mm，并用固体或液体密封垫料密封。 壳体、轴承或级间的迷宫密封间隙应符合图样要求，一般可控制每侧间隙0.200.40mm，当每侧间隙大于0.50mm时，必须更换该密封元件。胀圈式轴封侧隙一般为0.050.08mm，胀圈自由开口间隙为(0.100.20)D，工作状态间隙为D/150-200，（D为胀圈自由状态下的外径），账圈侧隙超过规定值2-3倍，或工作间隙超过规定值3倍时，应预报废。14.4.4.3 轴承a) 滚动轴承内、外滚道及滚动体应无裂纹、脱皮、斑点等缺陷。要用专用工具装拆，200、安装轴承可用油浴或轴承加热器加热。b) 滑动轴承与轴颈的接触角应为6090，用涂色法检查其接触斑点，每平方厘米不少于23点；轴承体与轴承座应均匀贴合，且贴合面积不小于50%，轴承压盖的紧力为0.030.05mm。 滑动轴承与轴颈的间隙应符合图样要求；一般可控制顶隙为（1.52）D/1000（D为轴颈直径)，每侧间隙为顶隙值的1/22/3。止推轴承与止推盘应均匀接触，其接触面积不少于70%，止推轴承轴向总间隙一般为0.300.40mm，最大不超过0.60mm。14.4.4.4 联轴器a) 联轴器表面应无裂纹、气孔、伤痕、夹渣等缺陷。b) 弹性柱销联轴器各柱销重量应相等，弹性元件应无磨损，注意含胶201、圈的半联轴器应装在从动侧。c) 联轴器对中应符合图样要求；一般控制平行偏差不大于0.10mm，倾斜偏差不大于0.05mm，端面间隙为2.56mm。14.4.5 试车与验收 14.4.5.1 试车前的准备工作a) 确认检修项目全部完成，检修记录齐全，质量符合要求。b) 检查冷却水系统是否畅通。检查润滑油油量及油质是否合乎要求。c) 检查电机转向，并经单试合格。d) 手动盘车，注意有无异响或阻涩现象。e) 用兆欧表测量电机定子绕组对壳体的绝缘电阻值，小于0.5兆欧时应进行干燥。14.4.5.2 试车a) 经确认具备试车条件，可进行试车。b) 瞬时启动，无异常现象时，可启动风机无负荷运行2小时。c)202、 检查冷却水系统、润滑油系统及风管有无泄漏。d) 串入系统，负荷试车8小时，检查风量、风压、电流、电极温升、轴承温度等均应符合要求。e) 验收f) 经负荷试车，确认设备运转正常，检修质量符合要求，方可办理验收手续，交付生产。14.4.6 维护检修安全注意事项14.4.6.1 维护安全注意事项a) 严格按操作规程启动、运行与停机。b) 设备运行时禁止擦试运转部位。c) 联轴器或传动皮带应有良好的防护装置。d) 电机外壳应有良好的接地。e) 不得断水(冷却水)运行。14.4.6.2 检修安全注意事项a) 检修前应按规定办理检修任务书。b) 检修前必须切断电源、水源，并在电源处挂“有人工作、禁止合闸203、”的标志牌。c) 吊装电机、叶轮、壳体时，严禁人员在吊物下往来、停留。d) 需在生产现场进行动火作业时，必须办理动火证，经许可后方可动火。14.4.6.3 试车安全注意事项a) 试车工作应由专人负责，统一指挥。b) 试车应由专人操作，操作者应持有岗位的“安全作业证”。c) 设立明显的试车标志，禁止无关人员进入试车现场。d) 试车中注意风机的运转是否正常，如发现异常应立即停车检查、处理，消除后重新试车。14.5 本岗位定期工作序号定期工作内容工作时间1油枪点火系统试验,每层四支油枪、两层每月1日2捞渣机减速机链条润滑；捞渣机张紧轮链条跑偏开关试验。每月2日3过热器放空活动试验、PCV阀开关试验每204、月3日4密封风机切换运行 每月5日5捞渣机液压关断门活动试验每月8日6火检冷却风机切换每月11日7等离子冷却风机、水泵切换每月12日8油枪点火系统试验,每层四支油枪、两层每月15日10安全阀活动试验,三台汽包、两台过热器出口每月18日11捞渣机减速机链条润滑,每台炉两条每月19日12捞渣机液压关断门活动试验每月20日13备用设备盘车（等离子水泵、疏水泵）每月21日14捞渣机备用减速机试运行每月21日15火检冷却风机切换每月29日16等离子拉弧试验,四个每周一 等离子拉弧试验,四个每周一 等离子拉弧试验,四个每周一 等离子拉弧试验,四个每周一 17各磨煤机、引风机稀油站油质化验每月1日14.6 205、2015年5月12日停车检修相关设备改造。14.6.1 炉膛冷灰斗水冷壁焊接护瓦为防止锅炉运行中掉焦再次将冷灰斗水冷壁管道砸漏，本次检修除去前期焊接水冷壁加强钢筋外的水冷壁管道安装了防砸防护瓦。共计面积314.0714.6.2 四个角燃烧器燃尽风处增加打焦孔。四角燃烧器分离燃尽风处割除3根水冷壁直管，改为让管，增加打焦孔。各角增加2个打焦孔，共计8个打焦孔。14.6.3 炉膛24米处增加水冷壁吹灰器燃尽风层水冷壁增加了8台炉膛蒸汽吹灰器，每面炉墙2台，气源由过热器处蒸汽吹灰蒸汽母管甩头，利用由低温过热器引出的蒸汽吹除水冷壁上的积灰，减小因积灰对水冷壁换热的影响。吹灰器喷头全部伸展后超出水冷壁5206、.5cm。吹灰器在伸展的过程中喷头开始吹出蒸汽并旋转以吹除四周水冷壁上的积灰加强水冷壁换热。14.6.4 炉膛屏式过热器下方和省煤器入口处增加测温点；增加SNCR脱硝喷枪。运行中便于观察各部位过热器温差变化情况，本次检修在屏式过热器下方和省煤器入口处东西两侧各增加2个温度点；炉体水冷壁管道增加让弯安装脱硝喷枪为做好环保工作，降低锅炉烟气氮氧化物，本次检修在炉膛水冷壁四周增加了SNCR脱硝喷枪，每根喷枪由直管水冷壁改为的让弯，东西两面水冷壁各有5支喷枪，南北两面水冷壁各有8支喷枪，共计26支喷枪。 14.6.5 主给水调节阀由DN100mm改为DN250mm调节阀14.6.6 东侧热一次风母管甩207、DN1020mm风门一台本次检修在东侧一次热风空预出口母管甩头DN1020mm风门一台，为下台锅炉冷态启动时磨煤机提供热风源，取代暖风器。14.6.7 引风机稀油站控制柜由PLC柜子改为DCS控制两台引风机稀油站原控制方式为就地控制箱PLC控制，本次大修将PLC柜去掉，全部引入DCS控制，已经调试完成。两台引风机稀油站由两个油泵使用一路电源改为两路电源，分别一路带一个油泵，并且联锁在DCS上实现。14.6.8 给煤机皮带秤传感器改造给煤机皮带秤传感器原设计在给煤机筒体内，前段滚筒轴承转轴处，由于制粉系统为正压运行，煤粉进入传感器内导致给煤流量不准。本次检修将传感器安装位置改至主动滚筒外侧。14.6.9 电除尘各输灰仓泵出料阀后增加手动阀运行中为方便检修电除尘仓泵，本次检修在各仓泵出料气动阀后增加了手动插板阀，避免了以前检修一台仓泵需要推出系统全部仓泵的情况。14.6.10 省煤器处增加蒸汽吹灰器本次检修省煤器处12台声波吹灰器全部去除，更换为半伸缩式蒸汽吹灰器，并在第一级省煤器处增加了6台蒸汽吹灰器，共计18台蒸汽吹灰器，半伸缩式吹灰器运行参数要求蒸汽压力0.6-0.8MPa。