1、 前 言 本规程主要依据国家安全生产法规、300MW级锅炉运行导则及火电厂运行标准等规定，结合XX电站设备协议编制而成。因设计资料、设备厂家技术资料不全，难免有与实际现场不符之处。一般操作及事故处理等有关章节结合了同类型机组相关内容及运行经验进行了编制，力求准确并尽可能符合现场实际。随着设计资料和设备厂家技术资料不断增加，将对本规程作进一步的完善和补充。 目 录第一章概述1第二章 设备技术规范3第一节 锅炉本体技术规范3第二节 锅炉辅机技术规范12第三章 锅炉联锁与保护32第一节 机电炉大联锁保护32第二节 锅炉联锁保护33第四章 机组冷态启动的准备34第一节启动规定及说明34第二节 机组启动2、前检查与准备工作36第五章 机组的冷态启动38第一节 锅炉点火前的操作38第二节 锅炉点火及升温升压41第三节 锅炉升负荷44第四节 锅炉启动时的监护46第六章 机组温态、热态启动48第一节 温、热态启动48第二节 极热态启动50第七章 锅炉运行限额51第八章 机组负荷调节54第一节 机组运行方式说明54第二节 机组正常运行的负荷调节55第三节 机组AGC及一次调频56第九章 运行监视与调整58第一节 锅炉运行调整基本要求58第二节 燃烧的调节59第三节 蒸汽温度的调整62第四节 给水及水位控制64第五节 炉膛负压控制66第六节 锅炉受热面吹灰67第七节 锅炉排污70第十章 机组定期工作72第3、一节 注意事项72第二节 定期试验73第三节 定期切换75第四节 定期检查76第十一章 锅炉的停运77第一节 停炉方式77第二节 停炉前的准备78第三节 停炉至冷备用79第四节 停炉至热备用82第五节 停炉时注意事项83第六节 停炉后的保养84第十二章 锅炉辅助设备及系统运行通则86第十三章 锅炉机组检修后的校验和试验87第一节 电动气动阀门、风门、挡板校验87第二节 锅炉机组联动保护试验要求及方法88第三节 电动风门、挡板试验92第四节 辅机保护及联动试验94第五节 MFT及RB动作保护100第六节 锅炉水压试验101第七节 安全阀校验106第八节 汽包事故放水试验108第十四章 锅炉FSS4、S功能组109第一节 燃油泄漏试验109第二节 炉膛吹扫110第三节 锅炉MFT111第四节 锅炉OFT112第五节 油燃烧器管理113第六节 制粉系统投停管理115第十五章 辅机SCS功能121第一节 预热器SCS功能121第二节 引风机SCS功能122第三节 送风机SCS功能124第四节 一次风机SCS功能126第十六章 CCS控制系统128第一节 CCS系统内容及相关操作128第二节 锅炉-汽机协调控制129第三节 机组负荷管理131第十七章 锅炉辅助设备运行及维护135第一节 辅助设备的有关规定135第二节 空预器的投入、运行与停止137第三节 引风机的投入、运行与停止139第四节 送5、风机的投入、运行与停止141第五节 一次风机的投入、运行与停止143第六节 给煤机的投入、运行与停止144第七节 磨煤机的投入、运行与停止147第八节 密封风机的投入、运行与停止155第九节 火检冷却风机的投入、运行与停止156第十节 火焰电视的投入、运行与停止157第十一节 烟温探针投入、运行与停止158第十二节 空压机投入、运行与停止159第十八章 事故处理165第一节 紧急停炉165第二节 锅炉故障处理168第三节 快速减荷（RUN BACK）169第四节 汽包水位高。170第五节 汽包水位低172第六节 汽包水位计损坏174第七节 水冷壁损坏175第八节 省煤器损坏177第九节 过热器6、损坏178第十节 再热器损坏180第十一节 汽、水管道损坏181第十二节 尾部烟道再燃烧182第十三节 锅炉结焦184第十四节 燃烧不稳185第十五节 锅炉灭火186第十六节 燃烧器故障187第十七节 空预器故障189第十八节 引风机故障191第十九节 送风机故障193第二十节 制粉系统故障194第二十一节 仪用压缩空气失去197第十九章 启动炉设备规范198第二十章 启动炉启动200第一节 启动前的检查200第二节 启动锅炉上水203第三节 锅炉点火204第四节 锅炉升压205第五节 启动并列206第六节 启动注意事项207第二十一章 启动炉正常运行及维护208第一节 运行限额208第二节 7、水位的调整209第三节 汽温、汽压的调整210第四节 燃烧的调整211第五节 启动炉排污212第六节 启动炉的吹灰213第二十二章 启动炉停运214第一节 正常停炉214第二节 紧急停炉215第三节 故障停炉216第二十三章 启动炉停炉后的保养217第二十四章 启动炉事故处理219第二十五章 启动炉水压试验224第一节 水压试验条件224第二节 水压试验目的224第三节 水压试验检验标准224第四节 试验前准备工作224第五节 水压试验操作225第六节 注意事项226第二十六章 启动炉安全阀校验227第二十七章 启动炉的辅助设备运行通则229第一节 主要辅机规范229第二节 启动前的检查2328、第三节 启动后的检查与维护232第四节 辅助设备的停运232第二十八章 启动炉安全监视系统FSSS233第一节 系统概述233第二节 系统功能及构成233第三节 主要设备235第四节 使用说明及逻辑图236第二十九章 静电除尘器237第一节 系统概述237第二节工作原理239第三节 电除尘器设备规范及技术参数240第四节 电除尘器的运行243第五节 电除尘器的试运转245第六节 电除尘器的安全注意事项246第七节 电除尘器的电除尘器的常见故障分析及处理247第八节 电除尘器运行中异常情况的处理251第三十章 干除渣系统252第一节 系统概况252第二节 设备规范及性能参数253第三节 干除渣系9、统的运行259第四节 干除渣系统异常及故障处理263第五节 干除渣系统紧急停止条件及操作265第三十一章 干除灰系统266第一节 概述266第二节 设备规范和技术参数267第三节 干除灰系统的运行272第四节 干除灰系统的故障处理277附图：附图01： 锅炉冷态启动曲线281附图02： 锅炉温态启动曲线282附图03： 锅炉热态启动曲线283附图04： 锅炉极热态曲线284附图05： 大风箱/炉膛压差定值与负荷关系285附图06： 过热器喷水量与负荷关系286附图07： 过热蒸汽温度定值与负荷关系287附图08： 再热蒸汽温度定值与负荷关系288第一章 概述1. 适用范围本标准规定了XX电站两10、台HG1175/17.5-YM1型锅炉设备规范及特性，机组的验收、启动、运行维护及停止，辅助设备及其系统，机组试验及机组事故处理等有关内容。本标准适用于XX电站两台HG1175/17.5-YM1型锅炉运行工作。2. 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。火力发电厂水汽质量标准SD 16385 电力生产事故调查规程DL 55894 火力发电厂水汽化学监督导则DL/T 511、6195 电力工业锅炉监察规程SD 16785 电力工业锅炉压力容器监察规程DL 6121996 HG1156/17.4-YM1型锅炉设备说明书哈尔滨锅炉厂(2011)防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 国电发（2000）589号电业安全工作规程 电安生1994227号中华人民共和国电力行业标准DL/T611-1996300MW级锅炉运行导则电站锅炉风机选型和使用导则DL468-92防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则（能源电19921069号）火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL435-19913. 锅炉简介锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的，为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉。锅12、炉采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，燃用褐煤。锅炉以最大连续负荷（即BMCR工况）为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1175t/h。锅炉采用全钢结构构架，锅炉呈“”型布置方式，设计有固定的膨胀中心，受热面采用全悬吊结构。炉膛四周布满水冷壁，炉膛截面尺寸为14048mm14019mm(宽深)，其上部布置有墙式再热器、分隔屏、后屏过热器，炉膛出口处布置后屏再热器。水平烟道中布置有末级再热器、末级过热器和立式低温过热器。尾部竖井布置有立式低温过热器、水平低温过热器及H型鳍片省煤器。炉顶、水平烟道两侧，转向室及尾部竖井周围均由膜式壁包覆。后烟道下部布置有两台半模式双密封三分仓容克式回转式空13、气预热器。锅炉汽包位于炉前上方，内径为1778mm、壁厚145mm、筒身长度19848mm，总长21982mm，锅筒用DIWA353碳钢材料制成，总重约178.454吨（含锅内设备）。锅炉采用四根管径为559mm50mm的大口径集中下降管。炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，水冷壁管径为63.57(内螺纹管为63.56.6MWT)。各级过热器、再热器之间采用单根或数量很少的大直径连接管相连接；各集箱与大直径连接管相连处均采用大口径三通。省煤器布置在锅炉尾部竖井烟道下部，管子为516.5，在锅炉宽度方向由102片顺列布置的水平蛇形管组成。锅炉为单炉膛，采用摆动式直流燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，配6台14、中速磨煤机，正压直吹式制粉系统，每角燃烧器为6层一次风喷口，燃烧器可上下摆动，最大摆角为30；在BMCR工况时，5台磨煤机运行，1台备用，燃用褐煤。汽温调节方式，过热蒸汽主要靠一、二级(各两点)喷水减温器调温，减温器采用笛管式；再热蒸汽主要靠摆动燃烧器调温。在再热器进口导管上装有两只雾化喷水减温器，主要作事故喷水用。过量空气系数的改变对过热器和再热器的调温也有一定的作用。锅炉配有炉膛安全监控系统(FSSS)、炉膛火焰电视监视装置、锅筒水位电视监视装置及吹灰程控装置，自动化水平较高。在锅炉的尾部竖井下集箱按惯例装有容量为5%的启动疏水旁路。锅炉启动时利用此旁路进行疏水以达到加速过热器升温的目的。15、根据经验，此5%容量的小旁路可以满足机组冷热态启动的要求。第二章 设备技术规范第一节 锅炉本体技术规范1. 锅炉主要规范1.1 型号：HG1175/17.5-YM11.2 型式：亚临界压力、一次中间再热、单炉膛、自然循环、平衡通风、固态排渣、四角切圆燃烧、汽包型燃煤锅炉。1.3 主要参数表 2-1序号项目单位最大负荷额定负荷1蒸发量t/h11752汽包工作压力MPa3过热器出口压力MPa17.54过热器出口温度5415再热器进口压力MPa3.9146再热器出口压力MPa3.7247再热蒸汽进口温度336.98再热蒸汽出口温度5419再热蒸汽流量t/h971.0510一级减温水量t/h11二级减16、温水量t/h12再热汽喷水量t/h13给水温度287.314给水压力MPa15冷风温度3316热一次风温度391.117热二次风温度380.618排烟温度140.619燃料耗量t/h18420锅炉效率%92.521设计热效率%92.5定压滑压1.4 主要承压部件及管道1.4.1 汽包表2-2序号项目单位尺寸备注1长度mm21982直段长198482内径mm17783厚度mm1454材质DIW353碳钢5分离器数量个 mm 轴流式6单个分离器出力t/h最大7正常水位mm中心线下:8水位波动值mm9工作水容积m10总水容积m11中心线标高mm12省煤器水进入汽包管mm 根13下降管mm55950417、根,材质:14上升管mm 根15下降管分配集箱mm 只16分配集箱引出管mm 根1.4.2 水冷壁表2-3序号项目单位尺寸备注1光管mm63.572内螺纹管mm63.56.63上联箱mm4下联箱mm5汽水引出管mm6汽水引出管数根7后墙悬吊管mm8对流排管mm9前墙+后墙管数根10左墙+右墙管数根11四角管数根12循环回路个前后墙各 个两侧墙各 个1.4.3 过热器1.4.3.1 低温过热器：表2-4 序号组成单位尺寸材质备注1顶棚过热器mm2后烟道包覆过热器mm3水平式低温过热器mm4立式低温过热器mm1.4.3.2 分隔屏过热器表 2-5序号组成单位尺寸材质备注1进口联箱mm2管束mm3出18、口联箱mm1.4.3.3 后屏过热器表 2-6序号组成单位尺寸材质备注1进口联箱mm2管束mm3出口联箱mm1.4.3.4 末级过热器表 2-7序号组成单位尺寸材质备注1进口联箱mm2管束mm3出口联箱mm1.4.4 再热器1.4.4.1 墙式再热器表 2-8序号组成单位尺寸材质备注1进口联箱mm2前墙管mm3两侧墙管mm4出口联箱mm1.4.4.2 屏式再热器表 2-9序号组成单位尺寸材质备注1进口联箱mm2管束mm1.4.4.3 末级再热器表 2-10序号组成单位尺寸材质备注1管束mm2出口联箱mm1.4.5 省煤器表 2-11序号组成规格单位材质烟速水速备注1进口联箱2管束3出口联箱4出19、口联箱引出管5汇集联箱6至汽包引入管1.5 燃烧设备规范 表 2-12序号名称项目单位规范备注1煤粉燃烧器型式布置方式数量只容量kcal/h2油燃烧器型式布置方式数量只容量t/h供油压力MPa供油温度蒸汽压力MPa蒸汽温度供气压力MPa3炉膛容积宽度mm深度mm漏风%1.6 吹灰器表 2-13序号安装位置型式型号数量单位介质介质压力MPa介质温度1炉膛墙式只蒸汽伸缩式只2水平烟道伸缩式只蒸汽3竖井烟道伸缩式只蒸汽4空予器伸缩式只蒸汽1.7 锅炉汽水容积（T）表 2-14状态省煤器系统汽包水冷系统过热器再热器累计水压试验时正常运行时1.8 燃料及灰渣特性1.8. 1 元素分析（%）表 2-15项20、目符号单位设计煤种*最差煤种*最好煤种全水分Mt%30.035.028.0内在水分(空气干燥基水分)Mad%20.025.018.0收到基灰分Aar%3.786.003.00可燃基挥发分vdaf%52.8558.3143.48收到基挥发份Vy%35.0034.4030.00收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg175841633018840(Kcal/kg)420039004500收到基碳Car%47.6544.8449.68收到基氢Har%3.362.804.07收到基氮Nar%0.770.650.55收到基氧Oar%14.2110.5014.61收到基硫Sar%0.230.210.09磨21、损指数无资料无资料无资料哈氏可磨系数HGI/454565灰成分分析二氧化硅SiO211.7三氧化二铝Al2O312.0三氧化二铁Fe2O334.0氧化钙CaO14.0氧化镁MgO12.0三氧化硫SO313.67二氧化钛TiO20.3氧化钾K2O0.98氧化钠Na2O0.19其它1.16变形温度DT115011501150软化温度ST120012001200半球温度HToC125012501250流动温度FT130013001300注：煤质成分分析表中最差煤种、最好煤种的成分构成是锅炉厂根据表2.6.1-2煤质变化范围，经过分析计算而得，并非化验所得，供参考使用。1.8. 2 工业分析：表 2-22、16 煤质变化范围表项目符号单位变化范围工业分析（收到基）全水分Mt,ar%2535内在水分Minh%1525灰分Aar%36挥发份Var%3040固定碳FCar%2843收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg16330 18840Kcal/kg39004500元素分析（干燥基）碳Cd%5576氢Hd%4.57氮Nd%0.51.5氧Od%1025全硫St,d%0.10.35灰Ad%36灰分析二氧化硅SiO2%1032三氧化二铝AL2O3%2.6329.2三氧化二铁Fe2O3%8.338.5氧化钙CaO%4.1820氧化镁MgO%8.316氧化钠Na2O%0.152氧化钾K2O%0.052.423、氧化钛TiO2%0.10.7三氧化硫SO3%0.1215五氧化二磷P2O5%0.5-22.7灰熔点I.D.1150S.T.1200H.T.1250F.T.1300哈氏可磨系数HGI45651.9 过热器减温器：1.9. 1 一级减温器：数量: 型式: 位置： 减温水源： 最大流量: 1.9. 2 二级减温器：数量: 型式： 位置： 减温水源： 最大流量: 1.10 制造厂：哈尔滨锅炉厂。1.11 安全门表 2-17序号名称编号整定压力MPa回座压力MPa排汽量t/h备注1汽包安全阀#1总排放量是BMCR工况蒸汽流的 %#2#3#42过热器出口安全阀#1总排放量是BMCR工况蒸汽流的 %#23过24、热器出口动力排放阀(PCV)#1总排放量是BMCR工况蒸汽流量的 %#24再热器进口安全阀#1再热器进口安全阀的总排放量占再热器最大流的85.2%#2#3#45再热器出口安全阀#1再热器出口安全阀的总排放量占再热器最大流的 %#2第二节 锅炉辅机技术规范1. 技术规范1.1 送风机1.1.1 风机性能数据：表 2-18工况煤种TB工况BMCR工况TMCR工况设计煤种设计煤种设计煤种风机入口体积流量(m3/s)122.21111.10105.43风机入口质量流量(kg/s)140.92130.28123.64风机入口温度()303030入口空气密度(kg/m3)1.15311.17261.17225、7风机入口全压(Pa)-395-329-321风机入口静压(Pa)-824-690-646风机出口全压(Pa)352026812639风机出口静压(Pa)309123202314风机全压升（包括附件损失、消声器阻力）(Pa)391530102960风机静压升（包括附件损失、消声器阻力）(Pa)391530102960风机出口风温()33.933.032.9风机附件损失(Pa)已包含在全压效率内风机全压效率(%)87.785.085.6风机轴功率(kW)544393364风机转速(r/min)149014901490消声器阻力(Pa)1821501351.1.2 送风机技术数据表 2-19序号项26、目单位数值1风机型号GU13630-012风机调节装置型号动叶可调3叶轮直径mm17784轴的材质35CrMo5轮毂材质42CrMo6叶片材质航空锻铝7叶轮级数级18每级叶片数片209叶片调节范围度-36+2010比转数15211液压缸缸径和行程mm/mm400/6312转子重量kg350013转子转动惯量kg m224014风机的第一临界转速r/min193715进风箱材质/壁厚/mmQ235A/516机壳材质/壁厚/mmQ235A/1517扩压器材质/壁厚/mmQ235A/518风机轴承型式滚动轴承19轴承润滑方式循环油+油池20轴承冷却方式循环油+油池21轴瓦冷却水量t/h022风机旋转27、方向（从电机侧看）从电机向风机看逆时针旋转23消声器阻力PaBMCR工况下15024消声器重量kg850025风机总重量kg1100026安装时最大起吊重量（部件名称）kg7000（机壳下半部、转子）27安装时最大起吊高度m2.65（距风机轴向中心线）28检修时最大起吊重量（部件名称）kg3500（转子）29检修时最大起吊高度m2.65（距风机轴向中心线）1.1.3 配套电动机综合数据表表 2-20序号项目单位数值1电动机型式鼠笼式异步电动机2电动机型号YKK450-4WTH3额定功率KW6304额定电压V60005额定电流A74.76额定转速r/min14907防护等级IP558绝缘等级F928、冷却方式IC61110接线方式Y11轴承型式滚动轴承12轴承润滑方式脂润滑13轴承冷却方式自然风冷14转子重量kg15转动惯量kg m2风机：24016电动机总重kg41081.1.4 油系统（润滑、液压共用油站）主要技术数据表 2-21序号项目单位数值1流量l/min风机润滑油路：24风机控制油路：222压力MPa风机润滑油路：0.11风机控制油路：1.33油质牌号L-TSA684油箱材质Q235A5油箱容积m30.256滤油器过滤精度257油冷却器冷却水量m3/h238油冷却器冷却水压MPa0.30.69冷油器型式管式10油泵型式齿轮泵11油泵数量台212油泵转速r/min145013油泵29、功率kW2.214油箱电加热器数量台115油箱电加热器功率kW1.51.2 引风机1.2.1 引风机性能数据表 2-22 工况项目 煤种TB工况BMCR工况TMCR工况设计煤种设计煤种设计煤种风机入口体积流量(m3/s)331.800288.531273.920风机入口质量流量(kg/s)272.341244.703223.656风机入口温度()143133131入口烟气密度(kg/m3)0.82080.84810.8165风机入口全压(Pa)-3966-3147-3087风机入口静压(Pa)-4318-3422-3326风机出口全压(Pa)11951118950风机出口静压(Pa)8438430、3711风机全压升（包括附件损失）(Pa)516142654037风机静压升（包括附件损失）(Pa)516142654037风机出口风温()150.4139136.9风机附件损失(Pa)已包含在全压效率内风机全压效率(%)84.483.683.8风机轴功率(kW)201214641314风机转速(r/min)9809809801.2.2 引风机技术数据表 2-23序号项目单位数值1风机型号YA15236-8Z2风机调节装置型号静叶可调3叶轮直径mm26504轴的材质35CrMo5轮毂材质16MnR6叶片材质16MnR7比转数1028叶片使用寿命小时300009转子重量kg200010叶轮级数级31、111转子转动惯量Kgm2106012每级叶片数片1313叶片调节范围度-75+3015风机的第一临界转速r/min127416进风箱材质/壁厚/mmQ235A/817机壳材质/壁厚/mmQ235A/1918风机轴承型式滚动轴承19扩压器材质/壁厚/mmQ235A/620轴承润滑方式脂润滑21轴承冷却方式风冷22轴瓦冷却水量t/h023风机总重量kg3100024风机旋转方向（从电机侧看）逆时针旋转25冷却风机型号/数量9-19No.4A26冷却风机功率kW327冷却风机风量、风压8241978m3/h、35903051Pa28安装时最大起吊重量/最大起吊高度kgm8100/3.52（距风机轴32、向中心线）29检修时最大起吊重量/最大起吊高度kgm2000/3.52（距风机轴向中心线）1.2.3 配套电动机综合数据表表 2-24 序号项目单位数值1电动机型式鼠笼式三相异步电动机2电动机型号YKK710-6WTH3额定功率kW22004额定电压kV65额定电流A261.36额定转速rpm9807防护等级IP558绝缘等级F9冷却方式IC611（空空冷）10接线方式Y11轴承型式进口滚动轴承12轴承润滑方式脂润滑13轴承冷却方式空冷14转子重量kg15转动惯量kg.m2风机：106016电动机总重kg170001.3 一次风机规范表 2-25序号名称内容单位备注1型式双吸双支撑离心式2型号33、GL343453叶轮直径mm4流量122.21m3/s5风机出口压力16800Pa6液力偶合器YOTcs800A7风机电机YKK630-4WTH8电机电压6KV9功率2000KW10电机转速1490r/min时 11进口温度12进口空气密度Kg/ m313风机效率%14风机轴功率KW15数量2台/炉16生产厂家成都电力机械厂1.4 给煤机1.4.1 设备规范表 2-26序号名称内容单位备注1型号F552型式电子称重式3最大出力71.5t/h4工作出力6-65t/h5数量12台6 台/炉6给煤距离2350mm给煤机进煤口至出煤口中心线7进煤口法兰直径946mm8出煤口法兰直径628mm9生产厂家34、江苏赛摩集团有限公司1.4.2 主电机规范表 2-27名称内容单位备注型号CAZ88-M100LB4额定功率3kW额定电压380V防护等级启动电流1.4.3 清扫链电机规范表 2-28名称内容单位型号CAZ68-M90S4额定功率1.1kW额定电压380V防护等级启动电流绝缘等级/允许温升1.5 磨煤机1.5.1 磨煤机规范表 2-29序号名称内容单位备注1型号ZGM113N2分离器型式静态分离器3磨辊加载方式液压变加载4转速24.2r/min5出口温度656出力BMCR:36.8t/h最大:45.08最小:11.877煤粉细度R90=30%8通风量BMCR:20.67Kg/s最大:22.6135、最小:14.699磨煤机最大通风阻力641KPa包括分离器、煤粉分配器10磨煤机计算通风阻力55KPa包括分离器、煤粉分配器11燃用煤种印尼褐煤W=2512台数6/炉13生产厂家北京电力设备厂1.5.2 磨煤机主要运行参数（设计煤种）表 2-30 序号项目磨煤机各负荷工况数据1磨煤机型号ZGM113N磨煤机2锅炉负荷单磨按最大设计出力工作时设计煤B-MCR磨煤机各负荷75%磨煤机各负荷50%磨煤机各负荷25%3锅炉煤耗量 t/h225.4184169.05112.756.354运行磨煤机台数555555单台磨煤机实际出力 t/h45.0836.833.8122.5411.276可磨性影响系数 36、fG0.9427煤粉细度影响系数 fR1.1258原煤水分影响系数 fM0.7729磨损后期出力下降影响系数 fh0.9510原煤灰分影响系数 fa111磨煤机的基点出力 t/h5812单磨最大设计出力 t/h47.4513煤粉最终水分 %1514煤粉细度 R90%3015磨煤机密封风漏入风量 kg/s1.216给煤机密封风漏入风量 kg/s0.22517原煤水分产生的蒸汽量 kg/s2.211.8041.6571.1050.55218磨煤机入口一次风量 kg/s22.6120.6719.9717.3314.6919磨煤机出口风量(含密封风) kg/s24.0322.0921.3918.76137、6.1220磨煤机出口风量(含密封风及水蒸气) kg /s26.2423.923.0519.8616.6721磨煤机出口容积流量 m3/s25.6523.2422.3719.115.8222磨煤机出口风温 6523磨煤机入口热风温度 340311.6299.9247174.324磨煤机入口到分离器出口压降 Pa6410566453954380336525磨煤机出口(分离器后)压力Pa343026煤粉管道内径 mm51027煤粉管道内风速 m/s31.428.427.423.419.41.5.3 电动机规范表 2-31序号名称内容单位备注1型号YMKQ600-62功率560kW3电压/电流60038、0/69.7V/A4转速992r/min5冷却方式空冷1.5.4 密封风机规范:表 2-32序号名称内容单位备注1型号CMF5N5.2D152离心式2空气流量4000 m3/h3空气压力9KPa4电机型号YKK355-45功率185kW6转速1485r/min7电压6000V8电流A9台数2台/炉1.5.5 润滑油系统:表 2-33序号名称内容单位说明1油站型号XYZ250-L2油泵电机型号YD160M-8/44电压380V5功率7.5KW6流泵流量0.25m3/min7正常供油压力0.15-0.35MPa8油冷却器冷却水流量15m3/h9油冷却器冷却水压力0.4MPa10冷却水温3811润滑39、油牌号N320硫磷型重极压工业齿轮油1.5.6 液压油系统表 2-34序号名称内容单位说明1油站型号2油泵电机型号Y160M-64电压380V5功率7.5KW6流泵流量0.02m3/min7正常供油压力13MPa8油冷却器冷却水流量7.2m3/h9油冷却器冷却水压力0.4MPa10冷却水温3811润滑油牌号L-HM46高级耐磨液压油1.6 空压机技术规范系统配置：3台42.5m3/min（等级）的喷油螺杆式空气压缩机，额定排气压力0.85MPa，2台运行，1台备用，用于除灰专业输灰用气。系统采用母管制，3台空压机需联锁控制，可自启停；3台32.9m3/min（等级）的喷油螺杆式空气压缩机，额定40、排气压力0.85MPa（g），2台运行，1台备用。用于仪表控制用气；3台空压机需联锁控制，可自启停。3台19.2m3/min（等级）的喷油螺杆式空气压缩机，额定排气压力0.85MPa（g），1台运行，2台备用。用于检修用气。3台空压机需联锁控制，可自启停。1.6.1 除灰用空气压缩机性能参数表 2-35序号名 称单位技术参数备注1螺杆式空气压缩机2型号MM2503排气量Nm3/min42.54进气压力MPa(a)0.15环境温度最高466排气压力MPa(g)0.857冷却方式水冷8排气温度108机头温度9压缩级数110传动方式:齿轮直联11转子转速r/min205212轴功率kW27513后部41、冷却器出口温度：451614冷却水量t/h17.715冷却水压MPa0.250.4516主电机型号IY315M4-417主电机转速r/min148218主电机额定功率kW25019电源电压V600020主电机绝缘等级F21主电机防护等级IP5422效率%92.9423主电机重量kg186024主电机电加热器电压V230无需单独供电25主电机电加热器功率W20026机组噪声dB(A)79326机组振动mm /s428机组总重量kg59601.6.2 仪表用空气压缩机性能参数表 2-36序号名 称单位技术参数备注1螺杆式空气压缩机2型号MM2003排气量Nm3/min32.94进气压力MPa(a)42、0.15环境温度最高466排气压力MPa(g)0.857冷却方式水冷8排气温度108机头温度9压缩级数110传动方式:齿轮直联11转子转速r/min315612轴功率kW22013后部冷却器出口温度：4514冷却水量t/h14.215冷却水压MPa0.250.4516主电机主电机型号IY315M2-417主电机转速r/min148218主电机额定功率kW20019电源电压6000V20主电机绝缘等级F21主电机防护等级IP5422效率%92.6223主电机重量kg135024主电机电加热器电压V230无需单独供电25主电机电加热器功率W20026机组噪声dB(A)79327机组振动mm /s443、28机组总重量kg49301.6.3 检修用空气压缩机机性能参数：表 2-37序号名 称单位技术参数备注1螺杆式空气压缩机2型号R110IU-8.53排气量Nm3/min19.24进气压力MPa(a)0.15环境温度最高466排气压力MPa(g)0.857冷却方式水冷8排气温度108机头温度9传动方式:齿轮直联10转子转速r/min189611气体出口含油量PPm（即mg/m3）2.512轴功率kW12113后部冷却器出口温度：4514冷却水量t/h9.115冷却水压MPa0.250.4516主电机型号IY280M2-417主电机转速r/min148518主电机额定功率kW11019电源电压344、80V20主电机绝缘等级F21主电机防护等级IP5522效率%93.9723主电机重量kg84224主电机电加热器电压V230无需单独供电25主电机电加热器功率W20026机组噪声dB(A)70327机组振动mm /s428机组总重量kg26401.6.4 储气罐技术规范：系统配置：仪表用配2台30m3仪表用压缩空气储气罐，1台15m3检修用压缩空气储气罐。除灰用配2台6m3输灰用压缩空气储气罐。表 2-38 储气罐设备规范序号项目单位仪表用储气罐检修用储气罐输灰用储气罐1型式立式立式立式2容积m3301563设备台数台2224工作介质仪表用压缩空气检修用压缩空气输灰用压缩空气5工作压力MPa45、.g1.01.01.06工作温度1501501507设计压力MPa.g1.11.11.18设计温度1501501509水压试验压力MPa.g1.3751.3751.37510安全阀型式及规格mmA28H-16A28H-16A28H-1611安全阀数量个11112安全阀起跳/回座压力MPa.a1.050.02/0.971.050.02/0.971.050.02/0.9713安全阀最大排气量t/h14.59.285.9414安全阀接口尺寸及公称压力mm/MPa80/1.665/1.650/1.615排污关断阀规格/数量/个J11T-16/1J11T-16/1J11T-16/116自动疏水阀规格/数46、量/个OPT/1OPT/1OPT/11.7 空预器1.7.1 设备规范表 2-39序号名称内容单位备注1型号30-VI（T）-2333-QMR2形式三分仓回转容克式3转子直径m4受热面高度mm5漏风率%一年内一年后6驱动方式7润滑方式上轴承室水冷8台数2台/炉9转速r/min慢速为0.62510生产厂家1.7.2 主要运行参数表 2-40序号B-MCR下设计参数数值单位1烟气流量kg/h2二次风出口流量kg/h3一次风出口流量kg/h4烟气进口温度5烟气出口温度6一次风进口温度367二次风进口温度338一次风出口温度391.19二次风出口温度380.610一二次风差压MmH2O11二次风与烟气47、差压mmH2O12一次风与烟气差压MmH2O13导向轴承温度70报警14推力轴承温度70报警1.7.3 主辅电机表 2-41 型号功率电压电流转速主电动机15KW380V辅助电机15KW380V1.7.4 油系统设备表 2-42 轴承润滑方式油号备注导向轴承推力轴承1.7.5 水冲洗装置: 表 2-43序号名称内容备注1位置2冲洗介质3水压4每只喷枪喷嘴数5每只喷枪耗水量6总的水冲洗时间7总耗水量1.7.6 吹灰器表 2-44序号名称内容单位备注1型号2型式3数量1只/台4介质5吹灰压力bar6蒸汽过热度7吹灰器位置8每只喷枪喷嘴数个9每只喷枪每分钟耗气量公斤11每只喷枪吹灰时间12每只喷枪总48、耗气量公斤13每只喷枪操作运行时间14生产厂家1.7.7 扩容器表 2-45项目单位定排扩容器连排扩容器型号设计压力MPa设计温度最大工作压力MPa容积m3生产厂家1.7.8 燃烧器喷口布置表 2-46序号喷口代码中文名称1234567891011121314151617第三章 锅炉联锁与保护第一节 机电炉大联锁保护1. 锅炉跳闸：锅炉跳闸联跳汽机、发电机。2. 汽机跳闸：机组负荷大于30%汽机跳闸联跳发电机，锅炉MFT动作。3. 发电机非电气量保护跳闸：发电机跳闸联跳发变组出口开关。第二节 锅炉联锁保护1. 锅炉跳闸保护（MFT）：下列保护之一动作，联跳发电机、汽轮机。1.1 机组负荷大于349、0%汽机跳闸。1.2 送风机均停。1.3 引风机全停。1.4 煤层运行时，两台一次风机全停。1.5 两台空预器全停。火检冷却风压低停炉380Pa或两台冷却风机都停运时，延时30秒。1.6 炉膛压力高+3000Pa。1.7 炉膛压力低3000Pa。1.8 汽包水位高+200mm，延时8S。1.9 汽包水位低300mm，延时5S。1.10 锅炉风量30%，延时30S。1.11 失火焰：所有油层火检和煤层火检均无火，且任一磨系统运行，4选3。1.12 失燃料：给煤机或磨煤机均停且油角阀均关或速断阀未开，且锅炉已启动。1.13 手动MFT：操作人员将跳闸盘上的MFT两个同时按下。2. 锅炉跳闸后联锁250、.1 联跳汽轮机。2.2 联跳发电机。2.3 联跳一次风机。2.4 联锁关闭过热蒸汽减温水闭锁阀、关闭过热蒸汽减温水调节阀。2.5 联锁关闭再热蒸汽减温水闭锁阀、关闭再热蒸汽减温水调节阀2.6 联跳磨煤机，关闭出口分离器挡板、吹扫风档板。2.7 联跳给煤机，关闭进出口档板。2.8 联跳暖炉油跳闸阀、油角阀、燃油回油快关阀。2.9 各吹灰器自动退出；2.10 MFT动作信号给除尘。2.11 引、送风机档板切为手动；2.12 MFT动作且炉膛压力低二值（延时20秒）跳引风机；2.13 MFT动作且炉膛压力高二值（延时20秒）跳送风机； 第四章 机组冷态启动的准备第一节 启动规定及说明1. 机组安装51、大小修后的启动必须在总工、生技部门、运行部门等有关领导主持下进行。2. 有下列情况之一者，机组禁止启动：2.1 控制系统故障，计算机死机，CRT失去显示。2.2 控制功能动作不正常，有关监控功能失去。2.3 机组主要保护功能任一失灵。2.4 机组重要调节装置任一失灵。2.5 机组重要监视仪表任一失灵。2.6 FSSS监控功能动作不正常，有关监控功能失去。2.7 CCS的主要功能失去。2.8 汽机、电气侧启动条件不满足。3. 机组状态划分及机组启动方式选择：3.1 汽机状态的划分。3.1.1 冷态：高压缸转子金属温度160。3.1.2 温态：高压缸转子金属温度160t450。3.1.3 热态：52、高压缸转子金属温度450。3.2 锅炉状态划分：3.2.1 冷态：停炉时间大于48 小时，且锅炉无压力。3.2.2 热态：停炉时间小于36 小时，且锅炉各放空气阀未开。3.3 机组启动方式选择：3.3.1 锅炉汽机均处于冷态时，锅炉按冷态启动方式启动。3.3.2 锅炉汽机均处于热态时，锅炉按热态启动方式启动。3.3.3 锅炉处于冷态而汽机处于温、热态时，锅炉用冷态启动方式选择升负荷率、升压率，机组的冲转时间、初负荷暖机时间按照温、热态启动方式选择。4. 机组主要保护功能、仪表及调节装置：4.1 机组主要保护功能：4.1.1 锅炉MFT功能。4.1.2 汽机跳闸保护。4.1.3 发变组跳闸保护。53、4.2 锅炉重要监视测点：4.2.1 汽包水位计。4.2.2 炉膛负压。4.2.3 主蒸汽和再热蒸汽温度。4.2.4 炉膛出口氧量。4.2.5 锅炉排烟温度。4.3 锅炉调节装置：4.3.1 送、引风调节装置。4.3.2 一次风调节装置。4.3.3 燃油压力、流量调节装置。4.3.4 主汽温度调节装置。4.3.5 再热汽温调节装置。4.3.6 汽包水位调节装置。第二节 机组启动前检查与准备工作1. 通则：1.1 机组各专业的检修工作全部完成，所有工作票应严格按有关要求总结完毕，全部工作现场清理干净，无杂物，电气一、二次设备上无人工作，撤除全部安全措施；1.2 工作现场照明充足，事故照明可靠，通54、风设备完好，通讯系统设备完好；1.3 现场消防设备完整齐全，消防水系统完好并已投入运行，主要辅机、电气设备、燃油系统、制粉系统等易发生火灾的地方有足够的消防器材； 1.4 确认各辅机电机绝缘合格，有关动力电源已送上，检查转动设备系统完好，仪表齐全，轴承润滑油位正常，油质合格，冷却水已投入（各辅机检查详见辅机各章节）；1.5 所有控制系统已检查完毕，具备投运条件，所有安全联锁系统能正常使用；1.6 机组各部分平台、楼梯、栏杆、地沟、盖板等完好无损，各系统支吊架完整牢固，保温良好，膨胀指示器指示正确，CRT上显示与设备实际状态相符；1.7 有关保护、联锁装置的试验己结束，所有保护联锁均能可靠动作；55、1.8 控制电源，操作电源，仪表电源等均应送上，且正常；1.9 热工仪表均己投入且指示正常。2. 锅炉启动前检查：2.1 燃烧室、烟道、风道、灰斗内无杂物、外形完整，各看火孔、检查孔关闭严密；2.2 冷灰斗、省煤器灰罐水封良好；2.3 对照检查卡检查各风门、阀门，挡板与系统连接良好，开关灵活，位置正确，执行机构、传动装置完整牢固，动作正常，方向位置指示与实际符合，行程正确；2.4 锅炉各吹灰器、油枪、点火器在退出位，烟温探针进退灵活；2.5 锅炉火检冷却风投入，火焰监视工业电视装置冷却水投入；2.6 各取样阀、放空气阀、疏水阀符合启动前的条件；2.7 空预器检修工作结束，内部无杂物，人孔门、检56、查门关闭严密，符合启动条件；2.8 机组所有保温完整。3. 锅炉启动前的工作：3.1 锅炉启动前应进行下列工作：3.1.1 联系燃料值班人员，做好油系统投运前的准备工作，各煤仓上煤；3.1.2 通知灰控值班人员，投入电除尘绝缘子加热；3.1.3 通知灰控值班员投用电除尘灰斗加热与振打装置；3.1.4 联系化学，启动工业水泵；3.1.5 根据需要，提前通知有关启动锅炉值班人员，启动一台启动炉。3.2 点火前一小时，通知灰控值班员投入冷灰斗及省煤器灰罐水封。第五章 机组的冷态启动第一节 锅炉点火前的操作1. 检查并清除锅炉各部位任何有碍膨胀的杂物，各处膨胀指示器装设位置正确，保证平台和扶梯畅通。257、. 检查各处门孔是否关闭，所有风门及烟气挡板开闭灵活，挡板就地开关位置与表计指示相符。3. 检查所有阀门是否处于启动所要求的正确位置，阀门无泄漏，开关灵活，电动气动执行机构良好，开度指示与实际位置相符。4. 尾部包墙环形集箱疏水阀开启，主蒸汽暖管系统开启、再热器疏水阀开启，高低压旁路系统备用。5. 汽包就地水位表计完整，指示正确，汽水阀门开关灵活，照明良好，水位电视系统工作正常。6. 燃烧系统和燃烧器大风箱，无积灰、积油、积粉，各风门指示正确，控制装置齐全，燃烧器摆动执行机构良好，无积灰及杂物卡涩，燃烧器油枪、点火器、推进器、电磁阀等齐全良好。7. 检查空预器，包括油浴润滑和水冷却系统，消防和58、火警系统等，各指示器均处于正常位置。8. 检查吹灰系统，吹灰器进退灵活，疏水系统完好，控制系统正常。9. 检查炉底蒸汽加热系统，各阀门处于关闭状态。10. 各汽水管道、烟风道、燃烧器等吊架完整，受力均匀，弹簧吊架处于正常工作状态。11. 热工仪表均处于正常工作状态。12. 灰、渣系统正常，建立炉底冷灰斗水封，密封槽注水到溢流水位。13. 检查炉前油系统，所有手动阀门位于“开启”，所有控制阀门位于“关闭”。14. 检查磨煤机及给煤机系统，磨煤机出口门“开启”，热风进口门和控制挡板“关闭”，冷风进口门“开启”，冷风控制挡板开启约5%，磨煤机和给煤机密封风门“开启”，磨煤机出口分离器整定到位，磨煤机59、润滑油系统处于正常工作状态。15. 锅炉烟道和风道挡板处于正确状态：15.1 引风机出口关断挡板“开启”，进口调节挡板“关闭”或处于最小开启位置。15.2 送风机（FD）出口关断挡板“关闭”，叶片节距处于最小开度位置。15.3 一次风机（PA）出口关断挡板“关闭”，进口调节叶片“关闭”或处于最小开度位置。15.4 所有烟道挡板，包括除尘器挡板，全部“开启”。15.5 燃烧器二次风门“开启”或处于调节状态。15.6 一台磨煤机密封风机关断挡板“开启”。15.7 火焰检测器冷却风机处于正常工作状态，火焰检测器冷却风门“开启”。16. 减温水系统阀门全部“关闭”，严防锅炉启动前，减温水进入过热器和再60、热器系统，特别要防止减温水进入主蒸汽管道和再热蒸汽进出口管道，损坏汽轮机。17. 汽水取样一次门开启，汽包加药门开启。18. 确认厂用气系统、仪表用气系统已投运，有关供气阀门开启。19. 锅炉点火前10小时，进行下列工作：19.1 准备足够的除盐水。19.2 做好轻油系统投运前的准备工作。19.3 煤仓加煤。19.4 辅汽系统投运。20. 锅炉自动系统，燃烧器管理系统，锅炉控制系统，锅炉应力监视系统，锅炉报警系统投入，功能正常。21. 锅炉进水。21.1 锅炉启动前检查工作结束后，通知化学，汇报值长，给水水质合格后准备向锅炉进水；21.2 将炉膛两侧烟温探针推进，投入炉膛火焰监视工业电视，汽包61、水位监视工业电视，投入定排降温池的冷却水。21.3 进水前，检查汽包、前屏进出口导汽管、屏再进口导汽管、末过进、出口管道、末再出口管道上空气阀均已开启，炉顶棚过热器进口联箱疏水阀和5%旁路疏水阀均已开启；21.4 锅炉大小修结束（新安装或大小修后），进水前后应抄录膨胀指示器一次；（确认受热面膨胀顺畅。）21.5 进水步骤：21.5.1 启动电动给水泵，用30%给水旁路阀控制进水流量，向锅炉进水；21.5.2 控制汽包水位在+100mm左右，通知化学对炉水取样分析，水质不合格应通过水冷壁下联箱排污系统放换水，直至水质合格。21.6 在电动给水泵异常情况下，可利用汽动给水泵进行上水，操作步骤同电动62、给水泵。22. 水质合格后，控制汽包水位在-50mm左右，根据情况，投运锅炉底部加热系统,投入定排降温池冷却水。23. 炉底蒸汽加热23.1 上水至汽包水位-100mm后，投入炉底蒸汽加热装置，先开启加热分配集箱疏水阀门，进行疏水暖管20分钟，暖管结束关闭疏水阀门，再缓缓开启水冷壁各下集箱的蒸汽加热阀门，不应出现水击现象。23.2 汽压升至0.170.4MPa时，空气门有蒸汽喷出，关闭空气门，开启过热器各疏水门、主汽管道疏水暖管。23.3 汽压升至0.4MPa时，冲洗水位表、冲洗压力表管、冲洗水位变送器和水位开关，并核对水位，保证指示正确。23.4 汽压升至0.5MPa，水温不超过150（大约63、需2小时），热紧螺栓，解列炉底蒸汽加热，关闭蒸汽加热支管阀门和总门，开启加热管道疏水阀，疏水完毕后，关闭疏水阀。23.5 加热过程中应注意：23.5.1 加热过程应缓慢进行，按炉水饱和温度升温率40/h控制，严格控制汽包壁温差，在升温过程中汽包壁各点间的温差最大不超过40。23.5.2 加热期间汽包水位不断上升，此间可维持+150200mm高水位，待汽包内壁温度150时，可用事故放水阀放水（利用水冷壁下集箱放水、需停止加热）保持正常的水位。23.5.3 加热前后记录各膨胀指示值，注意各膨胀变化是否均匀，如膨胀异常，应降低升温速度或停止炉底加热，待查明原因并消除后再继续加热。23.5.4 加热过64、程中不应通风。23.5.5 加热管道如出现振动，应关小蒸汽加热阀门。24. 锅炉进水要求：24.1 点火前锅炉进水必须是合格的除盐水，并且经除氧合格；24.2 启动给水泵向锅炉缓慢进水，进水至汽包正常水位，夏季应不小于2小时，冬季应不小于4小时，进水操作时应缓慢进行，整个过程应严格控制汽包上、下壁温差不大于50；24.3 进水过程中对高加、给水管道、锅炉冲洗排放时应注意凝结水箱水位，当凝结水箱水位过低时，暂停排放，待凝结水箱水位上升后再排放；24.4 进水初期应控制给水流量不大于100.8t/h,省煤器应无水击、振动等现象。第二节 锅炉点火及升温升压1. 烟风系统的启动1.1 确认烟风系统检查65、完毕，符合启动条件。1.2 启动火检探头冷却风机甲（乙），将火检探头冷却风机乙（甲）投备用。1.3 启动空预器甲、乙。1.4 启动引、送风机。1.5 调节炉膛负压及定值至-50Pa左右，将引风机甲、乙静叶调节置自动。1.6 调整总风量在30%40%BMCR范围内。1.7 调整风量及负压时，应注意两侧风机平衡，防止抢风。2. 炉前油系统启动2.1 确认油系统各油枪、油燃烧器及暖风系统油燃烧器进油隔绝门关闭。2.2 投用油枪吹扫蒸汽系统，检查汽压正常。2.3 启动一台燃油泵。2.4 开启油系统吹扫蒸汽总门及疏水阀门，疏水阀连续冒汽，暖管结束，关闭疏水门。2.5 开启油枪及各油燃烧器蒸汽吹扫快速关闭66、阀，吹扫管路和油枪，然后关闭蒸汽快关阀。2.6 各层油枪及各油燃烧器快关阀关闭，开启进油母管快关阀，开启回油母管压力调节阀，炉前油系统处于油循环状态，调节回油流量约23t/h，炉前油系统压力保持0.70.8MPa，检查各层油角阀，吹扫阀，排污阀及油管路无泄漏。此时进油和回油均流经主管道，旁路阀应完全关闭。2.7 关闭进油快速关闭阀和回油调节阀，进行油阀泄漏试验。2.8 吹扫条件满足后，炉膛/风箱差压约400600Pa，进行炉膛吹扫，吹扫时间不少于5分钟。在吹扫过程中，上述任一条件不满足，则吹扫中断。查明原因，恢复吹扫条件，重新吹扫5分钟。吹扫完成后，锅炉进入点火程序。2.9 调整引、送风机，使67、炉膛保持一定负压（-50Pa），应注意两侧及风量平衡，防止抢风。风量控制在30%40%BMCR范围内。3. 锅炉点火3.1 机组处于“手动控制”方式。3.2 确认锅炉炉水品质合格。3.3 核对汽包两侧水位计指示，并与控制室水位指示核对。3.4 确认炉膛冷灰斗密封良好，炉底出渣装置水封建立。3.5 开启回油总阀，开启进油快关阀，燃油系统恢复至炉前油循环状态。燃油压力正常，油温正常，吹扫蒸汽压力正常。 3.6 确认燃烧器火焰检测系统投入，火检探头冷却风机开启，出口风压正常， 风压大约4KPa。3.7 投运炉膛TV冷却风机，风压大于1.5KPa，投入炉膛火焰监视系统。3.8 投入炉膛烟温探针。3.968、 燃烧器喷嘴倾角在水平位置。3.10 确认高低压旁路阀前隔离阀和暖管电动阀开启，高低压旁路系统待用。3.11 减温水系统有关手动隔离阀开启。3.12 主汽管道暖管系统和凝汽疏水阀开启，锅炉5%旁路疏水阀开启，再热器疏水阀开启。3.13 确认空预器火警监测装置和转子停运监测装置处于正常状态。投运空预器辅助汽源吹灰系统，连续不停吹灰，待煤粉投运后，再回复到正常的空预器吹灰程序。3.14 调节燃烧器风箱上层二次风挡板，使下层二次风流量达到20%BMCR风量。3.15 投运底层油枪。推进1号角油枪，推进高能点火器，开启1号角进油角阀，点火时间维持30秒，30秒后，点火器自动退回，如30秒内，火检探头检69、测有火，则点火成功。3.16 按1、3、2、4号角的次序，每隔30秒点燃一角油枪。应尽量维持同一层四角油枪同时燃烧，锅炉均匀受热。3.17 如30秒内，探头检测无火，则该角油枪点火失败，关闭该油角阀，进行5分钟油枪蒸汽吹扫，再退回油枪和点火器。3.18 点火器出现故障，不得强行点火。3.19 从炉膛TV和就地确认油枪点火成功，检查燃烧状态，点火后的油枪必须雾化良好，严禁雾化不良和漏油运行，及时调整油压，使燃油压力与风量调节至最佳工况。调节油枪风箱二次风挡板，风箱与炉膛之间的风压差维持在0.51KPa以上。4. 升温升压4.1 下层4支油枪已投运。逐渐增加燃烧油量，同时用5%旁路系统或高低压旁路70、系统，按启动曲线要求，控制锅炉蒸汽压力和温度，使锅炉出口蒸汽参数符合汽机冲转要求。4.2 调节燃油流量控制阀，按饱和蒸汽温升速度，控制锅炉升温升压速度，锅炉汽压0.98MPa以下，饱和蒸汽温升速度不大于0.3/分，锅炉汽压0.98MPa以上，饱和蒸汽温升速度不大于1/min。4.3 开始向锅炉补水时，通知化学加药，进行汽、水品质化验。4.4 升压过程中应随时注意汽包水位变化。4.5 查炉膛出口烟温探针工作正常，炉膛出口烟温不得超过538。4.6 记录锅炉各处膨胀指示值，检查锅炉膨胀是否均匀，如膨胀异常，应降低升温速度，待查明原因并消缺后方可继续升温。4.7 严格控制汽包壁温差，在升温升压过程中71、，汽包各点壁温差值不应超过40。4.8 汽包压力0.81.0MPa时，若连续向锅炉供水，应关闭省煤器再循环阀，投入单冲量给水自动调节。关闭全部疏水阀门，联系汽机投运高低压旁路系统，再热器通汽保护。4.9 主蒸汽压力大于3.0MPa时，若过热汽温升温不正常，或两侧汽温偏差较大，可采用打开启动排气阀，消除过热器管内积水，待主汽压力下降0.5MPa后关闭启动排汽阀。反复几次，直至各级过热器温升正常。但应注意汽包水位的控制，防止高、低水位引发MFT。4.10 进行一次风机、密封风机和制粉系统启动前的准备。4.11 此时整个系统为纯旁路运行，主蒸汽全部流经高压旁路、再热器和低压旁路，进入凝汽器。利用高压72、旁路，维持主汽压力5.6MPa，主汽温度340，利用低压旁路，维持再热汽压力1.4MPa，再热蒸汽温度320。4.12 化验汽水品质，维持燃烧稳定，准备汽机冲转。4.13 汽机冲转结束退出炉膛出口烟温探针，锅炉准备升负荷。第三节 锅炉升负荷1. 升负荷至5%额定负荷1.1 利用下层4只油枪，逐渐增加油量，稳定汽温和汽压，机组按“定压模式”运行，升负荷至5%，汽轮机暖机约30分钟。1.2 全面检查锅炉，关闭5%旁路疏水阀，关闭全部疏水阀门。加大排污量， 锅炉进行洗硅，炉水品质合格后，方可继续升负荷。2. 从5%升负荷至30%额定负荷。2.1 投运中层对角两只油枪。2.2 机组按“定压模式”运行，73、维持主汽压力5.6MPa，视汽机金属壁温许可情况，以1.5/min速度升温，以1.5MW/分速度升负荷。2.3 负荷升至10%时，增投中层另一对角油枪。2.4 负荷升至15%，空预器出口二次风温约180时，启动一次风机，开启空预器一次风挡板，一次风母管风压约为10KPa。2.5 视需要，投运上层油枪。2.6 启动磨煤机密封风机，磨煤机密封风/磨碗差压正常。2.7 当空预器一次风出口风温达170时，启动1号磨煤机，给煤机转速调节正常，一次风母管风压正常，开启磨煤机出口门向锅炉1层煤粉喷咀送粉。2.8 现场确认1层燃烧器煤粉着火。2.9 手动缓慢增加1层给煤量及磨煤机通风量，调节磨煤机出口风粉温度74、至设定值。2.10 除灰系统投入运行。2.11 由本炉主蒸汽供汽，切换空预器辅助吹灰蒸汽，投运吹灰系统减压站，投空预器吹灰器，空预器连续吹灰60分钟。2.12 负荷升至20%时，汽机投高压加热器。负荷升至30%时，给水旁路切换至主给水管路，锅炉给水流量由单冲量调节切换为三冲量调节，注意汽包水位变化，及时调节。高压旁路系统转为备用。2.13 过热器一、二级减温水系统备用，随时投入调节汽温。2.14 加大连续排污量，锅炉进行洗硅。在升负荷过程中，如果炉水含硅量超过规定值，应停止升负荷，进行洗硅，待炉水品质合格后，方可继续提升负荷。2.15 升负荷过程中，锅炉燃料的增加始终要先于汽机负荷增加。3. 75、从30%升负荷至50%额定负荷3.1 如运行工况稳定，投运2号磨煤机，向第二层燃烧器喷口送粉，缓慢增加第二层给煤机转速，适当降低第1层磨煤机负荷，使一、二层给煤机给煤率相等。3.2 机组转为“滑压模式”运行，以0.1MPa/min速度升压，以1.5/分速度升温，以1.5MW/min速度升负荷。3.3 投运第二台给水泵。3.4 燃烧稳定时，解列中层4只油枪。3.5 主蒸汽温度530时，投入主汽自控。3.6 50%负荷时，主蒸汽压力约13.5MPa。主蒸汽温度约510，再热汽温大约490。维持此负荷30分钟，锅炉进行洗硅。4. 从50%升负荷至90%额定负荷4.1 机组按“滑压模式”运行，以0.176、MPa/min速度升压，以1.5/min速度升温，以1.5MW/min速度升负荷。4.2 投运3号磨煤机，向第3层燃烧器喷口送粉。缓慢增加3号给煤机转速，使1、2、3号给煤机给煤率相等。4.3 负荷60%时，主蒸汽减温水自控系统投运，燃烧器摆动自控系统投运，再热汽减温水系统投运。4.4 根据燃烧稳定情况，逐步解列第二层和第三层油枪，炉前油系统处于循环备用状态。4.5 负荷升至75%时，投4号或5号磨煤机，缓慢增加给煤机进煤量，使各层给煤机给煤率相等，锅炉升负荷至90%，主汽压力17.4MPa，主汽温度540，再热汽温540。4.6 对锅炉全面检查一次。4.7 对锅炉全面吹灰一次。洗硅结束后，准77、备升负荷至100%。5. 从90%升负荷至100%额定负荷5.1 机组按“定压模式”运行。5.2 以1.5MW/min速度手动方式提升负荷，当负荷升至285MW时，应稳定10分钟，再升至350MW，防止锅炉蓄热饱和后引起机组超负荷。5.3 投入锅炉主控自动。5.4 对锅炉再次全面检查。主蒸汽压力17.18MPa，主蒸汽温度541，再热蒸汽温度541。第四节 锅炉启动时的监护1. 在锅炉升温升压阶段，汽包上下壁温差内外壁温差及任意两点间的壁温差不允许超过40。超过时应及时分析原因，调整燃烧，严格控制升温升压速度。如壁温差仍继续加大，应立即停止升温升压，待正常后再升压。2. 点火升压过程中，为使锅78、炉各部受热膨胀均匀，应根据膨胀情况适时进行水冷壁下集箱疏水，在疏水时严格控制汽包水位，当膨胀情况异常时，应停止升压，查找原因，待膨胀正常后，再继续升压。3. 在锅炉升温升压过程中，应严格控制炉膛出口烟温，在汽机冲转前不得超过538。4. 投油时，应对油枪燃烧情况进行观察，若燃烧不良，应立即进行调整。投油枪的顺序应该是先下层后上层，每层油枪以30秒间隔按1、3、2、4号的顺序对角投入。5. 投煤粉时，应就地检查，确认着火，注意燃烧调整，如煤粉投入后不着火，应立即停止投粉，并保持炉膛压力-100-150Pa，加强通风5分钟，此时应保持油枪燃烧稳定，待查明原因并消除后，方可进行第二次投粉，如两次投粉79、均不着火，应停止投粉，分析原因。煤粉燃烧器一般应邻层运行，三层以上运行时，要求有相邻层运行，不允许一、三、五运行方式。6. 汽机冲转与增加负荷期间，监视各级过热器和再热器出口汽温，及时投入各级减温器，防止超温。锅炉过热器布置二级喷水减温，分别控制分隔屏屏过热器和高温过热器出口汽温。再热汽温由燃烧器摆动控制，仅事故情况下，方可用事故喷水减温器。7. 在点火升温升压过程中，应加强对各级过热器和再热器壁温的监视和控制，严防超温，如发现管壁温度异常时，应及时采取措施进行调整。8. 在升压过程中随时监视炉水品质，应符合GB12145-99火力发电机组及蒸汽动力设备蒸汽质量标准的规定。9. 在升压过程中，80、如发现汽包水位控制不稳，或发现省煤器有汽化迹象，运行人员应查明省煤器再循环阀是否关闭，这时必须使给水量超过需要量，并辅以排污措施以保持水位。当炉水含硅量超标时，应停止升压，并进行洗硅，必要时降压运行。10. 新炉首次点火后，升温升压期间，要逐根检查锅炉吊杆的支吊状况，确保热态下吊杆均匀受力。11. 启动期间，后烟道下集箱的5%启动疏水阀先全开，起压后过热蒸汽压力以汽机旁路控制为主，可由5%疏水阀加以辅助控制，当汽机并网后关闭疏水阀。12. 点火前，所有再热器的疏水阀排气阀应开启，通向大气的排气阀和疏水阀在冷凝器建立真空前必需关闭，至凝汽器的疏水阀应开启，直至机组升负荷时，方能关闭。13. 在投81、煤粉前至少1小时，出渣装置和除灰系统应投入运行。14. 锅炉在燃用设计煤种时最低不投油稳燃负荷为35%MCR，实际稳燃负荷由用户根据实际燃用燃料经过试验后规定。15. 每一支油枪停用后，用蒸汽对阀后油管路和油枪进行彻底吹扫，吹扫时应将点火器点燃，以确保吹出油枪内的燃油全部被烧掉。吹扫结束后，将油枪退回，防止油枪头部烧毁。16. 每停止一支油枪，运行人员应就地检查该角燃烧器的火焰变化情况，若发现该角火焰发暗或着火点远离喷口，应立即恢复该角助燃油，并对煤粉燃烧器的送风量、燃料及挡板进行检查和调整，应在燃烧最佳状态下再试停该油枪，直至全部油枪退出运行。17. 监视空预器的出口烟温和空预器消防探针温度82、，防止二次燃烧、热变形和低温腐蚀。18. 通过火焰监视电视观察燃烧工况，防止燃烧不稳定而引起汽温和烟温的急剧变化。当汽温烟温急剧上升时，应降低升压速度，必要时，应暂停部分燃烧器。19. 注意自动调节装置的运行情况，当发生故障或调节不良时，应手动控制，并联系热工处理。20. 升温、升压应严格按照锅炉冷态启动曲线进行。第六章 机组温态、热态启动第一节 温、热态启动1. 锅炉在热备用状态下启动均称为热态启动，可分为：1.1 停炉后48小时，汽机汽缸转子温度在180350，主汽压力4MPa，过热器和再热器出口集箱壁温300，重新点火启动，称为温态启动。1.2 停炉后8小时，汽机汽缸转子温度在3504583、0，主汽压力6MPa，过热器和再热器出口集箱壁温360，重新点火启动，称为热态启动。1.3 停炉后2小时，汽机汽缸转子温度在450500，主汽压力10MPa，过热器和再热器出口集箱壁温400，重新点火启动，为极热态启动。2. 锅炉热态启动前的准备：2.1 空预器投入运行。2.2 炉前燃油系统工作正常。2.3 所有辅机满足运行要求。2.4 高压旁路控制阀蒸汽出口和入口疏水阀开启。2.5 主蒸汽管道暖管和凝汽疏水阀开启。2.6 过热器疏水阀和排汽阀关闭。2.7 再热器疏水阀开启。2.8 炉膛烟温探针投入运行。2.9 启动火焰检测器冷却风机。2.10 除灰出渣系统投入运行。2.11 燃烧器喷口为水平84、位置。3. 锅炉温态和热态启动与冷态启动过程基本相同，由于锅内和炉内原始状态不同，热态启动必须谨慎，协调好锅炉蒸汽温度和汽机金属温度，避免负偏差，减少汽机寿命损耗，尽快冲转升速、并网和带负荷。锅炉温态和热态启动按下列要求进行：3.1 启动给水泵，开启连排和定排疏水阀，逐渐上水，使汽包水位维持在高水位。3.2 启动甲、乙侧引风机和送风机，总风量达到30%，起动吹扫程序。3.3 以30秒钟间隔，投入底层和中层各油枪，调节1、2层二次风挡板，控制炉膛出口烟温不大于538。3.4 开启尾部包墙下集箱5%疏水阀10分钟后，开启高温过热器出口管道排汽阀，当锅炉压力达到10MPa时，开启高、低压旁路阀，关闭85、过热器出口管道排汽阀，关闭尾部包墙下集箱疏水阀。3.5 以30秒钟间隔，对称投入上层各个油枪，起动一次风机，起动1号磨煤机，关闭主蒸汽管道疏水阀。4. 汽机冲转参数：（具体数据按汽机要求）温态： 高压缸进汽压力7.4MPa，汽温360 中压缸进汽压力0.9MPa，汽温335热态： 高压缸进汽压力9MPa，汽温490中压缸进汽压力0.9MPa，汽温460极热态：高压缸进汽压力10.4MPa，汽温510中压缸进汽压力0.9MPa，汽温4905. 汽机冲转，发电机并网，步骤与冷态相同。冲转期间，应维持汽温汽压平衡。6. 、开启连排至30%，排污2小时，直至汽、水品质合格，排污停止。7. 启动二层给煤86、机，二层磨煤机投粉，当负荷超过40MW时，一级和二级过热器喷水减温可投入运行，以控制过热蒸汽出口汽温。8. 根据汽机带负荷情况，启动3、4或5号磨煤机，如果燃烧稳定，油枪退出运行，暖风器退出运行，锅炉转入自动控制运行方式。9. 启动过程中，饱和温度温升率不大于每分钟1，汽包壁温差不大于40。10. 升负荷期间操作与“冷态启动”相同。第二节 极热态启动1. 运行中机组跳闸，如果故障能很快排除，且机组准备马上启动，则不破坏真空。2. 维持辅汽母管压力、温度正常。3. 利用高低压旁路系统，缓慢降低锅炉汽包压力，降压速度控制在0.1MPa/min以内。4. 如引、送风机在运行，待条件满足后立即进行炉膛87、吹扫。如两组引送风机均跳闸，则全开各风烟道挡板，炉膛进行10分钟左右的自然通风后，再启动引送风机，进行炉膛吹扫。5. 汽包压力降至9.0MPa左右，锅炉点火，投运油枪。6. 汽包压力降至6.5MPa，投入高压旁路压力控制“自动”，增加油枪投运数量。7. 启动一组制粉系统运行，利用高、低压旁路系统控制主再热蒸汽压力和温度，升温率限制在3/min以下。8. 汽轮机冲转前，启动第二组制粉系统运行或做好第二组制粉系统启动准备。9. 机组并网，升负荷（参照机组冷态启动）。10. 热态启动的特点是启动前机组金属温度水平高；汽轮机进汽的冲转参数高；启动时间短。锅炉点火后，应加大过热器、再热器的排汽量，迅速增88、加燃料量，在保证安全的前提下尽快提高汽压、汽温并增加升负荷的速度，以防止机组部件继续冷却。可采取以下方法加快提升再热汽温。10.1 高压旁路后汽温在允许范围内尽量提高，从而达到提高再热汽进、出口温度的目的。10.2 汽轮机冲转前即投入制粉系统，以满足汽轮机较高冲转参数的要求；10.3 采取提高再热汽温的措施，如投用位置较高的燃烧器，将燃烧器摆角上调，适当增大过量空气系数或开大旁路提高再热汽温。过热汽温则用减温水调节。并网后当负荷增加到冷态滑压参数启动时汽轮机汽缸壁温所对应的负荷工况时，升温升压可按冷态滑参数启动曲线进行，直到带满负荷。第七章 锅炉运行限额1. 锅炉主机运行限额：表 7-1数值项89、目单位正常值高限低限跳闸值备 注汽包压力MPa18.719.62设计值主蒸汽压力MPa17.5BMCR工况17.18额定工况主蒸汽温度541546531565主蒸汽流量t/h1175BMCR工况1049.2额定工况再热蒸汽流量t/h984.4BMCR工况898.2额定工况再热蒸汽温度541546531565再热器进口压力MPa4.01BMCR工况3.65额定工况再热器出口压力MPa3.81BMCR工况3.47额定工况汽包水位mm050+120-180+240-330炉膛负压Pa-50+996-996+3247-2490辅汽母管压力MPa1.1辅汽母管温度333350330燃油母管压力MPa1.90、371.50.689排烟温度125修正后给水压力MPa21给水温度281BMCR工况274额定工况雾化蒸汽母管压力MPa0.8620.689炉膛氧量%46%2. 锅炉主要辅机运行限额：表 7-2 数值项目单位正常值高限低限跳闸值备 注送风机轴承温度9095送风机马达轴承温度95100送风机马达线圈温度120130送风机振动mm/s10001000一次风机轴承温度7580一次风机马达轴承温度8085一次风机马达线圈温度120130一次风机轴承箱振动mm/s2.346.3引风机马达轴承温度8090引风机轴承温度90100延时10秒引风机马达线圈温度130135二次风箱/炉膛差压kPa12.2空气预91、热器上轴承温度507085东北院设计提供空预器下轴承507085东北院设计提供磨煤机大瓦温度321一次风与炉膛压差kPa8.86.5第八章 机组负荷调节第一节 机组运行方式说明1. 机组正常的运行方式有协调机跟随、协调炉跟随、机跟随、炉跟随四种方式，一般情况下应采用协调炉跟随方式。2. 机组正常启动采用“定滑定”运行。2.1 机组在30%负荷以下，采用定压方式运行。2.2 机组在30%70%负荷运行时，采用滑压运行。2.3 机组在70%负荷以上运行时，采用定压运行。3. 机组在停机过程中应采用定滑定运行方式，3.1 机组在70%负荷以上运行时，采用定压运行。3.2 机组在70%30%负荷运行时92、，采用滑压运行。3.3 机组在30%负荷以下，采用定压方式运行，锅炉维持燃烧，汽机投入“LOAD CTRLR”，通过手动减负荷设定点降负荷，在高压旁路开启后由高旁维持压力，“LOAD CTRLR”自动切除，汽机通过减负荷设定点降负荷直至逆功率解列停机。4. 正常运行中，当机组的主要辅机故障跳闸时，机组级控制系统根据机组的最大允许出力快速降负荷，同时将机组级控制系统自动切换至协调机跟随方式。5. 在发生运行方式自动切换时，应确认发生自动切换的原因，并对机组设备及装置作全面的检查，发现问题及时汇报值长，并通知热控人员做相应处理。6. 在协调控制系统不正常情况下，应采用机、炉单独控制的运行方式。7.93、 机组在做阀门切换试验或FA/PA切换，汽机控制器TT6若未投入“INIT PRESS CTRLR”或“LOAD CTRLR”时自动将“HP WEEL CHB PRESS CTRLR”投入，在试验或切换结束后自动将“HP WEEL CHB PRESS CTRLR”切除，返回原运行方式。第二节 机组正常运行的负荷调节1. 值长在接到调度命令后，通知值班人员做好调整负荷的准备。2. 机组调节负荷时，一般采用调整一次风量的方法，若负荷调节幅度较大时，应及时启、停制粉系统。3. 在负荷变化过程中，应密切注意主汽压力、温度、流量及汽包水位的变化，出现任何不正常情况应立即停止改变负荷，待查明原因后，方可继94、续进行负荷调整。4. 负荷调节方法：4.1 投入AGC最低负荷设定点在180MW，只有在协调锅炉跟随和协调汽机跟随两种方式下才可投入AGC。机组一次调频负荷限值28MW，只有在协调锅炉跟随和锅炉跟随方式下才可投入机组的一次调频。4.2 机组的目标负荷和负荷梯度在机组级的负荷设定站和负荷梯度设定站上设定。4.3 机组在调节负荷的过程中，若由于主汽压力波动造成高旁开启，应将机组级控制系统切换成锅炉跟随方式，确认汽机控制器“LOAD CTRL”切除，高旁控制主汽压力，根据压力负荷曲线，在汽机控制器“LD TVAL”上设定机组负荷，可适当提高负荷设定点使高旁尽快关闭，在高旁关闭机组主汽压力稳定后，可切95、回原先的控制方式。第三节 机组AGC及一次调频1. AGC功能投切1.1 机组AGC负荷调节范围为180MW350MW。1.2 机组并网后负荷达到180MW，且机组级控制系统已投运正常，应及时联系省调投入AGC功能。1.3 机组AGC负荷变化率设置不低于1%BMCR/min,但不高于2%BMCR/min。1.4 在机组出现异常工况，或进行系统的特殊操作，如第三台磨煤机的启、停过程等，可暂时适当降低机组AGC负荷变化率，待系统恢复正常后，应及时提高负荷变化率设定值。1.5 在紧急情况下，运行人员应立即切除机组AGC，进行事故处理，并汇报省调。2. 一次调频的工作范围：180MW-350MW，转速96、响应为2992r/min转速以上（根据汽轮机厂家的技术要求，汽轮机转速高于3000r/min引起的一次调频负向作用无最大限幅）。2.1 一次调频功能的投切操作：2.1.1 一次调频的投入：2.1.1.1 检查汽机转速在29983002r/min，汽机振动、轴向位移、高低缸差胀、轴承温度正常。2.1.1.2 在汽机控制器画面上，先将“FREQNOSUPPORT”由“ON”状态切换为 “OFF”，再在机组级控制画面上，将“FrequencySupport SEL”由“OFF”状态切换为“ON”。2.1.2 一次调频的切除：2.1.2.1 检查汽机转速在29983002r/min，汽机振动、轴向位移97、高低缸差胀、轴承温度正常。2.1.2.2 在汽机控制器画面上，先将“FREQNOSUPPORT”由“OFF”状态切换为 “ON”，再在机组级控制画面上，将“FrequencySupport SEL”由“ON”状态切换为“OFF”。2.2 一次调频的故障处理：2.2.1 机组的辅机故障发生RB、FCB等工况时，机组级控制转入TF运行方式，运行人员检查确认机组级一次调频功能块“FrequencySupport SEL”自动切为“OFF”，汽机侧的一次调频保持在投入状态，在汽机转速降至29983002r/min，将一次调频切除。2.2.2 机组负荷降到180MW，锅炉燃烧工况不稳定时，汽机转速在298、9983002r/min内可将一次调频功能切除。2.2.3 汽机控制器故障或者机组级控制器故障时，将一次调频切除。2.3 机组并网后负荷达到180MW时，检查锅炉主要调节系统运行正常，且汽机控制器无限制器动作、负荷控制器与协调负荷控制投入、汽机自动控制器投入，以及机组级控制选择协调锅炉跟随（BFC）方式投运正常，应联系省调投入一次调频功能。2.4 出现异常工况,如主要参数越限，可暂时退出一次调频功能，但应记录原因；待参数调整正常后，及时将一次调频功能恢复投运。2.5 在AGC功能退出时，为避免机组一次调频回路与其他控制回路间动作失调，可同时切除机组一次调频功能。3. 运行监视与异常处理3.1 99、机组AGC及一次调频功能的正常投切，应及时汇报省调。3.2 运行人员应注意监视机组投入AGC及一次调频功能后的各系统运行工况，发现异常情况及时将AGC及一次调频功能切除并向省调汇报。3.3 下列紧急情况下，运行人员应立即切除机组AGC及一次调频功能，并汇报省调。3.3.1 燃烧工况不稳，或炉膛负压波动大，投运层的火检出现一到二只频繁闪烁时。3.3.2 机组主要参数异常，需大幅度调整时。3.3.3 机组级控制失常，负荷响应超限或控制不稳。3.3.4 远动传输通道故障。3.3.5 其他危及机组运行安全的缺陷或事故等。第九章 运行监视与调整第一节 锅炉运行调整基本要求1. 在运行中应对锅炉连续进行监100、测和调节，主要任务是：1.1 保证锅炉蒸发量，满足汽机需要。1.2 保证正常汽温与汽压。1.3 均衡进水，保持正常汽包水位。1.4 保证炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽及再热蒸汽的品质合格。1.5 保持炉膛负压在正常范围内，保持燃烧的经济性和提高锅炉效率。1.6 及时调整锅炉工况，将各参数保持在最佳工况下运行。2. 锅炉配有水位电视监视系统，炉膛火焰电视监视装置，燃烧管理系统（BMS）等监控系统，运行时通过这些控制系统，对锅炉参数进行调节，保证锅炉运行稳定。3. 正常运行中，应注意监视锅炉的各参数和运行工况，进行综合运行仪表分析，并按规定对锅炉进行巡回检查，发现问题及时作相应的调整和处理。4. 凡具备101、投入自动控制条件的设备均应投入自动方式运行，自动装置出现故障，应立即切至手动控制，维持参数在允许范围内，并及时联系热控处理，以提高机组的自动投入率。高低压旁路随时备用，并在“自动”方式。5. 燃油系统保持经常性运行，保持供油油压和吹扫汽压正常，并保证所有油枪处于可随时投用的良好备用状态。6. 主设备及主要辅机和辅机的保护和联锁应保证投入，且设定值正确，遇有下列任一情况时，应特别注意监视机组的运行情况，检查运行参数不超过允许值，各自动调节和控制站运行正常，否则应及时手动干预：6.1 负荷及汽压变化或波动较大时；6.2 启、停制粉系统时；6.3 启、停主要辅助设备时；6.4 锅炉吹灰时；6.5 系102、统及设备发生故障时。第二节 燃烧的调节1. 锅炉燃烧对锅炉运行的安全性和经济性有很大的影响，燃烧调节要适应外界负荷的要求，调节的目的是：1.1 保证锅炉的汽温、汽压和蒸发量稳定正常。1.2 着火稳定、燃烧中心适当、火焰分布均匀、配风合理、避免结焦。1.3 使锅炉运行保持最高的经济性。2. 燃烧调节的方法：2.1 根据煤质，确定适宜的一次风、二次风和周界风的配比，组织良好的炉内燃烧，按设计煤种（或实际燃用煤种）控制调整一、二次风压达到合理的配风要求，并注意监视左、右两侧风量比，及时调整消除风量偏差。2.2 经常检查炉内燃烧工况，观察煤粉的着火情况，正常燃烧时煤粉开始着火处不应离喷口太远，火焰呈明103、亮的金黄色，火焰逐渐至炉膛中心呈耀眼的光亮，具有良好的火焰充满度，火焰不应直接冲刷水冷壁，否则应及时调整有关风量和煤粉量，予以调整。2.3 根据燃烧调整试验数据，维持总氧量在最佳值上运行，禁止缺氧运行。2.4 保持过热器及再热器左、右侧烟温偏差不超过50。2.5 及时调整引、送风量和一次风量，保持炉膛压力在-30-50Pa。2.6 注意锅炉运行中的漏风情况，正常运行中所有门孔严密关闭。2.7 根据炉前煤质分析，及时了解煤质变化，采取相应的措施。2.8 负荷变化时应注意风粉的配合及汽温汽压的变化，防止燃烧不稳造成灭火。当增加负荷时，先增加风量，随之增加粉量；减负荷时，先减给粉量，再减少风量。2.104、9 当锅炉负荷变动不大时，可调节运行着的制粉系统的出力。当负荷增加时，可先开大一次风机的进风挡板，增加磨煤机的通风量，以利用磨煤机内的存煤量作为增加负荷的缓冲调节，然后再增加给煤量，同时开大二次风量。当负荷减少时，应先减少给煤量，然后降低磨煤机的通风量。以上调节方式可避免出粉量和燃烧工况的骤然变化，减少调节过程中的石子煤量和防止堵磨。2.10 当锅炉负荷有较大变动时，需启动或停止一台磨煤机系统。减负荷时，当各磨出力均降至设定最低值时，应停止一台磨，以保证其余各磨在最低出力以上运行；加负荷时，当各磨出力上升至其最大允许值时，应增投一台磨。在确定调动或停止方案时，必须考虑到制粉系统运行的经济性、燃105、烧工况的合理性，必要时还应兼顾汽温调节等方面的要求。2.11 各运行磨煤机的最低允许出力，取决于制粉经济性和燃烧器着火条件恶化的程度，各运行磨煤机的最大允许出力，不仅与制粉经济性、安全性有关，而且要考虑锅炉本身的特性。对于燃烧较差煤种时，往往需要集中火嘴运行，因而可能推迟增投新磨的时机；炉膛、燃烧器结焦严重的时候，高负荷时都需要均匀燃烧出力，常降低各磨的上限出力。燃烧器投运层数的优先顺序则主要考虑汽温调节、低负荷稳燃等的特性。2.12 燃烧过程的稳定性，要求燃烧器出口处的风量和粉量尽可能同时改变，在调节过程中始终保持稳定的风煤比。应掌握从给煤机开始调节到燃烧器出口煤粉量产生改变的时滞，以及从送106、风机的风量调节开关动作到燃烧器风量改变的时差，燃烧器出口风煤改变的同时，可根据这一时滞时间差的操作来解决。一般情况下，制粉系统的时滞总是远大于风系统，要求制粉系统对负荷的响应更快些。2.13 在调节给煤量和风机风量时，应注意监视辅机的电流变化、挡板开度指示、风压以及有关参数的变化，防止电流超限和堵塞煤粉管等异常情况的发生。调节汽压时，在汽压上升过程中，应注意提前减少煤量，在汽压趋于稳定时，再适当增加煤量，以稳定汽压，如汽压过高，大量减少煤量时，要同时减少风量。2.14 同层四角喷燃层要对称投运，组织切圆燃烧方式，严禁缺角运行。低负荷时，可少投燃烧器，保持较高的煤粉浓度，高负荷时，要多投燃烧器，107、使炉内热负荷均匀，燃烧稳定。2.15 进行燃烧调整时，应注意各段过热蒸汽和再热蒸汽工质温度的变化，合理分配一、二级减温器的喷水量。在运行时应经常监视炉膛结焦情况，如发现较严重的结焦，应及时消除，并定期进行水冷壁的吹灰。燃烧不稳定时，禁止水冷壁吹灰及打焦工作。2.16 当锅炉负荷低于35%B-MCR或燃烧不稳定时，应投油枪稳定燃烧。2.17 高负荷时，在保证汽温符合要求的情况下，每班要进行一次炉膛受热面吹灰工作，每2小时应对燃烧器和燃烧工况进行一次实地检查。2.18 燃烧器点火前应满足BMS监控所具备的条件，燃油时，油压要正常，保证雾化良好，燃烧无“雪花”飞扬和冒黑烟现象。2.19 二次风门挡板108、控制作为CCS和BMS系统的一部分，其功能应满足：2.19.1 根据机组启停需要，风门挡板自动调节。2.19.2 根据机组负荷变化，调整二次风与炉膛的压差。2.19.3 风箱与炉膛间烟气压差，当负荷大于35%BMCR后，应随负荷上升，逐渐加大。2.19.4 负荷大于50%BMCR工况时，逐步开大周界风，80%BMCR工况时，周界风全开。2.19.5 负荷大于75%BMCR工况时，逐步开大顶部燃尽风。（上部燃烬风挡板，根据负荷来切投，负荷为5075%MCR时开一层挡板，75100MCR时再开最上层挡板.）2.20 锅炉低负荷运行时，应保持相邻两层燃烧器集中运行，保持煤粉细度合格，使火焰集中，适当109、提高磨出口温度，关小停用燃烧器层的二次风调节门，保持运行燃烧器合适的一次风和二次风量，以稳定燃烧。2.21 当锅炉负荷变化、煤质变化、磨煤机煤量变化、制粉系统故障和燃烧不稳投油时，应注意汽压的调整。2.22 锅炉最低风量不应低于30%BMCR。2.23 每班至少应将燃烧器上下摆动一次，即使不调整燃烧工况时亦应如此，以免燃烧器卡住无法摆动。第三节 蒸汽温度的调整1. 正常运行时应维持主汽温度541510（541510），再热汽温度541510（541510），主汽两侧温差不大于10，再热器两侧汽温差不超过15。2. 锅炉汽温的波动受诸多因素的影响，运行中要密切监视其它参数的变化，如汽压变化率、负110、荷变化率、炉膛压力变化、制粉系统运行方式，给水加热器的启停等等，正确分析并找出影响汽温的因素，迅速处理，辅以必要的调节手段，这是汽温调节的基本方法。3. 运行中应根据有关工况的变化，分析汽温的变化趋势，尽可能在汽温变化之前进行调节。4. 主汽温度的调节4.1 采用过热器喷水系统进行调节。过热器喷水系统分二级，分别布置在低温过热器出口和分隔屏过热器出口。其中第一级减温为主要手段，第二级减温做细调节用。优先并尽量使用一级减温水，二级减温水用于瞬态汽温调节。4.2 给水调节从单冲量切换为三冲量时，给水压力波动较大，应密切监视给水压力，调节减温水量。4.3 在改变锅炉燃烧、送风量和氧量时，应及时调整喷111、水量，减缓汽温波动。4.4 主汽温偏高时应采取如下措施：4.4.1 缓慢开大减温水，观察减温后的温度变化，注意减温水不宜猛增，两侧减温水量尽量接近。锅炉负荷10%额定负荷时，一般不使用喷水减温，初投喷水时，应注意喷水后汽温的变化，防止汽温骤降，或蒸汽带水进入过热器。一级减温器出口蒸汽过热度不得小于11。4.4.2 调整燃烧，燃烧器向下摆动，降低火焰中心，或停止上层燃烧器运行，增加下层燃烧器喷口粉量和风量。4.4.3 适当减少风量。4.4.4 加强水冷壁和省煤器区域吹灰。4.5 主汽温偏低时，应采取如下措施：4.5.1 减少甚至关闭减温水。4.5.2 燃烧器向上摆动，提高火焰中心，或投入上层燃烧112、器喷口运行。4.5.3 适当增加风量。4.5.4 加强过热器区域吹灰。5. 再热蒸汽温度调节5.1 再热汽温调节以燃烧器喷口摆动为主要调节手段，事故喷水减温只是调节再热汽温的辅助手段，只有再热器入口超温或再热汽中断的事故情况下方可使用，应尽量少用或不用再热器喷水减温，以提高机组运行的经济性。5.2 锅炉点火到汽轮发电机并网前，锅炉以较低的燃烧强度运行，炉膛出口烟温的控制应540，防止再热器部件超温。5.3 机组并网后低负荷运行，由于燃烧总风量保持不变，再热蒸汽温度与主蒸汽温度的差值可以通过燃烧器角度在小范围内调整，操作摆动燃烧器角度时缓慢进行，每次改变35%；间隔510分钟再操作下一次，同时注113、意不应使辐射再热器、屏式和高温再热器部件超温，并且不要使摆动燃烧器摆到上下极限位置。燃烧器摆角范围通常在-20+20之间，摆角过高，会增加飞灰可燃物，摆角过低，火焰会冲刷冷灰斗，造成结焦。燃烧器倾角变化10，炉膛出口烟温大约变化30，再热汽温大约变化810。5.4 在利用上摆燃烧器提高再热器蒸汽温度时，注意过热器一级减温器出口温度不得过低，至少有11以上的过热度。5.5 燃烧器摆动时，要求各层严格同步，否则将影响炉内空气动力场和燃烧稳定。5.6 当机组负荷升高投入制粉系统后，由于燃烧强度的增加和燃烧所需空气量的变化，再热蒸汽温度会以较快的速度上升，在此期间应特别注意，投入磨煤机时，燃烧强度应缓114、慢地逐渐增加，防止锅炉再热器严重超温，制粉系统投入后，随负荷的增加燃烧器摆动角度应逐渐摆到水平位置，过热器喷水随之适当增加，防止过热器超温。5.7 锅炉投磨后，除按规定进行吹灰工作外，还应根据负荷高低及再热器部件温度的变化加强炉膛吹灰工作，以防止受热部件超温。5.8 再热器喷水减温器为紧急情况下降温之用，当燃烧器角度已下摆到极限值附近，燃烧氧量已降到最低，水冷壁连续吹灰仍不能使再热温度降至545以下时，投入再热器喷水减温器，喷水阀前压力控制在9.0MPa，喷水量的大小不应使减温器出口汽温的过热度小于20。第四节 给水及水位控制1. 给水控制与调整是保证锅炉安全运行的重要环节，主要任务是使给水量115、满足机组负荷所需的蒸发量要求，保证锅炉正常运行时汽包水位在正常水位50mm范围内波动。1.1 锅炉采用一侧进水，正常运行中给水调整应平衡，给水量不允许大幅度变化。锅炉负荷30%时，为单冲量自动调节，锅炉负荷30%时为三冲量自动调节，用给水泵转速控制。1.2 当给水投入自动时，应加强对各水位表计的监视，当自动失效或水位超过50mm时应及时解除自动，改用手动操作进行调整，防止发生缺水和满水事故。给水流量连续10%MCR时，省煤器再循环阀关闭。1.3 锅炉运行工况变动时，如负荷、汽压、给水压力、给水泵切换、制粉系统切换、锅炉排污等，应严密监视水位的变化，及时调整给水，防止缺水或满水事故发生，同时要防116、止瞬间虚假水位的起落，误致MFT动作。锅炉负荷升降变化速度不应大于3MW/min，以免引起水位大幅度波动，导致蒸汽品质恶化。1.4 锅炉进行定期排污时，应加强对水位的监视与调整，尽可能少进行定期排污，以连排为主。1.5 因自控失效或手动调整不当造成水位上升，超过报警值时，应迅速开启疏水阀门，同时减少给水量，水位降至正常值后，及时关闭疏水阀门。1.6 当机组安全阀起跳，与给水控制有关的测量元件故障等影响水位自控的异常工况出现时，应将给水自控切至手动调节，避免给水流量大幅波动，保证锅炉连续进水。1.7 各水位计必须指示正确，就地水位计和水位变送器指示应一致。每班应就地校对一次，汽包水位高、低仪表及117、报警应可靠，并定期校验。正常情况下，就地水位计液位指示在50mm范围内，并有轻微的波动，水位清晰可见，照明良好，若就地水位计液面停滞，应微开放水阀，液面有流动为正常，无流动则为假水位。就地水位计每十天至少冲洗一次。1.8 当就地水位计模糊不清时，应立即进行冲洗，如二只就地水位计指示不一致时，应及时判断哪一只出故障，关闭汽侧阀门或水侧阀门，开启放水阀。如该表计液面无流动即为故障。锅炉运行时，就地水位计的补偿二次门（下降管侧）应常开。补偿一次门（水位计侧）有一定的开度，调整时先将一次门全关，然后缓慢打开，观察到水位计内有轻微流动为合适。2. 水位计投运2.1 加热水位计。开启汽、水阀一次门2.2 118、微开排污阀2.3 微开汽阀二次门1/4圈，使蒸汽进入水位计，从排污阀排出，加热水位计，当环境温度为20时，约1小时。2.4 关闭排污阀2.5 微开水阀1/4圈，向水位计内缓慢导入热水2.6 微开汽阀二次门1/4圈，向水位计内缓慢导入蒸汽注意：水阀和汽阀不可开得太大和太快，否则安全球将动作，堵死汽、水通路无法进行工作，若安全球已动作，可将阀门全关后，重新缓慢开启。2.7 认真观察水位，炉水开始进入水位计，使水位逐渐升高，直到水位基本不变为止，但水位应有微小波动，表示水、汽管路中畅通，运行正常。2.8 把补偿二次门（下降管侧）应全开，补偿一次门（水位计侧）然后缓慢打开。2.9 将汽、水阀一次门、加119、热阀、降水阀各自回关1/3圈，防止阀杆与后座粘结。2.10 检查玻璃、压盖无漏泄、无裂纹、水位计进入正式运行。3. 水位计运行注意事项3.1 水位计的投入应谨慎缓慢进行，避免过大的热冲击。3.2 热态下水位计的投入、冲洗、解列时应注意安全，不要正对水位计，操作过程中发现漏泄应立即解列水位计。3.3 水位计在运行中应防止外界冷风和冷水对水位计的冲击。3.4 运行中发生水位计严重漏泄或爆破，进行解列操作时，必须戴好防护面罩和手套，并有人监护。第五节 炉膛负压控制1. 锅炉冷态启动烟风系统之前，炉底灰渣斗及密封水槽必须注满水。在启动风机后，引风机入口挡板开度随送风机出力的增加而逐渐开大，以使炉膛压力120、控制在-20-50Pa左右。2. 在引风机入口挡板手动控制期间，若增大送风量，引风机入挡板开度也应做相应改变，以维持炉负压运行。3. 当引风机入口挡板自动控制设备完好时，即可投入自动调节方式，其步骤如下：3.1 手动控制两台引风机入口挡板（静叶）使之出力基本相等，炉膛负压控制正常。3.2 将引风机入口挡板（静叶）控制站上的定值器调节至当时炉膛实际负压值附近，偏值回调到零。3.3 逐个将两台引风机入口挡板（静叶）控制站投入自动，观察挡板，开度不应有较大幅度的变化，保持炉膛负压稳定。3.4 在增加投入油枪数量或投入磨煤制粉系统时，由于炉膛热负荷的突然增加，炉膛负压会有较大幅度的波动，此时运行人员应121、加强对负压控制的监视。若自动控制调节迟缓，应切手动调节使炉膛负压稳定。3.5 机组运行中磨煤机跳闸，炉膛热负荷突然减少，炉膛压力会迅速下降，此时运行人员应监视引风机，入口挡板（静叶）会自动迅速关小以维持炉膛压力不致于低到跳闸值。第六节 锅炉受热面吹灰1. 吹灰器投运前的检查：1.1 确认锅炉燃烧稳定，机组负荷240MW；1.2 后屏出口的锅炉本体吹灰汽源手动隔离阀已开启；1.3 吹灰系统及各吹灰器完好，检修工作结束，所有吹灰器在退出位，其进汽电动阀在关闭位；1.4 吹灰系统安全阀完好，整定值正确；1.5 吹灰器跑车齿轮箱润滑油正常；1.6 吹灰器行程机构及行程开关完好，跑车传动轴的两个齿轮与齿122、条啮合正常，不错齿；1.7 吹灰蒸汽母管上的电动阀在开启位置，气动调节阀手动隔离阀及取压手动隔离阀开启；1.8 吹灰器各设备绝缘合格，电源已送上；1.9 吹灰器压力调节系统，热工仪表及程控装置，仪表一次阀及报警装置已投运；1.10 在冷态状态下，热力系统各疏水阀应在开启位置，疏水温控阀定值在176.7；1.11 在热态状态下，热力系统的管道及阀门无漏汽现象，各疏水阀在关闭位；1.12 各吹灰器在复位状态，故障吹灰器在CRT上已设“跳步”。2. 启动条件：2.1 墙式吹灰器（短吹）投运要求：机组负荷在240MW以上且锅炉燃烧稳定；水平烟道及竖井烟道吹灰器（长吹）投运要求：机组负荷在220MW以上123、且锅炉燃烧稳定。2.2 汽包水位不高；2.3 空预器已吹过灰。3. 吹灰器启动：3.1 冷态启动时，压力调节阀先设在“WP”位，进行热力系统的暖管，检查各疏水阀的状态，不正确的应联系维修部相关人员进行处理；3.2 自动暖管5分钟后，吹灰蒸汽压力调节阀转为“ADJ”位，压力定值为1.55MPa，当压力测点由红色闪烁状态变为灰色不闪烁状态时，可进行锅炉本体吹灰，检查各疏水阀关闭；3.3 锅炉本体吹灰的方式有三种：手动操作方式、就地操作方式和自动运行方式。4. 吹灰注意事项：4.1 遇下列情况之一，不可进行锅炉本体吹灰，如正在吹灰应立即停止：4.1.1 当机组负荷低于240MW时应停止炉膛短吹运行，124、当机组负荷低于220MW时应停止长吹运行；4.1.2 机组甩负荷、RB、FCB等不正常工况发生或MFT动作时；4.1.3 启停磨煤机操作或燃烧不稳定时；4.1.4 吹灰系统减压站及主管线发生重大缺陷危及安全时。4.2 汽包水位高时禁止投入锅炉本体吹灰系统；4.3 吹灰前应通知有关人员，防止吹灰期间打开锅炉人孔门、检查门，防止造成人身伤亡事故；4.4 吹灰时应加强对炉膛负压的监视，必要时应将引风机静叶置手动方式运行；4.5 在吹灰时，应加强对主汽、再热汽温的控制和监视，必要时应将自动调节切为手动调节并辅以燃烧调整；4.6 吹灰器投运前，必须充分暖管，谨防凝结水损坏受热面，疏水阀开关不到位应通知检125、修处理好或就地采取措施后再执行吹灰程序，以防损坏吹灰器。4.7 无吹灰蒸汽时，严禁投入吹灰器，以防烧坏吹灰器；4.8 炉本体吹灰开始及吹灰结束后，均应对空预器进行一次吹灰，本体吹灰过程中，应加强对空预器进、出口烟气压差的监视，以便及时对空预器进行吹灰。4.9 无论以何种方式吹灰，吹灰的先后顺序应该是：先吹空预器，再吹水冷壁，然后吹水平烟道，吹尾部烟道，最后再吹空预器，以防受热面交叉集灰；4.10 炉本体吹灰时应自短吹至长吹，自下而上进行，这样可避免受热面交叉积灰，每一层先前、后墙，再吹两侧墙，烟道吹灰时，按烟气流向逐对进行；4.11 炉底灰斗出现严重积渣，搭桥现象时，应及时设法处理，在未处理好126、之前，应停止吹灰操作；4.12 在吹灰过程中，若某台吹灰器出现过载故障或退出超时故障时，必须立即派人到现场手动将该吹灰器退到原位，并联系检修人员处理；4.13 对停运吹灰器，每班应进行二次检查；4.14 巡回检查时，若发现吹灰枪退出时前半部呈“暗红”色，则该枪通汽不足，不可继续投用，应从程序中剔除交检修处理；4.15 吹灰周期。4.15.1 锅炉正常运行时的吹灰周期为每天一次；4.15.2 对锅炉受热面易积灰的部位或当受热面积灰增多时，应加强吹灰；4.15.3 锅炉启动正常后，机组负荷达70%以上或停炉前应对所有受热面进行全面吹灰一次；4.15.4 锅炉点火后，空预器应投入连续吹灰，直至停油，127、以后每班吹灰一次，但在锅炉本体吹灰前后，均应进行一次吹灰。第七节 锅炉排污1. 锅炉运行中，应严格按化学要求控制汽水品质。2. 锅炉点火前，应通知化学人员对炉水品质进行化验，如不合格应进行换水操作，放水从底部联箱进行。3. 当炉水品质合格后，停止放水，锅炉点火后，连续排污系统投入运行，可根据炉水品质调节排污量。4. 连排的投运： 4.1 开启连排扩容器向空排汽电动阀；4.2 投入连排扩容器水位计及压力表；4.3 开启连排扩容器水位调节阀的前后隔离阀，关闭其电动旁路阀；4.4 关闭连排至定排调整阀及前后隔离阀；4.5 开启连排扩容器进口调整阀及前后隔离阀，关闭其旁路第一、二道手动隔离阀，稍开调节128、阀；4.6 开启连排母管上的手动隔离阀；4.7 待暖管结束后，可根据连排的需求量调节连排扩容器进口调节阀的开度；4.8 调整连排水位正常后，投入连排水位自动调节；4.9 通知化学对炉水取样，化验合格后，开启至除氧器电动隔离阀，关闭向空排汽电动阀。5. 连排的正常停运：5.1 停炉后，关闭汽包至连排扩容器的隔离阀，将水位调节切至手动；5.2 关闭连排扩容器至除氧器的电动阀；5.3 开大水位调整阀，待连排扩容器压力降至0.19MPa时，开启排汽阀。6. 连排的故障停运：6.1 关闭连排扩容器进口调整阀及前后隔离阀，关闭其旁路第一、二道手动隔离阀；6.2 关闭连排至除氧器的电动阀；6.3 将连排水位129、调节阀切至手动，开启调整阀，待待连排扩容器压力降至0.19MPa时，开启排汽阀；6.4 关闭连排扩容器水位调节阀及其前后隔离阀，关闭其电动旁路阀；6.5 开启连排至定排扩容器调节阀及前后隔离阀。7. 定期排污：7.1 汽包压力在8.3 MPa以下，从锅炉底部联箱进行手动排污；7.2 在正常运行时，应从下降管进行排污；7.3 水冷壁底部联箱排污：7.3.1 开启分母管至定排母管的电动阀或两道手动隔离阀；7.3.2 开启一个底部联箱排污分阀，在全开位置不得超过30秒；7.3.3 一组排污完毕，关闭分母管至定排母管的电动阀或两道手动隔离阀，进行下一组操作。7.4 下降管排污：7.4.1 启动“FG 130、BLWDN”功能组；7.4.2 检查下降管排污第一道电动阀开启；7.4.3 第一道电动阀全开后，开启第二道电动阀；7.4.4 第二道电动阀全开后，延时30秒，关闭第二道电动阀；7.4.5 第二道电动阀全关后，关闭第一道电动阀；7.4.6 3分钟后，方可进行下一根下降管的排污工作。7.5 定期排污注意事项：7.5.1 锅炉排污应严格遵守电业安全工作规程的有关规定；7.5.2 排污时要注意监视给水压力和汽包水位的变化；7.5.3 排污操作应按顺序缓慢逐个进行，若管道内发生严重水冲击，应立即停止排污，排污结束后，应对排污系统进行全面检查，确定各排污阀门关闭严密；7.5.4 期排污若手动进行时，必须用131、专用工具；7.5.5 手动排污严禁两个回路以上同时排污；7.6 遇下列情况应停止排污：7.6.1 锅炉发生事故时（除锅炉满水及汽水共腾外）；7.6.2 锅炉燃烧不稳定时；7.6.3 切换给水泵时；7.6.4 排污时发现排污系统有缺陷；7.6.5 汽包水位低时。第十章 机组定期工作第一节 注意事项1. 执行定期工作前应与有关各方面联系。2. 必须做好必要的人身安全、设备安全及其他准备工作。3. 必须在机组及有关设备运行状况许可条件下执行，执行中若遇异常，立即停止。4. 定期工作要求参加的各级人员必须全部到场。5. 所有定期工作，在无特殊情况下，均应按规定的时间及要求执行。6. 执行完毕后，应将执132、行情况汇报上级人员，并详细记录入簿。第二节 定期试验表 10-1序号名称执行日期操作人监护人备注说明1控制室声光信号装置试验交接班主 值2仪、杂用压缩空气储气罐疏水、空气炮储气罐疏水每班一次巡操天气潮湿或水量较多时应增加次数3空预器吹灰每班一次或锅炉投油期间副值巡检就地检查4输粉机试转每班一次巡检5锅炉油枪试验每天白班副值主值每天一层，巡检就地检查6锅炉本体吹灰#1炉每周一、四，#2炉每周二、五副值主值巡检、维护厂家就地检查负荷在240MW及以上7锅炉受热面水压试验受热面检修后总工程师、维修、生产有关人员到场8机炉电保护、联锁试验控制系统异动后或大小修后启动前主值专工仪控有关人员到场9送、引、133、一次风机联锁保护试验控制系统异动后或大小修后启动前主值专工仪控有关人员到场10磨煤机各项联锁、保护试验控制系统异动后或大小修后启动前主值专工仪控有关人员到场11空预器气动马达联锁试验控制系统异动后或大小修后启动前主值专工仪控有关人员到场12汽包水位联锁试验控制系统异动后或大小修后启动前主值专工仪控有关人员到场13硬手操试验冷态启动前主值专工仪控有关人员到场14主、辅机就地事故按钮试验控制系统异动后或大小修后启动前主值专工仪控有关人员到场15安全门试验阀门检修后或小修启动后维修、生产、厂部有关人员到场16过热器出口PCV电气回路试验每月一次维修、生产有关人员到场第三节 定期切换表 10-2序号名134、称执行日期操作人监护人备注1引风机轴承冷却风机每月5、20日白班副值主值巡操就地检查2送风机液压油站油泵每月5、20日白班副值主值巡操就地检查3送风机液压油站冷却风机每月5、20日白班副值主值巡操就地检查4火检冷却风机每月5、20日白班副值主值巡操就地检查，运行专工、维修仪控人员到场5磨煤机润滑油泵每月5、20日白班副值主值巡操就地检查6仪用气干燥装置巡操副值前后压差增大时切换第四节 定期检查 表 10-3序号设备及系统名称检查周期检查人员备注1锅炉本体及系统每班一次巡操2空压机、压缩空气储气罐2小时一次巡操3空预器2小时一次巡操4引风机及其冷却风机2小时一次巡操5一次风机及其油站2小时一次巡135、操6送风机及其油站2小时一次巡操7给煤机2小时一次巡操8密封风机2小时一次巡操9火检冷却风机2小时一次巡操10磨煤机2小时一次巡操11连排扩容器2小时一次巡操12启动炉（备用时）每天白班一次巡操第十一章 锅炉的停运第一节 停炉方式1. 停炉有计划停炉，也有因机组本身缺陷和事故被迫停炉，停炉的方式一般分正常停炉和事故停炉。正常停炉又分两种，停炉至冷备用和停炉至热备用。2. 停炉至冷备用，指锅炉停运之后，一直冷至常温作备用或检修，即所谓正常停运。这种方式一般采用滑压停炉、锅炉随汽机负荷的减少，逐渐降低燃料率，保证蒸汽温度、压力、流量适应于汽机的要求，直至停机和锅炉熄火。3. 停炉至热备用，指锅炉停136、运之后，尽量防止热量损失，以便在较短时间内重新启动。这种方式一般采用定压停炉，单元机组在80%负荷以上，汽机逐渐关小调速汽门，降低负荷，汽机随锅炉燃烧率的逐渐降低而自动维持主蒸汽压力，即定压减负荷，注意维持主蒸汽温度过热度100，否则，应适当降低主汽压力的设定值，以维持足够的过热度。4. 事故停炉是发生事故要求停炉，如锅炉受热面损坏，辅助系统设备的重大事故，或汽机、电网等的故障和缺陷。它必须在工作负荷下切断燃料，使锅炉迅速冷却。5. 与启动一样，停炉也存在着安全和经济两方面的问题，运行人员应在了解停炉目的之后，确定停炉方式，做好停炉前的准备工作。第二节 停炉前的准备1. 对燃油系统全面检查，确137、认燃油系统工作良好，油温油压正常，并逐个对油枪进行检查，油路畅通，雾化良好，以便随时投用。2. 检查原煤仓的存煤，根据停炉时间提出停止向原煤仓上煤要求，并视停炉天数，定出相应措施，安排烧空煤仓。3. 停炉前各受热面进行一次全面吹灰。4. 停炉前校对上、下水位计，并进行定期排污一次。5. 检查各自动调节系统，确认其状态正常。6. 高、低压旁路系统在热备用状态。7. 停炉前应对炉本体进行一次全面检查，对运行中不能消除的设备缺陷作详细的记录，以便在停炉后予以消除。第三节 停炉至冷备用1. 整个停炉过程中，锅炉负荷及蒸汽参数的降低按汽轮机需要进行，逐步减少燃烧率，降低锅炉负荷、压力和汽温。2. 负荷从138、100%降至50%2.1 按减负荷命令，用锅炉主控（BM）燃烧主控（FM）或手动降低负荷，以每分钟3MW的负荷变化率降低负荷。2.2 从100%降至80%为定压运行，尽量保持过热汽温和再热汽温不变，80%负荷以下，以0.1MPa/min的速度降低主汽压力，根据汽机缸体金属温度控制要求，平稳降低主蒸汽和再热汽温。汽温下降速度约0.5/min。2.3 先对各磨煤机均等减少给煤量，当所有运行磨煤机的给煤机转速降至50%左右，使上层磨煤机处于“手动”状态，逐步降低该层给煤机转速，关小热风挡板，关闭给煤机上部隔断门，当给煤机落煤管和给煤机排空煤后，停给煤机，磨煤机继续运行，吹尽磨煤机和粉管内存粉后，停该139、层磨煤机。2.4 停磨煤机时，应调节燃烧器相应二次风挡板，适应燃烧率的降低。2.5 剩下的给煤机速率降至50%时，按相同方式停运较高层磨煤机，锅炉负荷降至50%时，应有三台磨煤机运行，注意炉内燃烧工况，适时投入油枪，稳定燃烧。2.6 从100% 降至50%，主蒸汽压力约为12.5MPa，主蒸汽温度和再热汽温约为500，维持此工况运行2030分钟。2.7 负荷降低，将主汽温度和再热汽温度控制由“自动”改为“手动”。2.8 对各受热面进行一次全面吹灰，然后停止锅炉本体吹灰。2.9 将辅机汽源切至备用汽源，空预器应保持正常吹灰。3. 负荷从50%降至30%3.1 继续以每分钟2.5MW速度降负荷，以140、每分钟0.1MPa速度降低主汽压力，按汽机要求控制汽温下降速度，约1/min。3.2 当三台磨煤机的给煤机转速降至50%，手动控制较上层给煤机转速，投入该层油枪，停运第三台磨煤机。3.3 负荷降至40%时，停用一台给水泵，并注意给水压力、流量和汽包水位的变化，及时加以调整。3.4 负荷降至30%，主汽压力约10MPa，主汽和再热汽温约480，相邻两层磨煤机运行，维持此工况运行60分钟。4. 负荷从30%降至5%（发电机解列）4.1 以2MW/min速度降负荷，以0.05Mpa/min速度降低主汽压力，主汽温度和再热汽温的下降率约1/min。4.2 负荷降至25%时，给水控制改为单冲量控制。4.141、3 负荷降至20%时，手动控制下列操作：4.3.1 过热器减温水量4.3.2 燃烧器摆动角度4.3.3 再热器减温水量4.4 当负荷降至10%时，停运最下层磨煤机，当负荷降至5%时，停运最后一层磨煤机。4.5 及时调整油量，稳定炉内燃烧。4.6 切除高加时，应注意给水温度变化，及时调整汽温。4.7 一次风机和一次风挡板切为手动，维持少量一次风量运行。4.8 汽轮机反切缸期间，保持参数稳定，DEH切缸。4.9 负荷低于10%时，投入炉膛烟温探针，控制炉膛出口烟温不大于538，加强对再热器壁温的监视。4.10 负荷降至5%，根据负荷情况停用部分油枪，将燃烧器喷口处于水平位置。开启汽机主汽门前疏水阀142、过热器和再热器各疏水阀。4.11 汽机停机后，关闭减温水隔断阀门。4.12 负荷从30%降至5%，主汽压力约5MPa，主汽温度约450，汽机停机，发电机解列。5. 锅炉熄火5.1 逐只停止全部油枪，关闭燃油阀，开启燃油再循环阀，油枪经5分钟吹扫后退出。退出高、低压旁路系统。5.2 若油系统需要检修，应进行油管路吹扫。5.3 锅炉熄火后，打开下二层二次风，保持30%的总风量进行吹扫510分钟，手动减少送风机风量至允许范围（轴流风机应防止进入失速区运行）。5.4 空预器进口烟温200后，停运引、送风机，空预器继续运转，直至空预器进口烟温100后，空预器停止运转。5.5 手动调节给水量，向汽包上水143、至最高水位（+200mm），停给水泵，开启省煤器再循环门，关闭加药、取样和连排阀门。5.6 如汽包水位降至最低水位，启动电泵上水，操作水泵出口旁路调节阀，以50t/h流量上水至+200mm。5.7 风机停止后，仍应监视空预器出口烟温，一旦发现空预器出口烟温不正常升高，应检查原因，如是二次燃烧，按空预器着火处理。5.8 待压力降至0.17MPa，打开炉顶所有空气门。5.9 炉水温度93时，开启各疏水门将炉水放尽。5.10 冬季停炉后，须将炉底水封槽及冲灰管内的水放尽。6. 停炉冷却6.1 正常降压冷却时间为1820小时。6.2 保持汽包最高可见水位+200mm，当水位低于+100mm时，应联系汽144、机开泵向锅炉补水，当水位升至+200mm再停泵，严防汽包满水进入过热器中。6.3 严密监视汽包上、下壁，内、外壁温差均不大于40。6.4 停炉6小时前各孔门及烟道挡板关闭，禁止通风，停炉810小时后可开启空预器风、烟挡板，引风机静叶及进、出口挡板，送风机动叶（调节动叶时油站必需投运）、送风机出口挡板及二次风分门进行自然通风。6.5 严密监视烟道各部温度变化情况，若发现烟温有不正常回升趋势，应立即停止通风，密闭烟道，开启烟道和空预器消防水门。6.6 停炉18小时后，汽包上下壁温差40，根据检修需要可启动引风机快冷，若汽包上下壁温差40，应间断启动引风机运行。6.7 压力降至0.8MPa，汽包上、145、下壁温差40时，将炉水放尽，利用余热烘干法防腐。6.7.1 首先将炉水向定排排放；6.7.2 压力降至0.196MPa，开启上部空气门；6.7.3 压力接近于零，放水由定排倒至地沟。6.8 当炉膛温度降至150以下，退出炉膛烟温探针。炉膛烟温低于80，停止火检探头冷却风机。6.9 放水的同时，停止引风机。第四节 停炉至热备用1. 热备用停炉条件：1.1 电网调峰或调度安排。1.2 锅炉辅机故障停炉，短时间能恢复时。1.3 锅炉某系统故障需停炉，且又能可靠隔绝（与锅炉本体及外界系统隔绝），短时间内能恢复时。1.4 汽机和电气故障，短时间能恢复时。2. 热备用停炉一般为13天，最多不可超过7天。机146、组热备用停运后的启动为热态启动，分为极热态、热态、温态三种，启动参数的要求以汽机需要为准则，但不得危及锅炉安全。3. 热备用停炉的参数保持值一般不应低于再次启动时汽机冲转参数匹配值，以利快速启动。4. 热备用停炉时，主（再）汽温一般均先采用保持额定值，在解列减温水情况下仍保持不住时，随燃烧率的降低而降低。5. 负荷下降变化率约为3MW/分。6. 主汽压力变化率约为0.1MPa/min。7. 热备用停炉时应紧闭各孔门、风门及烟气挡板，采用“余热保压”法，尽量减少汽压下降。8. 保持汽包水位+200mm。9. 停炉热备用前，打开水冷壁下集箱疏水门进行水渣排放，排放时间60秒。10. 热备用期间，有147、专人定期全面检查。 第五节 停炉时注意事项1. 停炉时严格控制汽包壁温差，汽包内饱和温度下降速度55/h，壁温差不超过40，否则关闭所有的疏水阀，直至温差在限定值内。2. 停炉前，锅炉应进行全面吹灰，解列前，全部吹灰工作结束。3. 停炉初期必须严密关闭所有孔门及除灰门，以防大量冷空气漏入炉内而使锅炉急剧冷却。4. 为避免锅炉急剧冷却，要控制疏水量和疏水次数。5. 锅炉冷却时，应维持汽包水位在高水位。6. 冬季停炉后，须将水封槽及冲灰母管内的水放净。7. 停炉后，未彻底隔绝前，不得停止对锅炉的监视。第六节 停炉后的保养1. 锅炉保养原则:锅炉停运后，不论是备用还是检修均应认真执行防腐工作。2. 148、运行设备作短期备用，承压部件又无检修工作，并且准备随时启动时，大都采用“加热充压法”进行保养。3. 运行设备大修，小修或超过十天备用时，一般采用“带压放水余热烘干”法进行保养。4. 运行设备转为一个月以上的较长时间备用时，应采取“联氨和氨溶液法”进行保养，如锅炉承压部件比较严密，可采用“充氮法”进行保养。冷炉不应转为“干式防腐”，不得已时，必须点火升压至额定压力的30%后再降压，采用“余热烘干法”进行保养。5. 加热充压保养方法5.1 停炉熄火后，严密关闭锅炉各疏放水阀门、取样阀门和排汽阀门，维持锅炉压力在0.3MPa以上，关闭引送风机的进出口挡板，减少炉膛热量损失，进行闷炉。5.2 锅炉进入149、保养后，每班取样化验主汽，每日分析炉水含氧量一次，每周分析含铁量一次（溶氧14g/L，含铁量30g/L）。5.3 当水质不合格时，及时进行处理，炉水溶解氧不合格时，开启空气门，点火加热至溶解氧合格后关闭空气门，停止加热。5.4 炉水含铁量不合格时进行炉底放水，换水过程中防止空气进入系统中。5.5 始终维持汽包水位在可见水位。6. 余热烘干保养方法6.1 停炉后采用排汽降压方式降压，在降压过程中严格控制降压速度。6.2 压力降低至0.5MPa，开启所有排污门、疏水门及给水管道放水门进行放水，当压力降至0.2MPa-0.5MPa时，开启上部所有空气门，放水时要迅速，防止蒸汽在过热器和再热器内凝结，150、在放水过程中要严格监视汽包各点壁温，任意两点温差不得大于40。利用锅炉余热烘干受热面，烘干期间每一小时从汽、水取样门或空气门取样测定湿度，当湿度低于70%或等于环境相对湿度时，关闭所有放水门和排气门，如炉温降至105，炉内空气湿度仍未达标，锅炉应重新点火继续烘干，烘干时不得超过二只油枪。7. 联氨和氨液保养方法7.1 联氨浓度150-200mg/L，用氨调PH值在10以上。7.2 上药前将炉水放净，除空气门或加药门和水位表接管外，对其它锅炉仪表导管均应隔绝。7.3 利用加氨泵向给水系统加入联氨和氨，以达到上述标准。同时检查各放水门是否严密。7.4 每三天应取样化验联氨和PH值，低于标准时，由高151、压加药泵向炉内补充联氨和氨液。7.5 设备启动前应将保护液放掉一部分，维持运行状态的水质标准。7.6 再热器不采用，以免汽机进水。8. 充氮和联氨配合使用8.1 按联氨和氨液法进行上药，汽包维持正常水位。8.2 使水侧联氨维持在150-200mg/L，PH值维持在10以上。8.3 气侧连接好氮气瓶，检查各空气门及排污门在全关闭状态后开启氮气瓶出口门，开启锅炉充氮门向炉内充氮。8.4 维持氮气压力0.03-0.05MPa，氮气溶液浓度在95%以上。每周化验一次炉水和氮气，并应控制在合格范围内。第十二章 锅炉辅助设备及系统运行通则1. 启动前检查准备1.1 确认辅助设备及系统检修工作已结束，工作票152、已总结，就地卫生已打扫干净，设备防护罩齐全牢固，设备名称及转向标志正确，照明充足。1.2 按规程要求对设备及系统进行检查，合格后恢复相关系统运行。1.3 检修后的辅机应先进行设备试转及控制试验，合格后才允许投入运行或备用，试转及控制试验时检修及热控人员应到场参加。1.4 电动机启动前的检查准备按厂用电动机规程进行。1.5 辅助设备及系统启动前应与有关岗位联系并应就地监视。2. 启动后的检查2.1 转动部件声音及振动正常，若无明确规定，振动值参照以下标准：表 12-1额定转速r/min300015001000750振动值mm0.060.100.130.162.2 各轴承温度在规定值内，密封部件冷153、却正常。2.3 设备进出口参数在规定值内。2.4 设备及系统无泄漏。2.5 辅助设备及系统启动后，应通知有关人员对仪表测量管路进行冲洗。2.6 辅助设备及系统应按巡回检查制度和巡回检查卡检查，并按定期切换和试验制度等进行切换和试验及其它定期工作。3. 辅助设备及系统的停运3.1 机组主设备停运后，即可视情况停止辅助设备及系统运行。3.2 机组正常运行中，若要停止某些辅助设备及系统运行，应充分考虑对整个机组的运行影响，并做好相应措施。3.3 公用设备及系统的停运，应经上级领导批准。3.4 辅助设备发生下列情况之一时，应紧急停止：3.4.1 辅助设备发生强烈振动；3.4.2 辅助设备内部有明显金属154、摩擦或异常响声；3.4.3 电动机内有明显焦糊味，冒烟冒火；3.4.4 轴承温度超限或轴承冒烟；3.4.5 轴承部位和相关密封部位大量泄漏介质或密封部位冒烟；3.4.6 发生危及人身及设备安全运行的其它故障。第十三章 锅炉机组检修后的校验和试验第一节 电动气动阀门、风门、挡板校验1. 校验注意事项1.1 校验设备机械及电气检修工作结束，工作票已总结，电动气动执行机构完整。1.2 各阀门、挡板标志准确，并注明全开全关位置。1.3 承压系统的电动气动阀门不参与校验。1.4 校验时就地与遥控位置由专人负责。1.5 校验送风机动叶时必须启动其液压系统正常。1.6 各仪表及报警装置投入并好用。1.7 校155、验结果应详细记录，并通知有关人员。2. 校验内容及标准2.1 就地手操，开关灵活，位置正确，高低限位可靠。2.2 就地电动，开关灵活，位置正确，高低限位可靠。2.3 遥控远动，开关灵活，位置正确，且远方开度与就地指示相符。2.4 有停止按钮阀门应实验其停止位置动作正常。2.5 电动机转动方向正确。2.6 气动阀门开关灵活无漏气，压力表指示正常。2.7 试验结束后应将各阀门及烟、风挡板恢复原来状态3. 校验方法3.1 联系电气、热工人员向各阀门，挡板控制器执行器送电。3.2 联系空压机值班人员送控制气源。3.3 电气、热工值班员及检修人员共同参加对各阀门、挡板逐项校验。4. 校验项目除不能参加校156、验的各阀门，挡板之外，其余所有电动、气动阀门挡板均应参与效验。第二节 锅炉机组联动保护试验要求及方法1. 参加试验辅机及辅属设备的热机、电气、热工检修工作结束，工作票总结。2. 有关电动阀、挡板、电磁阀电气系统正常。3. 控制气源压力正常。4. 热机保护、信号、仪表电源正常。5. 试验应在机组启动前进行，对于特殊情况，如某联锁回路检修需要试验时，应做好安全措施，不影响机组的正常运行。6. 试验由单元长主持，热工、电气及检修负责人员参加。7. 先进行各风机、空预器、制粉系统与其附属设备联动及保护试验，再进行联锁试验，以上工作结束进行热机保护试验。8. 试验方法8.1 锅炉设备试验分实际运行的动态157、试验和静态控制回路试验两种。8.2 实际运行的动态试验时，有关辅机及辅属设备送动力电源及控制电源，将辅机按正常启动要求启动后进行试验。8.3 静态控制回路试验时，6KV辅机送控制电源（试验电源），380V辅机送动力电源。8.4 对不允许空载运行设备只校验控制回路情况。8.5 注意如给煤机有煤时，其转速应设置为零。9. 联锁功能9.1 两台运行中的空预器其中一台停运或故障跳闸时，延时5秒钟联锁跳闸同侧送风机、一次风机，RB选跳5、4号磨煤机、给煤机。延时5分钟联锁跳闸同侧引风机。9.2 两台运行中的空预器或唯一运行的一台空预器停运或故障跳闸时，MFT动作，所有一次风机、磨煤机、给煤机跳闸，延时5158、秒钟两台送风机跳闸，延时5分钟联两台引风机跳闸。9.3 两台运行中的引风机其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧送风机、一次风机，RB选跳5、4号磨煤机、给煤机。9.4 两台运行中的引风机或唯一运行的一台引风机停运或故障跳闸时，MFT动作，所有送风机、一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。9.5 两台运行中的送风机其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧一次风机，RB选跳5、4号磨煤机、给煤机。9.6 两台运行中的送风机或唯一运行的一台送风机停运或故障跳闸时，MFT动作，所有一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。9.7 两台运行中的一次风机其中一台停运或故障跳闸，RB选跳5、4号磨煤机、给煤机。9.8 两台运行159、中的一次风机或唯一运行的一台一次风机停运或故障跳闸时，MFT动作，所有磨煤机、给煤机跳闸。9.9 任意一台磨煤机跳闸，联锁跳闸对应给煤机。10. 锅炉大联锁试验：10.1 试验前汇报值长。10.2 6KV电动机送试验电源及操作电源，包括以下设备：10.2.1 乙引风机电机。10.2.2 乙送风机电机。10.2.3 乙一次风机电机。10.2.4 1、2、3、4、5、6号磨煤机电机。10.3 380V电动机送动力电源，包括以下设备：10.3.1 乙引风机1、2号冷却风机电机。10.3.2 乙送风机1、2号液压润滑油泵电机。10.3.3 乙一次风机1、2号电机润滑油泵电机。10.3.4 1、2、3、160、4、5号磨煤机润滑油泵电机。10.3.5 乙空预器主、辅电动机。10.3.6 1、2、3、4、5、6号给煤机电机。10.3.7 乙密封风机电机10.4 送上以上设备仪表电源及有关阀门、挡板执行器电源。10.5 启动空压机保证控制气源正常。10.6 单操或顺控启动：10.6.1 乙空预器。10.6.2 乙引风机。10.6.3 乙送风机。10.6.4 乙一次风机。10.6.5 1、2、3、4、5、6号磨煤机。10.6.6 1、2、3、4、5、6号给煤机。10.7 试验步骤：10.7.1 联系热工人员确认锅炉大联锁开关已投入。10.7.2 停止甲空预器主电动机和辅电动机（停主电动机时辅电动机应联动）161、。10.7.3 延时5秒钟联跳甲侧一次风机并发报警信号。10.7.4 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.5 延时5秒钟联跳甲侧送风机并发报警信号。10.7.6 延时5分钟联跳甲侧引风机并发报警信号。10.7.7 重新启动以上跳闸转机，停止乙空预器主电动机和辅电动机（停主电动机时辅电动机应联动）。10.7.8 延时5秒钟联跳乙侧一次风机并发报警信号。10.7.9 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.10 联跳5、4号给煤机并发报警信号。10.7.11 延时5秒钟联跳乙侧送风机并发报警信号。10.7.12 延时5分钟联跳乙侧引风机并发报警信号。10.7.13 重新启动以上跳闸162、转机，同时停止甲、乙空预器主电动机和辅电动机。10.7.14 MFT动作。10.7.15 延时5秒钟联跳甲、乙侧送风机并发报警信号。10.7.16 延时5分钟联跳甲、乙侧引风机并发报警信号。10.7.17 延时5秒钟联跳甲、乙侧一次风机并发报警信号。10.7.18 联跳所有磨煤机并发报警信号。10.7.19 联跳所有给煤机并发报警信号。 10.7.20 重新启动以上跳闸转机，停止甲侧引风机电动机。10.7.21 联跳甲侧送风机并发报警信号。10.7.22 联跳甲侧一次风机并发报警信号。10.7.23 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.24 联跳5、4号给煤机并发报警信号。10.7.163、25 重新启动以上跳闸转机，停止乙侧引风机电动机。10.7.26 联跳乙侧送风机并发报警信号。10.7.27 联跳乙侧一次风机并发报警信号。10.7.28 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.29 联跳5、4号给煤机并发报警信号。10.7.30 重新启动以上跳闸转机，同时停止甲、乙侧引风机电机。10.7.31 MFT动作。10.7.32 联跳甲、乙侧送风机并发报警信号。10.7.33 联跳甲、乙侧一次风机并发报警信号。10.7.34 联跳所有磨煤机并发报警信号。10.7.35 联跳所有给煤机并发报警信号。10.7.36 重新启动以上跳闸转机，停止甲侧送风机电动机。10.7.37 联跳164、甲侧一次风机并发报警信号。10.7.38 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.39 联跳5、4号给煤机并发报警信号。10.7.40 重新启动以上跳闸转机，停止乙侧送风机电动机。10.7.41 联跳乙侧一次风机并发报警信号。10.7.42 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.43 联跳5、4号给煤机并发报警信号。10.7.44 重新启动以上跳闸转机，同时停止甲、乙送风机电机。10.7.45 MFT动作。10.7.46 联跳甲、乙侧一次风机并发报警信号。10.7.47 联跳所有磨煤机并发报警信号。10.7.48 联跳所有给煤机并发报警信号。10.7.49 重新启动以上跳闸转机，165、停止甲侧一次风机。10.7.50 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.51 联跳5、4号给煤机并发报警信号。10.7.52 重新启动以上跳闸转机，停止乙侧一次风机。10.7.53 RB选跳5、4号磨煤机并发报警信号。10.7.54 联跳5、4号给煤机并发报警信号。10.7.55 重新启动以上跳闸转机，同时停止甲、乙一次风机电机。10.7.56 MFT动作。10.7.57 联跳所有磨煤机并发报警信号。10.7.58 联跳所有给煤机并发报警信号。第三节 电动风门、挡板试验1. 空预器1.1 检查甲空预器启动条件满足时，启动甲空预器主电动机，检查甲空预器出口一、二次风挡板联锁开启，检查甲空166、预器进出口烟气挡板联锁开启，投入甲空预器辅电机联锁开关。1.2 停止甲空预器主电机，应联锁启动甲空预器辅电机，甲空预器出口一、二次风挡板及进出口烟气挡板不关。1.3 停止甲空预器辅电机。检查甲空预器出口一、二次风挡板及进出口烟气挡板延时5min关闭。1.4 检查乙空预器启动条件满足时，启动乙空预器主电动机，检查乙空预器出口一、二次风挡板联锁开启，检查甲空预器进出口烟气挡板联锁开启，投入乙空预器辅电机联锁开关。1.5 停止乙空预器主电机，应联锁启动乙空预器辅电机，乙空预器出口一、二次风挡板及入口烟气挡板不关。1.6 停止乙空预器辅电机。检查乙空预器出口一、二次风挡板及进出口烟气挡板延时5min关167、闭。1.7 重新启动甲、乙空预器，同时停止甲、乙空预器主、辅电机，应联关甲、乙空预器出口一、二次风挡板及甲、乙空预器进出口烟气挡板。2. 引风机2.1 检查甲引风机允许启动条件满足，启动甲引风机，联开甲引风机入口挡板，可以调整并正常。2.2 检查乙引风机允许启动条件满足，启动乙引风机，联开乙引风机入口挡板入口挡板，可以调整并正常。2.3 停止甲侧引风机电动机2.3.1 联关甲侧引风机入口静叶。2.3.2 联关甲侧引风机入口挡板。2.4 重新启动甲侧引风机，停止乙侧引风机电动机。2.4.1 联关乙侧引风机入口静叶。2.4.2 联关乙侧引风机入口挡板。2.5 重新启动乙引风机，同时停止甲乙引风机电168、动机3. 送风机3.1 检查甲送风机允许启动条件满足，启动甲送风机，联开甲送风机出口挡板，可以调整并正常。3.2 检查乙送风机允许启动条件满足，启动乙送风机，联开乙送风机出口挡板，可以调整并正常。3.3 停止甲送风机电动机3.3.1 联关甲侧送风机入口动叶。3.3.2 联关甲侧送风机出口挡板。3.4 重新启动甲送风机，停止乙送风机电动机3.4.1 联关乙侧送风机入口动叶。3.4.2 联关乙侧送风机出口挡板。3.5 重新启动乙送风机，同时停止甲乙送风机电动机3.5.1 联关甲乙侧送风机入口动叶。3.5.2 联关甲乙侧送风机出口挡板。4. 一次风机4.1 检查甲一次风机允许启动条件满足，启动甲侧一169、次风机，联开甲侧一次风机出口挡板及甲一次风冷风挡板，可以调整并正常。4.2 检查乙一次风机允许启动条件满足，启动乙侧一次风机，联开乙侧一次风机出口挡板及乙一次风冷风挡板，可以调整并正常。4.3 停止甲侧一次风机电动机。4.3.1 联关甲侧一次风机入口调节挡板。4.3.2 联关甲侧一次风机出口挡板。4.3.3 联关甲侧一次风机冷风挡板。4.4 停止乙侧一次风机电动机4.4.1 联关乙侧一次风机入口调节挡板。4.4.2 联关乙侧一次风机出口挡板。4.4.3 联关乙侧一次风机冷风挡板。5. 磨煤机5.1 检查1号磨煤机允许启动条件满足，启动1号制粉系统正常，用事故按纽停止1号磨煤机电动机。5.1.1170、 联关1号磨煤机入口热风速断挡板。5.1.2 联关1号磨煤机入口热风调节挡板。5.1.3 联开1号磨煤机冷风调节挡板至100%。5.1.4 联关1号给煤机入口煤阀。5.1.5 联跳1号给煤机。5.1.6 联关1号给煤机出口煤阀。5.1.7 1号磨煤机燃料风挡板关至10%。5.2 用同样方法做2、3、4、5、6号制粉系统风门、挡板试验。第四节 辅机保护及联动试验1. 引风机联动保护试验（验前解除甲、乙侧大联锁软、硬开关）：甲侧引风机试验应具备的条件：l 甲侧引风机出入口挡板、动叶已关闭。l 甲侧引风机电动机送试验电源。l 甲侧引风机冷却风机送动力电源。l 甲侧引风机冷却风机运行，风机轴承温度90171、。l 甲侧引风机喘震装置投入。2. 静态拉合闸试验：2.1 启动甲侧引风机，CRT上状态显示由绿色变红色。2.2 停止甲侧引风机，CRT上状态显示由红色变绿色。2.3 启动甲侧引风机，按下甲侧引风机就地事故按钮，甲侧引风机跳闸，CRT上状态：显示由红色变为黄色闪光，同时发出声光报警信号，在CRT上按下“事故复归”按钮，CRT上状态显示由黄色闪光变绿色。2.4 用同样方法进行乙侧引风机事故跳闸按钮试验。2.5 用同样方法进行乙侧引风机静态拉合闸试验。3. 风机拒动试验：3.1 联系热工断开甲侧引风机入口动叶关接点，启动甲侧引风机拒动，恢复接点。3.2 联系热工短接甲侧引风机轴承温度90接点，启动172、甲侧引风机拒动，恢复接点。3.3 联系电气投入甲侧引风机电动机保护。3.4 停止甲侧引风机一台冷却风机，启动甲侧引风机拒动。4. 跳闸保护试验：（每项跳闸在CRT上状态显示由红色变为黄色闪光，按下“事故复归”按钮，在CRT上状态显示由黄色闪光变绿色。）4.1 启动甲侧引风机。4.2 联系热工短接甲侧引风机轴承温度100接点，甲侧引风机跳闸，恢复接点，启动甲侧引风机。4.3 联系热工短接甲侧引风机喘震信号接点，喘震报警延时15秒跳闸，恢复接点，启动甲侧引风机，投入喘震保护。4.4 甲侧引风机两台冷却风机全停，延时2分钟，甲侧引风机跳闸；启动冷却风机，启动甲侧引风机。5. 乙侧引风机联动保护试验同173、甲侧引风机联动保护试验一样。6. 甲侧送风机联动保护试验。6.1 甲侧送风机试验应具备的条件：6.1.1 甲侧送风机液压油箱油位200mm，液压油、电动机润滑油油质良好。6.1.2 甲侧送风机出口挡板、动叶已关闭。6.1.3 甲侧送风机电动机送试验电源。6.1.4 甲侧送风机液压油站送动力电源。6.1.5 启动一台液压油泵，液压油压2.5MPa。6.1.6 启动一台电机润滑油泵，液压油压0.1MPa。6.1.7 甲侧送风机轴承温度90。6.1.8 甲侧送风机轴承润滑油量3L/min。6.1.9 甲侧送风机喘震装置投入。6.2 静态拉合闸试验：6.2.1 单操启动甲侧送风机，CRT上状态显示由绿174、色变红色。6.2.2 单操停止甲侧送风机，CRT上状态显示由红色变绿色。6.2.3 启动甲侧送风机，按下甲侧送风机就地事故按钮，甲侧送风机跳闸，CRT上状态显示由红色变为黄色闪光，同时发出声光报警信号，在CRT上按下“事故复归”按钮，CRT上状态显示由黄色闪光变绿色。6.2.4 用同样方法进行乙侧送风机事故跳闸按钮试验。6.2.5 用同样方法进行乙侧送风机静态拉合闸试验。6.3 风机拒动试验：6.3.1 调节液压油压2.5MPa，启动甲侧送风机拒动，恢复油压至2.5MPa以上。6.3.2 调节电机润滑油压0.1MPa，启动甲侧送风机拒动，恢复油压至0.1MPa以上。6.3.3 调节甲侧送风机润175、滑油流量3 L/min，启动甲侧送风机拒动，恢复润滑油流量3 L/min以上。6.3.4 联系热工断开甲侧送风机入口动叶关接点，启动甲侧送风机拒动，恢复接点。6.3.5 联系热工短接甲侧送风机轴承温度90接点，启动甲侧送风机拒动，恢复接点。6.3.6 联系热工短接甲侧送风机液压油箱油位低接点，启动甲侧送风机拒动，恢复接点。6.3.7 联系电气投入甲侧送风机电动机保护。6.4 跳闸保护试验：（每项跳闸在CRT上状态显示由红色变为黄色闪光，按下“事故复归”按钮，在CRT上状态显示由黄色闪光变绿色。）6.4.1 解除甲侧送风机油泵联锁开关6.4.2 联系热工短接甲侧送风机轴承温度110接点，甲侧送风176、机跳闸，恢复接点，启动甲侧送风机6.4.3 联系热工短接甲侧送风机喘振信号接点，喘振报警延时120秒跳闸，恢复接点，启动甲侧送风机，投入喘振保护。6.4.4 投入甲侧送风机油泵联锁开关。6.5 甲侧引风机油泵联动试验：6.5.1 联系热工解列压力联动开关，投入油泵联锁开关。6.5.2 启动一台油泵。6.5.3 油压正常后，停止油泵，备用油泵自动启动。6.5.4 用同样方法进行另一台油泵联动试验。6.5.5 联系热工投入压力联动开关，润滑油压降至0.8 MPa，备用油泵自动启动。6.6 用同样方法进行另一台油泵联动试验。7. 乙侧送风机联动保护试验同甲侧送风机联动保护试验一样。8. 甲侧一次风机177、联动保护试验。8.1 甲侧一次风机试验应具备的条件：8.1.1 FSSS允许启动条件满足。8.1.2 甲侧一次风机出口挡板、冷风速断挡板、密封风联络挡板及入口调节挡板已关闭。8.1.3 甲侧一次风机电动机送试验电源。8.1.4 甲侧一次风机电动机润滑油站送动力电源。8.1.5 启动一台润滑油泵，润滑油压在0.15-0.25MPa之间。8.1.6 甲侧一次风机轴承温度70。8.2 静态拉合闸试验：8.2.1 单操启动甲侧一次风机，CRT上状态显示由绿色变红色。8.2.2 单操停止甲侧一次风机，CRT上状态显示由红色变绿色。8.2.3 启动甲侧一次风机，按下甲侧送风机就地事故按钮，甲侧一次风机跳闸178、，CRT上状态显示由红色变为黄色闪光，同时发出声光报警信号，在CRT上按下“事故复归”按钮，CRT上状态显示由黄色闪光变绿色。8.2.4 用同样方法进行乙侧一次风机事故跳闸按钮试验。8.2.5 用同样方法进行乙侧一次风机静态拉合闸试验。8.3 拒动试验：8.3.1 BMS允许条件中任意一项不满足，启动一次风机拒动，恢复BMS允许条件。8.3.2 联系热工断开甲侧一次风机入口调节关接点，启动甲侧一次风机拒动，恢复接点。8.3.3 联系热工短接甲侧一次风机轴承温度70接点，启动甲侧一次风机拒动，恢复接点。8.3.4 调节甲侧一次风机电动机润滑油压0.1MPa，启动甲侧一次风机拒动，恢复油压至0.1179、50.25MPa以上。8.3.5 联系热工短接甲侧一次风机电动机油站油箱油位低接点，启动甲侧一次风机拒动，恢复接点。8.3.6 联系电气投入甲侧一次风机电动机保护。8.4 热工跳闸试验：（每项热工跳闸，均发出“甲侧一次风机事故跳闸”报警，在CRT上状态显示由红色变为黄色闪光，按下“事故复归”按钮，在CRT上状态显示由黄色闪光变绿色，解除电气自保持接点后，方可合上甲侧一次风机开关）。8.4.1 解除甲侧一次风机电动机润滑油泵联锁开关。8.4.2 将甲侧一次风机电动机润滑油压降至0.05 MPa，联跳甲侧一次风机，恢复油压至0.150.25 MPa，启动甲侧一次风机。8.4.3 联系热工短接甲侧一180、次风机轴承温度100接点，甲侧一次风机跳闸，恢复接点，启动甲侧一次风机。8.5 甲侧一次风机电动机轴承润滑油泵联动试验：8.5.1 联系热工解列压力联动开关，投入2号油泵联锁开关。8.5.2 启动1号油泵。8.5.3 油压正常后，停止1号油泵，2号油泵自动启动。8.5.4 用同样方法进行1号台油泵联动试验。8.5.5 联系热工投入压力联动开关，液压油压降至0.1 MPa，备用油泵自动启动。8.5.6 用同样方法进行另一台油泵联动试验。9. 乙侧一次风机联动保护试验同甲侧一次风机联动保护试验一样。10. 1号制粉系统保护试验：10.1 1号磨煤机试验应具备的条件：10.1.1 1号磨煤机送试验电181、源，润滑油泵送动力电源。10.1.2 润滑油站油质良好，油位正常，启动润滑油泵，调整供油压力在0.150.35 MPa之间，确认减速器温度75，供油温度在45-55之间。10.1.3 联系热工，启动1号磨煤机和给煤机正常（注意：若1号给煤机中有煤，则将转速置于零位。关闭辅汽至磨煤机消防蒸汽手动门，禁止通气）10.2 1号制粉系统跳闸试验：（每一项跳闸试验，FSSS显示首次跳闸原因）10.3 就地拉1号给煤机事故跳闸开关，拉1号磨煤机事故跳闸开关，跳闸正常，辅助盘应发出“1号磨煤机跳闸”声光报警，联系热工重新启动1号制粉系统。10.4 联系热工分别做“1号磨煤机减速器温度80”、“1号磨煤机供油182、温度65”、“1号磨煤机润滑油压0.07MPa”、“1号磨煤机润滑油流量0.7L”跳闸试验，1号磨煤机和给煤机跳闸正常，联系热工重新启动1号制粉系统。10.5 联系热工分别做“操作员手动”、“失去点火源”、“失去煤火源”、“磨煤机停止，给煤机运行”、“磨煤机运行时，出口挡板关闭”、“失去一次风”、“密封风与磨碗压差低延时60秒”跳闸试验，1号磨煤机和给煤机跳闸正常，取消跳闸条件，重新启动1号制粉系统，方可进行下一试验。10.6 联系电气投入1号磨煤机和给煤机电动机保护。10.7 1号磨煤机润滑油站试验：10.7.1 联系热工短接油箱温度15信号接点，启动润滑油泵拒动，恢复接点，启动正常，确认油183、箱温度在35-45之间。10.7.2 联系热工短接油箱温度35信号接点，电加热器接通，停止油泵，电加热器停止，恢复接点，启动油泵，投入电加热器，短接油箱温度40信号接点，电加热器停止，恢复接点。10.7.3 联系热工分别做“供油温度60”、“减速器温度75”，“供油压力0.09MPa”报警试验。10.8 2、3、4、5、6号制粉系统试验同1号制粉系统试验。11. 火检冷却风机11.1 试验应具备的条件：11.1.1 试验时间在点火前。11.1.2 火检冷却风机符合启停条件。11.1.3 火检冷却风机联动保护试验。11.2 试验步骤：11.2.1 联系热工解除火检冷却风压与炉膛压差低压力开关。1184、1.2.2 启动1号火检冷却风机，2号火检冷却风机在备用状态。11.2.3 停止1号火检冷却风机，2号火检冷却风机应自动启动。11.2.4 启动1号火检冷却风机，停止2号火检冷却风机。11.2.5 联系热工短接扫火检冷却压与炉膛压差低接点，2号火检冷却风机应自动启动。11.2.6 停止1、2号火检冷却风机，取消火检冷却风压与炉膛压差低压力开关短接线，投入压力低联动保护。12. 密封风机12.1 密封风机启停试验12.1.1 事故按钮试验正常。12.1.2 CRT启停试验正常。12.2 密封风机联动保护试验：12.2.1 联系热工短接密封风风压低压力开关。12.2.2 启动1号密封风机，2号密封185、风机在备用状态12.2.3 停止1号密封风机，2号密封风机应自动启动，将1号密封风机投入备用。12.2.4 停止2号密封风机，1号密封风机应自动启动，将2号密封风机投入备用12.2.5 联系热工恢复密封风风压低压力开关，2号密封风机应自动启动，停止1号密封风机。12.2.6 停止2号密封风机，1号密封风机应自动启动。12.2.7 停止1、2号密封风机，恢复密封风风压低接点。第五节 MFT及RB动作保护1. MFT动作条件：（实际根据该厂热工整定而定）1.1 机组负荷大于30%汽机跳闸。1.2 送风机均停。1.3 引风机全停。1.4 煤层运行时，两台一次风机全停。1.5 两台空预器全停。1.6 186、火检冷却风压低停炉35。4.4 水压试验环境温度小于5时应作好防冻措施。4.5 必须有防止超压的紧急泄压放水措施，并保持其可靠性。4.6 有两块以上经过校验合格的标准压力表，CRT上汽包压力表、过热蒸汽压力表、再热蒸汽压力表校验合格并投入。4.7 升压过程中如发现阀门、管道漏泄，压力表不准确，压力不升等现象，应立即停止升压并降低压力，查明原因处理。4.8 一次汽系统工作压力试验时过热器出口加装堵板，超压试验时解列汽包水位计。4.9 二次汽系统工作压力试验，超水压试验时，再热器出口、再热器入口分别加装堵板。4.10 超水压试验必须在工作压力试验合格后进行。4.11 当压力升至19.61MPa（一187、次汽系统）、4.35MPa（二次汽系统）以上时，禁止检查承压部件。4.12 阀门状态表：表 13-1序号阀门名称阀位1省煤器入口给水电动门关2省煤器入口给水旁路门调节阀及前后电动截止门上水后关3过热器甲、乙侧一级减温水电动截止门。关4过热器甲、乙侧二级减温水电动截止门。先关升压时开甲侧5过热器减温水电动总门。先关升压时开6过热器甲、乙侧一、二级减温水管道疏水门。关7过热器减温水电动总门前放水门。关8过热器甲、乙侧一、二级减温器排污门。关9顶棚管入口联箱疏水门。关10省煤器入口联箱入水门。关115%环行集箱疏水门。关12锅炉主给水管道放水门。关13空预器及本体吹灰器主汽汽源阀门。关14一次系统所188、有空气门。开，冒水后关15一次系统所有充氮门。关16汽包紧急放水门。关17连续排污门。关18下降管及下联箱定排门及放水门。关19锅炉底部加热各阀门。关20底部加热总门及疏水门。关21给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样一、二次门。关22汽包加药门。关23各安全门及PCV阀。解列24汽包水位计各门。开，超压试验时关25主给水管道及过热器，二级减温水流量计。关26校验合格的汽包、过热器、给水压力表门。开27高低压旁路及疏水门。关5. 工作压力试验：5.1 检查条件满足，启动电动给水泵（或临时上水泵）炉上水。5.2 开启给水管道、省煤器、汽包、过热器空气门，连续见水后关闭。5.3 当汽包水位上至最高可见189、水位时，应注意上水速度。5.4 开启锅炉侧过热器减温水总阀，甲侧二级减温水电动阀，保持给水压力与汽包压力差0.8MPa，用二级减温水甲侧调节阀与给水泵转速配合向过热器系统上水，空气门连续见水后逐个关闭。5.5 待有关人员到场缓慢升压：5.5.1 0-3MPa，升压速度不大于0.1MPa。5.5.2 3-10MPa，升压速度不大于0.3MPa。5.5.3 10-20MPa，升压速度不大于0.15MPa。5.6 当压力升至1MPa时，暂停升压操作，检查系统、设备无异常，稳定15min，继续升压。5.7 压力升至6MPa和12MPa时，暂停升压，观察压力变化情况，如无异常则升压19.61MPa，停止190、升压，保持压力5min稳定，由检修人员检查后缓慢降压。5.8 降压速度不大于0.3MPa/min。6. 超压试验：6.1 工作压力试验合格后方可进行超压试验。6.2 解列汽包水位计。6.3 其他操作同工作水压试验。6.4 当汽包压力升至19.61MPa时对设备进行检查无异常以0.1MPa/min缓慢升压至24.51MPa，保持5min，降至工作压力，方可对承压部件进行全面检查。6.5 水压试验结束，降压时速度不大于0.3MPa/min。7. 二次系统水压试验：7.1 阀门位置表 13-2序号阀门名称阀位1主给水管道电动截止门及高旁前后截门。关2给水管道所有空气门。冒水后关3事故减温水电动截止门191、。关，待上水时开甲侧4事故减温水减温器排污门。关5再热器事故减温水电动总门。关，待上水时开6事故减温水管道疏水门前放水门。关7再热器事故减温水电动总门前放水门。关8各二次系统充氮、疏水门。关9再热器安全门。隔离10各二次汽系统放空气一、二次门。待冒水后关7.2 启动一台电动给水泵，开启给水泵中间抽头门，开启再热器减温水电动总门，减温水截止门，待空气门连续冒水后逐个关闭。7.3 关闭侧再热器减温水截止门，暂停上水，待有关人员到现场后开启侧减温水截止门开始升压。7.4 升压速度及注意事项：7.4.1 1Mpa以下，升压速度不大于0.1Mpa/min。7.4.2 1MPa以上，升压速度不大于0.3M192、P/min。7.5 当压力升至1.0MPa时，暂停升压操作，检查系统、设备，无异常后继续升压。7.6 压力升至4.35MPa时，停止升压保持压力20min稳定，由检修人员检查后缓慢降压。7.7 降压速度不大于0.3MPa/min。8. 超压试验：8.1 工作压力试验合格后方可进行超压试验。8.2 保持不大于0.1MPa/min升压速度升至试验压力24.51MPa，保持5min，降至工作压力后方可对承压部件全面检查。8.3 压力超过工作压力严禁对设备进行检查。8.4 水压试验结束，降压时速度不大于0.3MPa/min。9. 水压试验合格标准：9.1 关闭升压门，5min压力下降值不大于0.5MP193、a。9.2 承压部件无漏水及湿润现象。9.3 承压部件无残余变形。第七节 安全阀校验1. 为了保证锅炉机组在运行中的压力突然升高超过规定值时，安全门能够准确可靠的动作，保证锅炉机组安全运行，必须进行安全门校验。2. 校验要求：2.1 锅炉安全门校验采用热态。2.2 所有安全门均应进行校验。3. 校验内容：起座压力、机械动作是否正常，有无振颤，关闭后有无漏泄。4. 安全门定值（根据设备厂家要求定）：4.1 汽包安全门表 13-3 编号起座压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）公称直径（英寸）1号2号3号4.2 过热器安全门表 13-4编号起座压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/194、h）公称直径（英寸）4号5号4.3 过热器出口电磁泄放阀（PCV阀）表 13-5 编号起座压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）公称直径（英寸）6号4.4 再热器入口安全阀表 13-6 编号起座压力（MPa）回座压力（MPA）排放量（t/h）公称直径（英寸）7号8号9号4.5 再热器出口安全阀表 13-7编号起座压力（MPa）回座压力（MPA）排放量（t/h）公称直径（英寸）10号11号5. 校验方法及步骤5.1 按照安全阀整定压力值进行调整。5.2 汽包、过热器、再热器安全阀加压紧装置，关闭PCV阀隔离阀。5.3 按规程规定点火、升温升压。5.4 当锅炉压力升至2.57MPa时，投195、入汽机旁路暖管，利用一、二级旁路调节压力，将再热汽压力稳定在3.3MPa左右。5.5 用液压加载装置逐只对再热器出、入口安全门调整。5.6 当安全门动作时，记录蒸汽压力和附加压力值。5.7 如达不到安全阀调整值要求，调整后再次校验直至合格。5.8 再热器安全阀调整合格结束后，锅炉继续按升温升压曲线升压。5.9 当汽包压力升至15MPa时，保持压力稳定，用液压加载装置逐只对汽包、过热器出、入口安全阀进行校验，做好压力调整值记录，直至合格为止。5.10 待汽包、过热器安全门校验好后，继续保持锅炉压力15MPa，然后缓慢打开PCV阀入口隔离阀，充压至PCV阀前，在此压力下手操PCV阀的远操按钮，进行196、排汽试验30秒。5.11 投入PCV阀开关自动，升压至其动作压力值（18.9MPa）进行试跳，并做好记录。5.12 安全门整定结束后，应对不同部位的安全门进行试跳检查（包括起座压力和回座压力），若不合格必须进行重新整定。第八节 汽包事故放水试验1. 联系热工投入汽包事故放水保护，事故放水一二次门置远控。2. 锅炉冷态上水至+100mm，汽包事故放水一二次门打开，停止上水，待水位低止+50mm以下时，汽包事故放水一二次门关闭，试验结束。3. 同时做汽包水位高+100mm、低100mm报警试验。第十四章 锅炉FSSS功能组第一节 燃油泄漏试验1. 试验内容1.1 进油跳闸阀。1.2 油母管再循环阀197、，回油调节阀及所有油角阀。2. 油泄漏试验允许条件：2.1 MFT继电器已跳闸。2.2 OFT继电器已跳闸。2.3 回油调节阀已关。2.4 进油跳闸阀已关。2.5 所有油角阀已关。2.6 燃油泄漏试验尚未完成。3. 若以上条件满足，则在CRT上显示“试验允许”。4. 油泄漏试验的顺序：4.1 进油快关阀开启，阀前油压升至“泄漏试验值”15秒后，关闭进油快关阀。4.2 要求保持阀前后压差为零5分钟，确认每层油枪及各油燃烧器快关阀合格，否则为失败。4.3 开启回油调节阀，使油压降至“低油压跳闸值”后，再关闭回油调节阀，要求保持此低油压值5分钟，确认进油快关阀及回油调节阀不漏合格，否则为失败。5. 198、泄漏试验若失败，应对油枪和快关阀进行检修，然后重新进行泄漏试验。6. 若油泄漏试验结束后短时间内不点火，应考虑将油枪进油手动隔断门关闭。7. 出现下列情况之一，油母管快速关闭阀自动关闭：7.1 油母管压力低，超过5秒。7.2 油母管温度低，超过10秒。7.3 油源压力低，超过10秒。7.4 MFT。第二节 炉膛吹扫1. 吹扫允许条件：1.1 燃油角阀全关。1.2 燃油母管速断阀关闭。1.3 两台空预器均运行。1.4 所有给煤机均停。1.5 火检均无火。1.6 一次风机均运。1.7 至少一对送、引风机运行。1.8 风量合适（360Km3/h）。1.9 泄漏试验完成。1.10 辅助风挡板在吹扫位（199、各层均40%）1.11 无MFT条件。1.12 炉膛压力合适1.13 所有燃烧器喷嘴水平2. 吹扫操作：2.1 MFT继电器动作后，FSSS自动发出“请求炉膛吹扫”。2.2 当吹扫条件满足，“吹扫条件满足”点亮，同时计时条件满足后，即“计时条件满足”点亮，操作员在CRT上触发“启动炉膛吹扫”指令，吹扫计时器开始5分钟吹扫计时,同时”吹扫进行”指示灯点亮。2.3 在5分钟吹扫计时过程中“吹扫允许条件”没有任何条件失去，则炉膛“吹扫完成”点亮。2.4 吹扫允许条件任意一个被破坏，吹扫计时器复位，且吹扫失败，即“吹扫失败”灯被点亮。若吹扫允许条件重新恢复，此时需要操作人员重新启动吹扫程序。第三节 锅200、炉MFT1. 锅炉MFT动作条件（根据热工实际逻辑）：1.1 机组负荷大于30%汽机跳闸。1.2 送风机均停。1.3 引风机全停。1.4 煤层运行时，两台一次风机全停。1.5 两台空预器全停。1.6 火检冷却风压380Pa或两台冷却风机都停运时，延时30秒，三选二。1.7 炉膛压力高+3000Pa，三选二。1.8 炉膛压力低3000Pa，三选二。1.9 汽包水位高+200mm，延时8S，三选二。1.10 汽包水位低300mm，延时5S，三选二。1.11 锅炉风量30%，延时30S。1.12 失火焰：所有油层火检和煤层火检均无火，且任一磨系统运行，4选3。1.13 失燃料：给煤机或磨煤机均停且油201、角阀均关或速断阀未开，且锅炉已启动1.14 手动MFT：操作人员将跳闸盘上的MFT两个同时按下。2. MFT动作过程：2.1 MFT继电器跳闸。2.2 OFT继电器跳闸。2.3 所有制粉系统继电器跳闸。2.4 关闭进油跳闸阀，及回油调节阀。2.5 关闭所有油角阀。2.6 停止所有磨煤机。2.7 停止所有给煤机。2.8 关闭所有磨煤机出口挡板。2.9 停止所有一次风机。2.10 关闭过热器、再热器减温水总门。第四节 锅炉OFT1. OFT跳闸条件：1.1 MFT动作。1.2 手动OFT。1.3 角阀未全关且油速断阀关。1.4 燃油压力低值且角阀未全关。2. OFT动作过程：2.1 OFT继电器跳202、闸。2.2 关闭所有油枪的油阀及雾化阀。2.3 关闭所有油枪的吹扫阀。2.4 关闭进油跳闸阀及回油调节阀。2.5 开启油循环电动门。3. OFT继电器复位条件：3.1 所有油阀关闭。3.2 MFT继电器已复位。3.3 OFT继电器已跳闸。3.4 不存在OFT跳闸条件。3.5 从CRT上发出开启油母管跳闸阀指令。4. 燃油泄漏试验复位条件：4.1 燃油泄漏试验完成或跳步。4.2 炉膛吹扫完成。4.3 燃油泄漏试验已跳闸。4.4 不存在MFT跳闸条件。第五节 油燃烧器管理1. 锅炉点火前准备：1.1 锅炉吹扫结束后，操作人员触发“开启来油母管跳闸阀”指令，FSSS逻辑在开启来油跳闸阀、回油跳闸阀，203、同时复位MFT继电器、OFT继电器。1.2 来油母管跳闸阀开启后，操作人员需在5分钟内把油枪点着，否则锅炉MFT，并回到“请求炉膛吹扫”。1.3 允许点油条件全部满足后（即“允许点油”灯点亮），操作人员可进行油枪点火。2. 允许点油条件：2.1 MFT与OFT均已复位。2.2 油母管压力正常2.5MPa。2.3 油温正常10。2.4 火检冷却风与炉膛压差正常1.5KPa。2.5 所有燃烧器喷嘴在水平。2.6 炉前快关阀已开启。2.7 二次风与炉膛压差正常（0.51KPa）。2.8 风量360Km3/h。3. 油燃烧器操作：3.1 油燃烧器有“远方”和“就地”两种控制方式，这两种控制方式由就地控204、制柜的开关来选择，正常情况下应将就地开关置于“远方”位置。3.2 油燃烧器处于“远方”方式时，油枪可以对角启动或单只启动。在CRT画面上有一选择按钮，可以实现对角启动和单只启动。4. 允许油点火。4.1 燃烧器1-1没有火焰。4.2 油枪1-1的火检无故障。4.3 油枪1-1的油阀已关闭。4.4 油枪1-1的雾化阀已关闭。4.5 油枪1-1的吹扫阀已关闭。4.6 没有任何跳闸或停止条件。5. 单只油枪投入步骤：5.1 操作人员按一下CRT上油枪对应的油阀图标，在CRT上会弹出一个操作窗口，按下窗口中的“投入”按钮。5.2 油枪自动伸进。5.3 油枪伸到位后，打火15秒钟，同时开启油阀、雾化阀。205、5.4 若油阀离开关位15秒钟内检测到火焰，则点火完成。若15秒钟内检测不到火焰，则认为点火失败并跳闸该油枪。6. 单只油枪退出条件：6.1 点火失败：油阀开启10秒钟后，未检测到火焰。6.2 油阀失败：油阀离开关位10秒钟还未到达全开位置。6.3 油枪没有伸进到位。6.4 MFT或OFT动作。6.5 控制室发出指令。7. 单只油枪停止步骤：7.1 单只油枪退出运行任意一个条件出现。7.2 关闭油阀和雾化阀。7.3 无“禁止油枪吹扫”，进行油枪吹扫，吹扫过程如下：7.3.1 伸进高能点火器。7.3.2 点火器伸进到位后，打火15秒钟，同时打开吹扫阀。7.3.3 点火器打火15秒钟后，停止打火并206、退出点火器。7.3.4 吹扫阀打开2分钟后，自动关闭。7.3.5 吹扫完成。8. 禁止油枪吹扫条件：8.1 MFT已跳闸。8.2 OFT已跳闸。8.3 油枪未伸进到位。8.4 吹扫蒸汽压力低。第六节 制粉系统投停管理1. 允许投粉条件：1.1 一台一次风机运行，且一次风压力正常。1.2 二次风与炉膛压差正常0.51KPa。1.3 一台空预器及相应侧的送、引风机在运行。1.4 无MFT跳闸条件。1.5 密封风压正常10.5 KPa。1.6 汽包压力正常（约3.43 MPa）。1.7 二次风温正常（约160）。1.8 存在点火源（点火源指相邻油层已投运，或相邻煤层运行且锅炉负荷50%）。1.9 风207、量30%。2. 磨煤机启动允许条件：2.1 磨煤机无跳闸指令。2.2 润滑油压力合适。2.3 液压油压力合适。2.4 磨冷风门已开。2.5 磨热风门已开。2.6 磨出口门已开。2.7 磨出口温度在5575。2.8 一次风压与密封风压差压合适（1.2Pa）2.9 一次风量90.51Km3/h。2.10 一次风温150。2.11 磨煤机点火能量具备。2.12 磨煤机启动允许（风量流量30、炉膛压力正常、MFT已复位）2.13 磨主电机与盘车断开。2.14 消防蒸汽门已关。2.15 磨辊提升到位。3. 磨煤机启动步骤：3.1 开启油泵出、入口门。3.2 检查以下条件满足：3.2.1 磨润滑油箱油位2208、/3；3.2.2 油箱油温15。3.3 润滑油泵，查润滑油泵运行正常，润滑泵出口油压在0.650.79Mpa，油温30，润滑油流量105L/min，润滑油滤网差压0.2MPa，润滑油条件满足。3.4 一台一次风机。调整一次风压7.5KPa，投入自动。3.5 一台密封风机，调整密封风与一次风压差2.0KPa，投入联锁。4. 顺控启动：检查投粉允许条件满足，在CRT上选择待启动磨组，按下磨组顺控启动按钮，检查磨组顺控按以下步骤进行：4.1 煤层点火条件满足；4.2 给煤机密封风门开，压差500-600Pa；4.3 磨煤机密封风门开；4.4 开启磨煤机出口煤阀；4.5 防爆蒸汽门打开，5分钟后关闭；209、4.6 反作用力至3.0MPa，加载压力至0.5MPa，查磨辊提升信号发；4.7 冷、热风截止门打开；热风控制置自动，流量模式；4.8 冷风控制置自动，控制磨入口一次风温度150；4.9 给煤机入口煤阀打开；4.10 给煤机出口煤阀打开；4.11 启动磨煤机；4.12 启动给煤机；并置给煤机转速最小值（17.78t/h）；4.13 等待20S填料完成；4.14 磨辊下降并加压；4.15 给煤量固定最小值120S，火检信号反馈；4.16 投CCS。5. 磨组的顺控停止：核实磨组具备停运条件，选择待停运磨组顺控停运，按下磨组顺控停运启动按钮，检查磨组按一下步骤停运。5.1 置给煤机转速最小（17.210、78t/h）；5.2 自动排渣启动；5.3 全开冷风挡板，180S；5.4 关给煤机入口门（可跳步）；5.5 给煤机停止；5.6 关给煤机出口门（可跳步）；5.7 磨辊提升并延时30S；5.8 磨煤机停止；5.9 延时180S；5.10 分离器温度60条件满足；冷、热一次风门及截止门关闭；5.11 给煤机密封风门关闭；5.12 防爆蒸汽门开惰化，5分钟后关闭；5.13 加载压力油泵停止；5.14 1、2、3、4号一次风门关闭。6. 磨煤机跳闸条件：6.1 操作人员发出跳闸指令。6.2 MFT动作。6.3 总风量30%。6.4 润滑油系统请求停止磨煤机。6.5 分离器温度超过允许值。6.6 失去211、煤火源：给煤机运行而该煤层3/4个火焰检测器显示为无火焰。6.7 磨煤机运行时有意一个出口挡板关闭。6.8 一次风压力低或两台一次风机全停。6.9 磨煤机密封风与磨碗压差低1.3KPa，延时30秒钟。6.10 快速减负荷。（仅对4、5层而言）7. 润滑油泵：7.1 启动允许条件：油箱油位正常2/3，且润滑油箱温度15。7.2 可单操启动和顺控启动。7.3 停止允许条件：磨煤机停止2分钟或油泵运行未满2分钟。7.4 单操停止。7.5 润滑油泵跳闸条件：7.5.1 油箱油位低。7.5.2 油泵运行但油箱油压低低0.07 MPa。7.5.3 润滑油温度65。7.5.4 润滑油箱温度15。7.6 磨煤212、机润滑油泵允许启动磨煤机条件：7.6.1 润滑油泵运行。7.6.2 润滑油温度30。7.6.3 润滑油流量正常。7.6.4 润滑油压力正常3分钟后。7.6.5 润滑油温度40且滤油器不脏。7.7 失去润滑油停止磨煤机条件：7.7.1 润滑油箱温度15。7.7.2 润滑油温度65。7.7.3 任意轴承温度80。7.7.4 油箱油位低。7.7.5 润滑油泵停止。7.7.6 润滑油泵运行25秒钟后，油压低低。8. 密封风挡板开启允许条件：8.1 有点火源。8.2 允许投粉。8.3 此挡板未开启。8.4 磨煤机润滑油泵运行。9. 磨煤机出口挡板：9.1 打开允许条件：9.1.1 存在点火源。9.1.2213、 磨跳闸继电器已复位。9.1.3 磨出口挡板未开。9.1.4 磨密封风挡板开。9.2 可单操开/顺控开9.3 关闭允许条件：磨未运行且出口温度49。9.4 MFT动作或存在制粉系统跳闸条件,联锁关此挡板。9.5 可单操关/联锁关。10. 磨冷风挡板：10.1 打开允许条件：10.1.1 有点火源，且磨跳闸继电器已复位。10.1.2 所有磨出口挡板开。10.2 可单操/顺开。10.3 关闭允许条件：磨煤机停运。10.4 单操关。11. 磨热风挡板：11.1 打开允许条件：11.1.1 所有磨出口挡板已开。11.1.2 磨出口温度85（来自ccs）11.1.3 磨热风挡板未开。11.1.4 磨煤机214、已运行。11.2 关闭允许条件：无。11.3 联锁条件：11.3.1 磨出口温度93。11.3.2 所有磨煤机跳闸信号。11.4 可单操/顺开、关。12. 给煤机出口煤阀：12.1 打开允许条件：12.1.1 给煤机出口挡板未开。12.1.2 磨煤机运行。12.2 给煤机停联锁关给煤机出口挡板。12.3 关闭允许条件：给煤机停运。12.4 可单操/顺开开关。13. 给煤机：13.1 启动允许条件：13.1.1 存在点火源，且允许点煤。13.1.2 所有磨出口挡板已开。13.1.3 冷风挡板已开。13.1.4 磨运行。13.1.5 热风挡板已开。13.1.6 给煤机速度设在最小（来自ccs）。1215、3.1.7 给煤机出口挡板已开。13.1.8 给煤机未运行。13.2 停允许条件：13.2.1 给煤机入口挡板已关60秒钟。13.2.2 给煤机运行。13.2.3 给煤机速度设为最低。13.3 可单操/顺控启、停。13.4 联锁停：磨煤机跳闸或MFT动作。14. 给煤机出口煤阀：14.1 打开允许条件：14.1.1 给煤机出口挡板未开。14.1.2 磨煤机运行。14.2 给煤机停联锁关给煤机出口挡板。14.3 关闭允许条件：给煤机停运。14.4 可单操/顺控开关。15. 密封风机：15.1 甲密封风机启动允许条件：15.1.1 无甲密封风机停止令。15.1.2 甲密封风机入口挡板关。15.1.216、3 甲密封风机未运行。15.2 甲密封风机启动操作：15.2.1 甲密封风机启动允许条件满足.15.2.2 单操启动密封风机。（只能单操）15.2.3 5秒钟后联开入口挡板。15.3 联锁启动条件：15.3.1 甲密封风机在备用状态。15.3.2 乙密封风机出口压力或密封风机停运，联锁启动甲密封风机。15.4 甲密封风机停允许条件：15.4.1 6台磨均未运行或两台密封风机都在运行。15.4.2 无甲密封风机启动指令。15.4.3 甲密封风机运行。15.5 甲密封风机停止操作15.5.1 密封风机停允许条件满足。15.5.2 单操停甲密封风机。（只能单操）15.5.3 联关入口挡板。16. 乙217、密封风机：乙密封风机允许条件、启停操作与甲密封风机相同17. 密封风机入口挡板：17.1 开条件：入口挡板关17.2 关条件：17.2.1 密封风机停运。17.2.2 入口挡板开。17.3 联锁条件：17.3.1 密封风机运行5秒钟后联开入口挡板。17.3.2 密封风机停联关入口挡板。18. 火检风机：18.1 启动允许条件：18.1.1 无启动指令。18.1.2 火检风机在远操。18.1.3 火检风机未运行。18.2 停允许条件：18.2.1 无停止指令。18.2.2 火检风机在远操。18.3 启停操作：18.3.1 可硬操启动。18.3.2 CRT启停。第十五章 辅机SCS功能第一节 预热218、器SCS功能1. 功能子组启动步序：1.1 启动空预器辅助电机。1.2 开空预器出口一次风挡板和出口二次风挡板。1.3 延时2分钟停空预器辅助电机。1.4 启动空预器主电机。2. 功能子组停止步序：2.1 停止空预器主电机。2.2 启动空预器辅助电机。2.3 关闭出口一次风挡板。2.4 关闭出口二次风挡板。3. 空预器主电机操作：3.1 在满足启、停允许条件下，可单操启/停主电机。3.2 在满足启停允许条件下，可顺控启主电机。3.3 空预器主电机停止允许条件：3.3.1 本侧引风机在停止状态。3.3.2 本侧送风机在停止状态。3.3.3 空预器入口烟气温度100。4. 空预器主电机在停止状态下219、辅电机可启动。5. 空预器辅助电机操作：5.1 在满足启、停允许条件下，可单操启/停辅助电机。5.2 在满足启允许条件下，可顺控启辅助电机。5.3 主电机停、联锁启辅助电机。6. 空预器出口一次风挡板、空预器出口二次风挡板：6.1 单操/顺控开本挡板。6.2 单操/顺控关本挡板。6.3 本侧空预器主电机运行或辅助电机运行，则禁关本挡板。（停步序除外）。6.4 本侧空预器主电机和辅助电机都停运，延时30秒，联锁关本挡板。第二节 引风机SCS功能1. 功能子组启动步序：1.1 启动引风机冷却风机（甲/乙）。1.2 关引风机入口动叶。1.3 开引风机出口挡板。1.4 启动引风机电机。1.5 联锁开入220、口挡板。2. 功能子组停止步序：2.1 关引风机入口动叶。2.2 停引风机电机。2.3 延时5分钟，停引风机冷却风机。3. 在满足启、停的允许条件下，可单操启/停引风机电机。4. 在满足启、停的允许条件下，可顺控启/停引风机电机。5. 大联锁投入时，本侧空预器主、辅电机都跳闸，延时5分钟，联锁跳闸引风机。6. 引风机保护联锁跳闸条件出现时，联锁跳引风机。7. 启动允许条件：7.1 引风机无跳闸指令。7.2 对应空预器在运行。7.3 引风机进口挡板关闭。7.4 引风机出口挡板开启。7.5 至少一台引风机轴承冷却风机在运行。7.6 引风机静叶5%。7.7 引风机无故障。7.8 引风机控制在远方。8221、. 停止允许条件：本侧送风机在停止状态。9. 保护联锁条件：本引风机在运行状态下，若出现下列条件之一，则跳闸：9.1 机壳振动达到7.1mm/s。9.2 引风机轴承温度100。9.3 引风机电机轴承温度80。9.4 引风机喘振延续达15秒。9.5 引风机两台冷却风机全停，延时2分钟。9.6 本侧空预器主、辅电机都跳闸，延时5分钟。10. 引风机入口、出口挡板。10.1 可单操开、关引风机出口挡板和入口挡板。10.2 可顺控开、关引风机出口挡板和入口挡板。10.3 本侧引风机停运，对侧引风机在运行，则保护联锁关出口挡板和入口挡板。10.4 本侧引风机在运行，禁关出口挡板和入口挡板。10.5 两侧222、引风机跳闸，禁关出口挡板和入口挡板。11. 引风机冷却风机（1、2号）。 可单操、顺控启/ 停冷却风机。第三节 送风机SCS功能1. 功能子组启动步序：1.1 启动送风机润滑油泵（1/2号）各送风机电机润滑油泵（1/2号）。1.2 关送风机入口动叶5%以下。1.3 开送风机出口挡板。1.4 启动送风机电机。1.5 联锁开出口挡板。2. 功能子组停止步序：2.1 关送风机入口动叶。2.2 停送风机电机。2.3 联关送风机入口挡板。3. 在满足启、停的允许条件下，可单操启/停送风机电机。4. 在满足启、停的允许条件下，可顺控启/停送风机电机。5. 送风机保护联锁跳闸条件出现时，联锁跳送风机。6. 223、启动允许条件：6.1 送风机油站允许。6.2 出口挡板已关。6.3 送风机入口动叶5%。6.4 送风机无故障。6.5 本侧引风机已运行或另一侧引风机运行且联络挡板已开。6.6 送风机控制在远方。6.7 无跳闸指令。7. 保护联锁条件：本送风机在运行状态下，若出现下列条件之一，则跳闸：7.1 送风机轴承温度110。7.2 送风机电机轴承温度80。7.3 送风机喘振延时达120秒。7.4 送风机任一轴承振动达到7.1 mm/s。7.5 大联锁投入时，本侧空预器主、辅电机都跳闸，延时5分钟或本侧引风机跳闸，联锁跳送风机。8. 送风机出口挡板。8.1 可单操开/关出口挡板。8.2 可顺控开/关出口挡板224、。8.3 本侧送风机在运行，禁关出口挡板。8.4 本侧送风机启动，联开本出口挡板。8.5 本侧送风机在停运，禁开入口挡板。9. 送风机电机润滑油泵：9.1 可单操或顺控启/停液压油泵。9.2 主/备用方式。9.3 送风机油箱油位正常可启动。9.4 送风机2号润滑油泵跳闸联启。9.5 送风机电机油泵运行润滑油压0.08Mpa联启。9.6 送风机运行，2号润滑油泵停运时禁止停本油泵。10. 送风机2号润滑油泵同1号油泵。第四节 一次风机SCS功能1. 功能子组启动步序：1.1 启动电机润滑油泵1或2号。1.2 关一次风机入口调节挡板。1.3 关一次风机出口挡板，冷风挡板，关出口密封风联络挡板。1.225、4 启动一次风机电机。1.5 联锁开一次风机出口挡板，冷风挡板，联开出口密封风联络挡板。2. 功能子组停止步序：2.1 关一次风入口调节挡板。2.2 停一次风机。2.3 关一次风机出口挡板，冷风挡板，关出口密封风联络挡板。3. 在满足启停允许条件下，可单操启/ 停一次风机电机。4. 在满足启停允许条件下，可顺控启/ 停一次风机电机。5. 一次风机联锁保护跳闸条件出现时，联锁跳一次风机。6. 启动允许条件：6.1 一次风机入口导叶5%。6.2 一次风机出口挡板关闭。6.3 任一油泵运行。6.4 系统油压正常。6.5 油箱油位正常。6.6 无跳闸指令。6.7 一次风机控制在远方。6.8 一次风机无226、故障。6.9 本侧送风机运行或对侧送风机运行且联络挡板已开。7. 一次风机保护联锁跳闸条件：7.1 MFT动作信号。7.2 风机轴承温度100。7.3 电机轴承温度80。7.4 风机振动达到7.2mm/s。7.5 润滑油压0.05Mpa。7.6 同侧空预器都跳闸延时5秒钟，联跳一次风机。7.7 同侧引风机跳闸，联跳一次风机。7.8 同侧送风机跳闸，联跳一次风机。8. 停止允许条件：对侧一次风机在运行，或磨煤机全停。9. 一次风机出口挡板：9.1 可以手动开关出口挡板。9.2 可以顺控开关出口挡板。9.3 本侧一次风机运行，禁关。9.4 本侧一次风机停止，对侧一次风机在运行，禁开。9.5 本侧一227、次风机停止，联关。9.6 本侧一次风机运行，联开。10. 一次风机润滑油泵：可以手动或顺控启动，手动停止润滑油泵。第十六章 CCS控制系统第一节 CCS系统内容及相关操作1. CCS内容:1.1 锅炉-汽机主控系统。1.2 炉膛负压自动控制系统。1.3 送风自动控制系统。1.4 一次风自动控制系统。1.5 燃料自动控制系统。1.6 二次风挡板控制系统。1.7 给水自动控制系统。1.8 过热汽温自动控制系统。1.9 再热汽温自动控制系统。2. CCS系统M/A站。2.1 CCS系统中除基地式调节仪外，其余可自动调节设备均在CRT上设有棒状图M/A站，从M/A站可实现自动、手动两种控制方式，M/A228、站受控于CCS。2.2 在M/A站投入自动时，应注意调节使P、S值接近，以防止扰动，投入自动后应设定跟踪良好后，否则应人为干预或切至手动状态。2.3 投入自动操作：2.3.1 手动调节使P、S值接近。 2.3.2 查P值无大幅度波动。2.3.3 在CRT上M/A站选择自动方式。2.4 自动切手动：2.4.1 在CRT上M/A站上置手动位置。2.4.2 所有子系统投入后，协调控制方可投入自动。第二节 锅炉-汽机协调控制1. 控制方式：主控制系统具有多种控制方式，能平衡无扰动地自动或手动进行方式切换，以适应机组在不同工况下的安全运行。几种主要控制方式分别为：基本方式（全手动）、锅炉跟随、汽机跟随、229、锅炉跟随功率控制。表 16-1：机组控制方式列表工作模式锅炉主控汽机主控调频基本方式手动手动无锅炉跟随自动：调节主蒸汽压力，负荷指令前馈。手动无汽机跟随自动：负荷指令经频率校正输出。自动：调节主蒸汽压力，主蒸汽压力设定值校正输出。无锅炉跟随功率控制自动：调节主汽压力，负荷指令前馈。自动：调功，负荷指令前馈，主蒸汽压力设定值校正输出。无2. 控制方式的选择和切换：2.1 机组可以根据不同工况或人工选择控制方式。2.2 在机、炉主控制器无手动条件时，可由基本方式人工切至锅炉跟随方式或汽机跟随方式。2.3 机、炉主控制器切手动条件：2.3.1 锅炉主控制器切手动条件：主蒸汽压力变送器故障、汽机跳闸、230、功率变送器故障、煤主控制器跳手动、锅炉功率控制器入口偏差大报警、锅炉压力控制器入口偏差大报警等。2.3.2 汽机主控制器切手动条件：主蒸汽压力变送器故障、汽轮机跳闸、功率变送器故障、旁路开模式、汽机不在远方模式、汽机功率控制器入口偏差大报警、汽机压力控制器入口偏差大报警、汽机阀位偏差大报警等。2.3.3 当以上任意一个条件满足时均可将相应的主控制器切至手动，从而改变机组的控制方式。2.4 在基本方式下，若条件允许时，将锅炉主控制器投入自动，进入锅炉跟随方式。同样若将汽机主控制器投入自动，进入汽机跟随方式。3. 汽机跟随TF方式：此种运行方式适合在锅炉主控手动、汽机主控自动条件下或RB工况时运行231、。在这种方式下，操作员通过改变燃烧率来调节机组负荷，而主汽压力则通过自动调节汽机高压调节阀开度来控制。汽机跟随方式仅作为过度控制方式，机组不要长期运行在这种方式下，应尽快投入协调。4. 锅炉跟随BF方式：此种运行方式适合在汽机主控手动、锅炉主控自动条件下运行。在这种方式下，操作员通过改变汽机高压调阀开度来调节机组负荷，而主汽压力则由自动改变锅炉燃烧率来控制。5. CCS方式：它是机炉完全协调控制方式，只有在锅炉主控、汽机主控都正常并在自动状态时运行。在这种方式下机炉作为一个整体来联合控制机组的负荷及主汽压力。在CCS方式下，可选择炉跟机协调方式（BFCCS）和机跟炉协调方式（TFCCS），正常232、运行中一般选择“BFCCS”方式。6. 手动方式：当汽机侧和锅炉侧都出现故障时或控制回路存在问题时，协调主控系统处于手动方式。在手动方式下，汽机侧DEH“本机”手操或汽机主控手动，且锅炉主控或锅炉各子回路也为手动。第三节 机组负荷管理1. 目标负荷的产生，目标负荷的产生要根据不同工况而定，当机组正常运行时，机组可以接受电网中调度指令（ADS），也可以接受由运行人员的负荷设定，但当机组处于RB、RD时，目标负荷就是RB或RD功能产生的负荷指令，当有闭锁增或闭锁减信号时，同样会对目标负荷产生影响。2. 目标负荷最大与最小限值：机组的实际出力是有限的，因此目标负荷必须受到机组最大与最小的限值，在本系233、统中，当目标负荷达到最大与最小限值时，系统将不接受ADS的指令，而最大与最小限值对运行人员的负荷设定和RB、RD时的负荷指令将不产生任何影响。3. 负荷变化率管理：对于ADS指令或运行人员的负荷设定必须按照规定的速率变化，进而形成目标负荷，这个变化速率的大小由运行人员设定，并可视具体情况设定不同的升负荷速率和降负荷速率，RB或RD时，目标负荷的变化速率可在RB或RD功能子组中设定。4. 一次调频所需功率的校正：频率变送器采集的频率信号通过一函数发生器与机组的目标负荷相加，即通过改变机组的实际负荷指令去校正电网的频率偏差，使机组具有一次调频的能力，函数发生器设有一定的死区，只有当频率偏差太大时才234、起作用。5. RB工况5.1 当机组处于CCS状态时，主要辅机设备发生故障突然停止，单元机组要尽可能地降低负荷，使机组的目标负荷下降到运行的辅机设备所能承担的负荷水平。RB信号还要送到FSSS，将部分燃烧器切除，同时送至DEH。5.2 RB目标值50%：5.2.1 二台送风机运行，其中一台跳闸；5.2.2 二台引风机运行，其中一台跳闸；5.2.3 二台一次风机运行，其中一台跳闸；5.2.4 二台汽动给水泵运行，其中一台跳闸，电动给水泵未启动；或一台汽泵及电泵运行，运行汽泵或电泵跳闸。 5.3 发生RB时，负荷的下降速度视失去这些辅机对机组的安全运行威胁程度不同而定，当多台辅机同时发生RB时，则235、选择最大的降负荷速率。发生RB时，机组切至汽机跟随方式。6. RD工况6.1 这是一种在机组故障不明确的条件下采取的一种保护性措施，在CCS状态当故障间接指标值已经较大，情况严重时，则迫使负荷指令下降，以减小间接负荷指标值，直到间接负荷指标值降到不太严重时为止，这是一种屈从于故障的方法，这样做可以争取一定的时间，以期能将故障排除。6.2 RD项目有：6.2.1 引风机RD：炉膛压力高于设定值，且引风机指令达到最高，负荷指令RD。6.2.2 送风机RD：风量小于风量指令，且送风机指令达到最高，负荷指令RD。6.2.3 一次风机RD：一次风压小于设定值，且一次风机指令达到最高，负荷指令RD。6.2236、.4 燃料RD：燃料量指令小于燃料指令，且给煤机指令达到最高，负荷指令RD。6.2.5 给水泵RD：给水流量小于给水指令，且给水泵转速指令达到最高，负荷指令RD。7. 负荷闭锁增与闭锁减7.1 这也是故障不明确条件下采取的一种方法，当机组处于CCS状态时，检测到子系统的指标值与实际值偏差较大，则产生闭锁指令使他不向扩大故障的方向变化，但向非扩大故障的方向变化是自由的。7.2 闭锁负荷的增减是将负荷增减方向的变化率切为零来实现的。7.3 闭锁增的项目有：7.3.1 引风机闭锁增：炉膛压力高于设定值或引风机指令达到最高。7.3.2 送风机闭锁增：风量小于风量指令或送风机指令达到最高。7.3.3 一237、次风机闭锁增：一次风机指令达到高限。7.3.4 燃料闭锁增：燃料量指令小于燃料指令。7.3.5 给水泵闭锁增：给水流量小于给水指令或给水泵转速指令达到最高。7.3.6 操作人员设定负荷最大限值：负荷指令大于操作人员设定的目标负荷最大限值。7.4 闭锁减的项目有：7.4.1 引风机闭锁减：炉膛压力小于设定值或引风机指令达到低限。7.4.2 送风机闭锁减：风量大于风量指令或送风机指令达到低限。7.4.3 一次风机闭锁减：一次风机指令达到低限。7.4.4 燃料闭锁减：燃料量指令大于燃料指令或煤主控达到低限值。7.4.5 给水泵闭锁减：给水流量大于给水指令或给水泵转速指令达到低限。7.4.6 操作人员238、设定负荷最小限值：负荷指令低于操作人员设定的目标负荷最小限值。8. 机组定、滑压运行为满足机组经济运行的要求，系统设置了定滑压运行方式。8.1 滑压运行方式： 8.1.1 在炉跟随方式下投入滑压运行，可实现汽机阀门固定在某一位置，蒸汽压力随负荷的增加而上升，到80%负荷时，压力达到额定值，此时系统应进入定压运行方式，在增加负荷，需要手动开大汽机阀门或将汽机主控制器投入自动，接受目标负荷指令。8.1.2 在LDC自动情况下，滑压模式只能在协调方式或锅炉跟随方式下使用。在汽机跟随方式下投入滑压运行，系统会自动切至锅炉跟随方式2。机组在滑压模式下稳定运行时，机组的功率、压力和调节汽门开度三者的关系如239、下表所示：8.1.3 稳定工况下功率、压力和调节汽门开度表 16-2功率N25%25%N80%80%主蒸汽压力Pt开度开度Pt开度开度由表可以看出在LDC自动的情况下，机组的滑压运行模式实际是一种联合变压运行模式：在低负荷时，机组在较低的压力定值下运行，当负荷在25%-80%之间时，机组进入滑压状态，主蒸汽压力随负荷成正比例变化，当主蒸汽压力达到额定值时，机组又进入定压运行模式。8.2 进入滑压运行的必要条件是锅炉主控制器自动，操作人员发出投入滑压运行指令。8.3 当以下任意条件满足时，机组会退出滑压运行，进入定压运行模式：8.3.1 操作人员发出投入定压运行指令。 8.3.2 机组进入基本模240、式。8.3.3 RB状态。8.3.4 进入汽机跟随模式。8.4 定压运行模式：8.4.1 机组退出滑压运行，即进入定压运行。8.4.2 在定压运行时，当主蒸汽压力设定值偏离目标值时将会引起主蒸汽压力设定值爬坡，变压率由运行人员设定，但当下述情况发生时，变压率将被置于零。8.4.3 主蒸汽压力设定值与目标值在允许范围内。8.4.4 进入基本模式。8.4.5 RB状态。8.4.6 进入汽机跟随模式。第十七章 锅炉辅助设备运行及维护第一节 辅助设备的有关规定1. 辅机试转要求1.1 接到辅机试转通知，确认热机、电气、热工所有检修工作结束，工作票总结并收回，新安装设备需要具有各有关单位会签的试运行申请241、单。1.2 检查确认检修人员已撤离现场，各人孔门、检查门关闭。1.3 辅机检查结束，送上该设备动力电源及操作电源。送上气源及保护、联锁装置电源。能进行静态试验的在试转前其静态试验必须合格。1.4 启动前检查无反转现象。1.5 启动前要求检修人员盘车一圈，并注意无摩擦声。1.6 试转时检修负责人现场指挥，运行人员配合检修操作，运行人员记录启动电流、最大持续时间、空载电流。1.7 主要转动机械检修后必须进行试转，并验收合格。1.8 引风机、送风机、一次风机、密封风机的连续试运时间不小于8小时。1.9 制粉系统试运时应确认系统内无影响转动的杂物、积粉、积煤。1.10 风机试运行时，应进行最大负荷试验242、，但电流不得超过额定值，同时要进行并列特征试验，试验进行中保持正常炉膛负压。2. 启动前检查：2.1 所有安全围栏防护罩完整牢固，对轮连接良好，地脚螺栓无松动，为检修设置的临时措施拆除。2.2 各轴承及油箱油质良好、油位在规定值内、油位计清晰指示正确。2.3 轴承温度计齐全完好，润滑油系统各表计完整，投入正常。2.4 冷却水水量充足，来水正常，回水畅通，系统无泄漏。2.5 电动机接地线良好，绝缘合格。2.6 事故按钮可靠完整。2.7 各挡板、动静叶开关动作灵活，无卡涩现象，开度指示正确，且关闭。2.8 泵盘根压盖不偏斜，排水口及漏斗畅通2.9 回转方向标志正确2.10 检查道路畅通，楼梯、栏杆243、完好；常用照明及事故照明完好且光线充足。2.11 检查DCS操作系统及CRT画面显示正常，信号报警正常2.12 检查正常后，方可送上该设备的电源，投入巡测装置3. 转动机械启动原则：3.1 具备启动条件方可启动。3.2 严禁带负荷启动。3.3 设备的正常启动、停止操作必须得到单元长的命令，操作完毕后应及时汇报。3.4 当辅机在启动或运行中跳闸，在查明原因和故障消除前，不得再启动。3.5 对拆掉电源线检修后或第一次启动的辅机，要试验辅机转动方向正确。3.6 设备系统投运后，其“联锁”开关一般均投入（缺陷情况除外），以保证自动联锁。3.7 水泵类启动前应将泵内注满水，出口门应处于关闭状态3.8 辅244、机启动后，必须待电流恢复至空载电流后，方可逐渐加负荷3.9 辅机启动后要检查电流及介质压力正常。3.10 注意监视辅机轴承温度不超限。3.11 起动大容量电动机和直流电动机时均应通知电气值班员监视厂用母线和直流母线电压，必要时调整母线电压。3.12 每次操作结束后，应全面检查，确认一切正常，并将操作内容认真清楚的记录在运行日志上。4. 辅动机械停止原则4.1 非事故情况下应降至最低负荷后方可停止。4.2 风机停止后应将挡板严密关闭，水泵将出口门严密关闭。5. 管道、阀门系统操作注意事项：5.1 较大系统从检修转为运行前，应先进行充压，排尽系统内的空气；操作时应先开空气门，然后稍开进水（或其它介245、质）门，直至空气管中有水冒出，再关闭空气门，开大进水（或其它介质）门；操作中注意控制进水速度，防止进水太快引起管道振动。5.2 蒸汽管道等通过热介质的系统，投运前应先充分暖管，以排除积水，防止管道水击引起强烈振动。5.3 热力系统中一、二次串联布置的疏水门、空气门，一次门用于系统隔绝，二次门用于调整或频繁操作，开启操作时应先开一次门，后开二次门，关闭操作时先关二次门，后关一次门。除非特殊情况，不得将一次门做为调整用，防止一次门门芯吹损后，不能起到隔绝系统的作用。5.4 手动阀门操作时应使用力矩相符的阀门扳手，操作时用力均匀缓慢，严禁使用加长套杆或使用冲击的方法开启关闭阀门。5.5 电动阀门的开246、关操作在发出操作指令后，应观察其开关动作情况，直到反馈正常后进行下一不操作。串联安装的电动阀门在开关时应执行16.1.5.3规定。第二节 空预器的投入、运行与停止1. 启动：1.1 锅炉启动点火引风机启动前应启动空预器运行。1.2 查工作票收回，检修无任何工作，按启动前检查通则检查合格，送上电源。1.3 盘车主轴至少360度，查旋转自如，无卡涩。1.4 查空预器进出口挡板关闭，吹灰器退出位置。1.5 投运火灾监控装置，查工作正常。1.6 查吹灰蒸汽管路疏水正常、吹灰门前压力于蒸汽过热度符合标准。1.7 联系热控人员确认失速报警装置工作正常。1.8 投入导向轴承冷却水，查水温、水压、流量符合标准247、。1.9 启动空预器电机（第一次启动，电机转向必须已经确认正确）。1.10 查挡板联开，全面检查正常，投入运行。2. 正常维护。2.1 正常情况下保持一台电动机运行，另一台备用。2.2 单侧吸、送风机运行时，应将停运风机侧空预器的进口挡板、进出口一次风风门关闭，保持二次风仓有二次风流通，以冷却转热元件。2.3 传热元件应保持清洁，下列情况应及时对空预器吹灰：2.3.1 空预器进、出口烟（风）压差增大时。2.3.2 锅炉启动和停运时。2.3.3 正常运行吹灰间隔为8小时。2.4 运行中应检查、分析空预器进、出口烟（风）压差和温差，当烟（风）压差或温差不正常变化和着火报警时，应及时进行判断和处理。248、2.5 空预器运行中除按规定执行检查外，还应检查下列项目：2.5.1 外壳保温良好，本体无漏烟，漏风现象。2.5.2 无动静磨擦和突跳的声音。2.5.3 水冲洗门和消防门等阀门均应关闭，系统和阀门无泄漏现象。3. 停止：3.1 送引风机停止运行后，关闭空预器进出口挡板。3.2 锅炉停运后，空预器入口温度125，查无火灾危险，可停止空预器运行。3.3 关闭转子失速报警装置。3.4 关闭火灾监控装置。3.5 停止空预器。3.6 关闭导向轴承冷却水门。4. 空预器隔绝检修必须包括下列安全措施：4.1 关闭进、出口所有风门和挡板，隔绝其控制电源和气源。4.2 隔绝电动马达和电源。4.3 隔绝吹灰器的电249、源和汽源。4.4 隔绝消防水，水冲洗水源，蒸汽汽源，检修有要求时则不进行隔绝，但应在交接班记录上说明。4.5 隔绝轴承油浴冷却水水源。5. 换热元件水洗。5.1 空预器水洗应再锅炉停止后进行。5.2 空预器出口温度应控制在高于环境温度30-40范围内。5.3 水洗期间辅电机运行。5.4 全开底部风道内疏水门。5.5 开启冲洗水门，保持压力0.52MPa。5.6 阶段冲洗后由检修人员检查（检查期间应停止运行并切断电源），不合格则继续冲洗。5.7 清洗结束，停止空预器运行，热风干燥后关闭底部风道内疏水门。第三节 引风机的投入、运行与停止1. 引风机启动前的检查：1.1 检查风烟系统及引风机工作票已250、结束，风烟系统满足启动要求。1.2 检查炉内及电除尘器内部无工作，各处人孔、检查孔关闭严密。1.3 检查电机接线及接地线完好，地脚螺栓牢固，联轴器连接正常，防护罩完好。1.4 检查电机轴承润滑油箱油位正常，油质合格；检查风机润滑油脂充满风机轴承和油管。1.5 检查风机静叶执行机构已送电且在远控位置，手动操作开关灵活，阀位与就地开度指示一致。1.6 检查引风机冷却风机及电机正常，风机联锁试验正常。2. 引风机的启动：2.1 满足引风机启动条件。2.2 启动前就地有专人观察启动情况，远方/就地联系正常后，进行启动操作。 2.3 按下引风机启动按钮后：2.3.1 如果电动机在12秒内不能转动，应立即251、用事故按钮停运。2.3.2 查引风机电机电流返回到空载值，查引风机进口挡板联锁开启，否则应人为打开引风机进口挡板（此工作应在2分钟内完成，否则应停止引风机运行）。2.3.3 如果电动机在20秒未达到满速，应停止运行检查。2.4 缓慢开启引风机静叶，调节至所需工况，视情况投入静叶自动。2.5 启动第二台引风机时要求有一台送风机在运行，并应检查引风机不倒转。2.6 除尘器出口联络烟门只有当两台风机正常运行时方可开启。3. 引风机温度为环境温度时，允许连续启动两次，且这两次启动之间应正常停机。若电动机温度为额定负荷温度，允许启动一次。4. 引风机的停止：4.1 逐渐关小引风机静叶，直至关闭。当两组引252、送风机均运行时，关闭引、送风联络挡板，同时关小同侧送风机动叶，调节炉膛负压和风量正常。4.2 按下引风机停止按钮，查引风机电机电流至零，引风机进口挡板、静叶联锁关闭，手动关闭引风机出口挡板。4.3 引风机正常停运应在同侧送风机停运后进行。4.4 引风机停运30分钟，方可停引风机轴承冷却风机。5. 引风机的运行检查与维护：5.1 检查引风机运行稳定，无异音和摩擦声。各风门挡板与CRT画面开度指示一致。5.2 风机运行中要尽可能保持两台风机的风量、风压相一致，避免因负荷不平衡引起失速喘振。5.3 风机严禁在失速喘振区工作，当失速报警时，应立即关小静叶降低负荷运行，直至失速报警消失为止，同时检查其253、出入口档板是否在全开位置。5.4 检查风机及电机轴承振动、轴承温度正常。5.5 定期给风机轴承加油，保持油脂正常，油质合格。5.6 检查油温、油压正常，油质合格。6. 引风机轴承冷却风机的运行：6.1 引风机轴承冷却风机的启动：6.1.1 查引风机轴承冷却风管道连接完好，风机及电机正常。6.1.2 引风机轴承冷却风机联锁试验正常后，将联锁开关切至“解除”位置，并在联锁选择站上选定需要启动的冷却风机。6.1.3 按下冷却风机的启动按钮，查风机运行正常后，投入冷却风机联锁。6.2 引风机轴承冷却风机的运行：6.2.1 检查风机运行稳定，无异音和摩擦声；风机及电机轴承振动、温度正常。6.2.2 正常254、运行时两台冷却风机：一台运行，一台备用，引风机轴承温度90且备用冷却风机投入联锁。6.2.3 检查备用冷却风机不倒转，否则应联系检修及时消除。第四节 送风机的投入、运行与停止1. 送风机启动前的检查：1.1 检查风烟系统及送风机工作票已结束，风烟系统满足启动要求。1.2 检查电机接线及接地线完好，地脚螺栓牢固，联轴器连接正常，防护罩完好。1.3 检查送风机液压润滑油站油箱油位正常，油质合格，冷油器冷却水畅通；油箱补油门关闭，油箱放油门关闭。1.4 检查液压润滑油泵联锁正常，油站各压力表及压力开关投入。1.5 检查风机动叶执行机构已送电且在远控位置，阀位与就地开度指示一致。2. 送风机启动：2.255、1 依次满足送风机启动条件：2.1.1 查送风机出口联络风门关闭。2.1.2 查同侧引风机运行正常。2.2 按下送风机启动按钮，查送风机电机电流返回空载值，查送风机入口门联锁开启，否则应人为打开送风机入口挡板（此工作应在1分钟内完成，否则应停止送风机运行）。2.3 缓慢开启送风机动叶，调节至所需工况，视情况投入动叶自动。2.4 第二台送风机启动运行正常后，开启送风机出口联络风门。3. 送风机停止：3.1 将送风机的动叶关至最小位；3.2 停止甲（乙）送风机，联关甲（乙）送风机的入口挡板；3.3 若两台风机并列运行，需停其中一台时，应将两台风机的工况点同时调至喘振线以下，关闭要停运送风机的动叶，256、开大运行送风机的动叶，维持所需风量，调整炉膛燃烧稳定。4. 送风机运行：4.1 检查送风机运行稳定，无异音和摩擦声。各风门挡板开度与CRT画面开度指示一致。4.2 风机运行中要尽可能保持两台风机的风量、风压相一致，避免因负荷不平衡引起失速喘振。4.3 风机严禁在失速喘振区工作，当失速报警时，应立即关小动叶降低负荷运行，直至喘振消失为止，同时检查其出、入口门是否在全开位置。4.4 检查风机及电机轴承振动、轴承温度正常。4.5 检查液压润滑油箱油位、油温、油压正常，油质合格，冷却水充足畅通；正常情况下两台油泵：一台运行，一台联锁备用。5. 送风机液压润滑油站：送风机液压润滑油站是用于风机动叶片液压257、调节和循环润滑风机主轴承的供油装置。供油装置通过油管路将压力油送至伺服阀（液压缸）和风机主轴承，在不进行叶片调节时，油经恒压调节阀至主轴承；在叶片调节时由于恒压阀的作用，油全部流向液压缸，顺利进行调节。5.1 送风机液压润滑油泵的启动：5.5.1 检查液压润滑油站油箱油位正常，油质合格，冷油器冷却水畅通；油箱补油门关闭，油箱放油门关闭。液压油管道及润滑油管道连接正常。5.5.2 试验液压润滑油泵联锁正常后，将联锁开关切至“解除”位置，并在联锁选择站上选定需要启动的油泵。5.5.3 液压润滑油泵的启动在“CRT”上手动启动。5.5.4 液压润滑油泵启动后，可投入油泵的联锁开关，并在联锁选择站上将258、备用油泵选定在备用状态。5.2 送风机液压润滑油站的运行：5.2.1 正常情况下送风机液压油站两台油泵：一台运行，一台联锁备运。两台滤网：一台运行，一台备运。5.2.2 若运行滤网前、后压差大（0.1Mpa）时，应切为备用滤网运行(注意油压的变化)，并及时联系检修处理堵塞的滤网。5.2.3 检查送风机液压润滑油站运行正常：油箱油位及油温正常，油泵工作稳定，油温正常，冷却水充足畅通。滤网后液压油压1.0Mpa，正常1.3 Mpa；润滑油压0.11 Mpa，油温在2838；润滑油流量3L/min，管道无漏油。5.2.4 运行中当油温28时，电加热器投入；当油温38，电加热器自动停止。5.2.5 检259、查冷却水充足畅通。5.3 送风机液压润滑油泵联锁条件：当备用液压润滑油泵不在事故跳闸状态，运行液压润滑油泵跳闸备用泵联启。5.3.1 运行液压润滑油泵跳闸且备用油泵在备用状态；5.3.2 运行液压润滑油泵出口压力0.08Mpa且备用油泵在备用状态。第五节 一次风机的投入、运行与停止1. 一次风机启动前的检查：1.1 检查制粉系统及一次风机工作票已结束，系统周围干净无杂物。1.2 检查电机接线及接地线完好，地脚螺栓牢固，联轴器连接正常，防护罩完好，轴承油脂加注正常。1.3 检查风机轴承油位正常，油质合格，冷却水畅通。2. 一次风机的启动：2.1 依次满足一次风机的启动条件：2.2 查同侧送风机运260、行正常；2.3 按下一次风机启动按钮，查一次风机电机电流返回到空载值，风机出口挡板联锁开启，否则应人为打开一次风机出口挡板（此工作应在2分钟内完成，否则应停止一次风机运行）。2.4 调整一次风机入口导叶，调至所需工况，视情况投入导叶自动。2.5 同样方法启动第二台一次风机。2.6 启动第二台一次风机后，要适当关小第一台一次风机的入口导叶，逐渐开大第二台一次风机的入口导叶，直至两台风机负荷平衡。根据锅炉负荷需要，调整一次风机入口导叶。3. 一次风机的运行：3.1 检查一次风机运行稳定，无异音和摩擦声，电流正常，各风门挡板开度与CRT画面开度指示一致。3.2 调节一次风机出力时，要尽可能保持两台一261、次风机的出力一致。3.3 检查风机及电机轴承振动正常，风机及电机轴承温度正常，风机轴承温度小于90，电机轴承温度小于80，振动不超过4.5mm/s。3.4 定期给风机轴承加油，保持油位正常，油质合格，轴承冷却水充足畅通。3.5 一次风机电机线圈温度小于110。4. 一次风机的停止：4.1 将一次风机的入口导叶关至最小位。4.2 停止甲（或乙）一次风机，联关甲（或乙）一次风机的出口挡板，手动关闭一次风机出口冷风门。4.3 若两台一次风机并列运行，需停其中一台时，应保留两台相邻的磨煤机运行，停运其他磨煤机，将锅炉负荷降至50%，并调整燃烧稳定。第六节 给煤机的投入、运行与停止1. 给煤机具有以下报262、警保护装置：1.1 给煤机内部温度高报警：给煤机内部温度超过规定值，报警并联锁给煤机跳闸。1.2 主电机异常报警：发生过流、断相及变频调整器电源发生过压、欠压、断相，发出报警并联锁给煤机跳闸。1.3 清扫链电机异常报警：发生过流、断相时，发出报警并停止清扫装置但不联跳给煤机。1.4 瞬时给煤量下限报警：当瞬时给煤量小于下限设定值时，发出报警，但不联跳给煤机。2. 就地操作箱功能。2.1 控制箱上具有三个转换开关，五个按钮开关，十二个指示灯和一个蜂鸣报警器。2.2 投运之前，先要给控制箱送电，即合上控制箱内的各个自动空气开关，送电后要注意CFC-100C演算调节器工作稳定后再启动给煤机其他部分。263、2.3 需就地操作时，将远近控制转换开关置于就地位置，可就地控制设备启、停。2.4 若将单动联动按钮转换开关打在联动位置，则清扫电机启停随主电机一同完成，打在单动位置时，清扫电机启停按钮方可恢复功能。2.5 给煤机内部照明由控制箱上的开关来控制。2.6 给煤机出现报警时，可以通过控制箱上的消声按钮来解除报警，只有报警源的故障排除后，控制箱报警灯方能熄灭，否则指示灯继续报警，若主电机的变频控制器报警，则可按控制箱内的复位开关，使变频器复位。3. 远方操作。3.1 将就地控制柜远控近控按钮打在远控位置。3.2 在远方控制时应将单动联动开关打至联动位置。4. 启动前检查：4.1 检查给煤机进口煤阀在264、关闭状态，给煤机内部及给煤机附近无杂物。4.2 减速机油位在上下刻度线之间。4.3 新安装或检修后第一次启动，则需检查以下部位是否有粉尘和物料堆积并彻底清理：4.3.1 皮带的内、外表面及波纹挡边部位。4.3.2 传感器的波纹管部位。4.3.3 所有托辊和滚筒表面。4.3.4 传感器与计量托辊连接部分。4.4 检查给煤机各部分之间的连接螺栓是否松动并拧紧。5. 空载试运5.1 确认空载试运工作已准备好，接通电源。5.2 将演算器的自动/手动转换开关调至手动挡。5.3 启动清扫电机，正常后启动主电机，操作手动输出设定按钮，逐渐增加转速，检查给煤机有无异常。6. 张力调整。6.1 进行张力调整，需265、在空载状态下进行，必须使用专用扳手。6.2 从侧面观察窗观察张紧装置指针位置在容许范围的中心，否则进行调整。6.3 皮带松时，用扳手顺时针慢慢旋转左右调整丝扣的周圈数。6.4 皮带紧时，用扳手逆时针慢慢旋转左右调整丝扣的周圈数。6.5 调节结束，观察皮带运行10圈左右，如有变化应继续调整。7. 皮带跑偏修正。7.1 进行皮带跑偏修正，需在空载状态下进行。7.2 根据皮带跑偏方向，调整左右调整丝扣，每次旋转1/3-1/4圈，左右调整丝扣同时按相反方向同时旋转。7.3 调整一次，观察10圈，如果仍跑偏则继续调整。7.4 在调整皮带跑偏时绝对不允许只旋转一侧的调整丝扣。8. 带负荷试运。8.1 带负266、荷试运应在空载试运合格后进行。8.2 带负荷试运应在锅炉允许投粉时进行。8.2.1 关闭所有检查门。8.2.2 开启入口、出口煤阀。8.2.3 开启密封风门，调整压差500-600Pa。8.2.4 将自动/手动开关置于手动。启动清扫电机运行。8.2.5 启动主电机将转速提升至1000r/min或以上。8.3 带负荷试运期间的检查和调整。8.3.1 检查电机及减速机工作是否正常，有无发热、振动等异常现象。8.3.2 检查给煤机运转部件有无异常。8.3.3 检查皮带跑偏情况并及时调整。8.3.4 检查来煤是否加载在皮带中心。8.3.5 检查来煤是否稳定。8.3.6 检查电气控制柜上各项显示值和各种267、指示灯是否正常。8.3.7 检查各检修门、观察窗等部位是否有粉尘泄漏，否则紧固螺栓。8.3.8 检查出口是否有煤粉返入给煤机现象，否则应调整密封风的风量和风压。8.3.9 带负荷试运应保持2小时以上。9. 正常运行时启动。9.1 启动时应保证给煤机空载状态下启动。9.2 开启给煤机出口煤阀。9.3 启动给煤机，皮带空载转动20圈以上后开启进口煤阀。10. 正常运行时停止。10.1 关闭进口煤阀。10.2 皮带上煤走空后，停止给煤机。10.3 关闭出口煤阀。11. 故障停止后的启动。11.1 切至就地控制。11.2 启动给煤机，保持低速运行。11.3 皮带上煤打空后，恢复正常操作。12. 捅煤1268、2.1 打开捅煤口时，先打开捅煤装置阀门，投入排障风，调整风压0.7MPa。12.2 阀门左转手柄为开，右转手柄为关。13. 正常维护13.1 每班检查一次皮带是否跑偏，发现跑偏则应调整。13.2 每班检查一次皮带张力是否符合标准，否则应调整。13.3 每班检查一次清扫链条张力，如发现链条与底板接触，则应停止运行，联系检修调整。13.4 每1小时检查一次皮带是否有表面损伤，发现损伤应停止运行并联系检修处理。13.5 每1小时检查一次皮带上粘煤情况，必要时应停机清理。13.6 每小时检查一次主、被动滚筒转动是否平稳，有无过度磨损及变形，橡胶层有无划伤和剥落。13.7 每小时检查就地控制站是否正常269、，指示是否正确，有无报警。第七节 磨煤机的投入、运行与停止1. 制粉系统启动前的检查：1.1 磨煤机启动前的检查：1.1.1 检查制粉系统的工作票已结束，设备周围照明充足，干净无杂物。1.1.2 检查磨煤机本体检修门、人孔门、磨辊翻出门、热风入口门关闭严密。1.1.3 检查磨煤机减速机油位正常，油质合格。1.1.4 检查液压站油位、流量、流速、温度符合标准，冷却水充足。1.1.5 分离器折向门开度符合要求。1.1.6 管路系统连接完好。1.1.7 检查液压缸和液压站蓄能器压力符合规定。1.1.8 测试排渣系统功能，并清理渣箱。1.1.9 磨煤机惰化蒸汽压力正常，磨入口门关闭。1.2 按给煤机检270、查标准检查给煤机并合格。1.3 密封风机启动前的检查：1.3.1 检查密封风机轴承油位正常、油质合格。1.3.2 密封风机及电机联轴器联接完好，地脚螺丝牢固。1.3.3 检查风机压力表、轴承温度计完好。1.3.4 密封风机入口电动挡板关闭。2. 制粉系统启动前准备：2.1 启动磨煤机润滑油系统：2.1.1 开启油泵出、入口门。2.1.2 检查以下启动条件满足：2.1.2.1 磨润滑油箱油位511L；2.1.2.2 磨润滑油箱油温15。2.1.3 启动润滑油泵，查润滑油泵运行正常，润滑油泵出口油压在0.650.79Mpa，油温30，润滑油流量105L/min，润滑油滤网差压0.2MPa，润滑油条271、件满足。2.2 启动一台一次风机。调整一次风压7.5KPa，投入自动。2.3 启动一台密封风机，调整密封风与一次风压差2.0KPa，投入联锁。3. 磨组的启动：3.1 磨组的启动有手动和顺控启动两种方式，正常情况下，磨组应顺控启动，顺控启动不正常时，在启磨煤机或给煤机条件满足后分别手动启动。3.2 磨组顺控启动：检查投粉允许条件满足，在CRT上按下磨组顺控启动按钮，检查磨组顺控按以下步骤进行：3.2.1 煤层点火条件满足；3.2.2 给煤机密封风门开，压差500-600Pa；3.2.3 磨煤机密封风门开；3.2.4 开启磨煤机出口煤阀；3.2.5 防爆蒸汽门打开，5分钟后关闭；3.2.6 反作272、用力自动状态，加载压力控制阀手动状态，并自动置于最小压力5.0MPa，“磨辊未下降”信号发，磨辊提升；3.2.7 冷、热风截止门打开；热风控制置自动，流量模式；3.2.8 冷风控制置自动，控制磨入口一次风温度150；3.2.9 给煤机入口煤阀打开；3.2.10 给煤机出口煤阀打开；3.2.11 启动磨煤机；3.2.12 启动给煤机；并置给煤机转速最小值（17.78 t/h）；3.2.13 等待20S填料完成；3.2.14 磨辊下降并加压；3.2.15 给煤量固定最小值120S，火检信号反馈；3.2.16 投CCS。3.3 磨组手动启动：磨煤机手动启动，检查并使以下磨煤机启动条件满足：3.3.1273、 惰化完成，磨煤机消防蒸汽门关。3.3.2 煤层点火条件满足。3.3.3 磨煤机润滑油系统正常。3.3.4 给煤机、磨煤机密封风门开，密封风/一次风差压合适（2.0Kpa）。3.3.5 一次风压合适(7.5Kpa)。3.3.6 无MFT跳闸信号。3.3.7 磨煤机在远方控制。3.3.8 在CRT站上，按下磨煤机启动按钮，查磨煤机电流返回正常，就地检查正常；3.3.9 检查待启给煤机相邻层油枪投运或相邻层给煤机转速在50以上。3.3.10 在CRT站上，按下给煤机启动按钮，查给煤机电流返回正常，自动置最小转速；3.3.11 给煤20S；3.3.12 磨辊下降并加压至最小值；3.3.13 等待火检274、信号反馈；3.3.14 检查给煤机煤量及着火情况正常，调整并投入给煤量控制自动。3.3.15 就地检查正常。3.3.16 当相邻层给煤机转速大于70，锅炉负荷大于50时，且燃烧稳定火焰检测正常时，给煤机运行3分钟后可停用磨组对应相邻层的油枪。4. 制粉系统的正常运行和维护：4.1 正常运行监视与维护：4.1.1 正常运行时，应保持制粉系统设备运行参数在正常范围内，如发现参数变化，应及时调整，保证制粉系统的可靠运行。4.1.2 正常运行时为保证磨煤机的最佳出力，给煤机转速应控制在5080范围内；如发现转速过低应及时停用一台磨煤机，转速过高应及时启动一台磨煤机。4.1.3 制粉系统在运行时，应定期275、检查各转机运行平稳、无异音、电流稳定，各轴承、润滑油温度、压力正常。4.1.4 煤粉细度应定期化验，确保在设计值附近（R9028），若偏离可通过调整分离器折向挡板开度来实现。4.1.5 磨煤机运行中应每小时排渣一次，启停磨及煤质差时应加强排渣。4.1.6 应加强对磨煤机电流、磨碗差压、振动的监视，防止堵煤。4.1.7 应定期检查制粉系统，不应有漏粉、漏风、漏油现象。4.1.8 定期检查给煤机运行情况，皮带无跑偏、无杂物、清扫链运行正常。4.1.9 磨煤机备用7天（夏季）或10天（冬季）应及时切换磨煤机运行，防止煤斗内煤自然。4.1.10 正常运行中制粉系统自动调节失灵时，应及时切手动调整，控制276、各参数在正常范围内，及时联系检修处理。4.2 正常运行制粉系统各参数如下表(根据本厂实际情况而定)：表 17-1 项 目单 位正 常 范 围极限值备 注分离器温度657585报警一次风流量t/h70.393.7563.75报警磨煤机磨碗上下差压Pa33004000报警密封风与一次风差压Pa20001000延时1分钟磨煤机跳闸一次风与炉膛差压Kpa7.56.5闭锁磨煤机启动磨煤机电机线圈温度80120磨煤机跳闸磨煤机润滑油压力Mpa0.090.05磨煤机跳闸磨煤机润滑油泵出口压力Mpa0.650.79磨煤机减速机推力轴承温度6070磨煤机跳闸磨煤机润滑油温度3065磨煤机润滑油箱温度40磨煤机润277、滑油滤网差压Mpa0.2磨煤机润滑油箱油位L511磨煤机润滑油流量L/min1054.3 正常运行参考控制曲线4.3.1 碾磨压力与给煤量 图 17-14.3.2 反作用力与给煤量 图 17-24.3.3 一次风压力与给煤量 图 17-34.3.4 一次风流量与给煤量 图 17-44.3.5 煤粉细度与叶片位置图 17-54.4 排渣操作：4.4.1 关闭渣箱入口门；4.4.2 开启渣箱减压阀减压后关闭；4.4.3 开启渣箱出口门，清渣；4.4.4 清渣完毕关闭渣箱出口门； 4.4.5 开启渣箱入口门；4.4.6 排渣结束。5. 磨组的停止：5.1 磨组的停止有手动和顺控启动两种方式，正常情况278、下，磨组应顺控停止，顺控停止不正常时，在停磨煤机或给煤机条件满足后分别手动停运。5.2 磨组顺控停运：核实磨组具备停运条件，选择待停运磨组顺控停运，按下磨组顺控停运启动按钮，检查磨组按以下步骤停运。5.2.1 置给煤机转速最小（17.78t/h）； 5.2.2 自动排渣启动；5.2.3 全开冷风挡板，180S；5.2.4 关给煤机入口门（可跳步）；5.2.5 给煤机停止；5.2.6 关给煤机出口门（可跳步）；5.2.7 磨辊提升并延时30S；5.2.8 磨煤机停止；5.2.9 延时180S；5.2.10 分离器温度60条件满足；冷、热一次风门及截止门关闭；5.2.11 给煤机密封风门关闭；5.2.12 防爆蒸汽门开启，5分钟后关闭；5.2.13 加载压力油泵停止；5.2.14 1、2、3、4号一次风门关闭；5.3 磨组手动停运：5.3.1 石子煤排渣一次；5.3.2 解除给煤机自动，手动降低给煤机转速，每次10，注意磨出口温度在正常范围内，并注意其它给煤机转速不大于80；5.3.3 当给煤机转速至最小时，切除磨风量和温度自动；5.3