1、越南永新期2622MW燃煤发电机组目 录1.设备规范11.1锅炉设备规范11.2燃料特性81.3辅助设备规范102锅炉辅助设备启停192.1通则192.2空预器212.3引风机232.4送风机252.5一次风机272.6密封风机292.7火检冷却风机302.8炉前燃油系统302.9磨煤机、给煤机332.10汽包双色水位计投停382.11定排、连排投停392.12锅炉吹灰系统412.13压缩空气系统432.14启动炉系统462.15烟气脱硝的运行523机组启停613.1总则613.2启动前的检查623.3启动前的准备653.4机组冷态启动653.5锅炉启动时注意要点723.6机组温态、热态启动72、53.7锅炉停运及保养774正常运行监视和调整844.1锅炉运行调整的目地、任务844.2机组运行方式844.3运行调整854.4正常运行参数监视954.5设备定期工作995联锁保护及试验1015.1锅炉联锁保护1015.2机组试验1056事故处理1126.1事故处理原则1126.2紧急停炉1136.3故障申请停炉1146.4主要故障处理1147附录1267.1相应压力下的饱和蒸汽温度对照表1267.2锅炉性能数据表1287.3锅炉设备技术数据1347.4各受热面、集箱材质和壁厚情况表1407.5启动曲线142锅炉运行手册II越南永新期2622MW燃煤发电机组1. 设备规范1.1 锅炉设备规范3、1.1.1 锅炉总体概况越南永新二期项目（2622MW亚临界机组）1#、2#机组锅炉，系上海锅炉厂采用美国福斯特惠勒技术制造的亚临界参数自然循环锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、“W”型火焰燃烧、垂直内螺纹管水冷壁、型锅炉，炉顶设大罩壳。电厂燃煤采用鸿基-锦普地区的无烟煤。锅炉上炉膛宽34656mm，深9525mm，下炉膛宽34656mm，深15631mm炉顶前标高58610mm，炉顶设置3度的疏水坡度，炉顶大板梁底标高66710mm。锅炉运转层标高13700 mm，运转层为混凝土大平台。锅炉炉顶采用金属全密封结构。炉膛下部由31.75mm，炉膛上部由32mm光管4、模式壁组成，炉底冷灰斗角度55，炉底密封采用水封结构，炉底左右侧墙下集箱标高为7800mm。炉底前后墙下集箱标高为8150mm。炉膛上部布置了屏式过热器，炉膛出口处折焰角上方布置末级过热器。水平烟道深度为6382mm，由前烟道和后烟道组成，水平烟道前烟道底部及侧墙由水冷壁管组成，水平烟道后烟道侧墙由包覆管组成，内部布置有末级再热器。锅炉采用烟气挡板调温，后烟井设置双烟道，前烟道深度为5182mm，内部布置低温再热器，后烟道深度为5639mm，内部布置低温过热器。烟气调节挡板布置在低温过热器及低温再热器下方。烟道在烟气调节挡板下方合为单烟道，内部布置有鳍片式省煤器。由于W火焰本身结构特点所决定，5、空预器采用全拉出布置，二台回转式空气预热器布置在脱硝装置下方。本锅炉采用正压直吹式冷一次风制粉系统，配置六台双进双出钢球磨煤机，燃烧器前后在炉膛拱部，前后墙燃烧方式。锅炉钢架为全钢架，高强度螺栓连接，整台锅炉共设置14层平台，其中7层刚性平台，为便于操作，个别地方还设置了局部平台。除渣斗装置（用户自理）及预热器外，锅炉所有重量都悬吊在炉顶钢架上。过热器汽温通过煤水比调节和二级喷水来控制，第一级喷水布置在低温过热器出口管道上，第二级喷水布置在屏式过热器出口管道上，过热器喷水取自给水泵出口管道。再热器汽温采用尾部烟气挡板调节，另外低温再热器进口管道上设置事故喷水，事故喷水取自给水泵中间抽头。锅炉设6、有膨胀中心，运行时整台锅炉以膨胀中心为原点进行膨胀，锅炉深度方向设置两个膨胀零点，第一个膨胀零点设在水冷壁后墙向前900mm。第二个膨胀零点设在包覆前墙向前1000mm。宽度方向上的膨胀零点设置在炉膛中心，通过与水冷壁管相连的刚性梁上的承剪件与钢架的导向装置相配合形成膨胀零点，在炉膛高度方向设有三层导向装置，以控制锅炉受热面的膨胀方向和传递锅炉水平载荷；垂直方向上的膨胀零点设在炉顶大罩壳顶部。所有受压件吊杆的位移量均相对于膨胀零点而言，对水平位移量大的吊杆均考虑了预偏置量，以改善锅炉运行时的吊杆应力状态。安装时请按有关图纸施工。炉膛及后烟井四周设有绕带式刚性梁，以承受正、负两个方向的压力，炉膛7、拱部上方部分布置了16层刚性梁，后烟井布置7层刚性梁。炉膛拱部下方小罩壳内刚性梁采用桁架式结构。炉膛部分布置有52只墙式吹灰器，炉膛上部及水平烟道区域内布置22只长行程伸缩式吹灰器，在尾部竖井烟道中设置18只长行程伸缩式吹灰器（低温过热器、低温再热器）和6只半行程伸缩式吹灰器（省煤器），每台预热器烟气进出口端布置一只伸缩式吹灰器，运行时所有吹灰器均在DCS中实现过程控制。在炉膛出口左右侧标高为51900mm处装有烟温探针，锅炉启动时控制炉膛出口烟温。锅炉本体部分共配有18 只弹簧安全阀，分别布置在汽包上6 只安全阀，过热器出口4 只安全阀，为减少安全阀起跳次数，在过热器出口还装有2 只动力泄放8、阀。再热器进口管道6 只安全阀及再热器出口管道布置2 只安全阀。锅炉为固态排渣，除渣装置采用刮板捞渣机机械除渣装置。排渣机由用户自理，上海锅炉厂有限公司供货至锅炉下联箱水封插板及档灰板。此外，锅炉还配有炉膛火焰电视摄像装置、炉膛出口烟温探针、空预器间隙调整控制系统等安全保护装置。1.1.2 锅炉容量和主要参数项 目单 位BMCR (VWO)备 注锅炉型号SG-2033/17.5-M6302锅炉最大连续蒸发量(B-MCR)t/h2033过热器出口蒸汽压力MPa17.5过热器出口蒸汽温度541 再热蒸汽流量t/h1718再热器进口蒸汽压力MPa4.06再热器出口蒸汽压力MPa3.82再热器进口蒸汽9、温度334再热器出口蒸汽温度541 省煤器进口给水温度282 省煤器进口压力MPa19.271.1.3 锅炉主要数据汇总表序号项 目单 位数 据一锅炉参数1机组额定负荷时锅炉蒸发量t/h19392锅炉最大连续蒸发量t/h20333额定负荷时过热器出口压力MPa.g17.54额定负荷时过热器出口汽温5415额定负荷时再热器入口压力MPa.g4.086额定负荷时再热器入口汽温3347额定负荷时再热器出口压力MPa.g3.848额定负荷时再热器出口汽温5419额定负荷时给水温度282二技术性能1不投油最低稳燃负荷%BMCR702过热汽温保持额定的负荷范围%BMCR501003再热汽温保持额定的负荷范10、围%BMCR601004炉膛容积热负荷(BMCR)kW/m392.915上炉膛断面热负荷(BMCR)MW/m3上部炉膛：4.79下部炉膛：3.016下炉膛断面热负荷(BMCR)MW/m30.187水冷壁高温区壁面热负荷(BMCR)MW/m38炉膛出口烟温(BMCR)10839进入对流受热面前烟温(BMCR)10炉膛设计压力Pa587011短时间炉墙不变形承载能力Pa980012燃烧器形式双旋风筒燃烧器13燃烧器布置方式前后拱对称布置14喷咀数量总计个3615点火油枪型式蒸汽雾化重油枪16单个点火油枪容量kg/h117017点火油枪数量个36三 有关数据1锅炉排烟温度(BMCR)修正前133修正11、后（进风为20）1292热风温度(BMCR)一次风35二次风303风量比及出口速度（BMCR）一次风%，m/s17.5，22二次风%，m/s77.5，144烟气平均流速(BMCR)过热器m/s10.2再热器m/s9.5省煤器m/s8.25空气预热器漏风率（BMCR）投产时6%运行一年后8%6锅炉过剩空气系数炉膛出口1.30省煤器出口1.307汽包中心标高m59.90汽包内旋风子型式轴流式分离汽包内旋风子直径、数量mm，个160旋风子单个设计蒸发量、最大蒸发量t/h12.9、13.68水冷壁循环回路数前墙1后墙1侧墙69内螺纹管布置高度（前、后、侧墙）m翼墙：12.510角隅处最低循环倍率(BM12、CR)3.1811水冷壁设计质量流速(BMCR)103012汽水系统设计压降(BMCR)过热器MPa1.373再热器MPa0.22省煤器入口到汽包MPa0.413烟风系统压降(BMCR)空气预热器一次风侧Pa550空气预热器二次风侧Pa1250空气预热器烟气侧Pa1350炉膛到省煤器出口烟气侧Pa395014过热器汽温调节方式喷水减温过热器喷水减温级数级2一、二级设计喷水量kg/h29500、29500过热蒸汽交叉次数次115再热器汽温调节方式烟气挡板再热器汽温辅助调节方式过量空气系数调节、事故喷水减温器再热器设计喷水量kg/h0再热蒸汽交叉次数次1四炉膛及承压部件尺寸、材质1炉膛尺寸（宽、深13、高）m上炉膛：9.52534.48031.172下炉膛：15.63134.48018.9792炉膛容积m3167333水冷壁管外径、厚度mm，mm上炉膛：光管、82.55、65.55下炉膛：光管、69.85、53.85翼墙：内螺纹管120.65、94.654水冷壁管材质SA210-C、SA213-T125水冷壁总受热面积m257196汽包内径、厚度、直段长度、重量mm，mm，m，t1743，192，32.77，3457汽包材质温度3618汽包设计压力MPa.g19.819汽包材质/SA-29910过热器设计压力MPa.g19.8111过热器总受热面积m21776812屏式过热器管径、厚度mm14、，mm见7.4章节13屏式过热器管材质/见7.4章节14低温过热器管径、厚度mm，mm见7.4章节15低温过热器管材质/见7.4章节16末级过热器管径、厚度mm，mm见7.4章节17末级过热器管材质/见7.4章节过热器使用奥氏体及马氏体管材重量kg，kg0、149400018再热器设计压力MPa.g4.5619再热器总受热面积m21431520再热器管径、厚度mm，mm见7.4章节21再热器管材质/见7.4章节再热器使用奥氏体及马氏体管材重量kg，kg0、75450022省煤器设计压力MPa.g20.223省煤器总受热面积m21145424省煤器管径、厚度mm，mm51、525省煤器管材质/S15、A210-C26空气预热器型式/三分仓回转式27空气预热器传热面积m211122029空气预热器转子直径、高度mm，mm14236，278530空气预热器低温段材质/零碳钢加搪瓷31燃烧器高度m32运行层标高m13.733灰渣斗上沿标高m16.25434排渣口标高m35钢炉架尺寸（宽、深、高）m65、59、74五锅炉重量1汽包重量（含吊架）t3632钢架重量t66703水冷壁重量t17104过热器重量t33055再热器重量t9036省煤器重量t5587空气预热器重量t12808平台、扶梯、护板重量t8969其它重量t402010锅炉总重t19705六锅炉性能保证1最大连续蒸发量(BMCR)t/16、h20332RO%工况时保证热效率（按高位发热量）%88.0干烟气热损失 LG%4.84 燃料中水份及含氢热损失LMH%2.70 空气中水份热损失LMA%0.13 未完全燃烧热损失LUC%3.30 辐射及对流热损失LR%0.18 不可测量损失LUN%0.35机械未完全燃烧损失q4%制造厂裕度0.503不投油最低稳燃负荷70%BMCR4过热器出口汽温额定54155再热器出口汽温额定5415七辅助设备性能1吹灰器燃烧室吹灰器型式、数量、制造厂台墙吹/68/戴蒙德、克莱德对流受热面吹灰器型式、数量、制造厂台伸缩式/42/戴蒙德、克莱空气预热器吹灰器型式、数量、制造厂台双介质/4/戴蒙德、克莱德2安全17、门汽包配置台数、单台排汽量、制造厂台t/h6/280t/h/DRESSERCROSBY过热器出口配置台数、单台排汽量、制造厂台t/h4/114t/h/DRESSERCROSBY过热器出口台数、单台排汽量、制造厂台t/h2/120t/h/DRESSERCROSBY再热器进口配置台数、单台排汽量、制造厂台t/h6/255t/h/DRESSERCROSBY再热器出口配置台数、单台排汽量、制造厂台t/h2/145t/h/DRESSERCROSBY3汽包可见水位计水位计型式、数量、制造厂个双色水位计、2台4高能点火装置：型式、数量个高能电火花点火器 361.2 燃料特性电厂燃煤采用鸿基-锦普地区的无烟煤18、，煤质特性如下：燃料名称：锦6a 鸿基-锦普煤单位数值热值Heating Values (at 25C)低位发热量LHV (ar)kJ/kg19494高位发热量 HHV (ar)kJ/kg19995元素分析Ultimate Analysis (重量 %)水分Moisture%8灰分Ash%33.12碳Carbon%55.2氢Hydrogen%1.4氮 Nitrogen%0.8氯Chlorine%0硫Sulfur%0.55氧Oxygen%0.93合计Total%100组分分析Proximate Analysis (重量 %)水分 Moisture%8灰分Ash%33.12挥发分Volatile 19、Matter%6.4固定碳Fixed Carbon%52.48合计Total%100哈氏可磨性指数Hardgrove Grindability Index (HGI)45 - 60灰分析Ash Analysis (重量 %)SiO2%48.1Al2O3%22.3Fe2O3%24.3CaO%1.3MgO%0.6Na2O%0.3K2O%1.5TiO2%0.7P2O5%0.1SO3%0.8其它%0合计%100灰分特性烬渣低/中等灰分初始变形温度1101.7灰分软化温度1200.0燃料油符合TCVN 6239-2002标准，用于锅炉启动和稳燃，其特性如下：特性数值试验方法No.1No.2ANo.2BN20、o.3密度， mt/m30.9650.9910.9910.991TCVN 6594:200(ASTM D1298)粘性， cSt87180180380ASTM D445硫成分（按重量）2.0%2.0%3.0%3.5%TCVN6701:2000 (ASTM D2622/ ASTM D129/ ASTM D4294流点，+12+24+24+24TCVN3753:1995 ASTM D97灰分， %0.150.150.150.35TCVN2690:1995/ASTM D482水分（按体积）1%1%1%1%TCVN2692:1995/ASTM D95杂质（按重量）0.15%0.15%0.15%0.1521、%ASTM D 473残炭量（按重量）6%16%16%22%TCVN6324:2000/ASTMD189/ASTM D4530闪点66666666TCVN6608:2000/ASTM D3828/ASTM D93HHV， kcal/kg10000100001000010000ASTM D240/ASTM D48091.3 辅助设备规范1.3.1 引风机引风机型式静叶可调轴流式数量2台型号YA17048-8Z风量（TB/BMCR）616/493 m3/s 转速745r/min全风压（TB/BMCR）7470/5756.1 Pa轴功率（TB/BMCR）5412/3300 kW效率（TB/BMCR）22、83.7/85 %叶片可调范围-75+3O风机转向从电机侧看，逆时针旋转风机轴承型式滚动轴承轴承润滑方式脂润滑轴承冷却方式风冷制造成都电力机械厂引风机电机型号STMKK900-8额定功率5700kW额定电压6.6kV额定频率50HZ额定转速745 r/min电机冷却方式空冷式绝缘等级F轴承冷却方式强制油循环电机轴承型式滑动轴承引风机电机油站油泵转速1450r/min油泵电机功率1.1kW油泵电机电压400V供油温度40润滑油压0.4MPa供油流量8 L/min电加热器功率4kW*3电加热器电压400V冷却水压力0.2-0.3MPa冷却水流量2 m3/h油箱容积0.68 m油质牌号L-TSA4623、汽轮机油引风机轴承冷却风机型号9-19No4.5A数量2台功率5.5 kW风量11742817m/h电压400 V风压46003963Pa1.3.2 送风机送风机forced draft fan型式动叶可调轴流式型号FAF28-15-1风量（TB/BMCR）311/252 m3/s全风压（TB/BMCR）5340/4065 Pa转速990r/min数量2台叶轮直径1496mm叶片数量共1级16片轴功率（TB/BMCR）1996/1217 kW效率（TB/BMCR）86/88%动叶调节范围302O风机转向从电机侧看，逆时针旋转风机轴承型式滚动轴承轴承润滑方式稀油轴承冷却方式自然冷却制造上海鼓风机24、厂有限公司送风机电机型号YKK630-6额定功率2100kW额定电压6.6kV额定电流237A额定转速994r/min防护等级IP55W绝缘等级F送风机液压油站油泵数量2台油泵出口压力3.5MPa润滑油压0.80MPa总供油流量25L/min油泵电机功率2.2kW油泵转速1450r/min冷却水压力0.20.6MPa冷却水流量2.25m3/h冷却水温度38供油温度45回油温度60电加热器功率3kW油箱容积0.25m3油质牌号N68液压油1.3.3 一次风机一次风机型式动叶可调轴流式型号PAF18-12.5-2风量（TB/BMCR）97.9/79.2 m/s全风压（TB/BMCR）13412/125、0272 Pa转速1490r/min数量2台叶轮直径1258 mm叶片级数共2级 每级24片轴功率（TB/BMCR）1493/922 kW效率（TB/BMCR）86.13/87.62 %叶片可调范围-30o +15o风机转向从电机侧看，逆时针旋转风机轴承型式滚动轴承轴承润滑方式稀油轴承冷却方式强制油循环制造上海鼓风机厂有限公司一次风机电机额定电压6600V额定功率1600kW额定转速1490r/min额定电流181A冷却方式空冷一次风机液压油站油泵数量2台油泵出口压力3.5MPa润滑油压0.80MPa总供油流量25L/min油泵电机功率2.2kW油泵转速1450r/min冷却水压力0.20.626、MPa冷却水流量2.25m3/h冷却水温度38供油温度45回油温度60电加热器功率3kW油箱容积0.25m3油质牌号N68液压油1.3.4 密封风机密封风机型式离心式数量2台型号入口风量54500kg/h 风压9000Pa转速r/min密封风机电机型号Y315L2-4功率185kW电压400V电流A转速1450r/min空气过滤器型号SKF96-11C1.3.5 火检冷却风机 火检冷却风机电机型号 ZLX-9-26制造哈尔滨中能公司电压400 V 1.3.6 磨煤机序号名 称单 位数 据1机器产量（HGI=50，H2O=8%，75%通过200目）t/h1052筒体有效内径mm46503筒体有效27、长度mm73404筒体转速r/min15.35筒体有效容积m3124.66最大装球量t1277密封风流量kg/h49508分离器直径mm32009大小齿轮传动参数模数mm28大齿轮齿数228小齿轮齿数2510减速机中心距mm1080传动比7.111电动机型号功率（kW）电压（V）转速（ r/min）YTM800-6250066009851.3.7 给煤机 序号名称单位数据1给煤机型号EG24902出力范围t/h6603主驱动电机型号Y2.2-4P功率kW2.2电源V4004清扫链电机型号Y0.37-4P功率kW0.37电源V4001.3.8 油枪 油枪参数蒸汽雾化项目单位数据项目单位数据油枪出28、力t/h1.2雾化蒸汽压力MPa0.781.27工作压力MPa1.8燃料重油1.3.9 空气预热器 空气预热器本体型号 2-32.5VI(T)-2400(96”) SMRC型式三分仓、回转式（容克式）数量2台转子内径14236mm热段层高度775mm冷段层高度1000mm热段中间层高度625mm空气预热器主电机电机型号MZQA225S-4B3电机功率37kW电机转速1480r/min空气预热器辅助电机电机型号M0921电机功率11kW电机转速1450r/min空气预热器空气马达型号INGERSOLL-RAND 92RB045/VRSM-330T转速103r/min空气预热器传动装置减速机型号S29、BWL_RO 02/315-01A主减速比124.92主传动11.9r/min额定输出扭矩3000Nm1.3.10 吹灰器 炉膛吹灰器型号SC1285 V04SM导程85mm开关行程255mm行进速度510mm/min吹扫角度360数量88电机电压400V电机功率0.25kW蒸汽工作压力1.5MPa汽源过热器后屏出口长吹灰器型号SC1285 RLSLSM行程17000mm数量40吹扫时间670s吹扫行程16215mm吹灰管移动速度2900mm/min电机功率1.5kW汽源过热器后屏出口吹扫角度360半行程伸缩式吹灰器（省煤器）型号SC1285 RKSBSM行程3195mm数量40吹扫时间67030、s吹扫行程3120mm吹灰管移动速度720mm/min电机功率1.1kW汽源过热器后屏出口吹扫角度360空预器吹灰器型号SC1285PSALSM行程1155mm数量4吹扫时间2243s吹扫行程1090mm吹灰管移动速度720mm/min电机功率0.55kW汽源过热器后屏出口第一段行程95mm步进距离30mm汽源过热器后屏出口1.3.11 空压机及其附属设备空 压 机型号L250W型式螺杆式数量10台冷却方式水冷额定排气量40 m3/min额定排气压力0.8MPa排气含油量2PPm排气温度比进水温度高57 压缩机转速2500rpm轴功率237.5 kW冷却水最大流量153/h冷却水进水压力0.631、1MPa安装方式无基础安装空 压 机 电 机型号Y355-4功率250kW转速595rpm电压6.6 kV满负荷电流30A组合式空气干燥器型号JAL-45M处理气量45m3/min工作压力0.80MPa组合方式冷冻+吸附冷却水量7 m3/h冷却方式水冷储 气 罐设计压力1.05MPa设计温度150容积75/30/40 m31.3.12 启动锅炉 序号名称单位数据一主要参数1锅炉型号SZS50-1.27/350-Y2额定蒸发量t/h503额定蒸汽压力MPa1.274额定蒸汽温度3505给水温度206进风温度207排烟温度1708锅炉设计效率%929耗油量kg/h重油4125二设计燃料1低位发热量32、kJ/kg重油 39776.5三运行参数序号项目设定值备注1汽包压力保护值1.47MPaMFT并报警2紧急排空电动门动作压力开：1.3 MPa关：1.2 MPa3炉膛压力保护值+3500PaMFT并报警4过热蒸汽温度调节值350（20）5上锅筒水位设定HH 高高水位+100mm报警N 正常水位+50 mmL 低水位-50 mm报警LL 低低水位-100mmMFT6给水箱水位设定H 高水位+2800mm关进水阀L 低水位-200mm开进水阀LL 低低水位-1200mm停给水泵1.3.13 脱硝系统 序号名称单位数据一氨的供应系统1液氨贮罐m32002液氨蒸发槽Kg/h6323氨气缓冲罐m334氨33、气稀释槽m3105卸氨压缩机60 m3/h，11kW6氨水泵m3/h127废水泵m3/h45二氨的喷射系统1稀释风机9600 m3/h，37kW三SCR系统1催化剂板式四吹灰系统1吹灰器耙式吹灰器2 锅炉辅助设备启停2.1 通则2.1.1 设备启、停注意事项:2.1.1.1 检修后的辅机必须经试运行合格后，方可将其投入运行或备用。试转时必须有检修负责人主持。若电动机部分已检修，应试验转向正确后再与辅机连接。6.6kV动力设备应先做静态拉合闸试验良好或有检修明确交代。2.1.1.2 辅机试运行启动前，必须就地进行检查，确认具备启动条件后，方可送电启动。2.1.1.3 对可能受潮或停运一周以上的电34、动机，送电或启动前应测量绝缘合格。2.1.1.4 启动6.6kV设备及重要的400V设备，应派专人就地监视。启动时，就地人员站在事故按钮处，发现问题，及时停运。2.1.1.5 同一母线上，不可同时启动两台及以上6.6kV辅机。2.1.1.6 若辅机启动中发生跳闸，在消除故障前，不得再启动。2.1.1.7 各辅助设备启动前必须同有关人员进行联系。2.1.1.8 各辅助设备的启动应按照逻辑关系进行，尽可能避免带负荷启动。2.1.1.9 辅机启动时应有专人监视电流和启动时间，若启动时间超过规定，电流仍未恢复正常时应立即停止运行。2.1.1.10 各辅机启动或选择备用时，应注意保持厂用电各段负荷分配均35、匀，应尽可能避免负荷集中到某一段上。2.1.2 设备启动前检查内容2.1.2.1 检查与启动设备有关的工作票已收回，就地检查全部工作人员撤出现场。检查设备及其周围无杂物且照明充足。 2.1.2.2 检查设备外观完整，连接牢靠，转动部分的安全罩应装复。人孔门关闭严密，地脚螺丝、联结螺栓无松动。设备有关表计应投运。2.1.2.3 检查设备轴承已加好润滑油，油质、油位、油温符合要求。设备的冷却水或密封水已投入正常，辅机及电动机各部分的温度应符合要求。2.1.2.4 检查电动机接线牢固、接地线良好，测量绝缘应合格。 2.1.2.5 检查设备就地事故按扭接线良好，安全罩齐全。2.1.2.6 应按系统检查36、卡全面检查，并对有关油、水系统和泵体充油、充水，放尽空气。2.1.2.7 对可以进行手动盘动的辅助设备，均应盘动转子，确认转动灵活，无卡涩现象。2.1.2.8 辅助设备启动前检查工作完成，确认启动条件具备后，送上辅机及有关系统装置动力电源及控制电源。2.1.3 设备启动后检查2.1.3.1 转动设备的轴承（瓦）以及减速箱温升应遵守制造厂的规定，制造厂无规定时，一般滑动轴承不得超过80，滚动轴承不得超过100。(按环境温度40计算)。 2.1.3.2 设备的各部振动符合规定。轴承振动一般按下表控制：轴 承 振 动 允 许 值转速（r/min）300015001000750及以下振动允许双幅值（m37、m）0.050.0850.100.122.1.3.3 电动机的温升、电流指示符合规定。2.1.3.4 各润滑油箱油位正常，系统无漏油现象。2.1.3.5 设备的密封部分应密封良好。2.1.3.6 设备和电动机无异常声音和磨擦声。2.1.3.7 各调整装置的机械联接应完好，无脱落。2.1.3.8 设备入口、出口压力、流量均正常。2.1.3.9 确认各联锁和自动调节装置均投入并正常。2.1.3.10 设备所属系统无漏水、漏汽、漏油现象。2.1.4 辅助设备停运2.1.4.1 辅助设备的停运操作应按照设备停运逻辑关系进行。2.1.4.2 辅助设备在停运前应周全考虑保护、联锁关系，防止有关设备的联动、38、跳闸等不安全情况出现。2.1.4.3 辅助设备停运后也应正常监视，如发生倒转，应立即隔离。2.1.4.4 做辅机检修隔离工作时，应先将辅机停运，然后才能进行隔离操作。2.1.5 辅助设备紧急停运条件2.1.5.1 发生剧烈振动或窜轴，有损坏设备危险时。2.1.5.2 轴承温度不正常升高或超过规定值时。2.1.5.3 电机转子和静子严重摩擦或冒烟起火时。2.1.5.4 辅机的转子和外壳发生严重摩擦或撞击时。2.1.5.5 辅机发生火灾或被水淹时。2.1.5.6 危及人身安全时。2.2 空预器2.2.1 空预器启动前检查与准备2.2.1.1 检查空预器及其相关的检修工作已经结束，确认空预器内无人工39、作、无其它杂物，已办理的工作票全部收回或终结。所有人孔门、观察孔等均已关闭。现场卫生清理干净。2.2.1.2 就地检查驱动减速箱的油位在油位计的2/3处。油质良好无乳化现象。2.2.1.3 就地检查空预器导向轴承、推力轴承完整，无漏油现象，油质良好无乳化现象，油位在油位计的2/3处。2.2.1.4 就地检查空预器水冲洗及消防水管道阀门完好，关闭严密。吹灰、水冲洗装置完好，吹灰器均在退出位置且能正常投入，吹灰汽源、消防水水源供应正常。2.2.1.5 联系热工将空预器火灾报警装置投入，转子停止报警系统投入，检查控制盘上无报警。2.2.1.6 就地检查润滑油冷却水系统管道、截门无泄漏现象，各部冷却水40、畅通。2.2.1.7 检查空预器入口烟气挡板、一、二次热风出口挡板开关灵活，就地位置与CRT画面显示位置相符在全关位置。2.2.1.8 确认空预器主、辅电机电机接线良好，电机外壳接地线完整。地脚螺丝齐全、牢固，联轴器防护罩齐全，就地事故按钮完整。具备送电条件。2.2.1.9 检查各单项联锁及保护试验合格。2.2.1.10 检查空预器主、辅电机已送电。2.2.2 空预器启动2.2.2.1 空预器主马达和辅助马达送电完毕。2.2.2.2 启动空预器导向、支撑轴承润滑油泵。2.2.2.3 启动空预器气动马达，检查停转报警信号消失。2.2.2.4 检查空预器转动方向正确，全面检查空预器转子和外壳无刮卡41、碰磨，空预器减速机内部无异音，转动轴转动平稳。2.2.2.5 空预器运行3分钟后，启动空预器辅助电机。2.2.2.6 辅助电机启动30秒后停止气动马达运行。2.2.2.7 辅助马达运转3分钟后切换到空预器主电机，检查主电机电流正常并且平稳无抖动，停止辅马达运行。2.2.2.8 将空预器主、辅马达联锁开关“投入”。2.2.2.9 对空预器进行全面检查。2.2.3 空预器运行维护2.2.3.1 锅炉点火后，使用辅助蒸汽对空预器进行连续吹灰，直至全停油。正常运行中，每班吹灰一次。发现下列现象时应增加吹灰次数：空预器出口风压降低，烟气压差增大；锅炉负荷大幅度变动；燃烧工况不稳，炉膛负压波动较大；尾部42、受热面泄漏。2.2.3.2 空预器在运行中应对空预器定期巡检，每班不少于二次，异常情况应加强检查，应无异常声音，传动装置运转平稳、无磨擦，其电机电流稳定在正常范围内。2.2.3.3 监视空预器进出口烟气压差、风压差及进出口风烟温的变化情况，发现异常应及时分析原因并采取相应的措施。2.2.3.4 空预器进、出口烟（风）压差增大时，应及时进行空预器吹灰。2.2.3.5 轴承润滑油系统无泄漏，油位、油温等正常。减速器在运行中不允许有漏油现象，油箱运行油温不大于90，运行3000小时后应进行老化检查。2.2.3.6 空预器外壳保温良好，本体无漏风、漏烟现象。2.2.3.7 空预器冲洗水系统阀门应关闭，43、系统无泄漏现象。2.2.3.8 检查空预器支持、导向轴承油温50。2.2.3.9 空预器导向轴承支持轴承油温大于90时，发报警并联锁停止空预器运行2.2.4 空预器停运2.2.4.1 当预热器入口烟温125且对应侧引、送风机和一次风机已停止时可以停止空气预热器。2.2.4.2 将空预器辅助马达解除备用。2.2.4.3 停止空预器吹灰器。2.2.4.4 停止空预器主马达。2.2.4.5 空预器停止后有预热器转子停转报警。2.2.4.6 空预器停止后，加强监视预热器出、入口烟风温度，防止预热器发生再燃烧。2.2.5 空预器水清洗2.2.5.1 水清洗应停炉以后进行，不能在有引风机运行的情况下进行。44、2.2.5.2 清洗前应检查空预器下部疏水阀开启，疏水管及冲洗喷嘴无堵塞。2.2.5.3 向碱冲洗水箱上水至4/5处，按化学要求加入化学药品，打开蒸汽加热门，使水箱水温度加热至60时停止加热，启动冲洗泵进行冲洗。2.2.5.4 空预器冷 、热端冲洗应同时进行，并且采用电机低速档运转。碱冲洗完毕后要用清洗水再冲洗一次。2.2.5.5 受热面冲洗干净后，方可停止冲洗，停止冲洗泵，关闭所有进水门，待余水放尽后，关闭疏水门。2.2.5.6 进入空预器检查清洗效果时，空预器必须停运并断电，做好安全措施，否则禁止工作人员入内。2.3 引风机2.3.1 引风机第一次投运前检查2.3.1.1 如果在试运行与正45、式运行之间的时间间隔较长，则在正式运行之前应完成以下事项：（1） 在电动机联轴器处人工盘转引风机转子，盘转必须轻快无摩擦。检查叶轮叶片顶部与其风筒之间径向间隙；检查叶轮与芯筒之间的轴向间隙。（2）检查进口导叶调节机构。手动操作导叶执行装置，应全部关闭和打开数次。接着应在导叶全开或全关闭位置检查就地刻度盘指示与CRT画面指示一致。（3）检查监视仪表及其联锁保护功能是否正确，并可靠投入。（4）检查引风机出入口通道内以及引风机筒体内无遗留的工器具或其它杂物。（5）检查就地事故按钮的开关接线良好，安全罩齐全。（6）检查联轴器联接牢固，电动机地脚螺栓无松动现象，电机接地线良好。（7）检查电机润滑油系统工46、作正常，满足电机轴承润滑条件。（8）在电机转轴与风机转轴联接之前，单试电机转动方向正确。2.3.2 引风机启动2.3.2.1 按通则部分规定执行引风机启动前的检查。2.3.2.2 确认引风机电源已送上。检查引风机入口静叶控制电源已送上。2.3.2.3 确认风机电机润滑油系统、轴承冷却风机电源已送上。2.3.2.4 检查并投入引风机电机油站运行：(1) 检查油箱油位、油温正常。(2) 开启压力表手动隔离门。(3) 开启引风机电机轴承供油门和冷油器进出油门及油泵出口门，关闭冷油器旁路门及各放油门。(4) 将滤油器的换向阀切到工作位置上。(5) 检查油箱温度正常（3040），油温低于20时， 电加热47、器自动投入，油温高于40时，电加热器自动停运。(6) 在风机电机油站就地控制柜上将油泵选择开关切至#1（或#2）油泵为主，启动#1（或#2）油泵，油站油泵联锁试验正常。(7) 检查油泵出口压力、滤油器差压和冷油器出口油压正常。(8) 投入冷油器冷却水。2.3.2.5 启动一台引风机的轴承冷却风机，轴冷风机电气联锁试验正常。2.3.2.6 所有未运行引、送风机的出口挡板开启，入口静叶、动叶开启，建立自然通风通道。2.3.2.7 确认风机联锁保护装置投入。2.3.2.8 检查引风机电机轴承回油窗的回油正常。2.3.2.9 引风机启动条件：(1) 引风机电机润滑油压力正常；(2) 至少有一台冷却风机48、正常运行；(3) 引风机入口静叶在最小位；(4) 引风机入口烟气挡板关闭；(5) 引风机出口烟气挡板开启；(6) 本侧空预器运行正常；(7) 引风机轴承温度70；(8) 引风机电机线圈温度120；(9) 引风机电机轴承温度85；(10) 引风机电机润滑油泵运行。2.3.2.10 启动引风机，检查引风机入口烟气挡板自动开启。电流正常。2.3.2.11 缓慢调节引风机入口静叶，使炉膛负压保持在-100Pa左右。2.3.2.12 并列启动引风机步骤：(1) 确认要并列的引风机出口烟气挡板开启，入口烟气挡板关闭，满足启动条件。(2) 调整已运行引风机静叶，使炉膛压力在-100Pa左右。(3) 启动要并49、列的引风机，入口烟气挡板自动开启。(4) 缓慢开启要并列引风机的静叶，关小运行引风机的静叶，保持炉膛压力在-100Pa不变。(5) 当两台引风机的静叶开度、电流基本相同时并列完毕，并根据负荷要求调节引风量，投入引风机静叶自动。2.3.3 引风机运行维护2.3.3.1 调整引风机负荷时，两台风机的负荷偏差不得过大，以防风机进入不稳定工况运行。2.3.3.2 运行中对引风机电机润滑油、冷却水、轴承温度、引风机电流等进行定期检查。2.3.3.3 检查引风机振动不大于4.6mm/s（0.162mm）。轴承振动高报警时，应立即就地检查风机运行情况，必要时可适当降低负荷观察运行；若轴承振动持续升高至7.150、mm/s（0.198mm）且降负荷无效时，应汇报值长申请停运。2.3.3.4 检查油箱油位及油管路无泄漏，冷却器无泄漏。2.3.3.5 检查油系统滤网差压指示0.10MPa，差压0.10MPa时，切换为备用滤网工作，联系检修清理过滤器。2.3.3.6 监视油箱油温指示在3040。2.3.3.7 检查备用油泵处于良好备用状态，油泵应定期切换，切换时应注意润滑油压0.4MPa。2.3.3.8 引风机轴承温度70报警，联启另一台轴承冷却风机。2.3.3.9 在炉前油系统未彻底解列之前，不得停运引风机。2.3.4 引风机停运2.3.4.1 逐渐关闭引风机入口静叶。2.3.4.2 停运引风机。2.3.451、.3 关闭引风机入口烟气挡板。2.4 送风机2.4.1 启动前准备2.4.1.1 按通则部分规定执行送风机启动前的检查。2.4.1.2 确认送风机电源已送上。2.4.1.3 确认油系统电源已送上，并投入送风机油系统：(1) 检查油箱油位正常75%mm(3/4)。(2) 检查油箱温度正常在3545；油温低于30，投入电加热器。(3) 开启各压力表和压力开关手动门，将滤网换向阀切至工作位置。(4) 启动#1（#2）油泵，将#2（#1）油泵投“自动”，两台油泵联锁试验正常。(5) 检查控制油压、润滑油压正常。(6) 根据需要投入冷却器冷却水。2.4.1.4 联系热工人员送上送风机动叶调整装置电源。252、.4.1.5 检查送风机动叶液压调节装置，对可调动叶进行全开（+15）、全关（-30）试验，刻度盘（就地和主控室）指示与动叶位置相符，然后将动叶置于关闭位置。2.4.1.6 确认风机联锁保护装置投入。2.4.1.7 送风机启动条件：(1) 送风机油泵运行且液压油压力正常2.5MPa；(2) 送风机润滑油流量正常；(3) 送风机润滑油箱油位正常75%mm(3/4)；(4) 送风机油箱温度正常35；(5) 送风机轴承温度70；(6) 送风机电机线圈温度110；(7) 送风机电机轴承温度85；(8) 送风机出口挡板关闭；(9) 送风机入口动叶在最小；(10) 本侧引风机运行正常或另侧引风机运行且联络53、门开。2.4.2 送风机启动2.4.2.1 启动送风机，延时5s送风机出口挡板自动开启。检查送风机出口联络挡板自动开启。电流正常。2.4.2.2 调节送风机动叶开度使锅炉风量30%MCR。2.4.2.3 关闭所有未运行引、送风机的出口挡板和入口静（动）叶。2.4.3 并列启动送风机步骤2.4.3.1 确认准备启动的送风机入口动叶和出口挡板关闭，满足启动条件。2.4.3.2 启动要并列的送风机，延时5s出口挡板自动开启。检查送风机出口联络挡板关闭。2.4.3.3 缓慢开启要并列的送风机动叶，确认该送风机的风量、电流增加，相应关小已运行送风机的入口动叶，保持总风量和热二次风母管压力基本不变。2.454、.3.4 当两台送风机动叶开度、电流及风量基本相同时，并列完成。2.4.4 送风机运行维护2.4.4.1 调节送风机负荷时，二台风机的负荷偏差不应过大，防止风机进入不稳定工况运行。2.4.4.2 定期检查、监视送风机润滑油、控制油系统的油压、油温、油量及风机轴承温度等参数正常。2.4.4.3 检查送风机振动、声音正常。正常运行轴承振动不大于4.6mm/s，轴承振动高报警时，应立即就地检查风机运行情况，必要时可适当降低负荷观察运行；若轴承振动持续升高至11mm/s且降负荷无效时，应汇报值长申请停运。2.4.4.4 检查送风机油箱油位正常，油系统无泄漏。2.4.4.5 检查送风机油站滤网压差指示055、.15MPa，压差0.15MPa时应切换至备用滤网，并联系检修清洗滤网。2.4.4.6 检查风机、风系统、油系统、冷却水系统的仪表指示正常。2.4.4.7 备用油泵应定期切换，切换时应注意润滑油压和控制油压。2.4.5 送风机停运2.4.5.1 逐渐关闭停运送风机入口动叶。2.4.5.2 停运送风机。2.4.5.3 关闭送风机出口挡板。2.4.5.4 开启送风机出口联络挡板。2.4.5.5 根据情况停运送风机油系统。2.5 一次风机2.5.1 启动前准备2.5.1.1 按通则部分规定执行一次风机启动前的检查。2.5.1.2 确认一次风机电源已送上。2.5.1.3 确认油系统电源已送上，并投入送56、风机油系统：(1) 检查油箱油位正常75mm。(2) 检查油箱温度正常在3040；油温低于20，投入电加热器。(3) 开启各压力表和压力开关手动门，将滤网换向阀切至工作位置。(4) 启动#1（#2）油泵，将#2（#1）油泵投“自动”，所有油站油泵联锁试验正常(5) 检查控制油压、润滑油压正常。(6) 投入冷却器冷却水。2.5.1.4 联系热工人员一次风机动叶调整装置送电。2.5.1.5 检查动叶液压调节装置，对可调动叶进行全开、全关试验，刻度盘（就地和主控室）指示与动叶位置相符，然后将动叶置于关闭位置。2.5.1.6 确认一次风机联锁保护装置投入。2.5.1.7 一次风机启动条件：(1) 一次57、风机液压油压力正常2.5MPa；(2) 一次风机润滑油流量正常3L/min；(3) 一次风机油箱油位正常75%mm；(4) 一次风机油箱温度正常；(5) 一次风机轴承温度70；(6) 一次风机电机轴承温度85；(7) 一次风机油泵运行；(8) 至少一台引风机运行；(9) 至少一台送风机运行；(10) 一次风机出口挡板关闭；(11) 一次风机入口动叶关闭。2.5.2 一次风机启动2.5.2.1 启动一次风机，延时5s一次风机出口挡板自动开启。检查一次风机出口联络挡板开启。2.5.2.2 调节一次风机动叶使一次风压缓慢升至10kPa左右。2.5.3 并列启动一次风机步骤2.5.3.1 确认准备启动58、的一次风机入口动叶和出口挡板关闭，满足启动条件。2.5.3.2 启动要并列的一次风机，延时5s出口挡板自动开启。检查一次风机出口联络挡板关闭。2.5.3.3 缓慢开启要并列的一次风机动叶，确认该一次风机的风量、电流增加，相应关小已运行一次风机的入口动叶，保持一次风母管压力基本不变。2.5.3.4 当两台一次风机动叶开度、电流及风量基本相同时，并列完成。2.5.4 一次风机运行维护2.5.4.1 调节一次风机负荷时，二台风机的负荷偏差不应过大，防止风机进入不稳定工况运行。2.5.4.2 正常运行中，一次风机出口风压不得超过13kPa，如果由于空气预热器堵灰等原因不能维持风压时，应降低机组出力。259、.5.4.3 定期检查、监视一次风机润滑油、控制油系统的油压、油温、油量及风机轴承温度等参数正常。2.5.4.4 检查一次风机振动不超过4.6mm/s。轴承振动高报警时，应立即就地检查风机运行情况，必要时可适当降低负荷观察运行；若轴承振动持续升高至11mm/s且降负荷无效时，应汇报值长申请停运。2.5.4.5 检查油箱油位正常，油系统无泄漏。2.5.4.6 检查一次风机油站滤网压差指示0.15MPa压差0.15MPa时应切换至备用滤网，并联系检修清洗滤网。2.5.4.7 检查风机及油系统、冷却水系统仪表指示正常。2.5.4.8 备用油泵应定期切换，切换时应注意润滑油压和控制油压。2.5.5 一60、次风机停运2.5.5.1 逐渐关闭需停运一次风机入口动叶。2.5.5.2 停运一次风机。2.5.5.3 关闭一次风机出口挡板。2.5.5.4 根据情况停运送风机油系统。2.6 密封风机2.6.1 启动前准备2.6.1.1 按通则部分规定执行密封风机启动前的检查。2.6.1.2 确认密封风机电源已送上。2.6.1.3 开启密封风机轴承冷却水进、回水门。2.6.1.4 密封风机启动条件：(1) 控制回路正常；(2) 密封风机无故障；(3) 密封风机轴承温度50；(4) 密封风机电机线圈温度50；(5) 密封风机入口电动调节挡板关；(6) 密封风机入口电动门开；(7) 任意一次风机运行；(8) 密封61、风机出口电动门关2.6.2 密封风机启动2.6.2.1 启动密封风机，检查运行正常，电流正常， 缓慢调节密封风机入口调节挡板使密封风压高于一次风压4.0kPa。2.6.2.2 检查密封风压稳定后，投入密封风机调节自动。2.6.2.3 检查风压正常后，将备用密封风机投“备用”。2.6.3 密封风机运行维护2.6.3.1 正常情况下保持一台密封风机运行，另一台密封风机置备用状态。2.6.3.2 如运行风机跳闸或母管风压低于12kPa，延时5秒备用风机应联动。2.6.3.3 经常检查密封风机入口调节挡板自动状态良好，密封风压力满足运行要求。2.6.3.4 密封风机轴承润滑油油位正常，油质良好。2.662、.3.5 密封风机轴承及电机轴承温度应小于75。2.6.3.6 密封风机电机线圈及铁芯温度应小于1002.6.4 密封风机停运2.6.4.1 只有当磨煤机全停后，才能停运密封风机。2.6.4.2 将密封风机入口调节挡板由“自动”切为“手动”。2.6.4.3 逐渐关闭密封风机入口调节挡板。2.6.4.4 停运密封风机。2.6.5 密封风机在下列情况下必须紧急停运2.6.5.1 风机启动后有明显异常声音；2.6.5.2 风机轴承温度大于80且继续升高时；2.6.5.3 风机线圈温度802.7 火检冷却风机2.7.1 火检冷却风机启动按通则部分规定进行火检冷却风机启动前的检查。2.7.1.1 确认火63、检冷却风机电源已送上。2.7.1.2 启动火检冷却风机，检查出口门自动开启。2.7.1.3 检查火检风压正常后，备用火检冷却风机投“备用”。2.7.2 火检冷却风机运行维护2.7.2.1 正常情况下保持一台火检冷却风机运行，另一台火检冷却风机置备用状态。2.7.2.2 如运行风机跳闸或母管风压低，则备用风机应联动。2.7.2.3 锅炉熄火后保持火检冷却风机运行，直至炉膛出口烟温80 后方可停运火检冷却风机。2.7.2.4 经常检查火检冷却风机入口滤网情况，当出口风压低于6.0kPa时，及时联系清理滤网。2.7.2.5 检查振动正常，电机温度正常。2.7.3 火检冷却风机停运2.7.3.1 检查64、火检冷却风机符合停运条件，解除火检冷却风机备用联锁。2.7.3.2 停运火检冷却风机。2.7.3.3 若切换火检冷却风机运行，应将备用火检冷却风机启动且火检风压合适后，才能停运运行火检风机，停运后将其投入“备用”。2.8 炉前燃油系统2.8.1 炉前燃油系统投入前检查2.8.1.1 炉前消防设备齐全、完好，消防水系统投入。2.8.1.2 燃油调节阀、跳闸阀、油枪进油电磁阀已经校验合格，动作正常。2.8.1.3 关闭各角油枪进油电磁阀。2.8.1.4 燃油雾化蒸汽系统投入，压力0.60.8MPa。2.8.1.5 检查压缩空气至各油枪控制气源压力正常，各气源门均已开启。2.8.1.6 检查火检冷却65、风机至各油枪火检风正常。2.8.2 炉前燃油系统投运2.8.2.1 确认供油泵运行正常，炉前燃油压力正常。2.8.2.2 开启炉前燃油母管进、回油手动总门，开启回油再循环阀前后截门，检查其旁路门关闭。2.8.2.3 开启进回油流量计前后截门，检查其旁路门关闭。开启燃油母管进油滤网前后截门，检查其旁路门关闭。2.8.2.4 开启燃油压力调节阀前后截门，检查其旁路门关闭。开启油枪雾化、吹扫蒸汽手动总门及调节门前后截门，检查其旁路门关闭。2.8.2.5 开启至各油枪进油手动门及雾化、吹扫蒸汽手动门。2.8.2.6 炉膛点火前吹扫5分钟完成后，进行燃油母管泄漏试验，开启燃油母管进油跳闸阀、回油跳闸阀。66、2.8.2.7 检查燃油层油压正常，燃油压力自动调节良好，雾化蒸汽压力正常。2.8.2.8 检查各层油枪油压正常，燃油系统无泄漏。2.8.2.9 炉前油系统在锅炉运行时应保持连续运行，以保证随时投入油枪助燃。2.8.3 炉前燃油系统解列油枪全部停运并经吹扫完毕后，关闭燃油进油跳闸阀及其前后截门，关闭回油跳闸阀前后截门，关闭各油枪进油手动截门，关闭炉前进、回油总管手动截门。2.8.4 油枪投停2.8.4.1 油枪投运前检查(1) 检查炉前燃油系统运行正常；(2) 检查炉前雾化蒸汽系统运行正常；(3) 检查火检冷却风系统运行正常；(4) 检查油枪均在退出位且各部完好；(5) 检查油枪火检完好，火检67、冷却风正常。2.8.4.2 油枪投运条件(1) 燃油点火允许：(a) 无OFT条件；(b) 燃油温度合适；(c) 燃油压力正常；(d) 雾化蒸汽压力正常；(e) 燃油跳闸阀开启；(f) 炉膛点火允许；(2) 油枪火检无火；(3) 油枪吹扫阀关闭；(4) 油枪已在退出位；2.8.4.3 油枪投运正常情况下，各层油枪均选择在“远方”位。(1) 确认油枪投运条件满足。(2) 在燃油层控制画面上点击相应角油枪的“启动”按钮，则相应角油枪投入。(3) 油枪投运步骤(a) 推进油枪；(b) 推进点火器同时点火；(c) 开启油枪蒸汽雾化阀；(d) 开启油枪角阀。(4) 油枪角阀开启5秒内火检有火，则油枪投运68、成功。(5) 若某支油枪点火失败，60秒内将禁止该油枪再次点火。2.8.4.4 油枪运行中的检查与维护(1) 检查炉前油压力正常，燃油温度15时，投入燃油加热系统。(2) 检查油管路和汽管路无泄漏。(3) 检查运行中油枪的着火情况，若发现着火不良，及时退出消缺。(4) 油枪停运后，应立即吹扫油管路，然后退出油枪。(5) 锅炉正常运行中应检查油枪处于良好备用状态。所有油枪应处于“远方程控”位，严禁将油枪切换至“单操”位。（单操位只在油枪检修或试验时用）(6) 停运油枪和点火器应在完全退出位置，否则应联系检修人员处理。(7) 炉前油系统在锅炉运行时应处于良好的循环备用状态。2.8.4.5 油枪停运69、条件(1) 油枪启动指令发出15秒后油枪未推进到位；(2) 油枪推进20秒后油枪角阀未开启；(3) 油枪角阀开启5秒后火检无火；(4) 有停运指令；(5) 存在OFT工况或OFT继电器跳闸。2.8.4.6 油枪正常停运(1) 在燃油层控制画面上点击相应角油枪的“停止”按钮，则相应角油枪停运。(2) 油枪吹扫后退出。2.8.4.7 油枪吹扫在燃油点火允许条件下，只要油枪程停指令发出，则触发油枪吹扫请求信号。(1) 油枪吹扫条件(a) 油枪吹扫请求；(b) 油枪进到位；(c) 油枪角阀关闭；(d) 吹扫蒸汽压力正常。(2) 油枪吹扫步骤油枪吹扫条件满足后，吹扫指令将按下列步骤启动油枪吹扫：(a) 70、开启雾化阀同时推进点火器并点火；(b) 开启吹扫阀；(c) 吹扫60秒关闭吹扫阀，同时关闭雾化阀、退出油枪。2.9 磨煤机、给煤机2.9.1 制粉系统的启停2.9.1.1 启动前的检查(1) 对一次风机、磨煤机、给煤机、密封风机及相应系统进行全面检查。(2) 完成风门挡板试验，并置于正确位置。(3) 检查有关电源均已送上。(4) 检查磨煤机盘车装置已脱开。(5) 取样用堵头已关闭。(6) 检查轴颈、减速箱、油站冷油器冷却水畅通、水量正常。(7) 给煤机观察窗清洁可透视，内部照明良好。(8) 原煤仓料位正常，联系燃运确认煤量充足。(9) 加球控制各闸门已关闭。(10) 磨煤机油站油位、油温正常，71、油质良好。(11) 投入润滑油站，检查无影响启动的报警，电加热器动作正确，试喷大齿润滑系统正常。(12) 炉前燃油系统能满足制粉系统启动要求。(13) 差压式料位监控装置及其自动吹扫系统已投入，吹扫间隔时间正常。(14) 全开该制粉系统各密封风门。(15) 在启动磨煤机前30min，投入油站、大齿轮密封风机、磨煤机齿轮喷油系统运行。2.9.1.2 磨煤机启动条件(1) 该磨无跳闸条件。(2) 煤系统点火允许。(3) 煤燃烧器A点火能量ok。(4) 任意密封风机运行且其入口/出口电动门已开。(5) 磨慢转装置电机停止。(6) 磨煤机就地柜远控。(7) 磨煤机就地柜工作和备用电源正常。(8) 磨煤72、机高低压润滑油温度30。(9) 磨煤机高低压润滑油油箱油位550mm(10) 任意高低压润滑油低压泵运行(11) 磨煤机低压润滑油压力正常0.3MPa(12) 磨煤机低压润滑油流量正常（45L/min）(13) 磨煤机低压润滑油温度50(14) 磨煤机主电机润滑油系统正常(15) 火检电源正常(16) 磨煤机轴承温度正常（50）。(17) 磨煤机主电机线圈温度正常（90）。(18) 电机轴承温度正常（60）。2.9.1.3 给煤机启动条件(1) 对应磨在运行。(2) 给煤机已切远方。(3) 密封风门已开。(4) 给煤机无报警。(5) 给煤机出料门已开启。2.9.1.4 磨煤机手动启动步骤(1)73、 检查该磨煤机对应的二次风挡板已置于投运位置，根据燃烧情况，决定是否投入对应油枪(机组负荷低于420MW或煤质较差时必须投入对应油枪)。(2) 开启该磨燃烧器粉管气动（电动）隔离门。(3) 依次对称开启该磨一次风管吹扫风门吹扫60S后关闭。(4) 开该磨燃烧器煤粉关断门。(5) 调节磨煤机密封风压差不低于2KPa，开启给煤机密封风门。(6) 开启磨煤机旁路风挡板20，容量风门5。(7) 开启磨煤机进口温风门，开启热风门30，开始暖磨、暖管。(8) 当磨煤机出口温度达到90时，开启冷风门，投入磨煤机出口温度自动控制，维持磨煤机出口温度110130。(9) 启动磨煤机主电机。(10) 开启磨煤机进74、口热风门70，两侧容量风门48，控制磨煤机出口温度130，暖磨时间不超过10min。(11) 磨煤机出口温度达到时100时，打开给煤机下闸门。(12) 启动给煤机，待给煤机皮带上存煤走空后，开启原煤仓下煤插板。(13) 设定一个与容量风压匹配的给煤量（给煤机启动初期，容量风压3.5KPa，单侧下煤量10t/h，）。(14) 根据着火情况调整对应二次风挡板位置。(15) 根据负荷需要逐渐、均匀开大容量风门开度，容量风门从10%开至30%，时间不得少于10分钟，防止热负荷急剧增加及对锅炉燃烧造成干扰。(16) 逐渐关闭旁路风门，开启容量风门30，维持磨煤机出口温度100，磨煤机进出口压差2.2KP75、a，容量风压4.5KPa。(17) 投入备用风管，提高制粉系统出力至正常水平(18) 建立正常料位后，投入给煤机自动，并监视运行一段时间以防自动失灵或测量装置故障。(19) 磨煤机运行稳定后，检查高压油泵是否停运，否则手动停运。(20) 如燃烧稳定，可退出助燃油枪。2.9.2 制粉系统的停运2.9.2.1 正常停运制粉系统步骤(1) 启动两台顶轴油泵（高压油泵）。(2) 视燃烧情况，决定是否投入对应的油枪助燃。(3) 将磨煤机料位定值设定到正常值45，达到后保持510min，同时设定磨出口温度为100。(4) 将对应容量风门切为手动，缓慢关小其开度，但容量风压4KPa。(5) 关原煤仓下煤插板76、。(6) 待给煤机皮带上无煤后，停止给煤机运行。(7) 关闭给煤机下煤插板。(8) 料位到零后，继续运行58min，停止磨煤机运行。控制磨煤机出口温度不得高于130，否则应手动调整冷、热风门，控制磨出口温度。(9) 停止磨煤机齿轮喷油系统运行。(10) 关闭磨煤机入口各风门挡板及出口煤粉关断门。(11) 开启煤粉管道吹扫风13min后，关闭吹扫风门、燃烧器气动隔离门。(12) 视燃烧情况退出助燃油枪。(13) 短期停磨不得退出油系统及冷却水，长期停磨或因工作票做安措需要停油站时，可退出冷却水，高压油系统必须在分离器出口温度低于40，才允许退出。2.9.2.2 紧急停运操作：(1) 视燃烧情况，77、决定是否投入助燃油枪。(2) 启动两台顶轴油泵。(3) 停止磨煤机主电动机。(4) 给煤机应联锁跳闸，如未联动，则手动停止对应给煤机运行。(5) 检查各风门挡板及各关断门联锁关闭，否则应手动将其关闭（燃烧器气动隔离门不关）。(6) 开启煤粉管道吹扫风5min后，关闭吹扫风门、燃烧器气动隔离门。如系MFT动作引起的紧急停运，则禁止吹扫，立即检查关闭燃烧器气动隔离门。(7) 停止大齿轮喷油。(8) 根据燃烧情况退出助燃油枪。(9) 短期停磨不得退出油系统及冷却水，长期停磨或因工作票做安措需要停油站时，可退出冷却水，高压油系统必须在分离器出口温度低于40，才允许退出。2.9.3 加球装置操作步骤2.78、9.3.1 开启加球三次门。2.9.3.2 打开盖板。2.9.3.3 开启加球一次门，将钢球装入球斗。2.9.3.4 关闭加球一次门，打开加球二次门，钢球进入螺旋输送器与原煤一起送入磨煤机。2.9.3.5 关闭加球二次门，将钢球装入球斗。2.9.3.6 关闭一次门，打开加球二次门，钢球进入螺旋输送器与原煤一起送入磨煤机。2.9.3.7 关闭加球二次门，将钢球装入球斗2.9.3.8 重复（4）（7）根据磨煤机电流值变化，完成加球操作。2.9.3.9 装球完毕，关闭加球三次门、二次门、一次门。2.9.3.10 将盖板关好。2.9.4 制粉系统运行维护2.9.4.1 调整磨煤机负荷时，应保证各部位密79、封风差压正常，给煤机不超温。2.9.4.2 控制分离器出口温度110130（设计煤种范围内）。2.9.4.3 保持磨煤机两端进口风压、风量基本一致。2.9.4.4 定期检查料位测量管线吹扫情况，磨煤机在启动前要联系热控人员对各测量管线全面吹扫。2.9.4.5 定期联系加装钢球，并记录磨煤机添加钢球量和磨煤机电流变化情况。2.9.4.6 磨煤机正常运行过程中，应注意分离器进、出口压差以及分离器出口温度变化，防止分离器堵塞。2.9.4.7 磨煤机运行中，应注意监视磨煤机轴瓦温度，当磨煤机轴瓦温度接近报警值时，应适当降低磨煤机出口温度。2.9.4.8 磨煤机油站滤网差压高时，及时联系维护人员切换备用80、滤网和清理。2.9.4.9 定期检查磨煤机油质、油位、冷却水、振动声响、分离器回粉管锁气器两侧温度、给煤机就地温度表及内部运行情况。油温异常时，应检查加热器是否异常动作，必要时可退出加热器电源。2.9.4.10 当磨煤机发生不明原因振动时，应手动对磨大齿连续喷油60S，并确认喷油泵动作正常(正常喷油时喷油泵发出均匀的间断性喷气声)，如磨煤机振动不能有效减轻或消除，联系点检检查，如需继续运行，应征得点检同意。2.9.4.11 定期检查磨煤机油质、油位、冷却水、振动声响、分离器回粉管锁气器两侧温度、给煤机内部运行情况及就地温度表。2.9.4.12 两台给煤机均中止给煤时，应将容量风开度关小至10%81、以下，磨煤机料位达最低值，超过15分钟，应停运对应磨煤机。2.9.4.13 为防止积粉自燃，班中分别开启旁路风门吹扫510分钟。2.9.5 制粉系统单侧运行注意事项：2.9.5.1 单台给煤机故障制粉系统可以单侧运行。2.9.5.2 磨煤机单端进煤时，应将该磨切为手动控制，给煤量应低于故障前该制粉系统正常给煤量80，维持正常料位。2.9.5.3 控制断煤侧容量风压低于另一侧2kPa。2.9.5.4 注意维持磨煤机出口温度，避免两端温度相差太大，保证分离器出口温度最高不超过155，最低不低于80。2.9.5.5 给煤机因温度高而停运时，不能强启给煤机，应确认煤仓有煤，且给煤机内温度报警消失后，方82、可重新启动该给煤机。2.9.5.6 停运给煤机恢复运行时，必须确认给煤机下煤插板已全开后方可启动给煤机。2.10 汽包双色水位计投停2.10.1 双色水位计冷态投运步骤2.10.1.1 确认水位计检修工作结束，照明良好，就地检查水位计各部完好。2.10.1.2 全开水位计汽、水侧一、二次门，关闭放水一、二次门。2.10.1.3 水位计投用后出现汽水分界面不清晰情况时，应对水位计进行冲洗，如冲洗不能恢复正常，应联系检修人员处理。2.10.1.4 对检修过的水位计孔口盖板螺丝，在水位计投用35小时后，汽包压力、水位稳定时，停用该水位计并通知检修人员热紧螺丝，热紧完后再投运。2.10.2 双色水位计83、热态投运步骤2.10.2.1 确认水位计检修工作结束，照明良好，就地检查水位计各部完好。2.10.2.2 确认放水一次门在全开位置，微开放水二次门。2.10.2.3 开启汽、水侧一次门。2.10.2.4 微开汽侧二次门对水位计预暖，使水位计表体温度达150以上。2.10.2.5 预暖结束后，缓慢关闭放水一、二次门。2.10.2.6 缓慢交替开大汽、水侧二次门。2.10.2.7 待水位计表体温度接近汽包壁温度时，全开汽侧二次门；5分钟后全开水侧二次门。2.10.2.8 检查水位计中水位有轻微波动，清晰可见，与CRT显示一致。2.10.3 双色水位计运行维护2.10.3.1 正常情况下，就地水位计84、液面指示在50mm范围内，并且有轻微上下波动，水位计应无泄漏，水位清晰可见，周围照明良好。2.10.3.2 若就地水位计模糊不清时，应及时进行冲洗。冲洗步骤如下：(1) 关闭水位计汽、水侧二次门。(2) 关闭水位计水侧一次门。(3) 全开放水一次门，稍开放水二次门。(4) 微开汽侧二次门，对水位计冲洗35分钟，待脏物冲净后，关闭放水一、二次门。(5) 开启水侧一次门。(6) 缓慢交替开启汽、水侧二次门。 (7) 检查水位计中水位有轻微波动，清晰可见，与CRT显示一致。2.10.4 双色水位计隔离操作步骤2.10.4.1 缓慢交替关闭汽、水侧二次门。2.10.4.2 关闭汽、水侧一次门，2.1085、.4.3 全开放水一、二次门。2.10.4.4 待水位计表体及管道内水、汽及脏物排净后，关闭放水一、二次门。2.10.5 双色水位计运行注意事项2.10.5.1 就地检查水位计时，应站在水位计的侧面，不可正对。2.10.5.2 水位计严重泄漏或爆破时，立即关闭汽、水侧电动门进行隔离。若电动操作失灵，需手动关闭汽、水侧电动门时应按安规要求穿好隔热服、戴好面罩和绝热手套，并看准工质喷射方向绕道接近隔离点，汽雾弥漫看不清工质喷射方向时，严禁进行隔离操作。2.10.5.3 水位计投入操作应缓慢进行，避免过大的热冲击，不可正对水位计进行操作。水位计泄漏隔离后，应及时联系检修处理，不可长时间停运。2.1086、.5.4 用于控制的水位变送器和水位开关运行中需隔离时，应做好防止自动控制和保护误动作的安全措施，然后在热控人员监护下进行。2.11 定排、连排投停2.11.1 定排扩容器投停2.11.1.1 定排扩容器投入前的检查准备(1) 检查定排扩容器完整良好。(2) 检查定排扩容器放水门关闭。(3) 检查锅炉疏水母管管道阀门关闭。(4) 检查除氧器放水门关闭。(5) 检查辅扩、连排、连排扩容器、下水包前、后放水到定排扩容器阀门关闭。2.11.1.2 定排扩容器投运(1) 开启开式水至定排扩容器减温水调门前、后截门，并检查关闭其旁路门。(2) 投入定排扩容器排水温度调节自动。(3) 根据运行需要，开启连87、排、锅炉下水包前、后放水到定排扩容器阀门。(4) 根据锅炉运行情况将疏水母管上的疏水门开启（启动初期，达到规定参数关闭）。(5) 根据运行需要，开启至定排扩容器其它有关疏放水门。(6) 全面检查定排扩容器运行正常。2.11.1.3 定排扩容器停运(1) 关闭锅炉疏水母管至定排扩容器疏水门。(2) 关闭连排、锅炉下水包前、后放水到定排扩容器阀门。(3) 关闭至定排扩容器其它有关疏放水门。(4) 开启定排扩容器放水门，控制排水温度小于60。(5) 定排扩容器放尽水后，关闭定排扩容器放水门。(6) 解除定排扩容器排水温度调节自动，关闭开式水至定排扩容器减温水调门前、后截门。2.11.2 连排扩容器投88、停2.11.2.1 连排扩容器投入前检查准备(1) 检查连排扩容器完整良好。(2) 检查连排扩容器压力表投入。(3) 检查定排扩容器已投运。(4) 关闭连排扩容器水位调节门旁路门。(5) 开启连排扩容器水位计汽水侧一次门，投入连排扩容器水位计。(6) 检查连排扩容器安全阀完整良好，定值已校验合格。(7) 检查关闭连排扩容器压力调节旁路电动门。(8) 关闭连排扩容器到除氧器供汽电动门。2.11.2.2 连排扩容器投运(1) 开启连排扩容器水位调门前、后手动门，并将水位调节门开启510开度。(2) 开启汽包至连排扩容器手动总门。(3) 开启连排扩容器压力调节电动门前手动门。(4) 开启连排扩容器压89、力调节旁路电动门前手动门。(5) 开启连排扩容器至排大气门。(6) 开启连排扩容器流量、压力调门510开度，对连排扩容器及其管道预暖1520分钟，注意水位和温度的变化。(7) 蒸汽品质合格后开启连排扩容器到除氧器电动门，注意除氧器压力和温度变化。(8) 待连排扩容器水位出现后，调整连排扩容器水位与设定值一致，投入连排水位调整自动。(9) 根据化学要求将连排流量调节门调整到所需要的开度。(10) 全面检查连排扩容器运行正常。2.11.2.3 连排扩容器停运(1) 关闭连排扩容器流量、压力调节门，注意除氧器压力、温度变化。(2) 关闭连排扩容器到除氧器电动门。(3) 根据需要关闭汽包至连排扩容器手90、动总门、连排扩容器压力调节电动门前手动门、连排扩容器压力调节旁路电动门前手动门。(4) 连排扩容器水放尽后，关闭连排扩容器水位调门前、后手动门。2.12 锅炉吹灰系统2.12.1 吹灰器系统投运2.12.1.1 吹灰系统投入前的检查(1) 影响吹灰系统投入的检修工作结束，工作票完工(2) 检查吹灰系统各阀门、管道连接完整，电动阀门接线完整，安全阀外观检查无损坏并且在释放状态，系统内各热工测点安装完毕，完整无损坏。(3) 全面检查所有吹灰器在完全退出位，吹灰器罩壳内外无杂物，设备清洁，吹灰器周围照明充足。(4) 检查吹灰器本体无变形和损坏，支架牢固，吹灰器本体罩壳完整并安装牢固。(5) 检查吹灰91、器接线盒安装牢固，驱动电动机接线牢固，行走线轨不跑偏。(6) 检查吹灰器行走箱不偏斜，行走箱限位开关无损坏。(7) 检查吹灰器链轮、传动链条、行走轮、齿条、驱动齿轮等驱动装置无跑偏和断齿。(8) 检查吹灰管无弯曲变形，吹灰管和炉墙吹灰孔对中。(9) 检查吹灰器拨叉机构无变形损坏、弹簧阀弹簧和阀杆无偏斜，弹簧阀在完全跳开关闭状态。(10) 检查完毕，联系吹灰系统送电。 2.12.1.2 蒸汽吹灰的投入(1) 锅炉的蒸汽吹灰根据受热面的粘污情况进行，锅炉运行中如中间点温度正常一级减温水、二级减温水量不正常增大，再热蒸汽温度不正常，可适当增加吹灰次数或选择性的增加局部蒸汽吹灰器的运行次数。(2) 在92、锅炉点火初期采用辅助蒸汽进行空预器连续吹灰，采用辅汽汽源吹灰时主汽供蒸汽吹灰器调节门及电动门关闭，上述阀门关闭不严要关闭上述阀门前的手动门。(3) 机组负荷300MW以上采用主蒸汽系统供汽吹灰。在投入主汽侧汽源进行蒸汽吹灰时辅汽联箱至蒸汽吹灰电动门及辅汽蒸汽吹灰电动门均应关闭。(4) 在每次吹灰暖管时，要缓慢开启锅炉后屏至吹灰器压力调节门，控制暖管压力在0.500.70MPa之间，暖管时要严密监视压力变化，及时调整，暖管时间控制在1520分钟。(5) 为确保炉膛蒸汽吹灰器疏水彻底，防止吹损受热面管道，投蒸汽吹灰时要注意首先投入空预器蒸汽吹灰。(6) 炉膛蒸汽吹灰投入前需要检查并隔离故障的吹灰器93、，不需要进行受热面全面吹灰可在吹灰前选择要吹灰的受热面区域。2.12.2 蒸汽吹灰器运行中的检查2.12.2.1 吹灰器投入前炉膛四管泄漏装置必须投入，如果四管泄漏装置故障要投入蒸汽吹灰，在暖管和蒸汽吹灰期间值班员必须就地不间断进行巡视、检查，通过人工监听和检查来判断吹灰器是否内漏，发现异常立即停止吹灰并进行查找内漏吹灰器。2.12.2.2 吹灰器运行中发生卡涩，要立即停止蒸汽吹灰，维持蒸汽吹灰压力0.5MPa并组织人员就地将吹灰器手动摇出，防止吹灰器吹损受热面和吹灰管烧坏。2.12.2.3 吹灰器投入前要严格按照要求进行吹灰管道暖管，并且先投入空预器的蒸汽吹灰，防止蒸汽中带水吹损受热面。2.94、12.2.4 检查炉膛和受热面吹灰蒸汽压力在2.5MPa，吹灰蒸汽压力自动跟踪良好，吹灰蒸汽压力平稳，吹灰蒸汽管道安全阀不起座。2.12.2.5 检查吹灰系统按程控设定顺序自动投停，吹灰系统管道、阀门、吹灰器内管轴封处不漏汽。2.12.2.6 检查吹灰器运行中行走平稳无卡涩。2.12.3 蒸汽吹灰器的停止2.12.3.1 蒸汽吹灰程序结束，解除蒸汽吹灰压力自动，关闭蒸汽吹灰电动门、调节门，开启蒸汽吹灰管道的疏水门。2.12.3.2 蒸汽吹灰停止后蒸汽吹灰电动门关闭不严密时，关闭上述电动门前的手动门。2.12.3.3 就地检查所有吹灰器已经完全退出到位2.12.4 吹灰操作的注意事项2.12.495、.1 只有当锅炉负荷大于70MCR且燃烧稳定时，方可投入自动吹扫程序。在60负荷以下吹灰时，应监控炉膛压力和二次风量变化情况，锅炉在低于45额定负荷以下运行时严禁投入炉膛吹灰器。2.12.4.2 吹灰器投运前，必须充分疏水、暖管。2.12.4.3 正常运行时吹灰器可按程序投入，低负荷时最好选择单吹方式。2.12.4.4 同侧吹灰器一次只准运行一只，注意吹灰器驱动电机电流值应处于合格范围内。2.12.4.5 吹灰系统及吹灰器有严重故障时严禁吹灰。2.12.4.6 吹灰时，应特别注意主汽温度、主汽压力和炉膛压力的变化，保证燃烧的稳定。2.12.4.7 吹灰后注意观察炉膛出口烟气温度、减温水流量及排96、烟温度的变化。2.12.4.8 发现空预器、省煤器阻力异常增大或炉膛压力规律性周期摆动，怀疑空预器局部堵塞，应立即投入空预器冷端连续吹灰。2.12.4.9 吹灰蒸汽母管压力设定（450MW以上2.8MPa；450-400MW以内2.6MPa；低于400MW 2.5MPa），省煤器和脱硝系统蒸汽吹灰时，母管压力维持1.6 Mpa。2.12.4.10 不能正常投入的吹灰枪或吹灰时间明显缩短时，应联系巡检进行检查确认。2.12.4.11 维修人员检修锅炉或吹灰系统有关部件时，任何人不得启动吹灰器。2.13 压缩空气系统2.13.1 系统概述压缩空气系统分为仪用压缩空气系统、厂用压缩空气系统、除灰用压97、缩空气系统。设置10台空压机，9台空气干燥机，2个75m3仪用储气罐，1台30m3检修用储气罐，2台40m3除灰用储气罐。2.13.2 启动前的检查2.13.2.1 压缩空气系统启动前应确认所有影响系统启动的检修工作均已完工，工作票已收回注销，不影响系统运行的设备检修应作好安全措施。2.13.2.2 检查系统管道连接完整，阀门齐全，厂用压缩空气系统各临时用气点阀门应严密关闭。2.13.2.3 厂用及仪用空气系统各疏水门、排气门应关闭，各疏水器完好，疏水器出、入口门开启，旁路门关闭。2.13.2.4 空压机防护罩完整，风道畅通，防护罩内无妨碍运行的杂物，空压机周围通道畅通，卫生良好。2.13.298、.5 空压机油位正常，油质良好。2.13.2.6 确认冷却水系统已投入运行，开启空压机及组合式干燥器冷却水进、出口门。2.13.2.7 组合式干燥器管道连接完整，各阀门齐全。2.13.2.8 贮气罐进、出口门开启，开启系统母管及各支管隔离门将压缩空气送至各用气点。2.13.2.9 检查空压机仪表、控制开关及指示灯齐全良好，将空压机动力电源和控制电源投入后确认各指示灯状态显示正确。2.13.3 贮气罐投入2.13.3.1 投入前对贮气罐进行一次疏水，疏尽后关闭。2.13.3.2 开启贮气罐进口门。2.13.3.3 待压力稳定后，开启出口门。2.13.4 干燥器的启动2.13.4.1 确认干燥器控99、制电源投入。2.13.4.2 在控制面板上按下（启动/停止）按钮，启动干燥器运行。2.13.4.3 开启干燥器进出口门。2.13.4.4 确认组合式干燥器自动疏水正常。2.13.5 空压机的启动2.13.5.1 确认压缩空气系统控制电源投入，空气系统完好。2.13.5.2 开启空压机出口门。2.13.5.3 在DCS上启动空压机运行。2.13.5.4 待储气罐压力正常后，对各处进行全面疏水一次。2.13.5.5 投入备用空压机联锁。2.13.6 空压机的停运2.13.6.1 停止空压机前，对相应的系统进行全面疏水一次。2.13.6.2 停止空压机。2.13.6.3 关闭空压机出口门，开启疏水门100、。2.13.6.4 拉开空压机电源开关。2.13.7 干燥过滤器的退出2.13.7.1 对干燥过干燥滤器进行疏水。2.13.7.2 关闭干燥过滤器进口门。2.13.7.3 关闭干燥过滤器出口门。2.13.7.4 在控制面板上按下（启动/停止）按钮，停止干燥器运行。2.13.7.5 开启各疏水门。2.13.8 贮气罐的退出2.13.8.1 退出前对贮气罐进行一次疏水。2.13.8.2 关闭贮气罐进口门、出口门。2.13.8.3 开启疏水门。2.13.9 空压机的正常维护2.13.9.1 空压机运行时，维持空压机各参数在正常范围内。2.13.9.2 空压机运行时响声正常，无撞击杂音。2.13.9.101、3 正常时两台空压机运行，并至少有一台空压机备用。2.13.9.4 当空气压力下降到规定值时，备用空压机应联动，然后检查原因，进行处理。2.13.9.5 运行中应每2h检查空压机自动疏水装置；检查压缩空气系统无漏水、漏油和漏气现象，空压机油位正常，油质合格，冷却水畅通。如自动疏水失效，应进行手动疏水。2.13.9.6 压缩空气系统切换时，应先投入备用设备运行，待正常后再停运待停设备，切换过程中，应注意保持系统压力正常。2.13.9.7 当空压机运行中出现异常时，应及时查找原因，汇报处理；当危及设备安全时应立即停运，通知点检处理，并启动备用空压机运行。2.13.10 干燥机的正常维护2.13.1102、0.1 检查压缩空气压力，正常值0.8MPa，最大为0.85MPa。2.13.10.2 检查空压机油箱油位正常。2.13.10.3 检查空压机润滑油供油压力正常。2.13.10.4 检查空压机振动正常。2.13.10.5 检查空压机各部分无泄漏。2.13.10.6 检查空压机入口滤网出入口差压正常。清除滤网入口杂物。2.13.10.7 检查各疏水器工作正常，确认空压机出、入口、旁路及其它管道的凝结液排放正常。2.13.10.8 检查电机轴承温度90。检查电机定子线圈温度120。2.13.10.9 检查冷却水温度正常，压力正常。2.13.10.10 各运行储气罐及出口母管压力在0.60.8MPa103、之间，无管道漏气现象。2.13.10.11 各运行储气罐及进出口母管应定期疏水。2.13.10.12 空压机排气温度115，油过滤器差压0.1MPa，空气进口滤网差压0.05 MPa。2.13.10.13 机器运转无异常，管道无漏气现象。2.13.10.14 控制面板上无报警灯亮。显示窗内无故障、报警显示，如有则应消除确认。2.13.10.15 检查水分离装置疏水阀工作正常。2.13.10.16 冷冻干燥机冷却水供水正常。压缩机运转声音正常。进口油分离器及出口过滤器工作正常。自动排水系统正常。2.13.10.17 冷冻干燥机进出口压力正常，冷媒压力应在1.41.6MPa之间。2.13.10.1104、8 经过长期运转，当干燥系统运行参数不变，设备工作正常，而干燥空气达不到露点要求40，即干燥剂已失效，需报缺调换更新。2.13.10.19 干燥器在解吸再生工序时，吸附筒的压力应0.05MPa时，否则联系检修处理。冷冻干燥机跳闸，备用冷冻干燥机自启并打开相应进、出口阀后，手动关闭跳闸冷冻干燥机进口电动阀，以防止干燥剂失效。2.14 启动炉系统2.14.1 锅炉的启动2.14.1.1 启动前的检查(1) 锅炉本体平台、扶梯、栏杆应完好畅通；照明设备应完好；消防设备应齐全并处于正常状态；工作场地和设备周围通道应清洁、畅通。(2) 检查锅炉受热面及炉墙情况正常，砖衬各膨胀正常，烟风道内无异物和保证有105、良好的密封，所有阀门、风门操作灵活，各处人孔、门孔应关严。(3) 检查机械运转部分无异音，所有紧固件连接处不得松动，运转正常，无强烈震动，润滑良好。(4) 检查补水箱补给水压力正常。(5) 检查给水系统的进出水阀门在开的位置；电动调节阀正常；水泵再循环管阀门的位置、给水压力表指示正常。(6) 检查各辅机冷却水正常通畅，阀门在开的位置。(7) 检查各辅机油质良好，油位正常。(8) 各辅机点动试转，检查转动方向正确、有无异常现象。(9) 检查火焰监视系统正常。(10) 检查各位置压力表指示符合要求，阀门须在开的位置。(11) 检查水位计显示面清洁，阀门应通畅灵活，汽水连通管路阀门应处于全开位置。(106、12) 检查安全阀、泄放阀无异常，疏水管通畅。(13) 检查各热工温度、压力、控制接线正常。(14) 检查各排污、疏水、紧急放水、加药管道阀门正常须在关的位置，管道是否通畅。(15) 检查放空气管道是否通畅，阀门须在开的位置。(16) 检查并汽网络系统正常。(17) 检查各检查门防爆门关闭严密。(18) 检查各风阀及电动调节门开、关灵活无卡涩。2.14.1.2 锅炉启动前的准备工作(1) 绝缘:辅助设备电机测量绝缘合格。(2) 接地:检查电机接地线完整。(3) 合上动力电源及控制电源。(4) 将动力柜转换开关转向“手动”档，单机试运转。确保单机无故障后，将转换开关转向“自动”档；如单机存在故障107、或无法正常运行，将转换开关转向“停止”档，并及时排除故障。(5) 检测各传感器信号正常。(6) 打开上汽包、过热器及相关管道上的排气阀。便于锅炉启动后排除空气。(7) 检查启动锅炉仪用空气压力正常。2.14.1.3 锅炉冷态运行方式启动锅炉初次运行，系统预设定为冷态模式。将启动锅炉上水至略高于低水位，约0mm。(1) 经全面检查锅炉无异常后，方可进行点火。(2) 动力设备：启动送风机，稳定运行约15 秒(具体由燃烧器程控器控制)。(3) 给水系统：如果运行过程中需要补水，建议手动启动给水泵和调节给水手阀，控制给水压力为1.8MPa；水位控制在-5cm 左右。(4) 燃烧系统：(a) 燃烧器程控108、器控制电源投入，启动燃烧器，检测燃烧器器件，预先吹扫同时检测阀组的严密性。(b) 燃烧器风门回至点火位置，点火油路电磁阀打开，高压电离点火，停留约1 秒，燃油电磁阀打开，引入燃油最低负荷燃烧。(c) 手动设置燃烧最大负荷，如果最大燃烧负荷为0，则不开大风门；同理，风门最大开大至设定的最大负荷。(d) 根据蒸汽压力传感器测量值和设定值（1.3MPa），PID 运算调节燃烧器回油调节阀门的开度，自动改变进油量，调节燃烧负荷的大小。测量值越接近设定值，燃烧负荷越小；反之燃烧负荷越大。对于突变情况，由于PLC 反映滞后，操作人员可以根据用户实际使用蒸汽的情况，人工进行负荷的调节。(5) 烟风系统：(a109、) 燃烧器风门吹扫时，风门开度控制在33%35%，配合吹扫，使炉膛内残余烟气吹扫干净。(b) 延时90 秒后，风门开度回位在19%20%，准备点火。(c) 点火成功后，判断风门是否有增大趋势，若有则以每两秒开大1%方式，与燃烧器风门同步开大，保证炉膛压力维持在一定范围内。(6) 蒸汽减温系统待锅炉上压到0.1MPa 后，冲洗各仪表管路。关闭各排气阀，逐渐打开过热蒸汽紧急排空门，使过热器得到充分冷却，确保过热器的安全。蒸汽温度的调节采用喷水减温的方式。根据所检测的过热蒸汽温度发展趋势，自动投入减温水，经喷嘴喷入减温集箱。通过减温水调节阀门的调节，确保蒸汽温度在允许范围内。也可采用手动方式调节减温110、水调节阀。2.14.1.4 锅炉热态运行方式系统预设定为冷态模式，如果锅炉处于热态，可选择热态直接启动。热态时由于锅炉各部件得到预热，可以缩短前期运行时间。(1) 经全面检查锅炉无异常后，方可进行点火。(2) 动力设备：启动送风机，稳定运行约15 秒(具体由燃烧器程控器控制)。(3) 给水系统：a) 在补水水位启动给水泵，且给水泵常开。b) 在高水位停止给水泵。c) 给水调节阀控制：根据水位压差变送器测量值和设定值（5mm），PID 运算调节给水阀开度的变化量。水位测量值略小于设定值（5mm），给水调节阀每秒开大开度的变化量；水位测量值略大于设定值（5mm），给水调节阀每秒关小开度的变化量。(111、4) 燃烧系统：（与冷态相同）(5) 烟风系统：（与冷态相同）(6) 蒸汽减温系统a) 蒸汽压力测量以高温型压力传感器为核心，调节燃烧负荷火力。b) 调节减温水调节阀，控制蒸汽温度在（350）左右。c) 主蒸汽电动门开启和关闭根据系统要求手动操作。d) 当过热器蒸汽压力大于设定值，紧急排空电动门自动开启；当过热器蒸汽压力小于规定的设定值，紧急排空电动门自动关闭。e) 若没有打开主蒸汽电动门，则须开启紧急排空电动门，以确保过热器的安全。2.14.1.5 停止燃烧、待机及重启a) 当蒸汽压力大于最高设定压力时，断开燃烧器启停信号，停止燃烧。b) 当蒸汽压力低于设定压力值时，闭合燃烧器启停信号，重新112、启动燃烧。c) 也可以根据蒸汽使用的实际情况，操作人员手动进行操作，或重新设定运行参数。2.14.2 锅炉的停止2.14.2.1 停止燃烧，断开燃烧器程序控制器启停信号继电器。2.14.2.2 停止给水系统，即停止给水泵和关闭给水调节阀，给水自动停止。2.14.3 联锁保护及故障处理2.14.3.1 动力设备：给水泵过载：给水泵保护不启动，联锁燃烧系统停止；自动给水系统不运行；蒸汽无法产生。声光报警输出，需复位给水泵热继电器。2.14.3.2 给水系统：(a) 运行中发生危险水位，系统将停机；声光报警输出，需及时查看给水系统。(b) 发生超高水位，系统将继续运行，但声光报警输出，提示人员及时排113、水。2.14.3.3 燃烧系统：如果燃烧器件损坏、光敏管污染、喷油管路堵塞和点火不成功，燃烧程控器红灯亮，将无法燃烧。待排除故障后，再人工复位燃烧程控器。2.14.3.4 蒸汽系统：蒸汽压力控制器超压保护，系统将停机，声光报警输出。需紧急处理。2.14.4 锅炉的事故处理2.14.4.1 紧急停炉操作(1) 锅炉运行中，遇有下列情况之一时，应立即停炉：(a) 锅炉水位低于水位计最低可见水位，不断加大给水及采取其他措施，但水位仍继续下降；(b) 锅炉水位超过最高可见水位（满水），经放水仍不能见到水位；(c) 给水泵全部失效或给水系统故障，不能向锅炉进水；(d) 水位计或安全阀全部失效；(e) 设114、置在蒸汽空间的压力表全部失效；(f) 锅炉受压元件损坏且危及运行人员安全；(g) 燃烧设备损坏，炉前倒塌或锅炉构架被烧红等严重威胁锅炉安全运行；(h) 其他异常情况危及锅炉运行。(2) 处理(a) 紧急停炉时，首先应关闭轻油、重油进油手动门。(b) 锅炉熄火后，应关闭主汽阀使主蒸汽管与蒸汽母管隔离。必要时可开启空气阀、安全阀和过热器疏水阀，迅速排放蒸汽，降低压力。(c) 开启省煤器再循环管。 (d) 紧急停炉时，如无缺水和满水现象，可以采用给水、排污的方式来加速冷却和降低锅炉压力。当出水温度降到70时，方可把锅水放净。2.14.4.2 锅炉超压(1) 锅炉超压事故现象：(a) 汽压急剧上升，超115、过许可工作压力，安全阀动作；(b) 超压报警装置动作，发出警告信号。(2) 锅炉超压事故处理：(a) 减弱燃烧；(b) 如果安全阀失灵而不能自动排汽时，可人工启动安全阀排气，或打开锅炉上的空排阀，使锅炉逐渐降压；(c) 进行上水和排污，降低锅内温度；(d) 检查锅炉超压原因和本体有无损坏后，再决定是否停炉或恢复运行。2.14.4.3 锅炉缺水(1) 锅炉缺水事故现象：(a) 水位计指示低于最低安全水位；(b) 水位报警器鸣叫，低水位信号灯亮；(c) 给水流量不正常地小于蒸汽流量。(2) 锅炉缺水事故处理:当锅炉汽压及给水压力正常，而锅筒水位低于最低安全水位时，应采取下列措施：(a) 验证低位水116、位计的指示正确性（如对其有怀疑时，应与锅筒水位计对照，必要应冲洗水位计）；(b) 若因给水自动调整器失灵而影响水位时，应手动开大调整阀，增加给水；(c) 检查所有的排污阀及放水阀是否关闭，必要时，可适当降低锅炉蒸发量；(d) 如锅筒水位继续下降，且在锅筒水位计中消失时，应立即紧急停炉。(e) 如给水压力不正常，锅筒水位降低时，应降低锅炉蒸发量，维持水位，同时进行处理。2.14.4.4 锅炉满水(1) 锅炉满水事故现象：(a) 水位计指示高于最高安全水位。(b) 水位报警器鸣叫，高水位信号灯亮。(c) 过热蒸汽温度下降。(d) 给水流量不正常地大于蒸汽流量。(e) 严重满水时，蒸汽管道内发生水击117、，法兰处冒气。(2) 锅炉满水处理：当锅炉汽压及水压正常，而锅筒水位超过正常水位上限时，应采取下列措施：(a) 验证低位水位计的指示正确性（如对其有怀疑时，应与锅筒水位计对照，必要时冲洗水位计）；(b) 若因给水自动调整器失灵的影响而水位升高时，应手动关小调整阀，减少给水；如用调整阀不能控制给水时，则应关小给水阀或其他能控制给水的阀门；(c) 如水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀。(d) 如经上述处理后，锅筒水位仍上升，应采取下列措施：(e) 继续关小或关闭能控制给水的阀门（停止向省煤器上水时，应开启省煤器与下锅筒的再循环阀）；(f) 加强锅炉放水；(g) 根据汽温下降情况，必要时开启过热118、器和蒸汽管道疏水阀。(3) 如锅筒水位已超过锅筒水位计的上部可见水位时，应采取下列措施：(a) 立即停炉，关闭主汽阀；(b) 停止向锅炉上水，开启省煤器再循环阀；(c) 加强锅炉放水，注意水位在锅筒水位计中出现。(d) 在停炉过程中，如水位已重新在锅筒水位计出现，蒸汽温度又未明显降低时，可维持锅炉继续运行，尽快使水位恢复正常。(e) 因给水压力异常升高而引起锅筒水位升高时，应尽快调整给水压力，尽快使水压恢复正常。2.14.4.5 水冷壁爆破(1) 水冷壁爆破现象：(a) 听到汽水喷射的响声或有明显的爆破声；(b) 给水流量不正常地大于蒸汽流量；(c) 炉内火焰发暗，燃烧不稳定，甚至灭火；(2)119、 水冷壁爆破处理：(a) 水冷壁轻微破裂，如水位尚能维持，故障不会迅速扩大时，可短时间减负荷运行。(b) 水冷壁爆破，不能维持水位和汽压时，应紧急停炉，特别是当水位计中已看不到水位，炉膛温度又很高时，不要盲目上水，以免导致更大事故发生。2.14.4.6 过热器爆破(1) 过热器管爆破现象：(a) 过热器附近有蒸汽喷出的响声；(b) 流量不正常的下降，过热蒸汽压力下降，过热蒸汽温度发生变化；(c) 从炉门、看火孔向外喷汽和冒烟；(d) 排烟温度显著下降，烟气颜色变白；(2) 过热器管爆破处理：(a) 过热器管轻微破裂，不致引起事故扩大时，可维持短时间运行； (b) 过热器管爆破较严重时，应紧急停120、炉。2.14.4.7 省煤器爆管(1) 省煤器管爆破现象：(a) 锅炉水位下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量；(b) 省煤器附近有泄漏响声，炉墙的缝隙及下部烟道向外冒汽漏水；(c) 排烟温度下降；(2) 省煤器管爆破处理：(a) 省煤器管轻微破裂，不致引起事故扩大时，可维持短时间运行；(b) 省煤器管爆破较严重时，应紧急停炉。2.14.4.8 锅炉爆燃(1) 锅炉爆燃现象：(a) 炉膛压力将剧烈升高，炉膛压力高报警；(b) 炉膛防爆门可能动作；(c) 大量烟气从人孔门等冒出；(d) 烟囱冒黑烟；(2) 锅炉爆燃处理：(a) 就地检查确认燃油进电磁阀关闭，如未关立即进油手动门；(b) 检查确认火121、检无火，就地观火孔检查确认启动锅炉燃烧确已停止；(c) 就地检查锅炉防爆门是否动作，对防爆门进行详细检查；如防爆门有动作，应确认其回位正常；(d) 检查燃烧器区域有无漏油，如有应进行现场清理，保证区域内无漏油存在；(e) 检查炉膛本体有无受损，及时清理炉膛本体附近的的烟灰；若炉膛本体受损严重，联系检修进行本体的修复，未处理好前禁止再次启动；(f) 经全面检查一切正常后才能启动送、引风机进行通风五分钟，确认无异常后重新点火。2.15 烟气脱硝的运行2.15.1 工艺描述脱硝工艺采用SCR法，反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。本锅炉的脱硝装置选择性催化还原反应法，还原剂为氨，氨气通过氨站提供，然122、后通过稀释风机在氨气和空气混合器中稀释到5%浓度的气体。两台锅炉的反应器共用一个氨站区提供氨气。自氨站区的氨气与稀释风机来的空气通过氨/空气混合器充分混合，稀释成5%氨浓度混合气体进入氨注入格栅及氨/烟气混合器与烟气充分混合，通过氨喷射调节阀调节氨的流量，进入SCR反应器。在SCR反应器内通过安装在其中的催化剂的催化作用，使氨与氮氧化在约300400发生反应生成氮气和水。SCR反应器操作温度在320420，温度测量点位于SCR反应器进口烟道，出现在此温度范围以外的情况时，将自动连锁关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。在SCR进口设置NOX，O2监视分析仪；在SCR出口设置NOX，O2，NH3123、监视分析仪。稀释风机流量仅仅显示传送但不控制，氨的注入量控制是由SCR进出口NOX,O2监视分析仪测量值以及SCR出口设置NH3监视分析仪测量值、稀释风机流量、烟气流量（由进风流量与烟气对应曲线求得）来控制的。当NH3流量与稀释风机流量比（摩尔比）大于10%12%时，自动连锁关闭氨进入氨/空气混合器快速切断阀。每个锅炉设置三台稀释空气风机，两用一备。风机按烟气最大量时稀释氨气所需风量考虑，设计裕度为10%，为离心风机。 SCR内设置吹灰器，吹扫介质为过热蒸汽。2.15.2 SCR系统启动和停止2.15.2.1 启动前的检查和准备(1) SCR系统启动前应检查各项检修工作结束，设备正常具备投运条124、件，系统管路完好，无跑冒滴漏现象。(2) 各转动设备送电、液氨储罐液位正常。仪用压缩空气、液氨蒸发器汽源投入。(3) 长时间停运的气化器，在每次启动前必须用N2对氨管路进行吹扫，吹扫压力为4kg/cm2。排放、加压重复二至三次即可。(4) 确认炉前氨气分配蝶阀在固定开度。2.15.2.2 SCR系统启动(1) 锅炉引风机启动后或者启动前，启动一台脱硝风机运行，并投入联锁，确认A、B侧稀释风流量大于1600m3/h。(2) 锅炉点火，机组并网升负荷，待脱硝反应器入口烟温大于312时，可以投入脱硝系统运行。(3) 检查SCR区设备状态，打开A、B侧氨气快关阀前后手动门。(4) 通知值班员至氨区检查125、蒸发器系统，并投入蒸发器系统。(5) 确认系统内所有氨管道及设备都已进行了氨气置换（系统首次投运或较长时间投运，再次投运时，需要进行氮气置换）。(6) 检查蒸汽管内有蒸汽供应，蒸汽压力0.5MPa左右，蒸汽温度160以上；确认工业水管内有水供应，水压正常；检查液氨罐内的液氨储量，并确定使用哪一个储罐。(7) 开启液氨蒸发器A、B、C进水口阀门。向液氨蒸发器筒体内充水，直到液氨蒸发器筒体内液位到溢流口，然后关闭。(8) 开启液氨蒸发器A蒸汽管道上的气动切换阀，然后缓慢开启液氨蒸发器A蒸汽管路上的气动调节阀，使蒸汽进入蒸发器筒体加热里面的水，直到水温达到50，然后关闭阀门；同时，投入备用液氨蒸发器126、B蒸汽加热系统，筒体里面的水，直到水温达到50。(9) 把蒸发器A水温控制系统投入自动，并将蒸发器A蒸汽管路上的气动切断阀投入联锁，使之处于热备用状态。(10) 选择液氨储罐A，开启液氨储罐A液氨出口气动切断阀，并投入联锁。(11) 开启液氨蒸发器A进口液氨管路上的气动切换阀；然后，缓慢开启液氨蒸发器A进口液氨管路上的气动调节阀，使液氨进入蒸发器盘管内蒸发成氨气，直到氨气压力达到0.18MPa，然后关闭蒸发器A进口液氨管路上的气动切断阀。(12) 把液氨蒸发器A液氨进口气动切断阀投入联锁，并将液氨蒸发器压力控制系统投入自动，并将压力设定0.18MPa。(13) 把氨气缓冲罐A氨气出口气动切断阀127、投入联锁。(14) 确认锅炉可以投入脱硝系统后，打开相应的氨气缓冲罐出口气动阀，打开锅炉上A、B侧反应器氨气快关阀。并缓慢开启A、B侧反应器氨气流量调节阀，开始向脱硝反应器中喷氨。(15) 手动调整喷氨量，待脱硝系统、氨气逃逸率满足要求后，将A、B侧反应器氨气流量调节阀投入自动控制，并将设定合适的脱硝效率。(16) 至此，脱硝系统已投入运行。2.15.2.3 SCR系统停止(1) 脱硝系统准备停运时，解除A、B侧反应器氨气流量调节阀自动，关闭反应器氨气流量快关阀。(2) 关闭相应氨气缓冲罐出口气动切断阀。(3) 停运相应液氨蒸发器系统（以液氨蒸发器A为例） 如SCR区脱硝系统停止，不再需要氨气128、供应，蒸发系统会根据下游压力自动停止液氨的蒸发（既蒸发器出口大于0.25MPa，自动关闭蒸发器液氨进口切断阀），蒸发系统处于待机状态，随时准备进入下次SCR区脱硝系统的启动。如需长时间停止液氨蒸发系统，操作如下：（A）把液氨储罐a液氨出口气动切断阀退出联锁，并在关闭状态。（B）把液氨蒸发器A液氨进口气动切断阀退出联锁，在关闭状态。（C）开启氨气吸收槽进水气动切断阀。（D）开启液氨蒸发器A排气阀，排出蒸发器盘管内残渣后关闭。（E）开启氨气缓冲罐A排污阀，把氨气缓冲罐内氨气排放至微正压后关闭。（F）关闭氨气吸收槽进水气动切断阀。（G）把氨气缓冲罐A氨气出气动阀退出联锁，使之关闭；退出蒸发器A水温控129、制系统自动。（H）使蒸发系统控制处于停止状态。（I）开启液氨蒸发器A、B排污阀，排尽液氨蒸发器A筒体内的水。(4) 通知有关运行人员就地检查氨区设备，使之处于备用状态，若长时间停机，需要对蒸发器、缓冲管等进行N2置换，置换后压力为0.3-0.5MPa。(5) 引风机停运2小时后，停止脱硝稀释风机，然后退出稀释风机联锁。2.15.3 SCR系统运行调整2.15.3.1 液氨储罐液位正常，罐内压力、温度正常。2.15.3.2 氨区应无漏氨，主控无氨泄漏报警，就地无刺鼻的氨味。2.15.3.3 氨蒸发器液位正常。2.15.3.4 工业水自动喷淋装置投“自动”，当储罐内部温度达40时应自动开启喷水降温130、降压，以防压力升高至2MPa安全门动作。2.15.3.5 废水池液位正常，废水泵投自动，否则手动启泵排水。2.15.3.6 氨气分配蝶阀均应在指定开度，不得变动。2.15.3.7 稀释空气隔离阀必须在“开”状态，以避免氨气分配管堵灰。2.15.3.8 检查SCR反应器出入口差压应正常（1MPa)(6) 重油供油母管调节阀全开3.4.2.4 重油泄漏试验过程：(1) 开供油母管进油跳闸阀，关回油跳闸阀，管路充油60 秒。若在 60 秒内， 油母管压力没有达到设定值(1.9MPa)，则充油失败，试验中断。(2) 油压满足后， 关进油跳闸阀，开始2 分钟的油压监视过程。若在这期间，油母管压力低于1131、.85MPa，说明管路有泄漏，试验中断。(3) 如果不低，2分钟后开回油跳闸阀，油母管压力低于1.85MPa后关回油跳闸阀，开始2分钟的油压监视过程。若在这期间，油母管压力大于设定值(1.9MPa)，说明供油母管快关阀有泄漏，试验中断。否则，2分钟后整个试验成功。3.4.2.5 如试验失败，应通知热控、点检人员处理，待处理后重新进行试验。3.4.3 炉膛吹扫3.4.3.1 启动炉膛吹扫程序必须满足以下条件：(1) 吹扫条件1(a) 无MFT条件存在(b) 全炉无火焰(c) 任意送风机运行(d) 任意引风机运行(e) 炉膛压力合适（1016Pa762Pa）(f) 汽包水位大于-50mm且小于50132、mm(g) 任一空预器均运行(h) 锅炉风量30%且40%(i) 一次风机全停(j) 进油快关阀已关(k) 回油快关阀关(l) 所有油枪前油阀关(m) 所有磨煤机停(n) 所有给煤机停(o) 磨分离器出口启动闸板门全关(p) 所有磨入口热/冷一次风气动插板门关(q) 重油检漏完成或旁路(2) 吹扫条件2(a) 吹扫条件1满足(b) 二次风挡板在吹扫位3.4.3.2 吹扫过程： 当吹扫条件1都满足后，可按下“启动吹扫按钮”，发置吹扫位指令，吹扫条件2满足后开始5分钟的吹扫计时。在这期间内若任一吹扫条件1，2不满足，则认为吹扫中断，计时清零。否则，5 分钟之后，吹扫完成，复位MFT。3.4.4 汽133、机专业投入主机轴封蒸汽系统，凝汽器抽真空。当真空达27KPa以上时，锅炉可以点火。3.4.5 锅炉点火3.4.5.1 锅炉点火前必须联系热控人员，确认机组主保护的投入情况。联系化学确认炉水达到点火标准。3.4.5.2 开启进、回油母管油跳闸阀，投入炉前燃油系统，检查油母管压力压力正常。3.4.5.3 关闭再热器侧烟气挡板，全开过热器侧烟气挡板。3.4.5.4 投入炉膛烟温探针、火焰电视，将ERV阀投入自动，确认省煤器再循环门开启。3.4.5.5 确认油枪均处于备用状态，若某油枪不能投入时，则该油枪的手动截止门应处于关闭状态。3.4.5.6 检查锅炉“油点火条件”满足，以下条件全部满足时发出“点134、火许可”。(1) 炉膛点火允许条件(a) 无MFT(b) 吹扫完成(c) 任意火检冷却风机运行(d) 火检冷却风机出口压力不低于3.8kPa(e) 锅炉总风量30且0.5MPa)，雾化蒸汽母管压力不低(0.5MPa)，炉前供油母管温度不低，雾化蒸汽母管温度正常(208)3.4.5.7 油枪投运前，检查风道和烟道上的所有挡板的开度应在正确位置上。3.4.5.8 投入第一台待启磨对应油枪，任一油枪点火后，其对应C挡自动开至90，就地观察着火情况，检查油系统有无漏油现象，油火检是否指示正常。3.4.5.9 保持5-8t/h油流量，观察炉膛火焰监视电视和火检指示是否正常。3.4.5.10 开启第一台待135、启磨热风门、温风门、容量风门及一次风管风粉电动门、气动门。3.4.5.11 点火前投入空预器连续吹灰，待油枪全部退出运行，方可停止空预器连续吹灰。3.4.5.12 点火后立即开启点火排汽阀。3.4.5.13 通知电除尘值班员投入电除尘振打装置。3.4.5.14 通知化学投入加药、取样系统，进行炉水品质监测。3.4.5.15 确认过热器系统疏水门、再热器系统疏水门、过、再热系统排空气门已开启。3.4.6 锅炉升温升压点火后按照启动曲线进行升温升压。3.4.6.1 定期进行油枪及一次风管切换，使锅炉均匀受热。利用分布于炉膛后水冷壁上集箱引出管上的热电偶，测量饱和水温变化，以控制合适的启动速度。3.136、4.6.2 当省煤器出口水温达65时，通过定排及定排疏水系统对锅炉加强放水。3.4.6.3 锅炉起压后，逐渐开大、级旁路，关闭点火排汽阀。3.4.6.4 锅炉起压后，通知汽机专业投入高、低压旁路系统。3.4.6.5 点火后升压过程要求：(1) 整个升温升压过程必须平稳，以饱和蒸汽温升1.5/min为原则，以启动曲线为准则，且符合汽机要求。(2) 整个过程必须严密监视汽包上、下壁温差56。否则必须：(a) 降低升压速度或停止升压。(b) 适当提高汽包水位，投入或增加下联箱放水，开启汽包事故放水。(c) 开大点火排汽（或ERV阀）或适当开大、级旁路。(3) 整个过程必须认真监视和控制管壁温度，保证137、不超温。(4) 整个过程必须加强各段烟温监视，全屏式过热器出口左、右烟温差50，过热器管道中未产生足够的冷却蒸汽前，炉膛出口烟温不超过540。(5) 整个过程严密监视各受压部件应均匀膨胀，有专人记录膨胀指示值，膨胀值抄录点为：锅炉进水操作前、汽包压力分别为0.196Mpa、0.49Mpa、3.92Mpa、11.77Mpa、17.0MPa。当膨胀不均匀时，应及时采取如减缓升压、切换燃烧器、加强排污等措施。3.4.6.6 当汽包压力达到0.172MPa，并有强汽流从排空气管中喷出，关闭以下排空气门(1) 汽包排空气门。(2) 全屏式过热器入口分配集箱排空气门。(3) 低温过热器出口集箱排空气门。(138、4) 高温过热器出口集箱排空气门。(5) 顶棚过热器出口集箱至后竖井侧包墙上集箱连接管上排空气门。3.4.6.7 关闭以下疏水门阀(1) 后竖井后包墙下集箱疏水阀。(2) 后竖井前包墙下集箱疏水阀。(3) 后竖井左、右侧包墙下集箱疏水阀。(4) 低温过热器入口集箱疏水阀。(5) 全屏式过热器入口集箱疏水阀。(6) 减温水分配集箱疏水阀。3.4.6.8 汽压升到0.20.3Mpa时，冲洗并对照水位计，通知维护人员冲洗仪表管路、化学采样管。3.4.6.9 根据水位情况，调节给水旁路开度进行水位调整。注意在进水前，应关闭省煤器再循环门，如需停止进水，则在停止进水后应再次开启此门。3.4.6.10 当139、压力升到0.78Mpa时，关闭高温过热器出口集箱疏水阀，再热器疏水门，投入连排。3.4.6.11 当压力升到1.0Mpa时，对锅炉减温水系统进行反冲洗。3.4.6.12 点火至冲转阶段，通过点火排汽阀，、级旁路增加汽流量，加快提高过热汽温。在锅炉主汽压力大于3.45Mpa后，如主汽温度仍未能达到冲转要求，而、级旁路已无开启余量，则可开启ERV阀，增加主蒸汽流量，在锅炉过热器出口压力3.45MPa时，不能开启ERV阀。3.4.6.13 高温过热器有足够蒸汽流通后，退出烟温探针。3.4.6.14 在旁路投入，确认再热器中已有蒸汽流动后，视再热汽温情况，逐渐开大再热器侧烟气调节挡板；如果再热汽温仍不140、能满足汽机要求，应适当开大汽机旁路系统。3.4.6.15 冲转前，视主汽温度情况可少量投入一级减温水，但应保持减温器后蒸汽的过热度，防止大屏进口联箱水塞。3.4.6.16 冲转前，确认汽包水位保护已投入。3.4.6.17 在汽机冲转前，可以适当提前增加燃料量或关小高旁，避免汽机冲转时汽温汽压下降。3.4.6.18 当锅炉参数具备下列值时，可联系汽机冲转冲转参数已符合要求：主蒸汽压力3.56.0MPa，主蒸汽温度330340，不超过380，不得超过430；再热蒸汽压力0.40.6MPa，温度290300，蒸汽的过热度大于56，凝汽器真空87KPa88KPa左右。3.4.6.19 汽轮机冲转升速期141、间，应维持炉内燃烧工况良好，使汽压、汽温相对稳定，汽压调节可主要由汽机旁路进行。保证汽机的暖机对汽温、汽压的要求。3.4.7 并网带初负荷3.4.7.1 汽轮发电机组做完试验和检查完成以后，由值长联系调度，准备并网。3.4.7.2 机组并网操作时，应维持汽包水位较正常值稍低，并保持稳定，防止并网后机组接带负荷瞬间产生过高的虚假水位。3.4.7.3 机组并网后，立即带5负荷暖机30min；在此期间，锅炉适当增加燃料量，联系汽机逐渐关小高、低旁路，保持汽压、汽温相对稳定。3.4.7.4 汽机初负荷暖机结束，根据汽机需要和冷态启动曲线升温、升压，根据汽温情况投入过热器减温水和再热减温水。3.4.7.142、5 炉水经化验合格后，可投入连排扩容器运行。3.4.8 启动第一套制粉系统负荷升至30MW60MW时，根据负荷需要和油层运行工况，准备启动第一台制粉系统。3.4.8.1 检查一次风机启动条件满足，启动一次风机A、B，调整热一次风母管压力至7kPa，投一次风母管压力控制自动方式。3.4.8.2 检查密封风机启动条件满足，启动密封风机A或B，密切注意启动电流返回时间。缓慢调节密封风机入口调节挡板使密封风压高于一次风压4.0kPa，检查密封风压稳定后，投入密封风机调节自动，备用密封风机投“备用”。3.4.8.3 选择2台制粉系统进行暖磨操作，并进行相应油枪切换，检查并满足相应启磨条件。3.4.8.4143、 当第一台待启磨出口温度达85时，启动磨煤机，投入制粉系统，控制出力，就地查看煤粉着火情况。3.4.8.5 应根据锅炉汽压上升速度，适当增加机组电负荷，保持锅炉主汽压力与电负荷的同步增长，主汽压力上升速率稍高于电负荷上升速率。3.4.8.6 根据汽温及壁温情况合理调配一、二级减温水，视再热汽温情况，调节烟气挡板或事故喷水，各级减温水达到一定流量时可视情况投入过热器一、二级减温水自动。3.4.8.7 启动第一台磨煤机时注意以下问题：(1) 第一台磨煤机启动前必须以60%通风量吹扫5min，以减小对炉内燃烧的热冲击幅度；(2) 将给煤机置最低转速启动给煤机，给煤率为磨煤机额定出力的25%，在60%144、额定出力前，给煤机的加煤速度通常控制在10%/min，并适当降低油枪出力，以减小磨煤机启动后对锅炉热冲击的幅度；(3) 防止磨煤机启动后汽温快速升高，根据汽温情况投入过热蒸汽减温水，但应保证主蒸汽温度有56以上的过热度。(4) 第一台磨煤机启动前控制汽包水位于70mm左右，且保持稳定。(5) 第一台磨煤机启动后不要急于加负荷，应根据汽压的升高情况逐渐增加机组出力，以防止对汽包水位产生双重扰动。3.4.8.8 当炉膛出口烟温达到540，检查烟温探针是否自动退出炉膛，如没有手动退出。3.4.9 负荷升至80MW120MW时，根据锅炉运行工况，检查下列条件满足，准备启动第二台制粉系统。当机组负荷达1145、20MW时，进行给水主、旁路切换操作。联系汽机启动一台汽动给水泵，与电动给水泵并泵运行，逐渐将给水负荷转移到汽泵，电泵旋转备用。3.4.10 机组负荷120MW后将厂用电切换至高厂变供电。3.4.11 负荷升至160MW时，根据锅炉运行工况，准备启动第三台制粉系统。3.4.12 机组负荷升至210MW后，视燃烧情况逐渐退出助燃用油。此后可根据机组负荷情况，启动其它制粉系统，并做好制粉系统及燃烧系统调整。3.4.13 当机组负荷升至240MW，锅炉压力到9.8MPa，可开始对锅炉进行洗硅，根据要求开大连排阀门或事故放水门，增加排污。控制炉水含硅量如下表：表22 炉参数与炉水硅含量对照表汽包压力（146、MPa）10.012.015.017.018.0允许含硅量（mg/L）3.01.250.50.30.253.4.14 锅炉油枪全停时，联系投入电除尘器运行。3.4.14.1 负荷逐渐增加至600MW。(1) 根据负荷的需要增加制粉系统运行台数。(2) 以6MW/min的速率逐渐将负荷升至630MW。(3) 负荷360MW，确认各系统运行正常，联系热工投入所有自动控制。(4) 根据机组运行情况，逐步投入燃烧自动，投入机组CCS协调控制系统。(5) 负荷接近额定值且燃烧稳定，应对锅炉进行全面吹灰一次。(6) 逐渐带至计划负荷，检查调整，并对机组设备及联锁、保护投入情况进行全面检查，使机组各设备、系147、统处于最佳运行状态，统计机组所有缺陷。(7) 检查并关闭所有疏、放水门。3.5 锅炉启动时注意要点3.5.1 锅炉点火时投入6只油枪，每半小时轮换1次。3.5.2 汽水膨胀过后，根据升温升压曲线增投油枪。3.5.3 当热二次风温达180时，启动一台一次风机及密封风机，对第一台待启磨进行暖磨。3.5.4 机组并网后，当热一次风温150，热二次风温200，燃油总流量达24t/h，方可启动第一台制粉系统。3.5.5 机组负荷400MW以上，视燃烧情况逐步退出油枪。3.5.6 锅炉冷态启动注意事项3.5.6.1 机组启动之前，应检查锅炉膨胀指示器正常；启动期间应定期抄录膨胀指示值，监视锅炉膨胀情况，保148、持膨胀均匀，直到机组满负荷。3.5.6.2 机组启动时化学监督必须严格执行：不合格给水不入炉；不合格锅水不点火；不合格蒸汽不冲转；不合格的凝结水不回收。3.5.6.3 锅炉启动吹扫前，应核实过热器和再热器侧烟气调节挡板均已全开，吹扫后全开过热器侧烟气调节挡板，关闭再热器侧调节挡板；确认再热器中已有蒸汽流动，且再热器管壁不超温，方可开启再热器侧烟气调节挡板。在通过烟气挡板调节汽温时，应有序操作，确保两侧烟气挡板开度总和始终不少于100，以减少烟气通过尾部受热面时的阻力。3.5.6.4 点火前所有过热器、再热器的疏水阀及空气门均应开启，锅炉起压后，应视主、再热汽温情况，按规定及时关闭。 3.5.6149、.5 当锅水接近沸腾时，应特别注意汽包的水膨胀，通常采用开大连排、定排放水控制汽包水位，如上述方法还不能及时调整汽包水位，则应退出部分油枪，适当降低燃烧率。3.5.6.6 为保护省煤器的安全，在锅炉没有连续进水以前，要一直保持省煤器再循环门常开，在实际操作中具体情况可采用进水时关，停止进水时开的办法。3.5.6.7 为防止锅炉受热面超温，须注意：(1) 锅炉点火前，投入烟温探针。点火后，控制锅炉热负荷的增长速度，在过热器管屏内通过足够的蒸汽前，确保烟温探针指示值不超过530。锅炉启动初期，用控制该点烟气温度低于屏式过热器壁温报警值的方法来防止管壁超温。(2) 任何时间都不允许为提高机组负荷，无150、视管壁超温，急剧增加锅炉热负荷，赶火升压。(3) 点火前，磨煤机油站均应启动，制粉系统风门挡板试验完毕，消除可能存在的缺陷。点火后起压前，完成全部油枪试验，在制粉系统启动前保证90以上油枪完好。(4) 严格控制氧量，在投油及低负荷阶段，二次风箱风压维持在0.60.7kPa。(5) 锅炉疏水系统关闭后，尽快完成减温水系统反洗，保证减温水随时可用。(6) 负荷4050MW时，极易发生屏式过热器超温，是整个启动过程中锅炉发生管壁超温最危险的阶段。平稳缓慢的控制热负荷的增长和及时增加电负荷，正确调整旁路开度，再辅以减温水的控制是控制屏式过热器壁温的关键，其中精确小幅度增加磨煤机出力，使锅炉热负荷平稳上151、升应置于首位。故应慎重选择设备故障最少，油枪完好，大油枪所对应的控制特性较熟悉，运行记录良好的制粉系统作为第一、二台启动的磨煤机。(7) 启动制粉系统过程中，开大容量风，关小旁路风的倒风操作应小心控制，单次操作幅度限制在4内。低负荷，制粉系统启动初期容量风最大开度限制在25以下，禁止采用大幅开大容量风门操作方式。调整过程中，注意观察过热器系统管壁温度变化，对容量风控制进行及时修正。(8) 严密监视锅炉主汽压力变化，及时增加机组电负荷，保持锅炉热负荷与机组电负荷平衡，防止锅炉管壁超温或过度蓄热。(9) 机组启动过程中是否增加热负荷，应根据主汽压力上升幅度、电负荷的增加速度、锅炉管壁温度的变化趋势152、以及其它系统是否具备条件判断。(10) 锅炉汽温的控制应立足于燃烧调整保证，尽量减少减温水的操作幅度，尤其应杜绝简单使用减温水的调整方法，避免减温水流量大起大落。无论使用一级或二级减温器，都应使减温器后蒸汽的过热度至少不得低于11。(11) 当发现需大幅度改变减温水量才能控制减温器后蒸汽温度时，应及时对热负荷变化加以控制和稳定。(12) 在启动过程中锅炉热负荷的控制和减温水调整间应保持紧密联系，操作上相互配合。(13) 如汽温异常时，不应同时采用大幅加减机组电负荷、大幅改变锅炉热负荷，大幅度调整减温水三种处理方式，以防汽温失控。如条件允许应优先采用改变电负荷方式控制，结合减温水改变，低负荷阶段153、改变锅炉热负荷一定要慎重。(14) 启动过程中投入减温水的数量应根据负荷变化精确调整，减温器后蒸汽温度的目标值应随负荷变化而变化，应以主汽温度正常作为二级减温水量是否适当的标准，具此调整二级减温器后蒸汽温度；应以二级减温器进口蒸汽温度正常作为一级减温水量是否适当的标准，具此调整一级减温器后蒸汽温度。一级减温器作为粗调，二级减温器作为细调。3.5.6.8 为防止锅炉尾部再燃烧发生及保持受热面清洁，须注意：(1) 锅炉点火后，空预器应投入连续吹灰。(2) 吹灰主汽源参数满足条件后，将吹灰汽源倒至主汽源。(3) 启动过程中注意监视炉内燃烧和各段烟温，加强燃烧调整，燃烧不稳定时，特别要监视排烟温度变化154、，防止发生二次燃烧。回转式空气预热器入口烟温不允许超过413。省煤器进口温度不应超过476/487（过热器侧/再热器侧）。3.5.6.9 启动过程中，燃烧器投入及燃烧调整须注意：(1) 点火前，应现场检查油枪和煤粉燃烧器是否具备运行条件，若某一燃烧器或油枪不能投运，应关闭对应的燃烧器煤粉关断门、油枪进口手动隔离门，在查明原因，消除缺陷后方可投运。(2) 点火前，提前1小时进行炉前燃油系统走循环，并开启油枪前手动隔离门，根据、进回油流量计指示，检查油枪快速启闭阀的严密性，检查油温、油压合格。(3) 锅炉点火时，应就地检查油枪着火、雾化情况以及烟囱排烟颜色，防止着火、雾化不良造成可燃物在炉内的聚集155、，同时检查油枪是否有外漏或内漏，防止造成火情或爆燃。雾化不良油枪在开大对应C挡板无效后，应立即停用，并联系维护人员处理。(4) 如第一个投入的油枪第二次点火未成功，再点火前，锅炉必须重新吹扫。(5) 点火后一小时内，投入油枪总数不应超过6只，并应及时切换。(6) 点火后，应检查每一个燃烧器的运行情况，注意观察烟囱烟尘是否异常，确保着火稳定。(7) 点火过程中应尽量按锅炉对称中心线的位置，前后墙左右交替成对对称点燃油枪。(8) 点火后，应注意调整引、送风量，炉膛负压不宜过大，条件允许应投入炉膛负压自动。3.5.6.10 启动过程中，水位控制应注意：(1) 点火初期，炉水逐渐受热、汽化、膨胀，使水156、位上升，此时不宜用事故放水门降低水位，应通过开启定期排污门方式加强排污，以达到既控制水位，又促进水循环，提高锅水品质的目的。(2) 当汽包壁温上升接近75，应适当降低汽包水位，退出部分油枪，以防锅炉起压时炉水膨胀，造成过高的虚假水位。(3) 汽轮机冲转前必须将汽包水位保护投入，并控制比正常稍低的水位，以防虚假水位引起水位保护动作。(4) 在冲管、冲转或安全阀校验等操作前，先保持较低水位，而后根据变化的蒸汽流量加大给水，防止因“虚假水位”引起的汽包水位过高、过低。(5) 汽包水位手动控制时，应特别注意给水流量与蒸汽流量偏差，不宜过大，通过趋势曲线进行观察和判断。(6) 机组负荷超过100MW后，157、在工况稳定条件，开启主给水二次门，保持给水流量与蒸汽流量合理偏差，点动开启主给水一次门，关小旁路调整门，分阶段逐渐完成给水旁路切主路运行。3.5.6.11 锅炉在启动过程中对下列参数作重点监视、调整：(1) 汽包压力、温度、主再热汽温、汽压。(2) 总燃料量、炉膛总风量、氧量。(3) 汽包上下壁温差、内外壁温差、过热器、再热器壁温、汽包水位。(4) 炉膛负压、引风机静叶开度、送风机动叶开度、一次风机动叶开度、一次风压、二次风箱压力。(5) 排烟温度、热一、二次风温。(6) 磨煤机进口风温及出口风粉混合物温度、磨煤机一次风量。(7) 各运行辅机电流、温度、振动等。(8) 发现设备有异常情况，直接158、影响机组正常投运时，应汇报值长，停止升压，待缺陷消除后继续升压。3.6 机组温态、热态启动温态、热态、极热态启动，除严格执行冷态启动的有关规定及操作步骤外，按各自的启动曲线进行升速、带负荷。3.6.1 温态、热态及极热态启动注意事项3.6.1.1 首先应根据汽轮机第一级金属温度确认启动方式。3.6.1.2 热态和温态启动前的检查与准备参照机组冷态启动规定，但应注意以下事项(1) 对已运行的设备系统进行全面检查，确认无异常。(2) 对已投入的系统或已承压的电动门、调节门均不进行开、关试验。(3) 为配合升负荷工作，应事先做好磨煤机启动前的准备，以缩短机组启动时间。3.6.1.3 锅炉蒸汽系统所有159、的疏水阀在锅炉闷炉保温期间应保持关闭。锅炉点火前汽包空气门的状态：若汽包压力小于0.172 Mpa，则汽包空气门应开启，若汽包压力大于0.172Mpa，则汽包空气门保持在关闭状态。3.6.1.4 锅炉点火前后过热器、再热器疏水阀的状态：若汽包压力小于0.18Mpa，上述疏水阀应在锅炉点火前开启，待汽包压力大于0.18Mpa后，连同汽包空气门同时关闭；若汽包压力大于0.18Mpa，则在锅炉点火前开启约8min后关小，待汽机旁路投入后关闭。3.6.1.5 热态启动前连续盘车不少于4h，若盘车中断应重新计时，或机组处于连续不间断盘车状态。3.6.1.6 根据汽包压力及壁温选择合适的上水方式。上水温度160、与汽包壁温差应小于28。3.6.2 温态、热态及极热态启动3.6.2.1 锅炉点火后，投入空预器连续吹灰。3.6.2.2 锅炉点火后，升温、升压速度应根据所采取的启动方式在相应的温、热态启动曲线（参见附录9锅炉温态启动曲线、附录10锅炉热态启动曲线）态参数所在点，然后按该点后的曲线进行控制。在汽包上、下壁温差56，汽包内、外壁温差28、各膨胀指示器指示正常情况下，应尽快地投入全部油枪，使锅炉蒸汽参数尽快地达到汽轮机的冲转要求。3.6.2.3 冲转前转子偏心度不大于0.075mm。3.6.2.4 冲转前，关闭高温过热器出口集箱疏水阀。3.6.2.5 高中压外缸上下缸温差50，高中压内缸上下缸温差161、35。3.6.2.6 热态启动时，要进行充分地暖管疏水，疏水应放尽，防止汽轮机进水。3.6.2.7 热态启动时必须先投轴封，后抽真空，以免汽轮机转子受到骤冷。轴封供汽温度应尽量与高中压转子金属温度相匹配，温差不应超过110，最大不超过165，并保证过热度14，低压缸轴封供汽温度在121177之间。3.6.2.8 启动过程中，应严密监视并控制汽轮机振动、胀差、轴向位移、上、下缸温差及转子应力趋势正常，发现振动明显增大，立即停机。3.6.2.9 当汽轮机胀差向负向增大时，应及时采取提高主、再热汽温等措施进行处理。3.6.2.10 机组温、热态启动时，主蒸汽过热度56，蒸汽参数应根据缸温按“热态启动162、推荐值”确定，应按“温态、热态、极热态启动曲线”升速、并网、带负荷，过渡到相应工况点，以免汽缸和转子冷却。3.6.2.11 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。3.6.2.12 汽轮机冲转、暖机及定速稳定期间，应尽量保持各参数稳定，维持必要的过热度以满足汽机要求。3.6.2.13 过热器内已产生足够冷却蒸汽时，退出烟温探针，在此之前应控制探针处烟温低于540。（烟温探针报警温度540，退出温度580）。3.6.2.14 在确认再热器中已有蒸汽流动后应开启再热器侧烟气调节挡板；如果再热汽温仍不能满足汽机要求，应开大汽机旁路系统，163、保证再热汽温满足汽机要求。3.6.2.15 按化学要求，调整连续排污，控制炉水、蒸汽品质合格。3.6.2.16 通过高低压旁路系统建立蒸汽流通后，改变高旁减温减压阀后蒸汽温度，调节再热器蒸汽进口温度。3.6.2.17 并网后根据升负荷速度及时投入制粉系统，其操作步骤与冷态相同；并根据汽温和壁温逐渐开大减温水、进行燃烧调整防止超温。3.6.2.18 若由于保护动作而引起停机的极热态启动，应确认机组安全联锁保护动作的正确性，如系误动，待机组缺陷消除后，立即进行炉膛吹扫，吹扫完成后即可点火重新恢复机组运行，冲转参数根据汽轮机高压内缸金属温度确定。3.6.2.19 升速过程中，注意调节高、低旁开度，控164、制冷再压力，避免高排温度过高（并网前控制高排温度不超过350），防止并网后因蒸汽量的突然增加，将鼓风作用产生的热量带走而造成高排汽温及高排金属温度下降较多。3.7 锅炉停运及保养3.7.1 停运通则机组停运方式：正常停机，滑参数停机点3.7.1.1 停机热备用时，为尽量保证机组的蓄热，以缩短启动时间，应采用正常停机。3.7.1.2 停机检修时应采用滑参数停机，以使机组得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期。3.7.2 停炉步骤3.7.2.1 停运前的准备(1) 值长应根据停炉目的和停炉时间确定停机方式、停机参数，通知各岗位人员做好停机前的准备工作。通知化学、燃料、脱硫等外围岗位做好停165、机前的准备工作。(2) 停机前全面检查机组及附属设备，记录机组的设备缺陷。(3) 停炉前全面检查燃油系统，确认有足够的油枪以保证停炉所需，确认油温、油压正常，并对油枪进行试投，确认各油枪雾化正常，着火稳定，无漏油。发现有缺陷的油枪应尽快联系处理。(4) 停炉前对各受热面进行一次全面吹灰；记录膨胀指示器指示，校对所有水位计指示正确；以保证停机安全。(5) 检查汽包事故放水阀、ERV阀、给水旁路调整门正常。(6) 根据停炉时间计划好原煤仓煤量，提前通知燃料值班员合理控制原煤仓料位。停炉时间超过七天以上应将原煤仓内的煤烧空。大、小修停炉前应将原煤仓烧空。停磨前抽尽磨煤机筒体内煤粉。3.7.2.2 正166、常停机的要求(1) 汽温、汽压的滑降范围视停机后缸温目标值而定。(2) 主、再热蒸汽压降速度不高于0.1MPa/min。(3) 主、再热汽温降温速度1/min。(4) 汽缸温降率在11.5/min。(5) 整个降温、降压、减负荷过程必须平稳，以停机曲线为准则，保持主蒸汽和再热蒸汽56以上的过热度。(6) 全过程监视和控制汽包上、下壁温差56，汽包内、外壁温差28严密监视和控制管壁温度和烟气温度不超限。(7) 停炉过程中应保持水位稳定，防止满、缺水事故。(8) 锅炉各部件膨胀指示器的指示变化在正常范围内。(9) 停炉过程中应及时进行风量和配风调整，低负荷或燃烧不稳定时应及时投油稳燃，防止灭火。3167、.7.2.3 减负荷操作(1) 设定目标负荷480MW，以6MW/min的减负荷率进行减负荷，设定锅炉定压运行，锅炉热负荷逐渐减少。(2) 负荷在600MW480MW时，锅炉应保持5台及以上制粉系统运行。如为手动控制，减负荷操作时，应采用同时均匀减少各制粉系统出力方式。(3) 负荷降至480MW后，机组运行方式切为锅炉滑压。汽机调节汽门开度不变，锅炉降压，以3MW/min速度减负荷。(4) 当各制粉系统出力降至燃烧试验确定的最小负荷（如一次风量降至正常值60左右，空预器出口一次风压降至7KPa），可选择逐渐将一台磨煤机内煤粉抽空（先投入磨煤机对应油组），将其所带热负荷转至其它运行磨煤机。对一次168、风管进行吹扫后停运一套制粉系统。为防止汽压波动过大，在停止一组制粉系统的操作时，要停止减负荷，待其完成停运后再以原来的速度继续降负荷。(5) 负荷360MW，机组运行方式切为锅炉定压。目标压力设定12.75Mpa，目标负荷30MW，以减负荷率2MW/min进行减负荷。调速汽门逐渐关小，锅炉热负荷逐渐减少。(6) 机组负荷降至350MW时，停第三台制粉系统前，应先投入油枪，以防止“全炉膛灭火”。锅炉投油时，应及时通知油库值班员注意维持正常油压。投油后对空预器进行连续吹灰。(7) 根据汽温情况逐渐减少或退出减温水，必要时，退出减温水后进行减温器反冲洗。(8) 根据汽包水位控制情况，切给水主路至旁路169、运行。(9) 负荷150MW，除氧器倒至备用汽源。如剩余的两套制粉系统出力降至正常出力40，可再停运一套制粉系统。同时将空预器吹灰汽源倒为辅汽供给。(10) 机组负荷降至100MW以下时，视情况停止所有制粉系统运行，510min后，停止密封风机、一次风机运行。(11) 负荷30MW，准备打闸停机。3.7.2.4 锅炉停炉后工作(1) 当炉侧主蒸汽压力回升时，开启锅炉ERV阀，将主汽压力降至打闸值后关闭。(2) 锅炉熄火后，保留一组风机以30的风量对锅炉通风吹扫，510min后停止风机运行。关闭锅炉所有的风、烟挡板及看火孔门等进行闷炉。(3) 对锅炉各下联箱全面排污一次。(4) 将汽包水位进至差170、压式水位计最高可见水位。上水完毕，停运电泵，关闭各给水门，开启省煤器再循环门。(5) 停炉后通知辅控值班员关闭各取样门、连排门、加药门。(6) 锅炉熄火后，空预器保持运行直至其入口烟温125后停运。(7) 当炉内温度低于80时，解除火检风机联锁，停止火检风机运行。(8) 彻底解列炉前燃油系统，关闭各油枪供油手动门，确认燃油再循环阀开启。(9) 当汽包压力降至0.1MPa，开启炉顶各放汽门。(10) 当炉水温度93时，开启水冷壁下水包放水门、定排门、省煤器放水门、各蒸汽系统放水门，将炉水放尽。(11) 如需带压放水余热烘干，当汽包压力降至0.80.5MPa时，开启水冷壁下水包放水门、定排门、省煤171、器放水门快速热放水。当汽包压力降至0.20.15MPa时，开启蒸汽系统放水门、减温器放水门、炉顶各放汽门放水。3.7.3 锅炉熄火后的冷却锅炉停炉后压力未降至大气压力以及排烟温度未降至60以下时，仍需对锅炉严密监视。锅炉停炉的降温、降压过程应符合曲线要求，熄火后的通风和放水，应使受压部件尽可能均匀地冷却，避免快速冷却。锅炉滑参数停炉后通常采取自然降压法或快速冷炉法进行冷却。正常停炉后的热备用，则应采取措施保持系统的严密性，减少热量损失，对锅炉保温保压。3.7.3.1 自然冷却锅炉停运后，如汽压下降过快，将导致汽包上壁与下壁温差加大，以及水冷壁、省煤器及联箱等部件急剧冷却、收缩产生过大温度应力，172、局部接头、焊口处易产生裂纹，所以锅炉正常熄火停运后，应关闭所有汽水门，关闭烟道挡板、人孔门，使锅炉处于密闭状态，自然冷却降压。(1) 非故障停炉，时间超过7天以上，采用自然降压法降压。(2) 在锅炉自然冷却的过程中应维持较高的汽包水位，缺水时及时补水，但在补水时应对汽包各点温度及过热器各点温度等严密监视，控制上水流量及上水时间，防止汽包满水溢入过热器中。(3) 为防止锅炉急剧冷却，熄火后68h内应关闭各孔门，保持密闭，此后可根据汽包壁温差不大于允许值，各膨胀指示器指示情况正常等条件，开启烟道挡板、引风挡板，进行自然通风冷却。18h后方可启动引风机进行通风。(4) 待锅炉参数降低，选择适当的保养173、措施。3.7.3.2 停炉后的快速冷却(1) 停炉后以冲水方式保持对冷灰斗上部焦渣的冷却，定期更换位置，严防冷水冲击水冷壁。(2) 停炉后对锅炉各下联箱全面排污一次。(3) 停炉6小时内锅炉关闭各风烟挡板进行闷炉，6小时后开启风烟挡板进行自然通风。(4) 停炉18小时后启动风机冷炉，冷却过程各受热面壁温冷却速度1/min，否则应控制冷却速度。(5) 停炉后维持汽包高水位（250370mm），水位下降时及时启动电泵补水，补水速度应根据省煤器出口水温与汽包壁温差决定（温差应小于40，否则降低进水速度）。(6) 在汽包维持高水位前提下，可间断性开启锅炉ERV阀排汽和各定期支管放水，同时向汽包补水，进174、行泄压控制。总原则：汽包壁上、下壁温差不大于56，内、外壁温差不大于28。汽包泄压速度0.1Mpa/min。冷却过程各受热面壁温冷却速度1/min；集箱等厚壁元件比照汽包壁温控制要求。(7) 冷却过程中注意检查各膨胀指示器变化情况，发现有收缩受阻情况，应暂停降温、降压，通知点检查明情况。(8) 冷却过程中要求记录膨胀指示数据和每1小时记录汽包壁温一次直至汽包壁温低于150。(9) 汽包压力降至0.5MPa，开启过、再热器系统各疏水门、空气门。(10) 汽包壁温最高点温度低于150，炉内无热焦。可开启定排各门和汽包空气门放水。3.7.3.3 停炉后热备用(1) 锅炉停炉时间仅23天，需要启动，则175、在锅炉熄火后，关闭疏、放水门、空气门、安全阀、点火排汽阀、定排系统各阀、加药门、取样门、连排门，密闭所有门孔、风门挡板，保持捞渣机水封，尽量减少热损失。(2) 锅炉热备用期间，维持汽包水位在正常值，应尽量减少补水，放水次数。如需进水，进水温度与汽包下壁温度差40。3.7.4 停炉注意事项3.7.4.1 停炉前全面吹灰，解列前全部吹灰工作结束。3.7.4.2 预热器在停炉前要彻底吹灰，以防止温度下降后灰在蓄热元件上结牢难以消除。3.7.4.3 滑停过程中汽机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力和汽包水位的变化。汽温下降速度严格符合滑停曲线要求176、。3.7.4.4 降负荷时注意燃烧情况，可及时投油稳燃。锅炉熄火后关闭所有油枪手动门。3.7.4.5 停炉过程中和停炉后都应注意汽包水位和检查减温水门是否泄漏，防止汽机进水。锅炉完全不需要上水时，停电泵。3.7.4.6 若锅炉热备用，吹扫后彻底解列炉前燃油系统，停运引、送风机，关闭所有挡板闷炉。3.7.4.7 锅炉熄火后，应专人监视控制汽包水位和汽包壁温差。严密监视空预器进、出口烟温 ，发现烟温不正常升高和炉膛压力不正常波动等再燃烧现象时，应立即采取灭火措施。3.7.5 锅炉保养3.7.5.1 总则(1) 为减少和防止受热面的内部腐蚀，停运锅炉不允许长时间保持部分充水，应采取必要的保养防腐措施177、。(2) 在严寒季节，停炉时间较长时，还要注意防冻，除应放掉主汽水系统内的水外，还应放掉其它一些容器和水箱之中的水。如必须充水时和非疏水式过热器必须进行防冻保护，可点燃少量的油枪，以维持整个汽包和过热器温度高于冻结温度。(3) 锅炉长时间停运，应除去受热面上全部积灰，防止含硫分的积灰吸收水分后引起受热面腐蚀。(4) 保养方案的选择：停炉时间不超过30天，宜采用热炉放水“余热烘干法”。属计划停机且时间超过30天，宜采用“成膜胺保养法”，属非计划停机且时间超过30天，则水侧（省煤器、水冷壁、汽包）宜采用“联氨-氨”液保养或“胺-二甲基酮肟”保养，蒸汽侧（过热器、再热器）宜采用“充氮法”。属非计划停178、机且时间超过30天，则水侧（省煤器、水冷壁、汽包）宜采用“联氨-氨”液保养或“胺-二甲基酮肟”保养，蒸汽侧（过热器、再热器）宜采用“充氮法”。3.7.5.2 停炉保养的原则(1) 不让空气进入停用锅炉的汽水系统。(2) 保持汽水系统金属面干燥。(3) 在金属表面造成具有防腐作用的薄膜（钝化膜）。(4) 使金属表面浸泡在含有氧化剂或其他保护剂的水溶液中。3.7.5.3 蒸汽压力法保养(1) 本法适应于机组停机备用时间不超过7天。(2) 停炉后，汽包水位上至+300mm。(3) 关闭所有风门、人孔门、看火孔门、保持锅炉底部冷灰斗的水封充水，关闭所有疏水门、空气门、点火排汽、事故放水门，尽量减少锅炉179、散热，使锅炉持续保持一定的残余蒸汽压力。(4) 如果压力降至0.5MPa以下时，投入炉底加热，维持汽压至0.20.5MPa左右，以保持炉内无氧状态。(5) 化学每天化验一次炉水，维持合格的炉水品质。3.7.5.4 余热烘干法(1) 本法适应于机组处理缺陷，临时检修，停运时间不超过7天，或机组大修、小修。(2) 停炉后按降压要求降至0.5MPa时停止降压，开启各水冷壁下联箱排污阀和过热器各疏水阀，迅速放尽炉水。降压至0.1MPa时，开启汽包和过热器各空气门，(3) 采用自然通风将炉内湿气排出，直至达到空气湿度控制标准，停止通风干燥。(4) 若为长期停炉，停炉后将水放尽烘干，然后在汽包内放置数张盛180、有定量硅胶的薄盘以吸收内部水分，保持内表面干燥。锅内安放吸水剂后，即关闭所有门孔，以后则要定期检查和更换吸水剂。3.7.5.5 充N2保养法(1) 本法适应于7天以上的停炉保养，且承压受热面无检修，锅炉密封性能良好。(2) 停炉后，汽包上水至+300mm，关闭各疏水门及取样门。(3) 当炉水温度降低180以下时，放尽炉水，加入和保养期限相对应浓度的联氨和氨水，使炉水PH=10，炉水联氨为浓度为150200mg/L。(4) 当汽包压力降至0.020.03MPa时，充入纯度98的N2，直到气压达0.07MPa。(5) 保养期间维持N2压力在0.07MPa左右，N2纯度98。3.7.5.6 “联氨氨181、”液保养法(1) 本法适用于7天以上停炉保养，且承压部件无检修。(2) 停炉后降压至零，放尽炉水。(3) 通过省煤器向锅炉进浓度为100150mg/L、PH=10.2的N2H4NH3溶液，直至省煤器、水冷壁、过热器全部注满后，关闭空气阀，停止充液。(4) 每三天化验一次炉水水质，保证联氨浓度和PH值在合格范围内。再热器的保养(1) 干式保养法：机组停运后，保持再热器各疏水阀、空气门关闭，而中联门前的疏水阀开启，对再热器抽真空；汽轮机破坏真空后，开再热器各疏水阀、空气门，并尽可能利用锅炉余热将再热器烘干。若停炉时间超过7天，且承压受热面无检修工作，向再热器内充入纯度在98以上的N2，直至气压达0182、.05MPa，关闭充N2阀，进入充N2保养。每周化验一次，维持N2压力在0.03至0.05MPa，纯度98。4 正常运行监视和调整4.1 锅炉运行调整的目地、任务4.1.1 确保各主要参数在正常范围内运行，及时发现和处理设备存在的缺陷，充分利用计算机的监控功能使机组安全、经济、高效地运行。4.1.2 调整锅炉上水和燃烧，保证锅炉汽温、汽压和蒸发量满足外界负荷要求。4.1.3 保持炉内着火稳定，燃烧中心适当，炉膛热负荷分配均匀，减少热偏差，保持受热面清洁，防止受热面结焦；降低排烟温度，减少热损失，提高锅炉效率。4.1.4 保持汽温、汽压、汽包水位正常。4.1.5 通过锅炉连排、定排等手段保持合格183、的炉水和蒸汽品质。4.1.6 合理安排设备、系统的运行方式，使之运行在最佳工况，提高机组的经济性。4.2 机组运行方式4.2.1 机组控制4.2.1.1 机组负荷在50%100% 范围内均可在协调控制方式下运行。只要系统没有故障应尽量投入协调控制。若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障，根据主、辅设备健康水平选择机组控制方式，异常侧作为被跟踪目标，可灵活地采用以“汽机跟随”或以“锅炉跟随”的运行工况。4.2.1.2 出现下列情况之一时，应迅速解除协调控制，切为手动调整，以免事故扩大：(1) 出现RB工况，而RB功能未自动实现；(2) 调节特性变差，机组主要参数偏离正常控制范围，长时间不回复；(184、3) 机组在高负荷运行时，主蒸汽压力持续上升而主汽温度急剧下降。4.2.1.3 在发生控制方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长。并进行相应的处理。4.2.1.4 正常运行中，DEH切除“CCS遥控”方式时，协调控制系统应自动切至以“锅炉跟随”的运行方式，此时值班人员必须加强对主汽压力变化的监视，并及时与热工联系，迅速消除故障，在此阶段应避免机组负荷的变动，若调度要求改变机组负荷时，缓慢地调整负荷。4.2.1.5 机组控制方式(1) 基本方式(2) 锅炉跟踪方式(3) 汽机跟踪方式(4) 协调方式(5) 远方自动调度方式（AGC）4.2185、.1.6 机组滑压运行注意事项(1) 机组滑压运行范围6090额定负荷，负荷低于350MW，滑压方式将自动退出转为“定压运行”。(2) 机组启动，负荷达360MW及以上，“协调方式”投入，即可在MCS画面中投入滑压运行，此时主汽压力设定值将根据滑压运行曲线自动给出，投入滑压运行时应密切监视锅炉燃烧并适当调整。(3) 机组正常运行中，“协调方式”下一般应采用“滑压运行”方式，滑压运行时应控制负荷变化率不超过3TRL（即18MW/min），使机组各参数缓慢变化，保证机组的安全性和经济性。如果负荷变化频繁或瞬间变化幅度较大时，应采用“定压运行”方式，当负荷稳定后再切为“滑压运行”方式。(4) 机组滑186、压运行时，主汽压力变化率按锅炉要求执行。4.2.2 机组保护联锁运行方式4.2.2.1 所有运行、备用设备的保护、联锁必须投入。有问题需退出运行时，必须经过严格的审批手续。4.2.2.2 运行中发现某参数异常，确认为测量回路或测量元件故障时，为防保护误动，必须立即联系维护人员解除可能误动保护。4.2.2.3 动力设备跳闸后必须检查电气保护是否动作，再确认热工保护，跳闸原因不清时，不得将设备再投入运行（事故下按规定处理）。备用设备联动后，应彻底查清联动原因，若为原运行设备故障引起，应停下检修。4.3 运行调整4.3.1 水位调整4.3.1.1 机组正常运行中，应保持锅炉给水、除氧器上水、凝汽器补187、水的连续、均匀，保持好三大水位的正常稳定。应保持就地水位计和集控室水位指示一致。4.3.1.2 机组正常运行中，如无设备问题，所有水位调节应投入“自动”，经常检查各水位控制系统的工作情况是否良好，发现自动异常和水位测量异常，应立即切至手动调节，并通知设备部处理。4.3.1.3 在负荷增、减过快，主汽压力变化过大或安全门启座以及低负荷锅炉吹灰时，应注意汽包水位的变化，考虑好虚假水位的影响，并根据汽包水位的变化，及时调整好除氧器、凝汽器水位正常，协调控制好三大水位。4.3.1.4 在启停给水泵、补充水系统自动失灵，锅炉泄露漏，高加危急疏水动作时，锅炉主汽压力变化较大时，应加强水位的监视和调整。4.188、3.1.5 汽包水位的调整、监视(1) 运行中汽包水位应维持在正常范围内，尽量减少水位的波动。(2) 汽包水位以单室平衡容器（带压力修正回路差压式水位计）为准并参照其它水位计。每班校对一次，正常工况下时，位于汽包同侧的各水位测量装置的测量值偏差不能大于30mm，位于汽包不同侧的各水位测量装置的测量值偏差不能大于50mm,应立即通知维护人员，查明原因予以消除。(3) 正常运行时保持水位在076mm范围内，水位调节一般要采用自动方式，发现水位偏离正常值时，应对照给水与蒸汽流量，检查给水门、给水压力、给水泵运行情况，当偏差大于76mm且给水量与主蒸汽流量不匹配时，应改自动为手动调整，恢复水位正常，手189、动控制时，严禁猛增猛减，引起汽包水位大幅度波动。(4) 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应及时联系处理，一般在8h内恢复。若不能完成，应在制定相应措施后，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案，当全部水位计损坏时，必须紧急停炉。(5) 正常运行时汽包水位控制采用三冲量自动进行调节，运行中应经常检查给水控制系统的工作情况是否良好，发现自动异常及水位异常应立即切至手动调节并汇报值长，通知热控人员处理，启动工况时采用单冲量控制，此时应参照给水流量和蒸汽流量的指示，做到均衡进水，防止水位波动过大。(6) 在启动运行工况中30BMCR时，采用调节给水旁路管道上的调节190、阀开度或电动给水泵转速来控制给水量。正常运行时，锅炉给水调节依靠控制汽动给水泵的转速，两台汽动泵的转速应同步操作。当两台及以上给水泵并列运行时，应尽量使负荷分配均匀。(7) 运行中应注意虚假水位造成的影响，正确判断，合理调整。当在运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。(8) 在下列情况下应注意加强对汽包水位的监视和调整：A. 负荷变化时或事故情况B. 锅炉启动和停炉时C. 给水自动不正常时D. 锅炉排污时或事故放水系统性能不好时E. 安全阀启、回座时F. 给水泵故障时G. 给水泵切换及给水管路切换时H. 承压部件泄漏时I. 锅炉燃烧不稳时J. 汽包压力变化时K. 启停制粉系统时L. 水位计191、冲洗时M. 低负荷锅炉吹灰时(9) 当机组负荷低于400MW进行锅炉吹灰时，应加强对汽包水位的监视，当水位波动较大时，应及时将给水自动切为手动控制。维持给水量与蒸发量的基本平衡，兼顾水位的变化。4.3.2 燃烧调整燃烧调整是一项实践性强的复杂工作，运行人员应注意观察，不断摸索，根据设计参数和冷态试验结果，在可调节范围内具体应对，以下仅为原则性规定。4.3.2.1 燃烧调整总的要求(1) 着火稳定，着火点适当，火焰充满度好，炉膛断面热负荷（两侧、前后墙）均匀，保证炉膛出口及各段烟道两侧烟气温度偏差50。(2) 控制烟气含氧量在规定范围内，保持较高的燃烧效率。(3) 保证锅炉各受热面不超温，蒸汽参192、数稳定。(4) 避免锅炉结焦。4.3.2.2 风量的调整(1) 运行中应根据负荷和煤质情况调整配风，一般维持空预器入口烟气氧量在35，在燃用劣质煤或高负荷燃烧不稳时，氧量可维持稍低（24）。投运油枪数目较多时，应适当加大风量，维持稍高的氧量运行，以保证燃尽，防止二次燃烧。(2) 机组升负荷时，应先增加风量再增加燃料量，减负荷时应先减少燃料量后减风量。引风机处于自动或手动状态，均应维持炉膛负压20Pa100Pa。(3) 运行中总风量不得低于吹扫值（30BMCR风量）。(4) 运行中应定期观察火焰，判断风量是否适当。良好的风煤配比，应使得燃油时火焰应呈白亮色，燃煤时火焰呈金黄色。(5) 锅炉正常运193、行时，炉膛负压控制宜投入自动。(6) 根据机组负荷和锅炉氧量变化，通过送风机动叶及F挡板调整，维持风箱与炉膛压差1.0KPa左右。(7) 锅炉负荷变化，在改变送风量同时，应根据炉膛出口温度，相应调节拱上C挡板、拱下F挡板配比，维持火焰中心稳定。(8) 为保证炉膛中部供氧，中间段F挡板适当开大，两侧适当关小。停运制粉系统对应的F挡板应适当关小。(9) 为保证沿炉膛宽度方向的氧量均衡，运行各制粉系统出力及其两侧出力应尽可能均衡。4.3.2.3 燃料的控制(1) 一般情况下在锅炉负荷变化不大时，只要根据烟气氧量和负荷的变化调节送风机动叶开度来改变送风量以及改变运行中制粉系统出力适应锅炉负荷的变化；当194、负荷变化较大或煤质变化较大时，改变制粉系统出力不能适应负荷的需要时，应及时启、停磨煤机来适应负荷变化的需要并配合风量进行调节。调整时应缓慢、平稳地进行。(2) 锅炉在高负荷运行时应尽量多投用燃烧器，并合理分配各煤粉燃烧器的供粉量，以维持炉内热负荷均匀，减少热偏差。在低负荷时应适当减少燃烧器或停运部分磨煤机，增加其它磨煤机及燃烧器的出力，以保持燃烧器出口较高的煤粉浓度，但应保证燃烧器的对称性及均匀性。(3) 通过调整磨煤机的风量和出口分离器的折向挡板开度来调整煤粉细度，减小入磨风量和关小分离器折向挡板，均会使煤粉变细，反之煤粉变粗。低负荷、煤质变差时均可采用降低煤粉细度（煤粉变细）以稳定燃烧。4195、.3.2.4 制粉系统配合控制(1) 为使煤粉顺利着火，燃用的煤种与设计接近的煤种时，磨煤机出口风、粉混合物的温度应维持在120左右，最高不超过130。当燃用烟煤等挥发份较高的煤种时，必须对应煤种控制该磨煤机出口温度，以免造成煤粉着火提前，烧坏燃烧器和一次风管。(2) 燃烧不稳定时，应注意检查一次风压。风量大，将引起火焰不稳。反之，一次风压过低，可能引起燃烧器喷口煤粉分布不均，产生燃烧扰动以及煤粉管道堵塞和煤粉着火提前，烧坏燃烧器等。(3) 磨煤机在低负荷时，应选择切断部分粉管或适当开启旁路风挡板，维持一次风管风速在规定范围内。当出现煤粉管道堵塞迹象时，应及时停运对应燃烧器吹扫，必要时投入相应196、的油枪。4.3.2.5 遇有下列情况时应加强对燃烧的监视和调整(1) 升降负荷，低负荷时(2) 煤质变化时(3) 风、粉、油系统故障时(4) 制粉系统启、停或断煤时(5) 炉内受热面泄漏时(6) 辅机发生故障时(7) 炉膛吹灰时(8) 捞渣机水封破坏或操作关断门时4.3.2.6 燃烧不稳时，应及时投入部分油枪稳燃。4.3.2.7 运行中，应经常检查和消除炉本体及烟风道的漏风情况；注意对炉底水封的检查，保持水封水位正常，防止炉底大量漏风。4.3.2.8 正常运行时，加强对燃烧器各部件检查，如发现燃烧器温度高，应及时联系设备部处理。4.3.2.9 监盘时应密切注意火检的变化，如火检不稳定和强度不够197、，并到就地观察燃烧器的着火情况，判明原因，如是燃烧不稳，应适当调整配风；如属火检本身问题，及时联系有关人员到场处理。4.3.2.10 运行中如发现炉膛灭火，MFT未正确动作，应立即按MFT拒动时处理，严禁投油。4.3.2.11 应经常分析炉膛、烟道各部参数的变化，根据各受热面管壁温度及烟温、烟道各点负压、氧量等判断是否存在漏风、积灰、结焦等情况，并进行相应的调整，尽可能降低各项燃烧损失，提高机组效率，确保锅炉安全经济运行。4.3.3 汽压的监视与调整4.3.3.1 锅炉主汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时，维持汽轮机所需的蒸气压力。4.3.3.2 定压运行是指过热蒸汽压力基本保持稳定198、，机组负荷变动由调门开度来实现。滑压运行是指汽轮机调速阀保持全开或某一开度，保证蒸汽温度在一定值，机组负荷的变动，依靠调节锅炉的燃烧强度，提高或降低主汽压力来实现。4.3.3.3 采用定压运行时，应始终保持主汽压力在正常值，并在允许范围内波动；采用定滑定运行方式时，高负荷（90BMCR）应采用定压运行方式，低负荷（3090 BMCR）应采用滑压运行方式，当负荷低至某一值（30BMCR）应采用定压运行方式，即定滑定的复合运行方式。4.3.3.4 调整主汽压力的过程，也就是调整机组负荷的过程，锅炉应当根据外部负荷的变化情况以及锅炉内部燃烧工况的变化情况，及时调整输入锅炉的热量，调整燃烧，改变锅炉的199、蒸发量，维持过热汽压力在负荷所对应的滑压曲线范围内，严防汽压大幅度波动。4.3.3.5 当主汽压力发生变化时，运行人员应及时判断引起变化的原因，根据汽压及负荷发生变化的方向，结合蒸汽流量的变化过程，判断是由于机组负荷还是由于锅炉燃烧工况变动引起，并根据汽压变化的速度，及时增大或减小燃烧量。燃烧量与负荷量应保持相应的能量均衡。调节燃料量的同时，应调整二次风量，保证燃烧的稳定。4.3.3.6 若由于外界负荷原因引起主汽压力波动，负荷变化范围较小时，调整运行磨煤机的一次风量及切断部分粉管后，如负荷变化较大时，可以启停制粉系统进行调整。一般情况下，制粉系统出力应保持在4555t/h范围内运行。当正在运200、行的制粉系统出力全部大于60t/h时，应启动备用制粉系统，若小于40t/h时，应视具体情况停运一套制粉系统。4.3.3.7 若由于锅炉燃烧原因引起的主汽压力波动，应立即检查分析。由于燃用煤质发生变化或制粉系统设备运行不正常等原因引起燃烧工况变化，应针对不同原因采取措施，稳定燃烧。4.3.3.8 升、降负荷过程中或磨煤机运行中跳闸等燃烧变化大的情况下，如协调失灵应及时投油并将磨煤机切为手动调节，防止汽压波动过大。4.3.3.9 升、降负荷过程中，注意投自动的磨煤机与在手动状态下运行的磨煤机的出力大小，尽量使运行的磨煤机出力保持一致。4.3.3.10 在增加或减少燃料量调节汽压时，幅度不宜过大，以201、免发生锅炉超压、超温及甩汽温等故障。4.3.3.11 根据负荷的升降幅度，提前做好磨煤机的启停工作，以保证汽压的调节平稳。4.3.3.12 当自动装置出现故障时应立即切为手动控制并联系维护人员处理。4.3.3.13 运行中严禁将ERV阀及其它安全阀退出。4.3.3.14 严密监视制粉系统的运行，发现空仓、断煤、堵煤、堵粉等异常情况应及时采取措施消除。4.3.3.15 在下列情况应注意监视和加强对汽压的调整。1) 负荷变化或不稳时2) 炉内燃烧不稳时3) 自动控制系统失灵时4) 启/停磨煤机、除灰、排污时5) 煤质变化时6) 安全阀启、回座时7) 旁路投退和冲转时8) 高加投、退时4.3.3.1202、6 由于负荷变化速度较快或由于煤质变化范围较大而造成压力上升速度很快时，必要时立即手动ERV阀，以使汽压尽快恢复至正常范围；如果汽压升至安全阀动作值，而安全阀拒动，应立即切除部分制粉系统的运行，使锅炉降压，严格防止锅炉超压。当出现全部安全阀拒动或部分安全阀拒动而造成锅炉压力超过最高压力安全阀动作值且继续上升时，应立即手动MFT使锅炉紧急停运。4.3.3.17 当机组高压加热器故障切除或机组负荷大幅度变化时，应注意再热器入口压力变化，当再热器汽压升高幅度较大时，锅炉紧急减少燃料量，降低机组负荷，严格防止再热器系统超压。4.3.4 主蒸汽、再热汽温度的监视与调整4.3.4.1 通则(1) 锅炉设计203、：在定压运行工况下60100BMCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽能维持其额定汽温；在滑压运行工况45100BMCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽能维持其额定汽温。(2) 正常运行时要求控制：过热蒸汽温度在5415范围之内，再热蒸汽541 范围之内。(3) 主蒸汽和再热蒸汽温差不超过规定限制区，半负荷时应42，空负荷时应162，正常运行时主蒸汽温度不低于再热蒸汽温度28。(4) 稳定汽温首先要稳定汽压和水位。(5) 当机组负荷、锅炉燃烧工况以及给水温度等因素变化时，均会引起过热蒸汽和再热蒸汽温度的变化，运行人员及时分析汽温变化的原因及方向，并进行相应调整。(6) 过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的调节一般采204、用自动方式，应经常监视其调节品质，自动失灵时，及时切换为手动调节；当发现两侧喷水流量偏差大时，应积极分析，查找原因并消除。(7) 用减温水手动调节方式控制汽温时，应根据锅炉工况的变化分析蒸汽温度的变化趋势，注意汽温调节的滞后特性，要有预见性，以免调节过度，操作需缓慢小心、平稳均匀，切不可猛开猛关，引起汽温的急剧变化和反复大幅度波动。(8) 利用减温水来控制主、再热汽温，无论自动还是手动方式下均须保证减温器后蒸汽有11以上的过热度 （减温器后对应过再热器进口压力下的饱和温度）。(9) 在汽温调整过程中，过热汽温与再热汽温必须兼顾，应预测到在调整其中之一时，另外一者所受到的影响。(10) 当从烟气205、侧进行汽温调整时，应对燃烧工况认真分析，找出有效调整手段。调整时不能破坏炉内正常的燃烧工况。同时注意炉内各受热面的换热工况的变化，及时进行调整。4.3.4.2 主蒸汽温度的调节(1) 过热器汽温通过煤水比调节和二级喷水来控制，第一级喷水布置在低温过热器出口管道上，第二级喷水布置在屏式过热器出口管道上，过热器喷水取自高加前给水管道。(2) 一级减温器在运行中作为粗调汽温使用，是过热器主要的温度调节手段，同时也可调节屏式过热器左、右侧进口蒸汽温度偏差和保护全屏式过热器，防止其管壁超温，在控制上一级喷水量应尽量稳定。二级减温器用来调节高温过热器进口左、右侧汽温偏差及其出口温度，在运行中作为微调汽温使206、用，同时保护高温过热器，防止其管壁超温。(3) 运行中各级过热器出口汽温都必须控制，使其不超过设计值。两级减温水应配合使用，一级减温水水量要保持大一些，以保证屏式过热器不超温。二级减温水水量小一些。但须保证高温过热器管壁不超温及出口汽温正常稳定。在高加全部解列的情况下，如汽轮机仍需带额定负荷，锅炉必须大幅增加一级减温器的喷水量，以防全大屏和高温过热器超温。(4) 运行中注意参照一、二级减温器进、出口蒸汽温度的变化，调整喷水量，杜绝二级减温器进口超温；当一级减温器进口蒸汽超温时，应从燃烧方面调整、恢复。(5) 在允许条件下改变进入炉膛的总二次风量及改变拱上C挡板和拱下垂直墙F挡板开度均可起到调整207、汽温的作用。(6) 改变燃烧器的组合方式，尽量对称，以减少两侧烟温差。(7) 对有关受热面吹灰，可改善汽温变化特性。(8) 主蒸汽温度高时可采用下列方法调节：A. 开大减温水调节门，注意减温水水量与减温器后汽温的变化。B. 加强水冷壁与省煤器的吹灰，停止过热器吹灰。C. 若开大减温水门无效，应适当提高给水压力、减温水压力，如关小给水阀，提高泵速。以增加减温水流量，但应保持汽包水位稳定。D. 关小过热器侧烟气挡板，开大再热器侧烟气挡板，如再热温度高，可开启再热器减温水。E. 适当减少锅炉送风量、一次风流量，降低热负荷。F. 可调整引风机静叶开度，适当减小炉膛负压。G. 如汽温上升过快，接近允许上208、限值，条件允许应优先考虑增加电负荷或开启ERV阀。(9) 主汽温度低时可采取下列方法调节：A. 关小或关闭减温水调整门，如汽温继续下降时关闭减温水截止阀，但要特别注意减温器出口温度和减温水压力的变化是否正常。B. 加强过热器吹灰。C. 适当增加锅炉送风量。D. 可控制引风机静叶开度，适当增大炉膛负压。4.3.4.3 再热汽温的调节(1) 再热汽温的调节主要通过调整过热器和再热器烟气挡板的开度来实现。喷水减温装置只作为再热器事故状态下控制再热蒸汽温度使用。(2) 再热器的减温水水源来自给水泵中间抽头，要求压力为11MPa，在喷水总管上设置一电动隔绝阀，然后分成二个独立的喷水回路，一路至再热器进口209、左右布置的事故喷水减温器，一般在机组事故工况下投运，以保护再热器。(3) 正常情况下，使用烟气挡板调节再热汽温应注意对主汽温度的影响，及时通过改变减温水量调整主汽温度。操作烟气挡板时，应注意有序进行，以保证过热器和再热器烟气挡板的开度总和始终大于100。(4) 当再热汽温下降时，应开大再热侧烟气挡板，关小过热侧烟气挡板。(5) 进行再热器吹灰和适当增加锅炉风量可作为提高再热汽温的辅助手段。(6) 当再热器出口汽温高于再热汽温设定值5时，手动开启再热器事故喷水。(7) 使用再热器减温水时，应注意维持减温器后蒸汽过热度在11以上。(8) 锅炉启动初期或低负荷运行时，原则上不得投入再热汽减温器减温水210、。在锅炉MFT或机组甩负荷时应及时切断减温水。4.3.4.4 主、再热汽温调节注意事项(1) 在下列情况下，应加强对汽温的监视及调整：A. 负荷变化时。B. 汽压波动时。C. 煤粉细度或煤质变化时D. 给水温度及压力变化较大时（如投退高加，启停给水泵等）。E. 风量变化时。F. 启、停磨煤机、分离器堵塞或投、停燃烧器时。G. 炉膛燃烧不稳或进行燃烧调节时。H. 汽包水位变化时。I. 锅炉吹灰时。J. 炉膛压力变化及捞渣机水封破坏或操作关断门时。K. 减温水系统阀门故障及自动控制系统失灵时。L. 启停给水泵、送、引风机、一次风机时。M. 炉内严重结焦、积灰时。(2) 当汽温超过规定允许范围时，应211、按事故处理有关规定进行处理，以保证设备的安全。(3) 在锅炉MFT动作、汽轮机跳闸、磨煤机跳闸或其它甩负荷异常工况以及低负荷时，要及时解除减温水自动控制，手动调整减温水，将减温水关小或关闭，以防自动调节迟缓大，造成主、再热汽温大幅度波动。(4) 运行中如果一级减温器入口汽温超过设计值较多，导致两级减温器所喷入的总喷水量过大。其原因可能是：过剩空气量太大、水冷壁污染严重、火焰中心位置过高，如果一级减温器出口汽温超出设计值较多，这表明一级喷水量不足，导致二级喷水量过多，也应相应地进行调整。(5) 减温水量的投入应连续，保持变化率不大。减温水一次门要尽量全开，用调整门控制减温水量，减少一次门的冲刷。212、(6) 汽温异常时，应避免采取同时大幅改变热负荷、电负荷、减温水量的调整方式，以免汽温失控。4.3.5 锅炉各受热面金属壁温的监视与调整4.3.5.1 锅炉各受热面金属壁温的报警极限值为：低温过热器垂直段金属壁温报警值：553屏式过热器金属壁温报警值：553末级过热器金属壁温报警值：626末级再热器金属壁温报警值：6004.3.5.2 锅炉正常运行期间，应严密监视各受热面金属壁温的变化趋势，合理使用减温水，保证汽温正常，控制各受热面金属壁温低于报警极限值，以保证各受热面的安全。4.3.5.3 当发现受热面金属壁温超限时，应及时对运行工况进行分析，采取相应措施尽快使金属壁温恢复到允许范围内。4.213、3.5.4 高过和高再受热面吹灰前，如对应管壁温度接近报警值，应适当降低壁温后，再吹灰，以防止管壁超温。4.3.5.5 当低温过热器出口金属壁温接近报警值时可采取下列方法调节：(1) 磨煤机和燃烧器的投入沿炉膛宽度尽量对称，合理配风，控制各部烟温不超限。(2) 视情况加强对低过前区域受热面的吹灰。(3) 适当降低燃烧率。4.3.5.6 当发现屏式过热器金属壁温、高温过热器出口金属壁温超限时可采取下列方法调节：(1) 适当增加一级或二级减温水量。(2) 磨煤机和燃烧器的投入沿炉膛宽度尽量对称，合理配风，控制各部烟温不超限。(3) 视情况加强炉膛和水冷壁的吹灰。(4) 适当开大拱上风，关小拱下风。214、4.3.5.7 当发现再热器出口金属壁温超限时可采取下列方法调节：(1) 视汽温情况适当关小再热器烟气挡板开度。(2) 主汽温度高时可适当降低主汽温度。(3) 合理组织炉内燃烧动力工况，合理配风，控制各部烟温不超限。(4) 视情况加强炉膛水冷壁、过热器区域吹灰。(5) 视情况打开再热器事故喷水控制壁温。必要时再热汽温度可保持低限运行。(6) 适当开大拱上风，关小拱下风。4.3.5.8 下列情况下应加强对各受热面金属壁温的监视与控制：(7) 启停炉及升降负荷、启动制粉系统时。(8) 锅炉受热面泄漏时。(9) 给水系统发生故障时。(10) 投停高压加热器时。(11) 受热面吹灰时。(12) 锅炉严215、重结焦时。4.3.6 给水、炉水、蒸汽品质的控制4.3.6.1 控制汽、水品质的目的是为了防止锅炉受热面和汽机通流部分结垢，保证机组安全经济运行。4.3.6.2 运行中应维持主要参数在正常范围内，避免汽包水位波动过大等原因引起的蒸汽品质恶化。4.3.6.3 正常运行中炉内的不溶物由连续排污管排出。连续排污时，根据化学人员对汽包炉水品质的化验结果确定排污量大小。省煤器入口再循环管上的疏水阀在锅炉运行期间不能做为定排用。4.3.6.4 正常运行中不进行定期排污，如炉水品质不合格，应采取开大连续排污阀的方法。4.3.6.5 锅炉启停中应密切注意炉水含盐量的变化，如含盐量过高导致蒸汽含盐超标，可通过调216、整汽包的连续排污门及定期排污门控制。若还需增大排污率可通过汽包事故放水管路来完成。只有当锅炉低于70 BMCR时才能利用事故放水阀，并须注意其开启速度不能太快。如水位低于76mm，此时应关小或关闭事故放水，待水位正常后再进行排污。4.3.6.6 正常运行中一般不进行定期排污，若确需要通过定期排污管排污，应经运行副总批准。定排前应适当提高汽包水位；定期排污应逐个支路进行，每个支路排污时间不超过30s。严禁两个或两个以上排污点同时进行排污，以维持汽包水位基本稳定和水循环安全。4.3.6.7 定期排污期间应严格监视汽包水位，必要时改给水自动为手动控制，运行不稳或发生事故时，立即停止排污。4.4 正常217、运行参数监视4.4.1 锅炉正常运行主要参数限额序号参 数单位正 常高 限低 限跳 闸1.汽包水位mm50127-178254/-3812.汽包压力MPa19.93.主蒸汽流量t/h20604.主蒸汽压力MPa17.55.主蒸汽温度5415465366.再热汽温度5415465317.炉膛负压Pa-37980-9803240/-24908.排烟温度1359.过热汽两侧温差510.再热汽两侧温差1011.低过垂直段管壁温度46312.分隔屏过管壁温度49013.后屏过管壁温度56814.末过管壁温度58215.屏再管壁温度56616.末再管壁温度58017.烟气氧量%3818.燃油母管压力MPa218、2.52.70.40.319.雾化蒸汽压力MPa0.60.81.10.50.420.一次风压kPa81221.火检冷却风压kPa7654.4.2 锅炉主要辅机运行参数限额4.4.2.1 引风机运行参数限额序号参 数单位正 常高 限低 限跳 闸1电机润滑油压力MPa0.40.12电机润滑油温度205055203油滤网差压MPa0.054轴承振动mm/s4.65.55风机轴承温度806电机轴承温度807风机喘振kPa58电机绕组温度1001204.4.2.2 送风机运行参数限额序号参 数单位正 常高 限 低 限跳 闸1润滑油压力MPa0.30.352润滑油流量L/min2533润滑油温度35452219、54控制油压力MPa2.53.530.85油滤网差压MPa0.056轴承振动mm/s4.610.07风机轴承温度808电机轴承温度859风机喘振kPaA 2.43B 2.2910电机绕组温度1001154.4.2.3 一次风机运行参数限额序号参 数单位正 常高 限低 限跳 闸1润滑油压力MPa0.30.352控制油压力MPa2.53.50.83润滑油流量L/min2534润滑油温度3545255油滤网差压MPa0.056轴承振动mm/s4.68.07风机轴承温度808电机轴承温度859电机绕组温度10011010电机润滑油压力MPa0.40.10.0511电机润滑油温度55204.4.2.4 220、磨煤机运行参数限额序号参 数单位正 常高 限低 限跳 闸1磨出口风粉温 2减速机推力轴承温度5060703润滑油压MPa0.50.474润滑油滤网差压MPa0.15油箱温度3040256系统中油温度45507安全阀动作压力MPa 0.63电机绕组温度100120 电机轴承温度80密封风差压kPa2.01.5 惰性蒸汽压力MPa0.40.6磨辊油温901004.4.2.5 汽、水质量标准名称项目单位设计值给水硬度umol/L1.0PH值8.89.5含氧量g/L6.3电导率s/cm10铁ug/L50铜ug/L10SiO2g/kg100Na+g/kg100炉水PH值9.010.5PO43-mg/L1221、3SiO2g/kg3电导率us/cm 60饱和、过热蒸汽钠g/kg10二氧化硅g/kg20电导率(25)us/cm0.3铁g/L20铜g/L54.5 设备定期工作4.5.1.1 正常运行定期工作序号工作内容工作日期班次操作人监护人要 求1.汽包水位计校对每班一次接班时巡检副值班员600MW工况或主汽压13.0MPa所对应的工况，各水位计指示偏差不大于30mm2.四管泄漏装置检查每班一次接班时巡检副值班员根据装置指示分别记录“正常”、“报警”等 3.燃烧器、OFA消旋风摆角试验每班一次副值班员主值班员巡检就地检查摆动是否正常，与DCS指示是否对应4.锅炉定期排污根据化学的要求副值班员主值班员保证222、炉水质合格5.锅炉吹灰长吹每天一次上午班副值班员主值班员运行人员加强监视6.短吹每天三次副值班员主值班员运行人员加强监视7.空预器吹灰每班随机副值班员主值班员运行人员加强监视8.A、B侧汽包就地水位计冲洗每周日后夜班巡检副值班员冲洗清晰9.汽包水位高、低值报警试验每月13日、28日上午班主值班员值 长联系热工，解除汽包水位自动10.A、B一次风机备用油泵启动试验每周五下午班副值班员主值班员巡检就地检查11.燃油来、回油跳闸阀严密性试验每月10日上午班主值班员值长巡检就地检查12.ERV阀电气回路试验每月10日上午班主值班员值长关闭ERV阀手动门，手动开关ERV电磁阀动作正常13.交流火检风机切223、换每月6日下午班副值班员主值班员巡检就地检查14.A、B引风机轴冷风机切换每月7、22日下午班副值班员主值班员巡检就地检查15.密封风机切换每月8日下午班副值班员主值班员巡检就地检查16.A送风机、A引风机备用油泵启动试验每周一后夜班副值班员主值班员巡检就地检查17.B送风机、B引风机备用油泵启动试验每周三后夜班副值班员主值班员巡检就地检查18.飞灰、炉渣取样每天一次上午班巡检副值班员每天上午班取样，送到化学化验室19.燃油系统泄漏试验 锅炉点火前值班员机炉长试验合格后锅炉方可点火20.空压机切换每月9、24日前夜班副值班员值班员巡检就地检查21.空压机干燥机切换每月9、24日 前夜班副值班员224、值班员巡检就地检查22.储气罐放水每班一次巡检放净4.5.1.2 设备检修前后工作序号项 目要 求1机、炉、电主保护试验机组大、小修后进行2各辅机联锁、保护试验机组大、小修后进行3电动门、气动门试验机组大、小修后进行4锅炉汽水系统各安全阀校验大修后或安全阀调整后进行5每六年一次6大修后或调速系统调整后进行7机组热力试验大修前后各一次8锅炉效率试验大修前后各一次9空预器漏风试验每三个月一次和大小修后10汽包水位保护实际传动试验锅炉大、小修后，启动前进行11锅炉水压试验锅炉大小修或受热面泄漏检修后12锅炉安全门定砣试验锅炉大修后5 联锁保护及试验5.1 锅炉联锁保护5.1.1 锅炉MFT主保护 当225、下列任一保护动作时，炉MFT，跳闸磨煤机、给煤机、一次风机，关闭燃油跳闸阀、油枪角阀，切断进入锅炉的一切燃料，同时汽机联跳，发电机解列。序号保 护 内 容备 注1空预器全停延时15s2引风机均跳闸3送风机均跳闸4炉膛压力高至3240Pa3取2延时5s5炉膛压力低至-2490Pa3取2延时5s6汽包水位高至250mm3取2延时5s7汽包水位低至-330mm3取2延时5s8手动MFT9火检冷却风出口压力低低（130延时5s5磨煤机驱动端/非驱动端轴承温度606磨煤机主电机轴承温度907磨煤机主电机线圈温度1358磨煤机电机回路故障9磨煤机运行中失去4个火检10磨煤机一次风与密封风差压低于1kPa延226、时60s11磨煤机运行且高低压润滑油低压泵全停延时5s12磨煤机运行且低压润滑油压力低低0.05MPa延时5s13磨煤机主电机润滑油油箱温度8014磨煤机运行且电机润滑油压力低低0.05MPa延时5s15磨煤机运行且主减速机停16磨煤机运行且主减速机供油压力703引风机电机轴承温度854引风机电机绕组温度1205引风机轴承振动大6两台空预器全停延时180S7引风机电机启动60s后，入口、出口门未开8就地事故按钮停运5.1.6 送风机联锁保护 当下列任一情况出现时，送风机跳闸序号保 护 内 容备 注1FSSS要求跳闸送风机2送风机轴承温度703送风机电机轴承温度854送风机电机绕组温度1105送227、风机轴承振动大6.3mm/s6两台引风机全停或本侧引风机跳闸，跳同侧送风机5.1.7 一次风机联锁保护 当下列任一情况出现时， 一次风机跳闸：序号保 护 内 容备 注1FSSS要求跳闸一次风机2一次风机轴承温度703一次机电机轴承温度854一次机电机绕组温度1105一次机轴承振动大6.3mm/s6对应空预器停运5.1.8 空预器联锁保护序号内 容备 注1空预器主马达跳闸，辅助马达联启2空预器导向轴承或支持轴承温度高90跳闸3空预器导向轴承油温高80报警4空预器支持轴承油温高70报警5空预器转子停转报警6空预器密封间隙调整装置故障报警7空预器热点探测装置故障报警8空预器出口二次风温482火灾报警228、9空预器导向轴承油温高60联启油泵10空预器导向轴承油温低50联停油泵11空预器支撑轴承油温高50联启油泵12空预器支撑轴承油温低45联停油泵13空预器启动，相应一、二次风出口挡板、烟气进口挡板联动开启5.1.9 过、再热器管壁温度保护序号内 容备 注1低过垂直段管壁温度高463报警2分隔屏管壁温度高490报警3后屏过热器管壁温度高568报警4末级过热器管壁温度高582报警5屏式再热器管壁温度高566报警6末级再热器管壁温度高580报警5.1.10 吹灰系统有关保护序号内 容备 注1吹灰蒸汽母管压力低1.5MPa报警2吹灰蒸汽母管压力高3.5MPa报警5.1.11 密封风机联锁保护 当下列任一229、情况出现时， 密封风机跳闸：序号保 护 内 容备 注1两台一次风机全停延时15s2密封风机启动后，入口挡板仍在关位延时120s 当密封风机出现下列任一情况， 发出报警：序号内 容备 注1密封风母管压力低至12kPa联备用风机2密封风机跳闸联备用风机3密封风机入口滤网前后差压1.2KPa5.2 机组试验5.2.1 检修后的检查验收5.2.1.1 机组大、小修后，有关设备系统的变更应有设备异动报告和检修交待。5.2.1.2 运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好记录。5.2.1.3 在验收中发现设备存在缺陷，不能230、确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出。设备缺陷在投运之前必须消除，并将缺陷情况输入缺陷管理微机备案。5.2.1.4 为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道畅通无阻 ，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。5.2.1.5 机组本体部分、各辅助系统、设备完整，设备内部无杂物。5.2.1.6 管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合电力工业技术管理法规所规定的漆色及流向标志。5.2.1.7 各看火孔、人孔门、检查孔开关灵活，关闭后严密性能良好。5.2.1.8 集控室控制盘、就地控制盘、柜等齐全完整，各指示灯指示正确，可以投用；声光231、报警装置完好。各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄、按钮等完整好用；CRT显示器清晰，室内有可靠的事故照明。5.2.2 试验总则5.2.2.1 机组大小修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入运行。5.2.2.2 进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。5.2.2.3 临修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时 ，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。5.2.2.4 有近控、远控的电动门、气动门、伺服机构，远控、近控都要试验，并记录开、关时间。对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。5.2.2.5 设备试验方法分静态232、动态两种：静态试验时，6kV以上辅机仅送试验电源，部分400V低压电源可以送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必需在静态试验合格后方可进行。5.2.2.6 机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。进行设备联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。5.2.2.7 各联锁、保护试验动作及声光报警应正常，各灯光指示、画面状态显示正确。5.2.2.8 机组正常运行中的定期试验，应选择机组运行稳定时进行，并严格按操作票执行。运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。5.2.2.9 试验后应恢复233、强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。5.2.2.10 试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，分析试验结果，做好详细记录。5.2.2.11 试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至“远方”位置。5.2.3 机组试验5.2.3.1 机组联锁保护试验 设备、系统联锁保护试验应在满足试验条件后（条件不满足时由热工人员强制），由热工人员模拟各种联动、跳闸工况，以观察动作和报警情况是否正常。5.2.3.2 电动门（挡板）、气动门（挡板）试验试验时，确认电动门（挡板）转向正确、气动门（挡板）开关正确、灯光信号状态指示234、正确。记录各门（挡板）开关时间、动作死区情况。5.2.3.3 转动机械试运行(1) 转动机械试运行步骤：(a) 确认转动方向正确；(b) 新安装转动机械，启动后连续运行不少于8h，大、小修后转动机械不少于2h试运行；(c) 运行人员在试运行时负责操作，检修人员负责检查和监视转机的试运行，有异常情况时应立即停止试运行；(d) 转动机械启动后，逐步增加负荷至额定，电动机电流不应超过额定值；(e) 试运行合格后（包括现场卫生），设备移交运行，运行人员应做好记录。5.2.3.4 锅炉水压试验(1) 水压试验目的水压试验目的是在冷态下检验锅炉承压部件的严密性、有无变形、损伤情况，保证锅炉安全、稳定、可靠235、运行。(2) 水压试验条件(a) 锅炉大小修或受热面泄漏检修后，应进行额定工作压力水压试验；(b) 运行中的锅炉每六年进行一次超压试验；（在大修结束后）；(c) 新安装或迁装的锅炉；(d) 锅炉在投入运行以前，已经停炉1年以上时；(e) 水冷壁管和炉管拆换总数达到50%以上时；(f) 除受热面管子外，锅炉承压部件在焊接或进行较大面积的焊补修理后（但该承压部件如果修理后，曾单独进行过超水压试验，则不需再进行锅炉的超水压试验）；(g) 过热器管或省煤器管全部拆换时；(h) 汽包、过热器联箱或水冷壁联箱经过更换后（如该部件在装上锅炉前已进行过单独超水压试验，则不需要再进行锅炉的超水压试验）；(i) 236、锅炉的主要部分（如汽包、过热器联箱、水冷壁联箱等）的凹凸处修整以后。(3) 锅炉水压试验压力规定(单位：MPa) 锅炉的一次汽系统(省煤器、水冷壁和过热器)，超水压试验压力以锅筒设计压力19.80MPa的1.5倍进行水压试验，即29.7MPa进行水压试验；二次汽系统(再热器)，超水压试验则以再热器设计压力4.32MPa的1.5倍，即6.48MPa单独进行水压。系 统设计压力水压试验压力超水压试验压力过热蒸汽及水系统19.819.829.7再热汽系统4.324.326.48(4) 锅炉水压试验范围(a) 省煤器、汽包、水冷壁及过热器系统：自给水泵出口至过热器出口蒸汽管道水压试验堵板前或汽轮机主汽237、门前。(b) 再热器系统：再热器冷段入口蒸汽管道水压试验堵板后到再热器热段出口蒸汽管道水压试验堵板前。(c) 锅炉本体受压部件附属的排空管、疏水管至相应的二次门。(d) 锅炉其它附属管路：吹灰、取样、排污、加药、减温水管路至相应的一次门。(e) 汽包就地水位计参加工作压力水压试验，不参加超压试验。(5) 锅炉水压试验前检查准备(a) 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，工作票已终结。(b) 汽包和再热器出口已装精度为 0.5级的就地压力表，且控制室内汽包和再热器出口压力指示已经校验正确。(c) 所需通讯工具准备齐全。(d) 锅炉安全阀应在85%压力时采取防起座措施，电动泄压阀的控制238、开关处于“OFF”位置，防止水压试验时开启。(e) 检查锅炉汽水系统与汽轮机确以隔绝，汽轮机主汽门后疏水门，高排逆止门前后疏水门，中压主汽门上下阀座疏水应开启。(f) 水压试验时环境温度一般应在 5以上。(g) 水压试验用水应采用加氨和联氨处理的除盐水或凝结水，其水质要求如下： 水质要求：采用处理过的冷凝水或处理过的除盐水（见注解），经10ppm氨和200ppm联氨处理过的水，其Cl0.2mg/L， PH值在910为宜，固体粒子含量不超过1ppm。项 目氨 浓 度联氨浓度氯离子氯 化 铁pH 值可见固型物标 准10 ppm200 ppm25 ppm100 ppb10左右 1 ppm(h) 3.239、4.6.8 锅炉进水温度不得低于21，但也不易过高以防止引起汽化和过大的温差应力，并控制汽包壁温50。(i) 3.4.6.9 在锅炉进水前，应按阀门检查卡检查汽水系统阀门处于正确状态。(6) 锅炉水压试验合格标准 (a) 水压试验元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾痕迹。(b) 经宏观检查，受压元件无明显的残余变形。(c) 水压试验如不合格，允许修补，重新试验。(7) 再热器水压试验及超水压试验操作步骤(b) 通知热工投入再热器出、入口压力表，开启各压力表一次门。(c) 再热器入口、出口管道加堵板，关闭中压主汽门、高排逆止门及高、低压旁路门。(d) 检查再热器系统阀门均在水压试验位置。(e) 开240、启再热器减温水电动门，启动电泵，开启电泵中间抽头水门进行上水，用再热器减温水调整门控制上水速度，空气门连续冒水后关闭。(f) 用电泵转数和再热器减温水电动总门进行升压，升压速度不超过0.3MPa/min。(g) 再热器入口压力升至4.6MPa时停止升压，关闭再热器减温水电动门及减温水调整门，保持5分钟，记录压力下降值，并进行全面检查。 (h) 若进行超水压试验，先将再热器出、入口安全阀使用压紧装置压死后继续升压，升压速度不超过0.1MPa/min，压力升至6.9MPa，保持20min后降至工作压力4.6MPa，方可进行检查。(i) 水压试验合格后，开再热器减温器前疏水门进行降压，降压速度不超过241、0.5MPa/min。(j) 待压力降至零后，开启各空气门、疏水门，将水放净。(8) 省煤器、水冷壁和过热器系统水压试验及超水压试验操作步骤(a) 通知热工投入各水位表、压力表，开启各压力表一次门。(b) 过热器出口管道加堵板，关闭高压主汽门及高、低压旁路门。(c) 将过热器出口安全阀使用压紧装置压死，检查汽水系统阀门均在水压试验位置。(d) 启动电泵向锅炉上水，用给水旁路调整门控制上水速度，空气门连续冒水后关闭。(e) 用电泵转数和给水旁路调整门进行升压，控制升压速度，压力10.0MPa以下不超过0.3MPa/min；压力10.0MPa以上不超过0.2MPa/min。 (f) 压力升至工作压242、力的 10%左右时，暂停升压，进行初步检查，如未发现泄漏可继续升压。(g) 压力升至工作压力的 85%左右时，暂停升压，进行全面检查，如未发现泄漏可继续升压。(h) 压力升至19.9MPa时停止升压，关闭给水旁路电动门、调整门，保持5分钟，记录压力下降值，并进行全面检查。(i) 若进行超水压试验，应先解列原地水面计，将汽包各安全阀使用压紧装置压死，再继续升压，升压速度不超过0.1MPa/min。(j) 压力升至29.45MPa时，停止升压，关闭给水门，停止电泵，保持20min，然后降到工作压力19.9MPa方可进行检查。(k) 水压试验合格后，开启疏水门降压，降压速度不超过0.5MPa/min243、， 当压力降至零时，开启各空气门和疏水门进行放水。若锅炉准备投入运行，且水质合格，可放水至汽包正常水位，过热器和再热器部分的积水应放净。 (l) 如锅炉在短期内不投入运行，当降压至 0.5MPa时，关闭各空气门和疏水门停止泄压，进行充氮保护，或采取其它停炉保养措施。(9) 锅炉水压试验注意事项(a) 水压试验过程中必须统一指挥。(b) 水压试验按先低压后高压的顺序进行，先进行再热器系统的水压试验，然后进行省煤器、水冷壁和过热器系统的水压试验。(c) 上水前，试验汽包至定排旁路门好用。(d) 要有专人负责升压，严防超压。压力要以汽包就地压力表指示为准，控制室内专人监视CRT压力。上下经常联系，当244、上下压力指示差别大时，应由热工人员校核确定。(e) 压力升降要均匀平稳，严格控制升压速度，防止超过规定压力。调节进水量应缓慢匀，以防发生水冲击。(f) 升压过程中不得冲洗压力表管和取样管。(g) 在进行省煤器、水冷壁及过热器水压试验过程中，应严密监视再热器压力情况，防止再热器起压、超压，并加强汽轮机缸温监视。(h) 锅炉超压试验时，锅炉水压范围内的热控仪表、变送器、就地水位计等应隔离，锅炉本体严禁有人逗留。(i) 锅炉打水压完毕后，放净蒸汽管道内存水，拆除堵板，将系统恢复至启机前状态；5.2.3.5 锅炉汽包水位保护实际传动试验(1) 试验条件及要求(a) 锅炉大、小修后启动前，必须进行汽包水245、位保护实际传动试验。(b) 锅炉所有检修工作结束，具备启动条件。(c) 锅炉FSSS回路检查完毕、良好。(d) 锅炉有关联锁保护试验完成并正常。(e) 汽包水位保护投入。(f) 锅炉上水至正常水位，通知热工人员进行汽包水位保护实际传动试验。(2) 试验步骤(a) 解除“汽包水位高MFT”保护，解除“汽包水位低MFT”保护。(b) 运行人员以就地水位计（或者电接点水位计）为给锅炉上水至汽包水位计的次最高水位，然后控制锅炉上水的流量和速度，同时通知热工人员做好核实汽侧平衡容器满水的准备工作。(c) 热工人员采取对变送器处平衡容器侧引压管路放水的方法，判断平衡容器是否满水。当从变送器处能连续不断的放246、出水时，热工人员及时通知运行人员停止锅炉上水。(d) 运行人员通过连排或大流量放水将汽包水位降至正常水位，热工人员对差压式水位测量装置显示值进行校准，并确认。(e) 投入“汽包水位高MFT”保护(f) 根据热工人员要求，运行人员缓慢上水，进行汽包水位高保护实际传动试验。(g) 调整锅炉给水量，以CRT上显示的汽包水位为准，将汽包水位缓慢升至127mm，报警窗汽包水位高报警信号发出；锅炉继续上水，将汽包水位缓慢升至254mm，汽包水位高高报警信号发出，锅炉MFT。(h) 检查MFT动作正常，确认MFT首出原因为“汽包水位高保护”动作。(i) 试验过程中，当汽包水位超过254mm而“汽包水位高”M247、FT保护未动作时，应停止上水，及时联系热工人员检查。(j) 汽包水位高保护实际传动试验结束，用连排或大流量放水将汽包水位降到正常水位，进行汽包水位低保护实际传动试验。(k) 投入汽包水位低MFT保护。(l) 根据热工人员要求，运行人员将汽包水位缓慢下降到-178mm，报警窗汽包水位低报警信号发出；继续降低汽包水位，将汽包水位缓慢下降至-330mm，汽包水位低低报警信号发出，锅炉MFT。(m) 检查MFT动作正常，确认MFT首出原因为“汽包水位低”保护动作。(n) 试验过程中，当汽包水位低于-330mm而“汽包水位低”MFT保护未动作时，应及时联系热工人员检查。6 事故处理6.1 事故处理原则6248、.1.1 发生事故时，值班员应在值长的直接领导下，带领全机组人员迅速按规程规定处理事故。值长的命令除明显可能对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇报。6.1.2 发生事故时，运行人员应迅速弄清事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。紧急停机应保证厂用电不失去。6.1.3 机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行事故处理6.1.3.1 根据各参数变化、CRT显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警及故障打印和机组外部现象情况，确定机组已发生故障，则：249、(1) 迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备；(2) 迅速查清故障的性质，发生的地点和范围，然后进行处理和汇报；(3) 保持非故障设备的正常运行；(4) 事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报值长，以便及时汇报中调，正确地采取对策，防止事故蔓延。6.1.3.2 当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。6.1.3.3 事故处理时，各岗位应互通情况，在值长统一指挥下，密切配合，迅速按规程规定处理，并努力防止事故扩大。6.1.3.4 处理事故时应当迅速、准确。接到命令后应复诵一遍，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。6250、.1.4 当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。时间允许时，请示值长，并在值长的指导下进行事故处理。6.1.5 事故处理中，达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时，应立即手动MFT或手动打闸；辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停运该辅机。6.1.6 若出现机组突然跳闸情况，事故处理完后，事故原因已查清，应尽快恢复机组运行。6.1.7 在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应延长交班。在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应主动协助进行事故处理251、。6.1.8 事故处理过程中，禁止无关人员围聚在集控室或停留在故障发生地。6.1.9 事故处理完毕，值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况，并将事故时间、现象、发展、处理经过及原因分析做好详细记录。班后会组织全班人员进行事故分析，并写出报告。6.2 紧急停炉6.2.1 遇有下列情况之一时，应紧急停炉：(1) 锅炉汽、水管道等严重爆破，无法维持汽包正常水位时。(2) 锅炉汽、水管道爆破，威胁设备及人身安全时。(3) 锅炉尾部烟道再燃烧，使空预器出口烟温或主汽温、再热汽温不正常地升高时。(4) 锅炉安全阀动作后无法回座，蒸汽压力下降，蒸汽温度变化到汽机不允许时。(5) 锅炉压力超过安全252、阀动作压力而安全阀均拒动，同时电磁释放阀无法开启时。(6) 所有汽包水位计均损坏，无法监视汽包水位时。(7) 锅炉再热蒸汽中断时。(8) 锅炉严重缺水，任何一侧汽包水位计水位低于-300mm，而保护不动作时。(9) 锅炉严重满水，任何一侧汽包水位计水位高于+250mm，而保护不动作时。(10) 两台送风机或引风机跳闸，而保护不动作时。(11) 炉膛或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重破坏时。(12) 出现MFT保护动作条件，MFT拒动时。6.2.2 紧急停炉的处理(1) 发生紧急停炉条件时应同时按下手动MFT按钮；若MFT动作，将自动进行紧急停炉。(2) 检查下列联动动作应正常，否则立即手动操作：253、(a) 所有磨煤机、给煤机、一次风机均跳闸。(b) 燃油跳闸阀关闭，所有油枪进油阀关闭，油枪吹扫闭锁。(c) 磨煤机热、冷风挡板及调节档板、出口关断挡板关闭。(d) 过热器一、二级喷水、再热器事故喷水电动门关闭。(e) 闭锁吹灰。若发生MFT时锅炉正吹灰，则吹灰中止。就地确认吹灰器退出。(f) 跳闸汽轮机。(g) 跳闸给水泵。(h) 锅炉强制通风吹扫5分钟。若吸、送风机全部跳闸，应强制自然通风15分钟后，才能启动风机进行锅炉点火前吹扫。(3) 控制过热器压力在允许范围内。(4) 控制汽包水位正常，停止上水时，开启省煤器再循环门。(5) 其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。6.3 故障申请254、停炉6.3.1 遇有下列情况之一时，应请示值长停止锅炉运行：(1) 锅炉给水、蒸汽品质严重恶化。(2) 锅炉承压部件泄漏时（依具体情况，具体部位决定是否申请停炉）。(3) 锅炉结焦严重，经多方处理难以维持正常运行时。(4) 锅炉烟道积灰严重，经采取措施仍无法维持炉膛正常负压时。(5) 锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经多方调整无法降低时。(6) 不能保证两种类型水位计正常运行时。(7) 控制气源失去，短时间无法恢复。(8) 锅炉安全阀故障，不能正常动作。6.3.2 申请停炉的处理(1) 1 申请停炉应下达操作命令后执行，停炉程序按正常滑停进行。(2) 2 停炉后转入检修，做停炉保养工作。(3) 255、因炉内受压部件漏泄，停炉后可保留一台引风机运行，待炉内蒸汽基本消失后，停止引风机。(4) 因省煤器泄漏，停炉后不得开启省煤器再循环。6.4 主要故障处理6.4.1 MFT动作6.4.1.1 主要现象(1) 发出声光报警，窗口图标报警，CRT显示报警。(2) 紧急停炉按钮灯亮。(3) MFT动作原因首出显示。(4) 切断所有燃料，炉膛灭火。6.4.1.2 MFT动作后手动（干预）处理原则(1) 保持水位正常。(2) 复查过热器、再热器的喷水各门严密关闭，防止汽温突降。(3) 查明MFT动作原因，并加以消除，进行炉膛吹扫，MFT复位，重新点火，恢复机组运行。(4) MFT动作时，油枪在运行状态，重256、新点火时应进行吹扫(5) 如未查明MFT动作原因，或缺陷不能在短时间内消除，按热备用停炉处理。6.4.2 仪用气失去6.4.2.1 现象(1) 仪用气压力低报警。(2) 气动调节门调节失灵，有关水位、温度无法自动调整。(3) 个别气动调节门位置发生变化，或全开，或全关。6.4.2.2 原因(1) 运行空压机全部跳闸，备用空压机未投入，或运行空压机带负荷不够。(2) 仪用气管道严重泄漏，气压维持不住。(3) 总气源门被误关。(4) 压缩空气系统安全阀动作后卡涩不回座。6.4.2.3 处理(1) 立即增大运行空压机出力，启动备用空压机，对压缩空气系统全面检查、调整。(2) 全面检查系统有无严重泄漏257、点，有则设法隔离。(3) 气压恢复前，就地手动调整一些重要调门或旁路手动门，保证除氧器、凝汽器水位、主机润滑油温等重要参数正常。(4) 对其它一些气动阀门、风门、挡板等，能做手动调整的可做相应手动处理。(5) 严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时，紧急停炉、停机。(6) 停炉、停机后仍应就地操作相应的气动阀门、风门、挡板，防止设备损坏。6.4.3 RUNBACK保护动作6.4.3.1 现象(1) DCS显示RB动作，RB动作光字牌亮。(2) 跳闸辅机在操作员站上状态显示变黄色闪烁，电流到“0”，并有声光报警。(3) 蒸汽流量急剧下降，主蒸汽压力上升。(4) 相应制粉系统跳闸。(5) 跳闸258、磨煤机相应油枪自动投入。(6) 汽包水位先降后升，负压摆动增大。6.4.3.2 动作条件(1) 二台引风机运行时，其中一台跳闸。(2) 二台送风机运行时，其中一台跳闸。(3) 二台一次风机运行时，其中一台跳闸。(4) 二台汽动给水泵运行时，其中一台跳闸，电泵在规定时间内不能联启。(5) 一台空预器跳闸。6.4.3.3 处理(1) RB动作后，应密切注意机组的参数的变化，严密监视凝汽器、除氧器、汽包水位、机组负荷、主汽压力、主汽温度、再热汽温度等主要控制参数的变化。如参数变化过大，应手动调节，保持各运行参数正常；(2) RB发生后，从前拱往后拱停磨，其中一次风RB跳闸，切除C/E/F,切磨间隔1259、0秒，最终保留三层磨，RB时自动投油A或B；其他条件切除C/E或F,切磨间隔10秒，最终保留四台磨。(3) 若RB不能自动进行时，应立即将燃烧调节切为手动，根据RB减负荷的情况，合理调整燃烧，并投入足够的油枪稳燃；(4) RB动作停止后，查明动作原因，辅机故障处理完毕，具备启动条件后，向值长汇报，征得同意后，重新启动跳闸辅机，恢复机组正常运行；(5) 如果在切RB的过程中，MFT动作，应按MFT处理。6.4.4 汽包满水6.4.4.1 现象(1) 各汽包水位计显示高，报警窗高水位报警。(2) 给水流量可能不正常地大于蒸汽流量。(3) 满水严重时，主汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击。(4) 当260、主汽温过低时，至保护动作值保护动作，汽机跳闸。(5) 蒸汽含盐量增加。6.4.4.2 原因(1) 给水自动调节失灵，小机转速控制失常，或电泵运行时液力藕合器调节失常。(2) 水位指示不正确，自动或手动调整不当。(3) 运行工况突然变化或安全阀动作，引起汽包水位虚假，判断不正确，调整不及时。6.4.4.3 处理(1) 发现水位高时，应对照汽水流量，对照各水位计，证实其指示准确性。(2) 水位指示升至127mm以上且继续升高时，立即解除给水自动，手动降低小机转速或降低电泵出力，直至汽包水位不再上升且有下降趋势，必要时开大连排放水。(3) 事故情况下，水位调节应以差压水位计为准，参照双色水位计进行手261、动调整。(4) 若过热器已进水，立即开启过热器系统各疏水门，待汽温恢复正常后关闭。(5) 汽包水位升至254mm，保护不动作应手动MFT。(6) 全开连排放水门，解列减温器。(7) 汇报值长及有关领导。当汽包水位降至正常水位时，关闭连排放水门，保持正常水位，开过热器疏水门，排净疏水后请示值长重新点炉。6.4.5 汽包缺水6.4.5.1 现象(1) 各汽包水位计显示低，报警窗低水位报警。(2) 若为锅炉受热面泄漏，给水流量将不正常地大于蒸汽流量。(3) 若为给水系统故障，给水流量将不正常地小于蒸汽流量。(4) 严重减水时主汽温度升高。6.4.5.2 原因(1) 给水自动调节失灵，小机转速控制失常262、或电泵勺管调节失常。(2) 小机、汽泵运行中突然跳闸，电泵启动不及时或机组负荷太高，给水跟不上。(3) 高加解列时程序错乱，导致给水中断，或省煤器入口电动门被误关。(4) 给水管道、锅炉受热面爆破。(5) 运行工况突变，造成汽包虚假水位，判断不正确，操作不当。(6) 锅炉排污时操作不当。6.4.5.3 处理(1) 发现水位低时，应对照汽水流量，对照各水位计，证实其指示的准确性。(2) 水位指示降至-178mm以下且继续下降时，立即解除给水自动，手动增加小机转速或增大电泵出力，加大上水。锅炉排污时应立即停止排污。(3) 事故情况下，水位调节应以差压水位计为准，参照双色水位计进行手动调整。检查高加263、给水系统有无异常，若阀门误关CRT上无法开启时，立即至就地开启。(4) 若给水流量远大于蒸汽流量汽包水位仍下降，可怀疑锅炉泄漏，就地仔细倾听声音进行确认。判断为泄漏时应停炉处理。(5) 汽包水位降至-381mm保护应动作，否则手动MFT。(6) 若汽包低地水位计指示低于最低可见水位，应关闭给水门，停止上水，解列减温器，关闭连续排污及取样门。(7) 停炉后进行叫水，若能叫上水位，可加强上水，重新点火，否则禁止上水，待查明原因请示总工程师是否上水点炉。6.4.6 水位计损坏6.4.6.1 现象：(1) 向外喷汽、喷水。(2) 有较大的响声。6.4.6.2 原因：(1) 水位计云母片温度变化较大。(264、2) 水位计云母片厚度不够，承压能力低。(3) 承压面紧力不够或承压面不平。(4) 冲洗水位计操作不当。6.4.6.3 处理：(1) 若汽包就地水位计有一台损坏时，应将其解列并通知检修，用另一台水位计对照监视汽包水位；应在8h内恢复，若8h内无法修复，须经总工程师批准延长工期最多不能超过24h。(2) 若汽包就地水位计全部损坏，且有两台不同原理的低地水位计正确可靠，可允许锅炉继续运行2h，但必须保持锅炉负荷稳定，给水流量与蒸汽流量平衡，尽快修复汽包就地水位计。(3) 若汽包就地水位计全部损坏，低地水位计运行不可靠或无法参照时，应立即停炉。(4) 若低地水位计全部故障，立即紧急停炉。6.4.7 引、送风机（一次风机）喘振6.4.7.1 现象(1) 风机喘振光字牌报警。(2) 炉膛负压或风量大幅度波动，风机动（静）叶投自动时，另一侧风机动（静）叶自动调节频繁，炉内燃烧不稳。(3) 喘振风机电流大幅度晃动，就地检查异音严重。(4) 风机喘振严重达跳闸值时，延时跳闸。6.4.7.2 原因(1) 受热面、空预器严重积灰或烟气系统挡板误关，引起系统阻力增大，造成风机动叶开度与进入的风量、烟气量不相适应，使风机进入失速区。(2) 操作风机动（静）叶时，幅度过大使风机进入失