XXXXXXXX 发电公司发电公司发电公司发电公司锅炉运行规锅炉运行规锅炉运行规锅炉运行规程程程程汇编汇编汇编汇编I目次前言.III1 范围.12 规范性引用文件. 13 锅炉概述.23.1锅炉设备系统介绍. 23.2锅炉基本性能. 163.3设备规范. 184 风烟系统. 514.1暖风器运行.514.2空预器运行.534.3引风机运行.584.4送风机运行.624.5事故处理. 654.6二十五项反措对防止炉膛爆炸事故的规定. 694.7二十五项反措对防止锅炉尾部再燃烧事故的规定.705 燃烧系统.725.1一次风机运行. 725.2密封风机运行. 755.3磨煤机运行.775.4给煤机运行.825.5等离子系统运行.845.6微油点火系统. 875.7火检冷却风机运行. 895.8制粉系统事故处理. 905.9 二十五项反措对防止制粉系统和煤尘爆炸事故的规定.926 锅炉吹灰系统. 946.1吹灰系统投入前的检查与准备.946.2吹灰系统投入. 946.3烟温监测. 956.4吹灰系统运行维护. 967 锅炉试验. 97II7.1阀门挡板试验. 977.2辅机试验. 987.3锅炉主保护试验. 1007.4锅炉水压试验.1017.5安全门试验. 1057.6二十五项反措中对超压水压试验、安全门试验的规定. 1068 锅炉启动. 1088.1总则.1088.2锅炉启动应具备的条件.1098.3锅炉启动前的准备.1098.4冷态启动.1108.5 热态（温态）启动. 1229机组运行.1249.1总则.1249.2机组运行中主要控制参数及限额.1249.3机组运行控制方式.1279.4机组运行检查监视维护.1309.5负荷调节.1319.6燃烧调节.1329.7汽压调节.1349.8汽温调节.1359.9给水调节.1369.10AGC 运行.1379.11定期工作.13810 机组正常停运.14010.1总则.14010.2机组停运前的准备.14010.3正常停机.14110.4机组停运后的冷却.14310.5机组停运后的保养.14411事故处理.14711.1事故处理原则.14711.2紧急停机.147III11.3故障停机.14811.4机组综合性故障处理. 14811.5锅炉异常运行及常规事故处理. 16112.1FSSS 保护.17712.2BMCS 控制.18112.3负荷管理中心.185附录 A. 190A.1锅炉冷态启动曲线.190A.2锅炉温态启动曲线.191A.3锅炉热态启动曲线.192A.4锅炉极热态启动曲线. 194A.5饱和蒸汽温度对照表. 1941锅炉运行规程锅炉运行规程锅炉运行规程锅炉运行规程1 1 1 1 范围范围范围范围本规程规定了 XXXXXX 发电有限责任公司的 HG-2210/25.4-YM16 型锅炉的启动、运行维护和保养、停运、事故处理、试验等方面的具体操作要求和应遵循的原则。本规程适用于 XXXXXX 发电有限责任公司 1 号、2 号机组。2 2 2 2 规范性引用文件规范性引用文件规范性引用文件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。原电力部电力建设施工及验收技术规范 （锅炉机组篇）DL/T5047-95原电力部电力工业锅炉压力容器监察规程DL612-1996劳动部蒸汽锅炉安全技术监察规程原能源部防止火电厂锅炉四管爆漏技术守则1992 版国家电力公司火力发电厂设计技术规程DL5000-2000原电力部火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则DL/T589-1996国家标准水管锅炉受压元件强度计算GB9222-88国家现行标准钢结构设计规范电力行业标准火力发电厂金属技术监督规程DL/T5095-1999电力行业标准火力发电厂主厂房荷载设计规程DL438-2000国家标准建筑抗震设计规范GB50011-2001电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002国家标准固定式工业防护栏杆安全技术条件GB4053（最新版）国家电力公司火力发电厂钢制平台扶梯设计规定 （DLGJ158-2001）国标火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-96国标工业建筑防腐蚀规范 GB50046-95国标钢结构管道安装技术规程 YB/T9256国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求23 3 3 3 锅炉概述锅炉概述锅炉概述锅炉概述3.13.13.13.1锅炉设备系统介绍锅炉设备系统介绍3.1.13.1.13.1.13.1.1锅炉型式及本体介绍XXXXXX 发电有限责任公司一期为 2 台 660MW 燃煤汽轮发电空冷机组，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈加垂直管直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构型锅炉、室内布置燃煤锅炉，锅炉采用紧身封闭。锅炉型号：HG-2210/25.4-YM16，设计煤和校核煤由 XX 灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马莲台矿区和红岩湾矿区供给。4 只低 NOX墙式直流燃烧器采用四面墙布置、切圆燃烧，6 台 ZGM113G-II中速磨煤机配正压直吹制粉系统。锅炉额定工况及 BMCR 工况设计参数锅炉出口蒸汽参数为 25.4MPa(a)/571/569，锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）为 2210 t/h，最终与汽轮机的 VWO 工况相匹。名称单位B-MCRBRL主蒸汽流量t/h22102115主蒸汽温度571571主蒸汽压力MPa(a)25.425.29再热器进口压力MPa(a)4.5844.368再热器进口温度319314再热器出口压力MPa(a)4.3644.158再热器出口温度569569再热蒸汽流量t/h1868.21783.2给水温度283.2280.1注：3.1.1.1.3.1.1.1.3.1.1.1.3.1.1.1. 压力单位中“g” 表示表压。“a” 表示绝对压（以下均同） 。3.1.1.2.3.1.1.2.3.1.1.2.3.1.1.2. 锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）对应于汽机 VWO 工况下的进汽量。锅炉额定蒸发量(BRL)对应于汽轮机 TRL 工况下的进汽量。3.1.23.1.23.1.23.1.2锅炉的特点3.1.2.1.3.1.2.1.3.1.2.1.3.1.2.1.技术特点本锅炉是超临界燃煤直流锅炉,可适用于各种变压工况运行，具有较高的锅炉效率和可靠性。其技术特点如下：（1）良好的变压、备用和再启动性能锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，具有较高的质量流速，在各种负荷下均有足够的冷却能力，并能有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差，水动力特性稳定；采用 4 只启动分离器，壁厚均匀，温度3变化时热应力小，适合于滑压运行，提高了机组的效率，延长了汽机的寿命。（2）采用大气扩容器的启动系统锅炉具有快速启动能力，缩短机组启动时间；系统简单、运行可靠。启动系统设置了足够容量的大气式扩容器和疏水箱。（3）燃烧稳定、温度场均匀的新型切圆燃烧系统新型切圆燃烧方式能保证沿炉膛水平方向均匀的热负荷分配。这种强化型切圆燃烧方式，因煤粉气流垂直于水冷壁，切圆更易保持，且大切圆使炉膛内火焰充满度好，对于保证燃烧稳定性有利。此种燃烧方式除保持切圆燃烧方式的所有优点之外，与传统的角式布置的燃烧器相比，具有火焰行程短，火焰两侧补气条件好等优点。（4）高可靠性的运行性能水冷壁为超临界直流水循环系统，水冷壁采用下部螺旋盘绕上升和上部垂直上升膜式壁结构，有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差。过热器为辐射对流型，低温过热器布置于尾部竖井后烟道，分隔过热器和末级过热器布置于炉膛上部。过热蒸汽温度系统采用煤水比和两级喷水减温控制。采用横向节距较宽的屏式受热面，有效防止管屏挂渣。高温再热器布置于水平烟道，低温再热器布置于尾部竖井前烟道，再热器采用烟气挡板调温、低负荷过量空气系数调节，在低再出口至高再进口管道上设置事故喷水减温器。（5）过热器、再热器受热面材料选取留有大的裕度为了降低超临界锅炉因过热器和再热器出口汽温的提高所导致的高温段受热面烟气侧高温腐蚀和管内高温氧化，采用大量的奥氏体钢管。（6）省煤器采用较低的烟气流速并装设防磨盖板等措施有效地减少受热面的磨损。3.1.2.2.3.1.2.2.3.1.2.2.3.1.2.2.结构特点(1)本锅炉中、下部水冷壁采用螺旋管圈，上部水冷壁采用一次上升垂直管屏，二者之间用过渡集箱连接。螺旋管圈的同一管带中的各管子以相同方式从下到上绕过炉膛的角隅部分和中间部分，水冷壁吸热均匀，管间热偏差小，使得水冷壁出口的介质温度和金属温度非常均匀。因此，螺旋管圈水冷壁更能适应炉内燃烧工况的变化。(2)在螺旋管圈水冷壁部分采用可膨胀的带焊接式张力板垂直刚性梁系统，下部炉膛和冷灰斗的荷载传递给上部垂直水冷壁，保证锅炉炉膛自由向下膨胀。(3)为了保持过热器和再热器部件的横向节距和防止晃动，采用以下蒸汽冷却夹管和间隔管结构。蒸汽冷却夹管用于保持分隔屏的横向节距，防止分隔屏过分偏斜，其流程如下:分隔屏入口集箱蒸汽冷却夹管入口管蒸汽冷却夹管定位管蒸汽冷却夹管出口管末级过热器出口集箱。蒸汽冷却间隔管用于保持分隔屏过热器、末级过热器和末级再热器的横向节距，防止末级过热器和4末级再热器过分偏斜，其流程如下:立式低过出口连接管分隔屏区域蒸汽冷却间隔管末级过热器入口集箱。立式低过出口连接管末级过热器区域蒸汽冷却间隔管末级过热器入口集箱。立式低过出口连接管末级再热器区域蒸汽冷却间隔管末级过热器入口集箱。(4)省煤器为 H 型鳍片管省煤器，传热效率高，受热面管组布置紧凑，烟气侧和工质侧流动阻力小，耐磨损，防堵灰，部件的使用寿命长。(5)在过热器喷水系统还设有一旁路系统，其作用是在锅炉直流负荷以上，由于暖管流量造成贮水箱内水位升高时可将水直接打入过热器减温水系统，喷入过热器，在需要时控制贮水箱水位。(6)过热器为辐射对流型，低温过热器布置于尾部竖井后烟道，分隔屏过热器和高温末级过热器布置于炉膛上部。过热蒸汽温度采用煤水比和两级喷水减温控制。在上炉膛布置横向节距较宽的分隔屏受热面，有效防止管屏挂渣。(7)高温再热器布置于水平烟道，低温再热器布置于尾部竖井前烟道，采用烟气挡板调温、低负荷过量空气系数调节。在低再出口至高再进口的连接管道上设置事故喷水减温器，当锅炉负荷变化再热蒸汽温度出现波动(高于设定值)时控制再热蒸汽温度。3.1.33.1.33.1.33.1.3锅炉整体布置本锅炉采用型布置，单炉膛，尾部双烟道，全钢架，悬吊结构。炉膛断面尺寸为 19.0823m 宽、19.0823m 深，水平烟道深度为 5.322m，尾部前烟道深度为 8.618m，尾部后烟道深度为 9.098m，水冷壁下集箱标高为 7m，顶棚管标高为 75.5m。锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，经中间集箱过渡转换成垂直管圈，并形成丄炉膛的前墙、侧墙、后墙及后水吊挂管。然后在水冷壁出口集箱经小连接管汇集到下降管入口，经下降管进入到布置在水平烟道下面的汇集集箱，分成两路经折焰角和水平烟道侧包墙和对流管束，从水平烟道侧包墙和对流管束的出口集箱引入汽水分离器。从汽水分离器出来的蒸汽经顶棚和包墙系统进入低温过热器，然后流经分隔屏过热器和末级过热器。再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，低温再热器布置于尾部竖井双烟道中的前部烟道，末级再热器布置于水平烟道中逆流换热。水冷壁为膜式水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的分隔屏过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部双烟道中烟气分两路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器，一路流经后部烟道的一级过热器、省煤器，两路烟气充分混合后进入下方的两台回转式空气预热器。锅炉的启动系统为大气扩容式启动系统，内置式启动分离器布置在锅炉的前部上方，其进口为水平烟道侧墙出口和水平烟道对流管束出口连接管，下部与贮水箱相连。在最低直流负荷（30%BMCR）以下时，由水冷壁出来的汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部引出到顶棚包墙和过热器中，5分离下来的水经分离器进入贮水箱中，并经设置在贮水箱上的疏水管路排到扩容器中以维持贮水箱中的液面高度。过热器采用两级喷水减温器，一级减温器布置在低温过热器和分隔屏过热器之间，二级减温器布置在分隔屏过热器和末级过热器之间，每级两点。再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，并在低温再热器出口管道配有事故喷水减温器。制粉系统采用中速磨正压直吹系统，每炉配 6 台磨煤机，在 5 台磨煤机运行时能带满负荷（BMCR工况） 。主燃烧器采用固定式，共设 6 层水平浓淡煤粉一次风喷口，3 层油风室，四层分离型燃尽风室和八层辅助风室。其中分离型燃尽风室（SOFA）采用水平摆动形式，可以调节燃烧火球在炉膛中的位置，并用于调节由于切圆燃烧产生的炉膛出口处烟温偏差。锅炉布置有 64 只炉膛吹灰器、40 只长伸缩式吹灰器、2 只空气预热器吹灰器，吹灰器由程序控制。在水平烟道的末级再热器入口两侧各装设一套红外烟温测量装置，双侧设置炉膛监视闭路电视系统的摄像头用于监视炉膛燃烧状况。锅炉除渣采用机械式除渣方式，装于炉膛冷灰斗下部。3.1.3.13.1.3.13.1.3.13.1.3.1燃烧室按电力行业标准 大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则 DL/T831-2002 确定锅炉的几何尺寸和其计算值（包括炉膛容积、炉膛容积热负荷，燃烧器区壁面热负荷、炉膛有效的投影辐射受热面（EPRS）热负荷、炉膛断面热负荷、炉膛出口烟气温度、后屏底烟气温度、顶层燃烧器至屏底的距离、底层燃烧器至冷灰斗折角的距离等） 。炉膛热力特性参数的确定,综合考虑下列因素：保证着火稳定，燃烧完全，煤粉的燃尽率高；保证在最低稳燃负荷工况下长期安全运行而不需要投油助燃；防止水冷壁和炉膛出口处受热面结渣、腐蚀；防止对流受热面沾污；实现低 NOX排放等。炉膛的特性：（1） 点火方便、燃烧稳定、安全；（2） 有效的防止炉膛结焦；（3） 燃烧室空气动力场良好，出口温度场较均匀，炉膛出口同一标高烟道两侧对称点间的烟温偏差不超过 50。炉膛出口和水平烟道沿炉宽烟速偏差不大于 20%。沿炉宽各管间热偏差系数小于 1.2；（4） 受热面不产生高温腐蚀，防止高温腐蚀及高温氧化（尤其是末级过、再热器、水冷壁管） ；（5） 炉膛出口烟温，无论在燃用设计煤种还是在燃用校核煤种时，都保证炉膛及受热面不结渣、不积灰。当锅炉出力在 B-MCR 时，炉膛出口烟气温度不大于（DT100）与（ST150）的较小值。（6） 在各种运行工况下，锅炉炉膛设计使炉膛水冷壁管、管屏、过热器和再热器的任何部位都不直接受到火焰的冲刷；（7） 决定炉膛热负荷时，对于锅炉在 B-MCR 工况下，炉膛出口烟气温度的确定考虑在任何工况下受热面不会结焦；6（8） 炉膛布置的吹灰器能随炉体膨胀。锅炉具有先进的防止煤粉爆炸的措施和良好的防止内爆的特性。燃烧室的设计承压能力不小于5.98KPa，当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载能力不低于9.98KPa。3.1.3.23.1.3.23.1.3.23.1.3.2给水系统从高加出口引来的锅炉主给水管道布置在锅炉构架内的炉右侧，在给水操纵台上的主给水管道上布置有一只电动闸阀和一只止回阀，电动闸阀并联有一只旁路调节阀并在其前后设置两只电动截止阀，调节阀的通流能力为 35%BMCR，满足锅炉启动和最低直流负荷的需要。此调节阀主要用于锅炉启动阶段在未达到直流负荷之前的给水调节并使得给水压力与省煤器入口压力相匹配。当主给水闸阀全开后，调节阀关闭。在给水操纵台后的主给水管道上有过热器减温水总管的水源接口和一只用于测量省煤器入口水流量的长颈喷嘴。长颈喷嘴用来在锅炉低负荷运行时精确控制和测量，保证进入省煤器中给水流量一直等于或大于锅炉最低给水流量。主给水管道从锅炉单侧引入省煤器入口集箱。水冷壁、折焰角和水平烟道包墙均为管子加扁钢焊接成的膜式管屏。给水经省煤器加热后进入水冷壁下集箱（其标高为 7m） ，经水冷壁下集箱再进入水冷壁冷灰斗。冷灰斗的角度为 55，下部出渣口的宽度为 1455mm。灰斗部分的水冷壁由前、后水冷壁下集箱引出的 460根直径38mm、壁厚为 7.3mm、节距为 53mm 的光管组成的管带围绕成。经过灰斗拐点 （标高为 20.266m）后， 管带以 18.736的螺旋倾角继续盘旋上升。 在炉膛的四角， 螺旋管屏以 250mm 的弯曲半径进行弯制。螺旋管圈水冷壁在标高 48.465m 处通过中间集箱转换成垂直管屏。相邻的中间集箱均用压力平衡管连接。螺旋管圈水冷壁通过直径为219mm、材料为 15CrMoG 的中间集箱转换成垂直管屏，垂直管屏由1384 根材料为 15CrMoG、31.8mm、节距为 55mm 的管子组成，垂直管屏(包括后水吊挂管)出口集箱的40 根引出管与 2 根下降管相连， 下降管分别连接折焰角入口集箱和水平烟道侧墙的下部入口集箱。 折焰角由 346 根427、节距为 55mm 的管子组成，其穿过后水冷壁形成水平烟道底包墙，然后形成 4 排水平烟道管束与出口集箱相连。 水平烟道侧墙由 94 根44.57mm 的管子组成， 其出口集箱与烟道管束共引出 24 根168mm 的连接管与 4 只启动分离器相连，汽水混合物在其中分离。在运行过程中为监控水冷壁的壁温，在螺旋水冷壁管出口装设了 76 个壁温测点，在前、侧墙垂直管屏和后水吊挂管出口共装设了 88 个壁温测点。水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁，保证燃烧室的严密性，鳍片宽度能适应变压运行的工况。并确保在任何工况下鳍端温度低于材料的最高允许温度。在任何工况下（尤其是低负荷及启动工况） ，保证在水冷壁内有足够质量流速，以保持水冷壁水动力稳定和传热不发生恶化，特别是防止发生在亚临界压力下的偏离核态沸腾和超临界压力下的类膜态沸腾现象。在设计中采用防止膜态沸腾的措施。水冷壁的设计考虑了起动时汽水膨胀现象。7水冷壁管进行水动力不稳定性和水冷壁管内沸腾传热计算，确定不发生脉动的界限质量流速和管子最大壁温及管子上下壁温差。还进行水冷壁管管壁温度工况的校核，判断管子的温度和应力是否在许用范围内。对螺旋管水冷壁，螺旋管倾角的选择充分考虑汽水分层、传热恶化的影响。水冷壁的水量和热量分配均匀，以保证沿炉膛宽度方向和四周方向吸热均匀。水冷壁有足够的动力水头，以防止水循环中出现停滞、倒流、不稳定的水动力等等，水冷壁的设计保证螺旋管出口相邻两根管子之间的温度偏差不高于 50oC。最低直流负荷不大于 30% B-MCR。3.1.3.33.1.3.33.1.3.33.1.3.3过热器系统过热器系统按蒸汽流程分为顶棚包墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器和末级过热器。经 4 只汽水分离器引出的蒸汽进入外径为406mm 的顶棚入口集箱， 顶棚过热器由 173 根63.5mm、材料为 15CrMoG、节距为 110mm 的管子组成，管子之间焊接 6mm 厚的扁钢，另一端接至外径为273mm顶棚出口集箱。顶棚出口集箱同时与后烟道前墙和后烟道顶棚相接，后烟道顶棚转弯下降形成后烟道后墙，后烟道前、后墙与后烟道下部环形集箱相接，并连接后烟道两侧包墙。侧包墙出口集箱的 26 根219mm 引出管与后烟道中间隔墙入口集箱相接，隔墙向下引至隔墙出口集箱，隔墙出口集箱与一级过热器相连。低温过热器布置于尾部双烟道中的后部烟道中，由水平管组和立式管组组成，穿过后烟道顶棚管连接至低温过热器出口集箱。经低温过热器加热后，蒸汽经由低温过热器出口集箱端部引出的 2 根连接管和一级喷水减温器进入分隔屏过热器入口集箱。从分隔屏过热器出口集箱引出的蒸汽经 2 根左右交叉的同规格的连接管及二级喷水减温器，进入末级过热器入口集箱。末级过热器位于折焰角上方，沿炉宽方向排列共 34 片管屏，管屏间距为 550mm。每片管组由 19 根管子绕制而成，管子的直径为63/51mm。蒸汽在末级过热器中加热到额定参数后，经出口集箱和主蒸汽导管进入汽轮机。由于高压汽机旁路系统为 100%大旁路， 高旁具有过热器安全阀的功能， 故主蒸汽管道不设置安全阀和 PCV 阀。分隔屏过热器出口集箱与末级过热器进口集箱之间的连接管道为两端引入、 引出， 并进行左右交叉，确保蒸汽流量在各级受热面中的均匀分配，避免热偏差的发生。过热器系统设置两级喷水减温器，每级减温器均为 2 只。喷水减温器采用笛型管结构，筒身内设置套筒。在 BMCR 工况下，过热器减温水的设计流量为 6%BMCR，两级减温器的喷水量均为 3%BMCR。过热器减温水总管的最大设计通流能力按 12%BMCR。在减温水操纵台处，每路支管上均装设有一只流量测量元件、一只电动截止阀、一只电动调节阀、一只闭锁阀。为保证喷水减温后的汽温高于饱和温度，10%BMCR负荷下，二级喷水闭锁阀关闭，减温水不能投用，20%BMCR 负荷下，一级喷水闭锁阀关闭，减温水不能8投用。采用喷水减温时， 其喷水后的蒸汽温度至少应高于相应的饱和温度 15。 过热器出口蒸汽温度偏差不超过5。过热器出口管道上装有水压试验堵阀。3.1.3.43.1.3.43.1.3.43.1.3.4再热器系统从汽轮机高压缸做功后的蒸汽进入到再热蒸汽冷段管道。在锅炉构架内，锅炉两侧各布置一根再热器冷段管道，与尾部双烟道前部烟道中的低温再热器入口集箱连接。在两级再热器间的连接管道上各布置一只事故喷水减温器，减温器筒身规格和材质与管道相同。再热器喷水水源取自锅炉给水泵中间抽头。 在每根支管上布置有电动截止阀、 流量测量装置和电动调节阀。再热器减温水管路的最大设计通流量为 BMCR 工况下再热汽流量的 4.5%。在 50%BMCR 负荷以下，再热器减温水管路上的闭锁阀关闭，减温水不能投用。低温再热器由水平管组和立式管组组成。高温再热器布置于水平烟道内通过中间集箱和连接管与立式低温再热器连接。高再出口集箱两端各引出一根再热器热段管道将高温再热蒸汽送到汽轮机中压缸。热段管道上共装设 12 只弹簧安全阀，每侧 6 只，再热器安全阀总排量按照 100%BMCR 和高旁减温水量的综合考虑设计。安全阀全部布置于再热器出口，当安全阀动作时，可保证有全部流量的再热蒸汽来冷却再热器受热面管，使得再热器受到充分的保护。再热器采用烟气挡板调温，在各工况下再热器的减温水量为零，事故工况下减温器的喷水量约 2 %再热蒸汽流量。 事故喷水减温器的设计能力、 管道及阀门的选择按 200 %再热蒸汽流量 （B-MCR 工况下）设计。再热器进出口管道上装有水压试验堵阀3.1.3.53.1.3.53.1.3.53.1.3.5省煤器系统在尾部的后烟道内低温过热器下布置有省煤器管组。省煤器采用 H 型双肋片管。省煤器采用悬吊结构的方式，与低温过热器共用吊挂管，省煤器出口集箱单独采用一路吊挂管，从分隔墙下集箱引出。省煤器出口集箱引出一根管路，与贮水箱溢流管相连，作为溢流管的暖管管路，一直将水引至溢流阀的上游，以保持启动系统管路的暖态，避免机组甩负荷或其它极端工况时启动系统由干态转湿态运行时当贮水箱突然产生水位而使管路受到热冲击。下降管分成两根小下降管，并分别引至炉膛冷灰斗处的两侧与分配集箱连接。每根下降管分配集箱引出 12 根连接管分别与水冷壁入口前、后集箱连接。省煤器管束采用无缝钢管顺列布置，不允许错列布置。省煤器为连续管圈可疏水型，水向上流，烟气向下流。省煤器设计中考虑灰粒磨损保护措施，省煤器管束与四周墙壁间装设防止烟气偏流的阻流板；管束9上还有可靠的防磨装置。在 B-MCR 时，通过省煤器的烟气平均流速不超过 10 m/s。省煤器能自疏水，进口联箱上装有疏水、锅炉充水和酸洗的连接管座。省煤器入口联箱（包括该联箱）至过热器出口的工质总压降应不大于 3.47 MPa (B-MCR)。省煤器在最高点处设置排放空气的接管座和阀门。省煤器入口有取样点，并有其相应的接管座及一次门、二次门。3.1.3.63.1.3.63.1.3.63.1.3.6空气预热器系统锅炉配备两台三分仓式回转式空气预热器。 空气预热器主轴垂直布置， 烟气和空气以逆流方式换热。因校核煤种外在水分较大，适当提高空气预热器出口一次风温度，以满足磨煤机干燥出力要求。空气预热器的冷端蓄热元件采用低合金耐腐蚀的钢板制作。空气预热器采用可靠的支撑和导向轴承（平衡推力块轴承） ，支撑轴承进口结构要求便于更换，并配置润滑油冷却水系统。每台空气预热器除配备主辅助电动驱动装置外，还配有盘车气动马达，该马达带有电磁空气阀的自动离合器，能进行遥控或自动操作。各驱动电机之间能自动离合，自动切换，切换由 DCS 完成。另外还配有手动盘车手柄。空气预热器要求采用径向、轴向和环向密封系统。密封系统采用双三密封技术。每台空气预热器在机组额定出力时的漏风率第一年内小于 6%，并在一个大修期内小于 8%。另外，三分仓回转式预热器的一次风漏风率应不超过 30%（运行一年后） 。空预器烟气侧入口设有隔离挡板，进入每台空预器的烟气流量应均匀，烟温要一致。空预器进口烟气温度在 400以下时， 空预器在事故停运时， 不发生永久变形， 单台空预器运行能带 60%B-MCR 负荷，停转的空预器采取防止变形的措施。空气预热器设置带有照明的窥视孔，有效可靠的火灾报警装置、消防系统和清洗系统。空气预热器配置停转报警装置，并安装露点测量装置。空气预热器装设适用的吹灰器，吹灰汽源要求为中压并有一定的过热度。空气预热器在锅炉正常运行时不排灰，即空气预热器下部不设连续除灰系统及设备，只设冲洗排水口，排水出口由锅炉厂配带细灰插板门及连接件。3.1.3.73.1.3.73.1.3.73.1.3.7锅炉启动系统启动系统为大气扩容式不带再循环泵系统。启动系统的功能为：(1)锅炉给水系统和水冷壁及省煤器的冷态和温态水冲洗，并将冲洗水通过扩容器和疏水箱排入冷却水总管或冷凝器。(2)满足锅炉冷态、温态、热态和极热态启动的需要，直到锅炉达到 30%BMCR 最低直流负荷，由湿态运行转入干态运行为止。(3)只要水质合格，启动系统可完全回收部分工质及其所含的热量。(4)锅炉转入直流运行时，启动系统处于热备用状态，一旦锅炉渡过启动期间的汽水膨胀期，即通10过给水泵进行炉水再循环。在最低直流负荷以下运行，贮水箱出现水位时，将根据水位的高低自动打开相应的水位调节阀，进行炉水再循环。(5)启动分离器系统也能起到在水冷壁出口集箱与过热器之间的温度补偿作用，均匀分配进入过热器的蒸汽流量。启动系统由如下设备和管路组成：(1) 4 只汽水分离器及其引入与引出管系统。(2) 一只立式贮水箱。(3) 由贮水箱底部引出的疏水总管。(4) 通往扩容器的疏水管，装有传动装置的水位调节阀及截止阀。(5) 启动系统暖管管路。(6) 到锅炉过热器喷水管道及喷水旁路。在锅炉干态运行时，由于暖阀管道一直有水进入，因此分离器贮水箱中的水位在升高，在暖管管路上设有调节阀， 该调节阀主要用于控制进入疏水管路中的暖管水流量， 使之与贮水箱中的蒸发量相匹配，避免因暖管流量的引入造成贮水箱水位过高；另外，开启喷水旁路管道也可降低贮水箱水位。启动分离器为立式筒体，共 4 只，布置在锅炉前部的上方，距前水冷壁的中心线距离为 4.93m，分离器间的距离为 4.5m。从水平烟道侧包墙和管束出口集箱出来的介质经 6 根下倾 15的切向引入管在分离器的顶端引入，在直流负荷下汽水混合物在分离器内高速旋转，并靠离心作用和重力作用进行汽水分离。在分离器内的中部偏上位置布置有脱水装置，其作用是消除介质旋转和向下的动能，使分离器及与之相连的贮水箱中的水位稳定。在分离器的底端布置有水消旋器并连接一根出口导管，将分离出来的水引至贮水箱；在分离器的上端布置有蒸汽消旋装置并也连接 1 根出口导管，将蒸汽引至顶棚过热器入口集箱。每只分离器通过两根吊杆悬吊在锅炉顶板上。贮水箱数量为 1 只，也是立式筒体，外径为762mm，壁厚为 120mm，筒身有效高度约为 19.736m，材料为 15CrMoG，在其下部共有 2 根来自分离器的径向连接管分两层引入分离器的疏水。贮水箱和 4 只分离器平行、并联布置，因此分离器和分离器出水管都提供一定的有效贮水容积，使得贮水箱的体积相对减小。由于贮水箱和分离器并联可能因相互间的压力不均衡而引起各自的水位波动，因此在贮水箱上部引出 4 根7614 的压力平衡管与分离器相连来保持压力的平衡。启动系统的回路设置是：水从省煤器入口集箱进入，经过省煤器、炉膛到汽水分离器，分离下来的水通过分离器下部的贮水箱由疏水管路排到扩容器中，分离出来的蒸汽进入锅炉顶棚、水平烟道侧包墙和尾部烟道包墙，然后依次流经低温过热器、分隔屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。当机组负荷达到直流负荷点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于纯直流干态运行状态。此时进入锅炉的给水量与进入汽机的蒸汽量相等。在点火之前，给水品质应符合标准所推荐的要求。如果给水品质不符合要求，比如在长时间停炉之后，可以用锅炉的给水泵将水经省煤器、炉膛水冷壁送入汽水分离器，再由分离器引至疏水扩容器。此11处不合格的水可以根据水质不同经冷凝器送入精处理设备，或者直接排入地沟。一旦给水品质满足要求，就可以通过锅炉给水泵给锅炉上水。在此期间省煤器上的放气阀要打开，以便排除省煤器中的空气。省煤器中空气排除完后，关闭省煤器放气阀，并由贮水箱疏水到扩容器以维持贮水箱中的液面高度。如果所有的联锁保护就绪，锅炉就可以点火。在过热器和再热器建立足够的蒸汽流量之前，燃料的投放量一定要控制，并确保末级再热器前的烟气温度不高于 538。当过热器和再热器内的流量大约为最大流量的 15%时，减温器可以投入运行来控制蒸汽温度。随蒸汽流量的增加，疏水量逐渐减小。当汽机主汽阀前的蒸汽压力和温度达到汽机冲转所需的最低值后，汽机可以进行冲转。随燃烧率和负荷的提高，进入汽水分离器的蒸汽质量百分比也逐渐增加。在锅炉负荷提高到直流负荷点以上后，进入汽水分离器的将全部是蒸汽。此时锅炉进入直流的运行模式，疏水阀关闭。锅炉启动系统开启暖管系统，维持疏水阀一定的温度，使其处于热备用状态。锅炉在 30%BMCR90%BMCR 之间采用滑压运行模式。锅炉机组的停运与启动是两个相反的过程。在停炉过程中，在直流点以上锅炉和汽机的负荷是不断降低的。在直流点以下炉膛水冷壁内的工质流量应维持恒定。随着燃烧率和负荷的持续下降，汽水分离器中将有水被分离出来。当贮水箱中的水位达到一定高度后，疏水阀开启，疏水泵应启动。随负荷进一步降低，越来越多的水从分离器中被分离出来。此时应逐渐降低给水泵的出力，同时降低疏水量，以达到维持锅炉炉膛水冷壁内最低工质流量的要求，并保持贮水箱中液面的高度。在汽机达到最小负荷时，锅炉和汽机可以停运。系统的各种主要运行模式:(1) 初次启动或长期停炉后启动前进行冷态和温态水冲洗时， 冲洗水量可达 30%B-MCR， 以清除给水系统中的杂质。如果停炉时间在一个星期以上，启动前也必需进行冲洗。(2) 锅炉启动：在整个启动期间，省煤器的给水量必须保持 25%BMCR 以上的主汽流量左右。冷态和温态启动时，在锅炉点火 2030 分钟后，水冷壁即出现“汽水膨胀” ，分离器贮水箱内水位迅速上升至高水位，也通过疏水管路上的调节阀顺利将工质排到扩容器。若水质合格，可通过冷凝器进行回收。(3) 热备用：当锅炉达到 30%B-MCR 的最低直流负荷工况时，应将启动系统解列，启动系统进入热备用状态，此时疏水管路上的水位调节阀和闸阀全部关闭。随着直流工况运行时间的增加，为使管道保持在热备用状态下，有少量省煤器出口炉水通过暖管管路引入溢流管道，此时贮水箱会出现水位。通过开启二级减温水旁路系统维持贮水箱水位在一定的范围内。 为保持启动系统的安全可靠， 在锅炉 30%BMCR负荷以上干态运行时，贮水箱必须保持有一定的水位。当锅炉进入最低直流负荷以下转入部分负荷运行时， 分离器贮水箱将出现水位， 这时疏水管路上调节阀自动打开， 根据储水箱中的水位自动调节其开度。锅炉启动系统及容量的确定，根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、质量流速的选取、以及工质的合理利用等因素确定,采用不带启动循环泵的启动系统。锅炉启动系统，包括启动分离器、贮水箱、一体化大气式扩容器、集水箱、水位控制阀、截止阀、12管道及附件等组成。上述各设备的容量和阀门的通流能力，按 100锅炉启动系统容量来选择。大气式扩容器的容量满足锅炉启动过程中的最大启动疏水量，大气式扩容器的最高工作压力小于1.0MPa。3.1.3.83.1.3.83.1.3.83.1.3.8汽轮机旁路系统采用 100%BMCR 和 65%BMCR 容量高、低压两级串联旁路。与汽轮机旁路容量、参数、控制方式、机组运行方式相匹配。3.1.3.93.1.3.9 吹灰器和烟温监测装置吹灰系统采用 38 只 HXC-5 型长伸缩式吹灰器（行程 T10.5m） 、64 只 HXD-3 型炉膛吹灰器(行程T=267mm)，长伸缩式吹灰器在分隔屏和末级过热器区域布置 8 只、高温再热器区域布置 6 只,尾部竖井烟道区域布置 26 只。炉膛吹灰器分层布置在燃烧器区域的四面墙，炉膛吹灰器共 64 只。锅炉本体吹灰系统的蒸汽汽源均取自末级过热器入口集箱，汽源压力为 28Mpa.g，温度为 545。当锅炉启动初期或低负荷运行时，空气预热器采用辅助汽源作为吹扫介质。吹灰系统设置 1 套减压站，减压站配置气动减压阀、安全阀、压力开关和流量开关等。吹灰系统的疏水为自动控制式。在末级再热器前的两侧墙各布置1 套红外烟温测量装置， 锅炉启动初期用于监测炉膛出口烟气温度。在锅炉启动初期，在烟温测量装置处的烟气温度应控制不超过 538。当烟气温度接近或达到 538时，应控制炉膛热量的输入。但烟气温度升高到 538时，烟温探针将发出超温报警。关于吹灰系统的运行建议：(1) 为保持受热面的清洁，防止积灰、结渣，保持良好的传热性能，提高锅炉的运行安全性和经济性，机组一开始投运就必须定期对受热面进行吹灰。(2) 在低负荷和燃烧不稳定时，锅炉本体不宜进行吹灰。(3) 锅炉本体的吹灰顺序为从炉膛开始，顺烟气流动的方向至尾部烟道，吹灰器对称投入。(4) 锅炉启动和负荷较低时需对空气预热器进行吹灰，防止预热器堵灰及燃烧不充分形成的油滴积累引起的着火。炉膛出口左右侧各装炉膛出口烟温连续监测装置（包括控制装置） ，厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为 0.450.65MPa（g） ，最高温度为 50；输出量程：1201650。3.1.3.103.1.3.103.1.3.103.1.3.10 风烟系统介绍锅炉采用平衡通风方式，每台炉设有两台三分仓容克式空气预热器、二台动叶可调轴流式引风机、二台动叶可调轴流式送风机和二台动叶可调轴流式一次风机，为防止空气预热器低温腐蚀，每台送风机和一次风机出口处各装有一台蒸汽暖风器。BMCR 工况下，空气预热器一次风压降 0.735KPa，空气预热器二次风压降 0.956KPa，炉膛到空气预热器出口压降 2.867 KPa。133.1.3.113.1.3.113.1.3.113.1.3.11 燃烧系统介绍锅炉设计煤和校核煤由 XX 灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马莲台矿区和红岩湾矿区供给。4 只低 NOX墙式直流流燃烧器采用四面墙布置、切圆燃烧，6 台 ZGM113G-II 中速磨煤机配正压直吹制粉系统。每台磨的出口由四根煤粉管接至炉膛四墙的同一层煤粉喷嘴，锅炉 MCR 和 ECR 负荷时均投五层，另一层备用。燃烧器的一、二次风喷嘴呈间隔排列，顶部设有 SOFA 二次风，底部设有 AA 直吹二次风。连同煤粉喷嘴的周界风，每组燃烧器各有二次风挡板 14 组，均由电动执行器单独操作。新型切圆燃烧燃烧方式能保证沿炉膛水平方向均匀的热负荷分配。这种燃烧方式燃烧器布置在四面墙上，火焰喷射方向与墙垂直，燃烧器出口射流两侧具有较大的空间，补气条件好，有利于高温烟气回流，炉膛充满度高，热流分配均匀，减少水冷壁附近烟气流扰动的影响，着火稳定，燃烧器效率高，炉膛出口烟温均匀。同时气流刚性好不易受到水冷壁的影响造成贴墙,从而有利于防止水冷壁结焦的产生。此种燃烧方式除保持切圆燃烧方式的所有优点之外， 与传统的角式布置的燃烧器相比， 具有火焰行程短，火焰两侧补气条件好等优点。直流燃烧器墙式布置，切向燃烧，采用成熟的浓淡分离宽调节比（WR）煤粉喷嘴，最上排燃烧器喷口中心线标高 34870mm，距分隔屏屏底距离 21m，最下排燃烧器中心距灰斗上沿尺寸 4.5m，冷灰斗上沿标高 19.559m,灰斗排渣口标高 7m,水冷壁下联箱标高 7m。 A 层是内燃型燃烧器， 在煤粉进入燃烧器的初始阶段就用等离子弧将煤粉点燃，并将火焰在燃烧器内逐级放大，可在炉膛内无火焰状态下直接点燃煤粉，从而实现锅炉的无油启动和无油低负荷稳燃。点火方式为：最低层为等离子直接点煤粉，B层为微油两级点火，即由高能电火花点燃轻油，然后轻油点燃煤粉。油枪采用压缩空气雾化方式，炉前供油压力约为 1.0MPa。喷嘴能保证燃油雾化良好、燃烧完全，不会出现油滴落入炉底或带入尾部烟道的现象，确保机组安全运行。油喷嘴的材质具有良好的耐高温和耐腐蚀性能。燃烧器设计参数见下表：风率（%）风速（m/s）风温（）一次风232675二次风7146338周界风（占二次风份额）546338燃尽风254660338炉膛漏风5/3.1.3.123.1.3.123.1.3.123.1.3.12 疏水、放气管道锅炉在启动和停运时必须进行疏水和放气（汽） ，目的是：(1)保证在任何时候尾部包墙环形集箱和低温过热器入口集箱都不积存凝结水。因为积水会阻碍尾14部包墙、隔墙和低过的某些管子通过蒸汽而使受热面受热或冷却不均匀。在更恶劣的情况下，这些凝结水会被带到管子里而形成水塞，造成管子过热。(2)在形成蒸汽流动前，确保分隔屏过热器和末级过热器的底部可能存在的积水彻底蒸发，防止积水在管内形成水塞； 放汽可以使过热器在汽轮机冲转之前能得到充分的冷却， 并且根据不同的启动工况，利用不同的位置放汽来调整过热蒸汽温度以加快机组启动速度,同时与末级过热器金属壁温匹配。锅炉设置了以下三个位置的疏水和放汽的管路：(1)尾部包墙环形集箱疏水管路和低温过热器入口集箱疏水管路汇成一根总管，疏水容量在额定压力和温度下为 6% BMCR。(2)水冷壁疏水管路来自水冷壁中间集箱和折焰角入口汇集集箱的疏放水。疏水管上均串联布置有一只电动阀和一只手动阀，手动阀应该布置在电动阀的上游。疏水操作时手动阀保持全开，通过开关电动阀来控制疏水。悬吊式的分隔屏过热器和末级过热器均是不可疏水的结构。在锅炉整体水压试验和停炉后，管屏各管圈的底部都会积有凝结水。停炉后的各种启动工况下，管屏的底端温度最低而管屏的出口集箱温度最高，特别是热态和极热态启动工况。若启动过程中将管屏底部的凝结水带到管子和出口集箱中，将会造成汽塞，甚至对集箱造成冲击而引起孔桥的裂纹。因此，锅炉点火初期要控制燃烧率，使管屏下部的积水完全蒸发、汽化。建议：在启动过程中利用管屏出口金属壁温测点来监视金属温度的变化进行判断。一般，管屏底部的水开始蒸发时出口金属壁温会有所下降，当蒸发减少或全部蒸发后金属壁温又重新上升。为保证锅炉安全、可靠地运行，在受压件必要位置设有疏水和放气点，在锅炉前后墙下水包上设有疏水管，作停炉疏水用；此外，省煤器进口集箱，折焰角入口汇集集箱，水冷壁中间集箱，中隔墙下集箱及后烟井下部环形集箱处均设有疏水管。在锅炉点火前，过热器和再热器系统的疏水阀和放气阀必须打开，以保证系统内管道疏水，疏水后当管道内产生蒸汽时，关闭过热蒸汽管道上的放气阀。后烟井集箱上的疏水阀待汽机旁路系统投入后或发电机并网后立即关闭，再热器疏水阀和排气阀必须在排汽装置建立真空和开启旁路前关闭。3.1.3.133.1.3.133.1.3.133.1.3.13 取样管路锅炉设有炉水取样点、饱和蒸汽取样点、过热蒸汽及再热蒸汽取样点，每点取样管路上串连二只手动截止阀。锅炉给水取样在省煤器入口管路上。3.1.3.143.1.3.143.1.3.143.1.3.14 水动力特性本锅炉为超临界变压运行的本生型直流锅炉，在整个负荷范围内蒸汽压力的变化从常压一直到超临界压力，而水冷壁系统中的介质也将经历从水到蒸汽变化的整个过程。因此，直流锅炉的水冷壁水动力特性要比亚临界汽包锅炉更为复杂同时也更为重要。本工程水冷壁水动力特性计算主要包括流量的分配、管子金属壁温、静态稳定性、动态稳定性和流动停滞，计算结果表明水冷壁水动力特性在各种运行工况下是安全的。15为保证锅炉水冷壁水动力稳定、安全，建议如下：(1)锅炉点火前要对给水系统和水冷壁进行彻底地清洗，确保沉积在管道和管子内表面的杂质、盐分和氧化铁等清除，降低到要求的指标值；(2)直流负荷前，保证水冷壁的最小循环流量；(3)锅炉启动时，尽量投用中层和上层油枪和煤粉燃烧器；(4)密切监视螺旋水冷壁出口、垂直水冷壁出口金属壁温和启动分离器进口温度变化。3.1.3.153.1.3.153.1.3.153.1.3.15 零膨胀点的设置锅炉本体采用全悬吊结构，使锅炉本体的每个部分能够比较充分的热膨胀，大大地减少了由于热膨胀受阻而产生的热应力。 锅炉的自然热膨胀中心除了与锅炉的几何尺寸有关之外， 还与温度的分布有关。而锅炉在启动低负荷、满负荷和停炉工况下温度的分布是不一样的。因此，锅炉的自然热膨胀中心是随着工况的变化而变化的。为了进行比较精确的热膨胀位移计算，以便进行系统的应力分析和密封设计，需要有一个在各种工况下都保持不变的膨胀中心，作为热膨胀位移计算的零点。这个膨胀中心就是所谓的人为的膨胀中心，通过一定的结构措施就能实现它。如前所述，本锅炉某些层刚性梁的内绑带与衬垫焊接，通过固定钢板将水平力传到刚性梁上，通过挡块作为约束来实现零膨胀点。同时，利用与刚性梁和冷钢结构相铰接的刚性梁导向装置，将刚性梁上的水平荷载传递到刚结构上。炉膛水冷壁共设置了 4 层导向装置，尾部烟道设置了 2 层导向装置。炉膛前、后墙及后烟道前、后墙的膨胀中心设置在锅炉对称中心线；螺旋水冷壁侧墙膨胀中心设置在距炉膛后墙中心线 1300mm 处，垂直管屏水冷壁侧墙的膨胀中心设置在距炉膛后墙中心线 1300mm 处。3.1.3.163.1.3.163.1.3.163.1.3.16 除渣系统本锅炉采用克莱德贝尔格曼电力集团公司干式排渣技术机械出渣，炉底密封挡板装置呈环状插入渣斗的上沿口水密封槽内，通过它对炉膛底部密封。水密封槽结构尺寸与锅炉膨胀量相匹配，水封槽的溢流水采用外流式，无论锅炉任何工况，都要保证水不会溢流到干式排渣机内。干式排渣机的冷却风是靠锅炉负压吸进去的，根据渣量、渣温、锅炉负荷进行调节，总的冷却风量在正常出力下，小于锅炉总风量的 11.5%，最大占总风量的 2%。当锅炉出现正压时，此时没有冷却风，渣无法靠风冷却，只能靠自然冷却。当锅炉打风压时，应关闭干式排渣机的所有冷却风门，如果渣井下部未安装液压关断门存在漏风问题。3.23.23.23.2 锅炉基本性能锅炉基本性能3.2.13.2.13.2.13.2.1 锅炉带基本负荷并参与调峰，调峰范围 30%100%BMCR。机组能满足锅炉负荷为 30%B-MCR及以上时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。3.2.23.2.23.2.23.2.2 锅炉变压运行，采用定滑定运行的方式。机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方16式下参数配合的要求。 不同启动方式下从启动到满负荷的启动曲线， 曲线中包括蒸汽 （主蒸汽和再热冷、热段蒸汽）的压力、温度、流量和汽机转速、负荷等。从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间，停炉冷却曲线。3.2.33.2.33.2.33.2.3 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。在燃用设计煤种，煤粉细度达到设计值，在 BRL 工况下，锅炉保证热效率大于等于 93.5%（按低位发热值） 。3.2.43.2.43.2.43.2.4 锅炉满足在全部高压加热器停运时，蒸汽参数保持在额定值，蒸发量满足汽轮机带额定功率660MW。此时过热器、再热器不允许超温。3.2.53.2.53.2.53.2.5 锅炉在燃用设计煤种或校核煤种时，能满足负荷在不大于锅炉的 30%B-MCR 时，不投油长期安全稳定运行，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率 100%的要求。锅炉的最低稳燃负荷应经过至少 4 小时。3.2.63.2.63.2.63.2.6 锅炉负荷变化率应达到下述要求：在 50%100%B-MCR 时，不低于5%B-MCR/分钟在 30%50%B-MCR 时，不低于3%B-MCR/分钟在 30%B-MCR 以下时，不低于2%B-MCR/分钟允许的阶跃负荷变化，在 50%B-MCR 以上时，每分钟不少于 10%B-MCR，在 50%B-MCR 以下时，每分钟 5%B-MCR。3.2.73.2.73.2.73.2.7 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在 35%100%B-MCR、再热汽温在 50%100%B-MCR负荷范围时，应保持稳定在额定值，过热器出口蒸汽温度偏差不超过5，再热器出口蒸汽温度偏差不超过5。3.2.83.2.83.2.83.2.8 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于5。偏差大时，分析调整并采取消除蒸汽侧热力偏差的措施。3.2.93.2.93.2.93.2.9 锅炉点火方式为：A 层为等离子燃烧器，采用等离子直接点燃煤粉，B 层为高能电火花-轻油-煤粉方式。3.2.103.2.103.2.103.2.10炉膛及煤粉燃烧器的设计考虑降低 NOX的有效措施。燃用设计煤种和校核煤种时，NOX排放值小于 350mg/Nm3（折算到 6%含氧量） 。3.2.113.2.113.2.113.2.11烟、风压降实际值与设计值的偏差不高于 10%。3.2.123.2.123.2.123.2.12当给水品质满足指定条件，锅炉蒸汽品质将符合本规范指定的标准。3.2.133.2.133.2.133.2.13过热器蒸汽侧的压降不大于 1.41 MPa（按 B-MCR 工况计算） 。3.2.143.2.143.2.143.2.14再热器蒸汽侧的压降不大于 0.22MPa（按 B-MCR 工况计算） 。3.2.153.2.153.2.153.2.15省煤器水侧的压降不大于 0.23MPa（按 B-MCR 工况计算） 。3.2.163.2.163.2.163.2.16水冷壁的压降不大于 1.83 MPa（按 B-MCR 工况计算） 。3.2.173.2.173.2.173.2.17锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷） ，与汽轮机相匹配，满足以下要求：冷态启动：56 小时17温态启动：23 小时热态启动：11.5 小时极热态启动：1 小时3.2.183.2.183.2.183.2.18锅炉的设计能在单台空气预热器工作情况下连续运行。当单台空气预热器运行时，锅炉能达到60%B-MCR 负荷。3.2.193.2.193.2.193.2.19锅炉两次大修间隔大于 6 年，锅炉两次小修间隔大于 2 年。3.2.203.2.203.2.203.2.20燃烧器防磨件等使用寿命大于 50000 小时。3.2.213.2.213.2.213.2.21省煤器、低温再热器防磨板的使用寿命不少于 50000 小时。3.2.223.2.223.2.223.2.22喷水减温器的喷咀使用寿命大于 80000 小时。3.2.233.2.233.2.233.2.23锅炉各主要承压部件的使用寿命大于 30 年， 受烟气磨损的低温对流受热面的使用寿命达到 100000小时， 空气预热器的冷段蓄热组件的使用寿命不低于 50000 小时。 为防止低温受热面腐蚀采取以下措施：3.2.23.1.3.2.23.1.3.2.23.1.3.2.23.1. 根据燃用煤种特性，合理选用锅炉排烟温度，在低负荷及气温较低时，投用蒸汽暖风器（一、二次风系统） ；3.2.23.2.3.2.23.2.3.2.23.2.3.2.23.2. 冷段蓄热元件和径向密封片采用耐腐蚀钢（考登钢） ；3.2.23.3.2.23.3.2.23.3.2.23.3 3 3 3. . . . 装有性能可靠的吹灰器，选用适当的吹灰参数；3.2.23.3.2.23.3.2.23.3.2.23.4 4 4 4. . . . 装有水冲洗装置，在必要时停炉冲洗积灰并吹干。3.2.243.2.243.2.243.2.24锅炉机组在 30 年的寿命期间，允许的启停次数不少于下值：冷态起动（停机超过 72 小时） ：500 次温态起动（停机 72 小时内） ：4000 次热态起动（停机 10 小时内） ：5000 次极热态起动（停机 1 小时内） ：500 次负荷阶跃：12000 次3.2.253.2.253.2.253.2.25厚壁元件的疲劳寿命分析，以启动分离器及过热器出口集箱为代表，而高温蠕胀寿命分析以过热器出口集箱为代表。启动分离器疲劳寿命分析如下表：起动状态总寿命损耗（%）冷态启动4温态启动26热态启动15极热态启动0.750100%负荷变动6寿命总消耗51.7过热器出口集箱疲劳寿命、高温蠕胀寿命分析如下表：18起动状态30 年疲劳寿命损耗（%）冷态启动5温态启动18热态启动18极热态启动1.230 年过热器出口集箱疲劳寿命消耗为19.2寿命总消耗61.43.2.263.2.263.2.263.2.26 锅炉的汽水系统为无铜系统。3.2.273.2.273.2.273.2.27 锅炉设有有效的停炉保护措施和方法。3.2.283.2.283.2.283.2.28 受热面化学清洗计划，必须考虑化学清洗产生的电腐蚀效应。3.2.293.2.293.2.293.2.29 锅炉装有必需的取样、监视、化学加药、疏水点和放气点以及停炉时的放水点。3.33.33.33.3 设备规范设备规范3.3.13.3.13.3.13.3.1锅炉设计参数及技术规范3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.1 1 1 1. 锅炉性能数据表负荷项目单位设计煤种B-MCRBRL1、蒸汽及水流量过热器出口t/h2210.02115.0再热器出口t/h1868.21783.2省煤器进口t/h2077.41974.0过热器一级喷水t/h66.363.0过热器二级喷水t/h66.363.0再热器喷水t/h002、蒸汽及水压力/压降过热器出口压力Mpa.g25.425.29一级过热器压降MPa0.5390.503二级过热器压降MPa0.4150.386三级过热器压降MPa0.4560.428过热器总压降MPa1.411.317再热器进口压力MPa.g4.5844.36819负荷项目单位设计煤种B-MCRBRL一级再热器压降MPa0.100.09二级再热器压降MPa0.120.12再热器出口压力MPa.g4.3644.158启动分离器压力MPa.g26.8126.55水冷壁压降MPa1.831.71省煤器压降（不含位差）MPa0.130.121省煤器重位压降MPa0.100.10省煤器进口压力MPa.g28.8728.473、蒸汽和水温度过热器出口571571过热器温度偏差55再热器进口319314再热器出口569569再热器温度偏差55省煤器进口283.2280.1省煤器出口318314过热器减温水283.2279.6再热器减温水189.5186.0启动分离器423422不投油最低稳燃负荷%B-MCR30主蒸汽温度保持正常负荷范围%B-MCR35100再热蒸汽温度保持正常负荷范围%B-MCR501004、空气流量炉膛漏风+干除渣漏风Kg/s42.7541,25总风量Kg/s712.3687.5空气预热器进口一次风Nm3/h429864423256kg/s153.44151.08空气预热器进口二次风Nm3/h15192971450424kg/s542.30517.72空气预热器出口一次风Nm3/h26148525628920负荷项目单位设计煤种B-MCRBRLkg/s93.336 (336t/h)91.48空气预热器出口二次风Nm3/h15005881431363kg/s535.63510.92空气预热器中的漏风：一次风漏到烟气Nm3/h8754287542kg/s31.25(112.5t/h)31.25一次风漏到二次风Nm3/h1729617296kg/s6.17 (22.212t/h)6.17二次风漏到烟气Nm3/h3035730005kg/s10.84 (39.024)10.71总的空气侧漏到烟气侧Nm3/h117900117547kg/s42.0841.96空气预热器漏风率%5.495.59一次风漏风率%24.424.85、烟气流量炉膛出口（末过出口）Nm3/h22984602038598kg/s784.23752.09低温过热器出口（后烟道）Nm3/h12641531090650kg/s431.33402.37低温再热器出口（前烟道）Nm3/h1034307947948kg/s352.9349.72省煤器出口Nm3/h12641531090650kg/s431.33402.37空气预热器进口Nm3/h22984602038598kg/s784.23752.09空气预热器出口Nm3/h22129522223642Kg/s850.49818.916、空气预热器出口烟气含尘量g/Nm324.47、空气温度空气预热器进口一次风262621负荷项目单位设计煤种B-MCRBRL空气预热器进口二次风2323空气预热器出口一次风331327空气预热器出口二次风3383338、烟气温度炉膛出口1000989分隔屏屏底烟温13681357分隔屏过热器出口11021090末级过热器进口11021090末级过热器出口1000989末级再热器进口988977末级再热器出口868858低温再热器进口834823低温再热器出口366362低温过热器进口787777低温过热器出口570564省煤器进口570564省煤器出口376371预热器入口烟道369361空气预热器出口（未修正）130128空气预热器出口（修正）1251239、空气压降空气预热器一次风压降KPa0.8空气预热器二次风压降KPa0.98（一次风）燃烧器阻力KPa0.6（二次风）燃烧器阻力KPa1.4810、烟气压力及压降炉膛设计压力KPa5.98炉膛可承受压力KPa9.98空气预热器压降KPa1.1炉膛到空气预热器出口压降KPa2.9622负荷项目单位设计煤种B-MCRBRL11、燃料消耗量t/h328.9315.412、输入热量GJ/h6279602113、锅炉热损失干烟气热损失%4.714.68氢燃烧生成水的热损失%0.060.06燃料中水份引起热损失%0.160.16空气中水份热损失%0.090.09未完全燃烧热损失%0.70.7辐射及对流散热热损失%0.170.17不可测量热损失%0.30.3总热损失%6.196.1614、锅炉热效率锅炉计算热效率（低位发热量）%93.8193.84制造厂裕度%0.34锅炉保证热效率（低位发热量）%93.515、热量，炉膛热负荷，Nox过热蒸汽吸热量GJ/h47454552再热蒸汽吸热量GJ/h12741233燃料向锅炉供的热量GJ/h62796021炉膛容积热负荷kW/m384.581.0炉膛截面热负荷MW/m24.7584.561炉膛有效的投影辐射受热面热负荷（EPRS）kW/m2170.5164.8燃烧器区域面积热负荷MW/m21.7451.67316、Nox排放值（以NO2计）mg/Nm335017、空气预热器出口烟气含尘浓度（以O2=6%）g/Nm320.818、风率一次风率%22二次风率%7223负荷项目单位设计煤种B-MCRBRL燃尽风率%25炉膛漏风率+干除渣漏风率%6619、过剩空气系数炉膛出口/1.201.20省煤器出口/1.201.20空气预热器出口/1.2711.27320、烟气平均流速末级过热器m/s12.111.6末级再热器m/s13.512.9立式低温再热器m/s13.613.1立式低温过热器m/s7.87.6水平低温过热器m/s10.810.5水平低温再热器m/s11.010.8省煤器m/s9.89.721、制粉系统采用的制粉系统正压直吹式冷一次风机制粉系统磨煤机安装/运行台数6/5煤粉细度R90183.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.2 2 2 2. . . .设备技术数据名称单位技术数据1、启动系统设计容量t/h636最小直流负荷%B-MCR301) 启动分离器设计压力MPa.g29.5最高工作压力MPa.g26.81设计温度445最高工作温度427数量台4总长度m324名称单位技术数据材质15CrMoG钢板许用应力MPa104.6水容积m32.5总重量（不包括内部装置）t5.64总重量（包括内部装置）t5.94贮水箱 外径壁厚mmmm762120贮水箱长度m212) 大气式疏水扩容器体积m3110工作压力MPa.g0.20.32工作温度oC100140设计压力MPa.g1.2设计温度oC3003)水箱有效容积m340工作压力MPa.g0.20.32工作温度oC1001402、燃烧室，水冷壁及燃烧设备炉膛型式螺旋管圈+垂直管圈炉膛尺寸（宽，深，高）mm19.082319.082365.1炉膛容积m321026炉膛总受热面积m210404炉膛辐射受热面积m210404炉膛容积m321536炉膛截面积m2364炉膛有效投影辐射受热面积(EPRS)m210404燃烧器区壁面积m21107炉膛卫燃带面积m2/炉膛设计压力KPa5.98短时不变形承载压力KPa9.98燃烧器型式低 Nox 燃烧器25名称单位技术数据燃烧器出口尺寸mm700燃烧器数量（每排只数层数）46燃烧器组高度m最下层燃烧器中心距灰斗上沿尺寸m4.5微油点火用的油枪型式压缩空气雾化微油枪配备数量个4单个油枪耗油量kg/h100供油压力MPa(g)1.0最上排燃烧器中心到屏下端的距离m21.0最上排燃烧器中心到烟窗中心的距离m29.52锅炉下联箱标高m7.0灰斗上沿标高m19.559灰斗的排渣口标高m7.0螺旋管圈水冷壁设计压力MPa.g31.0螺旋管圈水冷壁工作压力MPa.g28.85螺旋管圈水冷壁质量流速（B-MCR/直流负荷起点）kg/m2.s2799/894螺旋管圈水冷壁循环回路数螺旋管圈水冷壁管管型光管螺旋管圈水冷壁管外径壁厚mmmm387.3螺旋管圈水冷壁管管距mm53螺旋管圈水冷壁管根数根460螺旋管圈水冷壁管材质15CrMoG螺旋管圈与水平倾角/圈数/18.736/1.6螺旋管圈上集箱中心标高m50.477螺旋管圈水冷壁受热面积m22950垂直管圈水冷壁设计压力MPa.g30.0垂直管圈水冷壁工作压力MPa.g27.62垂直管圈水冷壁质量流速 （BMCR直流负荷起点）kg/m2.s1353/432垂直管圈水冷壁管管型光管26名称单位技术数据垂直管圈水冷壁管外径壁厚mmmm31.86.2垂直管圈水冷壁管管距mm55垂直管圈水冷壁管根数1384垂直管圈水冷壁管材质15CrMoG垂直管圈水冷壁受热面积m21568水冷壁总受热面积m24518水冷壁水容积m3653、过热器末级过热器设计压力MPa.g28.0末级过热器工作压力MPa.g25.86分隔屏过热器设计压力MPa.g28.7分隔屏过热器工作压力MPa.g26.27低温过热器设计压力MPa.g29.0低温过热器工作压力MPa.g26.53包墙过热器设计压力MPa.g29.5包墙过热器工作压力MPa.g26.81顶棚过热器设计压力MPa.g29.5顶棚过热器工作压力MPa.g26.81过热器一级喷水减温水量（B-MCR）t/h66.3过热器二级喷水减温水量（B-MCR）t/h66.3顶棚过热器受热面积m2466包墙过热器受热面积m21704分隔屏过热器受热面积m22470分隔屏过热器片数片68分隔屏过热器片距mm2750分隔屏过热器质量流速kg/m2.s1112末级过热器受热面积m22400末级过热器片数片34末级过热器片距mm550末级过热器质量流速kg/m2.s1205过热器受热面积总计m21719427名称单位技术数据过热器左右侧交叉换位次数次1过热器总压降（B-MCR）MPa1.41过热器总水容积m32604、再热器低温再热器工作压力MPa.g4.523高温再热器工作压力MPa.g4.413再热器蒸汽流量（B-MCR）t/h1868.24再热器进口压力（B-MCR）MPa.g4.573再热器出口压力（B-MCR）MPa.g4.353主要调温方式烟气挡板辅助调温喷水量kg/h/事故喷水量t/h设计为 0,能力为 56.0低温再热器受热面积m235864低温再热器片数片170低温再热器片距mm110末级再热器受热面积m24081末级再热器片数片68末级再热器片距mm275再热器受热面积总计m234945再热器左右侧交叉换位次数次1再热器总压降（B-MCR）MPa0.22再热器总水容积m33505、省煤器设计压力（B-MCR）MPa.g31.0工作压力（B-MCR）MPa.g28.87设计进口温度（B-MCR）283.2设计出口温度（B-MCR）318受热面积（蛇形管，悬吊管等）m214124省煤器压降（B-MCR）MPa0.23省煤器管排列方式顺列省煤器管材质SA-210C28名称单位技术数据省煤器管并联管数5170省煤器管的防磨设施烟气、阻流板、防磨板省煤器总水容积m335省煤器总压降MPa0.236、空气预热器型式三分仓回转式空气预热器数量台2/台炉制造厂哈锅投运时/运行一年后的漏风系数%6/8空气预热器轴承润滑及冷却方式油浴水冷空气预热器转子直径mm15000空气预热器转子高度m2.574空气预热器转子总重量t560/台预热器空气预热器转子转速r/min0.95空气预热器驱动电动机型式Y200L-4空气预热器驱动电动机台数台2/炉空气预热器驱动电动机转速r/min970空气预热器驱动电动机铭牌功率kW22空气预热器驱动减速机型式硬齿面齿轮式或蜗轮蜗杆式空气预热器辅助气动电动机型式92RA017空气预热器辅助气动电动机台数台2/单台炉空气预热器辅助气动电动机功率kW6.087、安全阀再热器出口安全阀型式弹簧安全阀再热器出口安全阀台数台12再热器出口安全阀公称直径mmDN152.4再热器出口安全阀排汽量（每台）t/h221.167/221.167/223.403/223.403/225.639/225.639/228.100(6 个)再热器出口安全阀起座压力（详列）MPa.g4.95/4.95/5.00/5.00/5.05/5.05/5.105（6 个）29名称单位技术数据再热器出口安全阀回座压力（详列）MPa.g4.75/4.75/4.80/4.804.85/4.85/4.90（6 个）再热器出口安全阀制造厂家进口再热器出口安全阀设计制造技术标准ASME 锅炉和压力容器规范8调节阀过热器喷水调节阀口径mmDN80/DN80过热器喷水调节阀数量台2/2过热器喷水调节阀制造厂进口再热器喷水调节阀口径mm/再热器喷水调节阀数量台2/2再热器喷水调节阀制造厂/再热器事故喷水调节阀口径mmDN50再热器事故喷水调节阀数量台2再热器事故喷水调节阀制造厂进口启动分离器水位调节阀（口径/数量/制造厂）DN350/1/进口DN200/1/进口高水位mm/台/中水位mm/台/低水位mm/台/吹灰汽源减压调节阀口径mmDN80吹灰汽源减压调节阀数量台1吹灰汽源减压调节阀制造厂进口9汽轮机高低压旁路阀（推荐）高低压旁路阀制造厂瑞士 CCI高低压旁路阀型式/高压低压旁路阀数量个2/2高压低压旁路阀额定容量BMCR100/6510、吹灰器及烟温监测装置吹灰器制造厂湖北戴蒙德、上海克莱德、湖北华信炉膛配备的吹灰器型式伸缩式，蒸汽吹灰炉膛配备的吹灰器长度m0.26730名称单位技术数据炉膛配备的吹灰器台数台64炉膛预留的吹灰器孔数个无对流受热面配备的吹灰器型式长伸缩式，蒸汽吹灰对流受热面配备的吹灰器长度m9.5对流受热面配备的吹灰器台数台38空气预热器配备的吹灰器型式伸缩式，蒸汽吹灰空气预热器配备的吹灰器长度m6.5空气预热器配备的吹灰器台数台2每台锅炉配备的吹灰器总数台104对流受热面在炉墙上预留的吹灰器孔数个无供吹灰器的蒸汽来源及参数分隔屏过热器出口减压站配用减压阀的制造厂进口减压站配用减压阀的型式减压调节阀减压站配用减压阀的公称直径mmDN80减压站配用减压阀的入口侧蒸汽压力MPa.g26.87减压站配用减压阀的出口侧蒸汽压力MPa.g3.0减压站配用减压阀的供汽量t/h20减压站配用减压阀的疏水方式电动疏水阀疏水减压站配用安全阀的制造厂减压站配用安全阀的型式全启式弹簧安全阀减压站配用安全阀的公称直径mmDN80烟温监测装置的型式红外遥感烟温监测装置的制造厂烟温监测装置的配备台数台2烟温监测装置的测温范围连续吹灰程控装置型式PLC 控制装置吹灰程控装置制造厂同吹灰器供应商吹灰程控装置性能手控，程控，可编程控11、冷却风系统工业电视系统冷却风机型式采用厂用压缩空气台数台无31名称单位技术数据FSSS 火检冷却风机型式哈锅不供台数台2制造厂随火检厂家提供12、炉膛火焰工业电视炉膛火焰工业电视型式内窥式制造厂长春锅炉仪表厂3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.3. 3. 3. 3. 蒸汽质量标准直流锅炉蒸汽品质取决于给水品质，故给水品质即为过热汽品质。项目给水过 热 汽PH 值8.09.0总固形物ppb5050硬度mol/L0全硅g/L1515导电度s/cm0.150.2联胺g/L氧g/L30150钠g/L55铁g/L1010铜g/L333.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.4. 4. 4. 4. 启动方式及时间表单位：min项目冷态温态热态极热态点火冲转120404015冲转并网60201510并网带满负荷16012035353.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.5. 5. 5. 5. 各种启动工况寿命消耗表类别次 数点火至满负荷时间（h）寿命消耗（次）总寿命损耗（%）冷态启动500560.000084温态启动4000230.00006526热态启动500011.50.00003015极热态50010.0000140.7负荷阶跃12000/0.000005632总计/51.73.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.6 6 6 6. . 过热器、再热器、省煤器受热面结构特性、烟速、汽温与壁温（设计煤种，B-MCR工况。 ）序号部件名称单位过 热 器再 热 器省 煤器立式低过水平低过分隔屏末级过热器末级再热器立式低再水平低再1平均烟气流速m/s8.511.2/12.613.713.611.39.92最高设计压力MPa.g29.029.028.728.05.75.75.8931.03运行压力MPa.g26.5326.5326.2725.864.8634.9634.963 28.874出口工质温度4644615245715694774613185最高计算工质温度4854815806036215094833326出口金属壁温4974926046126455385073507最高金属壁温5014956136236505515123508并联管数根8x854x17013x6x819x3412x6812x856x170 5x1709材质适用温度界限SA-210C：45015CrMoG：580 12Cr1MoVG：580SA-213T23 :590SA-213T91：635SA-213TP347：70410防磨措施顺列布置,阻流板,防磨罩注：SA-213TP347为国产。3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.7. 7. 7. 7. 锅炉热力特性（设计煤种）名称单位BMCRBRL干烟气热损失LG%4.714.68氢燃烧生成水热损失 LH%0.060.06燃料中水份引起的热损失 Lmf%0.160.16空气中水份热损失 LmA%0.090.09未燃尽碳热损失Luc%0.70.7辐射及对流热损失 LR%0.170.17未计入热损失 LuA%0.30.3制造厂裕度 Lmm%0.34计算热效率（按低位发热量）%93.8193.84保证热效率（按低位发热量 LHV）%93.5燃料消耗量t/h328.9315.4炉膛容积热负荷kW/m384.581.0炉膛截面热负荷MW/m24.7584.56133名称单位BMCRBRL燃烧器区域壁面热负荷MW/m21.7451.673炉膛出口烟气温度1000989后屏底烟气温度13681357空气预热器入口冷一次风温度2626空气预热器入口冷二次风温度2323空气预热器出口热一次风温度331327空气预热器出口热二次风温度338333炉膛出口过剩空气系数 l/1.21.2省煤器出口过剩空气系数 sm/1.21.2空气预热器出口烟气修正前温度130128空气预热器出口烟气修正后温度125123锅炉飞灰份额 fh0.90.93.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.8. 8. 8. 8. 设计条件设计条件（煤种煤种）项目符号单位设计煤种校核煤种 1校核煤种 2全水份Mt%13.512.518.3空气干燥基水分Mad%11.378.709.39收到基灰分Aar%19.1128.3812.69干燥无灰基挥发分Vdaf%35.3437.3632.01收到基碳Car%52.9646.4455.06收到基氢Har%2.892.702.85收到基氮Nar%0.540.540.53收到基氧Oar%10.218.610.28全硫St.ar%0.790.840.29收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg19.0917.1119.83哈氏可磨指数HGI/697578冲刷磨损指数Ke/1.73.162.8煤灰熔融性变形温度DT130014101228软化温度ST13101430129034半球温度HT132014501300流动温度FT133015001310煤灰成分二氧化硅SiO2%35.4551.0943.76三氧化二铝Al2O3%27.4225.1822.57三氧化二铁Fe2O3%8.088.966.37氧化钙CaO%18.067.8815.65氧化镁MgO%2.471.422.39氧化钠Na2O%0.660.370.67氧化钾K2O%1.420.881.58二氧化钛TiO2%1.450.861.52二氧化锰MnO2%0.0130.0150.011三氧化硫SO3%4.482.884.98其它%-8.77-35注：本煤质资料中煤灰熔融性在弱还原性气氛条件下实验得出。燃油序号项目规范1油种#0 轻柴油2运动粘度(20时)3.08.0mm2/s3凝固点04闭口闪点不低于 555机械杂质无6含硫量0.2%7灰份0.02%8低位发热值 Qnet,ar41800 kJ/kg3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.9 9 9 9. . . . 锅炉给水及蒸汽品质要求锅炉给水及蒸汽品质要求序号项目参数补给水量1启动时（按 B-MCR 的 7.2 %计）106t/h2正常时（按 B-MCR 的 1.36 %计）30t/h3事故时（按 B-MCR 的 7.7 %计）170t/h4补给水制备方式一级除盐加混床系统锅炉给水品质标准5总硬度0mol/L6溶解氧（化水处理后）30150g/L7铁10g/L8铜3g/L9二氧化硅15g/L10TOC200g/L11pH 值8.09.012电导率（25）0.15 S/cm，期望值0.1 S/cm13钠5 g/L蒸汽品质要求14钠5g/kg15二氧化硅15g/kg16电导率（25）0.20S/cm，期望值0.15S/cmQ/BEIH-NDP10421-20103617铁10g/kg18铜3g/kg3.3.23.3.23.3.23.3.2 锅炉辅助设备规范3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 1. . . . 引风机引风机: : : :特性项目单位规范引风机型号SAF31.5-16-2型式动叶可调轴流式生产厂家上海鼓风机厂数量台/炉2叶轮直径mm1584风机旋转方向（从电机侧看）逆时针转速r/min990风机的第一临界转速r/min1287每级叶片数个16级数2叶片调节范围度-25+10叶片材料15MnV风量m3/s441.25风机出口总压头Pa8856风机功率kW4703烟气含湿量g/kg53.36露点温度97.55风机轴承型式进口滚动轴承轴承润滑方式稀油轴承冷却方式油池+强制油循环+冷却风电动机型号YKK1000-6（含脱硝）生产厂家上海电气集团上海电机厂有限公司转向轴伸端看：顺时针功率kW6850（含脱硝）37接法星形额定电压kV6额定电流A745转速rpm990效率96.6功率因素0.851最大转矩/额定转矩2.64堵转电流/额定电流6堵转转矩/额定转矩0.7轴承润滑方式强制稀油润滑轴承冷却方式强制稀油冷却润滑油46 汽轮机 L-tsa轴承进油压力KPa30-50轴承进油温度40每轴承循环油量L/min6.7绝缘等级H电机加热器电压V380功率kW2.43轴承冷却风机数量台/台2型号9-26-5No.5A厂家上海鼓风机厂配用功率kW18.5风量m3/h16103496风压Pa5697508轴承冷却风机电机型号Y132S2-2厂家上海鼓风机厂接法功率kW18.5Q/BEIH-NDP10421-201038电流A15转速r/m29003.3.2.2.3.3.2.2.3.3.2.2.3.3.2.2.引风机各工况点参数引风机各工况点参数（含脱硝阻力（1000P） ）序号项目名称设计煤种校核煤种 1校核煤种 2TB 工况BMC 工况BRL 工况TB 工况BMC 工况BMC 工况1风机入口流量(kg/s)505.23459.30441.25500.78455.25457.362风机入口静压(Pa)-5941.57-4951.30-4899.13-5920.87-4934.06-4905.203风机出口静压(Pa)2914.852429.052292.982912.962427.472348.064入口烟气温度()131.7116.7115.7126.0111.0106.65烟 气 含 湿 量(g/kg)53.3655.5656.826露点温度()97.5594.8084.937入口烟气密度(kg/m3)0.7850.8160.8200.7940.8250.8288入口粉尘含量(mg/Nm3)2002002009风机全压效率（%）85%10风 机 转 速（r/min）990rpm3.3.2.33.3.2.33.3.2.33.3.2.3. . . . 引风机液压油系统引风机液压油系统: : : :序号项目单位规范1流量L/min562压力MPa6.33油质牌号N684油箱材质/容积/m3Q235A/0.65滤油器过滤精度m106油冷却器水量m3/h3.67油冷却器水压MPa0.20.58冷油器型式直管式9油泵型式齿轮式10油泵数量台239序号项目单位规范11油泵转速r/min145012油泵功率kW1113油箱电加热器数量台114油箱电加热器功率kW33.3.2.43.3.2.43.3.2.43.3.2.4. . . . 引风机润滑油系统引风机润滑油系统: : : :序号项目单位规范1流量L/min40（风机和电机共用）2压力MPa0.63油质牌号N684油箱材质/容积/m3Q235A/1.05滤油器过滤精度m106油冷却器水量m3/h3.67油冷却器水压MPa0.20.58冷油器型式直管式9油泵型式齿轮式10油泵数量台211油泵转速r/min140012油泵功率kW2.213油箱电加热器数量台314油箱电加热器功率kW43.3.2.53.3.2.53.3.2.53.3.2.5. . . . 送风机送风机: : : :序号项目单位规范1风机型号-ASN-3040/16002风机调节装置型号-350.23叶轮直径mm30404轴的材质-455轮毂材质-球墨铸铁6叶片材质/叶片数-/片LD5/267动叶片调节范围度10558风机的第一临界转速r/min14509风机轴承型式-滚动轴承Q/BEIH-NDP10421-201040序号项目单位规范10轴承润滑方式-油浴润滑11轴承冷却方式-自然冷却12轴瓦冷却水量t/h无13风机旋转方向（从电机侧看）-顺时针3.3.2.63.3.2.63.3.2.63.3.2.6. . . . 送风机参数表送风机参数表: : : :序号项目名称设计煤种校核煤种校核煤种TB 工况BMC 工况BRL 工况TB 工况BMC 工况TB 工况BMC 工况1风机入口流量(kg/s)314.23299.27287.72302.00287.68288.90275.142风机入口体积(m3/s)306.27283.94272.98294.35272.94274.1261.043风机入口静压(Pa)-349.3-317.55-307.27335.83-305.3327.93298.174风机出口静压(Pa)4322.23786.913497.094252.93719.584048.453680.415风 机 全 压(Pa)45554142383744644058441040096进 风 温 度（）282020282020207风机全压效率（%）858787868786878风机轴功率（kW）16231382119414891275140812059风 机 转 速（r/min）99510电 机 功 率（kW）18003.3.2.73.3.2.73.3.2.73.3.2.7. . . . 送风机油系统送风机油系统: : : :序号项目单位规范1流量L/min102压力MPa1(正常)、8(最高)41序号项目单位规范3油质牌号YB46(#30 液压油)4油箱材质/容积/m3碳钢/0.55滤油器过滤精度mm0.016油冷却器水量1.57油冷却器水压MPa0.61.08冷油器型式管式9油泵型式齿轮泵10油泵数量台211油泵转速r/min145012油泵功率kW22.213油箱电加热器数量台114油箱电加热器功率kW23.3.2.83.3.2.83.3.2.83.3.2.8. . . . 送风机电动机参数表送风机电动机参数表: : : :序号名称规范1被驱动设备名称送风机2电动机型式/型号YKK710-63铭牌功率1800 （kW）4额定电压/相数/频率6/3/50(kV/x/HZ)额定电流210A5额定耐受试验电压13 （kV）6额定转速995(r/min)7启动电压/电流6/1365（kV/A）8绝缘等级/绝缘处理方式F/VPI9满载运行时的温升（电阻法测量）80K（）10外壳防护等级IP5411加热器电压/功率/数量（V/W/个）380/2.4kW/1 套12满载电流/堵转电流（A）210/136513效率/功率因数：14旋转方向顺时针（从电机向风机看）15制造厂名称上海电机厂3.3.2.93.3.2.93.3.2.93.3.2.9. . . . 一次风机：一次风机：Q/BEIH-NDP10421-201042序号项目单位规范1风机型号AST-1980/14002风机调节装置型号350.2H3叶轮直径mm19804轴的材质455轮毂材质QT400-186叶片材质LY117叶轮级数级28每级叶片数片229叶片调节范围度4510风机的第一临界转速r/min202011风机轴承型式滚动轴承12轴承润滑方式强制润滑13轴承冷却方式循环油冷却14轴瓦冷却水量t/h无15风机旋转方向顺时针（从电机向风机看）3.3.2.103.3.2.103.3.2.103.3.2.10. . . . 一次风机参数表一次风机参数表：煤种工况项目设计煤种校核煤种 1校核煤种 2TB 工况BMC 工况BRL 工况TB 工况BMC 工况BMC 工况风 机 入 口 质 量 流 量(kg/s)136.43101.0689.89141.89117.02117.2风 机 入 口 体 积 流 量(m3/s)132.595.585.0137.8110.6110.8风机入口温度()282020282020入口空气密度(kg/m3)1.031.0581.0581.031.0581.058风机入口全压(Pa)-362.98-279.21-268.88-482.8-371.38-371.93风机入口静压(Pa)-911.8-572.4-500.8-1076.5-764.5-766.2风机出口全压(Pa)18679.914240.212861.018724.714571.114558.3风机出口静压(Pa)181311394712629181311417814164风机全压升(Pa)19042.814519.413129.819207.514942.514930.2风机静压升(Pa)19042.814519.413129.819207.514942.514930.243煤种工况项目设计煤种校核煤种 1校核煤种 2TB 工况BMC 工况BRL 工况TB 工况BMC 工况BMC 工况风机全压效率(%)82.5878782.584.584.5风机轴功率(kW)2924.51553.01254.53066.51881.91883.3风机转速(r/min)149014901490149014901490风机全压效率（%）82%进口风温（）2820202820203.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 11 1 1 1. . . . 一次风机油系统：一次风机油系统：序号项目单位液压油润滑油1流量L/min15452压力MPa3(正常)、8(最高)0.1（正常）0.4（最高）3油质牌号N46N464油箱材质/容积/m3碳钢/15滤油器过滤精度mm0.010.016油冷却器水量m3/h67油冷却器水压MPa8冷油器型式管式管式9油泵型式齿轮泵齿轮泵10油泵数量台2211油泵转速r/min1450145012油泵功率待定待定13油箱电加热器数量台314油箱电加热器功率kW23.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 12 2 2 2. . . . 一次风机电机规范表：一次风机电机规范表：序号名称规范1被驱动设备名称一次风机2电动机型式/型号YKK710-43安装方式/地点卧式/室内4铭牌功率3300（kW）5额定电压/相数/频率6/3/50（kV/ /Hz）Q/BEIH-NDP10421-201044序号名称规范额定电流475A6额定耐受试验电压13（kV）7额定转速1494（r/min）8起动电压/电流6/3088（kV/A）9绝缘等级/绝缘处理方式F/VPI10工作制S111满载运行时的温升（电阻法测量）80K（）12外壳/通风方式IC61113外壳防护等级IP5414传动轴型式刚性轴15联轴器型式直接16轴承型式国产滑动17轴承润滑油流量16（L/s）18加热器电压/功率/数量380/2.4kW/1 套（V/W/个）19额定电压/最低起动电压下允许的惰转时间31（s）20额定电压/最低起动电压下的加速时间17（s）21满载电流/堵转电流475/3088（A）22堵转转矩/额定转矩0.523堵转电流/额定电流6.524最大转矩/额定转矩2.025推荐的润滑油型号规格46 号汽轮机油 L-TSA26声压级（电动机外壳 1 米远处）85dB（A）27旋转方向顺时针（从电机向风机看）28制造厂名称上海电机厂3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 13 3 3 3. . . . 磨煤机主要数据汇总表磨煤机主要数据汇总表编号项目单 位设计煤种校核煤种 1 校核煤种 2锅炉燃煤量（BMCR）t/h329.54367.68317.24每台炉配磨煤机台数/运行台数台6/56/56/5煤粉细度 R90%181818磨煤机（型号）ZGM113G-II磨煤机基本出力t/h72.545编号项目单 位设计煤种校核煤种 1 校核煤种 2磨煤机转速r/min30.61磨煤机额定功率kW570旋转方向逆时针（从输出轴向电机侧看）2磨煤机电机型号YMKQ600-63磨煤机电机额定电压kV64磨煤机电机额定功率kW6305磨煤机电机额定电流A75.46启动电流A4507磨煤机电机额定转速r/min9908磨煤机单位电耗(BMCR)：kWh/t 煤 7.769磨煤机单位磨损率：g/t 煤5710盘车装置11额定功率：kW2212额定电压V38013输入/出转速r/min1420/55.4(磨盘转速 1.68r/m)14防爆蒸汽参数：压力 0.40.6MPa（a）温度180/ 流量 1.5t/h15磨煤机最大计算出力(不考虑磨损)t/h83.8985.384.7416磨煤机磨损后期最大出力t/h79.7081.0480.5017磨煤机磨损后期最小出力t/h20.9721.3321.1918裕量（BMCR）%20.9332.2552.2519磨机最大空气流量kg/s28.03（101）28.0231.9520磨机最小空气流量kg/s18.22（66）18.2120.7721磨机额定空气流量kg/s25.23（91）24.3326.3422磨机出口气体质量流量（BMCR）kg/s27.7526.9429.5523磨机出口气体温度（BMCR）75757524通风阻力（BMCR 包括煤粉分配箱）KPa5.655.374.9825磨煤机密封风量Nm3/min70707026石子煤排放量t/h0.0420.0430.04227煤粉均匀性系数 n1.13.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 14 4 4 4. . . . 磨煤机液压磨煤机液压/ / / /润滑油系统润滑油系统Q/BEIH-NDP10421-201046润滑油站双速电动机型号YD160M-8/4转速r/min720/1450油泵电机功率kW5/7.5 kW油泵电机电压V380油泵型式立式三螺杆泵油泵型号SNS280R43U12.1-W21数量台/磨1额定压力MPa1额定流量L/min250安全阀整定工作压力MPa0.63工作油温2550安全阀额定工作压力MPa0.63润滑油冷却器冷油器冷却水流量L/min380冷却水压力MPa1.0冷却水温度入口水温：38 ；出口水温：42润滑油温入口油温：50；出口油温：45双筒过滤器号双筒过滤器1 台不锈钢网可清洗额定压力MPa1.0差压MPa0.1,0.12MPa(报警)电加热器个1电加热器功率kW10润滑油牌号ISOVG320液压油站制造厂家伊顿流体动力上海有限公司马达型号Y160L-8油泵型式齿轮泵 PFG327/D/RO电动机功率kW7.5正常供油压力MPa1347额定流量L/min20冷油器冷却水流量m3/h7.2冷却水压力MPa0.3冷却器入口水温度38油冷却器数量台/台磨1工作油温2050电加热器个1电加热器功率kW1x1润滑油牌号N46 抗磨液压油落渣门泵电机kW1.5正常供油压力MPa10额定流量L/min3.93.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 15 5 5 5. . . . 给煤机电动机规范表：给煤机电动机规范表：序号名称规范给煤机1设备名称电子称重式给煤机2型号HD-BSC263数量每炉 6 台给煤机4给煤出力5120t/h5称量精度0.5%6密封风压11400 Pa7密封风风量79 Nm3/min给煤机电机8电动机型式变频调速9型号YVP3.010铭牌功率3.0 kW11额定转速 （r/min）141012额定电压/相数/频率 （V/ /Hz）380/4/5013额定耐受试验电压 （V）66014安装方式/地点与减速机直联15起动电压/电流 （V/A）380/1-716绝缘等级/绝缘处理方式FQ/BEIH-NDP10421-201048序号名称规范给煤机1设备名称电子称重式给煤机2型号HD-BSC263数量每炉 6 台给煤机4给煤出力5120t/h5称量精度0.5%6密封风压11400 Pa7密封风风量79 Nm3/min给煤机电机17满载运行时的温升（电阻法测量） （）80K18外壳/通风方式风冷19外壳防护等级IP5420满载电流/功率因数（A）6.56/0.821制造厂名称南方电机22清扫链电动机型号/功率Y0.37，功率：0.37kW3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 16 6 6 6. . . . 暖风器：暖风器：一次风暖风器：工况项目BMCRBRL一次风量 kg /h设计煤种191270168560校核煤种 2245489182097型号GNWCS-1.6/350-480进口风温-15-15出口风温2727加热蒸汽压力MPa(a)最高：1.6，正常：0.47加热蒸汽温度最高：350，正常：250进口风风压0.4 MPa耗汽量：4.43t/h暖风器风侧阻力200 Pa换热面积480 m2自暖风器蒸汽进口至疏水调节阀出口的总阻力MPa0.12二次风暖风器：49工况项目BMCRBRL二次风量kg/s设计煤种10478331035801校核煤种 11035801881182型号GNWCS-1.6/350-1500进口风温-14-14出口风温2323加热蒸汽压力MPa(a)最高：1.6，正常：0.47加热蒸汽温度最高：350，正常：250进口风风压0.4 MPa耗汽量：16.67t/h暖风器风侧阻力 ；200Pa换热面积1500m2自暖风器蒸汽进口至疏水调节阀出口的总阻力MPa0.123.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.1 1 1 17. 7. 7. 7. 辅机冷却水系统辅机冷却水系统（1） 辅机冷却水系统:采用开式冷却水系统， 开式冷却水温度为 36。 开式冷却水系统的水质资料如下：与汽机相统一项目单位数量项目单位数量Na+mmol/L8.65Cl-mmol/L5.425K+mmol/L/SO42-mmol/L9.675Ca2+mmol/L10.1NO3-mmol/L0.45Mg2+mmol/L5.1NO2-mmol/L0.025NH4+mmol/L0.025HCO3-mmol/L8.8阳离子mmol/L23.875PO43-mmol/L/Femg/L1.20阴离子mmol/L24.375Cumg/L0.05总溶解固形物mg/L583.14暂时硬度mg/L(1/2CaCO3)440.35全固形物mg/L690.56永久硬度mg/L(1/2CaCO3)320.25悬浮物mg/L100全硬度mg/L(1/2CaCO3)760.6耗氧量mg/L6.125全碱度mg/L(1/2CaCO3)440.35SiO2mg/L40.95PH9（2）闭式循环冷却水系统：采用除盐水闭式循环冷却水工作压力0.6MPa（g） （暂定）Q/BEIH-NDP10421-201050闭式循环冷却水最高工作温度39（暂定）1 1 1 18 8 8 8. . . . 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为 0.450.65MPa（g） ，最高温度为 50。514 4 4 4 风烟系统风烟系统风烟系统风烟系统4.14.1 暖风器运行暖风器运行4.1.14.1.14.1.14.1.1暖风器投停原则4.1.1.1.4.1.1.1.4.1.1.1.4.1.1.1. 空预器入口一次风或二次风温度低于 20时投入暖风器；4.1.1.2.4.1.1.2.4.1.1.2.4.1.1.2. 锅炉启动初期,在送风机启动后应根据环境温度水平决定暖风器是否投入；在保证空预器不发生动静摩擦的前提下，尽量提高入口风温；4.1.1.3.4.1.1.3.4.1.1.3.4.1.1.3. 送风机停止运行后，应将同侧暖风器停止运行；4.1.1.4.4.1.1.4.4.1.1.4.4.1.1.4. 在锅炉运行期间，应调整暖风器疏水开度，以保证空预器冷端平均温度在煤种含硫量所对应的设定数值。1)当燃煤含硫量小于 1%时，应控制空预器冷端综合温度在 145；2)当燃煤含硫量在 1%1.2%之间时，应控制空预器冷端综合温度在 165；3)当燃煤含硫量在 1.2%1.6%之间时，应控制空预器冷端综合温度在 185；4)当燃煤含硫量在 1.6%以上时，应控制空预器冷端综合温度在 200；5)当室温大于 20时，煤中含硫量控制在 1.1%以下，可以不投暖风器；6)当冷端综合温度超过 210时，可以不考虑烟气含硫量的影响。4.1.24.1.24.1.24.1.2暖风器系统投入前的准备4.1.2.1.4.1.2.1.4.1.2.1.4.1.2.1. 检查暖风器系统完整，检修工作结束，工作票终结；4.1.2.2.4.1.2.2.4.1.2.2.4.1.2.2. 确认辅助蒸汽联箱压力合格，汽源充足；4.1.2.3.4.1.2.3.4.1.2.3.4.1.2.3. 检查暖风器系统各测点完好，数据准确；4.1.2.4.4.1.2.4.4.1.2.4.4.1.2.4. 检查暖风器各电动门送电，各气动门气源正常，设备开关灵活好用；4.1.2.5.4.1.2.5.4.1.2.5.4.1.2.5. 确认暖风器各受热面已旋至水平，且固定牢固；4.1.2.6.4.1.2.6.4.1.2.6.4.1.2.6. 检查暖风器系统各阀门状态正确。4.1.34.1.34.1.34.1.3暖风器系统投入前阀门状态恢复4.1.3.1.4.1.3.1.4.1.3.1.4.1.3.1. 检查暖风器辅汽及五段抽汽供汽电动门关闭；4.1.3.2.4.1.3.2.4.1.3.2.4.1.3.2. 稍开暖风器供汽电动门前疏水一次门、二次门暖管；4.1.3.3.4.1.3.3.4.1.3.3.4.1.3.3. 打开辅汽供炉侧管路疏水器前、后手动门暖管；4.1.3.4.4.1.3.4.4.1.3.4.4.1.3.4. 关闭暖风器疏水至凝汽器疏水电动门；4.1.3.5.4.1.3.5.4.1.3.5.4.1.3.5. 关闭暖风器疏水至凝汽器管路放水手动门、排空手动门；4.1.3.6.4.1.3.6.4.1.3.6.4.1.3.6. 打开暖风器疏水至冷凝水箱电动门；4.1.3.7.4.1.3.7.4.1.3.7.4.1.3.7. 逐渐开启辅汽至炉侧蒸汽管路手动门，控制温升20/min；4.1.3.8.4.1.3.8.4.1.3.8.4.1.3.8. 打开 11 空预器一次风暖风器供汽电动总门及手动门 1/2/3；4.1.3.9.4.1.3.9.4.1.3.9.4.1.3.9. 打开 11 空预器二次风暖风器供汽电动总门及手动门 1/2/3/4；Q/BEIH-NDP10421-2010524.1.3.10.4.1.3.10.4.1.3.10.4.1.3.10. 打开 12 空预器一次风暖风器供汽电动总门及手动门 1/2/3；4.1.3.11.4.1.3.11.4.1.3.11.4.1.3.11. 打开 12 空预器二次风暖风器供汽电动总门及手动门 1/2/3/4；4.1.3.12.4.1.3.12.4.1.3.12.4.1.3.12. 打开 11 空预器一次风暖风器疏水手动门 1/2/3；4.1.3.13.4.1.3.13.4.1.3.13.4.1.3.13. 打开 11 空预器一次风暖风器疏水气动调节门前、 后手动门及疏水旁路气动门， 检查疏水气动调节门关闭；4.1.3.14.4.1.3.14.4.1.3.14.4.1.3.14. 打开 11 空预器二次风暖风器疏水手动门 1/2/3/4；4.1.3.15.4.1.3.15.4.1.3.15.4.1.3.15. 打开 11 空预器二次风暖风器疏水气动调节门前、 后手动门及疏水旁路气动门， 检查疏水气动调节门关闭；4.1.3.16.4.1.3.16.4.1.3.16.4.1.3.16. 打开 12 空预器一次风暖风器疏水手动门 1/2/3；4.1.3.17.4.1.3.17.4.1.3.17.4.1.3.17. 打开 12 空预器一次风暖风器疏水气动调节门前、后手动门及疏水旁路气动门，检查疏水气动调节门关闭；4.1.3.18.4.1.3.18.4.1.3.18.4.1.3.18. 打开 12 空预器二次风暖风器疏水手动门 1/2/3/4；4.1.3.19.4.1.3.19.4.1.3.19.4.1.3.19. 打开 12 空预器二次风暖风器疏水气动调节门前、后手动门及疏水旁路气动门，检查疏水气动调节门关闭；4.1.3.20.4.1.3.20.4.1.3.20.4.1.3.20. 打开暖风器疏水取样一次门、二次门。4.1.44.1.44.1.44.1.4暖风器系统投入4.1.4.1.4.1.4.1.4.1.4.1.4.1.4.1. 暖风器系统投入前的准备工作与阀门状态恢复工作已经完成；4.1.4.2.4.1.4.2.4.1.4.2.4.1.4.2. 暖风器供汽电动门前疏水温度合格后关闭疏水一次门、二次门；4.1.4.3.4.1.4.3.4.1.4.3.4.1.4.3. 稍开暖风器供汽电动门暖管 30 分钟，开各暖风器疏水气动调节门，关闭疏水器旁路气动门；4.1.4.4.4.1.4.4.4.1.4.4.4.1.4.4. 当暖风器疏水温度升高，逐渐全开暖风器供汽电动门，调整辅汽供炉侧手动门使疏水调门在可调范围；4.1.4.5.4.1.4.5.4.1.4.5.4.1.4.5. 根据空预器冷端温度水平调整疏水温度。4.1.54.1.54.1.54.1.5 暖风器系统运行维护4.1.5.1.4.1.5.1.4.1.5.1.4.1.5.1. 暖风器供汽压力 0.60.8MPa，供汽温度大于 200；4.1.5.2.4.1.5.2.4.1.5.2.4.1.5.2. 暖风器本体及各阀门、法兰连接处无漏水漏汽现象；4.1.5.3.4.1.5.3.4.1.5.3.4.1.5.3. 出口风温调节灵活，工作正常；4.1.5.4.4.1.5.4.4.1.5.4.4.1.5.4. 暖风器系统疏水应定期进行化验，保证水质合格；4.1.5.5.4.1.5.5.4.1.5.5.4.1.5.5. 暖风器系统无异常振动，疏水畅通；4.1.5.6.4.1.5.6.4.1.5.6.4.1.5.6. 机组负荷变化时，及时监视气源切换正常。4.1.5.7.4.1.5.7.4.1.5.7.4.1.5.7. 风机运行中，当环境温度低于 0时，禁止长期关闭各调阀，为避免管道冻结，应保证疏水流通；4.1.5.8.4.1.5.8.4.1.5.8.4.1.5.8. 风机运行中，应加强风压、风温参数变化分析，及时发现风道内暖风器管束的泄漏现象；4.1.5.9.4.1.5.9.4.1.5.9.4.1.5.9. 如遇机组停运，应执行低点放水。534.1.5.10.4.1.5.10.4.1.5.10.4.1.5.10.夏季暖风器停运期间将散热片旋至与风道平行位。4.1.64.1.64.1.64.1.6 暖风器停运4.1.6.1.4.1.6.1.4.1.6.1.4.1.6.1. 当风机停止或空预器冷端平均温度允许时可以停止暖风器运行；4.1.6.2.4.1.6.2.4.1.6.2.4.1.6.2. 解除暖风器调节自动，关闭暖风器供汽电动门；4.1.6.3.4.1.6.3.4.1.6.3.4.1.6.3. 逐渐开启暖风器疏水至冷凝水箱电动门；4.1.6.4.4.1.6.4.4.1.6.4.4.1.6.4. 全开暖风器疏水调节门进行充分疏水；4.1.6.5.4.1.6.5.4.1.6.5.4.1.6.5. 如果有检修工作或者冬季停运暖风器，应关闭暖风器各供汽门，并对系统进行充分放水。4.1.74.1.74.1.74.1.7 暖风器控制原理煤种的变化、冬夏季气温的变化、昼夜间气温的变化以及机组负荷的变化会影响锅炉效率和低温腐蚀，需要采用暖风器。锅炉运行中，综合考虑根据烟气成分（应用基 Cy、Hy、Oy、Ny、Sy、Wy、Sy）确定的酸露点温度和锅炉设计要求的空气预热器冷端综合温度 138，确定暖风器调节阀整定温度；最好在线检测锅炉排烟温度和进风温度，计算得到空气预热器运行冷端温度，将此运行冷端温度与整定温度之差控制在2。本炉采用的疏水侧控制热力系统同时具有调节暖风器换热能力和系统阻力的功能，暖风器内始终充满汽水混合物,工质压力不会波动， 解决了由于暖风器内汽水压力波动引起系统水击的问题；暖风器内的凝结水水位的变化影响放热系数和凝结水过冷吸热，从而能改变空气温度。4.24.24.24.2空预空预器运行器运行4.2.14.2.14.2.14.2.1 空预器启动前的检查准备4.2.1.1.4.2.1.1.4.2.1.1.4.2.1.1. 空预器及其相关设备的检修工作全部结束，工作票已终结，现场卫生清理干净；4.2.1.2.4.2.1.2.4.2.1.2.4.2.1.2. 检查空预器本体所有人孔、检查孔全部关闭严密，底部排水阀关闭；4.2.1.3.4.2.1.3.4.2.1.3.4.2.1.3. 检查空气预热器外观整洁，保温完整严密。各膨胀节和支吊架导向装置安装可靠；4.2.1.4.4.2.1.4.4.2.1.4.4.2.1.4. 减速箱、导向轴承、推力轴承油位正常，油质良好无乳化现象；4.2.1.5.4.2.1.5.4.2.1.5.4.2.1.5. 检查主、辅电机变频控制柜就地/远方切换开关在远方位，且控制柜各指示状态正确；4.2.1.6.4.2.1.6.4.2.1.6.4.2.1.6. 各挡板执行机构完好，传动试验合格，开度指示与实际相符，切至遥控状态；4.2.1.7.4.2.1.7.4.2.1.7.4.2.1.7. 联系热工检查各仪表、测点齐全，信号准确，联锁及保护试验动作正确且已投入；4.2.1.8.4.2.1.8.4.2.1.8.4.2.1.8. 主辅电机接线良好，安全罩齐全，停止 15 天以上就地测量电机的绝缘合格后，将主、辅电机送电；4.2.1.9.4.2.1.9.4.2.1.9.4.2.1.9. 火灾报警装置、停转报警装置投入，无故障信号，消防水系统良好备用，左右侧手动门均已关闭；4.2.1.10.4.2.1.10.4.2.1.10.4.2.1.10. 确保吹灰器吹灰枪已完全收回就位，吹灰汽源充足；4.2.1.11.4.2.1.11.4.2.1.11.4.2.1.11. 检查压缩空气系统正常，气动马达供气手动门已开启；4.2.1.12.4.2.1.12.4.2.1.12.4.2.1.12. 导向轴承润滑油冷却水投入运行，供、回水手动门已开启,系统已排空，压力合格；Q/BEIH-NDP10421-2010544.2.1.13.4.2.1.13.4.2.1.13.4.2.1.13. 检查各电机事故按钮完好。4.2.24.2.24.2.24.2.2 空预器顺控启动4.2.2.1.4.2.2.1.4.2.2.1.4.2.2.1.空预器启动前检查与准备工作已经结束；4.2.2.2.4.2.2.2.4.2.2.2.4.2.2.2.在 DCS 画面空预子画面中调出空预器子组操作块，投入自动控制，点击程序启动按钮，顺控块会显示当前执行步序；第一步：开启气动马达电磁阀，检查盘车气动马达投入，确认空预器转向正确，声音正常；第二步：延时 300s 后，空预器辅助电机启动，检查电流正常；第三步：延时 30s 后，电磁阀关闭，气动马达退出运行；第四步：确认气动马达退出运行且计时 180s 后，空预器辅助电机自动停止第五步：确认辅助马达退出运行，停反馈返回；第六步：空预器主电机启动，检查电流正常；第七步：联锁开启空预器入口烟气挡板及一次风、二次风出口挡板，检查状态反馈正确；第八步：顺控完成，全面检查空预器运行正常后投入空预器辅助电机联锁。4.2.34.2.34.2.34.2.3 空预器的运行维护4.2.3.1.4.2.3.1.4.2.3.1.4.2.3.1. 空预器动静部分无摩擦、撞击等异常现象，无密封装置漏风现象；4.2.3.2.4.2.3.2.4.2.3.2.4.2.3.2. 正常运行中，每 8 小时吹灰一次。启动中，使用辅助蒸汽对空预器进行连续吹灰，就地观察空预器内部无再燃烧情况，无油污或灰碳沉积，直至机组运行正常；4.2.3.3.4.2.3.3.4.2.3.3.4.2.3.3. 检查空预器驱动电机的电流在正常范围内且稳定，若电流异常摆动，应立即采取降烟温或其他措施；4.2.3.4.4.2.3.4.4.2.3.4.4.2.3.4. 监视空预器的烟气和空气进出口温度、阻力的变化，如发现温度或阻力异常，应及时就地检查空预器的运行情况；4.2.3.5.4.2.3.5.4.2.3.5.4.2.3.5. 空预器上下轴承油位及油质正常，冷却水畅通，冷却水管路无渗漏现象，轴承温度70，油系统无泄漏；4.2.3.6.4.2.3.6.4.2.3.6.4.2.3.6. 应维持空预器冷端温度水平高于烟气露点温度，保证空气预热器“冷端综合温度”（烟气出口温度+空气入口温度）不低于 145，必要时投入暖风器运行；4.2.3.7.4.2.3.7.4.2.3.7.4.2.3.7. 检查就地变频控制柜无报警信号，状态指示正确；4.2.3.8.4.2.3.8.4.2.3.8.4.2.3.8. 检查预热器灭火及冲洗水压力正常，保证随时可用；4.2.3.9.4.2.3.9.4.2.3.9.4.2.3.9. 检查空预器热点探测装置工作正常，无报警信号；4.2.3.10.4.2.3.10.4.2.3.10.4.2.3.10.检查转子测速报警装置工作正常。4.2.3.11.4.2.3.11.4.2.3.11.4.2.3.11.注意监视预热器烟、风侧出入口差压，当烟气侧差压1.4KPa 时应适当增加吹灰次数，防止堵塞。4.2.3.12.4.2.3.12.4.2.3.12.4.2.3.12.检查压缩空气系统正常，压力合格马达转动的最低压头为 0.3MPa；4.2.3.13.4.2.3.13.4.2.3.13.4.2.3.13.遇到下列情况时，必须及时进行吹灰或增加吹灰次数：55（1）空预器进、出口差压增大。（2）受热面泄漏。（3）锅炉低负荷运行。（4）空预器着火或空预器出口烟温升高时。4.2.44.2.44.2.44.2.4 风机单侧运行时，空预器的维护4.2.4.1.4.2.4.1.4.2.4.1.4.2.4.1. 风机单侧运行前，应对停止侧空预器进行吹灰，以防可燃物沉积在蓄热板内。4.2.4.2.4.2.4.2.4.2.4.2.4.2.4.2. 如作业不需要空预器停止，保持空预器运行；4.2.4.3.4.2.4.3.4.2.4.3.4.2.4.3. 严密关闭停止侧空预器烟风档板。如果空预器不作业，禁止打开人孔门和检查孔，防止空气流入；4.2.4.4.4.2.4.4.4.2.4.4.4.2.4.4. 检查空预器的清洗水压力、消防水压力正常。严密监视空预器出入口烟气和空气温度；4.2.4.5.4.2.4.5.4.2.4.5.4.2.4.5. 若烟气或空气温度异常升高应立即投入蒸汽吹灰，确认发生着火时应投入清洗、消防水灭火。4.2.54.2.54.2.54.2.5 空预器运行状态判断满足以下任一条件判断为空预器运行：4.2.5.1.4.2.5.1.4.2.5.1.4.2.5.1. 主电机运行状态下降沿延时 6s；4.2.5.2.4.2.5.2.4.2.5.2.4.2.5.2. 辅助电机运行。4.2.64.2.64.2.64.2.6 空预器停止状态判断同时满足以下条件判断为空预器停止：4.2.6.1.4.2.6.1.4.2.6.1.4.2.6.1. 主电机停止状态上升沿延时 8s；4.2.6.2.4.2.6.2.4.2.6.2.4.2.6.2. 辅助电机停止。4.2.74.2.74.2.74.2.7 空预器停止4.2.7.1.4.2.7.1.4.2.7.1.4.2.7.1. 锅炉停运前应进行空预器吹灰；4.2.7.2.4.2.7.2.4.2.7.2.4.2.7.2. 解除空预器主、辅电机联锁；4.2.7.3.4.2.7.3.4.2.7.3.4.2.7.3. 在 DCS 空预器子画面中调出空预器启停操作块，点击“停止”；4.2.7.4.4.2.7.4.4.2.7.4.4.2.7.4. 检查空预器入口烟气挡板、一、二次风出口挡板联锁关闭；4.2.7.5.4.2.7.5.4.2.7.5.4.2.7.5. 空预器停止后有空预器转子停转报警；4.2.7.6.4.2.7.6.4.2.7.6.4.2.7.6. 空预器停止后，加强监视空预器出入口烟、风温度，防止空预器发生再燃烧；4.2.84.2.84.2.84.2.8 空预器的保护停止4.2.94.2.94.2.94.2.9 空气预热器系统联锁4.2.9.1.4.2.9.1.4.2.9.1.4.2.9.1.空预器主电机逻辑(1) 自动启动：空预器顺控启动指令；序号保护内容备注1就地事故按钮2空预器电气保护动作Q/BEIH-NDP10421-201056(2) 允许启动：同时满足导向轴承温度45、支撑轴承温度45、辅电机已停运、辅电机无运行状态；(3) 自动停止：顺控停止；(4) 允许停止：入口烟气温度150且同侧送、引风机电机停止。4.2.9.2.4.2.9.2.4.2.9.2.4.2.9.2. 空预器辅电机逻辑(1) 自动启动： 空预器顺控启动指令；联锁投入时，主电机跳闸上升延时 3s，发 3s 脉冲联锁辅电机启动；(2) 允许启动：同时满足导向轴承温度45、支撑轴承温度45、主电机已停运、主电机无运行状态；(3) 自动停止：顺控停止；(4) 允许停止：入口烟气温度150且同侧送、引风机电机停止。4.2.9.3.4.2.9.3.4.2.9.3.4.2.9.3. 空预器挡板逻辑(1) 空预器入口烟道风门A 自动开：空预器主电机已运行发 3s 脉冲；顺控启空预器第 7 步；操作组操；两侧空预器主电机均停，3s 脉冲；FSSS 自然通风请求时。B 自动关：空预器主、辅电机已停与上另一侧空预器主电机运行发 3s 脉冲；操作组操。(2) 空预器出口一次热风门A 自动开：空预器主电机启动，3s 脉冲；一次风机顺控启动第 2 步；空预器顺控启动第 7 步。B 自动关：对应空预器主、辅电机停，3s 脉冲。(3) 空预器出口二次热风门A 自动开：空预器主电机启动，3s 脉冲；空预器顺控启动第 7 步；操作组操；FSSS 自然通风请求时。B 自动关：对应空预器主马达、辅马达停用与上另一侧空预器运行，3s 脉冲；操作组操；空预器程控停。4.2.104.2.104.2.104.2.10 空预器的报警574.2.10.1.4.2.10.1.4.2.10.1.4.2.10.1.火灾报警装置采用常开无源触点， 当某一热电偶探测温度升到设定的报警温度 （烟气侧 465），则就地柜报警灯亮，同时 DCS 发“预热器火灾”报警；4.2.10.2.4.2.10.2.4.2.10.2.4.2.10.2.采用常开无源触点，当火灾报警装置热电偶断路，就地“断偶”灯亮，同时 DCS 发“预热器火灾”报警；4.2.10.3.4.2.10.3.4.2.10.3.4.2.10.3.当主变频电机运行，辅变频电机联锁投用，主变频电机跳闸，联锁启动辅变频电机。4.2.10.4.4.2.10.4.4.2.10.4.4.2.10.4.空预器出口烟温160发火灾报警， 空预器出口烟温190报警或温度上升速率35/s 时，联锁关闭出入口烟气侧挡板并投入消防系统。4.2.10.5.4.2.10.5.4.2.10.5.4.2.10.5.当空预器转速低于 0.5r/min 时 DCS 发“空预停止”报警；4.2.10.6.4.2.10.6.4.2.10.6.4.2.10.6.导向轴承温度 75时温度高报警；85时报警并考虑降负荷停止空预器；4.2.10.7.4.2.10.7.4.2.10.7.4.2.10.7.支持轴承温度 70时温度高报警；85时报警并考虑降负荷停止空预器。4.2.114.2.114.2.114.2.11空预器吹灰4.2.11.1.4.2.11.1.4.2.11.1.4.2.11.1. 锅炉点火期间空预器应进行连续吹灰；4.2.11.2.4.2.11.2.4.2.11.2.4.2.11.2. 锅炉投油启动阶段需用辅助汽源连续吹扫空预器（空预器火灾多发生在锅炉投油阶段） 。吹灰前应对蒸汽管路充分疏水， 蒸汽过热度应150。 空预器正常运行后一般要求每班 （8 小时） 吹灰一次，在锅炉全程吹灰前先吹一次，全程吹灰吹完后再对空预器吹二次，根据积灰情况增减吹灰次数。4.2.124.2.124.2.124.2.12空预器的冲洗4.2.12.1.4.2.12.1.4.2.12.1.4.2.12.1. 在空预器冷端和热端的烟气侧各放置1根固定式水冲洗管， 空预器水清洗必须在停炉期间进行，允许工作压力范围为 0.50.8 MPa；清洗程序为先冷端冲洗，再热端冲洗。当空预器入口烟温200时为高温，烟温200时为低温。4.2.12.2.4.2.12.2.4.2.12.2.4.2.12.2. 清洗步骤：（1）送风机、引风机、一次风机停止并断电；（2）空预器入口烟气挡板关闭，空预器出口一、二次风挡板关闭，将空预器底部放水阀全部开启；（3）停止空预器火灾监控装置；（4）开启一次风机、送风机底部放水阀及出口处放水阀；（5）根据需要投入空预器定期或连续低转速运行；（6）开启空气预热器清洗水门；（7）待空预器清洗合格，关闭清洗水门及底部放水门；（8）待水流尽后关闭送风机、一次风机出口处的放水阀；（9）关闭空预器底部各放水阀；（10）启动送引风机或自然通风对空预器进行干燥；（11）待空预器完全干燥后，停止送、引风机运行。4.2.12.3.4.2.12.3.4.2.12.3.4.2.12.3. 空预器清洗的注意事项：（1）空预器水清洗必须在停炉后进行，必要时也可在运行中进行；Q/BEIH-NDP10421-201058（2）空预器蓄热板内有较硬质的沉积物时，应采取高温清洗；（3） 当空预器的阻力超过设计值且小于设计值的 130%时应采用低压水清洗， 当阻力超过设计值的 130%且换热元件堵灰严重应进行高压水冲洗。空预器清洗一定要洗净，达到水中无灰粒，pH 值在 1012 之间时为清洗合格，如发现换热元件一次水洗不干净， 则应再进行一个循环。冲洗水的温度应提高至 5060；（4）对空预器干燥，如果锅炉尚有余热，空预器进口烟气侧温度较高（80以上） ，可开启烟气挡板进行干燥，46 小时后，检查其干燥程度，再决定是否启动风机进行干燥，如果空预器进口烟气侧温度较低，则投入暖风器，启动送、引风机，控制风温 6070，对空预器干燥 46 小时后再进行检查。4.34.34.34.3 引风机运行引风机运行4.3.14.3.14.3.14.3.1 引风机启动前检查与准备4.3.1.1.4.3.1.1.4.3.1.1.4.3.1.1. 所有风烟系统、除尘、脱硫系统、引风机工作票已终结，工作人员已撤离，系统恢复完整，表计齐全且投入，现场清理干净；4.3.1.2.4.3.1.2.4.3.1.2.4.3.1.2. 检查炉膛、风道、烟道、空预器、电除尘器内无人工作，引风机及烟道各检查门、人孔门在关闭位置；4.3.1.3.4.3.1.3.4.3.1.3.4.3.1.3. 联系并确认热工人员将引风机动叶、出口挡板及烟风道有关风门、挡板的工作电源和操作电源送上，切至遥控状态，投入有关仪表和报警及保护装置，就地事故按钮完整良好；4.3.1.4.4.3.1.4.4.3.1.4.4.3.1.4. 风烟挡板、动叶执行机构灵活，就地实际位置与画面指示相符；4.3.1.5.4.3.1.5.4.3.1.5.4.3.1.5. 联轴器联接完好，靠背轮安全罩牢固；4.3.1.6.4.3.1.6.4.3.1.6.4.3.1.6. 检查引风机风管支架装设牢固；4.3.1.7.4.3.1.7.4.3.1.7.4.3.1.7. 电动机接地线良好，电机接线正确，地脚螺丝无松动现象；4.3.1.8.4.3.1.8.4.3.1.8.4.3.1.8. 停运时间超过 15 天,需要测定电动机绝缘,绝缘合格后方可汇报单元长送电；4.3.1.9.4.3.1.9.4.3.1.9.4.3.1.9. 确认电机润滑油站 MCC 电源及就地控制柜电源开关合闸，联锁开关在“保安”位置，信号指示正确；4.3.1.10.4.3.1.10.4.3.1.10.4.3.1.10.确认润滑、液压油站油泵联锁试验合格，启动一台油泵，检查供油压力正常、润滑油流量正常、轴承回油正常、油质合格、无乳化现象、油位正常，将另一台油泵投入备用，投入润滑油冷却器，辅机冷却水回水正常；4.3.1.11.4.3.1.11.4.3.1.11.4.3.1.11. 启动一台风机轴承冷却风机，检查冷却风压力合格，将另一台冷却风机投入备用。4.3.24.3.24.3.24.3.2 引风机的启动允许条件4.3.1.1.4.3.1.1.4.3.1.1.4.3.1.1. 同侧空预器运行延时 15s 且引风机出口挡板开、引风机动叶开度小于 5%；4.3.1.2.4.3.1.2.4.3.1.2.4.3.1.2. A 空预器运行或 B 空预器运行与二次风冷风联络门开；4.3.1.3.4.3.1.3.4.3.1.3.4.3.1.3. 另一侧送、引风机已运行或者两台空预器入口烟气挡板开，出口二次风挡板开，两台送风机出59口挡板开，动叶开度均30，至少 50 个二次风挡板开度90；4.3.1.4.4.3.1.4.4.3.1.4.4.3.1.4. 引风机动叶关（开度小于 2%） ；4.3.1.5.4.3.1.5.4.3.1.5.4.3.1.5. A 侧引风机出口门全开位置；4.3.1.6.4.3.1.6.4.3.1.6.4.3.1.6. A 侧引风机入口门全关位置；4.3.1.7.4.3.1.7.4.3.1.7.4.3.1.7. 引风机轴承 1/2/推力温度均小于 80；4.3.1.8.4.3.1.8.4.3.1.8.4.3.1.8. 引风机电机轴承温度小于 85；定子线圈温度小于 110；4.3.1.9.4.3.1.9.4.3.1.9.4.3.1.9. 任一台电机轴承润滑油泵运行且润滑油压力0.3MPa、 流量3L/min、 润滑油箱油温低于 40；4.3.1.10.4.3.1.10.4.3.1.10.4.3.1.10.任一台风机液压油泵运行且液压油压力不低；液压油箱油温不低；油位75%；4.3.1.11.4.3.1.11.4.3.1.11.4.3.1.11. 首出报警已复位；4.3.1.12.4.3.1.12.4.3.1.12.4.3.1.12.任一风机轴承冷却风机运行；4.3.1.13.4.3.1.13.4.3.1.13.4.3.1.13.无引风机动叶执行器故障。4.3.34.3.34.3.34.3.3 引风机的启动4.3.3.1.4.3.3.1.4.3.3.1.4.3.3.1. 引风机启动前的检查与准备工作已结束；4.3.3.2.4.3.3.2.4.3.3.2.4.3.3.2. 检查引风机启动条件已经满足；4.3.3.3.4.3.3.3.4.3.3.3.4.3.3.3. 将燃料风、辅助风挡板置自动位；4.3.3.4.4.3.3.4.4.3.3.4.4.3.3.4. 通知脱硫和电除尘并核实脱硫挡板位置后，启动引风机电机，检查其转向是否正确，如果反转立即停止，电流从最大返回时间应不超过 12s；4.3.3.5.4.3.3.5.4.3.3.5.4.3.3.5. 引风机启动后其入口挡板应自动开启,否则手动开启；4.3.3.6.4.3.3.6.4.3.3.6.4.3.3.6. 逐渐开启引风机动叶5%，投入炉膛负压自动，根据炉膛压力和系统情况调整引风机出力；4.3.3.7.4.3.3.7.4.3.3.7.4.3.3.7. 当投入一台送风机运行后可以启动第二台引风机。顺控启动第一步:启动任一台轴冷风机、液压油泵和润滑油泵运行且润滑、液压油油压正常；第二步：关闭入口挡板、开启出口挡板、动叶关至2；第三步：启动引风机；第四步：延时 10s 后开启入口挡板。4.3.44.3.44.3.44.3.4 引风机的运行维护4.3.4.1.4.3.4.1.4.3.4.1.4.3.4.1. 电机及风机运行正常，无异常声音及振动；4.3.4.2.4.3.4.2.4.3.4.2.4.3.4.2. 风机电流指示正常且稳定，无明显的晃动现象；4.3.4.3.4.3.4.3.4.3.4.3.4.3.4.3. 检查润滑、液压油箱油位正常，油温正常在 3050，油质良好无乳化变质；4.3.4.4.4.3.4.4.4.3.4.4.4.3.4.4. 检查润滑、液压油站供油压力正常，电机轴承箱油位、供油压力正常，滤网压差正常，冷却器正常投入，冷却水畅通，润滑油流量正常，无泄漏现象；4.3.4.5.4.3.4.5.4.3.4.5.4.3.4.5. 检查风机轴承冷却风机运行正常，出口压力合格；4.3.4.6.4.3.4.6.4.3.4.6.4.3.4.6. 电机及风机轴承温度正常，振动符合规定；Q/BEIH-NDP10421-2010604.3.4.7.4.3.4.7.4.3.4.7.4.3.4.7. 运行中两台引风机尽量保证出力平衡，保持负荷均匀，防止发生喘振；4.3.4.8.4.3.4.8.4.3.4.8.4.3.4.8. 正常运行中,引风机电机外壳温度不大于 100，温升不大于 65；4.3.4.9.4.3.4.9.4.3.4.9.4.3.4.9. 引风机动叶执行机构工作正常，拉杆联接良好。4.3.54.3.54.3.54.3.5 引风机的停止4.3.5.1.4.3.5.1.4.3.5.1.4.3.5.1. 同侧送风机已停止；4.3.5.2.4.3.5.2.4.3.5.2.4.3.5.2. 将引风机动叶切手动，逐渐关至零位，注意炉膛压力稳定；4.3.5.3.4.3.5.3.4.3.5.3.4.3.5.3. 停止引风机运行；4.3.5.4.4.3.5.4.4.3.5.4.4.3.5.4. 检查引风机入口挡板动作正确；手动关闭引风机出口挡板；4.3.5.5.4.3.5.5.4.3.5.5.4.3.5.5. 当风机确已静止，延时 10 分钟且轴承温度50时，油温40可停止电机轴承润滑油泵运行；4.3.5.6.4.3.5.6.4.3.5.6.4.3.5.6. 当风机确已静止，轴承温度50时，可停止冷却风机运行。顺控停止：(1) 第一步：动叶关至5；(2) 第二步：停止引风机；(3) 第三步：关闭入口挡板。4.3.64.3.64.3.64.3.6 引风机跳闸条件当下列任一情况出现时，引风机跳闸序号保护内容备注1就地事故按钮2同侧空预器停止运行延时 3s，发 3s 脉冲3另一台引风机运行时同侧送风机跳闸发 3s 脉冲4风机/推力轴承温度大于 100（2V3）延时 3s5润滑或液压油两台油泵全停延时 3 s6引风机电机轴承 1/2 温度75与润滑油压力低 2V3延时 3s7锅炉 MFT 延时 20s,炉膛压力低值延时 2 s8引风机 X 向 2/3 振动高（11mm/s）延时 5s9引风机运行延时 60s，且入口或出口档板 1/2/3 未开延时 3s10电气保护动作11两台冷却风机全停且风机轴承温度85。12喘振信号发出，15s 后喘振信号未消失4.3.74.3.74.3.74.3.7 引风机的报警4.3.7.1.4.3.7.1.4.3.7.1.4.3.7.1. 当润滑油箱油位距离顶部大于 400mm 时发“油位低”报警；当液压油油箱油位距离顶部大于61290mm 时发“油位低”报警；4.3.7.2.4.3.7.2.4.3.7.2.4.3.7.2. 液压油站双筒滤网压差大于 0.5MPa 时发报警；润滑油滤网差压大于 0.1MPa 报警；4.3.7.3.4.3.7.3.4.3.7.3.4.3.7.3. 润滑油供油温度小于 25时发“油温低”报警，4.3.7.4.4.3.7.4.4.3.7.4.4.3.7.4. 润滑油供油压力小于 0.2MPa 时发“压力低”报警，联启备用泵；大于 0.3MPa 时发“P OK” ；液压油供油压力小于 1.2MPa 时发“压力低”报警，联启备用泵；大于 5.0MPa 时发“压力高报警” ；4.3.7.5.4.3.7.5.4.3.7.5.4.3.7.5. 电机线圈任一温度大于 120、 电机轴承任一温度大于 75或风机轴承任一温度大于 90时报警；4.3.7.6.4.3.7.6.4.3.7.6.4.3.7.6. 风机任一振动值达 6.3mm/s 时报警；4.3.7.7.4.3.7.7.4.3.7.7.4.3.7.7. 当喘振测点所测差压大于 2KPa 时发“PED”报警。4.3.84.3.84.3.84.3.8 引风机辅助设备联锁4.3.8.1.4.3.8.1.4.3.8.1.4.3.8.1.引风机液压油站联锁(1) 当液压油箱油位低时闭锁液压油泵启动及电加热启动；(2) 当液压油箱油温小于 25，油箱电加热器自动投入，油温大于 35，电加热器自动停止；(3) 启允许：引风机液压油箱油位低取非；(4) 停允许：风机运行与上另一台风机油泵运行或风机已停；(5) 自动启：程启 3s 脉冲；投连锁且另一台风机油泵运行延时 10s 后液压油压低；另一台风机油泵跳闸。4.3.8.2.4.3.8.2.4.3.8.2.4.3.8.2.润滑油站联锁(1) 当润滑油箱油位低时闭锁润滑油泵启动及电加热启动；(2) 当润滑油箱油温小于 25，油箱电加热器自动投入，润滑油箱油温大于 35，电加热器自动停止；(3) 启允许：电机润滑油油箱液位低取非；(4) 停允许：风机运行与上另一台电机油泵运行且润滑油压力不低；风机已停；(5) 自动启：程启引风机 3s 脉冲；投连锁且且另一台风机油泵运行延时 10s 后润滑油压低；另一台风机油泵跳闸。4.3.8.3.4.3.8.3.4.3.8.3.4.3.8.3.引风机油箱加热器(1) 启允许：油箱油位低取非；(2) 自动启：引风机电机油箱温度低（25） ；(3) 自动停：引风机电机油箱温度高（35） 。4.3.8.4.4.3.8.4.4.3.8.4.4.3.8.4.引风机入口烟气挡板（3 组）(1) 关允许：引风机停止；Q/BEIH-NDP10421-201062无自然通风请求。(2) 自动开：两侧引风机均停延时 40s 发 3s 脉冲；引风机运行延时 5s 发 3s 脉冲；引风机程控启动；操作组开。(3) 自动关：引风机已停且另一侧引风机运行延时 5s 发 3s 脉冲；操作组操关。4.3.8.5.4.3.8.5.4.3.8.5.4.3.8.5. 引风机出口烟道风门（3 组）(1) 关允许：引风机停止；(2) 自动开：程控开启；操作组操；两侧引风机均停延时 40s，3s 脉冲。(3) 自动关：操作组操 ；对应引风机已停且另一侧引风机运行，延时 5s，3s 脉冲。4.3.8.6.4.3.8.6.4.3.8.6.4.3.8.6. 引风机#1、#2 轴冷风机(1) 停允许：引风机运行另一台轴冷风机运行且轴承温度不高；引风机已停，且轴承温度小于 50。(2) 自动启：程控启动；投连锁且风机轴承温度大于 90 。投连锁且另一台冷却风机跳闸 。4.44.44.44.4送风机运行送风机运行4.4.14.4.14.4.14.4.1送风机启动前检查与准备4.4.1.1.4.4.1.1.4.4.1.1.4.4.1.1. 所有送风机工作票已终结，工作人员已撤离，系统恢复完整，表计齐全且投入，现场清理干净；4.4.1.2.4.4.1.2.4.4.1.2.4.4.1.2. 检查送风机及风、烟道各检查门、人孔门在关闭位置；4.4.1.3.4.4.1.3.4.4.1.3.4.4.1.3. 联系并确认热工人员将送风机动叶、出口挡板及烟风道有关风门、挡板的工作电源和操作电源送上，切至远动位，投入有关仪表和报警及保护装置；4.4.1.4.4.4.1.4.4.4.1.4.4.4.1.4. 就地事故按钮完整良好；4.4.1.5.4.4.1.5.4.4.1.5.4.4.1.5. 烟风挡板执行机构灵活，就地实际位置与画面指示相符；4.4.1.6.4.4.1.6.4.4.1.6.4.4.1.6. 联轴器联接完好，靠背轮安全罩牢固；4.4.1.7.4.4.1.7.4.4.1.7.4.4.1.7. 检查送风机风管支架装设牢固；4.4.1.8.4.4.1.8.4.4.1.8.4.4.1.8. 电动机接地线良好，电机接线正确，地脚螺丝无松动现象；634.4.1.9.4.4.1.9.4.4.1.9.4.4.1.9. 停运时间超过 15 天,需要测定电动机绝缘,绝缘合格后方可汇报单元长送电；4.4.1.10.4.4.1.10.4.4.1.10.4.4.1.10. 确认风机液压油站油泵联锁试验合格，启动一台油泵，检查供油压力正常，滤网差压正常， 系统无泄漏，油质合格，无乳化现象，油位、油温正常，冷油器投入，将另一台油泵投入备用；4.4.1.11.4.4.1.11.4.4.1.11.4.4.1.11. 送风机保护、联锁条件及程序回路试验正常并投入。4.4.1.12.4.4.1.12.4.4.1.12.4.4.1.12. 检查送风机油站就地控制柜各指示状态正确。4.4.24.4.24.4.24.4.2送风机启动允许条件4.4.2.1.4.4.2.1.4.4.2.1.4.4.2.1. 同侧引风机运行；4.4.2.2.4.4.2.2.4.4.2.2.4.4.2.2. 送风机出口挡板关闭；4.4.2.3.4.4.2.3.4.4.2.3.4.4.2.3. 送风机动叶开度小于 5；4.4.2.4.4.4.2.4.4.4.2.4.4.4.2.4. 空气通道打开： 同侧空预器运行且同侧空预器出口二次热风门开， 至少 50 个二次风门开度大于90%；4.4.2.5.4.4.2.5.4.4.2.5.4.4.2.5. 送风机液压油压力不低；4.4.2.6.4.4.2.6.4.4.2.6.4.4.2.6. 送风机任一油泵运行；4.4.2.7.4.4.2.7.4.4.2.7.4.4.2.7.送风机温度正常；4.4.2.8.4.4.2.8.4.4.2.8.4.4.2.8.送风机油箱油温不高。4.4.2.9.4.4.2.9.4.4.2.9.4.4.2.9.首出已复位。4.4.34.4.34.4.34.4.3送风机的顺控启动4.4.3.1.4.4.3.1.4.4.3.1.4.4.3.1.送风机启动前检查与准备工作已结束，送风机启动条件已经满足；4.4.3.2.4.4.3.2.4.4.3.2.4.4.3.2.点击顺控块投入自动后启动顺控；4.4.3.3.4.4.3.3.4.4.3.3.4.4.3.3.第一步：启动1 或 2 油泵且液压油压非低；4.4.3.4.4.4.3.4.4.4.3.4.4.4.3.4.第二步：关风机出口 1、2 挡板和动叶至5；4.4.3.5.4.4.3.5.4.4.3.5.4.4.3.5.第三步：延时 5s 启动送风机；4.4.3.6.4.4.3.6.4.4.3.6.4.4.3.6.第四步：跳步；4.4.3.7.4.4.3.7.4.4.3.7.4.4.3.7.第五步：开启风机出口 1、2 挡板；4.4.3.8.4.4.3.8.4.4.3.8.4.4.3.8.跳步；4.4.3.9.4.4.3.9.4.4.3.9.4.4.3.9.延时 1s 释放动叶；4.4.3.10.4.4.3.10.4.4.3.10.4.4.3.10.根据需要调整送风机出力。4.4.44.4.44.4.44.4.4送风机的运行维护4.4.4.1.4.4.4.1.4.4.4.1.4.4.4.1.送风机调节时尽可能两台同步调节，保持负荷均匀；4.4.4.2.4.4.4.2.4.4.4.2.4.4.4.2.风机电流不超额定，且稳定无大幅度摆动，风量风压满足要求；4.4.4.3.4.4.4.3.4.4.4.3.4.4.4.3.风机轴承温度正常，振动符合规定；4.4.4.4.4.4.4.4.4.4.4.4.4.4.4.4.液压油压大于 2.5MPa，正常压力范围 23MPa，油箱油温在 3050，油质合格，无乳化现象；Q/BEIH-NDP10421-2010644.4.4.5.4.4.4.5.4.4.4.5.4.4.4.5.油站冷油器运行正常，无漏水现象；4.4.4.6.4.4.4.6.4.4.4.6.4.4.4.6.动叶执行机构联接完好，位置指示正确；4.4.4.7.4.4.4.7.4.4.4.7.4.4.4.7.正常运行中，电机外壳温度不高于 100，温升不高于 65；4.4.4.8.4.4.4.8.4.4.4.8.4.4.4.8.送风机及电机运行正常，无异常声音及振动。4.4.54.4.54.4.54.4.5送风机的停止4.4.5.1.4.4.5.1.4.4.5.1.4.4.5.1. 将送风机动叶切至手动调整；4.4.5.2.4.4.5.2.4.4.5.2.4.4.5.2. 逐渐将待停风机的动叶开度关至零位，注意燃烧风量及炉膛负压的变化；运行风机不超电流；4.4.5.3.4.4.5.3.4.4.5.3.4.4.5.3. 停止送风机运行，检查出口挡板及联络挡板动作正常；4.4.64.4.64.4.64.4.6联锁与报警4.4.6.1.4.4.6.1.4.4.6.1.4.4.6.1. 送风机油站(1) 自动启动：备用泵投自动时，运行泵运行 10s 后液压油压低存在或运行泵故障跳闸；收到顺控启动指令发 5s 脉冲；(2) 允许启动：油箱油位正常；(3) 允许停止：风机停运或风机运行中有另一台风机油泵运行；(4) 自动启动/复位：满足油泵停运、非运行和有状态偏差时报跳闸，同时满足油泵跳闸、保安 MCC 低电压发 10s 脉冲后延时 30s，发 20s 脉冲自动启动信号；4.4.6.2.4.4.6.2.4.4.6.2.4.4.6.2. 送风机油箱电加热器(1) 自动投入：油箱油温小于 15；(2) 自动停止：油箱油温大于 30；(3) 启允许：油箱油位低（开关量）取非。4.4.6.3.4.4.6.3.4.4.6.3.4.4.6.3. 送风机出口联络挡板逻辑(1)自动开启：满足双侧空预器运行和单侧送风机运行发 3s 脉冲；(2)自动关闭：两台风机运行发 3s 脉冲；(3)允许关闭：送风机停运。4.4.6.4.4.4.6.4.4.4.6.4.4.4.6.4. 送风机出口挡板逻辑(1) 自动开启：FSSS 自然通风请求；送风机运行延时 5s；送风机程控启；操作组操。(2)自动关闭：送风机已停止且另一侧送风机运行，5s 脉冲；对应送风机停，5s 脉冲；送风机程控关。(3)关允许：送风机已停。654.4.74.4.74.4.74.4.7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1就地事故按钮2送风机运行 60s 后出口挡板 1、2 关闭延时 3s3锅炉 MFT 延时 20s,炉膛压力高值延时 10s4送风机液压油泵全停延时 5s5送风机任一轴承 2V3 温度大于 95延时 5s6电机任一轴承温度大于 95延时 5s7同侧引风机跳闸且另一侧送风机运行发 3s 脉冲8油站出口压力过低0.08MPa9两台引风机均停止运行10送风机 X 向振动高高 2V3（大于 7.1mm/s）延时 5s11送风机电气保护跳闸12同侧空预器停运延时 5s13风机失速保护联锁报警 60s 未消4.4.84.4.84.4.84.4.8送风机的报警4.4.8.1.4.4.8.1.4.4.8.1.4.4.8.1.油站油箱油温低于 15报警，联启加热器；高于 30报警，联停加热器；4.4.8.2.4.4.8.2.4.4.8.2.4.4.8.2.液压油压力0.1MPa 时发“PL” 报警；4.4.8.3.4.4.8.3.4.4.8.3.4.4.8.3.油站滤网压差0.5MPa 时发“DPH”报警；4.4.8.4.4.4.8.4.4.4.8.4.4.4.8.4.油箱油位低小于 250mm 报警；4.4.8.5.4.4.8.5.4.4.8.5.4.4.8.5.风机任一振动值达 4.6mm/s 时报警；4.4.8.6.4.4.8.6.4.4.8.6.4.4.8.6.电机轴承任一温度大于 85、电机线圈任一温度大于 110；4.4.8.7.4.4.8.7.4.4.8.7.4.4.8.7.风机轴承任一温度大于 90时温度高报警；4.4.8.8.4.4.8.8.4.4.8.8.4.4.8.8.失速探针差压高 200Pa报警。4.54.54.54.5 事故处理事故处理4.5.14.5.14.5.14.5.1风机油站压力低原因：4.5.1.1.4.5.1.1.4.5.1.1.4.5.1.1. 油泵吸入口漏空；4.5.1.2.4.5.1.2.4.5.1.2.4.5.1.2. 压力卸载阀故障；4.5.1.3.4.5.1.3.4.5.1.3.4.5.1.3. 油温度过高；Q/BEIH-NDP10421-2010664.5.1.4.4.5.1.4.4.5.1.4.4.5.1.4. 油过滤器堵塞；4.5.1.5.4.5.1.5.4.5.1.5.4.5.1.5. 压力管路泄漏；4.5.1.6.4.5.1.6.4.5.1.6.4.5.1.6. 油泵跳闸备用泵未启动；4.5.1.7.4.5.1.7.4.5.1.7.4.5.1.7. 备用油泵出口逆止阀不严密；4.5.1.8.4.5.1.8.4.5.1.8.4.5.1.8. 冷油器泄漏。处理：4.5.1.9.4.5.1.9.4.5.1.9.4.5.1.9. 切换备用过滤器，清除污染的过滤器；4.5.1.10.4.5.1.10.4.5.1.10.4.5.1.10.更换油封，拧紧管道松动螺栓；4.5.1.11.4.5.1.11.4.5.1.11.4.5.1.11. 投入备用冷却器，检查冷却器脏污程度进行清理(开大冷却水门)；4.5.1.12.4.5.1.12.4.5.1.12.4.5.1.12.检查油箱油位，缺油应加油；检查油泵引油效果；4.5.1.13.4.5.1.13.4.5.1.13.4.5.1.13.更换和重新调整溢油阀。4.5.24.5.24.5.24.5.2风机轴承温度升高原因：4.5.2.1.4.5.2.1.4.5.2.1.4.5.2.1. 风机振动过大；4.5.2.2.4.5.2.2.4.5.2.2.4.5.2.2. 轴承损坏；4.5.2.3.4.5.2.3.4.5.2.3.4.5.2.3. 润滑油量少；4.5.2.4.4.5.2.4.4.5.2.4.4.5.2.4. 润滑油油质不良；4.5.2.5.4.5.2.5.4.5.2.5.4.5.2.5. 风机过负荷；4.5.2.6.4.5.2.6.4.5.2.6.4.5.2.6. 风机转子窜动。4.5.2.7.4.5.2.7.4.5.2.7.4.5.2.7. 轴承温度测点故障；4.5.2.8.4.5.2.8.4.5.2.8.4.5.2.8. 冷却器故障。处理：4.5.2.9.4.5.2.9.4.5.2.9.4.5.2.9. 降低风机出力；4.5.2.10.4.5.2.10.4.5.2.10.4.5.2.10.轴承加油；4.5.2.11.4.5.2.11.4.5.2.11.4.5.2.11.降低风机负荷；4.5.2.12.4.5.2.12.4.5.2.12.4.5.2.12.严密监视轴承温度升高趋势，加强就地轴承检查和测温；4.5.2.13.4.5.2.13.4.5.2.13.4.5.2.13.切换冷油器；4.5.2.14.4.5.2.14.4.5.2.14.4.5.2.14.达保护值时应降低机组负荷，停运风机处理。4.5.34.5.34.5.34.5.3动叶调节机构失灵原因：4.5.3.1.4.5.3.1.4.5.3.1.4.5.3.1. 调节传动部分的连杆、滑轮、销子等脱落、卡住；4.5.3.2.4.5.3.2.4.5.3.2.4.5.3.2. 动叶积灰执行机构故障；4.5.3.3.4.5.3.3.4.5.3.3.4.5.3.3. 自动调节失灵等；674.5.3.4.4.5.3.4.4.5.3.4.4.5.3.4. 热工卡件损坏；4.5.3.5.4.5.3.5.4.5.3.5.4.5.3.5. 液压油系统故障。处理：4.5.3.6.4.5.3.6.4.5.3.6.4.5.3.6. 动叶调节机构失灵后要严密监视风机运行情况（电流、风压） ；4.5.3.7.4.5.3.7.4.5.3.7.4.5.3.7. 若风机运行参数稳定，应迅速查明原因并联系处理；4.5.3.8.4.5.3.8.4.5.3.8.4.5.3.8. 若风机参数异常，影响机组正常运行，应停运处理。4.5.44.5.44.5.44.5.4送风机喘振现象：4.5.4.1.4.5.4.1.4.5.4.1.4.5.4.1. 风机喘振光字牌报警；4.5.4.2.4.5.4.2.4.5.4.2.4.5.4.2. 炉膛负压或风量大幅度波动，风机动叶投自动时，另一侧风机动叶自动调节频繁；4.5.4.3.4.5.4.3.4.5.4.3.4.5.4.3. 炉内燃烧不稳；4.5.4.4.4.5.4.4.4.5.4.4.4.5.4.4. 喘振风机电流大幅度晃动，就地检查机壳异音严重；4.5.4.5.4.5.4.5.4.5.4.5.4.5.4.5. 风机喘振严重时，动叶跳出自动，强制关小至 20。原因：4.5.4.6.4.5.4.6.4.5.4.6.4.5.4.6. 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，使风机进入喘振区；4.5.4.7.4.5.4.7.4.5.4.7.4.5.4.7. 操作风机动叶时，幅度过大使风机进入喘振区；4.5.4.8.4.5.4.8.4.5.4.8.4.5.4.8. 动叶调节特性变差，使并列运行的二台风机发生“抢风”或自动控制失灵使其中一台风机进入喘振区。处理：4.5.4.9.4.5.4.9.4.5.4.9.4.5.4.9. 立即将风机动叶控制置于手动方式，关小喘振风机的动叶，适当关小未喘振风机的动叶，同时降低机组负荷，协调调节引、送风机，维持炉膛负压在允许范围内；4.5.4.10.4.5.4.10.4.5.4.10.4.5.4.10.若风机并列操作中发生喘振，应停止并列，尽快关小喘振风机动叶，查明原因消除后，再进行并列操作；4.5.4.11.4.5.4.11.4.5.4.11.4.5.4.11.若风烟系统的风门、挡板有被误关的引起风机喘振，应立即打开，同时调整动叶开度。若风门、挡板故障，立即降低锅炉负荷，联系检修处理；4.5.4.12.4.5.4.12.4.5.4.12.4.5.4.12.经上述处理后喘振消失，则稳定运行工况，进一步查找原因并采取相应的措施后，方可逐步增加风机的负荷；4.5.4.13.4.5.4.13.4.5.4.13.4.5.4.13.经上述处理后无效或已严重威胁设备的安全时，应立即停止该风机运行。4.5.54.5.54.5.54.5.5风机振动大原因：4.5.5.1.4.5.5.1.4.5.5.1.4.5.5.1. 风机轴承、电机轴承损坏；4.5.5.2.4.5.5.2.4.5.5.2.4.5.5.2. 风机动平衡未校验好或电机中心未检验好；Q/BEIH-NDP10421-2010684.5.5.3.4.5.5.3.4.5.5.3.4.5.5.3. 风机发生失速、喘振现象；4.5.5.4.4.5.5.4.4.5.5.4.4.5.5.4. 转子局部叶片积灰、损伤、断裂或严重摩擦；4.5.5.5.4.5.5.5.4.5.5.5.4.5.5.5. 风机、电机轴承座地脚螺丝断裂或松动。处理：4.5.5.6.4.5.5.6.4.5.5.6.4.5.5.6. 加强风机运行的监视；4.5.5.7.4.5.5.7.4.5.5.7.4.5.5.7. 降低风机负荷；4.5.5.8.4.5.5.8.4.5.5.8.4.5.5.8. 达保护值时应停运处理。4.5.64.5.64.5.64.5.6空预器电流增大原因：4.5.6.1.4.5.6.1.4.5.6.1.4.5.6.1. 轴承损坏；4.5.6.2.4.5.6.2.4.5.6.2.4.5.6.2. 内部元件脱落；4.5.6.3.4.5.6.3.4.5.6.3.4.5.6.3. 有异物进入造成卡涩；4.5.6.4.4.5.6.4.4.5.6.4.4.5.6.4. 由于安装原因或膨胀不均匀造成动静摩擦；4.5.6.5.4.5.6.5.4.5.6.5.4.5.6.5. 扇形板与密封片发生摩擦；4.5.6.6.4.5.6.6.4.5.6.6.4.5.6.6. 空预器着火；4.5.6.7.4.5.6.7.4.5.6.7.4.5.6.7. 电机故障；处理：4.5.6.8.4.5.6.8.4.5.6.8.4.5.6.8. 检查风温、烟温等参数有无异常变化；4.5.6.9.4.5.6.9.4.5.6.9.4.5.6.9. 就地检查空预器转子转动中是否有异音；4.5.6.10.4.5.6.10.4.5.6.10.4.5.6.10.确定原因后，请示领导处理。4.5.74.5.74.5.74.5.7空预器转子停转处理：4.5.7.1.4.5.7.1.4.5.7.1.4.5.7.1. 发生空预器主电机跳闸且备用电机未联启，如果无异常应抢合一次；4.5.7.2.4.5.7.2.4.5.7.2.4.5.7.2. 空预器转子停转后检查辅机 RB 联动正确，保持锅炉燃烧稳定；4.5.7.3.4.5.7.3.4.5.7.3.4.5.7.3. 立即投入气动盘车马达；4.5.7.4.4.5.7.4.4.5.7.4.4.5.7.4. 就地检查空预器转子是否转动，否则应立即进行手动盘车；4.5.7.5.4.5.7.5.4.5.7.5.4.5.7.5. 就地检查空预器各风烟挡板确已严密关闭；4.5.7.6.4.5.7.6.4.5.7.6.4.5.7.6. 立即查找空预器转子停转原因；4.5.7.7.4.5.7.7.4.5.7.7.4.5.7.7. 注意监视空预器的各部温度在正常范围，应无明显升高现象。4.5.84.5.84.5.84.5.8空预器着火处理：4.5.8.1.4.5.8.1.4.5.8.1.4.5.8.1. 如果热点探测装置报警、烟风温度异常升高、入口烟温达 390、冷端综合温度高于 190并且空预器就地观察窗内部有火光，可以确定空预器内部着火；694.5.8.2.4.5.8.2.4.5.8.2.4.5.8.2. 要维持空预器连续运行；4.5.8.3.4.5.8.3.4.5.8.3.4.5.8.3. 停止同侧风机运行，严密关闭同侧所有烟风挡板及联络挡板；4.5.8.4.4.5.8.4.4.5.8.4.4.5.8.4. 立即投入消防水灭火，开启风机底部排水门；4.5.8.5.4.5.8.5.4.5.8.5.4.5.8.5. 若锅炉在停止中发生空预器着火时，应启动空预器，再进行灭火；4.5.8.6.4.5.8.6.4.5.8.6.4.5.8.6. 确认火情彻底熄灭后应停止消防水，通知检修人员检查转子和密封是否正常；4.5.8.7.4.5.8.7.4.5.8.7.4.5.8.7. 检查将风机底部积水放净，对空预器进行充分干燥处理。4.64.64.64.6 二十五项反措对防止炉膛爆炸事故的规定二十五项反措对防止炉膛爆炸事故的规定为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行大型锅炉燃烧管理的若干规定 、 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程 （DL43591）以及其他有关规定，并重点要求如下：4.6.14.6.14.6.14.6.1防止锅炉灭火4.6.1.1.4.6.1.1.4.6.1.1.4.6.1.1. 根据火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程 （DL43591）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。4.6.1.2.4.6.1.2.4.6.1.2.4.6.1.2. 加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况通知值班员，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。4.6.1.3.4.6.1.3.4.6.1.3.4.6.1.3. 锅炉的燃煤不得随意偏离设计允许的煤质变化范围，运行中每班都应进行煤质化验分析。4.6.1.4.4.6.1.4.4.6.1.4.4.6.1.4. 当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。4.6.1.5.4.6.1.5.4.6.1.5.4.6.1.5. 当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应首先进行校核计算，在校核计算许可的情况下还应进行冷态动力场试验和热态调整试验，为以后的运行调整工作提供依据。4.6.1.6.4.6.1.6.4.6.1.6.4.6.1.6.当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。4.6.1.7.4.6.1.7.4.6.1.7.4.6.1.7. 运行中加强炉膛负压的监视，当煤质低劣、负荷过低、煤质潮湿等原因造成燃烧不稳，负压波动较大时，应及时采取稳燃措施。 4.6.1.8.4.6.1.8.4.6.1.8.4.6.1.8. 加强锅炉燃烧调整，特别是一次风速的监视，防止风速过低煤粉堵管而造成熄火。4.6.1.9.4.6.1.9.4.6.1.9.4.6.1.9. 加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。定期对灭火保护探头周围进行打焦、清灰工作，认真落实灭火保护定期试验制度，防止因保护设备误动造成锅炉灭火。4.6.1.10.4.6.1.10.4.6.1.10.4.6.1.10.严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先作好安全措施。热工仪表、保护、控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。Q/BEIH-NDP10421-2010704.6.1.11.4.6.1.11.4.6.1.11.4.6.1.11.灭火保护装置若发生故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。被迫退出运行时，必须采取相应的安全措施，并在 24 h 内恢复，否则应立即停机、停炉处理。4.6.1.12.4.6.1.12.4.6.1.12.4.6.1.12.做好火焰监视系统的维护、管理和改进工作，提高其准确性。4.6.1.13.4.6.1.13.4.6.1.13.4.6.1.13.严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给煤机控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。4.6.1.14.4.6.1.14.4.6.1.14.4.6.1.14.控制电源应可靠，应尽量设置为双电源，在一套电源失电时能够自动切换至另一套电源上。4.6.1.15.4.6.1.15.4.6.1.15.4.6.1.15.加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、一次风管不畅、送风不正常脉动、磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。4.6.1.16.4.6.1.16.4.6.1.16.4.6.1.16.加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。4.6.1.17.4.6.1.17.4.6.1.17.4.6.1.17.使点火油系统经常处于可靠备用状态，定期对油枪进行试验，确保油枪雾化良好，以便在锅炉低负荷燃烧或燃烧不稳时能够及时投油助燃。4.6.1.18.4.6.1.18.4.6.1.18.4.6.1.18.严格执行燃油系统的运行规程，锅炉在停炉或备用期间运行人员必须经常检查燃油系统的阀门是否关闭严密，以免误投油枪。4.6.24.6.24.6.24.6.2防止严重结焦4.6.2.1.4.6.2.1.4.6.2.1.4.6.2.1. 采用与锅炉相匹配的煤种是防止炉膛结焦的重要措施。4.6.2.2.4.6.2.2.4.6.2.2.4.6.2.2. 为防止锅炉严重结焦，应加强电厂入炉煤的分析，发现易结焦煤质时，及时通知运行人员。4.6.2.3.4.6.2.3.4.6.2.3.4.6.2.3. 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一但发现结焦，应及时处理。4.6.2.4.4.6.2.4.4.6.2.4.4.6.2.4. 若发现有大焦、塔焦影响安全运行时，严禁运行中打焦，应立即停炉处理。4.6.2.5.4.6.2.5.4.6.2.5.4.6.2.5. 增减炉膛卫燃带时，应做好技术可行性论证。4.6.2.6.4.6.2.6.4.6.2.6.4.6.2.6. 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。4.6.2.7.4.6.2.7.4.6.2.7.4.6.2.7. 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。4.6.2.8.4.6.2.8.4.6.2.8.4.6.2.8. 加强技术培训，定期开展技术讲课、事故预想和反事故演习，提高运行人员的技术水平和处理突发性事故的应变能力，防止误判断，杜绝误操作。确立保设备、保安全的思想。4.74.74.74.7 二十五项反措对防止锅炉尾部再燃烧事故的规定二十五项反措对防止锅炉尾部再燃烧事故的规定4.7.1.1.4.7.1.1.4.7.1.1.4.7.1.1. 加强预热器出口烟风温度的监视， 正常运行中预热器出口烟温不大于 140、 预热器出口二次风温不大于 380、一次风温不大于 370，当预热器出口烟风温度超过时立即查找原因，判断为着火时按再燃烧处理。4.7.1.2.4.7.1.2.4.7.1.2.4.7.1.2. 加强油枪的燃烧检查，当油枪雾化、燃烧不好、冒黑烟时立即停止。4.7.1.3.4.7.1.3.4.7.1.3.4.7.1.3. 加强燃烧调整，保证锅炉氧量；任何负荷下氧量不得小于 3.5%。4.7.1.4.4.7.1.4.4.7.1.4.4.7.1.4. 加强预热器火灾监控装置的维护，保证装置的投入率，定期校验装置报警值，保证其工作的可71靠性。4.7.1.5.4.7.1.5.4.7.1.5.4.7.1.5. 应设有可靠的停转报警装置，停转报警信号应取自空气预热器的主轴信号。4.7.1.6.4.7.1.6.4.7.1.6.4.7.1.6. 若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。 4.7.1.7.4.7.1.7.4.7.1.7.4.7.1.7. 回转式空气预热器在空气及烟气侧应装设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。 4.7.1.8.4.7.1.8.4.7.1.8.4.7.1.8. 定期检查预热器导向、推力轴承油箱油位，当油箱油位不正常的下降时，应分析下降原因，防止油箱漏油至预热器内部传热元件引起着火。4.7.1.9.4.7.1.9.4.7.1.9.4.7.1.9. 定期检查预热器换热片污染状况，根据实际情况安排进行预热器水清洗。4.7.1.10.4.7.1.10.4.7.1.10.4.7.1.10. 在锅炉启动、停止过程中有油枪投入时，预热器要投入连续吹灰，在锅炉正常运行中按时投入吹灰。预热器正常吹灰汽源采用后屏出口；当锅炉启动、停止时蒸汽压力、温度不满足要求采用辅助蒸汽时，应保证辅助蒸汽压力不低于 0.8MPa，以保证吹灰效果。4.7.1.11.4.7.1.11.4.7.1.11.4.7.1.11. 保证吹灰的疏水效果，防止吹灰疏水不净，吹灰器带水；在疏水温度大于 260，方可投入吹灰。4.7.1.12.4.7.1.12.4.7.1.12.4.7.1.12. 锅炉停炉 1 周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查， 若有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应及时清理并进行通风干燥。Q/BEIH-NDP10421-2010725 5 5 5 燃烧系统燃烧系统燃烧系统燃烧系统5.15.15.15.1一次风机运行一次风机运行5.1.15.1.15.1.15.1.1一次风机启动前检查与准备5.1.1.1.5.1.1.1.5.1.1.1.5.1.1.1. 所有一次风机工作票已终结，工作人员已撤离，系统恢复完整，表计齐全且投入，现场清理干净；5.1.1.2.5.1.1.2.5.1.1.2.5.1.1.2. 一次风机保护、联锁条件及程序回路试验正常并投入；5.1.1.3.5.1.1.3.5.1.1.3.5.1.1.3. 检查一次风机及风道各检查门、人孔门在关闭位置；5.1.1.4.5.1.1.4.5.1.1.4.5.1.1.4. 确认一次风机动叶、出口挡板的工作电源送上，投入有关仪表和报警及保护装置；5.1.1.5.5.1.1.5.5.1.1.5.5.1.1.5. 就地事故按钮完整良好；5.1.1.6.5.1.1.6.5.1.1.6.5.1.1.6. 烟风挡板执行机构灵活，就地实际位置与画面指示相符；5.1.1.7.5.1.1.7.5.1.1.7.5.1.1.7. 联轴器联接完好，靠背轮安全罩牢固；5.1.1.8.5.1.1.8.5.1.1.8.5.1.1.8. 检查一次风机风管支架装设牢固；5.1.1.9.5.1.1.9.5.1.1.9.5.1.1.9. 电动机接地线良好，电机接线正确，地脚螺丝无松动现象；5.1.1.10.5.1.1.10.5.1.1.10.5.1.1.10. 停运时间超过 15 天,需要测定电动机绝缘,绝缘合格后方可汇报值长送电；5.1.1.11.5.1.1.11.5.1.1.11.5.1.1.11. 检查就地控制柜各指示状态正确；5.1.1.12.5.1.1.12.5.1.1.12.5.1.1.12. 确认电机润滑油泵、液压油泵联锁试验合格，分别启动一台油泵，检查供油压力正常，油系统无泄漏，油质合格、无乳化现象、油位正常、冷油器投入，将另一台油泵投入备用。5.1.25.1.25.1.25.1.2一次风机启动允许条件5.1.2.1.5.1.2.1.5.1.2.1.5.1.2.1. 至少一台送、引风机运行；5.1.2.2.5.1.2.2.5.1.2.2.5.1.2.2. 首出报警已复位；5.1.2.3.5.1.2.3.5.1.2.3.5.1.2.3. 至少一台密封风机运行；5.1.2.4.5.1.2.4.5.1.2.4.5.1.2.4. 本侧空预器运行延时 15s 且其出口一次风挡板开；或者对侧空预器运行延时 15s 且其出口一次风挡板和联络挡板开；5.1.2.5.5.1.2.5.5.1.2.5.5.1.2.5. 一次风机出口挡板关闭；5.1.2.6.5.1.2.6.5.1.2.6.5.1.2.6. 一次风机动叶关闭（开度5%） ；5.1.2.7.5.1.2.7.5.1.2.7.5.1.2.7. 任一一次风机润滑油泵运行、润滑油压力、流量不低；5.1.2.8.5.1.2.8.5.1.2.8.5.1.2.8. 任一一次风机液压油泵运行且油压力不低；5.1.2.9.5.1.2.9.5.1.2.9.5.1.2.9. 一次风机电机绕组温度均小于 110；5.1.2.10.5.1.2.10.5.1.2.10.5.1.2.10.一次风机轴承温度均小于 75且电机轴承温度均小于 70。5.1.35.1.35.1.35.1.3一次风机的启动5.1.3.1.5.1.3.1.5.1.3.1.5.1.3.1. 一次风机启动前检查与准备工作已结束；735.1.3.2.5.1.3.2.5.1.3.2.5.1.3.2. 检查一次风机启动条件已经满足；5.1.3.3.5.1.3.3.5.1.3.3.5.1.3.3. 打开冷一次风门；5.1.3.4.5.1.3.4.5.1.3.4.5.1.3.4. 保证至少两台磨煤机在通风状态；5.1.3.5.5.1.3.5.5.1.3.5.5.1.3.5. 启动一次风机电机，电流在规定时间内返回；5.1.3.6.5.1.3.6.5.1.3.6.5.1.3.6. 一次风机启动后其出口挡板应自动开启,否则手动开启；5.1.3.7.5.1.3.7.5.1.3.7.5.1.3.7. 启动第二台一次风机运行；5.1.3.8.5.1.3.8.5.1.3.8.5.1.3.8. 根据需要平衡调整一次风机出力。5.1.45.1.45.1.45.1.4一次风机的运行维护5.1.4.1.5.1.4.1.5.1.4.1.5.1.4.1. 一次风机调节时尽可能两台同步调节，保持负荷均匀，防止发生喘振；5.1.4.2.5.1.4.2.5.1.4.2.5.1.4.2. 风机电流不超额定，且稳定无大幅度摆动，风量风压满足要求；5.1.4.3.5.1.4.3.5.1.4.3.5.1.4.3. 风机轴承温度正常，振动符合规定；5.1.4.4.5.1.4.4.5.1.4.4.5.1.4.4. 风机油箱油温在 15-30，油质合格，无乳化现象；5.1.4.5.5.1.4.5.5.1.4.5.5.1.4.5. 风机液压油泵出口油压、滤网差压正常，润滑油流量正常，系统无漏油现象；5.1.4.6.5.1.4.6.5.1.4.6.5.1.4.6. 各油站冷油器运行正常，无漏水现象；5.1.4.7.5.1.4.7.5.1.4.7.5.1.4.7. 正常运行中，电机外壳温度不高于 100，温升不高于 65；5.1.4.8.5.1.4.8.5.1.4.8.5.1.4.8. 动叶执行机构连接完好，位置指示正确；5.1.4.9.5.1.4.9.5.1.4.9.5.1.4.9. 一次风机及电机运行正常，无异常声音及振动。5.1.55.1.55.1.55.1.5一次风机的停止5.1.5.1.5.1.5.1.5.1.5.1.5.1.5.1. 将一次风机动叶切至手动调整；5.1.5.2.5.1.5.2.5.1.5.2.5.1.5.2. 逐渐将待停风机的动叶开度关至零位，注意燃烧风量及炉膛负压、一次风压的变化；5.1.5.3.5.1.5.3.5.1.5.3.5.1.5.3. 停止一次风机运行，检查出口挡板及联络挡板动作正常；5.1.5.4.5.1.5.4.5.1.5.4.5.1.5.4. 确认风机静止后，轴承温度50、油温40时可停止油泵运行。5.1.65.1.65.1.65.1.6一次风机油站联锁5.1.6.1.5.1.6.1.5.1.6.1.5.1.6.1. 当油箱油位低时闭锁油泵启动及电加热启动；5.1.6.2.5.1.6.2.5.1.6.2.5.1.6.2. 当油箱油温小于 15，油箱电加热器自动投入，油温大于 30，电加热器自动停止；5.1.6.3.5.1.6.3.5.1.6.3.5.1.6.3. 启允许：一次风机油箱油位低取非；任一润滑油泵启动后启动液压油泵；5.1.6.4.5.1.6.4.5.1.6.4.5.1.6.4. 停允许：风机运行与上另一台油泵运行且油压不低或风机已停且轴承温度不高；5.1.6.5.5.1.6.5.5.1.6.5.5.1.6.5. 自动启：程启 3s 脉冲；投连锁且另一台风机油泵运行延时 10s 后油压低；另一台风机油泵跳闸。5.1.75.1.75.1.75.1.7挡板连锁5.1.7.1.5.1.7.1.5.1.7.1.5.1.7.1. 一次风机出口风门Q/BEIH-NDP10421-201074(1) 自动开：一次风机运行，延时 5s，3s 脉冲；程控启一次风机第 4 步。(2) 自动关：一次风机停止，5s 脉冲；本侧一次风机停另一侧一次风机运行发 5s 脉冲；程序启一次风机第 2 步；程序停止第 4 步。5.1.7.2.5.1.7.2.5.1.7.2.5.1.7.2. 空预器前一次风联络风门(1)自动开：双台空预器运行时，启动一台一次风机，发 3s 脉冲；(2)自动关：两台一次风机均运行，发 3s 脉冲；两台一次风机均停止，发 3s 脉冲。5.1.7.3.5.1.7.3.5.1.7.3.5.1.7.3. 空预器前冷一次风门(1) 关允许：对应一次风机已停。5.1.7.4.5.1.7.4.5.1.7.4.5.1.7.4. 空预器热一次风出口门(1)自动开：同侧空预器运行，3s 脉冲；程序启同侧一次风机第 2 步；程序启同侧空预第 7 步。(2)自动关：同侧空预器停运，3s 脉冲。5.1.85.1.85.1.85.1.8一次风机跳闸当下列任一情况出现时，一次风机跳闸：序号保护内容备注1电机润滑油泵全停延时 3s2液压油泵全停延时 3s3MFT 动作4密封风机全停延时 5s5运行 60s 后出口挡板关闭延时 3s6电机轴承温度70且润滑油压力低（2V3）延时 3s7风机轴承驱动端/非驱动端/推力瓦温度（2V3）95延时 3s8风机轴承驱动端/非驱动端/推力瓦温度（2V3）85延时 3s 且润滑油流量低延时 30s9风机 X 或 Y 向振动高高（2V3） （大于 7.1mm/s）延时 5s10一次风机电动机保护跳闸11就地事故按钮7512润滑油压过低0.05MP13液压油压力低0.8 MPa14失速报警发出 60s 信号未消除15送风机全停16引风机全停17同侧空预器跳闸延时 5s5.1.95.1.95.1.95.1.9一次风机的报警5.1.9.1.5.1.9.1.5.1.9.1.5.1.9.1. 风机轴承温度高 90报警；5.1.9.2.5.1.9.2.5.1.9.2.5.1.9.2. 失速探针压差高 200Pa 报警；5.1.9.3.5.1.9.3.5.1.9.3.5.1.9.3. 油站油箱油温低于 15报警，联启加热器；油温高于 30报警，停加热器；5.1.9.4.5.1.9.4.5.1.9.4.5.1.9.4. 油站出口油温高于 50报警；出口油温低于 35报警；5.1.9.5.5.1.9.5.5.1.9.5.5.1.9.5. 液压油压力小于 1.0 MPa 时发“PL” 报警；压力低于 0.8MPa 动叶角度锁定；5.1.9.6.5.1.9.6.5.1.9.6.5.1.9.6. 液压（润滑）油站滤网压差大于 0.2MPa 时报警；5.1.9.7.5.1.9.7.5.1.9.7.5.1.9.7. 风机轴承润滑油流量小于 6L/min 时发“FL”报警；5.1.9.8.5.1.9.8.5.1.9.8.5.1.9.8. 润滑油压力小于 0.12MPa 时发“PL”报警；5.1.9.9.5.1.9.9.5.1.9.9.5.1.9.9. 风机任一振动值达 4.6mm/s 时报警；5.1.9.10.5.1.9.10.5.1.9.10.5.1.9.10. 电机线圈任一温度大于 110、电机轴承任一温度大于 70。5.25.25.25.2 密封风机运行密封风机运行5.2.15.2.15.2.15.2.1密封风机启动前检查5.2.1.1.5.2.1.1.5.2.1.1.5.2.1.1. 密封风机检修工作结束，工作票终结，就地检查设备完整，无影响运转因素存在；5.2.1.2.5.2.1.2.5.2.1.2.5.2.1.2. 检查电机接线完整，地脚螺丝无松动现象，接地线完好，事故按钮完好；5.2.1.3.5.2.1.3.5.2.1.3.5.2.1.3. 靠背轮连接牢固，安全罩齐全无松动，轴承温度检测装置接线良好完整；5.2.1.4.5.2.1.4.5.2.1.4.5.2.1.4. 轴承箱油位正常，油质正常无乳化现象；5.2.1.5.5.2.1.5.5.2.1.5.5.2.1.5. 轴承箱冷却水投入正常，且冷却水畅通无泄漏现象；5.2.1.6.5.2.1.6.5.2.1.6.5.2.1.6. 密封风机出入口挡板及入口调节挡板电源投入，位置指示正确；5.2.1.7.5.2.1.7.5.2.1.7.5.2.1.7. 就地手动盘车轻快无摩擦；5.2.1.8.5.2.1.8.5.2.1.8.5.2.1.8. 停止 15 天以上应测电机绝缘良好后送电。5.2.25.2.25.2.25.2.2密封风机启动5.2.2.1.5.2.2.1.5.2.2.1.5.2.2.1. 检查磨煤机通道建立；5.2.2.2.5.2.2.2.5.2.2.2.5.2.2.2. 确认密封风机前后轴承温度50；5.2.2.3.5.2.2.3.5.2.2.3.5.2.2.3. 打开一次风供密封风挡板，打开密封风机出入口挡板，关闭入口调节挡板；Q/BEIH-NDP10421-2010765.2.2.4.5.2.2.4.5.2.2.4.5.2.2.4. 在 LCD 上启动一台密封风机，电流在规定时间内返回，就地检查运行正常；5.2.2.5.5.2.2.5.5.2.2.5.5.2.2.5. 根据进入磨煤机一次风压建立密封风压力，保证磨煤机的密封风压大于进入磨煤机一次风压2KPa；5.2.2.6.5.2.2.6.5.2.2.6.5.2.2.6. 将另一台密封风机投入联锁备用，根据情况投入密封风压力自动。5.2.35.2.35.2.35.2.3密封风机自动启动5.2.3.1.5.2.3.1.5.2.3.1.5.2.3.1. 投备用时运行密封风机跳闸；5.2.3.2.5.2.3.2.5.2.3.2.5.2.3.2. 投备用时，运行密封风机运行 10s 后，与一次风压差压高开关 2/3 动作；5.2.3.3.5.2.3.3.5.2.3.3.5.2.3.3. 任一台磨程序启动。5.2.45.2.45.2.45.2.4密封风机运行维护5.2.4.1.5.2.4.1.5.2.4.1.5.2.4.1. 密封风机及电机正常运行无异音，电流正常，振动正常；5.2.4.2.5.2.4.2.5.2.4.2.5.2.4.2. 定期检查风机及电机轴承温度、电机绕组温度正常稳定,发现不正常升高，应查明原因，采取措施；5.2.4.3.5.2.4.3.5.2.4.3.5.2.4.3. 密封风压力自动调节正常，备用风机调节挡板跟踪正常；5.2.4.4.5.2.4.4.5.2.4.4.5.2.4.4. 系统无漏风、漏油、漏水现象；5.2.4.5.5.2.4.5.5.2.4.5.5.2.4.5. 密封风机入口滤网差压不得超过 0.6KPa，差压大时及时联系清理；5.2.4.6.5.2.4.6.5.2.4.6.5.2.4.6. 密封风与一次风差压正常；5.2.4.7.5.2.4.7.5.2.4.7.5.2.4.7. 轴承箱油位正常，油质正常无乳化现象；5.2.4.8.5.2.4.8.5.2.4.8.5.2.4.8. 轴承箱冷却水投入正常，且冷却水畅通。5.2.55.2.55.2.55.2.5密封风机停止5.2.5.1.5.2.5.1.5.2.5.1.5.2.5.1. 若两台密封风机均需停运，停止密封风机前确认所有磨煤机已停止；5.2.5.2.5.2.5.2.5.2.5.2.5.2.5.2. 解除备用密封风机备用联锁；5.2.5.3.5.2.5.3.5.2.5.3.5.2.5.3. 关闭两台密封风机调节门；5.2.5.4.5.2.5.4.5.2.5.4.5.2.5.4. 停止密封风机运行；5.2.5.5.5.2.5.5.5.2.5.5.5.2.5.5. 关闭密封风机入口挡板；5.2.5.6.5.2.5.6.5.2.5.6.5.2.5.6. 如有检修需要，关闭密封风机出口挡板；5.2.5.7.5.2.5.7.5.2.5.7.5.2.5.7. 若切换密封风机运行应进行如下操作：启动备用密封风机，通过入口调节风门进行负荷倒换，检查压力及电流均正常后，停止原运行密封风机。5.2.65.2.65.2.65.2.6密封风机入口电动门的联锁5.2.6.1.5.2.6.1.5.2.6.1.5.2.6.1. 关允许：密封风机停；5.2.6.2.5.2.6.2.5.2.6.2.5.2.6.2. 自动开：密封风机运行，3s 脉冲。5.2.75.2.75.2.75.2.7密封风机跳闸序号保护内容备注1就地事故按钮772密封风机电动机保护跳闸5.2.85.2.85.2.85.2.8密封风机的报警5.2.8.1.5.2.8.1.5.2.8.1.5.2.8.1. 密封风机轴承箱非驱动端或驱动端温度大于 75、 电机轴承温度大于 75或电机线圈温度大于100，发温度高报警；风机、电机轴承温度达 85或电机线圈温度达 105时考虑停止或切换风机；5.2.8.2.5.2.8.2.5.2.8.2.5.2.8.2. 密封风机入口滤网差压大于 0.6KPa 发差压高报警；5.2.8.3.5.2.8.3.5.2.8.3.5.2.8.3. 密封风机出入口差压大于 3KPa 发差压高信号；5.2.8.4.5.2.8.4.5.2.8.4.5.2.8.4. 当系统内主管路密封风压力低于 12KPa 时，发密封风压力低报警并联锁备用风机启动；5.2.8.5.5.2.8.5.5.2.8.5.5.2.8.5. 密封风机正常运行时其振动值应该:5.6mm/s,如果其振动值:6.3mm/s 时发报警；5.2.8.6.5.2.8.6.5.2.8.6.5.2.8.6. 电动机温升高于 45时，起动另一台备用风机。5.35.35.35.3磨煤机运行磨煤机运行5.3.15.3.15.3.15.3.1磨煤机启动前的检查与准备5.3.1.1.5.3.1.1.5.3.1.1.5.3.1.1. 磨煤机所有检修工作全部结束，已办理工作票终结手续，就地卫生清洁，无影响启动因素；5.3.1.2.5.3.1.2.5.3.1.2.5.3.1.2. 磨煤机电机停止 15 天以上需测绝缘符合要求后，电机方可送电；5.3.1.3.5.3.1.3.5.3.1.3.5.3.1.3. 检查磨煤机所有热工仪表及远传仪表接线良好，磨煤机电气联锁、热工保护及自动装置试验合格，电源和信号电源已投入；5.3.1.4.5.3.1.4.5.3.1.4.5.3.1.4. 磨煤机就地油站程控柜状态正确，事故按钮完整齐全；5.3.1.5.5.3.1.5.5.3.1.5.5.3.1.5. 检查系统设备外型完整,地脚螺栓无松动, 磨煤机本体所有人孔门、检查孔关闭严密，电机风扇罩确已关闭并固定，电机接地线完好；5.3.1.6.5.3.1.6.5.3.1.6.5.3.1.6. 检查液压油系统设备完整，油箱油位正常，油质合格，无乳化现象，系统无漏油现象，无滤网压差高报警，且液压油系统各个电磁换向阀位置正确；5.3.1.7.5.3.1.7.5.3.1.7.5.3.1.7. 查磨煤机润滑油系统油箱油位、油温正常，油质合格，无乳化现象，系统无漏油、漏水现象，无滤网差压高报警，且整个油系统已正常运行 15 分钟；润滑油注意事项：1.加热器必须在充满油时才能通电加热，以防加热管烧毁。2.若达到正常温度，先用手动按钮点动起动，同时打开过滤器、加热器和冷却器上部的放气阀，待放气阀出气后再流出油时，便拧紧放气阀。3.若油温50时，先打开冷却水的排水阀，再逐渐开启冷却水的进水阀（切忌很快打开进水阀，以免大量水的流入使换热管表面产生一层导热性很差的“过冷层” ，从而影响换热效果） ，冷却水开始流动，然后调整进排水阀的开启度，即通过调整水流量使出油温度维持在正常工作状态。4.在减速机停机之后，稀油站必须坚持运行，直到关键零部件都停下来为止。5.3.1.8.5.3.1.8.5.3.1.8.5.3.1.8. 磨煤机消防蒸汽电动门、手动门完好，开关灵活；Q/BEIH-NDP10421-2010785.3.1.9.5.3.1.9.5.3.1.9.5.3.1.9. 磨煤机密封风电动门完好，开关灵活，打开拉杆及下架体密封风手动门；5.3.1.10.5.3.1.10.5.3.1.10.5.3.1.10.磨煤机入口冷风调节挡板、热风调节挡板、快关挡板及磨煤机出口挡板完好，电源和气源已送入，开关灵活；5.3.1.11.5.3.1.11.5.3.1.11.5.3.1.11.画面显示各挡板位置指示与就地位置相符，冷、热风挡板、快关挡板及磨煤机出口挡板切至远控；5.3.1.12.5.3.1.12.5.3.1.12.5.3.1.12.检查磨煤机防爆蒸汽压力在 0.30.4MPa，温度在 150170；5.3.1.13.5.3.1.13.5.3.1.13.5.3.1.13.密封风机已投运,风压正常；5.3.1.14.5.3.1.14.5.3.1.14.5.3.1.14.给煤机具备启动条件，原煤斗煤位在高限煤位；5.3.1.15.5.3.1.15.5.3.1.15.5.3.1.15.至少一台一次风机投入,一次风母管压力合格。5.3.25.3.25.3.25.3.2磨煤机启动允许条件5.3.2.1.5.3.2.1.5.3.2.1.5.3.2.1. 点火能量满足（任一满足）(1)#2 磨微油点火方式时至少 3 支油枪投入、油火检3（A 磨在等离子方式时等离子火检3） ；(2)相邻给煤机在运行；(3)空预出口一次风温大于 200；(4)蒸发量1320 t/h。5.3.2.2.5.3.2.2.5.3.2.2.5.3.2.2. 一次风机满足（同时满足）(1)至少一台一次风机运行；(2)一次风流量65t/h；(3)密封风与一次风差压高（开关量）信号来；5.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3. MFT 复位，磨煤机首出报警已复位5.3.2.4.5.3.2.4.5.3.2.4.5.3.2.4. 出入口门满足（同时满足）(1) 磨煤机密封风电动门已开；(2) 磨煤机消防蒸汽门关；(3) 磨煤机冷、热一次风快关挡板开；(4) 磨煤机出口挡板全部打开 4/4；5.3.2.5.5.3.2.5.5.3.2.5.5.3.2.5. 油泵满足；(1) 磨煤机液压油泵运行且出口压力4MPa；(2) 润滑油泵运行且润滑油压高（0.13MPa）信号来；5.3.2.6.5.3.2.6.5.3.2.6.5.3.2.6. 电机轴承 1/2 温度70；5.3.2.7.5.3.2.7.5.3.2.7.5.3.2.7. 电机定子绕组 A/B/C 相温度110；5.3.2.8.5.3.2.8.5.3.2.8.5.3.2.8. 减速机进口 3/3 油温28；5.3.2.9.5.3.2.9.5.3.2.9.5.3.2.9. 减速机入口油压0.13MPa;5.3.2.10.5.3.2.10.5.3.2.10.5.3.2.10.推力轴承油池 3/3 温度50；795.3.2.11.5.3.2.11.5.3.2.11.5.3.2.11.等离子模式且拉弧成功 2/4 或不在等离子模式；5.3.2.12.5.3.2.12.5.3.2.12.5.3.2.12.无该磨任一煤火检故障信号。5.3.35.3.35.3.35.3.3磨煤机启动5.3.3.1.5.3.3.1.5.3.3.1.5.3.3.1. 磨煤机启动前的检查与准备工作已完成；5.3.3.2.5.3.3.2.5.3.3.2.5.3.3.2. 启动前确认磨煤机内部存煤情况；5.3.3.3.5.3.3.3.5.3.3.3.5.3.3.3. 启动磨煤机润滑油泵及液压油泵，检查运行正常并压力合格，磨煤机电磁换向阀在定加载方式，正常运行应选择电磁换向阀在变加载方式；5.3.3.4.5.3.3.4.5.3.3.4.5.3.3.4. 投入本层二次风调节自动；5.3.3.5.5.3.3.5.5.3.3.5.5.3.3.5. 检查给煤机已具备投运条件；5.3.3.6.5.3.3.6.5.3.3.6.5.3.3.6. 检查上排渣门在开位，下排闸门在关位，开磨煤机出口挡板、密封风挡板、冷、热一次风快关挡板，将冷、热风调节挡板开至需要开度进行暖磨，检查磨煤机启动条件是否满足；5.3.3.7.5.3.3.7.5.3.3.7.5.3.3.7. 将磨煤机磨辊提升到位；5.3.3.8.5.3.3.8.5.3.3.8.5.3.3.8. 当磨煤机具备启动条件后启动磨煤机及给煤机运行；5.3.3.9.5.3.3.9.5.3.3.9.5.3.3.9. 增加给煤机出力，降磨辊，保证磨煤机无异常振动；5.3.3.10.5.3.3.10.5.3.3.10.5.3.3.10.投入磨煤机出口温度、入口风量调节自动；5.3.3.11.5.3.3.11.5.3.3.11.5.3.3.11.根据实际负荷需要增加磨煤机出力，根据具体情况投入给煤机自动。5.3.45.3.45.3.45.3.4磨煤机运行维护5.3.4.1.5.3.4.1.5.3.4.1.5.3.4.1. 根据负荷调节磨煤机出力在规定范围内，保证一次风量、二次风量与煤量的匹配；5.3.4.2.5.3.4.2.5.3.4.2.5.3.4.2. 磨煤机出口温度 6575；5.3.4.3.5.3.4.3.5.3.4.3.5.3.4.3. 密封风与一次风差压大于 2KPa；5.3.4.4.5.3.4.4.5.3.4.4.5.3.4.4. 磨辊变加载程控控制运行正常, 磨辊油温小于 90；5.3.4.5.5.3.4.5.5.3.4.5.5.3.4.5. 润滑油站供油温度 2850，油池油位正常，齿轮箱油位正常，入口润滑油压大于 0.13MPa；5.3.4.6.5.3.4.6.5.3.4.6.5.3.4.6. 润滑油站双室油过滤器差压小于 0.1MPa；5.3.4.7.5.3.4.7.5.3.4.7.5.3.4.7. 正常运行时磨煤机推力瓦轴承温度小于 60；5.3.4.8.5.3.4.8.5.3.4.8.5.3.4.8. 磨煤机电机轴承温度小于 80；5.3.4.9.5.3.4.9.5.3.4.9.5.3.4.9. 磨煤机入出口压差小于 6.54KPa；5.3.4.10.5.3.4.10.5.3.4.10.5.3.4.10.磨煤机运行无异常声音及振动，电流稳定；5.3.4.11.5.3.4.11.5.3.4.11.5.3.4.11.磨煤机本体及一次风管道无漏粉现象，发现漏粉及时联系人员处理；5.3.4.12.5.3.4.12.5.3.4.12.5.3.4.12.液压油系统无泄漏，油箱油位正常，油质良好无乳化现象；5.3.4.13.5.3.4.13.5.3.4.13.5.3.4.13.定期进行排渣，磨煤机渣箱无自燃现象。5.3.55.3.55.3.55.3.5磨煤机正常停止5.3.5.1.5.3.5.1.5.3.5.1.5.3.5.1. 开大冷风调节挡板或降低磨煤机出口温度定值进行降温；5.3.5.2.5.3.5.2.5.3.5.2.5.3.5.2. 关闭上煤渣板，给煤机转速控制切手动缓慢减小拉空皮带存煤，注意炉膛燃烧稳定及炉膛压力Q/BEIH-NDP10421-201080变化；5.3.5.3.5.3.5.3.5.3.5.3.5.3.5.3. 出口温度及风量控制切手动，停止给煤机及磨煤机运行，关闭下煤渣板，在停止前根据情况决定是否采取稳燃措施；5.3.5.4.5.3.5.4.5.3.5.4.5.3.5.4. 关闭磨煤机热风调节挡板；5.3.5.5.5.3.5.5.5.3.5.5.5.3.5.5. 根据具体情况决定磨煤机是否保持冷态通风，否则关闭冷风调节挡板、一次风快关挡板、出口快关阀，注意一次风压力稳定；5.3.5.6.5.3.5.6.5.3.5.6.5.3.5.6. 保护动作应快速停磨，操作程序除不等磨出口温度和磨煤机出力降下来已外，其它操作按正常停磨程序进行。5.3.65.3.65.3.65.3.6紧急停止磨煤机5.3.6.1.5.3.6.1.5.3.6.1.5.3.6.1. 停止磨煤机，联掉给煤机，连锁关闭磨煤机入口冷、热风快速关断门和磨煤机出口门；5.3.6.2.5.3.6.2.5.3.6.2.5.3.6.2. 关闭一次冷、热风调节门；5.3.6.3.5.3.6.3.5.3.6.3.5.3.6.3. 打开磨煤机防爆蒸汽门；5.3.6.4.5.3.6.4.5.3.6.4.5.3.6.4. 待磨煤机出口温度降至 60以下，按正常停磨程序关闭消防蒸汽，停润滑油站，关闭密封风门；5.3.6.5.5.3.6.5.5.3.6.5.5.3.6.5. 如果紧急停磨后，故障仍无法排除时，则应进行以下操作：(1)磨煤机开空车，将磨盘上的大量积煤排尽，避免积煤自燃着火；(2)可以关闭密封风挡板、润滑油站、液压油站。5.3.75.3.75.3.75.3.7磨煤机挡板联锁5.3.7.1.5.3.7.1.5.3.7.1.5.3.7.1.磨煤机出口关断门 1/2/3/4关允许：磨煤机已停或等离子方式下断弧自动开：程控开；自动关：程控关；保护关：磨煤机跳闸或磨煤机保护动作发 3s 脉冲；MFT 动作；等离子模式下断弧或微油模式下火检失去。5.3.7.2.5.3.7.2.5.3.7.2.5.3.7.2.磨煤机入口冷、热风快关风门自动开：程控开；关允许：磨停止；自动关：程控关；保护关：磨煤机跳闸或磨煤机保护动作发 3s 脉冲；MFT 动作。5.3.7.3.5.3.7.3.5.3.7.3.5.3.7.3.磨煤机防爆蒸汽电动门自动开：磨停运后出口温度 2/3110且磨煤机已停止，延时 5s 发 3s 脉冲；自动关：磨出口温度 2/390取反且磨已停发 3s 脉冲。815.3.85.3.85.3.85.3.8润滑油站联锁5.3.8.1.5.3.8.1.5.3.8.1.5.3.8.1. 自动启：程控启；当油泵存在状态偏差并且锅炉保安MCC低电压时发20s自启动信号停允许：磨已停延时60s与上齿轮箱油池油温3点平均不高于45；5.3.8.2.5.3.8.2.5.3.8.2.5.3.8.2. 当油池油温小于 30时，自动投入电加热器，油温大于 35时，自动停止电加热器。油温大于50时通冷却水，油温小于 40时停冷却水。5.3.95.3.95.3.95.3.9液压油站联锁5.3.9.1.5.3.9.1.5.3.9.1.5.3.9.1. 停允许：磨运行取非；5.3.9.2.5.3.9.2.5.3.9.2.5.3.9.2. 自动启：程控启；当油泵存在状态偏差并且锅炉保安MCC低电压时发20s自启动信号。5.3.9.3.5.3.9.3.5.3.9.3.5.3.9.3. 液压油站油温小于等于 20时，自动投电加热器；液压油站油温大于等于 30时，自动停电加热器。油温大于 60时通冷却水，油温小于 50时停冷却水。5.3.105.3.105.3.105.3.10 磨煤机联锁保护当下列任一情况出现,运行磨煤机电机跳闸序号保护内容备注1锅炉 MFT2手动紧急跳闸3磨运行且给煤机停延时 120 s，3 s 脉冲4给煤机运行 180s 后煤火检失去 2 个及以上延时 2 s5两台一次风机全停6一次风量 61 t/h延时 10 s7磨煤机密封风与入口一次风差压低 1kPa (LL2/3)延时 10s8给煤机运行且出口门未开(3/4)延时 5 s9磨推力轴承润滑油温度 2V370延时 5 s10磨辊轴承润滑油温 2V3115延时 5 s11减速机进口油压小于 0.1MPLL（2/3）延时 3 s12液压油压力小于 2MPa13磨煤机运行且润滑油泵停止延时 2 s14磨煤机运行且液压油泵停止延时 8 s15磨煤机电机保护动作16发生 RBA、B 磨煤机无此保护17磨煤机出口温度高 2/3110延时 30 sQ/BEIH-NDP10421-20108218A 磨在等离子方式时等离子火检失去 2 个19B 磨微油方式时油火检失去 2 个磨煤机跳闸或 MFT 时保护关闭磨煤机出口挡板及冷热风快关挡板；磨煤机停止时自动关闭热风调节挡板，自动打开冷风调节挡板。5.3.115.3.115.3.115.3.11 磨煤机油站报警5.3.11.1.5.3.11.1.5.3.11.1.5.3.11.1.当润滑油池油温大于 60时，发报警；5.3.11.2.5.3.11.2.5.3.11.2.5.3.11.2.润滑油站滤网前后压差大于 0.1MPa 时，发“压差高”报警；5.3.11.3.5.3.11.3.5.3.11.3.5.3.11.3.润滑油供油压力小于 0.105 MPa 时，发“PL”报警，压力小于 0.1MPa 时，发“PLL”报警；5.3.11.4.5.3.11.4.5.3.11.4.5.3.11.4.液压油站滤网差压大于 0.35MPa 报警。5.3.125.3.125.3.125.3.12 磨煤机的联锁与报警5.3.12.1.5.3.12.1.5.3.12.1.5.3.12.1.磨煤机出口温度 2V3 大于 110且磨煤机已停运，延时 5s 自动开启防爆蒸汽电动门，当出口温度小于 90且磨煤机已停运时自动关闭；5.3.12.2.5.3.12.2.5.3.12.2.5.3.12.2.当盘车装置确已脱开时发“盘车脱开”信号；5.3.12.3.5.3.12.3.5.3.12.3.5.3.12.3.油站就地控制柜方式选择开关在“远方”时发信号；5.3.12.4.5.3.12.4.5.3.12.4.5.3.12.4.油站就地控制柜电源丧失时发“就地电源丧失”报警；5.3.12.5.5.3.12.5.5.3.12.5.5.3.12.5.磨煤机密封风压力小于 14KPa 时发“密封风压力低”报警；5.3.12.6.5.3.12.6.5.3.12.6.5.3.12.6.磨煤机密封风与一次风压差大于 2 KPa 时发“密封风压力高”信号，小于 1.5 KPa 时发“密封风压力低”报警；5.3.12.7.5.3.12.7.5.3.12.7.5.3.12.7.入口一次风流量65t/h 报风量低；5.3.12.8.5.3.12.8.5.3.12.8.5.3.12.8.磨煤机电机轴承温度大于 80时发温度高报警（电机轴承温度达 90时磨煤机跳闸） ；5.3.12.9.5.3.12.9.5.3.12.9.5.3.12.9.磨煤机电机绕组温度大于 120时发温度高报警（线圈温度达 130磨煤机跳闸） ；5.3.12.10.5.3.12.10.5.3.12.10.5.3.12.10.磨煤机磨辊轴承油温 1、2、3 点大于 100时发温度高报警；5.3.12.11.5.3.12.11.5.3.12.11.5.3.12.11.磨煤机出口温度大于 90时发温度高报警；5.3.12.12.5.3.12.12.5.3.12.12.5.3.12.12.磨煤机推力轴承油温大于 60时发温度高报警；5.3.12.13.5.3.12.13.5.3.12.13.5.3.12.13.磨煤机入出口压差大于 6.54KPa 时发“出入口压差高”报警；5.3.12.14.5.3.12.14.5.3.12.14.5.3.12.14.液压油压力2.5MPa报液压油压力低，达 15Mpa 时发液压油压力高报警。5.45.45.45.4 给煤机运行给煤机运行5.4.15.4.15.4.15.4.1给煤机启动前检查5.4.1.1.5.4.1.1.5.4.1.1.5.4.1.1. 给煤机检修工作结束，工作票终结；5.4.1.2.5.4.1.2.5.4.1.2.5.4.1.2. 检查给煤机及清扫链电机接线良好，电机接地线完整齐全，停运 15 天以上时需测绝缘合格；5.4.1.3.5.4.1.3.5.4.1.3.5.4.1.3. 检查给煤机热工仪表、保护信号接线完整良好；835.4.1.4.5.4.1.4.5.4.1.4.5.4.1.4. 检查地脚螺丝无松动；5.4.1.5.5.4.1.5.5.4.1.5.5.4.1.5. 检查给煤机各部位之间的联结螺栓联接牢固，检查孔关闭；5.4.1.6.5.4.1.6.5.4.1.6.5.4.1.6. 就地控制面板状态正确，给煤机内部照明良好，观察窗清洁；5.4.1.7.5.4.1.7.5.4.1.7.5.4.1.7. 给煤机电机、出口闸板、入口闸板送电，均已切至远控位，清扫链投自动；5.4.1.8.5.4.1.8.5.4.1.8.5.4.1.8. 给煤仓自动疏松装置送电，给上空气炮系统控制电源及气源。5.4.25.4.25.4.25.4.2给煤机启动5.4.2.1.5.4.2.1.5.4.2.1.5.4.2.1. 开启给煤机密封风门；5.4.2.2.5.4.2.2.5.4.2.2.5.4.2.2. 开启给煤机出口闸板；5.4.2.3.5.4.2.3.5.4.2.3.5.4.2.3. 开启给煤机入口闸板；5.4.2.4.5.4.2.4.5.4.2.4.5.4.2.4. 复位首出报警；5.4.2.5.5.4.2.5.5.4.2.5.5.4.2.5. 磨煤机启动后启动给煤机运行，清扫链联起；5.4.2.6.5.4.2.6.5.4.2.6.5.4.2.6. 根据需要调整给煤机转速。5.4.35.4.35.4.35.4.3给煤机停止5.4.3.1.5.4.3.1.5.4.3.1.5.4.3.1. 给煤机控制切手动，逐渐减给煤机转速至最小；5.4.3.2.5.4.3.2.5.4.3.2.5.4.3.2. 停止给煤机运行，检查给煤机出口闸板关闭。5.4.45.4.45.4.45.4.4给煤机运行维护5.4.4.1.5.4.4.1.5.4.4.1.5.4.4.1. 给煤机的电机及减速机工作正常，无发热，振动等异常现象；5.4.4.2.5.4.4.2.5.4.4.2.5.4.4.2. 给煤机出入口无堵煤现象，煤量指示及运行电流正常；5.4.4.3.5.4.4.3.5.4.4.3.5.4.4.3. 给煤机内部照明良好，观察窗清洁；5.4.4.4.5.4.4.4.5.4.4.4.5.4.4.4. 检查胶带的跑偏情况及煤流是否正常；5.4.4.5.5.4.4.5.5.4.4.5.5.4.4.5. 检查给煤机无粉尘泄漏；5.4.4.6.5.4.4.6.5.4.4.6.5.4.4.6. 检查就地控制柜状态正常，指示正确；5.4.4.7.5.4.4.7.5.4.4.7.5.4.4.7. 检查给煤机内部温度正常。5.4.55.4.55.4.55.4.5给煤机联锁5.4.5.1.5.4.5.1.5.4.5.1.5.4.5.1. 启允许：给煤机入口电动门已开；给煤机出口电动门已开；给煤机密封风门已开；磨煤机运行；给煤机无保护跳闸条件。5.4.5.2.5.4.5.2.5.4.5.2.5.4.5.2. 给煤机出口电动门自动开：程控开；自动关：给煤机停且未运行，3s 脉冲；Q/BEIH-NDP10421-201084关允许：给煤机停。5.4.5.3.5.4.5.3.5.4.5.3.5.4.5.3. 给煤机入口电动门关允许：给煤机停；自动开：程控开。5.4.5.4.5.4.5.4.5.4.5.4.5.4.5.4. 给煤机密封风门自动开：程控开。5.4.65.4.65.4.65.4.6给煤机跳闸序号保护内容备注1锅炉 MFT2磨煤机跳闸发 3s 脉冲3给煤机出口门关发 10s 脉冲4给煤机电机保护跳闸5.4.75.4.75.4.75.4.7报警5.4.7.1.5.4.7.1.5.4.7.1.5.4.7.1. 胶带跑偏报警：当蛇行跑偏超过了触轮的设定角度，将发出报警；5.4.7.2.5.4.7.2.5.4.7.2.5.4.7.2. 给煤机入口堵煤时发“入口堵煤”报警；5.4.7.3.5.4.7.3.5.4.7.3.5.4.7.3. 给煤机出口堵煤时发“出口堵煤”报警；5.4.7.4.5.4.7.4.5.4.7.4.5.4.7.4. 给煤机 PLC 故障时发报警；5.4.7.5.5.4.7.5.5.4.7.5.5.4.7.5. 给煤机变频器故障报警；5.4.7.6.5.4.7.6.5.4.7.6.5.4.7.6. 给煤机发生断煤时发“给煤机断煤”报警；5.4.7.7.5.4.7.7.5.4.7.7.5.4.7.7. 给煤机内部温度大于 70时发“给煤机内温度高”报警；5.4.7.8.5.4.7.8.5.4.7.8.5.4.7.8. 给煤机电机故障时发报警；5.4.7.9.5.4.7.9.5.4.7.9.5.4.7.9. 给煤机清扫链电机故障时发报警。5.55.55.55.5 等离子系统运行等离子系统运行5.5.15.5.15.5.15.5.1等离子系统投入前检查与准备5.5.1.1.5.5.1.1.5.5.1.1.5.5.1.1. 检查等离子相关系统工作结束，工作票终结，现场整洁干净，无闲杂人员，无影响系统安全稳定运行的因素；5.5.1.2.5.5.1.2.5.5.1.2.5.5.1.2. 检查等离子前、后电极寿命在规定范围内，否则应立即联系更换；5.5.1.3.5.5.1.3.5.5.1.3.5.5.1.3. 检查闭式水至等离子冷却水系统管路已导通，泵出入口门开启，冷却水泵电机测绝缘合格送电；5.5.1.4.5.5.1.4.5.5.1.4.5.5.1.4. 检查闭式水系统、辅助蒸汽系统、锅炉暖风器及火检冷却风机、等离子保护风机已投入运行；等离子电源系统测绝缘合格已送电，且个指示状态正确；5.5.1.5.5.5.1.5.5.5.1.5.5.5.1.5. 打开各等离子发生器回水手动门，稍开供水手动门；855.5.1.6.5.5.1.6.5.5.1.6.5.5.1.6. 启动一台冷却水泵运行，就地检查运行正常，出口压力大于 0.5MPa；5.5.1.7.5.5.1.7.5.5.1.7.5.5.1.7. 就地调整各等离子发生器供水手动门， 维持发生器入口水压 0.4MPa 左右， 水温40的除盐水；5.5.1.8.5.5.1.8.5.5.1.8.5.5.1.8. 打开压缩空气供气隔离门，关闭等离子发生器冷却风手动门，调整等离子发生器入口空气压力0.350.6 MPa；5.5.1.9.5.5.1.9.5.5.1.9.5.5.1.9. 投入等离子冷却水泵联锁，风/水系统无异常报警；5.5.1.10.5.5.1.10.5.5.1.10.5.5.1.10.在起弧条件满足的情况下，电流设定 400A600A。实际功率在 100300kW 之间，远方进行启弧、停弧试验；5.5.1.11.5.5.1.11.5.5.1.11.5.5.1.11.检查#1 磨风粉管路测速装置已投入正常；5.5.1.12.5.5.1.12.5.5.1.12.5.5.1.12.打开炉侧辅助蒸汽手动门、#1 磨暖风器电动门、疏水器旁路手动门，稍开#1 磨暖风器手动门进行暖管，当连续见汽后关闭疏水器旁路手动门，开疏水器前后手动门，全开#1 磨暖风器供汽手动门。5.5.25.5.25.5.25.5.2等离子燃烧器启动5.5.2.1.5.5.2.1.5.5.2.1.5.5.2.1. 等离子系统画面信息正确，相关报警复位，具备投入条件；5.5.2.2.5.5.2.2.5.5.2.2.5.5.2.2. 一次风系统已投入，检查并将磨煤机的出口分离器挡板角度调整至较小值；5.5.2.3.5.5.2.3.5.5.2.3.5.5.2.3. 调节等离子燃烧器周界风，维持此层周界风门在 15开度；5.5.2.4.5.5.2.4.5.5.2.4.5.5.2.4. 按等离子点火装置的启动程序顺序启动 14 号等离子发生器，调节电弧功率在 150kW 左右；5.5.2.5.5.5.2.5.5.5.2.5.5.5.2.5. 在等离子系统启动拉弧，均正常后投入#1 磨等离子方式；5.5.2.6.5.5.2.6.5.5.2.6.5.5.2.6. 调整#1 磨入口风量65t/h，一次风速 1828m/s，当出口温度达到 65左右(入口风温 150以上)时启动#1 磨、#1 给煤机运行，投粉后的着火时间不大于 180s；5.5.2.7.5.5.2.7.5.5.2.7.5.5.2.7. 调整#1 磨出力 2530 t/h，调整一次风量维持风粉管路介质流速在 20m/s左右；5.5.2.8.5.5.2.8.5.5.2.8.5.5.2.8. 检查燃烧情况是否稳定，可适当调节电弧功率；5.5.2.9.5.5.2.9.5.5.2.9.5.5.2.9. 投入#1 磨出口温度、入口风量及二次风挡板自动。5.5.35.5.35.5.35.5.3等离子燃烧器启动后运行维护5.5.3.1.5.5.3.1.5.5.3.1.5.5.3.1. 等离子点火燃烧器投入运行后，要注意观察火焰的燃烧情况、电源功率的波动情况，做好事故预想，发现异常，及时处理；5.5.3.2.5.5.3.2.5.5.3.2.5.5.3.2. 调整等离子装置的电弧功率，确定等离子装置的最低稳燃功率，在保证燃烧效果的条件下适当降低电弧功率，以尽量延长前、后电极的使用寿命；5.5.3.3.5.5.3.3.5.5.3.3.5.5.3.3. 在保证磨煤机出口温度不低于 60的情况可调整#1 磨的出力，以控制锅炉升温、升压速度在规定范围内，同时应根据燃烧情况对一、二次风进行调整，保证燃烧良好；5.5.3.4.5.5.3.4.5.5.3.4.5.5.3.4. 投入等离子燃烧器后，为防止可燃气体沉积在未投燃烧器的邻角，产生爆燃，应适当开启邻角下二次风，使可燃气体及时排出炉膛。5.5.3.5.5.5.3.5.5.5.3.5.5.5.3.5. 定期检查等离子冷却水泵、冷却风压正常，系统无泄漏；5.5.3.6.5.5.3.6.5.5.3.6.5.5.3.6. 注意监视各等离子发生器前、后电极运行时间及报警，按照规定及时进行更换；5.5.3.7.5.5.3.7.5.5.3.7.5.5.3.7. 经常检查等离子点火燃烧器壁温500，防止烧损燃烧器；Q/BEIH-NDP10421-2010865.5.3.8.5.5.3.8.5.5.3.8.5.5.3.8. 当发生等离子点火器断弧时，应及时查看报警信息，确定原因及时恢复；5.5.3.9.5.5.3.9.5.5.3.9.5.5.3.9. 当负荷达到 50%或至少 3 台磨煤机投入运行且燃烧稳定后可退出等离子点火系统；5.5.3.10.5.5.3.10.5.5.3.10.5.5.3.10. 等离子点火系统退出后，可以停止冷却水泵运行，但应保持冷却风手动门开启，以保持内部清洁。5.5.45.5.45.5.45.5.4等离子系统联锁与保护5.5.4.1.5.5.4.1.5.5.4.1.5.5.4.1. BMS 逻辑切换功能中设计磨煤机“正常运行模式”与“等离子运行模式”两种运行模式：(1)“正常运行模式”运行时，磨煤机维持原有的 BMS 逻辑；(2)“等离子运行模式”运行时，磨煤机 BMS 启动条件中增加由等离子装置可编程控制器送来的等离子发生器工作正常信号，同时略去点火能量满足的条件；(3)在主控室光子牌上增加“等离子点火装置故障”信号，任一角等离子点火装置异常时，送信号至光字牌发声光报警，并联关相应角出口门；(4)“等离子运行模式”运行时，任意两角等离子装置工作故障时，等离子控制器送信号至 BMS，保护停磨煤机；(5)“等离子运行模式”磨运行时，磨煤机跳闸，等离子点火器跳闸；(6)锅炉 MFT 动作时，等离子高频引弧器及主电源跳闸，并禁启；(7)A 层燃烧器的火焰保护仍采用锅炉原有的火检装置，炉膛灭火保护逻辑不变；(8)磨煤机“正常运行模式”时，等离子燃烧器的火焰保护仍采用锅炉原有的火检装置，保护逻辑为“四取三” ，图像火检仅用来帮助运行人员观察等离子燃烧器火焰的燃烧情况。5.5.4.2.5.5.4.2.5.5.4.2.5.5.4.2. 等离子点火器启动允许条件(1)锅炉吹扫完成；(2)压缩空气压力满足；(3)冷却水压力满足。5.5.4.3.5.5.4.3.5.5.4.3.5.5.4.3. 等离子点火系统保护停止条件(1)锅炉 MFT；(2)磨煤机跳闸；(3)压缩空气压力不足；(4)冷却水压力不足；(5)电源柜任一一相电流高于 1000A；(6)电源柜电压低于 170V；(7)引弧柜、电源柜合闸 10s 后等离子火检无火。在主控室光子牌上增加“等离子点火装置故障”信号，任一角等离子点火装置异常时，送信号至光字牌发声光报警，保护关闭磨煤机对应出口挡板；(1)压缩空气压力0.25MPa，发“介质空气断”报警，等离子点火器断弧；87(2)冷却水压力0.25MPa，发“冷却水断”报警，等离子点火器断弧；(3)发“突然熄弧”报警，等离子点火器断弧；(4)联锁投入时，冷却水泵出口压力0.4MPa， “水压低”报警，备用泵联锁启动。5.5.4.4.5.5.4.4.5.5.4.4.5.5.4.4. “等离子运行模式”运行时，任意两角等离子装置工作故障时，等离子控制器送信号至 BMS，保护停磨煤机。5.65.65.65.6 微油点火微油点火系统系统5.6.15.6.15.6.15.6.1炉前燃油系统投入前检查5.6.1.1.5.6.1.1.5.6.1.1.5.6.1.1. 火检冷却风系统已投入运行；5.6.1.2.5.6.1.2.5.6.1.2.5.6.1.2. 压缩空气系统已投入运行，各气动门气源送入；5.6.1.3.5.6.1.3.5.6.1.3.5.6.1.3. 相关仪表监测及保护装置均已投入，回油调节门、吹扫气源供汽电动门、油枪及油阀控制电源送电；5.6.1.4.5.6.1.4.5.6.1.4.5.6.1.4. 检查炉前燃油系统画面状态正确，各电磁阀状态正确；5.6.1.5.5.6.1.5.5.6.1.5.5.6.1.5. 检查炉前燃油系统已正确导通；5.6.1.6.5.6.1.6.5.6.1.6.5.6.1.6. 各油角阀、吹扫阀在关断位置，关闭手动门；5.6.1.7.5.6.1.7.5.6.1.7.5.6.1.7. 燃油流量计前后截止门开启、其旁路阀关闭；5.6.1.8.5.6.1.8.5.6.1.8.5.6.1.8. 回油调节阀前后截止门开启、其旁路阀关闭；5.6.1.9.5.6.1.9.5.6.1.9.5.6.1.9. 滤网前后截止门开启，排污门、旁路门关闭；5.6.1.10.5.6.1.10.5.6.1.10.5.6.1.10.辅助蒸汽系统已投入运行，炉前蒸汽母管疏水导通；5.6.1.11.5.6.1.11.5.6.1.11.5.6.1.11.开启压缩空气吹扫、雾化手动门，调节压缩空气压力在 0.40.7MPa之间；5.6.25.6.25.6.25.6.2炉前燃油系统投入5.6.2.1.5.6.2.1.5.6.2.1.5.6.2.1. 燃油泵已投入运行；5.6.2.2.5.6.2.2.5.6.2.2.5.6.2.2. 锅炉吹扫已完成， MFT、OFT 信号已复位；5.6.2.3.5.6.2.3.5.6.2.3.5.6.2.3. 开启一次风母管至微油点火助燃风手动门，调节助燃风压力3KPa；5.6.2.4.5.6.2.4.5.6.2.4.5.6.2.4. 打开供回油速关阀，手动缓慢开启供回油手动门进行炉前油系统充油，至压力2.8MPa 后压力调节阀投入自动，维持油枪入口压力 0.81.2MPa；5.6.2.5.5.6.2.5.5.6.2.5.5.6.2.5. 全面检查燃油系统，确认油系统无泄漏现象后方可进行投油点火；5.6.2.6.5.6.2.6.5.6.2.6.5.6.2.6. 当各角点火成功后投入#2 磨微油模式；5.6.2.7.5.6.2.7.5.6.2.7.5.6.2.7. 调整#2 磨入口风量65t/h，当出口温度达到 65左右(入口风温 150以上)时启动#2 磨、#2 给煤机运行；5.6.2.8.5.6.2.8.5.6.2.8.5.6.2.8. 调整#2 磨出力 2530 t/h，调整一次风量维持风粉管路介质流速在 20m/s左右；5.6.2.9.5.6.2.9.5.6.2.9.5.6.2.9. 炉前油系统在锅炉运行时应保持连续运行，以保证油枪处于备用状态。Q/BEIH-NDP10421-2010885.6.35.6.35.6.35.6.3燃油母管快关阀自动开：燃油泄漏试验或投油顺控；允许开：无 OFT 条件存在；保护关：MFT 或 OFT；自动关：燃油泄漏试验结束或投油顺控结束。5.6.45.6.45.6.45.6.4燃油点火允许5.6.5.1.5.6.5.1.5.6.5.1.5.6.5.1. 油枪控制在 DCS 远方；5.6.5.2.5.6.5.2.5.6.5.2.5.6.5.2. 燃油母管快关阀为开状态；5.6.5.3.5.6.5.3.5.6.5.3.5.6.5.3. 回油阀为开状态；5.6.5.4.5.6.5.4.5.6.5.4.5.6.5.4. 进油压力正常；5.6.5.5.5.6.5.5.5.6.5.5.5.6.5.5. 吹扫气源电动门已开；5.6.5.6.5.6.5.6.5.6.5.6.5.6.5.6. 探头冷却风压正常；5.6.5.7.5.6.5.7.5.6.5.7.5.6.5.7. OFT 已复位；5.6.5.8.5.6.5.8.5.6.5.8.5.6.5.8. MFT 已复位；5.6.5.9.5.6.5.9.5.6.5.9.5.6.5.9. 所有燃油角阀关闭；5.6.5.10.5.6.5.10.5.6.5.10.5.6.5.10. 燃油泄漏试验成功或旁路；5.6.5.11.5.6.5.11.5.6.5.11.5.6.5.11. 总风量30%；5.6.5.12.5.6.5.12.5.6.5.12.5.6.5.12. 二次风箱与炉膛差压大于 400Pa；5.6.5.13.5.6.5.13.5.6.5.13.5.6.5.13. 吹扫气源正常（吹扫气源压力大于 0.4MPa） ；5.6.5.14.5.6.5.14.5.6.5.14.5.6.5.14. 火检冷却风正常（任一火检冷却风机启且压力正常信号来） 。5.6.55.6.55.6.55.6.5微油燃烧器控制油层控制方式提供层油枪控制、成组油枪控制。成对油枪分配为：13，24；油层启动时，FSSS 逻辑将按照 1-3-2-4 的顺序投运油层，每支之间的间隔时间为 10 秒钟 。切除油层时，FSSS 逻辑将按照 4-2-3-1 的顺序切除油层，每支之间的间隔时间为 30 秒钟 。切圆 4 角取3 认为油层运行。5.6.5.1.5.6.5.1.5.6.5.1.5.6.5.1. 以下条件全部满足，微油燃烧器点火允许：(1) 油点火允许；(2) 油阀关；(3) 无燃烧器跳闸条件。5.6.5.2.5.6.5.2.5.6.5.2.5.6.5.2. 微油燃烧器点火的步序为：(1) 关吹扫阀；(2) 吹扫阀关到位后，进点火枪/激励点火器；(3) 开始打火后，开进油阀、雾化阀。895.6.5.3.5.6.5.3.5.6.5.3.5.6.5.3. 以下条件全部满足，认为 B1 角油燃烧器投运：(1) B1 油火检有火；(2) B1 角进油阀、雾化开且吹扫阀关。5.6.5.4.5.6.5.4.5.6.5.4.5.6.5.4. 以下任意情况都将产生“微油燃烧器在切除过程”信号：(1) MFT；(2) OFT；(3) 点火油启动方式 20s 后，油燃烧器未运行；(4) 燃烧器壁温超温。当 B1 油燃烧器在切除过程时，FSSS 逻辑将发出关闭 B1 进油阀指令，切除 B1 油燃烧器。如果不是由于MFT 发生而引起油燃烧器切除，FSSS 逻辑还将开始一个 60 秒的 B1 油燃烧器吹扫程序；MFT 发生引起的油燃烧器切除，当点火条件满足时，自动（也可手动）进行层燃烧器的吹扫。当 B1 进油阀已关（脉冲） ，则产生 B1 油燃烧器吹扫请求。5.6.5.5.5.6.5.5.5.6.5.5.5.6.5.5. 以下任意条件满足，复位 B1 油燃烧器吹扫请求：(1) B1 油燃烧器在启动过程；(2) B1 油燃烧器吹扫完成。5.6.5.6.5.6.5.6.5.6.5.6.5.6.5.6. 以下条件全部满足，则认为 B1 油燃烧器吹扫允许：(1) B1 进油阀已关；(2) B1 油燃烧器吹扫请求 2 秒后；(3) B1 油燃烧器无吹扫中断；(4) MFT 已复位。5.6.5.7.5.6.5.7.5.6.5.7.5.6.5.7. B1 油燃烧器吹扫步序为：(1) 进点火枪/激励点火器；(2) 高能打火器开始打火时，打开吹扫阀；吹扫持续 60 秒后，B1 油燃烧器吹扫完成，复位 B1 油燃烧器吹扫请求信号，关闭吹扫阀，并退回 B1 点火枪。5.6.5.8.5.6.5.8.5.6.5.8.5.6.5.8. 以下任意条件满足，则产生“B1 油燃烧器吹扫中断”信号：(1) B1 油燃烧器吹扫请求；MFT（两个条件同时满足，下类同） 。(2) B1 油燃烧器吹扫请求；B1 吹扫阀未打开（吹扫超时） 。(3) B1 油燃烧器吹扫请求；OFT。5.6.65.6.65.6.65.6.6油枪运行中的检查与维护Q/BEIH-NDP10421-2010905.6.6.1.5.6.6.1.5.6.6.1.5.6.6.1. 检查炉前油压力正常，燃油温度45；5.6.6.2.5.6.6.2.5.6.6.2.5.6.6.2. 检查燃烧器壁温500；5.6.6.3.5.6.6.3.5.6.6.3.5.6.6.3. 检查油管路和气管路无泄漏，滤网无堵塞；5.6.6.4.5.6.6.4.5.6.6.4.5.6.6.4. 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；5.6.6.5.5.6.6.5.5.6.6.5.5.6.6.5. 油枪停运后，应立即吹扫油管路；5.6.6.6.5.6.6.6.5.6.6.6.5.6.6.6. 锅炉正常运行中应检查油枪处于良好备用状态；5.6.6.7.5.6.6.7.5.6.6.7.5.6.6.7. 停运点火器应在完全退出位置，否则应联系检修人员处理；5.6.6.8.5.6.6.8.5.6.6.8.5.6.6.8. 炉前油系统在锅炉运行时应处于良好的循环备用状态。5.6.75.6.75.6.75.6.7油枪停运条件5.6.7.1.5.6.7.1.5.6.7.1.5.6.7.1. 油枪角阀开启 30s 后，延时 5s 火检无火；5.6.7.2.5.6.7.2.5.6.7.2.5.6.7.2. 锅炉 MFT 动作；5.6.7.3.5.6.7.3.5.6.7.3.5.6.7.3. 炉前油 OFT 动作；5.6.7.4.5.6.7.4.5.6.7.4.5.6.7.4. 微油枪投入成功后，10 分钟内微油枪对应的 PC 闸没有打开或关闭，微油枪角阀关闭。5.6.7.5.5.6.7.5.5.6.7.5.5.6.7.5. 存在 OFT 工况或 OFT 继电器跳闸。5.6.85.6.85.6.85.6.8油枪程控停运步骤5.6.8.1.5.6.8.1.5.6.8.1.5.6.8.1. 关闭油角阀；5.6.8.2.5.6.8.2.5.6.8.2.5.6.8.2. 推进点火器 3s 后点火倒计时，21s 后自动退出；5.6.8.3.5.6.8.3.5.6.8.3.5.6.8.3. 开启吹扫阀吹扫 55s；5.6.8.4.5.6.8.4.5.6.8.4.5.6.8.4. 关闭吹扫阀；5.6.8.5.5.6.8.5.5.6.8.5.5.6.8.5. 退出点火器。5.6.95.6.95.6.95.6.9炉前燃油系统运行维护5.6.9.1.5.6.9.1.5.6.9.1.5.6.9.1. 燃油系统投入运行后，应定期全面检查，确认油系统无泄漏现象；5.6.9.2.5.6.9.2.5.6.9.2.5.6.9.2. 监视燃油系统压力、温度、流量正常，吹扫气源压力、温度合格；5.6.9.3.5.6.9.3.5.6.9.3.5.6.9.3. 油枪运行时，应注意观察火焰，燃烧不好应及时调整或停止；5.6.9.4.5.6.9.4.5.6.9.4.5.6.9.4. 油枪投退过程中若发生点火枪进、退未到位，应立即联系相关人员处理；5.6.9.5.5.6.9.5.5.6.9.5.5.6.9.5. 机组运行期间应定期进行油枪投入试验，以确保其始终处于良好备用。5.75.75.75.7 火检冷却风机运行火检冷却风机运行5.7.15.7.15.7.15.7.1火检冷却风机启动前的检查5.7.1.1.5.7.1.1.5.7.1.1.5.7.1.1. 风机设备外观完整，安装或检修工作已全部结束；5.7.1.2.5.7.1.2.5.7.1.2.5.7.1.2. 风机进口过滤器完好、清洁；5.7.1.3.5.7.1.3.5.7.1.3.5.7.1.3. 风机自动换向挡板转换灵活；915.7.1.4.5.7.1.4.5.7.1.4.5.7.1.4. 风机有关电源均已送上；5.7.1.5.5.7.1.5.5.7.1.5.5.7.1.5. 风机电动机地脚螺丝无松动，联轴器安全防护罩齐全；5.7.1.6.5.7.1.6.5.7.1.6.5.7.1.6. 电动机接线盒及接地完整；5.7.1.7.5.7.1.7.5.7.1.7.5.7.1.7. 远方及就地测量回路试验良好，保护、指示、报警正常。5.7.25.7.25.7.25.7.2火检冷却风机的启动5.7.2.1.5.7.2.1.5.7.2.1.5.7.2.1. 检查系统良好，电源开关均在“On”位置，方式开关在“Remote”位置；5.7.2.2.5.7.2.2.5.7.2.2.5.7.2.2. 在 DCS 画面上启动一台火检冷却风机；5.7.2.3.5.7.2.3.5.7.2.3.5.7.2.3. 风机启动，风压正常后，将另一台火检冷却风机投入备用。5.7.35.7.35.7.35.7.3火检冷却风机停运5.7.3.1.5.7.3.1.5.7.3.1.5.7.3.1. 为保证火检探头的安全，锅炉熄火后应保持火检冷却风机运行，直至炉膛出口烟温50方可停运火检冷却风机；5.7.3.2.5.7.3.2.5.7.3.2.5.7.3.2. 若停运所有火检冷却风机，应先解除火检冷却风机“备用”，再停止运行火检冷却风机；5.7.3.3.5.7.3.3.5.7.3.3.5.7.3.3. 若切换火检冷却风机运行，应将备用火检冷却风机启动后，再停止运行火检冷却风机。5.7.45.7.45.7.45.7.4火检冷却风机的运行维护5.7.4.1.5.7.4.1.5.7.4.1.5.7.4.1. 正常火检冷却风母管风压应6.5KPa；5.7.4.2.5.7.4.2.5.7.4.2.5.7.4.2. 经常检查火检冷却风机的入口滤网并定期清理，以保持清洁；5.7.4.3.5.7.4.3.5.7.4.3.5.7.4.3. 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位置；5.7.4.4.5.7.4.4.5.7.4.4.5.7.4.4. 风机运行应平稳，内部无摩擦及其它异常响声；5.7.4.5.5.7.4.5.5.7.4.5.5.7.4.5. 风机进口风温应40,以免影响检测器探头寿命。5.7.55.7.55.7.55.7.5火检冷却风机的联锁与报警5.7.5.1.5.7.5.1.5.7.5.1.5.7.5.1. 备用风机联锁投入时，运行风机跳闸或停运，备用风机联锁启动；5.7.5.2.5.7.5.2.5.7.5.2.5.7.5.2. 任一风机运行且备用风机联锁投入时，火检冷却风机压力低 II 值 2/3 或低 I 值 1/2，备用风机联锁启动；5.7.5.3.5.7.5.3.5.7.5.3.5.7.5.3. 当风机存在状态偏差并且保安 MCC（#1 风机为 BMB，#2 风机为 BMC）低电压时发 20s 自启动信号；5.7.5.4.5.7.5.4.5.7.5.4.5.7.5.4. 母管压力大于 6.0KPa 时发“POK”信号；5.7.5.5.5.7.5.5.5.7.5.5.5.7.5.5. 母管压力小于 5.6KPa 时发“PL”报警；5.7.5.6.5.7.5.6.5.7.5.6.5.7.5.6. 母管压力小于 3.23KPa 时发“PLL”报警；5.7.5.7.5.7.5.7.5.7.5.7.5.7.5.7. 风机入口滤网压差大于 0.99KPa 时发压差高报警。5.85.85.85.8 制粉系统事故处理制粉系统事故处理5.8.15.8.15.8.15.8.1一次风机喘振Q/BEIH-NDP10421-2010925.8.1.1.5.8.1.1.5.8.1.1.5.8.1.1. 检查风机喘振后动叶自动切手动，关至 20%；5.8.1.2.5.8.1.2.5.8.1.2.5.8.1.2. 检查另一台风机出力自动增加，电流在额定范围内，运行参数正常，必要时切手动调节；5.8.1.3.5.8.1.3.5.8.1.3.5.8.1.3. 注意监视各台磨煤机运行风量稳定，无堵煤情况；5.8.1.4.5.8.1.4.5.8.1.4.5.8.1.4. 降低机组出力至 400MW 以下，磨煤机运行台数不大于 4 台；5.8.1.5.5.8.1.5.5.8.1.5.5.8.1.5. 当喘振信号消失后，待工况稳定，可以进行并列风机工作，手动快速调节两台风机出力至平衡，注意母管风压不得小于 8KPa；5.8.1.6.5.8.1.6.5.8.1.6.5.8.1.6. 如果喘振信号不能消失，要停止该一次风机运行，查清原因后再进行并列工作。5.8.25.8.25.8.25.8.2磨煤机振动大原因5.8.2.1.5.8.2.1.5.8.2.1.5.8.2.1. 磨内进三块或其它异物；5.8.2.2.5.8.2.2.5.8.2.2.5.8.2.2. 磨煤机磨辊或喷嘴环磨损严重；5.8.2.3.5.8.2.3.5.8.2.3.5.8.2.3. 磨煤机满煤；5.8.2.4.5.8.2.4.5.8.2.4.5.8.2.4. 磨煤机煤量过少；5.8.2.5.5.8.2.5.5.8.2.5.5.8.2.5. 磨煤机自动加载液压系统故障；5.8.2.6.5.8.2.6.5.8.2.6.5.8.2.6. 石子煤较多，自动排渣系统故障渣箱满；5.8.2.7.5.8.2.7.5.8.2.7.5.8.2.7. 磨煤机基础松动；5.8.2.8.5.8.2.8.5.8.2.8.5.8.2.8. 磨煤机内部部件脱落；5.8.2.9.5.8.2.9.5.8.2.9.5.8.2.9. 磨煤机电机、连轴器或轴承损坏。5.8.35.8.35.8.35.8.3给煤机跳闸5.8.3.1.5.8.3.1.5.8.3.1.5.8.3.1. 给煤机跳闸后有如下报警：给煤率回零，磨煤机出口温度升高；该层燃烧器火焰消失；磨煤机断煤后，120s 后磨煤机跳闸；5.8.3.2.5.8.3.2.5.8.3.2.5.8.3.2. 立即关闭磨煤机热风调节挡板，开大冷风调节挡板维持磨煤机出口温度，注意保持磨煤机通风量在 70%以上；5.8.3.3.5.8.3.3.5.8.3.3.5.8.3.3. 为保持机组负荷稳定，增加其他磨煤机出力或启动备用磨，视情况采取稳燃措施；及时调整炉膛负压、汽温、汽压、分离器水位稳定。5.8.45.8.45.8.45.8.4磨煤机系统着火5.8.4.1.5.8.4.1.5.8.4.1.5.8.4.1. 如果磨煤机出口温度升高有跳跃现象可以判断磨煤机内部着火，严重时还会引起炉膛压力、负荷波动；5.8.4.2.5.8.4.2.5.8.4.2.5.8.4.2. 如果发生轻微自燃或着火，应减少热风降低磨煤机出口温度，增加磨煤机冷风进行吹扫；5.8.4.3.5.8.4.3.5.8.4.3.5.8.4.3. 磨煤机着火严重，应紧急停止，通入消防蒸汽 810 分钟进行灭火，确认磨内无火时，等磨煤机内温度下降到 50以下时， 打开磨煤机本体人孔对磨煤机进行检查 （包括分离器） 彻底消除着火隐患；5.8.4.4.5.8.4.4.5.8.4.4.5.8.4.4. 如果原煤仓发生自燃会引起给煤机内部温度升高或着火，此时应停止给煤机运行，关闭给煤机入口闸板，走空原煤后关闭给煤机出口闸板，对原煤仓进行灭火；5.8.4.5.5.8.4.5.5.8.4.5.5.8.4.5. 如果为风粉管路着火应立即关闭该管路关断挡板，进行外部降温处理，绝对不允许在降温期间93进行通风。5.8.55.8.55.8.55.8.5给煤机断煤5.8.5.1.5.8.5.1.5.8.5.1.5.8.5.1. 给煤机断煤后会引起磨煤机出口温度升高及振动；5.8.5.2.5.8.5.2.5.8.5.2.5.8.5.2. 发生断煤后应立即就地释放相应煤仓空气炮，启动疏松装置；5.8.5.3.5.8.5.3.5.8.5.3.5.8.5.3. 如果没有完全断煤应立即加大给煤机转速，加大磨煤机冷风通风，保持磨煤机运行；5.8.5.4.5.8.5.4.5.8.5.4.5.8.5.4. 如果无效或出口温度难以控制应立即停止其运行，通知检修人员处理。5.8.65.8.65.8.65.8.6磨煤机堵煤5.8.6.1.5.8.6.1.5.8.6.1.5.8.6.1. 堵煤不严重时，立即降低给煤机转速减小给煤量；5.8.6.2.5.8.6.2.5.8.6.2.5.8.6.2. 堵煤严重时，间断停止给煤机运行；5.8.6.3.5.8.6.3.5.8.6.3.5.8.6.3. 关小冷风调节挡板,开大热风调节挡板,加强通风，但风量不能太大，防止突然吹开造成爆燃；5.8.6.4.5.8.6.4.5.8.6.4.5.8.6.4. 严格监视磨煤机通风量，主汽压力、分离器水位、汽温变化，及时进行调节；5.8.6.5.5.8.6.5.5.8.6.5.5.8.6.5. 加强石子煤排放；5.8.6.6.5.8.6.6.5.8.6.6.5.8.6.6. 根据负荷情况调节其它磨煤机出力；5.8.6.7.5.8.6.7.5.8.6.7.5.8.6.7. 如以上处理无效时启备用制粉系统,停止该磨煤机运行,进行人工清理。5.8.75.8.75.8.75.8.7磨煤机跳闸5.8.7.1.5.8.7.1.5.8.7.1.5.8.7.1. 磨煤机跳闸后,给煤机没有联跳,应立即停止给煤机；5.8.7.2.5.8.7.2.5.8.7.2.5.8.7.2. 联锁关闭热风调节挡板,全开冷风调节挡板，否则应立即手动操作；5.8.7.3.5.8.7.3.5.8.7.3.5.8.7.3. 检查磨出口挡板关闭；5.8.7.4.5.8.7.4.5.8.7.4.5.8.7.4. 若灭火蒸汽阀开时，及时关闭；5.8.7.5.5.8.7.5.5.8.7.5.5.8.7.5. 根据锅炉负荷要求,增加其它制粉系统出力或启动备用制粉系统；5.8.7.6.5.8.7.6.5.8.7.6.5.8.7.6. 及时调整炉膛负压、汽温、汽压及煤水比稳定；5.8.7.7.5.8.7.7.5.8.7.7.5.8.7.7. 调整磨出口温度不超温；5.8.7.8.5.8.7.8.5.8.7.8.5.8.7.8. 修复之后投该层磨煤机时，要用冷风吹扫开净；5.8.7.9.5.8.7.9.5.8.7.9.5.8.7.9. 锅炉灭火或 MFT 动作按其对应的处理规范进行操作；5.8.7.10.5.8.7.10.5.8.7.10.5.8.7.10. 若 RB 动作，应按 RB 动作处理规范进行操作。5.95.95.95.9二十五项反措对防止制粉系统和煤尘爆炸事故的规定二十五项反措对防止制粉系统和煤尘爆炸事故的规定5.9.15.9.15.9.15.9.1 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易燃煤种，应及时通知主值。集控运行值班员须对入炉煤煤质报告进行分析，并对制粉系统及燃烧系统作好相应调整。5.9.25.9.25.9.25.9.2 加强缺陷管理，及时消除制粉系统漏点，并将漏粉清理。5.9.35.9.35.9.35.9.3 定期清理制粉系统、输煤系统及有积煤粉部位的积粉，不留死角。5.9.45.9.45.9.45.9.4 严格执行电业安全工作规程（热力和机械部分） 中有关制粉系统防爆的规定。禁止在磨煤机运Q/BEIH-NDP10421-201094行时进行动火工作，在磨煤机停运时若进行动火工作，应作好可靠的安全措施。5.9.55.9.55.9.55.9.5 制粉系统启动前和停止后要按照规程的规定进行蒸汽消防和冷风吹扫。5.9.65.9.65.9.65.9.6 定期对排渣箱渣量进行检查，及时排渣；正常运行中当排渣箱渣量较少时也要定期排渣，以防止渣箱自燃。5.9.75.9.75.9.75.9.7 磨煤机要定期切换运行，防止因长期停运导致原煤仓或磨煤机内部自燃。5.9.85.9.85.9.85.9.8 停炉前要尽量将原煤仓走空或保持较低的煤位，防止因长期停运导致原煤仓自燃。5.9.95.9.95.9.95.9.9 磨煤机正常运行中其蒸汽消防系统处于良好的备用状态，保证随时都可以投入运行。5.9.105.9.105.9.105.9.10磨煤机正常运行中要加强对磨煤机出口温度的监视，出口温度控制采用自动调节方式，确保磨煤机出口温度小于 80。5.9.115.9.115.9.115.9.11加强燃煤管理， ，确保三块不进入磨煤机，防止煤中混入雷管等易爆物品。5.9.125.9.125.9.125.9.12当发现备用磨煤机内着火时,要立即关闭其所有的出入口风门挡板以隔绝空气，并用蒸汽消防进行灭火。5.9.135.9.135.9.135.9.13制粉系统的联锁保护必须正常投入，特别是当磨煤机跳闸时，必须检查给煤机是否正常联跳。5.9.145.9.145.9.145.9.14要经常检查输煤系统、制粉系统积煤积粉的自燃点，输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤积粉要及时彻底清理，防止自燃烧坏设备和输煤皮带；5.9.155.9.155.9.155.9.15清理煤粉时，要杜绝明火，防止煤粉爆燃起火。制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。956 6 6 6 锅炉吹灰系统锅炉吹灰系统6.16.16.16.1 吹灰系统投入前的检查与准备吹灰系统投入前的检查与准备6.1.16.1.16.1.16.1.1吹灰的目的6.1.1.1.6.1.1.1.6.1.1.1.6.1.1.1. 保持受热面的清洁，提高传热效率；6.1.1.2.6.1.1.2.6.1.1.2.6.1.1.2. 保持烟道畅通，降低烟道阻力，降低风机电耗。6.1.26.1.26.1.26.1.2检查吹灰系统所有检修工作已结束， 工作票收回， 安全设施已经全部拆除， 设备周围清洁无杂物；6.1.36.1.36.1.36.1.3检查吹灰系统管路完整，保温良好；6.1.46.1.46.1.46.1.4检查所有吹灰器在退出位置；6.1.56.1.56.1.56.1.5检查所有吹灰器驱动电机及就地控制箱接线良好，减速箱油位在 1/31/2 处；6.1.66.1.66.1.66.1.6检查吹灰器传动装置机械啮合良好，齿条无损坏现象，动力电缆无破损；6.1.76.1.76.1.76.1.7检查吹灰减压站安全门完整良好，各电动门送电、气动门气源投入且位置正确；6.1.86.1.86.1.86.1.8检查吹灰系统各测量元件完好，数据准确；6.1.96.1.96.1.96.1.9检查吹灰系统各疏水门电动装置接线完整并送电，位置信号远方与就地应一致，开关灵活；6.1.106.1.106.1.106.1.10 检查各吹灰器前手动门开启、屏过供汽手动门开启、辅助蒸汽供空预器吹灰手动门开启；6.1.116.1.116.1.116.1.11 检查所有吹灰器就地控制箱远/近控开关均在远方位置；6.1.126.1.126.1.126.1.12 检查控制系统画面状态正确，无异常报警。6.26.26.26.2 吹灰系统投入吹灰系统投入6.2.16.2.16.2.16.2.1锅炉本体吹灰器的投入步骤6.2.1.1.6.2.1.1.6.2.1.1.6.2.1.1. 吹灰系统投入前的检查与准备工作已经结束；6.2.1.2.6.2.1.2.6.2.1.2.6.2.1.2. 检查吹灰系统无异常报警，通讯正常，锅炉负荷限制条件满足；6.2.1.3.6.2.1.3.6.2.1.3.6.2.1.3. 在集控室吹灰操作员站的 LCD 画面中登陆后选择“控制权：计算机/DCS”为“计算机” ，相应指示灯亮；6.2.1.4.6.2.1.4.6.2.1.4.6.2.1.4. 选择“系统状态：模拟/自动/远控/现场”为“自动” ，相应指示灯亮；6.2.1.5.6.2.1.5.6.2.1.5.6.2.1.5. 选择“吹灰方式：对吹/双对吹”为“对吹” ，相应指示灯亮；6.2.1.6.6.2.1.6.6.2.1.6.6.2.1.6. 进行吹灰序列选择，数字 1-8 分别代表：序列号对应吹灰器序列号对应吹灰器1IR1-8，IR 9-165IR65-72，IR73-802IR17-24，IR 25-326IK1-16Q/BEIH-NDP10421-2010963IR33-40，IR 41-487IK17-324IR49-56，IR 57-648IK33-506.2.1.7.6.2.1.7.6.2.1.7.6.2.1.7. 选择“吹灰指令：启动/暂停/停止”为 “启动” ，相应指示灯亮；6.2.1.8.6.2.1.8.6.2.1.8.6.2.1.8. 检查程序启动正常。6.2.26.2.26.2.26.2.2空预器吹灰器的投入步骤6.2.2.1.6.2.2.1.6.2.2.1.6.2.2.1. 吹灰系统投入前的检查与准备工作已经结束；6.2.2.2.6.2.2.2.6.2.2.2.6.2.2.2. 选择“系统状态：自动/远控”为“自动” ，相应指示灯亮；6.2.2.3.6.2.2.3.6.2.2.3.6.2.2.3. 根据负荷情况进行吹灰“汽源选择：主汽源/辅汽源” ；6.2.2.4.6.2.2.4.6.2.2.4.6.2.2.4. 选择“吹灰指令：启动/停止”为 “启动” ，相应指示灯亮；6.2.2.5.6.2.2.5.6.2.2.5.6.2.2.5. 检查程序启动正常。6.2.36.2.36.2.36.2.3吹灰程序启动后的动作步序：6.2.3.1.6.2.3.1.6.2.3.1.6.2.3.1. 吹灰供汽电动门开启；本体吹灰器压力设定：23Kgf空预器吹灰器压力设定：22Kgf6.2.3.2.6.2.3.2.6.2.3.2.6.2.3.2. 吹灰管路疏水计时开始；6.2.3.3.6.2.3.3.6.2.3.3.6.2.3.3. 达到规定的疏水时间后疏水电动门自动关闭；6.2.3.4.6.2.3.4.6.2.3.4.6.2.3.4. 本体吹灰器疏水时间设定：300s；6.2.3.5.6.2.3.5.6.2.3.5.6.2.3.5. 空预器吹灰器疏水时间设定：300s；6.2.3.6.6.2.3.6.6.2.3.6.6.2.3.6. 所选择的吹灰器进入并计时；6.2.3.7.6.2.3.7.6.2.3.7.6.2.3.7. 达相应的保护时间后驱动电机反转退出吹灰器；6.2.3.8.6.2.3.8.6.2.3.8.6.2.3.8. 一类 IK 保护时间：180s；6.2.3.9.6.2.3.9.6.2.3.9.6.2.3.9. 一类 IK 保护时间：140s；6.2.3.10.6.2.3.10.6.2.3.10.6.2.3.10. 当吹灰步序显示 “结束”后关闭吹灰供汽电动门；6.2.3.11.6.2.3.11.6.2.3.11.6.2.3.11. 吹灰管路疏水电动门开启。6.2.46.2.46.2.46.2.4单支吹灰器的操作：6.2.4.1.6.2.4.1.6.2.4.1.6.2.4.1. 选择系统状态为“远控”方式，相应指示灯亮；6.2.4.2.6.2.4.2.6.2.4.2.6.2.4.2. 单击所要操作的吹灰器，显示“启动/恢复/屏蔽/返回（IK-AH 显示启动/紧急后退/返回） ” ，可根据需要选择相应项目。6.36.36.36.3 烟温烟温监测监测6.3.16.3.16.3.16.3.1烟温监测装置投退原则6.3.1.1.6.3.1.1.6.3.1.1.6.3.1.1. 在锅炉点火前投入炉膛烟温检测装置；976.3.1.2.6.3.1.2.6.3.1.2.6.3.1.2. 当炉膛出口烟温达到 538时发出报警；6.46.46.46.4 吹灰系统运行维护吹灰系统运行维护6.4.16.4.16.4.16.4.1吹灰系统运行注意事项6.4.1.1.6.4.1.1.6.4.1.1.6.4.1.1. 吹灰顺序一般要求为：空预器-炉膛-水平烟道-尾部烟道-空预器；6.4.1.2.6.4.1.2.6.4.1.2.6.4.1.2. 吹灰时间间隔为：空预器吹灰每 8h 一次，本体吹灰至少每天一次；6.4.1.3.6.4.1.3.6.4.1.3.6.4.1.3. 吹灰一般要求为对吹方式，要注意监视吹灰器的电流是否正常；6.4.1.4.6.4.1.4.6.4.1.4.6.4.1.4. 吹灰过程中应注意监视炉膛负压的变化，防止过大扰动；6.4.1.5.6.4.1.5.6.4.1.5.6.4.1.5. 吹灰时严密监视机组负荷和主汽、再热汽参数变化，发现异常立即采取措施；6.4.1.6.6.4.1.6.6.4.1.6.6.4.1.6. 当吹灰器出现卡涩、拉线电缆移动受阻等情况时应停止吹灰，立即联系相关人员处理，卡在炉内应及时手动退出；6.4.1.7.6.4.1.7.6.4.1.7.6.4.1.7. 在吹灰过程中禁止打开检查孔检查；6.4.1.8.6.4.1.8.6.4.1.8.6.4.1.8. 锅炉发生故障时，应立即停止受热面的吹灰。6.4.1.9.6.4.1.9.6.4.1.9.6.4.1.9. 下列情况禁止进行锅炉吹灰：（1）锅炉负荷小于 30%MCR；（2）启停制粉系统或燃烧不稳定时；（3）炉膛压力或汽温调节不正常时；（4）系统存在可能导致不安全的缺陷隐患时；（5）吹灰器吹灰范围内可能存在受热面泄漏时；（6）吹灰压力或温度不能满足时。6.4.26.4.26.4.26.4.2吹灰系统运行维护6.4.2.1.6.4.2.1.6.4.2.1.6.4.2.1. 画面检查吹灰系统无任何异常报警，吹灰器、阀门状态与就地一致；6.4.2.2.6.4.2.2.6.4.2.2.6.4.2.2. 就地检查吹灰器动作正常，无卡涩现象，减速箱油位正常；发现吹灰器卡住或未退到位，应立即联系检修人员处理；6.4.2.3.6.4.2.3.6.4.2.3.6.4.2.3. 检查长吹灰器拉线电缆安全，移动正常；6.4.2.4.6.4.2.4.6.4.2.4.6.4.2.4. 检查驱动电机运行平稳，无异常声音；6.4.2.5.6.4.2.5.6.4.2.5.6.4.2.5. 吹灰系统管道、阀门及吹灰器本体无漏泄及振动现象；6.4.2.6.6.4.2.6.6.4.2.6.6.4.2.6. 减压站工作正常，调节平稳。Q/BEIH-NDP10421-2010987 7 7 7 锅炉试验锅炉试验7.17.17.17.1 阀门挡板试验阀门挡板试验7.1.17.1.17.1.17.1.1电动门试验7.1.1.1.7.1.1.1.7.1.1.1.7.1.1.1. 试验时间机组大小修后的启动前及电动门检修后。7.1.1.2.7.1.1.2.7.1.1.2.7.1.1.2. 试验条件(1)确认所要试验电动门的检修工作已结束，对运行系统无影响；(2)联系热控维护人员到场，准备好阀门传动单；(3)确认阀门已送电，信号及指示齐全正确，机械位置指示明确。7.1.1.3.7.1.1.3.7.1.1.3.7.1.1.3. 试验方法(1)手动将电动门控制在一个合适开度，距离开向和关向都留有一定行程；(2)在 DCS 画面上点出相应电动门操作块、试验开关方向正确（不正确时由热控人员倒换接线）试验停止按钮正常，试验阀门行程开关接点及远方/就地切换正确；(3)将电动门全关，由热控人员定好关向到位终端接点，校对就地与 DCS 画面指示一致；(4)将电动门全开，由热控人员定好开向到位终端接点，校对就地与 DCS 画面指示一致；(5)将电动门全开、全关一次， 并记录时间， 确认开向及关向均有合适的预留开度，检查阀门开度指示、灯光正确，开关灵活无卡涩，电机在开关到位后自动跳闸。7.1.1.4.7.1.1.4.7.1.1.4.7.1.1.4. 试验要求及注意事项(1)试验时要防止开关失控损坏电机及阀门；(2)在行程开关未整定前，不能用电机力矩保护或电机过载声音来确定阀门全开、全关位置，必须手动进行调整；(3)阀门预留行程规定：全关后手动开出 0.52 圈，高压阀门取小值，低压阀门取大值，开向一般开至全行程的 90，最大开度为全行程的 95；(4)阀门开关试验时，一般不能同时按住开、关按钮，以免损坏电机；(5)如果有力矩限位的阀门，试验后不可手动；(6)有远/近行程开关的阀门，应进行远/近行程开关一次，电动门动作正常，有就地手动操作装置的，也应试验正常；(7)有联锁的电动门，校验完毕后方可进行联锁试验。7.1.27.1.27.1.27.1.2调整门试验7.1.2.1.7.1.2.1.7.1.2.1.7.1.2.1. 试验时间机组大小修后及调整门检修后。7.1.2.2.7.1.2.2.7.1.2.2.7.1.2.2. 试验条件99(1)确认试验阀门检修工作结束，工作票终结，对运行系统无影响；(2)联系热工维护人员到场，准备好阀门传动单；(3)确认阀门电源或气源送上，信号、指示齐全，机械位置指示明确；若试验风机调节叶片，应投入相应的液压油系统，确认油压正常，控制电源已投入。7.1.2.3.7.1.2.3.7.1.2.3.7.1.2.3.试验方法(1)就地试验：将远方/就地切换开关打至“就地”位，转动手轮将调门全行程开关一次，校验行程指示正确，并联系控制室确认阀门开关指示与就地一致；(2)遥控试验：将远方/就地切换开关打至“远方”位，在 DCS 画面上点出相应的操作块，连续进行全行程开关一次，校验 DCS 画面显示开度与就地行程指示相符，并确认阀门动作灵活无卡涩；(3)气动调整门断气试验：在断气前应确认该阀对运行系统不产生任何影响，将调整门气源关闭，检查气开式阀门在断气后应自动关闭，气关式阀门在断气后应自动打开，带闭锁装置阀门保持阀门状态（试验完毕恢复闭锁） 。7.1.2.4.7.1.2.4.7.1.2.4.7.1.2.4.挡板试验1. 1. 1. 1. 试验时间设备检修后及系统投运前。2. 2. 2. 2. 试验要求及条件：(1)设备检修工作终结，工作票收回，试验挡板对运行系统无影响；(2)联系热控人员当场，准备好阀门传动单；(3)确认所要试验挡板电源、气源已送上，相关表计投入，信号正确。3. 3. 3. 3. 试验方法：(1)在 DCS 画面上点出相应的操作块，进行间断和连续全行程开关一次，确认挡板动作方向正确；(2)校对挡板实际位置与行程指示、DCS 画面指示一致；(3)确认气动或电动装置动作灵活无卡涩，气动装置无漏气现象。7.27.27.27.2 辅机试验辅机试验7.2.17.2.17.2.17.2.1辅机启停及事故按钮试验7.2.1.1.7.2.1.1.7.2.1.1.7.2.1.1.试验时间(1)机组大小修后。(2)辅机的电气、机务及控制回路检修后。7.2.1.2.7.2.1.2.7.2.1.2.7.2.1.2.试运环境条件与要求(1)场地平整，通道畅通；(2)试运范围内环境干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼Q/BEIH-NDP10421-2010100梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板；(3)消防系统处于可靠备用状态；(4)排水系统及设施能正常使用；(5)现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态；(6)在寒冷气候下进行试运的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度能保持5以上；(7)电话等通讯设备安装完毕，可以投入使用。7.2.1.3.7.2.1.3.7.2.1.3.7.2.1.3.单体设备试运应具备条件(1)检修工作结束，工作票回收，转动设备按要求安装完毕，外观完整，连接可靠，所有螺栓都已拧紧并安全可靠，转动部分的安全罩已装好，有关表计应投运；(2)转动设备电动机接线良好,测量绝缘应合格；(3)有可靠的操作和动力电源；(4)转动设备程序启动、停止逻辑，保护、联锁、报警条件检查、传动完毕，投入正常；(5)与试运设备有关的热工、电气仪表安装校验完毕,可投入使用；(6)热控 DCS 系统具备在 CRT上启、停操作设备的条件；(7)转动设备润滑油站完整正常，并已注入规定的油质达到正常油位，油泵经试运合格，并建立正常的油循环及冷却水循环；各轴承轴承冷却水投入，流量正常；注入规定的润滑油，轴承油位正常；(8)转动设备事故按钮传动完毕。7.2.1.4.7.2.1.4.7.2.1.4.7.2.1.4.试验步骤(1)有试验位的辅机应首先进行试验位的远方/就地切换、启停、就地捅跳试验；(2)电动机检修后，应单独试验，检查联轴器脱开，试验完成后，方可联上对轮进行带辅机试验；(3)带转机试验前，确认主控及就地有专人监视；确认辅机联锁子环在解除位；(4)在 DCS 画面上点出相应辅机启停操作块，启动辅机，启动后检查转向正确，轴承温度、振动正常。否则立即停止辅机，进行检查检修；(5)然后进行规定时间的试运，合格后，按下事故按钮，辅机跳闸正常，试运结束；(6)有就地控制箱且能操作的辅机应进行就地启停试验。7.2.27.2.27.2.27.2.2辅机联锁保护试验7.2.2.1.7.2.2.1.7.2.2.1.7.2.2.1.试验要求及条件(1)辅机各项试验必须经单元长同意，试验时，运行人员、维护人员必须到场，发现问题，及时处理，直至试验合格；(2)机组大小修后，辅机电气及控制回路检修之后，必须进行辅机保护试验；(3)辅机保护试验安排在辅机启停及事故按钮试验合格之后进行；(4)试验时，6kV、10kV 设备只送工作电源至试验位，380V 设备送动力及操作电源。机组正常运行期间应严格执行定期试验的有关规定；101(5)机组大、小修后所有检修和异动情况应书面交待于运行人员,以便了解设备的检修及异动情况；(6)机组大、小修后各项保护试验均应进行,某一台设备或保护回路检修后应进行该项保护试验；(7)运行中设备的试验，应做好局部隔离工作，不得影响其它运行设备的安全，对于试验中可能出现的问题，应做好事故预想；(8)联锁试验宜冷态进行，应按设计逻辑，不得任意修改，否则应经过严格的审批手续；(9)试验期间，若出现异常情况，应立即停止试验并恢复原运行方式，待故障消除并经有关领导批准后方可继续进行试验；(10) 试验结束， 做好系统及设备的恢复工作，确认保护定值正确， 同时应分析试验结果，做好详细记录。7.2.2.2.7.2.2.2.7.2.2.2.7.2.2.2.试验步骤(1)试验前应确认有关风门、挡板、 油泵、气动阀、 电动阀等电源、气源正常。对于电气开关设计具有“试验”位置的辅机，只送上其控制电源，动力电源开关切至“试验”位置；(2)有关设备保护解除或复役应有相关通知单；(3)开足仪表一次门,检查各仪表完整,联系热工送上仪表及信号电源,检查所有仪表指示正确；(4)检修后的设备试转应有试转联系单,相关单位签字,试转工作应在检修负责人在场并确认后进行；(5)备用辅机联启试验：1）在 DCS 画面上调出辅机预选块，预选其中一台辅机运行，另一台辅机备用；2）调出该辅机启停操作块，手动启动该辅机；3）按下该辅机事故按钮，则运行辅机掉闸，备用辅机联启，检查运行正常，若互为备用，复位后则按下联启辅机事故按钮；4）再次启动该辅机，另一台投入备用；5）联系热控人员模拟联启条件信号（例如压力低等） ；6）备用辅机联启，检查运行正常；7）试验完毕，恢复模拟信号。(6)辅机保护试验1）在 DCS 画面上调出辅机启停操作块，启动辅机并解除联锁；2）联系热控人员模拟保护跳闸信号；3）检查热工报警、保护跳闸信号定值正确，设备动作正确；4）试验完毕，恢复模拟信号。7.37.37.37.3 锅炉主保护试验锅炉主保护试验7.3.17.3.17.3.17.3.1试验时间7.3.1.1.7.3.1.1.7.3.1.1.7.3.1.1.锅炉大小修后及冷态启动前；Q/BEIH-NDP10421-20101027.3.1.2.7.3.1.2.7.3.1.2.7.3.1.2.热工控制系统发生变更后。7.3.27.3.27.3.27.3.2试验要求及条件7.3.2.1.7.3.2.1.7.3.2.1.7.3.2.1. 试验前应确认被试验项目的有关条件已具备；7.3.2.2.7.3.2.2.7.3.2.2.7.3.2.2. 通知与试验有关的热控、电气人员参加，准备好传动单，做好有关岗位的联系工作；7.3.2.3.7.3.2.3.7.3.2.3.7.3.2.3. 联锁试验应按设计逻辑，不得任意修改，否则应经过严格的审批手续；7.3.2.4.7.3.2.4.7.3.2.4.7.3.2.4. 试验安排在锅炉辅机联锁、保护试验合格后，锅炉启动前进行；7.3.2.5.7.3.2.5.7.3.2.5.7.3.2.5. 试验前 6kV、10kV 设备送电至试验位，380V 设备送电到工作位；7.3.2.6.7.3.2.6.7.3.2.6.7.3.2.6. 试验不合格不允许锅炉启动，由热工人员处理。7.3.37.3.37.3.37.3.3试验步骤7.3.3.1.7.3.3.1.7.3.3.1.7.3.3.1.试验前准备：(1)热工模拟水冷壁入口流量正常信号；(2)将一台引风机、送风机、一次风机、磨煤机送电至试验位；(3)启动空预器，启动引、送风机，模拟建立吹扫风量；(4)检查燃油系统，关闭炉前燃油系统电磁阀前手动门，隔离各油枪燃油；(5)吹扫完成后复归 MFT；(6)建立炉前燃油循环；(7)汽机模拟相应信号后挂闸；(8)热工模拟火检等信号后，开燃油电磁阀，启动一次风机、磨煤机、给煤机，开启减温水电动门、调门。7.3.3.2.7.3.3.2.7.3.3.2.7.3.3.2. 联系热工人员模拟锅炉已点火，逐项模拟 MFT 动作条件；7.3.3.3.7.3.3.3.7.3.3.3.7.3.3.3. 检查 MFT 动作后，联锁正常。7.47.47.47.4 锅炉水压试验锅炉水压试验7.4.17.4.17.4.17.4.1 水压试验的目的及分类7.4.1.1.7.4.1.1.7.4.1.1.7.4.1.1.水压试验的目的是为了检查锅炉承压部件的焊缝、法兰接头及管子胀口等处的强度及严密性，是否有渗漏。分为工作压力水压试验和超压水压试验。7.4.1.2.7.4.1.2.7.4.1.2.7.4.1.2.水压试验压力规定表 58水压试验压力规定名称设计压力工作压力水压试验超压试验锅炉本体(包括过热器)28MPa25.4 MPa1.5 倍锅炉设计压力（41.4MPa）103再热器5.27MPa4.584 MPa1.50 倍再热器设计压力（7.905MPa）7.4.1.3.7.4.1.3.7.4.1.3.7.4.1.3.在下列情况下应进行工作压力水压试验(1)承压部件检修后；(2)检修或更换部分阀门、锅炉管子、联箱等；(3)运行一段时间后，需要内部检查查漏时；(4)锅炉大小修后或局部受热面检修后；(5) 新投产锅炉运行一年后。7.4.1.4.7.4.1.4.7.4.1.4.7.4.1.4.在下列情况下应进行超压水压试验(1)新装和迁移的锅炉投运时；(2)停用一年以上的锅炉恢复运行时；(3)锅炉改造、受压元件经重大修理或更换后,如水冷壁更换管数在 50%以上,过热器、再热器、省煤器等部件成组更换,分离器进行了重大修理时；(4)锅炉严重超压达 1.5 倍工作压力及以上时；(5)锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；(6)根据运行情况,对设备安全可靠性有怀疑时。7.4.27.4.27.4.27.4.2 水压试验范围锅炉本体主蒸汽系统自给水操作台至过热汽出口堵阀前； 再热器系统自冷段再热器进口管道打压堵阀到热段再热器出口管道打压堵阀。7.4.37.4.37.4.37.4.3 水压试验曲线水压试验曲线见附录。7.4.47.4.47.4.47.4.4 水压试验的要求及条件7.4.4.1.7.4.4.1.7.4.4.1.7.4.4.1. 水压试验用水必须用合格的除盐水。氯离子含量小于 0.2mg/L，联胺或丙酮肟含量 200mg/L300mg/L，pH 值为 1010.5（用氨水调节） ；7.4.4.2.7.4.4.2.7.4.4.2.7.4.4.2. 水压试验水温一般以 3570为宜；7.4.4.3.7.4.4.3.7.4.4.3.7.4.4.3. 控制分离器壁温不大于 50；7.4.4.4.7.4.4.4.7.4.4.4.7.4.4.4. 水压试验的顺序，应先做再热蒸汽系统，后做锅炉主蒸汽系统；7.4.4.5.7.4.4.5.7.4.4.5.7.4.4.5. 锅炉各阀门的水压试验，应先做二次门，后做一次门；7.4.4.6.7.4.4.6.7.4.4.6.7.4.4.6. 水压试验前必须进行安全检查；7.4.4.7.7.4.4.7.7.4.4.7.7.4.4.7. 所有外来的材料及工具均已清除；7.4.4.8.7.4.4.8.7.4.4.8.7.4.4.8. 锅炉内部工作结束，炉内无人，升压时受热面附近无人；7.4.4.9.7.4.4.9.7.4.4.9.7.4.4.9. 压力表均已校准，压力传送管均正确连接，压力表前阀门处于打开位置；7.4.4.10.7.4.4.10.7.4.4.10.7.4.4.10. 超水压试验时所有安全阀必须装上堵头隔离；Q/BEIH-NDP10421-20101047.4.4.11.7.4.4.11.7.4.4.11.7.4.4.11. 所有阀门应调节自如，且正确安装就位；7.4.4.12.7.4.4.12.7.4.4.12.7.4.4.12. 锅炉进行超压试验时,水压应缓慢地升降。当水压上升到工作压力时,应暂停升压,检查无漏泄或异常现象后,再升到超压试验压力,在超压试验压力下保持 20min,降到工作压力再进行检查,检查期间压力应维持不变；7.4.4.13.7.4.4.13.7.4.4.13.7.4.4.13. 水压试验时,环境温度不低于 5。环境温度低于 5时,必须有防冻措施。7.4.57.4.57.4.57.4.5水压试验前的准备和检查7.4.5.1.7.4.5.1.7.4.5.1.7.4.5.1. 锅炉受热面检修工作结束，管道连接正常，各部阀门装复。膨胀指示器校正完毕，指示至零位，主汽、再热器热段管道吊架已封闭；7.4.5.2.7.4.5.2.7.4.5.2.7.4.5.2. 分离器和再热器就地应安装精密压力表，分离器、再热器进、出口就地压力表，CRT 上分离器、再热器进、出口压力已经过校验并投入；7.4.5.3.7.4.5.3.7.4.5.3.7.4.5.3. 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、高排逆止门前疏水门、中压主汽门前、后疏水门、缸本体各疏水阀应打开；7.4.5.4.7.4.5.4.7.4.5.4.7.4.5.4. 锅炉所有安全阀应采取防起座措施；7.4.67.4.67.4.67.4.6水压试验操作方法水压试验按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行省煤器、水冷壁、过热器的水压试验。注水7.4.6.1.7.4.6.1.7.4.6.1.7.4.6.1. 启动凝结水泵向除氧器上水。7.4.6.2.7.4.6.2.7.4.6.2.7.4.6.2. 投入除氧器加热，将除氧器水温加到 35-70。7.4.6.3.7.4.6.3.7.4.6.3.7.4.6.3. 启动一台给水泵，以 100t/h 流量向锅炉注水。7.4.6.4.7.4.6.4.7.4.6.4.7.4.6.4. 当分离器见水位后，将水量增加到 300t/h，开启大小溢流阀对省煤器、水冷壁冲洗，待水质合格后（从贮水箱出口管道取样检验） ，关闭大小溢流阀电动门、调节门。7.4.6.5.7.4.6.5.7.4.6.5.7.4.6.5. 将给水流量降到 100t/h，关闭水冷壁、省煤器空气门。7.4.6.6.7.4.6.6.7.4.6.6.7.4.6.6. 解除分离器水位开启大小溢流阀条件，关闭大小溢流阀电动门、调节门，向过热器系统注水，各级过热器空气门见水后， 开启一、 二级过热器疏水门及机侧主汽管道疏水门对过热器系统进行水冲洗，待水质合格后（从大气扩容器取样检验） ，依次关闭过热器空气门。7.4.6.7.7.4.6.7.7.4.6.7.7.4.6.7. 打开高压旁路门，缓慢向再热器系统注水，各级再热器空气门见水后，开启低温再热器疏水门及机侧再热汽管道疏水门对再热器系统进行水冲洗，待水质合格后（从贮水箱出口管道取样检验） ，依次关闭再热器空气门。7.4.6.8.7.4.6.8.7.4.6.8.7.4.6.8. 中压主汽门前标准压力表，已经接好。7.4.6.9.7.4.6.9.7.4.6.9.7.4.6.9. 高压主汽门前标准压力表，已经接好。再热器系统水压试验：1. 1. 1. 1. 解除中压安全门自动开启条件，并锁死。1052. 2. 2. 2. 缓慢增加给水泵转数，以 0.5MPa/min 的速度升压，当再热器压力升至 1.0MPa 时，保持压力进行检查。3. 3. 3. 3. 以 0.3MPa/min 的速度升压至 4.584MPa（以中压汽门前压力表为准） ，停止升压，维持此压力不变，对与再热器系统相关的设备和再热器受热面、管道支吊架系统及膨胀情况进行全面检查。4. 4. 4. 4. 以 0.15MPa/min 的速度升压至 7.905MPa（以中压汽门前压力表为准） ，停止升压，维持压力不变， 保持 20 分钟。以 0.15MPa/min 的速度降压力为 4.584 MPa，由锅炉检修公司、汽机检修公司、热控检修公司对受热面及相关阀门、管道附件进行全面检查，无漏泄现象，受热面焊口及管道无水珠及润湿现象，锅炉本体无异常响声为合格。5. 5. 5. 5. 检查完毕后再热器系统放水泄压。首先减小给水流量，以不大于 0.3MPa/min 降压梯度，将压力降至2.0 MPa，然后关闭高旁，开启一个再热器疏水阀进行泄压，直至压力为 0。过热器系统水压试验：1. 1. 1. 1. 关闭高压旁路门，解除高压旁路门速开保护。2. 2. 2. 2. 当再热器压力泄至零时，开始给过热器升压。3. 3. 3. 3. 以 0.5MPa/min 的速度升压，当过热器压力升至 15MPa 时，保持压力进行检查。改变升压梯度，以0.3MPa/min 的速度升压至 25.4MPa （以主汽门前压力表为准） ， 停止升压， 维持此压力不变保持 20 分钟，对与过热器系统相关的设备和过热器受热面、管道支吊架系统及膨胀情况进行全面检查。4. 4. 4. 4. 以 0.15MPa/min 的速度升压至 41.4MPa（以主汽门前压力表为准） ，停止升压，维持此压力不变，保持 20 分钟。降至工作压力 25.4MPa，由锅炉检修公司、汽机检修公司、热控检修公司对受热面及相关阀门、 附件进行全面检查，管道附件进行全面检查， 无漏泄现象，受热面焊口及管道无水珠及润湿现象，锅炉本体无异常响声为合格。5. 5. 5. 5. 当过热器系统检查结束后，过热器系统泄压。首先减小给水流量，以不大于 0.5MPa/min 降压梯度，将压力降至 4.0 MPa，开启一个过热器疏水阀进行泄压，直至压力为 0 时，过热器系统全面放水。7.4.77.4.77.4.77.4.7锅炉水压试验的注意事项7.4.7.1.7.4.7.1.7.4.7.1.7.4.7.1. 锅炉超压水压试验必须经过总工批准后进行；7.4.7.2.7.4.7.2.7.4.7.2.7.4.7.2. 要有专人负责升压，严防超压。压力要以分离器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，当上下压力指示差别大时，应由热工人员校核确定；7.4.7.3.7.4.7.3.7.4.7.3.7.4.7.3. 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。调节进水量应缓慢均匀，以防发生水冲击；7.4.7.4.7.4.7.4.7.4.7.4.7.4.7.4. 升压过程中不得冲洗压力表管和取样管；7.4.7.5.7.4.7.5.7.4.7.5.7.4.7.5. 当一次系统进行水压试验时，应监视二次系统压力，防止阀门泄漏，造成二次系统超压，并加强汽轮机缸温监视；7.4.7.6.7.4.7.6.7.4.7.6.7.4.7.6. 水压试验前，应对排空门、疏水门做开关灵活性试验，以便在锅炉超压时能够开启；7.4.7.7.7.4.7.7.7.4.7.7.7.4.7.7. 为防止锅炉本体吹灰、预热器吹灰等非高压系统超压，试验时应做好隔离工作，并开启有关疏Q/BEIH-NDP10421-2010106水门，试验升压期间应注意对这些系统进行检查；7.4.7.8.7.4.7.8.7.4.7.8.7.4.7.8. 在水压试验过程中，当达到超压压力时，不许人员到外面检查，待压力降至额定压力以下时方可进行检查；7.4.87.4.87.4.87.4.8水压试验合格标准7.4.8.1.7.4.8.1.7.4.8.1.7.4.8.1. 高压系统水压试验关闭上水门并停止上水泵后，5 分钟内的压力下降值不得超过 0.5MPa，再热器系统 5 分钟内压力不得超过 0.25MPa；7.4.8.2.7.4.8.2.7.4.8.2.7.4.8.2. 承压部件金属壁和焊缝没有水珠和泄漏湿润痕迹；7.4.8.3.7.4.8.3.7.4.8.3.7.4.8.3. 检查承压元件无任何残余变形。7.57.57.57.5 安全门试验安全门试验7.5.17.5.17.5.17.5.1试验原则7.5.1.1.7.5.1.1.7.5.1.1.7.5.1.1. 锅炉大修后或安全门检修后，必须对安全门进行热态校验，以保证其动作的准确性、可靠性；7.5.1.2.7.5.1.2.7.5.1.2.7.5.1.2. 校验安全门时，不同系统先校验压力低的安全门，后检验压力高的安全门；同一系统安全门必须按照先高后低要求进行校验；7.5.1.3.7.5.1.3.7.5.1.3.7.5.1.3. 校验安全门时，必须由锅炉压力容器监督工程师负责现场监督和统一指挥。由检修维护人员负责校验，运行人员操作；7.5.1.4.7.5.1.4.7.5.1.4.7.5.1.4. 校验安全门时，必须在就地安全门的再热汽管道上装设不低于 0.5 级的就地机械指示压力表（压力表校验合格） ；7.5.1.5.7.5.1.5.7.5.1.5.7.5.1.5. 安全门校验应在机组启动前单独进行，以防汽机出现超温超压现象；若带负荷进行校验，必须经总工批准，并有完善的技术措施。7.5.27.5.27.5.27.5.2试验前的准备7.5.2.1.7.5.2.1.7.5.2.1.7.5.2.1. 现场参加安全门校验的人员到位；工器具、通讯联络器材准备完好；7.5.2.2.7.5.2.2.7.5.2.2.7.5.2.2. 试验前确认机组具备锅炉点火启动条件；7.5.2.3.7.5.2.3.7.5.2.3.7.5.2.3. 锅炉点火前，确认汽机在盘车状态，排汽装置真空在正常值，汽机本体疏水投入；7.5.2.4.7.5.2.4.7.5.2.4.7.5.2.4. 锅炉点火后，在不同压力段，对照就地压力表和 OT 画面指示值相符；7.5.2.5.7.5.2.5.7.5.2.5.7.5.2.5. 以下阀门应严密关闭：(1)汽轮机高压主汽门(2)汽轮机中压主汽门(3)高压缸排汽逆止门(4)汽机轴封主汽供汽门(5)汽机轴封冷再供汽门(6)主汽供空气预热器吹灰系统阀门107(7)锅炉本体吹灰系统供汽门(8)低压旁路阀7.5.37.5.37.5.37.5.3安全门校验7.5.3.1.7.5.3.1.7.5.3.1.7.5.3.1. 锅炉按正常程序启动，注意炉膛出口烟温保持低于 540；7.5.3.2.7.5.3.2.7.5.3.2.7.5.3.2. 锅炉点火、升压，保持高压旁路有一定开度，当再热器压力达到 0.10.2MPa 时，关闭所有空气门、全部疏水门保持微开；7.5.3.3.7.5.3.3.7.5.3.3.7.5.3.3. 逐渐提高燃烧率，关小高压旁路，维持分离器压力 6.0MPa；7.5.3.4.7.5.3.4.7.5.3.4.7.5.3.4. 逐步开大高压旁路，以 0.1MPa/min 的速度升至再热器安全门动作压力的 80%，保持压力稳定，手动开起安全门进行吹扫约 5s 钟，继续升压至安全门动作压力的 85%，保持稳定，将不校验的安全门加装卡具；7.5.3.5.7.5.3.5.7.5.3.5.7.5.3.5. 继续以 0.1MPa/min 的速度升压至目标压力使安全门起座，起座后关小高旁使其回座；记录起/回座压力；7.5.3.6.7.5.3.6.7.5.3.6.7.5.3.6. 若起/回座压力需要调整或拆除卡具时，需将压力降至 3.5MPa；7.5.3.7.7.5.3.7.7.5.3.7.7.5.3.7. 再热器安全门逐一校验完毕后，关闭高旁，用低压旁路将再热器压力降至 0.2MPa，开启再热器空气门；7.5.47.5.47.5.47.5.4安全门校验注意事项7.5.4.1.7.5.4.1.7.5.4.1.7.5.4.1. 炉膛出口烟气温度538；7.5.4.2.7.5.4.2.7.5.4.2.7.5.4.2. 保证旁路的最小开度，防止再热器干烧；7.5.4.3.7.5.4.3.7.5.4.3.7.5.4.3. 安全门校验时升压速度应缓慢稳定；7.5.4.4.7.5.4.4.7.5.4.4.7.5.4.4. 安全门起座时，分离器水位的升高是瞬时的，要适当控制给水量以防水位过低；7.5.4.5.7.5.4.5.7.5.4.5.7.5.4.5. 安全门校验时，压力控制用增减燃烧强度来实现，也可用旁路控制汽压，按升温升压曲线进行；7.5.4.6.7.5.4.6.7.5.4.6.7.5.4.6. 锅炉升温升压过程中，应严密监视受热面管壁温度，防止管壁超温；7.5.4.7.7.5.4.7.7.5.4.7.7.5.4.7. 安全门校验时，应记录好安全门起座、回座压力值，若不合格，降压后，由维护人员处理；7.5.4.8.7.5.4.8.7.5.4.8.7.5.4.8. 校验过程中，若出现事故，立即停止校验；7.5.4.9.7.5.4.9.7.5.4.9.7.5.4.9. 校验过程中，安全门不回座，应采取降低汽压或人工强制方法，使其回座，否则应停炉处理；7.5.4.10.7.5.4.10.7.5.4.10.7.5.4.10. 安全门校验合格后，在运行过程中，不得任意提高安全门起座压力。7.67.67.67.6 二十五项反措中对超压水压试验、安全门试验的规定二十五项反措中对超压水压试验、安全门试验的规定7.6.17.6.17.6.17.6.1 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程执行。7.6.27.6.27.6.27.6.2 大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。7.6.37.6.37.6.37.6.3 锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入试验现场。Q/BEIH-NDP10421-20101087.6.47.6.47.6.47.6.4 锅炉超压水压试验一般两个大修进行一次，根据设备的具体情况，可适当延长或缩短。 7.6.57.6.57.6.57.6.5 安全阀校验过程中应有严格的防止超压措施，并在专人监督下实施，校验人员不得中途撤离现场。安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术登录簿中记录。安全阀一经校验合格应加锁或铅封；严禁用加重物、移动重锤、将阀瓣卡死等手段任意提高安全阀起座压力或使安全阀失效。再热器进出口安全阀量中所占的比例应保证安全阀开启时再热器得到足够冷却。 再热器出口安全阀的排放量应大于再热器的最大设计流量。1098 8 8 8 锅炉启动锅炉启动8.18.18.18.1总则总则8.1.18.1.18.1.18.1.1机组启动状态划分及机组启动方式选择随着机组停运时间的变化，锅炉和汽轮机的金属温度也不相同。锅炉状态主要按照停炉时间、启动分离器压力来划分；汽轮机状态主要按照高压内缸上内壁调节级处金属温度来划分。8.1.1.1.8.1.1.1.8.1.1.1.8.1.1.1. 锅炉状态划分及启动方式选择：锅炉状态划分：(1)冷态：停炉时间 T72 小时，锅炉启动分离器压力 P0.5MPa。(2)温态：停炉时间 10T72 小时，锅炉启动分离器压力 0.5P7.0MPa。(3)热态：停炉时间 1T10 小时，锅炉启动分离器压力 7.0P9.0MPa。(4)极热态：停炉时间 0T1 小时，锅炉启动分离器压力 P9.0MPa。机组启动方式选择：(1)锅炉、汽机均处于冷态时，机组按冷态启动方式启动。(2)锅炉、汽机均处于热（温）态时，机组按热（温）态启动方式启动。(3)锅炉处于冷态，而汽机处于热（温）态时，升压率按照冷态启动方式选择，冲转时间、暖机时间、升负荷率等按照热（温）态启动方式选择。(4)汽机处于冷态，而锅炉处于热态时，升压率按照热态启动方式选择，冲转时间、暖机时间、升负荷率等按照冷态启动方式选择。8.1.1.2.8.1.1.2.8.1.1.2.8.1.1.2. 启动时汽缸进汽方式：高中压缸联合启动8.1.28.1.28.1.28.1.2 锅炉存在下列情况之一时，禁止启动：8.1.2.1.8.1.2.1.8.1.2.1.8.1.2.1. 影响锅炉启动的系统和设备的检修工作未结束、工作票未终结，或经检查及试运不合格。8.1.2.2.8.1.2.2.8.1.2.2.8.1.2.2. 锅炉主要检测仪表（如主汽温度、主汽压力、再热汽温度、再热汽压力、分离器水位、炉膛压力、锅炉总风量、总燃料量、给水流量表、蒸汽流量、炉膛火焰监测显示仪）不能正常投入。8.1.2.3.8.1.2.3.8.1.2.3.8.1.2.3. 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)不能正常投入。8.1.2.4.8.1.2.4.8.1.2.4.8.1.2.4. DCS、DEH 系统异常、影响机组运行操作、监视。8.1.2.5.8.1.2.5.8.1.2.5.8.1.2.5. 锅炉主要自动控制装置功能失去或主要辅助设备的调节装置故障。8.1.2.6.8.1.2.6.8.1.2.6.8.1.2.6. 锅炉任一项主要安全保护经试验不能正常投入或锅炉保护动作值不符合规定。8.1.2.7.8.1.2.7.8.1.2.7.8.1.2.7. 热控信号系统故障，不能正确投入。8.1.2.8.8.1.2.8.8.1.2.8.8.1.2.8. 机组水质不合格。8.1.2.9.8.1.2.9.8.1.2.9.8.1.2.9. 锅炉及主要附属系统设备安全保护性阀门或装置（如：锅炉安全阀、空气阀、事故放水门、燃油速断阀等）动作不正常。8.1.2.10.8.1.2.10.8.1.2.10.8.1.2.10.高、低压旁路系统不正常，无法满足锅炉启动要求。Q/BEIH-NDP10421-20101108.1.2.11.8.1.2.11.8.1.2.11.8.1.2.11. 仪用空气工作不正常，不能提供锅炉正常用气。8.1.2.12.8.1.2.12.8.1.2.12.8.1.2.12.锅炉发生灭火后，原因未查明、缺陷未消除。8.1.2.13.8.1.2.13.8.1.2.13.8.1.2.13.电除尘或脱硫系统不正常，短时不能修复。8.1.2.14.8.1.2.14.8.1.2.14.8.1.2.14.锅炉重要部位保温不完善。8.28.28.28.2锅炉启动应具备的条件锅炉启动应具备的条件8.2.18.2.18.2.18.2.1锅炉各平台楼梯， 栏杆， 盖板完好无损， 通道无杂物检修安全措施及围栏应拆除， 现场清洁完整。8.2.28.2.28.2.28.2.2锅炉本体各支吊架完整牢固，管道容器保温良好，膨胀指示正确并做好启动前记录，照明及通信装置完整。8.2.38.2.38.2.38.2.3燃烧器煤仓间磨煤机油系统等处消防设施齐全，备用良好。8.2.48.2.48.2.48.2.4确认各系统风烟、制粉、汽水等内无人工作，无遗留工具各检修孔、人孔、看火孔门关闭严密。8.2.58.2.58.2.58.2.5各系统阀门挡板齐全完整，传动装置连接完好，限位装置良好，开关灵活，指示正确并经校验合格。8.2.68.2.68.2.68.2.6确认所有安全阀完好去掉试验堵头，检查再热器打压堵板打开。8.2.78.2.78.2.78.2.7确认热工表计信号投入正确，试验仪表拆除，所有取样测量一次门完好并处于打开位置。8.2.88.2.88.2.88.2.8确认热工保护联锁自动装置投入，确认电气系统运行正常，电气联锁保护投入。8.2.98.2.98.2.98.2.9机组水系统的冲洗应按规定进行。8.2.108.2.108.2.108.2.10 根据锅炉启动前检查卡检查汽水系统阀门位置正确。8.2.118.2.118.2.118.2.11 根据锅炉启动前检查卡检查风烟系统阀门位置正确。8.2.128.2.128.2.128.2.12 检查暖风器及疏水系统具备投运条件。8.2.138.2.138.2.138.2.13 检查吹灰系统完好，进行预暖吹灰枪退出备用良好。8.2.148.2.148.2.148.2.14 检查锅炉压缩空气系统投入正常运行，炉前燃油系统的吹扫雾化系统投入运行。8.2.158.2.158.2.158.2.15 点火前 2 小时联系投入炉前燃油循环。8.2.168.2.168.2.168.2.16 点火前 2 小时联系投入电除尘绝缘子灰斗加热极板振打装置。8.2.178.2.178.2.178.2.17 点火前 4 小时投入炉膛水封渣斗充水，投入捞碎渣机运行。8.2.188.2.188.2.188.2.18 启动风烟系统 1 小时前联系脱硫值班员检查脱硫烟气挡板无相关检修工作，全开烟气挡板。8.2.198.2.198.2.198.2.19 通知输煤除灰化学值班人员对设备系统进行检查准备，确认具备条件。8.2.208.2.208.2.208.2.20 检查锅炉房辅助蒸汽系统投运，汽源可靠备用。8.2.218.2.218.2.218.2.21 确认制粉系统具备启动条件。8.2.228.2.228.2.228.2.22 确认高低压旁路具备投运条件，备用良好。8.2.238.2.238.2.238.2.23 确认除氧器加热系统投运，给水品质温度合格。8.38.38.38.3锅炉启动前的准备锅炉启动前的准备1118 8 8 8.3.1.3.1.3.1.3.1锅炉启动前的检查准备8.3.1.1.8.3.1.1.8.3.1.1.8.3.1.1. 机组分散控制系统（DCS） ，应至少在锅炉点火前 5 小时投入连续运行。8.3.1.2.8.3.1.2.8.3.1.2.8.3.1.2. 所有变送器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭；所有仪表投入正常。8.3.1.3.8.3.1.3.8.3.1.3.8.3.1.3. 音响报警送电并投入正常。8.3.1.4.8.3.1.4.8.3.1.4.8.3.1.4. 投入辅汽、辅机冷却水及压缩空气系统，工质参数正常。8.3.1.5.8.3.1.5.8.3.1.5.8.3.1.5. 各辅机电动机测绝缘良好后，电源开关送至“工作”位置，机械部分无卡涩，润滑油油质合格、油量充足，冷却水、密封水等均正常。8.3.1.6.8.3.1.6.8.3.1.6.8.3.1.6. 各电动、气动执行机构分别送电及接通气源，开关正常，开度指示与实际位置相符。8.3.1.7.8.3.1.7.8.3.1.7.8.3.1.7. 锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔均已关闭。8.3.1.8.8.3.1.8.8.3.1.8.8.3.1.8. 除灰、除尘、吹灰装置备用，锅炉点火前 2 小时，投入电除尘灰斗加热、绝缘子加热、振打装置。8.3.1.9.8.3.1.9.8.3.1.9.8.3.1.9. 锅炉各风门挡板操作灵活，开度指示与实际位置相符。8.3.1.10.8.3.1.10.8.3.1.10.8.3.1.10. 炉膛火焰监视及电视探头设备完整、位置正确，密封及冷却空气系统正常投入。8.3.1.11.8.3.1.11.8.3.1.11.8.3.1.11. 检查机组蒸汽、给水、减温水、循环水、凝结水、凝结水处理、补给水系统、抽汽回热系统、真空系统、疏水系统、化学加药系统等汽水系统正常，系统阀门调整到启动状态。8.3.1.12.8.3.1.12.8.3.1.12.8.3.1.12. 检查制粉系统设备正常，原煤斗上一定的煤量，投入磨煤机润滑油和液压油系统电加热，待油温合格后，投入油泵。8.3.1.13.8.3.1.13.8.3.1.13.8.3.1.13. 点火燃油系统建立油循环，运行正常。进行微油点火枪投运前的检查、试验，各阀门状态正确。8.3.1.14.8.3.1.14.8.3.1.14.8.3.1.14. 检查微油点火系统所有检修工作已结束，工作已终结，所有措施恢复，电源已送正常。系统各阀门处于状态正确，微油点火系统具备点火条件。8.3.1.15.8.3.1.15.8.3.1.15.8.3.1.15. 脱硫系统的检修工作已全部结束，工作已终结，所有措施恢复，脱硫浆液循环泵系统、氧化风系统、压缩空气系统、工艺水系统、石灰石制粉系统、石灰石制浆系统、石膏脱水系统、烟气在线监视测量系统等辅助设备系统已恢复正常。吸收塔浆液密度、液位、PH 值合格，脱硫系统具备启动条件。8.3.1.16.8.3.1.16.8.3.1.16.8.3.1.16. 检查确认排汽装置水位正常。8.3.1.17.8.3.1.17.8.3.1.17.8.3.1.17. 给水泵处于备用状态。8.3.1.18.8.3.1.18.8.3.1.18.8.3.1.18. 按照锅炉启动前的设备系统检查卡进行检查，确认设备、系统状态正确，满足锅炉启动要求。8.48.48.48.4冷态启动冷态启动8.4.18.4.18.4.18.4.1 锅炉上水及冲洗应采用分段冲洗的方法，待上一阶段冲洗结束后方可进行下一阶段的冲洗。8.4.1.1.8.4.1.1.8.4.1.1.8.4.1.1. 排汽装置水冲洗：(1) 通知化学，凝结水系统准备清洗。Q/BEIH-NDP10421-2010112(2) 冲洗方法：启动除盐水泵，凝结水管路注水排气，空气排净后向排汽装置补水，同时打开排汽装置热井放水阀排水至排水澄清后停止排放，关闭放水阀。当排汽装置热井水位升高至 2400mm 后，启动凝结水泵进行再循环冲洗。循环冲洗 30 分钟左右，停凝结水泵，开热井放水阀排尽排汽装置内部存水。排汽装置热井存水排尽后， 再向排汽装置进水至热井水位 2400mm， 启动凝结水泵进行排汽装置循环清洗至冲洗排水澄清。8.4.1.2.8.4.1.2.8.4.1.2.8.4.1.2. 凝结水系统水冲洗：(1) 冲洗流程：除盐水至排汽装置补水管排汽装置热井凝结水泵凝结水精处理系统（旁路）轴加#7 低加#6 低加#5 低加排放管循环水。(2) 冲洗方法：启动除盐水泵向排汽装置补水并保持高水位，启动凝结水泵对凝结水系统进水冲洗，由#5 低加排放管排放。在水冲洗时先旁路低加水冲洗，冲洗至排水澄清时，再投入低加水冲洗，至排水澄清时转入下阶段冲洗。8.4.1.3.8.4.1.3.8.4.1.3.8.4.1.3. 除氧器水冲洗(1)冲洗流程：化学除盐水排汽装置补水管排汽装置热井凝结水泵凝结水精处理系统（旁路）轴加#7 低加#6 低加#5 低加除氧器除氧器放水管排汽装置。(2)冲洗方法：在凝结水系统冲洗结束后，关闭#5 低加出口凝结水系统冲洗排放阀，向除氧器进水至除氧器水箱水位 2/3 左右时，开启除氧器至排汽装置放水阀，使水在排汽装置与除氧器间循环，此时要注意控制排汽装置水位正常。当除氧器排水至铁含量小于 1000g/L 时，投入凝结水精处理装置运行。当除氧器出水含铁量降至 200g/L 后，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。当排汽装置与除氧器间建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨处理设备，控制冲洗水 pH 值为 9.09.5，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。(3)除氧器冲洗水质合格，给水系统注水排气后，电泵（或汽泵前置泵）投入运行。通知化学人员投运凝结水及给水加联氨泵，并控制 N2H4浓度在 100200ppm。 （当除氧器取样 Fe500g/L 时排放至疏水扩容器，当 Fe500g/L 时回收至凝汽器，炉前系统清洗合格。 ）(4)抽真空前，关闭再热器放空气阀。8.4.1.4.8.4.1.4.8.4.1.4.8.4.1.4. 锅炉上水条件及方法：(1) 确认高加系统水路畅通。(2) 确认除氧器水位正常、水温 100左右。(3) 确认给水泵工作正常，出口阀开。(4) 关闭给水主路阀，调整锅炉给水调节站旁路阀开度，控制锅炉进水流量 100150t/h。(5) 分离器上水至 6000 mm，检查受热面无泄漏和其他异常现象。8.4.1.5.8.4.1.5.8.4.1.5.8.4.1.5. 给水系统及锅炉冷态冲洗：(1) 停运时间超过 150 小时的锅炉启动前必须进行水清洗， 以除去沉积在受热面上的杂质、 盐分和铁锈，直至炉水品质达到允许锅炉点火启动的要求。113(2) 冲洗流程：化学除盐水排汽装置热井凝泵凝结水精处理系统（旁路）轴加#7 低加#6低加#5 低加除氧器给水泵#3、2、1 高加省煤器水冷壁启动分离器贮水箱排放至疏水扩容器冷凝水箱排汽装置热井或机组排水槽。(3) 冲洗方法：除氧器冲洗水质合格后，给水先通过高加旁路，后投主路的方法，向锅炉进水至启动分离器正常水位， 然后通过水冷壁进口集箱、 启动分离器贮水箱排污阀排放， 水放尽后再向锅炉进水冲洗，如此反复排放至出水含铁量小于 500g/L 时，将水返回排汽装置循环冲洗，通过凝结水处理装置除去水中铁，当启动分离器出口水含铁量降至 100g/L 后认为锅炉冷态清洗完成，转入热态冲洗。当排汽装置与启动分离器间建立循环后，应投入给水泵入口加氨处理设备，控制冲洗水 pH 值为 9.09.3。(4) 锅炉进水要求及条件：1）锅炉进水前，检查省煤器和水冷壁空气阀开启。2）锅炉进水水质应符合要求：3）全铁200g/L；4）pH（25）9.09.3。5）锅炉进水温度一般在 2070，应严格控制进水速度，夏季进水时间不小于 1.5 小时，冬季进水时间不小于 2.5 小时，当水温与启动分离器壁温的温差大于 50时，应适当延长进水时间。冬季进水流量控制在 100t/h，夏季控制在 150t/h。6）锅炉上水，用给水旁路调整门控制锅炉进水速度在 100150t/h 左右。上水经省煤器、水冷壁、汽水分离器、贮水箱排入疏水扩容器，投入溢流阀调节自动，将水位控制在 67007650mm，调整给水流量至 20%BMCR，进行开式清洗。清洗期间，维持除氧器水温在 80左右。7）关闭至热井排放装置阀门，将疏水排往机组排水槽。(5) 以下各放气阀在锅炉上水期间开，待见水后关闭：1）分离器入口放气一、二次门。2）折焰角汇集集箱放气一、二次门。3）水冷壁中间混合集箱放气一、二次门。4）省煤器入口集箱疏水一、二次门。(6) 锅炉贮水箱排水 Fe500g/L， 一般在 200300g/L 时， 开式冲洗结束。 依次关闭下列疏水阀门：1）省煤器入口管道疏水一、二次门。2）水冷壁入口集箱疏水一、二次门。3）螺旋管圈出口集箱疏水一、二次门。4）折焰角入口汇集集箱疏水一、二次门。5）闭式循环清洗：进行水冷壁系统的循环清洗。给水流量约为 600650t/h（30%BMCR）左右。6）投入疏水扩容器排水至排汽装置调节站， 清洗水排放至排汽装置。省煤器入口水质含铁量50ug/L，分离器出口含铁量 Fe100g/L，冷态冲洗结束，保持 30%的最小给水流量，将省煤器入口流量调整至Q/BEIH-NDP10421-2010114630t/h 。8.4.1.6.8.4.1.6.8.4.1.6.8.4.1.6. 锅炉热态冲洗（点火后执行） ：(1)冲洗流程：给水系统省煤器水冷壁启动分离器贮水箱下降管系统省煤器排汽装置疏水扩容器机组排水槽(2)冲洗方法：进行热态水冲洗时，给水的铁含量小于 100g/L 后，方可开始锅炉点火。当分离器入口温度达 190时，进行热态冲洗，应使除氧器水尽可能达到低参数下运行的饱和温度。启动凝结水、给水加氨泵、联氨泵调节冲洗水的 pH 值为 9.09.3，N2H4 含量（经验值）50200g/L。当启动分离器、贮水箱取样分析铁含量小于 1000g/L 时将水回收至排汽装置，投入凝结水精处理系统，直至启动分离器、贮水箱取样分析铁含量小于 100g/L 时，热态水冲洗结束。8.4.28.4.28.4.28.4.2 风烟系统启动8.4.2.1.8.4.2.1.8.4.2.1.8.4.2.1. 启动两台空预器，正常后将导向轴承油站的冷却水投入运行，将空气预热器辅助蒸汽吹灰系统暖管。8.4.2.2.8.4.2.2.8.4.2.2.8.4.2.2. 根据环境温度决定是否投入暖风器，启动风机前暖风器如果投入要提高供汽压力。8.4.2.3.8.4.2.3.8.4.2.3.8.4.2.3. 启动火检冷却风机，将另一台投入备用，检查冷却风母管压力 7KPa 左右。8.4.2.4.8.4.2.4.8.4.2.4.8.4.2.4. 启动引、送风机：确认第一台引风机启动条件满足，启动第一台引风机，调节动叶开度维持炉膛负压在-100-150Pa。8.4.2.5.8.4.2.5.8.4.2.5.8.4.2.5. 确认第一台送风机启动条件满足，启动第一台送风机。8.4.2.6.8.4.2.6.8.4.2.6.8.4.2.6. 确认第二台引风机启动条件满足，就地检查第二台引风机不倒转，启动第二台引风机，调节两台引风机静叶至相同负荷，保持炉膛负压在-100-150Pa，将炉膛压力控制投入自动。8.4.2.7.8.4.2.7.8.4.2.7.8.4.2.7. 确认第二台送风机启动条件满足，就地检查第二台不倒转，启动第二台送风机，同时调节两台送风机动叶角度，使两台风机负荷相同，保持总风量在 3040。8.4.38.4.38.4.38.4.3 联系化学启动燃油泵，建立锅炉燃油系统循环，控制燃油循环压力为 3.5MPa 进行燃油泄漏试验。8.4.3.1.8.4.3.1.8.4.3.1.8.4.3.1. 燃油泄漏试验条件：(1)锅炉燃油进油快关阀关。(2)所有油枪进油角阀关。(3)燃油压力正常3.43MPa。8.4.3.2.8.4.3.2.8.4.3.2.8.4.3.2. 燃油泄漏试验方法：(1)在操作画面手动启动油泄漏试验。(2)锅炉吹扫来的自动指令。8.4.3.3.8.4.3.3.8.4.3.3.8.4.3.3. 燃油泄漏试验过程(1)燃油泄漏试验开始，开启进油快关阀，燃油压力控制阀全开,同时关闭回油快关阀，对炉前燃油母管充油 30s。115(2)充油 30s 计时结束，关闭进油快关阀，180s 泄漏试验计时开始。(3)如果在泄漏试验过程中，油压2.94MPa，泄漏试验失败；油压下降过快，应查明原因，然后再重做泄漏试验。(4)在泄漏试验计时周期内，燃油压力仍2.94MPa，则开启回油快关阀，泄油 30s 后，关闭回油快关阀，计时 30s 做进油快关阀泄漏试验。(5)30s 内， 进油快关阀后压力1MPa，油泄漏试验完成， 如进油快关阀后压力1MPa， 油泄漏试验失败，消除原因后重新做油泄漏试验。8.4.3.4.8.4.3.4.8.4.3.4.8.4.3.4. 进油快关阀允许开条件(1)MFT 已复置。(2)泄漏试验已完成或泄漏试验来开指令。(3)所有油枪进油角阀在关闭状态。8.4.3.5.8.4.3.5.8.4.3.5.8.4.3.5. 出现下述情况时，进油快关阀自动关闭(1)MFT(2)OFT(3)油泄漏试验来关指令。8.4.3.6.8.4.3.6.8.4.3.6.8.4.3.6. 回油快关阀开条件(1)MFT 已复置。(2)油泄漏试验已完成。(3)油泄漏试验来开指令。8.4.48.4.48.4.48.4.4锅炉吹扫8.4.4.1.8.4.4.1.8.4.4.1.8.4.4.1. 锅炉吹扫条件(1)任一台引风机运行。(2)任一台送风机运行。(3)任一台空预器运行。(4)所有给煤机全停。(5)所有磨煤机全停。(6)所有一次风机全停。(7)火检冷却风压力正常。(8)所有油枪油角阀关闭。(9)所有油火检无火。(10) 所有煤火检无火。(11) 燃油进油快关阀关闭。(12) 锅炉总风量在 3040%BMCR 之间。Q/BEIH-NDP10421-2010116(13) 大于 50 个二次风挡板开度90%。(14) 无 MFT 跳闸指令。(15) 炉膛压力正常。(16) 调温烟气挡板开度之和100%。8.4.4.2.8.4.4.2.8.4.4.2.8.4.4.2. 当吹扫条件全部满足后，在操作画面上指示“吹扫准备就绪”信号，运行人员在操作画面上发出“启动炉膛吹扫”指令，炉膛吹扫开始，操作画面上指示“炉膛吹扫进行中”，吹扫计时器开始倒计时，时间为 300s。8.4.4.3.8.4.4.3.8.4.4.3.8.4.4.3. 在吹扫过程中，FSSS 逻辑连续监视吹扫允许条件,当吹扫条件不满足时，炉膛吹扫自动中止， 吹扫重新计时。应检查失去的条件,条件满足后重新吹扫。8.4.4.4.8.4.4.4.8.4.4.4.8.4.4.4. 当所有吹扫条件全部满足并且持续 300s，吹扫完成，在操作画面上指示“吹扫完成”信号，吹扫结束。8.4.4.5.8.4.4.5.8.4.4.5.8.4.4.5. 炉膛吹扫完成后，确认所有二次风挡板均自动关至点火位。操作 MFT 复位按钮，锅炉 MFT 复位，在“炉膛吹扫及 MFT 复位”画面上确认下列信号无报警。(1)两台空气预热器均跳闸。(2)两台送风机均停运。(3)两台引风机均停运。(4)手动 MFT 按钮被压下。(5)给水流量低低。(6)锅炉风量25（555t/h）(7)炉膛压力高。(8)炉膛压力低。(9)汽轮机/发电机跳闸。(10) 全炉膛熄火。(11) 全燃料丧失。(12) 火检冷却风压力低。(13) 投入炉膛烟温检测装置。(14) 记录锅炉本体和管道膨胀指示。8.4.4.6.8.4.4.6.8.4.4.6.8.4.4.6. 开启燃油系统供回油快关阀，锅炉准备点火。8.4.58.4.58.4.58.4.5锅炉点火具备以下条件：8.4.5.1.8.4.5.1.8.4.5.1.8.4.5.1. 任一给水泵已投运且工作正常。8.4.5.2.8.4.5.2.8.4.5.2.8.4.5.2. 冷态冲洗结束。8.4.5.3.8.4.5.3.8.4.5.3.8.4.5.3. 主给水量大于 630t/h。8.4.5.4.8.4.5.4.8.4.5.4.8.4.5.4. 排汽装置排汽压力小于 25KPa。1178.4.5.5.8.4.5.5.8.4.5.5.8.4.5.5. 炉前燃油系统压力控制在 3.4MPa 左右。8.4.5.6.8.4.5.6.8.4.5.6.8.4.5.6. 等离子系统或微油点火系统已具备点火条件。8.4.5.7.8.4.5.7.8.4.5.7.8.4.5.7. 总风量：30%总风量40%。8.4.5.8.8.4.5.8.8.4.5.8.8.4.5.8. 火检冷却风机已投运且火检冷却风压力正常。8.4.5.9.8.4.5.9.8.4.5.9.8.4.5.9. 炉膛烟温检测装置运行正常。8.4.5.10.8.4.5.10.8.4.5.10.8.4.5.10.炉膛监视电视送电，冷却风正常。8.4.5.11.8.4.5.11.8.4.5.11.8.4.5.11. 锅炉吹扫完成。8.4.5.12.8.4.5.12.8.4.5.12.8.4.5.12.按照锅炉启动前检查卡要求全面检查锅炉各系统阀门状态正确。8.4.5.13.8.4.5.13.8.4.5.13.8.4.5.13.将高、低压旁路阀及高、低旁减温水投入自动控制。8.4.5.14.8.4.5.14.8.4.5.14.8.4.5.14.投入空气预热器吹灰。8.4.68.4.68.4.68.4.6锅炉点火（采用微油枪点火）8.4.6.1.8.4.6.1.8.4.6.1.8.4.6.1. 确认炉前燃油系统检查卡已执行完毕，在锅炉满足点火条件后，由值长发令，锅炉点火。8.4.6.2.8.4.6.2.8.4.6.2.8.4.6.2. 微油枪点火条件(1)点火允许。1）MFT 已复位。2）OFT 已复位。3）火检冷却风压正常。4）30%总风量40%。(2)（供回油）快关阀开。(3)吹扫气源压力正常。(4)中心筒温度不高。(5)燃烧器喷口温度不高。8.4.6.3.8.4.6.3.8.4.6.3.8.4.6.3. 投入空气预热器吹灰系统；8.4.6.4.8.4.6.4.8.4.6.4.8.4.6.4. 导通一次风通道；8.4.6.5.8.4.6.5.8.4.6.5.8.4.6.5. 启动 1（2）密封风机、一次风机；8.4.6.6.8.4.6.6.8.4.6.6.8.4.6.6. 调节#2 磨煤机入口风量，维持磨出口一次风管风速在 1822m/s 左右；8.4.6.7.8.4.6.7.8.4.6.7.8.4.6.7. 维持辅助蒸汽压力在较高压力，逐步开大#2 磨暖风器来汽阀门，投入暖风器运行，必须保证#2磨煤机入口风温在 150以上；8.4.6.8.8.4.6.8.8.4.6.8.8.4.6.8. 投入大风箱差压自动，调节微油燃烧器周界风门在 1015开度；8.4.6.9.8.4.6.9.8.4.6.9.8.4.6.9. 调节总风量至 3040%，确认二次风门自动控制正常。8.4.6.10.8.4.6.10.8.4.6.10.8.4.6.10. 投油条件满足，分别启动锅炉 B1、B2、B3、B4 油枪，确认油枪燃烧状况、火检运行状况良好。观察火焰电视可正常监视到炉膛燃烧状况。确认燃油母管压力正常， 当磨煤机出口温度达 75时（或入口温度 150以上） ，启动#2 磨。Q/BEIH-NDP10421-20101188.4.6.11.8.4.6.11.8.4.6.11.8.4.6.11. 按照冷态启动曲线进行升温升压，在升压开始阶段，饱和温度在 100以下时，储水箱升温率不得超过 1.1/min。在汽轮机冲转前，饱和温度升高速率不得超过 1.5/min。8.4.6.12.8.4.6.12.8.4.6.12.8.4.6.12. 若三次点火失败再次进行点火需重新进行吹扫。8.4.6.13.8.4.6.13.8.4.6.13.8.4.6.13. 锅炉点火后，确认已全开过热器疏水阀、主蒸汽管道疏水阀。8.4.6.14.8.4.6.14.8.4.6.14.8.4.6.14. 调整风量使燃烧稳定，严格控制炉膛出口烟温不超过 540。8.4.6.15.8.4.6.15.8.4.6.15.8.4.6.15. 锅炉点火后，应投入空预器连续吹灰，应注意监视空预器冷端平均温度，控制空预器冷端平均温度不低于 68.3。8.4.6.16.8.4.6.16.8.4.6.16.8.4.6.16. 锅炉点火后，确认高、低旁路控制压力、温度上升率正常，高、低旁减温器及三级减温减压装置均正常投入运行。8.4.6.17.8.4.6.17.8.4.6.17.8.4.6.17. 检修或长期停运后启动，要严格监视锅炉的受热膨胀情况，从点火直到带满负荷，做好膨胀记录，发现问题及时汇报。8.4.78.4.78.4.78.4.7锅炉点火（等离子点火）8.4.7.1.8.4.7.1.8.4.7.1.8.4.7.1. 锅炉具备启动点火条件；8.4.7.2.8.4.7.2.8.4.7.2.8.4.7.2. 投入空气预热器吹灰系统；8.4.7.3.8.4.7.3.8.4.7.3.8.4.7.3. 导通一次风通道；8.4.7.4.8.4.7.4.8.4.7.4.8.4.7.4. 启动 1（2）密封风机、两台一次风机；8.4.7.5.8.4.7.5.8.4.7.5.8.4.7.5. 调节 A 磨煤机入口风量，维持磨出口一次风管风速在 1922m/s 左右；8.4.7.6.8.4.7.6.8.4.7.6.8.4.7.6. 维持辅助蒸汽压力在较高压力，逐步开大#1 磨暖风器来汽阀门，投入暖风器运行，必须保证#1磨煤机入口风温在 150以上；8.4.7.7.8.4.7.7.8.4.7.7.8.4.7.7. 投入大风箱差压自动，调节等离子燃烧器周界风门在 1015开度；8.4.7.8.8.4.7.8.8.4.7.8.8.4.7.8. 按等离子点火装置的启动程序顺序启动 14 号等离子发生器，调节电弧功率在 280kW 左右,电流 300500A；8.4.7.9.8.4.7.9.8.4.7.9.8.4.7.9. 将#1 磨煤机切至“等离子”运行方式，在#1 磨煤机启动条件满足时，启动#1 磨煤机，#1 磨煤机运行稳定后启动#1 给煤机，给煤机初始煤量给定为 20t/h，原则上控制煤量在 2030t/h 间；8.4.7.10.8.4.7.10.8.4.7.10.8.4.7.10. 就地观察等离子燃烧器的燃烧情况、火焰稳定情况，燃烧的煤粉浓度较好的适用范围在 0.360.52kg/kg，最低不得低于 0.3kg/kg；8.4.7.11.8.4.7.11.8.4.7.11.8.4.7.11. 按锅炉升温升压规定， 视#1 磨煤机出口温度情况增加#1 给煤机煤量， 为保证入炉煤的完全燃烧，一般情况下应保持磨煤机出口温度在 65以上；8.4.7.12.8.4.7.12.8.4.7.12.8.4.7.12. 调整一次风量，监视周界风门开度，根据就地观察等离子燃烧器的燃烧情况、火焰稳定情况确定合理的一次风速及二次风门开度；8.4.7.13.8.4.7.13.8.4.7.13.8.4.7.13. 根据机组运行要求增大或减小#1 磨煤机的出力， 同时根据火焰燃烧情况对一、 二次风进行调整。8.4.7.14.8.4.7.14.8.4.7.14.8.4.7.14. 等离子燃烧器运行过程中的注意事项8.4.7.15.8.4.7.15.8.4.7.15.8.4.7.15. 严格按照运行规程要求的上水温度、上水时间对锅炉进行上水；1198.4.7.16.8.4.7.16.8.4.7.16.8.4.7.16. 等离子点火燃烧器投入运行初期，要注意观察火焰的燃烧情况、电源功率的波动情况及离子点火燃烧器管壁温度，冷态二次风门一般在等离子燃烧器投入 030min 时，开度尽量小，以提高初期燃烧效率， 随着炉温升高， 逐渐开大风门， 防止烧损燃烧器， 原则是以燃烧器壁温控制在 500600为准；8.4.7.17.8.4.7.17.8.4.7.17.8.4.7.17. 投入等离子燃烧器后，为防止可燃气体沉积在未投燃烧器的邻角，产生爆燃，应适当开启邻角下二次风，使可燃气体及时排出炉膛；8.4.7.18.8.4.7.18.8.4.7.18.8.4.7.18. 等离子点火燃烧器投入运行时，注意观察、记录烟温检测装置的温度；8.4.7.19.8.4.7.19.8.4.7.19.8.4.7.19. 等离子点火燃烧器投入运行的初期，为控制温升，上部二次风门要适当开大，防止再热器系统超温；8.4.7.20.8.4.7.20.8.4.7.20.8.4.7.20. 加强炉内燃烧状况监视，不可单凭火焰监视器判断，应实地观察炉膛燃烧，发现炉内燃烧恶劣，炉膛负压波动大，应采取相应调整措施，若炉膛燃烧仍然不好，应立即停止煤粉输送，必要时停止等离子发生器，经充分通风，查明原因后重新再投；8.4.7.21.8.4.7.21.8.4.7.21.8.4.7.21. 等离子燃烧器运行期间，必须定期化验飞灰含碳量，防止大量的不完全燃烧物聚积在尾部烟道造成二次燃烧；8.4.7.22.8.4.7.22.8.4.7.22.8.4.7.22. 在锅炉升温升压过程中，对锅炉的膨胀加强检查并记录，加强空预器吹灰；8.4.7.23.8.4.7.23.8.4.7.23.8.4.7.23. 在点火前，要根据给煤量与磨煤机入口风速等参数，风速一般控制在 20m/s，做好风粉速度、煤粉浓度等重要参数监视，并在点火的过程中，根据煤粉着火情况加以调整；8.4.7.24.8.4.7.24.8.4.7.24.8.4.7.24. 当磨煤机在“等离子方式”下运行，4 支等离子点火器中的 1 支发生断弧时，光字牌将发出声光报警，此时应检查断弧角出口门关闭，同时检查断弧原因，如因电极材料耗尽引起的断弧应尽快更换电极，恢复点火器的运行；8.4.7.25.8.4.7.25.8.4.7.25.8.4.7.25. 当磨煤机在“等离子方式”下运行，4 支等离子点火器中的 2 支发生断弧时，保护停止磨煤机的运行，此时应仔细检查断弧原因，待问题解决后重新启动；8.4.7.26.8.4.7.26.8.4.7.26.8.4.7.26. 当锅炉负荷升至最低不投油负荷以上且等离子点火器在运行状态时，应及时将磨煤机运行方式切至“正常方式”，防止因等离子点火器断弧造成磨煤机跳闸；8.4.7.27.8.4.7.27.8.4.7.27.8.4.7.27. 在一次风温满足干燥要求后，应及时将风源切至热一次风系统。8.4.7.28.8.4.7.28.8.4.7.28.8.4.7.28. 点火后，检查省煤器排气阀自动关闭。8.4.7.29.8.4.7.29.8.4.7.29.8.4.7.29. 投入捞渣机系统。8.4.7.30.8.4.7.30.8.4.7.30.8.4.7.30. 检查燃烧器和加热室壁温正常，根据冷态升温升压曲线，逐渐增加给煤机出力。8.4.7.31.8.4.7.31.8.4.7.31.8.4.7.31. 热态冲洗8.4.7.32.8.4.7.32.8.4.7.32.8.4.7.32. 热态冲洗时投入 5BMCR 的热负荷，缓慢提高锅炉水温至分离器入口温度达到 190左右进行热态清洗。给水流量，使水冷壁系统的循环冲洗流量达到 1000t/h 左右（省煤器入口流量） 。8.4.7.33.8.4.7.33.8.4.7.33.8.4.7.33. 启动分离器入口温度在热态冲洗期间升高较快，可适当调整#1 磨出力维持温度稳定.8.4.7.34.8.4.7.34.8.4.7.34.8.4.7.34. 贮水箱排水 Fe100ug/L，热态冲洗结束。8.4.7.35.8.4.7.35.8.4.7.35.8.4.7.35. 锅炉热态冲洗水质合格后，才允许升温升压。Q/BEIH-NDP10421-20101208.4.7.36.8.4.7.36.8.4.7.36.8.4.7.36. 锅炉启动时，给水质量应符合下表，且在热态启动 2h 内、冷态启动 8h 内达到正常运行时的标准值。炉型锅炉过热蒸汽压力（MPa）硬度mol/L铁溶氧二氧化硅g/L直流炉0503030注：超临界机组启动时氢电导率（25）应控制在不大于 0.65S/cm8.4.88.4.88.4.88.4.8锅炉升温升压8.4.8.1.8.4.8.1.8.4.8.1.8.4.8.1. 投入空气预热器吹灰自动， 对空气预热器进行连续吹灰， 若空气预热器吹灰自动不能正常投入，应每小时手动吹灰一次。8.4.8.2.8.4.8.2.8.4.8.2.8.4.8.2. 汽水分离器压力 0.2MPa,手动关炉顶空气门：(1)屏式过热器进出口集箱放气一、二次门；(2)左、右侧顶棚旁路管放气一、二次门；(3)左、右侧末级过热器出口集箱放气一、二次门；(4)汽水分离器出口放气一、二次门；(5)左侧包墙放气一、二次门；(6)右侧包墙放气一、二次门。8.4.8.3.8.4.8.3.8.4.8.3.8.4.8.3. 当高压旁路最小开度已解除，高压系统压力达 1MPa。高旁开度达到给定开度 50%60时，可增加燃烧率。8.4.8.4.8.4.8.4.8.4.8.4.8.4.8.4. 分离器压力升至 1.2MPa 时，关闭以下阀门：(1)锅炉尾部环形集箱疏水电动一、二次门。(2)中间隔墙下集箱疏水电动一、二次门。8.4.8.5.8.4.8.5.8.4.8.5.8.4.8.5. 在汽水分离器压力达 5MPa 前,根据过热器沿程蒸汽过热度，原则上过热度5，适当开关疏水阀进行疏水。8.4.8.6.8.4.8.6.8.4.8.6.8.4.8.6. 当再热器压力为 1.1MPa，低压旁路切换到“自动”，再热蒸汽压力保持恒定值 1.1MPa。8.4.8.7.8.4.8.7.8.4.8.7.8.4.8.7. 当低压旁路保持恒定开度时，再热器压力约 1.1MPa，关闭再热器疏水阀。8.4.8.8.8.4.8.8.8.4.8.8.8.4.8.8. 随着蒸发量增加，相应增加给水流量，始终保持省煤器入口流量大于 30%BMCR 流量。8.4.8.9.8.4.8.9.8.4.8.9.8.4.8.9. 当高压侧达到 8.92MPa 时，高旁维持定压运行，使高压侧压力恒定在 8.92MPa。8.4.8.10.8.4.8.10.8.4.8.10.8.4.8.10. 汽机准备冲转,并将燃烧率增至 30，并达到如下要求值：(1)主汽压力 8.92MPa，主汽温度 360。(2)再热汽压力 1.1MPa，再热汽温度 330。(3)高旁流量大于 200 t/h。8.4.8.11.8.4.8.11.8.4.8.11.8.4.8.11. 汽机冲转前，发电机恢复热备用状态。8.4.8.12.8.4.8.12.8.4.8.12.8.4.8.12. 汽轮机冲转前的蒸汽质量如下表，且在 8h 内应达到正常运行的标准值。121炉型锅炉过热蒸汽压力 MPa氢电导率（25）S/cm二氧化硅铁铜钠g/kg直流炉8.920.5030501520注：超临界机组启动时氢电导率（25）应控制在不大于 0.50S/cm8.4.8.13.8.4.8.13.8.4.8.13.8.4.8.13. 机组并列后的检查和操作(1) 将另一台小汽轮机冲转至 800rpm 暖机。(2) 并网后投入第二组制粉系统。待备投磨具备启动条件后，启动磨煤机运行，启动给煤机，确认着火正常，逐渐增加锅炉燃烧率。制粉系统投入应尽量遵循以下原则：先底层，后上层，并使燃烧稳定。(3) 在功率回路控制下 5%初负荷暖机，时间 30 分钟，初负荷暖机过程中主蒸汽温度应稳定。(4) 初负荷暖机期间维持主再热汽参数稳定。(5) 当省煤器后的烟气温度180时，暖风器疏水温度定值可根据实际情况进行调整(6) 控制锅炉燃烧率，以 3MW/min 升负荷率将机组负荷升至 180MW，暖机 20 分钟。当负荷在 160180MW时， 锅炉给水旁路调节阀开度大于 75或给水旁路调节阀前后差压小于 0.1MPa 时， 切为给水主路运行，关闭给水旁路电动阀及调节阀。(7) 确认下列控制系统及阀门控制投入自动1）给水泵冷油器。2）炉膛压力、总风量控制。3）排汽装置水位控制。(8) 投入机、电、炉大联锁。(9) 高旁维持主蒸汽压力 8.92MPa，低旁维持再热蒸汽压力 0.8-1.0MPa，随着高中压调节阀的开启，高旁、低旁开度逐渐关小。(10)凝结水水质合格后，投入凝结水精处理，关闭#5 低加出口排水门，凝结水回收。8.4.98.4.98.4.98.4.9机组初负荷升至 200MW 负荷。8.4.9.1.8.4.9.1.8.4.9.1.8.4.9.1. 设定目标负荷 200MW,负荷变化率 3MW/min，升负荷期间确保调节级腔室蒸汽温升率不超过1.83/min。8.4.9.2.8.4.9.2.8.4.9.2.8.4.9.2. 按机组冷态启动曲线控制主、再热蒸汽温度。温升率不得超过 1.5/min。8.4.9.3.8.4.9.3.8.4.9.3.8.4.9.3. 启动第三组制粉系统。8.4.9.4.8.4.9.4.8.4.9.4.8.4.9.4. 当磨煤机入口风温度达到 220以上时，可根据实际情况将#1(或#2)磨煤机点火暖风器停止运行。8.4.9.5.8.4.9.5.8.4.9.5.8.4.9.5. 根据汽温上升情况，投入锅炉减温水，注意保持主、再热蒸汽过热度。8.4.9.6.8.4.9.6.8.4.9.6.8.4.9.6. 当负荷升至 200MW，主汽压力为 8.92MPa，主蒸汽温度为 500，再热蒸汽温度为 460，暖机20 分钟。8.4.108.4.108.4.108.4.10200MW 负荷升至 330MW 负荷：Q/BEIH-NDP10421-20101228.4.10.1.8.4.10.1.8.4.10.1.8.4.10.1. 在操作员站上设定目标负荷 300MW，负荷变化率 3.3MW/min。8.4.10.2.8.4.10.2.8.4.10.2.8.4.10.2. 根据汽温、汽压情况，逐渐增加给煤机出力，确认磨煤机风量、温度控制“自动”。当给煤机转速一致时，投入其转速控制“自动”。8.4.10.3.8.4.10.3.8.4.10.3.8.4.10.3. 转直流操作步骤（尽快摆脱分离器排放运行方式） ：(1)逐渐增加煤量，维持省煤器入口流量在 750t/h 左右，逐渐关小储水箱大流量溢流阀，密切关注省煤器入口流量。(2)大流量溢流阀在 40%BMCR 负荷以上时关闭，贮水箱小流量溢流调节阀在正常位置。(3)提升锅炉分离器出口过热度使机组由湿态转为干态直流运行。观察贮水箱水位下降，过热度缓慢上升，最终稳定在 20左右，水煤比 6.06.5，检查储水箱溢流阀关闭严密，锅炉由湿态转干态直流运行。8.4.10.4.8.4.10.4.8.4.10.4.8.4.10.4. 注意事项：(1)转干态过程中密切监视贮水箱的水位，控制过热度。(2)转直流过程中，严密监视锅炉各受热面温度在正常范围内。(3)转为直流运行后，检查贮水箱溢流调节阀及时关闭，保证分离器压力的稳定。(4)转为直流运行后，应快速升负荷至 240MW 以上，防止重新转为湿态运行。8.4.10.5.8.4.10.5.8.4.10.5.8.4.10.5. 关闭高压和低压旁路，使旁路系统起安全作用。8.4.10.6.8.4.10.6.8.4.10.6.8.4.10.6. 主汽压以 0.15MPa分，再热汽压以 0.03MPa分的速度滑压增负荷，当锅炉燃烧稳定，负荷大于 300MW 时，逐步将 11/12 磨等离子或微油方式退出。8.4.10.7.8.4.10.7.8.4.10.7.8.4.10.7. 通知除灰脱硫专业，注意静电除尘器运行情况。8.4.10.8.8.4.10.8.8.4.10.8.8.4.10.8. 当机组负荷升至 330MW 时，主蒸汽温度 520，再热汽温 480。此时可进行以下操作：(1)辅助蒸汽系统汽源切换，由冷再供辅汽联箱。(2)省煤器入口流量大于 1000t/h 时，并入第二台汽动给水泵。8.4.118.4.118.4.118.4.11330MW 负荷升至 660MW：8.4.11.1.8.4.11.1.8.4.11.1.8.4.11.1. 330MW 进行以下操作：(1)将燃烬风挡板控制投入“自动”。(2)投入机组 AGC 和一次调频功能。(3)准备启动第四组制粉系统运行。(4)根据就地和火焰电视观察炉内燃烧火焰情况良好， 可以将#1 磨煤机由“等离子方式”切为“正常方式”运行。(5)预热器吹灰方式由连续改为定期吹灰。8.4.11.2.8.4.11.2.8.4.11.2.8.4.11.2. 330MW 后可以投入机组 CCS 协调控制系统。8.4.11.3.8.4.11.3.8.4.11.3.8.4.11.3. 在 CCS 画面上设定：目标负荷 660MW，负荷变化率 6.6MW/min，压力变化率不变。8.4.11.4.8.4.11.4.8.4.11.4.8.4.11.4. 确认机组负荷按给定的变化率增加，确认 CCS 各子系统工作正常。1238.4.11.5.8.4.11.5.8.4.11.5.8.4.11.5. 负荷达 380MW 后启动第四套制粉系统。8.4.11.6.8.4.11.6.8.4.11.6.8.4.11.6. 当负荷大于 400MW 时，将给水主控投自动：在“机组主控”画面上点击投入两台汽动给水泵给水自动，根据需要设置煤水比修正值。8.4.11.7.8.4.11.7.8.4.11.7.8.4.11.7. 当负荷达 420MW 时，投入氧量控制“自动”。8.4.11.8.8.4.11.8.8.4.11.8.8.4.11.8. 增加负荷至 480MW，确认主汽压力 19.8MPa，根据汽机胀差逐步提升主汽及再热汽温度设定值，直至主汽及再热汽温均达额定值。8.4.11.9.8.4.11.9.8.4.11.9.8.4.11.9. 当四抽压力大于 0.8MPa，辅汽联箱汽源切换由四抽供，切换中注意联箱压力、温度稳定，AB小汽轮机汽源工作正常。8.4.11.10.8.4.11.10.8.4.11.10.8.4.11.10.负荷达 520MW 时启动第五组制粉系统。8.4.11.11.8.4.11.11.8.4.11.11.8.4.11.11.确认所有自动调节系统工作正常。8.4.11.12.8.4.11.12.8.4.11.12.8.4.11.12.升负荷至 660MW，确认机组各项运行参数正常，投入机组全面吹灰一次。8.4.11.13.8.4.11.13.8.4.11.13.8.4.11.13.对机组全面进行一次检查。8.4.128.4.128.4.128.4.12升负荷期间的主要注意事项8.4.12.1.8.4.12.1.8.4.12.1.8.4.12.1. 按照冷态启动曲线要求严格控制汽温、汽压的上升速度，如上升速度过快，可减缓上升速度或保持一定的参数进行暖机，严禁出现汽温、汽压下滑的现象。8.4.12.2.8.4.12.2.8.4.12.2.8.4.12.2. 如发现上述参数超限、报警或变化过大、过快，可停止升负荷进行暖机，待查出原因消除后或变化平稳后方可继续升负荷。8.4.12.3.8.4.12.3.8.4.12.3.8.4.12.3. 密监视各辅机的运行情况及油温、油压、油箱油位。8.4.12.4.8.4.12.4.8.4.12.4.8.4.12.4. 锅炉转直流运行区域内不得长时间停留或负荷上下波动， 以免锅炉运行工况不稳定而造成机组负荷大幅度扰动。8.4.12.5.8.4.12.5.8.4.12.5.8.4.12.5. 在各阶段暖机期间应对锅炉各辅机的运行情况进行详细检查。8.4.12.6.8.4.12.6.8.4.12.6.8.4.12.6. 升负荷期间，定期检查和记录锅炉膨胀点，发现异常及时处理。8.4.12.7.8.4.12.7.8.4.12.7.8.4.12.7. 控制螺旋管圈水冷壁管出口管壁温度不超过 410，垂直管圈水冷壁管出口管壁温度不超过430。锅炉金属温差不超限，屏相邻单管间的管壁温差不超过 50。8.4.12.8.8.4.12.8.8.4.12.8.8.4.12.8. 机组并网前应严格控制炉膛出口烟温540。控制主再热蒸汽温度变化率在低于 100时不超过 1.1/min，汽轮机冲转前（300）不超过 1.5/min。8.4.12.9.8.4.12.9.8.4.12.9.8.4.12.9. 锅炉启动过程中，密切注意空预器出口烟温及其吹灰器投入情况。启动磨投入运行后，应有专人检查，发现漏油、燃烧不良、没着火等现象应及时处理。8.58.58.58.5 热态（温态）启动热态（温态）启动本方式适用于机组停运后汽轮机处于热态时的启动。 热态启动是以冷态启动过程中的某一个阶段作为起点，和冷态启动程序大致相同，但热态启动升温、升压的速度较快，启动时间较短，应根据“热态Q/BEIH-NDP10421-2010124启动曲线”严格控制，降低汽轮机的寿命损耗。8.5.18.5.18.5.18.5.1 启动前的准备，参照冷态启动有关规定进行。8.5.1.1.8.5.1.1.8.5.1.1.8.5.1.1. 对已运行的设备系统进行全面检查确认无异常。8.5.1.2.8.5.1.2.8.5.1.2.8.5.1.2. 对已投入的系统或已承压的电动阀、调节阀均不进行开、关试验。8.5.1.3.8.5.1.3.8.5.1.3.8.5.1.3. 机组清洗步骤及清洗完成标准按照机组启动前锅炉侧清洗操作卡执行。8.5.1.4.8.5.1.4.8.5.1.4.8.5.1.4. 热态启动时，为保温、保压加快启动速度，要尽快满足吹扫条件。锅炉点火后，应及时投入旁路系统， 并按照热态启动曲线规定的升温、升压率提升汽温汽压， 尽可能提高汽温，满足汽机冲转要求。注意事项有以下几点：8.5.1.5.8.5.1.5.8.5.1.5.8.5.1.5. 锅炉点火前应确认水质合格。8.5.1.6.8.5.1.6.8.5.1.6.8.5.1.6. 机组热（温）态启动过程中锅炉无需进行热态清洗。8.5.1.7.8.5.1.7.8.5.1.7.8.5.1.7. 锅炉升温升压速率参照机组温态启动曲线及机组热态启动曲线严格执行。8.5.28.5.28.5.28.5.2 热态启动参数严格按照“热态启动曲线”选择，必须保证汽轮机第一级蒸汽温度与金属温度之差在-56+110范围内。8.5.2.1.8.5.2.1.8.5.2.1.8.5.2.1. 温态启动（停机 48 小时） ：主/再热汽温：410/380，主/再热汽压：8.73/1.1MPa。8.5.2.2.8.5.2.2.8.5.2.2.8.5.2.2. 热态启动（停机 8 小时） ：主/再热汽温：480/450，主/再热汽压：10.0/1.1MPa。8.5.2.3.8.5.2.3.8.5.2.3.8.5.2.3. 极热态启动（停机1 小时） ：主/再热汽温：500/480，主/再热汽压：10.0/1.1MPa。8.5.38.5.38.5.38.5.3 汽轮机热态（稳态）启动时，根据汽缸温度按制造厂提供的汽轮机启动曲线确定冲转参数。如根据汽机首级金属温度，在“热态启动冲转和负荷建议”曲线中确认冲转所必须的蒸汽参数、升速率，以及初负荷和初负荷保持时间。8.5.48.5.48.5.48.5.4 冲转后应经摩擦检查无异常方可升速，升速率一般不小于 200r/min。定速后经必要检查正常应尽快并网。8.5.58.5.58.5.58.5.5并网及带负荷8.5.5.1.8.5.5.1.8.5.5.1.8.5.5.1. 并网后应尽快加负荷至启动曲线所对应的负荷点，确认第一级蒸汽温度超过第一级金属温度1520，汽轮机下缸温度不再下降，以减少汽缸及转子的冷却，按照正常升负荷速率增加机组负荷。8.5.5.2.8.5.5.2.8.5.5.2.8.5.5.2. 升负荷过程中的操作及注意事项见冷态启动。8.5.68.5.68.5.68.5.6 热态启动，锅炉应根据锅炉压力、温度情况；汽轮机所需启动参数及启动时间，调整锅炉燃烧，检查高、低压旁路自动调节及有关疏水阀门动作正常，使汽温满足汽轮机启动要求。1259 9 9 9机组运行机组运行机组运行机组运行9.19.19.19.1总则总则机组运行调整的主要任务及目的：满足负荷要求、保证机组安全稳定运行、保持运行参数正常、 汽水品质合格、提高效率及经济性、减少污染物排放。具体而言主要有：9.1.19.1.19.1.19.1.1 按照机组正常运行控制参数限额规定，监视、调整机组运行工况，使主要参数符合规定。9.1.29.1.29.1.29.1.2 按照电网负荷需求，及时调整机组负荷。在调节负荷时应保持良好的燃烧工况；保持汽压、汽温、水煤比正常；调整回热及除氧给水系统运行，维持机组运行工况正常。9.1.39.1.39.1.39.1.3 按照规定进行设备的定期检查及维护。9.1.49.1.49.1.49.1.4 按照规定记录有关运行参数，并进行分析，使机组处于安全、稳定、经济下运行。9.1.59.1.59.1.59.1.5 定期进行有关设备的切换及试验，现场规程中应有具体规定。9.29.29.29.2机组运行中主要控制参数及限额机组运行中主要控制参数及限额9.2.19.2.19.2.19.2.1 机组运行监视及调整，应保持各参数在允许范围内变动，并应充分利用计算机控制、程序控制及自动调节装置，以有利于运行工况稳定和调节质量的提高。9.2.29.2.29.2.29.2.2 锅炉运行限额名称单位正常值或范围报警值跳闸值备 注高高高低低低主蒸汽温度57157656635%BMCR再热蒸汽温度56957456450%BMCR启动分离器出口温度420470启动分离器出口汽压MPa27.6贮水箱水位mm2500640015750905019001200炉膛压力Pa-50-100+2500100-300-2500+2500-2500MFT（2V3）炉膛压力Pa-50-100+4000跳送风机（2V3）Q/BEIH-NDP10421-2010126炉膛压力Pa-50-100-4000跳引风机（2V3）增闭锁 MVDVKPa+0.8减闭锁 MVDVKPa-1.0省煤器给水流量t/h6502210630568.8568.8MFT（2V3）空气流量20%t/h6502574514.8514.8MFT燃油母管压力MPa1.01.0OFT燃油母管油温低1055禁止点火空预器进出口烟气差压KPa1.4空预器进出口一次风差压KPa0.6空预器导向轴承温度80空预器支持轴承温度70炉膛烟温监测装置探测烟温540密封风机出口母管压力KPa14磨煤机电机绕组温度130110磨煤机电机轴承温度9585磨煤机轴承温度7060磨煤机润滑油压力MPa0.1050.1磨煤机润滑油回油温度送风机液压油压MPa2.53.50.10.08联启备用泵127送风机油箱温度3015联启/联停电加热器送风机电机绕组温度120110120送风机电机轴承温度958595送风机轴承温度959095跳送风机送风机轴承振动mm/s7.14.67.1跳送风机送风机喘振Pa200跳送风机（60s 喘振报警未消失）尾部烟道飞灰含碳量%1.5一次风/密封风差压低KPa21.5一次风机液压油压MPa2.53.51.00.8联启备用泵一次风机液压油箱温度503015联启/联停电加热器一次风机润滑油站压力MPa0.20.120.050.05跳一次风机一次风机失速Pa200200跳一次风机一次风母管压力KPa8.0147.5一次风机电机线圈温度120110120跳一次风机一次风机电机轴承温度807080跳一次风机一次风机轴承温度959095跳一次风机一次风机轴承振动mm/s7.14.67.1跳一次风机Q/BEIH-NDP10421-2010128引风机电机线圈温度130120130跳引风机引风机电机轴承温度807580跳引风机引风机轴承温度10090100跳引风机引风机失速KPa5火检冷却风机出口母管风压KPa7.255.53.233.23信号三取二MFT屏过出口管壁温度585屏过出口集箱温度580末过出口管壁温度605末过出口集箱温度571600再热器出口管壁温度620再热器出口连接管壁温度615螺旋水冷壁出口管壁温度415折焰角入口蒸汽温度445信号三取二MFT贮水箱金属内壁温度变化/min5贮水箱内外壁温差变化率259.39.39.39.3机组运行控制方式机组运行控制方式9.3.19.3.19.3.19.3.1机组运行方式种类9.3.1.1.9.3.1.1.9.3.1.1.9.3.1.1.手动模式（MAN） ：在手动模式（MAN）下，汽机和锅炉都由运行人员手动控制；1299.3.1.2.9.3.1.2.9.3.1.2.9.3.1.2.汽机跟随模式（TF） ：在 TF 模式下，汽机自动控制机前主蒸汽压力，锅炉由运行人员手动控制；9.3.1.3.9.3.1.3.9.3.1.3.9.3.1.3.锅炉跟随模式（BF） ：在 BF 模式下，锅炉自动调节机前主蒸汽压力，汽机为运行人员手动控制；9.3.1.4.9.3.1.4.9.3.1.4.9.3.1.4.协调控制模式（CCS） ：当机组处于 CCS 模式下，输入机组的负荷指令。如机组在 AGC 模式，则机组的负荷指令由网调控制。9.3.29.3.29.3.29.3.2机组运行方式投运条件9.3.2.1.9.3.2.1.9.3.2.1.9.3.2.1. 机组投运“手动模式（MAN） ”条件：(1)锅炉主控（BOILER MASTER）投手动；(2)汽机主控（TURBINE MASTER）投手动。9.3.2.2.9.3.2.2.9.3.2.2.9.3.2.2. 机组投运“汽机跟随模式（TF） ”条件：(1)锅炉主控（BOILER MASTER）投手动；(2)汽机主控（TURBINE MASTER）投自动。9.3.2.3.9.3.2.3.9.3.2.3.9.3.2.3. 机组投运“协调控制模式（CCS） ”条件：(1)锅炉主控（BOILER MASTER）投自动；(2)汽机主控（TURBINE MASTER）投自动。9.3.2.4.9.3.2.4.9.3.2.4.9.3.2.4. 以下条件全部满足时， “锅炉主控（BOILER MASTER） ”可以投自动：(1)任一送、引风机投自动；(2)一次风系统投自动。(3)给水主控（FWMASTER）投自动；(4)水煤比（WFRMASTER）投自动；(5)燃料主控（FUELMASTER）投自动；(6)无 RB 条件发生。9.3.2.5.9.3.2.5.9.3.2.5.9.3.2.5. 以下条件全部满足时， “汽机主控（TURBINE MASTER） ”可以投自动：(1)负荷参考信号与遥控负荷信号偏差20%；(2)负荷参考信号品质好；(3)机前主蒸汽压力信号品质好；(4)在 CCS 方式下，机组功率信号品质好。9.3.2.6.9.3.2.6.9.3.2.6.9.3.2.6. 以下条件全部满足时， “燃料主控（FUEL MASTER） ”可以投自动：(1)两台及两台以上给煤机处于自动状态；(2)所有运行给煤机的给煤量反馈信号品质好；(3)无 MFT。9.3.2.7.9.3.2.7.9.3.2.7.9.3.2.7. 以下条件全部满足时， “给水主控（FWMASTER） ”可以投自动：(1)任一给水泵转速控制处于自动状态；Q/BEIH-NDP10421-2010130(2)一级、二级过热器减温水流量信号的品质好。9.3.2.8.9.3.2.8.9.3.2.8.9.3.2.8. 以下条件全部满足时， “水煤比主控（WFR MASTER） ”可以投自动：(1) 无 MFT 条件；(2) 给水主控处于自动；(3) 燃料主控处于自动；(4) 机组处于干态运行。9.3.39.3.39.3.39.3.3机组运行方式说明9.3.3.1.9.3.3.1.9.3.3.1.9.3.3.1. 当锅炉主控处于自动模式时，锅炉主控指令由机组的负荷指令决定，并根据机组的负荷指令来控制锅炉的燃料、给水、送风等子系统；当锅炉主控处于手动模式下，如锅炉的燃料主控、送风控制、给水控制都处于自动时，改变锅炉主控指令可以改变锅炉的风、煤、水的控制指令。9.3.3.2.9.3.3.2.9.3.3.2.9.3.3.2. 当燃料主控处于手动时，锅炉主控指令跟踪实际给煤量。9.3.3.3.9.3.3.3.9.3.3.3.9.3.3.3. 汽机主控处于自动时，如机组处于 TF 模式，则汽机主控控制机前主蒸汽压力。9.3.3.4.9.3.3.4.9.3.3.4.9.3.3.4. 当燃料主控处于自动时，燃料主控指令由锅炉主控指令确定，并且以此来控制给煤机的给煤量。当燃料主控处于手动时，运行人员可以通过改变燃料主控指令来改变锅炉的给煤量。9.3.3.5.9.3.3.5.9.3.3.5.9.3.3.5. 所有给煤机都不在自动状态时，燃料主控指令跟踪运行给煤机的平均给煤指令，运行人员不能改变。9.3.3.6.9.3.3.6.9.3.3.6.9.3.3.6. 当给水主控处于自动时，给水主控指令由锅炉主控指令确定，并以此来控制锅炉的给水量；当给水主控处于手动时，运行人员可以通过改变给水主控指令来改变锅炉的给水量。9.3.3.7.9.3.3.7.9.3.3.7.9.3.3.7. 水煤比投自动时，水煤比控制分离器出口蒸汽焓值，使得实际焓值与设计焓值相符。当水煤比投手动时，如给水控制在自动状态，则改变水煤比控制指令将会改变给水控制指令，即改变锅炉的给水量，此类操作应慎重。机组不允许长时间处于给水自动、水煤比手动的工况下运行。9.3.49.3.49.3.49.3.4机组运行方式规定9.3.4.1.9.3.4.1.9.3.4.1.9.3.4.1. 机组正常运行中的运行方式应采用 CCS 方式，及时将 RB、AGC、一次调频和 AVC 投入。机组在启动过程中，负荷在 330MW 以下最好采用以“TF”的运行方式。当机组负荷达 330MW 后，可视情况将机组切换为“CCS”方式，当机组负荷升至 330MW 时，向调度申请投入 AGC、AVC 和一次调频。9.3.4.2.9.3.4.2.9.3.4.2.9.3.4.2. 机组在停运过程中，应尽可能保持 CCS 方式。当机组负荷降至 330MW 时，选择“TF”方式。9.3.4.3.9.3.4.3.9.3.4.3.9.3.4.3. 机组投入 CCS 方式时，一般要投入“滑压运行”方式。9.3.4.4.9.3.4.4.9.3.4.4.9.3.4.4. RB 动作时机组运行方式自动切至 TF 方式。9.3.4.5.9.3.4.5.9.3.4.5.9.3.4.5. 发生因本机组有关设备、装置故障或调度要求时应退出 AGC 或一次调频。9.3.4.6.9.3.4.6.9.3.4.6.9.3.4.6. 在发生运行方式自动切换时，应确认切换的原因，并对机组设备及装置作全面的检查，进行相应的处理。1319.3.4.7.9.3.4.7.9.3.4.7.9.3.4.7. 当机组重要参数发生大幅度波动，协调控制系统不正常的情况下，应及时将 CCS 切除，进行手动干预,并通知热控人员处理。9.3.59.3.59.3.59.3.5机组滑压、定压运行规定：9.3.5.1.9.3.5.1.9.3.5.1.9.3.5.1. 正常运行时，机组应保持滑压运行。9.3.5.2.9.3.5.2.9.3.5.2.9.3.5.2. 当主汽压力实际值与负荷对应的设定值（根据定-滑负荷与压力曲线来）偏差0.5MPa 时，机组可以投入滑压运行方式。9.3.5.3.9.3.5.3.9.3.5.3.9.3.5.3. 机组应根据定-滑压负荷与压力曲线，进行定-滑压力控制，定-滑压负荷与压力曲线如下：(1)机组在 0330MW 负荷段时为定压方式。(2)机组在 330660MW 负荷段为滑压方式。9.49.49.49.4 机组运行检查监视维护机组运行检查监视维护9.4.19.4.19.4.19.4.1机组运行中要充分利用和发挥自动控制系统的作用，确保设备运行工况的稳定和运行参数的调节质量。9.4.29.4.29.4.29.4.2在控制系统自动运行时，运行人员要加强画面参数的监视和运行参数的分析。9.4.39.4.39.4.39.4.3发现自动控制系统故障后要立即联系热控人员进行处理。9.4.49.4.49.4.49.4.4当出现参数报警要认真进行检查、核实、分析并积极进行调整，必要时要联系巡检人员到就地进行核实、检查，禁止不加分析盲目复置报警。9.4.59.4.59.4.59.4.5机组正常运行中要加强以下各参数的监视调整：9.4.5.1.9.4.5.1.9.4.5.1.9.4.5.1.凝结水、给水、减温水、主再热蒸汽流量、温度、压力与机组负荷相匹配，排气装置真空与机组负荷相匹配，参数稳定。汽轮机调门开度正常。9.4.5.2.9.4.5.2.9.4.5.2.9.4.5.2.监视水煤比、过热度、炉膛负压、烟气氧量、飞灰含炭量在正常范围内，引风机动叶开度、送风机动叶开度指示正确，引、送风机电流与风量匹配，总风量与机组负荷相匹配。9.4.5.3.9.4.5.3.9.4.5.3.9.4.5.3.检查锅炉燃烧状况良好，各检查孔、人孔门关闭严密。9.4.5.4.9.4.5.4.9.4.5.4.9.4.5.4.监视锅炉各受热面金属温度在正常范围内，不超温。9.4.5.5.9.4.5.5.9.4.5.5.9.4.5.5.监视制粉系统出力正常， 与机组出力相匹配， 磨煤机出口温度、 一次风压力及风量在正常范围内，启动分离器出口温度正常稳定，水煤比合适。9.4.5.6.9.4.5.6.9.4.5.6.9.4.5.6.监视一次风机运行正常， 一次风压在正常范围内、 密封风与一次风压差正常， 一次风机动叶开度、电流正常。9.4.5.7.9.4.5.7.9.4.5.7.9.4.5.7.监视空预器入、出口一二次风温及烟温正常，空预器压差、锅炉排烟温度在正常范围内。9.4.5.8.9.4.5.8.9.4.5.8.9.4.5.8.检查炉管泄漏检测装置工作正常，无泄漏和异常报警。9.4.5.9.9.4.5.9.9.4.5.9.9.4.5.9.检查锅炉本体汽水系统无泄漏，无异音，再热器安全门正常，无内漏现象，锅炉各支吊牢固， 锅炉膨胀正常，燃烧器区域无漏油、漏粉现象。Q/BEIH-NDP10421-20101329.4.5.10.9.4.5.10.9.4.5.10.9.4.5.10. 各自动控制装置方式正确，自动调节良好。9.4.69.4.69.4.69.4.6机组运行中对下列问题应进行详细记录：9.4.6.1.9.4.6.1.9.4.6.1.9.4.6.1.机组启、停、系统切换、设备试验或设备切换应在日志中详细记录，同时应记录操作时间及操作过程中发生的问题。9.4.6.2.9.4.6.2.9.4.6.2.9.4.6.2.对事故的发生处理过程应按时间顺序在日志中详细记录； 对运行中分析的设备缺陷、 存在的问题，应及时通知检修人员消缺并将缺陷情况、缺陷发展情况及缺陷消除情况在日志中详细记录。9.4.6.3.9.4.6.3.9.4.6.3.9.4.6.3.对挂地线及拆除情况在日志中详细记录。9.4.6.4.9.4.6.4.9.4.6.4.9.4.6.4.对机组定期试验、工作票签销、设备停送电等工作应记录在技术台帐内。9.59.59.59.5负荷调节负荷调节9.5.19.5.19.5.19.5.1负荷调节注意事项9.5.1.1.9.5.1.1.9.5.1.1.9.5.1.1. 当机组负荷变化时粗调使煤量、风量和水量快速地变化到预定值，使机组负荷的变化基本到位，并通过细调最终使负荷、主汽压力、温度稳定于目标值。9.5.1.2.9.5.1.2.9.5.1.2.9.5.1.2. 调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止水燃比严重失调，造成参数的大幅度波动，保证汽压、分离器出口温度可控。9.5.1.3.9.5.1.3.9.5.1.3.9.5.1.3. 机组负荷调节时，若调节幅度较大，应及时启、停制粉系统，维持磨煤机在最佳出力下运行。9.5.1.4.9.5.1.4.9.5.1.4.9.5.1.4. 值长在接到调度命令后，通知值班人员作好调整负荷的准备。9.5.1.5.9.5.1.5.9.5.1.5.9.5.1.5. 在负荷变化过程中，应密切注意主汽压力、温度，出现任何不正常情况应立即停止改变负荷，待查明原因后继续进行。9.5.29.5.29.5.29.5.2负荷调节的方法9.5.2.1.9.5.2.1.9.5.2.1.9.5.2.1. 机组在“AGC”方式下的负荷调节：(1)确认 DCS 画面上高、低负荷限制分别设定在 660MW 和 360MW。(2)确认 DCS 画面上功率变化率设定为 12MW/min。(3)确认 DCS 画面上“TARGET TP ”投“AUTO” 。(4)确认 DCS 画面上“AGC”投“远方” 。(5)确认 DCS 画面上调度负荷指令正常变化。(6)确认机组的实际负荷指令以 12MW/min 速率改变，直至实际负荷指令与目标负荷指令一致。(7)负荷调节结束，检查机组的主要控制指标均正常，若在负荷调节过程中，DEH 出现保持工况或其他子系统运行出现异常时，应立即将 AGC 切至“手动” ，防止机组失调。9.5.2.2.9.5.2.2.9.5.2.2.9.5.2.2. 机组 AGC 切除方式下的负荷调节（机组为 CCS） ：(1)确认 DCS 画面上高、低负荷限制分别设定在 660MW 和 360MW。133(2)确认 DCS 画面上“锅炉主空”和“汽机主控”均投“自动” 。(3)确认 DCS 画面上功率变化率设定为 12MW/min。(4)确认 DCS 画面上“目标压力”投“自动” 。(5)确认 DCS 画面上“AGC 模式”投“就地” 。(6)在 DCS 画面“目标负荷”上设定目标负荷指令。(7)在 DCS 画面“负荷速率”上设定负荷变化率“12MW/min” 。(8)确认机组的实际负荷指令以 12MW/min 速率改变，直至实际负荷指令与目标负荷指令一致。(9)负荷调节结束，检查机组的主要控制指标均正常，若在负荷调节过程中，DEH 出现保持工况或其他子系统运行出现异常时，应立即进行手动控制，防止机组失调。9.5.2.3.9.5.2.3.9.5.2.3.9.5.2.3. 机组处于“TF”方式下的负荷调节：(1)确认 DCS 画面上高、低负荷限制分别为当前负荷20MW。(2)确认 DCS 画面上“汽机主控”投“自动” 。(3)确认 DCS 画面上“锅炉主空”投“手动” 。(4)“燃料主控”在自动方式时，可手操“锅炉主空”指令来控制给煤量，使机组负荷以一定速率变化，同时应注意主汽压力变化。(5)当所有给煤机转速在手动控制时，手动调节各给煤机转速来控制给煤量，使机组的负荷以允许的速率变化，同时应注意主汽压力的变化。(6)机组处于“TF” 控制方式时，在负荷调节过程中，注意调节燃料量和给水量保持汽温、汽压和负荷稳定。(7)当“TARGET TP ”投“AUTO”时即滑压运行下，注意主汽压力与设定值的跟踪情况。(8)当“TARGET TP ”投“MAN”时即定压运行下，注意在负荷变化时及时根据“负荷-压力”对应曲线在“TARGET TP ”内修正压力设定值。9.5.2.4.9.5.2.4.9.5.2.4.9.5.2.4. 机组处于“手动”方式下的负荷调节：(1) 确认锅炉主控在手动。(2) 确认汽机主控在手动。(3) 在 DEH 上设定目标指令和负荷变化率进行升降负荷。(4) 当负荷变化过程中，应注意观察 DCS 画面上的负荷指令跟踪正常。(5) 汽温汽压的调整参见“机组启动曲线” 。(6) 当所有给煤机转速在手动控制时，手动调节各给煤机转速来控制给煤量，使机组的负荷以允许的速率变化，同时应注意主汽压力的变化。(7) 任一给煤机转速在自动控制时， “燃料主控”在手动方式下时，可手操“燃料主控”指令来控制给煤量，使机组的负荷以允许的速率变化，同时应注意主汽压力的变化。(8) “燃料主控”在自动方式时，可手操“锅炉主控”指令来控制给煤量，使机组负荷以一定速率变化，Q/BEIH-NDP10421-2010134同时应注意主汽压力变化。(9) 在手操调节时，应做到缓慢，平稳，避免出现过大的变动幅度。9.69.69.69.6燃烧调节燃烧调节9.6.19.6.19.6.19.6.1燃烧调整的目和要求:锅炉燃烧是保证机组安全经济运行的首要任务。锅炉正常燃烧时，燃烧的着火距离适当，炉内燃烧稳定；火焰不应直接冲刷炉墙、水冷壁；火焰充满度好，炉膛热负荷均匀，出口及各段烟道两侧烟气温度偏差不超过设计值（设计无规定时一般不超过 50）；减少不完全燃烧损失，提高锅炉运行经济性；保持锅炉各级受热面不超温；尽量减少污染物的生成；避免结渣。9.6.29.6.29.6.29.6.2影响锅炉燃烧工况的主要因素：9.6.2.1.9.6.2.1.9.6.2.1.9.6.2.1. 燃用煤种的性质及燃烧特性；9.6.2.2.9.6.2.2.9.6.2.2.9.6.2.2. 供给燃料完全燃烧所需的空气量；9.6.2.3.9.6.2.3.9.6.2.3.9.6.2.3. 合理地组织燃烧器的投运方式，一、二次风的配比及良好的炉内空气动力工况；9.6.2.4.9.6.2.4.9.6.2.4.9.6.2.4. 维持适当高的炉膛温度；9.6.2.5.9.6.2.5.9.6.2.5.9.6.2.5. 合理的煤粉细度。9.6.39.6.39.6.39.6.3燃烧调整：9.6.3.1.9.6.3.1.9.6.3.1.9.6.3.1. 正常运行时，机组应保持 CCS 方式运行，应将磨煤机控制、给煤机控制、送风量控制、氧量、炉膛负压、一次风压控制、二次风挡板全部投“自动”，接受 CCS 指令进行自动调节。9.6.3.2.9.6.3.2.9.6.3.2.9.6.3.2. 运行监视重点和注意事项(1)为提高燃烧的经济性，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、受热面过热等情况的发生，必须进行燃烧调整。(2)通过火焰电视、就地看火孔，调整炉内燃烧稳定，煤粉着火距离适当，燃烧正常时火焰呈金黄色，不偏斜，不冲刷水冷壁，有良好的充满程度，燃烧器区域无结焦。(3)调整好送、引风量，保持炉膛负压在100150Pa。(4)送、引、一次风机运行时，其入口动叶、电流、出力应基本一致，同时调节。(5)为提高燃烧的经济性，要定期对煤粉细度、飞灰、大渣进行取样分析，根据分析结果及时调整燃烧和煤粉细度。(6)二次风调节按照负荷-氧量曲线控制，满足省煤器出口氧量以及二次风、周界风、燃烬风的比例关系。运行中监视和检查氧量测点是否准确，氧量值是否和对应负荷相适应。(7)及时掌握入炉煤品质，根据燃料特性（尤其煤质水分、挥发份、灰分的影响）及时调整燃烧。煤质偏离设计煤种或阴雨天来煤较湿时，做好事故预想；当发现由于各种原因造成燃烧不稳时，应及时投入等离子或微油方式稳定燃烧，并查明原因，消除燃烧不稳因素。135(8)根据机组负荷情况，保持合适的制粉系统运行台数，负荷降低时，应及时停运制粉系统，如给煤机断煤短时间处理不好时，应根据机组负荷情况，及时停运断煤的制粉系统，以减少总一次风流量，保证锅炉燃烧有足够的二次风量。(9)运行的磨煤机平均出力超过 80%时应增加一台磨煤机。 运行的磨煤机平均出力低于 40%时， 应切除一台磨煤机运行。(10) 制粉系统启动和停止时，增减给煤量要缓慢进行，避免启动、停止制粉系统煤量波动过大导致锅炉局部爆燃，引起燃烧不稳或导致 MFT 动作。(11) 磨煤机启、停时要加强炉内燃烧的监视，注意对火检强度和火焰电视的观察分析，当运行喷燃器火检闪烁、火焰发暗、负压和氧量大幅摆动时，要立即投入等离子或微油稳燃，并查找原因进行处理。(12) 锅炉进行炉膛吹灰时，应注意监视炉内燃烧工况，当发现影响燃烧稳定时，应立即停止吹灰。(13) 在正常监视调整的同时要加强运行参数和受热面金属温度的分析，如蒸汽温度或一、二级减温水两侧偏差大、各处受热面金属温度偏差大要及时组织分析并查找原因进行处理。(14) 调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止煤水比严重失调，造成参数的大幅度波动。(15) 经常观察火检运行情况，尤其是启停磨和低负荷期间，及时调整煤粉浓度，保证火检正常，如发现火检故障立即通知检修处理。(16) 检查燃烧器和受热面，如有结焦、积灰、堵灰现象，要及时采取有效措施，如更换煤种、切换磨煤机、升降负荷等等。(17) 根据炉内的结焦情况进行受热面吹灰工作。当结焦严重时应降低锅炉负荷。(18) 运行中要注意监视炉膛负压、送风量、磨煤机等自动调节系统是否正常，发现异常情况应切为手动调整，并联系热控人员处理。(19) 磨煤机停运时，必须对磨煤机进行彻底的吹扫。(20) 锅炉打焦工作不得与锅炉吹灰、制粉系统启停等操作同时进行。(21) 在锅炉正常运行中，检查制粉系统的运行方式是否合理，运行制粉系统的出力尽量保持相同并保持相邻磨运行。 在制粉系统检修或其他原因不能保持相邻运行时， 上、 下层运行磨煤机不得相隔两台以上。(22) 高负荷运行时，应将尽可能多的煤粉燃烧器投入运行，并合理分配各煤粉燃烧器的供粉量，以均衡炉膛热负荷，减小热偏差；低负荷运行时，尽量少投入煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，且煤粉燃烧器尽量避免隔层运行；当机组负荷低于最低不投油运行负荷时应投入微油或等离子稳定燃烧。(23) 运行中如发现炉膛灭火，应按紧急停炉处理，严禁用爆燃方式引燃煤粉。(24) 检查喷燃器的二次风调节挡板和燃尽风挡板调节机构是否有损坏，调节挡板的位置是否正确；检查和分析喷燃器是否存在结焦和损坏。(25) 停运燃烧器二次风箱两侧挡板开度不应小于 15（防止烧坏燃烧器喷口） ，各运行燃烧器前后二次风箱的压力应接近一致，各风箱两侧的风量/开度基本相同。Q/BEIH-NDP10421-20101369.79.79.79.7汽压调节汽压调节9.7.19.7.19.7.19.7.1 无论机组在手动或自动情况下，锅炉出口压力按下面进行：9.7.1.1.9.7.1.1.9.7.1.1.9.7.1.1. 35负荷以下，定压运行，压力 7.0MPa。9.7.1.2.9.7.1.2.9.7.1.2.9.7.1.2. 35100负荷，滑压运行，压力 7.025.4MPa。9.7.1.3.9.7.1.3.9.7.1.3.9.7.1.3. 在启动过程中，蒸汽压力调节由高旁实现，在 35负荷以上由压力调节器实现。9.7.29.7.29.7.29.7.2 在“手动”与“自动”切换时，要使实际压力与自动设定值一致，然后再进行切换。用手动控制主汽压力时，主汽压力定值不得大幅度变化。9.7.39.7.39.7.39.7.3 在额定工况下，主蒸汽压力为 25.40.5MPa。9.7.49.7.49.7.49.7.4 在机组未进入直流运行工况前：9.7.4.1.9.7.4.1.9.7.4.1.9.7.4.1. 用控制燃料量的大小来控制汽压，当汽压偏高时降低燃料量。9.7.4.2.9.7.4.2.9.7.4.2.9.7.4.2. 燃料量的增减应该保证各部金属温度不超限。9.7.4.3.9.7.4.3.9.7.4.3.9.7.4.3. 保证最低省煤器入口给水流量前提下尽量保持给水流量的稳定。9.7.59.7.59.7.59.7.5 机组在直流运行工况下：9.7.5.1.9.7.5.1.9.7.5.1.9.7.5.1. 给水流量的变化会直接影响汽压的变化，给水流量增加汽压上升，汽温下降。9.7.5.2.9.7.5.2.9.7.5.2.9.7.5.2. 当汽压变化较大时，应检查协调工作是否正常，煤水比是否正常，如果汽压高，温度高，应降低燃料量， 将汽压降到正常范围运行。如果汽压高温度低， 应适当降低给水量，将汽压维持在正常范围。9.7.5.3.9.7.5.3.9.7.5.3.9.7.5.3. 当汽压低，温度高时应增加给水量，将汽压升到正常范围运行，如果汽压低、温度低，应适增加给煤量，将汽压维持在正常范围。9.89.89.89.8汽温调节汽温调节9.8.19.8.19.8.19.8.1 机组正常运行时应将减温水、烟气挡板、水煤比、给水调节全部投自动，汽温采用自动调节。9.8.29.8.29.8.29.8.2 运行监视重点和注意事项9.8.2.1.9.8.2.1.9.8.2.1.9.8.2.1. 机组正常运行时，保证过热汽温及再热汽温均在额定值105范围内，保证两侧汽温偏差不超过 15。9.8.2.2.9.8.2.2.9.8.2.2.9.8.2.2. 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，运行人员应及时分析汽温变化的原因及方向，并进行相应的调整。9.8.2.3.9.8.2.3.9.8.2.3.9.8.2.3. 影响过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的因素有：(1)改变配风工况。(2)在允许范围内改变燃烧空气量（即烟气中含氧量） 。(3)改变燃烧器的组合方式。(4)改变各层燃烧器的热负荷出力分配。(5)调整减温水量。137(6)烟气挡板调节。(7)受热面吹灰。(8)汽机调门开度变化。(9)给水温度变化。(10) 煤质变化。9.8.2.4.9.8.2.4.9.8.2.4.9.8.2.4. 过热蒸汽温度的调整，通过合理的燃料与给水比例的控制作为基本调节，喷水减温作为辅助调节。在运行中应控制中间点温度，尽量减少减温水的投用量，同时也保证有一定调节裕度。9.8.2.5.9.8.2.5.9.8.2.5.9.8.2.5. 运行中根据任何运行工况的变化，分析引起蒸汽温度变化的趋势，尽量使调整工作恰当地做在蒸汽温度变化之前。在监视时，要特别注意对过热器、再热器中间各段蒸汽温度的监视。9.8.2.6.9.8.2.6.9.8.2.6.9.8.2.6. 当用减温水调节过热蒸汽温度时，以一级喷水减温为主，其他各级喷水减温为辅。在调节汽温时，应视各段壁温和蒸汽温度情况，各级减温器配合使用，控制各段壁温和蒸汽温度在规定范围之内。9.8.2.7.9.8.2.7.9.8.2.7.9.8.2.7. 当从烟气侧进行汽温调整时，应对燃烧工况认真分析，找出有效的调整手段，调整时不能破坏炉内正常的燃烧工况，同时应注意炉内各受热面的换热工况的变化，及时进行调整。9.8.2.8.9.8.2.8.9.8.2.8.9.8.2.8. 运行中主再热蒸汽温度急剧上升，喷水减温、降低风量及改变烟气挡板开度均无法恢复至正常范围，应降低锅炉燃烧率，降低负荷等方法降汽温。但此时须密切监视锅炉燃烧工况并查明汽温升高原因。9.8.2.9.9.8.2.9.9.8.2.9.9.8.2.9. 使用减温水时，减温水流量不可大幅度波动，防止汽温急剧波动，特别是在低负荷时更要注意。9.8.2.10.9.8.2.10.9.8.2.10.9.8.2.10. 发生煤种改变，切换制粉系统或升降负荷时，要密切监视汽温变化。9.8.2.11.9.8.2.11.9.8.2.11.9.8.2.11. 再热蒸汽温度主要通过调节烟气挡板进行调整，事故喷水作为危急手段，当再热器出口温度超过额定值时，再热器事故减温水投入参与汽温控制，正常运行中要尽量避免采用事故水进行汽温调整，以免降低机组循环效率。9.8.2.12.9.8.2.12.9.8.2.12.9.8.2.12. 锅炉转直流工况以后，分离器出口温度要保持一定的过热度，分离器出口蒸汽温度是水煤比控制的超前信号。9.8.2.13.9.8.2.13.9.8.2.13.9.8.2.13. 锅炉正常运行中分离器出口蒸汽温度达到饱和值是水煤比严重失调的现象， 要立即针对形成异常的根源进行果断处理（增加热负荷或减水） ，如果是制粉系统运行方式或炉膛热负荷工况不正常引起，要对水煤比进行修正。9.8.2.14.9.8.2.14.9.8.2.14.9.8.2.14. 调节减温水要注意，减温后的温度必须保持 20以上过热度。9.8.2.15.9.8.2.15.9.8.2.15.9.8.2.15. 锅炉运行中在进行负荷调整、启停制粉系统、炉膛或烟道吹灰等操作以及煤质发生变化时， 要特别注意蒸汽温度的监视和调整。9.8.2.16.9.8.2.16.9.8.2.16.9.8.2.16. 高加投停时， 沿程受热面工质温度随着给水温度变化逐渐变化， 要严密监视给水、 省煤器出口、水冷壁出口工质温度变化情况，要及时修正水煤比调节汽温正常。9.8.2.17.9.8.2.17.9.8.2.17.9.8.2.17. 在调整主汽温度时，要加强对受热面金属温度监视，调整汽温要以金属温度不超限为前提， 如金属温度超限，要积极查找原因并进行处理，必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷。Q/BEIH-NDP10421-20101389.99.99.99.9给水调节给水调节9.9.19.9.19.9.19.9.1 大小溢流阀控制9.9.1.1.9.9.1.1.9.9.1.1.9.9.1.1. 在大小溢流阀参与调整贮水箱水位时，正常方式为“自动”。9.9.1.2.9.9.1.2.9.9.1.2.9.9.1.2. 储水箱压力大于 9.5MPa 闭锁大溢流阀开启；储水箱压力大于 17MPa 闭锁小溢流阀开启。9.9.1.3.9.9.1.3.9.9.1.3.9.9.1.3. 小溢流阀自动开启值：0100对应 6700mm9050mm，线性开环控制。9.9.1.4.9.9.1.4.9.9.1.4.9.9.1.4. 大溢流阀自动开启值：0100对应 8750mm15750mm，线性开环控制。9.9.29.9.29.9.29.9.2 锅炉给水旁路调节阀（30）9.9.2.1.9.9.2.1.9.9.2.1.9.9.2.1. 锅炉在非直流状态，正常投“自动”方式。9.9.2.2.9.9.2.2.9.9.2.2.9.9.2.2. 投“自动”时控制省煤器入口流量，流量设定值 630t/h。9.9.2.3.9.9.2.3.9.9.2.3.9.9.2.3. 汽机投旁路、冲转、并网，为防止贮水箱压力波动大造成贮水箱水位及省煤器入口流量波动大，将该阀切至手动控制，并且使给水量略超，小溢流调节阀“自动”状态有一定开度，待机组工况稳定后，恢复“自动”方式。9.9.39.9.39.9.39.9.3 给水“主路”与“旁路”切换：机组升降负荷时至 160200MW（非直流状态）时，保持燃烧、汽水系统稳定，旁路阀开度 75%以上，控制阀前后差压近似为 0，全开锅炉给水主阀后，逐渐关闭锅炉给水旁路调节阀，确认锅炉给水、省煤器入口流量不变，全关锅炉给水旁路调节阀（隔离阀保持全开） 。注意给水流量稳定，省煤器入口流量不小于 630t/h。9.9.49.9.49.9.49.9.4 直流状态给水调整9.9.4.1.9.9.4.1.9.9.4.1.9.9.4.1. 给水量调整主要依据水燃比和分离器出口温度，同时参考机组负荷（汽耗率、主蒸汽流量） ，保证水冷壁不超温，屏过、末过受热面不超温，过热蒸汽不超温、不低温，分离器出口有 10以上的蒸汽过热度。9.9.4.2.9.9.4.2.9.9.4.2.9.9.4.2. 给水调整时注意两台汽泵的转速应尽可能一致，负荷平衡。9.109.109.109.10AGCAGCAGCAGC 运行运行9.10.19.10.19.10.19.10.1 AGC 投入的条件：9.10.1.1.9.10.1.1.9.10.1.1.9.10.1.1.CCS 投入。9.10.1.2.9.10.1.2.9.10.1.2.9.10.1.2.RTU 和通讯通道正常，并发 AGC 有效信号，机组在协调控制方式（CCS）下并且 CCS 允许投 AGC，调度同意后可投入 AGC 方式。9.10.29.10.29.10.29.10.2 AGC 投入方法：9.10.2.1.9.10.2.1.9.10.2.1.9.10.2.1. 确认机组在 CCS 方式下。9.10.2.2.9.10.2.2.9.10.2.2.9.10.2.2. 将高、低负荷限制分别设定在 660MW 和 280MW（根据试验和电网要求确定） 。9.10.2.3.9.10.2.3.9.10.2.3.9.10.2.3. 确认主汽压力变化率设定在 0.050.1MPa/min。1399.10.2.4.9.10.2.4.9.10.2.4.9.10.2.4. 将负荷变化率设为 12MW（根据试验和电网要求确定） 。9.10.2.5.9.10.2.5.9.10.2.5.9.10.2.5. 值长汇报调度可投 AGC 方式，并经批准。9.10.2.6.9.10.2.6.9.10.2.6.9.10.2.6. 将“AGC MODE”投“REMOTE”方式。9.10.2.7.9.10.2.7.9.10.2.7.9.10.2.7. 确认 AGC 画面上调度负荷指令正常变化。9.10.2.8.9.10.2.8.9.10.2.8.9.10.2.8. 确认机组的实际负荷指令以 12MW/min 速率改变，直至实际负荷指令与目标负荷指令一致。9.10.39.10.39.10.39.10.3 切除 AGC 的条件：9.10.3.1.9.10.3.1.9.10.3.1.9.10.3.1. CCS 退出。9.10.3.2.9.10.3.2.9.10.3.2.9.10.3.2. 自动切除 AGC 功能无效，如通讯 RTU 装置或通讯通道故障。9.10.3.3.9.10.3.3.9.10.3.3.9.10.3.3. 负荷指令上升至上限或降至下限负荷值。9.10.3.4.9.10.3.4.9.10.3.4.9.10.3.4. 发生主要参数上、下限幅引起的增、减负荷闭锁应切除 AGC。9.10.3.5.9.10.3.5.9.10.3.5.9.10.3.5. 机组运行发生异常或事故时，由值长或单元长决定切除 AGC 方式并进行处理。9.10.49.10.49.10.49.10.4 AGC 切除步骤：9.10.4.1.9.10.4.1.9.10.4.1.9.10.4.1. 将 “AGC MODE”设为“LOCAL”方式。9.10.4.2.9.10.4.2.9.10.4.2.9.10.4.2. AGC 退出后控制方式切为 CCS，根据需要再切至低一级控制方式。9.10.59.10.59.10.59.10.5 AGC 运行注意事项9.10.5.1.9.10.5.1.9.10.5.1.9.10.5.1. 影响 AGC 正常投运的通讯设备、自动控制以及主辅设备的所有检修、操作活动，由运行人员向调度办理审批手续。9.10.5.2.9.10.5.2.9.10.5.2.9.10.5.2. 在协调控制系统和各子系统以及 AGC 投运期间，运行人员进行操作时，应充分估计到对各有关自动调节系统的扰动影响，尽量将扰动量控制在最小限度内，保证各自动调节系统的正常运行。9.10.5.3.9.10.5.3.9.10.5.3.9.10.5.3. 运行人员应认真做好 AGC 装置切、投的记录工作，并注明时间、原因。凡遇控制、通讯、主辅设备异常造成的 AGC 无法正常投运情况时，运行人员应及时联系有关人员消缺处理，同时应认真做好消缺记录。9.119.119.119.11定期工作定期工作9.11.19.11.19.11.19.11.1 定期工作规定9.11.1.1.9.11.1.1.9.11.1.1.9.11.1.1. 执行定期工作之前，应与有关单位联系。9.11.1.2.9.11.1.2.9.11.1.2.9.11.1.2. 必须做好必要的人员安全、设备安全及其它准备工作。9.11.1.3.9.11.1.3.9.11.1.3.9.11.1.3. 必须在机组及有关设备运行状况许可条件下执行。执行中若遇到异常及事故，立即停止。9.11.1.4.9.11.1.4.9.11.1.4.9.11.1.4. 定期工作要求参加的各级人员必须全部到场。9.11.1.5.9.11.1.5.9.11.1.5.9.11.1.5. 所有定期工作，在无特殊情况下，均应按具体规定的时间及要求执行。若因故没有执行，必须将原因记录清楚，同时在下个相同班次补做。9.11.1.6.9.11.1.6.9.11.1.6.9.11.1.6. 定期工作的油泵切换工作中，启动备用泵后检查两台油泵并列运行时电流应相近，方可进行切Q/BEIH-NDP10421-2010140换。9.11.1.7.9.11.1.7.9.11.1.7.9.11.1.7. 定期工作执行完毕后，应将执行情况做详细记录，若有异常及时汇报上级岗位人员。9.11.1.8.9.11.1.8.9.11.1.8.9.11.1.8. 设备存在重大缺陷时，适当缩短对异常设备的检查周期。9.11.29.11.29.11.29.11.2 机组主要定期工作项目项目名称时间间隔备注机组热工、电气信号检查每班一次机组常规热力试验大修前、后空预器吹灰每班一次启动初期及低负荷运行时投连续吹灰锅炉尾部烟道吹灰每班一次炉膛吹灰每周一一次（暂定）磨煤机润滑油站油泵每月一次切换运行引风机油站油泵每月一次切换运行引风机轴冷风机每月一次切换运行送风机油站油泵每月一次切换运行一次风机油站油泵每月一次切换运行微油油枪每月至少一次投停试验火检冷却风机每月一次切换运行密封风机每月一次切换运行机、电、炉大联锁动作试验不定期机组启动前进行9.11.39.11.39.11.39.11.3 每班定期检查项目9.11.3.1.9.11.3.1.9.11.3.1.9.11.3.1. 经常检查 DCS、就地各设备状态及参数并及时调整；使机组在安全经济工况下运行。9.11.3.2.9.11.3.2.9.11.3.2.9.11.3.2. 严格执行定期设备巡检、切换、试验等制度。发现异常情况，及时处理。9.11.3.3.9.11.3.3.9.11.3.3.9.11.3.3. 主要仪表、主要保护和自动装置未经有关人员批准不得擅自停用或解除。9.11.3.4.9.11.3.4.9.11.3.4.9.11.3.4. 定期巡回检查路线( ( ( (1 1 1 1) ) ) ) 锅炉设备正常巡视检查的路线14110101010 机组正常停运机组正常停运机组正常停运机组正常停运10.110.110.110.1 总则总则机组正常停运过程实质上是机组高温部件的冷却过程，在停机过程中，参数控制不当，将产生较大的应力及机件损坏，影响机组使用寿命。因此，要求在各种运行方式下，严格控制降温、降压速率及锅炉良好的水动力工况，从而保证机组的安全稳定运行。10.10.10.10.1.11.11.11.1机组停运方式10101010.1.1.1.1.2 2 2 2正常停机10101010.1.1.1.1.3 3 3 3滑参数停机10101010.1.1.1.1.4 4 4 4机组停运方式选择10.1.4.1.10.1.4.1.10.1.4.1.10.1.4.1. 停机备用时，为尽量保证机组的蓄热，以缩短再次启动时间，可采用正常停机方式。10.1.4.2.10.1.4.2.10.1.4.2.10.1.4.2. 机组停机消缺、计划检修停机应采用滑参数停机方式，以使机组得到较大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期。10.210.210.210.2机组停运前的准备机组停运前的准备10.2.110.2.110.2.110.2.1 根据机组特性及停机目的确定停机方式和停机参数。10.2.210.2.210.2.210.2.2 机组大、小修或停炉时间超过 7 天时，应将所有原煤仓烧空。10.2.310.2.310.2.310.2.3 机组停运前应对机组及其所属设备、系统进行一次全面详细检查并统计缺陷。10.2.410.2.410.2.410.2.4 对锅炉燃油系统及微油点火装置进行检查， 试验等离子及微油点火装置正常， 确认系统备用良好，确保等离子系统及微油点火装置能够可靠投入，能满足停炉的要求。10.2.510.2.510.2.510.2.5 启动系统溢流阀、给水旁路调节阀可靠备用。10.2.610.2.610.2.610.2.6 停炉前应对锅炉受热面全面吹灰一次。10.2.710.2.710.2.710.2.7 做好辅汽、除氧器汽源切换的准备工作，暖管良好。辅助蒸汽母管切至临机供汽或提前通知启动炉供汽。10.2.810.2.810.2.810.2.8 停机前应进行以下设备试验合格，处于良好备用状态，方可执行停机操作：10.2.8.1.10.2.8.1.10.2.8.1.10.2.8.1. ETS 在线试验；10.2.8.2.10.2.8.2.10.2.8.2.10.2.8.2. 汽轮机盘车装置电机试转；10.2.8.3.10.2.8.3.10.2.8.3.10.2.8.3. 交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、备用密封油泵试转；若试转不合格，非紧急故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再执行停机。10.2.8.4.10.2.8.4.10.2.8.4.10.2.8.4. 汽轮机高、中压主汽门及调速汽门和抽汽逆止门均应动作灵活无卡涩。Q/BEIH-NDP10421-201014210.2.910.2.910.2.910.2.9高、低压旁路系统进行充分疏水暖管，处于热备用状态。10.2.1010.2.1010.2.1010.2.10 机组停炉时必须对所有煤粉管路进行彻底吹扫，防止着火。10.310.310.310.3正常停机正常停机10.3.110.3.110.3.110.3.1机组正常停运方式一般采用滑停方式。10.3.210.3.210.3.210.3.2机组从 660MW 减负荷至 330MW 负荷：10.3.2.1.10.3.2.1.10.3.2.1.10.3.2.1. 机组降负荷停炉前应对锅炉受热面进行一次全面吹灰。 协调方式下，设定目标负荷为 330MW，按照锅炉、汽轮机滑停曲线要求，开始降温、降压。设定负荷变化率不高于 15MW/min，主汽压变化率不高于 0.446MPa/min，缓慢减少锅炉燃烧率，机组负荷随主蒸汽压力的降低而减少。10.3.2.2.10.3.2.2.10.3.2.2.10.3.2.2. 在机组减负荷过程中，逐渐减少给煤机转速，减少锅炉燃料量。10.3.2.3.10.3.2.3.10.3.2.3.10.3.2.3. 减负荷至 530MW 时，停止上层一台制粉系统。10.3.2.4.10.3.2.4.10.3.2.4.10.3.2.4. 负荷 460MW，检查辅汽、轴封汽压力正常。10.3.2.5.10.3.2.5.10.3.2.5.10.3.2.5. 负荷 450MW，检查各系统运行参数正常，并保留四组制粉系统运行，建议保持下四层制粉系统运行，停止上层制粉系统运行。10.3.2.6.10.3.2.6.10.3.2.6.10.3.2.6. 当负荷降至 330MW 负荷时，主、再热汽温度维持 520。10.3.2.7.10.3.2.7.10.3.2.7.10.3.2.7. 减机组负荷至 300MW 时,等离子拉弧或微油点火模式投入，锅炉燃烧稳定后停用第二台磨煤机， 注意中间点温度及过热度变化，逐渐减小过热度设定值。 机组稳定后停运一台汽泵，汽机调门自动，为转湿态做准备。10.3.2.8.10.3.2.8.10.3.2.8.10.3.2.8. 保持脱硫、电除尘运行，投入空预器连续吹灰。10.3.2.9.10.3.2.9.10.3.2.9.10.3.2.9. 联系调度，退出 AGC 和一次调频功能。10.3.2.10.10.3.2.10.10.3.2.10.10.3.2.10.将机组辅汽切为另一台机组供汽或启动炉供汽，确认辅汽系统运行正常。10.3.2.11.10.3.2.11.10.3.2.11.10.3.2.11.检查机组的振动，胀差，轴位移，各部温度，加热器水位正常。10.3.2.12.10.3.2.12.10.3.2.12.10.3.2.12.根据高、中压转子表面金属温度情况选择轴封供汽汽源，检查机组轴封供汽正常。10.3.2.13.10.3.2.13.10.3.2.13.10.3.2.13.检查发电机氢，油，水系统各参数正常。10.3.310.3.310.3.310.3.3减负荷至 200MW 负荷：10.3.3.1.10.3.3.1.10.3.3.1.10.3.3.1. 机组运行方式为汽机跟随方式，继续降低机组负荷。10.3.3.2.10.3.3.2.10.3.3.2.10.3.3.2. 确认机组以给定的速率减负荷，在减负荷过程中，检查送、引、一次风、水煤比等自动调节装置工作正常。10.3.3.3.10.3.3.3.10.3.3.3.10.3.3.3. 随着机组负荷和汽压的降低，当给煤机转速降至 50%时，切除待停给煤机控制“自动”，逐步降低其出力至最低，停止该组制粉系统。停用煤层的原则是自上而下，最终保持下三层制粉系统运行。10.3.3.4.10.3.3.4.10.3.3.4.10.3.3.4. 在降发电机有功负荷的同时，可适当降发电机的无功负荷。10.3.3.5.10.3.3.5.10.3.3.5.10.3.3.5. 当负荷降至 240MW， 当储水箱水位达到 2350mm 以上时确认水位调节阀开启， 否则手动开启，143调节省煤器入口流量630t/h。10.3.3.6.10.3.3.6.10.3.3.6.10.3.3.6. 负荷 210MW240MW，省煤器入口流量低于 580t/h 时，锅炉干湿态转换完成。10.3.3.7.10.3.3.7.10.3.3.7.10.3.3.7. 负荷 200MW，进行下列操作：(1)确认辅汽压力正常，小机汽源已切至备用汽源供汽。(2)当负荷小于 200MW 时，确认“PSS”自动退出。(3)主汽压力 9.3MPa，主汽温度 520，再热汽温 488。(4)将给水切换为AVT（氨、联氨）工况运行。10.3.3.8.10.3.3.8.10.3.3.8.10.3.3.8. 机组负荷达到 180MW 以下时，停运一台磨煤机，保持两台磨煤机运行，逐渐降低分离器出口过热度到 0左右，观察分离器出口压力在 15MPa 以下，开启贮水箱溢流电动阀。10.3.3.9.10.3.3.9.10.3.3.9.10.3.3.9. 当锅炉分离器贮水箱见水位后，适当减少给水量。观察储水箱水位，注意汽温变化调整其水位维持正常值，同时注意维持省煤器入口水量时刻不低于跳闸值。随着负荷降低减少汽泵出力。10.3.410.3.410.3.410.3.4减负荷至 66MW：10.3.4.1.10.3.4.1.10.3.4.1.10.3.4.1. 根据主汽压力变化情况，DEH 控制汽机调阀开度，使机组按 0.1MPa/min 的压力变化率和3MW/min 的负荷变化率降压减负荷。10.3.4.2.10.3.4.2.10.3.4.2.10.3.4.2. 负荷降至 150MW 附近时，给水由主电动门切换到旁路阀调节。10.3.4.3.10.3.4.3.10.3.4.3.10.3.4.3. 高加、低加应随机滑停，滑停过程中加强对加热器水位的监视。10.3.4.4.10.3.4.4.10.3.4.4.10.3.4.4. 四段抽汽压力低至 0.26MPa 时， 除氧器加热汽源切换为辅助蒸汽供给， 确认除氧器定压运行正常。10.3.4.5.10.3.4.5.10.3.4.5.10.3.4.5. 机组负荷降至 130MW 时，确认汽机中、低压疏水阀开启。10.3.4.6.10.3.4.6.10.3.4.6.10.3.4.6. 机组负荷降至 110MW 时，轴封蒸汽供汽切为由辅助蒸汽供给。10.3.4.7.10.3.4.7.10.3.4.7.10.3.4.7. 机组负荷降至 100MW 时，或低压缸排汽温度80时低压缸喷水阀自动打开。10.3.4.8.10.3.4.8.10.3.4.8.10.3.4.8. 若等离子方式已投运，则缓慢增加其磨煤机出力；逐步降低其它运行磨煤机出力，相继停止运行第三台、第二台制粉系统。10.3.4.9.10.3.4.9.10.3.4.9.10.3.4.9. 机组负荷降至 66MW 时，确认汽机高压疏水阀开启，保持一层制粉系统运行。10.3.4.10.10.3.4.10.10.3.4.10.10.3.4.10.汇报调度，发电机做解列准备。10.3.4.11.10.3.4.11.10.3.4.11.10.3.4.11.确认机组在机、炉单独控制方式。10.3.510.3.510.3.510.3.5减负荷至 33MW：10.3.5.1.10.3.5.1.10.3.5.1.10.3.5.1. 汇报调度，申请发电机解列。10.3.5.2.10.3.5.2.10.3.5.2.10.3.5.2. 机组负荷降至 66MW 时， 逐渐降低锅炉燃烧率， 以 9MWmin 的负荷变化率， 降负荷至 33MW，启动主机交流润滑油泵、氢密封备用油泵运行，检查油泵运行正常，做好打闸停机准备。10.3.610.3.610.3.610.3.6发电机解列发电机解列有“顺控程序解列”、“手动控制程序解列”、“手动控制直接解列（发电机解列，汽机保持运行）”三种方式，正常情况下应采取程序解列。发电机解列后密切注意汽轮机转速上升情况。 （发电机Q/BEIH-NDP10421-2010144正常解列采用先拉开中间开关解环，汽机打闸，靠逆功率保护动作跳开边开关）10.3.710.3.710.3.710.3.7汽机打闸后，关注发电机逆功率解列情况，否则手动解列灭磁（正常解列停机时，先拉开发电机出口中间断路器，解环，之后靠逆功率保护跳开边开关） 。检查高、中压主汽阀、调阀关闭，各级抽汽逆止阀、高排逆止阀关闭，转速开始下降，记录惰走时间。10.3.810.3.810.3.810.3.8停运最后一套制粉系统，锅炉灭火，确认 MFT 动作正常，以 30%额定通风量吹扫 5 分钟，检查MFT 联动设备联动正常。10.3.910.3.910.3.910.3.9锅炉停止：10.3.9.1.10.3.9.1.10.3.9.1.10.3.9.1. MFT 动作后，确认锅炉灭火，给水泵跳闸，所有微油点火器、等离子点火器、煤层均停止，火焰检测器显示无火焰、一、二级减温水门联锁关闭、再热器减温水门关闭、一次风机停止。10.3.9.2.10.3.9.2.10.3.9.2.10.3.9.2. 隔离炉前燃油系统，关闭炉前供、回油隔离总阀。10.3.9.3.10.3.9.3.10.3.9.3.10.3.9.3. 保持 30%额定风量， 对锅炉进行 5 分钟吹扫， 停止送引风机运行， 检查并确认关严锅炉各人孔、看火孔及各烟、风系统挡板。10.3.9.4.10.3.9.4.10.3.9.4.10.3.9.4. 锅炉熄火后，关闭取样隔离阀。10.3.9.5.10.3.9.5.10.3.9.5.10.3.9.5. 根据停机原因、时间长短，合理安排锅炉冷却方式，选择适当的锅炉保养方法，停炉过程中有关的操作，按“机组停运后的保养”一章中的有关规定执行。10.3.9.6.10.3.9.6.10.3.9.6.10.3.9.6. 锅炉继续冷却至冷态：10.3.9.7.10.3.9.7.10.3.9.7.10.3.9.7. 当炉膛温度50时，停止火检冷却风机。10.3.9.8.10.3.9.8.10.3.9.8.10.3.9.8. 当空气预热器进口烟温120时，停止两台空气预热器运行。10.3.9.9.10.3.9.9.10.3.9.9.10.3.9.9. 当汽压降到 0.8MPa 时，应开启下列阀门：(1)屏式过热器入口汇集集箱放空气一二次门。(2)中间隔墙下集箱疏水一、二次门。(3)尾部烟道侧墙出口空气一、二次门。(4)尾部烟道环形集箱疏水一、二次门。(5)左右侧末级过热器出口管道放空气一二次门。(6)末级再热器出口管道放空气一二次门。(7)低温再热器入口集箱前的管道疏水一、二次门。(8)分离器出口排气阀。(9)炉膛前后墙入口集箱疏水一、二次门。(10)螺旋水冷壁出口集箱疏水一、二次门。(11)水冷壁出口集箱放空气一、二次门。(12)当锅炉带压放水时进行如下工作：1）将闭式水和定子冷却水补水切至凝结水输送泵供给 ，停止凝结水泵运行。2）各辅机的停止应根据实际情况决定。14510.410.410.410.4机组停运后的冷却机组停运后的冷却10.4.110.4.110.4.110.4.1机组停运后冷却分为自然冷却和强制冷却两种方式。10.4.1.1.10.4.1.1.10.4.1.1.10.4.1.1. 机组停运后，不采用任何手段，让锅炉、汽机自然降温降压的冷却方式，称为自然冷却方式；10.4.1.2.10.4.1.2.10.4.1.2.10.4.1.2. 机组停运后，采用强制手段进行降温、降压的方式，称为强制冷却方式，若锅炉停运是为了抢修受热面，可采取锅炉强制冷却；汽机停运是为了维修汽机本体或油系统，可采取汽机强制冷却。10.4.1.3.10.4.1.3.10.4.1.3.10.4.1.3. 根据机组停运原因、时间长短，合理安排锅炉、汽机冷却方式，选择适当的锅炉保养方法， 机组停运过程中有关的操作，应符合“机组停运后的保养”中的有关规定。10.4.210.4.210.4.210.4.2锅炉熄火后，应继续向锅炉进水，控制进水流量100t/h，维持贮水箱正常水位。贮水箱缺水时及时补水，但在补水时应对贮水箱及过热器各点温度等严密监视，控制上水流量及上水时间，防止贮水箱满水时溢流至过热器中。10.4.310.4.310.4.310.4.3引、送风机停运后，关闭所有的风、挡板及看火孔门等，保持炉膛及烟道的严密封闭。10.4.410.4.410.4.410.4.4锅炉自然冷却10.4.4.1.10.4.4.1.10.4.4.1.10.4.4.1. 锅炉熄火 6h 后，打开风烟系统有关挡板、风机动叶，使锅炉自然通风冷却，水冷壁降温速度不超过 0.25/min。10.4.4.2.10.4.4.2.10.4.4.2.10.4.4.2. 锅炉熄火 18 小时后，启动引、送风机维持 30%MCR 风量对锅炉强制通风冷却。10.4.4.3.10.4.4.3.10.4.4.3.10.4.4.3. 利用过热器疏水阀控制降压速度，不超过 1.5MPa/h。10.4.4.4.10.4.4.4.10.4.4.4.10.4.4.4. 锅炉放水按“机组停运后的保养”中的有关规定进行执行。10.4.510.4.510.4.510.4.5锅炉强制冷却锅炉强制冷却主要通过锅炉换水和启动风机强制通风冷却的方法实现。10.4.5.1.10.4.5.1.10.4.5.1.10.4.5.1. 当锅炉受热面有抢修工作或其它原因需停炉时，可采用将锅炉快速冷却降压的方法，水冷壁降温速度不宜超过 0.5/min。10.4.5.2.10.4.5.2.10.4.5.2.10.4.5.2. 利用过热器疏水阀控制降压速度，不超过 2MPa/h。10.4.5.3.10.4.5.3.10.4.5.3.10.4.5.3. 锅炉熄火 4 小时后打开风烟系统有关挡板，自然通风。10.4.5.4.10.4.5.4.10.4.5.4.10.4.5.4. 熄火 8 小时后启动引、送风机保持 30MCR 风量强制通风。10.4.610.4.610.4.610.4.6锅炉冷却后引风机、送风机、空气预热器、锅炉空气门等设备停运，锅炉放水等操作应根据锅炉冷却方式及“机组停运后的保养”中的有关规定执行。10.4.710.4.710.4.710.4.7机组停运后用溢流的办法将除氧器水温降至 80后，除氧器可以根据工作情况进行放水。10.510.510.510.5机组停运后的保养机组停运后的保养10.5.110.5.110.5.110.5.1锅炉停运后的保养。10.5.1.1.10.5.1.1.10.5.1.1.10.5.1.1. 锅炉停用期间应给予保养，锅炉停运后的保养有很多方法，应根据特定的情况来选择最适当的方法，这决定于一些因素，比如停炉时间长短，是否需要进行承压部件的检修，还比如出现冰冻的可能Q/BEIH-NDP10421-2010146性也需要考虑。机组保养方法有热炉放水干式保养法、充氮保养法、氨联胺保养法等。10.5.1.2.10.5.1.2.10.5.1.2.10.5.1.2. 停炉备用的锅炉必须保证能随时投运时选择氨联胺保养法等“湿法”保护或充氮保养法；当锅炉需要停炉保护相当长的一段时间，锅炉承压部件需要检修，并且允许锅炉在投运前有一段时间进行准备，则此时使用热炉放水干式保养法等“干法”保护。10.5.1.3.10.5.1.3.10.5.1.3.10.5.1.3. 热炉放水余热烘干保养法。适用范围：停炉不超过 7 天。具体操作如下：(1)锅炉熄火炉膛吹扫结束后，保持再热器各疏水阀、空气阀关闭，立即停止送、引风机运行，紧闭各风门，挡板、检查孔，维持炉底密封正常，防止炉膛温度降低过快。同时保持汽机真空，然后打开中压主汽阀、调阀前疏水阀，对再热器抽真空，使剩余的冷凝水在再热器内闪蒸。(2)汽机真空破坏后，开再热器各疏水阀、空气阀，用锅炉余热将再热器烘干。(3)分离器降压到 0.8MPa以下，炉水温度小于 180时，打开水冷壁、省煤器放水阀开始锅炉热炉放水，关闭烟风道挡板。(4)分离器降压到 0.20.3MPa，快速打开水冷壁各空气阀、过热器疏水阀进行疏水放空烘干。(5)空预器入口烟温低于 150，允许停运空预器。(6)炉膛出口烟气温度小于 50，允许停火检冷却风机。(7)过热器出口压力未到 0以前，应有专人监视和记录各段壁温。(8)热炉放水 4 小时后联系化验测试水冷壁、 过热器、 再热器出口空气湿度， 然后每隔 1 小时化验一次，同时采用自然通风的方法将锅内湿气排出直至锅内空气湿度70%或等于环境相对温度时，停止通风干燥。关闭各受热面疏水阀、放空气阀，密闭受热面。(9)只有当烘干结束后，方可开启风门、挡板或引风机进行通风冷却。(10) 锅炉降压操作必须控制降压速率不超过允许值。(11) 保养期间定期检查、添加或更换吸潮剂。10.5.1.4.10.5.1.4.10.5.1.4.10.5.1.4. 负压余热烘干法适用范围：机组检修，不超过一个季度的停炉干式保养。具体操作如下：(1)分离器压力降至 0.8MPa 以下，迅速放尽炉内存水，然后关闭各疏放水阀、空气阀，对省煤器、水冷壁、过热器、再热器抽真空。(2)炉顶真空 50KPa 以上，全开水冷壁压力平衡集箱和折焰角入口汇集集箱放空气阀约 1h，用空气置换炉内残存湿气，然后关闭空气阀，使真空回升。(3)继续抽真空 4h 后，停止抽真空，对水冷壁、省煤器进行放水，30min 后关闭各疏放水阀，联系化验测试水冷壁、过热器、再热器出口空气湿度。(4)继续抽真空，炉顶真空 50KPa 以上，重复以上 b）、c）过程。(5)在化验测试水冷壁、过热器、再热器出口空气湿度相当于环境湿度后，关闭各受热面疏水阀、放空气阀，密闭受热面，停止抽真空。147(6)停炉检修一月以上，在贮水箱及受热面联箱中加入硅胶，每月检查一次干燥剂及设备内壁的腐蚀情况。10.5.1.5.10.5.1.5.10.5.1.5.10.5.1.5. 锅炉充氮保养法适用范围：长期停炉备用保养。具体操作如下：(1)热炉放水余热烘干完毕。在锅炉吹扫结束后，可停止一组引送风机，根据各部金属情况适当降低另一组风机出力。(2)锅炉熄火后，关闭锅炉各处疏放阀、空气阀及取样阀，强制关闭汽机主汽阀前各路疏水阀。(3)向过热器、分离器冲入氮气，保证系统压力不低于 1KPa，氧的体积含量不高于 1。在氮气压力保持在 0.30.5MPa的条件下，微开水冷壁放水阀及省煤器入口放水阀，利用氮压放尽炉水及省煤器内余水，放空后关闭上述阀门。(4)每周在分离器出口放空气管上取样，如果氧的体积含量上升到高于 1，应该进一步充氮、置换。10.5.1.6.10.5.1.6.10.5.1.6.10.5.1.6. 氨联胺保养法适用范围：锅炉省煤器、水冷壁、过热器几天到两个月的停炉保养。具体操作如下：保养期与联胺浓度的规定(1)锅炉停炉后，锅炉分离器出口水温 140160时，调整锅炉给水流量和联胺泵的冲程，控制联胺浓度上升的速度，用氨水控制 PH 值，保证炉水 PH 值 9.510.5。(2)联胺浓度开始上升后，精处理装置切至旁路运行。(3)锅炉自然冷却，保持炉水的联氨浓度水平及 PH 值。(4)炉水温度低于 50时可以向过热器上水进行保养，当过热器充满水后，水从排气口溢出。(5)经常对炉水进行取样分析，当联氨含量水平或 PH 值下降时，应加药维持。10.5.210.5.210.5.210.5.2锅炉停运后的防冻10.5.2.1.10.5.2.1.10.5.2.1.10.5.2.1. 每年冬季来临前，对锅炉设备及系统进行一次全面防冻检查，确保各处保温完好。10.5.2.2.10.5.2.2.10.5.2.2.10.5.2.2. 冬季机组的停役应尽可能采用干式保养，采用湿保养时，应定期启给水泵。10.5.2.3.10.5.2.3.10.5.2.3.10.5.2.3. 投入所有伴热系统。10.5.2.4.10.5.2.4.10.5.2.4.10.5.2.4. 所有冷却水系统应投入运行，否则应将其放空。保养期联胺浓度小于一星期30mg/L14 星期200mg/L510 星期50mg/L星期数大于 10 星期500mg/LQ/BEIH-NDP10421-201014811111111事故处理事故处理事故处理事故处理11.111.111.111.1事故处理原则事故处理原则11.1.111.1.111.1.111.1.1事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。11.1.211.1.211.1.211.1.2事故处理过程中应严格遵守防止电力生产重大事故的二十五项重点要求。11.1.311.1.311.1.311.1.3根据声光报警、有关参数指示及设备异常现象，判断故障性质，发生的地点和范围。若故障已构成事故时，应迅速处理，首先解除对人身、电网及设备的威胁，然后正确判断事故原因，努力消除故障，同时应注意保持非故障设备的正常运行，必要时应立即解列或停用发生事故的设备。事故处理时，值长是全厂机组事故处理统一指挥者，负责协调各机组、各专业进行事故处理，并及时将事故情况向调度和上级领导汇报。11.1.411.1.411.1.411.1.4采取一切可行措施，防止事故扩大，查明原因并消除后，恢复机组正常运行。在确定设备不具备运行条件或对人身、设备有损害时，应立即停止机组运行。11.1.511.1.511.1.511.1.5事故处理完毕，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象、相关的历史纪录、所采取的措施等做好记录。 按照集团公司电业生产事故调查规程 的规定组织有关人员对事故进行分析、讨论、总结经验，从中吸取教训。11.211.211.211.2紧急停机紧急停机机组发生影响设备或人身安全的重大事故时，应紧急停机。11.2.111.2.111.2.111.2.1锅炉遇到下列情况之一时，应手动紧急停炉，同时确认“炉跳机”联锁动作，汽机跳闸：11.2.1.1.11.2.1.1.11.2.1.1.11.2.1.1. 达到任一锅炉 MFT 的保护动作值，MFT 拒动时。11.2.1.2.11.2.1.2.11.2.1.2.11.2.1.2. 直流锅炉所有给水流量计或装置损坏，造成过热蒸汽温度不正常，或过热蒸汽温度正常但 0.5h内给水流量计或装置未恢复。11.2.1.3.11.2.1.3.11.2.1.3.11.2.1.3. 锅炉回转式空气预热器停转，若挡板隔绝不严或转子盘不动时。11.2.1.4.11.2.1.4.11.2.1.4.11.2.1.4. 主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道发生爆破。11.2.1.5.11.2.1.5.11.2.1.5.11.2.1.5. 炉管发生爆破或严重泄漏，危及人身、设备安全。11.2.1.6.11.2.1.6.11.2.1.6.11.2.1.6. 再热蒸汽中断（制造厂有规定时除外）。11.2.1.7.11.2.1.7.11.2.1.7.11.2.1.7. 锅炉灭火。11.2.1.8.11.2.1.8.11.2.1.8.11.2.1.8. 锅炉安全阀动作后不回座，蒸汽压力下降，蒸汽温度或各段工质温度超限时。11.2.1.9.11.2.1.9.11.2.1.9.11.2.1.9. 炉膛烟道内发生爆炸或尾部烟道发生二次燃烧。11.2.1.10.11.2.1.10.11.2.1.10.11.2.1.10.发生火灾，直接威胁锅炉安全运行时。11.2.1.11.11.2.1.11.11.2.1.11.11.2.1.11.锅炉紧急停炉后的处理149紧急停炉条件之一出现时，若保护未动时，应立即启动汽轮机润滑油泵，手按 MFT 按钮，切断炉膛所有燃料供给，检查 MFT 后联动设备正常。若 MFT 拒动，则：手动停止一次风机、制粉系统、关闭燃油跳闸阀、关闭过热器、再热器减温水阀。风量控制切手动，辅助风和燃料风切手动全开；检查辅机运行情况，并根据故障状态，确认锅炉进行吹扫（除引风机引起 MFT）；吹灰器全部停止，吹灰蒸汽隔绝门关闭；除尘器各电场保持运行；按故障可能消除时间，确定锅炉是否马上进行热态启动或是正常停炉处理。其余操作参照 MFT 处理章节。11.311.311.311.3 故障停机故障停机机组主机发生一般故障或控制限额接近极限值， 还不会立即造成严重后果时， 应尽量采取措施予以挽回，无法挽回时，应故障停机。带负荷运行中，应尽可能先减负荷再停机。11.3.111.3.111.3.111.3.1 机组遇到下列情况之一者，应申请故障停机：11.3.1.1.11.3.1.1.11.3.1.1.11.3.1.1. 水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄漏尚能短时维持运行时。11.3.1.2.11.3.1.2.11.3.1.2.11.3.1.2. 锅炉管壁温度超限，经调整仍无法恢复正常时。11.3.1.3.11.3.1.3.11.3.1.3.11.3.1.3. 机组汽水品质不合格， 按“机组水汽质量异常处理原则”中的有关条款进行处理后， 仍不能恢复正常时。11.3.1.4.11.3.1.4.11.3.1.4.11.3.1.4. 锅炉严重结焦、结渣或堵灰，经处理后不能维持正常运行时。11.3.1.5.11.3.1.5.11.3.1.5.11.3.1.5. 安全阀启座后经处理仍不回座。11.3.1.6.11.3.1.6.11.3.1.6.11.3.1.6. 现场发生火灾无法扑灭，威胁到设备安全时。11.3.1.7.11.3.1.7.11.3.1.7.11.3.1.7. 机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂时。11.3.1.8.11.3.1.8.11.3.1.8.11.3.1.8. 蒸汽温度超过允许值，经处理无效。11.3.1.9.11.3.1.9.11.3.1.9.11.3.1.9. 机组各汽、水管道发生泄漏无法隔离，但可短时维持运行时。11.3.1.10.11.3.1.10.11.3.1.10.11.3.1.10.受热面金属严重超温，经调节无法恢复正常。11.411.411.411.4机组综合性故障处理机组综合性故障处理11.4.111.4.111.4.111.4.1锅炉 MFT11.4.1.1.11.4.1.1.11.4.1.1.11.4.1.1. MFT 动作条件：满足下列条件之一，MFT 动作，FSSS 自动切除全部燃料：(1)失去全部燃料。(2)炉膛压力高于+2500Pa（三取二），延时 3s。(3)炉膛压力低于-2500Pa（三取二），延时 3s。(4)锅炉总风量20%BMCR。(5)两台引风机同时跳闸。Q/BEIH-NDP10421-2010150(6)两台送风机同时跳闸。(7)手动 MFT。(8)锅炉给水流量568.8t/h（三取二）。(9)全炉膛火焰丧失。(10)汽轮机跳闸且旁路开度5%(11)火检冷却风压力低低延时 300s(12)机组正常运行两台一次风机跳闸。(13)两台空预器均跳闸，延时 30s。(14)给水泵全停。(15)再热器保护丧失(汽机跳闸且电负荷35%(210MW)，主汽压力8.4MPa， 高压旁路与二个低压旁路任何一个开度5%)。(16)折焰角入口温度高(445)。(17)延时点火(30 分钟)。(18)除尘器全停。(19)主汽压力高 211.4.1.2.11.4.1.2.11.4.1.2.11.4.1.2. MFT 动作后的现象：(1)“MFT 动作”声光报警。(2)引起 MFT 动作的首出原因显示。(3)锅炉灭火，汽机、发电机跳闸。(4)联锁跳以下运行设备：所有微油点火器、等离子点火器、磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、；闭锁蒸汽吹灰，所有吹灰器自动退出。(5)联锁关闭：燃油进油快关阀、所有油枪角阀、磨出口挡板、磨煤机冷热风隔绝门、过热器、再热器减温水电动阀、调节阀、主给水电动门和给水旁路电动门。(6)二次风挡板置全开位，送、引风机自动控制切换为 MFT 跳闸控制位。(7)炉膛火焰检测器扫描无火。(8)炉膛压力偏负，氧量表剧增。(9)汽温、汽压、蒸汽流量急剧下降。11.4.1.3.11.4.1.3.11.4.1.3.11.4.1.3. MFT 动作后的处理：(1)锅炉 MFT 后，检查相关设备联动正常，否则手动停止相关设备。(2)MFT 后，检查送、引风机正常运行，自动进行炉膛通风。(3)MFT 后，检查所有二次风挡板置吹扫位（全开） ，总风量调整至 30-40%BMCR 风量进行吹扫。(4)由于送、引风机引起的 MFT 或 MFT 后送、引风机跳闸，送、引风机恢复正常后按正常程序进行炉膛吹扫。151(5)过热器压力达到 27.6MPa，高压旁路阀不动作要手动开启高压旁路阀泄压。(6)其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。(7)如故障可以很快消除，应做好锅炉极热态启动的准备工作。(8)如故障难以在短时间内消除，则按正常停机处理。11.4.211.4.211.4.211.4.2DCS 失灵处理11.4.2.1.11.4.2.1.11.4.2.1.11.4.2.1. DCS 操作员站和工程师站“黑屏”或“死机”处理：(1)现象：1）DCS 系统所有操作员站和工程师站均没有显示，或机组工况变化而参数显示值不变化；2）操作画面均无法更新；3）辅机无法进行启、停操作，过程参数无法进行调整。(2)原因：1）DCS 所有主控制器出现故障。2）数据总线通讯故障或通讯电缆断开。3）DCS 系统电源故障。(3)运行处理措施：1）确认所有操作员站发生了以上现象。2）立即手动“MFT”，确认锅炉跳闸，汽机联跳，发电机逆功率保护动作,若汽机不联跳，立即手动跳闸，确认发电机逆功率保护动作。3）手动开启主机润滑油泵。4）用事故开关跳闸相关辅机。11.4.2.2.11.4.2.2.11.4.2.2.11.4.2.2. DCS 部分操作员站“黑屏”或“死机”处理：(1)现象：1）部分操作员站没有显示。2）部分操作员站画面无法更新。3）部分操作员站无法对辅机进行启、停操作，无法对过程参数进行调整。(2)原因：1）DCS 部分主控制器出现故障死机。2）DCS 部分电源故障。(3)处理：1）确认其他操作员站工作正常。2）通知维修人员尽快消缺。3）汇报调度，切除 AGC、AVC、一次调频，保持负荷稳定，停止重大操作。4）利用正常的操作员站加强对锅炉、汽机、发电机各个画面显示参数及工况的监视。Q/BEIH-NDP10421-20101525）待故障操作员站恢复正常后，恢复机组正常运行方式。11.4.2.3.11.4.2.3.11.4.2.3.11.4.2.3. DCS 装置中 SCS 系统或 FSSS系统主控制器或相应电源全部故障：(1)现象：1）部分辅机的运行参数不随工况变化。2）部分辅机无法于操作员站上实行远方启、停操作和相应的联锁保护动作。3）部分辅机有可能误跳闸，同时声光报警发出。4）发电机组跳闸。(2)原因：1）该系统主控制器全部或部分故障。2）该系统电源全部或部分故障。(3)处理：1）若发电机组跳闸，按机组事故跳闸处理程序进行处理。2）若机组还在运行，立即切除 AGC、AVC、一次调频，尽量保持负荷和工况稳定。3）通知维修人员尽快消缺。4）如果必须停止辅机，应首先使用事故开关进行停机操作。在此期间不进行相应辅机的启动工作。5）如果部分辅机跳闸，执行本规程辅机故障处理部分。11.4.2.4.11.4.2.4.11.4.2.4.11.4.2.4. DCS 装置中部分主控制器或相应电源故障处理：(1)现象：1）部分辅机的运行参数不随工况变化或出现多个坏点。2）部分辅机无法于操作员站上实行远方启、停操作和相应的联锁保护动作。3）部分辅机有可能误跳闸，同时声光报警发出。4）发电机组跳闸。5）调节回路自动切到手动方式运行。6）调节回路虽未自动切到手动方式运行，但不能随工况变化而正常地调节相应的参数。7）调节回路所设计超驰联锁控制的功能运行不正常。(2)原因：1）MCS 系统主控制器全部或部分故障。2）MCS 系统系统电源全部或部分故障。3）DEH/MEH/TBC 系统主控制器全部或部分故障。4）DEH/MEH/TBC 系统电源全部或部分故障。(3)处理：1）若发电机组跳闸，按机组跳闸事故处理程序处理。2）若机组还在运行，调节回路自动切到手动方式运行，应保持负荷和工况稳定，不进行重大操作；如153果调节回路仍在自动方式，应切到手动方式运行。3）立即通知维修人员消缺。4）如果调节回路超驰联锁控制功能运行不正常，应手动干预完成相应的联锁控制功能，必要时可停运部分设备，降负荷运行，确保机组安全。11.4.2.5.11.4.2.5.11.4.2.5.11.4.2.5. 全厂仪用压缩空气失去1. 1. 1. 1.仪用压缩空气失去现象(1)机组 DCS 上“压缩空气母管压力低或任一台空压机跳闸”声光报警。此报警由以下任一信号动作触发：1）仪用气干燥机出口母管压力低至0.55MPa。2）任一台空压机跳闸。(2)当仪用压缩空完全气失时除上述现象外，还伴有以下现象：1）各给水泵再循环阀同时打开，给水流量急剧下降。2）凝泵再循环阀打开，除氧器30%、70%水位调节阀失气打开。3）燃油进油快关阀关闭。4）所有气动控制阀门、挡板失控。2. 2. 2. 2.仪用压缩空气失去原因与判断(1)运行空压机跳闸，备用空压机未自投或自投不成功，造成系统压力低。(2)系统上安全阀动作后卡住不回座。(3)仪用压缩空气管道严重爆破。(4)空压机出口母管或储气罐大量积水。(5)系统大量用气或泄漏。3. 3. 3. 3.仪用压缩空气失去时的处理原则及步骤(1)处理原则：1）根据事故现象，迅速判断仪用压缩空气失去的范围、程度，做针对性处理。2）除氧器调节阀失气时如果打开，重点是防止除氧器满水。调节中要防止除氧器补水中断，造成给水泵跳闸，锅炉MFT。3）在仪用压缩空气失去后，如失气关闭型阀门关闭时，应开其旁路阀调节；如失气全开型阀门开启时，应关该阀前后的隔离阀调节；如失气闭锁型阀门，应将该阀门控制切至手动，减少操作。4）由于微油和等离子都投不上，锅炉重点是防止减燃料速率过快，导致炉膛无火MFT。5）仪用压缩空气压力失去时，注意真空泵进口气动阀应保位，应做好处理汽机低真空跳机准备。6）压缩空气恢复后要防止一些气动阀的状态可能突然改变，应手动缓慢调节，待调节偏差消除后方可投入自动，同时注意防止或控制好各系统水位。7）事故处理时应在值长统一指挥下，分二条线同时进行。一是尽快恢复仪用压缩空气；二是在仪用压Q/BEIH-NDP10421-2010154缩空气恢复正常之前，尽可能维持二台机组在网运行。(2)为尽快恢复仪用压缩空气压力，对于压缩空气系统，按如下步骤处理：1）在DCS画面上检查空压机出口母管压力，判断是仪用压缩空气失去还是整个压缩空气失去，若空压机出口母管压力低，则整个压缩空气失去。a）检查空压机运行状况，若运行空压机跳闸，备用空压机未自启，则手动启动备用空压机，恢复系统压力正常。b）查明运行空压机跳闸原因，予以消除。c）若所有备用空压机都投入运行后，压缩空气母管压力仍低，则检查空压机出口母管和储气罐有无积水，若有积水，予以排放。2）若空压机出口母管压力正常，仅是仪用压缩空气压力低,可以判断是空气净化及干燥装置堵塞或仪用气母管堵塞。a）立即就地投入备用空气净化及干燥装置，迅速恢复仪用压缩空气。b）联系维护疏通仪用气母管。c）检查运行压缩空气净化及干燥装置、储气罐进、出口手动隔离阀状态是否正确，若有手动隔离阀被误关，立即恢复。d）就地检查空压机、储气罐上是否有安全阀动作未回座。若有安全阀动作未回座，应设法予以处理。e）根据仪用气压力下降速度，逐步停用杂用气、化学用气等。f）及时将压缩空气系统检查处理的情况向值长汇报。g）仪用压缩空气失去后各气动阀动作原则是安全停机，当控制气失去时各调节阀的动作情况如下：序号下列阀门失气时开下列阀门失气时关下列阀门失气时闭锁1除氧器水位调节阀旁路减温水截至阀旁路减压阀（失气关）2凝结水泵再循环阀旁路减温水调节阀二次风门3给水泵再循环阀旁路三级减温水调节阀磨煤机冷风隔离门4闭式水箱水位调节阀低压缸喷水调节阀磨煤机热风隔离门5加热器事故疏水调节阀抽汽逆止门磨煤机出口挡板6主机及抽汽疏水阀疏扩减温水调节阀燃烧器进口挡板7辅汽供轴封压力调节阀轴封溢流调节阀8轴封减温水调节阀排汽装置补水调节阀9低加正常疏水调节阀高加正常疏水调节阀10主机油温调节阀润滑油输送泵压力调节阀11电泵油温调节阀辅汽至除氧器调节阀12发电机密封油温调节阀冷再至辅汽调节阀15513定子冷却水温调节阀燃油进油快关阀14氢冷器温度调节阀一、二、三级减温水调门15再热器减温水调节门11.4.311.4.311.4.311.4.3火灾11.4.3.1.11.4.3.1.11.4.3.1.11.4.3.1. 火灾发生时的现象：(1)消防控制盘发出报警并指出火灾地点。(2)就地发现有火苗、烟气。11.4.3.2.11.4.3.2.11.4.3.2.11.4.3.2. 火灾的原因：(1)油系统泄漏。(2)电气设备短路。(3)工作人员不慎。(4)氢系统泄漏。11.4.3.3.11.4.3.3.11.4.3.3.11.4.3.3. 火灾处理原则：(1)运行设备着火时，当值值长、单元长、班长既是机组事故处理的指挥者，也是临时灭火指挥者。(2)汽轮机运行中油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。(3)发生火警信号，应迅速赶到火灾现场，了解火警情况检查消防系统动作正常，否则用适当灭火器进行灭火，并立即联系公司消防队。(4)电气设备发生火灾时，首先切断电源，然后使用灭火器加以灭火，电气设备附近发生火灾威胁设备安全时，也应停止设备运行，并切断电源。 （氢系统火灾要紧急停机开放事故排氢门） 。(5)火灾尚未威胁机组运行时，应设法不使火势蔓延，移开周围易燃物品，尽快将火扑灭。(6)加强运行监视，做好停机准备。(7)当火灾严重威胁机组安全时，应立即脱扣汽机，破坏真空。11.4.3.4.11.4.3.4.11.4.3.4.11.4.3.4. 电动机着火处理：(1)应立即将电动机电源切断，并尽可能把电动机通风口关闭。(2)可用二氧化碳、1211 灭火器进行灭火，禁止使用泡沫灭火器及干砂灭火。(3)无二氧化碳、1211 灭火器时，可用消火栓连接喷雾水枪灭火。11.4.3.5.11.4.3.5.11.4.3.5.11.4.3.5. 燃油系统火灾处理：(1)管道泄漏，法兰垫破裂，喷油遇到热源起火，立即关闭阀门，隔绝油源。(2)使用泡沫、干粉等灭火器扑救或用石棉布覆盖灭火，大面积火灾可用蒸汽或水喷射灭火，地面上着火可用砂子、 土覆盖灭火。附近的电缆沟、 管沟有可能受到火热蔓延的危险时，应迅速用砂子或土堆堵，防止火热扩大。(3)油泵盘根过紧摩擦起火，用泡沫、二氧化碳灭火器灭火。Q/BEIH-NDP10421-201015611.4.411.4.411.4.411.4.4RB 工况处理在机组正常运行时，当主要辅机设备如送、引风机、一次风机、空气预热器、磨煤机、给水泵中的任一发生跳闸时，其全运行状态可允许最大负荷小于机组实际负荷时，将产生 RB。RB 发生后， 自动控制系统将机组负荷快速由高负荷以一定的速率减至预定的 RB 目标负荷。 FSSS、 SCS控制系统将完成锅炉主要辅机之间或与辅机有关的辅助设备的启停等相应的联锁和保护。11.4.4.1.11.4.4.1.11.4.4.1.11.4.4.1. RB 种类：(1)空预器 RB：负荷330MW，RB 功能投入，二台空预器运行，一台空预器运行中跳闸，触发 RB。(2)引风机 RB：负荷350MW，RB 功能投入，二台引风机运行，一台引风机运行中跳闸，触发 RB。(3)送风机 RB：负荷330MW RB 功能投入，二台送风机运行，一台送风机运行中跳闸，触发 RB。(4)一次风机 RB：负荷330MW，RB 功能投入，二台一次风机运行，一台一次风机运行中跳闸，触发RB。(5)给水泵 RB：负荷330MW，RB 功能投入，两台汽泵运行，发生一台汽泵跳闸，电泵不联动，触发RB。(6)燃料 RB：a、负荷480MW，RB功能投入，5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行） ，发生磨煤机或给煤机跳闸导致剩余制粉系统运行台数为4台（5台制粉系统运行跳1台、6台制粉系统运行跳2台）时，触发单台磨跳闸RB。自动减负荷20%。b、负荷350MW，RB功能投入，5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行） ，发生磨煤机或给煤机跳闸导致剩余制粉系统运行台数为3台（5台制粉系统运行跳2台、6台制粉系统运行跳3台）时，触发2台磨跳闸RB。11.4.4.2.11.4.4.2.11.4.4.2.11.4.4.2. RB 工况时，机组控制方法(1)协调控制方式将自动切至汽机跟随方式（TF） ，并且锅炉主控的输出将跟踪最大允许的煤量变化， 达到快速减少燃料量的目的。(2)RB 发生时滑压设定由 ULD 切换到跟煤量，机前压力设定值以相应的速率减至目标值。(3)锅炉主控输出至 RB 定值，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤量跟踪为相应 RB 工况下的目标值。(4)给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。(5)一、二次风调节系统也将根据燃料量的变化进行相应的调整，以维持锅炉的主要运行参数。(6)过热、再热汽温调门超驰关闭，20s 后再释放为自动调节。11.4.4.3.11.4.4.3.11.4.4.3.11.4.4.3. RB 投运条件和投入方法：(1)RB 投运条件：机组投入 CCS 方式(2)RB 投入方法：机组投入 CCS 方式后，应及时将 RB 功能投入。11.4.4.4.11.4.4.4.11.4.4.4.11.4.4.4.空预器 RB(1)负荷300MW，RB 功能投入，二台空预器运行，一台空预器运行中跳闸，触发空预器 RB。157(2)空预器 RB 时，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为 TF 方式。(3)空预器 RB 时，自动按顺序停磨，最终保留下三层磨运行。(4)空预器 RB 时，机前压力设定值为 20MPa，压力变化率为 0.8MPa/min。(5)空预器 RB 时，锅炉主控输出煤量目标值为 144t/h，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤机给煤量设为48t/h。负荷减至 300MW 左右（具体负荷与 RB 时的煤质有关） 。(6)给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。(7)过热、再热汽温调门超驰关闭，20s 后再释放为自动调节。(8)空预器跳闸，联跳同侧送风机、引风机、一次风机。(9)运行的引风机静叶超驰开至高限 85%，运行的送风机动叶超驰开至高限 85%，运行的一次风机动叶超驰开至高限 95%。11.4.4.5.11.4.4.5.11.4.4.5.11.4.4.5. 引风机 RB(1)负荷350MW，RB 功能投入，二台引风机运行，一台引风机运行中跳闸，触发引风机 RB。(2)引风机 RB 时，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为 TF 方式。(3)引风机 RB 时，自动按顺序停磨，最终保留下三层磨运行。(4)引风机 RB 时，机前压力设定值为 21MPa，压力变化率为 0.7MPa/min。(5)引风机 RB 时，锅炉主控输出煤量目标值为 150t/h，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤机给煤量设为50t/h。负荷减至 350MW 左右（具体负荷与 RB 时的煤质有关） 。(6)给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。(7)过热、再热汽温调门超驰关闭，20s 后再释放为自动调节。(8)引风机跳闸，联跳同侧送风机。(9)运行的引风机动叶超驰开至高限 85%，运行的送风机动叶超驰开至高限 85%。11.4.4.6.11.4.4.6.11.4.4.6.11.4.4.6.送风机 RB(1)负荷350MW，RB 功能投入，二台送风机运行，一台送风机运行中跳闸，触发送风机 RB。(2)送风机 RB 时，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为 TF 方式。(3)送风机 RB 时，自动按顺序停磨，最终保留下三层磨运行。(4)送风机 RB 时，自动投入油枪。(5)送风机 RB 时，机前压力设定值为 21MPa，压力变化率为 0.7MPa/min。(6)送风机 RB 时，锅炉主控输出煤量目标值为 150t/h，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤机给煤量设为50t/h。负荷减至 350MW 左右（具体负荷与 RB 时的煤质有关） 。(7)给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。(8)过热、再热汽温调门超驰关闭，20s 后再释放为自动调节。(9)运行的引风机静叶超驰开至高限 85%，运行的送风机动叶超驰开至高限 85%。11.4.4.7.11.4.4.7.11.4.4.7.11.4.4.7. 一次风机 RBQ/BEIH-NDP10421-2010158(1)负荷330MW，RB 功能投入，二台一次风机运行，一台一次风机运行中跳闸，触发一次风机 RB。(2)一次风机 RB 时，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为 TF 方式。(3)一次风机 RB 时，自动按顺序停磨，最终保留三台磨运行。(4)一次风机 RB 时，机前压力设定值为 20MPa，压力变化率为 0.8MPa/min。(5)一次风机 RB 时，锅炉主控输出煤量目标值为 144t/h，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤机给煤量设为 48t/h。负荷减至 300MW 左右（具体负荷与 RB 时的煤质有关） 。(6)给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。(7)过热、再热汽温调门超驰关闭，20s 后再释放为自动调节。(8)一次风机跳闸自动关空预一次风进出口门。(9)运行的一次风机动叶超驰开至高限 95%。11.4.4.8.11.4.4.8.11.4.4.8.11.4.4.8. 给水泵 RB(1)当机组负荷在小于 300MW，发出故障报警，RB 不动作。(2)如果机组负荷在 300-660MW 之间，两台汽泵运行，任一汽泵运行中跳闸，RB 动作。(3)发出 RB 信号，机组控制方式切为机跟随。自动按顺序停磨，保留三台制粉系统运行。锅炉主控指令强制至 300MW。(4)汽泵 RB 时，机前压力设定值为 21MPa，压力变化率为 0.85MPa/min。(5)过热、再热汽温调门超驰关闭，20s 后再释放为自动调节。(6)运行的电动给水泵出力自动增加，给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。11.4.4.9.11.4.4.9.11.4.4.9.11.4.4.9. 燃料 RB(1)单台磨跳闸 RB1）负荷480MW，RB功能投入，5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行） ，发生磨煤机或给煤机跳闸导致剩余制粉系统运行台数为4台（5台制粉系统运行跳1台、6台制粉系统运行跳2台）时，触发单台磨跳闸RB。2）单台磨煤机RB时，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为TF方式。3）单台磨煤机RB时，机前压力设定值为22.5MPa，压力变化率为0.7MPa/min。4）单台磨煤机RB时， 锅炉主控输出煤量目标值为200t/h，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤机给煤量设为50t/h。负荷减至450MW左右（具体负荷与RB时的煤质有关） 。5）给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。6）过热、再热汽温调门超驰关闭，20s后再释放为自动调节。(2)二台磨跳闸 RB1）负荷350MW，RB功能投入，5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行） ，发生磨煤机或给煤机跳闸导致剩余制粉系统运行台数为3台（5台制粉系统运行跳2台、6台制粉159系统运行跳3台）时，触发2台磨跳闸RB。2）二台磨煤机RB时，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为TF方式。3）二台磨煤机RB时，机前压力设定值为21MPa，压力变化率为0.7MPa/min。4）二台磨煤机RB时， 锅炉主控输出煤量目标值为150t/h，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤机给煤量设为50t/h。负荷减至350MW左右（具体负荷与RB时的煤质有关） 。5）给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。6）过热、再热汽温调门超驰关闭，20s后再释放为自动调节。(3)三台磨跳闸 RB1）负荷250MW，RB功能投入，5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行） ，发生磨煤机或给煤机跳闸导致剩余制粉系统运行台数为2台（5台制粉系统运行跳3台、6台制粉系统运行跳4台）时，触发3台磨跳闸RB。2）三台磨煤机RB时，锅炉主控切至手动、燃料主控切至手动，机组切为TF方式。3）三台磨煤机RB时，机前压力设定值为18MPa，压力变化率为1.0MPa/min。4）三台磨煤机RB时， 锅炉主控输出煤量目标值为100t/h，给煤机切至手动，并发脉冲将给煤机给煤量设为50t/h。负荷减至250MW左右（具体负荷与RB时的煤质有关） 。5）给水主控及煤水比控制保持自动，并根据实际燃料量计算给水流量。6）过热、再热汽温调门超驰关闭，20s后再释放为自动调节。11.4.4.10.11.4.4.10.11.4.4.10.11.4.4.10. 机组 RB 时，运行操作和注意事项(1)机组发生 RB 时，如无异常现象，运行人员不必手动干预。(2)机组发生 RB 时，给煤机给煤量跟踪为短时间脉冲，之后可以根据实际情况手动增减给煤机给煤量。(3)如发生 MFT，按 MFT 动作处理。(4)RB 时，运行操作要点1）检查设备联动正常，如相关设备没有按照要求动作，说明RB失败，应立即手动干预，按照RB工况要求进行手动处理。2）监视锅炉燃烧稳定，炉膛负压、主再热汽温度、制粉系统等参数正常，必要时投等离子或微油稳燃。3）严密监视运行各设备工作正常，发现运行设备异常时，应及时手动干预。4）及时调节二次风门开度，关小跳闸磨煤机对应燃烧器附近的二次风门，保证二次风箱与炉膛差压大于0.5KPa。5）及时开大再热器调温挡板，保证再热汽温正常。6）监视锅炉各受热面温度正常。7）严密监视各自动装置自动跟踪正常，发现参数变化较大，接近设备跳闸值前仍不能稳定时，应解除相应自动进行手动干预。8）如出现风机超电流、失速或喘振，电泵出现超流量等情况时，应解除相应自动进行手动干预。Q/BEIH-NDP10421-201016011.4.4.11.11.4.4.11.11.4.4.11.11.4.4.11. RB 后恢复操作(1)当主汽压力、给煤量、负荷稳定后，表明 RB 动作过程已结束，可以进行 RB 后的恢复工作。(2)执行 RB 后恢复工作时，首先应将 RB 复位，然后再进行其它操作。(3)检查跳闸设备具备启动条件，启动跳闸设备，将跳闸设备并入系统运行，操作过程要缓慢，防止相关参数发生大幅度波动。(4)启动跳闸设备前，应根据锅炉燃烧情况，选择稳燃方式。(5)跳闸设备并入系统稳定后，恢复机组正常运行方式，及时投入 CCS 方式，及时将 RB 功能投入。11.4.4.12.11.4.4.12.11.4.4.12.11.4.4.12. RB 退出条件和注意事项(1)当机组 CCS 方式退出后，RB 自动退出。(2)发生以下情况时，应该手动将 RB 功能退出：1）5台及以上制粉系统运行（磨煤机和给煤机都运行时代表该制粉系统运行） ，因故需停运磨煤机或给煤机时，在停运磨煤机或给煤机前，应将RB功能退出。2）单台送风机、引风机、一次风机、空预器、汽动给水泵需停运，在停运前，应将RB功能退出。3）单台送风机、引风机、一次风机、空预器、电动给水泵停运检修时，RB功能禁止投入。11.4.511.4.511.4.511.4.5机组负荷晃动机组负荷晃动11.4.5.1.11.4.5.1.11.4.5.1.11.4.5.1.运行中负荷晃动的原因：(1)电网发生振荡或发电机失步。(2)DEH、CCS、AGC 装置故障，一次调频动作。(3)汽机调门开度晃动。11.4.5.2.11.4.5.2.11.4.5.2.11.4.5.2.运行中负荷晃动的处理：(1)根据现象及各指示报警、查明原因。(2)若电网频率变化，一次调频动作时，引起机组负荷骤变，应使机组不超过最大保证负荷，若超过允许值，应汇报调度，获准后切除一次调频。(3)若 AGC 或 CCS 故障引起负荷晃动，也应汇报调度，获准后切除机组 AGC 或 CCS。(4)如果发生电网振荡或发电机失步，按本篇有关章节处理。(5)若汽轮机调节阀开度晃动变化引起机组负荷晃动，联系维修处理。(6)DEH 装置如果工作不正常，引起负荷骤变，将汽机控制方式切为“手动”，汇报有关领导，仍无法维持正常时作故障停机处理。(7)注意控制除氧器水位、排汽装置水位正常，调整轴封汽系统压力正常。(8)注意监视汽机各径向轴承、推力轴承金属温度，回油温度，轴向位移，差胀，振动正常。调节油系统运行正常。11.4.611.4.611.4.611.4.6机组水汽质量劣化的处理11.4.6.1.11.4.6.1.11.4.6.1.11.4.6.1. 机组水汽质量异常处理控制值（AVT（R）、AVT（O）工况）：161(1)凝结水水质异常处理控制值项目标准值处理值一级二级三级氢电导率（25）S/cm有精处理0.200.210.350.360.60.60无精处理0.300.310.400.410.650.65硬度mol/L有精处理02.0无精处理2.02.05.020.0(2)超临界凝结水处理装置前水质异常处理控制值项目标准值处理值一级二级三级氢电导率（25）S/cm0.300.300.400.400.500.50钠g/L101020203535(3)给水水质异常处理控制值项目标准值处理值一级二级三级氢电导率（25）S/cm有精处理0.200.210.350.360.600.60无精处理0.300.310.400.410.650.65pH（25）有铜系统8.89.38.8 或9.3无铜系统9.09.69.0 或9.6溶解氧g/LAVT（R）782020AVT（O）10112020(4)超临界机组给水水质异常处理控制值项目标准值处理值一级二级三级氢电导率（25）S/cm挥发处理0.200.200.300.300.400.40pH（25）有铜系统 （挥发处理）8.89.38.8 或9.38.0无铜系统 （挥发处9.09.69.0 或9.68.0Q/BEIH-NDP10421-2010162理）加氧处理8.09.08.0溶解氧g/LAVT（R）7720AVT（O）10112020注：给水 pH 值低于 7.0 时，应紧急停炉。(5)炉水水质异常处理控制值项目标准值处理值一级二级三级pH（25）磷酸盐处理见附录9.08.58.58.08.0挥发性处理9.09.69.08.08.07.57.511.4.6.2.11.4.6.2.11.4.6.2.11.4.6.2. 机组水汽质量异常处理原则：(1)当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确；并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应首先进行必要的化学处理，并立即向有关负责人汇报。负责人应责成有关部门采取措施， 使给水质量在规定的时间恢复到标准值。 若不能恢复， 并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，直至停止机组运行。(2)各项水汽质量达到一级处理值时，有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在 72 小时内恢复到标准值；(3)各项水汽质量达到二级处理值时，肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在 24 小时内恢复到标准值；(4)各项水汽质量达到三级处理值时，正在进行腐蚀、结垢、积盐，如水质不好转，应在 4 小时内恢复到标准值；(5)在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内不能恢复正常，则应采用更高一级的处理方法。(6)对于分离器锅炉，炉水水质恢复标准值的方法之一是降压运行。11.4.6.3.11.4.6.3.11.4.6.3.11.4.6.3. 直流锅炉 OT 工况时的异常处理原则：直流锅炉给水采用 OT 工况时，水汽质量偏离控制指标时的处理措施见表氢电导率（25）S/cm应采取的措施0.150.2立即提高氨量，调整给水 PH 值到 9.09.5，在 24 小时内时氢电导率降至 0.15 以下。0.2停止加氧，转为AVT（O）11.511.511.511.5锅炉异常运行及常规事故处理锅炉异常运行及常规事故处理11.5.111.5.111.5.111.5.1水冷壁泄漏、爆管16311.5.1.1.11.5.1.1.11.5.1.1.11.5.1.1. 现象：(1)给水流量不正常的大于蒸汽流量。(2)炉膛负压瞬时偏正且不稳定。(3)炉管泄漏检测装置相应部位测点报警。(4)炉膛不严密处可能向外喷烟气和水蒸汽，并有明显漏泄声。(5)主蒸汽压力下降。(6)泄漏点后各段烟气温度下降，排烟温度降低。(7)锅炉燃烧不稳定火焰发暗，严重时引起锅炉灭火。(8)引风机投自动时，静叶开度不正常的增大、电流增加。11.5.1.2.11.5.1.2.11.5.1.2.11.5.1.2. 原因：(1) 管内结垢超温。(2) 管内腐蚀。(3) 燃烧方式不当，火焰偏斜。(4) 管内有异物，水循环不良。(5) 管壁长期超温运行。(6) 吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破炉管。(7) 管材质量不合格，焊接质量不良。(8) 水冷壁结焦或磨损。(9) 大块焦砸坏水冷壁管。(10)锅炉长期超压运行。(11)锅炉启动升温、升压速度过快。(12)管材老化失效。11.5.1.3.11.5.1.3.11.5.1.3.11.5.1.3. 处理：(1)如泄漏不严重，给水流量能够满足机组负荷需要，调整水煤比，维持各水冷壁金属温度不超温，管间温差在允许范围， 注意监视各受热面沿程温度和水冷壁金属温度， 及时汇报并密切关注泄漏发展趋势。必要时可降压、降负荷运行。(2)做好事故预想，汇报调度及有关领导，要求尽早停炉。(3)在水冷壁泄漏处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人。(4)若泄漏严重，使爆破点后工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，无法维持锅炉正常运行或威胁设备安全时，应按紧急停炉规定进行处理。(5)停炉后保持引风机运行，维持正常炉膛负压，停止#1、#2 电气除尘器电场，防止电极积灰；将除尘器、省煤器、预热器灰斗内积灰放尽，防止堵灰。待无汽、水向外喷出时，即可停止引风机运行。11.5.211.5.211.5.211.5.2省煤器泄漏、爆管Q/BEIH-NDP10421-201016411.5.2.1.11.5.2.1.11.5.2.1.11.5.2.1. 现象：(1)炉管泄漏检测装置相应部位测点报警。(2)给水流量不正常的大于主蒸汽流量。(3)省煤器两侧烟气温差变大，泄漏侧排烟温度下降。(4)烟道负压变小。(5)空预器两侧出口风温偏差大，且风温降低。(6)省煤器爆管处有泄漏声，并从不严密处可能冒蒸汽和烟气。(7)烟道灰斗下部不严密处可能漏灰、水。(8)引风机投自动时电流增大。11.5.2.2.11.5.2.2.11.5.2.2.11.5.2.2. 原因：(1)管内腐蚀。(2)飞灰磨损使管壁变薄。(3)管材质量不合格，焊接质量不良。(4)管内有杂物堵塞。(5)省煤器长期超压运行。(6)吹灰不当造成管壁磨损。(7)运行中发生断水、严重缺水、超温。(8)尾部烟道发生二次燃烧，使省煤器管壁过热。11.5.2.3.11.5.2.3.11.5.2.3.11.5.2.3. 处理：(1)省煤器泄漏不严重，给水流量能够满足机组负荷需要，各水冷壁金属温度不超温，注意监视各受热面沿程温度，及时汇报并密切关注泄漏情况的发展。必要时降压运行。(2)在省煤器人孔、灰斗处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人。(3)做好事故预想，汇报调度及有关领导，要求尽早停炉。(4)若泄漏严重，爆破点后工质温度急剧升高无法维持正常运行时，应立即手动 MFT；(5)注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，停止#1、#2 电气除尘器电场，防止电极积灰；将除尘器、省煤器、预热器灰斗内积灰放尽，防止堵灰。(6)如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作应请示停炉处理；(7)停炉后，应保留引风机运行，维持正常炉膛负压，待不再有汽水喷出后再停止运行。11.5.311.5.311.5.311.5.3过热器泄漏、爆管11.5.3.1.11.5.3.1.11.5.3.1.11.5.3.1. 现象：(1) 炉管泄漏检测装置相应部位测点报警。(2) 给水流量不正常的大于蒸汽流量。(3) 炉膛负压瞬时偏正且不稳定。165(4) 过热器爆管侧有泄漏声，不严密处可能向外冒蒸汽。(5) 主蒸汽压力下降。(6) 过热器爆管侧排烟温度下降。(7) 投自动的引风机电流不正常的增大。(8) 低过爆管，主蒸汽温度升高。(9) 过热器、再热器两侧汽温偏差增大。11.5.3.2.11.5.3.2.11.5.3.2.11.5.3.2. 原因：(1) 过热器管内结垢、热偏差等，引起管壁长期超温。(2) 飞灰磨损造成管壁减薄。(3) 受热面积灰结焦使管壁过热。(4) 过热器区域发生二次燃烧。(5) 管材质量不合格，焊接质量不良。(6) 过热器管内有杂物。(7) 吹灰器使用不当造成管壁磨损。(8) 过热器管内水塞引起局部过热，或交变应力引起疲劳损坏。(9) 锅炉启动升压、升温速度过快。(10)锅炉长期超压运行。(11)管内腐蚀。(12)管材老化失效。11.5.3.3.11.5.3.3.11.5.3.3.11.5.3.3. 处理：(1) 若确认过热器泄漏，应立即汇报公司领导，做好停炉准备工作。过热器泄漏不严重，泄漏点后沿程温度能维持正常运行，应及时汇报并关注泄漏发展趋势，降压运行，必要时降低机组负荷运行。为防止泄漏点吹损其他管屏或相邻管子流量降低超温损坏应及早安排停炉处理。(2) 在过热器泄漏不严重维持运行期间，在泄漏点人孔、检查孔处增设围栏并悬挂标示牌，防止蒸汽喷出伤人。(3) 如过热器爆管，泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理。11.5.411.5.411.5.411.5.4再热器泄漏、爆管11.5.4.1.11.5.4.1.11.5.4.1.11.5.4.1. 现象：(1)炉管泄漏检测装置相应部位测点报警。(2)再热蒸汽压力下降，再热蒸汽流量下降。(3)泄漏点后的再热管壁温度上升，泄漏点前壁温下降。(4)再热器泄漏侧排烟温度下降。Q/BEIH-NDP10421-2010166(5)再热器泄漏点有泄漏声，不严密处向外冒蒸汽。(6)投自动的引风机电流不正常的增大。(7)再热器两侧汽温偏差增大。11.5.4.2.11.5.4.2.11.5.4.2.11.5.4.2. 原因：(1)再热器管内结垢、热偏差等，引起管壁长期超温。(2)再热器长期超压运行。(3)管材质量不合格，焊接质量不良。(4)受热面积灰结焦使管壁过热。(5)再热器区域发生二次燃烧。(6)管内有杂物堵塞。(7)飞灰磨损使管壁变薄。(8)吹灰器使用不当。(9)管壁腐蚀。(10) 管材老化失效。11.5.4.3.11.5.4.3.11.5.4.3.11.5.4.3. 处理：(1)再热器发生泄漏原则上尽可能及早停炉。(2)再热器泄漏不严重，尚能维持燃烧时，可以降低压力、负荷短时运行，同时向公司领导汇报，做好停炉准备。(3)若再热器爆管，虽降低负荷、压力仍不能维持运行，汇报调度及公司生产领导，申请紧急停炉。11.5.511.5.511.5.511.5.5尾部烟道二次燃烧11.5.5.1.11.5.5.1.11.5.5.1.11.5.5.1. 现象：(1)尾部烟道二次燃烧部位及以后烟道温度急剧升高。(2)炉膛、烟道内负压急剧变化，烟道不严密处冒烟气、火星。(3)空预器电流摆动大，轴承、外壳温度升高，严重时发生卡涩。(4)汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常的升高。(5)引风机动叶自动开大，引风机电流上升。(6)如在一侧燃烧时，两侧烟温差增大。(7)空预器着火检测装置报警。11.5.5.2.11.5.5.2.11.5.5.2.11.5.5.2. 原因：(1)燃烧调整不当，燃料燃烧不充分，机械不完全燃烧严重，飞灰可燃物含量过高并积存在尾部烟道内。(2)油燃烧器燃烧或雾化不良，使未燃尽的油滴沉积在烟道内。(3)锅炉低负荷运行时间过长，炉内温度过低或过剩空气量太小造成煤粉或油燃烧不完全在尾部积聚。(4)停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚或停炉及 MFT 后炉膛吹扫不充分使未燃尽的煤粉或油在尾部积聚。167(5)吹灰器故障，长期投运不正常。(6)预热器入口空气温度过低，使烟气温度低于露点温度，使预热器冷端结露而粘结了可燃碳粒构成积存。(7)暖风器漏泄严重，使预热器冷端潮湿粘结。(8)预热器故障停止，或风机单侧运行停止时，由于烟、风挡板关闭不严而被加热，引起沉积可燃物着火。11.5.5.3.11.5.5.3.11.5.5.3.11.5.5.3. 处理：(1)轻微二次燃烧时，排烟温度不正常升高 20以内时应立即检查各段烟温，判断二次燃烧部位并进行蒸汽吹灰。(2)停止上部燃烧器运行，调整燃烧使火焰中心下移。(3)尾部烟道发生严重再燃烧并威胁锅炉设备安全时应立即手动 MFT。(4)停炉后停止送、引风机运行，保持空预器运行，关闭各风烟挡板并进行蒸汽吹灰灭火。(5)待再燃烧现象消除，烟道内温度不再上升并趋稳定下降时，方可缓慢调节风、烟挡板，进行必要的通风冷却和吹扫。(6)空预器发生二次燃烧，按相应规定处理。11.5.5.4.11.5.5.4.11.5.5.4.11.5.5.4. 运行中防止二次燃烧的措施：(1)锅炉点火前应对锅炉进行 30额定风量吹扫；锅炉灭火后必须对锅炉进行不少于 5 分钟的 30额定风量吹扫，否则不准锅炉重新点火。(2)精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。(3)锅炉微油模式运行期间，应加强对燃油系统及油枪着火情况的检查，防止运行中发生油层缺角燃烧。(4)正常运行中，运行人员注意监视省煤器、空预器烟道在不同工况下的烟温，发现异常，应就地检查及时发现火情。(5)空气预热器出入口烟/风挡板，应能电动投入且挡板能全开、关，关闭严密。(6)若发现预热器停转，应立即重新启动，若无法重新转动，应尽快将其隔离。(7)锅炉点火后应加强预热器吹灰，25%负荷前及微油模式投入时应投连续吹灰，以后至少 8 小时吹灰一次，当空预器烟侧压差增加应增加吹灰次数。(8)若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混燃，可根据具体情况利用停炉对空气预器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。(9)锅炉停炉 1 周以上时，必须对空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵灰现象，应及时清理并进行通风干燥。11.5.611.5.611.5.611.5.6主蒸汽温度异常主蒸汽温度异常11.5.6.1.11.5.6.1.11.5.6.1.11.5.6.1. 现象：Q/BEIH-NDP10421-2010168(1)主汽温度高于高限值或低于低限值。(2)DCS 画面上主蒸汽温度超限报警。11.5.6.2.11.5.6.2.11.5.6.2.11.5.6.2. 原因：(1)煤水比失调，分离器出口温度异常。(2)煤质影响或燃烧工况变化，如升降负荷过快；投停磨煤机及制粉系统异常；自动装置失灵增减风量幅度过大等。(3)炉膛火焰中心改变，如磨煤机运行方式变化等。(4)减温水控制失灵，使减温水流量不正常地减小或增大。(5)给水温度突变降低。(6)汽机调门故障。(7)风煤不匹配。(8)受热面二次燃烧。(9)炉膛严重结焦。(10)受热面泄漏、爆管。(11)烟气挡板开度不正常。(12)煤质发生骤变。(13)送粉均匀度发生大幅度变化。11.5.6.3.11.5.6.3.11.5.6.3.11.5.6.3. 处理：(1)自动装置失灵时，应立即将其切至手动，手操调节使之恢复正常。(2)煤水比失调，适当修正分离器出口温度过热度，使温度恢复正常值。(3)适当改变风煤配比，并及时调整风量。(4)设法调节减温水量，减温水门故障，适当调整分离器出口过热度，维持主汽温度正常，及时通知检修处理。(5)合理改变磨煤机运行方式。(6)检查汽机调门状态，恢复正常值。(7)调节烟气挡板至适当开度。(8)若汽温异常是由于受热面泄漏、爆管或烟道内可燃物二次燃烧引起，除按汽温过高处理外，还应分别按相应规定处理。(9)按规定对炉膛水冷壁进行吹灰，判断为锅炉受热面污染严重时，应增加炉膛吹灰次数。吹灰时应密切监视受热面温度的变化和自动的跟踪情况，做好防止主汽超温预想。(10)加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度的监视，若出现异常，按相应规定处理。(11)采取上述措施后，如果无效，应立即降负荷处理。(12)主汽门前主汽温度 10 分钟内急剧降低了 50时，应故障停机。16911.5.711.5.711.5.711.5.7再热蒸汽温度异常再热蒸汽温度异常11.5.7.1.11.5.7.1.11.5.7.1.11.5.7.1. 现象：(1)再热蒸汽温度异常报警。(2)再热汽温度快速变化时，汽机轴向位移、差胀等有异常变化。(3)DCS 画面显示再热汽温度异常。11.5.7.2.11.5.7.2.11.5.7.2.11.5.7.2. 原因：(1)调温挡板开度过大或控制失灵。(2)再热器减温水调节失灵。(3)锅炉总风量过大或过小。(4)炉膛水冷壁结垢、结焦、积灰等，造成炉膛出口烟气温度偏高。(5)再热器受热面泄漏、爆管或再热器处发生二次燃烧。(6)主汽温度过高，高缸排汽温度较正常值偏高。(7)高旁误开启，高旁后减温水调节不正常，汽温偏高。(8)冷再管道爆管。(9)煤质严重偏离设计值。11.5.7.3.11.5.7.3.11.5.7.3.11.5.7.3. 处理：(1)再热器减温水或烟气调温挡板自动调节不正常时，应立即将其切至手动调节正常。(2)如是风量过大则应及时调整风量正常。(3)若是炉膛水冷壁脏污，应对水冷壁进行吹灰，必要时可适当降低主蒸汽温度。(4)如再热器受热面泄漏、爆管或再热器处发生二次燃烧，造成再热汽温度升高时，除迅速采取降温措施外，还应分别按相应规定进行处理。(5)汽机侧再热蒸汽温度 10 分钟内急剧降低 50时，应故障停机。11.5.811.5.811.5.811.5.8主蒸汽压力高主蒸汽压力高11.5.8.1.11.5.8.1.11.5.8.1.11.5.8.1. 现象：(1)主蒸汽压力高报警。(2)高旁投“自动”时，压力达高限值时动作开。(3)DCS 画面显示压力高。11.5.8.2.11.5.8.2.11.5.8.2.11.5.8.2. 原因：(1)机组负荷控制失灵。(2)给水自动控制失灵。(3)汽机调门异常动作。(4)机组负荷骤降。(5)煤质发生骤变。Q/BEIH-NDP10421-2010170(6)送粉均匀度发生大幅度变化。11.5.8.3.11.5.8.3.11.5.8.3.11.5.8.3. 处理：(1)切除机组协调控制，手动调节给水平衡。(2)匹配减少燃料量，控制汽温、汽压在正常范围内。(3)高旁应自动开启，否则手动打开，但当压力降至关闭动作值及以下时应自动关闭。(4)可通过增加汽机调门开度使压力恢复，但注意机组不许超负荷。11.5.911.5.911.5.911.5.9再热汽压力高再热汽压力高11.5.9.1.11.5.9.1.11.5.9.1.11.5.9.1. 现象：(1)再热汽压力高报警。(2)压力达高限时，再热器出口安全阀动作开。(3)DCS 画面显示压力高。11.5.9.2.11.5.9.2.11.5.9.2.11.5.9.2. 原因：(1)机组过负荷。(2)高旁误开。(3)高加跳闸。(4)中压主汽门、调门误关。11.5.9.3.11.5.9.3.11.5.9.3.11.5.9.3. 处理：(1)适当降低机组负荷。(2)关闭高旁。(3)手动开启中压主汽门、调门。(4)若高加跳闸引起，应按相应规定处理。11.5.1011.5.1011.5.1011.5.10锅炉灭火锅炉灭火11.5.10.1.11.5.10.1.11.5.10.1.11.5.10.1. 现象：(1)炉膛负压显著增大。(2)火焰检测器无火焰，火焰电视显示无火焰。(3)烟气氧量骤增。(4)汽温汽压急剧下降。(5)炉膛变黑，烟囱冒黑烟。(6)烟气温度降低，各段工质温度下降。(7)MFT 动作报警。11.5.10.2.11.5.10.2.11.5.10.2.11.5.10.2. 原因(1)炉内燃烧工况组织不合理，风煤比例不当。(2)负荷太低，燃烧工况不稳而未投油助燃，或虽投油但助燃效果不好。171(3)煤质变差，煤粉过粗，煤粉的水份过大。(4)一次风温、风压过低。(5)锅炉 MFT 保护动作。(6)炉内大面积垮焦，砸灭火焰；水冷壁严重爆管将火焰吹熄。(7)全燃煤工况下，制粉系统故障造成磨煤机大部分或全部跳闸。(8)部分辅机如一次风机、送风机、引风机、空预器跳闸，引起炉膛燃烧工况不稳。(9)吹灰不当，造成炉膛大量落灰影响锅炉火检的正常工作。11.5.10.3.11.5.10.3.11.5.10.3.11.5.10.3. 处理(1)锅炉灭火，MFT 应动作，否则手动 MFT。(2)检查 MFT 联动设备联动正常，确认所有燃料切断，并对锅炉充分吹扫。(3)迅速查明原因，设法消除后锅炉可以重新点火，恢复机组运行。(4)磨煤机跳闸后再次启动时，必须对跳闸磨煤机进行充分的吹扫后，再启动给煤机运行。(5)若原因一时无法查清或消除，重新启动可能威胁人身和设备安全时，严禁启动。(6)其余按 MFT 相应规定处理。11.5.10.4.11.5.10.4.11.5.10.4.11.5.10.4. 预防：(1)根据电站煤粉锅炉膛防爆规程 （DL/T 435-2004）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备状况，制定防止炉膛灭火放炮的措施。措施应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容。(2)加强燃煤的监督管理，完善混煤措施。加强配煤管理和煤质分析，及时将煤质情况通知运行，做好调整燃烧措施。(3)当炉膛已经灭火或局部灭火并濒临全部灭火，严禁投油助燃。灭火后应立即切断燃料供给，严禁用爆燃法引燃。(4)严禁随意退出灭火保护装置（包括火焰探头） ，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，做好安全措施，限时修复。(5)切实加强灭火保护装置的维护和管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。(6)炉膛漏风、给煤机下煤不均、煤粉直流、一次风管堵塞、送风脉动、堵煤或断煤、热控设备失灵等缺陷是造成灭火的主要因素，必需坚持相关设备的维护管理。(7)切实加强点火油系统的维修管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛。燃油速断阀按要求定期试验，确保动作正常，关闭严密。11.5.1111.5.1111.5.1111.5.11锅炉给水流量异常锅炉给水流量异常11.5.11.1.11.5.11.1.11.5.11.1.11.5.11.1. 现象：(1)省煤器入口给水压力和给水流量波动大，湿态运行时贮水箱水位波动。(2)主蒸汽流量及机组负荷发生变化。Q/BEIH-NDP10421-2010172(3)锅炉受热面工质温度发生变化。11.5.11.2.11.5.11.2.11.5.11.2.11.5.11.2. 原因：(1)给水调节失灵。(2)给水泵故障。(3)高加、给水管道破裂。(4)给水流量指示不准。11.5.11.3.11.5.11.3.11.5.11.3.11.5.11.3. 处理：(1)若因给水调节自动装置失灵，应立即将给水自动切至手动，根据水煤比，手动调节给水泵转速，维持给水流量正常。同时通知热工人员进行处理，尽快恢复给水自动。(2)负荷高于 50%给水泵跳闸，RB 发生应密切监视自动控制系统的工作情况，尽量不要手动干预。控制系统工作不正常应果断切为手动控制，将其他运行泵出力加到最大，如果给水流量一直降低时，应根据给水流量情况立即降负荷，同时降低制粉系统出力或停止部分制粉系统，保持水煤比、过热度正常； 若因给水流量低发生 MFT，应按 MFT 处理。(3)给水管道泄漏锅炉给水能保证维持运行，应根据情况适当降低机组负荷并调整煤水比正常后请示停机处理。高加泄漏应立即切除高加运行，根据给水温度降低情况逐渐降低给水流量。当给水管道或高加泄漏威胁设备及人身安全应立即停止机组运行。(4)锅炉湿态运行时，发生汽水膨胀时等工况，及时调整汽泵勺位和给水调节阀开度，快速增加给水流量至跳闸值以上。(5)校对给水流量计，确认给水流量准确。(6)给水流量异常会造成水煤比失调，进而会引起汽温异常等现象，应严格控制水煤比合适，保证汽温、壁温正常。(7)迅速查明故障原因，尽早排除。11.5.1211.5.1211.5.1211.5.12炉膛压力高炉膛压力高11.5.12.1.11.5.12.1.11.5.12.1.11.5.12.1. 现象：(1)炉膛压力高报警。(2)DCS 炉膛压力显示异常高。(3)炉膛不严密处冒烟灰、火星。(4)炉膛压力高于2.5KPa，MFT 动作。(5)炉膛压力高4.0KPa，送风机跳闸。11.5.12.2.11.5.12.2.11.5.12.2.11.5.12.2. 原因：(1)引风机动叶、烟风道系统挡板误关，使烟道阻力增加。(2)制粉系统工作不正常。(3)燃烧不稳局部爆燃。173(4)炉膛负压自动控制失灵。(5)尾部烟气挡板误关，烟气通流量减小。(6)锅炉受热面爆管。(7)引风机跳闸，对应侧送风机未联跳。11.5.12.3.11.5.12.3.11.5.12.3.11.5.12.3. 处理：(1)如炉膛负压未达到 MFT 动作值时立即调整炉膛负压正常。(2)炉膛负压自动控制失灵，应立即切除自动，手动调节，调节过程中注意风机喘振。(3)对风烟系统挡板进行检查恢复。(4)引风机跳闸，对应侧送风机未联跳，立即停运该送风机。(5)对其他原因引起炉膛压力高，应快速调整炉膛负压正常。(6)若 MFT 动作，则按 MFT 处理。11.5.1311.5.1311.5.1311.5.13炉膛压力低11.5.13.1.11.5.13.1.11.5.13.1.11.5.13.1. 现象：(1)炉膛压力低报警。(2)炉膛压力显示异常低。(3)炉膛压力低至-2.5KPa 时，MFT 动作。(4)炉膛压力低至-4.0KPa，引风机跳闸。11.5.13.2.11.5.13.2.11.5.13.2.11.5.13.2. 原因：(1)部分或全部制粉系统故障。(2)部分或全部一次风机、送风机、空预器故障。(3)锅炉 MFT。(4)锅炉灭火。(5)炉膛负压自动控制失灵。(6)空预器一、二次风挡板、送风机/一次风机动叶及出口挡板关闭。11.5.13.3.11.5.13.3.11.5.13.3.11.5.13.3. 处理:(1)如炉膛负压未达到 MFT 动作值时立即调整炉膛负压正常。(2)炉膛负压自动控制失灵，应立即切除自动，手动调节，调节过程中注意避免风机喘振。(3)投等离子或微油模式稳定燃烧。(4)若空预器一、二次风挡板、送风机/一次风机动叶及出口挡板关闭，应立即恢复打开。(5)若部分或全部一次风机、送风机、空预器、制粉系统故障，应及时调整炉膛负压正常。(6)若 MFT 动作，则按 MFT 处理。11.5.1411.5.1411.5.1411.5.14主要汽水管道故障11.5.14.1.11.5.14.1.11.5.14.1.11.5.14.1. 原因:Q/BEIH-NDP10421-2010174(1)冲刷减薄、疲劳损伤、焊接不良、振动。(2)选材不符、支吊架不合理。(3)操作不当引起超温、超压、水冲击等。11.5.14.2.11.5.14.2.11.5.14.2.11.5.14.2. 处理:(1)在尽可能小的范围内迅速隔离故障点，做好安全技术措施，防止衍生人身或设备事故。(2)主再热蒸汽及主给水管道破裂时，应立即事故停机。(3)低压汽水管道破裂应设法进行隔离并消除，必要时停机处理，同时注意防止水淹设备。11.5.1511.5.1511.5.1511.5.15 厂用电全部中断处理11.5.15.111.5.15.111.5.15.111.5.15.1. . . .现象：(1)事故报警响，交流照明灯灭，直流照明灯亮。(2)机跳闸、炉 MFT、发变组与系统解列(3)厂用 6kV、380V 母线电压指示为零(4)所有交流电机电流指示至零，备用交流电机不联动；电动门操作不动(5)主机及小机直流润滑油泵，发电机空、氢侧直流密封油泵自启动(6)炉安全门、电磁泄放阀动作(7)柴油发电机可能自启动(8)脱硫系统失电，FGD 跳闸。11.5.15.2.11.5.15.2.11.5.15.2.11.5.15.2.原因：(1)发变组保护动作跳闸，6kV厂用备用电源自投不成功；(2)6kV厂用工作电源与备用电源同时故障；(3)运行中的备用电源故障；(4)单线路运行时线路跳闸；11.5.15.3.11.5.15.3.11.5.15.3.11.5.15.3.处理：(1)检查确认发电机出口开关、灭磁开关、厂用工作电源开关确已跳闸，备用电源开关未自投，厂用电确已失去。(2)检查柴油发电机自启动情况及保安段供电是否正常，若未自投，应手动启动，恢复保安电源系统运行。(3)检查确认主机、小机跳闸，转速下降，立即破坏真空紧急停机，确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭，高压缸通风阀开启。(4)检查主机、小机直流油泵，空、氢侧直流密封油泵是否自动启动，否则应手动启动；检查润滑油压、油氢压差压正常，注意 220V 直流母线电压的变化情况。(5)关闭炉前燃油进、回油手动门，检查确认燃油系统无泄漏，炉内无火，否则应关闭漏油油枪前手动截止门。175(6)检查制粉系统的风门、挡板位置正确，检查空预器运行情况，维持其转动状态（若辅助电机亦不能投入运行，应进行手动盘车） ，保安段设备联启正常。(7)检查工作电源开关及母线上各负荷开关在开位，确认母线及所属回路无故障，备用电源有电，尽快用备用电源恢复失电母线运行，同时检查厂用备用电源未自投原因。(8)根据设备状况恢复因失电所停运的系统和设备。(9)按正常开机步骤进行锅炉点火、汽机冲转、发电机并网。11.5.15.4.11.5.15.4.11.5.15.4.11.5.15.4.注意事项:(1)交流油泵转起后应及时停止直流油泵运行，防止造成 220V 直流母线电压过低。(2)厂用电源恢复后，在恢复负荷时应有序进行，防止因过负荷造成厂用再次失电，同时加强各母线电压监视。(3)加强汽机润滑油、密封油监视，汽机转速到零时及时投入连续盘车。(4)加强发电机氢压监视，防止发电机漏氢着火。(5)当排汽温度小于 50或排汽温度与循环水温度之差小于 30时，可恢复循泵运行。启动循泵之前应确认其密封冷却水正常。(6)检查报警信号及保护掉牌，确认厂用电备用电源开关未自投原因。(7)机组重新启动时，辅机应逐台启动，防止启备变过负荷。1）确认火检冷却风机仍在运行，否则应迅速恢复。2）若引风机油站的两台油泵都不能启动应在停运后，关闭引风机的入口调节挡板或出口挡板，使引风机转子尽快静止，防止引风机电机烧瓦。11.5.1611.5.1611.5.1611.5.16 锅炉汽水分离器温度高11.5.16.1.11.5.16.1.11.5.16.1.11.5.16.1. 现象:(1)锅炉汽水分离器温度高。(2)汽水分离器温度高报警信号发出。11.5.16.2.11.5.16.2.11.5.16.2.11.5.16.2. 原因:(1)机组协调运行不正常，值班员手动调整不及时造成煤水比严重失调。(2)给水泵跳闸或其它原因造成 RB，控制系统自动跟踪不好或手动调整不好造成煤水比严重失调。(3)机组升、降负荷速度过快，协调跟踪不良或手动调整不好。(4)燃烧率增加过快。(5)炉膛严重结焦、积灰、煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行。11.5.16.3.11.5.16.3.11.5.16.3.11.5.16.3. 处理:(1) 机组协调故障造成煤水比失调应立即解除协调，根据汽水分离器温度上升速度和当前需求负荷，迅速降低燃料量或增加给水量。为防止加剧系统扰动，当煤水比失调后应尽量避免煤水同时调整,当煤水比调整相对稳定后再进一步调整负荷。Q/BEIH-NDP10421-2010176(2) 给水泵跳闸或其它原因造成 RB，协调控制不正常，造成分离器温度高，应立即解除协调，迅速将燃料量降低至 RB 要求值（50%左右） ，待分离器温度开始降低时再逐渐减少给水流量至燃料对应值。(3) 机组升、降负荷速度过快应适当将升、降负荷速度降低。在手动情况下升、降负荷，应注意监视分离器温度变化并控制燃料投入和降低的速度。 大范围升、 降负荷应分阶段进行调整， 当一阶段调整结束，受热面和分离器温度相对稳定后再进行下一步的调整。(4) 当锅炉启动过程中或磨煤机跳闸等原因需要投入磨煤机时，应注意燃料投入的速度不能过快，防止分离器温度高。(5) 当炉膛严重结焦、积灰、煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行等原因，造成炉膛辐射传热和对流传热比例发生变化，协调无法正常调节，可对给水控制系统的分离器进口温度进行修正或将给水控制切为手动控制。及早清理炉膛和受热面的结焦和积灰，当燃煤发生变化时，燃料要提前通知运行制定相应的措施调整燃烧，及早恢复制粉系统正常工况运行。11.5.1711.5.1711.5.1711.5.17锅炉结焦11.5.17.1.11.5.17.1.11.5.17.1.11.5.17.1.现象:(1) 锅炉水冷壁、喷燃器、冷灰斗等处有焦渣聚集。(2) 锅炉分离器进口温度、过热器出口或沿程温度、再热器出口或沿程温度升高。过热器减温水调门或再热器烟气挡板开度不正常。(3) 喷燃器结焦严重可能造成燃烧不稳定，炉膛热负荷不均，受热面金属温度偏差增大。(4) 锅炉排烟温度不正常的升高。(5) 结焦严重时锅炉效率降低，带不起负荷。(6) 捞渣机出渣量增大并有大块的焦渣捞出。(7) 冷灰斗可能堵渣。11.5.17.2.11.5.17.2.11.5.17.2.11.5.17.2.原因:(1) 燃煤品质发生变化，煤的灰熔点偏低。(2) 锅炉长时间大负荷运行。(3) 炉膛配风不合理或喷燃器损坏造成火焰贴墙。(4) 磨煤机出口温度过高、一次风量过低、煤粉调整过细造成着火点提前。(5) 制粉系统运行方式不合理造成局部热负荷过高。(6) 运行中氧量设置过低。(7) 水冷壁吹灰长期不能投入或吹灰参数设置不当。11.5.17.3.11.5.17.3.11.5.17.3.11.5.17.3.处理:(1) 燃煤品质发生变化前，燃料应提前通知运行制定相应的措施。(2) 锅炉应控制在额定出力以下运行，如果炉膛结焦严重，通过吹灰和调整燃烧仍然不能改善，应适当降低锅炉出力运行。177(3) 调整和保持合理的一、二次风配比以维持喷燃器出口的二次风强度，喷燃器损坏或结焦及时处理，防止火焰贴墙造成结焦。(4) 保持正常的磨煤机出口温度、一次风量和煤粉细度，如果喷燃器附近结焦严重可适当降低磨煤机出口温度、适当增加一次风量和适当降低煤粉细度，将着火点适当延后。(5) 维持正常的制粉系统运行，如部分磨煤机检修出现非正常方式运行，可视情况调整配风和各磨煤机的负荷分配，如果通过加强吹灰和调整无法解决应降低锅炉出力运行。(6) 锅炉结焦严重可适当增加喷燃器的配风，降低燃尽风量并增加整体炉膛的过量空气系数运行。(7) 水冷壁吹灰器应按要求正常投入，炉膛结焦严重时应适当提高吹灰频率。11.5.1811.5.1811.5.1811.5.18 过、再热器管壁超温11.5.18.1.11.5.18.1.11.5.18.1.11.5.18.1. 现象:(1) 过、再热器管壁金属温度高于正常值。(2) 过、再热器管壁金属温度存在偏差。11.5.18.2.11.5.18.2.11.5.18.2.11.5.18.2. 原因:(1) 制粉系统运行方式不合理、炉膛热负荷不均或设计不当、部分吹灰器损坏、管屏积灰不一致、管屏间距支撑或管卡损坏造成管屏或部分管子出列、炉膛严重结焦造成过、再热器产生热偏差。(2) 过、再热器管内结垢造成管壁超温。(3) 过、再热器管内杂物堵塞造成流量低。(4) 协调、过热器、再热器温度调节自动控制不良。11.5.18.3.11.5.18.3.11.5.18.3.11.5.18.3. 处理:(1) 尽量维持制粉系统正常方式运行，如部分制粉系统检修不能投入运行应通过调整配风和各制粉系统的出力使炉膛热负荷趋于均匀，经过调整仍不能使金属温度降至正常值以下应降低过、再热蒸汽温度运行。(2) 加强水冷壁、过热器蒸汽吹灰，吹灰器损坏应及时处理投入运行。(3) 加强化学监督，严格控制汽水品质在正常范围，如锅炉运行时间长，过、再热器管内积盐严重应降低过、再热蒸汽温度运行，尽早安排锅炉酸洗。(4) 如部分过、再热器管壁超温应适当降低蒸汽温度运行并在停炉时安排割管检查。Q/BEIH-NDP10421-201017812121212锅炉锅炉锅炉锅炉 FSSSFSSSFSSSFSSS及机组及机组及机组及机组 CCSCCSCCSCCS12.112.112.112.1FSSSFSSSFSSSFSSS 保护保护12.1.112.1.112.1.112.1.1锅炉保护运行原则12.1.1.1.12.1.1.1.12.1.1.1.12.1.1.1. 锅炉保护是防止锅炉发生扩大性事故的重要屏障，任何情况下都必须投入；12.1.1.2.12.1.1.2.12.1.1.2.12.1.1.2. 锅炉每次启动前，特别是保护回路经过检修改动后，必须做锅炉保护传动试验，确证锅炉各项保护的正确性；12.1.1.3.12.1.1.3.12.1.1.3.12.1.1.3. 锅炉上水前，必须验证锅炉各项保护均已正确投入；12.1.1.4.12.1.1.4.12.1.1.4.12.1.1.4. 如因特殊运行工况确需退出锅炉保护的，必须经总工程师批准，并做好相应的防范措施。12.1.212.1.212.1.212.1.2FSSS 功能介绍分为锅炉安全监视控制逻辑（FSS） 、油及煤燃烧器控制逻辑（BCS）两大部分组成。锅炉安全监视控制逻辑即锅炉保护的全部内容，即油泄漏试验、炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）及油燃料跳闸（OFT）与首出原因记忆、点火条件、点火能量判断、RB 等。锅炉安全监视控制逻辑还包括有 FSSS 公用设备（如火检冷却风机、密封风机、主跳闸阀）的控制。油燃烧器控制逻辑包括各油燃烧器单角投、切控制、对角投、切控制及层投、切控制。燃煤控制逻辑包括各制粉系统（煤层）的顺序控制及单个设备的控制。作为 DCS 一部分，FSSS 操作界面主要是操作站 LCD 画面。作为保护系统，FSSS 还有硬件 MFT 跳闸控制回路及硬手操 MFT 按钮。任何设备一旦转为 LOCAL 即就地控制方式，将屏蔽所有 DCS 对其控制功能。12.1.312.1.312.1.312.1.3锅炉 MFT 保护DCS 设计了冗余的软硬两套跳闸回路，即在软件通过输出卡件切除相关设备功能外，设计了专门的硬件跳闸继电器组，以保证任何危险工况下都能可靠停炉。当 MFT 跳闸后，有首出跳闸原因记忆显示，当 MFT 复位后，首出跳闸记忆清除。12.1.3.1.12.1.3.1.12.1.3.1.12.1.3.1. 当以下任一保护动作时，炉 MFT，见表 12-1。表 12-1锅炉 MFT 保护项目序号保护内容备注1手动 MFT2两台引风机全停3两台送风机全停4至少一台给煤机运行，两台一次风机全停1795炉膛压力高（+2500Pa）（2V3）延时 3s6炉膛压力高（4000Pa）无延时，2s 后跳送风机7炉膛压力低（-2500Pa）（2V3）延时 3s8炉膛压力低（-4000Pa）无延时，2s 后跳引风机9给水流量低 2（568.8t/h） ，（2V3）延时 3s10折焰角入口集箱前温度高 445延时 20s11延时点火30 分钟12燃料丧失13全炉膛火焰丧失14锅炉风量20（514.8t/h）延时 3s， （2V3）延时 3s15火检冷却风丧失（火检冷却风压低 II 值3.23KPa， （2V3） ）延时 300s16再热器保护丧失17给水泵全停延时 3s18两台空预器全停延时 2 分钟s19机组并网后，至少 2 台磨运行汽轮机跳闸，旁路不开20主汽压力高 2延时 3s21电除尘全停延时 20 分钟12.1.3.2.12.1.3.2.12.1.3.2.12.1.3.2. MFT 后跳闸的设备(1)汽轮机跳闸；(2)停吹灰器系统；(3)停所有磨煤机和给煤机；(4)关所有磨煤机出口快关挡板、入口快关挡板；(5)停两台一次风机；(6)关过热器减温水电动总门、过热器一、二级减温水电动门及调整门；(7)关再热器减温水电动总门、再热器减温水电动门及调整门；(8)关燃油母管供油快关阀；(9)关回油快关阀；(10) 关各层燃油电磁角阀；(11) MFT 至 ETS（3 路，因炉跳机保护取消，所以不动作汽机） ；Q/BEIH-NDP10421-2010180(12) 切除等离子点火系统并闭锁启；(13) 全开所有二次风挡板及烟气调节挡板。(14) 跳闸两台密封风机12.1.3.3.12.1.3.3.12.1.3.3.12.1.3.3. MFT 继电器复位条件：(1)MFT 继电器电源正常；(2)炉膛吹扫完成；(3)运行人员 LCD 操作复位开关；(4)不存在 MFT 条件。12.1.412.1.412.1.412.1.4OFT 保护12.1.4.1.12.1.4.1.12.1.4.1.12.1.4.1. 当以下任一保护动作时，触发炉 OFT。见表 12-2。表 12-2锅炉 OFT 保护项目序号保护内容备注1锅炉 MFT2手动 OFT3任一油枪运行时，燃油跳闸阀关闭4任一油枪运行时，燃油压力低值(3 取 2)延时 3s12.1.4.2.12.1.4.2.12.1.4.2.12.1.4.2. 油燃料跳闸（OFT）联锁：(1)关闭燃油母管供油快关阀、回油快关阀；(2)关闭所有油角阀；(3)退点火枪，禁止高能点火器打火；(4)关闭燃油吹扫阀。12.1.4.3.12.1.4.3.12.1.4.3.12.1.4.3. OFT 复位条件：(1)所有的油角阀关闭；(2)不存在 MFT 跳闸条件；(3)MFT 继电器已复位；(4)油泄漏试验已完成或旁路。12.1.512.1.512.1.512.1.5油枪联锁保护当发生下列条件之一后，油枪跳闸。见表 12-3。表 12-3油枪跳闸保护项目序号保护内容备注1锅炉 MFT2OFT1813油枪角阀开启 10s 后，火焰检测器未检测到火焰4油枪角阀开启指令发出 2s 后，角阀未开12.1.612.1.612.1.612.1.6吹扫条件如表 12-4。表 12-4吹扫条件序号要求内容备注1所有磨煤机出口挡板关闭2燃油母管供油快关阀关闭3回油快关阀关闭440%锅炉总风量30%5除尘器投入6无 MFT 条件存在750 个二次风调整门开度908任一台引风机运行9任一台送风机运行10任一台空预器运行11全炉膛无火焰12所有燃油阀关闭13所有磨均停14所有给煤机均停15两台一次风机均停16火检冷却风压力正常17泄漏油试验成功或旁路18炉膛压力正常19烟气调节挡板开度不小 160%当吹扫条件全部满足后，在锅炉保护和吹扫画面上指示炉膛吹扫允许信号，这时操作员就可以点击炉膛吹扫按钮启动吹扫。当吹扫计时器开始计时，炉膛吹扫进行中亮，吹扫持续 300s 完成，显示吹扫完成。如果在吹扫过程中吹扫允许条件消失，就会导致吹扫中断，同时吹扫计时器清零,显示吹扫中断。如果吹扫中断，操作员就要重新启动吹扫程序。只有炉膛吹扫完成才能复位 MFT。MFT 复位给出脉冲信号复位“炉膛吹扫成功”信号。12.1.712.1.712.1.712.1.7燃油泄漏试验为防止供油管路泄漏（包括漏入炉膛） ，油系统泄漏试验是针对主跳闸阀及单个油角阀的密闭性所Q/BEIH-NDP10421-2010182做的试验。操作员直接在 LCD 上发出启动油泄漏试验指令。油泄漏试验成功是炉膛吹扫条件之一。12.1.7.1.12.1.7.1.12.1.7.1.12.1.7.1. 燃油泄漏试验启动条件：(1)燃油压力正常；(2)无 MFT 条件存在；(3)所有燃油阀关。12.1.812.1.812.1.812.1.8点火允许锅炉经过油泄漏试验、炉膛吹扫等安全措施后 MFT、OFT 复位，在所有油点火条件全部满足后，锅炉点火启动准备就绪。FSSS 逻辑接到油燃烧器启动指令后，判断油枪、点火枪、油阀的到位情况和火检信号情况，判断是否进入微油点火模式。如果选择等离子模式，执行等离子逻辑判断。12.212.212.212.2BMCSBMCSBMCSBMCS 控制控制机组热控设备为西屋艾默生 （OVATION） 分散控制系统， 该系统包括 32 个控制器， 其中 drop1-drop13为炉侧系统，其中包括：炉侧 SCS，FSSS,炉侧闭环控制。12.2.112.2.112.2.112.2.1送风量/氧量控制通过调节送风机动叶的位置，来控制风量，达到最佳燃烧工况。通过两侧二次风箱入口风道上的一次元件测得锅炉二次风量加上进入磨煤机的一次风量，该测量结果经温度补偿、求和即为总风量。该信号用来限制总负荷指令和总燃料量。风量定值指令取炉主控输出的函数和煤量函数的大值，并保证不低于 30%吹扫额定值。锅炉总风量由氧量校正回路进行修正，氧量是在省煤器后的烟道中测得。氧量修正回路具有下列功能：运行人员改变回路中的负荷系数，调节氧量设定值、根据负荷大小自动改变总的过剩空气量、 运行人员可以根据氧量分析器的指示或退出运行的氧量校正子回路调整过剩空气量，实现手动/自动调整氧量设定值的功能。氧量调节器的输出与风量定值求和作为风量控制的最终定值， 手动方式下改变氧量调节器的输出即手动修正风量定值，自动方式下氧量调节器自动根据实际氧量的大小修正风量定值。正常情况下负荷指令经过函数发生器产生氧量设定值，运行人员可对设定值设置偏置，氧量偏差的积分操作产生风燃料比补偿信号，风燃料比补偿信号在 0.81.2 范围内变化；在变负荷或 RB 期间，偏差自动切到 0，氧量调节器输出保持;在总燃料量小于 50%时，氧量调节器输出 50%，风燃料比补偿系数为 1，不进行补偿。氧量或总燃料量信号坏质量时，氧量调节器强制切手动。两侧风机调节挡板都投入自动时，可人为给定两侧风机调节挡板的偏置以保证两台风机出力平衡。183风机单侧运行时，停运侧风机调节挡板联锁关闭；风机全部停运时，两侧调节挡板全部打开。在以下任一条件成立时，送风动叶控制将从自动切到手动：风量信号异常；任一送风机的动叶卡涩时延时 10s（当指令与反馈的差值10%时认为卡涩） ；任一风机动叶反馈异常时；风量指令与反馈的差值600 t/h，延时 10s；本送风机停。12.2.212.2.212.2.212.2.2炉膛压力控制系统提供平衡负压运行，通过控制引风机动叶位置，维持炉膛压力恒定在设定值。比较炉膛压力三重冗余变送器的输出值，并取其均值作为炉膛负压控制系统的反馈控制信号。系统将送风机调节挡板指令信号作为超前变化的前馈信号，使炉膛负压的波动最小。两侧风机调节挡板都投入自动时，可人为给定两侧风机调节挡板的偏置以保证两台风机出力平衡。风机单侧运行时，停运侧风机调节挡板联锁关闭；风机全部停运时，两侧调节挡板全部打开。此外，在 MFT 操作时为防止内爆，引风机挡板开度根据机组负荷指令的函数，在一定时间内加到前馈信号。为了避免引风机挡板的不必要操作，炉膛压力偏差设置了死区。12.2.2.1.12.2.2.1.12.2.2.1.12.2.2.1. 在引风机顺控启动时，从 SCS 来的引风机叶片关指令使其以固定比率全关。12.2.2.2.12.2.2.2.12.2.2.2.12.2.2.2. 在 FSSS 的自然通风请求时, 引风机叶片全开并保持一定时间。在以下任一条件成立时，引风机控制将自动切为手动：炉膛压力信号异常（两个信号坏） ；不在 RB 情况下，指令与反馈的差值1000Pa；一引风机动叶反馈异常时；本侧引风机停。12.2.312.2.312.2.312.2.3一次风压控制系统通过控制一次风机动叶位置，维持一次风压力恒定在设定值。两侧风机调节挡板都投入自动时，可人为给定两侧风机调节挡板的偏置以保证两台风机出力平衡。风机单侧运行时，停运侧风机调节挡板联锁关闭；风机全部停运时，两侧调节挡板全部关闭。输出范围为 015KPa， 设有压力偏置 （-33KPa） ； 控制一次风母管压力由锅炉主控算出， 如表 12-5。表 12-5一次风母管压力控制锅炉主控 %03050100对应风压 KPa668.511.5在以下任何一个条件成立时，一次风机将自动切至手动：一次风母管压力信号异常时；动叶反馈异常时；指令与反馈的差值5KPa，延时 15s；本风机停。12.2.412.2.412.2.412.2.4风箱/炉膛差压控制风箱与炉膛间的差压设定可在 CRT 上设定，差压定值为蒸汽流量的函数。CRT 上可以对第 AA、AB、BC、CC、DD、DE、EF、FF、SOFA 层辅助风挡板进行单层手动操作，或投入自动方式，层操面板上的设定值为这层风挡板开度指令的偏差值，风箱与炉膛间的差压与设定值进行比较，得出的偏差信号，作为辅助风挡板位置的共同指令。Q/BEIH-NDP10421-2010184以下挡板控制各种情况均为从上到下依次优先：12.2.4.1.12.2.4.1.12.2.4.1.12.2.4.1. 燃煤风挡板（包括 A、B、C、D、E、F 层）（1）MFT：全开（2）煤粉燃烧器投运：根据对应层给煤率比例控制（3）煤粉燃烧器停运：最小开度（根据总风量经函数发生器给出）12.2.4.2.12.2.4.2.12.2.4.2.12.2.4.2. 辅助风挡板 1（包括 AB、BC、DE、EF）（1）MFT：全开（2）正常运行：根据相邻两层平均给煤率比例控制12.2.4.3.12.2.4.3.12.2.4.3.12.2.4.3. 辅助风挡板 2（包括 AA、CC、DD、FF）（1）MFT：全开（2）煤粉燃烧器投运：根据对应层给煤率比例控制（3）锅炉主控指令高于 180MW：根据锅炉主控指令比例控制（4）其他：作为辅助风使用，控制炉膛/风箱差压（锅炉主控指令经函数发生器设定）附加风挡板（U1、U2、U3、U4）（1）MFT：全开（2）正常运行：根据锅炉主控指令比例控制另外，系统设计了二次风挡板层操器，同时操作投入自动方式的各层二次风挡板，锅炉吹扫时， 所有辅助风挡板全开。见表 12-6。表 12-6二次风差压自动控制主汽流量 t/h077010001300165019002500以上对应差压 KPa0.40.40.40.50.650.850.85112.2.512.2.512.2.512.2.5磨煤机热风量和温度控制磨煤机控制包括磨热风挡板和磨冷风挡板控制。热风挡板控制磨一次风量，冷风挡板控制磨出口温度，二者存在着强耦合作用，因此其控制策略必须考虑消除这种不利影响。热风控制调节器在正常调节作用以外接受冷风调节器输出的负向前馈信号来快速消除冷风量变化对一次风量的影响。 冷风控制调节器采用外环磨出口温度控制内环磨入口温度控制的串级调节方式， 同时接受热风调节器输出的正向前馈信号快速消除热风对磨煤机温度的影响。另外，热风调节增加了煤量的微分前馈信号以此提高磨一次风调节的响应速度保证风煤比的稳定。见表 12-7。表 12-7热风调节挡板自动控制给煤量 t/h0205063697680185对应风量 t/h67.567.580.59497102104以下任一条件满足冷风调节挡板由自动切为手动：磨出口温度 6 个中任一信号异常；指令与反馈的差值15；任一磨入口风温信号异常；手停，脉冲 5s。以下任一条件满足热风调节挡板由自动切为手动：入口一次风量信号异常；指令与反馈的差值25t/h；磨煤机停，脉冲 5s；热风调节挡板卡涩，及状态偏差达 10。12.2.612.2.612.2.612.2.6主蒸汽温度、再热汽温度控制12.2.6.1.12.2.6.1.12.2.6.1.12.2.6.1. 主汽温度调节在 35100负荷范围内，主蒸汽温度应保持额定值 571。锅炉主蒸汽温度的调节以锅炉煤水比调节为主，喷水调节为辅的调节方式，喷水采用两级喷水减温器，一级减温器用于调节二级过热器出口汽温，二级减温器调节锅炉主汽温度。一级减温控制系统采用串级调节系统，主、副调节器均采用 PID 调节器。主调节器根据二级减温器出口温度，用主汽流量信号进行修正作为二级减温器入口温度的设定值，并采用机组主汽流量和燃料量信号作为一级减温控制的前馈信号。 主调节器的输出作为一级减温器出口温度的设定值由副调节器运算作为阀门指令。同时设计有防止蒸汽饱和的保护功能，将一级减温器出口温度 分离器出口饱和蒸汽温度 +10 作为限制条件，以防止喷水阀开的过大引起减温器出口温度低于蒸汽饱和温度的情况发生。在 MFT 跳闸或蒸汽流量过低情况下， 一级喷水阀被强制关闭， 以限制减温器对下游热影响的可能性。二级减温控制系统采用串级调节系统，主、副调节器均采用 PID 调节器。主调节器根据主汽流量信号给出末级过热器出口温度的设定值，操作员可以进行偏置，并用主汽压力进行修正，来调节末级过热器出口温度，并采用机组主汽流量和燃料量信号作为前馈信号。主调节器的输出作为二级减温器出口温度的设定值由副调节器运算作为阀门指令。同时设计有防止蒸汽饱和的保护功能，将二级减温器出口口温度 分离器出口饱和蒸汽温度 +20 作为限制条件，以防止喷水阀开的过大引起减温器出口温度低于蒸汽饱和温度的情况发生。在 MFT 跳闸或蒸汽流量过低情况下，二级喷水阀被强制关闭。12.2.6.2.12.2.6.2.12.2.6.2.12.2.6.2. 再热汽温调节滑压运行时，在 50100负荷范围内，定压运行时，在 65100负荷范围内应维持额定汽温 569。再热汽温采用烟气挡板方式， 喷水减温不在正常运行中使用。 当再热汽温超限时， 喷水作紧急调节；当再热汽温恢复时，停用。再热器挡板控制再热蒸汽温度时，采用单回路控制系统，再热蒸汽温度的设定值由主汽流量的函数产生，运行人员可以进行手动偏置，采用总风量信号作为前馈信号。在 MFT 跳闸情况下，烟气挡板强制固定开度。再热器喷水作为再热蒸汽温度的辅助控制手段，分为 A、B 两侧。主调节器根据主汽流量信号给出Q/BEIH-NDP10421-2010186再热器出口温度的设定值，操作员可以进行偏置，来调节再热器出口温度，并采用机组主汽流量和燃料量信号作为前馈信号。 主调节器的输出作为再热器减温器出口温度的设定值由副调节器运算作为阀门指令。同时设计有防止蒸汽饱和的保护功能， 将再热器出口温度 再热器出口饱和蒸汽温度 +20 作为限制条件，以防止喷水阀开的过大引起减温器出口温度低于蒸汽饱和温度的情况发生。在 MFT 跳闸或蒸汽流量过低情况下，再热器喷水阀被强制关闭。12.312.312.312.3负荷管理中心负荷管理中心12.3.112.3.112.3.112.3.1运行人员能在 LCD 键盘和负荷管理控制的画面上实现下列功能：12.3.1.1.12.3.1.1.12.3.1.1.12.3.1.1.负荷手/自动方式选择： 机组负荷控制应以自动方式响应 AGC 负荷需求指令， 以手动方式响应运行人员输入的负荷指令；12.3.1.2.12.3.1.2.12.3.1.2.12.3.1.2.负荷高、低限值的调整、指示；12.3.1.3.12.3.1.3.12.3.1.3.12.3.1.3.负荷变化率的设定；12.3.1.4.12.3.1.4.12.3.1.4.12.3.1.4.主汽压力设定值的偏置和指示；12.3.1.5.12.3.1.5.12.3.1.5.12.3.1.5.负荷指令与总发电功率的指示；12.3.1.6.12.3.1.6.12.3.1.6.12.3.1.6.BF、TF 和协调运行方式的选择和指示；12.3.1.7.12.3.1.7.12.3.1.7.12.3.1.7.滑压和定压运行方式的选择和指示；12.3.1.8.12.3.1.8.12.3.1.8.12.3.1.8.MFT、TRIP、RB 指示；12.3.212.3.212.3.212.3.2机炉协调控制系统包括四种工作方式：12.3.2.1.12.3.2.1.12.3.2.1.12.3.2.1. 汽机和锅炉都手动的基本方式 BASE:炉主控给煤主控手动发出煤量指令；机主控给电调手动发出汽机负荷指令。12.3.2.2.12.3.2.2.12.3.2.2.12.3.2.2. 汽机手动锅炉自动跟踪方式 BF:炉主控接受主蒸汽压力偏差信号和主蒸汽流量的前馈信号进行自动调节,机主控如投入自动，将接受发电机功率偏差信号以及主蒸汽压力偏差和功率定值的前馈信号调节。锅炉主控跳出自动的条件：(任一满足)(1)主汽压力、发电机功率信号异常；(2)MFT；(3)燃料、送风、引风、给水手动；(4)发生 RB。(5)发电机功率低于 250MW 或非干态模式。12.3.2.3.12.3.2.3.12.3.2.3.12.3.2.3. 锅炉手动汽机自动跟踪方式 TF:机主控将接受主蒸汽压力偏差信号自动调节， 而炉主控手动调节或根据功率偏差和功率定值前馈信号自动调节。187汽机压力回路跳出自动的条件: (任一满足)(1)发电机未并网或 DEH CCS 未投入；(2)发电机频率偏差大；(3)发电机功率信号异常（2V3） ；(4)机侧主汽压力信号异常；12.3.2.4.12.3.2.4.12.3.2.4.12.3.2.4.机炉协调工作方式 CCS:机主控接受主蒸汽压力偏差前馈信号同时炉主控接受汽机负荷指令的前馈信号从而实现锅炉和汽机的协同工作，以此克服锅炉汽机反应速度差距大的矛盾。12.3.2.5.12.3.2.5.12.3.2.5.12.3.2.5.协调方式允许条件：(同时满足)(1)具备所有锅炉跟踪允许条件；(2)机负荷投入自动；(3)炉主控投入自动；(4)频率信号和功率信号没有故障。12.3.312.3.312.3.312.3.3主汽压力控制主蒸汽压力设定值基于负荷指令或锅炉主控输出产生，当锅炉主控自动时，主蒸汽压力设定值由负荷指令产生，否则由锅炉输入指令产生，操作员可以进行手动偏置。此外，在变压运行负荷变化时，虽然压力设定值随负荷的增加/减少而增加/减少 ，由于锅炉时间常数的影响，主蒸汽压力偏差产生的额外压力补偿对控制系统产生扰动，为防止这种情况，需在主蒸汽压力设定值加一延迟，延迟的时间常数根据负荷调整。在RB减负荷时，只有延迟有效，速率限制无效。在MFT时，只有速率限制有效，延迟无效12.3.3.1.12.3.3.1.12.3.3.1.12.3.3.1.在定压方式下，操作员设定压力设定值时，有上下限的限制值，上限是 30MPa，下限是 0MPa；(1)定压压力速率变化范围为 00.5MPa/min；(2)定压运行目标压力：在基本方式时取当前压力，否则以经过偏置修正的压力为目标压力。在 RB 工况时，定压设定的压力定值由 RB 回路决定。目标压力如超过 25.4MPa，以 25.4MPa 为目标压力；(3)可以进行定压设定的条件为(同时满足)：1) 在炉跟机或 CCS 方式下；2) 没有 RB 发生；3) 定压方式运行。12.3.3.2.12.3.3.2.12.3.3.2.12.3.3.2.在滑压方式下，滑压的定值由负荷指令决定，压力曲线由汽机厂提供，如表 12-8。表 12-8 滑压定值控制负荷指令 %040507090对应压力 MPa11.511.512.514.525.4Q/BEIH-NDP10421-2010188(1)滑压偏差范围为-33MPa。(2)可以设定的条件为:1) 不是基本方式；2) 没有 RB 信号；3) 不在定压方式。(3)滑压速率范围 00.5MPa/min。(4)在快速滑压状态下，压力变化率为 1 MPa/min，在滑压保持状态为 0，否则为设定值。12.3.412.3.412.3.412.3.4机组负荷指令：机组负荷指令是通过输入的 AGC 信号或操作员的手动设定指令根据功率、汽机的阀位开度、机组运行工况要求的限值等加以处理的信号构成的。负荷指令范围为 248MW660MW，AGC 指令范围为 360660 MW；负荷变化率为 024MW/min。12.3.4.112.3.4.112.3.4.112.3.4.1 AGC 允许投入的条件为（须同时满足以下条件）(1)AGC 指令不大于 660MW、不小于 290MW 且 AGC 指令非坏点；(2)CCS 模式；(3)实际负荷与 AGC 负荷指令的差值小于 400MW；(4)发电机频率范围正常12.3.4.212.3.4.212.3.4.212.3.4.2 AGC 跳出自动的条件为：(1) AGC 指令测点信号异常；(2) 锅炉主控手动；(3) 汽机主控手动。12.3.4.312.3.4.312.3.4.312.3.4.3 增闭锁条件： （不在 MFT 情况下,满足下面任一条件）(1) 机组负荷上限；(2) 给水流量大于设定一定值；(3) 风机叶片控制上限（FDF/IDF/PAF 叶片全开） ；(4) 燃料主控偏差大于 100t/h；(5)主汽压力设定压力值大于实际值的 3%，且设定值大于 9%时；12.3.4.412.3.4.412.3.4.412.3.4.4 减闭锁条件：(1)机组负荷下限；(2)给水下限；(3)燃料下限(4)主汽压力设定压力值小于实际值的-3%，且设定值大于 9%时；(5)上述任一条件成立，系统自动切换到锅炉跟踪方式运行。12.3.512.3.512.3.512.3.5锅炉主控18912.3.5.112.3.5.112.3.5.112.3.5.1 锅炉主控输出速率(1)基本方式：(1.35 t/h)/s(2)炉跟机方式: (13.5 t/h)/s(3)RB 或煤主控方式:(320 t/h)/s12.3.5.212.3.5.212.3.5.212.3.5.2 炉主控跟踪值为(1)煤主控在手动时,跟踪实际煤量；(2)有 RUN DOWN 指令时,实际煤量指令减 10%作为输出；(3)有 RUN BACK 指令时,实际煤量指令执行 100%下降速率，目标值为最大可能负荷的百分数（背压 RB 时直接设定 50%） 。12.3.5.312.3.5.312.3.5.312.3.5.3 炉主控调节器输出:信号分别送到煤主控和送风调节器来协调送风量和给煤量动作。 因为发电机负荷和主蒸汽压力对煤量变化的响应存在较大的滞后， 所以炉主控的给定值增加了一定比例的负荷指令正向微分和主蒸汽压力的负向微分信号，同时这部分信号又直接作用在煤主控的输出上，来提高煤量变化的响应速度。根据给煤机运行台数的不同，煤主控的偏差和前馈信号都得到了修正。为了保证加煤先加风减煤后减风，炉主控定值根据风量曲线设计了高限，送风调节器的定值根据煤量曲线设计了低限。(1)主蒸汽压力控制采用锅炉跟随方式或协调控制方式，同时用主蒸汽压力偏差校正及负荷指令的前馈进行修正；(2)当RB发生时，主蒸汽压力控制切除，锅炉输入指令由预先设定的RB目标值和预先设定的变化率强制下降；(3)MFT时，锅炉输入指令切零。12.3.612.3.612.3.612.3.6机组 RB12.3.6.112.3.6.112.3.6.112.3.6.1 RB 回路包含的辅机有两台送、引风机、两台一次风机、两台锅炉给水泵。12.3.6.212.3.6.212.3.6.212.3.6.2 当实际负荷大于 50%的额定负荷时，若发生送、引风机、一次风机、给水泵跳闸时，将触发 RB动作， RB 动作后锅炉指令按设定的速率降到设定目标值， 由上至下以 5s 间隔切除一台或两台磨煤机直至运行磨煤机小于等于 3 台，同时将汽机主控切至压力回路工作，即汽机控制主汽压力。12.3.6.312.3.6.312.3.6.312.3.6.3 发生 RB 后，降负荷率为 660 MW/min(100%)12.3.6.412.3.6.412.3.6.412.3.6.4 RB 能够正确动作的条件：(1)锅炉主控在手动或自动；(2)燃料主控必须投入自动；(3)汽机主控必须在自动方式。12.3.6.512.3.6.512.3.6.512.3.6.5 给水泵 RB当发电机负荷大于 50%，满足以下任一条件将触发给水泵 RB：两台汽泵运行任一汽泵停，延时 6s 只有一台汽泵运行；Q/BEIH-NDP10421-201019012.3.6.612.3.6.612.3.6.612.3.6.6 为防止夏季真空低跳机，设置真空低 RB(1)机组负荷大于 400MW 且背压大于 53KPa；(2)机组负荷大于 400MW 且背压大于 48KPa，且当前背压大于 30s 前背压 1.5KPa；12.3.6.712.3.6.712.3.6.712.3.6.7 发生空冷 RB 时，RB 动作情况和其他 RB 一样，锅炉主控设定值直接变为 50%。12.3.6.812.3.6.812.3.6.812.3.6.8 机组正常运行中，机组最小负荷能力以每台磨煤机 20T/H 计算。12.3.6.912.3.6.912.3.6.912.3.6.9RB 动作后，延时 2Min 自动复位。191附录附录附录附录 A A A AA.1A.1A.1A.1锅炉冷态启动曲线锅炉冷态启动曲线Q/BEIH-NDP10421-2010192A.A.A.A.2 2 2 2锅炉温态启动曲线锅炉温态启动曲线193A.A.A.A.3 3 3 3锅炉热态启动曲线锅炉热态启动曲线Q/BEIH-NDP10421-2010194195A.A.A.A.4 4 4 4锅炉极热态启动曲线锅炉极热态启动曲线A.5A.5A.5A.5饱和蒸汽温度对照表饱和蒸汽温度对照表Q/BEIH-NDP10421-2010196蒸汽饱和温度对照表P（MPa） t（） P（MPa） t（） P（MPa） t（） P（MPa） t（） P（MPa） t（）0.004932.520.71652.42224.525713.03310.0053934.220.81702.52245.026413.53340.006938.730.91752.62265.527014.03370.0073940.011.01802.72286.027614.53390.008943.551.11842.82306.528115.03420.0093944.581.21882.92327.028615.53450.013952.401.31923.02347.529116.03470.0143953.111.41953.12368.029516.53500.018958.841.51983.22388.529917.03520.0193959.391.62013.32399.030317.53550.0260.061.72043.42419.530718.03570.199.61.82073.524310.031118.53590.21201.92103.624410.531519.03610.31342.02123.724611.031819.53640.41442.12153.824711.532120.03660.51522.22173.924912.032521.03700.61592.32204.025012.532822.0373197规程修改内容记录规程修改内容记录序号章/节/页码修改前存在问题修改后1 1 1 12 2 2 23 3 3 34 4 4 45 5 5 56 6 6 67 7 7 78 8 8 89 9 9 910101010111111111212121213131313141414141515151516161616171717171818181819191919202020202121212122222222232323232424242425252525262626262727272728282828292929293030303031313131323232323333333334343434353535353636363637373737383838383939393940404040414141414242424243434343Q/BEIH-NDP10421-2010198规程修改内容记录规程修改内容记录序号章/节/页码修改前存在问题修改后444444444545454546464646474747474848484849494949505050505151515152525252535353535454545455555555565656565757575758585858595959596060606061616161626262626363636364646464656565656666666667676767686868686969696970707070717171717272727273737373747474747575757576767676777777777878787879797979808080808181818182828282838383838484848485858585