徐州发电厂137.5MW锅炉运行规程

窗体顶端137.5MW锅炉运行规程徐州发电厂企业标准QJ/XZC-02.3002-2002 137.5MW机组锅炉运行规程2002-02-01发布 2002-02-01实施 徐州发电厂 发布QJ/XZC-02.3002-20027 前言本标准是按国家技术监督局1993年发布的GB/1.1-1993标准化工作导则标准编写的基本规定的要求，根据125MW机组增容及分散控制系统改造，依照中华人民共和国电力行业标准125MW机组锅炉运行规程，结合运行操作、维护、管理经验，经有关工程技术人员在原规程的基础上广泛征求意见，并经充分讨论后对原125MW机组锅炉运行规程进行修编。本规程修编后改名为137.5MW机组锅炉运行规程，属徐州发电厂的技术标准。各级有关人员均应严格执行本规程。下列人员应熟悉本规程：运行副总工程师、发电部正、副主任，发电部锅炉运行专业工程技术人员。下列人员应熟悉本规程的有关部分：检修副总工程师、发电部电气、汽机运行专业工程技术人员，各生产部室的正、副主任与专业工程技术人员。下列人员应熟知并能正确执行本规程或有关部分，并按期参加考试合格：正、副值长，单元长，全体锅炉运行人员，电气、汽机有关运行人员。下列人员应了解本规程的有关部分：热控、汽机、电气、化学、锅炉公司等有关人员。随着生产技术的发展，设备完善化及改造，本规程应定期修改补充，对本规程的修改补充意见，统一经发电部锅炉专业提出书面报告，经发电部审核，报总工程师批准后生效。本规程由发电部提出并归口。本标准由发电部负责起草。本规程的解释权属于总工程师。本规程自2002年2月1日起实施，同时原1996年9月1日颁发的125MW机组锅炉运行规程作废。 徐州发电厂企业标准137.5机组锅炉运行规程QG/XZC-02.3002-20021 范围本规程是137.5MW机组锅炉及主要辅助设备的启动、运行、维护、事故分析与处理、锅炉试验等技术规定，适用于徐州发电厂14机组锅炉。2 引用标准SD 118-84 125MW机组锅炉运行规程DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程DL5011-92 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）DL/T610-1996 200MW级锅炉运行导则GB10184-88 电站锅炉性能试验规程（82）水电技字第24号 发电厂厂用电动机运行规程（80）水电技字第26号 电力工业技术管理法规（试行）电安生1994227号 安全工作规程（热力和机械部分）3 锅炉设备特性和规范本锅炉是与 137.5MW汽轮发电机组配套的超高压、一次中间再热、自然循环锅炉。3.1 锅炉简况3.1.1 锅炉铭牌 本厂编号1炉2炉3炉4炉锅炉型号SG50410M型制造厂家上海锅炉厂厂家编号40023400244003340034额定蒸发量400t/h安装日期1977年4月1977年12月1978年12月1979年4月投产日期1977年12月31日1978年12月18日1979年7月25日1979年12月15日增容改造2000.11 2001.122001.4 1999.9备注控制系统为GKS-9000分散控制系统3.1.2 锅炉型式: SG50410-M型、单汽包、自然循环、具有中间再热、悬吊式、露天锅炉。3.1.3 汽包及内部装置: 汽包内正常水位为汽包中心线下150处（即零水位），汽包内部的汽水分离主要采用两次分离。一次分离元件为旋风子，共46只；二次分离元件为均汽孔板，布置在顶部。饱和蒸汽的穿孔速度为1.33m/s。汽包内还装有给水清洗装置，以50的给水作为清洗水。3.1.4 炉膛炉膛深8357，宽9600，四周用606的鳍片管焊成膜式水冷壁，整个水冷壁分成14个循环回路，前后墙各4个，两侧墙各3个，后墙折焰角由水冷壁构成。3.1.5 喷燃器本锅炉为负压燃烧，燃烧器一次风喷嘴出口形状为矩形，出口截面已固定。3.1.6 过热器3.1.6.1 采用辐射、对流式过热器。蒸汽流程为：汽包炉顶棚过热器后墙包覆过热器两侧墙包覆过热器前屏过热器一级喷水减温器后屏过热器二级喷水减温器对流过热器集汽联箱，然后分两侧引出。3.1.6.2 炉膛上部前面布置有前屏过热器8片，为全辐射过热器，炉膛上部中间布置有后屏过热器14片，在后屏过热器的进出口分别布置有、级喷水减温器，级减温是保护后屏过热器防止管壁超温，级减温是保证主蒸汽出口温度符合要求。3.1.6.3 在折焰角上方布置对流过热器。3.1.7 再热器3.1.7.1 再热器布置在进口烟温为747的尾部烟井中，蛇形管作垂直于锅炉前墙的纵向逆流，顺列布置，分上、下二组。3.1.7.2 整个再热器的重量通过省煤器出口联箱上的悬吊管吊在炉顶上，在再热器进汽管上设有事故喷水装置，但不是再热汽温调温的主要手段，而是在采取其它调节措施之后作为辅助细调节和在有超温危险的情况下应急使用。3.1.8 省煤器省煤器为非沸腾式，出口水温为293，布置在尾部烟井中，蛇形管作垂直于锅炉前墙的纵向、错列、逆流布置。3.1.9 空气预热器3.1.9.1 本锅炉采用二台回转式空气预热器，1、2炉预热器转子直径为6300，3、4炉空气预热器转子直径为6200，传热元件为波形板，二台空气预热器沿锅炉宽度方向并列布置，中心距为8500。2、3、4炉前置热管空气预热器3.1.9.2 密封装置采用可调结构，在运行中调整间隙，减少漏风率。3.1.10 钢架本锅炉的钢架与厂房分开，成为单独的悬吊结构，除空气预热器和除渣设备外，其余各部组件均悬吊在炉顶钢架上。全部重量由四根大梁承受。3.1.11 炉墙本锅炉采用轻型敷管式炉墙，由于炉膛采用膜式水冷壁，密封性较好。因此，炉墙只需敷设一层绝热材料，炉顶过热器和尾部过热器是光管密排，采用管式炉墙，省煤器部分采用柜架式炉墙。3.1.12 除尘及除灰设备3.1.12.1 锅炉采用文丘利水膜除尘。3.1.12.2 本炉采用固态排渣，粗破碎。3.2 设计规范3.2.1 主要设计参数： 序号项 目单位设计数据备注1额定蒸发量t/h4002再热蒸汽量t/h3303汽包工作压力（表压）MPa15.24过热器出口蒸汽压力（表压）MPa13.725过热器出口蒸汽温度5456再热器入口蒸汽压力（表压）MPa2.57再热器出口蒸汽压力（表压）MPa2.358再热器入口蒸汽温度3359再热器出口蒸汽温度545（原555）10给水温度23511冷风温度2012热风温度28012排烟温度12013锅炉效率%92.3414过热器系统压降MPa0.9915烟气阻力kPa2.0316空气阻力kPa2.9417锅炉水压试验时水容积m31503.2.2 主要承压部件及受热面3.2.2.1 汽包内径及壁厚 160080长度 全长/筒身13730/11929中心线标高 40200汽包水位计零位 汽包中心线下150旋风子 46只（前24只、后22只）工作水容积 10 m3设计温度 3503.2.2.2 水冷壁型式 膜式水冷壁受热面积 1369.8 管数 前后墙2120根（后墙分叉管44根） 两侧墙298根外径及壁厚 606 材质 20G3.2.2.3 过热器型式 辐射、对流式总受热面积 2393.5 3.2.2.4 再热器 名称低温段中温段高温段进口管出口管外径及壁厚423.5423.5423.5406.410457.217.5钢材20G12Cr1MoV垂直段T-7 水平蛇形管T91St45.810CrMo910管数:排根1045104510452 根2 根进口温度335出口温度545计算壁温633允许壁温580总受热面积4160型 式水平式3.2.2.5 过热器 名 称顶棚及后包覆过热器前屏过热器后屏过热器对流过热器受热面()258.6292.8计算受热面积684.6 793.11049管(屏)数两侧2133根顶棚211根8屏21根屏高宽1000183014屏13根屏高宽95002480104排3根/排外径及壁厚384384385385钢材20G12Cr1MoV短管路1112Cr1MoV短管路11T91穿墙管:钢研102进口汽温344348385473出口汽温348386474545计算管壁温528594允许管壁温5205703.2.2.6 省煤器型式 非沸腾式总受热面积 5244.2（包括鳍片）有效受热面积 5012.2 管排数 由原来的光管改为直鳍片管，管排由207排减少到155排，低温段加高200，每片增2个弯头（鳍片）。外径及壁厚 324(悬吊管425)钢材 20G进/出口水温 235/2933.2.2.7 空气预热器型式 回转式（受热面转动）受热面积 21100 /台台数 2台转子直径 1、2炉63003、4炉6200受热面高度 1、2炉/3、4炉 2.09/1.9m进/出口风温 20/280转速 2.03转/分3.2.2.8 减温器(1) 过热器减温器型式 混合式数量 级2个、级2个减温水源 取自汽机高加前安装位置 级布置在后屏进口级布置在后屏出口(2) 再热器减温器型式 混合式数量 2个减温水源 给水泵抽头减温水压 调速泵7.8MPa安装位置 再热器进口母管3.2.2.9 管道系统 名 称管（根）数外径及壁厚（）钢 材主蒸汽管道22734510CrMo910再热蒸汽管道进口 2出口 2出口406.410进口457.217.5进口St45.8出口10CrMo910给水管道主给水13233020G旁 路113312.510CrMo910下降管44193620G3.2.3 燃烧设备3.2.3.1 炉膛容积 1871m3宽度 9600深度 8357高度 319513.2.3.2 喷燃器型式 直流式布置型式 炉膛四角，共三层每层4只 其中：上层为普通直流煤粉燃烧器；中层为煤粉浓缩预热燃烧器；下层为煤粉直接点火燃烧器；1炉均为带旋转导叶的可摆动式燃烧器数量 12只几何切圆 1、2炉全对冲布置3、4炉6003.2.3.3 燃油器主油嘴型式 机械压力雾化布置位置 二次风喷口内 其中：2、3炉在下二次风喷口内； 1、4炉在中下、下层二次喷口内数量 2、3炉：4只 1、4炉：4只出力 0.8t/h只设计全投出力 30额定负荷点火型式 高能点火注：1炉增装油枪蒸汽吹扫系统；3炉增装油枪压缩空气吹扫系统3.2.3.4 煤粉直接点火燃烧器油嘴型式 机械压力雾化布置位置 下层一次风喷嘴内数量 只出力 0.3t/h只点火型式 电弧花点火注：1炉已拆除，仅保留四只小油枪安装在下层一次风喷口上部周界风内3.2.3.5 原煤仓数量 2只容积 218 m3下煤管 双曲线型（13 m3）3.2.3.6 煤粉仓数量 1只容积 277 m3内壁结构 钢筋混凝土（倾斜59）3.2.3.7 粗粉分离器型式 4000-00型轴向分离数量 只直径 40003.2.3.8 细粉分离器型式 防爆离心式数量 只直径 30003.2.3.9 烟囱数量 2座（两台炉合用一座）尺寸 高180000、出口直径55003.2.4 扩容器3.2.4.1 连排级扩容器型号 5.51500工作压力 0.687MPa工作温度 300容积 5.5 m33.2.4.2 连排级扩容器型号 I.O-1工作压力 0.18MPa工作温度 250容积 1 m33.2.4.3 定排扩容器工作压力 0.147MPa工作温度 110容积 7.5m33.2.5 送风机液偶器型号 800输入功率 550k输入转速 985r/min调速范围 0.250.97额定滑差 总效率 963.2.6 吸风机液力偶合器型号 1000输入功率 700k输入转速 740r/min调速范围 0.30.97额定滑差 总效率 963.2.7 安全门 项目名称型式安装位置数量口径每只排汽量t/h备 注汽 包蝶簧式过热器出口集汽箱2只70115汽包安全门带辅助气源,其脉冲点来自汽包；过热器安全门为纯弹簧式过热器2只再热器进口蝶簧式再热器进口管道2只11053.5再热器进口安全门带辅助气源出口蝶簧式再热器出口联箱4只11050.4再热器出口安全门带辅助气源3.3 燃料特性 3.3.1 燃煤特性 类别项目符号单位徐州混煤青山泉煤权台煤西山煤燃煤成分收到基碳Car%52.22收到基氢Har%3.59收到基氧Oar%8.09收到基氮Nar%1.12收到基硫Sar%0.53收到基水分Mar%8885.5空气干燥基水分Mad%空气干燥基灰分Aad%26.4529.4619.3819干燥无灰基挥发分Vdaf%37.7945.536.116收到基低位发热量Qar,net,pkJ/20021.319539.822424.526376.8可磨性系数K燃煤特性结渣指数冲刷磨损指数粘污指数燃尽指数着火指数灰的特性灰熔点DT1230-1450ST1420-1500FT1500以上3.3.2 燃油特性 类别项目符号单位0柴油农用柴油燃油成分收到基碳Car%84.4185.64收到基氢Har%13.9813.04收到基氮Nar %收到基氧Oar%1.570.50收到基硫Sar%0.040.69收到基水分Mar%微微收到基灰分Aad%收到基低位发热量Qar,net,pkJ/46159.745006.1物理化学特征密度駗/m硙动力粘度鐌Pa穧s凝固点闪点机械杂质%3.3.3 煤粉规范：徐州混煤 901823 20023煤粉水份不小于原煤固有水份的50掺烧西山煤及其它煤种：90203.4 锅炉热力特性3.4.1 徐州混煤热力计算表: 锅炉设计效率Ysj92.34对流过热器工质流速Vgz13.3m/s燃料消耗量 B61.59t/h对流过热器吸热量Qd1523kJ/计算燃料消耗量Bg60.66t/h再热器工质温度(进口/出口)335/555冷风温度 tlf20再热器烟温(进口/出口 )745/495热风温度 trf280再热器烟速Vy12.5m/s排烟温度 Py120再热器工质流速zg23.3m/s一级喷水量jw4.1t/h再热器吸热量z23.3 m/s二级喷水量jw1.0t/h省煤器烟温进口/出口495/325炉膛出口温度Lcy1112省煤器工质温度进口/出口235/293后屏过热器烟温(进口/出口)1112/966省煤器吸热量sm1805kJ/后屏过热器工质温度(进口/出口)383/474省煤器烟速Vy7.9m/s后屏过热器烟速Vy6.3 m/s预热器烟温(进口/出口)324/120后屏过热器工质流速Vgz17.8 m/s预热器工质温度进口/出口20/280后屏过热器吸热量d/f1486/631kJ/预热器烟速Vy10.3m/s对流过热器烟温(进口/出口)966/781预热器工质流速Vgz8.6 m/s对流过热器工质温度(进口/出口)473/555预热器吸热量ky2219kJ/对流过热器烟速Vy11.9m/s3.5 锅炉机组热热控系统（GKS-9000）3.5.1 GKS-9000系统投用日期 锅炉编号1炉2炉3炉4炉投用日期2001.12002.22001.61999.10装置提供单位美国MOORE公司提供板件，南瑞公司负责硬件配套、软件开发、组态3.5.2 控制系统简介3.5.2.1 控制装置选用美国MOORE公司提供的高级过程自动控制系统（Advanced Process And Control System 简称APACS），由南瑞公司负责硬件配套和软件开发、组态，组成的系统命名为GKS-9000分散控制系统。3.5.2.2 分散控制系统实现对机组的运行监视和生产过程的自动控制，所有显示、控制、操作、保护、联锁功能由该控制系统（Distributed Control System 简称DCS）来完成。3.5.3 系统组成3.5.3.1 GKS-9000分散控制系统由三个操作员站，一个工程师站以及六个过程处理单元（DAS站、MCS1站、MCS2站、SCS1站、SCS2站、ETS）组成，它们通过冗余的高速令牌总线网Modulbus连接起来，并提供以太网的接口。3.5.3.2 数据采集系统（Data Acquisition System,简称DAS）：采用数字计算机对机组的运行参数进行测量，对测量的结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况进行计算和分析，并提出运行指导的监视系统。3.5.3.3 模拟量控制系统（Modulating Control System，简称MCS）：是对锅炉、汽轮机及其辅助运行参数自动总称。 3.5.3.4 顺序控制系统（Sequence Control System，简称SCS）：是对辅机及辅助系统，按照运行规定的顺序实现启动或停止过程的自动控制系统。3.5.3.5 汽机保护和事故顺序记录-ETS3.5.4 操作员站的主要功能3.5.4.1 显示功能：可实现系统图、模拟图、成组画面、趋势图及报警信息等的显示，所显示的数据每回更新一次。3.5.4.2 操作功能：通过鼠标对对象进行操作，包括输出控制命令、修改定值、参数整定、选择自动/手动控制方式及报警确认等。控制指令确认后，可在1秒钟内执行，操作结果可在3秒钟内显示在CRT上。3.6 辅机规范3.6.1 辅机机械部分规范 名称型号台数容量/h压头介质温度引风机Y4-73-11NO28D24550003.93kPa200送风机G4-73-11NO20D22620005.26kPa20排粉机（1、4炉）7-29-12-NO17D2812009.8kPa70/120排粉机（2、3炉）M5-36-12NO17.5D28935310.485kPa70/120空压机4L-20/8420m3/min0.79MPa大气温度磨润滑油泵CB2-1252150L/min0.29MPa25-30给粉机(1炉)ZGF-9型123-9t/h70给粉机(2、3炉)GF-9型123-9t/h70给粉机(4炉)DX-2y122-6t/h70冷却风机大气温度3.6.2 各辅机电动机规范 名 称容量（kW）电压（V）电流（A）转速r/min引风机电动机700600081.5730送风机电动机1、2/3、4炉780/550600088/64985排粉机电动机12/其它680/500600078/57.51450磨煤机电动机475（2台）600058740预热器电动机1138024970预热器齿轮油泵电动机0.0253800.151300预热器L-50齿轮箱电动机7.538018750预热器稀油站油泵电动机5.538011.71450给粉机电动机1、2、3/4炉3.0/2.23806.49/4.391430磨煤机油泵电动机33806.51430给煤机电动机5.538011.71450安全门空压机电动机5.5380112920绞龙电动1/222（2台）38042/4314703.6.3 除尘除灰设备3.6.3.1 泵 项 目型号数量流量m3/h扬程m灰浆泵IZ 300-250-7443120084冲灰泵DK400-113390103除尘泵8BA-12/IS200-150-3154/4280/40029.1/32捞渣机LLZ5型螺旋式85 t/h3.9r/min碎渣机SZD/DGS-830型单辊4/42060 t/h31 r/min3.6.3.2 电机 项 目型号容量kW电压V电流A转速r/min灰浆泵电机JS214S4-6560600066.5985冲灰泵电机JS136-42206000261470除尘泵电机Y225S-4/Y250M-440/5538076/102.51470/1480捞渣机电机Y132S-45.538011.61440碎渣机电机Y132M-17.538015.414403.6.3.3 炉底关断门型号 LC-型系统流量 25 L/min系统压力 1015 MPa工作介质 液压油工作温度 1050油泵型号 CB25齿轮油泵电机功率 4 kW3.6.3.4 除尘器型式 文丘里水膜式数量 4台除尘效率 94%烟气阻力 1300 Pa3.6.4 磨煤机型式 DZM380/550低速双锥筒式磨数量 2台转筒容积 43.7m3钢球装载量 5055t筒内钢球充满系数 0.230.26公称出力 2532t/h(按BTN可磨系数1，煤粉细度908时计算)计算出力 41.1t/h(按徐州混煤计算)转速 18转/分润滑油系统 强制油循环3.6.5 给煤机型式 皮带式数量 2台出力 100t/h宽度 800长度 31003.6.6 绞龙型号 40056.5112数量 2台(两炉合用一台)长度 56.5m直径 4003.6.7 空气预热器稀油站3.6.7.1 油泵型式 70 16出力 4.2m3/h3.6.7.2 冷却器冷却面积 4工作压力 0.59 MPa 3.6.7.3 过滤器面积 67 工作压力 0.39 MPa3.6.8 空气预热器变速箱油泵型式 JWY B0813.6.9 一次风速测量仪自动扫尘器型号 SF型数量 2台压缩机： 型号 LD2550容积 50 L压力 0.8 MPa进气量 2.17 L/min3.7 锅炉保护及联锁3.7.1 超压保护3.7.1.1 过热器向空排汽门自动：过热器向空排汽门自动投入，当主汽压力升高至14.0MPa时，过热器向空排汽门自动开启，当主汽压力降至13.3MPa时，过热器向空排汽门自动关闭；3.7.1.2 再热器向空排汽门自动：再热器向空排汽门自动投入，当再热汽出口压力升高至2.6MPa时，相应的再热器向空排汽门自动开启，当再热器出口降至2.2MPa，再热器向空排汽门自动关闭。3.7.2 安全门定值3.7.2.1 主汽安全门： 类 别1（汽包）2（主汽）3（主汽）4（汽包）单位机械定值14.414.114.114.4MPa电气定值16.4/ 16.0MPa电气回座14.8/ 14.4MPa3.7.2.2 再热器安全门： 再热器进口安全门启座值为2.75MPa，回座值为2.5MPa；再热器出口安全门启座值为2.60MPa，回座值为2.3MPa。再热器安全门的电气、机械定值相同。 3.7.3 汽包水位保护汽包水位保护投入时，当汽包两侧电接水位均高至50同时，“DCS”内水位高一值报警；当汽包两侧电接点水位计均高至150时，“DCS”内水位高二值报警；且当汽包水位高一值报警信号存在时，自动开启事故放水门，当水位高一值、高二值报警信号均消失时，自动关闭事故放水门。当汽包两侧电接点水位计均高至250时，“DCS”内水位高三值报警；且当汽包水位高一值、高二值报警信号同时存在时，“DCS”系统发出停炉信号，锅炉灭火保护“FSSS”系统“MFT”动作，紧急停炉，首次跳闸原因为“汽包水位高”。汽包水位保护投入时，当汽包两侧电接水位均低至50同时，“DCS”内水位低一值报警；当汽包两侧电接点水位计均低至150时，“DCS”内水位低二值报警；当汽包两侧电接点水位计均低至250时，“DCS”内水位低三值报警；且当汽包水位低一值、低二值报警信号同时存在时，“DCS”系统发出停炉信号，锅炉灭火保护“FSSS”系统“MFT”动作，紧急停炉，首次跳闸原因为“汽包水位低”。3.7.4 磨煤机保护3.7.4.1 当磨煤机油泵联锁投入时，单台油泵运行，运行油泵停不下来；运行泵跳闸，备用油泵自启。3.7.4.2 当油压低一值（0.10MPa）时，备用油泵自启。3.7.4.3 当润滑油压低于一值（0.10MPa）时，低油压报警，光字牌亮，磨煤机开关合不上。3.7.4.4 当润滑油压低二值（0.08MPa）时，跳闸相应运行的磨煤机。3.7.5 安全门空气压缩机保护当空气压缩机联锁投入时，若储气罐内气压降至0.3MPa，则自动投入相应的空压机运行。气压高至0.6MPa运行中空压机自动停止。3.7.6 预热器稀油泵站保护当预热器稀油泵联锁投入时，运行中的稀油泵跳闸则备用泵自启；运行泵出口油压低于0.12MPa时备用油泵自启。3.7.7 燃油泵联锁保护3.7.7.1 当燃油泵转换开关（ZK）切至就地时，不论联锁开关(LK)切至（运行、备用、试验）哪个位置，对应的燃油泵均只能在就地开、停。3.7.7.2 当转换开关（ZK）切至远方时，不论联锁开关(LK)切至（运行、备用、试验）哪个位置，对应的燃油泵均只能在远方开、停。当燃油泵联锁开关（LK）切至“工作”位置、切换开关(ZK)切至远方时，对应的燃油泵指定为“工作”燃油泵。“DCS”系统炉前燃油系统画面内，三台燃油泵由运行人员任选一台，被选中燃油泵变为红色，所选择的燃油泵必须始终跟踪被指定为“工作”状态的燃油泵，当事故处理程序动作自动投油助燃时，自启该燃油泵；若此前已有燃油泵在运行，“DCS”系统则不再启动燃油泵，直接进行投油。3.7.7.3 当联锁开关（LK）切至“备用”状态时，对应的燃油泵切换开关(ZK)切至远方同时,该燃油泵被指定为“备用”泵，当在“工作”位置运行的燃油泵跳闸，则该燃油泵自启；当“工作”泵与“备用”泵的联锁位置不对应时，联锁（LK）将失去功能。3.7.7.4 运行中应将三台泵的联锁开关（LK）分别切至“工作”、“备用”、“试验”位置，不得同时将任意两台泵指定为“工作”泵或“备用”泵；定期切换时必须将燃油泵的联锁开关切至相应位置。3.7.7.5 “DCS”系统内只有启动燃油泵功能，无闭锁功能和停泵功能。当在炉前燃油系统画面内启动燃油泵时，画面上有燃油泵运行状态显示，控制屏上对应的燃油泵合闸指示灯亮，因无闭锁功能其它炉均能停掉该台燃油泵。正常情况下不使用该方式启动燃油泵，事故处理自启燃油泵时，必须及时将控制屏上自启的燃油泵开关合闸一次，“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，闭锁功能有效。3.7.7.6 控制屏上燃油泵控制开关具有启、停燃油泵和闭锁功能，正常情况下应使用该方式启动燃油泵，合上燃油泵开关时，对应泵的合闸指示灯亮及“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，同时闭锁，其它炉均停不掉该台燃油泵。当本炉不用油时，应及时将该燃油泵开关切至分闸位置，“本炉某燃油泵投入”光字牌灭，合闸指示灯灭；若合闸指示灯不灭，则表示其它炉正在用油。3.7.7.7 燃油泵运行规定 各台炉根据需要可随时启、停燃油泵，正常情况下一律使用控制屏上燃油泵控制开关，事故自启燃油泵或用油前已有燃油泵在运行，必须将对应泵的控制开关置于“合闸”状态，用油结束，应将对应泵的控制开关置于“分闸”状态；启、停燃油泵邻炉之间不需要相互联系。 三台燃油泵正常情况下，每月一日早班切换一次，由燃油泵值班工负责切换，并由6机单元长将三台燃油泵的状态及时通知各炉司炉及值长、单元长，并分别作好记录，每班都要做记录交接班。 当运行的燃油泵跳闸，备用燃油泵自启后，用油炉必须将自启的燃油泵屏上控制开关置“合闸”状态，将跳闸的燃油泵控制开关置于“分闸”状态。同时，用油炉要立即通知燃油泵值班工将自启的燃油泵联锁开关LK切至“工作”位置，将能备用的燃油泵切至“备用”位置，由6机组单元长将燃油泵情况及时通知有关人员。3.7.7.8 运行中注意事项 三台燃油泵没设就地事故按钮，当需要紧急停止燃油泵运行时，需将就地切换开关(ZK)切至“就地”位置，就地停掉燃油泵。 各炉用油，要及时通知燃油泵值班工或6机组单元长，并报知投用油枪数量，以便燃油值班工掌握油位。 各炉每班要记录交接燃油泵状态，有不清楚的，要及时联系6机组单元长，确保记录正确。 当本炉不用油时，要确保“本炉某燃油泵投入”光字牌不亮，即本炉各燃油泵控制开关在“分闸”位置。 正常运行中，1、8炉的燃油再循环门要微开，有油流动声即可，当1或8炉检修时，再循环门分别有2或7炉开启，依次类推。此项工作由值长负责安排。 当用油量较大时，燃油泵值班工要加强检查，防止燃油泵超电流运行。同时由值长负责协调调整燃油再循环门，直至关闭。如燃油泵电流仍达额定电流，可增开一台燃油泵，若燃油母管压力偏高，值长应指定一台炉开启炉前燃油再循环门将管压力调整至正常值。同时要加强对燃油系统的检查，一旦用油量小时，值长要联系停掉一台燃油泵。燃油泵全部停止运行，仍要微开燃油再循环门。 正常情况下，本炉燃油压力高、低只准使用本炉燃油调整门调整，禁止使用再循环门或回油门来调整油压。 当本炉“燃油压力高”报警时，要及时通知燃油泵值班工或6机组单元长，防止用油量小而运行二台燃油泵；当本炉“燃油压力低”报警时，应汇报值长，通知各炉检查炉前燃油系统回油门及再循环门，通知燃油泵值班工检查燃油系统并作出相应的处理。3.7.8 给粉组合电源联锁当给粉组合电源联锁投入时，若运行的组合电源开关跳闸，则相应的备用电源自投。3.7.9 低电压保护3.7.9.1 当6000V厂用母线电压降至70时，0.5秒跳磨煤机。3.7.9.2 当6000V厂用母线电压降至52时，9秒跳送风机。3.7.10 受控设备挂牌“禁操”保护“SCS”中所有受控设备均可挂牌“禁操”，当设备或按钮挂牌后，此时即使用计算机对设备进行了操作，其指令也发不出去(包括自动指令)。3.7.11 后备硬操“手动紧急停炉”保护当“DCS”系统全部故障时，按下控制屏上后备硬操“手动紧急停炉”按钮，能够不经“DCS”系统通过硬硬接线直接跳闸所有运行中的排粉机，并向“DCS”系统发出排粉机跳闸指令，实现紧急停炉。3.7.12 锅炉“停机即停炉”保护当“停机即停炉”保护投入时，如汽机发生事故造成主汽门关闭，则保护动作，锅炉按紧急停炉处理。请参阅“灭火保护”（3.9.2）一节。3.8 自动、程控装置整台机组采用美国MOORE公司APACS系统硬件和软件组成的GKS-9000分散控制系统，实现对机组的运行监视和生产过程的自动控制。由三个操作员站、一个工程师站以及六个过程处理单元（数据采集站DAS站；模拟量控制1站MCS1站；模拟量控制2站MCS2站；顺序控制1站SCS1站；顺序控制2站SCS2站；汽机保护和事件顺序记录站ETS站）组成。3.8.1 数据采集系统“DAS”在整个分散控制系统中完成对机组的开环监视，对运行中的输入输出信号进行巡回检测、收集和处理，具有事故追忆、报警、记录等功能。3.8.2 顺序控制系统“SCS”对主要辅机的启停或投切采用顺序控制。3.8.2.1 制粉系统顺序控制；3.8.2.2 炉前燃油顺序控制；3.8.2.3 一次风顺序控制；3.8.2.4 二次风顺序控制；3.8.2.5 安全门控制；3.8.2.6 定排系统程序控制；3.8.2.7 本体吹灰顺序控制；3.8.2.8 事故处理顺序控制。3.8.3 机组协调控制系统“CCS”主要完成机组安全运行的自动调节。它有以下功能：3.8.3.1 负荷指令和协调控制；3.8.3.2 燃料控制；3.8.3.3 主蒸汽、再热蒸汽温度控制；3.8.3.4 炉膛负压控制；3.8.3.5 给水自动控制；3.8.3.6 一次风自动控制；3.8.3.7 二次风自动控制；3.8.3.8 磨煤机出口温度控制；3.8.3.9 磨煤机润滑油压自动控制；3.8.3.10 风量控制；3.8.3.11 浓稀相风门自动控制；3.8.3.12 事故处理自动。3.9 主要辅机的联锁及灭火保护3.9.1 锅炉辅机联锁3.9.1.1 当运行中的两台吸风机事故停机时或只有一台运行而事故停机时，联锁跳闸运行中的送风机、排粉机、给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机，关闭燃油总门。3.9.1.2 当运行中的两台送风机事故停机时或只有一台运行而事故停机时，联锁跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机，关闭燃油总门。3.9.1.3 当运行中的排粉机事故停机时，联锁跳闸相应的给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机。3.9.1.4 当运行中磨煤机事故停机时，联锁跳闸相应的给煤机，磨煤机冷风门打开，热风门关闭。 3.9.2 锅炉灭火保护“FSSS”系统3.9.2.1 当锅炉灭火保护投入,发生下列情况之一时，发出“MFT”跳闸信号： 吸风机均停； 送风机均停； 手动“MFT”跳闸； 手动“紧急停炉”硬按钮； 炉膛压力+1.5kPa； 炉膛压力-1.5kPa； 失去燃料； 全炉膛无火焰； 汽包水位+250（汽包水位保投入时）； 汽包水位-250（汽包水位保投入时）； 汽机主汽门关闭（“停机即停炉”保护投入）。3.9.2.2 当发生“MFT”动作时，跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机；切断直接点火燃烧器高能点火装置电源；关闭燃油总调门及燃油快关门；关闭各油枪电磁阀；切断其它各油枪点火枪电源、油枪点火枪均自动退出（点火装置内部实现）；关闭制粉系统3、6、8、10、11风门；关过热器减温水总门，关甲一、二级减温水调整门，关乙一、二级减温水调整门，关事故喷水门调整门；关14 一次风门；上层二次风门关至10%、中上、中下层二次风门关至50%。“MFT”信号不消失，以上设备均处于强制状态。3.9.2.3 发生“MFT”跳闸后，当满下列条件时： 排粉机均停； 给粉机均停； 燃油快关阀关； 无锅炉跳闸指令； 各层火检3/4无火； 有吸、送风机运行，且送风机勺管开度大于30%。自动进入清扫程序 ，“正在清扫”指示灯亮，5分钟后“清扫完成”指示灯亮，“MFT”指示灯灭。3.9.2.4 清扫过程中,若清扫条件不满足,清扫立即中断,“MFT”灯仍亮，所有动作设备均仍被强制，当清扫条件再次满足时，方能自动进入清扫程序，但清扫时间重新计时,吹扫完成后，方能解除强制；否则，只有联系热工人员在工程师站“复归”，“清扫完成”灯亮，“MFT”信号消失，立即解除所有被强制的设备。3.9.3 锅炉联锁示意图： 4 锅炉的启动4.1 检修后的试验验收4.1.1 试验验收所必须具备条件：4.1.1.1 机组大、中、小修试验前，锅炉、电气、热控公司必须提供所有设备、系统变动的设备异动报告。4.1.1.2 全部检修工作结束，所有工作票全部终结。4.1.1.3 为检修工作而采取的临时安全措施应全部拆除并恢复原状，现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，保温及照明完整、良好。4.1.1.4 锅炉本体，辅机及风、烟道等设备完整，内部无杂物。4.1.1.5 管道、阀门连接良好，并有符合电力工业技术管理法规所规定的漆色标志。4.1.1.6 表盘上各仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照明，声、光报警信号良好。4.1.1.7 “DCS”系统能正常投入使用。4.1.2 运行人员必须参加设备验收工作。试转验收过程中，必须对设备、系统进行认真的检查和试验，并将试转的详细情况记入运行日志。4.1.3 在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时做好记录，检修人员必须在投运之前予以消除。4.2 启动前的试验锅炉大、中、小修后或停用较长时间，应对主要辅机、各阀门挡板、热工保护、辅机联锁、事故按钮、程控装置等全部进行试验。试验良好，验收合格后，方可正式投入运行。4.2.1 各阀门、风门、挡板试验4.2.1.1 联系热工送各伺服机电源，将各有关仪表、“DCS”系统投入运行。4.2.1.2 逐一试验各电动门、调整门、风门、调节挡板全开全关良好，开度方向指示正确，全程开度与实际位置相符，动作灵活。4.2.2 磨煤机保护及油泵联锁试验4.2.2.1 联系电气将磨煤机开关送至试验位置，磨煤机油泵送电。4.2.2.2 联系热控保护人员、电气继电保护人员到现场参加试验。4.2.2.3 检查磨煤机润滑油系统应处于启动前位置。4.2.2.4 启动1磨油泵，调整供油压力至正常值（0.12MPa0.15MPa），投入联锁，停1磨油泵应停不掉；解除联锁，停止1磨油泵；开启2磨油泵，油压正常后投入联锁，停2磨油泵应停不掉。4.2.2.5 缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.10MPa时，低油压报警，1磨油泵应自启。4.2.2.6 解除联锁，停止2磨油泵，缓慢关小再循环门，将供油压力调至正常值。4.2.2.7 投入联锁，缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.10MPa时，低油压报警，2磨油泵应自启。4.2.2.8 解除联锁，停止2磨油泵，保留1磨油泵运行，供油压力保持在0.10MPa，合1、2磨煤机开关应合不上。4.2.2.9 缓慢关小再循环门，将供油压力调至正常值，合上1、2磨煤机开关应均正常。4.2.2.10 缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.08MPa时，1、2磨煤机开关应均跳闸。4.2.2.11 全部试验完毕，缓慢关小再循环门，将油压调至正常值，停止磨油泵运行。4.2.3 预热器稀油泵站联锁保护试验4.2.3.1 联系电气将空预器稀油泵送电。4.2.3.2 联系热控保护人员、电气继电保护人员到现场参加试验。4.2.3.3