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350MW锅炉运行规程 第一章 设备规范1. 1主机设备规范 1.1.1锅炉设备主要技术规范 锅炉：制造厂家中国哈尔滨锅炉有限责任公司 额定蒸发量1156t/h 汽包压力 19.8Mpa过热蒸汽出口压力（表压） 17.31Mpa 再热蒸汽进口压力（表压） 4.01Mpa再热蒸汽出口压力（表压） 3.81Mpa过热蒸汽出口温度 541 再热蒸汽进口温度 332 再热蒸汽出口温度 541 给水温度 281 锅炉效率 92.7% 再热器设计压力（表压）4.52Mpa 燃料消耗量 158.2 t/h 1.2主要辅机规范1.2. 1锅炉辅机设备规范表 设备名称 配套电动机1.2.1. 1回转式空气预热器型 号 28.5VNT1960 型 号 Brook Hansen W-DA160MJ-D 受热面积 29580m2 额定功率 5.92KW电动驱动转速 1转/分 额定电压 380V10%气动驱动转速 0.5转/分 频 率 50H5% 额定转速 1420转/分1.2.1.2送风机型 号 ASN-1950/1000 型 号 风机全压（BMCR）3.598KPa 额定功率 900KW （TB）4.73KPa 额定电流 流 量（BMCR）110.72m3/s 电 压 6000V （TB）136.02m3/s 频 率 50Hz5%转 速 1490r/min 转 速 1049转/分 级 数 结线方式 绝缘等级 1.2.1.3吸风机型 号 AN28 型 号 风机全压（BMCR）3.304KPa 额定功率 1800KW （ECR）2.845KPa 额定电流 流 量（BMCR）247.19m3/s 电 压 6000V （ECR）235.68m3/s 频 率 50Hz5%转 速 745r/min 转 速 转/分 级 数 结线方式 绝缘等级1.2.1.4一次风机型 号 单吸入悬臂离心式 型 号 风机静压（BMCR）11.066KPa 额定功率 KW （TB）14.386KPa 额定电流 流 量（BMCR）179640m3/h 电 压 6000V （TB）287892m3/s 频 率 50Hz5%转 速 990r/min 转 速 转/分 级 数 结线方式 绝缘等级1.2.1.5 给煤机型 号 GM-BSC21-26 型 号 SM40GCWD-V300R-LFNP-95 出 力 80t/h 额定功率 2.2KW调节范围1296t/h 额定电压 380V胶带速度 0.0540m/s额定电流 A 频 率 50H 转 速 转/分 绝缘等级 1.2.1.6磨煤机型 式 空气吹扫-正压-双端 型 号 西屋公司转 速 17.2rpm 电机功率 1475马力 装球重量 68.9t 额定电压 600010%V钢球直径 50-37-25mm 电机转速 985rpm煤粉产量 t/h 额定电流 A1.2.1.7火焰扫描器、冷却风机和事故冷却风机型 号 HD22F/R3 离心 电机功率 1.5KW空气温度 25 电机转速 2900rpm静 压 3.5KPa 交流电压 380VAC出 力 0.68t/h 直流电压 220VDC1.3主要辅助设备规范1.3.1锅炉辅助设备规范1.3.1.1汽包内 径 1778mm壁 厚 140mm长 度 16640mm材 料 AM60ST汽水分离器 621.3.1.2 省煤器型 式 非沸腾式管 径 50.8mm横向节距 114.3mm纵向节距 102mm受热面积 4082m2材 料 A210-A1.3.1.3再热器A 辐射再热器管 径 54mm横向节距 57.15mm受热面积 376m2B中间再热器管 径 54mm横向节距 171.45mm纵向节距 102mm受热面积 1500m2管 材 A213-T22C末级再热器管 径 63.5mm横向节距 171.45mm纵向节距 102mm受热面积 3500m21.3.1.4安全门A过热器出口：两个274-L3”背压弹簧安全门 一个1538UX2”电磁安全门排汽量 动作压力149.312t/h 18.424MPa149.695t/h 18.612MPa116.772t/h 18.24/18.06MPaB再热器入口：四个211-R6”R8”背压弹簧安全门排 汽 量 动作压力222.003t/h 4.9/4.704MPa222.870t/h 4.949/4.7432MPa226.314t/h 4.998/4.7922Mpa230.924t/h 5.0372/4.8412MpaC再热器出口：二个224-P3”P6”背压弹簧安全门排汽量 动作压力74.159t/h 4.459/4.2728Mpa74.931t/h 4.557/4.3708MPaD汽包顶部：四个TAL-271-L3”背压弹簧式安全门排汽量 动作压力240.099t/h 20.384/19.56MPa241.984t/h 20.492/19.6588MPa245.452t/h 20.58/19.7568MPa245.452t/h 20.58/19.7568Mpa第二章 机组启动并网运行2.1 机组启动总则2.1.1机组启动要有运行部门发布的经厂部批准的启动命令,并由当值值长下令执行。2.1.2备用中的机组启动要有中调的调度命令,并由当值值长下令执行。2.1.3机组启动前,各项影响机组启动的检修工作必须全部结束,各项影响机组启动的热力工作票，电气一、二种工作票及明火作业票需全部办理完工作终结手续。检修工作现场采取的临时措施需全部拆除，设备和现场条件符合机组启动的要求。2.1.4机组大修或设备变更后的机组启动之前，检修部门必须向运行人员详细交底，并需提供设备变更单，以使运行人员能够掌握设备变化后的情况，以便正确操作投入运行。1. 2机组冷态启动前检查准备工作2.2.1机组启动前，下属系统和设备状态要求：2.2.1.1化学闪蒸设备运行正常,并已制备了充足的除盐水(约1500吨)。2.2.1.2压缩空气系统工作正常,机组的仪用和杂用压缩空气已正常投入.。2.2.1.3厂用电系统的变压器、开头、母线、负荷开关、仪表和保护已完成规定的试验和传动，恢复到机组启动前的供电方式，6KV母线及380V各母线低电压保护掉牌均应复归。直流系统，UPS不间断电源系统已恢复到正常运行方式且供电正常。2.2.1.4机组的闭式冷却水系统已投入运行,至少有两台闭式水泵可用,母管压力应200KPa，水质化验合格。2.2.1.5凝结器和除氧器上水至正常水位,水质化验合格。2.2.1.6炉水循环系统经过循环冲洗换水合格。2.2.1.7辅助蒸汽系统已由另一台机组或一期供汽、15ata联箱投入并已向用户供汽。2.2.1.8燃料煤储备应充足，各磨煤机原煤斗已上煤。2.2.1.9机组启动前，除尘、除灰系统具备投入运行条件，锅炉炉底灰斗密封槽注密封水到溢流水位，冷灰斗已注满水，投入灰斗加热，绝缘子加热。2.2.1.10锅炉燃油系统已经充油，并已进行油循环。2.2.1.11 220KV各刀闸220控制电源及380V动力电源合入，452G开关220V控制及操作直流合入，空压机380V交流电源合入，SF6气体压力及压缩空气压力正常，压缩机自动启停正常。2.2.1.12 机组启动前,锅炉自动系统BAS燃烧器管理系统BMS,锅炉控制系统BCS,锅炉应力监视系统BSE,锅炉报警系统AS必须投入,功能正常。2.2.1.13机组启动前,EHC、TCI、N90电源送上，DCS、DLS、DIS站及记录表必须投入，MCS（4机OIS）显示，功能操作正常，所有热工仪表（包括就地表计）全部投入。2.2.2 机组检修后必须进行下列试车和试验：2.2.2.1辅机的联锁，联动试验和事故按钮停止试验。2.2.2.2锅炉的各电动门开关动作试验,启动阀门、气动挡板的全行程调节试验和电、气源终断闭锁试验及联锁试验。2.2.2.3机组大、小修后必须进行机、电炉的各信号报警和保护跳闸试验；大联锁程序正常动作试验以及事故按钮跳闸动作试验、试验正常后投入。2.2.2.4锅炉承压部件检修后,锅炉点火前需进行水压试验。2.2.2.5检修后，汽包、主蒸汽系统、再热蒸汽系统进行安全阀整定值试验。汽包、主蒸汽系统安全门试验时要求在主蒸汽管暖管停止后和在安全阀起座试验前将汽包水位高、低跳闸保护退出、试验完毕后上述保护应投入。校对安全阀时锅炉只允许投油枪。2.2.2.6机组启动前所有声光报警光字牌(主控盘、就地盘)能正常报警。2.2.3 保护及联锁2.2.3.1锅炉汽包水位极高+250 5S 锅炉汽包水位极低300 10S2.2.3.2炉膛压力极高+2000P 1S炉膛压力极低2000P1S2.2.3.3锅炉总风量极低310t/h 5S2.2.3.4锅炉全部燃料终断。2.2.3.5机组火焰故障2.2.3.6汽机跳闸同时旁路故障 1S2.2.3.7全部送风机停运2.2.3.8全部吸风机停运2.2.3.9全部预热器停运60S2.2.3.10 N-90冗余的I/O插件故障2.2.3.11按下锅炉事故按钮.2.2.4遇有下列情况,机组不允许启动2.2.4.1锅炉的跳闸保护试验动作不正常2.2.4.2锅炉的大联锁保护试验动作不正常（停炉不停机条件除处)。2.2.4.3机组主要表计不能投入或失灵A 锅炉：过热汽温表、过热汽压表、汽包电视水位计和光纤水位计，过热蒸汽流量表。2.2.4.4水质不合格2.3机组冷态启动1.3. 1锅炉点火程序2.3.1.1锅炉上水控制汽包水位到-100左右。2.3.1.2启动烟风系统A、B通道（其中一次风机启动一台）。若环境温度5KP，启动第二台海水循环泵。E 燃烧稳定后，停止油枪运行，按调度要求升机组出力。第三章 机组运行的监视调整3.1总则3.2锅炉正常运行的监视调整3.2.1 汽包水位的调整 锅炉汽包水位应以直观水位计批示为准，正常运行时，要保证有两只指示正确的水位计可供监视调节汽包水位。并按定期工作要求进行冲洗和校对，做好记录。3.2.1.1低负荷期间给水调整 锅炉点火后应缓慢上水尽量保持锅炉的连续上水如不能保证连续上水时可采用间断上水。 水位用低负荷给水门LV600控制。省煤器再循环门开启状态。 给水连续后，汽包水位调节设定点在-50-100之间，给水泵勺管自动差压调节配合给水旁路门单冲量调节汽包水位，省煤器再循环关闭。3.2.1.2高负荷期间给水控制 当机组负荷接近额定的25%时，锅炉给水由旁路门LV600控制倒由主给水门F019逐渐开户给水泵勺管调节控制。 在给水调节方式切换时，需维持汽压，负荷和燃烧情况的相对稳定，减少对给水控制调节的扰动并避免与倒部分进汽重合。 随着机组负荷进一步升高当50时，投入第二台给水泵并列运行，第三台给水泵投备用。3.2.2过热蒸汽温度的调节3.2.2.1锅炉冷态启动点火升压阶段，过热蒸汽温度的升高使用改变总风量，摆动燃烧器角度和变化燃烧强度等手段进行调节控制。 给水温度，自用蒸汽量和机炉疏水排汽量的多少影响着锅炉的燃烧强度和升压速度，影响着过热蒸汽温度。加强机炉操作的协调使过热蒸汽温度符合要求。3.2.2.2汽机冷态启动要求过热蒸汽压力在5.06.0MP。温度340360范围。为了保证在汽机冲车过程中维持这样的参数并且稳定则采取尽可能减少自用蒸汽量和机炉汽水排量的办法。高压加热器随机启动，给水温度控制在100以上避免汽温增长过快汽机胀差超标被迫停机。3.2.2.3汽机冲车升速过程中，应逐渐关小过热器对空排汽门F184以补偿汽机升速用汽量增加造成的汽压下降，不致于使锅炉迅速增加燃烧强度而汽温上升。3.1.2.4机组并网后做好投入过热器的准备工作 当过热器出口温度已达500以上，低温过热器出口温度已达400以上，即可投入一级减温器，并且控制减温水量使减温器出口温度至少有20的过热度。3.1.2.5随着机组负荷的增加，汽温上涨。当负荷达100MW左右，根据汽温情况，投入二级减温器。温度控制同一级减温器。3.1.2.6机组调整负荷时，应注意锅炉的燃烧强度不要变化太快以免造成锅炉超温。3.1.2.7 减温水的控制调节应逐渐进行，避免大开大关，以防造成减温器撞击，减温器出口温度始终有20以上的过热度。一级减温器作为汽温粗调，保证屏式，分盘过热器不超温。二级减温器作为细调，保证过热器出口汽温在5405。当给水品质较差时，特别注意减温器的使用，要避免大量减温水喷入造成过热器积盐。3.1.2.8锅炉燃煤运行时，严格按规定进行吹灰工作，当过热器元件超温时，应加强对炉膛的吹灰。3.1.2.9锅炉压力和给水压力变化时，减温水量都应做相映的调整。 在进行给水调节方式单冲量三冲量的切换过程中，由于给水压力变化大会影响减温水量的变化，切换时，应有专人监视给水压力变化调节减温水量。3.1.2.10在改变锅炉燃烧、送风量和氧量时，过热减温水量应做相映的调节，以减缓汽温不发生剧烈的变化。3.1.3再热蒸汽温度的控制3.1.3.1锅炉点火到汽轮发电机并网前,锅炉以较低的燃烧强度运行，炉膛出口烟温的控制应540，防止再热器元件超温。3.1.3.2机组并网后低负荷运行，由于燃烧总风量保持不变，再热蒸汽温度与主蒸汽温度的差可以通过燃烧器角度在小范围内调整，操作摆动燃烧器角度时应缓慢进行，每次改变35；间隔510分钟再操作下一次，同时注意不应使辐射再热器、屏式、分板式再热器元件超温。并且不要使摆动燃烧器到上下极限位置。 在利用上摆燃烧器提高再热器蒸汽温度时注意过热器一、二级减温器出口温度不得过低，至少有20以上的过热度。3.1.3.3当机组负荷升高时投入制粉系统后，燃烧强度的增加和燃烧所需空气量的变化，再热蒸汽温度会以较快的速度上升。在此期间特别注意投入磨煤机时，高压加热器已经正常运行，锅炉吹灰后各受热面温度已经在极限值以下并有调节裕量，磨煤机启动后燃烧强度应缓慢地逐渐增加，防止锅炉赶上火造成严重超温，制粉系统投入后随负荷的增加燃烧器摆动角度应逐渐摆到水平位置以下，过热器喷水随之适当增加，防止过热器超温。3.1.3.4锅炉投磨后，除按规定进行吹灰工作外，还应根据负荷高低及再热器元件温度的变化加强炉膛吹灰工作，以防止受热元件超温。当机组负荷达到65额定负荷时，将再热蒸汽温度逐渐提高到540。3.1.3.5再热喷水减温器为紧急情况下降温之用,当燃烧器角度已摆到极限值附近,燃烧氧量已降到最低水冷壁连续吹灰仍不能使再热温度降至545以下时,投入再热喷水减温器,喷水阀前压力控制在9.0MP,喷水量的大小不应使减温器出口汽温的过热度小于20.3.1.3.6再热喷水减温器投入备用,应在再热蒸汽温度达到530以上时进行。3.2.4锅炉燃烧调整3.2.4.1锅炉冷态启动点火前,制粉系统处于停止状态；渣油系统长循环进行加热，供油压力控制在0.51.0MP；送风量控制在400t/h；风箱/炉膛压差控制在400600P；炉膛压力控制在-50-100P。3.2.4.2当第一支(或第一对)油枪点燃后,应及时将渣油压力控制在低于雾化蒸汽压力0.14MP以下，防止油压高于汽压。油枪点燃点火器退出后，对应的燃料空气挡板PZ784AD应每秒5的速率步进开户。二次小风门仅作为调节风箱/炉膛压差的手段。3.2.4.3从锅炉燃烧室清扫到投磨之前总风量保持不变。风量过小,会造成炉膛清扫失败或锅炉跳闸,风量过大,会造成燃烧火焰不稳定和汽温上涨过快,锅炉总风量仅使用送风机入口挡板调节。3.2.4.4锅炉在增加油枪投入数量或有油枪跳闸时,应及时增大或减小燃油调节阀的开度,控制好燃油压力和油/雾化蒸汽差压80KP。油压突然升高会造成汽包水位高、油压太低锅炉易灭火。3.2.4.5锅炉投入磨煤制粉系统行后,应根据给煤量的大小控制磨煤机一次风量和各角输送风量；单位t/h磨煤机给煤量 磨一次风量 各角输送风量 周界风开度 20.00 53 9.00 0% 25.00 53 9.00 60% 215 60 10.0 90% 224 75 11.0 100% 磨煤机投入运行后,旋风分离器出口三次风挡板应根据磨煤机一次风量的大小开户适当的开度。磨三次风挡板开度 磨一次风量t/h0 050 53100 753.2.4.6锅炉不同负荷运行时,风箱/炉膛压差及氧量的调整。过热蒸流量t/h 负荷MW 风箱/炉膛压差P 氧 量 0 0 400 315 80 450500 160 750 56700 200 750 451300 328.5 900 343.2.4.7在燃料控制及送风控制均处于手动方式运行时,增加负荷要遵循先加送风 量,后加燃料量的原则,减少负荷要遵循先减燃料量,后减送风量的原则,避免燃烧不完全冒黑烟。 在锅炉氧量表不准时，应自15米层窥火孔观察炉内火焰。如呈暗红色并且烟囱冒黑烟此时应加大送风量，火焰呈橙黄色无烟风量基本适合，若火焰发白亮则表明风量过大需减小送风量。如果燃煤量表计和总风量表计准确，可粗略地估算以燃煤量X9.510作为总风量的参考控制值,改变风量应缓慢以免对汽温产生大扰动。3.2.4.8若风/燃料配比适当锅炉呈现燃烧不良现象时,应重点检查各燃料空气挡板是否正常或合适,若发现个别燃烧器的燃料空气挡板不正常时,应联系检修人员处理。3.2.4.9当机组负荷50%锅炉燃烧设备正常，两台磨或以上运行时应考虑断油运行，减少助燃油应缓慢进行。 每停止一支油枪时运行人员应该就地检查到角煤燃烧器的火焰变化情况，若发现该角火焰明显发暗或着火点远离喷燃器口，应立即恢复该角助燃油，对煤粉燃烧器的输送风量，燃料空气挡板等进行仔细地检查和调整。保证各参数在最佳状态时再试停油枪，直至全部油枪退出运行。3.2.4.10锅炉无油枪运行期间应特别注意煤种的变化，燃煤的挥发份，发热量变化较大时，应做相应调整。 燃煤的挥发份 磨各角输送风温度 风量 出口温度 20% 180200 12 8090 当锅炉燃煤的挥发份及发热量远远小于设计值时,应适当提高各角输送风温度，降低输送风流量，必要时应增加锅炉负荷或投入助燃油运行，防止锅炉灭火。 当燃煤挥发份高于设计值时，运行人员除了对燃烧进行相应调整外，还应加强锅炉吹灰工作，加强各角燃烧器，风箱风门的巡检工作。各已投入的燃烧器的燃料空气挡板应保持全开。若发现燃烧器风箱有过热，冒烟或烧红等现象时，应汇报值长采取措施防止事故扩大。3.2.5锅炉负压控制3.2.5.1锅炉冷态启动烟风系统之前,炉底灰渣斗及密封水槽必须注满水。在启动风机后,其入口挡板开度随送风机出力的增加而逐渐开大,以使炉膛压力控制在-50-100P左右。3.2.5.2在吸风机入口挡手动运控制期间,若增大送风量时吸风机入挡板开度也应做相应改变以维持炉膛负压运行。3.2.5.3当吸风机入口挡板自动控制设备完好时,即可投入自动调节方式,其步骤如下:A 手动控制两台吸风机入口挡板使之输出基本相等,炉膛负压控制正常。B 将吸风机入口挡板控制站上的定值器调节当时炉膛实际负压值附近，偏值回调到零。C 逐个地将两台吸风机入口挡板控制站投入自动，观察挡板开度不应有较大幅度的变化， 保 持炉膛负压稳定。3.2.5.4在增加投入油枪对数或,投入磨煤制粉系统时,由于炉膛热负荷的突然增加,炉膛负压会有较大幅度的波动,此时运行人员应加强对负压控制的监视。若自动控制调节迟缓,应切手动调节使炉膛负压稳定。3.2.5.5机组运行中磨煤机跳闸,炉膛热负荷突然减少,炉膛压力会迅速下降,此时运行人员应监视吸风机入口挡板会自动迅速关小以维持炉膛压力不致于低到跳闸值。 （附注：在锅炉冷态启动前，进行炉膛正负压跳闸保护试验时，禁止用增减送引风机入口挡板开度使炉膛压力真的达到2.0KP有办法进行试验,应采用打气筒给压力开关加压的办法进行,以免造成锅炉设备的损坏。）3.2.6 正常运行中的汽水品质（表）名称样品项目 标准钠g/l二氧化硅g/l铁g/l钢g/l硬度mol/l溶解氧U/lPH 导电度 s/cm 总含盐量G/l氯离子G/l联氨G/l磷酸根G/l油G/l污染指数 F1蒸汽1020200.1*给水10争取52020争取3 09.0-9.4 争取9.1-9.4 0.1*30-400.3凝结水处理前(8)(20)30(2.0)处理后1083308.8-9.20.1炉水挥发处理1201509.0-9.3争取9.1-9.3102.00.5非挥发处理 7.0 0.5闪蒸淡化水 1.436级海水7.2-7.5反渗透入口水1006.0-8.0 此建议加上指标超过某一数值,处理无效应考虑停机处理。3.2.7锅炉正常运行参数(表)序号 项 目 单位 正常 最高 最低备注1蒸发量燃煤时T/h t/h1110 11102汽包压力Mpa19.423汽包水位MM100+250-3004过热器出口压力MPa17.45过热器出口温度5406再热器进/出口压力MPa3.86/3.637再热器进/出口温度328/5408末级再热器壁温5455959屏式过热器壁温52557510屏式过热器出口温度43711末级过热器壁温52557512排烟温度1203.2.8锅炉最大负荷与控制负荷时的汽、水及烟气参数（表） 蒸 汽 烟 气流量入/出口压力MP入/出口温度流量t/h入/出口温度MPa入口流速m/s排烟损失mmhg省煤器 111019.7/19.6296/3061330405/3658.5/9637.718.1/18268/2861085398/3497.0/6低温水平过热器111019.1/18.9366/3981330638/40510.4/56637.717.1/17.6362/4231085599/3988.3/36低温屏式过热器111018.9/18.8398/4021330677/6589.6/1.0637.717.6/17.55423/4291085632/6177.6/0.7中间再热器8783.7/3.6384/4271330746/68411.5/45922.5/2.4366/4151085697/6399.1/2末级再热器8783.6/3.55427/5401330910/76212.1/85922.4/2.37415/5401085844/7129.4/5末级过热器111017.9/17.4479/54013301037/9178.2/2.0721.517.1/16.9473/5401085958/8506.4/1.0板式过热器111018.3/18437/47913301118/10378.0/0.5683.817.3/17.2415/50910851031/9586.2/0.3屏式过热器111018.7/18.4402/437683.817.5/17.4401/451辐射式再热器878.83.8/3.7428/3845922.5/2.47298/3663.3机组限负荷的规定3.3.1下列设备故障或停运时,应限制机组负荷运行3.3.1.1一台送风机故障停运时,减负荷到60%以下3.3.1.2一台引风机故障停运时,减负荷到60%以下3.3.1.3一台空气预热器故障停运时,减负荷到60%以下 3.3.1.4仅一台炉水循环泵运行,其它两台故障时,减负减负荷到40%以下3.3.1.5仅一台一次风机运行时、锅炉仅允许投入一台磨煤机3.3.1.6全部高压加热器退出进行时，锅炉过热器和再热器不就超温且负荷不应超过220MW3.3.1.6全部高低压加热器退出运行时,应控制机组出力为最大出力的60%3.3.8一台给水泵运行,另两台给水泵退出备用时,机组负荷,限制在50%以下3.3.9当受热面元件超温,受热面吹灰无效时,也应调整负荷直到受热面温度正常。其各受热面金属温度如下表:受热面名称 最高温度() 正常温度() 低温过热器 482 432板式过热器 513 463屏式过热器 575 525末级过热器 575 525 辐射再热器 497 447末级再热器 595 5453.4定期试验工作1.4. 1注意事项3.4.1.1主机试验时首先取得值长同意后,方可进行。3.4.1.2试验时,注意信号和有关数据,发现不正常情况应停止试验,联系有关部门处理,试验后应做好记录。3.4.1.3试验中,机组发生事故时应停止试验，并进行事故处理。3.4.1.4试验工作如未能按规定日期进行,应写明原因。1.5. 2试验内容及日期规定(表)序号 内 容日期值别1摆动燃烧器犯卡试验周一一2一次风机备用润滑油泵定期轮换周五一3磨煤机备用润滑油泵定期轮换周五二4油箱油位计活动周五二5推力轴承磨损试验每月5日一6盘车马达试验每月10日一7空气预热器事故马达管路放水每月20日二8磨煤机分配器的清理每日二9油枪更换二支每日二10油枪吹扫每日三11各辅机轴承油、油质、油位检查每日一二三12汽包水位计冲洗第二个二值班二第四章 机组的正常停止（停机检修） 机组的长期停运（停机检修）4.1停机的准备工作4.1.1通知输煤部门提前停止将要停运机组的上煤。4.1.2提前走空一台磨煤机制粉系统，包括原煤斗、给煤机、磨煤机，走空后记录此台磨煤机电动机空载电流和功率。停止此磨运行投入盘车。启动原备用一套制粉系统。4.1.3锅炉二级扩容罐停止运行，疏水倒定排罐。将要停运机组的15ata压力联箱、2.9ata联箱供汽倒由另一台运行机组供汽。A 另一台运行机组15ata联箱压力控制站应在“自动”位置。B 打开两机15ata联箱母管联络手动门。C 本机组15ata压力控制站控制切“手动”、逐渐关小本机15ata汽源控制门直至关闭。D 关闭本机组低温过热器至15ata、高排至15ata、五段抽汽至2.9ata联箱调节手动门。4.1.4本机组所供公用系统闭式水倒另一台运行机组供给；先开另一台运行机组公用系统闭式水门，后关本机组所供公用系统闭式水门。4.1.5海水冷却系统两机分开运行,分别将两机组备用循环泵启动正常,关闭循环泵出口联络管上的两个电动门。4.1.6锅炉全炉进行一遍吹灰,空气预热器两次吹灰(吹灰后将吹灰系统解列、冬季做好防冻措施)。4.1.7检查以下表计齐全、工作正常。 汽机轴向位移表；汽缸膨胀、胀差表；振动表；主、再热蒸汽温度表；压力表；汽缸金属温度、轴承回油温度、轴承金属温度表等。4.1.8试验汽机电动吸入泵、盘车油泵、事故油泵、盘车马达正常，停止，投“自动”。 4.2滑停降负荷程序4.2.1滑停要求：根据滑停曲线分阶段降低温度，降低压力，严格控制好下降速率，主蒸汽，再热蒸汽温度下降速率每分钟0.5，主、再热气温偏差控制要30，主汽温度每小时下降30,主汽压力在6Mpa以上时每分钟下降0.033MP，每小时下降2MP。总的汽缸金属温降率0.5/min，以1小时为一个降温降压阶段，前50分钟降温30，降压2MP，后10分钟稳定运行观察，汽缸温度下降速度。汽机各主要参数属于正常时，再进一步降温，降压，总的滑停810小时。4.2.2降负荷A 协调控制“汽机跟随方式”按滑停曲线要求随时改变机前压力定值。B 汽机初压限制器应投入，根据机前压力随时改变设定值。C 逐步减少锅炉燃烧的给煤量，风量，降低锅炉负荷（尽量不用增加减温水的办法来降低主蒸汽温度）。D 当各运行磨煤机达70（216t/h ）左右时，投入3.1层油枪,逐步减少最上层制粉系统燃烧出力直至此层制粉系统给煤机和磨煤机粉煤走空,停止磨煤制粉系统运行,磨煤机投盘车。E 机组出力降至200MW时，停止一台循环泵并投入备用。F 机组出力 50MCR左右时，停止一台给水泵并投入备用，投入1.1层油枪，逐步减少第二台磨煤机制粉系统出力直至此系统给煤机、磨煤机粉煤走空。记录此磨电机空载电流和功率，停止该制粉系统运行，磨煤机投盘车。G 停止静电除尘器运行。H 当主汽压力10Mpa时，高压加热器疏水倒凝结器并加强对水位的监视，如果高加水位控制不住则停止四台高加的运行。I 当主汽压力降至6Mpa以下时，按每分钟0.017Mpa速率降低主汽压力,每小时降1Mpa。J 锅炉压力降到4.0Mpa解列电磁安全门。K 逐渐减少最后一台磨煤制粉系统出力，当主蒸汽流量达：3炉为190t/h；4炉为226 t/h，锅炉给水控制调节转换为单冲量方式，其步骤： 在接近单冲量信号出现时，将低负荷给水调节阀缓慢开至80左右核对该阀门输出与反馈动作信号一致，注意给水流量和汽包水位的变化，同时关主水大门来平衡给水流量和稳定汽包水位。运行给水泵勺管控制在自动（或切手动人为调整），逐渐关小主给水大门至40左右，维持给水调节阀前后压差在34Mpa。 单冲量信号出现后，将运行给水泵勺管切为手动，此时主给水大门关闭，低负荷给水调节阀控制汽包水位，设定汽包水位定值-50mm左右，水位稳定，低负荷给水调节门投自动。 给水调节切换过程中应注意过热器减温水量的调解，控制好汽温稳定。L 走空最后一台磨煤机和给煤机存煤粉，记录磨煤机电机空载电流和功率，停止此制粉系统投磨煤机盘车。4.3机组停运程序4.3.1锅炉灭火后,烟风系统继续运行15分钟后将吸、送风机，一次风机全部停止。关闭所有烟风挡板，解列一、二级空加，疏水外排（冬季注意防冻）。4.3.2锅炉汽包维持正常水位。4.3.3炉水温度120时,停止火焰扫描器风机运行。4.3.4炉水温度110时,停止炉水循环泵运行,全炉放水。4.3.5两台预热器若有检修工作只有在预热器入口烟温 200时方可停止。第五章 机组故障处理2. 1事故处理原则5.1.1设备运行中出现故障，运行人员要迅速找原因进行消除，防止故障扩大。5.1.2在值长统一指挥下，对已发生故障的设备注意能否保持继续运行，并设法向非故障设备机组转移负荷，尽可能地向用户供电供热。5.1.3在处理部分电气设备事故时，首先要考虑保证厂用电的不中断，在紧急情况下迅速使用事故紧急电源保证安全停机。5.1.4在处理设备事故的过程中运行各岗位要始终坚持，在交接班时间内也等故障告一段落后方可交班。5.1.5故障处理后，应重点做好记录，便于故障分析，总结经验。5.2机组故障判断处理5.2.1锅炉设备故障5.2.1.1锅炉满水原因：A 给水自动调节失灵，给水泵转速不正常和升高，主给水流量增大；B 锅炉负荷增加太快，运行控制不住水位；C 炉水品质很差，降负荷太快，汽水共腾；D 水位计、给水流量表或蒸汽流