送风机及其系统调试措施..docx

1、编号：大唐抚州/锅炉 -006-2015江西大唐抚州电厂新建工程21000MW机组送风机及其系统调试措施华北电力科学研究院有限责任公司二一五年七月1、设备系统概述1.1 设备概述江西大唐抚州电厂新建工程设计21000MW 超超临界燃煤发电机组，配套建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊型结构锅炉，型号为DG3060/27.46- 1。锅炉设有带炉水循环泵的内置式启动系统。配套汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、八级回热抽汽凝汽式

2、汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600；配套发电机为东方电机厂有限责任公司制造的水氢氢冷却、自并励静止励磁发电机，型号为QFSN-1000-2-27。自给水管路出来的水由炉侧一端进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱中部两个引入口，水流经水平布置的省煤器蛇形管后，由叉型管将两根管子合二为一引出到省煤器吊挂管至顶棚管以上的省煤器出口集箱。工质由省煤器出口集箱从锅炉两侧引出到集中下水管进入位于锅炉下部左、右两侧的集中下降管分配头，再通过下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出

3、口混合集箱汇集，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离。湿态运行时从分离器分离出来的水从下部排进储水罐，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井 /水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。转直流运行后水冷壁出口工质已全部汽化，汽水分离器仅做为蒸汽通道用，启动系统投入暖管系统处于备用状态。汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器，经过水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。过热汽温度采用煤 /水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共 4 个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至高温过热器之间。再热器调温以烟气挡板

4、调节为主，同时在低温再热器出口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。为消除汽温偏差，屏式过热器至高温过热器汽水管路左右交叉布置，低温再热器至高温再热器汽水管路左右交叉布置。同时为减小流量偏差使同屏各管的壁温比较接近，第1页共22页在屏过进口集箱上管排的入口处、高过进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）、高再进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）均设置了不同尺寸的节流圈。每台机组配置 250%容量的汽动给水泵， 2 台机组公用一台30%容量的电泵。机组旁路为 45%容量的高低压串联二级旁路。锅炉过热器出口管道上装设了2 只动力控制泄放阀（ ERV 阀），2 只弹簧安全阀，在屏式过热器

5、进口管道上装设了 6只弹簧安全阀。再热器进、出口管道上分别设置了8 只和 2 只弹簧安全阀。在启动初期，通过炉膛出口烟温探针的监控来实现对过热器和再热器的保护，当炉膛出口烟温高于 540报警，高于 580自动退回。锅炉采用前后墙对冲燃烧方式的旋流煤粉燃烧器，分前墙3 层、后墙 3 层布置，每层 8 只旋流煤粉燃烧器，总共 48 只旋流煤粉燃烧器。燃烧器采用OPCC 新型低 NOx 燃烧器，煤粉燃烧器将燃烧用空气被分为四部分：即一次风、内二次风、外二次风（也称三次风）和中心风。在前后墙燃烧器的上方，各布置了3 层燃尽风，每层 8 只燃尽风喷口，并在前、后墙靠近两侧墙处各布置了6 只贴壁风喷口。本

6、工程 A 层煤粉燃烧器采用等离子点火方式， 其余燃烧器保留常规两级点火系统，即高能点火器点燃轻柴油，轻柴油点燃煤粉。常规油点火系统采用简单机械雾化方式， 40 支油枪的总出力按锅炉 BMCR 所需热量的 20%设计。制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹式系统，配置6 台北方重工集团有限公司制造的 MP245G 型磨煤机，每台磨煤机配置 1 台北京电力设备总厂制造的DPG120 型电子称重式给煤机。燃烧设计煤种时，BMCR 工况下 5 台运行， 1 台备用。每台锅炉配有 2 台豪顿华工程有限公司生产的33.5VNT2450 型三分仓回转容克式空气预热器， 2 台上海鼓风机厂有限公司生产的PAF19-

7、13.3-2 型双级动叶可调轴流一次风机， 2 台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28-15-1 型动叶可调轴流送风机，2 台成都凯凯凯电站风机有限公司生产的HU27446-BB 型双级动叶可调轴流引风机。锅炉排渣系统是由阿尔斯通四洲电力设备（青岛）有限公司生产制造的干式除渣系统，除尘系统是由福建龙净环保股份有限公司设计制造的2 台三通道六电第2页共22页场静电除尘器，锅炉除灰系统采用北京国电富通科技发展有限责任公司设计制造的正压浓相气力除灰系统，两台锅炉共设原灰库、粗灰库、细灰库三个灰库以及飞灰分选系统。烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR），“ 2+1”模式布置蜂窝式催化剂，配套液氨储存、

8、蒸发及氨气制备系统。 油罐区设 2 个 300m3钢制拱顶油罐， 3 台供油泵， 2 台卸油泵及附属设备，用以满足机组正常燃油需要。锅炉配有炉膛安全监控系统(FSSS)、炉膛火焰电视监视装置、 炉膛出口烟温探针、炉管泄漏检测装置等安全保护装置。机组热控设备采用ABB 公司的分散控制系统（ DCS）和子控制系统。锅炉主要设计参数见下表1。表 1锅炉主要技术参数项 目单 位BMCRBRL过热蒸汽流量t/h3060.002914.20过热器出口蒸汽压力MPa(g)27.4627.34锅过热器出口蒸汽温度605605炉再热蒸汽流量t/h2537.072411.48MPa(g)4.974.71规再热器进

9、口蒸汽压力再热器出口蒸汽压力MPa(g)4.774.53范再热器进口蒸汽温度344341再热器出口蒸汽温度603603给水温度305302锅炉计算热效率（低位）%94.0794.09热排烟温度（修正前）125125平121衡排烟温度（修正后）120燃料消耗量t/h425.43407.73干烟气热损失%4.444.42热氢燃烧生成水的损失%0.330.33损燃料中水份引起热损失%0.120.12%0.080.08失空气中水分热损失未完全燃烧热损失%0.700.70辐射及对流热损失%0.160.16第3页共22页项 目不可测量热损失总热损失制造厂裕度保证热效率过热器一减喷水量过热器二减喷水量汽过热

10、器三减喷水量水再热器喷水量系统过热器减温水温度再热器减温水温度分离器出口蒸汽温度省煤器出口过量空气系数出空预器烟气量出空预器一次风量（含旁路）出空预器二次风量风一次风旁路风量烟系空预器进口烟气温度统空预器进口一次风温度空预器进口二次风温度空预器出口热一次风温度空预器出口热二次风温度投运磨煤机台数一次风率燃二次风率烧系NOx 排放浓度（ 6%氧量）统煤粉细度R90容积热负荷截面热负荷单 位BMCR%0.10%5.93%t/h122.40t/h91.80t/ht/h03401804241.18t/h3956.25t/h674.9t/h2703.1t/h144.53703025314337台5%20

11、.65%79.35mg/Nm 3280%20kW/m 379.68MW/m 24.48BRL0.105.910.4993.6116.5787.4303371804241.183797.11662.82573.3156.03673025314336521.1878.822076.374.29设计煤种为内蒙满世蒙泰混煤，校核煤种1 为内蒙满世煤，校核煤种2 为内蒙伊泰煤，煤质成分以及灰渣成分分析资料见表2。第4页共22页项目名称符号收到基低位发热量Qnet,ar收到基水分M ar空气干燥基水分M ad收到基灰份A ar干燥无灰基挥发份Vdaf收到基碳Car收到基氢H ar收到基氧Oar收到基氮N

12、ar收到基硫Sar磨损冲刷指数KeSiO 2Al 2 O3Fe2O3CaOMgOK 2 ONa2OTiO 2SO3P2O5其他变形温度 (弱还原性 )DT软化温度 (弱还原性 )ST半球温度HT流动温度 (弱还原性 )FT表 2煤质分析单位设计煤校核煤种 1校核煤种 2kJ/kg201532271018300%11.348.713.8%3.931.984.16%20.4116.2720.8%39.8638.8241.62%52.8157.8149.19%3.423.693.23%10.4811.7511.8%0.751.240.52%0.790.540.661.921.852.1灰成份分析%4

13、7.8242.3057.29%33.9538.3728.80%3.362.493.12%5.537.893.32%0.420.320.54%0.590.361.00%0.200.060.35%1.071.130.92%2.954.131.94%0.340.320.12%3.772.632.6124014201460128014301500129014401500130014501500第5页共22页1.2 送风机设备概述每台锅炉配有两台上海鼓风机厂生产的动叶可调轴流式送风机，送风机及其附属设备技术规范见下表：表 3送风机技术数据序号项 目单位数 值1风机型号FAF28-15-12风机调节装置型

14、号100Nm 420mA3叶轮直径mm28184轴的材质42CrMo5轮毂材质15MnV6叶片材质HF-17叶轮级数级18每级叶片数片149叶片使用寿命h 5000010叶片调节范围度-40+1011液压缸缸径和行程mm/mm336/10012转子重量kg500013转子转动惯量kg.m273114风机的第一临界转速r/min128715进风箱材质 /壁厚/mmQ235/516机壳材质 /壁厚/mmQ235/1417扩压器材质 /壁厚/mmQ235/518风机轴承型式滚动轴承20轴承润滑方式循环油 +油池21轴承冷却方式油冷22风机旋转方向 ( 从电机侧看 )逆时针旋转电动机1被驱动设备名称送

15、风机2电动机型式 /型号YSKS630-63安装方式 /地点IMB34铭牌功率kW23005额定电压 /相数 / 频率kV/Hz6/3/506额定耐受试验电压kV13第6页共22页序号项 目单位数 值7额定转速r/min9938起动电压 /电流kV/A6/15519绝缘等级 /绝缘处理方式F/VPI10运行系数1.011满载运行时的温升 (电阻法测量 )(0 )8012外壳 /通风冷却方式IC81W13外壳防护等级IP5514外置轴承型号NU1038+603815内置轴承型号NU103817旋转方向从电机向风机看逆时针旋转18满载电流 /堵转电流 (A)倍6.019额定电压 /最低起动电压下的

16、起动转矩%0.620额定电压 /最低起动电压下的制动转矩%2.021额定电压 /最低起动电压下的工作转矩%6.022效率 /功率因数：96.4/0.88823推荐的润滑油型号规格铜排24转子材料铜25定子 RTD 型式 /型号Pt10026轴承 RTD 型式 /型号Pt10027声压级 (电动机外壳 1 米远处 )dB8528制造厂名称上海电机厂有限公司油系统1油质牌号N46 抗磨液压油2油箱材质 /容积/m3不锈钢 /0.33滤油器过滤精度254油泵型式齿轮泵5油泵数量台26油泵转速r/min14507油泵流量l/min258油泵电动机功率kW49润滑供油压力MPa0.610液压供油压力MP

17、a2.811油冷却器水量m3/h2.5第7页共22页序号项目单位数值12油冷却器水压MPa0.413油冷却器型式 /数量管式 /214油液温度 5015油箱电加热器数量台216油箱电加热器功率kW1.14表 4送风机性能保证数据（设计煤种）工况TBB-MCRTHA75%THA50%THA项目风机入口体积流量（ m3/h）136994411843281050228851688655812风机入口质量流量 (kg/s)436.2396.6351.7285.2219.6风机入口温度（ C）3318181818入口介质密度（ kg/m 3）1.14631.20541.20541.20541.2054风

18、机入口全压（ Pa）-500-400-350-300-250风机入口静压（ Pa）-500-400-350-300-250风机出口全压（ Pa）45173963338725621790风机出口静压（ Pa）43703853330125051756风机全压升（ Pa）50174363373728622040风机静压升（ Pa）48704253546837462459风机出口风温（ C）3822222121风机轴功率（ kW ）215216061254870583风机全压效率（ %）87.168885.877.0763.23风机转速（ r/min ）9902、编制依据2.1.火力发电建设工程启动试

19、运及验收规程 （ DL/T 5437-2009）2.2.火力发电建设工程机组调试技术规范 （DL/T 5294-2013）2.3.火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程 （DL/T 5295-2013）2.4.火电工程达标投产验收规程 （DL 5277-2012）2.5.电业安全工作规程第 1 部分：热力和机械（ GB 26164.1-2010）2.6.电力建设安全工作规程第 1 部分：火力发电厂（DL 5009.1-2014）2.7.电力建设施工技术规范第 2 部分：锅炉机组（DL 5190.2-2012）第8页共22页2.8. 中华人民共和国工程建设标准强制性条文：电力工程部分（201

20、1 年版）2.9. 江西大唐抚州电厂新建工程21000MW 超超临界火电机组启动调试大纲2.10.广东省电力设计研究院设计图纸2.11.江西大唐国际抚州发电有限责任公司21000MW 机组新建工程送风机技术协议2.12.上海鼓风机厂动叶可调送风机安装及使用说明书注：上述国家、地方、行业颁布的标准、规程、规范均应是现行有效版本，如以上版本更新，采用最新版本。3、调试范围及项目1) 热工、电气信号及测点的检查传动2) 油站及冷却水系统的检查3) 风门、挡板、静叶的冷态检查及传动4) 联锁、保护、程控、报警等逻辑的检查传动5) 喘振装置整定试验6) 系统静态检查验收7) 分系统试运8) 分系统试运验

21、收签证（质量评定表）4 组织与分工4.1 建设单位全面协助试运指挥部做好设备、系统、机组的启动试运全过程的组织管理；协助试运指挥部协调系统试运的安全、消防和保卫工作，组织处理系统试运过程中发生的重大问题，并提出解决建议；负责对工程的质量、进度、安全、文明工作等进行控制；负责及时提供机组设计及制造等文件、资料；主持机组试运各阶段的工作检查、交接验收和竣工验收等工作；协调解决合同执行中的问题和外部关系等。第9页共22页4.2 生产单位负责完成各项生产准备工作；如运行规程及系统图册的编写、运行人员培训及有关设备的挂牌工作；提供有关电气、热控报警、保护整定值；参加试运各阶段的工作的检查、协调、交接验收

22、和竣工验收的日常工作；在试运中负责设备的启停操作、运行调整、运行参数记录、巡检、事故处理、文明生产及例行检查，做好运行设备和试运设备的安全隔离措施，及时发现送风机试运过程中出现的问题，提出处理意见或建议。4.3 设计单位（ EC 总包）负责必要的设计修改和必要的设计交底工作；配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。由于本工程由广东电力设计院 EC 总包（除调试、监理外） ，除本大纲规定的设计单位职责、施工单位职责、及部分建设单位与生产单位职责外，广东电力设计院还应具备以下职责（部分与以上职责有重复）：负责本工程材料采购、设备监造和催

23、交催运（建设单位职责）。负责本工程设备代保管、机组试运、 168 小时试运、竣工验收（生产单位、建设单位、施工单位职责） 。负责机组 168 小时试运行通过后的 540 天缺陷责任期及保修期内修补由承包人责任造成的任何缺陷等厂内及厂外所有工程。4.4 施工单位完成单体调试工作并提交有关文件、资料；参加分系统调试与整套启动调试工作；负责完成整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修、完善和消缺以及临时设施的制作安装和系统恢复工作；参加调试过程中各阶段的验收签证工作；完成试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施；机组移交生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫和文明启动等工作。完成启动所需要的建筑

24、和安装工程及临时系统的安装与恢复工作。4.5 调试单位第10页共22页负责编制送风机系统调试措施；全面检查送风机及其系统的完整性和合理性；参加与送风机系统试运相关的设备单体试运工作；在送风机系统试运过程中担任技术总负责，组织协调送风机系统试运工作；参加分部试运后验收签证，并填写送风机调整试运质量验评表、编写调试工作总结。4.6 监理单位负责监理各自责任范围内的调试过程及调试过程中施工单位进行的各项工作；负责系统试运过程中缺陷的管理，建立缺陷台账，确定缺陷性质和消缺责任单位，组织消缺后的验收，实行闭环管理；组织或参加系统试运期间重大技术问题解决方案的讨论；负责组织分部试运及整套试运的质量验收、检

25、查评定等工作；负责完成监理总结。4.7 制造单位完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告；按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导；及时解决影响设备试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题；试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施，或做出相应结论，并提出专题报告。5 调试前应具备的条件1) 生产准备工作就绪， 主、辅岗运行人员配备齐全， 经过培训具备上岗条件；2) 通讯系统调试工作完成，通讯联系畅通；3) 厂房内沟道盖板齐全，楼梯、步道、护栏完好，所有杂物清理干净；4) 设备的工业照明，事故

26、照明完好，保证照明充足；5) 冷却水、仪用空气、厂用空气等公用系统调试完毕并能正常投入；6) 热控 DCS 系统具备在 CRT 上启、停操作设备的条件；7) 风烟系统所有烟、风道安装完毕，内部杂物清理干净，各管道连接处密封性良好；8) 炉膛、风道、烟道各处人孔门关闭 ,并用螺栓紧固；第 11页共 22页9) 电除尘器内部清理干净，振打、升压试验完毕，电除尘灰斗加热具备投入条件；10) 送风机及其系统按要求安装完毕，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；11) 具有可靠的操作和动力电源；12) 各辅机润滑油系统投入，轴承油位正常；13) 冷却水投

27、入，流量正常；14) 电动机接线良好 ,测量绝缘应合格；15) 与试运有关的热工、 电气仪表、相关测点及开关安装校验完毕 ,可投入正常使用；16) 送风机程序启动、停止逻辑，保护、联锁、报警条件检查、传动完毕，投入正常；17) 空气预热器分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件；18) 送风机电机单体试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件；19) 送风机事故按钮传动完毕；20) 相关烟风系统、制粉系统挡板的检查、传动完毕，投运正常；6 调试项目及程序6.1 风门挡板检查及传动关断挡板的检查传动项目见下表：表 5风机关断挡板传动记录开 /关开行程传动日 方向正确 /开关到位 /序号阀门名称

28、（ s）关行程（ s）备注反馈期动作灵活 /严密1 1 送风机出口挡板2 2 送风机出口挡板3 送风机出口联络挡板第12页共22页风门挡板检查及传动要求为：1) 检查风门挡板轴上的标记刻线是否与风门实际位置一致， 并与就地指示牌指示一致；2) 所有挡板能开足关严；3) 开关方向正确，就地指示与 DCS 指令、反馈一致；4) 动作灵活可靠；5) 记录风门挡板开关全行程时间。表 6 风机动叶传动记录传动日序号阀门名称指令0%25%50%75%100%死区备注期就地指示1 #1 送风机动叶DCS 反馈就地指示2 #2 送风机动叶DCS 反馈对于风机动叶的检查传动，要求：1） 启动风机油站，检查控制油

29、压力是否正常；2） 远控执行机构，检查就地开、关的正确性，开、关过程应灵活无卡涩，观察动叶开关过程中控制油变化情况；3） 在调节全程范围内选取5 个开度（ 0%，25%，50%，75%，100%）作为传动代表位置，通过DCS 远方进行开关操作，实际开度应与反馈保持一致且线性变化，并记录不同开度下对应的就地刻度；4） 记录动叶全行程开关时间，应在厂家保证范围内（45S）；5） DCS 操作时反馈应无明显滞后， 动叶死区尽量小于2%，以满足自动调节。6.2 风机本体热工测点、信号的检查传动主要包括：风机轴承温度、振动、电机轴承温度、线圈温度、失速开关、油站油位、油温、滤网差压、液压油压开关等信号。

30、6.3 风机液压润滑油站调试1) 油站油泵试转：试转前油箱应注油至正常油位，启动油泵进行转向检查，第13页共22页确认转向正确、油压流量正常后方可长期运行。注意油泵禁止无介质运行。2) 油系统管路循环冲洗；3) 油系统泄漏检查；4) 油系统相关热工信号检查传动；5) 油站两台油泵的联锁启动试验；6) 油站加热器联锁启停试验。6.4 启停、联锁保护、报警等逻辑的检查传动要求：风机启、停动作正确；CRT 报警、首出显示正确；各项保护、联锁均动作正确。每次整套启动前都要进行上述传动工作，从而保证该系统长期安全稳定运行。6.5 送风机分部试运6.5.1 送风机单体试运单机试转工作主要由安装单位负责，调

31、试单位参加，在单机试转过程中遵循以下原则：1) 电动机本身的电气保护校验合格，具备投入条件。2) 机械部分安装结束，安装质量符合送风机安装说明书的要求。3) 电机应先单独试转，并确认转向、事故按钮、轴承振动、温升等正常。4) 试转时间以各轴承温升达到稳定，且轴承温度在限额之内为准。5) 测量轴承振动在限额之内。6) 各轴承振动和温度限额按制造厂标准执行。6.5.2 分系统试运分系统试运工作由调试单位统一指挥，建设单位和施工单位协同配合。试运工作遵循以下原则：1) 严禁风机带负荷启动。2) 首次启动前应进行瞬时试转，记录启动电流、启动时间、空载电流，并确认转动部分无异声，启动电流值应为 6 8

32、倍的空载电流值，启动时间应在 25 秒内。第14页共22页3) 风机带负荷运行时应注意炉膛风压，应控制在正常运行数值范围之内，最高不得超过锅炉厂所规定的限值。4) 试运前期应对喘振开关进行校验并投入使用。6.5.3 送风机的启动送风机启动按如下步骤进行：1) 开启辅助风挡板；2) 启动油泵，将备用油泵投入联锁；3) 在启动送风机前，应保证本侧空预器和引风机已运行，若存在故障而必须对侧启动风机时应做好相应的措施， 检查 DCS 控制系统的联锁、保护、启动条件能满足对侧启动的要求；4) 在 CRT 上确认送风机启动条件已满足；5) 启动 A 送风机；6) 待送风机电机电流返回到正常值后，应联动打开

33、出口挡板，否则手动开启；7) 在启动过程中应注意炉膛压力的变化，控制在 -50-100Pa之间，及时调整；8) 待 A 送风机启动正常后，可启动 B 侧引、送风机；9) 按试运工况要求调整送风机动叶开度，应保持两台送风机负荷相匹配，同时相应调整引风机入口动叶开度，维持炉膛压力正常，试运中应防止风机超过额定电流运行。6.5.4 送风机的运行送风机运行过程中应注意以下问题：1) 送风机调节出力时应尽可能两台同步调节，使两台风机的负荷偏差不要过大，防止风机进入不稳定工况运行；2) 检查送风机及油站运行正常，无异常声音；3) 液压油、润滑油、冷却水系统无泄漏，油温、水温正常；4) 检查油箱油位、油温、

34、压力正常，轴承温度、振动在允许范围内；第15页共22页5) 检查动叶的位置就地指示与 CRT 画面一致；6) 调整动叶开启角度，记录不同工况下的风机电流、出、入口风压，风量，空预器出口二次风压等值。6.5.5 送风机正常停运送风机停运按如下步骤进行：1) 将送风机动叶由“自动”切至“手动”方式；2) 逐渐将动叶开度关至零位，注意总风量及炉膛压力的变化，保证炉膛压力不超出允许值；3) 停送风机；4) 关闭送风机出口挡板；5) 根据情况停止风机油系统运行。7 联锁保护清单以 #1 送风机为例，送风机联锁保护清单如下所示：表 7 送风机联锁保护清单序 号项目逻辑关系定 值延时 /脉冲#1 送风机启动

35、允许条件1#1 送风机 A/B/C 相定子绕组温度均均不高（6V6 ）1302#1 送风机电机轴承温度均不高（4V4 ）803#1 送风机轴承温度均不高（9V9 ）804 #1 送风机油泵运行（ A 或 B ）5 #1 送风机润滑油流量不低6#1 送风机润滑油压力正常AND7 #1 送风机液压油压力正常8 #1 送风机油站油箱液位正常9 #1 送风机电机无运行故障信号10 #1 送风机出口门关11#1 送风机动叶关闭 5%第16页共22页序号项目逻辑关系定值延时/脉冲12 任一引风机运行#1 空预器运行，且 #1 空预器出口二次风门开13#2 空预器运行，且 #2 空预器出口二次风门开，OR且

36、冷二次风联络门均开#1 送风机保护及联锁停条件序号项目逻辑关系定值延时 /脉冲1#1 送风机轴承1 温度高（ 2V3 ）902#1 送风机轴承2 温度高（ 2V3 ）903#1 送风机轴承3 温度高（ 2V3 ）904#1 送风机电机非驱动端轴承温度高（2V2 ）905#1 送风机电机驱动端轴承温度高（2V2 ）906#1 送风机电机线圈温度高（2 取 2,3取 1）1357#1 送风机运行 60SAND#1 送风机出口门电动执行机构全关#2 送风机运行8#1 引风机运行，下降延时3sAND#1 引风机保护跳闸条件或A 引风机事故跳闸9 两台引风机停OR10#1 空预器停运15s11#1 送风

37、机运行AND15s#1 送风机油站润滑油泵均停止12 炉膛压力高二值（ 2V3 ）序号项目逻辑关系定值延时/脉冲#1 送风机 A 润滑液压油泵启动条件润滑油泵无故障#1 送风机 A 润滑液压油泵联启条件B 油泵停止ORAND润滑油压力低第17页共22页序号项目逻辑关系定值延时/脉冲液压油压力低润滑油流量低A 油泵投备#1 送风机 A 润滑油泵停允许条件#1 送风机停运延时 30minB 润滑油泵运行润滑油油压不低ORAND液压油油压不低润滑油流量不低#1 送风机出口门联开条件1#1 送风机运行延时 10s#1 送风机出口门联关条件1#1 送风机停AND2#2 送风机运行#1 送风机出口门关允许

38、条件1#1 送风机停运送风机联络门联锁关条件1#1 空预器停延时 20s2#2 空预器停OR延时 20s3 两台空预器运行且两台送风机运行8 调试质量的检验标准江西大唐抚州电厂新建工程2 1000MW 超超临界火电机组锅炉送风机系统调试质量按以下标准执行:（ 1）火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程 （ DL/T 5295-2013）（ 2）火力发电建设工程启动试运及验收规程 （ DL/T 5437-2009）（ 3）电力建设施工技术规范第 2 部分：锅炉机组（DL 5190.2-2012）（ 4）江西大唐国际抚州发电有限责任公司21000MW 机组新建工程送风机第18页共22页技术协议

39、9 工作危险源及环境和职业健康管理1) 调试期间，各单位相关人员要严格执行电业安全工作规程及相关规程、法规，坚持 “安全第一，预防为主，综合治理 ”的方针，确保设备和人身的安全。2) 严格执行电力建设安全工作规程对锅炉专业试运的各项要求；轴流风机不得在喘振工作区运行。3) 送风机及其系统首次启动试运时，必须有安装人员、调试人员及运行人员在现场严密监视设备，并有可靠的通讯手段与集控室联络。4) 送风机试转时，应严密监视启动时间和电流，若启动时间过长或电流不正常摆动时应立即停止。就地加强对送风机各轴承温度、振动的测量，并及时与 CRT 显示进行校对。5) 送风机试运过程中，如发生危及人身安全或设备