电站锅炉辅机运行规程（600MW机组）

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2×600MW机组锅炉辅机运行规程锅炉辅机运行规程（600MW机组）1

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22×600MW机组锅炉辅机运行规程批准：审定：审核：初审：编写：1

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42×600MW机组锅炉辅机运行规程目录目录1第1章锅炉辅机运行通则31.1转动设备启动前的一般检查31.2启动注意事项31.3转动设备运行维护一般要求41.4转动设备故障及处理4第2章锅炉风烟系统62.1系统概述62.2风烟系统设备规范62.3空预器运行102.4引风机运行162.5送风机运行202.6一次风机运行242.7密封风机运行292.8火检风机运行302.9风烟系统事故处理31第3章制粉系统353.1系统概述353.2制粉系统设备规范353.3制粉系统运行363.4制粉系统事故处理42第4章炉前燃油系统454.1系统概述454.2燃油系统设备规范454.3炉前燃油系统运行464.4炉前燃油系统事故处理48第5章空压机系统505.1系统概述505.2空压机系统设备规范505.3空压机系统运行515.4空压机系统事故处理53第6章电除尘、气力输灰系统5983

52×600MW机组锅炉辅机运行规程6.1系统概述596.2电除尘、气力输灰系统设备规范596.3电除尘、气力输灰系统运行616.4电除尘、气力输灰系统事故处理67第7章水力除灰系统707.1系统概述707.2水力除灰系统设备规范707.3水力除灰系统运行727.4水力除灰系统事故处理74第8章除渣系统778.1系统概述778.2除渣系统设备规范778.3除渣系统运行798.4除渣系统事故处理8283

62×600MW机组锅炉辅机运行规程第1章锅炉辅机运行通则1.1转动设备启动前的一般检查1.1.1检查工作票终结，设备上无人工作；1.1.2地脚螺丝齐全牢固；1.1.3电机接线、接地线完好；1.1.4转动部分防护罩齐全、完整、对轮连接紧固；1.1.5轴承润滑油油位正常、油质合格，所有表记齐全且指示正确；1.1.6设备附近照明充足，无妨碍运行的杂物；1.1.7设有冷却水的轴承，应投入其冷却水且畅通无阻，不泄漏；1.1.8设备及管道内无杂物，保温层完整，人孔门关闭；1.1.9传动机构无变形，销子不脱落，位置指示正确；1.1.10系统完整无损；1.1.11各阀门、风门及联锁试验完好，具备投入自动条件；1.1.12停用时间较长或受潮的电动机，送电前应摇测绝缘合格；1.1.13启动前若设备反转，应设法刹住方可启动；1.1.14能盘动的设备在启动前应设法盘动几圈，检查无卡涩、撞击现象。1.2启动注意事项1.2.1禁止带负荷启动（包括反转）；1.2.2正常启动6KV及重要的380V设备，就地应有专人监护，发现问题及时按就地事故按钮，停止运行；1.2.3正常情况下，鼠笼式电动机在冷态下允许启动2次，每次间隔时间不小于5分钟；在热态情况下允许启动一次。只有在事故处理及启动时间不超过2～3秒，电动机可以多启动一次。否则应在30分钟后才可以启动（冷态、热态以铁芯温度50℃为划分界限）1.2.4注意电流返回时间及电流指示值，注意指示灯正确；1.2.5启动后应就地检查设备运转良好，振动、声音无异常，无摩擦、撞击；1.2.6同一母线的设备尽量避免2台同时启动；83

72×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1设备启停时，仅开关冷却水二次门，一次门一般不操作。1.2转动设备运行维护一般要求1.2.1冷却水充足，润滑正常；1.2.2设备运转平稳，无异常响声，各部件及进出口管道完好，无松动，无摆动等；1.2.3各部温度按设备厂家要求控制，无要求时按下列要求控制：1.2.4滚动轴承温度≤80℃，滑动轴承温度≤65℃；1.2.5封闭式电机外壳温度≤80℃，开启式电机外壳温度≤65℃；1.2.6齿轮变速箱外壳温度≤60℃；1.2.7设备振动按厂家要求控制，无要求时按下列要求控制：转速rpm≤3000≤1500≤1000≤750振动值mm0.050.0850.100.121.2.8滚动设备串轴≤2～4mm，滑动设备串轴≤0.5mm；1.2.9工作参数和电流均在规定范围内。1.3转动设备故障及处理1.3.1下列情况下，应紧急停止转动设备运行：1.3.1.1设备发生剧烈振动；1.3.1.2内部有明显的金属摩擦声；1.3.1.3电动机电缆线冒烟着火；1.3.1.4轴承冒烟着火，或滑动轴承温度超过80℃，滚动轴承温度超过100℃；1.3.1.5设备严重泄漏威胁人身及设备安全时。1.3.2下列情况可以先启动备用转机，停止故障转机：1.3.2.1盘根发热、冒烟或大量漏水、漏油，调整无效时；1.3.2.2滑动轴承温度达65℃，滚动轴承温度达80℃，并有升高趋势；1.3.2.3电动机外壳温度达70℃，并继续升高；1.3.2.4电动机过流；83

82×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1电动机电缆严重过热，绝缘有焦糊味。1.1.2运行转机掉闸处理：1.1.2.1确认运行转机掉闸，备用转机联动良好，复位联动转机开关，若备用转机不联动应手动启动；1.1.2.2复位掉闸转机开关；1.1.2.3检查联动转机各部正常，检查掉闸转机掉闸原因，消除后备用；1.1.2.4若备用转机无法启动，应及时查找原因，380V电机可重新启动掉闸转机一次，6KV设备应检查确认无明显故障后，方可再试合一次。1.1.3轴承温度高的处理1.1.3.1如果在2秒钟内变化超过5℃或超过温度表量程，要立即就地检查核实轴承温度是否升高并检查测点是否故障，如测点故障造成误报警，不必停止转机运行，应立即联系热控进行处理；1.1.3.2如测点显示正确，应立即检查转机轴承润滑油油质、油位、油流量和压力等参数是否正常，否则进行补油、换油或其他相应措施；1.1.3.3对有冷却水的转机，检查轴承冷却水进、出水门位置是否正确，水流是否畅通，如有堵塞，可以用扳手对堵塞部位敲打疏通；1.1.3.4倾听轴承声音应无明显异常，否则应及时停运该转机；1.1.3.5采取措施无效或短时间不能处理时，可监视运行，同时汇报有关人员处理；1.1.3.6如采取措施无效，且接近极限值应停止转机运行；1.1.3.7对于部分不能停运的重要转机，如果系润滑冷却系统在高温天气设计不足，而非工作不正常，应及时增设冷却风扇、浇水等临时冷却措施。83

92×600MW机组锅炉辅机运行规程锅炉风烟系统1.1系统概述600MW机组的每台锅炉配备两台三分仓回转式空预器，2台静叶可调轴流式引风机，2台动叶可调轴流式送风机，2台动叶可调轴流式一次风机，2台离心式火检风机；各风机均为水平对称、露天布置，垂直进风，水平出风。1.2风烟系统设备规范1.2.1空气预热器1.2.1.1空气预热器项目单位设计参数备注型号LAP13494/883厂家美国ABB—CE转子内径mm13494蓄热元件高度mm800+800+300运行转速rpm0.99主电机功率KW15主电机电流A29.3辅电机低速运行时转速rpm0.44辅电机功率KW15辅电机额定电流A31.4使用气动马达时转速rpm0.47气动马达功率KW6.081.2.1.2空气预热器油站项目单位设计参数备注螺杆泵型号3Gr30×4油泵数量台导向轴承2台，支持轴承1台油流量L/min26最高工作压力MPa0.5冷却器进水压力MPa0.2～0.3电动机型号Y90L-4,B3电机功率KW1.583

102×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1引风机1.1.1.1引风机性能数据表Ⅰ工况项目TB工况B-MCR工况THA工况风机进口体积流量（m3/s）478.72406.2356.92风机进口质量流量（kg/s）451.18382.39344.15风机进口温度（℃）112.03112.03112.03风机进口全压（Pa）-3929-3304-2998进口烟气密度（kg/m3）0.94050.94050.9405风机进口静压（Pa）-4198-3498-3148风机出口全压（Pa）164213391181风机出口静压（Pa）137311451031风机全压升（Pa）557146434179风机静压升（Pa）557146434179风机全压效率（%）84.687.586.1风机轴功率（KW）309621211749风机转速（rpm）5955955951.1.1.2引风机技术数据表Ⅱ项目单位设计参数备注风机型号AN35e6（v19+4°）成都电力设备厂叶轮直径mm3550叶片运行寿命小时40000叶轮级数级1每级叶片数片19比转速95叶片调节范围度-75～30风机的第一临界转速rpm800风机的轴承形式滚动轴承轴承的润滑方式脂润滑轴承的冷却方式冷却风机强制冷却电机润滑冷却方式油循环电机额定电流A386.6电机额定功率KW3300冷却风机型号/数量2台G9-19No5A冷却风机功率KW7.5冷却风机风量m3/h1610～3166冷却风机风压Pa5697～532383

112×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1送风机1.1.1.1送风机性能数据表Ⅰ工况项目TB工况B-MCR工况THA工况风机进口体积流量（m3/s）214.9216.9195.2风机进口质量流量（kg/s）254.23256.6230.92风机进口温度（℃）222222进口空气密度（kg/m3）1.1831.1831.183风机进口全压（Pa）000风机进口静压（Pa）000风机出口全压（Pa）397136103249风机出口静压（Pa）368633803063风机全压升（Pa）397136103249风机静压升（Pa）368633803063风机出口风温（℃）25.725.425.0风机全压效率（%）87.387.888.0风机轴功率（KW）1086881713风机转速（rpm）990990990消音器阻力（Pa）<150<150<1501.1.1.2送风机技术数据表Ⅱ项目单位数值备注风机型号ANN-2660/1400N毫顿华工程公司叶轮直径mm2660叶轮级数级1每级叶片数片22叶片调节范围度0～60风机的第一临界转速rpm1584轴承润滑方式油循环润滑轴承冷却方式油循环强制冷却电机轴承冷却方式自然冷却电机轴承润滑方式脂润滑电机额定电流A147.5电机额定功率KW12501.1.1.3送风机油站项目单位数值流量L/min10～12压力MPa2.0～8.0油箱材质/容积m3喷漆低碳钢/0.203滤油器过滤精度µm1083

122×600MW机组锅炉辅机运行规程油冷却器水量t/h0.36油冷却器水压MPa〈0.3冷油器型式板式油泵型式齿轮泵油泵转速rpm1430油泵数量台2油泵功率KW2.2油箱电加热器数量台2油箱电加热器功率KW1.01.1.1一次风机1.1.1.1一次风机性能数据表Ⅰ工况项目TB工况B-MCR工况THA工况风机进口体积流量（m3/s）94.5364.4157.97风机进口质量流量（kg/s）110.375.267.7风机进口温度（℃）262626进口空气密度（kg/m3）1.1671.1671.167风机进口全压（Pa）-394-303-273风机进口静压（Pa）-394-303-273风机出口全压（Pa）172021323211909风机出口静压（Pa）170531316311853风机全压升（Pa）175961353512182风机静压升（Pa）174471346612126风机出口风温（℃）28.428.027.6风机全压效率（%）88.1382.9979.12风机轴功率（KW）17801004856风机转速（rpm）1470147014701.1.1.2一次风机技术数据表Ⅱ项目单位数值备注风机型号PAF19-14-2上海鼓风机厂叶轮直径mm1884叶轮级数级2每级叶片数片28叶片调节范围度-30～15风机的第一临界转速rpm〉1911风机轴承型式滚动风机轴承润滑方式油强制润滑轴承冷却方式油循环冷却电机冷却方式油循环冷却83

132×600MW机组锅炉辅机运行规程电机轴承润滑方式油强制润滑电机额定功率KW2000电机额定电流A230.21.1.1.1一次风机油站项目单位数值备注总供油流量L/min25调节压力MPa2.5最高≯3.5润滑油流量L/min3润滑油压力MPa0.3～0.35容积m30.25滤油器过滤精度µm25油冷却器水量t/h2.25油冷却器水压MPa0.6冷油器型式管式油泵型式齿轮泵油泵转速rpm1470油泵数量台2油泵功率KW2.2油箱电加热器数量台1油箱电加热器功率KW2.51.1.2密封风机1.1.2.1密封风机工况项目TB工况BMCR工况风机进口流量（m3/h）5289048081.3风机全压（pa）71505500风机进风温度（℃）26261.1.2.2密封风机电机项目单位设计参数备注型号Y315L1-4额定功率KW160额定电流A289额定转速rpm1486冷却方式空冷83

142×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1空预器运行600MW机组的每台锅炉配备两台三分仓回转式空预器,分别加热一次风和二次风，其驱动装置主要由主，辅电机、空气马达、液力偶合器、减速箱、传动齿轮等组成；为减少空预器热端的漏风，设有漏风控制系统，可实现间隙调节，扇形板定时向下跟踪转子的变形，以减少其与转子径向密封面之间的间隙，维持间隙在给定值-0.2～+0.3mm范围内以减少漏风；空预器漏风控制系统还具有过电流调节功能，当因密封间隙过小摩擦增大，达到过电流设定值且持续0.5S时，系统自动提升该空预器所有扇形板至电流恢复正常值后，继续提升6S停止，在60S内如果还有过电流现象则重复上述过程；如果没有则将1、2、3号扇形板依次下放，某扇形板下放过程中无过流现象判断为正常，维持原间隙给定值运行，在下放过程中如出现过电流现象，则将该扇形板提升至过电流现象消失继续提升6S，然后以实际测量值作为该扇形板新的间隙给定值自动运行；为及时发现沉积在空预器的未完全燃烧燃料再次燃烧，空预器还设有红外热点检测装置。该装置利用红外线信号来检测空预器内部温度，温度检测是通过位于空预器风道入口截面上的四个特制红外探头摆动扫描完成的。当检测到温度超限达150～200℃则发出报警。另为了保证探头透镜表面清洁，特配备了一套风力自动除尘装置，用清洁的压缩空气每20分钟对镜头吹扫30秒；空预器还装有吹灰器，以除去传热元件上的沉积物，保持受热面的清洁。1.1.1空预器润滑油站启动前的检查1.1.1.1检查空预器导向轴承和支持轴承润滑油站、空预器导向轴承和支持轴承无相关检修工作票或检修工作结束；1.1.1.2检查油站管道连接完整，油系统设备外观无缺陷，开启冷油器进、出口手动门，投入一组滤网；1.1.1.3检查油站各热工测点全部恢复完毕，各压力表一次门开启，就地表计指示正确，空预器导向轴承和支持轴承箱油位计指示清晰；1.1.1.4核对OIS站油站压力、温度信号指示正确；1.1.1.583

152×600MW机组锅炉辅机运行规程检查空预器导向轴承和支持轴承油箱油位在2/3，通过油位计处观察油质透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠；1.1.1.1检查油泵及电机地脚螺栓连接牢固，对轮连接完毕，安全罩恢复；1.1.1.2检查油泵电机接线完好，电机外壳接地线牢固；1.1.1.3检查油站就地控制盘上开关和信号指示灯完整无损坏，油泵远方/就地开关在就地位，油泵启/停开关在停止位，导向轴承润滑油泵联锁开关在退出位，润滑油站自动/手动在手动位；1.1.1.4检查完毕无异常，空预器导向轴承和支持轴承油泵电机送电。1.1.2空预器润滑油站的启动1.1.2.1空预器导向轴承和支持轴承油泵送电完毕，检查油泵就地状态指示灯绿灯亮，红灯不亮；1.1.2.2启动一台导向轴承润滑油泵，就地检查运行油泵和电机振动、声音正常，泵轴端不渗油，备用泵不反转；1.1.2.3检查导向轴承油系统无渗漏，轴承供油压力在0.25MPa，滤网前后压差低于0.1MPa，空预器导向轴承箱油位在1/3～2/3，轴承端部不渗油；1.1.2.4停止该油泵运行，启动另一台导向轴承润滑油泵，经上述检查无异常后，将远方/就地开关切换至远方位，投入备用泵联锁开关；1.1.2.5开启导向轴承油站冷油器供、回水门，检查冷却水系统无泄漏，冷却水压力在0.2～0.3MPa，冷却水流量正常；1.1.2.6投入导向轴承润滑油站自动开关，检查导向轴承润滑油泵在导向轴承温度高于55℃保持运行，温度低于45℃自动停止；1.1.2.7就地启动空预器支持轴承润滑油泵，检查油泵和电机振动、声音正常，泵轴端不渗油；1.1.2.8检查支持轴承油系统无渗漏，轴承供油压力在0.25MPa，滤网前后压差低于0.1MPa，空预器支持轴承箱油位在1/3～2/3，轴承端部不渗油；1.1.2.9开启支持轴承油站冷油器供、回水门，检查冷却水系统无泄漏，冷却水压力在0.2～0.3MPa，冷却水流量正常；1.1.2.1083

162×600MW机组锅炉辅机运行规程投入支持轴承润滑油站自动开关，检查支持轴承润滑油泵在支持轴承润滑油温度高于55℃保持运行，支持轴承润滑油温度低于45℃自动停止。1.1.1空预器启动前的检查1.1.1.1检查空预器本体、空预器电机、空预器吹灰、清洗、径向密封调节装置、空预器火灾报警装置无检修工作票或检修工作结束；1.1.1.2检查空预器本体无人工作，各检查门、人孔门关闭严密；1.1.1.3检查空预器本体保温恢复良好，空预器各层平台围栏完整，空预器周围杂物清理干净，照明充足；1.1.1.4检查空预器驱动装置外观完整，驱动电机和变速箱地脚螺栓连接牢固，各驱动马达和减速机间对轮安全罩连接牢固，变速箱油位正常，油位在1/3～2/3之间，变速箱润滑油泵电机接线完整，润滑油管连接完整；1.1.1.5检查并核实空预器热端、冷端以及轴向密封间隙已调整完毕；1.1.1.6检查空预器主驱动电机和辅助驱动电机接线完整，接线盒安装牢固，电机外壳接地线完整并接地良好；1.1.1.7检查空预器各消防门关闭严密无内漏，外部管道、阀门不漏水；1.1.1.8检查空预器热端漏风控制装置完整无损坏；1.1.1.9空预器热端漏风控制装置送电完毕，控制盘各指示灯显示正常并无报警；1.1.1.10热端漏风控制装置罩壳及径向密封位置标尺无损坏，标尺指示在上限位置；1.1.1.11检查空预器热点监测装置正常无损坏；1.1.1.12热点监测装置送电完毕，控制盘各指示灯显示正常并无报警；1.1.1.13检查空预器吹灰器完整无损坏；1.1.1.14空预器吹灰盘送电完毕，控制盘各指示灯显示正常并无报警；1.1.1.15检查空预器各烟风道压力、温度测量探头安装正常，OIS站信号指示正确；1.1.1.16启动空预器气动盘车马达，检查空预器减速机内部无异音，传动轴转动平稳。检查空预器本体内部无刮卡、碰磨声；1.1.1.1783

172×600MW机组锅炉辅机运行规程检查完毕无异常，停止空预器气动盘车马达，空预器主驱动电机和辅助驱动电机送电。1.1.1空预器热点监测系统的投运：1.1.1.1热点监测系统已经调试正常，检查确认探头冷却水及除尘气源投入正常；1.1.1.2送上驱动装置电源、操作总电源和扫描电源；1.1.1.3确认操作屏上无任何报警信号；1.1.1.4将扫描选择开关置“扫描”位置，确认扫描电机运行正常，探头作扫描摆动；1.1.1.5在操作屏上按下测试按钮，“正常”指示灯亮10秒后自动熄灭，说明系统工作正常，若“故障”灯亮，则应检查联系排除故障后，重新按测试按钮。1.1.2空预器的启动1.1.2.1空预器主、辅电机送电完毕，用辅电机低速盘动预热器就地检查无异常后启动空预器主电机；1.1.2.2检查空预器转动方向正确（面对驱动轴为逆时针），主电机电流正常并且平稳无抖动；1.1.2.3全面检查空预器转子和外壳无刮卡、碰磨。1.1.3空气预热器运行中的检查、维护1.1.3.1空预器运行中检查轴承油系统无漏油，冷油器冷却水畅通，冷却水出口温度小于30℃，轴承箱油位在1/3～2/3范围内。发现轴承箱油位不正常降低、升高应立即查找原因进行处理；1.1.3.2通过轴承箱油面镜观察油箱内油质应透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠；1.1.3.3检查空预器减速机油位在1/3～2/3之间,减速机外壳温升不超过60℃；1.1.3.4检查空预器主驱动电机运行时辅助驱动电机不转动；1.1.3.5检查减速机振动合格，无异常声音，各部件和轴端不漏油；1.1.3.683

182×600MW机组锅炉辅机运行规程检查空预器运行平稳无刮卡、碰磨现象，OIS站观察空预器电流正常并且波动不超过1.5A；1.1.1.1检查空预器各人孔、检查孔关闭严密，不向外漏风、冒灰和向内抽空气；1.1.1.2机组负荷300MW投入空预器漏风控制装置，检查装置动作正常，调整结束密封装置位置指示标尺在投入位附近，巡检中要注意比对各班标尺的位置，发现较短时间标尺指示偏差大要及时汇报。装置投入后要注意对空预器本体进行一次全面检查，防止动静部分碰磨；1.1.1.3机组运行中如发现送风机、引风机电流或送风机动叶、引风机静叶和对应负荷不匹配要全面进行空预器漏风控制装置的检查；1.1.1.4检查空预器热点监测装置无损坏，控制盘无报警；1.1.1.5检查空预器运行中电机外壳温度不超过80℃，空预器电机、油泵电机及相应的电缆无过热现象，现场无绝缘烧焦气味，发现异常应立即查找根源进行处理；1.1.1.6检查空预器支持轴承和导向轴承温度不高于70℃。检查支持轴承和导向轴承润滑油温度高于55℃，轴承润滑油泵自动启动，支持轴承和导向轴承润滑油温度低于45℃，轴承润滑油泵自动停止，油温高于80℃时，应立即停止空预器运行。在润滑油泵运行期间，油泵供油压力在0.25MPa，润滑油站滤网前后差压小于0.1MPa；1.1.1.7监视空预器无停转报警和着火报警，排烟温度无异常升高，空预器进口烟温和出口风温差无异常降低，空预器对应负荷下烟风侧进、出口差压、氧量正常,1.1.1.8空预器每班进行一次蒸汽吹灰，发现对应负荷下空预器进、出口烟风差压不正常增大要适当增加吹灰次数；1.1.1.9机组燃油期间应进行连续吹灰。1.1.2空预器热点监测系统的维护：1.1.2.1系统运行时若发现操作屏上有“探头过热”、“缺水”、“缺气”、“电机过载”等报警时，应及时检查联系处理，使其恢复正常；1.1.2.2系统运行时勿用手电筒照射探头观察窗，以免发生误报警；1.1.2.3空预器运行时，发现“高温”或“热点”83

192×600MW机组锅炉辅机运行规程报警应及时复归，若信号复归不掉，则应加强空预器吹灰，对空预器本体进行检查，同时联系有关检修人员处理；1.1.1.1空预器发现“热点”报警，同时排烟温度不正常地升高至200℃，应按空预器着火处理；1.1.1.2发现“探头积尘”报警，应及时检查探头情况，联系清理；1.1.1.3定期将探头放在存放孔内，检查清理探头；1.1.1.4当空预器进行吹灰或者水冲洗时，为防止大量的灰或水溅到镜头上，必须把红外探头处于存放孔内。1.1.2空预器的停运1.1.2.1锅炉在停炉前进行一次全面吹灰，在机组负荷降至60%再进行一次，锅炉停炉燃油期间保持吹灰器连续运行；1.1.2.2停炉后检查退出空预器密封装置；1.1.2.3停炉后保持空预器继续运行，当送、引风机全部停止且空预器进口烟气温度降至150℃方可停止空预器运行；1.1.2.4空预器停止后，确认导向轴承和支持轴承温度不高于55℃，才能将轴承润滑油泵备用切除和退出油站冷却水；1.1.2.5空预器停止运行后要继续加强空预器进、出口烟风温度的监视。1.2引风机运行1.2.1引风机电机油站启动前的检查1.2.1.1检查引风机电机润滑油站、引风机电机轴承无检修工作票或检修工作结束；1.2.1.2检查电机润滑油站管道连接完整，油系统设备外观无缺陷，按阀门检查卡检查各阀门位置正确；1.2.1.3检查引风机电机轴承及电机润滑油站各热工测点全部恢复完毕，各压力表和压力开关的阀门开启，就地表计指示正确，油箱油位计指示清晰；1.2.1.4核对OIS站润滑油站压力、温度、油位、引风机电机和引风机轴承温度、振动信号指示正确；1.2.1.583

202×600MW机组锅炉辅机运行规程检查油箱油位在2/3，通过油位计处观察油质透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠，检查开启油泵供油手动门、冷油器前后手动隔绝门，冷油器旁路门关闭；1.1.1.1检查油泵及电机地脚螺栓连接牢固，对轮连接完毕，安全罩恢复；1.1.1.2检查油泵电机接地线完整，电加热电缆接地线完整；1.1.1.3检查油站就地控制盘上开关和信号指示灯完整无损坏，油泵启停开关在停止位，引风机电加热自动/手动开关在手动位，油泵联锁开关在退出位；1.1.1.4检查完毕无异常，油泵和电加热器送电。1.1.2引风机电机油站的启动1.1.2.1油泵和电加热送电完毕，检查油泵和电加热就地状态指示灯绿灯亮，红灯不亮；1.1.2.2将电加热手动/自动开关置自动位，当油箱油温低于30℃时手动投入电加热，油温高于40℃电加热自动停止运行；1.1.2.3当油箱油温高于20℃，启动一台油泵；1.1.2.4检查运行油泵和电机振动正常、声音正常，泵轴端不渗油，备用泵不反转；1.1.2.5检查引风机电机油系统无渗漏，轴承润滑油压0.35MPa，滤网前后压差不大于0.1MPa，从回油视窗观察电机轴承润滑油流量充足；1.1.2.6停止该泵运行，启动另一台泵，经上述检查无异后投入联锁开关；1.1.2.7开启润滑油冷油器供、回水门，检查冷却水流量正常，润滑油供油温度维持在30-40℃。1.1.3引风机启动前的检查1.1.3.1检查引风机、引风机电机、引风机轴承冷却风机及和引风机相连接的炉膛、空预器、电除尘和烟风道内部等相关系统无检修工作票或检修工作结束；1.1.3.2检查炉膛、烟道、空气预热器、电除尘器内无人工作，烟风道内杂物清理干净，检查各检查门、人孔门关闭严密；1.1.3.383

212×600MW机组锅炉辅机运行规程检查引风机电机电流、定子铁芯及线圈温度、引风机及电机轴承温度、引风机及电机轴承振动、引风机静叶开度指示、引风机出口风压、炉膛负压表投入；1.1.1.1引风机电机油站系统运行正常，引风机静叶经传动良好，烟风系统各风门挡板经传动正常；1.1.1.2检查引风机及电机平台、围栏完整，周围杂物清理干净，照明充足。1.1.1.3检查引风机电机接线完整，接线盒安装牢固，电机和电缆的接地线完整并接地良好，电机冷却风道畅通，无杂物堵塞，引风机事故按钮完整。1.1.1.4检查引风机轴承冷却风机电机接线完整，电机接地线接地良好，冷却风机进口滤网无杂物，冷却风机固定支架和地脚安装牢固，对轮安全罩恢复，引风机冷却风机事故按钮完整；1.1.1.5检查引风机电机轴承箱油位在1/3～2/3之间，通过油面镜观察油质透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠；1.1.1.6检查引风机电机轴承润滑油站供油压力0.35MPa，轴承回油流量正常，润滑油箱油温在30-40℃之间；1.1.1.7检查引风机及电机地脚螺栓无松动，安全罩联结牢固；1.1.1.8检查完毕无异常，引风机、引风机轴承冷却风机送电。1.1.2引风机冷却风机的启动1.1.2.1引风机冷却风机送电完毕，启动一台运行；1.1.2.2检查该冷却风机运行正常，轴承振动正常，内部无异常摩擦；1.1.2.3检查冷却风机冷却风管道不漏风；1.1.2.4投入冷却风机联锁。1.1.3引风机的启动1.1.3.1引风机送电完毕；1.1.3.2检查关闭引风机进口挡板及静叶，检查开启引风机出口挡板；1.1.3.3OIS站上风机启动条件满足，无逻辑闭锁，否则采取相应措施予以消除；1.1.3.483

222×600MW机组锅炉辅机运行规程启动引风机。引风机启动时值班员应到就地，站在引风机电机轴向离事故按钮较近位置。当引风机启动后电机无初转速、出现强烈的振动、电机冒烟着火、电机或风机内部出现强烈的碰磨，应立即使用引风机事故按钮停止引风机运行。OIS站操作员在启动引风机时应注意监视该段6KV母线的电压和电流，并注意监视引风机的启动电流和启动时间，当母线电压低于5.4KV、引风机电流满表长时间不返回正常值应立即停止风机运行，原因不清禁止风机再次启动；1.1.1.1引风机启动后检查引风机进口挡板60秒内自动开启，超过60秒进口挡板未能全开应立即停止引风机运行；1.1.1.2缓慢开启引风机静叶，注意监视并调整炉膛负压在-30～-50Pa，在冷态下启动引风机后应注意监视引风机电机电流，防止引风机电机过载；1.1.1.3静叶开度大于20%后，投入其自动；1.1.1.4启动第二台引风机前应保证已经有一台送风机在运行，关闭该引风机进口挡板和静叶，开启该引风机出口挡板；1.1.1.5启动第二台引风机后检查出口挡板在60秒内自动开启，否则立即停止该引风机运行；1.1.1.6开启第二台引风机静叶，检查第一台引风机静叶自动关小，炉膛负压正常，必要时手动调整。当两台引风机静叶开度相同且大于20%时，投入第二台引风机静叶自动；1.1.1.7检查两台引风机电流、出口风压在引风机静叶开度一致的情况下应基本相同。1.1.2引风机运行维护1.1.2.1引风机电机油站的油箱油位应保持在1/3～2/3范围内，发现油位不正常降低、升高应立即查找原因并进行处理；1.1.2.2通过油箱油面镜观察油箱内油质应透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠；1.1.2.3油站油箱温度应高于30℃。低于30℃手动投入油箱电加热，高于40℃检查电加热自动停止；1.1.2.4电机轴承润滑油压正常调整在0.35MPa，油站滤网前后差压低于0.1MPa，轴承润滑油供油温度调整在30～40℃，轴承润滑油流量充足；1.1.2.583

232×600MW机组锅炉辅机运行规程引风机油系统无渗漏，油站冷油器冷却水管道无泄漏，冷却水畅通。油站冷油器冷却水流量根据环境温度和电机轴承温度进行调整，以保证电机轴承润滑油供油温度在30～40℃范围内；1.1.1.1引风机静叶开度在-75°～＋30°（对应开度反馈指示0-100%）范围，远控和就地开度指示一致，以确保风机运行中系统无喘振，引风机电机不过载；1.1.1.2引风机及电机轴承温度正常应在60～70℃范围，当发现轴承温度超过正常温度，经油系统检查和调整未发现异常应及早停止风机进行检查处理。当电机轴承温度超过95℃，风机轴承温度超过100℃保护未动作应手动停止风机运行；1.1.1.3引风机及电机运行中轴承振动在0.12mm以下，当振动超过0.16mm应停止风机运行；1.1.1.4引风机及电机运行中无异音，内部无碰磨、刮卡现象；1.1.1.5引风机电机线圈温度不超过110℃，相关的电缆无过热冒烟，着火现象，现场无绝缘烧焦气味，发现异常应立即查找根源进行处理；1.1.1.6引风机冷却风机运行中无异音，内部无碰磨，冷却风管道不漏风；冷却风机运行中轴承振动不超过0.15mm，电机外壳温度不超过80℃。1.1.2引风机的正常停运1.1.2.1两台引风机并列运行，正常停止其中一台运行：1.1.2.1.1检查机组负荷在单台引风机出力允许范围内，解除待停引风机静叶自动；1.1.2.1.2逐渐关闭待停引风机静叶直至全关，检查另一台引风机静叶自动跟踪良好，炉膛负压正常，否则手动调整；1.1.2.1.3停止该引风机，检查引风机进口挡板自动关闭；1.1.2.1.4关闭该引风机出口挡板；1.1.2.1.5引风机停止且静叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行；1.1.2.1.6引风机停止2小时后（或风机轴承温度小于65℃），停止冷却风机运行。1.1.2.2单台引风机运行的正常停止83

242×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1最后一台引风机只有在所有的送风机停止后才能停止；1.1.1.1.2解除引风机静叶自动，并逐渐关小直至全关；1.1.1.1.3停止该引风机运行；1.1.1.1.4引风机停止且静叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行；1.1.1.1.5炉自然通风结束后，关闭各风烟挡板；1.1.1.1.6引风机停止2小时后（或风机轴承温度小于65℃），停止冷却风机运行。1.1.2引风机的紧急停运1.1.2.1手动或保护动作停止引风机；1.1.2.2引风机静叶自动关闭；1.1.2.3引风机进口挡板延时自动关闭；1.1.2.4引风机停止且静叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行。1.2送风机运行1.2.1送风机油站启动前的检查1.2.1.1检查送风机油站、送风机轴承、送风机动叶调节装置无检修工作票或检修工作结束；1.2.1.2检查油系统管道连接完整，油系统设备外观无缺陷；1.2.1.3检查油站系统各热工测点全部恢复完毕，各压力表和压力开关的阀门开启。就地表计指示正确，油站油箱和轴承箱油位计指示清晰，轴承箱油位计通气管内无存油（发现存油应开启放油阀将存油放净）；1.2.1.4核对OIS站油系统压力、温度、油位、润滑油流量和送风机、送风机电机轴承温度、振动信号指示正确；1.2.1.5检查油箱油位在2/3，通过油位计处观察油质透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠，检查送风机轴承润滑油供油走冷油器；1.2.1.6检查油站油泵及电机地脚螺栓连接牢固，对轮连接完毕，安全罩恢复；1.2.1.7检查油泵电机接地线完整，电加热电缆接地线完整；1.2.1.883

252×600MW机组锅炉辅机运行规程检查油站就地控制盘上开关和信号指示灯完整无损坏，油泵启/停开关在停止位，送风机电加热自动/手动开关在手动位，油泵联锁开关在退出位；1.1.1.1检查完毕无异常，油泵和电加热器送电。1.1.2送风机油站的启动1.1.2.1油泵和电加热送电完毕，检查油泵和电加热就地状态指示灯绿灯亮，红灯不亮；1.1.2.2将电加热手动/自动开关置自动位，当油箱油温低于15℃手动投入电加热，油温高于23℃电加热自动停止运行；1.1.2.3当油箱油温高于20℃，启动一台油泵；1.1.2.4检查运行油泵和电机振动、声音正常，泵轴端不漏油，备用泵不反转；1.1.2.5检查油站系统无渗漏，动叶调节液压油压力2.5～3.5MPa，滤网前后压差不大于0.25MPa，轴承润滑油压0.35MPa，从回油视窗观察轴承润滑油流量充足；1.1.2.6停止该泵运行，启动另一台油泵，经上述检查无异后投入联锁开关；1.1.2.7联系OIS站将送风机动叶在调节范围全行程活动一次，就地检查动叶动作灵活无卡涩，OIS站和就地动叶开度一致；1.1.2.8开启润滑油冷油器供、回水门，检查冷却水流量正常，润滑油温度调节旁路阀工作正常，润滑油供油温度维持在15～23℃。1.1.3送风机启动前的检查1.1.3.1检查送风机、送风机电机及和送风机相连接的炉膛、空预器、电除尘和烟风道内部等相关系统无检修工作票或检修工作结束；1.1.3.2检查炉膛、烟道、空气预热器、电除尘器内无人工作，送风机进口滤网、烟风道内杂物清理干净，检查各检查门、人孔门关闭严密；1.1.3.3检查送风机电机电流、线圈温度、送风机及电机轴承温度、送风机及电机轴承振动、送风机动叶开度指示、送风机出口风压、炉膛负压表投入；1.1.3.4送风机油站系统运行正常，送风机动叶经全行程活动良好，烟风系统各风门挡板经传动正常；83

262×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1引风机已启动或送风机具备启动条件；1.1.1.2检查送风机及电机平台、围栏完整，周围杂物清理干净，照明充足；1.1.1.3检查送风机电机接线完整，接线盒安装牢固，电机和电缆的接地线完整并接地良好，电机冷却风道畅通，无杂物堵塞；1.1.1.4检查送风机电机轴承箱油位在1/3～2/3之间，通过油面镜观察油质透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠，检查送风机动叶调整油压2.5～3.5MPa，润滑油压0.35MPa，滤网前后差压小于0.25MPa，润滑油回油流量充足，动叶液压缸漏油检查窗无漏油，回油检查窗在动叶不操作的情况下无漏油；1.1.1.5检查送风机及电机地脚螺栓无松动，安全罩联结牢固；1.1.1.6检查完毕无异常，送风机送电。1.1.2送风机的启动1.1.2.1送风机启动前检查引风机运行正常，炉膛负压在-30～-50Pa；1.1.2.2检查送风机出口挡板及动叶在关闭位置；1.1.2.3OIS站上风机启动条件满足，无逻辑闭锁，否则采取相应措施予以消除；1.1.2.4检查送风机送电完毕，启动送风机。送风机启动时值班员应到就地，站在送风机电机轴向位置离事故按钮较近位置。当送风机启动后电机无初转速、出现强烈的振动、电机冒烟着火、电机或风机内部出现强烈的碰磨应立即联系OIS站或使用送风机事故按钮停止送风机运行。OIS站操作员在启动送风机时应注意监视该段6KV母线的电压和电流，并注意监视送风机的启动电流和启动时间，当母线电压低于5.4KV、送风机电流满表长时间不返回正常值应立即停止风机运行，原因不清禁止风机再次启动；1.1.2.5送风机启动后检查送风机出口挡板在30秒内自动开启；1.1.2.6缓慢开启该送风机动叶，同时手动调整炉膛负压正常（此时引风机因静叶开度过小未投自动）；1.1.2.7启动第二台送风机前检查该送风机出口挡板及动叶关闭；1.1.2.8启动第二台送风机，检查该送风机出口挡板30S内自动开启；1.1.2.983

272×600MW机组锅炉辅机运行规程开启第二台送风机动叶并调整第一台送风机动叶，使两台送风机动叶开度相同，电流大小应基本一致，炉膛负压不应有太大波动；1.1.1.1开启风机出口联络风门；1.1.1.2动叶开度大于20%后，投入其自动。1.1.2送风机运行维护1.1.2.1油站的油箱油位应保持在1/3～2/3范围内，发现油位不正常降低、升高应立即查找原因并进行处理；1.1.2.2通过油箱油面镜观察油箱和轴承箱内油质应透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠；1.1.2.3油箱温度应高于15℃。低于15℃检查手动投入油箱电加热，高于23℃检查电加热自动停止；1.1.2.4动叶调节油压正常调整在2.5～3.5MPa，轴承润滑油压在0.35MPa，油站滤网前后差压低于0.05MPa，轴承润滑油供油温度调整在15～23℃，轴承润滑油流量大于3L/min；1.1.2.5送风机油系统无渗漏，油站冷油器冷却水管道无泄漏，冷却水畅通；1.1.2.6送风机动叶开度在-30°～＋15°（对应开度反馈指示0-100%）范围，远控和就地开度指示一致，以确保风机运行中系统无喘振，送风机电机不过载；1.1.2.7送风机及电机轴承温度正常应在60～70℃范围，当发现轴承温度异常升高，经油系统检查和调整未发现异常或轴承内有异音应时，应及早停止风机进行检查处理；1.1.2.8送风机及电机运行中轴承振动在0.03mm以下，当振动超过0.08mm应立即停止风机运行；1.1.2.9送风机及电机运行中无异音，内部无碰磨、刮卡现象；1.1.2.10送风机电机线圈温度不超过110℃，相关电缆无过热冒烟，着火现象，现场无绝缘烧焦气味。发现异常应立即查找根源进行处理。1.1.3送风机的正常停运1.1.3.1两台并列运行，正常停止一台运行1.1.3.1.1检查机组负荷在单台送风机出力允许范围内，解除待停送风机动叶自动；83

282×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1逐渐关小待停送风机动叶直至全关，同时检查另一台送风机动叶自动开大或手动开大，转移风机负荷，注意炉膛氧量充足，风机不过负荷；1.1.1.1.2停止该送风机运行；1.1.1.1.3检查该送风机出口挡板自动关闭；1.1.1.1.4送风机停运且动叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行。1.1.1.2单台送风机运行的正常停止1.1.1.2.1解除待停送风机动叶自动，手动将其逐渐关小直至全关，注意手动或自动调节炉膛负压正常；1.1.1.2.2停止该送风机运行；1.1.1.2.3送风机停运且动叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行。1.1.2送风机的紧急停运1.1.2.1手动或保护动作停止送风机；1.1.2.2送风机动叶自动关闭；1.1.2.3送风机出口挡板延时自动关闭；1.1.2.4送风机停运且动叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行。1.2一次风机运行1.2.1一次风机油站启动前的检查1.2.1.1检查一次风机油站、电机润滑油站、一次风机轴承、风机动叶调节装置无检修工作票或检修工作结束；1.2.1.2检查油系统管道连接完整，油系统设备外观无缺陷，按阀门检查卡检查各阀门位置正确；1.2.1.3检查油站系统各热工测点全部恢复完毕，各压力表和压力开关的阀门开启。就地表计指示正确，油站油箱和轴承箱油位计指示清晰；1.2.1.4核对OIS站油系统压力、温度、油位、润滑油流量和一次风机、一次风机电机轴承温度、振动信号指示正确；1.2.1.5检查油箱油位在2/3，通过油位计处观察油质透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠，检查一次风机轴承润滑油供油走冷油器；1.2.1.683

292×600MW机组锅炉辅机运行规程检查油站油泵及电机地脚螺栓连接牢固，对轮连接完毕，防护罩完整牢固；1.1.1.1检查各油泵电机接地线完整；1.1.1.2检查油站就地控制盘上开关和信号指示灯完整无损坏，油泵启停开关在停止位，电加热自动/手动开关在手动位，油泵联锁开关在退出位；1.1.1.3检查完毕无异常，油泵和电加热器送电。1.1.2一次风机油站的启动1.1.2.1各油泵和电加热送电完毕，检查油泵和电加热就地状态指示灯绿灯亮，红灯不亮；1.1.2.2将电加热手动/自动开关置自动位，当油箱油温低于15℃手动投入电加热，油温高于23℃电加热自动停止运行；1.1.2.3启动一台油泵运行并投入备用泵联锁；1.1.2.4检查运行油泵和电机振动正常，电机和泵无异音，泵轴端不渗油，检查备用油泵不反转；1.1.2.5检查油站系统无渗漏，动叶调节液压油压力在2.5～3.5MPa，轴承润滑油压0.35MPa，轴承润滑油流量大于3L/min，滤网前后压差不大于0.35MPa；1.1.2.6将一次风机动叶在调节范围全行程活动一次，就地检查动叶动作灵活无卡涩，远控和就地动叶开度一致；1.1.2.7开启润滑油冷油器供、回水门，检查冷却水流量正常，润滑油供油温度维持在15～23℃；1.1.3一次风机电机润滑油站的启动1.1.3.1各油泵和电加热送电完毕，检查油泵和电加热就地状态指示灯绿灯亮，红灯不亮；1.1.3.2将电加热手动/自动开关置自动位，当油箱油温低于15℃手动投入电加热，油温高于30℃电加热自动停止运行；1.1.3.3启动一台油泵运行并投入备用泵联锁；1.1.3.4检查运行油泵和电机振动正常，电机和泵无异音，泵轴端不渗油，检查备用油泵不反转；83

302×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1检查油站系统无渗漏，电机轴承润滑油压0.35MPa，轴承润滑油流量大于3L/min，滤网前后压差不大于0.1MPa；1.1.1.2开启润滑油冷油器供、回水门，检查冷却水流量正常，润滑油供油温度维持在15～30℃。1.1.2一次风机启动前的检查1.1.2.1检查一次风机、一次风机电机及和一次风机相连接的炉膛、空预器、电除尘和烟风道内部等相关系统无检修工作票或检修工作结束；1.1.2.2检查炉膛、烟道、空气预热器、电除尘器内无人工作，一次风机进口滤网、烟风道内杂物清理干净，检查各检查门、人孔门关闭严密；1.1.2.3检查一次风机电机电流、线圈温度、一次风机及电机轴承温度、一次风机及电机轴承振动、一次风机动叶开度指示、一次风机出口风压、炉膛负压表投入，OIS站显示正常；1.1.2.4一次风机油站系统运行正常，一次风机动叶经全行程活动良好，烟风系统各风门挡板经传动正常；1.1.2.5引风机、送风机已启动或具备启动条件；1.1.2.6检查一次风机及电机平台、围栏完整，周围杂物清理干净，照明充足。1.1.2.7检查一次风机电机接线完整，接线盒安装牢固，电机和电缆的接地线完整并接地良好，电机冷却风道畅通，无杂物堵塞；1.1.2.8检查一次风机电机轴承箱油位在1/3～2/3之间，通过油面镜观察油质透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠，检查一次风机动叶调节油压2.5～3.5MPa，风机轴承和电机轴承润滑油压均0.35MPa左右，滤网前后差压正常，润滑油回油流量充足，动叶液压缸漏油检查窗无漏油和回油检查窗在动叶不操作的情况下无漏油；1.1.2.9检查一次风机及电机地脚螺栓无松动，安全罩联结牢固；1.1.2.10检查完毕无异常，一次风机送电。1.1.3一次风机的启动1.1.3.1一次风机启动前检查引风机运行正常，炉膛负压在-30～-50Pa，炉膛负压自动投入；83

312×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1在第一台一次风机启动前，应在确认粉管关断门关闭的前提下，开启1～2台磨煤机的粉管吹扫风门，以建立足够的一次风流量；1.1.1.2检查一次风机出口挡板在关闭位置，动叶开度0%；1.1.1.3OIS站上风机启动条件满足，无逻辑闭锁，否则采取相应措施予以消除；1.1.1.4检查一次风机送电完毕，启动一次风机。一次风机启动时值班员应到就地，站在一次风机电机轴向位置离事故按钮较近位置。当一次风机启动后电机无初转速、出现强烈的振动、电机冒烟着火、电机或风机内部出现强烈的碰磨应立即联系OIS站或使用一次风机事故按钮停止一次风机运行。OIS站操作员在启动一次风机时应注意监视该段6KV母线的电压和电流，并注意监视一次风机的启动电流和启动时间，当母线电压低于5.4KV、一次风机电流满表长时间不返回正常值应立即停止风机运行，原因不清禁止风机再次启动；1.1.1.5一次风机启动后检查一次风机出口挡板30S内自动开启；1.1.1.6开启风机动叶，检查炉膛负压自动跟踪良好；1.1.1.7启动第二台一次风机前检查该一次风机出口挡板关闭，动叶开度为0%；1.1.1.8启动第二台一次风机后检查该一次风机出口挡板30S内自动开启；1.1.1.9开启第二台一次风机动叶并调整第一台一次风机动叶，使两台一次风机动叶开度相同，一次风母管风压在期望值；1.1.1.10检查两台风一次机电流、出口风压、风量在一次风机动叶开度一致的情况下应基本相同；1.1.1.11开启风机出口联络风门；1.1.1.12投运1～2套制粉系统后，投入一次风机动叶调节自动。1.1.2一次风机的运行维护1.1.2.1油站的各油箱油位应保持在1/3～2/3范围内，发现油位不正常降低、升高应立即查找油位升高、降低的原因进行处理；1.1.2.2通过油箱油面镜观察油箱和轴承箱内油质应透明，无乳化和杂质，油面镜上无水汽和水珠；83

322×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1一次风机轴承箱油位在1/3～2/3之间，一次风机轴承箱油位计通气管内无存油，为防止轴承箱发生液位指示误差，发现存油应开启放油阀将存油放净；1.1.1.2油箱温度应维持在15℃～30℃范围内，低于15℃手动投入油箱电加，高于30℃检查电加热自动停止；1.1.1.3动叶调节油压正常调整在2.5～3.5MPa，轴承润滑油压在0.35MPa，油站滤网前后差压低于0.35MPa，轴承润滑油供油温度调整在15～23℃，轴承润滑油流量大于3L/min；1.1.1.4电机润滑油压在0.35MPa，滤网前后差压低于0.1MPa，油温维持在15～30℃，轴承润滑油流量大于3L/min；1.1.1.5一次风机油系统无渗漏，油站冷油器冷却水管道无泄漏，冷却水畅通。油站冷油器冷却水流量调整为使冷油器前后润滑油温差为15℃；1.1.1.6一次风机正常运行工况点在失速最低线以下，动叶开度在-30°～＋15°（对应开度反馈指示0～100%）范围，OIS站和就地开度指示一致，以确保风机运行中系统无喘振，一次风机电机不过载；1.1.1.7一次风机及电机轴承温度正常应在60～70℃范围，当发现轴承温度异常升高，经油系统检查和调整未发现异常或轴承内有异音应及早停止风机进行检查处理；1.1.1.8一次风机及电机运行中轴承振动在0.1mm以下，当振动超过0.15mm应立即停止风机运行；1.1.1.9一次风机及电机运行中无异音，内部无碰磨、刮卡现象；1.1.1.10一次风机电机定子温度不超过115℃，线圈温升不超过100℃。送风机电机、油泵电机及相应的电缆无过热冒烟，着火现象，现场无绝缘烧焦气味，发现异常应立即查找原因进行处理。1.1.2一次风机正常停运1.1.2.1两台并列运行，正常停止一台运行1.1.2.1.1检查机组负荷在单台一次风机出力允许范围内，解除待停一次风机动叶自动；1.1.2.1.283

332×600MW机组锅炉辅机运行规程逐渐关小待停一次风机动叶直至全关，同时检查另一台一次风机动叶自动开大或手动开大，转移风机负荷，注意一次风母管风压稳定，风机不过负荷；1.1.1.1.1停止该一次风机运行；1.1.1.1.2检查该一次风机出口挡板自动关闭；1.1.1.1.3风机停运且动叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行。1.1.1.2单台一次风机运行的正常停止1.1.1.2.1逐渐关闭待停一次风机动叶直至全关；1.1.1.2.2停止该一次风机运行；1.1.1.2.3风机停运且动叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行。1.1.2一次风机的紧急停运1.1.2.1手动或保护动作停止一次风机；1.1.2.2一次风机动叶强制关闭；1.1.2.3一次风机出口挡板延时自动关闭；1.1.2.4风机停运且动叶关闭10分钟后，油泵自动停止运行。1.2密封风机运行每台锅炉配置有两台100％容量的离心式密封风机，从一次风机出口来的风经密封风机增压后，向正压直吹式制粉系统的磨煤机中空轴、轴承、给煤机、煤粉关断门等提供密封风，防止粉尘外漏；密封风机轴承采用油池润滑、工业水冷却，电机轴承脂润滑。1.2.1密封风机启动前的检查与准备1.2.1.1检查密封风机、密封风机电机及和密封风机相连接的炉膛、空预器、一次风机、电除尘和烟风道内部等相关系统无检修工作票或检修工作结束；1.2.1.2检查轴承的润滑系统、密封系统和轴承冷却系统是否完好，轴承的油路、水路是否畅通；1.2.1.3启动前，应将转子盘动1～2圈，检查转子是否有卡住和摩擦现象。转子连接件是否有松动，联接螺栓是否牢固；1.2.1.4风机机壳内、联轴器附近等处应无妨碍转动的杂物；1.2.1.583

342×600MW机组锅炉辅机运行规程检查风机、轴承座、电机的基础地脚螺栓是否松动，要保证地脚螺栓牢固，否则会造成风机的强烈的震动；1.1.1.1叶轮若有反转须使叶轮完全停止转动后，方可启动；1.1.1.2检查风机进口调节风门是否关闭，应避免风机带负荷启动。1.1.2密封风机的启动1.1.2.1开启运行一次风机出口联络门；1.1.2.2检查风机进口调节风门及出口挡板在关闭状态；1.1.2.3启动一台密封风机，检查振动、电流及电流回复时间均应正常；1.1.2.4开启风机出口挡板；1.1.2.5调节进口调节风门以维持风压在合适值；1.1.2.6投入备用密封风机联锁；1.1.2.7建立一定的密封风流量后，投入密封风机进口调节风门自动。1.1.3密封风机运行维护1.1.3.1密封风机及电机运行中无异音，内部无碰磨、刮卡现象；1.1.3.2风机轴承温升≤40℃，正常温度应≤75℃，最高不超过85℃；1.1.3.3风机振动≤0.06mm，最高不超过0.09mm；1.1.3.4电机线圈温升应不大于100℃；1.1.3.5风机轴承冷却水应畅通、流量充足。1.1.4密封风机的停止1.1.4.1解除备用密封风机联锁；1.1.4.2逐渐关小待停密封风机进口调节风门直至全关；1.1.4.3停止该密封风机运行；1.1.4.4关闭风机出口挡板。1.2火检风机运行1.2.1火检风机投运前的检查1.2.1.1检查火检冷却风机电源接线完整，电机外壳接地线牢固，电机和风机地脚螺栓连接完整牢固；检查火检冷却风机电机和风机连接对轮安全罩安装完整牢固，检查冷却风机和电机外观无损坏；1.2.1.2检查火检风机进口滤网清洁无堵塞；83

352×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1检查火检冷却风机方式开关在“遥控位”；1.1.1.2检查完毕后对火检冷却风机送电。1.1.2火检风机投运1.1.2.1火检风机送电完毕；1.1.2.2启动一台火检冷却风机；1.1.2.3检查火检冷却风母管压力高于7kPa，电流、振动正常，投入其联锁。1.1.3正常运行与维护1.1.3.1检查火检冷却风机声音、振动、风压、电机电流正常，电机外壳温度小于90℃；1.1.3.2发现滤网差压高报警，应及时联系检修清理；1.1.3.3切换火检风机时，为保护出口挡板不受损坏，应先停运行火检风机后启备用风机。1.1.4火检风机的停运1.1.4.1锅炉停运后，炉膛出口温度降低至149℃，可以解除备用火检风机联锁，停止运行火检风机。1.2风烟系统事故处理1.2.1空预器跳闸1.2.1.1现象1.2.1.1.1空预器电流到零，辅助马达自动投入，相应声光信号报警；1.2.1.1.2辅助马达不能投入时，空预器停转报警；1.2.1.1.3跳闸侧排烟温度迅速升高，一、二次风温大幅度降低。1.2.1.2原因1.2.1.2.1空预器内有异物卡塞；1.2.1.2.2漏风控制装置自动调节不当，间隙过小；1.2.1.2.3减速箱轴承损坏；1.2.1.2.4超越离合器损坏或液力偶合器缺油；1.2.1.2.5电气故障；83

362×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1辅助马达未自投。1.1.1.2处理1.1.1.2.1一台空预器跳闸，辅助电机应自动启动，否则手动启动，严密监视故障空预器侧风烟温度1.1.1.2.2若跳闸前无明显过电流现象，可强合主电机一次，成功则继续运行；1.1.1.2.3强合不成功或启动后电流超限，立即停止，并检查辅助马达运行正常，快速降低机组负荷至300～350MW；1.1.1.2.4若辅助马达也不能正常运行，空预器停转，则应立即关闭跳闸空预器进口烟气挡板，隔离一、二次风，并手动盘车；1.1.1.2.5如果是因为密封装置卡涩，应立即将其紧急提升至高位，再投入空预器；1.1.1.2.6如主电机未跳闸，电流偏小，而有“空预器停转”报警，则可判断为超越离合器或减速机故障，应立即退出该空预器运行并隔离，联系检修人员处理；1.1.1.2.7单台空预器运行时，应特别加强运行空预器监视，必要时应将其密封装置适量提升或暂时退出，防止因大量烟气集中通过一个空预器造成异常变形而跳闸；1.1.1.2.8加强对排烟温度的监视，必要时降低机组负荷；1.1.1.2.9若短时间或运行中不能消除故障，应申请停炉处理。1.1.2空预器电机过流或电流摆动大1.1.2.1现象1.1.2.1.1空预器电机过流报警，电流明显大于正常值；1.1.2.1.2电流摆动幅度大；1.1.2.1.3若因机械卡涩，则就地可听到异常磨擦声音。1.1.2.2原因1.1.2.2.1空预器转子卡涩或异物卡住；1.1.2.2.2空预器传动装置故障或轴承损坏；1.1.2.2.3空预器密封元件间隙过小；1.1.2.2.4空预器内发生二次燃烧。1.1.2.3处理83

372×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1就地对空预器各部进行检查，查明原因；1.1.1.1.2密封间隙过小，应将发生摩擦的那组扇形板手动提升适当位置，联系热控人员处理；1.1.1.1.3发生二次燃烧，则按本规程中“空预器着火”处理；1.1.1.1.4其余故障，则应加强电流监视和就地巡查，联系检修处理，必要时停止空预器运行；1.1.2空预器着火1.1.2.1现象1.1.2.1.1排烟温度急剧升高；1.1.2.1.2一、二次风温异常升高；1.1.2.1.3空预器进、出口烟气差压增大；1.1.2.1.4电机电流增大并大幅度摆；1.1.2.2原因1.1.2.2.1长期低负荷带油运行；1.1.2.2.2燃烧不完全；1.1.2.2.3未按规定吹灰。1.1.2.3处理1.1.2.3.1严密监视空预器进、出口风烟温度，特别是锅炉启停过程中，风烟温度不正常升高或火灾报警系统有报警时，应引起重视，排烟温度超过正常值30℃且继续上升，则可能已着火；1.1.2.3.2发生着火，应立即投入空预器吹灰灭火；1.1.2.3.3蒸汽灭火无效时，应报告值长紧急停炉，停止所有风机，维持空预器低速转动，关闭各风烟挡板使空预器密闭，同时开启空预器底部疏水门，投入消防水灭火；1.1.2.3.4确认火熄灭后，退出消防水灭火，待放尽余水后关闭疏水门，打开各空预器进出口风烟挡板启动引风机进行通风干燥；1.1.2.3.5对空预器进行全面检查，作好恢复准备，若损坏严重，则由检修处理。83

382×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1风机振动大1.1.1.1现象1.1.1.1.1风机振动大声光报警；1.1.1.1.2风机电流不正常升高或电流摆动剧烈；1.1.1.1.3就地风机声音异常；1.1.1.1.4风机轴承振动指示值超过正常值。1.1.1.2原因1.1.1.2.1地脚螺栓松动；1.1.1.2.2风机进异物或掉叶片，内部出现摩擦卡死现象；1.1.1.2.3风机轴承损坏；1.1.1.2.4风机进入不稳定工作区。1.1.1.3处理1.1.1.3.1立即解除自动调节，手动降低其出力；1.1.1.3.2对风机进行全面检查，查明原因并消除，恢复其正常运行；1.1.1.3.3如风机振动原因为喘振，应立即手动关小喘振风机的动叶，直到喘振消失为止，同时适当关小正常风机动叶，以防止其过负荷或连锁喘振；1.1.1.3.4在调整风机动叶的同时，要注意炉膛负压和氧量，必要时手动干预，适当降低机组负荷，待相关参数稳定后，再将两台风机出力调平；1.1.1.3.5振动大现象无法消除，应汇报相关领导，申请降负荷停运该风机进行处理。83

392×600MW机组锅炉辅机运行规程制粉系统1.1系统概述每台炉配置6套双进双出钢球磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台磨煤机分离器共引出4根送粉管道，两侧各2根，总共24根，对应锅炉24个煤粉燃烧器；燃用设计煤种并在最佳钢球装载量下时，制粉系统总的出力不小于锅炉B-MCR工况时的燃煤消耗量的115%，五台磨煤机的连续出力能满足汽轮机额定工况的出力要求；磨煤机轴瓦采用高低压联合油站强制循环润滑、工业水强制冷却方式，2台低压润滑油泵从上部向轴瓦提供连续油流进行润滑，2台高压油泵油管从轴瓦底部接入，用于磨煤机启、停或盘车过程中及其他异常情况下建立油膜；大小齿轮啮合部位采用喷射润滑装置周期喷射油脂进行润滑、减震；每台磨煤机配有1台辅传电机，以适应检修、惰化、筛球等需要。1.2制粉系统设备规范1.2.1磨煤机项目单位设计参数备注型号BBD4060机器出力：（HGI=50，H2O=8%，75%通过200目T/h60筒体有效直径mm3950筒体有效长度mm6140筒体转速rpm16.6筒体有效容积m375.2最大装球量t77密封风流量Kg/h4000油箱有效装载量L900低压润滑油流量L/min63低压润滑油压力MPa0.4最高0.63高压润滑油流量L/min2×2.5高压润滑油压力MPa25最高31.5大齿轮润滑油消耗量Kg/h0.61主电机额定转速rpm98583

402×600MW机组锅炉辅机运行规程主电机额定电流A169.5主电机功率KW14001.1.1给煤机项目单位设计参数备注型号EG-2490型式电子称重皮带式出力t/h10～100电机功率KW4电机额定电流A14.72原煤斗容积m36321.1.2BBD4060磨煤机低压电机典型数据名称数量（台）功率（KW）额定转速（rpm）盘车电机1221460磨煤机密封风电机2/炉1601450大齿轮密封风电机11.52980低压油泵电机23.01440高压油泵电机22.21000喷射润滑油泵10.5515001.2制粉系统运行1.2.1制粉系统启动前准备1.2.1.1制粉系统启动前的检查1.2.1.1.1检查相关检修工作全部结束，工作票已办理终结手续；1.2.1.1.2电气联锁、热工保护及自动装置正常投入；1.2.1.1.3检查系统设备外观完整,地脚螺栓无松动，联轴器及对轮防护罩完好，电机接地线完好，人孔门关闭；1.2.1.1.4按阀门检查卡检查检查磨煤机各风、煤、油系统各阀门位置正确；1.2.1.1.5密封风机已投运，风压大于12kPa；1.2.1.1.6至少一台一次风机在运行，且一次风母管压力＞7.5kPa；1.2.1.1.7磨煤机大瓦及油站冷却水投入，冷却水量充足；1.2.1.1.8磨煤机润滑油站油位正常，油质合格，无渗、漏油现象，消防喷雾系统完整，良好备用；1.2.1.1.9给煤机就地控制箱上信号正确，控制在”远方”位置；1.2.1.1.10给煤机检查孔关闭严密，无漏风；83

412×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1给煤机外观完整，热控测量、控制接线完整无松动；1.1.1.1.2给煤机电机防护罩牢固；1.1.1.1.3皮带的张力合适，无破损或明显跑偏现象；1.1.1.1.4清扫输送链合适（正常位置有5cm垂度）；1.1.1.1.5经上述检查无异常后，对制粉系统各电机送电。1.1.1.2润滑油站投运1.1.1.2.1可发油站启动命令，低压油泵启动；1.1.1.2.2经延时30s且润滑油母管压力正常后高压油泵联动启动；1.1.1.2.3检查各油母管及各用户油压、油流量正常；1.1.1.2.4油温≤30℃时手动投入电加热器，≥40℃时自动停电加热器。1.1.1.2.5检查制粉系统启动许可条件满足1.1.1.2.6炉膛点火允许；1.1.1.2.7锅炉负荷>20%；1.1.1.2.8任一台一次风机运行1min后(单台一次风机运行时，只能投三台磨)；1.1.1.2.9一次风温度大于180℃；1.1.1.2.10无跳磨条件；1.1.1.2.11两煤仓任一煤位正常；1.1.1.2.12本层点火油在投运；1.1.1.2.13密封风/一次风差压不L；1.1.1.2.14润滑油系统正常；1.1.1.2.15在远控位置；1.1.1.2.16磨煤机轴承温度正常；1.1.1.2.17磨煤机电机线圈温度正常。1.1.2制粉系统启动1.1.2.1制粉系统顺控启动1.1.2.1.1顺控启动前应具备条件：粉管吹扫风门关闭，轴承及减速机润滑正常,辅传离合器断开；1.1.2.1.2选择“全磨”启动方式，启动顺控启磨程序，自动进行下列操作：1.1.2.1.3第一步：系统初始状态检查、复位——83

422×600MW机组锅炉辅机运行规程检查除密封风回路外的所有风、煤挡板处于关闭位置，辅传电机停运状态；1.1.1.1.1第二步：投入密封风系统——开启各密封风门，磨煤机密封风差压调节置自动，启动大齿轮密封风机；1.1.1.1.2第三步：启动主电机，大齿轮喷油装置自动运行；1.1.1.1.3第四步：粉管吹扫及挡板置位——程序开启燃烧器二次风门至燃煤位置，确认粉管关断门在关闭状态后，自动开启粉管清扫风电动门，1min后关闭，开启各粉管关断门，旁路风和容量风置自动，开启磨煤机进口一次风隔离总门、调节总门和冷、热风门，一次风调节总门及冷、热风门置自动；1.1.1.1.4第五步：启给煤机——磨煤机出力至预定值后，开启给煤机进、出口煤闸门同时启动给煤机，速度调节置预设的最高值，到磨煤机有一定料位后，给煤机速度调节置自动方式。1.1.1.2制粉系统手动启动1.1.1.2.1全面检查，系统具备启动条件，除密封风手动门外的所有风、煤闸门均关闭，辅传离合器在脱开位置，辅传电机停运；1.1.1.2.2启动润滑油系统；1.1.1.2.3检查点火能量足够，否则投入对应点火油枪；1.1.1.2.4打开粉管清扫风门吹扫一分钟左右后关闭；1.1.1.2.5打开各粉管关断门；1.1.1.2.6开启给煤机出口煤闸门；1.1.1.2.7投入磨煤机、给煤机密封风，磨煤机密封风/一次风差压投自动，维持在2～4Kpa范围；1.1.1.2.8启动大齿轮密封风机；1.1.1.2.9启动磨煤机主电机；1.1.1.2.10开启对应层燃烧器两侧二次风调节挡板，调节层二次风/炉膛差压合适后，置自动位，检查三次风门已开至燃煤位置，关闭对应层燃烧器冷却风门；1.1.1.2.11开启磨煤机进口一次风电动隔离总门、调节总门；1.1.1.2.12开启磨煤机冷、热风门，控制磨煤机进口一次风温度在180℃～280℃范围内；83

432×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1快速开启两侧旁路风门30%（保证粉管风速在21～25m/s）；1.1.1.1.2开启容量风门5%；1.1.1.1.3分离器出口温度达到65℃时暖磨结束；1.1.1.1.4开启给煤机进口煤闸门，启动给煤机，转速不低于15％；1.1.1.1.5差压料位接近正常值，投入给煤机自动；1.1.1.1.6投入冷热风门及磨进口一次风调节总门自动；1.1.1.1.7根据需要投入容量风门自动。1.1.1.2制粉系统半磨启动1.1.1.2.1启动时为避免对负荷造成较大冲击，可以选择半磨启动；1.1.1.2.2投入方法与全磨投入基本相同，不同的是程序启动时应选择“DE侧”或“NDE侧”启动方式（手动启磨不选）；1.1.1.2.3只要开启一侧的粉管关断门、旁路风门、容量风门，启动对应侧的给煤机。1.1.2制粉系统运行维护1.1.2.1加强对制粉系统电机电流、风流量、压力、差压、温度等各重要参数的监视，根据综合表现判断其运行状态是否良好以采取相应措施；1.1.2.2加强对各自动调节的监视，避免自动失灵或因测量表记故障引起自动误动作；1.1.2.3正常运行中，应尽量均衡各磨煤机及磨两侧出力（也就是各煤火嘴出力），并根据机组负荷及磨出力及时启动或停用磨煤机，保证磨煤机出力在合适范围内；1.1.2.4加强就地巡视，及时发现、消除正压运行制粉系统易出现的跑、冒、滴、漏现象和其他异常；1.1.2.5给煤机启动前应先开启出口煤闸门，启动后再开启进口煤闸门；停运时应先关闭进口煤闸门，走空给煤机后才能停运给煤机，最后关闭出口煤闸门，防止积粉；1.1.2.6润滑油箱的油位在高低限之间，油温保持在30～40℃；1.1.2.7螺旋输送器无异音，冷却水系统无漏泄；1.1.2.883

442×600MW机组锅炉辅机运行规程分离器、粉管关断门、清扫风门、一次风管、各处胀缩节、密封圈、落煤管、筒体不漏粉；1.1.1.1一次风流量与磨煤机出力的对应关系符合磨煤机风量曲线；1.1.1.2一次风管内的风速在21～25m/s,如出现低报警，停磨后进行检查、吹扫，吹扫时间不得小于2min，防止堵管；1.1.1.3粉管温度控制在80℃左右，如与分离器出口温度相差较大，立即查找原因，防止粉管着火；1.1.1.4一次风电动调节总门后的压力保证5～8Kp范围，一般为7KPa左右；1.1.1.5磨煤机大瓦温度保持低于60℃，润滑油冷油器出口油温保证在40～45℃；1.1.1.6分离器出口温度保证80～100℃，一次风入口温度保证在180～280℃；1.1.1.7磨煤机处于单进双出的运行方式下若两侧分离器出口温度有偏差，应适当调节两侧的容量风及旁路风挡板的开度,双进双出方式运行时还可以改变给煤量来减小偏差；1.1.1.8磨煤机尽量不采用单进单出方式运行，不得已而采用时，应加强调整，在偏差及各参数不超限的前提下维持短时间运行；1.1.1.9差压料位在90～110mm、煤位电耳信号在10％～30％；1.1.1.10定期对比差压和电耳料位，防止跑粉和堵磨；1.1.1.11低压油泵出口压力在0.4～0.6MPa，滤网压差不超过0.05MPa；1.1.1.12高压油泵出口压力大于6MPa；1.1.1.13大齿轮雾化压缩空气压力大于0.25MPa，大齿轮密封风盒风压在0.4Kpa；1.1.1.14喷油装置工作正常，油桶油位正常；1.1.1.15磨煤机密封风与一次风压差控制在2～4Kpa；1.1.1.16主电机线圈温升小于100℃，主电机轴承温度小于70℃；1.1.1.17主减速机润滑油温度在45～55℃之间，油量大于90L/min，润滑油压0.08～0.25MPa，冷却水压力0.2～1MPa；1.1.1.18大小齿轮结合面无异音，轴承振动正常；1.1.1.19差压料位管应进行定期清扫。83

452×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1制粉系统停运1.1.1.1程序停运1.1.1.1.1根据需要选择“全磨”、“DE侧”或“NDE侧”停运方式，启动顺控停止磨煤机程序，则自动进行下列操作：1）关闭热风门及两侧旁路风门，开大冷风门维持一次风量≮3200kg/h；2）降低给煤机转速至低限后停运给煤机，关闭给煤机进、出口煤闸门；3）十分钟后，启动高压润滑油泵，停止磨煤机主电机；4）关闭粉管关断门、磨煤机进口调节总门、隔离总门，关闭各密封风门；5）开启粉管清扫风门对粉管吹扫2分钟后关闭，燃烧器二次风门；6）主电机停运后，大齿轮密封风机延时30S停止，润滑油站延时3分钟停运。1.1.1.2手动停运1.1.1.2.1关闭热风门及两侧旁路风门，开大冷风门维持一次风量≮3200kg/h（以保证粉管一次风速在21～25m/s范围为宗旨）；1.1.1.2.2解除给煤机速度调节自动，手动缓慢降低给煤机转速至最低值；1.1.1.2.3关闭给煤机进口煤闸门，走空给煤机后停运，关闭给煤机出口煤闸门；1.1.1.2.4十分钟后，启动高压润滑油泵，逐渐关小磨煤机进口一次风调节总门直至关闭，停止磨煤机主电机；1.1.1.2.5检查关闭冷风门、热风门、容量风门、磨煤机进口一次风隔离总门、各个粉管关断门，关闭各密封风门；1.1.1.2.6开启各粉管清扫风门对粉管吹扫2分钟后关闭；1.1.1.2.7检查各燃烧器三次风门自动关闭，打开燃烧器冷却风门，关小对应层两侧二次风调节挡板；1.1.1.2.8检查大齿轮密封风机和润滑油站应分别延时30S和3min后自停。1.1.1.3紧急停运1.1.1.3.1就地或OIS站磨煤机直接打闸；1.1.1.3.2主电机停止后，联跳给煤机，联启高压油泵；1.1.1.3.3联锁将自动关闭该制粉系统除密封风系统的所有风挡板和煤闸门，手动关闭各密封风门；83

462×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1非MFT工况，吹扫粉管2分钟；1.1.1.1.2主电机停止后，大齿轮密封风机延时30S停止，润滑油站延时3分钟停运。1.2制粉系统事故处理1.2.1磨煤机断煤1.2.1.1现象1.2.1.1.1断煤的给煤机电流异常增大或变小；1.2.1.1.2磨煤机煤位降低，电流下降；1.2.1.1.3磨内钢球撞击声增大，断煤信号动作；1.2.1.1.4粉管温度升高，自动状态下冷风门开大，热风门关小。1.2.1.2原因1.2.1.2.1煤斗堵煤；1.2.1.2.2煤斗煤位低；1.2.1.2.3给煤机进、出口煤闸门误关；1.2.1.2.4给煤机联轴器销子断脱、断链。1.2.1.3处理1.2.1.3.1煤斗堵煤：启动空气炮疏通，无效则停止给煤机人工疏通；1.2.1.3.2煤斗煤位低：1.2.1.3.3当煤斗煤位指示低时，应及时联系燃运上煤；1.2.1.3.4煤斗因故未及时上煤，造成煤斗空仓时，应立即关闭对应给煤机进口煤闸门，停运给煤机，避免热风反吹烧毁给煤机皮带；1.2.1.3.5磨煤机单进双出方式下运行，应控制好分离器出口温度和温差，可适当增大停运给煤机密封风压力1.2.1.3.6煤闸门误关：手动开启，查明原因作相应处理；1.2.1.3.7销子断脱或断链：停止给煤机，联系检修处理；1.2.1.3.8在给煤机停运期间，应维持密封风压力始终高于一次风压2～4Kpa，如停运时间较长，磨煤机煤位难以维持，应关闭停运侧除密封风外的各风门挡板，维持半磨运行，直至故障消除后再恢复运行。83

472×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1磨煤机堵煤1.1.1.1现象1.1.1.1.1磨煤机声音沉闷，差压增大，料位显示偏高，出口温度降低；1.1.1.1.2磨煤机电流增大，严重堵塞时电流异常减小；1.1.1.1.3磨煤机进、出口冒粉；1.1.1.1.4分离器堵塞时，其前设备及管道会出现较大正压，进出口压差大；1.1.1.1.5一次风管动压、温度降低；1.1.1.1.6机组负荷下降，自动状态下的各制粉系统指令明显增大。1.1.1.2原因1.1.1.2.1料位（差压）信号失灵，造成给煤自动失灵；1.1.1.2.2煤太湿，堵塞磨煤机入口；1.1.1.2.3分离器长期未清理，被木块木屑堵塞，或因回粉管锁气器动作不正常造成分离器堵塞；1.1.1.2.4制粉系统出力过高；1.1.1.2.5风门挡板自动失灵，造成风压、风速、风量不够；1.1.1.2.6监视不力，手动调节失当。1.1.1.3处理1.1.1.3.1加强制粉系统监视，应能从各种表记的综合表现判断制粉系统是否存在异常和表记的准确性；1.1.1.3.2表记故障应解除相关自动，手动调节，维持制粉系统及机组稳定运行，联系热控处理；1.1.1.3.3如果分离器堵塞，应停止该制粉系统进行分离器清理、疏通；1.1.1.3.4如确认磨煤机堵煤，应立即降低给煤机转速，关小旁路风门，开大容量风门疏通，必要时停止两侧给煤机运行；1.1.1.3.5如堵塞严重经上述处理无效，应采用间停间开磨煤机的方法加强抽粉，仍无效则停止该制粉系统进行人工疏通、抽粉。1.1.2制粉系统自燃1.1.2.1现象1.1.2.1.1自燃处风粉温度异常升高；83

482×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1自燃处管壁金属发热、颜色异常；1.1.1.1.2检查门处有火苗或烟雾冒出；1.1.1.1.3爆炸时有大的爆炸声。1.1.1.2原因1.1.1.2.1制粉系统停运前未把给煤机、磨煤机走空，积煤、积粉时间过长；1.1.1.2.2煤挥发份过高，磨煤机出口温度过高，煤粉过细；1.1.1.2.3煤中含有易燃易爆物品；1.1.1.2.4制粉系统明火作业，未作好安措；1.1.1.2.5制粉系统停运后热风门关闭不严。1.1.1.3防范措施1.1.1.3.1消除系统死角，减少水平管段以避免煤粉沉积；1.1.1.3.2保证任何负荷下风粉混合物都具有足够的流速；1.1.1.3.3维持制粉系统稳定运行，避免频繁堵煤、断煤，严格控制磨出口煤粉细度和温度；1.1.1.3.4对准备停运较长时间的磨煤机，停运前应将给煤机和磨煤机都走空，粉管进行充分吹扫。1.1.1.4处理1.1.1.4.1当认为有着火或着火危险时，应投入惰化系统惰化以消除火险；1）维持盘车状态，切断风（包括密封风）、煤；2）通入惰化气体CO2，每个分离器出口粉管保留一根通畅，吹扫15min1.1.1.4.2如认为仍有火险，重复惰化过程；1.1.1.4.3火势较大时应洒水冷却着火部位；1.1.1.4.4经上述处理无效，则应喷水灭火，喷水时流量要求：1）从每台给煤机的接头流向原煤管中的水流必须缓慢，且限制在25L/min以下；2）一次风道中的水流必须雾化良好，从一次风道关闭的挡板向下，并限制流量在80～100L/min1.1.1.4.5如发生爆炸，应紧急停运制粉系统，隔绝风、煤并进行灭火，确认火势熄灭后再进行修复等处理。83

492×600MW机组锅炉辅机运行规程炉前燃油系统1.1系统概述本期工程燃油系统公用了一期油罐及其卸油系统，在此基础上，增设了3台供油泵，向#3、4锅炉供应燃料油；因其具有独立的油泵进油母管、炉前供油和回油母管，所以与一期锅炉燃油供应互不影响；锅炉每支煤粉燃烧器设置有小流量点火油枪，用于点火、稳燃；在前后墙中间层煤粉燃烧器设置有大流量启动油枪，用于启动暖炉、带部分负荷等1.2燃油系统设备规范1.2.1供油泵项目单位参数备注型号DY46—50X7—000流量m3/h46压力MPa3.3电机型号YB180M—2电机功率KW90电机额定电流A160.21.2.2燃油特性项目单位数据名称－0号轻柴油恩氏粘度(20℃)°E1.2～1.67凝点℃≤0闪点(闭口)℃≥6510%蒸余物残碳%≤0.4硫份%≤0.2灰份%≤0.025水份－痕迹十六烷值－≥50低位发热量kJ/kg418001.2.3油枪参数设备名称项目单位设计数据启动油枪型式伸缩式、蒸汽雾化83

502×600MW机组锅炉辅机运行规程数量层×只2×4布置方式前后墙布置单只枪出力kg/h～4700工作油压MPa2.06油品#0轻柴油油枪雾化方式蒸汽雾化雾化蒸汽压力MPa1.04～1.33雾化蒸汽温度℃220～250点火油抢型式伸缩式、机械雾化数量层×只6×4布置方式前后墙布置单只枪出力kg/h～250工作油压MPa1.08油品#0轻柴油油枪雾化方式机械雾化吹扫空气压力MPa0.351.1炉前燃油系统运行1.1.1炉前燃油系统投运前的检查和准备1.1.1.1检查确认燃油系统、燃油雾化蒸汽系统、燃油吹扫压缩空气系统、火检冷却风系统等相关检修工作结束,工作票终结；1.1.1.2按阀门检查卡检查各阀门位置正确；1.1.1.3检查燃油系统中各气动阀门仪用气供气阀门开启,各电动门送电完毕，各阀门OIS站状态显示正确；1.1.1.4检查所有启动油枪和点火油枪及其点火器安装完毕，燃油和雾化蒸汽、吹扫压缩空气管道和油枪连接完整，油枪和点火枪无变形，所有油枪和点火枪在退出位；1.1.1.5检查所有油枪控制电源送电完毕，OIS站画面显示油枪和点火枪状态正确；1.1.1.6检查油系统各热工表计投入，所有压力表和流量表门开启，检查核对各表计指示正确；1.1.1.7检查火检冷却风系统投运正常；1.1.1.8投入启动油雾化和吹扫蒸汽系统：83

512×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1检查投入燃油雾化蒸汽减温站，开启雾化蒸汽管道系统疏水；1.1.1.1.2缓慢开启炉前启动油枪雾化和吹扫蒸汽供汽手动门，注意操作不要过快，防止蒸汽管道振动；1.1.1.1.3将雾化蒸汽管道压力调节门逐渐开启5～10%对炉前雾化和吹扫蒸汽管道进行暖管，就地检查雾化和吹扫蒸汽管道无泄漏；1.1.1.1.4待疏水放尽后，关闭雾化和吹扫蒸汽管道疏水门；1.1.1.1.5逐渐开启雾化和吹扫蒸汽压力调门将蒸汽压力调整至正常，投入雾化和吹扫蒸汽压力自动。1.1.2炉前燃油系统的投入1.1.2.1联系油泵房启动供油泵，检查燃油系统打循环正常，开进油快关阀和回油电动门进行油循环正常，就地检查点火油和启动油系统管道、阀门无泄漏。1.1.2.2根据需要启动油泄漏试验或将其旁路；1.1.2.3在锅炉吹扫完毕后检查确认：a.MFT自动复位；b.风门挡板自动调整至点火位；1.1.2.4开启燃油跳闸阀，检查并调整点火油、吹扫空气压力和启动油及其雾化蒸汽压力正常；1.1.2.5检查OIS站油点火允许，根据值长命令点火！1.1.2.6逐渐增加点火油枪对数目，根据需要投入启动油枪运行。1.1.3油泄漏试验1.1.3.1开进油快关阀,管路充油；1.1.3.2若在60秒内,油母管压力没有达到设定值（2.5MPa）,则充油失败，试验中断；1.1.3.3否则，油压满足后,关进油快关阀，开始3分钟的油压监视过程。若在这期间，油母管压力小于设定值(2.1MPa)，说明管路有泄漏，试验中断；1.1.3.4否则，3分钟后开回油阀，管路泄油，在10秒后关回油阀，开始5分钟的油压监视过程。若在这期间，进油快关阀前后差压低（0.05MPa），说明进油快关阀有泄漏，试验中断；83

522×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1否则，5分钟后整个试验成功。1.1.2炉前燃油系统停运1.1.2.1发出油枪退出指令；1.1.2.2检查油枪供油阀自动关闭；1.1.2.3检查油枪吹扫阀自动开启；1.1.2.4检查45秒后吹扫结束，油枪吹扫阀关闭；1.1.2.5油枪退出；1.1.2.6开启回油电动门。1.1.3炉前燃油系统运行维护1.1.3.1炉膛只有在经过吹扫完毕，所有点火条件满足后才能点火；1.1.3.2启动油枪投入只能用本油枪的点火枪进行点火，不能用其他油枪和煤燃烧器点燃启动油枪；1.1.3.3油枪运行中应推进到位，油枪在安装位置中心无偏斜，各油管道无渗漏现象，点火枪停止后应退出到位；1.1.3.4油枪运行中火焰应稳定无闪烁，颜色白亮不冒黑烟；油枪雾化良好，油枪头不滴油，雾化角合适；油枪头无结焦和堵塞，油枪火焰无偏斜；1.1.3.5检查燃油压力调节器自动跟踪良好，点火油压力1MPa左右，启动油压力2MPa左右；检查雾化蒸汽压力1MPa左右，压力调节器自动跟踪良好，雾化蒸汽温度在210～230℃，雾化蒸汽温度自动跟踪良好；1.1.3.6有启动油枪运行后关闭雾化蒸汽管道末端疏水，防止油枪和吹扫阀门故障燃油污染疏放水；1.1.3.7油枪停止后应退出到位，检查油枪不漏油。1.2炉前燃油系统事故处理1.2.1常见故障1.2.1.1燃油系统中法兰、阀门填料室、油枪与金属软管借口、压力表管接头处漏油；1.2.1.2燃油管道在弯头等强度较弱处爆破；83

532×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1燃油系统起火；1.1.1.2油角电磁阀不能正常开启、关闭或内漏；1.1.1.3油枪雾化不良；1.1.1.4油枪、点火枪进退不到位；1.1.1.5油中带水，燃油压力低或失压；1.1.1.6冬季油温低或冻结，流动困难；1.1.1.7油管蒸汽吹扫手动门关不严，蒸汽漏入油管导致燃油温度过高；1.1.1.8油管蒸汽吹扫手动门及吹扫逆止门关不严，燃油漏入蒸汽管道。1.1.2处理1.1.2.1每班对燃油系统金属软管、阀门、管道法兰等巡视两次；1.1.2.2燃油系统向外泄漏时，应查明泄漏点，设法将其隔离，但应尽量缩小隔离范围，努力维持锅炉稳定运行，同时做好必要的安全措施，加强检查防止起火，一旦发生火警，应及时扑灭；1.1.2.3各油跳闸阀应定期进行试验，确保动作正确、关闭严密；1.1.2.4油角阀等关闭不严而内漏时，应及时隔离并尽量缩小隔离范围，联系检修处理；1.1.2.5燃油管道爆破，应立即切断该炉燃油，对外漏燃油进行清理，防止起火；1.1.2.6发现燃油管道起火，应立即切断该炉燃油，组织人员迅速灭火；威胁人身或设备安全时，应立即停炉，故障消除后，请示有关部门决定是否开炉；1.1.2.7有油枪投运时，应经常就地检查其着火、雾化情况，发现雾化不良，应及时停用并联系检修处理；1.1.2.8每月逢10、20、30日（二月为最后一天）定期做油枪、点火枪推进试验；1.1.2.9油中带水要及时通知油库值班员放水，油压低或燃油失压及时启动备用油泵并联系油泵房值班员检查处理；1.1.2.10冬季燃油流动困难时，应联系油泵房值班员按规定投用油罐区蒸汽加热和油管拌热以提高油温，并打油循环，禁止采用明火加热。83

542×600MW机组锅炉辅机运行规程空压机系统1.1系统概述两台机组公用4台仪用空压机，空气经空压机增压后分为2路，一路向机组提供厂用压缩空气，另一路经过并列的4台仪用气干燥机处理后向机组提供仪表、控制用气；每台炉设置3台除灰空压机，公用的一台脱硫用空压机并联在#3炉除灰空压机母管中，根据需要除灰空压机可分炉运行，也可将除灰压缩空气母管联络门打开，7台空压机并列运行，互为备用；#3炉设置4台、#4炉设置3台除灰用气干燥机对除灰压缩空气进行净化、干燥处理1.2空压机系统设备规范1.2.1仪用空压机房项目单位设计参数备注空压机型号L250共4台空压机排气量m3/min42空压机排气压力MPa0.8空压机排气温度℃小于45空压机冷却方式水冷厂用气储气罐容积m3252个仪用气储气罐容积m3752个高低旁储气罐容积m322/机仪用气干燥机型号：RSXJ-450出力：45Nm3/min压力：0.8MPa耗用功率：15KW共4台，两运两备1.2.2除灰空压机房项目数量参数备注除灰空压机7型号：L250流量：42m3/min压力：0.8MPa冷却方式：水冷耗用功率：250KW除灰6台脱硫专业用1台灰斗气化风机4型号：SRD-125Z流量：17.52m3/min风压：98KPa83

552×600MW机组锅炉辅机运行规程电机功率：55KW灰斗气化风电加热器2型号：DYK-80出力：18Nm3/min出口风温：176℃耗用功率：80KW除灰用气储气罐2容积：60m3压力：0.8MPa1台/炉除灰控制用气储气罐2容积：10m3压力：0.8MPa1台/炉除灰用气缓冲罐2容积：20m3压力：0.8MPa除灰用气干燥机7型号：RSXJ-450出力：45Nm3/min压力：0.8MPa耗用功率：15KW#3炉4台#4炉3台1.1空压机系统运行1.1.1空压机启动前的检查1.1.1.1检查待运行的空压机及干燥机检修工作结束，检修工作票终结；1.1.1.2确认空压机控制电源停电（空压机控制电源箱电源指示灯不亮，空压机控制面板无显示），开启空压机罩壳门检查空压机罩壳内部地面及设备清洁无杂物，各电源接线和测点连接完整，空压机进气口清洁无杂物，通风风扇及通风口无杂物堵塞；1.1.1.3检查空压机油气分离器底部排水阀关闭严密无漏油，油气分离器油位在1/3～2/3之间；1.1.1.4空压机罩壳内部检查完毕无异常，关闭空压机罩壳门；1.1.1.5检查并开启空压机冷却水回、供水门，开启空压机水气分离器排污门，放尽水后，关闭空压机压缩空气出口管道放气门；1.1.1.6检查开启空压机压缩空气出口门；1.1.1.7检查空压机就地紧急停止按钮在弹出位置；1.1.1.8检查完毕，空压机6KV电源和控制盘电源送电。1.1.2空压机的启动1.1.2.183

562×600MW机组锅炉辅机运行规程空压机6KV电源及控制盘电源送电完毕，检查就地控制屏显示信息，否则顺时针转动紧急停机开关是否弹出，对空压机进行复置，检查显示屏指示“READTOSTART”；1.1.1.1将空压机控制方式开关置于“就地”位置，启动1～2台空压机，空压机空载运行20秒后自动加载运行；1.1.1.2就地检查空压机运行平稳，内部无异常声音,压缩空气及冷却水系统均无泄漏，空压机控制面板无报警显示；1.1.1.3压力正常后将空压机置“远控”位置；1.1.1.4根据设备轮换要求设置三台空压机自动启动延迟时间和自动停止时间；主运行空压机备用运行空压机次备用运行空压机自启延时时间（S）02040自停延时时间（S）402001.1.1.5检查空压机根据设定的状态“启动”、“加载”、“卸载”、“停止”正常；1.1.1.6投入备用空压机联锁开关（仪用空压机有一台作为检修备用，正常情况下不投）；1.1.1.7投入与空压机数量相应的干燥机。1.1.2干燥机投入前的检查1.1.2.1检查要投入的干燥机设备、管道连接完整；1.1.2.2检查开启干燥机进、出口门；1.1.2.3开启干燥机各气动阀门供气手动门；1.1.2.4检查关闭压缩空气管道放水门；1.1.2.5检查关闭干燥机前置过滤器、精过滤器、后置过滤器排水门；1.1.2.6检查完毕无异常，干燥机控制箱送电。1.1.3干燥机的投运1.1.3.1干燥机送电完毕，检查控制箱带电，控制屏显示状态正常；1.1.3.2在控制面板按“START”启动干燥机运行；1.1.3.3检查干燥塔按设定的周期干燥和再生正常，正常运行中一干燥塔再生，另一干燥塔运行，干燥和再生周期为50min，循环一次100min；83

572×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1检查再生流量调节阀后压力为0.28～0.4MPa，正在再生的干燥器压力为0～0.015MPa，如压力不正常应进行再生流量阀调节，确保再生流量在运行流量的7%左右。1.1.2空压机的停止1.1.2.1在远程按空压机停运或就地按O键后，会出现30秒软关机时间，然后，马达停止，关闭空压机冷却水进出口门；1.1.2.2停止干燥机运行并关闭其进、出口手动门。1.1.3空压机正常维护1.1.3.1检查压缩空气母管压力在0.6～0.8MPa之间，除灰压缩空气母管压力在0.45～0.65MPa范围内，运行空压机出口温度低于90℃；1.1.3.2冷却水量充足，水流畅通，进、出口水温正常，空压机运行状态时顶部排风扇运转良好；1.1.3.3检查空压机运行中声音、振动正常，系统无漏水、冒气现象；1.1.3.4备用空压机冷却水应保持开启状态；1.1.3.5检查空压机控制面板无报警；1.1.3.6检查干燥机干燥和再生循环正常；1.1.3.7检查前置过滤器、精过滤器、后置过滤器前后压差小于0.05MPa（就地差压指示不在红色区域）；1.1.3.8每个白班打开空压机罩壳检查油气分离器油位正常；1.1.3.9每班对空压机出口母管、干燥机过滤器和各贮气罐排水1次；1.1.3.10就地检查设备发现异常需紧急停运空压机时，可将“远控/就地”切换开关打至“就地”位置，按控制面板上“O”键停止，只有在用该方式停运无效，方可用控制面板上的紧急停机按钮停止空压机运行；1.1.3.11备用状态的干燥机进口手动门必须关闭。1.2空压机系统事故处理1.2.1遇有下列情况之一者，应紧急停运空压机，解除该空压机联锁，迅速启动备用空压机，并报告班长或值长，要求检修人员进行处理83

582×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1空压机和电动机有明显的不正常响声及不正常振动时；1.1.1.2冷却水中断，不能恢复时；1.1.1.3排气压力超过规定值(0.8MPa)且进气阀不动作或安全阀频繁动作时；1.1.1.4油压降低，油温过高时；1.1.1.5电机电流突然增大，空压机不自跳时；1.1.1.6电气设备发生故障，需要停止运行时；1.1.1.7排气温度>100℃。1.1.2冷却水中断：1.1.2.1现象：1.1.2.1.1从回水管出口处看不到水流出；1.1.2.1.2排气温度不正常的升高；1.1.2.1.3气缸及各冷却器外壳温度升高；1.1.2.1.4冷却水进口压力表指示下降。1.1.2.2原因：1.1.2.2.1由于泥砂或异物堵塞；1.1.2.2.2误操作或阀门损坏；1.1.2.2.3因厂用水系统故障引起水源中断。1.1.2.3处理：1.1.2.3.1当发现冷却水中断时应立即关闭该机的冷却水阀，停止该空压机运行，禁止在气缸被冷却前通入冷却水；1.1.2.3.2开启备用空压机冷却水门正常后，开出备用空压机；1.1.2.3.3如果系工业水母管水源中断，应及时切换供水母管，供水恢复后再启动空压机；1.1.2.3.4报告班长或值长查明原因，通知相关人员处理；1.1.2.3.5若冷却水中断短时无法恢复，只能等冷却水正常后才能恢复，不允许无冷却水运行空压机。1.1.3润滑油系统故障：1.1.3.1现象：1.1.3.1.1油压不正常，油温升高；83

592×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1油桶油位低；1.1.1.1.2油过滤器前后油压差增大；1.1.1.1.3润滑油变质。1.1.1.2原因：1.1.1.2.1油位太低或油管路堵塞、破裂、漏泄；1.1.1.2.2油内含杂质，使过滤器堵塞；1.1.1.2.3油质不合格；1.1.1.2.4油压表失灵；1.1.1.2.5冷油器在空压机备用时漏入冷却水。1.1.1.3处理：1.1.1.3.1如油位过低或油质不良，停机后可加油或换油；1.1.1.3.2润滑油太脏，可能是机箱油池内不清洁，应彻底清洗并换新油；1.1.1.3.3如油过滤堵塞，应进行清洗并检查油路系统；1.1.1.3.4如因油压表故障可关闭油压表，联系热工更换油压表；1.1.1.3.5若判断为冷油器漏油由检修处理。1.1.2排气温度高：1.1.2.1现象：1.1.2.1.1空压机自行跳闸，排气温度高指示灯亮；1.1.2.1.2气缸外壳温度高，烫手。1.1.2.2原因：1.1.2.2.1润滑油量不足；1.1.2.2.2冷却水量不足，水温度高或冷却水管堵塞；1.1.2.2.3环境温度高；1.1.2.2.4油冷却器堵塞；1.1.2.2.5润滑油规格或质量不合格；1.1.2.2.6热控制阀故障；1.1.2.2.7空气滤清不清洁；1.1.2.2.8油过滤器阻塞；1.1.2.2.9冷却风扇故障；83

602×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1空压机机械故障、发热量增多。1.1.1.2处理：1.1.1.2.1检查油位若低于“L”时，停机加油至“H”；1.1.1.2.2检查冷却水进出水管温差，增加冷却水量，降低进水温度；1.1.1.2.3增加排风，降低室内温度；1.1.1.2.4检查进出口水管温差，正常温差约为5℃，如低于5℃，可能是油冷却器和空气冷却器脏污，应拆下清洗；1.1.1.2.5检查油号，更换成合格油；1.1.1.2.6检查油是否经过油冷却器冷却，若无则更换热控制阀；1.1.1.2.7用低压空气清洁空气滤清器；1.1.1.2.8更换油过滤器；1.1.1.2.9更换新冷却风扇；1.1.1.2.10若调整无效，停机由检修检查处理。1.1.2安全阀故障1.1.2.1现象：1.1.2.1.1安全阀压力大于0.8MPa不动作或低于0.8MPa误动作；1.1.2.1.2安全阀漏气；1.1.2.1.3安全阀动作后气压仍升高。1.1.2.2原因：1.1.2.2.1空压机进气阀因故不动作，导致系统压力高；1.1.2.2.2系统用气量突然大幅减少；1.1.2.2.3安全阀卡死或弹簧压力调节不当；1.1.2.2.4安全阀动作后回座不好，阀头与阀座之间有杂质或阀面接触不严密；1.1.2.2.5安全阀连接螺纹损坏或不严密；1.1.2.2.6动作后，气压仍升高的原因，可能是由于安全阀的开度不够或通道被堵塞。1.1.2.3处理：1.1.2.3.1报告班长或值长，通知检修人员如下处理：如安全阀卡死应拆下清洗，如弹簧压力调节不当，则应重新调整，如漏气则应解体清洗、研磨，消除漏气原因；83

612×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1如空压机进气阀不动作或安全门故障，应立即停运空压机，退出其联锁，启动备用空压机；1.1.1.1.2如储气罐，缓冲罐超压则可打开相应底部放水阀消压处理。1.1.2以下几个原因之一可造成空压机电流超额定值自行跳闸1.1.2.1电压太低；1.1.2.2排气压力太高；1.1.2.3润滑油规格不正确；1.1.2.4油气分离器堵塞(润滑油压力高)；1.1.2.5压缩机本体故障。1.1.3以下几个原因之一可造成压缩机风量低于正常值，可检查：1.1.3.1进气过滤器堵塞；1.1.3.2进气阀动作不良；1.1.3.3压力维持阀动作不良；1.1.3.4油气分离器堵塞；1.1.3.5泄放电磁阀泄漏。1.1.4干燥机压降大处理：1.1.4.1将干燥机进出口阀门开足；1.1.4.2如系过滤器堵塞，可联系清理或更换滤芯；1.1.4.3如系吸附剂老化造成，应及时联系更换；1.1.4.4因用气量大、流速过快时，可增投干燥机，减小管系阻力；1.1.4.5检查消除管路泄漏。1.1.5干燥机露点偏高的原因及处理：1.1.5.1干燥机工作不正常，如干燥机的微电脑程序控制器失灵或切换阀门损坏：联系检修处理；1.1.5.2再生气量不足：可开大再生流量调节阀；1.1.5.3温度的影响：若进气温度大于40℃，气体中含水量增多，会增加干燥机负荷，应控制干燥机进气温度；1.1.5.483

622×600MW机组锅炉辅机运行规程压力的影响：工作压力对露点影响较大，因此要求工作压力大于0.6MPa，如设备经常在小于0.6MPa压力下运行应加大再生气量；1.1.1.1干燥剂被污染：在压缩空气中，一般都带有微量油份，如发现干燥剂中黄色数量较多，应更换干燥剂。83

632×600MW机组锅炉辅机运行规程电除尘、气力输灰系统1.1系统概述本期工程每台炉配有2台双室5电场高效电除尘器，保证效率≥99.82％，总共40个灰斗，灰斗采用电加热方式，总存灰量按锅炉满负荷运行8～10小时灰量设计；烟气中的飞灰在电除尘器中被分离出来后，落入各电场下灰斗，进入气力输灰系统的仓泵正压飞灰浓相气力输送系统每台炉设计出力210t/h，电除尘器一电场每4个仓泵分为一组，每组一根输送管，共计2根输送管；二电场每4个仓泵分为一组，共一根输送管；三、四、五电场每4个仓泵分为一组，共一根输送管；省煤器有6个灰斗，6个为一组，一根输送管；运行时根据仓泵料位信号(或时间)，自动程序运行，每次一组；每台炉根据粗、细灰分排的原则，粗、细灰管分别设置，省煤器和一电场的飞灰输至原灰库或粗灰库，二、三、四、五电场的飞灰可输至细灰库，也可输至粗灰库；另设2套分选系统，可将原灰库的灰进行粗细分离送往粗灰库或细灰库，实现综合利用，而不能被综合利用的粗灰经设置在灰库底部的水力混合器进入水力除灰系统，3座灰库总存灰量能满足2台机组额定出力连续运行45小时的需要1.2电除尘、气力输灰系统设备规范1.2.1电除尘器项目单位参数备注型号2F456-5处理烟气量m3/s443.22总集尘面积m298040阳极板型式大C型阴极线型式一电场”RSB”线，二、三电场“RSB-1”小刺芒刺线，四、五电场螺旋线本体阻力Pa<245本体漏风率％<2保证效率％≥99.82最大烟速m/s0.97壳体设计压力KPa+8.7～-9.883

642×600MW机组锅炉辅机运行规程进口烟气含尘浓度g/Nm326除尘器数量台2每台除尘器灰斗数量个20灰斗加热形式板式电加热电场数双室五电场电场通道数个4×38电气总负荷kVA4680最大运行负荷kVA30351.1.1灰库设备项目数量参数备注分选机2型号：FXV-40出力：40t/h功率：15KW旋风分离器4型号：XF-40出力：40t/h分选风机2型号：9-19-14D型流量：660m3/min出口风压：11.6-11.9KPa电机型号：YKK3553-4功率：220KW转速：1480rpm干灰包装机1型号：G50BF-2型，出力：30t/h，型式：双嘴固定式结构特点：带电动锁气器、手动插板门和收尘装置电机功率：2×4+2.2+5.5KW压力真空释放阀3直径：Φ508mm整定压力：+2.58～-0.86KPa库顶布袋除尘器3型号：DMC-225型过滤面积：228m2处理风量：10800m3/h库顶布袋除尘器排气风机3型号：4-72-No5a功率：15KW水力混合器系统4型号：WM70型出力：Q=70t/h灰水比1：1.8结构特点：带电动锁气器、手动插板门，调节水门及灰管83

652×600MW机组锅炉辅机运行规程干灰散装机6型号：HSZ-100出力100～120t/h伸缩距离1100～3000mm电机功率：1.1+5.5KW排污泵2型号：65Q-LP流量：27～66m3/h压力：0.127～0.088MPa电机：Y160M-6转速：960rpm功率：7.5KW灰库气化风电加热器3型号：DYK-130流量：24m3/min，出口风温：176℃，功率：130KW灰库气化风机4型号：TRD-130流量：23.9m3/min风压：156KPa电机型号：Y280M-4功率：90KW1.1电除尘、气力输灰系统运行1.1.1电除尘、气力输灰系统投用前的检查1.1.1.1检查确认除尘除灰系统中各设备检修工作结束，工作票终结；1.1.1.2检查电除尘内无人工作，检修措施拆除，内部无杂物和工具遗留，检查完毕关闭各人孔、检查孔；1.1.1.3检查所有振打装置完整无损坏，振打装置减速机油尺油位在1/3～2/3；1.1.1.4检查各气化风机、润滑油位正常、油质良好，无漏油现象；1.1.1.5检查气化风机及除灰空压机的冷却水投入正常，进风口清洁无杂物；1.1.1.6检查电除尘灰斗及仓泵均已出空，气化风机至电除尘灰斗手动门开启；1.1.1.7检查除灰压缩空气系统设备连接正常，安全阀无损坏，开启至灰库及气力输灰系统各单元手动总门；1.1.1.8开启除灰控制用气供气总门，检查控制气压力不小于0.55MPa；83

662×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1检查气力输灰系统各表记投入并指示正确；1.1.1.2确认仓泵加压阀和喷嘴进气阀开启到位，手动补气阀关闭到位；1.1.1.3检查高压开关柜及整流变外观良好，变压器无漏油现象，油位在2/3以上，干燥器硅胶颜色正常，外壳接地良好；1.1.1.4检查高压柜刀闸在接通位置，柜内无杂物，整流变接线及电缆连接完好，所有人孔门及高压开关柜门应关闭上锁；1.1.1.5用2500伏兆欧表测定高压绝缘件的绝缘电阻应大于500兆欧，电场绝缘电阻大于500兆欧，电场除尘本体接地电阻小于2欧姆；用500伏兆欧表检查振打电机、风门电机、卸灰电机及其电缆的绝缘电阻不小于0.5兆欧；1.1.1.6检查仓泵上部的手动闸板门开启，各个灰斗（包括电除尘灰斗捅灰孔）仓泵的手孔门以及输灰空压机的机壳盖板均应关闭严密无泄漏；1.1.1.7检查灰库布袋除尘器及其布袋均完整、无破损，抽尘风机运行正常且电磁脉冲阀程控良好；1.1.1.8灰库库顶切换阀应动作可靠、切换正确；1.1.1.9检查各料位计正常、准确，各热工设备、报警信号及程控正常可靠投入；1.1.1.10检查控制用气、输灰用气各手动门在开启位置。1.1.2电除尘、气力输灰系统投用前的准备1.1.2.1投运电场前8小时投入灰斗加热，具体操作如下：1.1.2.1.1确认灰斗加热系统左、右室电源总断路器已合闸；1.1.2.1.2确认各灰斗测温元件完好，依次合上各灰斗加热控制柜上的断路器；1.1.2.1.3依次合上各温度控制单元的电源开关，将控制盘上的切换开关切至“自动”位置，检查加热器投运正常。1.1.2.2投运电场前8小时投入绝缘子加热、阴极瓷轴加热，具体操作如下：1.1.2.2.1确认电除尘左、右室两侧电源已送上，红灯亮；1.1.2.2.2合上振打加热程序柜电源开关，微机温度控制器电源指示灯亮；1.1.2.2.3合上电除尘左、右室绝缘子加热系统电源开关；1.1.2.2.4根据需要分别将五个电场绝缘子加热、阴极瓷轴加热切换开关切至"手动"位置；83

672×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1检查微机温度控制器状态正常，加热器运行正常。1.1.1.2机组点火前8小时投入电除尘灰斗气化风电加热，5分钟后启动灰斗气化风机；1.1.1.3锅炉点火时启动阴、阳极振打系统，并将其置于“手动”位连续振打，具体操作如下：1.1.1.3.1确认振打加热程序柜电源开关已合上，微机振打控制器电源指示灯亮；1.1.1.3.2合上振打控制柜内的电源开关；1.1.1.3.3将电除尘顶部振打就地开关切至“自动”位置；1.1.1.3.4将电除尘振打控制柜上五个电场的阴阳极振打切换开关切至“手动”位置，运行红灯亮；1.1.1.3.5检查振打程序控制器状态正常，振打运行正常。1.1.1.4投入各排灰电机，开启相应的出灰系统；1.1.1.5拆除高压部分的接地构件，将阴极和阳极之间开路；1.1.1.6合上各单元的高压隔离开关并锁定,使其处于工作位置；1.1.1.7投用自动调压系统,观察空载电压上升情况，观察电场内起晕——闪络——击穿情况,并详细记录下整个升压过程中每步一、二次电压电流值的变化，并绘制出各电场的伏安特性曲线；1.1.1.8空载试运电流一般比负载电流高一倍，且与空气温度、湿度有关，所以空载试运时要注意设备容量和电压、电流的变化；1.1.1.9空载试运结束后分析情况，消除发现的问题；1.1.1.10灰库库顶切换阀已切换正确到位，准备进灰运行，灰库无“高”料位报警；1.1.1.11确认除灰空压机出口门开启，确认各除灰用气干燥机电源送上；1.1.1.12按空压机启动规程投入除灰压缩空气系统；1.1.1.13确认除灰用气储气罐上各供气阀开启，储气罐压力达到0.6MPa。1.1.2除尘、气力输灰系统的投入1.1.2.1电除尘器的投运1.1.2.1.1锅炉点火启动后，机组负荷达到40%以上，排烟温度110℃83

682×600MW机组锅炉辅机运行规程，由值长通知可投入部分电场运行，投入顺序为一、二、三、四、五电场；1.1.1.1.1当锅炉启动油枪全部退出后，可投入全部电场，具体操作如下：1）确认电除尘左、右室电源柜电源已送上；2）将自动电压控制器切至“自动”位置，把电流极限调节旋钮调到满刻度的70％；3）将主令开关SA1置"通"位置，控制柜“电源故障”灯亮，控制器LED显示“8888888”；4）按下"起动"按钮，接通电源，柜面“电源故障”灯灭，“运行”灯亮；5）在自动电压控制器操作盘上按下“RESET”键后再按“RUN”键，监视电流电压慢慢上升，将电流极限调节旋钮逆时针旋转，直至闪络发生或输出达到额定输出电流为止，细心调节"上升率"调节旋钮，使闪络控制为最佳状态。1.1.1.1.2在电场均已投运之后，应将阴极瓷轴加热、绝缘子加热切换至恒温方式运行，振打切至周期振打方式运行。1.1.1.2气力输灰系统的投运1.1.1.2.1输灰一单元由一电场A侧组成；二单元由一电场B侧组成；三单元由二电场A侧和B侧组成，两侧交替输灰，当一侧的进气阀、出料阀关闭后，表明该单元输灰结束，另一侧进行输灰。四单元由三、四、五电场组成；五单元由省煤器组成。下面以一单元为例：1）电气控制盘上的就地/远方开关打至“远方”位置；2）打开平衡阀，打开进料阀，当装料时间到或料位反馈时，停止装料，打开单元出料阀；3）延时3秒后，单元进气阀开启；4）当灰路压力大于180Kpa时，补气阀自动开启，增加吹扫气量，当压力小于120KPa时，补气阀关闭；5）当气路压力小于80KPa，一单元输灰结束。1.1.1.2.2二、三、四、五单元运行过程依此类推；1.1.1.2.3通知干灰利用人员处理干灰。1.1.2除尘、气力输灰系统的停运1.1.2.1电除尘的停用83

692×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1降负荷时，根据值长通知，按照第五电场至第一电场的顺序逐步停运各高压柜；1.1.1.1.2停运电场时逐级降低二次电压，停止高压柜运行，停止高压柜电源。1.1.1.1.3电场的停用具体操作如下：1）在高压柜控制面板上按"RESET"键，输出的电流电压降为零；2）按“停止”按钮，断开主回路；3）将开关SA1切到“断开”位置，绿灯亮。1.1.1.1.4阴阳极振打切至连续运行方式，时间不少于4小时；1.1.1.1.5灰斗内积灰全部除净后，可停止灰斗加热：1）依次拉开各温度控制单元小开关；2）依次拉开灰斗加热器控制柜上的断路器。1.1.1.1.6短时间停炉，灰斗加热器及绝缘子和阴极瓷轴加热器保持运行，加强对瓷轴和绝缘子温度的监视，使其处于良好的备用状态；1.1.1.1.7锅炉处于长期备用或电除尘检修，则应在停炉24小时后停止瓷轴和绝缘子加热：1）将左右室各绝缘子、阴极瓷轴加热器切换开关切至“OFF”位置，运行指示红灯熄；2）振打、加热全部停运后，将程控柜内电源开关切至“分闸”位置，确认微机振打控制器、温度微机控制器红灯熄。1.1.1.1.8振打系统的停用1）短时间停炉，振打保持运行，长期停炉时在停炉后24小时和气力输灰系统一起停用；2）停用时将左、右室各电场阴阳极振打切换小开关切至“OFF”位置，运行指示红灯熄。1.1.1.2气力输灰系统的停运1.1.1.2.1以一单元为例，点击一单元，出现运行、停运、远操三个按扭，点击停运，将该单元停运；1.1.1.2.2每次系统停运后，远操进行单元吹扫：1）先打开单元出料阀，再打开单元进气阀，进行单元吹扫；2）当灰路压力达到20Kpa时，关闭单元进气阀，10秒钟后关闭单元出料阀，单元吹扫结束1.1.1.2.3与上述操作相同，分别吹扫其余的四个单元；1.1.1.2.4关闭各仓泵进口手动插板；83

702×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1如果＃3、4炉全停，分选系统也停运，则停运灰库顶上布袋除尘器及其抽尘风机。1.1.2除尘、气力输灰系统的运行与维护1.1.2.1严密监视供电装置的一次电压、电流和二次电压、电流，每两小时抄表一次；1.1.2.2监视高压硅整流变的温升，油温不得超过80℃，无异常声音高压输出网络无异常放电现象；1.1.2.3控制柜上各控制装置工作正常；1.1.2.4每小时应了解排灰系统工作情况；1.1.2.5火花率应在规定范围内，若发现不符合要求，应及时调整，使除尘器处于最佳运行状态；1.1.2.6正常运行期间，除尘器或附属辅助设备发生故障或误动作，应及时检查处理；1.1.2.7运行中应检查电场侧壁、检查门、顶盖上绝缘子室等部位是否有漏风、结露、灰尘板结、腐蚀现象或积灰现象，如有应设法清除；1.1.2.8检查各传动电机的温度、减速机内油面、振打轴轴承处有否卡住，锤头转运是否灵活，有否脱落，击打接触位置是否正确；1.1.2.9有时烟气流速较低部位气流分布板有可能积灰、堵塞，检查并进行人工清扫；1.1.2.10检查阴极框架以及极线的弯曲情况和积灰情况；1.1.2.11检查阳极板及振打杆的弯曲情况和积灰情况；1.1.2.12检查高压硅整流变压器、高压隔离开关、继电器、加热元件功能、温测温控仪表、报警装置、接地装置是否正常，并消除故障；1.1.2.13定期检查输灰系统各气路压力、灰库料位、仓泵料位及输灰自动动作正常，控制屏有无报警；1.1.2.14因干灰磨损性极强，应经常检查输灰系统各阀门开启和关闭到位，输灰管路各部分无泄漏；1.1.2.15输灰系统运行采用“料位”和“定时”两种控制方式，且料位报警优先，“定时”控制方式作为备用；当料位计出现故障时，以“定时”方式控制系统运行；83

712×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1输灰过程中禁止灰库切换操作，当灰库料满需进行切换时，应先将正在运行的输灰单元停止；1.1.1.2当发生下列情况之一时，应立即停止输灰系统运行：1）输灰系统出现严重泄漏，冒灰；2）灰库运行出现“高-高”料位报警；3）灰库排气风机故障停运；4）发生火灾，危及系统或设备安全运行时1.1.1.3大、小修或停炉及电除尘电场作内部检修时，输灰系统应将灰斗积灰排尽后方可停运；1.1.1.4输灰系统停运后，应将灰斗下的插板门关闭，以免灰斗长时间积灰后，使圆顶阀长期受压，并防止卸料管集灰结块；1.1.1.5插板门在开启或关闭时要到位，防止干灰的冲刷磨损。1.2电除尘、气力输灰系统事故处理1.2.1电场一次电压低，一次电流较大，二次电压不正常降低或接近为零的处理1.2.1.1检查高压隔离刀闸是否置于“接地”位置，若是则将该电场电压降为零后，停运整流变，将高压隔离刀闸置于“电场”位置；1.2.1.2检查灰斗是否高料位，若是则将锁气器连续运行，清理灰斗积灰，降低灰斗灰位；如无法排空灰斗，则立刻停运该电场阳极振打，等排空灰斗，电场正常停运后，再投入阳极振打，并连续振打1小时以上；1.2.1.3绝缘瓷轴顶部热风吹扫1小时。1.2.2电场一次电压较低，一次电流接近为零，二次电压很高，二次电流为零的处理1.2.2.1检查高压隔离刀闸是否到位，确认高压隔离刀闸在“电场”位置；1.2.2.2检查阻尼电阻是否烧断，工作接地线是否接触不良或断裂。1.2.3一次电压基本正常，一次电流偏低，二次电压偏低，二次电流明显降低的处理83

722×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1将该电场振打从“自动”位改为“手动”位，并连续振打1小时以上；1.1.1.2监视运行参数，如随负荷或煤种之变化，运行参数改变，则可不采取进一步措施；1.1.2下列故障情况，运行人员直接停运电场，并详细记录故障现象，提交维修人员处理1.1.2.1控制柜内开关跳闸或合闸后重跳，经检查灰斗灰位正常时；1.1.2.2运行电压低，电流很小或电压升高即产生严重闪烙，高压硅整流机组跳闸，经检查振打及瓷套、瓷轴保温、密封正常时；1.1.2.3整流变油温偏高，用喷淋降温措施后仍不能控制温升时；1.1.2.4锅炉发生尾部二次燃烧，电除尘进出口烟温突然升高，严重时电除尘内部有爆炸声响时；1.1.2.5电气设备着火时；1.1.2.6发生其它危及人身或设备安全的故障时。1.1.3单元输灰超时1.1.3.1现象：1.1.3.1.1CRT画面出现输灰超时报警；1.1.3.1.2点击报警记录按扭，出现“输灰超时”提示1.1.3.2原因：1.1.3.2.1圆顶阀密封圈泄漏；1.1.3.2.2灰库料满；1.1.3.2.3压缩空气压力低造成气动阀门关闭不到位；1.1.3.2.4输灰管路堵管。1.1.3.3处理：1.1.3.3.1更换圆顶阀密封圈；1.1.3.3.2更换输灰路径；1.1.3.3.3对压缩空气系统检查，消除泄漏点，增启空压机恢复供气压力；1.1.3.3.4对输灰管路清堵1.1.4仓泵清堵83

732×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1将发生堵塞的仓泵所在的单元停运；1.1.1.2确认平衡阀、进料阀、出料阀、进气阀处于关闭状态；1.1.1.3打开单元进气阀；1.1.1.4当仓泵压力达到0.2MPa，关闭进气阀，打开排气阀，直到仓泵完全卸压；1.1.1.5反复多次；1.1.1.6清堵后，吹扫管路。1.1.2出料阀至灰库输灰管路清堵1.1.2.1将出现堵管的单元停运；1.1.2.2打开补气阀；1.1.2.3当灰路压力达到0.2MPa时，关闭进气阀，打开手动排堵阀，使管路卸压；1.1.2.4反复加压、卸压，直到输灰管路压力小于0.08MPa；1.1.2.5多次吹扫无效后，联系检修拆管处理。第2章83

742×600MW机组锅炉辅机运行规程水力除灰系统1.1系统概述原灰库和粗灰库底部均设有两个水力除灰接口，干灰从灰库经过电动锁气器和水力混合器后进入灰浆池，通过调整灰、水比例，并在4个灰浆扰动机的作用下，成为浓度合适、均匀的灰浆，最后由4套灰浆泵组（给浆泵+灰浆泵）增压、经3根输灰管送往灰场，灰场废水回送至灰水处理澄清池进行加药处理后供灰、渣系统再利用；每台灰浆泵配有1台高压冲洗水泵将清水增压后通入灰浆泵密封函内，以阻止灰浆进入到柱塞和密封圈范围内；1台润滑油泵进行循环润滑粉煤灰公司经干灰散装机、包装机从各灰库取灰，实现综合利用。1.2水力除灰系统设备规范1.2.1灰浆泵项目单位参数备注型式电机—液力偶合器—减速器—泵型号5H-180/4输送介质浓度%23.7～35.7重量比进口压力MPa0.2出口压力MPa4流量m3/h180转速rpm115电机型号YKK3554-4电机功率KW250电机额定电流A1.2.2给浆泵项目单位参数备注型号100ZJ-I-A42型流量m3/h198压力MPa0.28转速rpm980电机型号Y225M-6电机功率KW30电机额定电流83

752×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1灰浆泵冲洗水泵项目单位参数备注型式电机—皮带传动—泵型号3S-6.5/5.8型流量m3/h6.5压力MPa5.8转速rpm260电机型号Y180L-6电机功率KW15电机额定电流A1.1.2灰浆扰动机项目单位设计参数备注型号HZ650型，双叶轮共4台额定扰动量250m3/h转速rpm85电机型号Y132S-4电机功率KW151.1.3冲管、冲灰水泵项目数量参数备注冲管水泵1型号：150D30×10流量：200m3/h压力：2.6MPa电机型号：YKK3553-4功率：220KW转速：1480rpm冲灰水泵3型号：80ZJ-I-A52（49）流量：150m3/h压力：0.3MPa电机型号：Y315S-4功率：110KW转速：1480rpm排泥泵2型号：50ZJ-I-A33流量：30m3/h压力：0.28Mpa转速：980rpm电机功率：11KW83

762×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1水力除灰系统运行1.1.1水力除灰系统投运前的检查1.1.1.1检查水力除灰系统各检修结束，工作票全部终结；1.1.1.2检查系统管道连接完整，各设备外观无缺陷；1.1.1.3按阀门检查卡检查系统各阀门位置正确；1.1.1.4冲灰水泵、冲管水泵、给浆泵、灰浆泵及灰浆泵冲洗水泵及其电机地脚螺栓及接地线连接完整、牢固，对轮连接完毕，安全罩恢复；1.1.1.5灰浆泵液力偶合器油位正常，油质良好，勺管在最小位置，冷油器冷却水投入，流量充足；1.1.1.6灰浆泵减速机油位正常，油质合格；1.1.1.7各泵轴承箱油位正常，油质合格；1.1.1.8灰浆泵润滑油箱油位正常，油质合格，润滑油泵备用良好；1.1.1.9各测量表记均投入且完好、正确，各泵盘动灵活，无卡涩；1.1.1.10各电动锁气器、水力混合器、灰浆扰动机备用良好；1.1.1.11将灰水处理反应池补水至正常水位；1.1.1.12系统相关联锁、保护经试验合格且已投用；1.1.1.13工业水至灰浆泵房补水手动门开启，冲洗水箱水位合格，浮球阀动作正常；1.1.1.14经上述检查无异，对冲灰水泵、灰浆泵润滑油泵、冲管水泵、给浆泵、灰浆泵、灰浆泵冲洗水泵、灰浆扰动机、电动锁气器等送电。1.1.2水力除灰系统的投运1.1.2.1投入冲灰水泵系统1.1.2.1.1投入各冲灰水泵密封冷却水门；1.1.2.1.2检查开启冲灰水泵进、出口门注水赶空气；1.1.2.1.3注满水后，关闭待启冲灰水泵出口电动门，启动该冲灰水泵；1.1.2.1.4建压正常后，开启运行冲灰水泵出口电动门；1.1.2.1.5检查泵出口压力及电流在正常范围内；1.1.2.1.6检查开启冲灰水至灰浆池补水手动门和调节门。1.1.2.2制浆设备的投入83

772×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1确认冲洗水压力≥0.65Mpa，开启水力混合器进水手动门和电动门；1.1.1.1.2启动待投电动锁气器；1.1.1.1.3延迟5s后开启水力混合器进口气动闸板，检查下灰正常；1.1.1.1.4启动电动锁气器；1.1.1.1.5投入灰浆扰动机，检查运行正常。1.1.1.2灰浆泵投入1.1.1.2.1投入灰浆泵轴承密封水；1.1.1.2.2根据具体情况选择合适的输灰母管，开启相应的输灰管电动总门；1.1.1.2.3开启待投运灰浆泵组冲灰水电动门、灰浆泵出口电动门，关闭泵组进口电动门；1.1.1.2.4启动待投灰浆泵组对应的灰浆泵冲洗水泵；1.1.1.2.5启动一组给浆泵、灰浆泵；1.1.1.2.6检查泵组电流、声音、振动、串轴等无异常；1.1.1.2.7调整灰浆泵转速，使出口压力维持的2～4MPa范围内，清洗20分钟；1.1.1.2.8冲洗完后，确认灰浆池液位在2/3处，开启灰浆泵组进口手动门和电动门，关闭冲灰水电动门转为正式输灰；1.1.1.2.9调整灰浆池补水量与灰浆泵组出力平衡，维持灰浆池水位稳定；1.1.1.2.10系统运行稳定后，投入备用灰浆泵组联锁（#4、#5灰浆泵组联锁不能同时投入）1.1.2水力除灰系统运行维护1.1.2.1水力除灰系统的投运和退出应在接到值长通知后才能进行，并联系灰场值班人员；1.1.2.2灰浆泵组运行中，应始终维持冲洗水压力高于灰浆泵出口压力1.05～1.75MPa；1.1.2.3灰浆泵运行时应保证泵出口压力>0.8MPa，以防灰管堵塞；1.1.2.4灰浆泵轴承温升≤40℃，轴承极限温度不大于75℃；1.1.2.5灰浆泵组投运和退出前，均应对对应管道系统进行20分钟的清洗，避免结垢、堵塞；1.1.2.683

782×600MW机组锅炉辅机运行规程如输灰管堵塞，应停运对应灰浆泵组，启动冲管水泵，开启对应输灰管冲管水电动门进行疏通，冲洗疏通无效应及时汇报值长；1.1.1.1各灰浆泵组通过#4、5、6输灰管将灰水送至灰场，运行中应避免两组灰浆泵共用一根输灰管，当需要切换共用一根输灰管的#4、#5灰浆泵组时，应先停后启；1.1.1.2检查各转动设备运转良好，振动、声音、电流、压力及各部分温度正常；1.1.2水力除灰系统的停运1.1.2.1制浆设备停运1.1.2.1.1接值长停运通知后，退出电动锁气器联锁，1.1.2.1.2停止运行电动锁气器；1.1.2.1.3延迟5s后关闭水力混合器进口气动闸板；1.1.2.1.4延迟2min后关闭水力混合器进水电动门；1.1.2.1.5关闭灰浆池补水手动门。1.1.2.2灰浆泵组停运1.1.2.2.1在灰浆池液位降低至预定值后，解除灰浆泵组联锁；1.1.2.2.2开启待停灰浆泵组冲灰水来电动门，关闭给浆泵进口电动门，灰浆泵组转为清水运行；1.1.2.2.3若为短期停运备用，清水运行60分钟即可，若长期停运或检修则需两小时；1.1.2.2.4灰管冲洗完毕后，停止灰浆泵组运行；1.1.2.2.5延时2分钟左右后，停止对应灰浆泵冲洗水泵运行；1.1.2.2.6关闭其出口电动门和进口冲灰水电动门；1.1.2.2.7十分钟后，退出灰浆泵组密封冷却水；1.1.2.2.8停止冲灰水泵运行，并退出其密封冷却水。1.2水力除灰系统事故处理1.2.1灰水系统灰、水泵打不出介质1.2.1.1现象：1.2.1.1.1泵出口压力表指示偏低、偏高或剧烈摆动；1.2.1.1.2电流指示值严重偏低；83

792×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1泵壳温度偏高；1.1.1.1.2泵声音异常；1.1.1.1.3泵出口介质流量低。1.1.1.2原因：1.1.1.2.1泵入口管或其吸入口堵塞，入口阀门未开或门芯脱落；1.1.1.2.2输送介质为灰、渣时，泵叶轮严重结垢、堵塞、磨损、腐蚀或大块硬渣卡住叶轮；1.1.1.2.3泵叶轮损坏，出力下降；1.1.1.2.4旋转方向不对；1.1.1.2.5泵出口管堵塞、出口门未全开或门芯脱落，造成打闷泵；1.1.1.2.6吸入池液位过低，或启动前未按规定排空气，造成泵内积存空气；1.1.1.2.7靠背轮联接件损坏。1.1.1.3处理：1.1.1.3.1若确认为吸入管或进口滤网堵塞，则应进行冲洗、清理，同时检查全开入口阀门、若冲洗无效则只能退出泵组备用，由检修设法处理；1.1.1.3.2若确认为入口阀门门芯脱落或叶轮堵塞、损坏或旋转方向错误等原因，则停止泵运行，汇报值长联系检修处理；1.1.1.3.3若出口管堵塞，也应联系检修疏通管道；1.1.1.3.4对于有专用冲洗设备泵，应按规定投入冲洗系统进行清理；1.1.1.3.5如果是泵故障，及时切换至备用泵运行，退出故障泵备用，报告值长，联系检修更换或处理。1.1.2灰、水泵电机过流1.1.2.1现象1.1.2.1.1电流超过额定电流或明显大于正常值；1.1.2.1.2转机声音、震动增大。1.1.2.2原因1.1.2.2.1输送介质浓度过高；1.1.2.2.2电动机某相断线；1.1.2.2.3电压过低；83

802×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1.1输送流量过大，或出口管道系统泄漏；1.1.1.1.2机械部分卡涩、碰磨或盘根太紧。1.1.1.2处理1.1.1.2.1发现泵电机过流，应就地检查其运行情况；1.1.1.2.2如电动机断线或机械部分卡涩、碰磨时，泵体异常振动，应立即切换至备用泵运行并联系检修处理；1.1.1.2.3若系电压过低引起，应汇报并设法提高电压；1.1.1.2.4若系输送流量过大引起，应适当关小泵出口门，根据用户性质酌情减少其用水量；1.1.1.2.5对于灰浆泵，如灰浆浓度偏大，应对灰浆池补水稀释，并适当降低转速。83

812×600MW机组锅炉辅机运行规程除渣系统1.1系统概述600MW锅炉采用单台大倾角刮板捞渣机机械除渣方式，炉底渣在捞渣机倾斜段脱水后送入渣仓，渣由汽车外运至渣场或综合利用，2渣仓可满足锅炉额定出力40小时连续排渣量；渣仓析水和捞渣机溢流水则由渣水循环泵送至灰水处理澄清池，经沉淀、净化、防垢及冷却处理后回供给除灰、渣系统循环利用1.2除渣系统设备规范1.2.1捞渣机项目单位设计参数备注型号GBL20D型式水浸式，液力驱动数量（每台炉）套1排渣运行工况连续正常排渣量（连续）t/h20事故排渣量t/h70炉渣温度℃900链条转动正常速度m/min0.5链条传动最大速度m/min4.8冷却水介质工业水机体上槽水深mm2000机体上槽水容积m31231.2.2捞渣机液力驱动装置项目单位设计参数备注型号MB2832/炉功率KW45电压V380转速rpm0.2～2.5张紧装置液压自动张紧1/炉1.2.3炉底关断门项目单位设计参数备注型号GDM-Ⅲ型式液压驱动摇扇式83

822×600MW机组锅炉辅机运行规程门片数侧门24扇，端门6扇油缸推力t/缸5.0工作油压MPa10油泵电机功率KW4.0承载能力≥8小时渣量1.1.1渣仓项目单位设计参数备注数量只2每台炉型式圆筒型钢仓，底部为锥型公称直径mΦ7.0最大容积m32×200有效存渣容积m32×180处理能力满足校核煤种MCR运行工况储渣20小时.脱水时间h＜6脱水后含水率%＜25高、中渣料位计数量只4每台炉仓壁振动器型式ZF-10（电机式）仓壁振动器数量台2×3每台炉排渣门规格mmΦ900排渣门型式气动单开双向皮带输送机出力t/h80皮带输送机电机功率KW7.51.1.2溢流水池设备项目数量设计参数备注渣水循环泵2台/炉型号：80ZJ-I-A36（31）流量：150m3/h压力：0.3MPa电机型号：Y200L-4功率：30KW转速：1480rpm渣浆扰动机1台/炉型号：HZ650额定扰动量：100m3/h转速：85rpm型式：双叶轮电机型号：Y132S-4功率：15KW83

832×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1冲洗水泵及密封冷却水泵项目数量参数备注冲洗水泵1型号：50ZJ-I-A46（44）流量：60m3/h压力：0.75MPa电机型号：Y225M-4功率：45KW转速：1480rpm密封冷却水泵3型号：80ZJ-I-A36（31）流量：165m3/h压力0.3MPa电机型号：Y200L-4功率：30KW转速：1480rpm1.2除渣系统运行1.2.1除渣系统投运前的检查1.2.1.1除渣系统各检修结束，工作票全部终结；1.2.1.2系统中各转动设备完好，电动机接线、接地线完整牢固，冷却水、润滑油系统投入正常（按转动机械启动通则进行检查）；1.2.1.3各楼梯、栏杆完整，照明充足，无影响系统投运的因素；1.2.1.4各检查门、人孔门开关灵活，并在关闭位置；1.2.1.5检查炉渣斗密封裙连接牢固，刮板捞渣机、渣斗内无杂物，阀门处于开启位置，冷灰斗及捞渣机检查门关闭严密；1.2.1.6链环与刮板连接良好，调节轮、主动链轮与链环啮合良好，松紧度合适；1.2.1.7刮板捞渣机轴封水门开启，水流畅通，调整水压正常；1.2.1.8渣仓、溢流系统备用良好，运行渣仓的排渣门、反冲洗门应在关闭位置；1.2.1.9密封冷却水泵至炉底水封及捞渣机链条冲洗水各手动门开启；1.2.1.10溢流水正常，溢流管畅通，水槽放水管阀严密不漏；83

842×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1检查液压驱动系统及液压张紧系统的油箱内油位是否不少于2/3，油质良好，油系统管阀严密不漏，仪表、控制系统试验良好；1.1.1.2刮板捞渣机的液位和温度限制器正常。1.1.2除渣系统的投入1.1.2.1捞渣机、渣水循环泵、冲洗水泵、密封冷却水泵送电完毕，开启工业水回水至灰水处理澄清池补水门，注水至溢流水位；1.1.2.2开启冲洗水泵和密封冷却水泵密封水门；1.1.2.3检查开启密封冷却水泵至捞渣机总门，打开渣井水封进水手动门和捞渣机链条冲洗水手动门；1.1.2.4开启密封冷却水泵进口门，检查关闭要启动的密封冷却水泵出口门；1.1.2.5启动一台密封冷却水泵，检查泵运行正常；1.1.2.6当密封冷却水泵出口压力表起压后缓慢开启其出口门直至全开，注意控制阀门开速度，投入备用泵联锁；1.1.2.7当灰水处理澄清池水位降低，开启其补水门进行补水，保持少量溢流；1.1.2.8当溢流水箱水位升高到1.5米，检查开启渣水循环泵进口门和出口电动门，投入其水位控制自动；1.1.2.9启动捞渣机，检查捞渣机刮板运行平稳，捞渣机内部无刮卡、碰磨；1.1.2.10捞渣机水位正常后，根据需要开启各炉底关断门，检查其插板均淹在水中，密封良好。1.1.3除渣系统正常运行与维护1.1.3.1检查捞渣机水封良好，水位、水温正常，捞渣机渣槽内水温一般应小于60℃，最高不能高于80℃；1.1.3.2检查各运行中泵体无振动，轴承无异音，轴承外壳温度不高于60℃，电机外壳温度不超过65℃，检查泵轴端不冒水；1.1.3.3检查捞渣机运行平稳无抖动，内部无刮卡、碰磨声；捞渣机刮板无掉落，链条无跑偏和断裂，链条清洗喷头工作正常，捞渣机链条清洗水运行正常；检查捞渣机链条张紧度正常；1.1.3.4检查液压动力箱压力正常，各油管道无泄漏，油位正常；83

852×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1检查冷灰斗和捞渣机内不堵渣，溢流水量正常；1.1.1.2根据锅炉排渣选择合适的链速，在能排渣的情况下，应尽量减少对链条、刮板链轮的磨损；1.1.1.3捞渣机故障停运8小时以内时，可不减负荷将渣斗关断门关闭后进行就地抢修；若停运时间较长应适当降低机组负荷运行，关闭关断门，放尽捞渣机内灰水，捞渣机抢修期间，应做好安全措施；1.1.1.4捞渣机关断门关闭的时候，应当分组关闭：先关两端门，再关四扇内侧门，最后关闭四扇外侧门；1.1.1.5捞渣机恢复运行时，关断门只能一组一组地开，不能一次全部打开放渣；1.1.1.6定期检查各渣水管道、捞渣机本体、渣仓无漏渣、漏水现象；1.1.1.7渣仓每次放渣后应立即彻底反冲洗一次，渣仓排空后迅速加入少量冲洗水，要求漫过析水元件；1.1.1.8按照规定对所辖设备巡检，发现缺陷及时汇报并联系检修处理，做好记录；1.1.1.9对刮板捞渣机各转动部分定期补加润滑油；1.1.1.10检查渣仓渣位无报警，捞渣机及渣水系统各水泵运行正常，溢流水箱水位在1～1.5米，工业水压力在0.25MPa。1.1.2除渣系统的停运1.1.2.1除渣系统停止要在锅炉停止运行，炉膛通风结束并且炉膛无灰渣落下后进行；1.1.2.2捞渣机内渣走尽后，停止捞渣机运行，根据需要决定是否关闭炉底关断门；1.1.2.3联系出渣人员将渣仓内的渣出净，开启渣仓冲洗水门将渣仓清洗干净；1.1.2.4解除密封冷却水泵联锁，停止密封冷却水泵运行，关闭密封冷却水泵密封水门；1.1.2.5解除冲洗水泵联锁，停止冲洗水泵，关闭冲洗水泵密封水门；1.1.2.6溢流水箱水位降至最低，检查渣水循环泵停止运行；83

862×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1.1如灰浆泵系统未投运，关闭灰水处理反应池补水门。1.2除渣系统事故处理1.2.1炉底水封破坏1.2.1.1现象1.2.1.1.1通过监视摄像头或就地检查可看到捞渣机水位低，炉底关断门开启状态时挡板未淹没在水中；1.2.1.1.2大量冷风从炉底漏入，自动状态时送风机电流减小，引风机电流增大；1.2.1.1.3炉内火焰发暗，甚至燃烧不稳；1.2.1.1.4炉膛出口及后部各处烟温升高；1.2.1.1.5过热汽温、再热汽温大幅度升高，减温水开度大，严重时难以维持额定的汽温。1.2.1.2原因1.2.1.2.1炉膛掉下大块焦渣，捞渣机内的水因飞溅和急剧蒸发导致水位过低；1.2.1.2.2捞渣机补水不正常。1.2.1.3处理1.2.1.3.1联系辅机班值班员快速关闭炉底各关断门，恢复捞渣机水位；1.2.1.3.2立即投入足够数量的点火油枪稳燃；1.2.1.3.3适当降低炉通风量，维持炉膛微正压运行；1.2.1.3.4对中间点温度进行修正，降低中间点温度，防止过热器（汽）超温；1.2.1.3.5关小再热器侧调温烟气挡板，必要时开启再热器事故减温水防止再热器（汽）超温；1.2.1.3.6水封破坏后，炉底关断门关闭不严或在较长时间内无法关闭，并造成汽温难以维持时，应适当降低机组负荷；1.2.1.3.7在捞渣机水位恢复正常后，经检查捞渣机及关断门无损坏，可缓慢开启各炉底关断门；1.2.1.3.8炉底关断门开启正常，淹没深度良好，漏风消除后，恢复机组正常运行1.2.1.3.9炉底关断门开、关操作都必须与集控室保持联系。83

872×600MW机组锅炉辅机运行规程1.1.1捞渣机断链条或断刮板处理1.1.1.1辅机班值班员在发现捞渣机断链或断刮板后，应及时汇报值长，与集控室保持联系，关闭炉底关断门；1.1.1.2联系检修对捞渣机损坏部位进行处理。1.1.2捞渣机停转1.1.2.1汇报值长，查明停转原因；1.1.2.2如因电气故障，集控值班员应对操作和动力电源进行检查，电源有故障及时联系电检人员处理；1.1.2.3如因大块焦渣积存导致过载跳闸，应设法关闭炉底关断门后联系出渣；1.1.2.4如经检查无明显故障，可试合闸一次。83