Q/CDT Q/CDT-LYTP 107 03 001-2013
大唐辽源发电厂企业标准
330MW机组锅炉运行规程
2013-10-01发布 2014-01-01实施
大唐辽源发电厂 发布
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目 次
前 言
1 范围 .............................................................................. 1 2 规范性引用文件 .................................................................... 1 3 锅炉技术规范及性能介绍 ............................................................ 1
3.1 锅炉本体结构特性 ............................................................ 1 3.2 设备规范（见附录A） ......................................................... 1 3.3 锅炉设备结构特性 ............................................................ 2 3.4 锅炉辅助系统结构特性 ........................................................ 5 3.5 锅炉热力特性及燃料特性（见附录A） ........................................... 6 3.6 锅炉汽水品质要求（见附录A） ................................................. 6 3.7 锅炉控制系统 ................................................................ 6 3.8 锅炉联锁与保护 .............................................................. 8 4 锅炉启动 ......................................................................... 17
4.1 锅炉启动前检查 ............................................................. 17 4.2 锅炉启动主要操作规定 ....................................................... 18 4.3 冷态启动 ................................................................... 18 4.4 热态启动 ................................................................... 24 4.5 无汽源启动 ................................................................. 25 5 锅炉运行的监视与调整 ............................................................. 26
5.1 运行调整的主要任务 ......................................................... 26 5.2 锅炉运行调整要求 ........................................................... 26 5.3 锅炉运行正常运行主要参数 ................................................... 27 5.4 锅炉燃烧调整 ............................................................... 27 5.5 蒸汽温度调整 ............................................................... 28 5.6 汽包水位调整 ............................................................... 29 5.7 蒸汽品质控制 ............................................................... 30 5.8 炉膛压力调整 ............................................................... 30 5.9 锅炉负荷调整 ............................................................... 30 5.10 锅炉运行维护 .............................................................. 31 6 锅炉停止 ......................................................................... 34
6.1 停炉方式选择 ............................................................... 34 6.2 锅炉停运前的准备工作 ....................................................... 34 6.3 滑参数停炉 ................................................................. 35 6.4 停炉后的操作 ............................................................... 36 6.5 停炉冷却 ................................................................... 36 6.6 热备用停炉 ................................................................. 37 6.7 停炉过程中注意事项 ......................................................... 37 6.8 停炉后保养 ................................................................. 37 6.9 锅炉冬季防冻 ............................................................... 38 7 锅炉辅助设备及其系统部分 ......................................................... 38
7.1 辅机运行通则 ............................................................... 38
Ⅰ
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7.2 空气预热器 ................................................................. 40 7.3 引风机 ..................................................................... 41 7.4 送风机 ..................................................................... 42 7.5 一次风机 ................................................................... 43 7.6 磨煤机 ..................................................................... 44 7.7 给煤机 ..................................................................... 48 7.8 原煤仓疏通装置 .............................................................. 48 7.9 密封风机 ................................................................... 49 7.10 火检冷却风机 ............................................................... 49 7.11 干排渣系统 ................................................................ 50 7.12 暖风器 .................................................................... 51 8 锅炉主机及辅机试验................................................................ 51
8.1 锅炉试验要求................................................................ 51 8.2 锅炉主机试验................................................................ 52 8.3 锅炉辅机试验................................................................ 58 8.4 定期试验（轮换） ............................................................ 64 9 锅炉事故处理 ..................................................................... 67
9.1 事故处理原则................................................................ 67 9.2 辅机故障处理通则 ............................................................ 67 9.3 紧急停炉 .................................................................... 67 9.4 故障停炉 ................................................................... 69 9.5 机组RB ..................................................................... 69 9.6 汽水系统故障................................................................ 70 9.7 燃烧系统故障................................................................ 79 9.8 厂用电源故障................................................................ 84 9.9 DCS系统故障 ................................................................ 85 9.10 压缩空气系统故障 ........................................................... 86 9.11 空气预热器故障 ............................................................. 86 9.12 风烟系统故障 ............................................................... 87 9.13 制粉系统故障 ............................................................... 92 9.14 干排渣系统故障 ............................................................. 96 9.15 电动机故障 ................................................................ 98 9.16 现场火灾 .................................................................. 98 附录A(规范性附录) 锅炉主要技术规范 ................................................ 100 附录B(规范性附录) 锅炉辅助设备规范 ................................................ 107 附录C(规范性附录) 锅炉定期切换试验 ................................................ 115 附录D(规范性附录) 锅炉启动前汽水系统阀门状态表 ..................................... 116 附录E(资料性附录) 锅炉简要特性 .................................................... 120 附录F(资料性附录) 锅炉启动曲线 .................................................... 123
II
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前 言
本规程根据《大唐吉林发电有限公司生产规程和系统图修订修编导则（试行）》要求，为适应发电厂现代化管理和发展的需要，规范发电厂生产设备运行管理工作，不断提高电厂的安全运行水平，特编制《330MW机组锅炉运行规程》；本规程作为运行人员进行日常操作和异常处理的依据使用；
本规程规范了锅炉系统的启、停操作和运行维护、机组试验和故障处理，任何时侯都应遵守本规程的规定；当有关设备结构和系统变动时，按有关下发的最新规定和临时性文件执行；
本规程于2009年1月1日首次发布，本次为2013年3月第1次修订，本规程由大唐辽源电厂运行管理部负责解释；
本规程起草单位： 大唐辽源发电厂发电分场。 本规程批准人：徐国辉。 本规程审定人：吕福全。 本规程审核人：隋春毅。 本规程复审人：曹健。 本规程初审人：吴德春。
本规程编写人：李 平、田云龙、王立东、任超。
Ⅲ
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330MW机组锅炉运行规程
1 范围
本标准规定了大唐辽源发电厂两台WGZ1065/18.4－1型锅炉的主要技术特性、设备规范、运行方式、启动、停止、正常维护、试验及事故处理等有关内容。
本标准适用于大唐辽源发电厂WGZ1065/18.4－1型锅炉的运行工作。
本标准规定了发电厂进行机组设备运行操作、调整、处理事故的技术标准。 2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的；凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件；凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准；引用国际标准必须单独进行标注。
GB/T 1.1-2009 标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写规则 Q/CDT 20103001-2012 中国大唐集团公司标准编制规则
Q/CDT 20102001-2012 中国大唐集团公司技术标准体系表编制规定
Q/CDT 201 0001-2009 大唐集团公司300MW火电机组定期工作标准-锅炉设备 Q/CDT-JLBC 101 01 001-2012 生产规程和系统图修订修编导则 GB/12145-2008 火力发电厂机组及蒸汽动力设备水汽质量标准 GB 26164.1-2010 电业安全工作规程 第1部分：热力和机械 DL 558-94 电力生产事故调查规程
DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T 611-1996 300MW级锅炉运行导则
DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程
SD 223-87 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则 DLT 435-2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程
电力工业技术管理法规（试行）水利电力部（82）水电技字第63号 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则 2009版 火力发电厂安全性评价（第二版） 设备厂家说明书及有关技术资料 东北电力设计院有关图纸及资料 3 锅炉技术规范及性能介绍 3.1 锅炉本体结构特性
1) 我厂3、4号锅炉是武汉锅炉股份有限公司出厂的亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡
通风、固态排渣、自然循环汽包炉；
2) 我厂两台330MW燃煤发电机组，锅炉是武汉锅炉股份有限公司采用ALSTOM－CE公司技术设计
和制造的；锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、自然循环汽包炉，采用平衡通风、固态排渣，全钢架悬吊结构，高强螺栓连接，“∏”型紧身封闭式布置、四角切圆燃烧方式，设计煤种为霍林河煤（褐煤）；锅炉以最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数，在机组电负荷为360MW时，锅炉的最大连续蒸发量为1065t/h；机组电负荷为330MW(即THA工况)时，锅炉的蒸发量为960t/h。 3.2 设备规范（见附录A）
1
Q/CDT-LYTP 107 03 001-2013 3.3 锅炉设备结构特性 3.3.1 炉膛及烟道
1) 炉膛截面为14212mm314212mm的正方形，配有正四角切向燃烧器，保证炉膛内有良好的空气
动力场，为炉膛四周热负荷均匀分布提供良好条件；
2) 炉膛净高为57.5m；炉膛截面积为202㎡；炉膛容积为9549.37m3，上层一次风喷口中心线至
屏底距离20.02m，下层一次风喷口中心线至灰斗拐角距离为4.15m；炉膛截面热负荷为3.83MW/㎡，容积热负荷为80.96kW/m3，炉膛出口烟气温度为1012.5℃；
3) 在炉膛上部前墙及两侧墙布置壁式再热器，炉膛上方布置分隔屏、后屏过热器，在折焰角(锅
炉后墙上部水冷壁分叉弯制而成)及水平烟道上依次布置屏式再热器、高温再热器和高温过热器；在尾部竖井烟道里自上而下布置了低温过热器和省煤器；
4) 烟气系统流程：燃烧后的烟气离开炉膛，经过分隔屏过热器、后屏过热器、屏式再热器、高
温再热器、高温过热器进入竖进烟道，经过低温过热器、省煤器进入空气预热器，再经过布袋除尘器被引风机排至脱硫系统，经脱硫后排至烟囱；在每台空气预热器的进、出口烟道设有烟气挡板，当单台空气预热器出故障时可关闭相应一侧挡板。 3.3.2 3号炉燃烧器
1) 3号炉燃烧器于2013年9月份A级检修，由北京哈宜节能环保科技开发有限公司承建改造工
程，保留原AA层大油枪，B层燃烧器改造微油点火燃烧器，C、D、E层燃烧器喷口加装钝体，改造为浓淡分离低氮燃烧器；
2) 燃烧器由5层一次风喷口和11层二次风喷口组成，在高度方向自下而上分为三组：下组由3
个一次风喷口和4个二次风喷口组成，分别为2－1－2－1－2－1－2；中组由2个一次风喷口和4个二次风喷口组成，分别为2－1－2－2－1－2；上组由3个二次风喷口组成燃烬风，分别为2－2－2；
3) 燃烧器喷口为摆动式，一、二次风喷口均可沿垂直方向±30°范围内同步摆动，用以调整炉
膛的火焰中心；每个角喷燃器及其二次风喷口一组，三层燃尽风喷口为一组，设气动摆动机构，以保证摆动灵活可靠；燃烧器箱壳固定在水冷壁上，与水冷壁同步膨胀；
4) 燃烧器配风采用大风箱结构，用隔板将燃烧器大风箱隔成14个风室，自下而上分别为AA、A、
AB、B、BC、C、CD1、CD2、D、DE1、DE2、E、EE，其中A、B、C、D、E为一次风的周界风，其余为二次风；风室入口布置风门挡板，用来调节各风室的风量；上组燃烬风喷口的二次风SOFA1、SOFA2、SOFA3由大风箱入口的二次风管道上使用单独管道引入，燃烧器的二次风门均可实现独立自动调节。 3.3.3 4号炉燃烧器
1) 燃烧器采用美国CE公司引进技术设计制造，采用大风箱、大切角、四角切圆、直流摆动燃烧
器，1号、3号角切圆直径为713mm，2号、4号角切圆直径为928mm；
2) 燃烧器由5层一次风喷口和11层二次风喷口组成，在高度方向自下而上分为三组：下组由3
个一次风喷口和5个二次风喷口组成，分别为2－1－2－1－2－2－1－2；中组由2个一次风喷口和4个二次风喷口组成，分别为2－1－2－1－2－2；上组由2个二次风喷口组成燃烬风，分别为2－2；
3) 燃烧器喷口为摆动式，一、二次风喷口均可沿垂直方向±30°范围内同步摆动，用以调整炉
膛的火焰中心；每个角喷燃器分为两组，设气动摆动机构，以保证摆动灵活可靠；燃烧器箱壳固定在水冷壁上，与水冷壁同步膨胀；
4) 燃烧器配风采用大风箱结构，用隔板将燃烧器大风箱隔成14个风室，自下而上分别为AA、A、
AB、B、BC1、BC2、C、CD1、CD2、D、DE、E、EE1、EE2，其中A、B、C、D、E为一次风的周界风，其余为二次风；风室入口布置风门挡板，用来调节各风室的风量；大风箱风室出口引向下组和中组燃烧器，上组燃烬风喷口的二次风EE3、EE4由大风箱入口的二次风管道上使用单独管道引入，燃烧器的二次风门均可实现独立自动调节；
5) 燃烧器一次风喷口分五层布置，一次风喷口的间距大，降低了燃烧器区域的热负荷，有利于
防止或减轻结渣和高温腐蚀，降低NOx生成量；一次风喷口四周布置了14.6％的周界风，背火侧是向火侧周界风的二倍多，能有效防止气流贴壁，同时在水冷壁附近形成氧化气氛，防
2
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止结渣和高温腐蚀；增、减周界风也可以改善燃烧，保证低负荷的稳燃性；采用隔板将燃烧器喷口分隔成若干个小喷口，可使喷口气流分布均匀，减小气流偏斜；
6) 燃烧器CD1、EE1、EE2二次风反切12°（即与主气流方向偏转12°）送入；上组燃烬风喷口
除能上下摆动还可以左右摆动（最大可与主气流偏转15°），在运行中可以调整其切圆直径；这种布置方式即保证了燃烧器下部着火区域有一定的旋转“火球”效应，强化着火和燃烬，又可减少炉膛出口处气流的“残余旋转”，达到减少炉膛出口左、右侧烟温偏差的目的； 7) 燃烧器喷口采用新型耐热合金材料，在1300℃时仍具有稳定的抗磨组织，有利于防止喷口烧
坏及磨损。 3.3.4 锅炉燃油系统
1) 锅炉配备8只自动点火油枪及高能点火器，分别布置在AA层、CD2层二次风喷口中，可随燃
烧器喷口上下摆动；油枪采用机械雾化喷嘴，单只出力为1.6t/h； 2) 锅炉点火期间调整燃烧器摆角水平，避免油枪火焰冲刷、烧损喷燃器；
3) 单台炉运行，调节本炉回油调节阀控制油压，调节燃油压力2.5MPa～2.9MP，回油调节阀开度
不低于15%；两台炉运行，由3号炉负责调节油压，4号炉协助，回油调节阀开度不低于15%，防止系统油温升高；
4) 3号炉采用微油点火、稳燃，在B层一次风喷口内布置了主油枪和辅助油枪；主油枪设点火器
和火检，主油枪点燃后，将位于其下游的辅助油枪点燃，两只油枪同时对经过其火焰的煤粉气流加热使之燃烧；主、辅油枪的气化气源采用燃油系统的吹扫压缩空气，冷却风采用原少油点火系统的冷一次风；微油点火主油枪出力：20～40kg/h；辅助油枪出力30～60kg/h；微油点火油枪投入前调整气化压缩空气压力0.3～0.6MPa；
5) 4号炉采用少油点火、稳燃，在B层一次风喷口内布置了出力为0.2t/h的少油点火油枪，采
用冷一次风做为气膜风冷却油枪，利用热一次风作为助燃风，油枪吹扫采用厂用压缩空气； 6) 锅炉A空气预热器热一次风出口风管道内布置了出力为0.3t/h的启磨油枪一只，可以在锅炉
启动初期投入B磨煤机运行，减少锅炉启动的燃油量。 3.3.5 省煤器和汽包
1) 省煤器布置在尾部烟道低温过热器下方，由水平蛇行管束和悬吊管两部分组成；给水由省煤
器入口联箱经水平蛇形管束加热，进入3个中间联箱，从中间联箱引出3排垂直悬吊管至省煤器出口联箱，经3根引出管至汽包；垂直悬吊管承担省煤器本身和低温过热器水平段的全部重量；
2) 省煤器水平段分为上下两组，采用纵向顺列布置；为防止形成烟气走廊造成局部磨损，在靠
近前、后包墙管烟气流入口处加装阻流板，在每组蛇行管的第一排烟气直接冲刷处装有防磨盖板，又在全部弯头处装防磨瓦片；
3) 省煤器入口装有再循环管，由第四根下降管引入，在启动或停止过程中锅炉不上水期间向省
煤器供水，以保护省煤器，防止干烧；在省煤器出口连接管最高点设有空气门，在最低点处安装放水管及放水门；
4) 汽包材料为13MnNiMo54，壁厚145mm，内径Φ1743mm，筒体直段长度20000mm，由6节筒身和
2个球形封头组成，装有122只Φ292mm锥形筒体旋风分离器的一次分离元件，百叶窗二次分离元件及均汽板等，汽包内部采用了环型夹层结构，以减少锅炉启停时的汽包壁温差； 5) 汽包上装有供酸洗、充氮、压力表、水位计、加药、连续排污、紧急放水、放空气、安全阀
等接口管座。 3.3.6 水冷壁
1) 水冷壁按受热情况划分28个回路，炉膛水冷壁采用膜式结构，由Φ60mm37.5mm光管或内螺
纹管与6mm厚的扁钢相焊制成，节距76mm，折焰角处由Φ70mm310mm的内螺纹管组成；为防止水冷壁内出现膜态沸腾，前、后及两侧水冷壁布置足够的内螺纹管，提高了水循环的安全性；炉膛四角的切角水冷壁在燃烧器附近的管子弯成燃烧器的水冷套，以保护喷口免于烧坏； 2) 水冷壁下联箱内装有邻炉加热装置，锅炉在点火前邻炉蒸汽进入28只水冷壁下联箱提前加热，
以缩短启动时间。
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Q/CDT-LYTP 107 03 001-2013 3.3.7 过热器、再热器
1) 过热器按蒸汽流程分为六级布置：顶棚过热器、包墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器、
后屏过热器、高温过热器；
2) 过热蒸汽系统流程：饱和蒸汽通过引出管进入前顶棚入口联箱，然后分二路：其中38%流量的
蒸汽经过旁路导汽管至竖井侧包墙上联箱后部；其余蒸汽通过前顶棚管至其出口联箱，再经弯头进入竖井侧包墙上联箱前部和中部；蒸汽从竖井侧包墙上联箱下行经过侧包墙管进入下部环行联箱两侧部分，经弯头进入环行联箱的前后部分，再分三路：环形联箱后部的蒸汽上行经竖井后包墙下段管进入低温过热器入口联箱；环形联箱前部的蒸汽一路上行经竖井前包墙管进入前包墙上联箱，另一路蒸汽经导汽管至水平烟道底包墙下联箱，沿水平烟道底包墙管向两侧然后折向上进入水平烟道侧包墙上联箱，接着由蒸汽导管引至竖井前包墙上联箱，汇合通过后顶棚管折向下经后包墙上段管进入低温过热器入口联箱；蒸汽汇合后经过二组低温过热器水平段蛇行管加热，再经低温过热器垂直段管进入低温过热器出口联箱，由二根大直径导汽管经一级减温器后进入分隔屏入口联箱，经分隔屏过热器到分隔屏出口联箱，经过导汽管交叉后进入后屏入口联箱，经后屏过热器加热后进入后屏出口联箱，经二级减温器后交叉进入高温过热器入口联箱，经高温过热器加热后进入高温过热器出口联箱，经过主蒸汽管道送至汽机高压缸；
3) 过热蒸汽温度调节主要靠喷水减温；锅炉采用两级喷水减温，一级减温器布置在低温过热器
出口联箱至分隔屏过热器入口联箱之间的导汽管上，二级减温器布置在后屏过热器出口联箱与高温过热器入口联箱之间的导汽管上，减温水取自高压加热器入口的给水管道上； 4) 再热器按蒸汽流程分为三级布置：壁式再热器、屏式再热器、高温再热器；
5) 再热器系统流程：汽机高压缸排汽经冷段再热器管道、事故喷水减温器进入壁式再热器入口
联箱，经过壁式再热器管束加热后进入壁式再热器出口联箱，经过四根导汽管进入屏式再热器入口联箱，经过屏式再热器管束加热后进入炉顶管组，进入高温再热器，经过高温再热器管束加热后进入高温再热器出口联箱，经导汽管和热段再热管道送至汽机中压缸；
6) 再热汽温调节主要靠再热器进口管道上的喷水减温器，减温水取自给水泵中间抽头；同时采
用上下层磨煤机运行方式、上下层磨煤机煤量调整、风量调整等方法辅助调整再热蒸汽温度。 3.3.8 空气预热器
1) 锅炉配置两台29.5VNT2300型三分仓回转式空气预热器，转子主轴垂直布置，转子的转向使传热元件依次通过烟气仓、一次风仓、二次风仓，烟气和空气以逆流方式换热；
2) 该空气预热器结构简单，采用效率高的传热元件，固定式密封元件，漏风率保证值一年内不
超过6%，运行一年后不超过8%；每台空气预热器除配主驱动装置外，还有辅助驱动装置及手动盘车装置；
3) 锅炉燃烧产生的烟气自上而下经烟气仓流过受热面，将热量传递给受热面蓄热元件；锅炉燃
烧所用的空气由送风机自下而上送至空气预热器的二次风仓，加热后进入炉膛两侧的大风箱，作为燃烧用的辅助风；制粉所用的空气经一次风机后分两路，一路作为干燥剂自下而上送至空气预热器的一次风仓，加热后进入磨煤机作为制粉的干燥剂，另一路作为冷风旁路，用作调节进入磨煤机的干燥剂温度和密封风机用风。 3.3.9 吹灰器
1) 锅炉共配置有116台吹灰器；在炉膛内安装64台墙式吹灰器，炉膛上部及水平烟道、后竖井
对流受热面区域内安装48台长伸缩式吹灰器；空气预热器中安装4台专用吹灰器；
2) 吹灰介质为低压蒸汽，汽源取自过热器二级喷水减温器出口蒸汽，经两道电动截止门、一道
气动调节门减压后使用；空气预热器有一路备用汽源，从汽机中压辅汽联箱引出。 3.3.10 烟温探针
1) 在炉膛左、右墙标高44m处各装设一台可伸缩式烟温探针；在锅炉启动阶段烟温探针伸入炉
内，用以监测锅炉点火、升温升压阶段炉膛出口烟气温度，防止烟温过高而烧坏再热器管，为燃烧调整提供依据；
2) 烟温大于538℃时烟温探针自动退出炉膛以防烧坏。
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3.3.11 锅炉构架
1) 锅炉构架采用全钢双排柱扭剪型高强螺栓连接结构，构架由炉顶钢架、柱、梁、水平支撑及
垂直支撑构成一个立体体系；柱由主柱与副柱组成，主柱主要用来传递垂直荷重，副柱通过水平支撑保证主柱框架的平面内稳定性，并承受紧身封闭载荷；垂直支撑主要布置在副柱平面框架内，除传递水平力外，同时还保证柱的平面内稳定；地震力、风力及锅炉导向力均匀通过水平支撑作用在各柱上；
2) 锅炉构架沿高度方向分7层，锅炉运转层标高为14.8m；除空气预热器和出渣装置外，锅炉所
有部件悬吊在炉顶钢架上，尾部受热面的重量通过省煤器中间联箱引出的悬吊管来承载；两台三分仓回转式空气预热器安装在竖井烟道下方运转层标高的板梁上；锅炉构架除承受锅炉本体荷载外，还能承受锅炉范围内各汽水管道，烟风煤粉管道、吹灰设备、运转层部分荷载； 3) 锅炉主平台布置在锅炉四周，主要扶梯采用炉前两侧集中布置，便于运行操作；平台扶梯具
有足够的强度和刚性；凡有孔门、测量孔、吹灰器、阀门、燃烧器均布置了操作平台，采用刚性良好的防滑格栅平台，楼梯倾角为45°，平台通道和楼梯均镀锌；
4) 锅炉本体设有膨胀中心，其水平方向膨胀零点设置在炉膛宽度和深度中心线上，通过装在炉
前、炉后和两侧的导向装置来实现，垂直方向的零点设在炉顶大罩壳上；锅炉采用全封闭结构，炉顶、水平烟道和冷灰斗的底部均采用大罩壳热密封结构，以提高锅炉整体密封性和经济性。 3.4 锅炉辅助系统结构特性 3.4.1 设备规范（见附录B） 3.4.2 风烟系统
1) 一次风系统配有两台G134546型离心式一次风机，并联运行；风机出口分二路：一路经空气
预热器加热变成热一次风送制粉系统，在B、C磨煤机间设有隔断插板门；另一路为冷一次风送制粉系统，并为密封风机提供风源；
2) 二次风系统配有两台FAF19-10-1型动叶可调轴流式送风机，并联运行，风机出口设有联络挡
板；
3) 烟气系统配有两台AN26E6型静叶可调轴流式引风机，并联运行，风机入口设有联络挡板； 4) 锅炉配置一台布袋式除尘器，除尘器分双通道，每个通道6个除尘室；除尘室并列运行，运
行中除尘室可以单独解列。 3.4.3 制粉系统
1) 锅炉采用五套正压直吹式制粉系统，四工一备；四套制粉系统可满足锅炉BMCR出力的要求，
每套制粉系统对应燃烧器的一层四个一次风喷口，煤粉细度R90按35%设计； 2) 磨煤机采用MPS200HP－Ⅱ型中速磨煤机，磨辊采用液压加载方式，配置润滑油站和液压油站；
每台磨煤机配套一台皮带称重给煤机；
3) 制粉系统配二台密封风机，一工一备，为磨煤机磨盘密封、磨辊拉杆密封、磨辊轴承密封、
给煤机提供密封风；
4) 启磨风油枪系统配一台启磨风机，为启磨风油枪提供燃烧用风。 3.4.4 火检冷却风系统
1) 锅炉配有一套火检冷却风系统，配有二台火检冷却风机，一工一备；
2) 锅炉火检冷却风系统与一次风系统设有联络管和联络门，提高火检冷却风系统运行安全性。 3.4.5 暖风器系统
1) 在送风机入口、一次风机入口分别配置暖风器，在冬季大气温度低时利用汽机低压辅汽联箱
蒸汽加热空气，提高入风温度，防止空气预热器低温腐蚀和积灰，并提高锅炉效率；
2) 暖风器系统配有疏水回收系统，设一台疏水罐和二台疏水泵，将合格的疏水回收至除氧器。 3.4.6 除灰渣系统
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1) 锅炉配置一台布袋式除尘器，除尘器分双通道，每个通道6个除尘室；除尘室并列运行，运
行中除尘室可以单独解列；
2) 每台锅炉配一台风冷钢带排渣机，炉渣经碎渣机破碎后由斗式提升机输送至干渣库。 3.5 锅炉热力特性及燃料特性（见附录A） 3.6 锅炉汽水品质要求（见附录A） 3.7 锅炉控制系统 3.7.1 CCS协调控制系统
1) 协调控制系统标准控制模式有四种：手动控制、锅炉跟随控制、汽机跟随控制和协调控制；
a) 手动控制模式：锅炉主控和汽机主控在手动位置，机组手动控制蒸汽压力和负荷。 b) 锅炉跟随控制模式：锅炉主控在自动位置，汽机主控在手动位置，此模式为锅炉跟随控
制模式；锅炉跟随控制模式的控制过程：当需要增大机组出力时，给定功率信号增大，功率调节器首先开大调速汽门，增大汽轮机进汽量，使发电机输出功率与给定值一致；蒸汽流量的增加引起主蒸汽压力下降，以主蒸汽压力低于给定主蒸汽压力值的压力偏差作为信号，使进入锅炉的燃料量增加，保持主蒸汽压力恢复到给定压力值；在这种控制方式中，负荷由汽轮机控制，蒸汽压力由锅炉控制，锅炉的负荷按照汽轮机的需要而改变；
c) 汽机跟随控制模式：汽机主控在自动位置，锅炉主控在手动位置，此模式为汽机跟随控
制模式；汽机跟随控制模式的控制过程：当需要增大机组出力时，给定功率信号增大，功率调节器的输出使燃料控制阀开大，增加燃料量；随着锅炉输入热量的增加，主蒸汽压力升高，为了维持主蒸汽压力不变，主蒸汽压力调节器将开大调速汽门，增大蒸汽量和汽轮发电机的功率，使发电机输出功率与给定功率相等；
d) 协调控制模式：锅炉主控在自动位置，汽机主控在自动位置，协调投入状态，此模式为
机组协调控制模式；机组协调控制模式的控制过程：锅炉和汽机的调节装置同时接受功率与压力的偏差信号，在稳定工况下，机组的实发功率等于给定功率，主蒸汽压力等于给定压力，其偏差均为零；当外界要求机组增加出力时，使给定的功率信号加大，出现正的偏差信号；这一信号加到汽机主控制器上，导致汽机调速汽门开大，增加汽机出力；加到锅炉主控制器上，会导致燃料量的增加，提高锅炉的蒸汽量；汽轮机调速汽门的开大，会立即引起主蒸汽压力的下降，这时锅炉虽已增加了燃料，但锅炉汽压的变化有一定的延时，因而此时会出现正的压力偏差信号（实际压力低于给定压力）；压力偏差信号按正方向加在锅炉主控制器上，促使燃料阀开的更大；压力偏差信号按负方向作用在汽轮主控制器上，使调速汽门向关小方向动作，使汽压得以恢复正常；正的功率偏差使调速汽门开大，而开大的结果导致产生正的压力偏差，又使该阀门关小；因此这两个偏差对汽轮机调速汽门作用的结果使调速汽门在开大一定程度后停在某一位置上；同时调速汽门在功率偏差和主蒸汽压力恢复（锅炉蒸发量增大）的作用下，提高机组负荷，使功率偏差也逐渐缩小，最后功率偏差与压力偏差均趋于零，机组在新的负荷下达到新的稳定状态。
2) 协调控制系统的构成由六个部分组成：机组指令形成回路、压力设定值形成回路、锅炉主控
回路、汽机主控回路、一次调频回路、RB回路。
a) 机组指令形成回路：机组指令形成回路用于在协调控制系统处于协调控制方式时，对运
行人员或调度给出的机组负荷指令，依据负荷变化速率，形成实际的机组负荷指令；当负荷设定值高于负荷上限或低于负荷下限时，对实际负荷指令进行上下限制；AGC负荷指令也通过指令形成回路作用于其他控制回路；
b) 压力设定值形成回路：压力设定值形成回路有定压、滑压和RB压力设定三种工作方式；
协调控制系统定压运行时，压力设定值由运行人员设定；滑压运行采用定－滑－定运行方式；滑压运行时，压力设定值根据机组负荷指令经过折线函数计算自动设定，运行人员可以根据机组实际情况，用偏置设定块进行修正；定／滑压力设定值变化速率和滑压偏置设定变化速率均为内置，压力设定值变化速率为0.15MPa/min，滑压偏置设定变化速率为0.05MPa/min；
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c) 锅炉主控回路：锅炉主控使用双调节器；在锅炉跟随和协调工作方式时，使用锅炉压力
调节器；在汽机跟随工作方式下，使用负荷调节器，两种调节方式实现无扰切换； d) 汽机主控回路：汽机主控由两个调节器构成，互相独立；在锅炉跟随和协调方式下，汽
机主控使用机组负荷调节器；在汽机跟随方式下，使用机前压力调节器；两个回路完全独立，在各种方式切换时完全无扰；
e) 一次调频回路：将机组运行转速（换算成频率）与电网频率相比较，根据频差计算出负
荷指令修正值，控制机组负荷，参与电网调频； f) RB回路：RB功能参见8.2.2条“RB功能试验”。
3.7.2 风烟控制系统 3.7.2.1 炉膛压力控制系统
1) 炉膛压力控制系统是一套单级控制系统；
2) 炉膛压力控制系统采用运行人员手动输入控制数值，人为控制炉膛压力波动变化范围。 3.7.2.2 送风控制系统
1) 送风控制系统是一套串级控制系统，副环调节器控制锅炉燃烧的总风量，风量给定值由锅炉
热量信号和氧量要求信号选定后，经过函数折线给出；风量给定值经过定值偏置修正之后作为实际给定值来控制锅炉的送风量；
2) 主环调节器控制锅炉燃烧的过剩空气系数即烟道的氧量，氧量给定值是主汽流量的函数曲线，
并经过氧量给定偏置的修正。 3.7.2.3 一次风控制系统
1) 炉膛压力控制系统是一套单级控制系统；
2) 一次风压力由给煤机煤量与一次风函数曲线计算并经运行人员偏置修正得出。 3.7.3 给水控制系统
1) 给水控制系统为三冲量串级调节系统，其控制目的是使汽包水位维持在零水位附近； 2) 对汽包水位、主汽流量、给水流量进行温度、压力补偿，使之能正确地反映实际值。 3.7.4 过热器减温控制系统
1) 过热器一级减温控制系统控制二级减温器入口温度，采用了以二级减温器入口温度为主信号，
减温后温度为修正信号的串级控制方式；
2) 过热器二级减温控制系统控制高温过热器出口温度，采用了以主汽温度为主信号，减温后温
度为修正信号的串级控制方式；
3) 再热器减温控制系统控制高温再热器出口温度，采用了以再热汽温度为主信号，减温后温度
为修正信号的串级控制方式。 3.7.5 其他单回路控制系统
1) 连续排污扩容器水位调节系统； 2) 燃油压力调节系统；
3) 暖风器疏水箱水位调节系统。 3.7.6 吹灰控制系统
3.7.6.1 短吹灰器（IR）程控启动许可条件
1) IR区所有吹灰器在原位； 2) 无MFT；
3) 吹灰蒸汽压力正常；
4) IR区所有吹灰器未过载； 5) IR区电流正常； 6) 蒸汽流量正常；
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7) 左墙和前墙炉膛吹灰疏水温度T1满足； 8) 右墙和后墙炉膛吹灰疏水温度T2满足。 3.7.6.2 长吹灰器（IK）程控启动许可条件
1) IK区所有吹灰器在原位； 2) 无MFT；
3) 吹灰蒸汽压力正常；
4) IK区所有吹灰器未过载； 5) 左长吹灰器无过流； 6) 右长吹灰器无过流； 7) 蒸汽流量正常；
8) 左墙长吹灰疏水温度T3满足； 9) 右墙长吹灰疏水温度T4满足。
3.7.6.3 空气预热器吹灰器（KYQ）程控启动许可条件
1) 空气预热器吹灰疏水温度T5满足； 2) 空气预热器吹灰器压力正常； 3) 空气预热器吹灰器未过载；
4) 空气预热器所有吹灰器在远方位； 5) 吹灰蒸汽压力正常； 6) 蒸汽流量正常； 7) 无MFT。
3.7.6.4 吹灰器程控启动步骤
1) IR程控启动步骤点击吹灰画面中IK程控启动按钮，IK程控启动，吹灰器成对自动推进，自
动退出；
2) IK程控启动步骤点击吹灰画面中IR程控启动按钮，IR程控启动，吹灰器成对自动推进，自
动退出；
3) 吹灰器运行中点击吹灰画面中复位按钮，将正在运行的吹灰器退出，程序中断。 3.8 锅炉联锁与保护
3.8.1 机炉大联锁保护见表1：
表1 机炉大联锁保护逻辑表
序号 1 保护条件 MFT联跳ETS 4号机ETS联跳4号炉MFT 逻辑说明 锅炉主燃料跳闸联跳汽轮机 汽轮机ETS动作联跳锅炉，同时满足以下条件： 1.ETS动作（高中压主汽门全关）； 2.高压旁路阀反馈≤20%； 3.锅炉主蒸汽流量＞30%。 汽轮机ETS动作联跳锅炉，同时满足以下条件： 1.ETS动作1 2.ETS动作2 硬接线至MFT 备注 硬接线至ETS 2 硬接线至MFT 3 3号机ETS联跳3号炉MFT 3.8.2 锅炉MFT保护见表2：
表2 锅炉MFT保护逻辑表
序号 1 保护条件 炉膛压力高 保护定值 +3240Pa 逻辑说明 炉膛压力高高1、炉膛压力高高2、炉膛压力高高3；三取二。 备注 8
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2 3 4 炉膛压力低 送风机全停 引风机全停 -2500Pa 炉膛压力低低1、炉膛压力低低2、炉膛压力低低3；三取二。 送风机A跳闸且送风机B跳闸输出。 引风机A跳闸且引风机B跳闸输出。
表2 锅炉MFT保护逻辑表（续）
序号 保护条件 总风量小于 30％ 汽包水位高高 汽包水位低低 空气预热器均停止 逻辑说明 同时满足以下条件： 1.锅炉总风量低低1、锅炉总风量低低2、锅炉总3330km/h延时风量低低3；三取二； 30s 2.A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机全部运行且当前机组负荷大于150MW。 +300mm延时8s 汽包水位高于+300mm，延时8s输出。 -300mm延时5s 汽包水位低于-300mm，延时5s输出。 同时满足以下条件： 1.A空预器主电机、辅电机全部跳闸； 2.B空预器主电机、辅电机全部跳闸。 同时满足以下条件： 1.火检冷却风机出口母管压力模拟量低于4kPa； 4.0kPa延时30s 2.火检冷却风机出口母管压力低1、火检冷却风机出口母管压力低2、火检冷却风机出口母管压力低3；三取二。 同时满足下列条件： 1.A煤层火焰、B煤层火焰、C煤层火焰、D煤层火焰、E煤层火焰、AA油层火焰、CD油层火焰全部丧延时3s 失； 2.任意磨运行且小油枪未运行延时40s（小油枪停止40s后输出该信号，确认锅炉为运行状态）。 同时满足以下条件： 1.小油枪角阀全关且大油枪角阀全关延时1s或燃油主快关阀关状态； 2.磨煤机全停； 延时3s 3.给煤机均停； 4.油枪运行三只及以上或小油运行（该判据用于确认锅炉点过火，只有MFT动作信号才能复位，解除RS触发器输出）。 同时满足以下条件： 1.一次风机均停：A一次风机工频跳闸、变频跳闸，B一次风机工频跳闸、变频跳闸； 无延时 2.任意磨煤机运行； 3.CD油层无火； 4.AA油层无火。 同时满足以下条件： 1.A煤层火焰、B煤层火焰、C煤层火焰、D煤层火焰、E煤层火焰全部丧失； 2.AA油层火焰、CD油层火焰全部丧失； 延时1800s 3.小油枪未运行； 4.油枪运行三支及以上或小油枪运行（该判据用于确认锅炉点过火，只有MFT动作信号才能复位，解除RS触发器输出）。 同时满足以下条件： 1.A汽动给水泵跳闸； 延时3s 2.B汽动给水泵跳闸； 3.电动给水泵跳闸。 保护定值 备注 5 6 7 8 9 火检冷却风压力低 10 全炉膛无火 1.煤层有火按4取3判定，否则判定该煤层火焰丧失； 2.油层有火按4取3判定，否则判定该油层火焰丧失； 11 全炉膛燃料丧失 12 一次风机全停 油层有火按4取3判定，否则判定该油层火焰丧失； 13 点火失败 1.煤层有火按4取3判定，否则判定该煤层火焰丧失； 2.油层有火按4取3判定，否则判定该油层火焰丧失； 14 给水泵全停
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15 16 17 ETS动作 FGD动作 手动MFT 汽轮机ETS动作联锁锅炉MFT动作； 脱硫塔入口温度大于180℃（3取2）或脱硫系统3台浆液循环泵均停。 同时按下操作台上两个“手动MFT”按钮； FGD触发MFT动作联锁两台引风机跳闸；
表2 锅炉MFT保护逻辑表（续）
保护条件 保护定值 逻辑说明 1.跳闸OFT； 2.关闭燃油总阀； 3.关闭所有燃油角阀； 4.跳一次风机； 5.跳磨煤机； 6.给煤机跳闸； 7.关闭减温水总门； 8.开二次风门； 9.送MFT指令至CCS、ETS、旁路、吹灰等系统。 锅炉吹扫完成，自动复位。 备注 MFT动作联锁 MFT复位 3.8.3OFT保护逻辑见表3：
表3 锅炉OFT保护逻辑表
序号 1 2 3 4 5 保护条件 燃油母管压力低 燃油快关阀故障 锅炉MFT 手动OFT OFT复位 定值 逻辑条件 同时满足以下条件： 1.8MPa延时5s 1.任一油阀运行； 2.燃油压力低（2.2MPa）且燃油压力低低（1.8MPa）。 任意油阀运行且燃油主跳闸阀关状态； 锅炉MFT动作。 手动OFT。 （油角阀全关且无OFT跳闸条件且油泄漏试验合格）或（燃油泄漏试 验完成） 1.燃油泄漏试验条件：油角阀全关，小油角阀全关、燃油供油阀关状态、燃油回油阀关状态（逻辑线未接） 2.试验过程： ①开进油阀、回油阀、回油阀调节阀注油； ②关回油阀30S油压>2.5Mpa； ③关进油阀180S降<0.3MPa回油阀OK； ④开回油阀延时60S<0.6MPa排油OK； ⑤关回油阀180S升<0.3MPa进油阀OK。 6 油泄漏试验 3.8.4 炉膛吹扫条件（见表4）
表4 炉膛吹扫条件
序号 保护条件 保护定值 逻辑说明 10
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①风量满足吹扫条件 ：锅炉送风风量正常(定值180km3/h)； ②送风机满足吹扫条件：A送风机运行或B送风机运行； ③引风机满足吹扫条件：A引风机运行或B引风机运行； ④一次风机均停：一次风机A跳闸，一次风机B跳闸，一次风机A变频跳闸，一次风机B变频跳闸； ⑤磨煤机全停：A磨煤机跳闸，B磨煤机跳闸，C磨煤机跳闸，D磨煤机跳闸，E磨煤机跳闸； ⑥给煤机全停：A给煤机跳闸，B给煤机跳闸，C给煤机机跳闸，D给煤机跳闸，E给煤机跳闸； ⑦两台空预器均运行：空预器A运行或空预器A辅电机运行，且空预器B运行或空预器B辅电机运行； 1 吹扫允许条件
表4 炉膛吹扫条件（续）
序号 保护条件 保护定值 逻辑说明 ⑧炉膛压力正常：炉膛压力高高三个信号均未来； 炉膛压力低低三个信号均未来； ⑨无MFT条件； ⑩油组满足吹扫条件：燃油主跳闸阀关状态所有油角阀关闭状态； ?无火焰：所有煤层、油层无火。 MFT动作、OFT动作或吹扫中断。 2 吹扫请求 3.8.5 空气预热器联锁及保护 3.8.5.1 空气预热器启动允许条件
1) 空气预热器轴承油温不高，低于85℃； 2) 空气预热器投远方控制位置。 3.8.5.2 空气预热器报警条件
1) 空气预热器底部轴承油温大于85℃时，来空气预热器轴承油温高报警信号； 2) 空气预热器顶部轴承油温大于85℃时，来空气预热器轴承油温高报警信号； 3) 空气预热器运行时空气预热器失速时，来空气预热器失速报警信号。 3.8.5.3 空气预热器跳闸条件
1) 空气预热器变频故障报警，延时3S空气预热器跳闸； 2) 空气预热器两个失速报警信号均来。 3.8.5.4 空气预热器出入口烟风挡板联锁条件
1) 空气预热器主电机或辅电机启动后，联锁开启空气预热器出、入口烟气挡板、一次风挡板、
二次风挡板；
2) 空气预热器主电机和辅电机全部停止后，联锁关闭空气预热器出、入口烟、风挡板。 3.8.6 引风机联锁及保护 3.8.6.1 引风机启动允许条件
1) 同侧空气预热器运行； 2) 引风机入口电动门已关； 3) 引风机出口电动门已关；
4) 引风机润滑油泵运行，润滑油压大于0.3MPa； 5) 无引风机控制回路断线报警信号；
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6) 引风机断路器储能良好； 7) 无引风机故障信号； 8) 无引风机跳闸条件；
9) 引风机动（静）叶调节反馈小于5%；
10) 任一引风机轴承（液压缸）冷却风机运行；
11) 两台引风机电机强制冷却风机均运行（3号炉引风机） 12) 无脱硫系统故障。 3.8.6.2 引风机跳闸条件
1) 引风机运行120s后出口或入口挡板门未开到位且引风机电流小于120A； 2) MFT动作延时10s且炉膛压力小于-2500Pa；
3) 同侧空气预热器跳闸（空气预热器主、辅电机均停）； 4) 引风机轴承冷却风机均停，延时60s（仅4号炉引风机）； 5) 同侧送风机跳闸；
6) 油站故障或油泵均停（润滑油泵均停延时3s或润滑油压低至0.1MPa）； 7) 脱硫系统故障（即3台浆液循环泵全部停止或脱硫塔入口烟温＞180℃）。 3.8.6.3 引风机轴承温度高报警条件
1) 引风机驱动端推力轴承温度高至100℃时，来引风机轴承温度高报警信号； 2) 引风机驱动端支持轴承温度高至100℃时，来引风机轴承温度高报警信号； 3) 引风机非驱动端支持轴承温度高100℃时，来引风机轴承温度高报警信号；
4) 引风机轴承温度达90℃时，备用轴承冷却风机联锁投入时联锁启动（3号炉引风机）。 3.8.6.4 引风机挡板联锁条件
1) 引风机启动后，联锁开启引风机出、入口挡板；
2) 引风机停止且另一侧风机正常运行时，联锁关闭引风机出、入口挡板，引风机动（静）叶阀
位自动关至0%；
3) 两台引风机停止，锅炉MFT动作，联锁两台引风机出、入口挡板全开，动（静）叶阀位开至
100%，维持炉膛通风。 3.8.6.5 引风机轴承（液压缸）冷却风机联锁条件
1) 引风机轴承（液压缸）冷却风机联锁投入，运行轴承（液压缸）冷却风机跳闸，自动联锁启
动备用轴承（液压缸）冷却风机；
2) 两台引风机轴承（液压缸）冷却风机均停止，闭锁引风机电动机启动；
3) 引风机运行中，两台轴承冷却风机均停，延时60s联锁引风机跳闸（仅4号炉引风机）； 4) 3号炉引风机运行中两台轴承冷却风机、液压缸冷却风机、电动机强制冷却风机均停，引风机
不跳闸，此时应加强引风机轴承、液压缸及电动机线圈温度监视。 3.8.6.6 引风机油站联锁逻辑
1) 引风机油站主电源跳闸，辅电源自动投入；引风机油站辅电源跳闸，主电源自动投入（4号炉
引风机油站工作电源断开，备用电源自动投入；引风机油站工作电源合闸，备用电源自动断开）；
2) 引风机油站1号油泵运行中泵跳闸，2号油泵联锁启动（2号油泵联锁开关投入）；引风机油
站2号油泵运行中泵跳闸，1号油泵联锁启动（1号油泵联锁开关投入）；
3) 4号炉静叶调整引风机润滑油压力低至0.2MPa，备用泵联锁启动(备用泵联锁开关投入)；引
风机润滑油压力低至0.1MPa，延时3s引风机跳闸；
4) 3号炉动叶调整引风机控制油压力低至2.5MPa，备用泵联锁启动(备用泵联锁开关投入)；引
风机控制油压力低至0.8MPa，延时5s引风机跳闸；
5) 引风机开关合闸，单台油泵运行该油泵停不允许；引风机开关合闸，两台油泵运行，可以停
止任一油泵。
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3.8.7 送风机联锁及保护 3.8.7.1 送风机启动允许条件
1) 同侧引风机运行； 2) 送风机出口门关； 3) 无送风机故障报警；
4) 无送风机控制回路短线报警； 5) 送风机断路器储能良好；
6) 送风机油泵运行，液压油压大于2.5MPa； 7) 无送风机跳闸条件；
8) 送风机动叶调节反馈小于5%。 3.8.7.2 送风机跳闸条件
1) 同侧引风机跳闸；
2) MFT动作且炉膛压力高于3240Pa延时10s；
3) 送风机运行60s后出口门未开到位且送风机电流小于28A；
4) 油站故障或油泵均停（液压油泵均停延时3s或液压站压力低至0.8MPa）。 3.8.7.3 送风机轴承温度高报警条件
1) 送风机驱动端支持轴承温度高于90℃时，来送风机轴承温度高报警信号； 2) 送风机驱动端推力轴承温度高于95℃时，来送风机轴承温度高报警信号； 3) 送风机非驱动端支持轴承温度高于95℃时，来送风机轴承温度高报警信号。 3.8.7.4 送风机出口挡板联锁条件
1) 送风机启动后，延时10s开启送风机出口挡板；
2) 送风机停止且另一侧风机正常运行时，联锁关闭停止送风机出口挡板，送风机动叶阀位自动
关至0；
3) 两台送风机停止后，联锁两台送风机出口挡板全开，动叶阀位开至100%，维持炉膛通风。 3.8.7.5 送风机油站联锁逻辑
1) 送风机油站工作电源跳闸，备用电源自动投入；送风机油站工作电源合闸，备用电源自动断开；
2) 送风机油站1号油泵运行中泵跳闸，2号油泵联锁启动（2号油泵联锁开关投入）；送风机油
站2号油泵运行中泵跳闸，1号油泵联锁启动（1号油泵联锁开关投入）；
3) 送风机液压油压力低至2.5MPa，备用泵联锁启动(备用泵联锁开关投入)；送风机液压油压力
低至0.8MPa，延时3s送风机跳闸；
4) 送风机开关合闸，单台润滑油泵运行该油泵停不允许；送风机开关合闸，两台润滑油泵运行，
可以停止任一润滑油泵。 3.8.8 一次风机联锁及保护 3.8.8.1 一次风机启动允许条件
1) 任意送风机运行；
2) 一次风机出口门关（工频启动）； 3) 无MFT动作信号报警； 4) 无一次风机跳闸条件；
5) 一次风机润滑油泵运行，润滑油压大于0.3MPa； 6) 一次风机变频器停止。 3.8.8.2 一次风机跳闸条件
1) 送风机A、B均停；
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2) 锅炉MFT动作；
3) 油站故障或油泵均停（润滑油泵均停或润滑油压低至0.1MPa延时3s）；
4) 变频器重故障报警（一次风机变频运行，变频高压开关跳闸，变频联工频联锁开关投入，联
锁工频启动）。 3.8.8.3 远程启动一次风机变频允许条件
1) 一次风机启动允许；
2) 无一次风机变频器重故障信号报警； 3) 一次风机变频器投远程控制； 4) 一次风机已停止；
5) 无一次风机跳闸条件；
6) 无急停一次风机变频远程指令。 3.8.8.4 启一次风机变频器开关条件
1) 无一次风机变频故障信号报警； 2) 无一次风机变频主保护动作报警； 3) 无一次风机变频控制回路断线； 4) 一次风机变频投远方控制； 5) 一次风机工频已停止。 3.8.8.5 一次风机轴承温度高报警条件
1) 一次风机轴承温度高于80℃时，来一次风机轴承温度高报警信号；
2) 一次风机电机线圈温度高于90℃时，来一次风机电机线圈温度高报警信号。 3.8.8.6 一次风机工、变频联动条件
1) 一次风机变频运行时，工/变频联锁开关投入，变频器重故障报警跳闸时自动切至工频运行，
同时联锁关闭一次风机入口调节挡板阀位至50%； 2) 一次风机工频运行时无自动切换至变频运行功能。 3.8.8.7 一次风机油站联锁逻辑
1) 一次风机油站工作电源跳闸，备用电源自动投入；一次风机油站工作电源合闸，备用电源自
动断开；
2) 一次风机油站1号油泵运行中泵跳闸，2号油泵联锁启动（2号油泵联锁开关投入）；一次风
机油站2号油泵运行中泵跳闸，1号油泵联锁启动（1号油泵联锁开关投入）；
3) 一次风机润滑油压力低至0.2MPa，备用泵联锁启动(备用泵联锁开关投入)；一次风机润滑油
压力低至0.1MPa，延时3s一次风机跳闸；
4) 一次风机开关合闸，单台润滑油泵运行该油泵停不允许；一次风机开关合闸，两台润滑油泵
运行，可以停止任一润滑油泵。 3.8.9 磨煤机联锁及保护 3.8.9.1 磨煤机总投磨允许条件
1) 无MFT跳闸信号报警；
2) 热二次风温度合适（空气预热器出口二次风温度大于160℃）； 3) 总风量大于30%BMCR(330km3/h)风量；
4) 任意一次风机运行（A一次风机或B一次风机运行）； 5) 热一次风压力不低（热一次风母管压力大于5.0kPa）； 6) 任意密封风机运行（A密封风机或B密封风机运行）； 7) 炉膛压力合适（-500Pa＜炉膛压力＜+500Pa）； 8) 汽包水位合适（-100mm＜汽包水位＜+100mm）； 9) 磨煤机存在点火源条件满足； 10) 磨煤机液压站加载油泵运行；
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3) 电动机转子和定子严重摩擦或冒烟起火时； 4) 辅机的转子与外壳发生严重摩擦或撞击时； 5) 辅机发生火灾或被水淹时； 6) 危及人身安全时。 7.1.6 热力系统操作注意事项
1) 系统从检修转运行前，应先进行充压，排尽系统内的空气；操作时应先开空气门，然后稍开
进水（或其它介质）门，直至空气管中有水冒出，再关闭空气门，开大进水（或其它介质）门；操作中注意控制进水速度，防止进水太快引起管道振动；
2) 蒸汽管道等通过热介质的系统，投运前应先充分暖管，以排除疏水，防止管道水击引起强烈
振动；
3) 热力系统中串联布置的疏水门、空气门，一次门用于系统隔绝，二次门用于调整或频繁操作，
开启操作时应先开一次门，后开二次门，关闭操作时先关二次门，后关一次门；除非特殊情况，不得将一次门作为调整用，防止一次阀门芯吹损后，不能起到隔绝系统的作用；
4) 手动阀门操作时应使用力矩相符的阀门扳手，操作时用力均匀缓慢，严禁使用加长套杆或使
用冲击的方法开、关阀门；
5) 电动阀门的开关操作在发出操作指令后，应观察其开关动作情况，直到反馈正常后进行下一
个操作。 7.2 空气预热器
7.2.1 空气预热器的启动
1) 空气预热器检修工作结束，工作票收回；
2) 手动盘车主轴360度以上，检查空气预热器转子旋转无卡涩； 3) 检查空气预热器入口挡板和出口挡板关闭到位； 4) 检查空气预热器吹灰器在退出位置；
5) 联系电气合上空气预热器主电机和辅电机电源；
6) 联系热控投入空气预热器火灾监控装置，检查工作正常； 7) 联系热控投入空气预热器失速报警装置；
8) 投入空气预热器吹灰器辅助汽源，检查压力、温度正常； 9) 投入空气预热器导向轴承冷却水；
10) 检查空气预热器上、下轴承润滑油位在油位计1/2～1/3处，无漏油； 11) 启动空气预热器主电机（第一次启动，电机转向必须已经确认正确）； 12) 检查空气预热器电机电流5.0A～6.0A；
13) 检查空气预热器入口和出口烟气挡板、一次风挡板、二次风挡板联锁开启到位； 14） 投入空气预热器辅电机联锁开关；
15） 对空气预热器全面检查一次确认无异常振动及异音。 7.2.2 空气预热器的正常维护
1) 正常情况下保持主电动机运行，辅电动机投联锁备用；
2) 正常运行时空气预热器电机高速运行，水冲洗时电机低速运行；
3) 单侧引风机、送风机运行时，应将停运风机侧的空气预热器烟气侧进出口挡板、一次风侧出
口挡板关闭，保持二次风仓有二次风流通，以冷却转热元件；
4) 运行中发现空气预热器出口烟气温度异常升高时应分析原因，就地进行检查，并查看空气预
热器火灾报警系统，并采取措施处理
5) 空气预热器冷端金属综合温度小于148℃时，应投运暖风器，当暖风器泄漏时，应将其停用隔
绝，防止起相反作用；
6) 传热元件应保持清洁，下列情况应及时对空气预热器吹灰：
a) 排烟温度明显升高时；
b) 启动磨煤机后或停止磨煤机后；
c) 锅炉启动和停止过程中煤油混燃时。
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7) 空气预热器运行中除按辅机检查规定检查外，还应检查下列项目:
a) 外壳保温良好，本体无漏烟、漏风现象； b) 无动静磨擦和卡涩的声音；
c) 水冲洗门和消防门等阀门均应关闭，系统和阀门无泄漏。 7.2.3 空气预热器的停止
1) 锅炉送、引风机停止运行后，关闭空气预热器进出口挡板；
2) 锅炉停运后，空气预热器入口烟气温度小于100℃，检查无火灾危险，可停止空气预热器； 3) 解除空气预热器辅电机联锁开关； 4) 停止空气预热器主电机；
5) 根据需要关闭导向轴承冷却水门。 7.2.4 空气预热器换热元件水冲洗
1) 空气预热器水冲洗应在锅炉停止后进行；
2) 空气预热器入口烟气温度小于100℃时方可进行水冲洗；
3) 空气预热器出口温度应控制在高于环境温度30℃～40℃范围内； 4) 开启空气预热器下部烟道排水门和排水总门； 5) 启动空气预热器主电机低速运行；
6) 启动空气预热器冲洗水泵，保持压力0.5MPa以上，温度50℃～60℃范围内； 7) 关闭空气预热器辅助蒸汽汽源门；
8) 开启冲洗水至空气预热器上部吹灰器水门； 9) 投入空气预热器上部吹灰器进行冲洗；
10) 阶段冲洗后由检修人员检查（检查期间应停止空气预热器并切断电源），不合格则继续冲洗； 11) 清洗结束，进行热风干燥后关闭空气预热器下部烟道排水门； 12) 停止空气预热器；
13) 停止冲洗水泵，恢复设备备用状态。 7.3 引风机
7.3.1 引风机启动前检查
1) 检查风烟系统及引风机工作票已结束，引风机满足启动要求； 2) 检查炉膛、烟道内部无工作，各处人孔门、检查孔门关闭严密；
3) 联系除灰确认除尘器、脱硫塔内部无工作，各处人孔门、检查孔门关闭严密； 4) 检查电机接线及接地线完好，地脚螺栓牢固，联轴器连接牢固，防护罩完好； 5) 检查引风机油站油箱油位在油位计1/2～1/3处，油质合格，油站各仪表投入； 6) 检查闭式冷却水投入；
7) 检查引风机油站就地控制柜投“集控”位；
8) 检查引风机动（静）叶执行机构已送电且在远控位置，开关灵活，阀位与就地开度指示一致； 9) 启动一台引风机轴承冷却风机，投入轴承冷却风机联锁开关（3号炉引风机还需启动两台电动
机冷却风机、启动一台引风机液压缸冷却风机，投入液压缸冷却风机联锁开关）；
10) 启动一台引风机油泵，检查润滑油压0.3MPa,润滑油温35℃～45℃，投入备用油泵联锁开关
（3号炉引风机润滑油压0.3MPa,控制油压3.0 MPa）； 11) 引风机油站油温低于20℃时投入电加热器； 12) 引风机启动前通知除灰值班员。 7.3.2 引风机的启动
1) 检查引风机启动允许条件满足；
2) 检查引风机入口动（静）叶阀位关至0%； 3) 在DCS画面启动引风机；
4) 引风机电流恢复至空载电流110A（3号炉90A左右）后，检查出、入口挡板联锁开启到位； 5) 缓慢开启引风机动（静）叶，调节引风机负荷脱离失速区；
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6) 检查引风机电流不超过额定值331A（3号炉370A）；
7) 就地检查引风机轴承温度不超90℃、振动值不超8mm/s（3号炉不超6.3mm/s），引风机运行
平稳无异音。 7.3.3 引风机的停止
1) 缓慢关闭引风机动（静）叶至0%； 2) 停止引风机，检查引风机电流回零；
3) 检查引风机出、入口挡板联锁关闭（另一台引风机运行）；
4) 引风机停运后，烟气温度降至室温时，停止轴承（液压缸）冷却风机；
5) 引风机电机线圈温度110℃以下停止两台引风机电机强制冷却风机（3号炉）。 7.3.4 引风机的运行检查与维护
1) 检查引风机运行稳定，无异音和摩擦声；
2) 各风门挡板与操作画面开度指示一致，开关灵活、不卡涩，自动投入时跟踪良好；
运行中保持两台风机的风量、风压、电流一致，避免因负荷不平衡引起失速或喘振； 3) 风机严禁在喘振区工作，当喘振报警时，调整两台风机负荷，使风机脱离喘振区； 4) 检查风机及电机轴承振动不超8mm/s（3号炉不超6.3mm/s）、轴承温度不超90℃； 5) 检查润滑油温35℃～45℃、油压0.3MPa；控制油压不低于3.0MPa，油质合格，冷却水量充足，
供、回水畅通，系统无泄漏。 7.3.5 引风机轴承（液压缸）冷却风机 7.3.5.1 引风机轴承（液压缸）冷却风机的启动
1) 检查引风机轴承（液压缸）冷却风管道连接完好，风机与电机连接完好； 2) 启动引风机轴承（液压缸）冷却风机，检查电流4A～7A；
3) 引风机轴承（液压缸）冷却风机运行稳定后，投入冷却风机联锁开关。 7.3.5.2 引风机轴承（液压缸）冷却风机的运行维护
1) 检查风机运行稳定，无异音和摩擦声；
2) 风机及电机振动不超6mm/s、轴承温度不超70℃；
3) 检查冷却风机入口滤网无杂物，否则切换至备用冷却风机，联系检修清理滤网； 4) 检查备用冷却风机不倒转，否则应联系检修及时消除。 7.3.5.3 引风机轴承（液压缸）冷却风机的停止
1) 解除引风机轴承（液压缸）冷却风机联锁开关； 2) 在DCS画面停止引风机轴承（液压缸）冷却风机；
3) 就地检查引风机轴承（液压缸）冷却风机确已停止且不倒转。 7.3.5.4 引风机轴承（液压缸）冷却风机的切换
1) 解除轴承（液压缸）冷却风机联锁开关；
2) 启动备用轴承（液压缸）冷却风机，检查其运行正常； 3) 停止原运行轴承（液压缸）冷却风机，检查不倒转； 4) 投入轴承（液压缸）冷却风机联锁开关。 7.4 送风机
7.4.1 送风机启动前检查
1) 检查风烟系统及送风机工作票已结束，送风机满足启动要求；
2) 检查电机接线及接地线完好，地脚螺栓牢固，联轴器连接牢固，防护罩完好；
3) 检查送风机液压、润滑油站油箱油位在油位计1/2～1/3处，油质合格，油站仪表投入； 4) 检查闭式冷却水系统投入；
5) 检查送风机油站就地控制柜投“集控”位；
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6) 检查送风机执行机构已送电且在远控位置，开关灵活，阀位与就地开度指示一致
7) 启动一台送风机液压、润滑油泵，检查液压油压3.0MPa、润滑油压0.8MPa,油温35℃～45℃，
油温低于20℃时投入电加热器；投入备用液压、润滑油泵联锁开关。 7.4.2 送风机的启动
1) 检查送风机启动允许条件满足； 2) 检查引风机（至少一台）运行正常 3) 检查送风机出口联络挡板关闭到位； 4) 检查送风机动叶阀位关至0%； 5) 在DCS画面启动送风机；
6) 送风机电流恢复至空载电流28A后，检查出口挡板联锁开启到位； 7) 缓慢开启送风机动叶，增加送风机负荷； 8) 检查送风机电流不超过额定值77A；
9) 就地检查送风机轴承温度不超90℃、振动值不超8mm/s，运行平稳无异音； 10) 两台送风机运行稳定、出口风压平衡后，开启送风机出口联络挡板。 7.4.3 送风机的停止
1) 关闭送风机出口联络挡板； 2) 缓慢关闭送风机动叶；
3) 在DCS画面停止送风机，检查送风机电流回零； 4) 检查送风机出口挡板联锁关闭（另一台送风机运行）。 7.4.4 送风机的运行维护
1) 检查送风机运行稳定，无异音和摩擦声；
2) 检查风门挡板开度与DCS操作画面开度指示一致；
3) 风机运行中应保持两台风机的风量、风压、电流一致，避免因负荷不平衡引起失速及喘振； 4) 风机严禁在喘振区工作，当喘振报警时，调整两台风机负荷，使风机脱离喘振区； 5) 检查风机及电机轴承振动不超8mm/s、轴承温度不超90℃；
6) 检查油温35℃～45℃、液压油压3.0MPa、润滑油压0.8MPa，油质合格，冷却水量充足，供、
回水畅通，系统无泄漏。 7.5 一次风机
7.5.1 一次风机启动前检查
1) 检查一次风系统工作票已结束，系统满足启动要求； 2) 检查一次风机系统各处人孔、检查孔关闭严密；
3) 检查电机接线及接地线完好，地脚螺栓牢固，联轴器连接牢固，防护罩完好； 4) 检查电机轴承润滑油箱油位在油位计1/2～1/3处，油质合格，油站各仪表投入； 5) 检查闭式冷却水水系统投入；
6) 检查一次风机润滑油站就地控制柜投“集控”位；
7) 检查一次风机出电动门、入口调节门已送电，开关灵活，阀位与就地开度指示一致
8) 启动一台一次风机润滑油泵，检查润滑油压0.3MPa,润滑油温35℃～45℃，油温低于20℃时投入电加热器；投入备用润滑油泵联锁开关。 7.5.2 一次风机工频启动
1) 检查一次风机工频启动条件满足； 2) 检查送风机（至少一台）运行正常； 3) 检查一次风机出口挡板关闭到位；
4) 检查一次风机入口调节挡板阀位关至0%；
5) 在DCS画面工频启动一次风机，检查一次风机电流恢复至空载120A后，检查一次风机出口挡
板联锁开启，否则应手动开启一次风机出口挡板（此工作应在2min内完成，否则应停止一次
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风机运行）；
6) 开启一次风机入口调节挡板，调整至所需工况；
7) 启动第二台一次风机后，要适当关小第一台一次风机入口调节挡板，逐渐开大第二台一次风
机入口调节挡板，直至两台风机出口风压平衡； 8) 检查一次风机电流不超过额定值262A；
9) 就地检查一次风机轴承温度不超90℃、振动值不超8mm/s，一次风机运行无异音。 7.5.3 一次风机工频停止
1) 逐渐关小一次风机的入口调节挡板至0%； 2) 在DCS画面停止一次风机；
3) 检查一次风机电流回零，一次风机出口挡板联锁关闭（另一台一次风机运行）；
4) 若两台一次风机并列运行，需停其中一台时，应保留两台相邻的磨煤机运行，投入油枪稳燃
（B磨煤机运行投入少油点火油枪稳燃），停运其他磨煤机，将锅炉负荷降至150MW以下，并调整燃烧稳定。 7.5.4 一次风机变频启动
1) 检查一次风机变频启动条件满足； 2) 检查送风机（至少一台）运行正常；
3) 在DCS画面合上一次风机变频高压开关，待40s变频器上电后启动一次风机变频器远程开关； 4) 检查一次风机转速自150r/min缓慢上升，将变频指令调整至30%，就地检查一次风机轴承温
度不超90℃、振动值不超8mm/s，一次风机运行无异音；
5) 启动第二台一次风机时应保证第一台一次风机出口风压在1.0kPa以下，避免待并一次风机过
负荷跳闸；
6) 两台一次风机运行稳定后，根据制粉系统需要进行一次风压调整；
7) 机组负荷160MW以上时，检查一次风机运行稳定，投入一次风机“工频联锁”开关。 7.5.5 一次风机变频停止
1) 退出一次风机“工频联锁”开关； 2) 逐渐降低一次风机转速至150r/min；
3) 在DCS画面停止变频器远程开关，检查风机转速0r/min，停止一次风机变频高压开关； 4) 关闭一次风机出口挡板，入口调节挡板阀位关至0%； 5) 关闭空气预热器出、入口一次风挡板；
6) 停止风机后，应就地检查风机是否倒转，如发生倒转应手动关严风机出口挡板，并联系检修
人员协助处理。 7.5.6 一次风机的运行维护
1) 检查一次风机运行稳定，无异音和摩擦声；
2) 各风门挡板与操作画面开度指示一致，开关灵活、不卡涩，自动投入时跟踪良好； 运行中应保持两台风机的风量、风压、电流一致；
3) 检查风机及电机轴承振动不超8mm/s、轴承温度不超90℃；
4) 检查润滑油温35℃～45℃、油压0.3MPa，油质合格，冷却水量充足，供、回水畅通，系统无
泄漏。 7.6 磨煤机
7.6.1 磨煤机启动前的检查
1) 检查制粉系统的工作票已结束，设备周围照明充足，干净无杂物； 2) 检查磨煤机本体检修门、人孔门、磨辊翻出门关闭严密；
3) 检查磨煤机减速机油位在油位计1/2～1/3处，油质合格，油温测点完好；
4) 检查液压站油位在油位计1/2～1/3处，油质合格，温度35℃～45℃，冷却水量充足，供、回
水畅通，系统无泄漏；
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