热电厂锅炉手册详细完整电厂锅炉运行规程HG102518.2YM6型锅炉运行手册操作规程

江 西 丰 城 发 电 有 限 责 任 公 司 企 业 标 准 Q/FCD-J010-2000锅炉主机运行规程2005-10-01发布 2005-11-01实施江西丰城发电有限责任公司 发布第一篇 锅炉主机运行规程1 锅炉设备规范、燃料特性及热工整定值1.1锅炉机组设备特性炉 号#1锅炉#2锅炉#3锅炉#4锅炉制造厂家哈尔滨锅炉厂制造日期1995-91996-61997-91999-1投产日期1996-121997-111998-112000-7锅炉型号HG1025/18.2YM6型锅炉型式亚临界控制循环汽包炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、钢炉架、露天布置、固态排渣、型烟煤炉1.2锅炉设计参数及技术规范序号名称单位定压运行滑压运行57%负荷MCRECR66%负荷1汽包压力MPa19.662主蒸汽流量t/h1025905.36785843主蒸汽出口压力MPa18.2917.2616.9613.424主蒸汽出口温度540.6540.6540.6540.65再热蒸汽流量t/h835.8745.1567.74946再热蒸汽进/出口压力MPa3.83/3.613.41/3.222.59/2.442.23/3.107再热蒸汽进/出口温度322.7/540.6317.3/540.6298.2/540.6306.6/540.68省煤器进口温度280.8273.1255.5247.49省煤器进口给水压力MPa2018.6717.8714.1710冷空气温度23.923.923.923.911预热器出口热一次风温319.4315.6300.6292.212预热器出口热二次风温330.6324.4308.3297.813炉膛出口烟温1048102296892814排烟温度128111.110615锅炉效率(按低位发热量)%92.0892.2292.4192.816燃料消耗量t/h143128.910188.517炉膛出口空气系数%252535.928.918炉膛容积热负荷102KJ/M3.h408.16368.08288.42252.519炉膛断面热负荷106KJ/M2.h18.8516.9213.2811.5820主蒸汽侧阻力MPa1.371.3221再热蒸汽侧阻力MPa0.220.190.150.1322省煤器水侧阻力MPa0.360.330.280.2723空预器风侧一/二次风阻力KPa0.22460.19910.13730.68560.54830.57324空预器烟气侧阻力KPa0.934825燃烧器一次风阻力KPa0.24910.24910.24910.249126燃烧器二次风阻力KPa27炉膛本体烟气侧阻力KPa28炉膛断面尺寸mm14059117901.3锅炉热力计算主要技术数据(MCR工况)序号名 称受热面积烟温烟速工质温度进口出口进口出口m2m/s1分隔屏13451151/408445.82壁式再热器1345/332.8372.83后屏过热器115110487.7445.8503.44屏式再热器10489318.2372.8473.45后水冷壁引出管8.06高温再热器923.9841.710.4473.4540.67水冷壁管束8高温过热器824.4745.610.5503.4540.69后包墙前悬吊管745.6736.7366.336710低过垂直管段736.7685.6396.640811转向室678.3663.3367.2367.812水平低温过热器663.346510.7367.8396.613省煤器465371.19.9280.6307.41.4锅炉承压部件材料及结构尺寸序号名 称数量规格材料备注根/个mm1汽包1外径壁厚上部:2182202下部:2112167碳锰钢SA-299内径:1778mm上/下半部壁厚:202/166.7mm筒身:13106mm，56只旋风分离器2省煤器进口集箱1406单侧进水3省煤器中间联箱32194省煤器管14642520G光管蛇形管盘直于烟道前后墙顺列布置5省煤器悬吊管1266省煤器出口集箱12737省煤器至汽包出水管32198集中下降管4368429炉水分配集箱14578010分散引入管34194811排放管62733212水冷壁环形集箱1914100内径714mm13前水冷壁管24544.55.520GSAERW1/78C除去墙式再热器覆盖部分，全为内螺纹管14后水冷壁管24544.55.520GSAERW1/78C除去墙式再热器覆盖部分，全为内螺纹管15侧水冷壁管38044.55.520GSAERW1/78C除去墙式再热器覆盖部分，全为内螺纹管16后水冷壁悬吊管236014.5SA-299内螺纹管17折焰角管220516.520SAERW1/78C内螺纹管18水冷壁排管160516.520G光管19前水冷壁出口集箱12735020后水冷壁出口集箱12735021侧水冷壁出口集箱22735122悬吊管出口集箱127323饱和蒸汽连接管4824顶棚入口集箱12735025炉膛顶棚管151615CrMo26水平烟道顶棚管123516.515CrMo27顶棚出口集箱13566028水平烟道侧包墙上集箱23246015CrMo29水平烟道侧包墙管/单侧30516.515CrMo30水平烟道侧包墙下集箱12735031水平烟道侧包墙下出口连接管13243515CrMo32后烟道前部侧墙上集箱23246033后烟道前部侧墙管/单侧4154734后烟道前侧包墙上集箱22734535后烟道后侧包墙管/单侧4154736后烟道侧包墙下集箱23565537后烟道前包墙下集箱13565538水平低过热器入口集箱13566039后烟道汽冷省煤器悬吊管183385.540后烟道汽冷省煤器吊挂箱32193541后烟道汽冷过热器吊挂出口集箱13244542后烟道后包墙管下集箱13565543立式低温过热器出口集箱15087644一级过热器减温器161070笛形管45分隔屏入口连接管24576546过热器分隔屏入口集箱23246047分隔屏过热器管组24516(7)12CrmovTP-304H48分隔屏过热器出口集箱24066549分隔屏过热器出口连接管24065050过热器后屏入口集箱23245012Cr2MoWvRB51后屏过热器管组20608(9，9.5)549(8，10，11)TP-347H12Cr2MVtiB12CR1MoV12Cr1MoWvTIB52后屏过热器出口集箱15089053后屏出口连接管26109054未级过热器入口集箱14067555未级过热器管组548(9，10)12Cr1MoV12Cr2MvTiB56未级过热器出口集箱161014057过热器出口导管461011058顶棚旁路管215918减少阻力，增加流通面积59二级过热器减温器261090笛形管60墙式再热器前墙入口集箱24062061墙式再热器侧墙入口集箱24062062墙式再热器管40445515CTmo前墙212根后墙192根63墙式再热器出口集箱43562064后屏再热器入口连接管44572065后屏再热器入口集箱14062266后屏再热器出口集箱14572667后屏再热器出口连接管25592068后屏再热器30634(4.5，7)12Cr1MoV12Cr2MoWVTiB69未级再热器入口集箱14572670未级再热器出口集箱25084571未级再热器管60634(4.5，7)12Cr1MoV12Cr2MoWVTiBTP-304H72未级再热器出口导管25082573再热器事故喷水减温器2406201.5锅炉水容积名 称省煤器汽包水冷壁过热器再热器合计M3M3M3M3M3M3水压试验时493598177101460正常运行时491598/1621.6锅炉燃烧器序号名 称规 范备 注1煤粉燃烧器全摆动、直流、摆角2020只五层布置2油点火器可伸缩的高能点火器各油枪单独配置一个3一次风粉管直径50810、风率19.6%风速23.7m/s 风温3194二次风风率64.2%、风速42.5m/s、 风温354其中辅助风占61.7、燃料风占23.2、燃烬风占15.15油燃烧器J-16型机械雾化外混式、出力1842Kg/h12只三层布置6炉膛漏风风率57单个喷嘴热功率41.2106W1.7锅炉主要燃料特性锅炉设计煤种为陕西彬长烟煤，校核煤种A为陕西黄陵烟煤，校核煤种B为丰城烟煤;其燃煤特性:序号名 称符号单位设计煤种校验煤种A校验煤种B1碳Cy%52.4462.9845.792氢Hy%3.104.093.053氧Oy%8.606.432.44氮Ny%0.541.221.015硫Sy%0.900.512.716灰分Ay%24.8318.6135.027水分Wy%9.596.1610.028应用基挥发分Vy%21.9129.0312.059可燃基挥发分Vr%33.4138.5922.8410低位发热量QDWCal/Kg47435950416811可磨系数kHakm67508911灰熔点t1138012201500t2143012601500t31470130015001.8本锅炉点火及暧炉油:0#轻柴油序号项 目符号单位指标参数备注1馏程50%馏出温度90%馏出温度95%馏出温度2粘度恩氏粘度 E1.21.67在25时运动粘度 E3.518.43在20时3灰分Ay4硫分Sy0.25水分wy6闪点657冰点08低位发热量QDWKJ/Kg4103141870910%残碳%10机械杂质%11比重XZOt/m30.8171.9锅炉热损失与效率名 称单位定压运行%MCRECR66%高压不投300WMMCR校核煤种黄陵MCR校核煤种丰城干烟气损失%4.824.684.483.975.044.65燃料中水份损失%1.231.231.221.220.641.47氢燃烧损失%3.553.543.513.503.773.94空气中水份损失%0.110.100.100.090.110.10未燃尽碳损失%1.01.01.01.01.01.0辐射损失%0.180.210.260.200.190.19未计及损失%1.01.01.01.01.01.0总热损失%11.8911.7611.5710.9811.7512.35效率（按高发热值）%88.2588.3888.5789.1688.3987.79效率（按低发热值）%92.0892.2292.4193.0391.901.10锅炉汽水质量标准序号名称项目单位标准备注1给水硬度MmoL/L0启动时50MW延时15S) MFTBMS2汽包水位高mm+300三取二 (50MW，延时30S) MFTBMS3汽包水位高mm+300三取二 (20MW，延时45S) MFTBMS4汽包水位低mm-370三取二（延时120S）MFTBMS5炉膛压力高高(高值)Pa+3300三取二MFTBMS6炉膛压力低低(低值)Pa-2540三取二MFTBMS7探头冷却风与炉膛差压低低Pa2000三取二MFTBMS8炉膛压力高(高值)Pa+ 500报警BMS9炉膛压力低(低值)Pa-500报警BMS10锅炉风量6350煤层允许点火条件之一BMS13一次风/炉膛差压低低Pa5000三取二.顺序紧急跳煤层BMS14雾化蒸汽压力低低MPa0.25OFTBMS15燃油母管压力低低MPa0.27OFTBMS16燃油母管压力低MPa0.55报警(进DAS)BMS17冷却风机A出口压力低kPa4.5报警，联锁启动冷却风机BBMS18冷却风机B出口压力低kPa4.5报警，联锁启动冷却风机ABMS19探头冷却风与炉膛差压低Pa4000报警BMS20二次风温正常177点火能量满足条件之一BMS21雾化蒸汽温度正常250油允许点火条件之一BMS22燃油温度正常12油允许点火条件之一BMS23燃油供油压力正常MPa1.2油允许点火条件之一BMS24雾化蒸汽压力MPa0.6油允许点火条件之一BMS25给煤机给煤量低t/h10延时30s煤层紧急跳BMS26磨密封风/一次风差压低kPa1.96磨允许启动条件惰化系统条件BMS28磨入/出口差压高kPa7报警，给煤机转速到最小值BMS29磨电动机冷却水断水t/h60允许启动条件之一BMS34磨分离器温度高95允许启动条件之一BMS35磨分离器温度低372.4锅炉允许点火条件BMS40锅炉风量30%锅炉吹扫允许BMS41汽包水位正常mm200锅炉吹扫允许BMS42磨一次风量低值m3/h16000煤层紧急跳闸BMS43磨一次风量低值m3/h31000磨启动允许BMS45汽机负荷低40%当OFT动作时则MFTBMS46汽包压力正常MPa3.0点火能量满足条件之一BMS47给煤机转速50%点火能量满足条件之一BMS48二次风箱/炉膛差压高值Pa2254报警，全开辅助风、燃料风挡板BMS49探头冷却风A滤网差压高kPa1滤网堵塞报警BMS50探头冷却风B滤网差压高kPa1滤网堵塞报警BMS51密封风/一次风差压低值kPa1.47磨紧急跳闸BMS52磨齿轮箱油分配器油压高MPa0.15+切换差润滑油系统条件满足之一BMS53磨齿轮箱油分配器油压低值MPa0.15报警BMS54磨齿轮箱油分配器油压低值MPa0.145润滑油条件不满足BMS55磨齿轮箱油池温度高32冷却水电动门开BMS56磨齿轮箱油池温度低值27冷却水电动门关BMS57磨齿轮箱油池温度低值21油泵由低速转高速BMS58磨齿轮箱油池温度低值18油泵由高速转低速BMS59磨推力瓦油槽温度高值50润滑油条件满足之一BMS60磨推力瓦油槽温度高值60报警BMS61磨推力瓦油槽温度高值70润滑油系统条件不满足BMS62磨辊轴承温度高值100磨快速停BMS63磨辊轴承温度高值100磨快速停BMS64磨辊轴承温度高值100磨快速停BMS65磨辊轴承温度高值90报警BMS66磨辊轴承温度高值90报警BMS67磨辊轴承温度高值90报警BMS68油过滤器之间的压力差MPa0.1报警BMS1.12锅炉CCS热工整定值序号名称单位整定值功 能系统1给煤机转速在最小(36%)t/h18BMS顺序停给煤机CCS2给煤机流量50%t/h25BMS煤层点火能量足够条件之一CCS3锅炉汽包压力MPa3BMS煤层点火能量足够条件之一CCS4锅炉风量30%t/h366MFT动作CCS5氧量平均值低%3.8CCS6磨一次风量16000m3/ht/h20.64BMS煤层紧急跳闸CCS7磨一次风量31000m3/ht/h40BMS煤层(延时1min)快速停CCS8磨分离器温度Tmin60BMS中磨启动允许之一CCS10磨分离器温度Tmax2110BMS中煤层快速停CCS12磨分离器温度Tmaxmax120BMS中煤层紧急跳CCS13汽包水位正常(不高不低)mm200BMS锅炉吹扫允许CCS14风箱与炉膛差压正常Pa372.4BMS锅炉点火允许CCS15风箱与炉膛差压高Pa2254BMS中报警，挡板全开CCS16喷燃器摆角在水平位置%50BMS锅炉点火允许CCS17给水泵入口流量低t/h148跳给水泵条件之一CCS18锅炉负荷40%(调节级后压力)MPa4.7BMS煤层点火能量满足条件之一CCS19锅炉负荷30%(调节级后压力)MPa3.92BMS中与主汽门关闭与MFT动作CCS20锅炉负荷60%MW180炉水泵联锁CCS22锅炉过热器、再热器出口蒸汽温度低500减温水禁止投入CCS1.13锅炉DAS热工整定值序号名称编号计量单位整定值功能系统1汽包压力高DP0101MPa19.64报警DAS2磨双室油过虑器出入口差压高DPdCP006AMPa0.1报警DAS3主汽温度高ATC0401546.3报警DAS4主汽温度高高ATC0401552报警DAS5主汽温度高高高ATC0401566报警DAS6磨电动机绕组温度高ATR2808A125报警DAS7磨齿轮箱油池油温高ATRCT002A38报警DAS8磨齿轮箱油池油温低1ATRCT002A30报警DAS9磨齿轮箱油池油温低2ATRCT002A25报警DAS10磨齿轮箱油池油温低3ATRCT002A21报警DAS11磨推力轴承油槽出口油温高ATRCT007A60报警DAS12高过出口压力高1AP0302MPa18.3报警DAS13再热器出口汽压高1AP0703MPa3.73报警DAS14再热器出口汽压高2AP0703MPa4.06报警DAS15再热器出口汽压高3AP0703MPa4.23报警DAS16再热器出口汽压低AP0703MPa2.91报警DAS17炉水循环泵前后压差低Apd8003MPa0.12报警DAS18汽包炉水PH高A0419DPH10报警DAS19汽包炉水PH低A0419DPH9报警DAS20过热蒸汽PNa高A0419Eppb5报警DAS21炉膛压力高AP7604kPa0.5报警DAS22炉膛压力低AP7604kPa-0.5报警DAS23磨油分配器入口油压低AP2810AMPa0.15报警DAS24磨入口一次风压高P2801AkPa18报警DAS1.14锅炉安全门整定值序号名 称计量单位整定值功 能1电磁泄放阀动作压力MPa18.9起座2电磁泄放阀动作压力MPa18.54回座3汽包安全阀动作压力MPa21.23#3起座4汽包安全阀动作压力MPa21.02#2起座5汽包安全阀动作压力MPa20.6#1起座6汽包安全阀动作压力MPa19.78回座7过热器出口安全阀动作压力MPa19.1#1起座8过热器出口安全阀动作压力MPa18.34#1回座9过热器出口安全阀动作压力MPa19.14#2起座10过热器出口安全阀动作压力MPa18.37#2回座11再热器入口安全阀动作压力MPa4.34#1起座12再热器入口安全阀动作压力MPa4.17#1回座13再热器入口安全阀动作压力MPa4.47#2.3起座14再热器入口安全阀动作压力MPa4.29#2.3回座15再热器出口安全阀动作压力MPa4.03#1起座16再热器出口安全阀动作压力MPa3.87#1回座17再热器出口安全阀动作压力MPa4.24#2起座18再热器出口安全阀动作压力MPa4.07#2回座1.15锅炉SCS热工整定保护值表序号名称单位整定值功能1#1、#2炉引风机润滑油压高MPa0.117润滑油压建立2#1、#2炉引风机润滑油压低MPa0.05停引风机3#1、#2炉引风机本体轴承温度高65报警4#1、#2炉引风机本体轴承温度高高70停引风机5#1、#2炉引风机电机轴承温度高65报警6#1、#2炉引风机电机轴承温度高75停引风机7#3、#4炉引风机电机润滑油压高MPa0.117润滑油压建立8#3、#4炉引风机电机润滑油压低MPa0.05停引风机9#3、#4炉引风机本体轴承温度高90报警10#3、#4炉引风机本体轴承温度高高100停引风机11#3、#4炉引风机电机轴承温度高65报警12#3、#4炉引风机电机轴承温度高高80停引风机13送风机本体轴承温度高90报警14送风机本体轴承温度高高110停送风机15送风机电机轴承温度高75报警16一次风机润滑油压高MPa0.117润滑油压建立17一次风机润滑油压低MPa0.05停一次风机18一次风机本体轴承温度高70报警19一次风机本体轴承温度高高80停一次风机20一次风机电机轴承温度高65报警21一次风机电机轴承温度高75停一次风机 锅炉启动前的检查与试验2.1总则2.1.1下列操作需要总工程师主持或指定发电部主任，专职工程师和值长参加进行。a锅炉大小修后的启动；b主机甩负荷试验；c安全门调整试验；d计划检修停炉；e设备经过重大改动后的启动或者有关新技术的第一次使用。2.1.2机组在下列情况下禁止启动或并网a机组有任一项跳闸保护不正常；b主要仪表缺少或不正常，且无其他监视手段：主、再热蒸汽压力表及温度表、汽包水位计、给水流量表、炉膛负压表、排烟温度表、氧量表、燃油压力表、雾化蒸汽压力表。c燃烧器管理系统BMS不正常，影响机组操作短时间内不能恢复时；d协调控制系统不正常，影响机组操作短时间内不能恢复时；e锅炉联锁试验不合格时；f控制用气源不正常。2.1.3锅炉状态的规定冷态：停炉时间48小时，汽包汽压0.5MPa，炉水温度150热态：停炉时间48小时，汽包汽压0.5MPa，炉水温度1502.1.4机组启动原则2.1.4.1汽机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽至少有56的过热度，但其最高温度不得大于426。2.1.4.2汽机在热态启动时，根据汽机要求控制主汽温，进入汽机的主蒸汽至少有56的过热度。2.1.4.3正常情况下的启动，接启动曲线进行，异常情况以汽轮机要求为准。2.2锅炉启动前的检查2.2.1接到值长启动命令后，应立即通知各岗位，对所属设备进行全面检查。2.2.2确认影响锅炉启动的锅炉检修工作已全部结束，对应工作票已经全部收回并注销。2.2.3检查全部设备周围，操作平台及楼梯上应清洁无杂物，各平台、梯子、栏杆完整，脚手架已拆除，各通道畅通、现场整齐、清洁、照明良好。2.2.4锅炉本体部分：2.2.4.1检查炉膛、本体内部受热面清洁、无焦渣、无杂物，炉膛密封、炉墙护板、保温良好。2.2.4.2检查炉膛、过热器、再热器、省煤器、空预器及烟、风道、各人孔门、看火孔、打焦孔、防爆门、检查孔、放灰门完整良好，确认内部无人、工作完毕，各受热面清洁后，严密关闭各孔门。2.2.4.3 检查炉膛火焰电视摄像头良好，冷却风门应打开。2.2.4.5 检查炉膛出口烟温探枪应进退灵活。2.2.4.6 检查燃烧器摆动装置应灵活、完整，各燃烧器外形完整、位置正确，无结渣烧坏现象，各点火装置良好，油系统无泄漏现象。2.2.4.7 检查吹灰器及其管道完整，各吹灰器应全部在退出位置。2.2.4.8 管道的支吊架完整牢固，锅炉本体刚性梁及吊架良好。各膨胀指示器刻度清楚、指示正确，锅炉大修后上水前记录其初始值。2.2.4.9 灰渣沟无杂物，盖板齐全，除渣装置良好。且炉底水封槽已注水，流量已调整好。2.2.4.10 汽包、联箱、管道、阀门保温完整，高温高压设备保温不全时禁止启动。2.2.4.11 各弹簧安全门的弹簧完好，排汽管完整畅通，装设牢固。2.2.4.12各阀门完好清洁，开关灵活，开度与位置指示正确，传动装置正常。各阀门开关位置正确。2.2.4.13 检查汽包水位计汽水联通管保温良好，水位计云母片清晰。严密不漏，汽、水伐门灵活，水位计标尺正确，电视水位监视完好可用，照明充足。2.2.4.14 检查管道上临时加装的堵板应已拆除。2.2.5转动机械部分：2.2.5.1通知各巡检岗位对各炉水泵、空预器、三大风机、制粉系统、压缩空气系统等按锅炉辅机部分要求进行检查并具备启动条件。2.2.6电气和热工仪表2.2.6.1照明电源、信号电源、控制电源、动力电源均已送上，不停电电源系统正常备用，投入控制气源。2.2.6.2电动阀、气动阀、调节阀、风门挡板等开关灵活，表盘及CRT指示与实际相符。2.2.6.3锅炉立操作盘所有仪表、信号、操作按钮、A/M站完好，各监测仪表、记录仪表均投入。2.2.6.4照明充足，光字牌、警铃、事故喇叭经试验合格完好备用。2.2.6.5盘面整洁，标示齐全、正确，各类开关完整、可靠，指示灯泡完好，颜色显示正确。 2.2.7启动前各系统阀门位置见启动操作卡。2.3锅炉的有关试验2.3.1试验分类及要求2.3.1.1一类试验炉本体水压试验。炉膛冷态空气动力场试验。吹灰程控试验。BMS功能冷态模拟试验。CCS功能冷态模拟试验。安全阀整定试验。各转机单项逻辑试验。炉本体漏风试验。2.3.1.2二类试验锅炉转机大联锁试验（包括制粉系统）。锅炉转机事故按钮试验。锅炉转机单项保护跳闸试验。2.3.1.3三类试验主要阀门、风门挡板单项试验。2.3.1.4.试验要求新装或大修后应作全部试验。计划小修后应作二、三类试验。临检和备用后应作三类试验。设备异动后应作对应的试验。高压电机一般只作静态试验。试验前，主管部门应写出详细和试验方案并报上级主管部门批准，同时出具有关部门签字认可的试运（验）单。详细记录试验情况，试验中发现的问题及时提交有关部门处理，直至合格为止。2.3.2主要阀门，烟、风挡板校验（见锅炉阀门传动试验单）2.3.2.1校验注意事项所有电动阀、电磁阀、调节阀、气动阀及风烟挡板在启动前均要作可靠性校验。校验时，就地应有专人监视。有近控、遥控的设备，应分别校验。经手动校验证实机械部分正常后，方可进行电动、气动校验。阀门试验在机组停运15天以上备用时，每周一要做一次主要阀门传动试验。2.3.2.2校验标准近控手操时，应开、并灵活，正确可靠。近控电动时，应开、关灵活，限位开关动作正确。遥控校验时，除应开、关灵活，限位开关动作外，表盘指示应与就地实际位置相符。对于有“三断自锁”的气动阀，应将其阀位置于10100之间，然后分别断电、断气、断信号，就地阀位应自锁不变。对于中间可停的截止阀应做中间停止试验。2.3.3空气预热器主辅机联锁试验2.3.3.1按空气预热器启动前要求，进行检查后送电。2.3.3.2启动两台空气预热器上下油泵正常。2.3.3.3启动两台空气预热器的辅助电机，应正常运转，正常后停止两台辅助电机，应能正常停运。2.3.3.4启动两台空气预热器的主电机，应正常运转，正常后停止两台主电机，应能正常停止。2.3.3.5重新启动两台空气预热器主电机，将空气预热器热工联锁投上，停止主电机运行，辅电机应自启；再将辅电机停止，空气预热器入口烟气挡板应自关，空气预热器转子停转光字牌应报警。2.3.4锅炉转动机械联锁试验和试运行2.3.4.1试验要求和准备新装或大修后的转动机械要进行动态联锁试验和2小时的试运行；试验应遵守本规程辅机部分的有关规定和上级有关要求，并确认转机和电气设备及相关系统已无检修工作。小修后的锅炉或停炉在半月以上，启动前应做静态联锁试验。动态试验时，高、低压设备的操作及动力电源均送上；静态试验时，6KV高压设备只送操作电源，380V低压设备均送操作电源和动力电源。拉合闸、事故按钮和联锁试验一般只做静态试验。试验时必须有电气、热工人员在场。做辅机油泵联锁试验和油压低保护试验必须由电气、热工人员在场做，运行人员配合，其项目详见锅炉辅机联锁试验单。2.3.4.2试验原则：联锁解列时各辅机能任意启动。联锁投入时逆程序启动应拒动。 联锁投入时按程序启动应正常。联锁投入时按程序停止应正常。 联锁投入时，违反程序停止，应掉该辅机以下设备及风门挡板。试验时应自下而上，由局部到整体，按顺序进行，最后试验空预器掉闸大联锁。2.3.4.3联锁试验方法：投入锅炉电气、热工总联锁，联系电气人员将各转换开关放置试验位置，联系热工电气送上各风门、挡板的操作及动力电源，短接各磨煤机启动允许条件接点，各给煤机启动允许条件接点及各密封风机启动允许条件接点。 投入送风机、磨煤机润滑、液压系统，投入引风机、一次风机及空气预热器润滑系统，启动两台空气预热器并将辅助电机联锁开关投“联锁”位置。启动两台空预器、引风机、送风机、一次风机，投入锅炉电气总联锁及热工总和分联锁。分别启动五层磨密封风机、磨煤机、给煤机。 分别跳各层磨煤机，则联跳相应层给煤机，跳闸电动机A/M站红灯灭，绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.4合上各层磨煤机、给煤机的操作开关，分别跳各层给煤机，联跳各相应层磨煤机，跳闸电动机A/M站红灯灭、绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.5按2.3.5.3中的程序合上各层制粉系统的转机操作开关，分别跳各层磨密封风机，则联跳相应层磨煤机、给煤机，跳闸电动机A/M站红灯灭、绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.6按2.3.5.3的程序合上送风机及送风机以下各转机的操作开关，跳两台一次风机，联跳五台磨煤机，五台给煤机。跳闸电动机A/M站红灯灭、绿灯亮，事故喇叭响；相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.7合上各层制粉系统各转机的操作开关，合上两台一次风机操作开关，跳两台送风机，联跳两台一次风机，五台磨煤机、五台给煤机，跳闸电动机A/M站红灯灭，绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.8按2.3.5.3中的程序合上合转机的操作开关。跳两台引风机，联跳两台送风机及以下设备，跳闸开关的A/M站红灯灭，绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.9按2.3.2.2中的程序合上两台引风机及引风机以下各转机的操作开关，跳一台空气预热器，就地检查其辅助电机应联动，空气预热器以下的转机不跳闸。跳第二台空气预热器，检查其辅助电机应联动，联锁跳两台引风机及以下设备（注：空预器跳联跳引风机只受热工联锁，不受电气联锁作用）；跳闸开关的A/M站红灯灭、绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌闪，将所有跳闸开关复位。2.3.4.10以上试验时各转机跳闸时， CRT上相应跳闸设备由红色转为黄色，CRT报警框出现相应报警。2.3.4.11联锁试验不合格应联系有关人员处理后再次进行试验，直到合格为止。2.3.5联锁试验完毕后再做各转机的事故按钮静态停机试验，试验时跳闸开关的A/M站红灯灭，绿灯亮，事故喇叭响，相应光字牌亮。2.3.6大、小修后的锅炉，启动前应做BMS主要功能及保护试验。试验前通知电气值班员，将各转机的电源开关放置试验位置。2.3.6.1MFT动作试验与OFT动作试验1）做每项保护动作前，先启动两台空气预热器，引、送风机、一次风机，启动各层制粉系统，模拟机组正常运行状态。2）MFT动作试验时，分项操作、停止有关转机或短接有关接点，做下列条件跳闸试验：（1）手动跳闸。（2）发电机内部故障。（3）两台送风机跳闸。（4）两台引风机跳闸。（5）无油层且有一台以上给煤机在运行，两台一次风机跳闸。（6）BMS直流电源故障。（7）第二次点火失败。（8）所有炉水泵失去。（9）风量30。（10）炉膛压力低值。（11）炉膛压力高值。（12）汽包水位低。（13）汽包水位高。（14）锅炉火焰故障跳闸。（15）所有燃料丧失。（16）失去探头冷却风。（17）锅炉负荷40，OFT动作。（18）锅炉负荷3 0，且汽机主汽门已关闭。（19）MFT继电器不对应。3)OFT动作试验时，分项操作或短接有关接点，做下列条件跳闸试验：1. 在BTG盘上手动OFT。 2. 在CRT上手动OFT。 3. 油枪跳闸阀未关且无火焰。 4. MFT动作。 5. 有油枪运行时，雾化压缩空气压力低值。 6. 有油枪运行时，燃油母管压力低值。 4）当MFT动作后，应联锁跳所有运行磨煤机、给煤机、一次风机、两台小机；燃油跳闸阀、油阀、磨进出口门、减温水总门应联关。MFT动作后跳闸原因的首次显示，应与跳闸的条件相同。5）当OFT动作后，燃油总跳闸阀及各投用层油层跳闸阀应联跳，OFT动作后跳闸原因的首次显示，应与跳闸的条件相同。2.3.7炉水泵联动及保护试验2.3.7.1联系电气人员将炉水泵电源开关置于试验位置。投入各炉水泵联锁开关。2.3.7.2联系热工人员短接有关接点，做炉水泵互为联动试验。 （1）启动A炉水泵，停泵后B泵应联动。（2）停B炉水泵，C应联动。（3）停C炉水泵后A泵应联动。2.3.7.3做负荷60，压差低联动试验：（1）启动A炉水泵，短接A泵压差低一值，联动B炉水泵。（2）启动B炉水泵，短接B泵压差低一值，联动C炉水泵。（3）启动C炉水泵，短接C泵压差低一值，联动A炉水泵。2.3.7.4做负荷60，压差低一值联动试验：（1）启动A、B炉水泵，短接其中一台泵压差低一值，联动C炉水泵。（2）启动B、C炉水泵，短接其中一台泵压差低一值，联动A炉水泵。（3）启动A、C炉水泵，短接其中一台泵压差低一值，联动B炉水泵。2.3.7.5做炉水泵辅助冷却循环泵联动试验：（1）联锁开关投入时，炉水泵停运冷却循环泵自动投入运行。（2）联锁开关投入时，炉水泵投入运行时，冷却循环泵延时60秒后自动停止运行。2.3.7.6马达腔室温度，炉水泵报警跳闸试验：（1）启动A、B、C三台炉水泵，分别短接各泵马达腔室温度高一值，其对应的“马达腔温度高”光字牌报警。（2）分别短接各泵马达腔温度高二值，其对应的炉水泵应跳闸。2.3.8联锁及保护试验完成后，将试验结果详细记录在值班记录本和非定期工作本内。并联系热工恢复试验时所投的模拟量和所短接的接点，联系电气人员将各转机的电源开关放置工作位置。2.3.9严禁无故不做转机联锁及热工保护试验。如需停用时，应先得到总工程师批准。2.3.10新装转机试运时间，按厂家要求进行，检修后的转机运行时间应不小于2小时。试运行时，应注意其转动方向、响声、轴承温度、振动等情况，并注意电动机电流，如有异常，应停止试运。告有关部门处理后重新试运，直至合格为止。 锅炉机组的启动3.1冷态启动前的准备3.1.1联系燃运部值班员向原煤仓上煤；3.1.2联系化学值班员准备充足的除盐水；3.1.3联系电气值班员给锅炉有关电气设备送电；3.1.4联系热工值班员将各仪表，后备手操装置，MAX1000控制装置系统，光字牌报警系统等投入运行状态；3