600MW机组主机集控运行规程规程修订内容(主机集控)解析

1、神华陕西国华锦界能源有限责任公司 600MV机组主机集控运行规程 （补充修订部分2011年12月） 批准： 审核： 编制： 神华陕西国华锦界能源有限责任公司 二o年十二月 主机集控运行规程修订内容: 修订 1第 3 页 1.1.4 汽轮机的报警与保护 参数名称 单位 报警值 跳闸值 备注 咼屮压缸差胀 转子伸长 mm 9.5 10.2 转子缩短 mm 4.0 4.8 增加：#4 机-3.0 报警，4.0 跳闸 低压缸差胀 转子伸长 mm 22.5 23.3 转子缩短 mm 1.4 2.2 低压缸排汽温度 C 80 121 报警值修改为：100 修订 2第 201 页 2.2 润滑油压联锁与保护

2、 正常 润滑油压 0.0960.124MPa 报警 润滑油压 0.082MPa 联动 BOP 运行 润滑油压 0.082MPa 联动 EOP 运行 润滑油压 0.072MPa 汽轮机脱扣 润滑油压 0.072MPa （修改为 0.066 MPa） 盘车脱扣 润滑油压 0.031MPa 修订 3第 207 页 821.5 修改为：调整油温 4045 C。 修订 4第 208 页 9.1.3.2 修改为：当润滑油压下降至 0.082MPa 时，应联动交流润滑油泵， 否则手动启动; 下降至 0.072MPa 时，联动直流润滑油泵， 否则手动启动，下降至 0.066MPa 时，汽轮机应自 动脱扣，否则

3、应手动脱扣。油压降至 0.048MPa破坏真空紧急停机，并立即启动顶轴油泵； 9.3.7 修改为：当润滑油压降到 0.082MPa，应立即启动 SOB 和 BOP 运行, 如润滑油压下降至 0.066MPa，应紧急停机 修订 5第 213 页 5.1 修改为：EH 油箱油位正常，在 550620mm 6.1.3.1 修改为：EH 油降至 11.03MPa 备用泵自启动，否则手动启动 EH 油备用泵； 第 221 页 4.3 修改为：注意调节给水流量，保持锅炉水位正常，降低电动给水泵转速。电动 给泵出口流量降至 200T/h时，注意再循环门自动开启； 修订 6 第 221 页 4.3 修改为：注

4、意调节给水流量，保持锅炉水位正常，降低电动给水泵转速。电动给泵 出口流量降至 240T/h 时，注意再循环门自动开启； 修订 7 第 224 页 223.1 修改为：环境温度大于 2 C时，四个防冻蝶阀开启，环境温度小于 2C时，四个 防冻蝶阀关闭； 修订 8 第 225 页 4.2 修改为：旁路进汽时控制机组背压低于 35Kpa，排汽装置热井水位 9001400 间， 低旁后温度小于 150C,高旁减温水压力大于主蒸汽压力 1Mpa 以上，高旁后温度低于 330 C, 低旁三级减温后温度小于 80C，避免旁路保护动作关闭旁路。 修订 9 第 225 页 4.3 修改为：机组冲转过程中，在机组

5、转速为 2100rpm 完成阀切换前，调整旁路开度， 适当降低再热蒸汽压力， 保持中压调门较大的开度， 阀切换完成后提高再热蒸汽压力， 适当 减少高压缸进汽量，保持较低的高排压力。 （参见带旁路高中压缸联合启动部分内容） 修订 10 第 227 页 7.2.1.5 修改为：严密监视机组背压变化， 控制机组背压不超过 43Kpa；机组背压在 48Kpa 以上运行时间不超过 15分钟，否则停机机组运行。机组背压大于 65Kpa 跳闸，否则手动打 闸 修订 11 第 228 页 7.3.1.6 修改为：严密监视机组背压变化，控制机组背压不超过 43Kpa； 机组背压在 48Kpa 以上运行时间不超过

6、 15 分钟，否则停机机组运行。机组背压大于 65Kpa 跳闸，否则 手动打闸。 修订 12 第 229 页 2.1 修改为：当机组在运行中有下列情况之一发生时，高压旁路自动快关： 修订 13 第 233 页 2.4.2 修改为： A 凝结水泵上、下轴承温度质量好且小于 70 度； 修改为： A 凝结水泵推力轴承温度质量好且小于 75 度； 修订 14 第 243 页 1 概述 修改为：本机组辅助蒸汽系统由高、 低压辅汽组成。高压辅助蒸汽系统有三路汽源，分 别是：邻机辅助蒸汽联箱、本机冷再、本机四抽，正常由四抽供给。辅助蒸汽系统向轴封系 统提供辅助汽源，向除氧器提供加热汽源，向燃油系统、磨灭火

7、系统、暖风器、空预器吹灰 器、集中空调系统提供汽源。 正常运行中低压辅汽联箱由本机五抽供汽， 五抽参数不满足条 件或不具备投运条件时可由本机高压辅汽联箱或邻机低压辅汽联箱供汽。 修订 15 第 245 页 3.1.5 修改为：辅汽联箱疏水至辅汽疏扩球阀前后手动阀、旁路阀开启； 修订 16 第 245 页 3.1.6 修改为：系统初次投运，辅汽联箱疏水阀后疏水至无压放水母管，至辅汽疏扩 疏水球阀前后手动阀、旁路阀关闭； 修订 17 第 245 页 3.2 高压辅汽联箱的投运 修改为： 本机冷再、 四抽无压力或参数不满足要求不具备供汽条件时， 高压辅汽联箱可 由邻机高压辅汽联箱供汽，投入操作如下：

8、 321 稍开邻机至高压辅汽联箱供汽电动门， 疏水暖管。辅汽联箱温升率控制在v 3C / 分钟， 暖管结束关闭辅汽联箱疏水， 关闭至辅汽疏扩疏水球阀旁路阀。 开启至辅汽疏扩疏水 球阀旁路阀前后手动阀； 3.2.2 开大邻机至高压辅汽联箱供汽电动门直至全开； 3.2.3 本机四抽不具备供汽条件由本机冷再供汽，正常运行由本机四抽供汽； 3.2.4 本机冷再、四抽向高压辅汽联箱供汽投运操作与邻机供汽相同。 修订 18 第 246 页 3.4.1 修改为：条件具备时高压辅汽联箱汽源优先顺序：四段抽汽 T邻机高压辅汽联箱 T冷再； 修订 19 第 246 页 增加以下内容 6 煤矿供汽管道 锦界电厂向煤

9、矿供汽共有两路系统，投运步骤及注意事项： 6.1 投运顺序原则上先投运高辅至煤矿供汽系统 1 ，后投运高辅至煤矿供汽系统 2； 6.2 稍开高辅至煤矿供汽系统 1 电动门进行暖管疏水，管道温升率控制在v 25C /分钟； 6.3 暖管结束后，开大高辅至煤矿供汽系统 1 电动门直至全开，用高辅至煤矿供汽系 统 1 调整门控制供汽压力v 0.4MPa ; 6.4 要求煤矿打开高辅至煤矿供汽系统 2 手动门前疏水门（在煤矿侧）； 6.5 打开高辅至煤矿供汽系统 2 疏水门及沿途疏水器手动门、疏水器旁路手动门； 6.6 微开高辅至煤矿供汽系统 2 电动门及调整门进行暖管； 6.7 暖管结束后，关闭高辅

10、至煤矿供汽系统 2 调整门及电动门，要求煤矿高辅至煤矿 供汽系统 2 手动门前疏水门（煤矿侧），打开高辅至煤矿供汽系统 2 手动门（煤矿侧），切 换至正常供汽方式； 6.8 与煤矿确认后，打开高辅至煤矿供汽系统 2 电动门，用高辅至煤矿供汽系统 2 调 整门逐步提高供汽压力， 注意监视高辅至煤矿供汽系统 1 供汽压力， 并不要超过高辅至煤矿 供汽系统 1 的供汽压力； 6.9 供汽正常后关闭高辅至煤矿供汽系统 2 沿途管路疏水器旁路手动门； 6.10 正常运行中维持两路供汽压力平衡； 6.11 高辅至煤矿供汽系统 2 安全门动作值： 0.764MPa； 6.12 高辅至煤矿供汽系统 2 停运时

11、，关闭高辅至煤矿供汽系统 2 调整门及电动门，注 意监视调整高辅至煤矿供汽系统 1 供汽压力， 停运后要求煤矿高辅至煤矿供汽系统 2 供汽手 动门（煤矿侧），打开高辅至煤矿供汽系统 2 手动门前疏水门（煤矿侧）；打开高辅至煤矿 供汽系统 2 沿途疏水手动门放掉积水，并保持常开状态。 修订 20 采暖加热站及厂前区换热站的运行进行许下修改 第 273 页 大标题修改为：十七 采暖加热站及厂前区换热站的运行 第 273 页 1 系统投入 修改为： 1 采暖加热站系统投入 第 274 页 2 运行调整及规定 修改为： 2 采暖加热站运行调整及规定 第 275 页 3 系统停运 修改为： 3 采暖加热

12、站系统停运 第 275 页 增加以下内容 4 厂前区换热站生活热水系统投入 4.1 投入条件和系统检查 4.1.1 厂前区换热站无检修工作，设备、系统完好，工作票全部收回。 4.1.2 就地压力表、温度表完好，热工信号传递试验完成，显示准确。 4.1.3 厂前区热水循环泵、 疏水箱疏水泵、 地坑泵静态传动试验合格， 静态连锁试验结束， 动作正常。 4.1.4 检查生活用水水箱放水门关闭、换热器疏水箱放水门关闭，生活水换热器所有放水 门、排空门关闭。 4.1.5 厂前区热水循环泵、疏水箱疏水泵进、 出口门打开，生活水换热器进、出口门打开， 生活水供、回水门打开。 4.1.6 生活水换热器疏水器旁

13、路门关闭，疏水器前、后手动门开启。 4.1.7 总务部生活热水区域负责人检查确认所管辖生活热水系统放水门、排空门全部关闭， 系统具备注水条件。 4.1.8 化学生活水泵运行。 4.1.9 #4 机低辅联箱或#1 机低辅联箱投入运行，压力 0.2MPa 以上。 4.2 系统注水，建立水循环 4.2.1 联系化学启动生活水泵，开启热水箱补水门旁路门向水箱补水。 4.2.2 化学人员化验水箱水质合格。 4.2.3 补水箱水位达 1 米以上时调整厂前区热水循环泵出口手动门开 3 圈左右，启动厂前 区热水循环泵向系统注水。 4.2.4 注水时，根据热水循环泵电机电流调整出口门开度，电流 78A。控制注水

14、速度， 注意补水箱水位。 4.2.5 联系总务部热水区域负责人检查责任区域系统是否存在系统泄露并进行排空。 4.2.6 系统注水完成，关闭补水旁路手动门，确认电磁补水阀前、后手动门开启，电磁补 水阀工作正常。 4.2.7 厂前区热水循环泵出口压力 0.2 0.3MPa。 4.2.8 确认系统排空结束、系统正常，检查热水循环泵运行正常，电机电流正常，泵进、 出口差压 0.4MPa 左右，泵出口压力不大于 0.7MPa。 4.2.9 将备用循环水泵投入连锁。 4.3 投入生活热水换热器系统 4.3.1 联系热工人员，关闭汽水换热器温度调整门，切除自动。 4.3.2 开启#4 机低辅至厂前区换热站供

15、汽管道疏水门暖管。 （#1 机低辅供汽时，参照采暖 系统分汽缸投运内容） 。 4.3.3 暖管结束后，手动开启生活用水换热器温度调整门，投入加热蒸汽，控制出口水温 变化率V 2.5 C /分钟。 4.3.4 逐渐开大调整门，换热器出口水温升至 5565C左右，联系热工人员设置加热器出 口温度自动调整值为 60C，调整门投入自动方式。 4.3.5 继续观察系统运行，换热器疏水箱水位逐渐升高，疏水泵自动启动，疏水箱水位降 低后，疏水泵自动停止运行。 4.3.6 全面检查系统运行正常。 5 厂前区换热站运行调整及规定 5.1 热水箱水位在 400600mm 5.2 换热器疏水箱水位在 200400m

16、m 5.3 厂前区热水循环泵入口压力 0.2 0 .3MPa。 5.4 厂前区热水循环泵出口压力 0.5 0 .7MPa。 5.5 热水温度 5565 C。 5.6 循环水泵事故停运，退出加热蒸汽。 6 系统停运 6.1 逐渐关小换热器进口温度调节门， 逐渐降低出口水温， 控制温度变化率V 2.5 C/分钟。 6.2 温度调节门关闭后，关闭温度调节门前、后手动门。关闭低辅至换热器手动门、低辅 联箱供汽手动门。 6.3 开启低辅至分汽缸疏水门、分汽缸底部疏水门放水。 6.4 换热器进、出口温度相等后，停止厂前区热水循环泵运行。 修订 21 第 456 页 1 概述 修改为： 两台并联离心式冷却水

17、泵一台工作一台备用， 当一台故障后能自动切换到另一 台运行。定子冷却水系统采用闭式循环系统，配备两台 100%容量的定冷水冷却器，一台离 子交换器，一套 NLS-01 型发电机内冷水优化处理装置。定子绕组冷却水的进水温度范围为 4353 C,出水温度不大于 85C，发电机氢压与冷却水压的压差不小于 0.035MPa。 修订 22 第 461 页 增加： 6 发电机定子冷却水系统加碱装置 1342.3 投入条件和系统检查 13.4.4 发电机定子冷却水加碱装置无检修工作， 设备、系统完好， 工作票全部回收 ； 13.4.5 检查发电机定子冷却水系统运行正常，定子冷却水主路电导率 1.0 卩 s/

18、cm 左右， pH=7.5 9.0 ； 13.4.6 检查定子冷却水加碱装置加药罐液位正常； 13.4.7 检查混合离子交换器出口排水门关闭； 13.4.8 打开加碱装置混合离子交换器进水手动门、 出水门和排空门向混合离子交换 器注水。注水完毕后，打开取样回水门，并调整交换器进、出水门，使出口 压力表维持在 0.1 0.2MPa ，流量 1.5 4.5t/h 。 1342.4 投运定子冷却水系统加碱装置 13.5.1.1 开启仪表取样门，调整合适流量 , 仪表投入在线运行； 13.5.1.2 合上控制柜总电源，合上仪表、加药泵、 24V 及 PLC 电源； 13.5.1.3 进入 F3 界面，

19、将加药泵控制方式“手动输入”项设置为 0； 13.5.1.4 调整在线仪表取样流量为 10L-15L/h ，投入在线仪表，待在线仪表稳定后打 开加药门； 13.5.1.5 在控制面板中将 F5 设置为手动加药，进入 F3 中把“手动输入”项设置为 15%（此值自由设置），开始手动加药； 13.5.1.6 当碱液加进去，出口电导开始变化，调整“手动输入”项，即泵出力，使出 口电导值与设定值基本吻合后（即以出口电导率控制标准为准），并等待一 段时间，观察出口电导值比较稳定进一步改变设定值； 13.5.1.7 进入 F5，切换为自动，再进入 F3, “手动输入”项设置为 0 ； 13.5.1.8 进

20、入 F2 运行界面，直到运行稳定。 1342.5 定子冷却水系统加碱装置日常维护与运行 13.5.2.1 罐体底部排树脂阀，除冲洗罐体开启外，其他时间不开启； 13.5.2.2 投运前应对各管路冲洗干净，并确保冲洗洗水不进入主系统； 13.5.2.3 树脂冲洗时，交换器满水之前确保流量小于 1 t/h ； 13.5.2.4 运行中离子交换器流量保持在 2.4-2.6 吨左右，压力 0.2 Mpa 以下，仪表取 样流量维持 10L/h -15L/h ； 13.5.2.5 运行中入口电导率为 1.0 s/cm 左右，pH 值：8-9 ； 13.5.2.6 如果加药泵启动，但打不出药，可能是空气阻塞

21、，打开泵体后的排气门，排 气后再试； 13.5.2.7 检查加药溶药桶液位正常， 化验班定期配制 1%的氢氧化钠溶液到溶药桶 （每 周配 10-20L 药液到溶药桶）； 13.5.2.8 树脂捕捉器定期观察窥镜，若有大量树脂阻塞，拆下清洗； 13.5.2.9 检查加碱装置的运行、控制、仪表数据及水样流量等情况； 13.5.2.10 控制面板电导率设定值： 1.3us/cm ； 13.5.2.11 入口电导大于 1.3 i s /cm 联锁停止加药泵； 13.5.2.12 入口电导低于 1.0 i s /cm 联锁启动加药泵。 1342.6 定子冷却水系统加碱装置停运 13.5.2.4 停止加碱

22、装置加药泵运行； 13.5.2.5 关闭加药泵加药门； 13.5.2.6 关闭仪表取样门； 13.5.2.7 关闭混合离子交换器进、出水门； 13.5.2.8 断开控制柜总电源，断开仪表、加药泵、 24V 及 PLC 电源。 修订 23第 506 页 增加以下内容 13 厂前区换热站设备规范 13.1 热水循环泵 项目 单位 热水循环泵 凝结水回收水泵 泵流量 (m3/h) 50.4 11 泵扬程 mH2O 60 44 泵转速 rpm 1450 2900 泵效率 0.605 配套电机功率 KW 11.76 电机额定电流 A 43.2 频率 HZ 50 50 电压 V 380 380 电机转速

23、rpm 1450 2900 电机功率因数 0.86 0.86 绝缘等级 F F 型号 80DLX 3 DFRG40-200 （I） A/Z 制造厂 保定市太行制泵有限公司 上海东方泵业集团有限公司 13.2 立式半即热式热交换器 项目 单位 参数 蒸汽侧压力 MPa （表压） 0.4 蒸汽温度 C 180 水侧压力 MPa 0.7 进水温度 C 10 出水温度 C 60 供水量 t/h 80100 壳程侧压力 MPa （表压） 1.6 管程侧压力 MPa （表压） 1.6 壳体材质 不锈钢 换热管材质 紫铜，壁厚 1.2mm 换热量 MW 1.5 换热面积 m2 （单台） 24.7 制造厂 保

24、定市太行制泵有限公司 型号 TRG800-24.7-1.0/1.0 13.3 安全阀 项目 单位 参数 整定压力 MPa 1.2 理论排放量 kg/h 6850 额定排放压力 MPa 1.3 额定排放量 kg/h 13.3 热水箱 项目 单位 参数 尺寸 m 4*3.50*2.2（高） 有效容积 m3 30.0 材料 食品级不锈钢 材质 kg/h SUS303.8 制造厂 保定市太行制泵有限公司 修订 24 P139 原文： 附件一：水压试验阀门卡 序 号 阀门名称 阀 位 签 字 1. 省煤器入口给水电动门 关 2. 省煤器入口 25%旁路调节阀及前后电动截止门 上水后关 3. 过热器 A、

25、B 侧一级减温水电动截止门 关 4. 过热器 A、B 侧二级减温水电动截止门 先关升压时开 B 侧 5. 过热器减温水电动总门 先关升压时打开 6. 过热器 A、B 侧一、二级减温水管道疏水阀 关 7. 过热器减温水电动总门前放水门 关 8. 过热器 A、B 侧一、二级减温器排污阀 关 9. :顶棚管入口联箱疏水手动门及电动阀 关 10. 省煤器入口联箱疏水手动门及电动阀 关 11. 5%环形集箱疏水阀（8 个） 关 12. 锅炉主给水管道放水阀（4 个） 关 13. 锅炉本体吹灰、预热器吹灰手动门及电动门 关 14. 一次汽系统所有空气门（总共 26 个空气门）（省煤器入口 管道一二次 4

26、个空气门关闭） 开、冒水后关 15. 一次汽系统所有充氮门（10 个） 关 16. 下水包前墙放水一、二次门 关 22. 给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样一、二次门 关 23. 下水包加药阀 关 24. 各安全门及 PCV 阀 投入 25. 汽包水位计各阀 开、待做超水压试 验时关 26. 主给水管道及过热器、二级减温水流量计 开 28. 校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀 开 29. 校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀 开 30 屏式再热器左、右侧入口管道排空手动门及电动门（ 4 个） 开、冒水后关 31 :末级再热器入口管道排空手动门及电动门（ 2 个） 开、冒水后关 32 再热器左、

27、右侧减温水事故喷水管路疏水一、二次门（ 8 个） 关 33 再热器左、右侧减温水电动门及调整门（ 6 个） 先关升压时打开 34 末级再热器左、右侧出口管道排空手动门及电动门（ 4 个） 开、冒水后关 35 末级再热器左、右侧出口蒸汽取样一、二次门（ 4 个） 关 36 :二次汽系统所有充氮门（5 个） 关 37 :再热器临时上水系统放水门关闭 关 更改为如下： 附件一：水压试验阀门卡 序号 阀门名称 阀 位 签字 1. 省煤器入口给水电动门 :关 2. 省煤器入口 25 瞬路调节阀及前后电动截止门 开（调整水量和升 压） 3. 过热器A B 侧一级减温水电动截止门 关 4. 过热器A B 侧

28、二级减温水电动截止门 关 5. 过热器减温水电动总门 :关 6. 过热器A B 侧一、二级减温水管道疏水阀 关 7. 过热器减温水电动总门前放水门 :关 8. 过热器 A B 侧一、二级减温器排污阀 关 13.4.2.2 2.2 捞渣机水位正常范围： 1950 mm 2050 mm； 9. 顶棚管入口联箱疏水手动门及电动阀 关 10. 省煤器入口联箱疏水手动门及电动阀 关 11. 5 %环形集箱疏水阀（8 个） 关 12. 锅炉主给水管道放水阀（4 个） 关 13. 锅炉本体吹灰、预热器吹灰手动门及电动门 :关 14. 一次汽系统所有空气门（总共 26 个空气门）（省煤器入口管 道一二次 4

29、个空气门关闭） 开、冒水后关 15. 一次汽系统所有充氮门（10 个） :关 16. 下水包前墙放水一、二次门 关 22. 给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样一、二次门 关 23. 下水包加药阀 :关 24. 各安全门及 PCV 阀 投入 25. 汽包水位计各阀 开 26. 主给水管道及过热器、二级减温水流量计 :开 28. 校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀 开 29. 校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀 开 30 屏式再热器左、右侧入口管道排空手动门及电动门（ 4 个） 开、冒水后关 31 末级再热器入口管道排空手动门及电动门（ 2 个） 开、冒水后关 32 再热器右侧减温水事故喷水管路

30、疏水一、二次门（ 4 个） 关 33 再热器左侧减温水电动门及调整门 （2 个）、再热器右侧减温 水电动门（1 个） 关、停电 再热器左侧减温水事故喷水管路疏水一、二次门（ 4 个） 关 34 末级再热器左、右侧出口管道排空手动门及电动门（ 4 个） 开、冒水后关 35 末级再热器左、右侧出口蒸汽取样一、二次门（ 4 个） 关 36 二次汽系统所有充氮门（5 个） 关 37 再热器临时上水系统放水门关闭（25 米） :关 38 再热器临时上水系统上水门（17 米、50 米处） 打开 修订 25 P339 增加： 13.4十二 锅炉渣水系统运行参数及逻辑说明 13.4.1 概述 我公司锅炉渣井水

31、封槽由除渣循环水泵供水， 实际运行中渣循环水泵所供水质含灰量较 大即造成炉底水封槽积渣；水封槽溢流堰易被水封板上板结积灰堵塞， 导致水封槽内溢流水 不能够流出；水封槽内部密封水由水封槽外部溢出， 污染零米及其它设备。 另外渣水循环母 管堵塞严重，循环水量下降。 #1-#4 机组改造后停运原设计使用的渣水循环系统，水封槽和 捞渣机采用保持水位的运行方式， 通过液位开关与自动补水阀的联锁， 使渣水循环系统中的 补水与渣蒸发及冷却带走的水达到零排放， 简化了系统，降低了能耗，目前运行稳定、可靠。 13.4.5.13 5.2.8 捞渣机槽体补水阀开关状态， DCS 己录并报警; 13.4.2 锅炉炉底

32、渣水系统水位参数要求： 13.5.3.1 2.1 锅炉水封槽水位正常范围： 570 mm 590 mm；13.4.5.13 5.2.8 捞渣机槽体补水阀开关状态， DCS 己录并报警; 13.5.4.1 2.3 捞渣机水温正常范围： 20 C 65 C; 13.4.3 锅炉炉底渣水系统阀门运行方式： 13.4.3.1 3.1 锅炉水封槽密封水电动补水阀： 关闭状态，联锁投入; 13.4.3.2 3.2 捞渣机槽体电动补水阀：关闭状态，联锁投入; 13.4.3.3 3.3 捞渣机槽体事故补水阀：关闭状态，联锁投入; 13.4.3.4 3.4 以上电动门前手动门：打开状态; 13.4.3.5 3.

33、5 锅炉水封槽密封水电动补水阀旁路门：开启 1/3; 13.4.3.6 3.6 捞渣机槽体电动补水阀旁路门：关闭; 13.4.3.7 注：以上电动阀门 DCS 操作时，退出联锁后进行操作；操作完毕后投入联锁; 1361.1 巡检项目及要求： 捞渣机水位、水温;锅炉水封槽水位、水温;水位计;补水阀门以及管道; 每两小时巡检 1 次; 1361.2 锅炉渣水系统逻辑说明 5.1 冷灰斗底部密封水： 13.4.5.1 5.1.1 锅炉水封槽水位低报警（ 570mm DCS）; 13.4.5.2 5.1.2 锅炉水封槽水位低 （ 560mm DCS），自动打开锅炉水封槽密封水电动补水 阀; 13.4.

34、5.3 5.1.3 锅炉水封槽水位高（ 600mm DCS，自动关闭锅炉水封槽密封水电动补水 阀; 13.4.5.4 5.1.4 锅炉水封槽补水阀开关状态， DCS 己录并报警； 13.4.5.5 以上高度报警值锅炉水封槽底部为零点; 5.2 捞渣机： 13.4.5.6 5.2.1 捞渣机槽体水位高报警（ 2050mm DCS）; 13.4.5.7 5.2.2 捞渣机槽体水位低报警（ 1950mm DCS); 13.4.5.8 5.2.3 捞渣机槽体水温高报警（ (75 C DCS); 13.4.5.9 5.2.4 捞渣机槽体水位低低（ 1930mm DCS,打开捞渣机槽体电动补水阀； 13.

35、4.5.10 5.2.5 捞渣机槽体水位正常（ 2000mm DCS,关闭捞渣机槽体电动补水阀； 13.4.5.11 5.2.6 捞渣机槽体水温高高（ 82C DCS）,打开捞渣机槽体电动事故补水阀； 13.4.5.13 5.2.8 捞渣机槽体补水阀开关状态， DCS 己录并报警; 13.4.5.12 5.2.7 捞渣机槽体水温正常（ 74C）,关闭捞渣机槽体电动事故补水阀（ DC 13.4.5.14 以上高度报警值为捞渣机槽体底部为零点； 修订 26 P339 增加 13.5 十三 锅炉新加装暖气（暖风机）系统 13.5.11 新暖气设备及系统： 13.6.1.2 1.1 每台锅炉 14 个

36、暖风机、 3 个气热风幕。电源取自“暖风机、热风幕动力箱； 13.6.1.3 1.2 各暖风机、热风幕编号从固定端向扩建端依次为 1 至 14 号及 1 至 3 号； 13.5.22 运行及维护 13.6.1.7 2.1 正常运行中， 低压辅汽压力保持 0.4MPa 以上运行， 保持锅炉新暖气压力在 0.35-0.4MPa （暂定） ，最低 0.25MPa； 13.6.1.8 2.2 除氧器 25 米处低辅至暖风机系统手动门、调整门需要关闭或关小时应与检 修联系，共同检查确认，防止暖汽循环不畅冻裂设备； 13.523 2.3 凝结水回水器的温度保持在 75- 95C; 2.1 2.4 暖气凝结

37、水泵投入自动； 2.2 2.5 暖气凝结水回水器的水位计保持在 2/3 以下，在 2/3 以上时水泵不自动工作 应手动起泵排水或联系检修查明原因处理; 2.3 2.6 每一小时巡检一次， 检查暖气凝结水回水器水位在 2/3 以下，暖气回水管温 度正常（温度大于 40C）;暖气凝结水泵运行或备用正常，无异常；暖气系统无泄漏； 回水器至机侧（热网或热井处）回水正常。 2.4 2.7 发现异常，及时联系检修检查。 13.5.33 暖风机投入操作步骤： 3.1 联系检修 3.2 将暖风机全部送电 3.3 暖风机全部投入运行 3.4 检查暖风机汽水系统正常（暖风机汽水侧各出入口门打开，走疏水器； 暖风

38、机旁路门稍开） ，确认汽机侧暖风机疏水至热井一二次门关闭。 3.5 关闭锅炉暖风机汽源调整门，打开锅炉暖风机汽源总门（一、二次门） ；稍 开暖风机调整门进行暖管； 3.6 暖管正常后调整暖风机压力至 0.25MPa; 3.7 检查暖风机汽水系统管线， 疏水不畅时， 打开中间段疏水门进行疏水； 正常 后关闭；13.6.1.6 1.6 当增压风机入口压力值超过 +500Pa 或-800Pa 时,旁路挡扳未联开时，立即手 3.8 检查疏水箱系统正常 （暖风机疏水泵出入口门打开；疏水箱排气门打开、 箱水位计投入；二单元至 #3 汽机侧热井水坑放水门打开，一单元至采暖系统加热间补水 箱一、二次门打开）

39、。 3.10 暖风机水泵送电； 3.11 水箱水位正常，投入疏水泵运行（两泵切换运行） ，运行正常后，投入暖风 机疏水泵自动； 3.12 全面检查系统，关小各暖风机疏水器旁路门（或关闭） ； 3.13 调整暖风机压力至 0.25-0.40MPa; 13.5.44 暖风机停运操作步骤 6.7 4.1 关闭锅炉暖风机汽源调整门，关闭锅炉暖风机汽源总门（一、二次门） ； 6.8 4.2 停运全部暖风机（注意电加热暖风机禁止停运） 6.9 4.3 打开管道放水门放水； 6.10 4.4 将暖风机疏水泵自动解除； 6.11 4.5 停止暖风机疏水泵； 6.12 4.6 将水箱水放尽； 6.13 4.7

40、联系检修检查维护。 修订 27 P339 增加 13.6 十四 锅炉、脱硫匹配调整的运行要求 13.6.11 技术要求 1.1 增压风机入口压力设定值规定在 0.05KPa0.2KPa。没有脱硫专业主管 命令禁止超限设定。当增压风机入口压力高于 +300Pa 或低于-600Pa 无法恢复时，联系集 控主值，停止机组升降负荷； 1.2 由于炉侧引起的炉膛压力波动， 增压风机动叶不做手动干预， 但要及时做好 联系沟通工作； 1.3 由于脱硫系统引起的炉膛压力波动或增压风机入口压力波动， 脱硫值班员应 立即将增压风机动叶切至手动，立即联系集控主值，同步作相应的脱硫系统调整工作； 1.4 当增压风机自动失灵或调整发散时， 脱硫值班员应迅速打开旁路挡板并解列 增压风机自动，联系集控主值，将动叶手动调整至对应机组负荷（或对应锅炉风量）开 度； 1.5 当增压风机入口压力波动幅度大，无法恢复时，立即打开旁路挡板；必要时 按照规程要求紧急停运脱硫系统； 动开启旁路挡板； 1.7 炉膛压力大幅度波动时，主值应及时联系脱硫，必要时迅速打开 旁路挡板