循环流化床锅炉运行规程(doc 131页)

循环流化床锅炉运行规程 目录 工贸企业有限空间作业目录特种设备作业人员作业种类与目录特种设备作业人员目录1类医疗器械目录高值医用耗材参考目录 TOC\o"1-2"\h\z1锅炉设备系统简介11.1锅炉整体布置11.2循环回路11.3燃烧系统流程21.4过热蒸汽流程21.5再热蒸汽流程32设备 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 42.1锅炉设备概况42.2锅炉主要参数93锅炉主控各系统143.1给煤系统143.2石灰石系统153.3床料的补充173.4燃油系统174试验与养护194.1检修后的检查验收194.2设备试验总则194.3主机联锁保护试验规定204.4水压试验214.5过热器反冲洗254.6安全门试验254.7锅炉主联锁保护264.8锅炉烘炉养护285锅炉机组的启动295.1总则295.2启动前检查工作和应具备的条件295.3锅炉上水325.4锅炉底部加热335.5冷态启动345.6锅炉的温态启动和热态启动396锅炉运行中的控制与调整426.1运行调整的主要任务426.2定期维护工作及规定426.3运行中主要参数的控制范围436.4锅炉的运行调节437停炉及停炉后的保养517.1停炉的有关规定517.2停炉前的准备工作517.3正常停炉517.4锅炉的快速冷却527.5锅炉放水527.6停炉至热备用537.7停炉的注意事项537.8停炉后的保养538锅炉事故处理558.1事故处理原则558.2紧急停炉条件558.3请示停炉条件568.4紧急停炉的操作步骤568.5床温高578.6床温低588.7床压过高或过低598.8单条给煤线中断608.9两条给煤线中断618.10水冷壁泄漏及爆管628.11过热器泄漏及爆管638.12省煤器泄漏及爆管648.13再热器泄漏及爆管658.14床面结焦658.15低温结焦678.16厂用电中断688.17缺水事故698.18满水事故698.19管道水击708.20负荷骤减718.21烟道再燃烧728.22引风机跳闸738.23一次风机跳闸748.24二次风机跳闸758.25高压风机跳闸768.26高压风机断皮带778.27油管爆破779锅炉辅助系统运行规程799.1辅助机械试运行799.2引风机、一次风机、二次风机819.3高压风机及输石风机859.4排渣系统879.5压缩空气系统899.6气力输灰系统9310电除尘器运行规程10110.1电除尘器设备简介10110.2电除尘器的启动10210.3电除尘器的运行维护及调整10510.4电场停运及注意事项10610.5电除尘器故障处理10811附录11511.1附表一炉墙厚度、耐磨层厚度及材料11511.2附表二新乡火电厂测点说明11711.3附表三　启动曲线1231锅炉设备系统简介制造厂家：哈尔滨锅炉厂有限责任公司锅炉型号：HG－440/13.7－L.PM4本锅炉系超高压参数循环流化床，自然循环汽包炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、半露天岛式布置、全钢炉架、固态排渣。1.1锅炉整体布置440t/hCFB锅炉采用超高压中间再热机组 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 ，与135MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机定压（滑压）启动和运行。锅炉采用循环流化床燃烧技术，循环物料的分离采用高温绝热旋风分离器。锅炉主要由炉膛、高温绝热分离器、自平衡“U”形回料阀和尾部对流烟道组成。燃烧室蒸发受热面采用膜式水冷壁，水循环采用单汽包、自然循环、单段蒸发系统。布风装置采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽。燃烧室内布置双面水冷壁来增加蒸发受热面。燃烧室内布置屏式二级过热器和屏式热段再热器，以提高整个过热器系统和再热器系统的辐射传热特性，使锅炉过热汽温和再热器温具有良好的调节特性。锅炉采用2个内径为7.36米的高温绝热分离器，布置在燃烧室与尾部对流烟道之间。高温绝热分离器回料腿下布置一个非机械型回料阀，回料为自平衡式，流化密封风用高压风机单独供给。分离器及回料阀外壳由钢板制造，内衬绝热材料及耐磨耐火材料。以上三部分构成了循环流化床锅炉的核心部分──物料热循环回路，经过分离器净化的烟气进入尾部烟道。尾部对流烟道中布置三级、一级过热器、冷段再热器、省煤器、空气预热器。过热蒸汽温度由在过热器之间布置的两级喷水减温器调节，减温喷水来自于给水泵出口，高加前。冷段再热器的入口布置有事故喷水，热段再热器中间布置有一级喷水减温器，减温水来自于给水泵中间抽头。尾部烟道采用的包墙过热器为膜式壁结构，省煤器、空气预热器烟道采用护板结构。1.2循环回路本锅炉采用循环流化床燃烧方式，在设计燃料、额定负荷下燃烧室内燃烧温度为883℃。为保证水循环安全可靠，水冷壁采用多个水循环回路，为减少锅炉启动时间，在水冷壁下集箱内装设有邻炉蒸汽加热装置。两侧水冷壁各有三个下集箱和一个共用的上集箱，水经集中下水管和分配管进入下集箱，然后至侧水冷壁至上集箱，再由汽水引出管将汽水混合物引至汽包。前、后水冷壁各有六个下集箱，共用两个上集箱，水经集中下水管和分配管分别进入前水下集箱和后水下集箱，前水冷壁有一部分水经前水冷壁进入上集箱，一部分通过水冷风室经前水冷壁进入上集箱，另一部分水经水冷风室的管子进入后水下集箱，与后水下集箱的水汇合，然后经后水冷壁、顶棚管引至前、后水上集箱，再由汽水引出管引至汽包。双面水冷壁有独立的循环回路，有单独的下水管和引出管。1.3燃烧系统流程原煤从原煤斗下落至第一级耐压计量皮带给煤机，经第二级耐压刮板式给煤机，送入锅炉回料阀给煤口进入炉膛。一次风机供风分为两路，第一路经空气预热器加热后成为热风进入炉膛底部的布风板上，第二路未经预热的冷风直接进入风道燃烧器。二次风机供风分为四路，第一路未经预热的冷风作为给煤机的密封用风，第二路经空气预热器加热后的热风直接经炉膛上部的二次风箱送入炉膛，第三路热风作为密封风引至给煤口，第四路热风作为密封风引至石灰石口。回料阀和冷渣器配备高压头的罗茨风机提供流化风。石灰石从石灰石粉仓下落至旋转给料阀后，由石灰石输送风机送入炉内。烟气由炉膛出口经过旋风分离器分离出大颗粒送回炉膛燃烧，分离后的烟气再经过过热器、再热器、省煤器、空气预热器、电除尘器，经引风机从烟囱排除。1.4过热蒸汽流程饱和蒸汽自汽包顶部由8根连接管分别引入两侧包墙上集箱，每侧4根，然后经116根（每侧58根）侧包墙管下行至侧包墙下集箱，再分别引入前、后包墙下集箱，蒸汽由前后包墙下集箱沿218根（前后各109根）包墙管引入前后包墙出口集箱，其中前墙蒸汽经前包墙出口集箱通过13根立管，将蒸汽送入尾部烟道的顶棚出口集箱，蒸汽由此集箱两端引出经两根连接管向下流入位于后包墙下部的一级过热器入口集箱。蒸汽流经一级过热器逆流而上，进入一级过热器出口集箱，再自集箱两端引出，经2根连接管引向炉前，途经一级喷水减温器，经减温器后的蒸汽由分配集箱进入4根二级过热器管屏入口集箱，流入4片屏式二级过热器向上进入此4片屏的中间集箱，然后，每根集箱上引出两根连接管分别交叉引入其余4个中间集箱，过热蒸汽下行至二级过热器出口集箱，进入二级过热器汇集集箱，蒸汽从集箱两侧引出，经连接管向后流经串联其上的二级喷水减温器，进入尾部烟道后部的三级过热器入口集箱，沿三级过热器受热面逆流而上，流至三级过热器出口集箱，达到540℃的过热蒸汽最后经两端引出，进入汽轮机高压缸。1.5再热蒸汽流程来自汽轮机高压缸的蒸汽由两端进入再热器入口集箱，引入位于尾部对流烟道的冷段再热器蛇形管，蒸汽逆流而上进入冷段再热器出口集箱，再自集箱两端引出，经2根连接管引向炉前，途经喷水减温器，经减温器后的蒸汽由分配集箱进入6根热段再热器管屏入口集箱，流入6片屏式再热器向上进入热段再热器出口集箱，达到540℃的再热蒸汽最后由两端引出，进入汽轮机中压缸。2设备规范2.1锅炉设备概况2.1.1锅炉容量和参数：过热蒸汽最大连续蒸发量（B－MCR）：440t/h出口汽压：13.7Mpa.出口温度：540℃再热蒸汽蒸汽流量：360t/h进口压力：2.65MPa.出口压力：2.45MPa.进口温度：315.8℃出口温度：540℃给水温度249.3℃排烟温度130℃锅炉效率（以低位发热量计）：91.9%2.1.2汽包内径：Ф1600mm壁厚：100mm材质：BHW35长度：13700mm中心线标高：50050mm汽包水位零位线：在汽包中心线以下150mm处汽包正常水位：±50mm.2.1.3锅炉水容积一次汽侧名称单位锅筒水冷壁下水管连接管过热器连接管省煤器吊挂管总计水压时m328.178.366.5229.72202.64正常运行时m310.778.3029.72118.72二次汽侧名称单位冷段再热器热段再热器连接管总计水压时m370.4311.6129.63111.67正常运行时m300002.1.4水冷壁（膜式）：名称项目前水冷壁后水冷壁侧水冷壁双面水冷壁回路表个66331水冷壁直径(mm)Φ51×6（下部水冷壁）Φ60×6.5/Φ60×8（中部水冷壁）Φ60×6.5（上部水冷壁）Φ60×6.5数量(根)146146747491集中下水管直径(mm)Φ426×40Φ325×35数量(根)42分散下降管直径(mm)Φ133×13Φ133×13数量(根)328814汽水引出管直径(mm)Φ133×13Φ133×13数量(根)328812水冷壁节距单位(mm)9072.7材质20G2.1.5集箱及其连接管道序号名　　　称规　　格材　　料1双面水冷壁入口集箱Φ273×4015CrMoG2双面水冷壁出口集箱Φ273×4020G3前水冷壁下集箱Φ273×4015CrMoG4后水冷壁下集箱Φ273×4015CrMoG5侧水冷壁下集箱（左、右）Φ273×4220G6前水冷壁上集箱Φ273×3515CrMoG7侧水冷壁上集箱（左、右）Φ273×4020G8侧包墙上集箱（左、右）Φ273×4020G9侧包墙下集箱（左、右）Φ273×4020G10前、后包墙下集箱Φ273×4020G11顶棚包墙管出口集箱Φ273×4020G12前包墙出口集箱Φ273×4020G13一级过热器入口集箱Φ325×4020G14一级过热器出口集箱Φ325×3512Cr1MoVG15二级过热器入口集箱Φ159×2012Cr1MoVG16二级过热器出口集箱Φ159×2512Cr1MoVG17二级过热器中间集箱Φ159×2512Cr1MoVG18三级过热器入口集箱Φ325×4012Cr1MoVG19三级过热器出口集箱Φ325×5012Cr1MoVG20三级过热器出口混合集箱Φ325×5012Cr1MoVG21省煤器入口集箱Φ273×3220G22省煤器中间集箱Φ273×3220G23省煤器出口集箱Φ273×2820G24前包墙出口集箱至顶棚包墙出口集箱连接管Φ159×2020G25顶棚出口集箱至一级过热器入口集箱连接管Φ273×2620G26一级至二级过热器连接管Φ325×2612Cr1MoVG27二级过热器入口分配集箱Φ325×2612Cr1MoVG28二级过热器出口汇集集箱Φ325×3112Cr1MoVG29二级至三级过热器连接管Φ325×3112Cr1MoVG30饱和蒸汽引出管、省煤器再循环管Φ133×1320G31水冷壁用集中下水管分配箱Φ426×6520G32双面水冷壁用集中下水管分配箱Φ325×4520G33省煤器到汽包连接管Φ108×1220G34主蒸汽管道Φ325×4012Cr1MoVG35二级过热器之间连接管Φ133×1312Cr1MoVG36邻炉加热集箱Φ219×2820G37冷段再热器出口集箱Φ457×2412Cr1MoVG38热段再热器出口集箱Φ508×2612Cr1MoVG39冷段再热器入口集箱Φ426×2020G40热段再热器入口集箱Φ159×2012Cr1MoVG41热段再热器入口分配集箱Φ457×2412Cr1MoVG42冷段再热器到热段再热器之间连接管Φ457×2412Cr1MoVG43冷段再热器小弯头Φ51×5.515CrMoG(单位:mm)2.1.6过热器名称外径×壁厚材质屏数根数间距流向前、后包墙管过热器Φ42×520G各1屏各109根100逆流左、右包墙管过热器Φ42×520G各1屏各58根100顺流Ⅰ级过热器（冷段）Φ38×520G108100逆流Ⅰ级过热器（热段）Φ38×515CrMoG108100流Ⅱ级过热器Φ51×5.512Cr1MoVG8各25根70顺/逆流Ⅲ级过热器（冷段）Φ38×512Cr1MoVG108100逆流Ⅲ级过热器（热段）Φ38×5SA213-T91108100逆流(单位:mm)2.1.7再热器名称外径×壁厚材质屏数根数间距流向冷段再热器Φ51×415CrMoG108100逆流热段再热器Φ57×5〔12Cr1MoVGSA213-TP304H＃1炉〕〔SA213-TP304H＃2炉〕62670顺流(单位:mm)2.1.8喷水减温器名称型式外径×壁厚材质位置喷水水源喷水量(t/h)备注一级减温器笛形管式Φ325×3512Cr1MoVG一、二过之间给水泵出口，高加前11.8喷水量是在设计煤种B-MCR工况下二级减温器笛形管式Φ325×3512Cr1MoVG二、三过之间给水泵出口，高加前7.88再热器减温器笛形管式Φ457×2412Cr1MoVG冷、热再之间给水泵抽头5.65再热器事故减温器笛形管式Φ426×2020G冷再入口给水泵抽头(单位:mm)2.1.9省煤器名称外径×壁厚(mm)材质屏数根数间距(mm)流向省煤器蛇形管Φ32×420G17263逆流省煤器吊挂管Φ42×8（至冷再处）Φ51×8（一过及以上）20G108逆流2.1.10空气预热器名称外径×壁厚(mm)型式布置方式材质横向间距(mm)纵向间距(mm)流向空气预热器Φ60×2.75管式卧式Q235－AcortenA9080逆流2.1.11暖风器一次风暖风器二次风暖风器型号：KJQ-6型号：KJQ-7台数：2台台数：2台生产厂家：新乡市豫航换热设备有限公司生产厂家：新乡市豫航换热设备有限公司2.1.12旋风分离器中心筒材质：1Cr20Ni14Si2　中心筒以外材质：碳钢烟气进口处净截面：2850×5450mm旋风筒内径：Φ7360mm旋风筒高：8116mm分离器入口烟速：16m/s料腿内径：Φ1300mm　　　　　　　　　　　2.1.13返料装置返料装置外壳由厚度12mm的碳钢材料制成，内衬保温、耐火防磨材料。分离器分离下来的物料从回料管下来，在流化风的作用下，流过回料弯管，再经回料斜管流入炉膛，4个入炉口分别离炉膛中心线距离为2030mm和4950mm。2.1.14布风装置水冷布风板由水平的膜式管屏和风帽组成。496个不锈钢制成的钟罩式风帽按一定规律焊在水冷管屏鳍片上。在炉膛前墙底部有两个排渣口，为便于排渣，布风板上所敷的耐火材料表面由水冷壁后墙向前墙倾斜。2.1.15燃烧室燃烧室截面呈长方形，深度×宽度＝6680×13160mm。燃烧室各面墙全部采用膜式水冷壁，下部前后水冷壁向炉内倾斜与垂直方向成16°角。燃烧室壁面开有以下门孔：固体物料入口（包括煤和石灰石入口）二次风口及床上启动燃烧器口测温、测压孔至旋风筒的烟道人孔双面水冷壁、过热器屏和再热器屏穿墙孔顶棚绳孔排渣口2.1.16燃烧器名称点火热容量数目位置出力(t/h)风源燃油床上燃烧器20％BMCR4布风板上3米1550热二次风＃0轻柴油床下燃烧器12％BMCR2中心线标高1900mm1870冷一次风＃0轻柴油2.1.17锅炉基本尺寸炉膛宽度（两侧水冷壁中心线距离）13160mm炉膛深度（前后水冷壁中心线距离）6680mm尾部对流烟道宽度（两侧包墙中心距离）10930mm尾部对流烟道深度（前后包墙中心距离）5800mm尾部对流烟道宽度（空气预热器烟道宽度）12130mm尾部对流烟道深度（空气预热器烟道深度）5800mm锅筒中心线标高50050mm省煤器进口集箱标高32400mm过热器出口集箱标高46800mm再热器进口集箱标高29180mm再热器出口集箱标高50750mm锅炉运转层标高9000mm锅炉最高点标高（顶板上标高）55500mm锅炉宽度（两侧外支柱中心线距离）29000mm锅炉深度（BE柱至BH柱中心线距离）32000mm2.2锅炉主要参数2.2.1锅炉主要计算数据煤种单位设计煤种校核煤种负荷％B-MCRB-ECRT-MCR75%THA50%THA30%THAHP-outB-MCR过热蒸汽流量t/h439.401391.92418.477288.38194.13124.05355.21439.40再热蒸汽流量t/h359.923322.52343.478240.61164.51106.21341.47359.92过热器喷水%4.155.264.596.628.198.339.734.11一级减温器喷水t/h10.9412.3811.5211.459.546.1920.7410.836二级减温器喷水t/h7.278.247.677.636.374.1413.827.236再热器喷水%1.541.431.790.230.440.140.631.88再热器喷水t/h5.474.616.150.5530.720.152.156.77省煤器入口压力Mpa15.34省煤器入口温度℃249.3242.3246.5226.1206.6185.7170.1249.3汽包压力Mpa15过热器出口压力Mpa13.6913.5813.6413.410.096.3913.5113.69过热器出口温度℃540540540540540515540540再热器入口压力Mpa2.64752.362.511.741.160.712.512.6475再热器入口温度℃315.8307.4312.2288.9289.4276.7317.3315.8再热器出口压力Mpa2.45再热蒸汽温度℃540540540540531.9511.1540540过热器喷水温度℃172.4167.9170.5156.8142.4127.1170.1172.4再热器喷水温度℃172.4167.9170.5156.8142.4127.1170.1172.4注：B－MCR　锅炉最大连续出力　　　　　　B－ECR　锅炉经济连续出力　　T－MCR　汽机最大连续出力　　　　　　THA　　　汽机额定负荷　　HP－out　高加切除　　（下同）2.2.2效率计算煤种单位设计煤种校核煤种负荷％B-MCRB-ECRT-MCR75%THA50%THA30%THAHP-outB-MCR过量空气％20202020521202020参考温度℃2020202020202020烟气损失％4.5584.3384.473.8084.2755.523.5474.623不完全燃烧热损失％2.972.982.9753.0553.5574.6763.023.05灰渣物理热损失％0.1040.1010.1030.0960.0940.0940.0940.22辐射热损失％0.50.5530.5230.7331.0341.5440.5530.5石灰石煅烧热损失％0.220.220.220.220.220.220.220.65石灰石脱硫放热％-0.28-0.28-0.28-0.28-0.28-0.28-0.28-0.82制造余量％0.0280.088锅炉效率％91.99291.98992.36891.188.22692.84691.7772.2.3锅炉工质温度煤种单位设计煤种校核煤种负荷%B-MCRB-ECRT-MCR75%THA50%THA30%THAHP-outB-MCR省煤器入口℃249.3242.7246.5226.1206.6185.7170.1249.3省煤器出口℃275.8270.1273.6254.1249.9254.2224.4276.6一级过热器入口℃344.5343.7343.9343326.4302.1344.4344.2一级过热器出口℃397.5404402.1406.8421.5430.6419.7401.3二级过热器入口℃383.6385.3386.1382.3380.3377.2382.6386.9二级过热器出口℃487.7496.5494.8502.1515.8508.6506.8493.8三级过热器入口℃472.7477.1478.1477.1480.4468.7470.9478.6三级过热器出口℃540540540540540515540540低温再热器入口℃315.8307.4312.2288.9289.4276.7317.3315.8低温再热器出口℃424.4420.1424.8399.2403.2400.7421.1429.2高温再热器入口℃406.8403.7404.6396.4397.8398.9413.7407.8高温再热器出口℃540540540540531.9511.15405402.2.4锅炉工质压力名称单位数据备注省煤器入口MPa15.34在设计煤种B-MCR负荷下省煤器出口Mpa15汽包压力Mpa15一级过热器入口Mpa14.67一级过热器出口Mpa14.5二级过热器入口Mpa14.46二级过热器出口Mpa13.97三级过热器入口Mpa13.88三级过热器出口Mpa13.69低温再热器入口Mpa2.6475低温再热器出口Mpa2.58高温再热器入口Mpa2.57高温再热器出口Mpa2.45过热器喷水压力Mpa16.63再热器喷水压力Mpa7.262.2.5烟气温度煤种单位设计煤种校核煤种负荷%B-MCRB-ECRT-MCR75%THA50%THA30%THAHP-outB-MCR炉膛出口℃883875880837739619871883三级过热器入口℃845835841792705597831845三级过热器出口℃721722728681626554719734一级过热器出口℃518513519480453425516526低温再热器出口℃374365371339339337370377省煤器出口℃288279284256242231235289空气预热器出口℃13012512811310599107132床温℃883876881860830803872883空气预热器入口℃3535353535353535空气预热器出口℃231.9226.8230.3211.1199190190.12372.2.6烟气速度（平均）煤种单位设计煤种校核煤种负荷%B-MCRB-ECRT-MCR75%THA50%THA30%THAHP-outB-MCR底渣量Kg/s1.8231.661.751.250.880.61.663.93风量Kg/s6冷却水量Kg/s≤13.9灰入口温度℃883877881858831803872883灰出口温度℃150150150150150150150150冷却水入/出口温度℃30/672.2.7排放值排放值以设计燃料、给定的石灰石、过量空气系数保持1.2不变，Ca/S摩尔比为2的前提下：NOx的排放值：NOx≤150mg/Nm3（含O2量为6%）SO2的排放值：SO2≤150mg/Nm3（含O2量为6%）2.2.8给水品质给水品质应符合GB12145—89“火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ”中的规定。总含盐量：≤1mg/L总硬度：0SiO2含量：0.02mg/L含氧量：0.007mg/L含铁量：0.020mg/L含铜量：0.005mg/L含油量：≤0.3mg/LPH值(25℃)：8.8—9.32.2.9安全阀安全阀动作及回座压力（单位：MPa）阀门位置锅　筒过热器出口再热器入口再热器出口编　号＃1＃2＃1＃2＃1＃2＃3#1动作压力15.9216.4014.3114.352.912.943.02.56回座压力15.2815.2513.7413.782.82.792.792.46排汽量487427Kg/h402871Kg/h3锅炉主控各系统3.1给煤系统3.1.1煤种特性煤种设计煤种校核煤种备注收到基碳分Car(%)66.1053.29设计煤种为鹤壁贫煤；校核煤种为山西璐安贫煤。最大允许粒径≤7mmd50=60mmd>200μm不大于25%收到基氢分Har(%)2.772.69收到基氧分Oar(%)3.675.50收到基氮分Nar(%)1.141.06收到基硫分St.ar(%)0.511.22收到基灰分Aar(%)18.4631.29收到基全水分Mt(%)7.354.95干燥无灰基挥发分Vdaf(%)15.2418.60收到基低位发热量Qnet.v.ar(kJ/kg)2549221012灰熔点DT(℃)14701470ST(℃)＞1500＞1500FT(℃)＞1500＞15003.1.2原煤斗序号项目名称单位设计煤种校核煤种备注1每台炉煤斗数个22为防止堵煤，原煤斗上部采用柱台，下部采用非对称棱台型，并设置空气炮。2每个煤斗几何容积3793793原煤计算堆积比重0.9321.0134煤斗计算充满系数0.70.75每个煤斗有效容积265.3265.36每个煤斗储煤量t247.3268.77锅炉BMCR负荷燃煤量t/h52.663.38每台炉的煤斗储存燃煤小时数h9.498.59规程规定煤斗储存小时数h8-128-123.1.3耐压计量式皮带给煤机耐压计量式皮带给煤机电动机型号：GM-BSC23-26型型号：CAD122-A112MP4型最大出力：60t/h调节方式：变频调速输送距离：23.82(25.42)m功率：4KW台数：2台电压：380V生产厂家：沈阳华电电站装备有限公司生产厂家：随给煤机配供3.1.4耐压刮板式给煤机耐压刮板式给煤机电动机型号：MG-60型，双出口。型号：YR160L-4型最大出力：60t/h输送距离：14.041(7.029)m功率：11KW台数：2台电压：380V生产厂家：沈阳华电电站装备有限公司生产厂家：随给煤机配供3.1.5投运给煤系统的条件3.1.5.1床温大于650℃。3.1.5.2无任何锅炉主联锁动作。3.1.5.3给煤密封风已投上，且风量正常，符合规定。3.1.5.4各落煤管电动插板阀已开启。3.1.6给煤系统启动给煤系统的启动必须按照下列顺序进行，否则将闭锁给煤设备的启动。3.1.6.1开启各落煤管气动插板阀。3.1.6.2启动耐压刮板式给煤机。3.1.6.3启动耐压计量皮带式给煤机。3.1.6.4开启给煤线上电动插板阀3.1.6.5全面检查已投运的给煤系统正常。3.2石灰石系统3.2.1设备规范3.2.1.1石灰石（煅烧前）名称符号单位数值碳酸钙CaCO3%70.00碳酸镁MgCO3%2.15水H2O%0.15其它%27.73.2.1.2石灰石输送风机石灰石输送风机电动机型号：JSE150型号：Y280S-4风量：1.03(36.7m3/min)功率：75KW风压：68600Pa电压：380V台数：2台电流：转速：1250r/min转速：r/min介质温度：20℃生产厂家：长沙鼓风机有限责任公司生产厂家：随石灰石输送风机配供3.2.1.3板式电加热器型号：AX-1台数：2台3.2.1.4石灰石螺旋输送泵石灰石螺旋输送泵电动机型号：M150型号：Y180L-6功率：15KW电压：380V台数：2台台数：2台生产厂家：南京顺风气力输送系统有限公司生产厂家：随石灰石螺旋输送泵配供3.2.1.5石灰石仓序号项目名称单位设计煤种校核煤种1每台炉石灰石粉仓数个12每台粉仓几何容积m31003石灰石粉计算堆积比重t/m3114石灰石粉仓计算充满系数-0.75每个石灰石粉仓有效容积m373.56每个石灰石粉仓储粉量t70707锅炉BMCR负荷石灰石粉量t/h2.36.78每台炉石灰石粉仓储存石灰石小时数h3010.43.2.1.6石灰石仓袋式除尘器型号：HD8932出力：1500-2000M3/h台数：1台3.2.2系统启动时，必须满足如下条件3.2.2.1输送气源压力不小于0.5Mpa,3.2.2.2现场气控柜面板发送器程控／就地切换开关置于程控位置3.2.2.3炉前仓仓顶切换阀位置正确，仓顶密封圈密封3.2.3启动前检查3.2.3.1石灰石粉在30T以上且石灰石粉品质符合规定；3.2.3.2石灰石仓料位指示正确。3.2.3.3板式加热器正常。3.2.3.4输石风机、旋转给料阀、石灰石螺旋输送泵符合启动条件；3.2.3.5石灰石进料处密封风风压符合规定。3.2.4启动3.2.4.1打开石灰石仓平衡门、料腿密封风电动门；3.2.4.2全开石灰石仓下手动门；3.2.4.3打开石灰石入回料腿电动门；3.2.4.4打开输石风机前手动门及电动调节门；3.2.4.5启动输石风机正常；3.2.4.6启动石灰石螺旋输送泵正常；3.2.4.7打开石灰石仓下电动门；3.2.4.8启动石灰石旋转给料阀正常；3.2.4.9确认石灰石粉连续不断供入炉膛。3.2.5停止3.2.5.1关闭石灰石仓下电动门、石灰石仓平衡门；3.2.5.2停运旋转给料阀；3.2.5.3停运石灰石螺旋输送泵；3.2.5.4停运输石风机3.2.5.5关闭输石风机前手动门、电动门；3.2.5.6关闭入炉手动门3.2.5.7关闭二次密封风电动门。3.2.6系统操作注意事项3.2.6.1系统中气动阀门没有开启、关闭反馈信号（出料阀除外，阀门上的圆圈表示反馈信号，圆圈红色表示出料阀已处于开到位位置，圆圈绿色表示出料阀未处于开到位位置），监控画面中阀门上的圆圈表示命令输出，圆圈红色表示使阀门开启，圆圈绿色表示使阀门关闭3.2.6.2系统中密封阀工作性质特殊，应予以注意：密封阀带电加压密封，压力开关PS显示绿色；密封阀失电泄压，压力开关PS显示灰色。3.2.6.3操作进料阀时注意：密封阀泄压后，才能开进料阀；进料阀关闭后，方可对密封阀加压密封。密封阀不泄压，则不能开进料阀3.2.6.4进气阀后面的压力开关PS灰色表示输送压力低于设定值，绿色表示输送压力高于设定值（0.05－0.1Mpa）3.2.6.5系统工作时，仓顶密封阀处于密封位置，系统不工作时而处于静止状态时，仓顶密封阀应处于泄压位置3.2.6.6＃1、2气化风机可在监控画面手动操作，并显示开、停状态；3.2.6.7由于风量不够等因素，可能导致堵管，堵管的主要现象为：输送气源压力急剧升高并保持一定时间，控制系统报警，这是应系统切换至吹堵状态，待吹通管道后开始检查堵管原因，首先核实输送风量是否满足系统的需要，风量不够必然导致堵管。3.3床料启动床料可以用砂也可以用原有床料。要求控制砂子中的钠、钾含量，以免引起床料结焦。启动用原有床料时最大粒径不超过8mm。3.3.1床料用砂时对砂参数的要求：Na2O1.0—2.0%k2O2.0—3.0%砂子粒度最大粒径≤0.6mm0—0.13mm25%0.13—0.18mm25%0.18—0.25mm25%0.25—0.6mm25%3.4燃油系统3.4.1燃油特性本机组采用0号轻柴油作为锅炉点火和助燃用油，燃油品质如下：序号项目单位指标1十六烷值＞502粘度（20℃)恩氏粘度°E1.2-1.67运动粘度cst6。2。13.0-8.03残碳%＜0.44灰份%＜0.0255硫含量%＜0.26机械杂质%无7水分%痕迹8闪点（闭口）℃＞659凝点℃010低位发热量MJ/kg41.8683.4.2油系统运行油枪采用回油式机械雾化油枪，二级点火即高能点火和轻油单只油枪出力：床上1550kg/h床下1870kg/h进油油压：床上3.5MPa床下3.5MPa进油主管路布置三个压力开关（压力高、低报警，压力低跳闸）、快速启动阀、蓄能器和调节阀等。压力高、低报警值分别为>4.2MPa，<2.9MPa，低跳闸值为2.6MPa，调节阀主要用于调节油压，使油压稳定在3.5MPa，蓄能器是为了缓冲油压波动对燃烧的影响。回油管路中布置快速启动阀和调节阀等，调节阀主要是调节回油量，床上4只油枪共用同一回油调节回路，床下2只共用一条。所以，床上4只油枪出力必须同时调节，同样床下两只也仅能同时调节油量。油枪的总热负荷占锅炉总热负荷的32%B-MCR，床上4只油枪热负荷占20%B-MCR，床下4占12%B-MCR。4试验与养护4.1检修后的检查验收4.1.1机组大、小修后，有关设备的变更应有设备异动报告。4.1.2运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好记录。4.1.3在检查中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出，并记入设备缺陷单，将设备缺陷在投运之前必须消除。4.1.4为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。4.1.5机组本体部分、风烟系统、吹灰系统、给水系统、冷却水系统、油系统、给料系统等设备完整，设备内部无杂物。4.1.6管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色标志。4.1.7各看火孔、人孔门、检查孔开关灵活，关闭后严密性能良好。4.1.8集控室、就地盘、就地控制柜配置齐全，可以投运，声光报警装置完好。各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄完整好用、CRT显示器清晰，并有可靠的事故照明，声光报警信号良好。4.2设备试验总则4.2.1设备试验 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 分静态、动态两种：静态试验时，6KV辅机仅送试验电源，400V低压动力有空气开关的设备或用直流控制合闸的设备只送试验电源，用交流控制合闸的设备送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必须在静态实验合格后方可进行。4.2.2机组保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。4.2.3各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确、可靠，声光报警、CRT画面状态显示正常。4.2.4机组大小修后，必须进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转。4.2.5临修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。4.2.6运行中设备的试验，应做好局部隔离工作，不得影响运行设备的安全，对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。4.2.7试验后应恢复强制条件，并在可靠投入相应的保护联锁后，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。4.2.8试验结束后，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，同时应分析试验结果，做好详细记录。4.2.9进行联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。4.2.10试验结束前，动力电源开关应切至“远方”位置。4.3主机联锁保护试验规定4.3.1大小修或停机时间超过15天，重新启动前必须进行主机联锁保护试验。4.3.2机组备用时间达7天以上但未超过15天，启动前只进行机组大联锁试验。4.3.3机组大联锁试验必须在各项分布联锁试验合格后进行。4.3.4主机联锁保护试验前必须检查确认主变三侧隔离开关均在断开位置。4.3.5主机联锁保护试验前按如下要求对发变及励磁系统进行绝缘电阻的测量。4.3.6试验前确认相关仪表、信号电源已送好，DCS投入正常，声光、信号正确。4.3.7进行主机联锁保护试验时，必须充分考虑对运行设备的影响，检查断开试验联锁保护出口跳闸运行设备回路。4.3.8试验时，须由热工、电气送信号配合进行。4.4水压试验4.4.1锅炉水压试验分类4.4.1.1下列情况进行水压试验，试验压力为汽包工作压力。（1）锅炉大、小修后。（2）锅炉局部受热面临修后。4.4.1.2下列情况进行超压试验，试验压力为汽包工作压力的1.25倍。（1）新安装锅炉。（2）锅炉过热器、省煤器管成组更换或更换一半以上水冷壁管。（3）锅炉停用一年以上。（4）经两个大修周期（6至8年）。（5）锅炉严重超压达到1.25倍工作压力以上时。（6）锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。（7）根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。4.4.1.3再热器水压试验也分为工作压力试验和超压试验，工作压力试验压力为再热器工作压力，超压试验压力为再热器工作压力的1.5倍。主要是在安装时进行，其试验按临时专用试验措施执行。4.4.2水压试验的规定4.4.2.1大修后水压试验或超压试验应有总工审批的试验措施，且总工程师或其指定专责人在现场指挥方可进行锅炉水压试验。4.4.2.2进行水压试验工作，运行人员负责上水升压和泄压操作，检修人员负责检查。4.4.2.3进行水压试验时环境温度应在5℃以上，低于5℃时，应有可靠的防冻措施。4.4.2.4水压试验用水为除盐水，与汽包壁温差≯50℃，上水温度一般以40℃~70℃为宜。4.4.2.5水压试验上水时间：夏季≮2h，冬季≮4h，若上水温度与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。4.4.2.6汽包壁温≥35℃后方可进行升压，升压过程中必须保持汽包壁温≥35℃。4.4.2.7水压试验以汽包就地压力表为准，当压力升至0.98MPa时，盘上压力表和就地压力表校对一次，防止压力表失灵。4.4.2.8试验过程中严禁超出规定的试验压力。4.4.2.9进行超压试验时，在压力未降至工作压力之前，严禁对承压部件进行检查。4.4.2.10上水前、后分别记录各膨胀指示器一次。4.4.3水压试验前的检查准备工作4.4.3.1检查水压试验相关联汽水系统检修工作结束、工作票已回收、确已无人工作，汽包、过热器安全门已退出，除盐水量已备足，给水泵及上水系统已具备向过热器进水条件。4.4.3.2除氧器上水至正常水位，水温加热至上水温度，给水泵正暖达备用条件。4.4.3.3投入汽包水位计（超压试验时退出）及汽包、过热器、给水系统压力表。4.4.3.4汽包事故放水门、定排电动门、过热器向空排汽门送电满足远操。4.4.3.5按锅炉水压试验阀门位置检查卡检查水压试验相关联汽水系统阀门位置满足水压试验进水和升压的要求。4.4.4水压试验要求：4.4.4.1锅炉大、小修或局部受热面检修后，必须进行工作压力的试验。4.4.4.2确认检修工作已结束，热力工作票已注销，炉膛和锅炉尾部无工人工作。4.4.4.3水压试验时，水温应保持在50～70℃。4.4.4.4水压试验压力数值：4.4.4.5一次汽工作压力15.0MPa，超压18.75MPa；4.4.4.6二次汽工作压力2.65MPa，超压3.97MPa。4.4.5水压试验合格标准：4.4.5.1升到试验压力后关闭给水门，停止给水泵后经过5min，汽包压力下降值不大于0.5MPa，再热器压力下降值不大于0.25MPa。4.4.5.2受压元件金属壁和焊缝没有泄漏痕迹。4.4.5.3受压元件没有明显的残余变形。4.4.6一次汽系统工作压力试验：4.4.6.1汇报值长，联系化学值班员，作好锅炉一次汽系统水压试验的准备工作和有关措施。4.4.6.2联系、配合热工人员将汽包、过热器、再热器、给水等压力表、给水流量表和电接点水位计投入。4.4.6.3退出水位保护开关。4.4.6.4就地和集控室均有两块以上经过校验合格的压力表，压力表应投入。试验压力以就地压力表为准。4.4.6.5关闭炉侧汽水系统的各放水门、疏水门、排汽门、取样门、连排一次门、加药门。4.4.6.6应有专人操作给水门上水，并严格监视压力变化，设有就地与集控室联系专用工具。4.4.6.7待水压试验措施做好后，启动给水泵，用给水旁路上水，待空气门冒水后依次关闭。用给水旁路调整门或调整给水泵转速缓慢升压，升压速度不超过每分钟0.3MPa,如需泄压时，可用事故放水门控制泄压速度。4.4.6.8当压力升至1.0～1.5MPa时，停止升压，由检修人员进行一次全面检查，无异常情况后再继续升压。4.4.6.9当压力升到10MPa以上时，其升压速度不大于每分钟0.2MPa，当压力升至15.0MPa时，关闭给水旁路调整门或降低给水泵转速，停止升压进行全面检查，无问题后停止给水泵，记录降压速度。4.4.7一次汽系统超压试验：4.4.7.1超压试验压力为工作压力的1.25倍，超压试验必须经厂总工程师批准后方可进行。4.4.7.2压力升至工作压力时，关闭所有水位计一次门，各热工仪表一次门（压力表除外），退出所有安全门，记录各部膨胀指示值一次。4.4.7.3当压力升至18.75MPa时，保持5分钟降到工作压力值，再进行全面检查。检查期间压力值应保持不变。4.4.7.4超压试验全部检查完毕后，可降压，用减温水疏水进行降压，降压速度不大于每分钟0.5MPa，当压力降至0.5MPa时，投入水位计。4.4.7.5压力降至0时，开启对空排汽门，一次汽疏水门，用事故放水门将汽包水位放至正常水位，并对汽机主蒸汽管道和一级旁路进行疏水。4.4.7.6超压试验完毕后，压力降至0，抄录膨胀指示值一次，以校对是否存在残余变形。4.4.7.7恢复超压试验前关闭的各阀门。4.4.8二次汽系统水压试验：4.4.8.1在再热器冷段入口和热段出口管道上加装堵板，作好机侧再热器水压试验的安全措施。4.4.8.2关闭再热器各疏水门，开启再热器对空排汽门或空气门，解列安全门。4.4.8.3待措施做好后，启动给水泵，开启中间抽头门，用再热器减温水调整门缓慢上水、升压。4.4.8.4待再热器对空排汽门或空气门冒水后关闭，停止上水，关闭减温水调整门，通知检修人员全面检查，无问题后继续升压。4.4.8.5升压速度每分钟不大于0.3MPa，待压力升到2.5MPa时，关闭减温水门，停止升压，记录下降速度。4.4.8.6若做超压试验时，可继续升压至3.97MPa，保持5分钟，然后降至工作压力，保持压力，进行全面检查。4.4.8.7水压试验合格后，可开启再热减温器疏水门进行降压，降压速度每分钟不大于0.5MPa，压力降至零后，开启空气门和对空排汽门，开启再热器各部疏水门进行放水。4.5过热器反冲洗4.5.1过热器反冲洗前的检查及准备4.5.1.1检查及准备工作按水压试验规定进行。4.5.2过热器反冲洗操作4.5.2.1启动上水泵，开启过热器反冲洗门向过热器进水。过热器系统空气门冒水后，关闭空气门。4.5.2.2冲洗0.5h后，通知化学从饱和蒸汽处取样化验。化验合格，关闭过热器反冲洗门停止进水，停运给水泵。4.5.2.3汽包水位降至正常水位后，关闭定排系统各回路一、二次门，甲乙侧定排集箱排污一、二次门及定排总门。4.5.2.4从疏放水系统放过热器系统及主蒸汽管道存水。4.5.3过热器反冲洗要求及注意事项4.5.3.1在系统不起压前提下，尽量保持大流量进行冲洗。4.5.3.2冲洗过程中，禁止从省煤器及水冷壁下联箱进水，汽包不得满水倒灌进入过热器系统，用汽包事故放水门控制汽包水位在正常水位附近。4.6安全门试验4.6.1校验目的：为保证锅炉安全运行，防止超压引起设备损坏事故，必须对锅炉安全门的动作值按规定进行测试，以保证其动作可靠准确。4.6.2校验条件：4.6.2.1锅炉大修后（所有安全门）。4.6.2.2安全门控制系统或机械部分检修后。4.6.3校验原则：4.6.3.1安全门的校验可以在锅炉带负荷时进行，也可在不带负荷时进行。4.6.3.2安全门校验，一般按压力由高到低的原则进行。4.6.4安全门校验方法：4.6.4.1锅炉开始升压，调整燃烧强度，控制汽压升压率0.294MPa/min以内。4.6.4.2当汽压升至校验安全门动作值时，校验安全门应动作，否则，由维修人员对动作值进行调整，直到起跳和回座压力符合规定。4.6.5安全门校验注意事项：4.6.5.1校验安全门时，应有总工程师或指定的安技人员到场，有发电部、检修公司负责人、锅炉专责师、单元长、运行值班员、检修调整人员参加。4.6.5.2校验时，应有防止安全门动作的措施。4.6.5.3校验时，保持压力稳定，并注意监视汽包水位，防止MFT动作。4.6.5.4以就地压力表指示为准，对照CRT上压力指示。4.6.5.5安全门校验后，应进行动作试验，如锅炉压力超过动作压力，安全门尚未动作时，则应立即降压，停止试验，并重新调整。4.6.5.6将安全门的校验结果记录在有关记录簿内。4.7锅炉主联锁保护4.7.1引风机跳闸联锁当运行中的两台引风机同时跳闸或只有一台运行而事故跳闸时，联跳除高压风机外所有的风机，炉发生MFT。4.7.2高压风机跳闸联锁正常运行中高压风机一台运行，一台备用，运行高压风机跳闸备用风机未正常联动时，联跳除引风机外所有风机，炉发生MFT。4.7.3一二次风机跳闸联锁二台二次风机跳闸，联跳一次风机，炉发生MFT，所有一次风机跳闸，炉发生MFT。4.7.4灭火保护试验4.7.4.1MFT动作条件：名称定值性质备注汽包水位＋300mm－250mmMFTDCS上测点三取二，没有延时炉膛压力＋3500paMFTDCS上测点三取二，无负值，无延时仪用气源压力0.4MPaMFTDCS上测点，二取一，延时120S风煤比＜6.5MFT总风量/总煤量，延时100S过热器保护汽包水位－250mm，且旋风分离器出口＞482℃MFT旋风分离器出口＞482℃且饱和蒸汽系数＜0.11MFT旋风分离器出口＞482℃且主蒸汽流量＜10%(即44T)MFT回料阀风箱压力低＜40KpaMFT任一侧回料阀两个风箱压力旋风分离器出、入口温度＞1050℃MFT任一侧旋风筒两个测点同时达到两台引风机跳闸MFT两台一次风机跳闸MFT两台二次风机跳闸MFT去布风板一次风量过低60KMMFT延时60S手动MFTMFT4.7.5MFT动作对象：4.7.5.1停止风道燃烧器；4.7.5.2停止给煤机；4.7.5.3停止石灰石给料机；4.7.5.4关闭过热器一、二级喷水闭锁阀；4.7.5.5关闭再热器喷水闭锁阀；4.7.5.6主油系统跳闸及关闭所有油阀；4.7.5.7停止冷渣器入口排渣锥形阀；4.7.5.8停止吹灰系统；4.7.5.9风量到最小〔燃烧协调投入时〕。4.8锅炉烘炉养护4.8.1烘炉的目的：4.8.1.1清除耐磨耐火材料中的水分，防止材料发生裂缝、变形、损坏甚至材料脱落。4.8.1.2加速炉墙材料的物理化学变化，使其性能稳定，以便在高温下长期工作。4.8.2烘炉的过程：烘炉过程按以下四个阶段进行，具体操作参考耐火耐磨材料厂提供的升温曲线进行。4.8.2.172小时的自然干燥；4.8.2.2启动燃烧器低温烘炉4.8.2.3锅炉整体低温烘炉；4.8.2.4炉整体高温烘炉。4.8.2.55锅炉机组的启动5.1总则5.1.1大修后的锅炉，必须对有关设备系统进行分部、整体试运及验收工作。小修或其它方面的检修可酌情决定进行。5.1.2大、小修后的锅炉，在启动前应结束一切工作票，并根据现场具体情况，由总工程师或其指定人主持下进行有关试验。如：锅炉漏风试验，布风板空板阻力试验、水压试验、炉内流化状态试验、安全门动作（热态）试验、锅炉主联锁试验及锅炉所有电动门、调节门开关试验、转机联锁试验、转机事故按钮试验等。5.1.3锅炉启动前必须对各设备系统进行详细检查。检修后的锅炉，启动前必须重点检查与检修项目有关的设备系统，其余可按备用炉处理。5.2启动前检查工作和应具备的条件5.2.1所有检修工作结束，工作票已全部收回，并有详细的检修交代。5.2.2所有楼梯平台，人行道畅通，脚手架拆除，照明良好；采光充足，危险区域应有围栏和警告牌。各栏杆、护板按设计安装完毕，符合安全要求。所有孔、洞、沟，盖板齐全。5.2.3认真检查锅炉所有部件安装是否准确。各管道支、吊架牢固，并有明显的介质流向标志。5.2.4现场清洁干净，道路畅通照明良好，。5.2.5所有人孔门、检查孔，检查后关闭严密。防爆门严密无漏风。5.2.6炉本体各处膨胀点指示器完好，刻度清晰正确，指示在“零位”位。5.2.7启动燃烧器的看火孔必须清晰。5.2.8锅炉各防磨部位防磨措施已做好，且符合要求，内衬保温材料无裂纹。5.2.9所有汽水、疏水、排污、加药连接管道、分离料腿、排汽管道、辅助蒸汽加热管道及各风箱系统、各联箱等安装牢固。保温层已完成，且包装牢固，无明显破损。5.2.10控制系统联锁、电气保护、各转机拉、合闸试验、事故按钮试验合格，并投入正常。5.2.11各给料系统上料完毕，符合启动要求。5.2.12各电动机、电动阀门电源送好，电机绝缘合格，符合启动要求，联接部位完好。5.2.13压缩空气系统及供油系统各设备及管路，符合启动条件，各阀门开关位置正确。5.2.14检查风道和烟道内无障碍物。5.2.15认真检查炉膛、冷渣器、回料阀的布风板风