330MW机组集控培训要点.docx
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330MW机组集控培训要点
第一篇锅炉
巡操
一、规程
1.第一篇之第一章之第一节、
2.第一篇之第二章第一、二、三节；
3.第二篇之第一、二、三章
二、系统图
图号02、03、☆04、☆05、☆06、07、08、☆11、12、14、16、17、18、☆19、20以及☆锅炉辅助用汽母管系统、☆锅炉侧闭冷水系统
☆为重点掌握内容
三、巡检按照《330MW机组集控岗位监盘及巡检工作的规定》执行。
四、主要操作
1.锅炉进水
2.投切锅炉辅助用汽母管
3.投切锅炉底部加热
4.定期排污及扩容器上管道阀门操作
5.炉疏水、取样、加药、空气门操作
6.水压试验相关操作
7.至脱硫、干灰闭冷水切换
8.吹灰汽源切换
9.燃油系统打循环、燃油系统蒸汽吹扫
10.空压机、冷干机的启动与停止
第二副值、公用副值
一、规程
1.第一篇之第一章
2.第一篇之第二、三、四、五章汽水系统部分
3.第三篇之二、四、六、七条
二、图纸
图号02、03、04、05、06、07以及锅炉辅助用汽母管系统、锅炉侧闭冷水系统
三、主要操作
1.锅炉进水
2.锅炉冷、热态启动之升温升压
3.锅炉冷、热态停止之降温降压
4.各种工况下水位及汽温之调整
5.大旁与主给水管路相互切换
6.电泵与汽泵相互切换
7.投切连扩
四、监盘
1．水位调整
1.1画面上有三个差压式水位计信号，三个差压式水位计信号之间的偏差不应超过50mm。
正常水位控制在±50mm。
±100mm一值报警，±150mm二值报警。
高一值联开事故放水#1门，高二值联开事故放水#2门（事故放水联锁投入）。
±250mm延时5秒，MFT停炉（差压式水位计三取二）。
1.2正常两台汽泵运行，电泵处于后备抢水状态。
一台汽泵运行中跳闸，电泵抢水功能投入，电泵自启成功，以最大速率增速。
另一台汽泵自动调节。
MFT时，如电泵处于备运状态，跳泵能够自启、但不抢水位。
汽泵转速投自动的前提是MEH系统投入锅炉自动。
汽泵的负荷响应速度通过MEH系统中的升速率设定来实现，正常运行时速率为800r/min。
1.3影响汽包水位的因素：
1）锅炉负荷变化时，当外界负荷突然变化，将引起锅炉汽压变化，造成水位变化。
当负荷骤变时，必须严密监视水位。
只有给水量等于蒸发量水位才能保持稳定。
2）燃料量和燃烧工况的变化，在外界负荷及给水量不变的情况下，当燃料量突然增加，水位暂时升高而后下降；燃料突减，水位暂时降低而后升高，此种情况以锅炉熄火后水位先低后高最为明显。
3）给水压力变化，将使给水流量发生变化，从而破坏了给水量与蒸发量的平衡，引起水位变化。
水压过低，则汽包进水困难，若给水压力低于省煤器进口压力，给水将无法进入汽包，会造成锅炉严重缺水。
给水压力的大幅波动，还会造成减温水压的变化，使主汽温度的大幅波动，因此给水压力的稳定至关重要。
4）锅炉受热面管损坏。
5）给水自动失灵。
1.4不同阶段汽包水位的控制：
1）启动过程中对汽包水位的控制：
当汽包水位上至一50mm（点火水位）时停止上水，打开省煤器再循环门。
点火后随着锅炉压力的不断升高，水位开始有所下降，此时应根据汽包水位的变化及时上水。
投切汽机旁路时动作要缓慢、平稳，防止水位波动。
2）汽机冲转、并网、低负荷暖机时水位控制：
汽机冲转前应将水位控制在一80mm左右，冲转过程中在过临界时汽机升速率由100r/min突增至300r/min以及在2950r/min进行阀切换时，都可能对水位造成一定影响，但实际并不明显。
在汽轮机并网前，应将水位控制在一80mm左右，因为并网后会迅速开调门，带初始负荷（15MW）。
冲转并网后，所需给水量开始逐渐增多，根据汽包水位、主汽压力的变化在保证合适的给水旁路调门开度的情况下及时加电泵转速，保证给水旁路调门前后有3-5Mpa的压差，给水旁路调门有较好的调节裕度。
3）加负荷过程中水位的控制：
为节约燃油，在条件满足的情况下应尽量提前启动制粉系统。
目前一般在30MW启动磨煤机加负荷，在此阶段水位较难控制。
主要由于
（1）蒸汽流量、给水流量低，汽水循环比较薄弱。
（2）制粉系统启动初期，煤粉着火不完全，燃烧不稳定。
因此磨煤机要缓慢下煤，并且掌握好汽机开调门加负荷的时机、速率。
4）主给水管路的调用。
为减少主给水电动门前后压差，建议在100MW之内调用主给水管路。
调管路前，降低给水泵转速，将给水旁路调整门开足，在开主给水电动门后期，当给水流量增加时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。
在此过程中应派人至就地给水平台，确认主给水电动门打开，方可关闭旁路。
由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。
5）并泵：
在150MW阶段必须完成电泵与1台汽泵的并列工作（应利用中速暖机首先将1台汽泵冲至3100r/min备用），在汽包水位及负荷稳定的情况下，将待并泵（假如A汽泵）的转速逐渐提高，使A汽泵的出口压力逐步接近于电泵的出口压力。
继续增加汽泵转速，当给水流量增加，说明汽泵开始带负荷，此时可适当降低电泵转速以保持给水量不变。
将两台泵给水量调平，投入自动。
在180MW阶段应完成另1台汽泵的并列工作，将待并泵（假如B汽泵）的转速逐渐提高，使B汽泵的出口压力逐步接近于给水母管压力，继续增加B汽泵转速，当给水流量增加，说明B汽泵开始带负荷，此时应降低电泵转速，直至电泵不再带负荷，将两台汽泵给水量调平，投入自动。
将电泵维持最低转速，待汽泵稳定运行半小时后，停止电泵，投入电泵联锁和抢水联锁。
1.5.机组发生事故时汽包水位的控制：
1）保持给水流量与蒸汽流量的平衡。
在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。
特别在事故处理水位手动调节过程中，一定注意不同负荷下对应蒸发量，给水流量与之相匹配，相应的给泵转速对应给水流量，大致的范围一定要牢记在心。
200MW对应汽泵转速4100rpm左右，250MW对应4500rpm左右，280MW对应4750rpm左右，300MW对应4900rpm左右，330MW对应5100rpm左右。
同时注意，两台泵的出力匹配，避免一台泵被闷，更引起流量的大幅变动。
2）加强与燃烧盘的联系。
事故处理过程中燃料量的大幅增减往往会造成水位急剧变化，尤其在一次风压大幅晃动时对水位影响更大
3）掌握汽泵的调节特性。
由于汽泵受汽源压力以及升速率的限制，转速变化没有电泵快，在事故处理时可直接在MEH画面通过“软手操”进行阀位增减。
但无论何时，低调门开度不应超过80%，以避开空行程。
1.6停机过程中水位控制：
200MW时，应启动电泵备用，180MW时，并电泵，解列一台汽泵，120MW解列另一台汽泵，水位控制如启动时并泵。
在100MW时，由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。
这时尤其需要关注的不单是汽包水位，还有由于给水压力的变化导致减温水流量的大幅变化，防止汽温的大幅变化。
汽水系统进行重大操作时，燃烧盘需要稳定燃烧，避免增加外扰，引起判断上的偏差。
2．汽温调整
2.1过热器系统设置有三级喷水减温，减温水来源为给泵出口母管。
一级喷水减温器一个，设置在低温过热器至大屏过热器的连接管上，作为正常工况下汽温粗调用，过热蒸汽温度主要以一级喷水进行调节。
三级喷水减温器数量2个，设置在后屏至高过的左、右交叉连接管上，作为正常工况下汽温微调用，用来维持过热蒸汽额定温度。
二级喷水减温器数量2个，设置在全大屏至后屏左、右两个连接管上，正常工况下作为备用，根据锅炉运行情况可用来调节左右侧汽温偏差，防止后屏超温。
一级减温器正常运行时其设定温度为460℃左右，二级减温器控制对象是各侧三级减温器前的汽温，根据300MW运行导则规定，正常运行时其设定温度为500℃左右，两个三级减温器控制对象是高过出口的主汽温，正常运行时其设定温度为540℃左右。
2.2再热汽温的控制，虽然规程规定以火嘴摆角作为主要调整手段，但由于摆动火嘴，对炉内燃烧工况的影响实在太大，故而摆角正常运行时，一般固定在一定角度。
两个微量喷水减温器起主要调节作用，壁式再热器进口管道上还设置事故喷水减温器，作为备用，减温水来源为给泵的中间抽头。
两个微量喷水减温器，控制对象为各侧的高再出口汽温，正常运行时其设定温度为540℃左右，最大流量约40T。
事故喷水减温器的控制对象也为高再出口汽温。
其设定值随微量喷水减温器的设定值变化而自动变化，比后者高5℃。
当喷水调阀指令大于4%时，打开喷水截止阀。
喷水阀指令小于2%时，关闭喷水截止阀。
2.3锅炉运行中，主再热蒸汽温度控制在540士5℃，两侧汽温偏差＜10℃，。
当负荷变化、吹灰、启、停磨煤机、给水旁路切换、给水压力大幅变动，切除高加时,，都应加强监视主蒸汽温度和再热汽温度。
汽机高压加热器投入和停用时，给水温度变化较大，应适当调整燃烧量，及时调整减温水量，维持控制过热蒸汽温度在规定范围内。
当锅炉发生MFT或事故情况下，减温水调整阀和隔绝阀将接受超驰关闭指令强行关闭，待机组运行正常后进入正常控制状态。
2.4在机组启停过程中，对汽温的变化速率都有严格的要求，启动时要求升温速率1.5～2.0℃/Min，并要保持主汽温度过热度≥56℃，且比机高压缸第一级金属温度高50—100℃。
注意汽包上下壁温差＜56℃，内、外壁温差＜28℃，滑参数停机时应注意温降≤1℃/min，主蒸汽过热度≥56℃，主、再汽温度偏差≤28℃，汽包任两测点间的温差≤32℃；
在滑停过程中，主、再热蒸汽温度骤降，10分钟内下降幅度超过50℃应立即停机。
汽缸金属温度急剧下降超过50℃也应故障停机。
2.5主汽压高，过热器出口ERV阀首先动作，动作值18.07Mpa；再热器压高，再热器进口安全门第一个动作压力为4.07Mpa；凝汽器真空低到-87kpa将报警并联启备用真空泵，如继续下降，必须快减负荷以维持-87kpa的真空，低至-81kpa将跳机。
2.6连排分为两路，一路直通定排扩容器（启动初期用）一路进连排扩容器，回收部分热量和工质。
然后再排到定排扩容器。
有连排流量调整门，和连扩压力调整门，以及连扩水位调整门，根据实际情况进行相应调整。
根据水质情况，调整连排流量和定排次数。
定排系统还可用作汽包水位在紧急状况下的辅助调整手段。
2.7炉疏水主要有环形集箱疏水（5%旁路疏水）、顶棚疏水、壁再疏水、省煤器疏水、给水母管疏水在启停过程中需要用到。
尤其5%旁路疏水，在锅炉启动初期，起到调整汽温汽压匹配和缩短启动时间的作用。
5%旁路疏水有两个去处一去定排扩容器，一去机高加疏扩，回收工质。
定排扩容器的水排向机组排水槽，为防止排水温度过高，设置有工业水减温。
排水量大时，要适当开大减温水。
2.8汽水系统的最高处省煤器出口至锅筒连接管、饱和蒸汽连接管、旁路管、低过至大屏、大屏至后屏、后屏至高过连接管、壁再至中再连接管均设有DN20放空气管路。
2.9温度控制
温度测点是锅炉在启停、运行时对蒸汽温度和管子金属壁温进行监视和保护的重要手段。
过热器壁温控制：
低过出口495℃，大屏出口505℃，后屏出口555℃，高过出口580℃。
再热器壁温控制：
中再出口545℃，高再出口580℃。
3.0主、再热蒸汽参数
1）
项 目
单位
额定
正常运行最大
非正常
运行条件
停 机
最大
极限
主汽压力
MPa
16.67
17.5
21.7
超过极限值
再热汽压力
MPa
3.21
3.59
主汽温度
℃
538
545
550
565
超过极限值或在最大值运行超过15分钟
再热汽温度
℃
538
545
550
565
主、再汽温差
℃
28
42
超过42
主（再）两侧汽温差
℃
14
42
42运行15分钟或超过42
2）主、再热汽温下降至495℃，机组带额定负荷，若汽温继续下降，联系单元长或值长采取滑压运行，汽温每下降１℃降负荷10MW，开启汽机本体疏水，并保持蒸汽过热度不小于150℃。
汽温下降与机组负荷对照见表
汽温℃
495
490
485
480
475
470
465
465以下
负荷MW
300
250
200
150
100
50
0
停机
3）主、再热汽温下降，在10分钟内下降50℃以上，汇报单元长或值长，脱扣停机
单元长、主值、第一副值
一、规程、图纸全部内容
二、主要操作
1.火嘴的检查
2.给煤机的检查
3.炉本体吹灰器器的检查
4.机组启停：
熟悉机组启停整套程序。
5.机组负荷调整
三、必备知识
1．辅岗（单元长、主值）
1）电除尘工作原理，何时切投？
2）锅炉除渣系统高中低压水源的用途？
3）如何出石子煤？
4）送风机液压润滑油系统图，了解一、二次油压正常范围，作用，如何调节？
2．巡操、第二副值全部内容
四、监盘
1．燃烧调整
1）热量信号：
调节级压力迭加汽包压力的微分前馈。
它能够及时反映锅炉当前产生的热量。
通过对热量信号变化的趋势的观察可以了解炉膛内燃烧强度的变化。
要求不超过12.95MPa。
2）总煤量：
当前给煤机的入磨煤量，正常运行时一般不超过140吨，在设计煤种（低位发热量21.87MJ/KG）的情况下，大约每增加4吨煤可以增加10MW负荷。
3）总风量：
为一次风量（5台磨的一次风量之和）与二次风量的总和。
锅炉的总风量主要是由二次风控制，即通过改变送风机的动叶开度来控制总风量。
具体总风量的给定值为总燃料量经函数运算和氧量信号校正后的风量值，但必须大于吹扫的30%的风量。
范围300~1100km3/h
4）负压：
炉膛负压是锅炉运行监视的最重要的参数之一，正常范围为-30Pa左右，在50~-100之间晃动都属于正常。
它可以第一时间直接反映炉膛内部燃烧稳定的情况；几乎所有的燃烧扰动都会集中反映到炉膛负压上，在启停制粉系统时，由于一次压风变化较大，对炉膛负压的影响也较大，操作不当更会影响到一次风的总风压，从而影响所有磨的出粉情况，极易造成炉膛内的燃烧工况恶化。
5）氧量：
氧量是锅炉运行监视的最重要的参数之一，正常范围为3.0~5.0。
一般正常运行时在3.6左右。
它是炉膛内燃烧强度变化的重要参考量。
由于送风量的变化始终滞后炉膛内部燃烧工况的变化，所以在给煤量不变的情况下，当氧量短时间内下降时就表明炉内的热强度增强，反之亦然。
6）引风机电流：
330MW时单侧风机一般在135A左右，全炉膛吹灰后一般会下降5~10A。
180MW时电流在80A左右。
注意两侧风机电流偏差不应超过10A，偏差较大时可改变偏置来将两台风机电流调均匀。
7）送风机电流330MW时单侧风机一般在66A左右，180MW时电流在30A左右。
注意两侧风机电流偏差不应超过10A，偏差较大时可改变偏置来将两台风机电流调均匀。
8）一次风机电流：
正常两台一次风机运行时，330MW单侧电流大约在100A左右。
9）空预器主电机电流：
一般在11~12A之间小幅度晃动，如果电流晃动较大应立刻切至空预器间隙控制画面，紧急提升。
如发现有第二上限开关动作应及时联系热控处理。
10）空预器辅电机电流：
主电机工作时辅电机不工作，电流为零，当主电机跳闸时，辅电机应立刻启动，运行时一般电流为6~7A。
11）二次风压：
该处的压力取自空预器后二次风压力，正常运行时应在0.7~1.2KPa，低负荷时二次风压可以适当低些。
12）热一次风压：
此处为热一次风母管压力，正常运行9.0~10.5KPa，在低负荷或者煤质较差的情况下可以保持磨出口风速18~20m/s，热一次风压9.0~9.5KPa。
13）冷一次风压：
由于没有经过空预器，所以一般冷一次风压大于热一次风压，但如果各磨的冷一次风门开的较大则可能小于热一次风压。
14）密封风：
为密封风与一次风的压差，要求大于2.0KPa。
15）转向室温度：
锅炉运行监视的最重要的参数之一。
该处为水平烟道后竖井前的烟气温度，能够在一定程度上反映炉膛的出口烟温。
当烟道积灰严重时，转向室的温度会升高，烟道吹灰后，会降低20℃左右。
一般330MW时610℃/560℃。
280MW时540℃/500℃左右。
如果转向室温度下降过快，则可能说明炉膛烟温下降，燃烧恶化，当然还要根据其他参数来确定燃烧工况。
16）火检：
当给煤机运行，角火检有火，指示灯亮。
在监盘时如发现该指示灯熄灭要高度重视，必要时投油稳燃。
当再熄灭一只指示灯，会跳磨煤机。
2．磨煤机
1）煤量：
单磨的煤量正常运行在25~40t/h。
2）磨出口风压：
一般在5.0~6.0KPa。
3）磨出口温度：
磨出口温度是十分重要的参数，易引起磨着火及爆炸，要特别关注。
启动要求大于55℃，正常运行在80℃左右。
当冷风门处于自动状态，磨出口温度上升到90℃时冷风门会超弛开，当温度下降可切至手动调整。
120℃时超弛关热风门。
4）磨入口温度：
不超过240℃。
5）磨的出口风速：
一般为22m/s左右,当挥发份大于20%或者就地观察着火距离过近时可适当提高一次风压来增加出口风速至26m/s左右。
6）磨入口风压：
一般在8.0~9.0KPa左右，和该磨的煤量和可磨性有关。
煤量越多，可磨性系数HGI越小，（越小越难磨）入口的风压就越大。
7）一次风量：
在磨正常运行时，风量必须大于30km3/h
8）一般情况下，磨煤机煤量与磨风量对应关系：
a）#6炉24t/h～30KNm336t/h～55KNm3
b）#7炉24t/h～30KNm336t/h～50KNm3
9）进出口压差：
和该磨的煤量和可磨性有关。
煤量越多，可磨性系数HGI越小（越小越难磨），磨进出口的压差就越大。
正常范围：
压差在3.5~4.5之间，当压差达到5.0时就应该减煤量控制来压差继续升高。
10）磨石子煤斗进口门：
该门在磨煤机运行应开启，仅在出石子煤时关闭
11）给煤机的报警：
容积报警是指当给煤机的称重系统故障或者数模转换系统故障时，由称重测量模式转换成容积测量模式，同时报警。
12）磨油站：
磨润滑油压一般要求大于0.25MPa。
进油温度：
要求大于30℃小于40℃，油箱温度不大于42℃。
13）磨煤机跳闸：
a）MFT动作；
b）给煤机运行3分钟内煤层点火允许信号消失或给煤机停运后煤层点火允许信号消失
c）给煤机运行3分钟后煤层火焰丧失延时3秒。
d）磨煤机2只出口门关
e）润滑油站冷却器后压力低低（0.7bar，延时2秒跳磨煤机）；
f）在磨煤机运行的情况下，磨煤机齿轮箱轴承八点任一点温度高（80℃）
g）磨煤机运行的情况下，磨煤机电机轴承两点任一点温度高（90℃）
h）大联锁跳
14）给煤机跳闸：
a）MFT动作；
b）磨煤机跳闸；
c）给煤机运行的情况下，出口门关
d）给煤机运行的情况下出口堵煤（就地柜实现）
15）熟知煤样报表各项内容及对燃烧的影响。
3．风烟系统
1）负压测点：
3个分布在炉膛的就地负压测点，测量范围-1000~+1000Pa，一个大量程的负压测点,测量范围：
+3000~-4000Pa。
2）二次风温、热一次风温：
额定负荷下320℃左右。
3）飞灰含碳量：
2%~6%
4）排烟温度：
满负荷时130℃左右，280MW时120℃左右。
是监视炉膛积灰，炉内管泄漏，尾部再燃烧的一个参考量。
要经常检查排烟温度，当发现排烟温度不正常升高，务必引起高度重视。
5）空预器进出口差压：
不超过800Pa。
否则要加强空预器的吹灰。
6）空预器主电机跳闸、辅电机自启时要注意辅电机虽然已自启，但可能发空预器跳闸信号造成各挡板联关，要立即手动打开。
齿轮油泵直接关系到空预器电机运行，要特别关注。
4.FSSS画面
1）MFT动作条件：
a）两台送风机停止。
b）两台引风机停止
c）2/3炉膛压力高高跳闸：
+1960Pa
d）2/3炉膛压力低低跳闸：
-1960Pa
e）2/3汽包水位高高跳闸：
+250mm延时5秒
f）2/3汽包水位低低跳闸：
-250mm延时5秒
g）两台一次风机全部停止运行。
h）手动MFT跳闸
i）火焰丧失跳闸：
任意磨组在投运的情况下，且无任何油层运行时，五层煤火焰丧失。
j）燃料丧失跳闸
k）火检冷却风丧失跳闸
l）点火失败跳闸：
当锅炉吹扫完成后准备点火，在1小时内没有油角投运，发此信号。
m）汽机跳闸
n）发电机主保护动作
o）两台空预器全停
说明：
画面中风量小于30%锅炉MFT已取消。
2）机跳炉联锁、电跳炉联锁：
该开关机组并网后必须投上。
3）锅炉辅机联锁
a）两台空预器全停，停止两台引风机
b）两台引风机全停，停止两台送风机
c）两台送风机全停，停止两台一次风机
d）两台一次风机全停，停止五台磨煤机、给煤机
e）两台一次风机全停，停止两台密封风机
f）两台送风机全停，停止一台静叶开度大引风机（在两台引风机运行的情况下）
4）机、炉、电大联锁
锅炉联跳汽轮机：
汽轮机联跳发电机及锅炉：
发电机联跳汽轮机及锅炉：
5．火焰检测
1）火检：
当给煤机运行，角火检有火，指示灯亮。
在监盘时如发现该指示灯熄灭要高度重视，必要时投油稳燃。
当再熄灭一只指示灯，会跳磨煤机。
2）火检风机：
火检风机的切换按照操作票执行。
切换前必须解保护，要检查备用风机出口档板在开启位置。
火检冷却风压力OK值7.0kpa，低I值6.5kpa，低II值6.0kpa，联动备用风机。
当火检冷却风与炉膛差压低低（3.23kpa）3只开关有2只动作延时5秒，锅炉MFT。
6.燃油系统
1．燃油母管压力：
正常2.8~3.2MPa，低于2.0MPa时OFT动作。
投油时防止瞬间油压过低，造成OFT动作。
（目前该逻辑已取消）
7．空预器油站：
1）推力和导向轴承的油温>55℃自动启动油泵，>70℃报警，>85℃跳空预器
2）注意检查空预器推力和导向轴承的油位
8．风机
8.1．送风机重要报警
出现下列条件之一，送风机报警：
1）送风机轴承温度六个测点中任一点温度大于90℃；
2）送风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于90℃；
3）送风机电机线圈温度六个测点中任一点温度大于110℃（115℃）；
4）送风机轴承振动大6.3mm/s（10mm/s）
8.2送风机跳闸
1）出现下列条件之一，送风机跳闸：
2）送风机轴承前中后三个温度中任一温度大于95℃（同一位置两点与）
3）送风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于95℃；
4）两台引风机全停时，停止送风机
5）MFT动作且炉膛压力高低二值
6）送风机启动60秒后，出口挡板在关闭位置；
8.3引风机重要报警
出现下列条件之一，引风机报警：
1）引风机轴承温度三个测点中任一点温度大于80℃；
2）引风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于70℃；
3）引风机电机线圈温度六个测点中任一点温度大于110℃（135℃）；；
4）引风机机壳振动4.6mm/s（7.1mm/s）。
5）引风机失速
8.4引风跳闸
出现下列条件之一，引风机温跳闸：
1）引风机轴承前中后三个温度中任一温度大于100℃延时10秒；（同一位置两点与）
2）引风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于85℃；
3）两台空预器
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