电厂运行规定注意事项.docx

电厂运行规定注意事项.docx

《电厂运行规定注意事项.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电厂运行规定注意事项.docx（25页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

电厂运行规定注意事项

送风机、一次风机油站切换说明

1、做好单台风机跳闸的事故预想；

2、派人持对讲机到就地，检查确认油站工作状态正常，切换开关位置正确，并记住各压力表读数；

3、检查油箱控制柜内电气开关位置正确；

4、切换准备就绪后，通知热工人员暂时将油站重故障跳风机保护解除；

5、快速将切换开关打至“运一备二”或“运二备一”进行油泵切换；

6、若两油泵同时运行，将油站状态切至“就地”，停运原运行泵，检查油压正常后将油泵切换开关切至对应位置，将油站状态切至“远方程控”；

7、若两油泵都停运，立即切至就地启动一台油泵，检查油压正常后将油泵切换开关切至对应位置，将油站状态切至“远方程控”；

8、若两泵都停运、一分钟内启动不了的，手动跳闸对应风机，按RB处理。

#1机处理高加泄露的注意事项

#1机处理高加泄露的关键点有两个：

不能造成维护人员的人身伤害、不能危及真空导致机组安全受到威胁，为确保安全，应注意以下事项：

1有涉及有压放水母管的操作时，在操作前通知维护人员暂时从高加内部、人孔周围撤离；

2发现高加进出水温度、进汽温度、进汽压力、疏水温度等测点有异常变化时，及时通知维护人员，采取相应措施；

3在不影响机组运行安全的情况下，对维护人员提出的开、关阀门等要求应尽快实施（如开大高加的启动排汽、危急疏水门等），对通水、通气等操作应询问设备部专工和运行部技术人员；

4#1机人员必须清楚#1高加系统各阀门状态（特别是检修票上要求关闭、停电，但因工作需要又送电、部分开启的阀门），阀门状态改变时必须写清记录并向接班人员交代；

5因检修工作需要，现#1、#2、#3抽汽电动门后疏水及三台高加的启动排汽、危急疏水门都在部分开启状态，对真空有一定影响，在真空降低到对机组的安全造成威胁时应立即通知维护人员撤离高加区域，适当关闭以上阀门。

#2发电机氢气纯度低分析及解决方法

近一周内#2发电机内氢气纯度偏低，氧气、湿度偏大，具体分析及采取的措施如下：

1、发电机内氢气压力达0.4MPa，比该压力高且与发电机相连的只有风压试验用压缩空气管道和充二氧化碳用管道，系统阀门不严密时可能从该两处进杂气。

检查发现充二氧化碳用管道上并未接二氧化碳瓶，可排除是充二氧化碳用管道上阀门泄漏所致。

风压试验用压缩空气管道与发电机氢系统管道用法兰连接，法兰中间有一块橡胶堵板。

将该法兰解开后测量漏氢，未见异常，也可排除压缩空气漏入发电机。

2、排除外界气体直接漏入发电机后，杂质气体只能通过密封油系统间接进入发电机，因此重点对发电机密封油系统和主机润滑油系统进行了检查和调整，措施如下：

1提高密封油箱真空：

密封油箱真空额定值为-86KPa以上，但#2机的密封油箱在真空高时油位会降低，偏低的油位导致密封油泵与管道振动。

正常情况下，密封油箱的真空提高，油位应该升高，现在怀疑#2机的密封油箱进油喷淋孔可能有部分堵塞，导致油位出现异常。

运行与设备部人员合作，小心提高密封油箱的真空（原为-20KPa），经反复试验，将真空维持在-85KPa左右，密封油泵刚好不振动，现#2机密封油真空油箱油位比正常油位偏低100mm左右（正常油位在油箱中心线处）。

提高密封油箱真空有利于油内溶解的杂质气体在油箱内充分析出，避免进入发电机内污染氢气。

2降低密封油系统油氢差压：

进入发电机内的油量与油氢差压成正比，即油氢差压大，油携带入发电机内的杂质气体就多。

减小油氢差压，就是减少了进入发电机内的杂质气体数量，有利于提高发电机内氢气纯度。

3检查密封油系统的空气抽出槽防爆风机工作状态：

该风机工作不正常时，空气抽出槽内压力高，可能导致发电机密封油空侧回油不畅，从而通过氢侧进入发电机内的油量会增加，携带入发电机的杂质气体会增加。

检查该风机后，未发现异常情况。

工作风机机壳温度高，说明有烟气抽出，备用风机机壳温度低，说明无反风现象，风机进、出口扩容器排污管道阀门处于常开状态，无油、水排出，说明防爆风机管道无堵塞、集油现象。

4检查主机油箱排烟风机：

主机排烟风机工作异常时可能引起主机润滑油中含油烟、水分、杂质气体过多，而密封油的油源为主机润滑油，因此主机油箱排烟风机工作异常也会导致发电机内氢气纯度下降。

检查主机油箱排烟风机后，发现无反风等异常现象，风机工作正常，油箱压力正常。

经检查以上设备、采取相应措施后，经过两次大量换氢（20日120m³，24日116m³），#2发电机氢气纯度基本能保持稳定，部分数据见下表：

#2机保持单侧凝汽器运行的注意事项

#2机凝汽器5日7：

00左右开始出现电导、硬度突升的现象，电导最高至13，硬度最高至40，均超出机组长期安全运行限制。

解列凝汽器内环循环水后并开启放水、放空气门，凝结水电导、硬度明显下降。

但由于内环循环水进、出口门内漏，采取措施后仍无法将水室隔离。

后采取通过胶球泵向循环水内加锯末的方法，效果不大。

因网上负荷需要，#2机暂不能停运消缺，决定先维持目前单侧凝汽器运行的方式。

在这种运行方式下，请注意以下几点：

1、运行方式为单台循泵运行，内环收球网放水门全开（入口压力0.083MPa，出口压力0.064MPa），其他放水、放空气门关闭，胶球系统停运隔离，装球室暂不装球；

2、禁止任意关闭内环收球网放水门,防止内环循环水压力升高造成硬度升高；禁止任意开启其他放水、放空气门，以防凝泵坑水位过高；潜水泵故障时可视凝泵坑水位暂时调节放水门开度，但需立即联系相关人员尽快修理、恢复；

3、#2机凝结水硬度一个小时测量一次，目前电导0.3、硬度11左右并较稳定，如有异常及时汇报；

4、凝泵坑内有多台潜水泵抽水，就地应有人连续监视，严防发生水位过高的现象；#2机房西门外积水较多，也应加强监视，防止对其他设备造成威胁；

5、主机按照真空不出现低报警的原则带负荷，加强与调度的沟通，监视主机TSI各项参数、排汽温度等无异常；

6、真空异常降低时，应采取降负荷的方法挽救，严禁快速开启内环进出口电动门，内环投运必须严格按照已下发的凝汽器单侧解列后恢复步骤执行。

#2机定冷泵运行措施

现#2机定冷泵的情况是：

2A定冷泵出口门已处理好，但不能保证再次关闭、开启后还能正常，2B泵因卡涩较严重未处理好，因此维持2B泵运行，2A泵处于备用状态。

危险点是：

如果2B泵跳闸，2A泵联启，因向2B泵反水，出口母管的压力、定冷水流量会突降，很可能达到发电机断水保护定值导致跳机，且2B泵会严重倒转。

为防止危险发生，应采取以下措施：

1、加强对定冷水系统，特别是2B泵的巡视，保证每小时一次，维持水箱水位/泵轴承油位等的正常，有异常立即处理、汇报；

2、2B泵跳闸时，2A泵应联启，若不联启应手动启动；同时立即强启2B泵一次，并立即派人到就地进行后续处理；如果2B泵再次跳闸，不要再启动，这时可能因其出口逆止门仍不回座造成定冷水流量突降，马上减负荷防止发电机损坏，人到就地后立即关闭2B定冷泵入口门（该门好关），再关闭出口门，通知维护处理，正常后恢复发电机出力。

此过程中若发电机断水保护动作则按停机处理，尽快恢复。

3、2B泵若长期运行需要切换，请通知专工采取临时措施。

#2机组小修电气改动情况说明

1、GIS地刀控制回路改动

500217与500227地刀合闸条件上加入发电机出口PT二次无电压判据，合这两个地刀前发电机出口PT二次空开应合上，否则地刀合不上。

2、GIS刀闸电源回路更改

按照传统经验，GIS地刀和刀闸操作完后需将其电机电源断开，而在GIS中将其电源断开后会向DCS的发电机并网逻辑发闭锁信号，影响发电机并网操作。

现将GIS地刀和刀闸电机电源空开F121、F122、F123的常闭接点拆除，即断开这三相电源的空开后不会向DCS发信号。

进行拉合刀闸的操作后应及时将刀闸的电源开关断开（即F121、F122、F123）

3、循环水泵房热工电源箱电源改造：

循环水泵房热工电源箱电源原取至循环水泵房MCC，现改为双电源供电，分别取至化水IA、IB段，带自动切换装置，原电源拆除。

循环水泵房热工电源箱负荷主要有：

#1、2机组液控蝶阀，循环水系统电动门。

请注意;上述改动仅限于#2机组

2B一次风机突然不出力的安全预防措施

一、2B一次风机动叶调整机构断裂后运行注意事项

1、退出2A、2B一次风机动调自动。

2、监盘人员应加强对2B一次风机电流的监视，发现2B一次风机电流变化大应及时汇报。

3、如2B一次风机入口空气温度不正常升高且两台风机电流偏差大，这表明2B一次风机已经不出力，此时应及时关闭两台一次风机联络门，手动进行一次风机RB操作。

二、2B一次风机动叶调整机构断裂后的现象：

2B一次风机动叶调整机构断裂后，其动调液压缸活塞由于与操作机构脱离，2B一次风机出力将会突降或逐渐减小至不出力，进而导致一次风机电流偏差大、喘振的发生。

三、一次风机RB动作过程

1、一次风机RB动作后或单台一次风机不出力，RB目标值为340MW

2、当一次风机RB动作后，跳闸的一次风机出口联络挡板、出口挡板、空预器出口一次风挡板连锁关闭

3、运行的一次风机动叶指令自动在跳闸时刻的指令基础上增加10%，然后动叶根据一次风压偏差信号进行自动调节。

一次风机的出力增加过程中应注意电流，避免超电流现象的发生。

4、当一次风机跳闸后，磨煤机入口的一次风量可能会很快降低到磨煤机风量低紧急跳闸的程度，当一次风机跳闸时，磨煤机入口风量低紧急停的延时自动由3秒增加到90秒，以避过运行一次风机自动家负荷的时间延迟。

5、当一次风机跳闸后，磨煤机跳闸顺序为：

RB动作后，马上跳闸B磨；B磨未运行10秒以上或RB动作后10秒将跳闸D磨；如果D磨未运行10秒以上或RB动作后20秒，将立即跳闸E磨。

运行的磨煤机台数≤3台后，复位RB跳闸磨煤机。

6、一次风机RB动作后，层投F层投点火油燃烧器组，5秒后层投A层点火油燃烧器组。

四、一次风机RB注意事项

1、当2B一次风机跳闸时，水盘应当立即切除自动，随着主给水流量的下降（水量低于1200T/H）将两台并列的汽泵再循环自动解除并手动同步开大。

如机组负荷维持不住，主给水流量低于900T/H，应将给水交由一台汽泵（工作汽源电动门及辅助汽源电动门均应开启）控制。

在此同时应根据机组过热度、储水罐水位调整给水量，尽量避免干湿态频繁转变，防止储水罐满水、过再热器超温。

2、当2B一次风机跳闸时，燃烧盘应按照一次风机RB动作后磨煤机动作逻辑处理。

当只有三套磨煤机运行时，应根据一次风机母管压力、未跳闸磨的入口风量以及未跳闸一次风机的出力情况人为判断是否继续停磨（建议停C磨保证下层磨的运行），投C或E层的启动油枪以及A、F层点火油和A层双强保证燃烧的稳定。

另外根据火检、负压、氧量判断燃烧情况，快速关闭跳闸磨的一次、二次风门，监视跳闸磨的冷热风调门自动关闭保证一、二次风压稳定。

3、辅盘应及时投油，调整未跳闸的一次风机的处理，尽量维持一次风母管压力，监视一次风出口联络挡板、出口挡板、空预器出口一次风挡板连锁关闭，根据一次风母管压力手动调整一次风机的出力注意不要超电流

一、两台一次风机并列的安全技术措施

1、我厂一次风机为双级轴流式风机，在两台风机动调开度都大于40％的时候风机无法并列。

2、两台一次风机准备并列时，最多保持两台制粉系统运行。

3、关闭一次风机联络门及待并入的一次风机出口冷一次风门，并就地确认风门关闭正常。

4、缓慢减小原运行一次风机的动调开度，缓慢开大待并入一次风机的动调开度。

（动调开度35％左右时一次风机并列正常，此时一次风压大于8KPa）

5、并列时如风机发生喘振，一次风机入口温度会升高。

此时应注意控制风机入口温度不能超过100℃，如温度超过150℃应立即停运。

6、风机并列时，制粉系统的风量应设专人手动调节，防止因风量低制粉系统跳闸。

磨煤机厂家技术研讨记录

6月4日北重磨煤机专家徐信到我厂，与设备部、运行部、炉维护的相关人员一起，针对我厂磨煤机存在的问题进行了讨论，现将讨论内容简述如下：

1、在煤质保证时，磨煤机振动主要是煤层厚度，我厂磨煤机安装质量还不错。

煤层过厚（即堵磨）时，因厚度不均，磨辊上下活动大会引起振动；煤层过薄时，磨辊与磨盘衬板磨擦肯定会导致振动。

在磨煤机启动后一定要先布煤再降磨辊加载，布煤量应在1－1.5吨左右（我厂给煤机启动后初始煤量为20t/h，算下来应先布煤3分钟左右，视停时存煤量而定）。

我厂在锅炉启动初期使用双强时A磨总是振动，很可能是因为每次停炉都要检查A磨，启动时A磨中已无存煤，又未充分布煤，引起振动。

2、我厂多台磨加载油压低是因为油质差，现场环境较恶劣是引发油质差的原因。

3、我厂磨煤机出力偏低（铭牌出力71t/h，现只能达到不到60t/h），原因是加载油压不够。

设计最高加载油压为16MPa左右，现我厂磨煤机加载油压出厂时限制在12MPa，还保留有约20％的余量。

6号左右徐总还要到我厂解决问题，目标是实现满负荷时磨煤机5运1备。

准备将加载油压调至3.5－16MPa（现在为5－12MPa），以增加出力和减小低煤量时磨煤机的振动。

近日加载系统生产厂家人员来，提供修改比例溢流阀参数的数据线和软件，并培训我厂人员。

在油压调高过程中，要严密监视磨煤机推力轴承和减速箱温度，推力盘和齿轮箱是进口设备，损坏后修复周期长。

磨煤机的额定电流是74A，裕度大，完全能满足加载压力的升高。

而且因我厂现在所烧的不是设计煤种，长期掺烧山西煤，建议将常用煤样的哈氏可磨性系数测定一下，为磨煤机调整做参考。

4、我厂磨煤机风量偏低，在50t/h以上出力时应达百吨以上，而现在为80－95t/h左右。

但磨煤机出口风温并不低（出口风温80℃以上就满足设计要求），怀疑是风量测点问题。

我厂磨煤机的冷、热风调节门在风量配比上有问题，比如热风门30％开度，冷风门50％开度，当将冷风门开度增至80％以上时总风量反而减小，即出现了“压风”现象，这应该是设计问题。

5、磨煤机分离器转速为电机转速（即DCS上显示的转速）除以5，我厂分离器转速一般为60rpm，满足设计要求。

两机三台泵运行调试方案

随着气温的逐渐升高，我厂单台机组单台循泵运行已无法满足大机循环水需要，针对我厂循环水系统特点，现试验部分或全部开启#1、2机循环水出口母管联络门，开启循泵入口流道联络门，实现三台循泵供两台机组循环水的运行方式。

这样既可使我厂的循环水运行方式多样化，节约了厂用电，又可在夏季高温季节某台循泵检修时满足该机组循环水需要，不致因真空偏低影响机组负荷。

两机三泵的运行方式关键点在于两机塔池水位的调节，这次试验的重点也是调节循泵出口联络门的开度，使得两塔池水位保持正常，防止一个塔池溢流而另一个塔池水位低的情况发生，并在调节过程中观察两机循环水流量的分配情况及两机真空的情况。

这次试验的方案如下，请将反馈意见及时通知汽机专业组：

1、将两塔池正常水位补至一致，大概低于溢流口15cm左右；

2、检验四台循泵进口流道的滤网无堵塞，开启流道联络门；

3、将除灰、脱硫系统用水切换至#2循环水母管供，通知除灰值班员将其回水切换至#2塔池；

4、启动2A循泵，即1A、2A、2B三台循泵运行，这样在#1机运行、#2机停运的情况下既可保证#1塔池的水位，又可检验对#1机真空的影响程度；

5、观察1至2小时，检验循泵出口联络门的内漏情况，观察两塔池水位的变化，若#2塔池水位明显下降、#1塔池水位明显上升有溢流倾向，则表明出口联络门内漏过于严重，应停止试验；

6、在进行上一步时若#1塔池水位明显下降、#2塔池水位明显上升，则根据两塔池水位变化趋势开启两出口联络门（建议一次开大10%，待两塔池水位不再升降、补水较一致时开始用出口联络门微调）；

7、调整成功后维持运行该方式，并根据两塔池水位调节出口联络门，待两台机同时运行后通过真空观察流量分布情况，若效果不好则考虑通过在2A循泵入口流道加闸板门与出口联络门共同调节。

注意事项：

1、1B或2A循泵入口滤网任一个堵塞时都会引起两塔池水位差异大，必须严密监视流道滤网的清洁情况；

2、监视两机循环水质，出现一侧水质恶化时应及时查找原因并提出措施；

3、对循泵出口联络门应定时巡检，避免其中积水过多影响调节；

4、对循环水系统的其他危险点请按照循环水系统安全运行规定执行，有改进建议请及时通知汽机技术组人员

堵磨的判断和处理

一、堵磨判断

磨煤机堵磨的现象有：

在冷、热风挡板开度不变的情况下，磨煤机风量下降、出口风温下降、压差升高、出口一次风管压力降低、磨煤机电流降低、磨煤机入口风温降低。

根据以往经验，虽然在堵磨时以上现象可能不会全部出现，但在有以上情况发生（特别是磨煤机风量下降、出口风温下降）时，应综合各方因素判断是否堵磨。

二、堵磨的处理

1、当判断堵磨或有堵磨倾向时应立即停止给煤机或视程度减小给煤量，增大磨煤机一次风量（此时应注意磨煤机出口温度），减小分离器转速，直至压差等参数降至正常；

2、通知维护清理石子煤，并派专人到就地监督，在堵磨消除前应连续排放；

堵磨后应落下磨辊且提高加载压力。

堵磨严重时，磨辊托架可能被煤抬起或被煤卡住无法落下，导致磨煤机电流呈空载电流状态，在甩石子煤过程中监视磨煤机电流，适当升降一下磨辊，当磨煤机电流上升、磨煤机出现振动时说明磨内积煤已排放完毕；

3、当无石子煤排出但堵磨现象仍存在时，应停止磨煤机并做好措施，通知维护对磨煤机内部和一次风道进行检查，堵磨时可能堵塞一次风道或损坏石子煤刮板；

4、值长、机组长在运行中应关注煤质情况，当发现煤的硬度大时要适当调整磨煤机运行参数，通知维护增加石子煤的排放频率。

在发现堵磨时应采取果断措施，避免延误处理时间。

我们目前对堵磨的判断还不是很完善，监盘人员的水平也有差异，请大家在参照执行以上规定时多提宝贵意见，以促进整体水平的提高。

附上一份典型的堵磨趋势图，希望各值讨论分析（这次堵磨时排出的石子煤较硬，后来检查一次风道内的刮板被折断。

且由于当班人员处理措施不够得当，导致该磨处理时间跨越四个班，严重影响了机组出力，望大家引以为鉴）。

发电机进相运行规定

根据华中电网公司下发的《丰鹤电厂#1发电机组进相运行规定》的有关规定及河南电力试验院的试验报告，特对我公司#1发电机组进相运行作如下规定：

1、机组在进相前应对机组相关系统、参数进行全面检查。

2、进相运行前应退出进相运行机组的AVC装置。

3、在进行操作时，应手动缓慢减少励磁电流，严密监视机端电压、厂用电6KV母线电压，控制6KV母线电压不低于5.8KV。

4、机组进相深度原则上按照下表控制。

P（MW）

600

500

400

300

Q（Mvar）

-50

-60

-70

-80

5、如有特殊情况需发电机深度进相，只有在得到调度的指令后方可进行，但进相深度不允许超过下表的规定。

P（MW）

600

500

400

300

Q（Mvar）

-100

-140

-160

-180

6、当调节器故障或低励限制、失磁保护因故未投入时，发电机不允许进相运行。

7、发电机进相运行时，应调整另一台迟相运行的发电机的无功功率，使其功率因数不得低于0.98，避免一台发电机进相运行深度较深，而另一台发电机在较低功率因数下运行。

8、进相时要严密监视定子线圈、铁芯温度，内冷水进出水温度，氢温、氢压、机组振动值，以及发电机电压、电流的变化。

9、机组进相运行中，应尽可能避免大动力的启动，以防影响机组安全。

10、发电机进相运行时应加强对发电机及重要辅机的巡视检查。

11、两台机组运行，一台机按中调令进相运行时，另一台机组的AVC装置应退出运行。

12、发电机进相运行时应做好事故预想，防止发生失磁或振荡。

13、当发电机各部温度超限、励磁调节回路存在异常、启备变不在备用状态、6KV电压低于5.8KV时禁止发电机进相运行。

防止#1机振动大的运行措施

#1机减负荷时，2Y轴振和#3、#5轴瓦瓦振有时会突然增大，为保证机组安全运行，根据以往经验，做如下规定：

1、值长接班后应根据近几日负荷情况，将#1机负荷调至某一值，尽量使之能够保持不变，让#2机的负荷在350－600MW间调整，保持全厂负荷满足要求；

2、保持两机的变负荷率在较低水平，能保证负荷不被考核即可；

3、保持两机变压率在较低水平，尽量不超过0.2MPa/min，发生断煤等突发工况时此值仍可调低，防止调门大幅摆动造成轴系不稳；

4、启、停制粉系统的速度不得太快，保证调门能够平稳调整汽压；

5、调节过程中，特别是变工况或发生较大扰动时，应保证汽温的平稳；

6、保证润滑油温、油压的稳定，调整时必须保证调节速率平缓；

7、保证氢气温度的稳定，调整时必须保证调节速率平缓；

8、运行中投、退高、低压加热器时必须缓慢操作，温度变化率不得超过规程规定；

9、保证轴封温度、压力的稳定，调整时必须保证调节速率平缓；

10运行中严密监视胀差、膨胀、轴向位移等的变化，发现异常应立即停止工况变动；

11保证机组无功正常，工况变动时监视无功变化，采取措施防止其剧烈变

12发生振动持续上升、#3瓦振动超过60或2Y轴振超过90µm时，在保证机组其他参数稳定的前提下增加20－30MW左右的负荷，观察振动是否有趋缓、下降的趋势；

13值长、机组长应查阅近期振动曲线，熟悉振动规律，做好事故预想，在发生振动突增时做好应对措施，就地派人测振，做好记录，振动较以前异常增大时立即汇报值班人员。

保证锅炉炉膛安全的措施

由于燃料市场供应紧张，导致近一段时期我公司煤质较差，锅炉灭火频繁，严重地威胁着锅炉的安全稳定运行。

考虑到春节临近，煤炭供应状况难以在较短时间内好转等因素，结合我公司锅炉运行过程中总结的经验，特制定保证锅炉炉膛安全的防范措施如下，望各值严格执行：

一、组织措施：

1、锅炉主控操作台是燃烧调整的主要控制站，应由具有锅炉独立控制资格的运行人员或在具有监护资格的人员监护下的运行人员完成，其他人员不得随意调节与燃烧有关的控制系统；事故处理过程中应由具有锅炉监护资格的人员进行操作或在其监护下由具有独立控制资格的运行人员完成。

2、值长、机组长应重视燃烧调整，经常了解锅炉燃烧状况，发现燃烧不稳时应立即分析原因并采取相应措施；锅炉主控制站监盘人员发现燃烧不稳时应立即采取措施并向值长、机组长汇报。

3、各值长应经常组织本值人员学习稳燃的理论和措施，提高锅炉燃烧的控制水平。

4、严禁锅炉专工不在场的情况下随意进行燃烧调整试验；可控制的重大操作、试验必须由专业技术人员在场监护。

二、防止锅炉灭火的技术措施：

一）及时了解并掌握燃料的变化情况

1、值长应经常向燃料运行人员了解入厂煤、入炉煤煤质的变化情况；燃料运行人员发现煤质较差或变化较大应立即向值长汇报。

2、值长、机组长、锅炉负责人及监盘人员应经常通过以下情况分析掌握入炉煤的变化情况，以便根据煤质变化提前采取措施：

1）过热度、水煤比、氧量、炉膛压力、机组有功负荷（基本方式下应监视主汽压力）、火检数量等曲线的变化趋势。

2）观看火焰电视或就地看火。

3）值长、机组长及锅炉负责人应经常了解磨煤机变频器的运行情况（正常情况下应维持变频器转速在400～550rpm范围内）和煤粉细度变化情况，保证其在合格范围内。

4）根据水煤比的大小可将原煤定义为低灰分煤（水煤比大于8）、中灰分煤（水煤比6.5～8）和高灰分煤（水煤比小于6.5）三种。

二）合理安排磨煤机运行方式

1、启停制粉系统时应加强与锅炉主控制台监盘人员的联系并在得到许可时方可进行。

2、正常情况下如仅需3～4台磨煤机运行时，应尽可能保持A、F、C（E）运行方式，低负荷稳燃优先考虑双强;在其它运行方式下,负荷低于350MW或煤质较差时或