锅炉反事故调试措施

1目的

为保证机组调试安全顺利进行，防止锅炉重大事故的发生，制定本反事故措施。 2编制依据

2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（电力工业部1996.3） 2.2《火电工程启动调试工作规定》（电力工业部建设协调司1996.5） 2.3《火电施工质量检验及评定标准》（电力工业部1998） 2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996版）

2.5《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]5号） 2.6 设计图纸及设备说明书 3防止锅炉重大事故的主要内容 a) 防止锅炉灭火、爆燃 b) 防止锅炉爆管

c) 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸 d) 防火

e) 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故 f) 微油（等离子）点火系统稳燃 g) 防止锅炉尾部二次燃烧措施 h) 超临界直流锅炉运行 i) 防止电机烧损 j) 防止重要辅机损坏

3.1 防止锅炉灭火、爆燃技术措施 3.1.1 设备要求：

3.1.1.1 确保动力电源工作可靠，备用电源能及时投入。 3.1.1.2 仪表控制电源工作可靠，备用电源能及时投入。 3.1.1.3 装设大量程炉膛负压表且炉膛负压保护装置能可靠投入。 3.1.1.4 炉膛出口氧量表准确可靠。

3.1.1.5 FSSS锅炉燃烧安全管理系统调试完毕，工作可靠。试运期间，必须正常投入使用。

3.1.1.6 燃油速断阀工作可靠。 3.1.2 运行中注意事项

3.1.2.1 加强运行监督，密切注意汽温、汽压、蒸汽流量、炉膛负压和烟气中氧

量等参数的变化，保证燃油及煤粉的供应稳定均匀。

3.1.2.2 在协制系统未能正常投入时，应加强与汽机、电气联系，避免出现负荷大幅度波动。

3.1.2.3 锅炉点火后，应经常检查油，要求不漏油，不滴油，并监视油压和雾化蒸汽压力的变化，确保油雾化良好。

3.1.2.4 炉膛温度较低时，应缓慢增加燃料，提高燃烬率，禁止赶火升压，防止燃烧不完全而积粉积油。

3.1.2.5 锅炉点火后，按运行规程要求，及时进行吹灰，防止受热面结焦。 3.1.2.6 正常模式下点火只有当热风温度大于177℃时，才能进行暖磨煤机准备投粉。

3.1.2.7 运行过程中，严格控制炉膛负压。

3.1.2.8 投油时，如不着火，应立即停止进油，按规定通风吹扫后，方可重新点火投油。

3.1.2.9 当锅炉负荷较低，开始出现炉内燃烧不稳时，应根据情况投入油助燃。 3.1.2.10 加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤、断煤和热控设备失灵等缺陷。

3.1.2.11 根据《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL 435—91）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的规定以及设备监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。

3.1.2.12 加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况通知司炉，作好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。 3.1.2.13 当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃料调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。

3.1.2.14 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油。当锅炉灭火后，要立即停止燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。

3.1.2.15 应装设锅炉灭火保护装置。加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火检探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。

3.1.2.16 严禁随意退出火检探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经机组试运总指挥批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。

3.1.2.17 采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。

3.1.2.18受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。 3.2 防止锅炉爆管技术措施 3.2.1 试运前作好下列试验：

1) 大联锁试验。 2) FSSS功能组试验。 3) MFT静态模拟试验。

3.2.2 锅炉点火时，要注意炉内受热均匀。

3.2.3升温、升压和加负荷过程中，燃料投入不可过猛、过快，增减负荷应平缓。 3.2.4在启动过程中，要注意过热器、再热器的温度，启动初期开启各部疏水，

待投入旁路，过热器、再热器有压力后，再关闭各疏水，确保有足够蒸汽冷却受热面。

3.2.5保持炉内燃烧稳定，及时调整火焰中心，使炉膛出口两侧烟温差≯50℃，汽

温偏差≯15℃。

3.2.6按要求及时投入蒸汽吹灰器，防止受热面结焦，运行人员经常检查炉膛结

焦情况，发现大块结焦要及时清除，防止上部大块焦渣落下砸坏炉底以及炉底部结焦将炉底封死。

3.2.7控制过热器每段蒸汽温度，一级减温作主要调温手段，三级减温作为细调，

二级作备用并保护后屏，控制高温过热器出口汽温不超过585℃。 3.2.8以烟气挡板作为再热汽温主要调节手段。在低温再热器与高温再热器之间

的喷水微调减温器仅作为变负荷和事故工况下紧急喷水。 3.2.9 严密监视各段管壁温度，发现超温情况及时消除。 3.3 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL 435—91）有关要求以及其他有关规定，并符合如下要求： 3.3.1 防止制粉系统爆炸

3.3.1.1 停炉前尽量把煤仓烧空，定期检查煤仓内衬钢板，严防补板磨漏、夹层积煤自燃。每次大修煤仓应清仓，并检查煤仓的严密性及有无死角 。 3.3.1.2 根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对磨煤机和一次风管要充分进行抽粉吹扫。

3.3.1.3 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，对燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。

3.3.1.4 当发现磨煤机内温度异常升高或确认磨煤机内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，防止因自燃引起爆炸。

3.3.1.5 根据磨煤机的结构特点，应设置足够的温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。

3.3.1.6 设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，要做到严密、内壁

光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。

3.3.1.7 热风道与制粉系统连接部位，以及一次风管，应达到防爆规程规定的抗爆强度。

3.3.1.8 加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔离措施，以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。

3.3.1.9 制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。 3.3.2 防止煤尘爆炸

3.3.2.1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。

3.3.2.2 煤仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验。 3.3.2.3 输煤皮带层应有通风装置，严防煤粉浓度过高。 3.4 防火技术措施

3.4.1 锅炉工作场地清除干净，无可燃、易爆物质存放。 3.4.2 严格控制磨煤机出口温度不超过规定值，防止煤粉爆燃。

3.4.3 加强制粉系统巡视，发现漏粉应及时消除。清理煤粉时，应杜绝明火。 3.4.4 严格监视各一次风管风压，防止一次风管堵粉、燃烧。

3.4.5 经常检查炉膛是否结焦，如结焦严重，应加强燃烧调整，并及时除焦，防止因结焦而堵塞喷口，烧坏燃烧器、油。

3.4.6 严格控制炉膛负压，防止因炉膛冒正压，火焰喷出引燃电缆、易燃物而起火的事故。

3.4.7 加强燃油系统，特别是炉前油系统的监视，一旦发现油、管道、阀门等处漏油、渗油，应立即进行处理，并把漏油清理干净。 3.4.8 投运或停退油时，应进行监督，防止发生误操作。

3.4.9 在启动调试前，锅炉消防水系统应全部安装完毕，并能正常投运。 3.4.10 锅炉各个场地应配备大小齐全数量充足的消防器材，运行、调试人员应能熟悉各种消防设备的操作，一旦发现起火，能及时扑灭。

3.4.11 储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。

3.4.12 油区、输卸道应有可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。

3.4.13 油区、油库必须有严格的管理制度。油区内明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的安全措施。对消防系统应按规定定期进行检查试验。 3.4.14 油区内易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易燃物品。

3.4.15 油系统法兰禁止使用塑料袋、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。 3.4.16 禁止在道上进行焊接工作。在拆下的上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

3.4.17 道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。

3.4.18 检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。 3.4.19 燃油系统的软管，应定期检查更换。

3.4.20 输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理。

3.4.21 煤垛发生自燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。 3.4.22 燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。

3.4.23 应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。 3.5 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行《锅炉压力容器安全监察暂行条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监督规程》（DL 612—1996）、《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL 7—1998）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL 438—91）以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并要求如下：

3.5.1 新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。锅炉检验项目和程序按有关规定进行。

3.5.2 防止超压超温

3.5.2.1 严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。

3.5.2.2 参加电网调峰的保护，运行规程中应制定有相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配。

3.5.2.3 对直流锅炉的分离器、过热器、再热器等应有完整的管壁温度测点，以便监视各温度偏差，防止超温爆管。

3.5.2.4 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。

3.5.2.4.1 大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。

3.5.2.4.2 锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入试验现场。

3.5.3 防止炉外管道爆破

3.5.3.1 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采

取措施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

3.5.3.2 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采取措施。

3.5.3.3 加强对汽水系统中的高中压疏水、排污，减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。

3.5.3.4 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438—91），对分离器、联箱、主蒸汽管道、再热管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行检查。

3.5.3.5 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616—1997）的要求，对支吊架进行检查。对主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。

3.5.3.6 对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位、其管道、弯头、三通和阀门。 3.5.3.7 要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站管件制造单位应持有有关的资质证书。

3.5.3.8 要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。

3.5.3.9 加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（DL 5007—92）有关规定。 3.5.3.10 在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。

3.5.3.11 定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。

3.5.3.12 加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前必须到有关部门进行注册登记办理使用证。 3.5.4 防止锅炉四管漏泄

3.5.4.1 严格执行《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电[1992]1069号）。 3.5.4.2 过热器、再热器、省煤器发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。装设漏泄监测装置。

3.5.4.3 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理。防止因水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。

3.5.5 按照《电力工业锅炉压力容器监督规程》（DL 612—1996）要求，加强司炉

工的培训，持证上岗。司炉须经模拟机培训，并考试合格。

3.5.6 火电厂、火电安装单位应配备锅炉压力容器监督工程师，并持证上岗。 3.6微油点火系统稳燃

3.6.1锅炉吹扫和燃油泄漏试验完毕后，确认系统点火条件满足，小油母管压力在工作压力。

3.6.2 进行微油点火油雾化试验，确保雾化良好。

3.6.3 检查磨煤机具备投运条件，并将磨煤机出口分离器转速调整至80%。 3.6.4 启动一次风机，调节磨煤机入口风量，维持磨出口一次风管风速在18～20m/s左右，投入磨一次风暖风器，磨煤机进入暖磨程序。

3.6.5 依次投入小油，检查各小油燃烧正常，将磨煤机运行模式切换到“微油点火模式”。

3.6.6就绪后即可投入磨煤机运行，启动对应的给煤机，设定给煤机转速对应磨煤机稳定运行要求最小给煤量。

3.6.7 微油点火系统即投入煤粉运行，控制磨煤机出口温度55～90℃。 3.6.8 就地检查煤粉燃烧情况，如发现燃烧不稳，应及时采取措施。 3.6.9 根据锅炉升温升压曲线要求，逐渐增加给煤机煤量。 3.6.10 系统投运期间保持空预器连续吹灰。

3.6.11 当锅炉负荷升至最低稳燃负荷以上且小油在运行状态时，应及时将运行方式切至“正常运行方式”，防止因小油灭火造成磨煤机跳闸。

3.6.12 为防止燃烧器内套管被小油烧损，小油运行时燃烧器的一次风不得中断并且风速足够，燃烧器内筒的金属温度不超过600℃。

3.6.13 当锅炉的负荷超过最低稳燃负荷后，应逐次停止小油，避免燃烧器因温度高而结焦。

3.7 防止锅炉尾部二次燃烧措施 3.7.1 锅炉尾部二次燃烧的现象

3.7.1.1 烟道内燃烧点后烟温不正常升高，烟气含氧量不正常降低。 3.7.1.2 烟道内燃烧点后工质温度不正常升高。

3.7.1.3 炉膛压力和烟道内负压波动大并向正方向变化。 3.7.1.4 从烟道人孔或不严密处发现火星或冒烟。

3.7.1.5 空预器二次燃烧，出口一、二次风温和排烟温度不正常升高。 3.7.1.6 空预器电机电流晃动大，严重时卡涩跳闸。 3.7.1.7 火灾探测器发出报警。

3.7.1.8 严重时外壳有温度辐射感或烧红，并发生跳闸现象。 3.7.1.9 烟囱排烟颜色不正常。 3.7.2 处理

3.7.2.1 烟道内烟气温度不正常地升高时，确认控制室内报警指示，应立即检查各尾部烟道受热面处进出口烟温和壁温变化，就地检查确定着火报警的真实性，判断着火的程度及烟温异常区域，立即调整燃烧和投入该区域的蒸汽吹灰，控制各金属壁温在规定值，汇报值长，降低机组负荷。

3.7.2.2 若空预器着火热点报警，投入空预器吹灰，降低机组负荷，若排烟温度不正常升到200℃，且空气预热器电流增大并大幅度摆动时，则继续降低负荷,锅炉维持单侧运行,停止对应侧送、一次风机运行，隔离着火空气预热器。 3.7.2.3 采取措施无效，烟气温度仍剧烈上升，确认为二次燃烧时，排烟温度不正常升高至250℃，手动MFT紧急停炉，此时不能通风。若空预器着火启动辅电机运行，投入消防水系统进行灭火，待排烟温度下降至正常稳定后检查有无火星和积灰，全面检查转子和密封损坏情况。

3.7.2.4停炉后停送、引风机，空预器继续运行，关闭所有风烟挡板。 3.7.2.5烟温继续升高，汽机投入高、低旁防止管壁超温烧损。

3.7.2.6烟温降至正常后停止消防水系统、吹灰系统。缓慢打开人孔门确认无火源后启动引风机通风5-10分钟，对再燃烧部位的受热面进行检查，如燃烧后积灰严重，应设法清扫积灰或冲洗干净后，在启动之前应充分疏水，然后开启引送风机，对空预器进行通风干燥后确认各设备符合启动条件后方可重新点火启动。 3.7.2.7在上述处理过程中，其它操作按热备用停炉处理，应维持正常水位和较高蒸汽参数。

3.7.2.8检查设备确未损坏，可按热态开炉要求重新点火恢复正常。 3.7.2.9若设备受到损坏，按正常停炉处理。 3.7.3预防措施

3.7.3.1监督锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。

3.7.3.2 锅炉空气预热器在安装后第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。

3.7.3.3 空气预热器进出口烟、风挡板，应能就地及远方电动操作且挡板能全开、关闭严密,主辅马达联锁正常、可靠。

3.7.3.4 定期在锅炉点火前进行短时间启动冲洗水泵试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件，空预器投入前必须保证消防系统正常备用。

3.7.3.5空预器停转和火灾报警装置必须可靠投入。当热电偶检测到温度超过420℃或温升速度超过100℃/分时，热点装置报警。 3.7.3.6空预器投入前必须保证空预器吹灰系统正常备用。

3.7.3.7 燃油母管泄漏试验合格后，方可允许锅炉点火。燃油母管泄漏试验不合格，

应查明原因，在缺陷未消除前禁止锅炉点火。

3.7.3.8 点火初期投油时，应从就地及火焰监视电视观察油着火情况，发现油未着火但火检信号存在时，应立刻手动停止该油，联系检修人员查明原因，禁止在未查明原因之前重复点火。

3.7.3.9 油雾化不好时应立即停用，及时联系检修清理油。运行人员应根据油着火情况及时调整送风量，保证燃油燃烧充分。

3.7.3.10低负荷投入磨煤机时，应将所选磨煤机对应的油全部投入。在磨煤机出粉后应保证油有足够的能量点燃煤粉。当磨煤机已有三台运行且燃烧稳定后，方可停止助燃油。

3.7.3.11在有油投入时，预热器保持连续吹灰，油停止后定期吹灰。炉负荷低30％额定负荷时应用辅汽连续吹灰，锅炉负荷大于30％额定负荷时用本体汽源吹灰，70％额定负荷以上至少每8h吹灰一次，当空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数，保证正常吹灰。

3.7.3.12加强对锅炉尾部烟道温度的监视，特别是在锅炉点火初期、长时间低负荷运行、煤油混烧期间的监视，并加强燃烧的调整，尽量减少油煤混烧时间，精心调整制粉系统和燃烧运行工况，合理控制煤粉细度。

3.7.3.13空气预热器停转或着火时报警后，立即到就地检查，预热器确停转时立即关闭预热器进出口烟风档板，将其隔绝，降负荷运行，并加强对预热器出口风烟温度的监视，投入辅助马达盘车。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。为确保空气预热器一旦着火能立即采取措施，必须确保消防系统及设备处于正常备用状态，有着火趋势时立即投入消防清洗水。

3.7.3.14加强燃烧调整，保证合格的煤粉细度，确保燃烧完全。

3.7.3.15加强监视烟、风温度，尤其在停炉后或空预器故障停转的情况下，更应密切监视空预器烟风温度的变化。

3.7.3.16若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，防止未完全燃烧的油和煤粉沉积在尾部受热面或烟道上。可根据具体情况利用停炉对空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件。

3.7.3.17正常停炉前应对空预器进行彻底吹灰一次。 3.8 超临界直流锅炉运行技术措施

3.8.1 点火前，水冷壁应先建立启动流量，启动循环流量维持大于最低给水流量。 3.8.2 确保启动循环系统正常，分离器水位在正常范围。

3.8.3点火升压后应及时冲洗贮水箱上的水位计，确保水位指示正确。

3.8.4 机组增减负荷时，应维持适宜的煤/水比缓慢操作，避免压力波动较大引起贮水箱水位大幅度波动。

3.8.5 汽机停、投高加时，防止断水引起锅炉水循环破坏事故发生。

3.8.6 运行过程中严格控制分离器内外壁温差≤42℃。

3.8.7 手动增机组负荷时，缓慢加风、加燃料、适当加大给水量。手动减负荷时，缓慢减燃料、减风、适当减小给水量。注意维持适宜的煤/水比。

3.8.8 启动分离器入口温度是煤量和给水量是否匹配的信号，控制煤/水比例，将以此为依据。

3.8.9 直流工况时启动分离器应保持一定的过热度，若启动分离器入口蒸汽温度达到饱和，意味煤/水比已失调，应及时增加燃料量或给水自动切手动，适当减少给水。调整并优化炉内燃烧。 3.9 防止电机烧损的技术措施

3.9.1 启动电机之前，检测电机绝缘要符合规定。 3.9.2 在试验位置先进行起停试验。

3.9.3 对于可以盘车的电机在启动之前要进行盘车。 3.9.4 电机启动运行以后，不允许超过额定电流。 3.9.5 监测电机线圈温度不允许超过限定值。

3.9.6 锅炉6kV鼠笼式电动机允许在冷态下连续启动 2 次，间隔至少 45 分钟后才允许进行第三次启动。在热状态下允许连续启动 1 次，间隔至少 20 分钟后才允许进行第二次启动。6kV电动机在 24 小时内，启动的总次数不许超过 6 次。

3.10 防止重要辅机损坏的技术措施

3.10.1 锅炉重要辅机，如磨煤机、引风机、送风机、一次风机、空预器等，在启动前各联锁保护必须投入，并做好联锁保护试验。

3.10.2 各风机启动前应对风道进行仔细检查，确认无杂物后方可启动，以防杂物损坏风机叶片。

3.10.3 各转动设备附近应保证照明充足，通道畅通，沟盖板齐全，消防器材齐全，各转动设备轴承油位正常，冷却水畅通。

3.10.4 试运期间安装、运行人员应加强对各转动设备的巡视、检查工作，当发现有异常情况时应及时进行处理并通知调试人员。

3.10.5 如转动设备运行异常，有危害人身和设备安全时，应就地按事故按钮，使其紧急停止。