循环流化床锅炉各种试验详解.docx

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循环流化床锅炉各种试验详解

锅炉冷态空气动力场试验：

3.5.1  冷态试验的目的

3.5.1.1  鉴定风机风量、风压是否满足锅炉设计运行要求。

3.5.1.2  检查风烟系统、燃烧系统的严密性。

3.5.1.3 测定布风板的布风均匀性、布风板阻力、料层阻力，检查床料流化质量。

3.5.1.4  绘制布风板阻力、料层阻力与风量变化的曲线，确定冷态临界流化风量和热态运行的最小风量。

3.5.2  试验内容及方法

3.5.2.1  一、二次主风道和分支风道的风量标定

大修后，对于布置流量测量装置的风道，均应进行风量标定。

3.5.2.2  布风板阻力测定

a    测定布风板阻力时，布风板上无床料，一次风道主风道挡板开启，其余全部关闭，用一次风机液偶调整一次风量。

b    启动甲乙吸风机和一次风机后，逐渐增加风量，调整吸风机转速，使炉膛内保持为“零”，缓慢、平滑地增加风量，并记录风量和风室静压的数据，一般每次增加500～1000m3 风量记录一次，一直增加到最大风量（一次风机达到额定电流为止）。

c    再从最大风量逐渐减少，并记录相对应的风量和风压，用上行和下行的数据平均值，作为布风板阻力的最后数据。

画出阻力特性曲线。

3.5.2.3   确定最低流化风量试验及布风均匀性试验

a    锅炉铺料之前必须消除炉内杂物，风帽清理完毕，无堵塞、损坏。

b    在炉底铺设一层沸腾炉渣，粒度0-8mm，高度约500mm，铺设要均匀、平整。

c    启动甲乙吸风机和一次风机后，逐渐增加风量，调整吸风机转速，使炉膛内保持为“零”，缓慢、平滑地增加风量，并记录风量和风室静压的数据，一般每次增加500～1000m3 风量记录一次，一直增加到最大风量（一次风机达到额定电流为止）。

d    再从最大风量逐渐减少，并记录相对应的风量和风压，用上行和下行的数据平均值，作为料层阻力的最后数据。

画出阻力特性曲线，确定最低流化风量。

e    关闭炉门，启动吸风机，一次风机，调节转速，保持燃烧室负压-50～-100Pa，使底料全部流化。

打开炉门，用扒子进行试验，当扒子较顺利推拉碰到风帽时，确定最低流化风量，主风道（运行风）开启20％～50％，副风道（点火风）全开，重复上述试验。

f    约5分钟后，关闭一次风机，打开炉门观察底料平整情况，底料表面应无凹凸，堆积及沟流现象。

如存在上述现象，应查明原因，予以消除。

并重做一次。

g    将试验时的挡板开度、风量风压、电机电流等各项参数记录好。

3.5.3漏风试验

锅炉经过检修后应在冷态下以负压或正压的方法试验检查锅炉本体及烟道的严密性，程序如下：

3.5.3.1关闭各处人孔门、检查孔。

3.5.3.2用负压法试验时，可启动吸风机，保持炉膛出口负压50—100pa左右，用蜡烛检查燃烧室、烟道时火焰即被吸向不严密处。

3.5.3.3用正压法试验时，启动吸风机、一次风机，保持炉膛出口压力50pa左右，用蜡烛靠近锅炉本体烟道、预热器时火焰即被从不严密处吹向外侧。

3.5.3.4用正压法检查二次风道方法同上。

3.5.3.5用正压法检查返料风道方法同上。

3.5.3.6发现不严密处做好记录，试验完毕加以消除。

3.5.3.7试验完毕恢复各风门挡板正常位置，将试验结果记录在记录薄内

2.2 锅炉水压试验

2.2.1锅炉在大小修或局部受热面及耐压部件检修后，可根据需要进行汽包额定工作压力的水压试验。

2.2.2超压试验（1.25倍工作压力）必须经总工程师批准。

有以下情况之一，应进行超压试验：

2.2.2.1新安装锅炉投产前。

2.2.2.2停炉一年后恢复投产前。

2.2.2.3锅炉改造、受压部件经重大修理或更换（如水冷壁更换总数达50℅以上，过热器、再热器、省煤器成组更换时）后，汽包进行了重大修理。

2.2.2.4锅炉严重缺水引起受热面大面积变形。

2.2.2.5锅炉严重超压达1.25倍工作压力。

2.2.2.6锅炉运行6～8年未做超水压试验。

2.2.2.7根据实际运行情况对设备可靠性有怀疑时。

2.2.3水压试验应拟订详细的安全措施和技术措施，经总工批准后方可执行。

2.2.4汽包额定工作压力的水压试验由生产策划部主持，发电部、检修部、生产策划部、安监部有关人员参加。

超压水压试验应由总工程师或其指定的人员主持，检修及发电部、生产策划部、安监部的相关人员参加。

2.2.5水压试验压力

类       型

汽包额定工作压力试验

超压水压试验

试验部位

本  体

再热器

本  体

再热器

试验压力（MPa）

15.07

2.74

18.84

4.11

2.2.6水压试验范围包括锅炉全部承压部件，即从锅炉给水管入口直到汽机主汽门（水压试验堵阀）前的整个设备系统，但水位计、安全门不参加超压试验；再热器进行水压试验时，从高压缸排汽管、再热器、至中压联合主汽门前（水压试验堵阀）。

主要包括以下设备：

2.2.6.1汽包：

 汽包及附件、人孔门、管座等。

2.2.6.2水系统 ：

下降管、导水管、布风板水冷管、水冷壁及其进出口联箱、水冷壁上联箱至汽包连通管、双面水冷壁及联箱，省煤器管及其进出口联箱、给水管、省煤器至汽包连通管、省煤器再循环管段等。

2.2.6.3过热汽系统：

 饱和蒸汽引出管、包墙管道及集箱、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及进出口联箱，各级过热器间连通管道，减温器及高温过热器出口主蒸汽管道（主汽门前）。

2.2.6.4再热汽系统（单独进行）：

高压缸排汽门后管道、低温再热器、高温再热器及其进出口联箱、减温器、中压联合汽门前管道。

2.2.6.5锅炉范围内管段 ：

锅炉范围内过热器及再热器一/ 二级减温水管的总门后，紧急放水管、连续排污管、汽水取样管、排空气管、向空排汽门、疏水管、放水管、压力导管等二次门前的管道及阀门，加药管隔绝阀前，水位计、安全门只参加工作压力试验。

2.2.7水压试验的准备

2.2.7.1锅炉水压试验前，联系化学准备足量的合格除盐水。

2.2.7.2在上水前，应详细查明锅炉承压部件的所有热机检修工作票收回并注销，确认与试验设备有关处无人工作，并汇报主值和值长。

2.2.7.3检查打开紧急放水管、连续排污管、汽/水取样管、向空排汽门、疏水管、排污管、压力导管等一次门，关闭二次门，确认主汽门和旁路门已可靠隔离，防止汽机进水。

2.2.7.4开启汽侧空气门，投入汽包就地水位计（作超压试验时应解列）。

2.2.7.5准备快速泄压的措施：

紧急放水门、定期排污门送电并且开关灵活可靠。

2.2.7.6通知化学关闭各化学取样二次门。

2.2.7.7确认主汽门门前疏水门关闭。

2.2.7.8所有准备工作就绪，汇报值长，开始向锅炉上水。

2.2.7.9工作压力试验应有专责负责人指挥，运行人员操作，检修人员检查。

超水压试验应由总工审批，并严格控制试验次数，具有操作指导书和安全措施，专责负责人现场指挥。

2.2.7.10试验用压力表不少于2只，精度等级为1.5级，量程一般应是试验压力的1.5～3.0倍，并经校验合格。

2.2.7.11水压试验所需工具齐全。

2.2.7.12全面检查各膨胀指示器，安装正确牢固，在冷态下指示为0，并记录锅炉各部膨胀指示一次。

2.2.8锅炉本体水压试验操作

2.2.8.1 水质要求：

给水必须是除过氧的合格除盐水。

2.2.8.2上水温度：

上水温度为35～70℃，一般应低于80℃，给水温度与汽包壁温差小于50℃。

2.2.8.3关闭高压给水管道至锅炉补水母管泄漏检测管上阀门，开启锅炉补水母管至高压给水管道上的所有阀门。

2.2.8.4开启高压给水旁路调节门前后电动门，关闭省煤器再循环门。

2.2.8.5按照阀门检查卡检查完毕，联系汽机启动上水泵。

2.2.8.6手动调节给水旁路调节门的开度，控制上水量。

在锅炉无水时夏季保持上水流量约100～120T／h，冬季保持上水流量约50～60T／h，以控制上水时间夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。

当汽包下壁温度接近上水温度时可适当加快上水速度。

2.2.8.7上水过程中控制汽包上、下壁温差≤40℃，最高不可超过50℃。

2.2.8.8 上水时，待受热面排空气门出水1～2分钟后水流均匀，无气泡时关闭该空气门。

2.2.8.9待关闭高温过热器空气门时汇报主值，停止上水，联系停运上水泵，并及时关闭给水旁路调节阀。

2.2.8.10关闭锅炉补水母管至高压给水管道的所有阀门，开启高压给水管道至锅炉补水母管泄漏检测管上阀门，运行人员应加强检查泄漏检测管是否有水流出，若有水流出，应及时汇报。

2.2.9水压试验升压过程

2.2.9.1全面检查，确认无异常后，联系汽机启动一台给水泵，缓慢调节给水旁路调节阀，控制升压梯度≯0.3MPa/min。

2.2.9.2升压至1.5MPa时，暂停升压全面检查，若没发现泄漏现象继续升压。

2.2.9.3升压至12MPa停止升压，检查进水阀严密性，无异常后继续升压，升压梯度≯0.2MPa/min。

2.2.9.4当压力升至汽包工作压力（15.07MPa）时停止升压，关闭上水门，进行全面检查， 5min后记录汽包压力下降值。

2.2.9.5检查完毕，开始降压，控制降压梯度≯0.5MPa/min。

2.2.9.6当压力降至0.5Mpa时开过热汽侧疏水门放水（若水质合格应回收），压力降至0.2MPa时开过热汽侧空气门、向空排汽门，带压放水至所需水位。

2.2.9.7记录各膨胀指示值，校对残余变形值。

2.2.5锅炉本体超水压试验

2.2.5.1在完成汽包工作压力试验并合格后解列汽包水位计，汽包及过热器安全门，关闭各仪表（除压力表）连接阀门。

2.2.5.2接指令后继续升压，控制升压梯度≯0.1MPa/min。

2.2.5.3当汽包压力升至18.84MPa时停止升压，维持压力20min后，降压至汽包工作压力，进行全面检查。

2.2.5.4检查完毕正常后开始泄压，泄压梯度≤0.5MPa/min。

汽包压力为0.5MPa时投水位计。

2.2.6再热器额定工作压力水压试验

2.2.6.1确认汽机高压排汽门、中压联合汽门、Ⅰ、Ⅱ级旁路及其喷水减温装置已可靠隔离，并已加堵板。

开高、低再热器的空气门，全关再热器相关疏水门。

2.2.6.2启动给水泵，开给水泵中间抽头门，开启低温再热器A、B侧事故喷水手动门和电动门，调整事故喷水调节门，控制上水流量≤50t/h。

2.2.6.3当空气门冒水1～2分钟后关闭排空气门，检查无异常后开始升压，梯度≯0.2MPa/min。

2.2.6.4当压力升至1MPa时停止升压，全面检查，无异常后继续升压。

2.2.6.5当压力升至2.74MPa时停止升压，现场检查，且5分钟后记录压力下降值。

2.2.6.6检查完毕后缓慢泄压，梯度≯0.3MPa/min。

当压力降至0.5Mpa时开再热器疏水门放水，压力降至0.2MPa时开再热器空气门、向空排汽门，带压放水。

2.2.7再热器超压水压试验

2.2.7.1再热器工作压力水压试验完成合格后，解列再热器进出口安全门。

2.2.7.2继续升压至4.11MPa（梯度≯0.2MPa/min），稳压5分钟，降压至工作压力进行检查。

2.2.7.3检查完毕后缓慢泄压，梯度≯0.3MPa/min。

当压力降至0.5Mpa时开再热汽侧疏水门放水，压力降至0.2MPa时开再热汽侧空气门、向空排汽门，带压放水。

2.2.8水压试验合格标准

2.2.8.1关闭上水门停止升压后，锅炉本体水压试验5min内压降≯0.5MPa。

再热器水压试验5min内压降≯0.25MPa。

2.2.8.2试验部件无泄漏及渗水现象。

2.2.8.3试验后承压部件无残余变形现象。

2.2.9水压试验过程中注意事项

2.2.9.1作水压试验前，试验定期排污门及事故放水门灵活好用，应作好可能超压等方面的事故预想及相应的处理措施。

2.2.9.2在升压过程中，若发现承压部件有泄漏时，应暂停升压；检查人员同时应远离泄漏点，待泄漏无发展后再进行检查。

若泄漏严重应泄压停止试验。

2.2.9.3超压试验不得连续作两次。

在超压试验期间，任何人不得站在焊接堵头的对面等不安全的地方，严禁在承压部件上作任何检查。

2.2.9.4水压试验用水必须是合格除盐水。

当汽包壁温和进水温度低于35℃时，应先加热到35℃以上，否则严禁升压。

2.2.9.5升压过程中，应严格控制升压速度在规定范围内。

2.2.9.6如水压试验时环境温度低于5℃，应做好防冻措施。

2.2.9.7水压试验时应做好汽轮机的隔绝工作，防止汽缸进水。

2.2.9.8 水压试验过程中，应定期校对远程及就地压力表读数，发现压力表读数不准时停止升压，校正压力表后开始升压，避免超压现象。

2.2.9.9水压试验中，应加强对汽机侧监视。

安全门调整与试验

3.7.1  安全门试验条件及要求：

3.7.1.1  锅炉大修后或安全门检修后，必须进行安全门的热态校验，以确保安全门动作准确可靠。

3.7.1.2  安全门校验时，必须制订专项措施（包括安全措施）。

应由检修、运行人员、技术员、安全员参加。

3.7.1.3  校验前应检查安全门及其排气管、消音装置完整、牢固。

汽包、过热器就地压力表热工校验合格，控制室DCS显示正常，对空排汽门、事故放水门经试验正常。

3.7.1.4  校验安全门时，就地与控制室应有可靠的通信途径。

3.7.1.5  校验安全门过程中，动作及回座压力均以就地机械压力表（标准压力表）指示为准。

3.7.1.6  安全门启座压力应按制造厂规定执行。

3.7.1.7  锅炉应严格按照升压曲线进行正常升压，在升压过程中，严格监视受热面管壁温度不超过允许值。

同时应加强对燃烧和水位的监视与调整，防止满水、缺水及超压事故的发生。

3.7.1.8  升降压主要通过调整燃烧来实现，必要时也可使用对空排汽。

升压速度应平稳、缓慢，压力升至动作压力时，应尽量维持压力稳定进行调整。

若正确动作，则可采用排汽或调整燃烧的方法降压。

当超过动作压力5%仍不动作，应立即降压至规定压力85%以下，重新调整校验，直至合格。

当安全阀低于动作压力动作时，应立即降压，使安全阀回座，重新调整直至合格。

3.7.1.9  不参加校验的安全门应锁定，待校验结束后复原。

3.7.1.10  校验顺序：

先校验压力高的，后校验压力低的；先校验机械部分，然后校验热工手动，最后校验热工自动。

3.7.2   锅炉安全阀校验标准：

3.7.2.1  安全阀回座压差一般为启座压力的4-7%，最大不得超过启座压力的10%。

3.7.2.2  校验后，检查安全阀应无泄漏，安全阀在运行压力下应有良好的密封性能。

3.7.3   安全阀校验工作的注意事项：

3.7.3.1  安全校验完毕后，应检查各安全门是否泄漏，所有制动措施是否已全部拆除，排气管、消音器是否完好。

3.7.3.2  校验完毕后，将校验结果记录入专用的记录本内。

3.7.3.3  必须做好隔绝措施，防止汽水进入汽机侧。

3.7.3.4  安全阀启座及回座时，汽包水位会发生很大波动，必须加强水位监视工作并作好预调整。

3.7.3.5  当安全阀不回座时，应迅速采取措施强制回座。

如无效时，应熄火停炉。

3.7.3.6  校验过程中如发生异常情况或发生事故时，应终止校验安全门工作。

3.7.3.7 校验过程中，应保证过热器系统有一定的蒸汽流通，以冷却过热器。

3.7.3.8  校验时，为防止弹簧受热影响动作压力，同一安全阀动作的间隔时间一般应大于30min。

燃气系统跳闸试验（天然气投运后执行）

3.8.1 以下任一条件存在，发生燃气系统跳闸：

3.8.1.1MFT动作；

3.8.1.2 进气速断阀关闭；

3.8.1.3 燃气压力低于——KPa；

3.8.1.4 所有启动燃烧器气速关阀关闭，且火检有火；

3.8.1.5火检冷却空气失去，延时  秒。

3.8.2 燃气系统跳闸将引发下列动作：

3.8.2.1关闭进气速断阀；

3.8.2.2关闭所有启动燃烧器进气速关阀；

3.8.2.3闭锁燃烧器吹扫。

3.8.3 下列条件同时满足时，才允许燃气系统跳闸复位：

3.8.3.1无燃气系统跳闸指令；

3.8.3.2所有启动燃烧器进气速关阀关闭；

3.8.3.3MFT已复位；

3.8.3.4 泄漏试验合格；

锅炉燃气系统投入、停止及泄漏试验（天然气投运后执行）

4.8.1燃气系统检查，准备工作完成，符合投入条件

4.8.1.1检查系统内手动门开启（控制阀旁路门关闭）；

4.8.1.2检查所有气动控制阀关闭。

4.8.2确认天然气供气压力调节阀（13PCV01）工作正常，供气压力正常。

4.8.3炉前天燃气母管充气：

4.8.3.1天燃气母管充气条件：

a    #1燃烧器启动指令；

b    点火允许；

c    母管天然气速断阀关闭；

d    母管天然气排空阀关闭；

e    所有天然气枪未运行。

4.8.3.2天燃气天燃气母管充气条件允许后自动执行以下步骤：

a    开启母管天然气排空阀，且母管排空阀确已开启；

b    开启母管天然气速断阀，且母管速断阀、母管排空阀、天然气压力调节阀确已开启；

c    延时60S，关闭母管天然气排空阀，且母管排空阀确已关闭；

d    天然气母管压力正常，充气完毕，母管点火准备完成。

4.8.4确认燃气泄漏试验条件成立：

4.8.5燃气泄漏试验

4.8.6燃烧器投入

4.8.6.1燃烧器投入条件：

a    点火允许；

b    母管点火准备完成；

c    # 燃烧器控制在“远方”且# 燃烧器启动指令；

d          无燃烧器跳闸条件。

4.8.6.2以上条件满足后，自动执行以下操作：

a    开启燃烧器点火枪排空阀，且燃烧器点火枪排空阀确已开启；

b    延时30S，关闭燃烧器点火枪排空阀，且燃烧器点火枪排空阀确已关闭；确认天然气母管压力正常；开启燃烧器点火枪速断阀，同时三级点火器打火；

c    燃烧器点火枪速断阀确已开启，延时（大于三级点火器打火时间）且离子火检有火，燃烧器点火枪点火成功。

否则发点火枪点火失败信号，关闭点火枪速断阀，复位点火程序；

d    燃烧器点火枪点火成功后开启燃烧器排空阀，且燃烧器排空阀确已开启；

e    延时30S，关闭燃烧器排空阀，且燃烧器排空阀确已关闭；开启燃烧器速断阀；

f    燃烧器速断阀确已开启，延时3S且紫外火检有火，燃烧器点火成功。

否则发燃烧器点火失败信号，关闭燃烧器速断阀、点火枪速断阀，复位点火程序。

4.8.7燃烧器停止

燃烧器停止指令，关闭点火枪、燃烧器速断阀，复位点火程序。

4.8.8天然气燃烧器跳闸条件：

a    点火枪点火失败，联关点火枪速断阀，复位点火程序；

b    燃烧器点火失败，联关点火枪、燃烧器速断阀，复位点火程序；

c    天然气压力不正常，联关点火枪、燃烧器速断阀，复位点火程序；

d    MFT或点火系统切除指令，联关点火枪、燃烧器速断阀，天然气母管速断阀，复位点火程序。

4.8.9 锅炉正常运行后将天然气系统与母管隔离、吹扫解列炉前天然气系统。

4.8.9.1 天然气系统的吹扫

4.8.10天然气燃烧器点火注意事项

4.8.10.1 天然气燃烧器点火前对管线阀门检测，如有泄漏禁止点火，隔离天然气系统并查明漏点消除后方可点火。

4.8.10.2天然气燃烧器点火前应开启送、吸风机，用50%的风量进行吹扫，排掉燃烧器及炉内的可燃气体。

4.8.10.3点火枪点火时，点火枪气速断阀离开关位后10秒钟内，若火检未检测到“有火”，则点火枪气速断阀立即跳闸并退出点火枪，加强炉膛通风；应检明点火失败原因联系消除设备缺陷，第二次点火必须至少相隔1分钟后才能进行。

若再次点火失败，则必须查出点火失败原因并消除，在吹扫5分钟才允许再次点火。

4.8.10.4第一个气燃烧器点火时，气燃烧器速断阀离开关位后5秒种内，若紫外火检未检测到“有火”，立即关闭天然气母管速断阀和该气燃烧器速断阀，并切除相应的点火枪，进行炉膛吹扫。

3.1  MFT主燃料跳闸试验

3.3.1 以下任一项出现时MFT将动作：

（1）  按两只锅炉主燃料切除按钮；

（2）  床温高于1050℃（信号来自燃烧控制系统）；

（3）  炉膛出口压力为高高值+2500Pa（延时  秒，2/3）；

（4）  炉膛出口压力为低低值-2500Pa（延时  秒，2/3）；

（5）  汽包水位为高高值（高出正常水位250mm）（延时  秒，2/3）；

（6）  汽包水位为低低值（低出正常水位200mm）（延时  秒，2/3）；

（7）  引风机跳闸；

（8）  一次风机跳闸；

（9）  二次风机跳闸；

（10）  总风量过低，小于25%额定风量（延时  秒）（信号来自燃烧控制系统）；

（11）  风煤比小于最小值（信号来自燃烧控制系统）；

（12）  床温低于800℃，且床下点火器未投运；

（13）  失去逻辑控制电源；

（14）  燃烧控制系统失去电源（信号来自燃烧控制系统）；

（15）  返料风机跳闸；

（16）  汽轮机切除。

3.3.2 MFT将引发如下动作：

（1）  所有给煤机跳闸，石灰石系统切除；

（2）  点火系统切除，燃油快关阀关闭；

（3）  所有风量控制改造为手动方式，并保持最后位置；

（4）   除非风机本身切除，否则所有风机控制都将改为手动方式，并保持最后位置，若因汽包水位低跳闸，一次风机入口导叶将关至0，在风机本身切除情况下，风机将遵循其逻辑控制程序；

（5）  燃烧控制输出信号限制引风机自动控制，保证炉膛压力不超过极限值；

（6）  除非锅炉处于热态再启动，否则“规定的锅炉吹扫”逻辑被建立；

（7）  冷渣器入口门关闭；

（8）  延时  秒关闭炉侧主汽门；

（9）  关闭减温水电动总门。

3.3.3 MFT的复位：

当下列任一条件满足时，按下“MFT复位”按钮将MFT复位：

（1）  锅炉吹扫完成；

（2）  锅炉具备热态启动条件。

3.1  OFT试验

3.4.1 以下任一条件存在，发生OFT：

（1）  MFT动作；

（2）  来油快关阀关闭；

（3）  燃油压力低于1.5MPa；

（4）  所有启动燃烧器油速关阀关闭，且火检有火；

（5）  火检冷却风失去，延时 秒。

3.4.2 OFT将引发下列动作：

（1）  关闭来油快关阀；

（2）  关闭回油电动门；

（3）  关闭所有启动燃烧器油速关阀；

（4）  禁止油枪吹扫。

3.4.3 下列条件同时满足时，才允许复位OFT：

（1）  无OFT指令；

（2）  所有启动燃烧器油速关阀关闭；

（3）  MFT已复位；

（4）       来油快关阀已打开。

2.3　锅炉转机试验

2.3.1新安装或检修后的转机机械，必须进行试运转。

试运良好，验收合格后，方可投入运行或备用。

2.3.2转机启动前的检查

2.3.2.1各电动机、转机地脚螺丝牢固，轴端露出部分保护罩、栏杆齐全牢固，联轴器联接完好。

2.3.2.2电动机绝缘检查合格，接线盒，电缆头，电机接地线及事故按钮完好，电动机及其所带机械应无人工作。

2.3.2.3设备周围照明充足完好，现场清洁，无杂物、积粉、积灰、积水现象，检查风道、烟道、炉膛、对流区、分离器、冷渣器等内部无人及杂物，各人孔、检查孔关闭。

2.3.2.4轴承冷却水装置良好，冷却水阀门状态正确，压力正常；电机冷却风扇试