技术措施.docx

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技术措施

#2机氢冷器冷却器进水管振动异常处理措施

目前#2机发电机机端氢气冷却器B组冷却水进水管振动严重，为了保证机组的安全运行，特制定该技术措施：

1、机组运行中每半小时检查一次漏点情况，发现漏点增大或漏水影响附近设备安全，应立即采取遮挡措施并通知维护部处理。

2、运行中重点监视闭式水箱水位情况，发现下降速度有明显增大趋势应立即检查氢冷器泄漏情况。

必须保证闭式水箱水位正常。

3、如运行中漏点突然增大，造成闭式水箱下降较快，立即增大闭式水箱补水，保证闭式水箱水位。

同时立即安排安排人员隔离泄漏的氢气冷却器，氢气冷却器进、出水隔离门阀门行程较长，紧急隔离时应安排两人以上操作，保证能迅速隔离泄漏的氢气冷却器。

4、按照发电机说明书规定：

在退出一组氢气冷却器运行，额定氢压下，能安全运行的最大负荷为80%额定负荷。

冷氢温度最高允许值为48℃。

因此在退出一组氢气冷却器运行时机组负荷，发电机氢气温度参照厂家说明书规定执行。

5、当退出一组氢气冷却器运行时，可能造成机端、励端冷氢温度偏差较大，目前发电机两侧轴承盖振值偏高，如因两侧氢气温差较大造成振动上升，可继续降低机组负荷至50%额定负荷，隔离励端氢气冷却器，平衡两侧温差。

6、氢气冷却器进水管振动，严重影响机组的安全运行，各班组务必高度重视，做好事故预想，确保机组的安全运行。

中水中断应急方案

目前中水管路线上的桥梁施工，为防止中水中断影响机组的安全运行，特制订本应急方案：

1、目前机组单机运行，运行中保持#1、2冷水塔在接近溢流口的高水位运行，，根据浓缩倍率正常排污，#1、2冷水塔前池联络闸板保持开启。

2、值长加强与中水厂的联系，密切关注中水来水情况。

3、发现中水中断，立即关闭#1、2冷水塔排污门，关闭工业水至循环水泵冷却水隔离门，循环水泵切至冷却水增压泵运行。

关闭工业水至消防水联络门。

4、减少工业水泵运行台数，通知水、化、运各专业控制工业水泵的用水量，降低循环水的消耗。

5、冷水塔集水池底部至溢流管口深度2米，设计水塔低水位为-1.8米。

极端情况低水位-1.8m运行时，循环水泵入口前池水位在6m以上，可以满足循环水泵的安全运行。

6、单台冷水塔最大集水量23368立方米，咨询华东设计院，不考虑循环水浓缩倍率全部耗完为14小时。

目前保持两台冷水塔满水运行，中水中断可运行一天左右。

7、中水中断，如循环水泵入口前池水位低于8米，降低机组负荷至500MW运行。

循环水泵入口前池水位低于7米，降低机组负荷至400MMW运行。

减少冷水塔蒸发量。

8、如果两台机组运行，当发生中水中断时，如循环水泵入口前池水位低于7米时，可考虑停运一台机组运行。

9、值长熟悉厂部下发的“大唐淮北发电厂中水供水中断现场处置方案”，当发生中水中断时根据方案要求启动该方案。

10、附录“虎山中水中断可运行时间测算”表，供学习、参考。

防止引风机失速控制措施

1、控制两台引风机出力偏差不超过50A。

2、当引风机入口风压超过-6Kpa时解除引风自动，手动调节控制炉膛负压。

3、负荷在600MW及以上时控制省煤器出口氧量在2-2.5%，保持低氧量运行。

4、控制一次风母管压力在8.0—8.5Kpa，调节磨煤机出口

一次风温在110℃（F磨可控制在100℃）控制减少冷一次风

量。

5、控制机组加负荷速度，尤其在高负荷区间（550MW

以上），避免风量增加过快造成引风机电流波动。

6、严格执行锅炉吹灰管理制度，机组负荷580MW以上

停止炉膛吹灰，避免高负荷引起炉膛负压波动。

（吹灰工作

可顺延至下个班）

7、控制引风机电流不得超过580A，以避免风机运行点

进入气流高脉动区。

#1炉B引非正常状态下的停机措施

1、按照滑参数停机曲线逐渐降低机组负荷，以A引风机控制炉膛负压正常。

2、当A引风机电流降至比B引风机电流小100A时，试关B引风机动叶。

若B引风机电流随动叶的关小而下降，则按正常滑参数曲线继续滑降参数和负荷。

3、若B引风机电流不随动叶的关小而下降时，可再适当关小A引风机动叶调节炉膛负压，但A、B引风机电流之差最大不应超过200A，且此时应严密监视A、B引风机的运行情况，出现抢风或失速难以控制炉膛负压稳定时，应手动MFT停机，并立即停运B引风机运行和B送风机，防止炉火外喷烧坏设备。

4、在关小B引风机动叶其电流不变化，且A、B引风机电流之差已较大时，可开大上层二次风及适当开启上层已停运的磨煤机风量，以增加总风量控制A、B引风机电流之差不超过200A。

在负荷降至300MW以下时，视引风机运行情况汇报值长停机。

锅炉熄火后再停运B引风机，并停运对应的B送风机，以A引风机控制炉膛负压进行停炉后炉膛吹扫。

#1炉A一次风机振动大控制措施

目前#1炉A一次风机水平振动较大DCS中显示振动速度7.7mm/s，且有上升趋势，垂直振动速度3.46mm/s（振动保护逻辑：

水平振动速度与上垂直振动速度同时达到10mm/s保护动作）；为确保设备安全，避免A一次风机因振动大造成设备非停，特制定以下控制措施，遵照执行。

1、主值班员加强对A一次风机振动、轴承温度的监视，发现水平、垂直振动及轴承温度均呈上升趋势时要及时向值长汇报并联系点检、维护人员对设备进行检查。

2、对A、B一次风机出力进行偏置设置，降低A一次风机出力，但控制两侧电流偏差不超过20A。

3、控制预热器出口一次风压在7.0—7.4Kpa（现在一次风压控制逻辑已修改为：

7.5—8.0Kpa，目前各磨煤机一次风速均控制在23m/s，此风压可满足风速需要）。

4、退出A一次风机振动保护。

5、当发现风机水平、垂直振动速度均达到10mm/s，应立即手动停止A一次风机运行，触发RB保护动作。

6、巡操人员要加强对A一次风机设备就地的巡视，对控制油压、油温、振动进行重点检查，发现异常及时向主值、单元长汇报。

7、本措施中未提到的情况，按《集控运行规程》中的要求处理。

#1炉B引风机非正常运行的安全技术措施

现#1炉B引风机液压缸故障，动叶不能调节，只能维持在当前状况下运行，特制定以下安全技术措施：

1、退出B引自动，维持动叶开度在75%位置，未经许可不得进行动叶的开关操作。

2、控制机组最高负荷为550MW，加强与省调的联系，尽量减小AGC负荷指令的波动范围。

严密监视炉膛负压的变化，如果A引风机自动跟不上机组的负荷变化或炉膛负压波动过大时，应立即解除自动，手动调节炉膛负压正常。

3、控制A、B引风机两侧电流偏差不能超过200A，主控人员要及时联系灰硫值班人员加强对袋区除尘器烟压差的监控，加强对引风机电流趋势分析，同等负荷如发现A引风机电流有明显增大趋势时，及时汇报值长降低机组负荷运行。

4、若B引风机电流缓慢下降时，应立即汇报值长，跟随降低机组负荷，维持正常的炉膛负压并防止A引风机与B引风机出力相差过大。

5、若B引风机电流缓慢增大时，应关小A引风机动叶，必要时可关小B引风机动叶，但B引风机动叶的操作幅度不能过大，可控制在10%的开度范围内。

6、任何一台引风机不能维持运行时，应立即停运该风机，并查看RB动作是否正常，负荷是否降至330MW，否则应手动降低至该负荷。

如果负荷降至330MW仍不能维持炉膛负压，应继续降低机组负荷，直至炉膛负压稳定；手动调节给水流量以控制正常的过热度（15—35）。

检查等离子拉弧正常，燃烧不稳时应投油助燃。

RB动作后如果磨煤机出力受限，应根据总煤量带负荷，防止发生过热度突降造成设备异常。

7、灰硫值班员要加强对A1、A2袋区烟压差的监控，同时加强对喷吹的检查巡视，发现A1、A2袋区烟压差明显增大时要及时联系值长降低机组负荷，同时联系检修检查。

8、加强与除焦人员的联系，在炉膛负压波动较大时，应通知其停止除焦，并撤离至安全地带。

9、本措施中未提到的情况，按《集控运行规程》中的要求处理。

#2机抽真空快速冷却汽轮机汽缸措施及注意事项

一、抽真空冷却汽轮机汽缸具备条件

1、高压内缸（上缸）温度在230℃以下时才能投入抽真空强制冷却（严禁在高压缸内缸温度超过230℃时投入抽真空强制冷却）。

2、主机润滑油系统、盘车装置、密封油系统运行正常。

闭式水系统、凝结水系统、抽真空系统具备运行条件。

凝器循环水通水。

3、汽缸各温度测点、差胀、轴向位移，振动、偏心等参数指示正常。

二、抽真空冷却汽轮机汽缸措施

1、在冷却过程中应严格控制高、中压缸的温降速度，一般控制高、中压缸温降不高于2℃/h。

汽封不送汽。

4、如上缸温度高于下缸温度时，上、下缸温差有增大趋势，也可关闭部分汽缸本体疏水或抽汽逆止门前疏水，降低上下缸温差。

4、启动一台真空泵运行，控制真空-10～-20KPa左右，可根据降温速度进行调整。

5、用凝器真空破坏门控制凝汽器真空，控制降温速度。

三、抽真空冷却汽轮机注意事项

1、抽真空冷却过程中应严密监视汽轮机盘车电流及偏心度的变化，发现汽轮机盘车电流摆动幅度增大或偏心度快速上升应立即停止冷却操作。

偏心度控制原则不超过76um或不超过原始值20um。

2、定时进行就地轴封齿听音检查，发现有金属摩擦声，应及时汇报并停止抽真空冷却工作。

3、认真记录高中压缸缸温，发现高中压缸上下温差达到50℃，应立即停止冷却并关闭汽缸本体疏水5～10分钟。

待上、下缸温度差值回头后方可继续投入冷却。

4、密切注意高中压缸胀差以及轴向位移的数值变化，如果发现高中压、低压缸胀差及轴向位移接近报警值时应立即停止冷却工作，待参数回头后再进行操作。

5、强冷结束后，汽机应有一定的自然冷却时间，这期间可关闭汽机本体相关疏水阀，进行闷缸，以利于减小上下缸温差，使偏心及高中压缸差胀恢复原始值，

6、如因特殊情况，缸温大于150℃停连续盘车，则在停运连续盘车后，只要具备定期盘车条件就进行定期盘车，转子翻转180°，直至缸温小于150℃。

在下次启动时，提前投入大机盘车。

7、抽真空冷却期间，缸壁温度表每30分钟抄录一次，发现异常及时汇报。

#1机给水泵低负荷运行注意事项补充要求

1、近期#1机低负荷流量波动多发生在400～420MW,从多次发生低负荷流量波动开启再循环情况比较，主汽压力的设置仍然偏高。

2、在负荷低于420MW以后主汽压力偏置设置可在-1.8MPa以上，尽量保持给水泵转速在4450rpm以上，给水泵入口流量在550t/h以上，尽可能延缓给水流量波动的负荷区域。

3、值长、班长、主值应及时掌握负荷变化趋势，低负荷时及时降低主汽压力运行。

负荷上升时及时提高主汽压力，保证机组的安全、经济运行。

4、如给水泵再循环开启后则保持18～20%开启不要关闭。

5、给水泵再循环频繁开启引起管道振动较大，严重威胁机组的安全运行，各班务必高度重视这个问题，尽量通过运行调节避免开启。

6、通过对运行参数比较、分析，发现不能认真执行技术要求，不主动进行调整、控制，造成在再循环开启，每次考核200元。

7、2014年10月23日下发的“#1机给水泵再循环门运行要求”技术措施仍然有效。

#1机给水泵再循环门运行要求

#1机给水泵由于低负荷时流量波动，给水泵再循环频繁开启，造成管道振动严重，为保证运行及设备的安全，特作如下要求：

1、运行中如低负荷给水泵流量波动需要开启再循环运行，将A汽泵再循环开启至20%，开启后则保持一定开度运行，负荷上升后不必关闭。

2、运行中保持A汽泵再循环20%的开度运行，如负荷低于400MW以下给水流量仍有波动现象，可适当开大。

负荷上升至400MW以上时将再循环关至20%开度运行。

3、如机组负荷较高，注意监视给水泵转速，转速达到5300rpm以上时汇报专工根据情况关闭再循环。

4、给水泵再循环保持一定开度运行期间要加强对给水泵轴承温度、振动等各项参数的监视，发现异常及时汇报专业管理人员。

磨煤机压差高、低原因及控制措施

现象

原因

措施

磨碗压差高

磨煤机过载

降低给煤量。

检查煤质是否发生变化，联系煤管部化验煤质。

煤粉过细

降低分离器转速。

压差表故障

联系热控检查压差表。

磨碗压差低

磨煤量减少

检查给煤机下煤量是否正常。

煤粉过粗

增大分离器转速。

压差表故障

联系热控检查压差表。

关于锅炉风量异常波动处理的安全技术措施

8月11日#1炉在18：

30、22:

30及12日04:

40分别出现炉膛压力波动大（波动最大范围+600~-546pa），造成引风“自动”退出。

观察#1炉右侧热二次风母管流量波动明显大于左侧热二次风母管流量波动。

12日上午10:

35热控人员对#1炉热二次风母管流量测量装置进行检查（期间退出#1炉总风量低低保护、送引风自动、AGC），发现左侧测量装置取样管有堵灰现象。

12:

50取样管淸灰结束，投入送引风自动、AGC、#1炉总风量低低保护。

针对以上现象为避免因热二次风风量测量装置异常造成送风自动波动，进而导致炉膛压力的大幅波动，特制定以下安全技术措施。

1、运行中加强对锅炉风量的监控，当发现左、右两侧热二次风母管流量波动明显异常时（风量正常时在指示值±20t/h范围内波动，且呈线性变化），及时汇报值长联系热控人员处理，同时加强对送、引风机电流、动叶开度的监视。

2、如热二次风母管流量的波动已造成炉膛压力的大幅度波动，立即解除送、引风自动（送风量自动切手动后，协调控制中的锅炉主控会自动切为手动，AGC、RB自动退出），退出锅炉总风量低低保护，保持机组负荷稳定。

汇报值长、总工。

联系热控人员处理。

3、当炉膛压力出现大幅波动时，首先要判断是否为锅炉燃烧恶化造成。

如给煤机、磨煤机运行正常，总煤量、机组负荷稳定，应排除是燃烧恶化造成的炉膛压力波动。

4、当炉膛压力波动超过±300pa时要及时解除引风自动，手动调节炉膛压力。

（引风自动解除不影响机组协调和AGC的投入）

5、在热控人员处理测量装置时，要退出锅炉总风量低低保护，解除送、引风自动，汇报值长联系省调保持机组负荷稳定。

#2炉B一次风机动叶调节装置故障的运行措施

1、将#2机B一次风机解除自动。

#2机最低负荷设定为450MW，值长加强与省调的联系，避免#2机负荷低于450MW，如确需降低负荷时，应联系降低#1机负荷，以防止一次风机因出力相差太大抢风。

2、严密监视B一次风机动叶开度、电流、一次风压力的变化。

发现B一次风机电流下降、一次风母管压力下降时，应增大A一次风机出力，但要注意A一次风机不超额定电流。

3、如果B一次风机出力持续下降，一次总风量受限时，应降低机组负荷至一次风量满足要求为止。

当B一次风机出力下降至近最低出力时，应汇报领导，将负荷降至360MW左右，停运RB跳闸的磨煤机（A、D、B磨），停运B一次风机消缺。

4、如果B一次风机出力持续增加至风机超额定电流时，应投用等离子，紧急停运B一次风机使RB动作，按RB动作处理。

5、运行中加强对A一次风机的巡回检查，尤其是负荷较高时。

机侧运行方式的几点要求

1、#2机主汽压力偏值设置偏低，主要原因是按照给定压力曲线运行时，当#1高调门开度小于15%以后，#1瓦振动上升，#1瓦轴承温度也偏高。

监盘人员应根据调门开度情况及时调整主汽压力的偏值设定，在低负荷降低主汽压力，增大调门开度后，在加负荷后应及时提高主汽压力运行，兼顾机组运行的安全性和经济性，主汽压力的偏值设定可以#1高调门的开度为依据，维持该调门开度在15～20%。

2、凝泵变频采取措施后近期耗电率有明显下降，但在450MW以下低负荷时监盘人员还要积极主动调整，除氧器水位调节阀不应节流过大，充分发挥凝泵变频在低负荷时的节电潜力。

并做如下补充规定：

#1机在负荷450MW以下凝结水压力保持1.55～1.6MPa，#2机因低压轴封温度偏高在负荷450MW以下凝结水压力保持1.6～1.65MPa。

3、#2机B小机原在低负荷时易出现振动异常情况，停机消缺后未再出现该情况，运行中当小机正常、稳定运行时，不应主动开启再循环运行。

凝泵运行方式要求

机组投产以来凝泵耗电率远高于集团公司同类型机组平均水平，为降低凝泵耗电率，对凝泵的运行方式暂做如下要求：

1、机组负荷在450MW以上时，除氧器水位调节阀保持95%以上全开状态，除氧器水位采用凝泵变频调节，减少节流损失。

凝结水母管压力维持不低于1.6MPa。

2、如果机组负荷继续下降，可适当节流除氧器水位调节阀，配合凝泵变频进行除氧器水位调节，维持凝结水母管在1.6～1.65MPa。

3、在机组启停机时，如果开启凝结水用户高、低压疏水扩容器减温水旁路门，低压缸喷水旁路门等分支用户旁路门时，机组正常运行后应及时关闭。

燃用易结焦煤种时锅炉燃烧调整指导意见

主控各班组：

近期锅炉频繁出现结焦（#1炉结焦现象明显）现象，部室组织进行了原因分析，主要有以下几个方面：

1、入炉煤种较多，煤质变化太大，部分煤种含硫量较高（如铜山煤含硫量高达1.5%），是造成锅炉结焦的原因之一。

2、机组高负荷时锅炉风量受限（#1炉），造成缺氧燃烧，是造成锅炉结焦的另一原因。

3、锅炉燃烧调整不当，底部风量较小，且C、F磨出力较大，造成局部缺氧高温，形成结焦。

4、锅炉吹灰不及时或吹灰器存在缺陷。

根据以上原因分析，在燃用易结焦煤种特作如下操作建议：

1、各班组单元长在接班前要及时询问值长上个班入炉煤化验数据，在班前会上告知主值进行相应的燃烧调整。

2、机组要根据风量带负荷，原则上风煤比＞7.5（保证总风量＞给水量100-150t）。

高负荷时如出现缺氧状况，应及时汇报值长进行限负荷，杜绝盲目带高负荷而限制风量维持炉膛负压。

3、锅炉二次风门的调整遵循以下原则：

机组负荷500MW及以上：

控制C、F层二次风开度≥80%，B、E层二次风开度≥70%，A、D层二次风开度≥60%，燃尽风保持全开。

对停用磨煤机：

如五用一备，将停运层二次风门保留45%开度，如四用两备，将停运层二次风门保留35%左右开度。

机组负荷400—500MW：

控制一层二次风开度≥70%，二层二次风开度≥60%，三层二次风开度≥50%，燃尽风保持全开。

对停用磨煤机：

如五用一备，将停运层二次风门保留40%开度，如四用两备，将停运层二次风门保留30%左右开度。

机组负荷400MW以下：

控制一层二次风开度≥60%，二层二次风开度≥55%，三层二次风开度≥50%，燃尽风保持全开。

A、D磨煤机备用保留二次风门30%左右开度。

注：

如B、C、E、F磨煤机检修，应将相应的二次风门开度关小至维持燃烧器喷口冷却风量，以减小对同层磨煤机火检信号的干扰。

4、机组负荷550MW以上，控制C、F磨煤机出力尽量不超过50t，避免局部热负荷过大造成结焦。

5、加强对各受热面的吹灰，除每天早班定期吹灰外，应每隔8个小时对炉膛短吹吹灰一次，每班对预热吹灰一次，如机组负荷高可对预热器增加吹灰一次。

6、加强对吹灰器检查，早班使用长吹吹灰时必须要有检修人员在场。

发现吹灰器故障及时联系检修人员，登录缺陷系统进行处理。

燃用不易结焦煤种时，按照稳定燃烧、提高燃烧效率、降低排烟温度、降低SCR入口NOX的原则进行燃烧调整。

发电机出口PT电压回路断线处理方法（补充）

1、现象

（1）DCS报警窗口发出“TV断线”信号,可能有“定子接地”信号发出。

（2）DCS画面定子电压、有功功率、无功功率指示下降或到零（0103或0203PT回路）。

（3）PT高压熔断器熔断、低压侧空气开关跳闸，可能有接地信号出现。

（4）励磁调节器（AVR）参数指示可能异常，调节器自动由工作通道切至备用通道运行；AVR在单通道运行时，将由自动转为手动。

2、处理

（1）汇报值长，就地外观检查PT回路，联系维护电气保护人员、热控人员到现场配合处理。

负荷出现明显降低时，如AGC未自动退出，请示值长退出AGC（如未自动跳）、AVC，

（2）加强对发电机定子电流、转子电流、转子电压的监视。

（3）机炉尽可能保持负荷稳定，必要时可解除CCS并将机炉主控切至手动，手动调节机炉主控指令至异常前状态，加强对汽温、汽压和给水流量、蒸汽流量的监视。

（4）调节器工作通道PT一、二次回路断线，调节器自动由工作通道切至备用通道运行，应监视发电机无功输出正常。

（5）请示总工或生产厂长同意停用断线PT有关的保护和自动装置。

0102PT或0202PT断线时，应退出发变组保护A屏程序逆功率、逆功率、失磁、失步、过电压、过励磁、频率、定子接地零序电压保护、定子接地三次谐波电压保护、励磁后备保护、发电机相间后备保护，退出发变组保护C屏主变开关闪络。

0103PT或0203PT断线时，应退出发变组保护B屏程序逆功率、逆功率、失磁、失步、过电压、过励磁、频率、定子接地零序电压保护、定子接地三次谐波电压保护、励磁后备保护、发电机相间后备保护，退出发变组保护D屏主变开关闪络保护；退出燃烧自动、给水自动，通知热控人员强制中调门、高调门阀位指令，在热控人员确保保护不会误动后方可进行下一步操作。

0104PT或0204PT断线时，应退出对应发变组保护A、B屏发电机匝间短路保护。

（6）检查PT二次侧空开是否跳闸，二次回路是否完好。

若二次侧空开跳闸，应试送一次，如仍然跳闸，则禁止再次强送，应等待检修人员查明原因并消除缺陷后，再合上空开。

（7）若一次熔断器熔断，应对PT进行检查，检查无异常后更换熔断器。

（8）PT的推拉时，操作人员必须穿绝缘鞋、戴绝缘手套，并注意安全距离。

（9）PT回路熔丝熔断（或空开跳闸），应准确记录时间，尽可能在熔丝熔断（或空开跳闸）和恢复时分别记下功率指示的读数，作为丢失电量计算的依据。

（10）正常后，恢复PT运行，待机组定子电压、有功、无功恢复正常后，投入上述解除的保护压板、AVC；投入燃烧自动、给水自动，通知热控人员恢复中调门、高调门阀位指令，重新投入AGC运行；复位报警信号。

#2机氢气漏入定子冷却水系统的技术措施

由于#2机氢气进入定子冷却水系统，要求：

1、#2机定子冷却水压力保持现状。

2、运行中#2机氢压不超过0.47MPa。

3、主控人员每小时抄录#2机内冷水漏氢检查表（内容涉及氢压、煤气表基数、内冷水压力、内冷水电导率），发现明显变化及时汇报值长及上级领导。

4、主控人员加强监视#2机定子线圈温度，任一点超过65度时及时汇报值长。

5、主控人员每小时检查一次#2机绝缘监测装置，发现报警及时汇报值长。

6、辅控化学人员每天记录#2机补氢量，每小时抄录#2机定子冷却水电导率，电导率高于1.0us/cm时汇报值长。

7、化学试验班人员每天取定子冷却水样，观察浊度；每天上、下午各化验一次定子冷却水含铜量；及时记录，发现异常汇报值长。

#1炉引风量受限的运行技术措施

当前我厂发电量任务重，而因电除尘进出口压差大（600MW负荷时A侧除尘器压差约为2.5KPa，B侧约为1.5KPa），带负荷能力因炉膛负压受限。

锅炉的烟量与风量成正比例关系，风量与燃料量成固定比例（锅炉主控自动中的风煤比），故引风量受限的情况主要因燃料量的变化影响较大。

为保证机组安全带高负荷，特制订以下措施。

1、逻辑设定：

引风机动叶开度达到85%时，机组负荷闭锁增，所以运行中要保持引风机动叶开度小于85%。

2、A引风机动叶开度将近85%B引风机动叶开度将近72%时，在保证炉膛压力不正压的前提下维持机组负荷在此工况下运行。

3、在保证炉膛出口氧量（本炉氧量表安装在省煤器出口）不小于4%的前提下按引风机能达到的最大出力（A引风机动叶开度≤85%B引风机动叶开度≤72%）所对应的正常炉膛负压带负荷，以防止氧量过小造成炉膛结焦。

4、在以上所述范围内，机组负荷升、降仍可能导致炉膛短时正压（自动状态下控制逻辑内部设定加负荷时先增加风量再增加燃料量，然后达到正常的风煤比），此